Vai trò của Đông Nam Á trong Thương mại và Chuỗi cung ứng Toàn cầu

Nằm giữa Ấn Độ Dương và Thái Bình Dương, Đông Nam Á đóng vai trò là điểm nút quan trọng cho thương mại và chuỗi cung ứng, kết nối Đông Á, Nam Á, Trung Đông và châu Âu. Được thúc đẩy bởi phát triển kinh tế khu vực, mở rộng sản xuất chế tạo và sự dịch chuyển của chuỗi cung ứng công nghiệp, vị thế của khu vực trong hệ thống sản xuất, chế biến và thương mại toàn cầu không ngừng được nâng cao.

Hơn nữa, Đông Nam Á sở hữu nguồn tài nguyên khoáng sản dồi dào, như than đá và niken, và tích cực tham gia vào lưu thông năng lượng và nguyên liệu thô công nghiệp trong khu vực và toàn cầu. Do đó, Đông Nam Á không chỉ là nguồn cung cấp tài nguyên quan trọng mà còn là mắt xích then chốt trong chuỗi cung ứng toàn cầu và hệ thống thương mại hàng hóa.

1.0 Tổng quan về Thị trường Than Đông Nam Á

Quá trình công nghiệp hóa và nhu cầu điện tại Đông Nam Á tiếp tục tăng trưởng, và than đá vẫn là nguồn hỗ trợ quan trọng cho sản xuất điện nền và sử dụng năng lượng công nghiệp trên toàn khu vực.

Tài nguyên than trong khu vực tập trung chủ yếu ở Indonesia và Việt Nam. Indonesia chủ yếu sản xuất than cấp thấp đến trung bình, chủ yếu là than sub-bituminous và than non, và là nhà sản xuất và xuất khẩu than lớn nhất Đông Nam Á. Năm 2024, nước này sản xuất khoảng 836 triệu tấn than và xuất khẩu khoảng 555 triệu tấn, trở thành nhà cung cấp than vận chuyển bằng đường biển chi phối trong khu vực. Trong khi đó, Việt Nam có trữ lượng than antraxit đáng kể, đặc biệt là tại tỉnh Quảng Ninh.

Về phía cầu, tiêu thụ than tập trung chủ yếu ở Indonesia, Việt Nam và Malaysia. Về dài hạn, quá trình chuyển đổi năng lượng, mở rộng năng lượng tái tạo và phát triển lưới điện dự kiến sẽ dần hạn chế tăng trưởng nhu cầu than và cuối cùng gây áp lực giảm đối với nhu cầu. Tuy nhiên, thời điểm đạt đỉnh nhu cầu than khác nhau giữa các quốc gia do sự khác biệt về tăng trưởng nhu cầu điện, quy mô công suất điện than hiện có và sự mở rộng của các nhà máy điện tự dùng cho mục đích công nghiệp. Trong ngắn hạn, sản xuất điện và các ngành công nghiệp sử dụng nhiều năng lượng tiếp tục hỗ trợ mạnh mẽ cho nhu cầu than.

Rủi ro thị trường hiện tại chủ yếu bắt nguồn từ chính sách hạn ngạch sản xuất của Indonesia theo Kế hoạch và Ngân sách Công việc (Rencana Kerja dan Anggaran Biaya, RKAB), cũng như sự khác biệt về yêu cầu chất lượng than giữa các thị trường, bao gồm nhiệt trị, hàm lượng lưu huỳnh, nhiệt độ nóng chảy tro và Chỉ số Nghiền Hardgrove (HGI). Những khác biệt này có thể tạo ra rủi ro liên quan đến việc thay thế nguồn cung và thực hiện hợp đồng.

2.0 Cơ cấu ngành than và vai trò thị trường của các quốc gia lớn ở Đông Nam Á

2.1 Sản lượng và tiêu thụ than lũy kế tại các quốc gia lớn ở Đông Nam Á, giai đoạn 2020–2025

Xu hướng sản xuất than và sản lượng lũy kế tại các quốc gia lớn ở Đông Nam Á, giai đoạn 2020–2025

Sản lượng than Đông Nam Á tăng, nhưng nguồn cung vẫn tập trung cao

Từ năm 2020 đến 2025, tổng sản lượng than của năm quốc gia sản xuất than lớn ở Đông Nam Á tăng từ 647,4 triệu tấn lên 903,1 triệu tấn, tương ứng mức tăng 39,5%. Tuy nhiên, tăng trưởng sản lượng này không dẫn đến đa dạng hóa đáng kể các nguồn cung. Trong giai đoạn 6 năm, sản lượng than lũy kế của Indonesia đạt 4.194,7 triệu tấn, chiếm khoảng 88,5% tổng sản lượng của năm nước, trong khi Việt Nam, Philippines, Lào và Thái Lan cộng lại chỉ chiếm khoảng 11,5%. Do đó, việc mở rộng nguồn cung than trong khu vực về cơ bản vẫn phụ thuộc vào Indonesia, thay vì được thúc đẩy bởi tăng trưởng sản xuất trên diện rộng ở tất cả các nước sản xuất.

Cơ cấu này cho thấy rủi ro chính đối với thị trường than Đông Nam Á không phải là thiếu các quốc gia sản xuất than, mà là quy mô nguồn cung thay thế từ các nhà sản xuất khác còn недостат. Nếu sản xuất than tại Indonesia bị gián đoạn, chính sách cung ứng trong nước bị siết chặt, hoặc nhu cầu than công nghiệp trong nước tăng làm giảm khả năng xuất khẩu, thì Việt Nam, Philippines, Lào và Thái Lan sẽ khó có thể thay thế một khối lượng nguồn cung tương đương trong ngắn hạn. Vì vậy, kế hoạch sản xuất, nhu cầu than trong nước và chính sách xuất khẩu của Indonesia có ảnh hưởng mạnh đến nguồn cung than trong khu vực.

Đáng lưu ý, tổng sản lượng của năm nước đạt 925,5 triệu tấn vào năm 2024 trước khi giảm xuống 903,1 triệu tấn vào năm 2025, giảm 22,4 triệu tấn, tương đương khoảng 2,4%. Tuy nhiên, biểu đồ này chỉ có thể cho thấy sản lượng giảm; bản thân nó không thể giải thích nguyên nhân suy giảm. Việc giảm này có liên quan đến Kế hoạch công tác và ngân sách (RKAB), giá than, điều kiện thời tiết, vận hành mỏ, hay thay đổi nhu cầu nhập khẩu hay không vẫn cần được xác minh thêm dựa trên diễn biến chính sách, dữ liệu sản xuất của doanh nghiệp và dữ liệu thương mại

Ngay cả khi Indonesia duy trì sản lượng than cao, lượng than có sẵn để xuất khẩu vẫn có thể giảm nếu nhu cầu than trong nước từ PLN, các khu công nghiệp luyện niken và các ngành khác đồng thời tăng lên. Do đó, để đánh giá nguồn cung than ở Đông Nam Á là dư thừa hay thiếu hụt, cần xem xét không chỉ sản lượng mà còn cả tiêu thụ nội địa, khối lượng xuất khẩu và dòng chảy thương mại.

Xu hướng tiêu thụ than và tổng tiêu thụ tích lũy tại các quốc gia Đông Nam Á chủ chốt, giai đoạn 2020–2025

Nguồn dữ liệu: Viện Năng lượng

Tăng trưởng và thay đổi cơ cấu tiêu thụ than tại các quốc gia Đông Nam Á chủ chốt, giai đoạn 2020–2025

Từ năm 2020 đến năm 2025, tổng tiêu thụ than trên năm quốc gia Đông Nam Á chủ chốt đã tăng từ 7,49 EJ lên 10,34 EJ, mức tăng tích lũy là 2,85 EJ, tương ứng 38,1%, cho thấy quy mô tuyệt đối của tiêu thụ than tại năm quốc gia này tiếp tục mở rộng. Tuy nhiên, tăng trưởng trong khu vực không đồng đều giữa các quốc giavà tập trung cao đô tại Indonesia. Trong sáu năm, tiêu thụ than của Indonesia tăng thêm 2,39 EJ, chiếm 83,9% mức tăng ròng của năm quốc gia, trong khi Việt Nam ghi nhận mức tăng 0,37 EJ, trở thành quốc gia đóng góp lớn thứ hai vào tăng trưởng tiêu thụ. Cùng nhau, Indonesia và Việt Nam chiếm 66,2% tổng tiêu thụ năm 2020, tăng lên 74,7% năm 2025, tương ứng mức tăng khoảng 8,4 điểm phần trăm. Điều nàу chо thấу vіệс tập trung hơn nữa tiêu thụ than trong khu vực vào hai quốc gia này.

Sự chuyển dịch này được hỗ trợ bởi các phát triển công nghiệp nền tảng. Tại Indonesia, tăng trưởng tiêu thụ được thúc đẩy không chỉ bởi phát điện than công cộng mà còn bởi sự mở rộng luyện niken và phát điện than tự dùng (captive) cho mục đích công nghiệp. Trong khi đó, Việt Nam tiếp tục dựa vào phát điện than để đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng. Trong mười tháng đầu năm 2025, sản lượng phát điện than đạt 124,26 TWh, chiếm 46,2% tổng sản lượng điện và nhập khẩu của quốc gia. So sánh, tiêu thụ than tại Malaysia nhìn chung ổn định, tiêu thụ tại Philippines tăng nhưng biến động qua các năm, trong khi tiêu thụ của Thái Lan giảm từ 0,76 EJ xuống 0,59 EJ. Do đó, mặc dù nhu cầu than tổng thể ở Đông Nam Á tiếp tục tăng, nhưng các nguồn tăng trưởởng không đồng đều. Những thay đổi trong tương lai về nhu cầu than trong khu vực có khuả năng ngày càng bị ảnh hưởng bởi nhu cầu điện, sự phát triển của các ngành công nghiệp sử dụng nhiều năng lượng và các điều chỉnh chính sách năng lượng ở Indonesia và Việt Nam.

2.2 Indonesia: Trung tâm Nguồn cung Khu vực và Thị trường Tăng trưởng Lớn nhất về Nhu cầu Than

2.2.1 Các Khu vực Sản xuất Than Chính và Các Loại Than

Sản xuất than ở Indonesia tập trung cao độ ở Kalimantan và Sumatra, với ba trung tâm sản xuất chính: Đông Kalimantan, Nam Kalimantan và Nam Sumatra. Đông Kalimantan được đại diện bởi các mỏ than lộ thiên quy mô lớn như Sangatta, với các nhà sản xuất chính bao gồm PT Kaltim Prima Coal (KPC). Nam Kalimantan được đại diện bởi khu vực sản xuất than Tabalong–Balangan và PT Adaro Indonesia, trong khi Nam Sumatra tập trung vào khu vực khai thác Muara Enim–Tanjung Enim và PT Bukit Asam Tbk (PTBA).

Nhìn chung, nguồn cung than của Indonesia được đặc trưng bởi mức độ tập trung khu vực cao và sự thống trị của khai thác lộ thiên quy mô lớn. Những đặc điểm này cũng là nền tảng quan trọng cho khả năng duy trì nguồn cung than quy mô lớn và chi phí tương đối thấp của quốc gia này trong dài hạn.

2.2.2 Các Nhà sản xuất Than Chính

PT Bumi Resources Tbk (BUMI)

BUMI là một trong những tập đoàn than nhiệt lớn nhất Indonesia, với các hoạt động than được thực hiện chủ yếu thông qua KPC và PT Arutmin Indonesia (Arutmin). Tài sản cốt lõi của KPC là các khu vực khai thác Sangatta và Bengalon ở Đông Kalimantan. Arutmin vận hành một số mỏ lộ thiên ở Nam Kalimantan, bao gồm Senakin, Satui, Mulia/Jumbang, Sarongga, Asam-Asam và Kintap, được hỗ trợ bởi các cảng và băng tải liên quan.

Năm 2025, BUMI sản xuất 74,8 Mt than, trong đó KPC đóng góp 53,5 Mt và Arutmin khoảng 21,3 Mt. Tập đoàn ghi nhận lợi nhuận ròng 122,3 triệu USD, bao gồm khoảng 81,01 triệu USD lợi nhuận ròng do cổ đông công ty mẹ hưởng.

Cơ cấu chi phí của nó chủ yếu do chi phí bóc đất đá, chi phí nhà thầu khai thác, nhiên liệu, vận chuyển và tiền bản quyền thúc đẩy. Năm 2025, tỷ lệ bóc đất đá tại KPC và Arutmin lần lượt khoảng 8,5x và 6,6x. Do đó, việc giảm tỷ lệ bóc đất đá, mức tiêu thụ nhiên liệu và cự ly vận chuyển là yếu tố then chốt để kiểm soát chi phí sản xuất.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk（AADI）

AADI là nhà sản xuất than nhiệt tích hợp. Các tài sản khai thác cốt lõi gồm các khu mỏ Tutupan và Wara do PT Adaro Indonesia vận hành, ba khu mỏ thuộc Balangan Coal và Mustika Indah Permai (MIP) tại Nam Sumatra. Công ty cũng hoạt động trong các mảng dịch vụ khai thác, vận tải sà lan, cảng/terminal, phát điện than và cấp nước, hình thành chuỗi logistics tích hợp từ mỏ đến khâu bốc xếp lên tàu.

Năm 2025, sản lượng than đạt 68,73 triệu tấn, tăng 4,4% so với cùng kỳ, trong khi doanh số than tăng 5,7% so với cùng kỳ lên 71,94 triệu tấn. Sản lượng bán bao gồm khoảng 3,2 triệu tấn than giao dịch từ bên thứ ba. Lợi nhuận ròng khoảng 760 triệu USD.

Tỷ lệ bóc đất đá bình quân cả năm khoảng 4,24x, thấp hơn đáng kể so với các mỏ chủ lực của BUMI. Nhờ đó, nhu cầu bóc đất đá thấp hơn cùng mạng lưới logistics tích hợp của công ty tạo ra lợi thế chi phí. Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu, chi phí nhà thầu khai thác và tiền bản quyền vẫn là các biến số chi phí chủ chốt.

PT Bayan Resources Tbk（BYAN）

BYAN là nhà sản xuất than nhiệt tích hợp, với các tài sản cốt lõi đặt tại các khu mỏ Tabang và Pakar ở Đông Kalimantan. Công ty cũng vận hành nhiều hạ tầng logistics than, bao gồm Balikpapan Coal Terminal (BCT) và Kalimantan Floating Transfer Facility (KFT). Trữ lượng lớn và tỷ lệ bóc đất đá tương đối thấp tại Tabang và Pakar là các yếu tố then chốt thúc đẩy tăng trưởng sản lượng và vận hành chi phí thấp của công ty.

Năm 2025, sản lượng than đạt 68,0 triệu tấn, tăng 19,6% so với cùng kỳ, trong khi doanh số than đạt 70,8 triệu tấn. Lợi nhuận ròng thuộc về cổ đông công ty mẹ khoảng 767,9 triệu USD. Chi phí tiền mặt bình quân cả năm khoảng 32,5 USD/tấn. Lợi thế chi phí chủ yếu đến từ tỷ lệ bóc đất đá tương đối thấp, cự ly vận chuyển đất đá thải ngắn hơn và khả năng kiểm soát hạ tầng vận tải than, vận chuyển sà lan và bốc xếp lên tàu

2.2.3 Cơ cấu tiêu thụ than

Tiêu thụ than tại Indonesia chủ yếu đến từ than nhiệt sử dụng cho phát điện, nhưng cơ cấu nhu cầu đang chuyển dịch từ hệ thống điện công cộng truyền thống sang cơ cấu kép "phát điện công cộng + phát điện tự dùng công nghiệp." PLN và IPP vẫn là các phân khúc tiêu thụ than lớn nhất. Đồng thời, việc mở rộng các dự án luyện niken, thép không gỉ và luyện cốc đã biến các khu công nghiệp như IMIP và IWIP thành những nguồn tăng trưởng nhu cầu than quan trọng.

Các nhà máy điện công cộng chủ yếu tiêu thụ than nhiệt nội địa Indonesia, trong khi các khu công nghiệp sử dụng than nhiệt để phát điện và cũng cần than cốc để sản xuất cốc.

2.2.4 Các doanh nghiệp và tập đoàn tiêu thụ than chính

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) / PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI)

Các nhà máy điện của PLN và IPP cùng nhau tạo nên nguồn cầu than lớn nhất Indonesia. Năm 2024, PLN EPI dự báo nhu cầu than từ PLN và IPP sẽ đạt 174,66 triệu tấn vào năm 2025, tăng 4% so với dự báo năm 2024 là 167,98 triệu tấn. Con số này thể hiện nhu cầu than dự kiến cho toàn bộ hệ thống điện công cộng, chứ không phải lượng tiêu thụ than thực tế của riêng PLN.

Than chủ yếu được cung cấp bởi các công ty khai thác nội địa Indonesia và được bảo đảm theo Nghĩa vụ Thị trường Nội địa (DMO). Các biến số chi phí chính trong hệ thống PLN bao gồm giá than giao hàng, tính tương thích của nhiệt trị và hàm lượng tro với yêu cầu của nhà máy điện, chi phí vận chuyển bằng sà lan và đường biển, cũng như quản lý tồn kho. Mặc dù than có nhiệt trị thấp hơn thường rẻ hơn trên mỗi tấn, nhưng cần khối lượng lớn hơn để tạo ra cùng một lượng điện. Do đó, không thể đánh giá chi phí mua sắm chỉ bằng cách so sánh giá than trên mỗi tấn.

Khu công nghiệp Indonesia Morowali (IMIP)

IMIP được đồng phát triển bởi Tập đoàn Tsingshan Holding, một công ty thép và niken lớn của Trung Quốc, và Tập đoàn Bintang Delapan của Indonesia. Đây là một khu công nghiệp tích hợp lớn với trọng tâm là luyện niken và các ngành công nghiệp hạ nguồn. Các hoạt động chính của IMIP bao gồm luyện niken, sản xuất niken sắt, sản xuất thép không gỉ và vật liệu pin.

IMIP là một trong những cụm công nghiệp tiêu thụ than quan trọng nhất của Indonesia. Than chủ yếu được sử dụng cho phát điện than tự dùng và sản xuất than cốc. Than nhiệt chủ yếu được dùng tại các nhà máy điện tự dùng để cung cấp điện cho luyện niken, thép không gỉ và các cơ sở công nghiệp khác, trong khi than luyện cốc được dùng trong các dự án luyện cốc để sản xuất than cốc phục vụ luyện thép trong khu công nghiệp.

China Risun, một công ty luyện cốc của Trung Quốc, công bố rằng khoảng một phần ba nguyên liệu than luyện cốc sử dụng cho dự án luyện cốc IMIP của họ đến từ Indonesia, dù tỷ lệ này không nên được coi là đại diện cho toàn bộ khu công nghiệp. Năm 2025, một lượng nhỏ than luyện cốc của Trung Quốc cũng được giao dịch vào Sulawesi, cho thấy khu công nghiệp có mức độ linh hoạt nhất định trong việc điều chỉnh nguồn mua quốc tế. Chi phí các nhà máy điện than tự dùng của IMIP chủ yếu chịu tác động bởi giá than nhiệt, hiệu suất nhà máy điện và tỷ lệ vận hành.

Khu công nghiệp Vịnh Weda Indonesia (IWIP)

IWIP là một khu công nghiệp tích hợp quy mô lớn do các tập đoàn công nghiệp Trung Quốc, gồm Tsingshan, Huayou và Zhenshi, cùng phát triển. Sự phát triển của khu này chủ yếu tập trung vào chế biến tài nguyên niken, luyện niken và vật liệu pin xe điện. IWIP được thành lập năm 2018 và hiện có nhiều doanh nghiệp tham gia chế biến niken, luyện kim và sản xuất vật liệu pin.

Nhu cầu than của IWIP chủ yếu đến từ các nhà máy điện than tự dùng cung cấp điện cho luyện niken và các cơ sở công nghiệp khác trong khu. Luyện niken, đặc biệt các quy trình như lò quay–lò điện (RKEF), đòi hỏi lượng điện lớn, liên tục và ổn định. Vì vậy, khu công nghiệp đã phát triển công suất phát điện than tự dùng quy mô lớn. Tính đến năm 2025, thông tin dự án công khai cho thấy công suất điện than liên quan đến IWIP đã vượt 4 GW, cung cấp điện cho sản xuất feroniken, niken matte và các sản phẩm niken trung gian khác.

2.3 Việt Nam: Sản xuất antraxit trong nước song hành với nhu cầu nhập khẩu than

2.3.1 Các vùng sản xuất than chủ yếu và các loại than

Sản lượng than của Việt Nam còn tập trung theo địa lý hơn nữa, với các khu vực sản xuất cốt lõi gần như hoàn toàn nằm tại tỉnh Quảng NinhCác khu vực sản x uất than truyền thống chính bao gồm Cẩm Phả, Hạ Long, Uông Bí và Đông Triều. Loại than tiêu biểu là than antraxit, loại than này khác biệt đáng kể so với cơ cấu cung ứng của Indonesia, nơi than á bitum có nhiệt trị thấp đến trung bình chiếm ưu thế.

So với than non, than á bitum và than bitum, than antraxit có đặc điể m là hàm lượng carbon cao nhất, tạp chất thấp hơn, độ cứng và mật độ lớn hơn, nhiệt độ bắt lửa cao hơn và cháy không khói. Than antraxit của Việt Nam thường có hàm lượng carbon trên 80%, độ tinh khiết hơn 65%. Do hàm lượng lưu huỳnh thấp, than thường ít tạo ra mùi khó chịu trong quá trình đốt. Nhiệt trị của than thường dao động từ 6.900 đến 7.300 kcal/kg, trong khi chất bốc thường khoảng 3%–10%.

Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam (VINACOMIN / TKV) là tập đoàn sản x uất than quan trọng nhất của đất nước. Năm 2025, TKV đã sản x uất khoảng 38,85 Mt than thương phẩm và ghi nhận doanh số bán than khoảng 44,63 Mt.

Nhìn chung, Việt Nam không chỉ có mức độ tập trung địa lý cao trong sản x uất than, mà còn có loại than và khung báo cáo thống kê khác biệt đáng kể so với Indonesia.

2.3.2 Các nhà sản x uất than chính

TKV/VINACOMIN

Mặc dù TKV là tập đoàn than và khoáng sản nhà nước lớn nhất Việt Nam, với các mỏ than tập trung chủ yếu ở Quảng Ninh và hoạt động khai thác bao gồm cả khai thác lộ thiên và khai thác hầm lò, tập đoàn này cũng vận hành mảng kinh doanh phát điện riêng thông qua DTK / Tổng công ty Phát điện Vinacomin. Trong khi đó, Công ty Cổ phần Xuất nhập khẩu Than (Coalimex) được thành lập trước khi hình thành cơ cấu tập đoàn TKV hiện tại và sau đó được sáp nhập vào hệ thống TKV khi ngành than Việt Nam tái cơ cấu. Coalimex là công ty cổ phần độc lập và là thành viên của tập đoàn TKV dưới quyền sở hữu nhà nướic, chủ yếuu hoạt động trong lĩnh vựuc xuất nhập khẩu than, mua sắm quốc tế, chế biến và kinh doanh.

Các mỏ lộ thiên tiêu biểu của TKV bao gồm Cao Sơn, Đèo Nai–Cọc Sầu và Hà Tu, trong khi các mỏ hầm lò chính gồm Hà Lam, Khê Chàm, Mạo Khê, Vàng Danh và Núi Béo.

Trong 5 tháng đầu năm 2025, TKV đã bán khoảng 22,24 triệu tấn than, trong đó 19,21 triệu tấn được cung cấp cho các nhà máy điện, chiếm khoảng 86% tổng doanh số. Năm 2025, TKV sản xuất khoảng 38,4 triệu tấn than nguyên khai và 38,85 triệu tấn than thương phẩm, trong khi doanh số bán than đạt 44,63 triệu tấn. Doanh số vượt sản lượng tự khai thác chủ yếu do TKV cũng bán than nhập khẩu, các sản phẩm than pha trộn và than từ tồn kho. Tập đoàn ghi nhận lợi nhuận hợp nhất khoảng 7,66 nghìn tỷ đồng, nhưng con số này cũng bao gồm các hoạt động khoáng sản, phát điện, hóa chất và các ngành khác, do đó không nên được coi là lợi nhuận riêng từ mảng than. Khi khai thác hầm lò ngày càng xuống sâu hơn, thông gió, thoát nước, đào lò, quản lý an toàn và nhân công đang trở thành các nguồn gây áp lực chi phí chính.

Tổng công ty Đông Bắc (Dong Bac)

Đông Bắc là một doanh nghiệp quốc phòng - kinh tế trực thuộc Bộ Quốc phòng Việt Nam và là nhà sản xuất than trong nước quan trọng nhất ngoài hệ thống TKV. Các hoạt động khai thác của công ty chủ yếu tập trung ở Quảng Ninh và bao gồm cả khai thác lộ thiên và khai thác hầm lò. Công ty cũng tham gia vào sàng tuyển, chế biến, nhập khẩu và pha trộn than.

Trong những năm gần đây, sản lượng than trung bình của Đông Bắc đã vượt quá 7 triệu tấn mỗi năm, trong khi doanh số bán than đã tiến gần 11 triệu tấn mỗi năm. Khối lượng bán cao hơn phản ánh việc bao gồm than nhập khẩu trong danh mục bán hàng, nghĩa là khối lượng bán không nên được đồng nhất trực tiếp với sản lượng than tự khai thác.

Do các hoạt động khai thác của nó tương đối phân tán và điều kiện địa chất phức tạp, cấu trúc chi phí của nó chịu ảnh hưởng chính từ chi phí khai thác hầm lò, vận chuyển tại mỏ, sàng tuyển và chế biến than, cũng như chi phí than nhập khẩu dùng để pha trộn.

2.3.3 Cơ cấu tiêu thụ than

Tiêu thụ than của Việt Nam tiếp tục bị chi phối bởi ngành điện. Than antraxit sản xuất trong nước chủ yếu được cung cấp cho các nhà máy điện than ở miền Bắc Việt Nam, trong khi than bitum và phụ bitum nhập khẩu chủ yếu được sử dụng bởi các nhà máy điện ở miền Trung và miền Nam Việt Nam được thiết kế để đốt than nhập khẩu.

Mặc dù tiêu thụ than trong ngành thép vẫn thấp hơn so với ngành điện, tầm quan trọng của nhu cầu than cốc đang tăng lên khi các dự án lò cao như Hòa Phát Dung Quất 2 đi vào hoạt động.

2.3.4 Các công ty tiêu thụ than lớn

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)

EVN là tập đoàn điện lực nhà nước tích hợp của Việt Nam, hoạt động bao gồm phát điện, truyền tải, phân phối và bán điện. Các nhà máy nhiệt điện than do EVN và các Tổng công ty Phát điện (GENCOs) vận hành tiêu thụ trung bình khoảng 40 triệu tấn than mỗi năm, bao gồm khoảng 28 triệu tấn than anthracite sản xuất trong nước và khoảng 12 triệu tấn than bitum hoặc than dưới bitum nhập khẩu. Theo kịch bản kế hoạch vận hành năm 2025, nhu cầu than trong nước ước tính khoảng 27,31–28,53 triệu tấn, trong khi nhu cầu than nhập khẩu khoảng 11,13 triệu tấn, đưa tổng nhu cầu than lên khoảng 38,44–39,66 triệu tấn.

EVN cũng sở hữu Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT), đơn vị chịu trách nhiệm về lưới điện truyền tải cao áp quốc gia. Năm công ty phân phối và bán lẻ điện khu vực chính của EVN là EVNNPC (Miền Bắc), EVNCPC (Miền Trung), EVNSPC (Miền Nam), EVNHANOI (Hà Nội) và EVNHCMC (Thành phố Hồ Chí Minh). Các công ty này cùng EVNNPT đều thuộc hệ thống EVN, nhưng thực hiện các chức năng khác nhau trong truyền tải, phân phối và bán lẻ điện.

Than anthracite nội địa và than pha trộn chủ yếu được cung cấp bởi TKV và Đông Bắc, trong khi than bitum và than dưới bitum nhập khẩu chủ yếu được sử dụng bởi các tổ máy phát điện được thiết kế cho than nhập khẩu, bao gồm Vĩnh Tân 4, Duyên Hải 3 và mở rộng Duyên Hải 3. Chi phí nhiên liệu trong hệ thống EVN chịu ảnh hưởng chính bởi giá than trong nước, giá CFR than nhập khẩu, chất lượng than và tỷ lệ pha trộn, cũng như chi phí cảng và vận chuyển.

Tập đoàn Hòa Phát (Hòa Phát)

Hòa Phát là một trong những nhà sản xuất thép tích hợp lớn nhất Việt Nam sử dụng lộ trình lò cao–lò thổi oxy cơ bản. Hoạt động thép của tập đoàn tập trung chủ yếu tại các khu liên hợp thép Hải Dương và Dung Quất, được trang bị các thiết bị luyện cốc, thiêu kết, lò cao, lò thổi oxy cơ bản và cán thép. Năm 2025, sản lượng thép thô của tập đoàn đạt 11 triệu tấn, tăng 26% so với cùng kỳ năm trước.

Hòa Phát sử dụng lộ trình sản xuất Lò cao – Lò thổi oxy cơ bản (BF–BOF). Than luyện cốc trước tiên được chuyển đổi thành than cốc trong các lò luyện cốc và sau đó được sử dụng trong lò cao để sản xuất gang. Than phun (PCI) cũng được phun vào lò cao để thay thế một phần than cốc. Do đó, nhu cầu than của Hòa Phát chủ yếu tập trung vào than luyện cốc và than PCI, thay vì than nhiệt thông thường được sử dụng trong ngành điện. Khi Dung Quất 2 đi vào hoạt động hết công suất, sản lượng gang lỏng và thép thô cao hơn sẽ làm tăng nhu cầu về than cốc, than luyện cốc và than PCI.

Dung Quất là cơ sở sản xuất thép lớn nhất của Hòa Phát, với tổng công suất thiết kế gần 12 triệu tấn mỗi năm. Cơ sở này cũng được trang bị cảng nước sâu có khả năng tiếp nhận các tàu chở hàng rời lớn, tạo điều kiện thuận lợi cho việc nhập khẩu trực tiếp các nguyên liệu thô dạng rời như quặng sắt và than luyện cốc. Công suất thép thô hiện tại của Tập đoàn là khoảng 16 triệu tấn mỗi năm và dự kiến sẽ tăng lên 18 triệu tấn mỗi năm vào năm 2027, bao gồm khoảng 9 triệu tấn thép cuộn cán nóng (HRC) và 9 triệu tấn sản phẩm thép dài. Tuy nhiên, một phần công suất bổ sung sẽ đến từ các dự án lò hồ quang điện, có nghĩa là sự tăng trưởng trong tổng công suất luyện thép của Tập đoàn không thể chuyển đổi trực tiếp thành sự gia tăng tỷ lệ thuận trong nhu cầu than luyện cốc.

Chi phí nguyên liệu thô của Hòa Phát chủ yếu bị ảnh hưởng bởi giá than luyện cốc và than PCI quốc tế, giá quặng sắt, tỷ lệ than cốc, tỷ lệ PCI, chi phí vận chuyển, tỷ giá hối đoái và tỷ lệ sử dụng lò cao. Than luyện cốc cứng cao cấp của Úc (PHCC) có thể đóng vai trò là chuẩn mực quốc tế quan trọng cho chi phí than luyện cốc, mặc dù chi phí mua thực tế cũng phụ thuộc vào hỗn hợp than, cấu trúc pha trộn và cchi phí hậu cần giao hàng.

Formosa Hà Tĩnh Steel (FHS)

FHS là một nhà sản xuất thép tổng hợp có vốn đầu tư nước ngoài, nằm trong Khu kinh tế Vũng Áng, tỉnh Hà Tĩnh, Việt Nam. Dự án do Tập đoàn Formosa Plastics của Đài Loan (Trung Quốc) dẫn đầu, với sự tham gia của China Steel Corporation (CSC) của Đài Loan (Trung Quốc) và JFE Steel của Nhật Bản.

FHS vận hành một chuỗi ản xuấ thép tổ hợ hoàn chỉnh, bao gồm ccccccccccác ccccccccc ccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccTheo thông tin chính thức từ FHS, hai lò cao của họ có tổng công suất sản xuất gang lỏng khoảng 7 triệu tấn/năm, trong khi công suất thép bán thành phẩm, bao gồm phôi thép và thép tấm, khoảng 7,1 triệu tấn/năm, và công suất sản xuất than cốc khoảng 3 triệu tấn/năm.

FHS sử dụng quy trình sản xuất lò cao – lò thổi oxy cơ bản, nghĩa là nhu cầu than của họ tập trung chủ yếu vào than cốc và than phun vào lò cao. Than cốc trước hết được xử lý trong lò luyện cốc để sản xuất than cốc, sau đó được sử dụng trong lò cao để sản xuất gang. Than phun vào lò cao được phun trực tiếp vào lò cao để thay thế một phần than cốc. Hệ thống năng lượng nội bộ của FHS cũng tận dụng khí phụ phẩm từ quá trình sản xuất thép, bao gồm khí lò luyện cốc và khí lò cao.

Ngoài ra, FHS đề xuất một đợt mở rộng vào năm 2025, điều này sẽ nâng công suất sản xuất thép của khu liên hợp lên khoảng 15 triệu tấn/năm.

2.4 Philippines: Nguồn cung than cấp thấp trong nước bổ sung bằng nhập khẩu

2.4.1 Các khu vực sản xuất than chính và các loại than

Sản lượng than ở Philippines gần như tập trung hoàn toàn trên đảo Semirara, với Công ty Khai thác và Điện lực Semirara (SMPC) là nhà sản xuất than chính của đất nước.

Trước đây, Giấy chứng nhận Tuân thủ Môi trường (ECC) cho Khu phức hợp Mỏ than Semirara giới hạn sản lượng than hàng năm ở mức 16,0 triệu tấn. Năm 2025, Bộ Môi trường và Tài nguyên Thiên nhiên Philippines (DENR) đã phê duyệt một ECC sửa đổi mở rộng phạm vi dự án bao gồm mỏ Acacia và nâng giới hạn sản lượng hàng năm lên 20,0 triệu tấn cho giai đoạn 2025–2027.

Được thúc đẩy bởi điều kiện khai thác cải thiện tại mỏ Narra và việc nới lỏng các hạn chế sản xuất, sản lượng than của SMPC đã tăng lên mức kỷ lục 19,9 triệu tấn trong năm 2025, tăng khoảng 24% so với mức 16,0 triệu tấn năm 2024.

2.4.2 Các nhà sản xuất than lớn

SMPC

SMPC là nhà sản xuất than lớn nhất Philippines, với các hoạt động khai thác lõi nằm trên đảo Semirara, tỉnh Antique. Theo số liệu mới nhất từ Cơ quan Năng lượng Philippines (DOE) được trích dẫn trong báo cáo năm 2025 của công ty, SMPC chiếm khoảng 97% tổng sản lượng than của cả nước. Tính đến cuối năm 2025, DMCI Holdings nắm giữ khoảng 56,65% cổ phần của SMPC, trở thành cổ đông kiểm soát của công ty. SMPC cũng vận hành các hoạt động phát điện than thông qua Công ty Điện lực Sem-Calaca (SCPC) và Công ty Phát điện Tây Nam Luzon (SLPGC), trở thành một công ty năng lượng tích hợp theo chiều dọc kết hợp khai thác than và phát điện từ than.

Năm 2025, sản lượng than của SMPC đạt khoảng 19,9 triệu tấn, mức cao kỷ lục, trong khi lợi nhuận ròng hợp nhất của tập đoàn là khoảng 13,06 tỷ PHP. Giới hạn sản lượng than hàng năm của SMPC đã được tăng từ 16 triệu tấn lên 20 triệu tấn theo Giấy chứng nhận Tuân thủ Môi trường (ECC), chứ không phải chỉ là kết quả của việc mở rộng năng suất khai thác kỹ thuật của mỏ.

Năm 2025, tỷ lệ bóc đất hiệu quả của SMPC là khoảng 11,4:1. Vì công ty vận hành các mỏ lộ thiên quy mô lớn, chi phí sản xuất bị ảnh hưởng đáng kể bởi khối lượng đất bóc, chi phí dầu diesel, lao động và vận hành, bảo trì thiết bị khai thác. Ngoài ra, khấu hao và hao mòn liên quan đến thiết bị khai thác mới và các hoạt động bóc đất trước tại mỏ Narra cũng ảnh hưởng đến chi phí sản xuất than đơn vị.

2.5 Malaysia: Thị trường tiêu thụ than phụ thuộc nhiều vào nhập khẩu

2.5.1 Cơ cấu tiêu thụ than

Tiêu thụ than ở Malaysia tập trung cao vào lĩnh vực điện, với đất nước hầu như hoàn toàn phụ thuộc vào than nhập khẩu. Năm 2025, nhiệt điện than chiếm khoảng 58,6% sản lượng điện ở bán đảo Malaysia, biến các nhà máy nhiệt điện là người tiêu dùng thạn chí chính. Mặc dù các nhà sản xuất théép cũng tiêu thụ than cốc và cốc, nhưng tổng lượng tiêu thụ của họ vẫn nhỏ hơn so với lĩnh vực nhiệt điện than.

2.5.2 Các công ty tiêu thụ than chính

Tenaga Nasional Berhad（TNB）

TNB là công ty điện lực tích hợp cốt lõi ở bán đảo Malaysia. Các tài sản nhiệt điện than chính mà TNB kiểm soát hoặc nắm giữ cổ phần bao gồm Nhà máy điện Sultan Azlan Shah (Manjung) công suất khoảng 4,08 GW, Nhà máy điện Jimah East công suất 2,0 GW, trong đó TNB nắm giữ 70% cổ phần, và Khu phức hợp phát điện Kapar Energy Ventures (KEV), trong đó TNB nắm giữ 60% cổ phần. Việc mua sắm và vận chuyển than chủ yếu do TNB Fuel Services (TNBF) đảm nhiệm.

TNBF cung cấp than không chỉ cho các nhà máy nhiệt điện than do TNB kiểm soát, mà còn cho một số IPP có Hợp đồng mua bán điện (PPA) trong hệ thống điện của TNB. Do đó, khối lượng cung cấp than của TNBF không nên được hiểu trực tiếp là mức tiêu thụ than của các nhà máy điện thuộc sở hữu của TNB.

Năm 2025, TNBF đã giao khoảng 36,39 triệuu tấn than cho các nhà mày điện, tăng so với 34,89 triệu tấn nă năm 2024, tương ứng với mứ tăng trưởng khoảảng 4,3% so với cùng kỳ. Trong cùng kỳ, mứ tiêu thụ than thực tế của TNB và các nhà máy nhiệt điện than IPP liên quan ở bán đảo Malaysia là khoảng 35,9 million tấn, so với 34,7 million tấn trong FY2024. Hai con số này đại diệện cho các phép đo khác nhau: một là than được giao cho các nhà mày điện, trong khi con số khác là than thực tế được các nhà mày tiêu thụ. Sự khác biệt chủ yếu phản ánh sự thay đổ trong tồồn kho củ các nhà mày điện, thờ điể giao hàng và phưng pháp thống k. Do đó, con số 36,39 triệ tấn không nân được quy đổ trực tiế với mứ tiêu thụ than tại các nhà máy điện thuộc sở hữuc của TNB.

TNBF chủ yếu mu sắm than nhập khẩu. Các nhà mày nhiệ điện than ở bán đảo Malaysia phụ thuộc ca vào nguồn cung ứ từ nướ ngoà, vớ I Indonesia l nguồ cung cấ lớn nhất, trong khi Úc và các nướ khác cung cấ bổ sung.

Về mứ tiêu thụ than tại Manjung, một sô nguồ thông ti đã nê rằg nhà mày điện nà tiê thụ khoảg 30.000 tấn than mỗ ngà, đồg thờ cũn trích dẫ mứ tiêu thụ than hàng năkhoảg 15 triệ tấn. Tuy nhiên, ngay cả giả sử hoạ động liên tục ở mứ 30.000 tấn mỗ ngà trong 365 ngà, mứ tiêu thụ hàng năcũn chỉ vào khoảg 10,95 triệ tấn. Do đó, các con số “30.000 tấn mỗ ngà” và “15 triệ tấn mỗi năm” không thể cùng đúng v mặt số họ.

Chi phí than trong hệ thống TNB chủ yếu bị ảh hưởng bởi chi phí giào than nhập khẩu, tỷ giá hố đá Mala vs đồng Mỹ, nhót trị nhệt và lưchất than, cước vậ chuyể biể và chi phí hậ cầ. Vì than nhập khẩu thưng đượ đnh giá bằg đôla Mỹ, sự giả giá của đồng Ringgit Malaysia có thể làm tăng chi phí nhiên liệu thực tế ngay cả khi giá than quốc tế không đổi. Các thay đổi về giá nhiên liệu được chuyển một phần vào hệ thống điện thông qua Applicable Coal Price (ACP) và các cơ chế điều chỉnh chi phí nhiên liệu liên quan. Kết quả là, sự gia tăng giá than quốc tế không đơn giản hoặc ngay lập tức chuyển thành mức giảm tương đương trong lợi nhuận của chính TNB.

Malakoff Corporation Berhad

Các tài sản nhiệt điện than cốt lõi của Malakoff ở Johor bao gồm Nhà máy điện Tanjung Bin (TBPP) và Nhà máy điện Tanjung Bin Energy (TBEPP), với tổng công suất lắp đặt khoảng 3,1 GW. TBPP có công suất lắp đặt 2,1 GW, bao gồm ba tổ máy phát điện than 700 MW, trong khi TBEPP gồm một tổ máy 1.000 MW. Ha nhà mày nà được vận hành bở cô ty cô của Mlakoff là Tajun Bn Powe Sdn. Bh. và Tenjuun Bn Enegy Sdn. Bh., và đại diện cho cáctài sản nhiệ điện than chính ca Mlakoff.

Năm 2025, ngành năng lượng của Malakoff báo cáo mứ tiêu thụ năng lượng than khoảg 188,37 triệ GJ, giảm so vớ mứ 207,03 triệ GJ trong nă 2024, giảm khoảng 9% so với cùng kỳ.

Nhiên liệu cho các dự án nhiệt điện than Tanjung Bin chủ yếu được cung cấp thông qua hệ thống cung cấp than nhập khẩu nhiệt điện của bán đảo Malaysia, với TNBF đóng vai trò quan trọng trong các thỏa thuận mua sắm và cung cấp than liên quan. Vì chi phí nhiên liệu than có thể được chuyển vào hệ thống điện thông qua PPA và các cơ chế chuyển chi phí nhiên liệu liên quan, giá than quốc tế cao hơn thường làm tăng chi phí phát điện nhưng không nhất thiết dẫn đến giảm lợi nhuận tương ứng của Malakoff. Khả năng sinh lợi của Malakoff cũng bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như tính sẵn sàng của nhà máy, sản lượng điện, bảo trì, các điều khoản PPA và hiệu quả hoạt động.

Edra Power Holdings（Edra）

Edra Power Holdings ban đầu được thành lập vào năm 2014 thông qua sự hợp nhất của ba tập đoàn sản xuất điện độc lập lớn của Malaysia—Powertek Energy Group, KLPP Group và Jimah Energy Group. Năm 2016, nó được Tập đoàn Hạt nhân Trung Quốc (CGN) mua lại, trở thành một nền tảng phát điện độc lập trực thuộc CGN.

Đối với dự án nhiệt điện than Jimah, Edra nắm giữ 75% lợi ích trong Jimah Energy Ventures Holdings (JEVH), trong khi Tenaga Nasional Berhad (TNB) nắm giữ 25% còn lại. JEVH, đến lượt mình, sở hữu 100% Jimah Energy Ventures (JEV), đơn vị vận hành Nhà máy điện Jimah. Thông qua cấu trúc sở hữu này, Edra gián tiếp nắm giữ 75% lợi ích hiệu quả trong Nhà máy điện Jimah, trong khi TNB nắm giữ 25%.

Nhà máy điện Jimah nằm ở Port Dickson, Negeri Sembilan. Nó bao thồm hai tổ máy phát điện than dưới tới hạn 700 MW, với tổng công suất lắp đặt 1,4 GW, và là một nguồn nhiệt điện than chịu tải nền quan trọng ở bán đảo Malaysia.

Chi phí liên quan đến nhên liệu của nó bị ảh hưởở chủ yếu bởi tỷ lệ sử dụng nhà máy, nh ởu trị nhệt và lưu chất than, giá than nhập khẩu và chi phí vận chuyển bằng đư ng biển. Vì chi phí than phải tuân theo các thỏa thuận chuyển chi phí trong khuôn khổ PPA và các cơ chế cung cấp nhiên liệu liên quan, giá than quốc tế cao hơn làm tăng chi phí nhên liệu chо hệ thống điệ nhưng không nhấtt thiết giảm lợi nhuận của Edra với cùng một tỷ lệ.