 |
Nhìn lại 10 tháng đầu năm 2025, sản lượng điện tiêu thụ toàn hệ thống chỉ tăng khoảng 4%, thấp hơn nhiều so với mục tiêu tăng trưởng 11–12% đề ra từ đầu năm. Trong bối cảnh các chỉ số sản xuất duy trì ở mức tích cực, nguyên nhân chủ yếu được xác định là nhu cầu điện sinh hoạt từ nhóm dân cư chững lại.
Theo đánh giá của Công ty Chứng khoán MBS, nguyên nhân chính xuất phát từ thời tiết bất lợi: lượng mưa lớn kéo dài, mùa nắng nóng cao điểm ngắn hơn so với thông lệ, cùng các đợt bão lũ lịch sử trong quý 2–3/2025. Những yếu tố này đã làm giảm đáng kể nhu cầu sử dụng điện tại hộ gia đình.
Diễn biến nhu cầu thấp cũng dẫn đến thay đổi cơ cấu huy động nguồn điện. Thủy điện được huy động ở mức cao trong khi nhiệt điện giảm, và nhóm năng lượng tái tạo ghi nhận tình trạng cắt giảm công suất ở một số thời điểm do dư thừa nguồn cục bộ, khi nhu cầu không đủ hấp thụ.
Bên cạnh đó, giá thị trường điện (FMP) trong 10 tháng 2025 duy trì ở mức thấp, giảm sâu từ quý 2, chỉ còn khoảng 700–800 đồng/kWh. Diễn biến này phản ánh xu hướng tối ưu hóa huy động thủy điện trong năm, trong khi các nhà máy nhiệt điện chủ yếu được huy động theo sản lượng hợp đồng (Qc) được phân giao.
Triển vọng năm 2026
Bộ Công Thương dự báo tiêu thụ điện cơ sở tăng 8,5% trong năm 2026, đồng thời xây dựng các kịch bản cao hơn lên tới 11–12%, nhằm phục vụ mục tiêu tăng trưởng kinh tế đột phá. Đây được kỳ vọng trở thành động lực chính thúc đẩy sản lượng các nhà máy điện.
Môi trường huy động dự kiến tiếp tục ổn định khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã vượt qua giai đoạn khó khăn về tài chính từ năm 2024. Trong bối cảnh đó, các nhà máy nhiều khả năng được giao sản lượng hợp đồng (Qc) ở mức cao với chu kỳ dài, tạo nền tảng ổn định cho triển vọng lợi nhuận.
 |
Xét theo từng nhóm nguồn, sản lượng thủy điện được dự báo giảm so với nền cao của năm 2025 khi chu kỳ thời tiết chuyển sang trạng thái trung tính. Ngược lại, điện than được kỳ vọng phục hồi tích cực, tiếp tục là nguồn điện chạy nền quan trọng nhờ giá bán hợp lý và đầu vào ổn định, đặc biệt trong các tháng cao điểm mùa khô, quý 2–3.
Đối với điện khí, triển vọng tăng trưởng được hỗ trợ nhờ các dự án Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào vận hành. Các doanh nghiệp sử dụng khí nội địa như NT2 và PGV vẫn đảm bảo nguồn cung nhờ hợp đồng với GAS, nhưng rủi ro cạnh tranh từ các nhà máy mới vẫn hiện hữu, đặc biệt nếu nhu cầu điện tăng thấp hơn kỳ vọng.
Năng lượng tái tạo tiếp tục được ưu tiên huy động theo quy định, nhưng rủi ro dư thừa nguồn cục bộ vẫn tồn tại, dẫn đến khả năng cắt giảm công suất tại một số thời điểm.
Chính sách và đầu tư mới
Trong chu kỳ phát triển tiếp theo, chính sách mới tập trung thúc đẩy điện khí và năng lượng tái tạo, nhấn mạnh vai trò then chốt của hạ tầng lưới điện. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, khối lượng đầu tư lưới điện đến năm 2030 rất lớn, nhưng khoảng cách giữa định hướng chính sách và hiệu quả triển khai vẫn tồn tại. Nhiều cơ chế như mua bán điện trực tiếp (DPPA), bao tiêu sản lượng điện khí hay khung pháp lý cho điện gió ngoài khơi vẫn cần hoàn thiện.
Sau khi khung giá được ban hành, hoạt động phát triển dự án năng lượng tái tạo sôi động trở lại, với sự tham gia của các doanh nghiệp đầu ngành như REE, GEG, HDG, PC1. Trong lĩnh vực điện khí LNG, bên cạnh POW và PGV, nhà đầu tư mới như VinEnergo tham gia với các dự án LNG Hải Phòng 1 và 2.
Trong bối cảnh rủi ro lãi suất và biến động tỷ giá vẫn hiện hữu, chiến lược đầu tư năm 2026 ưu tiên doanh nghiệp có nền tảng tài chính lành mạnh, ít nhạy cảm với chi phí vốn, điển hình là HDG và REE.
Triển vọng HDG được đánh giá tích cực nhờ bàn giao Charm Villa giai đoạn 3 và khả năng cải thiện tiến độ phê duyệt các dự án mới. REE được đánh giá cao nhờ tập trung mở rộng danh mục năng lượng tái tạo, đặc biệt điện gió ngoài khơi – lĩnh vực dự kiến đóng vai trò then chốt trong quá trình chuyển dịch năng lượng của Việt Nam.
Nguồn: VnEconomy
