Theo Mirae Asset Securities (Vietnam) Research, trong khi El Nino kéo dài gây bất lợi cho thủy điện, nhu cầu phụ tải tăng và sản lượng thủy điện suy giảm đang thúc đẩy việc gia tăng huy động nhiệt điện than và khí. Về dài hạn, năng lượng tái tạo tiếp tục có dư địa phát triển nhờ cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), song hạ tầng truyền tải và hành lang pháp lý vẫn cần tiếp tục hoàn thiện.
El Nino làm thay đổi cơ cấu huy động nguồn điện
Trong báo cáo triển vọng ngành, Mirae Asset đánh giá triển vọng chung của ngành điện ở mức trung tính khi các phân khúc đang chịu tác động khác nhau từ điều kiện thời tiết và chi phí đầu vào. Theo dự báo tháng 8/2026 của Cơ quan Quản lý Khí quyển và Đại dương Mỹ (NOAA), hình thái El Nino có thể kéo dài đến hết quý I/2027 trước khi chuyển về trạng thái trung tính. Điều kiện thời tiết khô hạn được dự báo tiếp tục ảnh hưởng đến lượng nước về các hồ chứa, qua đó gây sức ép lên sản lượng và khả năng phát điện của các nhà máy thủy điện trong ngắn hạn.
Báo cáo số 237/BC-TNN ngày 4/9/2026 của Cục Quản lý tài nguyên nước cũng cảnh báo El Nino đã hình thành với cường độ dự báo rất mạnh, tương đương các giai đoạn đỉnh điểm 2015-2016 và 2019-2020. Từ tháng 6 đến tháng 8/2026, dòng chảy tại nhiều lưu vực thấp hơn 10-75% so với trung bình nhiều năm, trong đó mức suy giảm đáng kể được ghi nhận tại các sông Ngàn Trươi, Bồ, Ba, Kôn và lưu vực sông Đồng Nai. Trong kịch bản rủi ro cao, lượng mưa và dòng chảy có thể thiếu hụt 20-40% so với trung bình nhiều năm, làm gia tăng nguy cơ hạn hán trong mùa khô 2026-2027.
Diễn biến thủy văn bất lợi đang thể hiện rõ trong cơ cấu sản lượng điện. Theo số liệu EVN, tổng sản lượng điện toàn hệ thống trong 8 tháng năm 2026 đạt khoảng 235 tỷ kWh, tăng 10% so với cùng kỳ và vẫn nằm trong kịch bản tăng trưởng của Bộ Công Thương. Trong đó, thủy điện đạt khoảng 58 tỷ kWh, giảm 7% và chiếm 25% tổng sản lượng; nhiệt điện than đạt 119 tỷ kWh, tăng 13% và chiếm 51%; nhiệt điện khí đạt 18 tỷ kWh, tăng 37%, chiếm 8%. Năng lượng tái tạo đạt 31 tỷ kWh, tăng 13%, chiếm 13%, còn điện nhập khẩu đạt khoảng 9 tỷ kWh, tăng 68% và chiếm 4%.
Việc sản lượng thủy điện suy giảm khiến nhiệt điện than tiếp tục giữ vai trò quan trọng trong việc đáp ứng phụ tải nền. Mirae Asset cho rằng các nhà máy nhiệt điện than được tăng cường huy động để bù đắp phần thiếu hụt từ thủy điện, trong bối cảnh nhu cầu tiêu thụ điện tiếp tục tăng. Tuy nhiên, lợi thế về sản lượng đi kèm áp lực chi phí nhiên liệu, đặc biệt khi giá than trên thị trường quốc tế tăng.
Đối với nhiệt điện khí, sản lượng cũng được hưởng lợi từ nhu cầu huy động cao hơn. Giá khí nội địa tương đối ổn định so với thị trường quốc tế giúp hạn chế một phần tác động từ biến động giá nhiên liệu, qua đó hỗ trợ khả năng duy trì biên chi phí và mức độ huy động linh hoạt của các nhà máy. Dù vậy, sản lượng từ các mỏ khí truyền thống trong nước đang có xu hướng suy giảm khiến ngành điện phải gia tăng sử dụng LNG nhập khẩu, qua đó làm mức độ phụ thuộc vào diễn biến giá khí toàn cầu tăng lên.
Giá nhiên liệu tạo sức ép lên chi phí phát điện
Bên cạnh yếu tố thời tiết, diễn biến giá nhiên liệu đang trở thành một trong những biến số quan trọng đối với chi phí sản xuất điện. Theo Mirae Asset, giá điện toàn phần (FMP) trong 8 tháng năm 2026 tăng mạnh 37% so với cùng kỳ, đạt bình quân khoảng 1.427 đồng/kWh. Việc El Nino làm giảm sản lượng thủy điện buộc hệ thống phải tăng cường huy động các nguồn điện có chi phí cao hơn, trong khi căng thẳng tại Trung Đông tạo thêm áp lực lên giá than và khí đầu vào.
Trên thị trường than, lượng LNG vận chuyển qua eo biển Hormuz suy giảm đã góp phần đẩy giá khí tự nhiên tăng, đồng thời tạo ra xu hướng gia tăng huy động nhiệt điện than tại một số thị trường. Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) cho rằng tiêu thụ than có thể tăng tại nhiều khu vực khi các quốc gia như Nhật Bản, Ấn Độ, Trung Quốc và một số nước châu Âu gia tăng sử dụng nhiệt điện than để bù đắp thiếu hụt nguồn cung.
Giá than Newcastle trong tháng 8/2026 đạt khoảng 141 USD/tấn, tăng 30% so với đầu năm và 27% so với cùng kỳ. Trong nước, nhu cầu than cho phát điện được Bộ Công Thương ước tính ở mức hơn 80 triệu tấn mỗi năm, vượt đáng kể năng lực khai thác nội địa bình quân 40-45 triệu tấn. Việt Nam vì vậy dự kiến phải nhập khẩu khoảng 17-19 triệu tấn than bitum và á bitum trong năm 2026, tương đương 20-22% tổng nhu cầu than cho phát điện.
Địa chính trị tiếp tục gián tiếp ảnh hưởng tới giá than
Áp lực chi phí cũng thể hiện qua số liệu nhập khẩu. Trong 8 tháng năm 2026, Việt Nam nhập khẩu khoảng 47 triệu tấn than, với giá trị 5,6 tỷ USD, tăng 19% so với cùng kỳ dù khối lượng gần như đi ngang. Giá nhập khẩu bình quân tăng lên khoảng 119 USD/tấn, trong khi giá than nội địa bình quân cũng tăng 14%, lên khoảng 2,54 triệu đồng/tấn.
Ở lĩnh vực khí, diễn biến thị trường quốc tế có phần thuận lợi hơn khi nguồn LNG từ các khu vực ngoài Vịnh Ba Tư góp phần bù đắp một phần nguồn cung thiếu hụt. Theo Mirae Asset, trong giai đoạn tháng 3-6/2026, lượng LNG xuất khẩu từ Qatar và UAE giảm 35 tỷ m³ so với cùng kỳ do gián đoạn qua eo biển Hormuz, nhưng nguồn cung từ Bắc Mỹ, châu Phi và Nga tăng 27 tỷ m³, bù đắp khoảng ba phần tư lượng thiếu hụt.
Giá khí nội địa cũng có diễn biến khác biệt so với thị trường quốc tế. Tính đến tháng 7/2026, giá khí đầu vào trong nước giảm khoảng 7-8% so với mức đỉnh hồi tháng 3 và nguồn cung hiện vẫn đáp ứng nhu cầu của các nhà máy điện khí truyền thống. Để chủ động nguồn cung cho giai đoạn tới, trong tháng 6, PV GAS đã ký hợp đồng mua bán LNG dài hạn với Shell cho giai đoạn 2027-2031, nhằm phục vụ các nhà máy nhiệt điện khí LNG trong nước.
Hạ tầng và cơ chế mới mở dư địa cho năng lượng tái tạo
Trong khi điều kiện thời tiết và giá nhiên liệu gây áp lực lên các nguồn điện truyền thống, đầu tư hạ tầng và việc hoàn thiện cơ chế chính sách đang tạo thêm động lực cho hệ thống điện trong trung và dài hạn. Theo Mirae Asset, đầu tư vào lưới điện 220kV và 110kV tiếp tục được đẩy mạnh trên cả nước, đồng thời các hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) cũng đang được triển khai theo từng giai đoạn.
Trong 8 tháng năm 2026, EVNNPC ghi nhận sản lượng điện thương phẩm khoảng 79 tỷ kWh, tăng 12% so với cùng kỳ, trong khi EVNSPC đạt khoảng 50 tỷ kWh, tăng 7%. EVNNPC đã huy động 11.478 tỷ đồng và giải ngân đầu tư thuần 7.002 tỷ đồng tính đến tháng 8. EVNSPC cũng ghi nhận giá trị giải ngân đầu tư thuần 7.039 tỷ đồng trong 6 tháng đầu năm.
Đáng chú ý, trong tháng 8/2026, EVNSPC đã đóng điện thành công ba dự án trọng điểm tại Phú Quốc với tổng mức đầu tư gần 2.165 tỷ đồng, gồm trạm biến áp 220kV Phú Quốc và các đường dây 110kV kết nối Bắc và Nam đảo. Việc hoàn thành cụm công trình này góp phần củng cố hạ tầng năng lượng tại Phú Quốc và chuẩn bị năng lực cung cấp điện cho sự kiện APEC 2027.
Đối với năng lượng tái tạo, cơ chế mua bán điện trực tiếp được kỳ vọng mở ra một chu kỳ phát triển mới. Tháng 6/2026, cơ chế DPPA qua lưới điện quốc gia lần đầu được vận hành tại Việt Nam giữa Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 và Samsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên. Cùng với đó, Nghị định 243/2026/NĐ-CP nâng giới hạn sản lượng điện mặt trời mái nhà được bán lên lưới từ 20% lên 50%, đồng thời cho phép thỏa thuận giá mua bán trong khuôn khổ pháp lý, qua đó tạo thêm điều kiện để cải thiện hiệu quả tài chính của các dự án.
Tuy nhiên, Mirae Asset đánh giá năng lượng tái tạo vẫn ở trạng thái trung lập trong ngắn hạn do hạ tầng truyền tải chưa đồng bộ và một số văn bản hướng dẫn thực thi khung pháp lý vẫn đang được hoàn thiện. Bộ Công Thương hiện cũng lấy ý kiến về khung giá phát điện năm 2026 đối với điện gió và điện mặt trời.
Cập nhật khung giá phát điện năm 2026
Khung giá phát điện đối với một số nguồn điện đã được hoàn thiện trong năm 2026. Theo các quyết định của Bộ Công Thương được Mirae Asset dẫn lại, giá khung đối với thủy điện giữ nguyên ở mức 1.110 đồng/kWh, trong khi nhiệt điện than tăng 30% lên 2.219 đồng/kWh và nhiệt điện khí tự nhiên tăng 11% lên 3.410,6 đồng/kWh. Việc điều chỉnh được thực hiện trong bối cảnh giá nguyên liệu đầu vào tăng và tỷ giá VND/USD được sử dụng để tính khung giá phát điện năm 2026 tăng khoảng 3% so với cùng kỳ.
Bên cạnh đó, Thông tư 30/2026/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện được kỳ vọng hoàn thiện thêm cơ sở pháp lý cho quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện của các dự án BOT. Các chính sách này cùng với việc triển khai các dự án nguồn điện mới đang tạo thêm cơ sở cho quá trình phát triển hệ thống điện trong dài hạn.
Một thay đổi đáng chú ý khác là việc Quốc hội thông qua chủ trương tách Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận thành ba dự án độc lập, gồm dự án bồi thường, hỗ trợ và tái định cư phục vụ các nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận, Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 2. Theo kế hoạch, hai nhà máy có tổng công suất thiết kế khoảng 4.800 MW và mục tiêu vận hành thương mại trong giai đoạn 2030-2035.
Trung Anh