Trong năm 2025, sản lượng tiêu thụ điện của Việt Nam ước đạt 288 tỉ kWh, tăng 4%, thấp hơn đáng kể so với mức tăng trưởng GDP 8%. Điều này chủ yếu phản ánh điều kiện thời tiết mát mẻ hơn, với nhiệt độ không chỉ thấp hơn năm 2024 mà còn thấp hơn mức trung bình nhiều năm.
Về cơ cấu, việc phát điện dịch chuyển theo hướng ưu tiên thủy điện, khi sản lượng thủy điện tăng trong khi nhiệt điện giảm. Sản lượng điện tái tạo (không tính thủy điện) gần như đi ngang do bức xạ mặt trời yếu làm giảm sản lượng điện mặt trời, bù trừ một phần từ việc bổ sung công suất mới. Trong khi đó, điện nhập khẩu vẫn chiếm tỷ trọng nhỏ, chỉ khoảng 2-3% tổng sản lượng phát điện.
Về nguồn cung, tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện đạt khoảng 90 GW trong năm 2025, tăng 6-7 GW so với năm 2024. Bên cạnh năng lượng tái tạo, nguồn điện nền chiếm khoảng 50% tổng công suất bổ sung mới. Các dự án đáng chú ý bao gồm Nhơn Trạch 3 và 4 (điện khí LNG – 1.624 MW, ngày 14/12/2025), dự án Thủy điện Hòa Bình mở rộng (thủy điện – 480 MW, ngày 19/12/2025) và Vũng Áng II (điện than – 1.330 MW, ngày 22/7/2025).
Về triển vọng ngành điện trong năm 2026, theo SSI Research, dự báo nhu cầu điện toàn quốc năm 2026 sẽ tăng khoảng 8,5% so với năm 2025. Đối với kịch bản cao, tăng trưởng nhu cầu điện có thể lên đến 10-15%. Chiến lược tăng trưởng trong trung hạn của Việt Nam định hướng ngày càng tập trung vào các lĩnh vực thâm dụng năng lượng, bao gồm sản xuất công nghệ cao (đặc biệt là bán dẫn), chuyển đổi số, phát triển trung tâm dữ liệu – đặc biệt là hạ tầng trí tuệ nhân tạo (AI), và quá trình chuyển dịch dần từ phương tiện giao thông sử dụng động cơ đốt trong sang xe điện. Những xu hướng này dự kiến sẽ khiến tăng trưởng nhu cầu điện sát hơn với tăng trưởng GDP so với giai đoạn trước.
Mặc dù vậy, rủi ro thời tiết là một điểm cần lưu ý. Trước xác suất cao hình thái El Nino sẽ quay trở lại, dự báo sản lượng thủy điện trên toàn quốc sẽ sụt giảm vào năm 2026 từ mức cao trong năm 2025. Do đó, nhiệt điện dự kiến sẽ được huy động nhiều trở lại trong cơ cấu nguồn điện, kéo theo các tác động đáng kể đến chi phí hệ thống, giá điện và nhu cầu tiêu thụ nhiên liệu.
Bên cạnh đó, xung đột tại Trung Đông “leo thang” kể từ cuối tháng 2/2026 đã gây gián đoạn đáng kể đối với chuỗi cung ứng LNG và dầu thô toàn cầu, làm gia tăng rủi ro đối với sự ổn định của ngành điện khí tại Việt Nam. Cuộc xung đột trở nên nghiêm trọng kể từ ngày 28/2/2026, dẫn đến việc đóng cửa eo biển Hormuz đối với phần lớn vận tải thương mại.
Hiện thời điểm khôi phục tình hình tại eo biển Hormuz về mức bình thường vẫn chưa rõ ràng. Đây là một trong những điểm nghẽn quan trọng cho khoảng 20% lượng dầu mỏ và LNG vận chuyển trên thế giới. Sự kiện này đã tạo ra đà tăng giá phi mã của khí tự nhiên/LNG tại châu Âu và châu Á, làm tăng biến động chi phí nhiên liệu và các rủi ro trong trung – dài hạn đối với các quốc gia nhập khẩu LNG để phát triển, trong đó có Việt Nam.
Trong ngắn hạn, khả năng cấp khí tự nhiên của Việt Nam dự kiến vẫn đủ đáp ứng trong năm 2026, mặc dù rủi ro giảm trong dài hạn vẫn hiện hữu do tình trạng suy giảm của các mỏ khí nội địa. Do đó, việc gia tăng nhập khẩu LNG là yếu tố không thể thiếu nhằm đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho các nhà máy điện khí, cùng với việc phát triển các mỏ khí mới như Lô B và Sư Tử Trắng – giai đoạn 2B.
Tuy nhiên, trong bối cảnh xung đột tại Trung Đông hiện nay, rủi ro đối với nguồn cung LNG vẫn ở mức cao, đặc biệt trong trường hợp nếu xung đột kéo dài. Cụ thể, kho cảng LNG Thị Vải có công suất đạt 7,7 triệu mét khối/ngày, là kho LNG đầu tiên và lớn nhất tại Việt Nam. Theo PV GAS – chủ đầu tư dự án, lượng tồn kho nhiên liệu hiện tại của dự án dự kiến chỉ đủ đáp ứng đến hết tháng 4/2026. Từ tháng 5/2026, doanh nghiệp dự kiến bảo đảm nguồn LNG thông qua việc đa dạng hóa các nguồn nhập khẩu.
Đối với kho LNG Cái Mép (khánh thành từ tháng 8/2025, công suất 3 triệu tấn/năm, do Công ty TNHH Hải Linh đầu tư), dự án này sẽ cần thêm thời gian để có thể đóng góp đáng kể vào tổng nguồn cung LNG quốc gia.
Đối với hoạt động phát điện, giá dầu và LNG tăng mạnh sẽ tiềm ẩn nhiều rủi ro hơn so với thiếu hụt nguồn cung, do chi phí nhiên liệu đầu vào tăng cao sẽ đẩy giá điện khí/LNG lên mức cao hơn, làm suy giảm khả năng huy động nguồn điện của EVN và gia tăng rủi ro về hiệu quả vận hành đối với các nhà máy điện LNG. Bên cạnh đó, đối với các dự án điện LNG trong tương lai, mặt bằng giá LNG duy trì ở mức cao cùng với những bất ổn toàn cầu kéo dài có thể làm suy giảm độ hấp dẫn và hiệu quả kinh tế của các dự án, qua đó đặt ra thách thức đối với lộ trình phát triển điện LNG trong dài hạn.
Về diễn biến giá trên sàn chứng khoán, sau khi có đợt tăng mạnh gần đây, cơ hội đầu tư vào nhóm cổ phiếu điện ngày càng mang tính chọn lọc theo câu chuyện riêng lẻ. Một số doanh nghiệp ghi nhận nền lợi nhuận cao trong năm 2025, dư địa tăng trưởng lợi nhuận dự kiến sẽ không nhiều trong năm 2026 (đáng chú ý gồm NT2, POW, HDG và REE). Với NT2, bất chấp rủi ro giá nhiên liệu, việc hết khấu hao máy móc và thiết bị sẽ góp phần giúp doanh nghiệp này duy trì lợi nhuận cốt lõi ở mức cao, đồng thời mở ra triển vọng cổ tức hấp dẫn hơn.
Với nhóm cổ phiếu năng lượng tái tạo như REE, HDG, GEG và PC1, việc nguồn điện khí gặp khó khăn do giá đầu vào cao có thể giúp các doanh nghiệp này hưởng lợi. Ngoài ra, PC1 còn có động lực tăng trưởng dài hạn từ mảng xây lắp điện, song hành với quá trình triển khai Quy hoạch điện VIII.
Với POW, dự báo lợi nhuận sẽ chịu áp lực trong năm 2026, do đây là năm đầu vận hành của Nhơn Trạch 3 và 4, tuy nhiên triển vọng trong trung – dài hạn có thể sẽ tích cực. Còn với PPC, động lực tăng trưởng trong trung hạn lại phụ thuộc vào tiến độ, tình hình triển khai của dự án nguồn điện linh hoạt công suất 1.200 MW, với lộ trình triển khai dự kiến giai đoạn 2025-2035.
Bình An
