&#128680; Ng&#224;nh điện: Giai đoạn chuyển tiếp với nhiều biến số giai đoạn 2025–2026

Năm 2025, điều kiện thời tiết tại Việt Nam m&#225;t hơn so với năm 2024, khiến nhu cầu điện tăng chậm khoảng 4%. Đ&#225;ng ch&#250; &#253;, xu hướng kh&#237; hậu chuyển từ trạng th&#225;i trung t&#237;nh sang La Nina, k&#233;o theo lượng mưa gia tăng gi&#250;p thủy điện hưởng lợi về sản lượng. Ngược lại, nhiệt điện giảm huy động, g&#243;p phần cải thiện bi&#234;n lợi nhuận của một số nh&#224; m&#225;y nhiệt điện nhờ giảm chi ph&#237; nhi&#234;n liệu.

T&#237;nh đến cuối năm 2025, ước đạt khoảng 87.391 MW - 90 GW v&#224;o cuối năm 2024 - đầu năm 2025., đồng thời nh&#224; m&#225;y LNG đầu ti&#234;n (Nhơn Trạch 3 &amp; 4) đi v&#224;o vận h&#224;nh, c&#225;c vướng mắc lớn trong giai đoạn trước như cơ chế gi&#225; v&#224; điều chỉnh quy hoạch điện cũng dần được th&#225;o gỡ, tạo nền tảng ổn định hơn cho ng&#224;nh.

Bước sang năm 2026, triển vọng tăng trưởng nhu cầu điện xuất hiện nhiều biến số hơn. Theo kịch bản cơ sở, mức tăng trưởng đạt khoảng 8–9%, tương ứng với đ&#224; tăng GDP, nhưng trong kịch bản cao c&#243; thể l&#234;n tới 10–15% t&#249;y thuộc v&#224;o tốc độ phục hồi kinh tế v&#224; diễn biến thời tiết. Khả năng chuyển sang trạng th&#225;i El Nino trong nửa cuối năm c&#243; thể khiến thời tiết kh&#244; n&#243;ng hơn, l&#224;m suy giảm sản lượng thủy điện v&#224; buộc hệ thống quay lại phụ thuộc nhiều hơn v&#224;o nhiệt điện. B&#234;n cạnh đ&#243;, rủi ro lớn về yếu tố địa ch&#237;nh trị tại Trung Đ&#244;ng, đặc biệt li&#234;n quan đến Eo biển Hormuz, c&#243; thể đẩy gi&#225; dầu, FO ( dầu nhi&#234;n liệu) v&#224; LNG ( kh&#237; tự nhi&#234;n ho&#225; lỏng) tăng cao, g&#226;y &#225;p lực lớn l&#234;n chi ph&#237; sản xuất điện v&#224; gi&#225; b&#225;n điện trong nước. Gi&#225; LNG cao cũng c&#243; thể trở th&#224;nh r&#224;o cản đối với việc mở rộng c&#225;c dự &#225;n điện kh&#237;, khiến EVN đối mặt với kh&#243; khăn trong triển khai nguồn mới v&#224; l&#224;m gia tăng khả năng phải điều chỉnh gi&#225; điện.

Trong d&#224;i hạn, LNG vẫn được x&#225;c định l&#224; nguồn năng lượng quan trọng đến năm 2030 nhằm thay thế dần c&#225;c nguồn truyền thống. Tuy nhi&#234;n, việc ph&#225;t triển nguồn điện n&#224;y đ&#242;i hỏi cơ chế gi&#225; v&#224; ch&#237;nh s&#225;ch đặc th&#249; r&#245; r&#224;ng hơn. Nếu tiến độ triển khai chậm, nguy cơ thiếu điện từ năm 2027 ho&#224;n to&#224;n c&#243; thể xảy ra, tạo th&#234;m &#225;p lực cho to&#224;n hệ thống trong bối cảnh nhu cầu tiếp tục tăng cao.


🚨 Ngành điện: Giai đoạn chuyển tiếp với nhiều biến số giai đoạn 2025–2026

Năm 2025, điều kiện thời tiết tại Việt Nam mát hơn so với năm 2024, khiến nhu cầu điện tăng chậm khoảng 4%. Đáng chú ý, xu hướng khí hậu chuyển từ trạng thái trung tính sang La Nina, kéo theo lượng mưa gia tăng giúp thủy điện hưởng lợi về sản lượng. Ngược lại, nhiệt điện giảm huy động, góp phần cải thiện biên lợi nhuận của một số nhà máy nhiệt điện nhờ giảm chi phí nhiên liệu.

Tính đến cuối năm 2025, ước đạt khoảng 87.391 MW - 90 GW vào cuối năm 2024 - đầu năm 2025., đồng thời nhà máy LNG đầu tiên (Nhơn Trạch 3 & 4) đi vào vận hành, các vướng mắc lớn trong giai đoạn trước như cơ chế giá và điều chỉnh quy hoạch điện cũng dần được tháo gỡ, tạo nền tảng ổn định hơn cho ngành.

Bước sang năm 2026, triển vọng tăng trưởng nhu cầu điện xuất hiện nhiều biến số hơn. Theo kịch bản cơ sở, mức tăng trưởng đạt khoảng 8–9%, tương ứng với đà tăng GDP, nhưng trong kịch bản cao có thể lên tới 10–15% tùy thuộc vào tốc độ phục hồi kinh tế và diễn biến thời tiết. Khả năng chuyển sang trạng thái El Nino trong nửa cuối năm có thể khiến thời tiết khô nóng hơn, làm suy giảm sản lượng thủy điện và buộc hệ thống quay lại phụ thuộc nhiều hơn vào nhiệt điện. Bên cạnh đó, rủi ro lớn về yếu tố địa chính trị tại Trung Đông, đặc biệt liên quan đến Eo biển Hormuz, có thể đẩy giá dầu, FO ( dầu nhiên liệu) và LNG ( khí tự nhiên hoá lỏng) tăng cao, gây áp lực lớn lên chi phí sản xuất điện và giá bán điện trong nước. Giá LNG cao cũng có thể trở thành rào cản đối với việc mở rộng các dự án điện khí, khiến EVN đối mặt với khó khăn trong triển khai nguồn mới và làm gia tăng khả năng phải điều chỉnh giá điện.

Trong dài hạn, LNG vẫn được xác định là nguồn năng lượng quan trọng đến năm 2030 nhằm thay thế dần các nguồn truyền thống. Tuy nhiên, việc phát triển nguồn điện này đòi hỏi cơ chế giá và chính sách đặc thù rõ ràng hơn. Nếu tiến độ triển khai chậm, nguy cơ thiếu điện từ năm 2027 hoàn toàn có thể xảy ra, tạo thêm áp lực cho toàn hệ thống trong bối cảnh nhu cầu tiếp tục tăng cao.
