1. Bức Tranh Nhu Cầu Tiêu Thụ Và Tác Động Của Thời Tiết

Vào năm 2026, ngành điện dự báo có sự dịch chuyển lớn về cơ cấu huy động nguồn phát dưới tác động của nhu cầu tiêu thụ và thời tiết cực đoan. Nhu cầu điện toàn quốc năm 2026 dự kiến tăng khoảng 8,5% so với năm trước; ở kịch bản tích cực, mức tăng có thể đạt 10-15%. Động lực chủ yếu đến từ thâm dụng năng lượng của các lĩnh vực như sản xuất công nghệ cao, trung tâm dữ liệu, và sự dịch chuyển sang xe điện.

Hệ số đàn hồi điện/GDP dự kiến quanh mức 1,0, thể hiện định hướng phát triển công nghiệp trung hạn tại Việt Nam. Yếu tố El Niño được dự báo quay trở lại từ tháng 5/2026 với xác suất trên 58%, chấm dứt giai đoạn thủy văn thuận lợi của La Niña và khiến sản lượng thủy điện sụt giảm so với năm trước.

Sự trỗi dậy của nhiệt điện sẽ bù đắp thiếu hụt từ thủy điện khi hệ thống huy động tối đa nhiệt điện than và khí. Nhờ có huy động công suất cao và chi phí hệ thống tăng, giá thị trường điện toàn phần (FMP) được dự báo hồi phục mạnh khoảng 29% so với cùng kỳ năm ngoái.

2. Rủi Ro Địa Chính Trị Và Bài Toán Điện Khí LNG

Cú sốc địa chính trị ở Trung Đông đang định hình lại chuỗi cung ứng năng lượng toàn cầu, mang đến cả thách thức và cơ hội cho ngành điện Việt Nam.

Đứt gãy chuỗi cung ứng: Xung đột leo thang dẫn tới đóng cửa eo biển Hormuz phần lớn với vận tải thương mại từ ngày 28/02/2026. Đây là tuyến đường huyết mạch vận chuyển khoảng 20% lượng dầu mỏ và LNG thế giới, kéo giá khí tự nhiên/LNG tại châu Á và châu Âu tăng mạnh.

Ở ngắn hạn, Việt Nam được cho là an toàn từ nguồn cung khí nội địa, với các hợp đồng cung cấp khí được ký và LNG áp dụng mức QC tối thiểu để bảo vệ biên lợi nhuận của các nhà máy điện khí hiện hữu. Tuy nhiên, dài hạn có rủi ro khi nguồn khí nội địa cạn kiệt và giá LNG cao có thể làm hạn chế huy động nguồn của EVN. Việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện và ban hành cơ chế hỗ trợ được xem là điều kiện tiên quyết để duy trì chi phí và đầu tư cho điện khí/LNG.

3. Chiến Lược Đến 2030 Và Cấu Trúc Nguồn Cung

Để đáp ứng mục tiêu tăng trưởng kinh tế và cam kết Net Zero vào năm 2050, ngành điện đang bước vào chu kỳ tái cấu trúc 5 năm với các trọng tâm sau:

Nhiệt điện than: Vẫn đóng vai trò chủ đạo nhưng phụ thuộc lớn vào nguồn than nhập khẩu; nhu cầu có thể lên tới 130 triệu tấn vào năm 2030. Tuy nhiên, sau năm 2030 sẽ không phát triển thêm công suất mới.
Thủy điện: Nền tảng chi phí thấp nhưng dư địa mở rộng công suất không còn nhiều.
Điện khí/LNG: Lối thoát duy nhất để đảm bảo an ninh năng lượng chạy nền trong dài hạn, bất chấp rủi ro giá nhiên liệu.
Năng lượng tái tạo (NLTT): Trở thành động lực tăng trưởng chính. Các dự án điện gió ngoài khơi đang được khảo sát (EVN và PVN đã nhận 64.000 ha diện tích biển). Dù vậy, hạ tầng truyền tải và khung pháp lý vẫn cần được tháo gỡ khẩn trương.
Nguồn điện linh hoạt & Lưu trữ: Thủy điện tích năng (như Bác Ái) và pin lưu trữ (BESS) dự kiến chưa thể sẵn sàng trước năm 2029, gây khó khăn cho việc điều độ hệ thống trong ngắn hạn.

4. Cổ phiếu ngành điện trong phạm vi theo dõi: Cơ hội mang tính chọn lọc

Sau khi giá cổ phiếu có đợt tăng mạnh gần đây, cơ hội đầu tư ngày càng mang tính chọn lọc theo câu chuyện riêng lẻ của từng doanh nghiệp. Năm 2025 ghi nhận nền lợi nhuận cao ở nhiều DN và dư địa tăng trưởng cho năm 2026 là có hạn.

NT2 - Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (Cổ phiếu ưa thích): ưu thế ở toàn bộ máy móc đã khấu hao hết từ quý 4/2025; biên lợi nhuận gộp dự phóng 2026 ở 16,1%; hợp đồng cung cấp khí dài hạn tại Đông Nam Bộ giúp dòng tiền và cổ tức gần 10%.
Năng lượng tái tạo: REE, HDG, GEG và PC1 được xem là hưởng lợi chính, trong khi thủy điện chịu áp lực theo chu kỳ thời tiết; PC1 còn có động lực tăng trưởng từ mảng xây lắp điện và Quy hoạch điện VIII.
REE - Cơ điện lạnh: thủy điện chịu áp lực, nhưng dự kiến đưa vào vận hành 3 dự án điện gió mới (176 MW) trong 2026; mảng cơ điện lạnh và E.town 6 tiếp tục mang lại dòng tiền.
HDG - Tập đoàn Hà Đô: dự án bất động sản và thủy điện đóng vai trò quan trọng; thủy điện La Trọng 22 MW đi vào hoạt động và chuyển đổi nợ EUR thành VND, giúp giảm rủi ro tỷ giá.
POW - PV Power: Nhơn Trạch 3 & 4 đang vận hành, LNG quy mô lớn khác sắp tới Quảng Ninh và Quỳnh Lập (mỗi dự án 1.500 MW); tăng quy mô công suất dài hạn và tiềm năng lợi nhuận.

Những yếu tố trên cho thấy nhịp tăng trưởng của ngành điện Việt Nam sẽ phụ thuộc nhiều vào công nghệ, mảng NLTT và các dự án LNG, đồng thời cần quản trị rủi ro giá vốn và chi phí vận hành để bảo vệ biên lợi nhuận trong ngắn hạn và trung hạn.