Ngành điện Việt Nam năm 2026 bước vào giai đoạn nhiều biến động, đòi hỏi hệ thống chuyển từ tối ưu chi phí sang ưu tiên an ninh nguồn cung, đồng thời khiến cơ hội đầu tư có sự phân hóa rõ rệt.
Áp lực chi phí đè nặng
Theo thông tin từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tính đến cuối năm 2025, tổng công suất nguồn điện đạt khoảng 87.600 MW, tăng 6.400 MW so với năm 2024, đứng thứ hai trong khu vực ASEAN.
Với nhu cầu sử dụng điện dự báo tăng trưởng nhanh, hệ thống điện đang phải vận hành trong trạng thái áp lực cao để đáp ứng mục tiêu tăng trưởng GDP trên 10%. Tuy nhiên, thách thức không chỉ đến từ quy mô mà còn từ sự thay đổi bản chất của nhu cầu điện. Trong đó, hệ số đàn hồi điện/GDP từng phản ánh hiệu quả sử dụng năng lượng đã giảm xuống mức 0,87 trong giai đoạn 2021-2025, nhưng xu hướng này đang chậm lại rõ rệt, nghĩa là nền kinh tế đang quay lại phụ thuộc nhiều hơn vào điện.
CTCP Chứng Khoán Mirae Asset phân tích nguyên nhân nằm ở sự xuất hiện của các phụ tải “phi đàn hồi” như trung tâm dữ liệu AI, sản xuất bán dẫn và hệ sinh thái xe điện. Đây là các ngành đòi hỏi nguồn điện ổn định tuyệt đối, không thể cắt giảm khi giá tăng, buộc hệ thống phải duy trì biên dự phòng công suất cao hơn. Điều này kéo theo chi phí vận hành tăng và đặt quản trị rủi ro hệ thống vào vị trí trung tâm của chiến lược phát triển.
Trong bối cảnh đó, năm 2026 cũng ghi nhận một sự chuyển dịch quan trọng về triết lý điều hành từ tối ưu hóa chi phí sang đảm bảo an ninh nguồn cung. Yếu tố thúc đẩy sự chuyển dịch này đến từ biến đổi khí hậu, cụ thể là xác suất El Niño lên tới 70% trong nửa cuối năm.
Sau một năm 2025 thuận lợi với sản lượng thủy điện đạt khoảng 105 tỷ kWh, hệ thống bước vào năm 2026 với rủi ro suy giảm mạnh nguồn điện giá rẻ này. Khi thủy điện không còn là trụ cột, hệ thống buộc phải tăng huy động nhiệt điện than và khí, kéo theo chi phí phát điện bình quân tăng lên đáng kể. Trong cấu trúc mới, thủy điện chuyển sang vai trò điều tiết và tích nước cho cao điểm, nhiệt điện than trở thành “xương sống” đảm bảo công suất nền, trong khi điện khí giữ vai trò linh hoạt nhưng chịu áp lực lớn về giá nhiên liệu.
Năng lượng tái tạo, dù có tiềm năng dài hạn, vẫn bị giới hạn bởi hạ tầng truyền tải và tính bất định của thời tiết, khiến đóng góp trong ngắn hạn chưa thể thay thế các nguồn truyền thống.
Tuy nhiên, theo chia sẻ từ đại diện Tập đoàn Công nghệ T-Tech Việt Nam, xét về chi phí từ các loại hình sản xuất điện (LCOE - chi phí điện quy dẫn) thì điện gió đang ngày càng cạnh tranh. Cụ thể, chi phí sản xuất điện mặt trời dao động ở mức khoảng 30-50 USD/MWh, điện gió trên bờ khoảng 40 -70 USD/MWh, điện gió ngoài khơi khoảng 80-120 USD/MWh, thủy điện khoảng 30-60 USD/MWh.
Điện mặt trời hiện có lợi thế về chi phí đầu tư thấp và triển khai nhanh, song nhược điểm là chỉ phát điện ban ngày và phụ thuộc thời tiết. Còn thủy điện có chi phí rẻ và ổn định nhưng lại phụ thuộc vào nguồn nước, đồng thời tiềm năng phát triển mới tại Việt Nam gần như đã cạn. Trong khi đó, điện gió đặc biệt là điện gió ngoài khơi được đánh giá có tiềm năng rất lớn, sản lượng ổn định hơn điện mặt trời và ít bị giới hạn hơn thủy điện. Điểm yếu lớn nhất của điện gió hiện nay vẫn là chi phí đầu tư ban đầu cao, nhưng đang giảm nhanh nhờ tiến bộ công nghệ.
“Trong vòng 10 năm qua, chi phí điện gió đã giảm mạnh tới 40-60% trên toàn cầu. Công nghệ tua-bin ngày càng lớn, hiệu suất cao hơn giúp tăng sản lượng điện trên mỗi dự án. Khi quy mô thị trường mở rộng và chuỗi cung ứng nội địa phát triển, chi phí điện gió sẽ tiếp tục giảm, thậm chí có thể cạnh tranh trực tiếp với điện mặt trời trong tương lai gần. Đặc biệt, trong bối cảnh cam kết giảm phát thải và chuyển dịch năng lượng, điện gió không chỉ là lựa chọn môi trường mà còn là bài toán kinh tế dài hạn”, đại diện T-Tech chia sẻ.
Thực tế, ngoài tác động từ khí hậu, ngành điện năm 2026 còn đối mặt với rủi ro địa chính trị ngày càng rõ nét. Căng thẳng tại Trung Đông, đặc biệt quanh eo biển Hormuz, nơi trung chuyển khoảng 20% nguồn cung LNG toàn cầu đã tạo ra cú sốc giá trên thị trường năng lượng.
Số liệu từ Mirae Asset thống kê cho thấy giá than Newcastle (than nhiệt) tăng từ khoảng 107 USD/tấn năm 2025 lên 135 USD/tấn vào đầu năm 2026, tương đương mức tăng 26%. Điều này khiến các doanh nghiệp nhiệt điện rơi vào thế “gọng kìm”, đó là một mặt phải tăng công suất để bù đắp thiếu hụt thủy điện, mặt khác phải đối mặt với chi phí nhiên liệu leo thang, dẫn đến biên lợi nhuận bị thu hẹp.
Đối với điện khí, rủi ro còn mang tính cấu trúc khi nguồn khí nội địa suy giảm nhanh, trong khi sự phụ thuộc vào LNG nhập khẩu khiến giá điện biến động theo thị trường quốc tế. Việc giá khí neo theo giá dầu càng làm giảm khả năng cạnh tranh của các nhà máy điện khí trên thị trường phát điện.
Ưu tiên chiến lược phòng thủ
Từ góc độ đầu tư, năm 2026 mở ra một bức tranh phân hóa rõ rệt trong ngành điện, đòi hỏi nhà đầu tư phải tiếp cận theo hướng chọn lọc.
Chuyên gia tại Mirae Asset khuyến nghị nhà đầu tư cần tách biệt rõ lợi nhuận hoạt động cốt lõi với các yếu tố bất thường. Năm 2025 ghi nhận nhiều doanh nghiệp nhiệt điện hưởng lợi từ chênh lệch tỷ giá, nhưng đây không phải là nguồn lợi nhuận bền vững trong bối cảnh lãi suất và tỷ giá biến động. Do đó, việc đánh giá chất lượng lợi nhuận trở thành yếu tố then chốt.
Về chiến lược phân bổ danh mục, các cổ phiếu có dòng tiền ổn định và tỷ suất cổ tức tiền mặt cao như SJD, SHP, NT2 tiếp tục đóng vai trò “hầm trú ẩn” trong môi trường bất định, dù cần lưu ý rủi ro suy giảm sản lượng thủy điện trong năm El Niño.
Nhóm nhiệt điện than có thể ghi nhận sản lượng tăng nhờ được huy động cao, nhưng biên lợi nhuận chịu áp lực lớn từ giá nhiên liệu, khiến triển vọng lợi nhuận không thực sự vượt trội. Trong khi đó, các doanh nghiệp có danh mục nguồn điện đa dạng như REE, POW, PGV lại nổi lên như lựa chọn cân bằng hơn, nhờ khả năng điều tiết giữa các loại hình phát điện và giảm thiểu rủi ro từ biến động đơn lẻ của từng nguồn.
Ở cấp độ hạ tầng, năm 2026 tiếp tục chứng kiến sự đẩy mạnh đầu tư vào các dự án trọng điểm nhằm giải quyết nút thắt cung cầu. Dự án LNG Quảng Trạch II với tổng vốn hơn 52.000 tỷ đồng, cùng hàng loạt dự án truyền tải 500kV và 110kV trên toàn quốc, đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao năng lực hệ thống. Việc ký kết các hợp đồng EPC quy mô lớn cho thấy quyết tâm chuyển dịch cơ cấu nguồn điện theo hướng hiện đại và linh hoạt hơn. Đồng thời, các đột phá chính sách như cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) hay định hướng phát triển điện hạt nhân tại Ninh Thuận đang mở ra không gian mới cho dòng vốn tư nhân tham gia vào lĩnh vực năng lượng.
Tuy nhiên, cần nhìn nhận một cách khách quan rằng các yếu tố hỗ trợ dài hạn này chưa thể triệt tiêu rủi ro trong ngắn hạn. Ngành điện năm 2026 vẫn chịu tác động đồng thời từ biến đổi khí hậu, biến động giá nhiên liệu và áp lực tài chính hệ thống. Do đó, các khuyến nghị chiến lược mang tính phòng thủ cần được đặt lên hàng đầu.
Như vậy, ngành điện Việt Nam năm 2026 không còn là một lĩnh vực có biên lợi nhuận dễ dự đoán, mà đã trở thành một hệ sinh thái chịu ảnh hưởng mạnh từ các yếu tố vĩ mô toàn cầu. Trong một môi trường mà chi phí năng lượng có xu hướng tăng và rủi ro hệ thống ngày càng lớn, lợi thế sẽ nghiêng về những doanh nghiệp có cấu trúc nguồn điện linh hoạt, quản trị tốt và những nhà đầu tư biết ưu tiên sự bền vững thay vì tăng trưởng ngắn hạn.
