Áp lực từ nhu cầu tăng trưởng kép
Nhu cầu điện thường tăng nhanh hơn tốc độ tăng trưởng kinh tế. Để hiện thực hóa mục tiêu duy trì tăng trưởng GDP khoảng 10%/năm trong giai đoạn 2026-2030, hệ thống điện quốc gia sẽ phải đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng.
Thực tế cho thấy, tiêu thụ điện tại Việt Nam duy trì đà tăng mạnh, tăng 7% trong năm 2025 và tiếp tục tăng tốc trong năm 2026. Chỉ trong 6 tháng đầu năm 2026, sản lượng điện thương phẩm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đạt 152,5 TWh, tăng 10,2% so với cùng kỳ.
 |
ThS. Bùi Thị Loan, Giám đốc Trung tâm Kinh doanh Trực tuyến, Công ty Chứng khoán Yuanta Việt Nam |
Nhìn về trung hạn, tiêu thụ điện được dự báo đạt khoảng 510 TWh vào năm 2030, tương đương tốc độ tăng trưởng kép (CAGR) trên 10%/năm trong giai đoạn 2025-2030. Thách thức vì vậy không còn chỉ là tìm kiếm đủ nguồn phát, mà còn là làm thế nào cung cấp điện với chi phí hợp lý.
EVN hiện vẫn giữ vai trò chủ đạo trong khâu phân phối và bán lẻ điện, trong khi Nhà nước tiếp tục kiểm soát hệ thống điện quốc gia nhằm bảo đảm an ninh năng lượng.
 |
Bất cập cấu trúc: Điểm nghẽn của cơ chế giá điện
Thách thức không còn chỉ là tìm kiếm đủ nguồn phát, mà còn là làm thế nào cung cấp điện với chi phí hợp lý.
Một trong những điểm nghẽn lớn của ngành điện Việt Nam hiện nay là cơ chế giá. Trong khi giá nhiên liệu biến động, điều kiện thời tiết và sự phụ thuộc ngày càng lớn vào các nguồn điện có chi phí cao gây áp lực lên giá mua điện của EVN, giá bán lẻ điện lại được điều chỉnh tương đối thận trọng.
So với các nước trong khu vực, giá bán lẻ điện của Việt Nam thuộc nhóm thấp. Khảo sát cho thấy, giá điện bình quân tại Việt Nam khoảng 0,093 USD/kWh, thấp hơn đáng kể so với Singapore (0,276 USD/kWh), Thái Lan (0,151 USD/kWh) và Indonesia (0,096 USD/kWh), nhưng cao hơn Malaysia (0,063 USD/kWh).
Mặt bằng giá thấp tạo áp lực đối với hiệu quả kinh tế của các dự án năng lượng mới. Với các dự án điện khí, khả năng chi trả là một trong những rào cản chính. Sự chậm trễ kéo dài của dự án Lô B phần nào phản ánh bài toán này. Giá khí đầu vào ước tính khoảng 14 USD/MMBTU, khiến mức giá điện theo hợp đồng mua bán điện (PPA) lên tới khoảng 2.500 đồng/kWh. Mức giá này gây khó khăn cho các nhà máy điện hạ nguồn và EVN trong việc cam kết tiêu thụ khí.
Các dự án nhiệt điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) cũng đối mặt với bài toán tương tự. Tổ hợp điện Nhơn Trạch 3&4 có giá bán điện ước tính cao hơn đáng kể so với giá bán lẻ điện bình quân hiện nay, qua đó làm tăng chi phí mua điện của EVN.
 |
Tín hiệu xoay trục từ cơ quan quản lý
Trong bối cảnh hệ thống năng lượng phải đồng thời giải quyết hai bài toán là tạo điều kiện để EVN thu hồi đầy đủ chi phí và bảo đảm đủ nhiên liệu cho phát điện, Chính phủ đã có những bước đi nhằm tháo gỡ các điểm nghẽn.
Tháng 5/2025, giá bán lẻ điện bình quân được phê duyệt tăng 4,8%, lên 2.204 đồng/kWh. Việc điều chỉnh giá tạo thêm dư địa để EVN cải thiện kết quả kinh doanh và cân đối tài chính.
Ở góc độ vĩ mô, Quyết định 893/QĐ-TTg năm 2023 của Thủ tướng Chính phủ đã thiết lập khuôn khổ phát triển năng lượng quốc gia, bao quát các lĩnh vực dầu khí, than, điện lực và năng lượng tái tạo. Tiếp nối định hướng này, Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia sửa đổi theo Quyết định 363/QĐ-BCT, do Bộ Công Thương ban hành tháng 2/2026, tiếp tục nhấn mạnh yêu cầu bảo đảm an ninh trên toàn bộ chuỗi giá trị năng lượng.
Đáng chú ý, dự thảo sửa đổi Luật Điện lực, dự kiến trình Quốc hội vào kỳ họp cuối năm nay, được kỳ vọng tạo cơ chế để giá bán lẻ điện phản ánh sát hơn chi phí thực tế. Nếu được thông qua, cơ chế này có thể giúp giá điện linh hoạt hơn trước biến động của chi phí đầu vào, đồng thời tạo dư địa để thu hồi các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ nhưng chưa được tính đầy đủ.
Do đó, chính sách giá điện phải cân bằng giữa khả năng chi trả của người sử dụng và yêu cầu bảo đảm nguồn cung cho tăng trưởng kinh tế.
 |
Cơ hội đầu tư từ làn sóng khí hóa
Khi những điểm nghẽn về khả năng mua điện của EVN dần được tháo gỡ, triển vọng kinh tế của các dự án điện khí sẽ được cải thiện. Trong bối cảnh đó, các doanh nghiệp có lợi thế về sản xuất điện khí, nguồn cung khí và hạ tầng LNG có thể hưởng lợi.
Với Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (mã POW), tổ hợp Nhơn Trạch 3&4, đi vào vận hành thương mại từ tháng 12/2025, đang tạo động lực tăng trưởng mới cho lợi nhuận của doanh nghiệp. Dự báo, doanh thu năm 2026 của POW có thể tăng 88%, đạt 64.000 tỷ đồng. Động lực chính đến từ sản lượng điện khí dự kiến tăng 63%, lên 15,8 TWh, cùng giá điện khí bình quân (ASP) tăng 13%, lên 2.595 đồng/kWh. Nhờ đó, lợi nhuận ròng thuộc về cổ đông công ty mẹ (PATMI) năm 2026 có thể tăng 147%, đạt 6.000 tỷ đồng.
Tại Tổng công ty Khí Việt Nam (mã GAS), cơ hội tăng trưởng đến từ việc mở rộng hạ tầng LNG, trong bối cảnh nhu cầu nhập khẩu LNG của Việt Nam có thể đạt 14-18 tỷ mét khối (bcm) vào năm 2030. GAS có lợi thế về hệ thống hạ tầng nhập khẩu, lưu trữ và tái hóa LNG tại Thị Vải - Cái Mép, Sơn Mỹ, cùng các dự án đang được phát triển tại Vũng Áng và Hải Phòng.
GAS cũng đang củng cố năng lực thu mua thông qua hợp đồng cung cấp LNG dài hạn đầu tiên với Tập đoàn Shell cho giai đoạn 2027-2031. Lượng LNG nhập khẩu trong 4 tháng đầu năm 2026 tăng 25% so với cùng kỳ, đạt 1,7 bcm, cho thấy dư địa tăng trưởng của phân khúc này.