Áp lực chi phí mua điện đầu vào tăng từ quý 2/2026

Từ Quý 2/2026, Chứng khoán Rồng Việt nhận định giá điện thị trường toàn phần (FMP) có xu hướng dần tăng, do nguồn cung thủy điện không còn dồi dào như giai đoạn Quý 2 và Quý 3/2025. Nhận định này được đưa ra trên cơ sở diễn biến cung – cầu điện và cơ cấu huy động các nhóm phát điện trong Quý 1/2026.

Diễn biến tiêu thụ và công suất hệ thống

Trong Quý 1/2026, tổng lượng điện tiêu thụ trên toàn hệ thống ước đạt 77,4 tỷ kWh, tăng 6,5% so với cùng kỳ năm trước. Công suất đỉnh toàn quốc (PMax) tăng 6,7% so với cùng kỳ, nhờ các dự án đường dây truyền tải liên miền hoàn thành trong nửa cuối năm 2025.

Nổi bật là đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch – Phố Nối, giúp nâng cao khả năng điều độ hệ thống và truyền tải điện từ miền Trung ra miền Bắc, đáp ứng nhu cầu phụ tải cao tại Đồng bằng sông Hồng.

Tính đến cuối Quý 1/2026, ước tính tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống đạt 89,3 GW, tăng 8,8% so với cùng kỳ. Động lực tăng trưởng đến từ nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 (POW) cùng các dự án điện gió trên bờ và gần bờ.

Cơ cấu huy động các nhóm phát điện

Sản lượng huy động thủy điện tăng 7,8% lên 14,9 tỷ kWh nhờ hiện tượng La Niña kéo dài. Tuy nhiên, tác động này dự kiến sẽ kết thúc từ Quý 2/2026.

Với nhóm nhiệt điện than, sản lượng huy động đi ngang ở mức 40,6 tỷ kWh (-0,3%). Nguyên nhân được nêu là nhu cầu huy động thấp do sản lượng thủy điện vẫn cao, trong khi việc mở rộng công suất nhiệt điện khí và năng lượng tái tạo giúp đảm bảo nhu cầu năng lượng.

Sản lượng huy động từ các nguồn năng lượng tái tạo tăng 16% so với cùng kỳ. Trong đó, sản lượng điện gió tăng 24,6% nhờ công suất lắp đặt năng lượng tái tạo tăng 30% so với cùng kỳ; sản lượng điện mặt trời tăng 3,4% do điều kiện bức xạ được cải thiện.

Nhóm điện khí ghi nhận sản lượng huy động tăng 15,5% so với cùng kỳ, chủ yếu nhờ đóng góp từ Nhơn Trạch 3 và 4. Trong 2 tháng đầu năm 2026, hai nhà máy này sản xuất 510 triệu kWh, tương đương 15% sản lượng điện khí trong kỳ. Nếu loại trừ đóng góp này, sản lượng nhóm điện khí chỉ tăng 3% so với cùng kỳ.

Đáng chú ý, sản lượng nhập khẩu điện tăng 120% so với cùng kỳ sau khi hoàn chỉnh nhiều dự án đường dây truyền tải hiệu suất cao để nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc, như dự án 500 kV Monsoon – Thạnh Mỹ.

Giá điện thị trường toàn phần (FMP) và diễn biến giá đầu vào

Giá điện thị trường toàn phần (FMP) được ghi nhận không đổi dù giá CAN cải thiện. Cụ thể, FMP bình quân của EVN/NSMO trong quý đạt 1.255 đồng/kWh, đi ngang so với mức bình quân Quý 1/2025 (-2% so với cùng kỳ), trong khi CAN tăng lên 160 đồng/kWh (tăng 2,2 lần so với cùng kỳ).

Mức giá tương đối thấp trong quý được cho là do nguồn cung thủy điện giá thấp vẫn dồi dào, đặc biệt trong tháng 1 và tháng 2, làm giảm nhu cầu huy động từ các nguồn giá cao hơn. Đồng thời, chi phí nhiên liệu than và khí trong hai tháng đầu năm vẫn ở mức thấp.

Triển vọng từ Quý 2/2026 và tác động đến giá

Từ Quý 2/2026, Chứng khoán Rồng Việt dự báo FMP sẽ dần tăng do thiếu hụt nguồn thủy điện giá thấp so với giai đoạn trước. Theo cập nhật từ các cơ quan dự báo khí hậu, pha La Niña dự kiến kết thúc từ tháng 4/2026, kéo theo lượng mưa tại khu vực châu Á – Thái Bình Dương giảm so với mức đỉnh năm 2025. Chu kỳ ENSO chuyển sang trạng thái trung tính từ Quý 2/2026, với điều kiện thủy văn khô hạn hơn cùng kỳ.

Điều này được kỳ vọng sẽ hạn chế khả năng vận hành của thủy điện và làm tăng áp lực huy động lên các nguồn nhiệt điện than và điện khí. Ngoài ra, dự báo giá FMP tăng còn chịu ảnh hưởng bởi xu hướng tăng của giá nhiên liệu khí dưới tác động của xung đột giữa Mỹ và Israel–Iran.

Hệ quả là áp lực chi phí mua điện đầu vào có thể khiến EVN điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện đối với khách hàng dân dụng và công nghiệp.