Hiện tượng thực tế và những mảnh ghép thông tin
Tọa đàm "Tiết kiệm điện: Giải pháp cho mùa nắng nóng" do Tạp chí Công Thương tổ chức ngày 11/6/2026 đã công bố các số liệu vận hành hệ thống điện quốc gia trong bối cảnh El Nino quay trở lại với cường độ mạnh.
Theo ông Phạm Minh Đức, Phó Trưởng phòng Điều độ, NSMO, nắng nóng đến sớm từ cuối tháng 5/2026 với nền nhiệt nhiều nơi lên tới 41 độ C đã đẩy nhu cầu điện tăng vọt.
Các chỉ số vận hành then chốt được ghi nhận như sau:
| Chỉ số | Toàn quốc | Miền Bắc |
|---|---|---|
| Công suất đỉnh | 58.100 MW | ~30.000 MW |
| Sản lượng điện ngày | 1,2 tỷ kWh | ~630 triệu kWh |
| Mức tăng công suất so với cùng kỳ 2025 | - | +27,5% |
| Mức tăng sản lượng so với cùng kỳ 2025 | - | +25,7% |
| Mức tăng công suất đỉnh tuyệt đối so với 2025 | - | +1.800 MW (tương đương Nhà máy Thủy điện Hòa Bình) |
| Mức tăng so với cùng kỳ (cộng dồn) | - | +6.400 MW (bằng tổng công suất thủy điện sông Đà + 1 tổ máy nhiệt điện than lớn) |
Nguồn: Số liệu từ NSMO, được trình bày tại tọa đàm (theo Vietnam+).
Để bù đắp thiếu hụt công suất đỉnh tại miền Bắc, NSMO đã phải liên tục huy động hàng ngàn MW từ miền Trung và miền Nam truyền tải qua trục 500 kV Bắc-Nam. Việc duy trì dòng công suất lớn trong thời gian dài, kết hợp thời tiết nắng nóng, tiềm ẩn rủi ro về điện áp và sự cố thiết bị.
Bên cạnh đó, hiệu suất các nguồn điện bị suy giảm do thời tiết cực đoan: mực nước hồ thủy điện xuống thấp, nhiệt độ môi trường và nhiệt độ nước làm mát tăng cao khiến nhiều tổ máy nhiệt điện than buộc phải giảm công suất. Hệ thống đã phải huy động các nguồn có chi phí cao như LNG, nhiệt điện chạy dầu DO và tuabin khí.
Bản chất dòng tiền đang vận hành ra sao
Sự gia tăng đột biến của phụ tải điện phản ánh một hiện tượng cơ bản về áp lực thanh khoản trên thị trường năng lượng. Dòng vốn và chi phí vận hành đang chịu hai lực đẩy song song.
Thứ nhất, chi phí sản xuất biên tăng mạnh do phải huy động các nguồn điện có chi phí nhiên liệu cao (LNG, dầu DO). Điều này làm gia tăng chi phí vốn lưu động cho các doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng điện.
Thứ hai, rủi ro thanh khoản hệ thống xuất hiện khi hạ tầng truyền tải 500 kV phải hoạt động ở công suất thiết kế tối đa trong thời gian dài. Bất kỳ sự cố nào trên tuyến này cũng có thể gây ra hiệu ứng domino về mất cân bằng cung-cầu cục bộ.
Từ góc nhìn tài chính, tình trạng này tương đồng với khái niệm "sự kiện đuôi" (tail risk) trong quản lý danh mục năng lượng. Các nhà đầu tư vào cổ phiếu ngành điện, đặc biệt là các doanh nghiệp nhiệt điện than và thủy điện, cần đánh giá lại biên lợi nhuận khi chi phí vận hành tăng.
Ông Trần Viết Nguyên, Phó Trưởng ban Kinh doanh và mua bán điện, EVN, khẳng định tiết kiệm điện là "nguồn năng lượng đầu tiên". Thống kê của Ngân hàng Thế giới cho thấy chi phí tiết kiệm 1 kWh chỉ bằng 1/4 đến 1/5 chi phí sản xuất, truyền tải và phân phối 1 kWh. Đây là một chênh lệch chi phí rất lớn.
Bối cảnh và các dữ kiện cần theo dõi
Các yếu tố cần được theo dõi trong thời gian tới bao gồm:
- Diễn biến thời tiết El Nino: cường độ và thời gian kéo dài sẽ tiếp tục ảnh hưởng trực tiếp đến mực nước hồ thủy điện và hiệu suất nhiệt điện.
- Khả năng huy động nguồn điện chi phí cao (LNG, dầu DO) kéo dài, tác động đến giá điện bình quân và chỉ số CPI.
- Mức độ tuân thủ các chương trình tiết kiệm điện từ doanh nghiệp và hộ dân, đặc biệt trong các đợt nắng nóng kế tiếp.
- Tiến độ nâng cấp hạ tầng truyền tải, bao gồm các dự án đường dây 500 kV mới để giảm áp lực lên trục Bắc-Nam.
Ông Nguyễn Đình Hiệp, Chủ tịch VECEA, nhấn mạnh sự cần thiết của mô hình ba "chân kiềng" Nhà nước - doanh nghiệp - người dân trong thực thi tiết kiệm năng lượng. Các chính sách như Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, kiểm toán năng lượng, và dán nhãn hiệu suất cao là những công cụ hiện hữu.
Từ góc nhìn vĩ mô, áp lực lên hệ thống điện mùa Hè 2026 là một tín hiệu về độ trễ chính sách (policy lag) trong đầu tư hạ tầng năng lượng so với tốc độ tăng trưởng phụ tải. Các nhà đầu tư cần đánh giá rủi ro này trong việc phân bổ vốn vào các ngành phụ thuộc nhiều vào năng lượng.