Ba áp lực thị trường năng lượng trên toàn cầu nửa cuối 2026 và đầu năm 2027

Ngành điện Việt Nam nên được tái cơ cấu theo hướng nào? Trong hơn 3 thập niên qua, mô hình phát triển tập trung với vai trò nòng cốt của EVN đã góp phần quan trọng đưa Việt Nam từ một quốc gia thường xuyên thiếu điện trở thành quốc gia có hệ thống điện hàng đầu Đông Nam Á. Tuy nhiên, khi thị trường điện từng bước hình thành, chuyển dịch năng lượng tăng tốc và nhu cầu huy động nguồn lực xã hội cho đầu tư điện ngày càng lớn, cấu trúc ngành điện cũng đứng trước yêu cầu phải thay đổi. Vì vậy, tái cơ cấu EVN không nên được nhìn nhận như câu chuyện của riêng một doanh nghiệp, mà là một phần trong quá trình chuẩn bị cho giai đoạn phát triển mới của ngành điện Việt Nam.

Dự báo của JAG theo mô hình EPT-2e:

Thị trường năng lượng toàn cầu năm 2026 đang chịu tác động đồng thời từ 3 áp lực chính:

1. Việc bổ sung công suất năng lượng tái tạo ở mức kỷ lục đang kìm hãm giá điện nền tại châu Âu và một số khu vực ở châu Á.

2. Nguồn cung LNG có dấu hiệu khan hiếm hơn dự kiến ​​do sự chậm trễ của các dự án tại Vịnh Mexico (Mỹ) và Úc.

3. Mùa hè tại Bắc Bán cầu theo dự báo từ NOAA cho thấy nhiệt độ có khả năng cao hơn mức trung bình tại Trung Âu và vùng Trung Tây Hoa Kỳ làm gia tăng rủi ro về nhu cầu năng lượng do nắng nóng.

Mỗi yếu tố nêu trên đều tác động trực tiếp đến việc hình thành giá điện và khí đốt trong ngắn hạn.

Cơ quan Thông tin Năng lượng Hoa Kỳ (EIA) dự báo: Giá bán lẻ điện bình quân năm 2026 tại Hoa Kỳ sẽ tăng khoảng 3-5% so với cùng kỳ năm trước. Chi phí đầu vào cho khí đốt tự nhiên tăng cao và các khoản phí thu hồi vốn đầu tư gia cố lưới điện là những nguyên nhân chính dẫn đến mức tăng này.

Báo cáo “Electricity 2026” của EIA cho thấy: Giá hợp đồng tương lai tại EU, tính đến ngày 26/1/2026, dao động quanh mức trung bình 95 USD/MWh trong năm 2026. Giá LNG giao ngay tại châu Á (chỉ số JKM) tiếp tục biến động theo nhu cầu mùa vụ từ Nhật Bản và Hàn Quốc.

Tần suất cập nhật mô hình là yếu tố then chốt còn thiếu trong các dự báo cơ sở hiện có. Các nhà giao dịch trên thị trường năng lượng châu Âu - vốn chịu ảnh hưởng lớn bởi thời tiết - hiện đang sử dụng các công cụ AI không chỉ để dự báo nhiệt độ và lượng mưa, mà còn để dự báo chính các bản tin dự báo đó. Họ hướng tới việc nắm bắt trước các thay đổi trong dự báo hai tuần của ECMWF (Trung tâm Dự báo Thời tiết châu Âu), trước khi những thay đổi này tác động đến việc định giá lại rủi ro liên quan đến nhu cầu sưởi ấm, sản lượng năng lượng tái tạo và mức độ căng thẳng của hệ thống lưới điện.

EPT-2e - biến thể mô hình tổ hợp (ensemble) của JAG dựa trên kiến ​​trúc Earth Physics Transformer (EPT) là một mô hình nền tảng vật lý tổng quát thay vì chỉ chuyên biệt về thời tiết. Mô hình đã được chứng minh là vượt trội hơn so với giá trị trung bình của mô hình tổ hợp ECMWF (ECMWF ENS) đối với các biến số năng lượng trong phạm vi dự báo từ 0-240 giờ, với chi phí thấp hơn. Sự kết hợp giữa hiệu suất dự báo tổ hợp và khả năng cập nhật thường xuyên giúp chuyển đổi một dự báo giá tĩnh thành lợi thế cạnh tranh trong giao dịch.

Dưới đây là 3 áp lực thị trường năng lượng thế giới nửa cuối năm 2026 dựa theo mô hình EPT-2e vừa được JAG công bố, giúp ngành năng lượng theo dõi, xử lý.

Giá khí tiếp tục tăng trong năm 2026:

Dựa trên các yếu tố cung - cầu đã nêu, xu hướng chung của cả 3 chỉ số giá khí đốt chính đều tăng, mặc dù mức độ biến động có sự khác biệt lớn giữa các khu vực. Giá tại Henry Hub (trung tâm phân phối và giao nhận đường ống dẫn khí đốt tự nhiên đặt tại Erath, Louisiana, Hoa Kỳ) đang phục hồi từ mức đáy ghi nhận trong nhiều năm.

Theo dự báo của EIA: Giá Henry Hub dự kiến ​​đạt mức trung bình 3,60 USD/MMBtu vào năm 2026, nhờ nhu cầu xuất khẩu LNG giúp hấp thụ nguồn cung tăng thêm từ các khu vực Permian và Haynesville. Giá TTF (chỉ số tham chiếu tại cơ sở chuyển nhượng quyền sở hữu khí đốt châu Âu) duy trì ở mức cao hơn về mặt cấu trúc do các nghĩa vụ tái nạp kho dự trữ và những bất ổn còn tồn tại liên quan đến nguồn cung khí đốt qua đường ống từ Nga. Giá JKM (chỉ số tham chiếu cho LNG giao ngay tại châu Á) có thể cao hơn giá TTF trong các giai đoạn nhu cầu đạt đỉnh.

Thời tiết đóng vai trò yếu tố biến động chính tác động đến cả ba chỉ số giá này. Nếu quý 4 năm 2026 tại châu Âu có thời tiết lạnh hơn mức bình thường - kịch bản được nêu trong dự báo theo mùa của ECMWF - mức dự trữ khí đốt của châu Âu sẽ giảm từ mức dự kiến ​​85% công suất vào cuối tháng 10 xuống dưới 70% vào tháng 1/2027. Sự sụt giảm này sẽ đẩy giá TTF lên mức cao và kích hoạt việc chuyển hướng các lô hàng LNG từ châu Á sang châu Âu.

Hiện tại, biên độ chênh lệch của mô hình dự báo tổ hợp EPT-2e đối với nhiệt độ ở độ cao 2 mét tại khu vực Trung Âu (trong khung thời gian dự báo trung hạn) đang rộng hơn so với mô hình ECMWF ENS. Biên độ rộng hơn này cho thấy thị trường đang định giá thấp rủi ro đuôi (tail risk) đối với kịch bản nhu cầu trong quý 4.

Giá điện sẽ tăng bao nhiêu trong năm 2026?

Xu hướng giá điện trong giai đoạn 2026-2027 có sự khác biệt rõ rệt giữa các khu vực. Sự tương tác giữa tỷ trọng năng lượng tái tạo và tính biến động của sản lượng điện phụ thuộc vào thời tiết chính là nguyên nhân dẫn đến sự khác biệt này.

Tại Hoa Kỳ, EIA dự báo: Giá bán lẻ toàn quốc sẽ tăng từ 3-5%. Tuy nhiên, con số tổng thể này che giấu những biến động đáng kể về giá bán buôn tại khu vực ERCOT (Texas) và MISO (Trung Tây) - nơi tỷ trọng điện gió vượt mức 30% làm khuếch đại tác động về giá do sai số dự báo gây ra.

Tại châu Âu, kịch bản cơ sở của EIA ước tính giá điện tải nền (baseload) của Đức ở mức 70-85 EUR/MWh trong nửa cuối năm 2026. Giá điện giao ngay ngày hôm sau (day-ahead) tại Anh (GB) thường cao hơn mức giá của Đức từ 5-10 EUR/MWh do các hạn chế về đường dây kết nối liên vùng.

Tại châu Á, giá bán buôn tại Nhật Bản được dự báo ở mức 15-20 JPY/kWh trong suốt năm 2026, với giá thị trường biên hệ thống (SMP) của Hàn Quốc ở mức tương đương. Cả hai thị trường này đều nhạy cảm với những biến động của giá khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) trên thị trường giao ngay.

Biến động do thời tiết là yếu tố chính gây ra rủi ro tăng giá tại cả ba khu vực. Các dự báo của JAG ước tính tác động đến lợi nhuận (P&L) là 1,5 triệu USD trên mỗi gigawatt (GW) công suất hàng năm tại các thị trường năng lượng châu Âu. Con số này tăng tỷ lệ thuận theo quy mô danh mục đầu tư (tính bằng GW). Một danh mục điện gió quy mô 1 GW nếu cải thiện được 4 điểm phần trăm về độ chính xác dự báo sẽ giúp tiết kiệm khoảng 1,5 triệu EUR/năm, dựa trên các cơ cấu phòng ngừa rủi ro và chế tài phạt mất cân bằng phổ biến. Với cùng mức cải thiện độ chính xác, một danh mục điện mặt trời quy mô 1 GW sẽ tiết kiệm được khoảng 3 triệu EUR/năm. Đối với danh mục có công suất quản lý 10 GW, các con số này sẽ tăng tương ứng lên mức 15 triệu EUR và 30 triệu EUR.

Triển vọng thị trường khí đốt năm 2026?

Bối cảnh cơ cấu của thị trường khí đốt toàn cầu trong giai đoạn 2026-2027 cho thấy sự cân bằng cung - cầu thắt chặt hơn so với những gì các con số về công suất LNG danh nghĩa thể hiện. EIA nhấn mạnh các công suất hóa lỏng LNG mới dự kiến ​​sẽ đi vào hoạt động trên toàn cầu trong giai đoạn cuối thập niên 2020, chủ yếu từ các dự án tại Vịnh Mexico, Hoa Kỳ (như Plaquemines LNG và Corpus Christi Giai đoạn 3) và dự án mở rộng mỏ North Field của Qatar. Việc chậm trễ trong khâu đưa dự án vào vận hành và tiến độ tăng công suất thực tế đã hạn chế lượng cung tăng thêm tiếp cận thị trường giao ngay (spot market) trong năm 2026. Những hạn chế này chưa đủ để nới lỏng đáng kể chênh lệch giá giữa TTF và JKM.

Rủi ro về nhu cầu do yếu tố thời tiết đóng vai trò là tác nhân chính khuếch đại sự biến động. Như đã đề cập trước đó, việc dự đoán các thay đổi trong dự báo của ECMWF trước khi thị trường kịp điều chỉnh giá theo các thay đổi đó hiện là nguồn tạo ra lợi nhuận vượt trội (alpha). “Chúng tôi sớm nhận ra rằng, vấn đề này liên quan đến bản chất con người nhiều hơn là thiên nhiên. Các nhà giao dịch cần một hệ thống hiểu được cách thế giới vật lý tác động đến thị trường” - Marvin Gabler - nhà sáng lập JAG nhận định.

Các câu hỏi thường gặp liên quan đến năng lượng trong năm 2026-2027:

1. Nguồn nào cung cấp 80% tổng năng lượng toàn cầu?

Nhiên liệu hóa thạch (bao gồm dầu mỏ, khí tự nhiên và than đá) cùng nhau cung cấp khoảng 80% năng lượng sơ cấp toàn cầu. Tỷ trọng này vẫn duy trì ở mức tương đối ổn định trong nhiều thập kỷ bất chấp việc công suất năng lượng tái tạo gia tăng nhanh chóng. Báo cáo Triển vọng Năng lượng Thế giới của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) ghi nhận dầu mỏ chiếm khoảng 30% tổng lượng năng lượng, than đá 26% và khí tự nhiên 23%, trong khi năng lượng hạt nhân, thủy điện và các nguồn năng lượng tái tạo hiện đại chiếm phần còn lại.

Sự thống trị bền bỉ của nhiên liệu hóa thạch phản ánh quy mô của cơ sở hạ tầng hiện có, cũng như mật độ năng lượng cao của các nhiên liệu hydrocacbon. Điều này cũng phản ánh tốc độ mà năng lượng tái tạo có thể thay thế sản xuất điện nhiệt năng trong vai trò cung cấp tải nền và nguồn điện có thể điều độ. Sự biến động sản lượng năng lượng tái tạo do thời tiết (đặc biệt là điện gió và điện mặt trời) đồng nghĩa với việc sản xuất điện từ khí đốt vẫn là nguồn lực cân bằng chính tại hầu hết các thị trường điện đã tự do hóa. Vai trò này tạo ra mối liên hệ trực tiếp giữa độ chính xác của dự báo thời tiết và quá trình hình thành giá khí đốt.

2. Giá khí đốt dự kiến ​​sẽ ở mức nào vào năm 2027?

Triển vọng giá khí tự nhiên năm 2027 chịu tác động của hai lực lượng đối nghịch. Một mặt, nguồn cung LNG bổ sung từ các dự án tại Vịnh Mexico (Hoa Kỳ) và Qatar sẽ đạt công suất vận hành tối đa. Mặt khác, nhu cầu vẫn duy trì ở mức cao do sự phục hồi công nghiệp tại châu Âu và nhu cầu sử dụng khí đốt cho sản xuất điện tại châu Á.

Theo kịch bản cơ sở của IEA cho năm 2027: Giá TTF dự kiến ​​dao động trong khoảng 35-50 EUR/MWh và giá Henry Hub ở mức 3,00-4,20 USD/MMBtu, với giả định mùa đông tại Bắc Bán cầu diễn ra bình thường trong cả hai giai đoạn 2026-2027 và 2027-2028.

Nếu mùa đông lạnh hơn mức bình thường xảy ra vào một trong hai năm này, lượng khí dự trữ tại châu Âu sẽ sụt giảm mạnh, đẩy giá TTF lên mức 55-65 EUR/MWh và kích hoạt việc chuyển hướng nguồn cung LNG từ châu Á sang châu Âu, qua đó đẩy giá JKM lên mức 18-22 USD/MMBtu. Ngược lại, kịch bản giảm giá - kết hợp giữa mùa đông ấm áp và việc tăng công suất LNG tối đa - sẽ đẩy giá TTF xuống dưới 30 EUR/MWh và giá Henry Hub về mức 2,50 USD/MMBtu. Độ chính xác của dự báo thời tiết trong khoảng thời gian 10-15 ngày tới có ảnh hưởng lớn nhất đến việc kịch bản nào sẽ xảy ra, bởi tốc độ rút khí từ kho dự trữ sẽ phản ứng với các biến động nhiệt độ bất thường chỉ trong vòng vài ngày.

Liệu giá khí đốt tự nhiên có được dự báo sẽ giảm? Xu hướng cơ bản của giá khí đốt tự nhiên từ nay đến năm 2027 là đi ngang, hoặc giảm nhẹ tại Hoa Kỳ và đi ngang, hoặc tăng tại châu Âu, châu Á. Tại Hoa Kỳ, tốc độ tăng trưởng nguồn cung nội địa vẫn tiếp tục vượt xa nhu cầu. Trong khi đó, tại châu Âu và châu Á, sự phụ thuộc vào nhập khẩu LNG cùng các quy định bắt buộc về dự trữ đã tạo ra một mức giá sàn vững chắc. Giá tại Henry Hub khó có khả năng quay lại mức dưới 2,00 USD/MMBtu như đã thấy trong năm 2024, do nhu cầu xuất khẩu LNG đã hấp thụ hết phần nguồn cung tăng thêm.

Giá TTF khó có thể giảm xuống dưới mức 25-30 EUR/MWh, xét đến chi phí nạp lại kho dự trữ tại châu Âu và khoản bù rủi ro còn lại do sự bất định về nguồn cung từ Nga. Kịch bản giảm giá chính đối với cả hai chỉ số tham chiếu này là sự kết hợp giữa nền nhiệt cao hơn mức trung bình trong quý 4/2026 và quý 1/2027 cùng với việc các dự án LNG đạt công suất tối đa. IEA ước tính xác suất xảy ra kịch bản này là 20-25% trong mô hình phân bổ rủi ro hiện tại của họ. Độ chính xác của dự báo thời tiết - đặc biệt là khả năng phát hiện các bất thường về nhiệt độ trước 10-15 ngày (trước khi chúng được phản ánh vào đường cong giá kỳ hạn) - sẽ quyết định liệu các nhà giao dịch có thể thiết lập vị thế đón đầu kịch bản này trước thị trường.

3. Triển vọng giá năng lượng toàn cầu thế nào?

Triển vọng giá năng lượng toàn cầu giai đoạn 2026-2027 cho thấy sự phân hóa giữa các khu vực, mức độ biến động cao do yếu tố thời tiết và sự thay đổi trong các nguồn rủi ro về giá. Trên thị trường điện, sự gia tăng nhanh chóng công suất điện gió và điện mặt trời đang kìm hãm giá bán buôn bình quân tại châu Âu và một số khu vực ở châu Á. Đồng thời, điều này cũng làm tăng tần suất và biên độ của các đợt tăng giá đột biến trong ngày do sự thiếu hụt sản lượng từ các nguồn năng lượng tái tạo.

Trên thị trường khí đốt, cơ chế chênh lệch giá (arbitrage) của LNG đang thắt chặt mối tương quan giữa Henry Hub, TTF và JKM. Một hiện tượng thời tiết tại một khu vực giờ đây có thể nhanh chóng tác động đến các chỉ số tham chiếu toàn cầu chỉ trong vài ngày. Hệ quả, tạo ra một môi trường thị trường mà ở đó, độ chính xác của dự báo trong khoảng thời gian 5-15 ngày có tác động lớn hơn đến kết quả lãi/lỗ (P&L) so với bất kỳ thời điểm nào trước đây trong lịch sử giao dịch năng lượng tự do hóa.

Như đã đề cập, lợi ích kinh tế từ độ chính xác của dự báo là rất đáng kể, mang lại khoản tiết kiệm hàng triệu euro mỗi năm cho quy mô công suất 1 GW, và mức tiết kiệm này tăng tỷ lệ thuận với quy mô danh mục đầu tư lớn hơn. Những yếu tố kinh tế này minh chứng cho việc đầu tư mạnh mẽ vào cơ sở hạ tầng dự báo; đồng thời giải thích lý do tại sao các công ty điện, các nhà giao dịch năng lượng và các quỹ đầu tư định lượng (quant funds) trên khắp năm châu lục lại sử dụng dự báo của JAG (Jua for Energy) song song với các gói dịch vụ ECMWF hiện có của họ.

Kết luận:

Thị trường năng lượng toàn cầu giai đoạn 2026-2027 sẽ chịu ảnh hưởng lớn bởi sự biến động do thời tiết gây ra - điều mà cơ sở hạ tầng dự báo truyền thống gặp khó khăn trong việc xử lý với tốc độ và tần suất mà hoạt động giao dịch hiện đại đòi hỏi. Kịch bản chủ đạo bao gồm giá khí đốt Henry Hub ở mức 3,60 USD/MMBtu, cùng với mức giá cao của TTF và giá điện bán buôn tại châu Âu. Các kịch bản cực đoan theo chiều hướng tăng giá - bắt nguồn từ các đợt rét đậm, hiện tượng Dunkelflaute (giai đoạn ít gió và ít nắng) và sự chậm trễ trong nguồn cung LNG - vẫn tiềm ẩn nguy cơ đủ lớn để làm thay đổi giá trị danh mục đầu tư lên tới hàng trăm triệu euro./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Link tham khảo:

https://jua.ai/articles/energy-market-forecast-2026/#2026-energy-market-outlook-three-pressures-to-watch