Ngày 7 tháng 8, khi nhiều tỉnh trên toàn quốc lần lượt công bố giá mua điện đại diện cho tháng 8 năm 2026, một bộ dữ liệu nhanh chóng trở thành tâm điểm chú ý của thị trường năng lượng: giá mua điện đại diện trung bình toàn quốc tăng 6,3% so với tháng trước, lên 0,3532 NDT/kWh, với mức tăng hàng tháng là 2,08 xu/kWh. Để so sánh, mức tăng so với cùng kỳ năm 2024 và 2025 lần lượt chỉ là 1,3% và 1,1%, tương ứng với mức tăng chưa đến 0,41 xu và 0,48 xu/kWh. Mức tăng so với tháng trước trong tháng 8 năm nay gấp bốn đến năm lần so với cùng kỳ hai năm trước, phá vỡ rõ rệt nhịp điệu tăng theo mùa thông thường của giá điện "đón đỉnh hạ", gửi đi tín hiệu mạnh mẽ về sự đảo chiều đáy giá thị trường điện.
Uống trước, nhả sau: Tại sao đường cong giá điện lại "thay đổi cục diện"?
Nhìn vào quỹ đạo trong năm, đợt tăng giá điện này không hề suôn sẻ. Từ đầu năm, mặc dù giá than nhiệt điện có tăng, nhưng do có độ trễ trong việc truyền tải giữa giá điện than và giá than, giá mua điện đại diện trung bình của các tỉnh vẫn tiếp tục giảm trong nửa đầu năm. Bước ngoặt xảy ra vào tháng 7 – giá mua điện đại diện chuyển từ giảm sang tăng, và mức tăng so với tháng trước trong tháng 8 tiếp tục mở rộng, tạo thành hình thái tăng dốc "bứt tốc ở chặng sau".
Xu hướng "uống trước, nhả sau" này đã chứng minh điều mà thị trường đã liên tục nhấn mạnh: sự đảo chiều đáy giá điện thị trường đang tiếp diễn trong bối cảnh chi phí năng lượng tăng. Nếu năm 2026 được xác nhận là đáy của chu kỳ giá điện, thì triển vọng cho năm 2027, phía thu nhập điện, có thể thoát khỏi phạm vi giảm phát, và đáy lợi nhuận của các loại tài sản điện cũng sẽ trở nên rõ ràng, đón nhận cơ hội chuyển hướng đi lên.
Phân hóa khu vực: Miền Trung và Tây tăng chung, ven biển giảm
Điều đáng chú ý là đợt tăng này không phải là "mưa đều", mà thể hiện một cục diện phân hóa khu vực rõ rệt. Giá mua điện đại diện trong tháng 8 cho thấy sự tăng chung ở miền Trung và Tây, và sự suy giảm ở các khu vực ven biển – những nơi đã có mức tăng đáng kể trong các tháng trước và đang trong giai đoạn tiêu thụ.
- Vùng Trung Hoa dẫn đầu toàn quốc: Hà Nam tăng 26,1%, Tứ Xuyên tăng 22,4%, Giang Tây tăng 11,9%, Hồ Nam tăng 9,4%;
- Vùng Bắc Hoa ổn định và tăng: Sơn Đông tăng 12,8%, Sơn Tây tăng 14,9%;
- Vùng Tây Bắc dẫn đầu về mức tăng: Cam Túc tăng 22,3%, Thiểm Tây tăng 17,3%;
- Xét theo năm, Hà Nam tăng 10,8%, Sơn Đông tăng 6,6%, Hà Bắc tăng 5,0%, Phúc Kiến tăng 0,6%.
Sự chênh lệch tăng giảm giữa các khu vực phản ánh sự khác biệt về cấu trúc nguồn điện, cục diện cung cầu và mức giá điện của các tỉnh khác nhau. Các tỉnh miền Trung và Tây có tỷ trọng nhà máy nhiệt điện và thủy điện cao, chịu ảnh hưởng trực tiếp hơn từ sự biến động của nguồn nước và sự truyền tải giá than; trong khi các tỉnh ven biển, do cơ sở giá tăng nhanh trước đó và nguồn cung điện xanh tương đối dồi dào, giá trong tháng này có sự suy giảm nhẹ, thuộc giai đoạn tiêu thụ ở mức cao chứ không phải đảo ngược xu hướng.
Ba yếu tố cộng hưởng: Giá than, nhu cầu và cải cách
Động lực thúc đẩy sự tăng giá vượt mùa trong đợt này có thể được quy về ba cấp độ.
Thứ nhất, trung tâm giá than tăng, truyền tải chi phí bắt đầu
Vào ngày 5 tháng 8, cả ba cấp của chỉ số than nhiệt điện CCI đều tăng, với than 5500 kcal báo giá 839 NDT/tấn, tăng 39 NDT so với 800 NDT/tấn ngày 10 tháng 7, mức tăng gần 5%; giá than giao ngay 5500 kcal tại Tần Hoàng Đảo cũng tăng trở lại mức 823 NDT/tấn, cao hơn 171 NDT/tấn so với cùng kỳ. Việc kiểm soát an toàn sản xuất chặt chẽ, sản lượng và tồn kho đều giảm, cộng với sự thắt chặt của giá than quốc tế, đã cung cấp sự hỗ trợ chi phí trực tiếp nhất cho việc tăng giá điện.
Hai, nhu cầu mùa hè đạt kỷ lục
Phía nhu cầu cũng "bùng nổ". Tiêu thụ điện toàn xã hội của Quảng Đông trong tháng 7 đạt 100,798 tỷ kWh, trở thành tỉnh đầu tiên trên toàn quốc vượt mốc 100 tỷ kWh trong một tháng; lưới điện Giang Tô đạt mức tải cao nhất là 160,9 triệu kWh vào ngày 31 tháng 7, trở thành lưới điện cấp tỉnh đầu tiên trong hệ thống lưới điện quốc gia vượt mốc 160 triệu kWh. Lượng tiêu thụ điện hàng ngày của sáu khu vực ven biển duy trì trên mức cao 940 nghìn tấn, áp lực bổ sung kho của các nhà máy điện vẫn còn, và cục diện cung cầu eo hẹp tạo sự hỗ trợ mạnh mẽ cho giá điện.
Ba, cải cách thị trường điện được đẩy mạnh
Kể từ khi cải cách thị trường giá điện sản xuất bằng than được triển khai toàn diện vào năm 2021, "mua điện ủy quyền" đã trở thành một kênh quan trọng để người dùng công nghiệp và thương mại tham gia thị trường điện: những người dùng chưa mua điện trực tiếp từ thị trường sẽ được các doanh nghiệp lưới điện mua hộ, với giá được công bố hàng tháng. Giá mua điện ủy quyền phản ánh tổng hợp giá điện sản xuất, chi phí dịch vụ phụ trợ và kết quả giao dịch thị trường, là một cửa sổ quan trọng để quan sát trung tâm giá thị trường điện. Khi giao dịch trung và dài hạn, thị trường giao ngay và cơ chế giá công suất ngày càng trưởng thành, tín hiệu giá than truyền đến giá điện cuối cùng ngày càng nhạy bén, sự gia tăng trong đợt này chính là sự thể hiện của cơ chế định giá thị trường có hiệu lực.
Phân tích ngành: Giá điện đảo chiều đáy, logic lợi ích được đào sâu hơn
Đối với ngành điện, giá điện là "mạch máu". Trong hai năm qua, dưới sự kìm kẹp kép của giá điện giảm và giá than tăng, hiệu suất của phân khúc điện nhiệt bị áp lực, tỷ lệ nắm giữ quỹ của phân khúc tiện ích đã giảm xuống mức thấp nhất kể từ năm 2021 là 0,26%, ở trạng thái định giá lịch sử thấp. Giá mua điện ủy quyền tăng vượt mùa này được các tổ chức coi là một điểm mấu chốt "tín hiệu đáy giá điện rõ ràng" – nếu giá điện được xác nhận là đáy vào năm 2026, thu nhập điện vào năm 2027 sẽ trải qua suy thoái, và các tài sản như điện nhiệt, thủy điện có thể đón nhận "cú đúp" về hiệu suất và định giá, trong khi phân khúc than cũng có thể duy trì hiệu suất vượt trội nhờ sự tăng trưởng đồng thời về khối lượng và lợi nhuận.
Đồng thời, tốc độ thúc đẩy của việc lắp đặt và tiêu thụ điện xanh, cùng với chính sách cải cách hệ thống điện, vẫn là biến số quan trọng ảnh hưởng đến trung tâm giá điện dài hạn. Đối với các nhà đầu tư, điểm uốn giá điện có nghĩa là sự đào sâu logic phân bổ tài sản lợi ích: không chỉ các nhà điện nhiệt và thủy điện truyền thống với cổ tức cao được hưởng lợi, mà các nhà vận hành điện xanh có lợi thế về chi phí và đảm bảo tiêu thụ cũng sẽ có kỳ vọng lợi nhuận rõ ràng hơn.
Góc nhìn Châu Á - Thái Bình Dương: Tín hiệu giá điện định hình lại cục diện năng lượng khu vực
Nhìn lại Châu Á - Thái Bình Dương, sự thay đổi trong đường cong giá điện của Trung Quốc không phải là một sự kiện đơn lẻ. Trong tháng 7, tỷ lệ lạm phát của Lào tăng lên 7,6%, trong đó sự tăng mạnh của giá điện là động lực lớn nhất, và chi phí năng lượng đang tiếp nối tỷ giá hối đoái trở thành động cơ lạm phát mới của khu vực; các quốc gia Đông Nam Á như Việt Nam và Indonesia cũng phải đối mặt với áp lực cung cầu điện eo hẹp và giá điện tăng. Là "pin lưu trữ của Đông Nam Á", Lào xuất khẩu điện cho các nước láng giềng dựa trên nguồn tài nguyên thủy điện phong phú, sự đào sâu cải cách thị trường điện của Trung Quốc và sự dịch chuyển trung tâm giá điện, về lâu dài sẽ giúp nâng cao cơ sở định giá giao dịch điện xanh xuyên biên giới, và mở ra không gian rộng lớn hơn cho sự kết nối điện Trung - Lào và hội nhập lưới điện ASEAN.
Đối với các nhà đầu tư quan tâm đến thị trường năng lượng Châu Á - Thái Bình Dương, giá điện không chỉ là chi phí mà còn là tín hiệu chu kỳ. Từ sự truyền dẫn của giá than, đỉnh nhu cầu đến cơ chế thị trường, mỗi biến số đều đang định hình lại tọa độ giá trị của tài sản điện khu vực. Xu hướng giá năng lượng tức thời thường đi trước điểm uốn định giá của tài sản, và đáng được theo dõi liên tục.
(Bài viết này được tổng hợp dựa trên dữ liệu thị trường công khai và nghiên cứu của các tổ chức, không cấu thành lời khuyên đầu tư.)
