越南工貿部在調整後的第八版電力規劃中提出，到2030年發電與進口電量應達約5604億至6246億千瓦時，全系統最大功率約89655至99934兆瓦。但該部同時認定，2026至2030年期間總功率約44900兆瓦的大型電源項目存在落後於規劃進度的風險，其中以燃氣發電、大型水電、抽水蓄能及電力進口為主。

分區域看，北部地區約有6600兆瓦電源被認定可能無法按預期進度投運。燃氣發電被視為最大瓶頸之一：太平液化天然氣（1500兆瓦）、廣寧液化天然氣（1500兆瓦）、海陵液化天然氣一期（約1500兆瓦）、薄寮液化天然氣（3200兆瓦），以及山美一號和山美二號兩個項目（合計約4500兆瓦）均被列入可能延誤名單。

國內氣電同樣受制於整條產業鏈的同步進度。洛B—烏門氣電鏈涵蓋氣田開發、管道系統和四座電廠，總功率約3810兆瓦，其中由丸紅—Vietracimex聯合體投資的烏門二號電廠約1050兆瓦；工貿部表示洛B氣田預計於2027年第三季度產出首批天然氣。鯨魚氣電鏈各電廠總功率約3750兆瓦，按國家能源規劃調整，鯨魚氣田項目預計約在2030至2031年投運。北部電力平衡方案中，還計入從中國進口約3000兆瓦、從老撾進口600兆瓦，這部分也被認為可能無法按期到位。

在新電源趕工期的同時，用電負荷持續高於預測。工貿部估算2026年全系統發電與進口電量約3562億千瓦時，同比增長10.3%，比基礎情景高出約62億千瓦時，系統最大功率達57537兆瓦；北部電量約1708億千瓦時，增長11.9%。今年第四季度北部負荷預計增長約14%，多省接近20%。該部判斷2027年將面臨多重交織的挑戰，2028年甚至可能更困難，因為基荷電源需要投資週期，難以及時投運。

天氣因素進一步加大壓力。厄爾尼諾自10月下旬起影響越南，水電站入庫水量僅為多年平均的約80%，2026年水電發電量預計比上年減少約185億千瓦時。工貿部與農業和環境部首次一致同意，水電站不僅蓄水至12月31日，而是延長至2027年3月31日，為旱季發電預留水源。

面對緊迫的電源需求，工貿部長黎孟雄要求，已確定必須在2027年投運的電源和電網工程“必須做到”，並須設定明確的決策節點和進度節點。他提出“工作矩陣必須與責任矩陣、風險矩陣並行”，不按準備推遲進度的方向制定方案。國家電力系統與電力市場運營公司（NSMO）被要求重新測算全部電源項目並著眼長期，制定基礎情景、調度情景和旱季高峰檢查情景，測算須考慮各電源的實際可用性，包括多起事故或“雙重事故”同時發生的情形。

火電方面，工貿部要求重新安排檢修計劃，優先在1至4月檢修，避免在旱季高峰和年底停機，並嚴明運行紀律，防止主觀原因引發事故。該部還要求考慮“削峰”方案，包括電池儲能系統（BESS）、工業園區和大型客戶及機關屋頂光伏，以及增加電力進口；電力行業目標是在2027年通過負荷調整，使北部至少削減約3000兆瓦峰值功率。