Từ an ninh năng lượng đến cơ hội cho doanh nghiệp khí - điện

Hệ thống điện mặt trời mái nhà công suất gần 10 kWp kết hợp bộ lưu trữ năng lượng 16 kWh của gia đình ông Nguyễn Trọng Tú tại phường Trường Vinh (Nghệ An), góp phần phát triển nguồn điện phân tán theo tinh thần Nghị quyết số 70-NQ/TW. Ảnh: Huy Hùng - TTXVN 

Ngành điện Việt Nam đang đứng trước một chu kỳ phát triển mới khi nhu cầu tiêu thụ điện tăng mạnh, mục tiêu tăng trưởng kinh tế ở mức cao đặt ra yêu cầu lớn về nguồn cung, hạ tầng truyền tải và cơ chế giá. Những thay đổi về chính sách đang từng bước tháo gỡ các điểm nghẽn, mở ra dư địa tăng trưởng cho chuỗi giá trị năng lượng và nhóm doanh nghiệp điện niêm yết.

*Nhu cầu điện tăng mở ra chu kỳ đầu tư mới

Ngành điện Việt Nam đang đứng trước một bước ngoặt trong giai đoạn 2026 - 2030. Khi nền kinh tế hướng tới mục tiêu duy trì tăng trưởng GDP khoảng 10% mỗi năm, nhu cầu năng lượng, đặc biệt là điện, được dự báo tiếp tục tăng nhanh.

Công ty Chứng khoán Yuanta Việt Nam (Yuanta Việt Nam) dự báo sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc có thể đạt khoảng 512,4 TWh vào năm 2030, tương ứng tốc độ tăng trưởng kép khoảng 10% trong giai đoạn 2025–2030.

Điều này đặt ra yêu cầu không chỉ tăng nguồn điện mà còn phải bảo đảm nguồn cung ổn định, chi phí hợp lý và hạ tầng truyền tải đồng bộ. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, trong giai đoạn 2025–2030, Việt Nam dự kiến xây dựng mới 12.944 km và cải tạo 1.404 km đường dây 500 kV, cùng với việc xây dựng mới 15.307 km và cải tạo 5.483 km đường dây 220 kV. Quy mô đầu tư lớn cho thấy nhu cầu vốn đáng kể đối với lĩnh vực truyền tải điện.

Theo Yuanta Việt Nam, ngành điện cần được nhìn nhận trong mối liên hệ với toàn bộ chuỗi giá trị năng lượng, từ than, khí, LNG đến các nguồn năng lượng khác. Trong khi đó, Công ty cổ phần Chứng khoán MB (MBS) cho rằng nhu cầu đầu tư hệ thống truyền tải và các dự án nguồn điện mới sẽ tạo dư địa cho doanh nghiệp xây dựng, tư vấn và thiết bị điện. Công ty cổ phần Tập đoàn PC1 (mã chứng khoán: PC1) và Công ty cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 (TV2) được đánh giá có cơ hội hưởng lợi.

Nếu trước đây trọng tâm của ngành điện là bảo đảm đủ sản lượng, thách thức hiện nay đang chuyển dần sang bảo đảm nguồn điện với chi phí hợp lý. Chi phí mua điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và giá bán lẻ điện vẫn tồn tại sự bất cân đối mang tính cấu trúc.

Theo số liệu từ SeasiaStats (trang thống kê Đông Nam Á) và Globalelectricity.com (trang dữ liệu điện toàn cầu), giá điện sinh hoạt bình quân tại Việt Nam giai đoạn 2023–2026 khoảng 0,093 USD/kWh, thấp hơn Singapore và Thái Lan nhưng cao hơn Malaysia, tương đương Indonesia và gần mức của Trung Quốc.

Trong bối cảnh cơ cấu nguồn điện ngày càng có sự tham gia của các nguồn có chi phí cao hơn như khí tự nhiên và LNG, bài toán giá điện càng trở nên quan trọng. Tháng 5/2025, giá bán lẻ điện bình quân được điều chỉnh tăng 4,8% lên 2.204 đồng/kWh. MBS cho biết EVN ghi nhận lợi nhuận hợp nhất khoảng 51.800 tỷ đồng trong năm 2025, qua đó cải thiện khả năng thanh toán cho các đơn vị phát điện.

Chu kỳ giao sản lượng hợp đồng (Qc) cũng được kéo dài từ 1 tháng lên 3 - 6 tháng, giúp các doanh nghiệp phát điện chủ động hơn trong kế hoạch sản xuất và thu xếp nhiên liệu.

Cùng với điều chỉnh giá điện, hành lang pháp lý cho thị trường năng lượng đang được hoàn thiện. Dự thảo Luật Điện lực sửa đổi đề xuất cơ chế giá bán lẻ điện phản ánh sát hơn chi phí đầu vào, đồng thời cho phép thu hồi những khoản chi phí hợp lý chưa được tính đầy đủ trước đây.

Theo Yuanta Việt Nam, nếu được triển khai phù hợp, cơ chế mới có thể giảm áp lực thu hồi chi phí cho EVN, cải thiện hiệu quả kinh tế của các dự án điện khí và tạo thêm niềm tin cho nhà đầu tư vào lĩnh vực năng lượng. Các quy định về mua bán điện trực tiếp, năng lượng tái tạo và hệ thống lưu trữ cũng tiếp tục được hoàn thiện.

* Tạo dư địa cho doanh nghiệp điện

Trong chuỗi giá trị năng lượng, LNG đang trở thành một cấu phần quan trọng trong bài toán bảo đảm nguồn điện khi nhu cầu phụ tải tăng cao. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030, tổng công suất các nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG được quy hoạch đạt 22.524 MW. Quy mô phát triển này mở ra dư địa đầu tư không chỉ ở các nhà máy điện khí mà còn trên toàn chuỗi giá trị LNG, từ nhập khẩu, kho chứa, cảng tái hóa khí đến cung cấp nhiên liệu.

Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4. Ảnh: Petrovietnam

Tuy nhiên, LNG cũng đặt ra bài toán về hiệu quả kinh tế khi giá nhiên liệu cao có thể khiến chi phí phát điện tăng. Yuanta Việt Nam ước tính giá bán điện của Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 khoảng 3.600 đồng/kWh, cao hơn đáng kể so với giá bán lẻ điện bình quân hiện tại. Do đó, cơ chế giá điện và bao tiêu sản lượng sẽ có vai trò quan trọng trong việc chuyển tiềm năng LNG thành công suất phát điện thực tế và bảo đảm hiệu quả đầu tư.

Trong bối cảnh đó, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (mã chứng khoán: POW) được Yuanta Việt Nam xác định là một trong những doanh nghiệp hưởng lợi trực tiếp từ sự gia tăng của điện khí LNG. Doanh thu POW năm 2026 được dự báo đạt 64.000 tỷ đồng, tăng 88% so với cùng kỳ; sản lượng điện khí tăng 63%, lên 15,8 TWh. Lợi nhuận sau thuế cốt lõi được dự báo đạt 3.800 tỷ đồng, tăng 58%.

Tổng công ty Khí Việt Nam (mã chứng khoán: GAS) cũng có vị trí thuận lợi khi Việt Nam mở rộng nhập khẩu LNG nhờ sở hữu hệ thống hạ tầng kho chứa, cảng tái hóa khí và vai trò quan trọng trong chuỗi cung cấp khí. Như vậy, cùng với sự phát triển của các nhà máy điện khí, nhu cầu LNG gia tăng cũng tạo thêm dư địa cho các doanh nghiệp tham gia ở khâu hạ tầng và cung ứng nhiên liệu.

Bên cạnh điện khí, năng lượng tái tạo được kỳ vọng bước vào giai đoạn tăng trưởng mới sau thời gian chững lại. Các doanh nghiệp như Công ty cổ phần Cơ điện lạnh (mã chứng khoán: REE), Công ty cổ phần Điện Gia Lai (mã chứng khoán: GEG), Công ty cổ phần Tập đoàn Hà Đô (mã chứng khoán: HDG) và Công ty cổ phần Tập đoàn PC1 (mã chứng khoán: PC1) đã triển khai hoặc nghiên cứu các dự án điện gió, điện mặt trời và thủy điện mới.

Sự phát triển của năng lượng tái tạo cũng kéo theo nhu cầu về các giải pháp lưu trữ. Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) ngày càng được đặt ở vị trí quan trọng trong quy hoạch hệ thống điện, hỗ trợ hấp thụ nguồn điện tái tạo và cân bằng phụ tải. Đây có thể trở thành một hướng phát triển mới trong chuỗi giá trị điện khi tỷ trọng nguồn điện biến đổi ngày càng tăng.

Đối với nhiệt điện than, triển vọng ngắn hạn được hỗ trợ bởi nhu cầu huy động tăng. Trong 6 tháng đầu năm 2026, huy động nhiệt điện than tăng khoảng 10%, trong khi điện khí tăng khoảng 33%. Giá FMP (giá thị trường toàn phần trên thị trường điện cạnh tranh) bình quân 5 tháng đầu năm đạt khoảng 1.455 đồng/kWh, tăng 13% so với cùng kỳ. Nhiều thời điểm trong quý II, giá biên thị trường chạm mức trần 1.725 đồng/kWh.

Tuy nhiên, triển vọng dài hạn của nhiệt điện than bị giới hạn bởi yêu cầu giảm phát thải, trong khi thủy điện có thể kém thuận lợi hơn khi điều kiện thời tiết bất lợi làm suy giảm sản lượng. Điều này cho thấy cơ hội tăng trưởng trong ngành điện sẽ ngày càng phụ thuộc vào khả năng thích ứng với cơ cấu nguồn điện mới, thay vì chỉ dựa vào mức tăng huy động của từng loại hình.

Nhìn tổng thể, ngành điện Việt Nam đang đứng trước một chu kỳ phát triển mới với quy mô đầu tư lớn hơn và yêu cầu cao hơn. Nhu cầu điện tăng khoảng 10% mỗi năm trong bối cảnh nền kinh tế hướng tới tăng trưởng GDP hai chữ số tạo sức ép mở rộng nhanh nguồn cung. Hệ thống điện vì vậy không chỉ cần thêm công suất mà còn phải có nhiên liệu ổn định, hạ tầng truyền tải đồng bộ, cơ chế giá phù hợp và hành lang pháp lý rõ ràng.

Với nhóm cổ phiếu niêm yết, Yuanta Việt Nam và MBS cùng chỉ ra cơ hội nhưng mức độ hưởng lợi sẽ không đồng đều. POW và GAS nổi bật trong chuỗi điện khí LNG, trong khi REE, GEG, HDG, PC1 và TV2 có thể hưởng lợi từ những hướng phát triển khác nhau của hệ thống điện.

Nếu những điểm nghẽn về giá điện, bao tiêu sản lượng, đầu tư hạ tầng và pháp lý tiếp tục được tháo gỡ, ngành điện không chỉ góp phần bảo đảm an ninh năng lượng mà còn có thể trở thành một trong những nền tảng quan trọng để Việt Nam hiện thực hóa mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai chữ số trong giai đoạn 2026 - 2030./.