Chứng khoán MBS vừa có cập nhật triển vọng ngành điện trong đó nhấn mạnh thị trường năng lượng ghi nhận cú sốc lớn kể từ khi cuộc xung đột tại Trung Đông diễn ra, giá các mặt hàng năng lượng như dầu, khí LNG, than nhiệt, đều ghi nhận mức tăng mạnh.
Đáng chú ý, đây đều là các mặt hàng chiếm tỉ trọng nhập khẩu ngày càng lớn trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng của Việt Nam, kéo theo các rủi ro về an ninh năng lượng trong bối cảnh Việt Nam quyết tâm duy trì tăng trưởng kinh tế 2 chữ số từ nay đến 2030.
Trên khía cạnh nhu cầu cho phát điện, trong khi nguồn cung than vẫn duy trì được mức độ tự chủ nhất định, mặt hàng về khí được cho là có tính tổn thương cao hơn khi: Năng lực cấp khí nội địa đang giảm sút nhanh chóng, các mỏ khí mới như Cá Voi Xanh, Báo Vàng vẫn chưa xác định rõ kế hoạch phát triển; Các nhà máy điện khí LNG sắp tới phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu, một yếu tố rủi ro lớn trong bối cảnh đây sẽ là nguồn điện được thúc đẩy phát triển trong giai đoạn sắp tới.
Theo đánh giá của Viện Năng Lượng, tiến độ thực hiện Quy hoạch Điện 8 từ khi ban hành đến nay (2023-2025) chưa đạt mục tiêu và vẫn tiềm ẩn nhiều rủi ro về thiếu điện cho các năm tới. Trong đó, các nguồn điện khí gặp rủi ro chậm tiến độ khá lớn,
Trong số 13 dự án nhiệt điện khí LNG (22.400 MW), chỉ có 03 dự án/2.824 MW đã và đang xây dựng (Nhơn Trạch 3,4, Hiệp Phước). Nếu các dự án còn lại không ký được Hợp đồng Mua bán điện (PPA) và Hợp đồng bán khí (GSA) trước năm 2026 thì khó đáp ứng tiến độ vận hành trước năm 2030.
Đối với các dự án điện khí nội, các mỏ Báo Vàng và mỏ Cá Voi Xanh chưa xác định rõ trữ lượng và tiến độ nguồn khí cập bờ, nên có nhiều rủi ro tiến độ vận hành. Việc giá dầu, khí biến động mạnh trong thời gian gần đây càng làm trầm trọng thêm các rủi ro chậm tiến độ do những lo ngại về yếu tố đầu vào.
Về mặt chính sách, mặc dù cơ chế đã khá rõ ràng, khung giá được ban hành trong 2025 và tỷ lệ bao tiêu Qc quy định tối thiếu 65%, nhiều doanh nghiệp cho rằng đây vẫn là mức chưa đủ hấp dẫn trong bối cảnh chi phí tăng cao.
Từ đầu năm, Bộ Công Thương đang triển khai dự thảo “Nghị quyết về tháo gỡ khó khăn phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030” trong đó đề xuất nâng tỷ lệ bao tiêu Qc từ 65% lên 75% cho các dự án đi vào vận hành trước 2031, tuy nhiên, hiện tại vẫn chưa được thông qua.
Nhiều phương án nguồn điện thay thế được đưa ra để bù đắp rủi ro công suất thiếu hụt trong giai đoạn 2025-2030, trong đó, nhấn mạnh vai trò của năng lượng tái tạo.
Quyết định 363/QĐ-BCT về Điều chỉnh quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia được Bộ Công Thương ban hành trong Tháng 3/2025, mặc dù có nhiều thay đổi so với Quyết định 383 năm 2023, về cơ bản các quan điểm trong Quyết định mới vẫn khá nhất quán với Nghị quyết số 70-NQ/TW về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, cũng như Kế hoạch thực hiện Quy hoạch Điện 8 Điều chỉnh vừa được phê duyệt trong 2025.
Cụ thể, để bù đắp cho các nguồn điện nền quan trọng đang gặp rủi ro chậm tiến độ như Nhiệt điện (than, khí), điện gió ngoài khơi, Chính phủ khởi động lại chương trình Điện hạt nhân (Ninh Thuận 1&2), tăng cường bổ sung các nguồn điện linh hoạt như BESS, Thủy điện tích năng, điện sinh khối, và đặc biệt quyết tâm đẩy mạnh các nguồn điện năng lượng tái tạo (Điện gió, điện mặt trời).
Tất nhiên, nhìn về dài hạn, các dự án điện khí LNG vẫn đang là trọng tâm phát triển chính bên cạnh năng lượng tái tạo, các thay đổi về quan điểm phát triển nguồn chủ yếu nhằm bù đắp công suất thiếu hụt từ nay đến trước 2030.
Với quan điểm rõ ràng, hành lang chính sách dần được tháo gỡ, các doanh nghiệp trên sàn đang rục rịch khởi động lại các kế hoạch triển khai dự án 2025 ghi nhận các tín hiệu tích cực trong việc ban hành các chính sách, khởi động lại chu kỳ tăng trưởng của ngành điện năng lượng tái tạo, điều này là rất hợp lý khi chúng ta chỉ còn 5 năm để kịp thực hiện các nhiệm vụ được cho là rất tham vọng trong Quy hoạch Điện 8 Điều chỉnh.
Cụ thể, trong 2025 ghi nhận ban hành: Khung giá cho các loại hình nguồn điện gió, mặt trời (đã bao gồm phân loại theo miền + phương án cho BESS); Hoàn thiện cơ chế đấu thầu các dự án năng lượng tái tạo; Hoàn thiện cơ chế DPPA; Ban hành cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời áp mái tự sản tự tiêu.
Các hành lang chính sách này là cơ sở quan trọng để các doanh nghiệp tính toán và triển khai dự án. Cùng với việc chi phí đầu tư điện mặt trời, điện gió ngày càng giảm, cho thấy tính khả thi triển khai các nguồn điện này ngày càng lớn thời gian tới.
Quan sát các nhà phát triển năng lượng tái tạo trên sàn như REE, HDG, GEG, có sự sôi động trở lại trong kế hoạch triển khai. Bên cạnh đó, nhu cầu ngày càng tăng đối với năng lượng tái tạo kéo theo nguồn việc lớn cho các doanh nghiệp nhà thầu xây lắp, nổi bật như PC1, TV2.
Với tiềm năng sẵn có rất lớn, việc đẩy mạnh năng lượng tái tạo là yếu tốt quan trọng để tăng tự chủ năng lượng và giảm phụ thuộc vào các yếu tố nhập khẩu.
“Nhìn chung, chúng tôi vẫn tin vào việc các vướng mắc sẽ dần được cởi bỏ và có những cơ chế tốt để tăng động lực tham gia vào ngành, theo đó, chúng tôi ưa thích nhóm doanh nghiệp như PC1, GEG, REE, HDG, TV2”, MBS nhấn mạnh.
Tuy nhiên, trong nhóm này, HDG, REE là nhóm doanh nghiệp có khả năng chống chọi khá tốt với rủi ro về lãi suất nhờ bảng cân đối lành mạnh. PC1 mặc dù đối mặt với nhiều rủi ro tài chính do tỷ lệ đòn bẩy cao, doanh nghiệp có triển vọng tăng trưởng tích cực nhờ hưởng lợi rõ ràng từ xu hướng phát triển hạ tầng năng lượng quốc gia.
Đối với GEG, mặc dù cũng có tỷ lệ đòn bẩy cao, tuy nhiên với việc cấu trúc doanh thu phụ thuộc hoàn toàn vào điện, dòng tiền tốt, cũng như đã thực hiện trả nợ khá nhiều trong 2025, kỳ vọng doanh nghiệp sẽ duy trì kinh doanh ổn định, GEG có lợi thế định giá P/B khá rẻ so với trung bình ngành.
Thu Minh
