Tăng trưởng tiêu thụ điện 6 tháng đầu năm chỉ đạt 2,7%, nhìn chung chưa tạo được cú hích cho huy động các nhà máy. Tuy nhiên, điểm sáng vẫn đến với nhóm thủy điện nhờ phục hồi từ nền thấp. Nhìn sang các năm tới, với kế hoạch tăng trưởng tiêu thụ dự kiến đạt mức cao 10-12% GĐ2026-30 nhằm phục vụ các mục tiêu tăng trưởng kinh tế, đây vẫn sẽ là động lực chính hỗ trợ triển vọng ngành.
Khởi đầu chu kỳ đầu tư mới, nguồn việc lớn tăng thêm cho nhóm xây lắp điện
Theo báo cáo ngành mới cập nhật của Chứng khoán MBS, sản lượng điện 6 tháng đầu năm 2025 chỉ tăng 2.6% so với cùng kỳ, thấp hơn kế hoạch đầu năm là 11- 12% của Bộ Công Thương, nguyên nhân chủ yếu do nền nhiệt độ toàn quốc thấp hơn khiến nhu cầu nhóm tiêu dùng dân cư giảm sút. Tuy nhiên, tăng trưởng tiêu thụ điện dự kiến neo cao trên cơ sở Chính phủ quyết tâm đẩy mạnh các mục tiêu tăng trưởng kinh tế.
Quy hoạch điện 8 điều chỉnh (QHĐ8 ĐC) tập trung vào hai kịch bản tăng trưởng GDP chính, làm cơ sở xây dựng kế hoạch phát triển nguồn điện. Cụ thể, kịch bản cơ sở dự báo tăng trưởng GDP bình quân 8% 2026-35, và duy trì 7.5% đến 2050. Ở kịch bản cao, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng để bước vào kỷ nguyên vươn mình giàu mạnh của dân tộc, dự báo tăng trưởng GDP bình quân 10% 2026-35, và duy trì 7.5% đến 2050, cao hơn sv QHĐ8 là 6.5-7%. Tương ứng với hai kịch bản chính, quy hoạch tính toán và đưa ra dự báo tăng trưởng bình quân tiêu thụ điện lần lượt đạt 12.6% (kịch bản cao) và 10.1% (kịch bản cơ sở) giai đoạn 2025-2030.
Trong cuộc họp tháng 6/2025 về tình hình và kế hoạch cung ứng điện năm 2025, tăng trưởng tiêu thụ 6 tháng đầu năm 2025 chỉ đạt 2.7% so với cùng kỳ, điều này chủ yếu đến từ nhu cầu giảm sút khối tiêu dùng dân cư do nền nhiệt độ thấp hơn năm ngoái. Nhìn cả năm 2025, Bộ Công Thương dự kiến tổng sản lượng điện tăng 7.39% so với cùng kỳ, thấp hơn kế hoạch 12% giao từ đầu năm. Tuy nhiên, với nền tăng trưởng thấp của 6 tháng đầu năm 2025, mức tăng trưởng mới đồng nghĩa 6 tháng cuối năm phải ghi nhận mức tăng >10% theo đánh giá của MBS.
Ngay trong nửa đầu năm 2025, với quan điểm quyết liệt tháo gỡ chính sách của Nhà nước, liên tục các văn bản quan trọng ngành điện được phê duyệt và ban hành, nổi bật như QHĐ8 Điều chỉnh và kế hoạch thực hiện QHĐ8 ĐC, thông tư về quy định đấu thầu, khung giá các loại hình nguồn điện. Điều này giúp tháo gỡ đáng kể các vướng mắc dự án cũng như cải thiện môi trường đầu tư cho các doanh nghiệp điện. MBS kỳ vọng 2025 sẽ là khởi đầu của một chu kỳ đầu tư mới sau vài năm chững lại.
Trong bối cảnh phát triển điện năng lượng tái tạo (NLTT) là trọng tâm GĐ2025-2030, nhu cầu phát triển lưới điện đặc biệt quan trọng nhằm đảm bảo tính ổn định trong một hệ thống nhiều loại nguồn có tính biến động cao. Với lượng công việc ước tính cho nâng cấp và xây mới lưới điện vào khoảng 1.3 tỷ USD từ nay đến 2030, đảm bảo nguồn việc cho nhóm nhà thầu xây lắp, tư vấn nổi bật như PC1, TV1, TV2. Tuy nhiên, với đặc thù cạnh tranh gay gắt, chi phí NVL tăng mạnh, các gói thầu nhận từ EVN dường như không đem lại mức biên lợi nhuận gộp quá hấp dẫn và có xu hướng giảm dần theo thời gian. Các doanh nghiệp lớn giành lợi thế tại các dự án quy mô tầm cỡ, kỹ thuật phực tạp để lấy tiếng vang.
Nhu cầu phát triển nguồn điện 2025-30 ~21 tỷ USD/năm theo kịch bản cơ sở, phân bổ 31% vào điện gió và 15% vào điện mặt trời (ĐMT), với vai trò của nguồn vốn tư nhân đặc biệt quan trọng (dự kiến chiếm 70%). Các doanh nghiệp nhà thầu EPC nổi bật như PC1, TV2, PVS sẽ được hưởng lợi lớn với nguồn việc dồi dào. Đặc biệt, áp lực đầu tư còn đến từ đẩy mạnh thêm các nguồn điện mới như điện hạt nhân (6.2%), thủy điện tích năng và BESS (5.1%) và các nguồn sinh khối (8.0%). Trong giai đoạn đầu, những doanh nghiệp có lợi thế trong hoạt động nghiên cứu, thiết kế và xây dựng báo cáo nghiên cứu khả thi sẽ được hưởng lợi, có thể kể tên như TV1, TV2.
Nhóm doanh nghiệp NLTT hàng đầu tiếp tục hưởng lợi
Hiện tại, ngành điện chính thức chuyển sang cơ chế đấu thầu và trong T4-T5/2025, BCT ban hành khung giá cho nhóm NLTT, cơ bản tháo gỡ các vướng mắc chính sách.
Đối với ĐMT, khung giá mới đa dạng hơn, tính đến hệ thống pin tích trữ và được phân chia theo vùng cụ thể. Mức giá trần ĐMT trạng trại cơ bản đi ngang so với khung chuyển tiếp, mức vẫn khiến các CĐT thận trọng.
Cụ thể, theo IRENA, chi phí đầu tư ĐMT đã giảm 33% từ GĐ FIT1 năm 2020 đến 2024, chậm hơn đà giảm giá bán là 50%, MBS cho rằng tỉ suất sinh lời ĐMT sẽ khó cao được như giai đoạn trước. Mặt khác, một số doanh nghiệp với lợi thế sở hữu hồ thủy điện như REE, TV2, EVN, thiện hiện sự quan tâm lớn đến các dự án ĐMT nổi nhờ mức giá bán cao hơn.
Mặc dù vẫn còn nhiều dư địa phát triển nhờ chi phí đầu tư giảm nhanh, hiệu suất tâm pin ngày càng cao nhờ cải tiến công nghệ, MBS cho rằng giai đoạn tới sẽ là cuộc chơi cho những doanh nghiệp thực sự có năng lực về tối ưu chi phí và hiệu quả dự án.
Đối với điện gió, khung giá mới được đánh giá là đủ hấp dẫn với mức giá điện gió trên bờ cao hơn ~14-23% sv khung giá chuyển tiếp và điện gió gần bờ là 9%. Trong tháng 5/2025, nhiều địa phương như Trà Vinh, Quảng Trị đã mở thầu quan tâm dự án, thu hút nhiều nhà đầu tư tham gia đấu thầu. MBS kỳ vọng những doanh nghiệp đã có kinh nghiệm phát triển dự án giai đoạn trước, vẫn còn tham vọng mở rộng công suất giai đoạn sắp tới như HDG, GEG, REE, PC1 sẽ được hưởng lợi từ 2025.
Bên cạnh đó, cơ chế đấu thầu tạo ra sân chơi minh bạch, theo cơ chế thị trường, và là cơ hội cho các doanh nghiệp thực sự có kinh nghiệm và năng lực. Các tiêu chí lựa chọn nhà đầu tư được đưa ra theo Thông tư 27/2024/TT-BCT như sau:
- Năng lực kinh nghiệm (5-10%): Yêu cầu vốn chủ không thấp hơn 15% tổng mức đầu tư, khả năng huy độn vốn vay, kinh nghiệm đầu tư xây dựng dự án;
- Phương án kinh doanh (5-10%): Yêu cầu về sự phù hợp của dự án bao gồm phạm vi, quy mô, sơ bộ chi phí đầu tư, thời gian, tiến độ, tính khả thi và phù hợp kinh doanh;
- Hiệu quả đầu tư phát triển ngành, lĩnh vực, địa phương (80-90%): Yếu tố liên quan đến giá chào thầu chiếm trọng số lớn nhất, mức giá không vượt quá khung do BCT ban hành, IRR không vượt quá 12%. Khả năng triển khai, vận hành và huy động nguồn vốn rẻ sẽ là yếu tố quyết định để các chủ đầu tư đưa ra được mức giá cạnh tranh.
Quy trình đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư. Nguồn: VBF, GEAPP, PRIM, Vatec, TAF, MBS Research
Mặc dù vẫn còn nhiều điểm cần cải thiện liên quan đến Thời hạn áp dụng khung giá và PPA mới chưa rõ ràng; áp mức trần IRR 12% vẫn là hạn chế; Giá điện theo VND chưa phản ánh yếu tố trượt giá,… Chính sách mới nhìn chung vẫn có nhiều bước tiến lớn, cởi bỏ đáng kể vướng mắc cho ngành.
MBS cho rằng những doanh nghiệp hàng đầu, chứng minh được năng lực triển khai dự án giai đoạn trước sẽ hưởng lợi lớn trong cơ chế đấu thầu. REE đang triển khai điện gió Duyên Hải (48MW), chuẩn bị thủ tục đấu thầu điện gió Trà Vinh V1-3 GĐ2 (48MW), V1-5,V1-6 (80MW), nghiên cứu các dự án ĐMT nổi, kỳ vọng nâng tổng công suất thêm 500MW đến 2028 và đạt ~2.000-2.500MW đến 2030.
HDG kỳ vọng nâng gấp đôi công suất đến 2030 đạt ~900MW, hiện tại, doanh nghiệp bắt đầu triển khai điện gió Phước Hữu (50MW) và theo đuổi danh mục ~400MW NLTT cho GĐ2025-30. GEG đang triển khai điện gió VPL2 Bến Tre (40MW) và ĐMT Đức Huệ 2 (50MW), và vừa trúng thầu thêm một dự án điện gió gần bờ tại Tiền Giang (100MW), và chuẩn bị gối đầu 1GW các dự án từ nay đến 2030. PC1 cũng chia sẻ sẽ tiếp tục tìm kiếm đầu tư các dự án điện gió mới, kỳ vọng nâng tổng công suất NLTT lên 800MW từ nay đến 2030, tuy nhiên, doanh nghiệp hiện chưa công bố các dự án theo đuổi cụ thể.
Cấp khí LNG là xu hướng tất yếu từ 2025
Theo báo cáo của MBS, khả năng cấp khí nội cho sản xuất điện giảm mạnh, dự kiến đạt 3,7 tỷ kWh trong 2025, giảm 22% sv mức vốn đã thấp của 2024, đặc biệt tại khu vực ĐNB. Trong bối cảnh các mỏ giá rẻ cạn kiệt, các mỏ khí mới có chi phí khai thác đắt đỏ hơn khiến giá khí neo cao duy trì quanh mức 9-10USD/mmbtu. Dự kiến mức trung bình sẽ tăng lên ~11-13USD/mmbtu khi các mỏ mới như Lô B, Cá Voi Xanh đi vào khai thác.
Về triển vọng ngắn hạn, một số nhà máy như cụm Phú Mỹ của PGV, hay NT2 vẫn đang được phân bổ nguồn khí ĐNB do còn hợp đồng với GAS, các nhà máy BOT hết hạn PPA như Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3 chuyển sang LNG từ 2025 giải tỏa phần nào áp lực thiếu khí. Tại các mỏ TNB, Việt Nam dự kiến dừng nhập khẩu từ Malaysia sau 2028. Để chuẩn bị cho các nhà máy sắp tới, giải pháp cấp khí LNG bổ sung là tất yếu trong trung và dài hạn nhằm đảm bảo nguồn đầu vào cho các nhà máy điện.
Trong 2025, giá khí LNG ổn định lại và duy trì quanh mức 12-13USD/mmbtu, mặc dù vẫn cao hơn 20-30% sv giá khí nội, mức này đã thu hẹp đáng kể, tạo điều kiện thuận lợi hơn về khả năng cạnh tranh. Trong 2025, nhu cầu nhập khẩu LNG cũng là một nhiệm vụ quan trọng hỗ trợ Việt Nam đàm phán các chính sách thuế với Mỹ, MBS kỳ vọng việc hợp tác, nếu thuận lợi, sẽ đảm bảo được cho Việt Nam nguồn đầu vào ổn định và ưu đãi hơn nhờ các hợp đồng dài hạn.
Về dài hạn, chuyên gia tại MBS cho rằng điện khí là một trong những mũi nhọn phát triển chính từ nay đến 2035.
Theo QHĐ8 ĐC, nhiều dự án hiện tại gặp khó khăn lớn trong đàm phán hợp đồng, thu xếp vốn, và có rủi ro lùi tiến độ sang sau 2030 theo kịch bản cơ sở. Trong 2025, BCT ban hành khung giá cho điện khí nội (3.069đ/kWh), khung giá cho điện LNG (3.327đ/kWh) cũng như Nghị định 56/2025/NĐ-CP quy định mức bao tiêu Qc tối thiểu 65% sản lượng thiết kế trong vòng 10 năm, cơ bản đảm bảo được tính khả thi kinh tế cho các nhà máy. MBS cho rằng các chính sách này sẽ giải tỏa được không gian đầu tư cho các dự án phục vụ mục tiêu phát triển nhanh sắp tới.
Bên cạnh các doanh nghiệp nổi bật có dánh mục dự án lớn được đưa vào quy hoạch như POW (LNG Nhơn Trạch 3&4, LNG Quảng Ninh), PGV (LNG Long Sơn). Ngành điện khí ghi nhận thêm một số những dự án được chuyển đổi từ điện than sang LNG, cũng như bổ sung một số các dự án nổi bật của đối thủ mới gia nhập ngành.
Trung Anh