Ngành năng lượng Việt Nam trong giai đoạn chuyển đổi

Việt Nam đang đứng trước một bước ngoặt quan trọng, được dẫn dắt bởi một chiến lược chuyển dịch năng lượng đầy tham vọng do chính phủ ban hành, thể hiện rõ trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia số 8 (PDP8). Chiến lược quốc gia này đặt mục tiêu tái cấu trúc toàn diện ngành năng lượng, chuyển dần khỏi sự phụ thuộc vào than đá để tiến tới một hệ thống đa dạng hơn, do năng lượng tái tạo chiếm ưu thế và LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) đóng vai trò là nhiên liệu chuyển tiếp quan trọng.

Đóng góp vào Tổng Sản phẩm Quốc nội (GDP)

Năng lượng – Động lực cốt lõi của tăng trưởng kinh tế Việt Nam

Ngành năng lượng tại Việt Nam không chỉ là một ngành hỗ trợ, mà đang giữ vai trò động lực chủ chốt thúc đẩy tăng trưởng kinh tế quốc gia.

• Theo Tổng cục Thống kê Việt Nam (GSO) năm 2024:

  • Giá trị gia tăng ngành “sản xuất và phân phối điện” tăng 10,05%, đóng góp 0,37 điểm phần trăm vào tăng trưởng GDP.

• Trong quý I/2024:

  • Tăng trưởng của ngành đạt 11,97%, đóng góp 0,45 điểm phần trăm vào GDP.

  • Con số này vượt xa mức tăng trưởng GDP chung là 7,09%, cho thấy vai trò dẫn dắt rõ rệt của ngành năng lượng.

Vòng phản hồi tích cực giữa năng lượng và tăng trưởng

Mức tăng trưởng cao này đến từ một chuỗi tương tác tích cực giữa nhu cầu và đầu tư:

• Công nghiệp hóa và đô thị hóa nhanh → Nhu cầu năng lượng bùng nổ.

• Nhu cầu tăng → Gia tăng đầu tư vào hạ tầng năng lượng.

• Đầu tư hạ tầng → Thúc đẩy tăng trưởng GDP.

• Tăng trưởng GDP → Tiếp tục kéo theo nhu cầu năng lượng.

Việt Nam đang xây dựng chiến lược phát triển dựa trên nền tảng năng lượng ổn định:

• Mục tiêu tăng trưởng GDP:

  • ~7%/năm đến năm 2030

  • 6,5–7,5%/năm đến năm 2050

Năng lượng – Từ yếu tố hỗ trợ thành trụ cột cạnh tranh

Sự gắn bó chặt chẽ giữa năng lượng và kinh tế tuy mang lại lợi thế, nhưng cũng ẩn chứa rủi ro chiến lược:

• Thành công của Việt Nam trong thu hút FDI, đặc biệt ở các ngành tiêu thụ điện lớn như bán dẫn, công nghệ cao, đang phụ thuộc ngày càng lớn vào khả năng cung ứng năng lượng tái tạo.

• Các tập đoàn đa quốc gia:

  • Đang chịu áp lực giảm phát thải carbon toàn chuỗi cung ứng.

  • Đặt ra yêu cầu: nguồn điện sạch, ổn định là điều kiện bắt buộc khi triển khai dự án tại Việt Nam.

• Các đợt thiếu điện gần đây đã:

  • Bộc lộ điểm yếu hệ thống.

  • Gây lo ngại trong giới đầu tư nước ngoài.

Nếu Việt Nam chậm trễ trong chuyển đổi năng lượng, hệ quả sẽ không chỉ là mất cân bằng cung–cầu, mà là:

Mất lợi thế cạnh tranh quốc gia – mất cơ hội FDI – gián đoạn chiến lược phát triển dài hạn.

FDI là chất xúc tác then chốt

FDI – Nguồn lực sống còn cho chuyển dịch năng lượng

Trong hành trình chuyển đổi năng lượng, vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) đóng vai trò không thể thiếu:

• Năm 2024, lĩnh vực sản xuất và phân phối điện:

  • Xếp thứ ba về thu hút FDI, đạt tổng vốn đầu tư 1,42 tỷ USD.

  • Tuy nhiên, chỉ chiếm 3,7% tổng FDI vào Việt Nam (38,23 tỷ USD).

  • Bị lu mờ bởi 25,58 tỷ USD đổ vào lĩnh vực chế biến – chế tạo.

Khoảng trống đầu tư và thách thức huy động vốn

Hiện tại, FDI đổ vào ngành năng lượng vẫn quá thấp so với nhu cầu vốn khổng lồ mà chiến lược quốc gia đặt ra:

• Theo Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia (2021–2030):

  • Cần 175–203 tỷ USD đầu tư toàn ngành năng lượng.

• Riêng PDP8 (giai đoạn 2026–2030):

  • Cần tới 136,3 tỷ USD cho phát điện và truyền tải.

→ FDI quy mô lớn là lựa chọn gần như bắt buộc để lấp đầy khoảng trống này.

Nỗ lực chính sách để thu hút dòng vốn chất lượng cao

Chính phủ Việt Nam đã chủ động phát tín hiệu tích cực với nhà đầu tư:

• Tận dụng các FTA (như EVFTA) để mở rộng thị trường và cải thiện môi trường đầu tư.

• Ban hành Nghị định 19 về cơ chế “đầu tư đặc biệt”:

  • Nhằm rút ngắn quy trình cấp phép cho các dự án công nghệ cao.

• Các khung chính sách dài hạn đang được xây dựng:

  • PDP8

  • Luật Điện sửa đổi 2025

  • Cải cách thủ tục hành chính

→ Mục tiêu: xây dựng hình ảnh Việt Nam là điểm đến đầu tư ổn định – hấp dẫn – chiến lược.

Tuy nhiên: Thị trường vẫn phát tín hiệu trái chiều

Song song với tín hiệu “mời gọi” từ phía chính phủ, thị trường lại bộc lộ những rào cản làm nản lòng nhà đầu tư:

• Tranh chấp hồi tố về hợp đồng mua điện (FiT).

• Chậm trễ kéo dài trong triển khai cơ chế DPPA (cơ chế mua bán điện trực tiếp).

• Tâm lý bất an về tính nhất quán và thực thi chính sách.

Hệ quả:

• Nhiều tập đoàn lớn như Ørsted, Equinor, Enel đã:

  • Tạm dừng hoặc rút khỏi thị trường Việt Nam.

• Dòng vốn FDI 1,42 tỷ USD trong năm 2024:

  • Chủ yếu đổ vào các dự án pháp lý rõ ràng, rủi ro thấp.

  • Không đủ để giải ngân vào các dự án quy mô lớn, mở đường, như yêu cầu của PDP8.

Mặc dù tiềm năng dài hạn rất rõ ràng, giới đầu tư vẫn đang "chờ và quan sát", chưa sẵn sàng giải ngân lớn nếu Việt Nam chưa thể hiện cam kết thực thi ổn định và tôn trọng thỏa thuận pháp lý.

La bàn chính sách: PDP8 và khung pháp lý mới

Bản thiết kế quốc gia: Quy hoạch điện VIII (PDP8)

PDP8 – Quy hoạch điều chỉnh phát triển điện quốc gia giai đoạn 2021–2030, tầm nhìn đến 2050 – chính thức được phê duyệt tháng 4/2025 (theo Quyết định 768), thay thế bản cũ (Quyết định 500), và được cụ thể hóa bằng Kế hoạch thực hiện PDP8 (Quyết định 1509).

→ Đây là bước ngoặt chiến lược cho toàn ngành năng lượng Việt Nam, với vai trò như một bản thiết kế tổng thể định hình tương lai năng lượng và công nghiệp hỗ trợ.

Các mục tiêu trọng điểm và đột phá

PDP8 đặt ra các chỉ tiêu rất tham vọng trong cả công suất và cơ cấu nguồn điện:

• Tăng hơn gấp đôi công suất lắp đặt:

  • Từ ~89 GW cuối năm 2023 → 183–236 GW vào năm 2030.

• Tỷ trọng năng lượng tái tạo (không bao gồm thủy điện lớn):

  • 28–36% vào năm 2030.

  • 74–75% vào năm 2050.

• Các nguồn năng lượng chủ lực:

  • Điện mặt trời – đóng vai trò “xương sống”.

  • Điện gió trên bờ và ngoài khơi.

  • LNG – đóng vai trò nhiên liệu chuyển tiếp.

  • Điện hạt nhân – được tái khẳng định là một lựa chọn sau năm 2030.

• Mục tiêu xuất khẩu điện sạch:

  • 5.000–10.000 MW vào năm 2035.

Không chỉ là một bản quy hoạch công suất

PDP8 mở rộng tầm nhìn vượt xa khía cạnh kỹ thuật, trở thành lộ trình kiến tạo hệ sinh thái công nghiệp năng lượng hiện đại:

• Định hướng phát triển công nghiệp hỗ trợ:

  • Mục tiêu hình thành hai trung tâm công nghiệp – dịch vụ năng lượng tái tạo liên vùng vào năm 2030, bao gồm:

    • Sản xuất thiết bị

    • Dịch vụ kỹ thuật

    • Xây dựng, lắp đặt, vận hành bảo trì

• Cam kết rõ ràng về giảm phát thải:

  • Chốt trần công suất nhiệt điện than ở mức 31 GW đến 2030.

  • Lộ trình loại bỏ hoàn toàn nhiệt điện than vào năm 2050.

Tóm lại: PDP8 không chỉ là một bản kế hoạch cấp điện – mà là tuyên ngôn công nghiệp và khí hậu. Nó phản ánh tham vọng chiến lược của Việt Nam trong việc tái cấu trúc mô hình tăng trưởng thông qua năng lượng xanh, đồng thời tạo nền tảng công nghiệp nội địa để đảm bảo tự chủ và nâng cao năng lực cạnh tranh quốc gia.

Tóm tắt các chỉ tiêu chính (trích lược):

Bộ luật mới: Luật Điện 2025 và các nghị định hướng dẫn

Từ ngày 1/2/2025, hệ thống pháp lý ngành điện Việt Nam bước vào cuộc cải tổ lớn nhất trong hai thập kỷ:

• Luật Điện lực (2024) – phiên bản mới thay thế cho khung pháp lý cũ.

• 3 nghị định hướng dẫn trọng yếu:

  • Nghị định 56/2025: Phát triển dự án điện.

  • Nghị định 57/2025: Mua bán điện trực tiếp (DPPA).

  • Nghị định 58/2025: Chính sách cho năng lượng tái tạo.

→ Mục tiêu: khắc phục hệ quả từ mô hình giá cố định FiT, vốn gây ra hiện tượng "bùng nổ – vỡ trận" trong năng lượng tái tạo, làm tắc nghẽn lưới điện và tăng áp lực tài chính lên EVN.

Cơ chế mới: Đấu thầu cạnh tranh thay thế chỉ định

Một trụ cột cải cách trong luật mới là:

• Chuyển sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh, thay vì chỉ định hoặc áp giá cố định.

• Khi có từ hai nhà đầu tư trở lên, dự án buộc phải:

  • Đấu thầu công khai.

  • Chọn bên chào giá điện thấp nhất, nhưng trong khung giá trần do Bộ Công Thương ban hành.

→ Ưu điểm cho nhà đầu tư:

• Minh bạch hóa quá trình chọn thầu.

• Rõ ràng về pháp lý.

→ Đồng thời cũng:

• Tăng áp lực cạnh tranh – chỉ nhà đầu tư hiệu quả nhất mới thắng thầu.

Công nhận năng lượng mới – Ưu đãi công nghệ ưu tiên

Luật mới lần đầu tiên đưa vào khung pháp lý các nguồn năng lượng mới:

• Hydro xanh

• Amoniac xanh

Đặc biệt, điện gió ngoài khơi được ưu tiên với chính sách ưu đãi riêng trong Nghị định 58/2025:

• Miễn hoặc giảm phí sử dụng vùng biển.

• Cam kết hợp đồng mua điện (PPA) bảo đảm sản lượng tối thiểu 80% trong giai đoạn trả nợ (tối đa 15 năm).

→ Đây là bước tiến then chốt để thu hút đầu tư dài hạn vào các công nghệ chiến lược.

Các quy định gây tranh cãi – Lo ngại từ phía nhà đầu tư

Một số quy định trong Nghị định 56/2025 và các văn bản liên quan đang gây lo ngại cho nhà đầu tư quốc tế:

• Khung thời gian đàm phán PPA quá ngắn:

  • Chỉ 3 tháng kể từ khi trúng thầu → khó khả thi với dự án lớn và phức tạp.

• Với dự án LNG-to-power:

  • Chỉ cho phép cam kết sản lượng tối thiểu (Qc) ≥ 65%.

  • Thời gian bảo đảm hợp đồng tối đa 10 năm, tính từ ngày vận hành thương mại.

→ Trong khi vòng đời tài chính của các dự án này thường 20–25 năm, quy định hiện hành:

• Làm giảm khả năng hoàn vốn.

• Gây khó khăn trong việc vay vốn quốc tế.

• Gia tăng rủi ro tài chính và chính sách, khiến nhà đầu tư do dự.

Tóm lại: Luật Điện 2025 mở ra một chương mới cho ngành năng lượng Việt Nam – rõ ràng, thị trường hóa và định hướng đổi mới. Tuy nhiên, để “cuộc cải tổ pháp lý” này thực sự thu hút được vốn dài hạn và chất lượng cao, cần tiếp tục hiệu chỉnh các điểm nghẽn thực thi, đặc biệt là trong PPA và bảo lãnh tài chính cho dự án quy mô lớn.

Cơ cấu năng lượng tương lai

Cuộc cách mạng điện mặt trời & điện gió

Thị trường năng lượng tái tạo của Việt Nam đang bước vào giai đoạn tăng trưởng bùng nổ, với động lực chính đến từ chính sách định hướng rõ ràng và nhu cầu thị trường tăng cao.

Tín hiệu từ thị trường EPC – chỉ báo sớm cho làn sóng đầu tư

• Thị trường EPC (Thiết kế – Cung ứng – Thi công) cho năng lượng tại Việt Nam:

  • Được dự báo tăng trưởng CAGR 6,71% đến năm 2030.

  • Phản ánh sự gia tăng xây dựng các dự án năng lượng mới, đặc biệt là năng lượng tái tạo.

Điện mặt trời: Trụ cột trong chiến lược PDP8

• Mục tiêu PDP8:

  • Công suất điện mặt trời đạt 46–73 GW vào năm 2030.

• Dự báo thị trường:

  • Giá trị thị trường hệ thống điện mặt trời có thể đạt 12,4 tỷ USD vào năm 2030, với CAGR 16%.

  • Một phân tích khác ước tính công suất sẽ tăng từ 18,81 GW (2025) lên 25,12 GW (2030) – CAGR 5,96%.

Điện gió: Cánh đồng chiến lược tiếp theo

• Quy hoạch PDP8:

  • 26–38 GW điện gió trên bờ và gần bờ vào năm 2030.

  • 6–17 GW điện gió ngoài khơi vận hành trong giai đoạn 2030–2035.

• Dự kiến đến năm 2035:

  • Điện gió chiếm khoảng 23% tổng công suất phát điện toàn quốc.

• Tiêu thụ điện gió dự báo tăng trưởng CAGR 16,5% đến năm 2028.

Từ làn sóng FiT đến thế hệ tái tạo bền vững hơn

Giai đoạn FiT trước đây đã giúp Việt Nam:

• Trở thành điểm sáng năng lượng sạch trong khu vực.

• Cho thấy khu vực tư nhân có thể triển khai dự án cực nhanh và hiệu quả.

Tuy nhiên:

• Cũng để lại bài học lớn:

  • Quá tải lưới điện

  • Thiếu đồng bộ hạ tầng

  • Áp lực tài chính lên EVN

→ PDP8 đã rút kinh nghiệm và tích hợp các điều chỉnh quan trọng để bảo đảm tăng trưởng bền vững.

Ba điều chỉnh chiến lược trong PDP8

1. Điện mặt trời mới → bắt buộc tích hợp BESS:

   • Tối thiểu bằng 10% công suất phát trong 2 giờ.

   • Giải quyết trực tiếp vấn đề mất cân bằng lưới điện vào giờ cao điểm.

2. Điện gió ngoài khơi → giãn tiến độ sau 2030:

   • Nhằm đảm bảo sự chuẩn bị đầy đủ về công nghệ, vốn và pháp lý cho loại hình phức tạp này.

3. Luật Điện mới → cơ chế ưu đãi riêng cho điện gió ngoài khơi:

   • Miễn/giảm phí sử dụng biển.

   • Cam kết hợp đồng mua điện đảm bảo sản lượng tối thiểu, giúp giảm rủi ro tài chính.

   • Tạo điều kiện để tiếp cận các khoản vay dài hạn quốc tế.

Tóm lại: Việt Nam đang bước vào một chu kỳ tăng trưởng mới cho năng lượng tái tạo – lần này bài bản hơn, bền vững hơn, và hướng tới xây dựng chuỗi giá trị công nghiệp nội địa xoay quanh điện mặt trời, điện gió và lưu trữ năng lượng.

LNG – Nhiên liệu chuyển tiếp trong chiến lược năng lượng Việt Nam

Trong bối cảnh nguồn khí đốt trong nước suy giảm, PDP8 đã xác định rõ vai trò của LNG nhập khẩu như một nguồn năng lượng chuyển tiếp thiết yếu, giúp:

• Bảo đảm an ninh năng lượng

• Ổn định hệ thống điện quốc gia trong giai đoạn tăng tốc phát triển điện tái tạo

Mục tiêu phát triển LNG trong PDP8:

• Đến năm 2030:

  • Phát triển 22,4 GW công suất điện LNG

  • Chiếm khoảng 15% tổng công suất phát điện toàn quốc

• Vai trò chính:

  • Đóng vai trò như “firming capacity” – nguồn điện ổn định có thể điều chỉnh linh hoạt.

  • Bù đắp biến động công suất từ điện mặt trời và điện gió, đảm bảo ổn định lưới điện.

Việt Nam chính thức gia nhập thị trường LNG toàn cầu

• Tháng 7/2023:

  • Cảng nhập khẩu LNG Thi Vai (1 triệu tấn/năm) chính thức đi vào hoạt động.

  • Điều hành bởi PV GAS – công ty con của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PetroVietnam).

• Dự báo thị trường:

  • Nhu cầu LNG tại Việt Nam được dự báo sẽ tăng trưởng bình quân 12%/năm, khi các dự án nhà máy LNG-to-power bắt đầu vận hành.

Các rào cản thương mại và tài chính lớn

Dù đóng vai trò chiến lược, lĩnh vực LNG-to-power đang gặp những thách thức nghiêm trọng về khả năng triển khai, bao gồm:

1. Chi phí cao, biến động lớn

• LNG nhập khẩu:

  • Phụ thuộc vào giá thế giới, vốn biến động mạnh.

  • Đắt hơn đáng kể so với khí trong nước (từng được trợ giá).

• Hệ quả:

  • Áp lực tài chính cho EVN trong mua điện.

  • Tăng nguy cơ phải điều chỉnh giá bán lẻ điện, gây rủi ro xã hội và chính trị.

2. Rủi ro tài chính – Hạn chế khả năng vay vốn

• Theo Nghị định 56/2025:

  • Thời hạn bảo đảm mua điện (offtake guarantee) cho các dự án LNG chỉ 10 năm.

• Trong khi đó:

  • Vòng đời kinh tế của dự án LNG thường 20–25 năm.

• Hệ quả:

  • Không đáp ứng tiêu chí của các tổ chức tài chính quốc tế, gây khó khăn trong việc huy động vốn vay dài hạn.

Kết luận: Từ “nhịp cầu chuyển tiếp” đến khoảng trống khả thi

LNG được kỳ vọng sẽ là “cây cầu chuyển tiếp” giúp Việt Nam ổn định trong quá trình chuyển đổi năng lượng – nhưng thực tế hiện nay là:

• Các điều kiện tài chính và chính sách hiện hành chưa đủ hấp dẫn.

• Xuất hiện lỗ hổng khả thi nghiêm trọng (bankability gap).

Giải pháp cần thiết:

• Chính phủ cần sớm:

  • Điều chỉnh chính sách hợp đồng và bảo lãnh doanh thu.

  • Tăng độ chắc chắn về dòng tiền và khả năng hoàn vốn dài hạn.

→ Chỉ khi đó, dòng vốn đầu tư tư nhân và quốc tế mới có thể thực sự tham gia vào lĩnh vực LNG, giúp Việt Nam ổn định quá trình chuyển dịch năng lượng và tránh phụ thuộc vào một mô hình điện tái tạo thiếu "bệ đỡ ổn định".

Di sản và tương lai: Thủy điện & lộ trình loại bỏ than

Thủy điện – Nền tảng ổn định của hệ thống điện Việt Nam

Từ nhiều thập kỷ, thủy điện đã giữ vai trò như xương sống của hệ thống điện Việt Nam:

• Là nguồn năng lượng tái tạo trưởng thành, với:

  • Chi phí vận hành thấp

  • Khả năng điều chỉnh công suất linh hoạt

  • Tác dụng hỗ trợ tích hợp các nguồn không ổn định (như điện mặt trời, điện gió)

• Doanh nghiệp tiêu biểu:

  • REE Corporation – sở hữu danh mục thủy điện lớn, đóng vai trò cân bằng hệ thống điện.

• Số liệu 2024:

  • Trong 9 tháng đầu năm, thủy điện chiếm khoảng 28% tổng sản lượng điện quốc gia.

Theo PDP8:

• Mục tiêu 2030:

  • Duy trì và mở rộng nhẹ công suất thủy điện lên 33–35 GW.

• Mặc dù phần lớn tiềm năng lớn đã khai thác hết, các tài sản hiện hữu vẫn:

  • Giữ giá trị kinh tế cao

  • Đóng vai trò bộ đệm ổn định cho quá trình chuyển đổi năng lượng

Nhiệt điện than – Lộ trình rút lui có kiểm soát

Trái ngược với thủy điện, nhiệt điện than đang bước vào giai đoạn thoái lui theo kế hoạch:

Cam kết trung hòa phát thải 2050:

• Việt Nam quyết tâm loại bỏ hoàn toàn vai trò của than trong sản xuất điện đến năm 2050.

Theo PDP8:

• Giai đoạn chuyển tiếp:

  • Các dự án than đã được phê duyệt hoặc đang xây dựng vẫn tiếp tục hoàn thành.

  • Công suất nhiệt điện than sẽ đạt đỉnh khoảng 31 GW vào năm 2030.

• Sau 2030:

  • Không cho phép phát triển dự án than mới.

Ý nghĩa chính sách:

• Là tín hiệu quyết đoán, cho phép:

  • Giải phóng không gian đầu tư cho năng lượng tái tạo & LNG.

  • Tăng tính minh bạch và định hướng cho các nhà đầu tư dài hạn.

• Giảm thiểu rủi ro “stranded assets” – các dự án có thể trở nên vô giá trị hoặc không sinh lời do thay đổi chính sách hoặc công nghệ.

Tóm lại: Trong khi thủy điện tiếp tục đóng vai trò “trụ cột cân bằng truyền thống”, thì than đá đang rút lui trong danh dự để nhường chỗ cho tương lai năng lượng sạch. Chính sách “giữ trần” và “không mở mới” than giúp Việt Nam vừa thực hiện cam kết khí hậu, vừa bảo vệ các nhà đầu tư khỏi những rủi ro dài hạn không thể kiểm soát.

Gió ngược và thách thức: Điều gì đang cản trở chuyển dịch năng lượng?

1. Khủng hoảng niềm tin: Rủi ro chính sách và pháp lý

• Vấn đề lớn nhất hiện nay là sự mất niềm tin từ nhà đầu tư, xuất phát từ rủi ro chính sách – pháp lý mang tính hệ thống, không đơn thuần là đặc điểm của thị trường mới nổi.

• Nguyên nhân trọng yếu:

  • Hơn 40 nhà đầu tư (173 dự án, 13 tỷ USD) bị yêu cầu thu hồi lại tiền FiT đã chi vì lý do hành chính hồi tố – vi phạm nguyên tắc không hồi tố, tạo ra rủi ro chủ quyền (sovereign risk).

• Hệ quả thực tế:

  • Nhiều tập đoàn lớn như Ørsted, Equinor, Enel đã rút khỏi thị trường Việt Nam.

  • Các chính sách mới như DPPA dù đã ban hành nhưng không triển khai được do thiếu thông tư hướng dẫn.

• Tác động dây chuyền:

  • Chi phí vốn tăng cao

  • Đầu tư trì hoãn

  • PDP8 đối mặt nguy cơ không thực hiện được do phụ thuộc vào vốn tư nhân & FDI.

2. Điểm nghẽn hạ tầng: Lưới điện không theo kịp tái tạo

• Lưới điện truyền tải – “xương sống” của quá trình chuyển đổi – đang quá tải nghiêm trọng:

  • Giai đoạn 2017–2021: Năng lượng tái tạo tăng nhanh, lưới không kịp mở rộng.

  • Hàng loạt nhà máy điện sạch phải cắt giảm công suất (curtailment) dù đã vận hành thương mại.

• PDP8 đã nhận diện vấn đề:

  • Ưu tiên đầu tư lưới 500kV để truyền tải điện từ miền Trung – Nam ra miền Bắc.

  • Tuy nhiên, tiến độ rất chậm: Chỉ 2/16 dự án trọng điểm hoàn thành đúng hạn trong 2024.

• Nếu không đẩy nhanh đầu tư vào:

  • Truyền tải, phân phối, lưới thông minh, hệ thống lưu trữ, thì điện tái tạo không thể đưa tới người dùng → Tăng trưởng bị chặn bởi giới hạn vật lý, bất chấp chính sách thuận lợi hay vốn sẵn có.

3. EVN – Rủi ro tài chính mang tính hệ thống

• EVN – người mua điện duy nhất – đang là nút thắt nguy hiểm nhất trong tiến trình chuyển đổi:

  • Năm 2023: Lỗ 26.700 tỷ đồng do giá bán bị khống chế, trong khi chi phí mua điện cao.

  • Năm 2024: Lãi hơn 8.200 tỷ đồng nhờ 2 đợt tăng giá điện, không đến từ vận hành hiệu quả.

  • Cuối 2024:

    • Lỗ lũy kế: 38.600 tỷ đồng

    • Tổng nợ: hơn 369.000 tỷ đồng

• Hệ quả hệ thống:

  • EVN trở thành đối tác rủi ro cao, đặc biệt với các dự án LNG và điện gió ngoài khơi (chi phí đầu vào lớn).

  • Nếu EVN chậm thanh toán, có thể tạo hiệu ứng domino:

    • Nhà phát triển điện không trả được nợ → Nguy cơ vỡ nợ dây chuyền toàn ngành.

• Không thể triển khai PDP8 nếu:

  • Không có mô hình tài chính dài hạn, minh bạch và bền vững cho EVN.

Tóm lại: Các rào cản không nằm ở chiến lược, mà nằm ở niềm tin, hạ tầng và tài chính EVN. Nếu không tháo gỡ 3 “nút thắt” này, thì dù có PDP8 hay Luật Điện mới, tiến trình chuyển đổi năng lượng vẫn sẽ giẫm chân tại chỗ.

Bức tranh cạnh tranh: Cấu trúc thị trường và các nhân tố chính

Cơ cấu thị trường điện Việt Nam

Thị trường điện Việt Nam vẫn bị chi phối bởi EVN – tập đoàn nhà nước giữ vai trò độc quyền truyền tải, phân phối và mua buôn điện. Qua các tổng công ty phát điện (GENCO 1, 2, 3), EVN cũng là nhà sản xuất điện lớn nhất cả nước.

Cơ cấu phát điện năm 2024 vẫn nghiêng về nhiệt điện (chủ yếu than và khí), chiếm khoảng 45% tổng sản lượng. Thủy điện đóng góp 28%, phần còn lại đến từ năng lượng tái tạo. Mặc dù khối nhà nước vẫn nắm vai trò chủ đạo, thị trường đang chuyển mình nhanh chóng: sự bùng nổ của năng lượng tái tạo 5 năm qua chủ yếu đến từ đầu tư tư nhân, bao gồm cả doanh nghiệp trong nước và IPP nước ngoài.

Các nhóm chủ thể chính:

Phân tích doanh nghiệp niêm yết: Cửa sổ nhìn vào thị trường điện tư nhân

Dưới đây là tóm tắt một số doanh nghiệp điện lực niêm yết tiêu biểu:

Góc nhìn từng doanh nghiệp

• REE là cổ đông lớn tại nhiều nhà máy thủy điện và đang mở rộng đầu tư vào điện gió, mặt trời, và điện rác. Tình hình tài chính lành mạnh, tỷ lệ đòn bẩy thấp, cổ tức đều. Dù không tăng trưởng bùng nổ, REE phù hợp với nhà đầu tư giá trị ưa chuộng dòng tiền ổn định từ tài sản năng lượng.

• POW có tổng công suất 4,2 GW (khí, than, thủy điện). Tương lai phụ thuộc vào hai dự án LNG Nhơn Trạch 3 & 4. Tỷ lệ P/B chỉ khoảng 0,9x – thấp hơn trung bình ngành (~1,5x) – nhưng P/E cao do kỳ vọng tăng trưởng mạnh từ 2026 trở đi.

• NT2 được dự báo phục hồi nhẹ năm 2025, nhưng vẫn còn nhiều rủi ro vận hành.

• QTP hoạt động ổn định nhưng triển vọng tăng trưởng hạn chế. Mức cổ tức hấp dẫn nhưng thuế TNDN tăng mạnh từ 10% lên 20% sau khi ưu đãi hết hiệu lực.

• GEG tập trung 100% vào năng lượng tái tạo (thủy điện, mặt trời, gió). Bị ảnh hưởng bởi cơ chế FiT chuyển tiếp. Vốn hóa nhỏ nhưng có tiềm năng nếu khung chính sách ổn định trở lại.

• VSH sở hữu các nhà máy thủy điện lớn tại miền Trung – Tây Nguyên như Vĩnh Sơn, Sông Hinh, Thượng Kon Tum. Lợi thế chi phí thấp, hiệu quả vận hành cao, biên lợi nhuận tốt. Lợi nhuận 2024 tăng trưởng nhờ thủy văn thuận lợi và giá điện cạnh tranh. Tuy nhiên, tăng trưởng dài hạn phụ thuộc nhiều vào điều kiện thời tiết và khả năng mở rộng công suất là khá hạn chế.

• TBC là một trong những công ty thủy điện lâu đời nhất Việt Nam. Quy mô nhỏ nhưng có dòng tiền đều, hoạt động đơn giản, ít biến động. Cổ tức duy trì ở mức cao. Phù hợp với nhà đầu tư cá nhân dài hạn tìm kiếm thu nhập ổn định hơn là tăng trưởng mạnh. Rủi ro nằm ở tính thời tiết và giới hạn phát triển.

• BWE hoạt động chính là cấp thoát nước và xử lý rác. Tuy nhiên, đang mở rộng mảng điện rác (WTE) với mục tiêu trở thành doanh nghiệp dẫn đầu trong xử lý chất thải tích hợp sản xuất năng lượng. Triển vọng dài hạn tích cực khi Việt Nam đẩy mạnh mô hình kinh tế tuần hoàn. Tuy nhiên, mảng điện rác còn mới và cần thời gian chứng minh hiệu quả tài chính.

• BCG nắm danh mục nhiều dự án điện mặt trời áp mái, điện mặt trời trang trại và điện gió ven biển tại Sóc Trăng, Trà Vinh. Tuy nhiên, năng lực tài chính chưa mạnh, phụ thuộc vào huy động vốn mới. Phù hợp với nhà đầu tư ưa rủi ro, đặt cược vào khả năng tái cấu trúc và phát triển chính sách hỗ trợ.

Các công ty EPC niêm yết đáng chú ý

Góc nhìn từng doanh nghiệp

• PVS là một đại diện tiêu biểu cho nhóm EPC/EPCI nội địa được hưởng lợi trực tiếp từ các dự án khí-to-power, điện gió ngoài khơi và EPC năng lượng – nhất là khi khung chính sách PDP8 thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo và LNG.

• PC1 là công ty duy nhất tại Việt Nam chuyên thi công đường dây truyền tải và nhà máy điện, đạt vị thế tiên phong trong ngành EPC năng lượng và công trình điện. Công ty cũng phát triển dự án năng lượng tái tạo như điện gió và mặt trời với tổng công suất dự kiến gần 744 MW đến năm 2025.Engineering

• TV2 cung cấp dịch vụ tư vấn, thiết kế và EPC cho nhiều dự án nhà máy điện và lưới điện tại Việt Nam.Tháng 6/2025, PECC2 hợp tác cùng Doosan Enerbility ký hợp đồng EPC cho dự án nhiệt điện Ô Môn IV (1.155 MW) — một phần của chuỗi dự án khí-điện Block B – Ô Môn, với quy trình đấu thầu quốc tế.

• Lilama là nhà thầu hàng đầu trong lắp đặt công nghiệp và năng lượng tại Việt Nam, thực hiện hàng nghìn dự án về điện, xi măng, lọc hoá dầu và công nghiệp nặng. Mã chứng khoán này chưa phù hợp để giao dịch do tính thanh khoản.

• SDH Song Da là nhà thầu EPC hàng đầu cho các dự án thủy điện lớn như Sơn La, Hòa Bình, Lai Châu — chiếm khoảng 85% thị phần trong thi công thủy điện nội địa. Mã chứng khoán này chưa phù hợp để giao dịch do tính thanh khoản.

• LICOGI Liên tục tham gia các dự án cấp quốc gia như Sơn La, Lai Châu cùng các công trình giao thông trọng điểm như cao tốc và đường tàu điện ngầm.

Triển vọng đầu tư & Khuyến nghị chiến lược

Tầm nhìn trung – dài hạn

Ngành năng lượng Việt Nam mang đến một trong những cơ hội tăng trưởng dài hạn hấp dẫn nhất Đông Nam Á, được thúc đẩy bởi hai trụ cột: nền kinh tế phát triển nhanh và định hướng chính sách rõ ràng hướng đến phát thải thấp. PDP8 vạch ra lộ trình đầu tư hàng trăm tỷ USD, tạo dư địa khổng lồ cho doanh nghiệp và nhà đầu tư.

Tuy nhiên, giai đoạn 2025–2030 sẽ là thử thách cam go về năng lực thể chế. Thành công không phụ thuộc vào vốn hay công nghệ – mà vào việc Việt Nam có thể rút ngắn khoảng cách giữa tầm nhìn chiến lược và năng lực thực thi đến đâu.

Cơ hội đầu tư cụ thể

• Chuỗi giá trị năng lượng tái tạo: Cung ứng EPC, sản xuất thiết bị (đặc biệt là pin mặt trời, hệ lưu trữ), phát triển dự án và dịch vụ kỹ thuật.

• Hạ tầng LNG: Cảng nhập khẩu, trạm khí hóa, kho chứa, hệ thống ống dẫn – thị trường trị giá hàng tỷ USD.

• Hiện đại hóa lưới điện: Đầu tư vào đường dây truyền tải cao áp, hệ thống điều khiển, lưới điện thông minh và lưu trữ quy mô lớn.

Khuyến nghị dành cho nhà đầu tư

1. Tầm nhìn dài hạn: Đây không phải thị trường phù hợp với đầu tư ngắn hạn. Thành công đòi hỏi sự kiên nhẫn và khả năng chịu đựng độ trễ chính sách.

2. Ưu tiên đối tác nội địa mạnh: Địa phương hóa là yếu tố sống còn – từ pháp lý, đền bù đất đai đến chính trị tỉnh. Chọn đúng đối tác giúp giảm rủi ro đáng kể.

3. Kiểm tra tính khả thi của hợp đồng (bankability): Tập trung vào điều khoản PPA – bảo lãnh sản lượng, cơ chế giá, chuyển đổi ngoại tệ, cơ chế giải quyết tranh chấp.

4. Đa dạng hóa rủi ro: Đầu tư theo danh mục – phân tán rủi ro qua nhiều loại công nghệ và giai đoạn dự án.

Khuyến nghị cho nhà hoạch định chính sách

1. Khôi phục niềm tin thị trường: Giải quyết minh bạch, công bằng các tranh chấp FiT, đảm bảo không hồi tố và bảo vệ hợp đồng đã ký.

2. Thúc đẩy thực thi chính sách: Nhanh chóng ban hành thông tư hướng dẫn cho Luật Điện và DPPA để biến ý chí chính trị thành hành động cụ thể.

3. Giải quyết nút thắt EVN: Thiết lập mô hình tài chính dài hạn cho EVN, cho phép cơ chế giá linh hoạt, minh bạch và phản ánh đúng chi phí.

4. Ưu tiên lưới truyền tải: Coi nâng cấp hạ tầng truyền tải là ưu tiên quốc gia số một, đi trước phát triển nguồn điện để tránh tắc nghẽn và tài sản bị mắc kẹt.

Kết luận: Chuyển đổi năng lượng của Việt Nam là một canh bạc lớn – nhưng có thể tạo ra lợi ích kinh tế, môi trường và đầu tư chưa từng có tiền lệ. Với chính sách đúng đắn và thực thi hiệu quả, Việt Nam hoàn toàn có thể trở thành hình mẫu phát triển năng lượng bền vững trong khu vực. Nhưng thời gian để hành động đang thu hẹp nhanh chóng.