Một biến số đang thử thách hiệu quả dự án Nhơn Trạch 3 & 4 của PV Power (POW)

20/03/2026 - 14:524 phút đọc

(Banker.vn) Biến động năng lượng toàn cầu đang làm gia tăng chi phí đầu vào, qua đó ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành và thời gian thu hồi vốn của dự án Nhơn Trạch 3 & 4.

Áp lực chi phí lan rộng trong ngành điện khí

Theo báo cáo mới đây của Chứng khoán Rồng Việt, những biến động địa chính trị đã đẩy giá dầu Brent vượt mốc 102 USD/thùng, tăng tới 41% chỉ trong vòng một tháng. Song song, giá dầu nhiên liệu (MFO) tại Singapore tăng hơn 100% và giá LNG tại thị trường châu Á tăng gần 90% so với tháng trước.

margin: 15px auto;" />

Diễn biến này tạo ra hiệu ứng dây chuyền lên toàn bộ chuỗi giá trị điện khí, từ đầu vào nhiên liệu đến hiệu quả vận hành của các nhà máy.

Trong bối cảnh nguồn cung khí nội địa vẫn được đánh giá là ổn định, yếu tố đáng chú ý lại nằm ở cơ chế định giá. Theo Chứng khoán Rồng Việt, giá khí trong nước được tính toán dựa trên tham chiếu giá dầu (MFO), do đó việc giá dầu tăng mạnh sẽ trực tiếp đẩy chi phí nhiên liệu của các nhà máy điện khí đi lên.

Cụ thể, với giả định giá MFO vượt ngưỡng 1.000 USD/tấn, giá khí đầu vào tại một số nhà máy lớn như Nhơn Trạch 2 (NT2) và cụm Phú Mỹ (PGV) được dự báo tăng lần lượt 71% và 73% so với đầu năm.

Điều này đặt các doanh nghiệp vào thế khó khi chi phí sản xuất tăng nhanh hơn giá bán điện trên thị trường phát điện cạnh tranh (FMP). Trong kịch bản sản lượng huy động duy trì cao, nhiều nhà máy có thể đối mặt với rủi ro biên lợi nhuận bị co hẹp đáng kể, thậm chí sản xuất không hiệu quả về mặt tài chính.

Theo đánh giá của Chứng khoán Rồng Việt, nhóm chịu tác động rõ nét nhất là các doanh nghiệp vận hành nhiệt điện khí quy mô lớn như PV Power (POW), Nhơn Trạch 2 (NT2) hay Tổng công ty Phát điện 3 (PGV). Đây đều là những đơn vị có tỷ trọng chi phí nhiên liệu lớn trong cơ cấu giá thành, nên độ nhạy với biến động giá dầu và khí là rất cao.

Bài toán LNG và rủi ro dài hạn

Không chỉ dừng ở khí nội địa, thị trường LNG vốn được kỳ vọng là trụ cột cho giai đoạn phát triển điện khí mới cũng đang đối mặt với nhiều bất định. Xung đột tại Trung Đông làm gia tăng rủi ro gián đoạn nguồn cung, đặc biệt khi Qatar (một trong những quốc gia xuất khẩu LNG lớn nhất thế giới) nằm trong khu vực nhạy cảm.

Theo Chứng khoán Rồng Việt, dù Việt Nam đã có các hợp đồng dài hạn như thỏa thuận giữa PV GAS và Shell với sản lượng khoảng 400.000 tấn/năm, phần lớn nhu cầu LNG vẫn phụ thuộc vào thị trường giao ngay. Điều này khiến giá mua nhiên liệu biến động mạnh và khó kiểm soát.

Trong bối cảnh đó, cụm nhà máy Nhơn Trạch 3 & 4 (dự án LNG do PV Power (POW) triển khai) được đánh giá là chịu rủi ro lớn nhất. Với chi phí đầu tư và vận hành ban đầu cao, việc giá LNG tăng mạnh có thể kéo dài thời gian hoàn vốn và gây áp lực lên hiệu quả tài chính trong những năm đầu vận hành.

Xa hơn, nếu mặt bằng giá nhiên liệu duy trì ở mức cao, tiến độ phát triển các dự án điện LNG vốn là trọng tâm trong quy hoạch năng lượng giai đoạn 2025–2030 có thể bị chậm lại. Đây là một rủi ro mang tính hệ thống, không chỉ ảnh hưởng đến doanh nghiệp mà còn tác động đến an ninh năng lượng quốc gia.

Doanh nghiệp đứng trước ngã rẽ chi phí – hiệu quả

Diễn biến hiện tại cho thấy ngành điện khí đang bước vào một chu kỳ mới, nơi yếu tố chi phí đầu vào trở thành biến số chi phối mạnh mẽ hơn trước. Với các doanh nghiệp như POW, NT2 hay PGV, bài toán không chỉ là duy trì sản lượng, mà còn là kiểm soát chi phí và tối ưu hiệu suất vận hành trong điều kiện giá nhiên liệu biến động.

Theo Chứng khoán Rồng Việt, nếu không có các công cụ phòng vệ giá hiệu quả hoặc cơ chế điều chỉnh giá bán điện phù hợp, áp lực lên biên lợi nhuận của nhóm doanh nghiệp này sẽ còn kéo dài.

Trong bức tranh đó, sự phân hóa có thể xuất hiện rõ nét giữa các doanh nghiệp có hợp đồng khí dài hạn ổn định và những đơn vị phụ thuộc nhiều vào thị trường giao ngay. Đồng thời, các dự án LNG mới dù mang tính chiến lược sẽ phải đối mặt với thách thức lớn hơn trong giai đoạn đầu triển khai.