PVS, PVD, GAS, POW và BSR đứng ở đâu trong chu kỳ mới của ngành năng lượng?

Nếu phải tìm một từ khóa chung cho ngành năng lượng Việt Nam trong những năm tới, đó có lẽ không còn đơn thuần là "tăng trưởng", mà là "an ninh năng lượng". Ba báo cáo ngành năng lượng mới công bố của Yuanta, MBS và Mirae Asset cùng chỉ ra một chu kỳ đầu tư mới đang hình thành trên toàn chuỗi năng lượng. Song, mức độ hưởng lợi giữa PVS, PVD, GAS, POW và BSR có sự khác biệt đáng kể.

Điện thương phẩm của EVN trong nửa đầu năm 2026 đạt 152,5 TWh, tăng 10,2% so với cùng kỳ. Công ty chứng khoán này dự báo tiêu thụ điện có thể tiến tới khoảng 510 TWh vào năm 2030, tương ứng tốc độ tăng trưởng kép khoảng 10% mỗi năm trong giai đoạn 2025-2030.

Nhưng bài toán hiện nay không chỉ là có đủ điện hay không. Quan trọng hơn là điện sẽ được sản xuất với chi phí bao nhiêu, nhiên liệu đến từ đâu và ai sẽ bỏ vốn xây dựng hạ tầng.

Chu kỳ đầu tư mới của ngành năng lượng, dầu khí

Yuanta ước tính giá khí tại dự án Lô B vào khoảng 14 USD/MMBTU, kéo giá điện trong hợp đồng mua bán điện lên khoảng 2.500 đồng/kWh. Với Nhơn Trạch 3 và 4 sử dụng LNG, giá bán điện được ước tính khoảng 3.600 đồng/kWh. Trong khi đó, giá bán lẻ điện bình quân sau đợt tăng tháng 5/2025 mới ở mức 2.204 đồng/kWh.

Khoảng cách giữa chi phí mua điện và giá bán điện là một trong những lý do khiến những chuỗi dự án khí – điện quy mô lớn gặp khó trong việc chốt cơ chế bao tiêu và ra quyết định đầu tư. Đây cũng là lý do Yuanta đặc biệt chú ý tới định hướng sửa Luật Điện lực, dự kiến Quốc hội xem xét tại Kỳ họp thứ 2 tháng 10/2026, với cơ chế cho phép giá bán lẻ phản ánh đầy đủ và kịp thời hơn biến động của chi phí đầu vào cũng như các khoản chi phí hợp lý trước đây chưa được tính đủ. Nếu cơ chế này được hiện thực hóa, khả năng thu hồi chi phí của EVN sẽ được cải thiện, qua đó tăng tính khả thi kinh tế của các dự án nhiệt điện khí và LNG.

MBS cho rằng một trong những thay đổi quan trọng nhất của Luật Dầu khí sửa đổi là luật hóa việc phân cấp mạnh hơn cho Petrovietnam, nối tiếp cơ chế từng được thí điểm thông qua Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP. PVN được trao thêm thẩm quyền trong thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh một số nội dung hợp đồng dầu khí, thay vì hầu hết quyết định phải đi qua các tầng phê duyệt như trước.

Mirae Asset đánh giá thời gian phê duyệt kéo dài 3-5 năm từng là một trong những nút thắt lớn nhất của thượng nguồn. Việc đồng thời xuất hiện Luật Dầu khí 2022, Nghị quyết 70-NQ/TW, Nghị quyết 253/2025/QH15 và Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP đang tạo thành một chuỗi chính sách từ định hướng chiến lược, cơ chế hóa tới trao quyền thực thi.

Luật Dầu khí (sửa đổi) vừa được Quốc hội thông qua ngày 23/8, hiệu lực từ 1/3/2027, lần đầu tiên đưa hoạt động thu giữ và lưu trữ carbon (CCS) và năng lượng ngoài khơi vào khuôn khổ pháp lý cấp luật, đồng thời mở rộng ưu đãi cho các mỏ nhỏ, cận biên, vùng nước sâu và xa bờ. MBS đánh giá những thay đổi này đặc biệt đáng chú ý khi các mỏ dầu khí truyền thống suy giảm và phần lớn cơ hội phát triển mới sẽ đến từ những mỏ có điều kiện kinh tế – kỹ thuật khó hơn.

Những thay đổi pháp lý xuất hiện đúng thời điểm chu kỳ đầu tư vật chất bắt đầu tăng tốc. Theo Mirae Asset, hệ số bù trữ lượng của Petrovietnam đã vượt 1 trong hai năm liên tiếp, với lượng gia tăng trữ lượng 15,2 triệu tấn quy dầu năm 2024 và 10,5 triệu tấn năm 2025. Trong quý I/2026, khai thác dầu thô của Petrovietnam đạt 2,63 triệu tấn, tăng khoảng 10% so với cùng kỳ.

Hàng loạt dự án lớn đang bước vào giai đoạn triển khai: Lô B – Ô Môn, Lạc Đà Vàng, Sư Tử Trắng 2B, Khánh Mỹ – Đầm Dơi và về dài hạn là Cá Voi Xanh. Mirae Asset cho rằng động lực thực chất trong giai đoạn 2026-2028 sẽ tập trung vào Lô B cùng nhóm mỏ vừa và nhỏ, trong khi làn sóng dự án lớn có thể đạt thêm một điểm rơi vào khoảng năm 2030.

PVS, PVD hưởng lợi sớm trong khi GAS, POW hưởng lợi dài hạn

PVS và PVD là hai cái tên được cả MBS và Mirae Asset đánh giá hưởng lợi sớm nhất. Khi thủ tục đầu tư được rút ngắn, dự án được triển khai nhanh hơn thì nhóm cung cấp dịch vụ kỹ thuật, cơ khí dầu khí và khoan là những doanh nghiệp đầu tiên nhận được thêm công việc.

MBS đánh giá tác động của Luật Dầu khí sửa đổi đối với PVS và PVD chủ yếu nằm ở việc rút ngắn chu kỳ phê duyệt, từ đó đẩy nhanh thời điểm ghi nhận doanh thu và chuyển hóa khối lượng công việc đã ký thành kết quả kinh doanh, hơn là việc thị trường đột nhiên mở rộng ngay lập tức.

Với PVS, hàng loạt dự án đã bắt đầu hiện diện trên báo cáo tài chính. Mirae Asset cho biết doanh thu PVS trong sáu tháng đầu năm 2026 tăng 29% lên 17.288 tỷ đồng, lãi ròng đạt 941 tỷ đồng. Công việc tại Lô B – Ô Môn đang được đẩy nhanh, trong khi dự án Sư Tử Trắng 2B bổ sung hợp đồng EPCIC được ước tính trên 10.000 tỷ đồng. Lạc Đà Vàng, Khánh Mỹ – Đầm Dơi và các dự án điện gió ngoài khơi tiếp tục tạo thêm nguồn việc.

Mirae Asset dự báo doanh thu PVS cả năm 2026 đạt 40.654 tỷ đồng và lãi ròng 2.028 tỷ đồng. Mặc dù vậy, MBS lưu ý biên lợi nhuận mảng cơ khí và xây lắp của PVS còn khá mỏng. Backlog lớn không đồng nghĩa toàn bộ sẽ nhanh chóng biến thành lợi nhuận tương ứng.

PVD lại đứng trước một chu kỳ khác. Sau gần một thập kỷ hầu như không tăng số giàn sở hữu, doanh nghiệp đã liên tục đầu tư thêm giàn mới trong ba năm 2024-2026. Mirae Asset cho rằng động thái này giúp PVD có thêm năng lực khai thác đúng thời điểm nhu cầu khoan tại Việt Nam và Đông Nam Á bước vào pha cao. Đội giàn hiện có lịch làm việc tương đối kín trong năm 2026, một số hợp đồng kéo dài tới 2028 hoặc lâu hơn.

MBS thậm chí kỳ vọng giá thuê giàn tại khu vực có thể dao động 100.000-150.000 USD/ngày trong chu kỳ 2-3 năm tới, trong khi Mirae Asset thận trọng hơn khi sử dụng giả định khoảng 90.000 USD/ngày cho các hợp đồng hiện hữu của PVD. Cả hai dù vậy đều gặp nhau ở nhận định rằng công suất giàn tăng cùng với nhu cầu khoan nội địa là hai động lực tăng trưởng quan trọng của PVD.

GAS lại được đặt ở một câu chuyện dài hơn: sự dịch chuyển của Việt Nam sang khí và LNG. Quy hoạch điện đặt ra nhu cầu rất lớn về nhiệt điện khí, trong khi nguồn khí nội địa tại các mỏ truyền thống đang suy giảm.

Yuanta dẫn mục tiêu nhập khẩu LNG có thể lên tới 14-18 tỷ m³ vào năm 2030. Với hệ thống kho cảng, tái hóa khí và đường ống hiện có, GAS đang đứng ở vị trí trung tâm của chuỗi mới này. Công ty cũng đã ký hợp đồng mua LNG dài hạn đầu tiên với Shell cho giai đoạn 2027-2031 và tiếp tục phát triển các dự án Thị Vải – Cái Mép, Sơn Mỹ.

Mirae Asset ước tính GAS có thể đầu tư khoảng 60.000-100.000 tỷ đồng vào hạ tầng khí trong giai đoạn 2026-2030. Nếu điện khí LNG thực sự trở thành một cấu phần lớn của hệ thống điện, GAS không chỉ hưởng lợi từ sản lượng khí tăng mà còn sở hữu vị trí khó thay thế trong hạ tầng nhập khẩu và vận chuyển.

Ở phía tiêu thụ khí, POW được Yuanta đánh giá là một trong những doanh nghiệp hưởng lợi trực tiếp nhất. Nhơn Trạch 3&4 đã chính thức bước vào vận hành thương mại trong năm 2026 và bắt đầu tạo ra đóng góp rõ rệt. Riêng sáu tháng đầu năm, hai nhà máy phát khoảng 2,6 tỷ kWh

Với Nhơn Trạch 3 và 4 đóng góp trọn năm, Yuanta dự báo doanh thu POW năm 2026 có thể tăng 88% lên khoảng 64.000 tỷ đồng, trong khi lợi nhuận sau thuế cốt lõi tăng 58% lên 3.800 tỷ đồng. Quan trọng hơn con số tăng trưởng một năm, NT3&4 có thể tạo một mặt bằng lợi nhuận mới cao hơn đáng kể so với giai đoạn trước.

Về BSR, lợi nhuận của doanh nghiệp lọc dầu này đang được hưởng lợi mạnh từ một biến số mang tính chu kỳ. Chênh lệch giá sản phẩm lọc dầu so với dầu thô tăng vọt. Mirae Asset cho biết BSR đạt 15.725 tỷ đồng lợi nhuận sau thuế trong sáu tháng đầu năm 2026, gấp hơn 12 lần cùng kỳ, nhờ biên lọc dầu cao, tồn kho giá thấp và nhà máy vận hành vượt công suất thiết kế. Công ty chứng khoán này dự báo lợi nhuận năm 2026 có thể đạt 23.344 tỷ đồng.

Nhưng khác với PVS, PVD hay GAS, phần đáng kể lợi nhuận hiện tại của BSR phụ thuộc vào điều kiện thị trường quốc tế. Biên lọc dầu cao có thể đảo chiều khi nguồn cung toàn cầu bình thường hóa.

Yếu tố mang tính cấu trúc hơn nằm ở dự án nâng cấp mở rộng Dung Quất, dự kiến nâng công suất từ 148.000 lên 171.000 thùng/ngày, đồng thời cho phép xử lý nguồn dầu thô chua, nặng hơn và tăng tỷ trọng sản phẩm có giá trị cao. Dù vậy, Mirae Asset tính toán rằng ngay cả phần công suất tăng thêm cũng khó cải thiện đáng kể mức tự chủ xăng dầu của Việt Nam do nhu cầu trong nước đang tăng khoảng 7-10% mỗi năm.