Hiệu quả kinh doanh của các nhà máy điện khí phụ thuộc chặt chẽ vào biến động giá khí và nguồn cung năng lượng
Phân bón phụ thuộc vào biến động giá năng lượng
Chuỗi giá trị của ngành dầu khí thường được chia thành ba phân khúc chính: thượng nguồn (thăm dò - khai thác), trung nguồn (vận chuyển, lưu trữ) và hạ nguồn (chế biến, phân phối). Các doanh nghiệp trong ngành vừa chuyên môn hóa theo từng khâu, vừa có sự liên kết chặt chẽ để hình thành một hệ sinh thái hoàn chỉnh, trong đó đầu ra của phân khúc trước trở thành đầu vào của phân khúc sau.
Ở cuối chuỗi giá trị này, ngoài các doanh nghiệp lọc hóa dầu, hai nhóm ngành phụ thuộc lớn vào nguồn khí tự nhiên là phân bón và nhiệt điện khí. Đặc điểm chung của các doanh nghiệp trong hai lĩnh vực này là chi phí đầu vào biến động theo giá năng lượng thế giới, đặc biệt là giá dầu và giá khí.
Trong nhóm phân bón, hai doanh nghiệp niêm yết tiêu biểu là Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí (mã DPM) và Công ty cổ phần Phân bón Dầu khí Cà Mau (mã DCM). Cả hai đều sử dụng khí đầu vào từ hệ thống khí của Tổng công ty Khí Việt Nam (mã GAS) để sản xuất urê và các sản phẩm phân bón khác, do đó chi phí sản xuất có quan hệ trực tiếp với biến động giá dầu và khí tự nhiên.
DPM hiện là nhà sản xuất urê lớn nhất Việt Nam với thị phần khoảng 35%. Công ty sở hữu Nhà máy Đạm Phú Mỹ với các dòng sản phẩm urê, cùng nhà máy NPK - NH3. Trong khi đó, DCM là một trong hai nhà sản xuất urê lớn nhất thị trường với thị phần khoảng 32%. Doanh nghiệp vận hành Nhà máy Đạm Cà Mau với các sản phẩm urê hạt đục và NPK. Hai doanh nghiệp này đóng vai trò quan trọng trong việc bảo đảm nguồn cung phân bón nội địa.
Điểm đáng chú ý là giá khí đầu vào của DPM và DCM được mua từ GAS và biến động theo giá dầu thế giới. Khi giá dầu tăng, giá khí đầu vào cũng tăng tương ứng, kéo theo chi phí sản xuất phân bón gia tăng. Ngược lại, lợi nhuận của các doanh nghiệp này còn phụ thuộc vào diễn biến giá urê toàn cầu - yếu tố quyết định trực tiếp đến giá bán sản phẩm.
Theo cập nhật của Công ty Chứng khoán Rồng Việt, trong năm 2025, giá bán trung bình urê tăng khoảng 17% do tác động của các yếu tố thuế quan, căng thẳng địa chính trị và nhu cầu nhập khẩu mạnh từ Ấn Độ. Tuy nhiên, triển vọng trung hạn được dự báo kém tích cực hơn.
Cụ thể, Ngân hàng Thế giới (WB) dự báo, giá urê năm 2026 có thể giảm khoảng 7%, xuống mức 410 USD/tấn và tiếp tục giảm 9% trong năm 2027, xuống còn 375 USD/tấn. Trong khi đó, Fitch Ratings thậm chí đưa ra kịch bản thận trọng hơn khi dự báo giá urê năm 2026 giảm 13%, về 340 USD/tấn và tiếp tục giảm 12%, xuống 300 USD/tấn vào năm 2027.
Nguyên nhân chính là công suất sản xuất phân bón toàn cầu vẫn đang vượt nhu cầu trong trung hạn. Nhiều quốc gia đã và đang mở rộng công suất nhanh hơn dự kiến, tạo áp lực dư cung lên thị trường.
Bên cạnh đó, các yếu tố địa chính trị tại Trung Đông cũng khiến thị trường năng lượng trở nên biến động mạnh. Theo SSI Research, kịch bản eo biển Hormuz bị phong tỏa có thể tạo ra cú sốc nguồn cung bổ sung cho thị trường năng lượng toàn cầu. Trong trường hợp tiêu cực, giá dầu có thể duy trì quanh vùng 105 USD/thùng đến tháng 6/2026, kéo theo nguy cơ lạm phát năm nay vượt 5%.
“Các doanh nghiệp trung nguồn có thể hưởng lợi ngắn hạn nhờ hiệu ứng hàng tồn kho, trong khi doanh nghiệp thượng nguồn cần giá dầu duy trì ở mức cao trong dài hạn để cải thiện biên lợi nhuận. Tuy nhiên, nếu xung đột kéo dài, toàn ngành dầu khí có thể đối mặt với nguy cơ thiếu hụt nguồn nguyên liệu đầu vào”, SSI Research lưu ý.
Tuy vậy, SSI Research cũng cho rằng, sự gián đoạn dòng thương mại qua eo biển Hormuz có thể duy trì áp lực tăng đối với các sản phẩm liên quan đến dầu mỏ, trong đó có urê. Điều này có thể giúp giá phân bón duy trì ở mức tích cực trong ngắn hạn, dù triển vọng trung hạn vẫn chịu áp lực từ nguồn cung toàn cầu.
Nhiệt điện khí và bài toán chi phí nhiên liệu
Chi phí đầu vào tăng cao khiến các doanh nghiệp ở cuối chuỗi giá trị dầu khí đối mặt với bài toán biên lợi nhuận, trong khi triển vọng giá sản phẩm trung hạn vẫn còn nhiều bất định.
Tương tự ngành phân bón, các doanh nghiệp nhiệt điện khí cũng nằm ở cuối chuỗi giá trị dầu khí và phụ thuộc mạnh vào chi phí nhiên liệu. Điện khí được sản xuất theo quy trình chu trình hỗn hợp (tuabin khí - tuabin hơi), trong đó khí tự nhiên hoặc LNG được đốt để vận hành tuabin khí, sau đó tận dụng nhiệt khí thải để tạo hơi nước chạy tuabin hơi. Quy trình này giúp nâng hiệu suất phát điện lên mức cao.
Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu thường chiếm tới 70-80% tổng giá thành sản xuất điện, khiến hiệu quả kinh doanh của các nhà máy điện khí phụ thuộc chặt chẽ vào biến động giá khí và nguồn cung năng lượng.
Một trong những doanh nghiệp lớn trong lĩnh vực này là Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power, mã POW). Đây là nhà sản xuất điện lớn thứ hai tại Việt Nam sau Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), với tổng công suất lắp đặt đạt 5.849 MW.
Danh mục nguồn điện của PV Power khá đa dạng, bao gồm điện khí, thủy điện và điện than. Trong đó, các nhà máy điện khí chủ lực gồm Cà Mau 1 (750 MW, vận hành năm 2008), Cà Mau 2 (750 MW, vận hành năm 2008), Nhơn Trạch 1 (450 MW, vận hành năm 2009) và Nhơn Trạch 2 (750 MW, vận hành năm 2011). Ngoài ra, cụm nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 với tổng công suất 1.624 MW đã vận hành từ đầu năm 2026.
Về nguồn cung nhiên liệu, các nhà máy điện khí của PV Power sử dụng hai nguồn chính. Thứ nhất là khí nội địa được vận chuyển qua đường ống: Cà Mau 1 và 2 sử dụng khí từ mỏ PM3 - CAA thông qua hệ thống khí PM3 - Cà Mau; còn Nhơn Trạch 1 và 2 chủ yếu sử dụng khí từ bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long. Thứ hai là khí LNG nhập khẩu, được sử dụng cho cụm nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 - dự án điện LNG đầu tiên của Việt Nam.
Theo ước tính của Công ty Chứng khoán Phú Hưng, chi phí nhiên liệu chiếm khoảng 77% tổng cơ cấu chi phí của PV Power, đồng thời là yếu tố chính quyết định giá bán điện. Hiện nay, phần lớn sản lượng điện của doanh nghiệp được bán cho EVN thông qua hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA).
SSI Research cho rằng, giá điện trong hợp đồng PPA có cơ chế điều chỉnh nhằm bù đắp phần chi phí nhiên liệu gia tăng, do đó tác động ngắn hạn của biến động giá khí có thể được hạn chế. Tuy nhiên, nếu bất ổn địa chính trị kéo dài, các nguồn điện sử dụng khí LNG hoặc than có thể trở nên kém hấp dẫn hơn trong cơ cấu huy động của EVN.
Trong bối cảnh đó, việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện có thể được cân nhắc nhằm bảo đảm sức khỏe tài chính của EVN cũng như các nhà máy điện, đồng thời duy trì an ninh năng lượng quốc gia. Tuy vậy, quyết định này vẫn phụ thuộc lớn vào rủi ro lạm phát.
Đáng chú ý, dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 có tổng công suất 1.624 MW với tổng mức đầu tư 32.486,9 tỷ đồng, trong đó 30% là vốn chủ sở hữu và 70% là vốn vay. Khi đi vào vận hành, dự án dự kiến cung cấp khoảng 9 tỷ kWh điện mỗi năm cho hệ thống điện quốc gia, đồng thời góp phần thực hiện cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 của Việt Nam tại COP26.
Để triển khai dự án này, PV Power đã ký kết nhiều khoản vay lớn, bao gồm khoảng 200 triệu USD từ Sumitomo Mitsui Banking Corporation, khoảng 821,5 triệu USD từ các ngân hàng Citibank và ING, cùng khoản vay khoảng 4.000 tỷ đồng từ Vietcombank.
Trong giai đoạn xây dựng, chi phí lãi vay được vốn hóa vào giá trị dự án nên chưa gây áp lực lên kết quả kinh doanh. Tuy nhiên, nhà máy hiện đã chính thức vận hành, PV Power sẽ phải ghi nhận chi phí tài chính và khấu hao tài sản, khiến lợi nhuận ròng chịu áp lực trong giai đoạn đầu, dù doanh thu có thể tăng trưởng.
Nhìn tổng thể, các doanh nghiệp hạ nguồn trong chuỗi giá trị dầu khí như phân bón và nhiệt điện khí đang đứng trước bài toán chi phí đầu vào gia tăng khi giá năng lượng thế giới biến động mạnh. Trong ngắn hạn, một số yếu tố địa chính trị có thể hỗ trợ giá bán sản phẩm như urê hoặc tạo cơ chế bù trừ chi phí trong hợp đồng điện. Tuy nhiên, về dài hạn, áp lực từ giá nhiên liệu, chi phí tài chính và nguồn cung toàn cầu dư thừa vẫn là những yếu tố có thể ảnh hưởng đáng kể đến biên lợi nhuận của các doanh nghiệp trong nhóm này.
