Mặc dù có sự phục hồi vào năm 2025 nhưng NT2 vẫn phải đối mặt với các rủi ro cạnh tranh, suy giảm nguồn khí và áp lực công nợ trong giai đoạn tới.
Pha phục hồi ngắn hạn
Sau một năm 2024 đầy biến động, khi hoạt động kinh doanh bị đẩy vào trạng thái “dưới giá vốn” do khó khăn thanh khoản của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và sự áp đảo của các nguồn điện chi phí thấp, CTCP Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (HoSE:NT2) đã bước vào một giai đoạn chuyển tiếp quan trọng.
Theo phân tích của CTCK BSC, năm 2025 được nhìn nhận như giai đoạn phục hồi của NT2, nơi các yếu tố nền tảng bất lợi dần được tháo gỡ nhờ sự thay đổi của chu kỳ thời tiết, định hướng chính sách từ Quy hoạch điện VIII và việc hoàn tất ghi nhận các khoản thu nhập. Tuy nhiên, song hành với quá trình phục hồi này là những rủi ro bắt đầu lộ diện rõ hơn cho giai đoạn cuối 2025 đầu năm 2026, khi bức tranh cạnh tranh trong ngành điện khí bước sang một chương mới.
Ông Phạm Đức Toàn, chuyên gia phân tích tại BSC cho rằng luận điểm đầu tư đối với NT2 trong giai đoạn hiện tại được xây dựng trên bốn trụ cột xuyên suốt: Thứ nhất, sản lượng điện thương phẩm đang phục hồi mạnh mẽ từ mức nền rất thấp của năm 2024, giúp doanh nghiệp thoát khỏi tình trạng kinh doanh kém hiệu quả kéo dài.
Thứ hai, chu kỳ thời tiết đã chuyển nhanh sang pha trung tính sau khi hiệu ứng La Nina kết thúc chỉ trong hai tháng đầu năm 2025, qua đó làm suy yếu lợi thế huy động của thủy điện, nhóm nguồn từng gây áp lực lớn lên các nhà máy nhiệt điện khí.
Thứ ba, Quy hoạch điện VIII với giả định nhu cầu điện toàn quốc tăng trưởng trung bình 10%/năm đến năm 2030 tiếp tục đóng vai trò “bệ đỡ” dài hạn cho các nguồn điện khí chiến lược tại khu vực phía Nam.
Thứ tư, lợi nhuận năm 2025 của NT2 được củng cố đáng kể nhờ việc hoàn tất hạch toán 177 tỷ đồng lãi chênh lệch tỷ giá và 91 tỷ đồng phí dịch vụ môi trường rừng, những yếu tố không mang tính lặp lại nhưng có ý nghĩa quan trọng trong năm phục hồi.
“Trên cơ sở đó, dự phóng tài chính cho thấy bức tranh lợi nhuận năm 2025 của NT2 có sự cải thiện rõ rệt. Doanh thu dự kiến đạt 6.309 tỷ đồng, tăng 6,1% so với năm 2024, trong khi lợi nhuận sau thuế ước đạt 273 tỷ đồng, tương ứng mức tăng 228,8%. Biên lãi ròng theo đó cải thiện lên 4,3%.
Tuy nhiên, cần nhấn mạnh rằng con số lợi nhuận này đã bao gồm các khoản thu nhập đột biến từ chênh lệch tỷ giá và phí môi trường rừng, qua đó làm “đẹp” bức tranh tài chính trong năm phục hồi nhưng không tạo ra nền tảng bền vững cho các năm sau. Chính sách cổ tức tiền mặt dự kiến ở mức 1.000 đồng/cổ phiếu, tương ứng tỷ suất 5,4%, vẫn là điểm tựa quan trọng đối với nhà đầu tư trong bối cảnh biến động”, chuyên gia tại BSC cho biết.
Rủi ro giảm thị phần
BSC cũng lưu ý từ giai đoạn cuối 2025 và bước sang năm 2026, rủi ro đối với NT2 trở nên rõ nét hơn. Cụ thể, việc đưa vào vận hành nhà máy Nhơn Trạch 3 từ tháng 6/2025 và Nhơn Trạch 4 trong quý IV/2025 sẽ tạo ra một “cuộc chiến hiệu suất” thực sự trong nội bộ nhóm điện khí.
Các nhà máy mới sử dụng công nghệ tuabin khí Class H với suất hao nhiệt thấp hơn đáng kể so với công nghệ Class F hiện tại của NT2, qua đó được ưu tiên trong thứ tự huy động và đẩy NT2 xuống vị trí kém thuận lợi hơn.
Đồng thời, doanh nghiệp còn đối mặt với hiện tượng co hẹp biên lợi nhuận. Giá khí đầu vào dự kiến tăng lên khoảng 9,6 USD/MMBtu, tăng 3% so với cùng kỳ, chủ yếu do chi phí vận chuyển tại khu vực cuối nguồn. Ngược lại, giá thị trường điện bình quân (FMP) được dự báo giảm xuống 1.249 đồng/kWh, tương ứng mức giảm 16,7%, khi các nguồn điện có chi phí biến đổi thấp gia tăng tỷ trọng huy động. Sự lệch pha giữa giá đầu vào và giá đầu ra này sẽ trực tiếp bào mòn biên lợi nhuận của NT2 nếu sản lượng hợp đồng không được cải thiện.
Tương tự, DNSE cũng chỉ ra triển vọng tăng trưởng của ngành điện tuy duy trì sự ổn định nhưng đang có dấu hiệu chững lại so với giai đoạn trước. Nguyên nhân không chỉ nằm ở nhu cầu tiêu thụ tăng chậm hơn, mà còn đến từ sự thay thế ngày càng rõ nét của các nguồn điện phân tán, đặc biệt là điện mặt trời áp mái, là nhóm nguồn chưa được thống kê đầy đủ trong hệ thống. Điều này làm gia tăng mức độ cạnh tranh gián tiếp, khiến dư địa tăng trưởng sản lượng của các nhà máy điện khí như NT2 trở nên hạn chế hơn trong trung và dài hạn.
Song song đó, rủi ro suy giảm nguồn khí nội địa được xác định là một xu hướng dài hạn khó đảo ngược. NT2 đã có những bước đi chủ động nhằm giảm thiểu rủi ro này thông qua việc tiếp cận nguồn khí từ các mỏ mới thuộc Nam Côn Sơn 2 từ năm 2020. Xa hơn, dự án Sư Tử Trắng giai đoạn 2B, dự kiến có dòng khí đầu tiên từ năm 2027 với sản lượng bổ sung khoảng 2 tỷ m³/năm, được kỳ vọng sẽ cải thiện đáng kể an ninh nguồn cung khí cho khu vực. Tuy nhiên, đây vẫn là giải pháp mang tính tương lai, chưa thể giải tỏa hoàn toàn áp lực trong giai đoạn 2025-2026.
Một điểm rủi ro đáng chú ý khác nằm ở chất lượng tài sản ngắn hạn, cụ thể là vấn đề công nợ. Tính đến cuối năm 2025, các khoản phải thu ngắn hạn của NT2 đạt 3.615 tỷ đồng, chiếm gần 40% tổng tài sản, tăng mạnh so với mức 2.326 tỷ đồng cuối năm 2023 và 2.989 tỷ đồng cuối năm 2024. Xu hướng gia tăng liên tục này phản ánh áp lực dòng tiền hiện hữu, dù phần lớn các khoản phải thu đến từ Công ty Mua bán Điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Dù rủi ro mất vốn thấp, việc công nợ kéo dài vẫn có thể ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng luân chuyển dòng tiền và tính linh hoạt tài chính của doanh nghiệp.
Có thể thấy, NT2 đang đối mặt với ba lớp thách thức chính: tăng trưởng ngành điện không còn dư địa lớn, rủi ro dài hạn từ nguồn khí và áp lực công nợ ngày càng gia tăng. Những yếu tố này không làm mất đi câu chuyện phục hồi ngắn hạn, nhưng đóng vai trò quan trọng trong việc giới hạn triển vọng tăng trưởng bền vững của doanh nghiệp trong giai đoạn tiếp theo.
.jpg "Tháo gỡ khó khăn cho dự án Nhà máy điện khí LNG Quảng Ninh")
