Ngành điện Việt Nam đang bước vào giai đoạn chuyển đổi then chốt, được dẫn dắt bởi các cải cách cấu trúc nhằm đẩy nhanh việc thực hiện Quy hoạch Điện VIII (PDP8). Những cải cách này được ưu tiên thông qua các Nghị quyết quan trọng (70-NQ/TW, 328/NQ-CP) và Tờ trình của Chính phủ (1043/TTr-CP), tập trung chuyển đổi ngành điện sang cơ chế thị trường cạnh tranh.

Hai công cụ chính sách quan trọng đang được triển khai: Cơ chế Giá Điện Hai Thành Phần và Cơ chế Hợp đồng Mua bán Điện Trực tiếp (DPPA).

*Nghị quyết 70-NQ/TW (tập trung chuyển đổi ngành điện sang cơ chế thị trường cạnh tranh)

* Nghị quyết 328/NQ-CP ( Ban hành Chương trình hành động của Chính phủ thực hiện Nghị quyết số 70-NQ/TW)

*Tờ trình số 1043/TTr-CP ngày 11/11/2025 trình Ủy ban Thường vụ Quốc hội một dự án Nghị quyết của Quốc hội về cơ chế, chính sách tháo gỡ khó khăn, vướng mắc để phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030 và cho phép áp dụng theo trình tự, thủ tục rút gọn.

Hai công cụ chính sách quan trọng để chuyển đổi ngành điện Việt Nam

1.Cơ chế giá điện hai thành phần đảm bảo giá điện phản ánh chi phí thực tế của hệ thống và ổn định doanh thu cho các nhà sản xuất. 

Hiểu 1 cách đơn giản, Việt Nam hiện đang sử dụng cơ cấu giá điện một thành phần, tức là giá điện chỉ tính theo lượng tiêu thụ (kWh) dẫn đến (1) Không thu hồi được chi phí dự phòng: Công ty điện lực phải duy trì công suất dự phòng lớn (nhà máy than, khí đốt) để đáp ứng khi sản lượng năng lượng tái tạo bị gián đoạn; (2) Rủi ro thâm hụt tài chính khi giá hiện tại không phản ánh chi phí cố định (lớn) để xây dựng và duy trì lưới điện.

Khi vận hành cơ chế giá điện 2 thành phần, sẽ chia hóa đơn điện thành 2 phần tính theo (1)Phí cố định (Công suất đăng ký tối đa) phản ánh chi chi phí đầu tư cố định vào nhà máy, lưới điện; (2) chi phí biến đổi (Khối lượng tiêu thụ thực tế) phản ánh chi phí vận hành và nhiên liệu.

Cơ chế này cũng tạo điều kiện cho dòng vốn tư nhân đổ vào các dự án năng lượng tái tạo mà không phụ thuộc hoàn toàn vào năng lực mua điện của EVN. Giảm sự phụ thuộc vào vốn nhà nước đẩy nhanh việc thực hiện Quy hoạch Điện 8.

Lộ trình triển khai qua bốn giai đoạn từ 2025 đến 2027, dự kiến mở rộng toàn quốc từ tháng 8/2027.

2. Cơ chế DPPA (Hợp đồng Mua bán Điện Trực tiếp)

Cơ chế cho phép các hộ tiêu thụ điện lớn mua điện thẳng từ các nhà máy năng lượng tái tạo (điện mặt trời, điện gió) thông qua đường dây tư nhân. Điện dư thừa có thể bán lại vào hệ thống (giới hạn 20% và định giá theo giá giao ngay trung bình).

Với Nghị quyết 70 và 328, DPPA trở thành nền tảng cho Thị trường Điện Bán buôn Cạnh tranh của Việt Nam, dự kiến thực hiện vào tháng 7/2026. Với cơ chế này, nhằm "xanh hóa" cơ cấu năng lượng và thu hút vốn tư nhân.

Định hình cho xu hướng trung hạn được đánh dấu bởi ba chiến lược mang tính cấu trúc: 

-    Tập trung phát triển điện khí LNG: 

LNG đóng vai trò lớn hơn trong chiến lược chuyển đổi năng lượng của Việt Nam. Theo QHĐ8 dự kiến mở rộng đáng kể nguồn điện khí. Công suất điện khí trong nước dự kiến sẽ tăng từ 7 GW lên 16 GW vào năm 2030, trong khi công suất điện khí LNG được đặt mục tiêu tăng từ 0,8 GW lên 22,5 GW. 

Một trong những thách thức chính là tiến độ các dự án điện khí LNG còn chậm, tính đến cuối năm 2025, chỉ có các dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 đang đúng tiến độ trong khi hầu hết các dự án khác như Ô Môn 4 vẫn đang trong những giai đoạn đầu. Bên cạnh đó điện than dự kiến sẽ dần bị loại bỏ sau năm 2030 và thủy điện phần lớn đã khai thác hết. Nguồn cung điện trong tương lai của Việt Nam phải đến từ các nhà máy điện tái tạo và điện khí. Tuy nhiên, điện tái tạo, bao gồm điện mặt trời và điện gió, lại không ổn định do điện mặt trời chỉ hoạt động 5-6 giờ/ngày. Do đó, điện khí là thiết yếu để cung cấp công suất phụ tải cơ bản linh hoạt, bổ sung cho điện tái tạo.

 Nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư có tổng mức đầu tư 1,4 tỷ USD

Với lo ngại các nhà máy LNG không được đưa vào hoạt động đúng thời hạn, hiện đang có đề xuất giải quyết bao gồm tăng sản lượng hợp đồng tối thiếu (Qc) đối với điện khí LNG từ mức tối thiểu 65-70% lên không thấp hơn 75%, bên cạnh đó là việc cam kết khả năng tài chính để mua đủ LNG theo hợp đồng, khi hiện tại chưa có sự đảm bảo nào gây e ngại rủi ro tài chính cho nhà đầu tư.

Doanh nghiệp nổi bật:

POW nổi bật là đơn vị dẫn đầu trong lĩnh vực điện khí hóa lỏng, với các dự án Nhơn Trạch 3 & 4 sắp hoàn thành và sẵn sàng tận dụng các chính sách bảo lãnh được đề xuất (kỳ vọng Qc tối thiểu là 75% trong 15 năm) giúp tăng cường sự ổn định về thu nhập và khả năng vay vốn.

TV2 đơn vị thực hiện tự vấn hàng đầu và có thể mở rộng sang EPC, hiện tại doanh nghiệp có lượng backlog với các hợp đồng EPC điện khí tạo dấu mốc quan trọng trong giai đoạn mới với các dự án tiêu biểu Nhiệt điện Ô Môn IV, dự án LNG Công thanh hiện đã ký MOU tổng thầu EPC với liên doanh Doosan (Hàn Quốc), dự án Nhà máy Nhiệt điện LNG Quảng Trạch 2 dự kiến khởi công trong tháng 12/2025 (hiện đang trong thời gian chọn thầu)

PGV, nhuận cho năm tài chính 2025-2027 do phân bổ Qc cao hơn, đặc biệt là cho đội tàu khí Phú Mỹ, vốn có thể hưởng lợi nhiều hơn nữa nếu Nghị định 56/2025/NĐ-CP được thông qua, hỗ trợ đầu tư do nhà nước dẫn đầu theo Nghị quyết 70.

-    Mở rộng lưới điện truyền tải

Cơ sở hạ tầng truyền tải được xem là xương sống của quá trình chuyển đổi năng lượng. Tổng nhu cầu vốn đầu tư lưới điện giai đoạn 2025-2030 là hơn 18 tỷ USD, trong đó ưu tiên hàng đầu là xây dựng lưới điện 500 kV và 220 kV để hỗ trợ dòng điện liên vùng, đặc biệt là từ các vùng miền Trung và Tây Nguyên giàu năng lượng tái tạo đến các trung tâm có nhu cầu cao ở miền Bắc và miền Nam.  Mục tiêu trong vòng 5 năm tới đây, Việt Nam phải xây dựng 12.300 km đường dây 500 kV mới, gấp 24 lần chiều dài của tuyến đường dây Quảng Trạch - Phố Nối hoàn thành năm 2024 (Dự án lập kỷ lục về thời gian hoàn thành trong 7 tháng – Đây là dự án khá thành công do đơn vị PC1 với vai trò tổng thầu EPC) cùng sự phối hợp đôn đốc của các cấp chính quyền. Do vậy đây sẽ là dư địa khối lượng công việc lớn cho các doanh nghiệp trong lĩnh vực hạ tầng điện.

Doanh nghiệp nổi bật:

PC1 là đơn vị dự kiến sẽ được hưởng lợi từ kế hoạch đầu tư lưới điện trị giá 18,1 tỷ đô la Mỹ của PDP8, nhờ khả năng thực hiện EPC mạnh mẽ trong truyền tải 500 kV và tham vọng ngày càng tăng về điện gió ngoài khơi, định vị công ty này vừa là bên hỗ trợ vừa là bên hưởng lợi chính của việc tích hợp lưới điện quốc gia và năng lượng tái tạo.

-    Mở rộng quy mô điện gió ngoài khơi trong dài hạn.

Điện gió ngoài khơi những năm gần đây đang nhanh chóng nổi lên như một trụ cột chiến lược trong quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam nhờ ưu thế về mặt kỹ thuật và sự phù hợp với các mục tiêu chính sách quốc gia. Quy hoạch Phát triển Điện gió 8 đặt mục tiêu đạt 6 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030, 17 GW vào năm 2035 và lên tới 91,5 GW vào năm 2050.

Các dự án điện gió ngoài khơi được hưởng lợi từ tốc độ gió cao ổn định, tránh được vấn đề giải phóng mặt bằng trên bờ và hỗ trợ cam kết Net Zero (phát thải ròng bằng 0) vào năm 2050 của Việt Nam.Tuy nhiên, các dự án điện gió ngoài khơi đang phải đối mặt với những rào cản pháp lý phức tạp do sự chồng chéo thẩm quyền giữa các bộ, từ quản lý tài nguyên biển đến quốc phòng.

Doanh nghiệp nổi bật:

PVS: Công ty con chủ chốt của PVN, tận dụng chuyên môn dầu khí ngoài khơi để chuyển đổi thành đơn vị dẫn đầu về năng lượng tái tạo, có backlog khổng lồ (hơn 100.000 tỷ) với mảng M&C điện gió ngoài khơi chiếm một nửa. Sở hữu kinh nghiệp khi đã ký kết và bàn giao các hợp đồng chân đế điện gió, trạm biến áp.

Tổng kết lại, với động lực chính sách mạnh mẽ, các xu hướng này đang củng cố vị thế của Việt Nam trong bản đồ năng lượng khu vực, đồng thời phác thảo một lộ trình tăng trưởng riêng biệt, đầy hứa hẹn cho các doanh nghiệp điện có năng lực nhất.