Dầu khí trước cú hích từ chính sách

Điểm nhấn quan trọng nhất của ngành dầu khí trong năm 2026 chính là cú hích mang tính lịch sử với Luật Dầu khí (sửa đổi). Trước đó, Luật Dầu khí 2022 sau hơn 3 năm triển khai đã bộc lộ một số điểm nghẽn về phân cấp, phân quyền, khiến tiến độ các dự án phát triển mỏ bị kéo dài. Tháng 10/2025, Chính phủ đã giao Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN) thực hiện một phần nhiệm vụ, quyền hạn vốn thuộc Bộ Công thương như phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ (trừ dự án trên đất liền hoặc có chuỗi công trình đồng bộ đất liền - biển) và phê duyệt điều chỉnh kế hoạch khai thác sớm.

Đến sáng 23/8/2026, Quốc hội khóa XVI đã thông qua Luật Dầu khí (sửa đổi). Luật gồm 12 chương, 62 điều, thay thế toàn diện Luật Dầu khí 2022, có hiệu lực từ ngày 1/3/2027.

Đóng góp cốt lõi của Luật Dầu khí (sửa đổi) không nằm ở việc hạ các mức thuế suất hiện hành vốn đã có ưu đãi từ luật cũ, mà tập trung vào việc mở rộng đối tượng áp dụng khung đặc biệt ưu đãi sang phân khúc các mỏ nhỏ và mỏ cận biên. Đây là nhóm mỏ vốn chiếm tỷ trọng đa số trong trữ lượng tài nguyên còn lại của Việt Nam, nhưng thường không được chú trọng do chi phí đầu tư cao, hiệu quả tài chính sát ngưỡng hòa vốn.

Dầu khí được đánh giá là ngành hưởng lợi nhiều nhất từ chính sách mới

Cụ thể, điểm mới tại Luật Dầu khí (sửa đổi) là mở rộng hơn không gian ưu đãi, nâng bậc đặc biệt ưu đãi mở rộng sang mỏ cận biên, gồm thuế thu nhập doanh nghiệp 25%, thuế xuất khẩu dầu thô 5%, thu hồi chi phí 80%. Các dự án thu hồi dầu (EOR) được nới trần thu hồi chi phí thêm tối đa 10 điểm phần trăm, gia hạn hợp đồng tối đa 5 năm.

Nhóm phân tích Công ty Chứng khoán Techcom (TCBS) đánh giá, với dự án cận biên - nơi dòng tiền các năm đầu quyết định hiệu quả dự án, thì trần thu hồi chi phí tác động mạnh hơn nhiều so với thuế suất. Nhà thầu được lấy lại vốn nhanh hơn, rút ngắn thời gian hoàn vốn và cải thiện Chỉ số suất sinh lời nội bộ (IRR) ngay cả khi tổng nghĩa vụ thuế không đổi. Đây là yếu tố trực tiếp quyết định việc các mỏ cận biên có vượt ngưỡng quyết định đầu tư cuối cùng (FID) hay không và do đó quyết định lượng công việc mới cho chuỗi dịch vụ thượng nguồn.

Luật cũng lần đầu bổ sung các nội dung mới về đầu tư và thu giữ, lưu trữ carbon (CCS), tín chỉ carbon, công trình năng lượng ngoài khơi gắn trực tiếp với hoạt động dầu khí.

Với những quy định này, tác động của luật lên các mã niêm yết sẽ đi theo chuỗi truyền dẫn và vị trí của các doanh nghiệp trên chuỗi sẽ quyết định mức độ và thời điểm hưởng lợi. Do đó, các nhóm thượng nguồn gắn liền với chu kỳ đầu tư và tiến độ phê duyệt dự án sẽ là nhóm được hưởng lợi trực tiếp nhất, nhóm trung nguồn hưởng lợi gián tiếp qua nhu cầu khai thác tăng, còn nhóm hạ nguồn chủ yếu hưởng lợi từ nguồn cung ổn định hơn.

Điểm cần lưu ý là Luật Dầu khí (sửa đổi) sẽ có hiệu lực từ 1/3/2027, do đó sẽ không tác động đến kết quả kinh doanh các doanh nghiệp năm 2026. Thay vào đó, đây là câu chuyện khối lượng công việc trung hạn, tác động rõ nét lên kết quả kinh doanh các doanh nghiệp sẽ phản ánh rõ nét từ sau năm 2027 trở đi. Tuy nhiên, Dự thảo đã công khai từ tháng 4/2026, do đó phần nào cũng đã được phản ánh vào giá cổ phiếu trên thị trường.

Ngành điện trước bài toán kép

Song song với làn sóng đầu tư thượng nguồn dầu khí, ngành điện Việt Nam cũng đang đứng trước một bước chuyển dịch lớn khi yêu cầu cung ứng đủ điện để đáp ứng tăng trưởng kinh tế càng cấp thiết.

Theo Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030, Việt Nam cần bổ sung gần 90.000 MW công suất nguồn điện mới và huy động khoảng 830.000 tỷ đồng vốn đầu tư, trong khi đó, nhiều dự án nguồn và lưới điện còn vướng cơ chế, tiến độ…

Thách thức lớn nhất hiện nay đang dịch chuyển từ việc đảm bảo đủ sản lượng phát điện sang việc đảm bảo nguồn cung cấp điện với chi phí hợp lý. Nhà nước tiếp tục giữ vai trò độc quyền trong việc điều độ hệ thống điện quốc gia, nhằm bảo đảm an ninh năng lượng, trong khi EVN vẫn là đơn vị chi phối trong mảng phân phối và bán lẻ điện. Sự biến động của giá nhiên liệu, điều kiện thời tiết cùng với sự phụ thuộc ngày càng nhiều vào các nguồn phát điện có chi phí cao hơn đang đẩy chi phí mua điện của EVN lên, trong khi giá bán lẻ điện phải được điều chỉnh một cách thận trọng, tránh gây thiệt hại đáng kể cho nền kinh tế.

Những thay đổi chính sách mang tính bước ngoặt đang tháo gỡ các điểm nghẽn của ngành năng lượng, mở ra chu kỳ đầu tư mới trong dầu khí và điện lực, qua đó tạo dư địa tăng trưởng dài hạn cho doanh nghiệp, đồng thời củng cố nền tảng an ninh năng lượng quốc gia.

Chuyên gia phân tích Công ty Chứng khoán Yuanta cho rằng, trong bối cảnh này, ngành năng lượng Việt Nam đang đối mặt với hai ưu tiên trọng tâm: giảm bớt gánh nặng thu hồi chi phí cho EVN và đảm bảo nguồn cung nhiên liệu đầy đủ cho phát điện. Chính phủ đã bắt đầu giải quyết cả hai vấn đề này thông qua một khung cơ chế giá điện phản ánh sát hơn chi phí thực tế và một phương pháp tiếp cận toàn diện hơn đối với an ninh năng lượng.

Dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi) dự kiến trình Quốc hội vào kỳ họp tới, đề xuất một cơ chế giá điện bán lẻ nhằm phản ánh đúng, kịp thời chi phí đầu vào. Cơ chế này sẽ cho phép giá bán lẻ điện phản ánh sát hơn những biến động của chi phí đầu vào, bao gồm cả những chi phí chưa được tính toán đầy đủ trong giá bán điện bình quân trước đây.

Việc triển khai chi tiết vẫn phụ thuộc vào các nghị định hướng dẫn thi hành sau đó. Tuy nhiên, các nội dung sửa đổi là một tín hiệu rõ ràng cho thấy Chính phủ đang cởi mở hơn đối với việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện. Giá điện của Việt Nam hiện vẫn ở mức thấp so với các nước trong khu vực, tạo dư địa cho các đợt tăng giá tiếp theo trong bối cảnh hệ thống điện ngày càng phụ thuộc vào nguồn phát điện có chi phí cao hơn từ khí tự nhiên và LNG.

Quan trọng hơn, việc giảm gánh nặng tài chính cho EVN giúp củng cố hiệu quả kinh tế cho các dự án nhiệt điện khí, từ đó tạo niềm tin cho các nhà đầu tư thượng nguồn trong việc cam kết rót vốn vào toàn bộ chuỗi giá trị khí - điện.

Những doanh nghiệp tiềm năng hưởng lợi

Từ những thay đổi về chính sách và triển vọng đầu tư của ngành năng lượng, nhóm doanh nghiệp thượng nguồn dầu khí và điện khí được đánh giá có nhiều dư địa hưởng lợi trong chu kỳ mới.

Với Tổng CTCP Dịch vụ kỹ thuật dầu khí Việt Nam (PVS), MBS dự phóng khối lượng backlog (danh sách công việc, nhiệm vụ cần được xử lý) các dự án M&C sẽ bước vào pha cao điểm trong năm 2026 để kịp đáp ứng tiến độ đón các dòng dầu và khí trong giai đoạn 2027-2030, với tổng backlog dự kiến hơn 1 tỷ USD trong năm nay. Trong đó, các gói thầu EPCI cho Lô B - Ô Môn tiếp tục là trụ cột chính, bên cạnh hợp đồng EPCIC giàn xử lý trung tâm Lạc Đà Vàng và các dự án điện gió ngoài khơi được kỳ vọng đóng góp tích cực.

Giai đoạn 2026-2030, PVS cũng có kế hoạch đẩy mạnh đầu tư, qua đó hỗ trợ kết quả kinh doanh về dài hạn nhờ gia tăng công suất và khả năng tiếp nhận các hợp đồng lớn. Ở mức P/E hiện tại khoảng 9 lần, định giá PVS được đánh giá tương đối hấp dẫn so với mức trung bình 3 năm là 17 lần và 5 năm là 18 lần.

Trong khi đó, Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ khoan dầu khí (PVD) được hưởng lợi từ nhu cầu giàn khoan tiếp tục duy trì ở mức cao tại khu vực Đông Nam Á, thể hiện qua tỷ lệ sử dụng giàn thường xuyên vượt 95% trong thời gian qua. Với lượng hợp đồng được lấp đầy, PVD được kỳ vọng duy trì hiệu suất sử dụng giàn khả quan và có thể tái ký hợp đồng với mức giá cho thuê cao, trung bình 100.000-150.000 USD/ngày trong chu kỳ 2-3 năm tới. Bên cạnh đó, việc các mỏ dầu nội địa dần cạn kiệt khiến nhu cầu thăm dò, phát triển các mỏ mới trở nên cấp thiết hơn, mở ra cơ hội cho mảng kỹ thuật giếng khoan của PVD, vốn thường xuyên đóng góp khoảng 35-40% doanh thu.

Ở nhóm điện khí, Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (POW) được Yuanta đánh giá là doanh nghiệp hưởng lợi trực tiếp từ sự thay đổi chính sách nhờ vị thế hiện có trong lĩnh vực nhiệt điện khí, cung cấp khí và hạ tầng LNG. Doanh thu năm 2026 của POW được dự báo tăng 88%, lên 64.000 tỷ đồng, nhờ sản lượng điện khí tăng 63%, đạt 15,8 TWh và giá điện khí tăng 13%, lên 2.595 đồng/kWh. Động lực tăng trưởng chủ yếu đến từ sự đóng góp trọn vẹn của Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 trong năm, cùng khả năng huy động điện khí mạnh hơn trong điều kiện thời tiết khô hạn. Lợi nhuận sau thuế cốt lõi được dự báo tăng 58% so với năm trước, đạt 3.800 tỷ đồng trong năm 2026 và duy trì ổn định trong năm 2027.