Bạn sẽ chọn cổ phiếu điện nào REE, PC1, TV2, GEG?

Ai ôm được lâu, 1 con nhà máy điện đợi hết khâu hao có mà 15-20 năm.
Chưa kể hết khấu hao sẽ lại đàm phán lại giá điện.

năng lượng là bài toán cần kíp lúc này, dòng điện sẽ leader trong gđ tới PC1 ngọn cờ đầu rồi

--- Gộp bài viết, Mar 25, 2026, Bài cũ: Mar 25, 2026 ---

https://nguoiquansat.vn/sau-pv-powe...muon-lan-san-xay-tram-sac-xe-dien-281516.html
cả nước đua phục vụ xe điện, điện sẽ rất hót sắp tới REE có khi tím

Lời khuyên: Trong giai đoạn đầu năm 2026, với bối cảnh kinh tế Việt Nam đang đẩy mạnh hạ tầng năng lượng để phục vụ sản xuất (IIP tăng trưởng tốt), tôi đánh giá REE (ổn định) và PC1 (tăng trưởng) là bộ đôi tối ưu để phân bổ danh mục.
cả 2 cùng tím, quá ngon

EVF là bố là mẹ của tất cả CP ĐIỆN

--- Gộp bài viết, Mar 25, 2026, Bài cũ: Mar 25, 2026 ---

KHEN pc1 thì khen cả ngày

sóng ngành thì thằng có tính đầu cơ nhất sẽ tăng mạnh nhất, nhất cụ

Giá khí tự nhiên và dầu tăng là yếu tố “2 mặt” đối với PV Power (POW), vì cơ cấu phát điện của POW phụ thuộc khá nhiều vào nhiệt điện khí.

1. Tác động tiêu cực (ngắn hạn – rõ ràng nhất)
Chi phí đầu vào tăng mạnh

• Các nhà máy khí của POW như:
  • Cà Mau 1&2
  • Nhơn Trạch 1&2
    → sử dụng khí (gắn với giá dầu Brent hoặc LNG nhập khẩu)

Khi giá dầu/khí tăng:

• Giá khí đầu vào tăng theo → giá thành sản xuất điện tăng
• Biên lợi nhuận bị co lại nếu không pass-through hết vào giá điện

Giảm khả năng cạnh tranh trên thị trường điện

• Trong thị trường phát điện cạnh tranh (CGM):
  • Nhiệt điện khí thường giá cao hơn thủy điện và than
    → Khi giá khí tăng:
• POW dễ bị huy động ít hơn
• Sản lượng điện giảm → ảnh hưởng doanh thu

2. Tác động trung tính / có thể bù đắp
⚖️ Cơ chế hợp đồng PPA (quan trọng)

• POW bán điện qua hợp đồng PPA với EVN
• Trong PPA:
  • Chi phí nhiên liệu thường được pass-through (chuyển giá) vào giá điện

Nghĩa là:

• Giá khí tăng → giá bán điện cũng tăng tương ứng (một phần hoặc toàn phần)
• Giúp giảm áp lực lên lợi nhuận

⚠️ Tuy nhiên:

• Có độ trễ điều chỉnh
• Không phải 100% chi phí đều được chuyển ngay

3. Điểm tích cực (trung – dài hạn)
Giá điện thị trường có xu hướng tăng

• Khi nhiên liệu toàn hệ thống tăng:
  • Giá điện trên thị trường cạnh tranh cũng tăng

Nếu POW vẫn được huy động:

• Có thể bán điện giá cao hơn
• Bù lại phần chi phí tăng

Thiếu điện → tăng huy động nhiệt điện khí

• Việt Nam thường:
  • Thiếu nước thủy điện mùa khô
  • Nguồn than gặp hạn chế

Khi đó:

• Nhiệt điện khí của POW được huy động nhiều hơn
• Sản lượng tăng → cải thiện doanh thu

4. Động lực giúp POW duy trì lợi nhuận tốt
✅ (1) Các nhà máy mới hiệu suất cao

• Nhơn Trạch 3 & 4 (LNG) sắp vận hành:
  • Hiệu suất cao hơn
  • Giá điện hợp đồng tốt hơn

Giúp:

• Tối ưu chi phí / kWh
• Tăng lợi nhuận dài hạn

✅ (2) Cơ chế pass-through nhiên liệu

• Như đã nói:
  • Giúp POW tránh bị “ăn trọn” chi phí đầu vào tăng

Đây là lá chắn quan trọng nhất

✅ (3) Cơ cấu nguồn điện đa dạng

• POW không chỉ có điện khí:
  • Có thủy điện (Hủa Na, Đakđrinh)
  • Một phần than

Khi giá khí tăng:

• Thủy điện (chi phí thấp) → bù lợi nhuận

✅ (4) Nhu cầu điện Việt Nam tăng mạnh

• Tăng trưởng điện: ~8–10%/năm
  Dù chi phí tăng:
• Tổng sản lượng huy động dài hạn vẫn tăng

✅ (5) Xu hướng LNG dài hạn

• Việt Nam chuyển sang LNG:
  POW là một trong những đơn vị tiên phong
  → Hưởng lợi vị thế dài hạn

Ree rất tiềm năng. Canh mua khi giá điều chỉnh.

dòng điện đang chỉnh cùng bọn dầu phân, dòng này đã tăng mấy đâu

Nắng nóng đến sớm, tiêu thụ điện có thể vượt 1 tỷ kWh/ngày
Đợt nắng nóng diện rộng đầu tiên tại miền Bắc đang đến sớm hơn thường lệ, kéo theo nhu cầu điện tăng vọt. Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO) cảnh báo sản lượng điện toàn quốc có thể vượt ngưỡng 1 tỷ kWh/ngày, mức cao chưa từng ghi nhận trong giai đoạn đầu mùa khô.

Theo NSMO, trong những ngày tới (từ nay đến 2/4), miền Bắc sẽ bước vào đợt nắng nóng diện rộng đầu tiên của năm 2026. Nhiệt độ tại Bắc bộ phổ biến ở mức 35-37°C, riêng Hà Nội có thể lên tới 36-37°C. Trung bộ dự báo 37-39°C, có nơi trên 40°C; Tây Nguyên và Nam bộ dao động 34-37°C.

Đây là đợt nắng nóng mở đầu mùa khô nhưng lại xuất hiện sớm, khiến nhu cầu tiêu thụ điện tăng nhanh. Dự báo sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc có thể vượt 1 tỷ kWh/ngày, mốc mà từ năm 2024 chưa xuất hiện và năm 2025 phải đến giữa tháng 5 mới ghi nhận.

Theo đánh giá của Ban Chỉ đạo đảm bảo cung ứng điện năm nay, phụ tải điện đang tăng mạnh theo đà phục hồi kinh tế. Chỉ trong 2 tháng đầu năm, nhu cầu điện toàn quốc tăng khoảng 7,1%, riêng miền Bắc tăng tới 9,7%. Trong các tháng cao điểm, công suất có thể tăng trên 12%, sản lượng tăng 10-12%, tiềm ẩn nguy cơ lập đỉnh mới.

Một yếu tố mới đang gia tăng áp lực lên hệ thống là làn sóng mua và sử dụng xe điện. Số lượng phương tiện điện tăng nhanh khiến nhu cầu sạc điện tăng theo, đặc biệt là tập trung vào buổi tối đối (với xe cá nhân) và diễn ra liên tục trong ngày (với xe dịch vụ). Điều này làm phụ tải tăng vào các khung giờ cao điểm.


Sản lượng điện tiêu thụ trong những ngày tới có khả năng đạt 1 tỷ kWh/ngày.

Ở phía nguồn cung, những rủi ro không nhỏ vẫn hiện hữu. Biến động địa chính trị toàn cầu đang ảnh hưởng trực tiếp tới chuỗi cung ứng LNG và than nhập khẩu, hai nguồn nhiên liệu quan trọng cho phát điện. Trong khi đó, hệ thống lưới điện tiếp tục chịu áp lực khi một số đường dây 500kV đã vận hành đầy tải, thậm chí quá tải.

Đáng chú ý, tiến độ nhiều dự án lưới điện trọng điểm, đặc biệt tại miền Bắc, cùng với các dự án lưu trữ năng lượng (BESS) và tụ bù vẫn chậm so với kế hoạch. Điều này làm giảm dư địa điều tiết hệ thống trong bối cảnh phụ tải tăng nhanh.

Trước những thách thức này, NSMO cho biết đang theo dõi sát diễn biến thời tiết, khả dụng nguồn điện để tối ưu phương thức vận hành, đồng thời chuẩn bị các kịch bản ứng phó với tình huống cực đoan nhằm đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, liên tục.

Cơ quan này cũng khuyến nghị người dân và doanh nghiệp sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả, đặc biệt trong giai đoạn cao điểm mùa khô từ cuối tháng 4 đến tháng 8, trong bối cảnh thời tiết có xu hướng chuyển từ La Nina sang El Nino.

Về giải pháp dài hạn, NSMO kiến nghị cần đẩy nhanh nâng cấp hạ tầng kho LNG, thúc đẩy các dự án nguồn mới và huy động linh hoạt nguồn khí; tăng cường phát điện từ nhiệt điện than; tối ưu vận hành thuỷ điện, đồng thời phát triển nhanh hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), đặc biệt tại miền Bắc...để giảm áp lực cho hệ thống điện trong những tháng cao điểm sắp tới.

ae có thể tham khảo em Pow đang ở vùng giá hấp dẫn, đầu tư Trung dài hạn ok.
Luận điểm đầu tư
• Khí nội địa được ưu tiên hàng đầu: Trong bối cảnh tình hình địa chính trị còn nhiều
bất ổn, nguồn cung khí tự nhiên nội địa được kỳ vọng sẽ là nguồn cung ổn định nhất
cho hoạt động phát điện của Việt Nam trong năm 2026, qua đó hỗ trợ sản lượng của
các nhà máy Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 và Cà Mau 1 & 2.

• Điều kiện thuận lợi cho dự án Nhơn Trạch 3 & 4: Giá LNG duy trì ở mức cao và khả
năng huy động điện khí LNG hạn chế có thể giúp Nhơn Trạch 3 & 4 thu hẹp đáng kể
mức lỗ trong giai đoạn đầu vận hành, góp phần ổn định lợi nhuận ngay trong năm đầu
tiên vận hành.

Bối cảnh địa chính trị & Triển vọng năm 2026
• Theo Nghị quyết số 36/NQ-CP, Chính phủ ưu tiên sử dụng nguồn cung khí trong nước
nhằm giảm thiểu rủi ro thiếu hụt LNG. Như đã đề cập trước đó, nguồn cung khí tự
nhiên năm 2026 được kỳ vọng tốt hơn so với năm 2025.

• Giá LNG tại châu Á đã vượt 19 USD/MMBTU – tăng gần gấp đôi so với tháng 2/2026
– làm giảm tính khả thi của việc phát điện sử dụng LNG, qua đó khiến cho công suất
phát thấp.

• Dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 & 4, vận hành thương mại từ năm 2026, được cam
kết tỷ lệ sản lượng hợp đồng (Qc) tối thiểu 65% theo sản lượng bình quân nhiều năm.
Cơ chế này kỳ vọng tạo ra nguồn thu Qc không huy động đáng kể, góp phần bù đắp
chi phí cố định và hỗ trợ hòa vốn hoặc có thể có lãi trong điều kiện huy động không
thuận lợi.

• Chúng tôi dự báo doanh thu năm 2026 đạt 46,9 nghìn tỷ đồng (+37% svck) và
NPATMI đạt 3,1 nghìn tỷ đồng (+27% svck), chủ yếu nhờ đóng góp từ Nhơn Trạch 3& 4.

Rủi ro & Yếu tố hỗ trợ
Yếu tố hỗ trợ: (1) Điều kiện thủy văn thuận lợi hơn góp phần hỗ trợ sản lượng thủy điện.
(2) Ghi nhận khoản bồi thường liên quan đến lỗ tỷ giá.
Rủi ro: (1) Sự cố kỹ thuật. (2) Căng thẳng địa chính trị leo thang. (3) Nguồn cung khí và
than hạn chế.