Thị trường M&A năng lượng Việt Nam năm 2025: Bức tranh tổng thể và sự dịch chuyển của dòng chảy
Hoạt động M&A trong lĩnh vực năng lượng tại Việt Nam năm 2025 đã bước vào một bước ngoặt rõ rệt cả về lượng lẫn về chất. Giai đoạn 2017–2020, được thúc đẩy bởi cơ chế giá điện cố định (FIT), số lượng nhà máy điện mặt trời và điện gió trên bờ đã tăng vọt; song nhiều nhà phát triển nội địa tuy đã xây dựng dự án nhưng lại thiếu vốn tự có và năng lực vận hành. Vì vậy, việc bán các tài sản phát điện đã vận hành hoặc gần như đã vận hành đó cho nhà đầu tư nước ngoài — tức "giao dịch thứ cấp" — đã trở thành nhân vật chính của thị trường. Nói cách khác, đặc trưng của năm 2025 là việc mua lại phần vốn trong các dự án hiện hữu (brownfield) gia tăng áp đảo so với đầu tư sơ cấp phát triển từ con số không (greenfield).
Diện mạo của bên mua cũng thay đổi. Dẫn dắt thị trường từ trước đến nay là các tập đoàn điện lực Thái Lan như Gulf, B.Grimm, EGCO, Banpu; nhưng nay các tập đoàn thương mại tổng hợp và công ty điện lực Nhật Bản (Sumitomo Corporation, Marubeni, JERA, J-POWER…) cùng các quỹ đến từ Hàn Quốc, Trung Đông và châu Âu đã tham gia một cách thực chất, khiến cuộc cạnh tranh giành những dự án chất lượng càng thêm gay gắt. Ở phía bên bán, các nhà phát triển đối mặt với lo ngại về việc rà soát hồi tố giá FIT, tình trạng cắt giảm công suất (curtailment) của lưới truyền tải, và dòng tiền xấu đi do lãi suất tăng, khiến động cơ thoái vốn tài sản trở nên mạnh hơn.
Khi "áp lực bán" và "nhu cầu mua" cùng gia tăng đồng thời, năm 2025 ngày càng xuất hiện nhiều thời điểm mà định giá nghiêng về phía có lợi cho bên mua. Tuy nhiên, những dự án điện mặt trời và điện gió đã vận hành tốt, ít bị ràng buộc truyền tải và có kết nối lưới (đấu nối hệ thống) ổn định vẫn được giao dịch ở mức giá cao, khiến tình trạng "vàng thau lẫn lộn" càng thêm rõ nét. Có thể nói, đối với doanh nghiệp Nhật Bản, đây là năm mà khả năng nắm bắt mặt bằng giá và năng lực sàng lọc, "tinh tường" chọn dự án bị đòi hỏi cao hơn bao giờ hết.
Bản đồ đầu tư mà Quy hoạch điện VIII (PDP8) vẽ nên
Điểm khởi đầu để hiểu hoạt động M&A năng lượng Việt Nam chính là Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia lần thứ 8 (Power Development Plan 8, thường gọi là PDP8). PDP8 là quy hoạch quốc gia xác định phương châm về cơ cấu nguồn điện và xây dựng hạ tầng truyền tải đến năm 2030; sau khi được phê duyệt năm 2023, bản điều chỉnh được công bố năm 2025 đã làm rõ hơn thứ tự ưu tiên đầu tư. Việc doanh nghiệp Nhật Bản nên nhắm tới dự án ở lĩnh vực nào, khu vực nào trước hết cần được phán đoán bám sát định hướng của quy hoạch này — đó là nguyên tắc cơ bản.
Cốt lõi của PDP8 nằm ở chỗ trên thực tế đóng băng việc phát triển mới nhiệt điện than và chuyển hướng mạnh sang nhiệt điện khí (khí trong nước và LNG) cùng năng lượng tái tạo. Đặc biệt, nhiệt điện LNG được định vị là nguồn điện chủ lực hướng tới năm 2030, với nhiều dự án quy mô lớn đang được quy hoạch. Về năng lượng tái tạo, việc nâng tỷ trọng điện gió trên bờ và ngoài khơi được nêu rõ, trong đó điện gió ngoài khơi được thúc đẩy ở tầm quốc gia như động lực tăng trưởng từ sau năm 2030. Đối với điện mặt trời, các vấn đề trọng tâm là tích hợp vào hệ thống lưới của khối lượng lớn dự án hiện hữu đã tăng nhanh, và sự chuyển dịch sang mô hình tự tiêu thụ (điện mặt trời mái nhà, tự sản tự tiêu).
Một điểm nữa không thể bỏ qua là đầu tư vào lưới truyền tải (transmission). Từ bài học công suất phát điện đi trước nhưng hạ tầng truyền tải và biến áp không theo kịp, dẫn tới phát sinh cắt giảm công suất, PDP8 đặt trọng tâm vào đầu tư cho lưới truyền tải và ổn định hệ thống (pin lưu trữ, thủy điện tích năng). Việc không chỉ tài sản phát điện đơn thuần mà cả các mảng liên quan đến truyền tải, lưu trữ và lưới điện thông minh nổi lên thành đối tượng mới của M&A và đầu tư là một góc nhìn quan trọng khi nhìn về giai đoạn từ năm 2026 trở đi.
Năng lượng tái tạo: Giao dịch thứ cấp điện mặt trời, điện gió trở thành chủ đạo
Trung tâm của dòng thương vụ năm 2025 là việc mua lại phần vốn trong các nhà máy điện mặt trời và điện gió trên bờ đã vận hành hoặc gần như đã vận hành. Trong số các dự án mọc lên ồ ạt thời kỳ bùng nổ FIT, những nhà máy thuộc sở hữu của các nhà phát triển đã bế tắc về tài chính, hoặc của các nhà đầu tư ban đầu đang vội tìm lối thoái vốn (exit), liên tiếp được rao bán. Đối với bên mua, sức hấp dẫn nằm ở chỗ có thể sở hữu tài sản đang vận hành sinh ra dòng tiền mà không phải gánh rủi ro xin cấp phép phát triển hay rủi ro xây dựng.
Tuy nhiên, điểm đánh giá đối với điện mặt trời và điện gió là khác nhau. Điện mặt trời tương đối dễ xây dựng và số lượng dự án lớn, nên thực tế chất lượng cũng chênh lệch rất nhiều. Quan hệ pháp lý về quyền sử dụng đất, chất lượng thi công EPC (thiết kế – mua sắm – xây dựng), tỷ lệ suy giảm hiệu suất (degradation) của tấm pin, và trên hết là sự ổn định của đấu nối lưới sẽ quyết định mức giá. Điện gió trên bờ tuy ít dự án nên có tính khan hiếm cao, nhưng độ tin cậy của dữ liệu chế độ gió, thành tích vận hành của tua-bin, và điều kiện hợp đồng O&M (vận hành – bảo trì) lại là trọng tâm thẩm định.
Khó khăn đặc thù của giao dịch thứ cấp là rủi ro các điều kiện tiền đề về việc áp dụng FIT bị đảo ngược về sau. Chẳng hạn, tồn tại những dự án còn tranh chấp với cơ quan quản lý về việc công nhận ngày vận hành thương mại (COD), hoặc những dự án chưa thỏa mãn hoàn toàn các điều kiện áp dụng giá FIT. Nếu mua lại những dự án như vậy, doanh nghiệp có thể không thu được khoản thu FIT như dự tính, khiến mô hình lợi nhuận sau thâu tóm sụp đổ từ gốc. Do đó, việc kiểm chứng tính khả vay (bankability) của PPA (hợp đồng mua bán điện) và mức độ chắc chắn của việc áp dụng FIT từ cả hai phương diện pháp lý và kỹ thuật chính là mạch sống của M&A năng lượng tái tạo.
Chấm dứt FIT và DPPA: Cơ hội và rủi ro M&A sinh ra từ sự chuyển đổi cơ chế
Chìa khóa lớn nhất để giải mã M&A năng lượng Việt Nam giai đoạn 2025 đến 2026 là sự chuyển đổi cơ chế giá. Cơ chế FIT hào phóng đã chấm dứt đối với các dự án mới và đang chuyển sang cơ chế giá chuyển tiếp (transitional price) hoặc cơ chế đấu thầu. Khi "mức sinh lời cao có thể dự báo được" mà FIT mang lại biến mất, khả năng sinh lời của dự án trở nên phụ thuộc vào đàm phán với đơn vị vận hành hệ thống EVN (Tập đoàn Điện lực Việt Nam) và giá thị trường, khiến độ khó của việc đánh giá rủi ro tăng lên.
Trong bối cảnh chuyển đổi này, cơ chế đang nhanh chóng thu hút sự chú ý là DPPA (Direct Power Purchase Agreement — hợp đồng mua bán điện trực tiếp). DPPA là cơ chế cho phép đơn vị phát điện và khách hàng tiêu thụ lớn (như nhà máy của doanh nghiệp sản xuất) giao dịch điện trực tiếp mà không thông qua EVN, hoặc theo hình thức thuê lưới truyền tải. Trên nền nhu cầu của các doanh nghiệp sản xuất toàn cầu đòi hỏi 100% năng lượng tái tạo (RE100) — tiêu biểu là chuỗi cung ứng của Apple, Samsung, Nike — các tài sản phát điện đáp ứng được DPPA bắt đầu mang một giá trị mới. Đối với doanh nghiệp Nhật Bản ở phía cầu, việc góp vốn hoặc hợp tác vào dự án phát điện trên cơ sở DPPA đang dần trở thành lựa chọn hiện thực như một phương thức khử carbon và ổn định chi phí cho chính nhà máy của mình.
Mặt khác, sự chuyển đổi cơ chế cũng sinh ra bất định. Các quy định chi tiết của DPPA mới bắt đầu được vận hành, nên vẫn còn nhiều vấn đề thực tiễn như mức phí sử dụng lưới truyền tải (phí truyền tải — wheeling charge), việc phân chia trách nhiệm trong cân bằng cung cầu và vận hành hệ thống. Xét từ góc độ M&A, không thể thiếu việc lượng hóa theo nhiều kịch bản các câu hỏi: "Dự án này dựa vào nguồn thu nào — FIT, giá chuyển tiếp, DPPA hay thị trường điện bán buôn?" và "Nếu cơ chế tiếp tục thay đổi thì lợi nhuận sẽ dao động ra sao?". Việc đưa rủi ro cơ chế vào giá mua và các điều khoản hợp đồng (cam kết và bảo đảm, điều chỉnh giá, điều kiện tiền đề) như thế nào sẽ phân định sự khéo léo của một thương vụ.
Nhiệt điện LNG, điện gió ngoài khơi, lưới truyền tải: Biên giới tăng trưởng năm 2026
Hướng đi của dòng tiền đầu tư cho năm 2026 có thể sắp xếp thành ba nhóm lớn. Thứ nhất là nhiệt điện LNG. Được PDP8 định vị là cốt lõi của nguồn điện chạy nền đến trung tải, nhiều dự án LNG-to-power quy mô lớn đang ở giai đoạn phát triển. LNG đòi hỏi vốn đầu tư ban đầu khổng lồ và cần tổ chức trọn gói từ hợp đồng mua khí, PPA, cảng tiếp nhận (terminal) đến đường ống, nên trọng tâm là các thương vụ lớn mà các tập đoàn thương mại, công ty điện lực và doanh nghiệp kỹ thuật lập liên danh (consortium). Đây là lĩnh vực mà doanh nghiệp Nhật Bản có thể chiếm ưu thế nhờ am hiểu toàn bộ chuỗi giá trị LNG.
Thứ hai là điện gió ngoài khơi. Việt Nam có đường bờ biển dài và chế độ gió tốt, được xem là một trong những quốc gia có tiềm năng điện gió ngoài khơi hàng đầu Đông Nam Á. Hướng tới việc khởi động thực chất từ sau năm 2026, lĩnh vực này đang ở giai đoạn khảo sát vùng biển, xây dựng khung cấp phép và thiết lập chuỗi cung ứng nội địa; các nhà phát triển châu Âu và doanh nghiệp Nhật Bản đang sớm ra tay để chiếm lĩnh vị thế. Tuy nhiên, nhiều phần về mặt thể chế còn chưa hoàn thiện như giấy phép sử dụng vùng biển, tỷ lệ sở hữu nước ngoài, khung đấu nối lưới…, nên đây là biên giới đòi hỏi tầm nhìn dài hạn và mức độ chấp nhận rủi ro cao.
Thứ ba là truyền tải, ổn định hệ thống và lưu trữ điện (BESS). Từ bài học về tình trạng cắt giảm công suất trở nên thường trực do mở rộng năng lượng tái tạo, việc đầu tư tăng cường lưới truyền tải, pin lưu trữ và thủy điện tích năng đang được chính sách hậu thuẫn. Trước đây truyền tải mang đậm sắc thái độc quyền nhà nước nên sự tham gia của tư nhân bị hạn chế, nhưng khi cuộc thảo luận về xã hội hóa (đưa vốn tư nhân vào) tiến triển, truyền tải, lưu trữ, lưới điện thông minh và quản lý năng lượng nổi lên thành lĩnh vực M&A và đầu tư mới từ sau năm 2026. Việc chủ đề đầu tư vốn chỉ tập trung vào phát điện nay lan rộng ra toàn hệ thống là một thay đổi lớn.
Các điểm trọng yếu của thẩm định đặc thù trong M&A năng lượng
Thẩm định (DD) đối với dự án năng lượng có điểm nhấn rất khác so với M&A của một doanh nghiệp kinh doanh thông thường. Trước hết là đất (mặt bằng). Vì nhà máy điện sử dụng diện tích đất hoặc vùng biển rộng lớn, cần thẩm định kỹ hiệu lực của quyền sử dụng đất (LURC), thời hạn còn lại của hợp đồng thuê, tình trạng hoàn tất tái định cư cư dân hay thu hồi đất, và việc bảo đảm quyền địa dịch. Tại Việt Nam, quan hệ pháp lý về đất đai phức tạp, giấy tờ và thực tế không khớp nhau là chuyện không hiếm, nên DD về đất tạo nên nền tảng cốt lõi của thương vụ.
Tiếp theo là cấp phép và PPA. Hoạt động phát điện liên quan đến rất nhiều giấy phép như giấy chứng nhận đăng ký đầu tư (IRC), giấy chứng nhận đăng ký doanh nghiệp (ERC), giấy phép xây dựng, đánh giá tác động môi trường (EIA, ESIA), giấy phép vận hành, chứng nhận phòng cháy chữa cháy… Cần xác nhận các giấy phép này có được cấp và duy trì hợp lệ hay không, có được kế thừa khi chuyển nhượng (chuyển nhượng cổ phần) hay không, và có cần sự chấp thuận của cơ quan quản lý hay không. Đối với PPA, cần kiểm chứng từ cả hai phương diện pháp lý và tài chính về giá (FIT, giá chuyển tiếp, DPPA), thời hạn hợp đồng, điều khoản take-or-pay, cách xử lý khi bất khả kháng và khi bị ràng buộc hệ thống, cùng tính khả vay.
DD kỹ thuật cũng không thể thiếu. Cần cùng chuyên gia đánh giá sự nhất quán giữa thành tích sản lượng điện và dữ liệu tài nguyên (bức xạ mặt trời, chế độ gió), tình trạng thiết bị và lịch sử O&M, tính hợp lý của hệ số công suất (capacity factor) dự kiến, và sự phân bổ rủi ro trong hợp đồng EPC, O&M. Thêm vào đó, dưới dạng nợ ngoài sổ sách, thường tiềm ẩn các khiếu nại chưa giải quyết với nhà thầu EPC, các khoản phạt về đất đai, thuế, và tranh chấp với cơ quan quản lý liên quan đến đấu nối lưới; do đó cần đào sâu đến cả sự tồn tại của hợp đồng kép hay thỏa thuận miệng vốn đặc thù tại Việt Nam. Đây là lĩnh vực đòi hỏi năng lực thiết kế để tích hợp các DD tài chính, pháp lý, kỹ thuật, thuế, môi trường và quy đổi rủi ro vào giá mua cùng điều khoản hợp đồng.
Chiến lược gia nhập của doanh nghiệp Nhật Bản và những cạm bẫy thường gặp
Khi doanh nghiệp Nhật Bản tham gia M&A năng lượng Việt Nam, điều đầu tiên cần quyết định là "gia nhập ở vị thế nào". Các lựa chọn chia thành các nhóm lớn: (1) góp vốn thiểu số hoặc đa số vào dự án năng lượng tái tạo đã vận hành, (2) tham gia liên danh vào các dự án phát triển lớn như LNG, điện gió ngoài khơi, (3) đầu tư phát điện khởi nguồn từ nhu cầu của chính mình thông qua DPPA, (4) gia nhập các lĩnh vực ngoại vi như truyền tải, lưu trữ, O&M, EPC. Việc xác định "cửa vào" bằng cách soi chiếu vào năng lực kinh doanh điện của bản thân, mức độ chấp nhận rủi ro và nhu cầu khử carbon tại Việt Nam chính là điểm xuất phát.
Cạm bẫy thường gặp thứ nhất là tin tưởng khoản thu FIT đúng như con số trên giấy. Như đã nêu, tồn tại bất định quanh việc công nhận COD và điều kiện áp dụng FIT; nếu không tính đến rủi ro khoản thu dự kiến không thành hiện thực, định giá sẽ sụp đổ sau khi thâu tóm. Thứ hai là đánh giá thấp tình trạng cắt giảm công suất (curtailment). Ở những khu vực hệ thống căng thẳng, dù phát được điện nhưng vẫn có những khung giờ không bán được điện, khiến hệ số vận hành thấp hơn kế hoạch. Việc lượng hóa tình hình hệ thống tại địa điểm dự án trong DD kỹ thuật là điều không thể thiếu.
Thứ ba là xem nhẹ quy định về vốn nước ngoài và quy trình phê duyệt. Năng lượng là hạ tầng trọng yếu của quốc gia, nên các thủ tục mang tính tầng lớp như tỷ lệ sở hữu nước ngoài, sự chấp thuận của cơ quan quản lý, đăng ký tập trung kinh tế (chống độc quyền)… Thời gian đến khi chốt giao dịch khó dự đoán, khiến thương vụ phải chịu rủi ro tỷ giá, lãi suất và thay đổi cơ chế trong thời gian dài. Thứ tư là thiếu xây dựng quan hệ tin cậy với đối tác địa phương. Việc đàm phán với nhà phát triển nội địa và EVN, ứng xử với hành chính, điều phối đất đai và cư dân không thể tiến hành nếu thiếu nhân sự cầu nối và cố vấn am hiểu tập quán kinh doanh bản địa. Việc tổ chức ngay từ giai đoạn đầu một bộ máy có thể "phiên dịch" được bối cảnh của cả hai phía Nhật – Việt là điều kiện tiền đề cho thành công.
Dự báo xu hướng năm 2026 và kế hoạch hành động thực tiễn
M&A năng lượng Việt Nam năm 2026 được nhìn nhận sẽ là một năm mà "sự tiếp diễn của giao dịch thứ cấp năng lượng tái tạo" và "sự khởi động thực chất của biên giới mới gồm LNG, điện gió ngoài khơi và lưới truyền tải" song hành. Ba luồng gió thuận về cấu trúc — khử carbon (mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050), an ninh năng lượng, và nhu cầu RE100 của ngành sản xuất — sẽ không lung lay, và xét trung – dài hạn, đây vẫn sẽ là thị trường giàu sức hấp dẫn đầu tư. Mặt khác, do vẫn còn các bất định như chuyển đổi cơ chế (chấm dứt FIT, DPPA, đấu thầu) và ràng buộc hệ thống, năng lực "tinh tường" chọn từng dự án và việc đưa rủi ro cơ chế vào tính toán sẽ phân định thành bại hơn bao giờ hết.
Về kế hoạch hành động thực tiễn: thứ nhất, sớm định nghĩa chủ đề đầu tư và vị thế gia nhập, lập danh sách dài (long list) các dự án mục tiêu. Thứ hai, đối với dự án mục tiêu, thiết kế một cuộc DD tích hợp về đất đai, cấp phép, PPA, hệ thống, kỹ thuật, tài chính và thuế, có sự tham gia của chuyên gia bản địa. Thứ ba, lượng hóa lợi nhuận theo nhiều kịch bản ứng với từng cơ chế chống đỡ nguồn thu (FIT, giá chuyển tiếp, DPPA, giá thị trường), và phản ánh kịch bản bất lợi (downside) vào các điều khoản hợp đồng (điều chỉnh giá, cam kết và bảo đảm, bồi thường đặc biệt, điều kiện tiền đề, ký quỹ — escrow).
Cuối cùng, dự án năng lượng có thời gian dẫn (lead time) dài từ lúc ra quyết định đến lúc hiện thực hóa, nên không thể thiếu sự điều phối ba bên nhất thể giữa quy định, đối tác và tài chính. Con đường tốt nhất để hái quả của thị trường tăng trưởng mà vẫn kiềm chế rủi ro là ngay từ giai đoạn sớm hợp tác với cố vấn tinh thông cả về thể chế lẫn tập quán kinh doanh của hai phía Nhật – Việt, và thiết kế xuyên suốt từ tổ chức thương vụ, DD, cấp phép cho đến PMI. Chuyển dịch năng lượng của Việt Nam là chủ đề cốt lõi của "thập kỷ vàng", và năm 2026 có thể nói là thời cơ tốt để xây dựng một vị thế vững chắc ngay ở ngưỡng cửa đó.
