Phát điện 22 tháng ở nửa giá, rồi 443 tỷ dồn vào một quý: điện tái tạo lãi vì hợp đồng chứ không vì gió

gikky · Đội ngũ · 2026-09-01T10:04:47.824Z

Một nhà máy điện gió gần bờ ở Tiền Giang hoà lưới cuối tháng 5/2023. Tua-bin quay đúng thiết kế, điện lên lưới đều đặn. Nhưng suốt gần 22 tháng sau đó, mỗi kWh nó bán ra chỉ được trả một nửa mức trần khung giá — không phải vì gió yếu đi, mà vì hợp đồng mua bán điện chưa đàm phán xong. Đó là Tân Phú Đông 1 của Điện Gia Lai (GEG). Phụ lục hợp đồng được ký ngày 26/3/2025, chốt giá 1.813 đồng/kWh. Đây là dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đầu tiên chốt xong giá chính thức với EVN. Sau lưng nó còn 84 dự án, tổng công suất 4.676,62 MW, vẫn đang xếp hàng. Chi tiết đó đáng đọc không phải vì một mã cổ phiếu, mà vì nó chỉ đúng chỗ mô hình định giá điện tái tạo hay bị dựng sai. Thuỷ điện lãi hay lỗ vì lượng mưa. Điện gió thì khác: gió là phần dễ dự báo nhất trong bài toán, và gần như không phải biến số quyết định. Cái vách năm 2021 Cơ chế giá cố định (FIT) hết hiệu lực với điện mặt trời từ 1/1/2021, với điện gió từ 1/11/2021. Trước hai mốc đó là một cuộc chạy đua dựng công trình; sau đó là một cái vách. Dòng tiền đầu tư của GEG vẽ lại cái vách ấy rõ hơn mọi lời mô tả. Chi cho đầu tư năm 2020 là 779 tỷ đồng. Năm 2021 vọt lên 5.861 tỷ , năm sau thêm 4.599 tỷ. Rồi rơi: 1.580 tỷ, và đến 2024 chỉ còn 102 tỷ — khoảng 1,7% mức đỉnh. Bảng cân đối đi kèm đúng như hình dung: tổng tài sản tăng 120% trong hai năm xây, lên 17.118 tỷ; nợ vay từ 3.802 tỷ lên 9.927 tỷ. Dòng tiền tài chính dương suốt hai năm đó, rồi đảo chiều âm khoảng một nghìn tỷ mỗi năm gần đây. Vay vào để dựng, rồi trả ra. Đây là hình dạng kinh điển của hạ tầng chạy theo hạn chót chính sách: tài sản dựng xong gần như một lần, bằng vốn vay, rồi doanh nghiệp không còn nhiều việc ngoài vận hành cái đã có và trả nợ cho chính nó. Giá thấp hơn — và một quãng dài chỉ nhận nửa giá Dự án lỡ hạn FIT rơi vào diện “chuyển tiếp”, bán điện theo khung giá mới ban hành đầu năm 2023. Mức trần là 1.184,90 đồng/kWh cho điện mặt trời mặt đất và 1.587,12 cho điện gió trong đất liền — so với FIT cũ, thấp hơn lần lượt khoảng 29,5% và 21%. Nhưng phần cắn sâu nhất lại ít được nhắc: trong lúc chưa chốt được giá chính thức, nhà máy đã hoà lưới chỉ được tạm thanh toán bằng 50% mức trần . Máy chạy đủ công suất, khấu hao chạy đủ, lãi vay trả đủ, còn doanh thu ghi nhận bằng một nửa. Đó không phải rủi ro vận hành, cũng không phải rủi ro thị trường, mà là rủi ro thủ tục — thứ không nằm trong bảng tính suất đầu tư nào. Lãi vay ăn gần hết lợi nhuận vận hành Hệ quả không hiện ở dòng trên của báo cáo, mà ở dòng dưới. Quý II/2026, GEG có doanh thu 580 tỷ, lợi nhuận gộp 238 tỷ, lợi nhuận từ hoạt động 196 tỷ. Chi phí lãi vay cùng quý: 183 tỷ . Lãi vay lấy đi 93% lợi nhuận vận hành, và lợi nhuận trước thuế còn lại 19 tỷ. Không phải chuyện của riêng một quý. Cả năm 2023, lợi nhuận hoạt động là 960 tỷ, chi phí lãi vay 841 tỷ — 88%. Doanh thu 2025 đạt 2.998 tỷ, gấp 2,2 lần mức của 2021; nhưng đó là doanh thu của một bảng cân đối đã phình gấp đôi bằng nợ, nên phần về tay cổ đông không nở cùng nhịp. Nói cách khác: doanh thu và EBITDA của một nhà máy điện tái tạo là hàm của gió và nắng, còn lợi nhuận cổ đông là hàm của giá bán và lãi suất. Hai vế không đi cùng nhau, và ở Việt Nam vế thứ hai còn phụ thuộc một thứ nữa — ngày ký giấy tờ. Khi tiền của hai năm dồn vào một quý Kế hoạch lợi nhuận năm 2025 của GEG ghi khoản truy thu cho Tân Phú Đông 1 — phần chênh giữa giá tạm và giá chính thức, từ ngày vận hành thương mại đến ngày ký phụ lục — là 443 tỷ đồng, chưa gồm VAT. Quý I/2025, doanh thu GEG là 1.113 tỷ. Quý liền trước là 555 tỷ; quý liền sau là 624 tỷ. Lợi nhuận cổ đông riêng quý đó đạt 378 tỷ, cao hơn ba lần tổng cả năm 2024 (115 tỷ). Báo cáo tóm tắt không tách riêng dòng truy thu, nên không thể khẳng định toàn bộ phần chênh đến từ đó — nhưng độ lớn thì khớp. Cái gì lên một lần thì cũng xuống một lần. Nửa đầu 2026, lợi nhuận cổ đông là 235 tỷ, so với 544 tỷ cùng kỳ năm trước: giảm 57%. Đọc con số ấy như bằng chứng kinh doanh đang xấu đi là đọc sai: phần lớn khoảng cách là một khoản một lần đã đi qua. Báo cáo theo quý ghi nhận thời điểm ký kết, không ghi nhận thời điểm phát điện. Nhánh còn lại: thôi xây, quay ra trả nợ Trường Thành Việt Nam (TTA) là nhánh kia của cùng câu chuyện. Doanh thu bốn năm gần đây gần như đứng yên: 809 tỷ, 655 tỷ, 734 tỷ, rồi 728 tỷ năm 2025. Nhưng chi phí lãi vay giảm từ 211 tỷ xuống 128 tỷ, và lợi nhuận cổ đông đi từ 101 tỷ lên 232 tỷ, rồi giữ nguyên hai năm liền. TTA không tăng trưởng. TTA trả nợ. Với danh mục đã dựng xong dưới cơ chế giá cũ, đó gần như là cách duy nhất cải thiện lợi nhuận mà không cần chính sách mới — và cũng là giới hạn của cả nhóm. Phần chưa khép Ba việc vẫn đang mở, và không việc nào kết luận được từ số liệu đã công bố. Tiền điện bị treo. Chín dự án ở Lâm Đồng — bảy điện mặt trời, hai điện gió — bị dừng thanh toán từ khoảng tháng 8–9/2023, tiền cộng lại vượt 4.500 tỷ đồng. Tháng 11/2025, 23 nhà đầu tư có văn bản đề nghị đối thoại. Ảnh hưởng lên từng doanh nghiệp niêm yết thì báo cáo tóm tắt không cho thấy. Truy thu giá FIT. Kết luận thanh tra xác định 14 dự án ở Ninh Thuận hưởng giá 9,35 cent/kWh trong 20 năm không đúng đối tượng; riêng giai đoạn từ 2020 đến giữa 2022, EVN đã trả thêm 1.481 tỷ đồng. Hướng xử lý được nêu là bù trừ vào tiền mua điện — với ai, bao nhiêu, trong bao lâu thì chưa có con số công bố. Các dự án còn lại. Tân Phú Đông 1 chốt được mức gần sát trần, nhưng đó là ca đầu tiên, không nhất thiết là ca đại diện. Không có dữ liệu công khai về việc bao nhiêu dự án còn lại sẽ chốt ở mức tương tự. Điều rút ra không phải ngành này tốt hay xấu. Là khi đọc một doanh nghiệp phát điện tái tạo Việt Nam, công suất lắp đặt chỉ nói được nửa đầu câu. Nửa sau nằm ở ba câu hỏi: giá bán đã chốt chưa, ký ngày nào, và tiền có về đúng hạn không. Không câu nào trong đó xuất hiện trên một bản đồ gió. Nguồn số liệu. Báo cáo tài chính GEG và TTA qua TCInvest, đến quý II/2026. Khung giá chuyển tiếp và mức giá tạm bằng một nửa trần: Bộ Công Thương / Cục Điều tiết điện lực, tháng 1/2023. Phụ lục hợp đồng Tân Phú Đông 1 và khoản truy thu: công bố của GEG, tháng 3–4/2025. Số dự án chuyển tiếp, tiền điện treo ở Lâm Đồng, kiến nghị nhà đầu tư cuối 2025: báo chí trong nước dẫn nguồn cơ quan quản lý. Thanh tra giá FIT tại Ninh Thuận và Nghị quyết 233/NQ-CP: cuối 2024, đầu 2025.

u/gikky-team-membermở ngày 01/09/2026

Đang xem bản đầy đủ — bình luận hiện xen giữa các mốc. Chỉ đọc nhật ký của tác giả

+1
01/09/2026Phân tíchghi 01/09/2026 · 17:04
Một nhà máy điện gió gần bờ ở Tiền Giang hoà lưới cuối tháng 5/2023. Tua-bin quay đúng thiết kế, điện lên lưới đều đặn. Nhưng suốt gần 22 tháng sau đó, mỗi kWh nó bán ra chỉ được trả một nửa mức trần khung giá — không phải vì gió yếu đi, mà vì hợp đồng mua bán điện chưa đàm phán xong.
Đó là Tân Phú Đông 1 của Điện Gia Lai (GEG). Phụ lục hợp đồng được ký ngày 26/3/2025, chốt giá 1.813 đồng/kWh. Đây là dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đầu tiên chốt xong giá chính thức với EVN. Sau lưng nó còn 84 dự án, tổng công suất 4.676,62 MW, vẫn đang xếp hàng.
Chi tiết đó đáng đọc không phải vì một mã cổ phiếu, mà vì nó chỉ đúng chỗ mô hình định giá điện tái tạo hay bị dựng sai. Thuỷ điện lãi hay lỗ vì lượng mưa. Điện gió thì khác: gió là phần dễ dự báo nhất trong bài toán, và gần như không phải biến số quyết định.
Cái vách năm 2021
Cơ chế giá cố định (FIT) hết hiệu lực với điện mặt trời từ 1/1/2021, với điện gió từ 1/11/2021. Trước hai mốc đó là một cuộc chạy đua dựng công trình; sau đó là một cái vách.
Dòng tiền đầu tư của GEG vẽ lại cái vách ấy rõ hơn mọi lời mô tả. Chi cho đầu tư năm 2020 là 779 tỷ đồng. Năm 2021 vọt lên 5.861 tỷ, năm sau thêm 4.599 tỷ. Rồi rơi: 1.580 tỷ, và đến 2024 chỉ còn 102 tỷ — khoảng 1,7% mức đỉnh.
Bảng cân đối đi kèm đúng như hình dung: tổng tài sản tăng 120% trong hai năm xây, lên 17.118 tỷ; nợ vay từ 3.802 tỷ lên 9.927 tỷ. Dòng tiền tài chính dương suốt hai năm đó, rồi đảo chiều âm khoảng một nghìn tỷ mỗi năm gần đây. Vay vào để dựng, rồi trả ra.
Đây là hình dạng kinh điển của hạ tầng chạy theo hạn chót chính sách: tài sản dựng xong gần như một lần, bằng vốn vay, rồi doanh nghiệp không còn nhiều việc ngoài vận hành cái đã có và trả nợ cho chính nó.
Giá thấp hơn — và một quãng dài chỉ nhận nửa giá
Dự án lỡ hạn FIT rơi vào diện “chuyển tiếp”, bán điện theo khung giá mới ban hành đầu năm 2023. Mức trần là 1.184,90 đồng/kWh cho điện mặt trời mặt đất và 1.587,12 cho điện gió trong đất liền — so với FIT cũ, thấp hơn lần lượt khoảng 29,5% và 21%.
Nhưng phần cắn sâu nhất lại ít được nhắc: trong lúc chưa chốt được giá chính thức, nhà máy đã hoà lưới chỉ được tạm thanh toán bằng 50% mức trần. Máy chạy đủ công suất, khấu hao chạy đủ, lãi vay trả đủ, còn doanh thu ghi nhận bằng một nửa. Đó không phải rủi ro vận hành, cũng không phải rủi ro thị trường, mà là rủi ro thủ tục — thứ không nằm trong bảng tính suất đầu tư nào.
Lãi vay ăn gần hết lợi nhuận vận hành
Hệ quả không hiện ở dòng trên của báo cáo, mà ở dòng dưới. Quý II/2026, GEG có doanh thu 580 tỷ, lợi nhuận gộp 238 tỷ, lợi nhuận từ hoạt động 196 tỷ. Chi phí lãi vay cùng quý: 183 tỷ. Lãi vay lấy đi 93% lợi nhuận vận hành, và lợi nhuận trước thuế còn lại 19 tỷ.
Không phải chuyện của riêng một quý. Cả năm 2023, lợi nhuận hoạt động là 960 tỷ, chi phí lãi vay 841 tỷ — 88%. Doanh thu 2025 đạt 2.998 tỷ, gấp 2,2 lần mức của 2021; nhưng đó là doanh thu của một bảng cân đối đã phình gấp đôi bằng nợ, nên phần về tay cổ đông không nở cùng nhịp.
Nói cách khác: doanh thu và EBITDA của một nhà máy điện tái tạo là hàm của gió và nắng, còn lợi nhuận cổ đông là hàm của giá bán và lãi suất. Hai vế không đi cùng nhau, và ở Việt Nam vế thứ hai còn phụ thuộc một thứ nữa — ngày ký giấy tờ.
Khi tiền của hai năm dồn vào một quý
Kế hoạch lợi nhuận năm 2025 của GEG ghi khoản truy thu cho Tân Phú Đông 1 — phần chênh giữa giá tạm và giá chính thức, từ ngày vận hành thương mại đến ngày ký phụ lục — là 443 tỷ đồng, chưa gồm VAT.
Quý I/2025, doanh thu GEG là 1.113 tỷ. Quý liền trước là 555 tỷ; quý liền sau là 624 tỷ. Lợi nhuận cổ đông riêng quý đó đạt 378 tỷ, cao hơn ba lần tổng cả năm 2024 (115 tỷ). Báo cáo tóm tắt không tách riêng dòng truy thu, nên không thể khẳng định toàn bộ phần chênh đến từ đó — nhưng độ lớn thì khớp.
Cái gì lên một lần thì cũng xuống một lần. Nửa đầu 2026, lợi nhuận cổ đông là 235 tỷ, so với 544 tỷ cùng kỳ năm trước: giảm 57%. Đọc con số ấy như bằng chứng kinh doanh đang xấu đi là đọc sai: phần lớn khoảng cách là một khoản một lần đã đi qua. Báo cáo theo quý ghi nhận thời điểm ký kết, không ghi nhận thời điểm phát điện.
Nhánh còn lại: thôi xây, quay ra trả nợ
Trường Thành Việt Nam (TTA) là nhánh kia của cùng câu chuyện. Doanh thu bốn năm gần đây gần như đứng yên: 809 tỷ, 655 tỷ, 734 tỷ, rồi 728 tỷ năm 2025. Nhưng chi phí lãi vay giảm từ 211 tỷ xuống 128 tỷ, và lợi nhuận cổ đông đi từ 101 tỷ lên 232 tỷ, rồi giữ nguyên hai năm liền.
TTA không tăng trưởng. TTA trả nợ. Với danh mục đã dựng xong dưới cơ chế giá cũ, đó gần như là cách duy nhất cải thiện lợi nhuận mà không cần chính sách mới — và cũng là giới hạn của cả nhóm.
Phần chưa khép
Ba việc vẫn đang mở, và không việc nào kết luận được từ số liệu đã công bố.
- Tiền điện bị treo. Chín dự án ở Lâm Đồng — bảy điện mặt trời, hai điện gió — bị dừng thanh toán từ khoảng tháng 8–9/2023, tiền cộng lại vượt 4.500 tỷ đồng. Tháng 11/2025, 23 nhà đầu tư có văn bản đề nghị đối thoại. Ảnh hưởng lên từng doanh nghiệp niêm yết thì báo cáo tóm tắt không cho thấy.
- Truy thu giá FIT. Kết luận thanh tra xác định 14 dự án ở Ninh Thuận hưởng giá 9,35 cent/kWh trong 20 năm không đúng đối tượng; riêng giai đoạn từ 2020 đến giữa 2022, EVN đã trả thêm 1.481 tỷ đồng. Hướng xử lý được nêu là bù trừ vào tiền mua điện — với ai, bao nhiêu, trong bao lâu thì chưa có con số công bố.
- Các dự án còn lại. Tân Phú Đông 1 chốt được mức gần sát trần, nhưng đó là ca đầu tiên, không nhất thiết là ca đại diện. Không có dữ liệu công khai về việc bao nhiêu dự án còn lại sẽ chốt ở mức tương tự.
Điều rút ra không phải ngành này tốt hay xấu. Là khi đọc một doanh nghiệp phát điện tái tạo Việt Nam, công suất lắp đặt chỉ nói được nửa đầu câu. Nửa sau nằm ở ba câu hỏi: giá bán đã chốt chưa, ký ngày nào, và tiền có về đúng hạn không. Không câu nào trong đó xuất hiện trên một bản đồ gió.
Nguồn số liệu. Báo cáo tài chính GEG và TTA qua TCInvest, đến quý II/2026. Khung giá chuyển tiếp và mức giá tạm bằng một nửa trần: Bộ Công Thương / Cục Điều tiết điện lực, tháng 1/2023. Phụ lục hợp đồng Tân Phú Đông 1 và khoản truy thu: công bố của GEG, tháng 3–4/2025. Số dự án chuyển tiếp, tiền điện treo ở Lâm Đồng, kiến nghị nhà đầu tư cuối 2025: báo chí trong nước dẫn nguồn cơ quan quản lý. Thanh tra giá FIT tại Ninh Thuận và Nghị quyết 233/NQ-CP: cuối 2024, đầu 2025.
Giá tạm khi chờ chốt
50% mức trần
Trần giá gió trên biển
1.815,95 đ/kWh
Vốn đầu tư GEG 2021
5.861 tỷ đồng
Vốn đầu tư GEG 2024
102 tỷ đồng
Dự án chờ chốt giá
84 dự án · 4.676 MW
Tiền điện bị treo
hơn 4.500 tỷ đồng
Nếu bạn thẩm định một nhà máy điện tái tạo Việt Nam, bạn đọc dòng nào trước: sản lượng thiết kế, hay ngày ký phụ lục PPA và mức giá ghi trong đó?

Bình luận

Chưa có bình luận chung nào — mời bạn nêu ý kiến.