Trong bối cảnh nguy cơ thiếu hụt điện hiện hữu khiến áp lực cạnh tranh giảm, việc sở hữu lượng nhà máy điện khổng lồ ở vùng trọng điểm kinh tế phía Nam cùng công nghệ mới, suất đầu tư thấp, khấu hao trên đà giảm mạnh... được kỳ vọng sẽ giúp lợi nhuận PV Power cải thiện đáng kể trong trung hạn. Tuy nhiên, biến động giá khí và giá than cùng chênh lệch tỷ giá là những biến số có thể tác động tiêu cực đến lợi nhuận của PV Power.
Cờ đến tay PV Power?
Trong suốt hai thập niên qua, tăng trưởng sản lượng điện tiêu thụ của Việt Nam hầu như luôn ở mức hai chữ số và luôn cao hơn tốc độ tăng GDP từ 1,5 – 2 lần. Điều này xuất phát từ việc Việt Nam đang trải qua quá trình công nghiệp hóa dẫn tới nhu cầu tiêu thụ điện cho lĩnh vực sản xuất công nghiệp ngày càng cao. Bên cạnh đó, mức thu nhập bình quân của người dân tăng lên cũng thúc đẩy nhu cầu tiêu thụ điện ở lĩnh vực quản lý và tiêu dùng tăng cao qua từng năm, đặc biệt là vào mùa khô.
Với triển vọng về tăng trưởng kinh tế và kéo theo đó là tiêu thụ điện tiếp tục ở mức cao, Quy hoạch điện VII (QH7) điều chỉnh định hướng trong giai đoạn 2016 -2020, giai đoạn 2021-2025 và giai đoạn 2026-2030 sẽ đưa vào vận hành tổng cộng lần lượt là 21.651 MW, 38.010 MW và 36.192 MW công suất các nguồn điện.
Tuy nhiên, theo báo cáo của Bộ Công thương về tình hình triển khai thực tế, tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành trong các năm từ 2018-2022 hiện thấp hơn so với QH7 điều chỉnh khoảng 17.000 MW. Nhiều dự án giai đoạn này bị chậm sang giai đoạn 2026-2030 và hầu hết là dự án nhiệt điện tại miền Nam.
Dự kiến ngay cả khi đã huy động nguồn điện chạy dầu có chi phí tới 5.000 đồng/kWh thì miền Nam vẫn có khả năng xảy ra thiếu điện từ năm 2020 với mức thiếu hụt tăng nhanh trong những năm tiếp theo.
Cụ thể, mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên tới gần 10 tỷ kWh năm 2022. Dự kiến đỉnh điểm của mức thiếu điện ở miền Nam sẽ rơi vào năm 2023 ở mức 12 tỷ kWh và giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ kWh năm 2025.
Theo nhận định của Công ty Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) tại Báo cáo lần đầu về Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power, HoSE: POW), khi hệ thống xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cung, việc huy động tối đa từ các nhà máy điện hiện hữu sẽ là điều tất yếu. Khi đó, áp lực cạnh tranh giữa các nhà máy sẽ không còn nhiều mà điều quan trọng nhất là duy trì hoạt động vận hành ổn định để đáp ứng nhu cầu của hệ thống.
"Chúng tôi cho rằng đây chính là cơ hội để PV Power phát huy thế mạnh về công nghệ của mình", VDSC nhận định.
PV Power hiện sở hữu danh mục nhà máy khổng lồ tập trung ở khu vực trọng điểm kinh tế phía Nam.
Cụ thể, trong danh mục gồm 8 nhà máy với quy mô 4,2 GW của PV Power, cả 4 nhà máy điện khí chiếm 64% tổng công suất, được đặt ở miền Nam. Trong khi miền Nam chiếm tới 47,2% tổng tiêu thụ điện của cả nước, chỉ có chưa đến 40% tổng công suất nguồn điện của Việt Nam được đặt ở khu vực này.
Sự thiếu cân đối giữa cung và cầu khiến miền Nam đang phải phụ thuộc vào điện năng truyền tải từ miền Bắc và miền Trung vào thông qua đường dây 500 kV Bắc – Nam để đáp ứng 20% tổng nhu cầu điện của mình.
"Trong khi nhà máy điện tại chỗ không đủ công suất, việc xây dựng thêm các nguồn điện mới ở miền Nam hầu hết lại đang chậm tiến độ, dẫn tới nguy cơ thiếu điện ở khu vực này kể từ năm 2020 trở đi. Với cục diện cung – cầu như vậy, rõ ràng các nhà máy điện tại chỗ, đặc biệt là 4 nhà máy điện khí có công suất lớn của PV Power, sẽ tiếp tục được ưu tiên huy động tối đa trong thời gian mùa khô và ít chịu áp lực cạnh tranh hơn ngay cả trong mùa mưa", VDSC nêu quan điểm.
Ngoài ra, dự án nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 có tổng công suất 1,5 GW sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) cũng đang được PV Power chuẩn bị khởi công trong năm 2020 – 2021 và dự kiến đưa vào vận hành năm 2023 – 2024.
Trước xu hướng tiếp diễn của tình trạng thiếu cân đối cung – cầu điện miền Nam, VDSC cho rằng dự án trên hứa hẹn sẽ càng gia tăng lợi thế của PV Power ở khu vực trọng điểm này.
Trong bối cảnh thiếu hụt điện, 4 nhà máy điện khí có công suất lớn của PV Power được kỳ vọng sẽ tiếp tục được ưu tiên huy động tối đa trong thời gian mùa khô và ít chịu áp lực cạnh tranh hơn ngay cả trong mùa mưa
Bên cạnh quy mô, một điểm cộng với PV Power là trình độ công nghệ.
Cả 4 nhà máy điện khí của PV Power hiện nay đều có mới hoạt động được từ 8 – 11 năm và sử dụng tuabin khí chu trình hỗn hợp thế hệ mới của những nhà sản xuất thiết bị hàng đầu như Siemen và Alstom.
So với tuổi đời của các nhà máy điện khí khác như Bà Rịa (hơn 20 năm) hay cụm nhà máy Phú Mỹ (14 – 19 năm), các nhà máy điện khí của PV Power còn tương đối trẻ với hiệu suất phát điện cao từ 51% - 57%.
Ngoài ra, suất tiêu hao khí của các nhà máy Nhơn Trạch 2 vào khoảng 6.900 – 7.000 BTU/kWh, còn của nhà máy Nhơn Trạch 1 và Cà Mau 1&2 là khoảng 7.200 – 7.400 BTU/kWh. Mức tiêu hao nhiên liệu này tương đối cạnh tranh so với mức bình quân 7.400 – 7.600 BTU/kWh của nhiệt điện Bà Rịa và các nhà máy ở cụm Phú Mỹ.
Cùng với đó, nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng 1 đi vào vận hành từ năm năm 2014 – 2015 cũng sử dụng tuabin và máy phát của Toshiba, Nhật Bản và nồi hơi của Babcock & Wilcox Beijing, Trung Quốc.
Suất đầu tư thấp cũng là một lợi thế lớn cho PV Power.
Cụ thể, suất đầu tư bình quân các nhà máy của PV Power là 16,4 tỷ đồng/MW (0,8 triệu USD/MW), trong đó bình quân 4 nhà máy điện khí chỉ là 10,5 tỷ đồng/MW (0,5 triệu USD/MW).
"Với xu hướng tăng dần qua các năm của suất đầu tư các nhà máy điện, hiện nay chi phí bình quân để đầu tư mỗi MW công suất vào khoảng 2 triệu USD đối với thủy điện, 1,5 triệu USD đối với nhiệt điện than, và 0,9 triệu USD đối với điện khí. Như vậy, có thể thấy các nhà máy mới đi vào vận hành trong tương lai rất khó có khả năng cạnh tranh được với các nhà máy của PV Power về định phí", VDSC cho hay.
Bên cạnh suất đầu tư thấp, các nhà máy trong danh mục của PV Power hiện cũng đang lần lượt bước vào giai đoạn hoàn thành trả nợ và khấu hao máy móc, qua đó thúc đẩy lợi nhuận của công ty này.
Cụ thể, khi nhà máy Cà Mau 2 hết khấu hao máy móc từ quý I/2018 và Cà Mau 1 hết khấu hao từ quý II/2018, chi phí khấu hao của PV Power trong năm 2018 đã giảm 396 tỷ đồng so với cùng kỳ.
Theo VDSC, năm 2019 dự kiến chi phí khấu hao của cụm nhà máy này sẽ giảm tiếp khoảng 580 tỷ đồng. Trong khi đó, máy móc của nhà máy Nhơn Trạch 1 cũng sẽ hết khấu hao trong quý III/2019, giúp chi phí khấu hao của nhà máy này giảm khoảng 130 tỷ đồng trong năm 2019 và giảm thêm khoảng 260 tỷ đồng trong năm 2020.
Trong những năm tiếp theo, VDSC ước tính nhà máy Nhơn Trạch 2 và Vũng Áng 1 sẽ hết khấu hao từ 2025 trở đi.
Cũng theo tính toán của công ty chứng khoán này, số lợi nhuận giữ lại của PV Power cho tới năm 2023 có thể đạt trên 10.000 tỷ đồng, đủ để công ty hoàn thành đầu tư dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 theo kế hoạch hiện nay mà không cần phát hành tăng vốn.
Bên cạnh suất đầu tư thấp, các nhà máy trong danh mục của PV Power hiện cũng đang lần lượt bước vào giai đoạn hoàn thành trả nợ và khấu hao máy móc
Dù vậy, vẫn còn đó một số rủi ro đáng kể. Đầu tiên là về đầu vào.
Hiện tỷ trọng điện khí và điện than chiếm tới 94% tổng công suất trong danh mục nhà máy của PV Power.
"Việc đảm bảo nguồn cung nhiên liệu có ảnh hưởng lớn tới hoạt động sản xuất kinh doanh của công ty. Trong những năm tới, việc các mỏ khí suy giảm sản lượng nhanh hơn kế hoạch của Tổng công ty khí Việt Nam (GAS) hay những sự cố về nguồn cung than, cung khí cũng có thể làm thay đổi kết quả kinh doanh thực tế của công ty", VDSC nhấn mạnh,
Ngoài ra, với cơ cấu nợ vay gồm hơn 75% dư nợ là ngoại tệ bằng đồng USD và EUR, kết quả kinh doanh của PV Power chịu tác động đáng kể từ biến động tỷ giá.
Tuy nhiên, VDSC cũng lưu ý chi phí phát sinh do chênh lệch tỷ giá là chi phí hợp lý được được đưa vào giá điện hợp đồng (PPA). Khi chênh lệch tỷ giá thực hiện của doanh nghiệp có sự khác biệt so với mức dự phóng ban đầu, phần chênh lệch sẽ được thanh toán bù trừ trong doanh thu mua bán điện giữa nhà máy và EVN.
Điều này đồng nghĩa, rủi ro tỷ giá mặc dù có ảnh hưởng lên lợi nhuận hạch toán hàng năm của PV Power nhưng xét về tổng thể thì sẽ dần được chuyển vào doanh thu bán điện của công ty.
Cờ đến tay PV Power?
Trong suốt hai thập niên qua, tăng trưởng sản lượng điện tiêu thụ của Việt Nam hầu như luôn ở mức hai chữ số và luôn cao hơn tốc độ tăng GDP từ 1,5 – 2 lần. Điều này xuất phát từ việc Việt Nam đang trải qua quá trình công nghiệp hóa dẫn tới nhu cầu tiêu thụ điện cho lĩnh vực sản xuất công nghiệp ngày càng cao. Bên cạnh đó, mức thu nhập bình quân của người dân tăng lên cũng thúc đẩy nhu cầu tiêu thụ điện ở lĩnh vực quản lý và tiêu dùng tăng cao qua từng năm, đặc biệt là vào mùa khô.
Với triển vọng về tăng trưởng kinh tế và kéo theo đó là tiêu thụ điện tiếp tục ở mức cao, Quy hoạch điện VII (QH7) điều chỉnh định hướng trong giai đoạn 2016 -2020, giai đoạn 2021-2025 và giai đoạn 2026-2030 sẽ đưa vào vận hành tổng cộng lần lượt là 21.651 MW, 38.010 MW và 36.192 MW công suất các nguồn điện.
Tuy nhiên, theo báo cáo của Bộ Công thương về tình hình triển khai thực tế, tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành trong các năm từ 2018-2022 hiện thấp hơn so với QH7 điều chỉnh khoảng 17.000 MW. Nhiều dự án giai đoạn này bị chậm sang giai đoạn 2026-2030 và hầu hết là dự án nhiệt điện tại miền Nam.
Dự kiến ngay cả khi đã huy động nguồn điện chạy dầu có chi phí tới 5.000 đồng/kWh thì miền Nam vẫn có khả năng xảy ra thiếu điện từ năm 2020 với mức thiếu hụt tăng nhanh trong những năm tiếp theo.
Cụ thể, mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên tới gần 10 tỷ kWh năm 2022. Dự kiến đỉnh điểm của mức thiếu điện ở miền Nam sẽ rơi vào năm 2023 ở mức 12 tỷ kWh và giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ kWh năm 2025.
Theo nhận định của Công ty Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) tại Báo cáo lần đầu về Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power, HoSE: POW), khi hệ thống xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cung, việc huy động tối đa từ các nhà máy điện hiện hữu sẽ là điều tất yếu. Khi đó, áp lực cạnh tranh giữa các nhà máy sẽ không còn nhiều mà điều quan trọng nhất là duy trì hoạt động vận hành ổn định để đáp ứng nhu cầu của hệ thống.
"Chúng tôi cho rằng đây chính là cơ hội để PV Power phát huy thế mạnh về công nghệ của mình", VDSC nhận định.
PV Power hiện sở hữu danh mục nhà máy khổng lồ tập trung ở khu vực trọng điểm kinh tế phía Nam.
Cụ thể, trong danh mục gồm 8 nhà máy với quy mô 4,2 GW của PV Power, cả 4 nhà máy điện khí chiếm 64% tổng công suất, được đặt ở miền Nam. Trong khi miền Nam chiếm tới 47,2% tổng tiêu thụ điện của cả nước, chỉ có chưa đến 40% tổng công suất nguồn điện của Việt Nam được đặt ở khu vực này.
Sự thiếu cân đối giữa cung và cầu khiến miền Nam đang phải phụ thuộc vào điện năng truyền tải từ miền Bắc và miền Trung vào thông qua đường dây 500 kV Bắc – Nam để đáp ứng 20% tổng nhu cầu điện của mình.
"Trong khi nhà máy điện tại chỗ không đủ công suất, việc xây dựng thêm các nguồn điện mới ở miền Nam hầu hết lại đang chậm tiến độ, dẫn tới nguy cơ thiếu điện ở khu vực này kể từ năm 2020 trở đi. Với cục diện cung – cầu như vậy, rõ ràng các nhà máy điện tại chỗ, đặc biệt là 4 nhà máy điện khí có công suất lớn của PV Power, sẽ tiếp tục được ưu tiên huy động tối đa trong thời gian mùa khô và ít chịu áp lực cạnh tranh hơn ngay cả trong mùa mưa", VDSC nêu quan điểm.
Ngoài ra, dự án nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 có tổng công suất 1,5 GW sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) cũng đang được PV Power chuẩn bị khởi công trong năm 2020 – 2021 và dự kiến đưa vào vận hành năm 2023 – 2024.
Trước xu hướng tiếp diễn của tình trạng thiếu cân đối cung – cầu điện miền Nam, VDSC cho rằng dự án trên hứa hẹn sẽ càng gia tăng lợi thế của PV Power ở khu vực trọng điểm này.
Trong bối cảnh thiếu hụt điện, 4 nhà máy điện khí có công suất lớn của PV Power được kỳ vọng sẽ tiếp tục được ưu tiên huy động tối đa trong thời gian mùa khô và ít chịu áp lực cạnh tranh hơn ngay cả trong mùa mưa
Bên cạnh quy mô, một điểm cộng với PV Power là trình độ công nghệ.
Cả 4 nhà máy điện khí của PV Power hiện nay đều có mới hoạt động được từ 8 – 11 năm và sử dụng tuabin khí chu trình hỗn hợp thế hệ mới của những nhà sản xuất thiết bị hàng đầu như Siemen và Alstom.
So với tuổi đời của các nhà máy điện khí khác như Bà Rịa (hơn 20 năm) hay cụm nhà máy Phú Mỹ (14 – 19 năm), các nhà máy điện khí của PV Power còn tương đối trẻ với hiệu suất phát điện cao từ 51% - 57%.
Ngoài ra, suất tiêu hao khí của các nhà máy Nhơn Trạch 2 vào khoảng 6.900 – 7.000 BTU/kWh, còn của nhà máy Nhơn Trạch 1 và Cà Mau 1&2 là khoảng 7.200 – 7.400 BTU/kWh. Mức tiêu hao nhiên liệu này tương đối cạnh tranh so với mức bình quân 7.400 – 7.600 BTU/kWh của nhiệt điện Bà Rịa và các nhà máy ở cụm Phú Mỹ.
Cùng với đó, nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng 1 đi vào vận hành từ năm năm 2014 – 2015 cũng sử dụng tuabin và máy phát của Toshiba, Nhật Bản và nồi hơi của Babcock & Wilcox Beijing, Trung Quốc.
Suất đầu tư thấp cũng là một lợi thế lớn cho PV Power.
Cụ thể, suất đầu tư bình quân các nhà máy của PV Power là 16,4 tỷ đồng/MW (0,8 triệu USD/MW), trong đó bình quân 4 nhà máy điện khí chỉ là 10,5 tỷ đồng/MW (0,5 triệu USD/MW).
"Với xu hướng tăng dần qua các năm của suất đầu tư các nhà máy điện, hiện nay chi phí bình quân để đầu tư mỗi MW công suất vào khoảng 2 triệu USD đối với thủy điện, 1,5 triệu USD đối với nhiệt điện than, và 0,9 triệu USD đối với điện khí. Như vậy, có thể thấy các nhà máy mới đi vào vận hành trong tương lai rất khó có khả năng cạnh tranh được với các nhà máy của PV Power về định phí", VDSC cho hay.
Bên cạnh suất đầu tư thấp, các nhà máy trong danh mục của PV Power hiện cũng đang lần lượt bước vào giai đoạn hoàn thành trả nợ và khấu hao máy móc, qua đó thúc đẩy lợi nhuận của công ty này.
Cụ thể, khi nhà máy Cà Mau 2 hết khấu hao máy móc từ quý I/2018 và Cà Mau 1 hết khấu hao từ quý II/2018, chi phí khấu hao của PV Power trong năm 2018 đã giảm 396 tỷ đồng so với cùng kỳ.
Theo VDSC, năm 2019 dự kiến chi phí khấu hao của cụm nhà máy này sẽ giảm tiếp khoảng 580 tỷ đồng. Trong khi đó, máy móc của nhà máy Nhơn Trạch 1 cũng sẽ hết khấu hao trong quý III/2019, giúp chi phí khấu hao của nhà máy này giảm khoảng 130 tỷ đồng trong năm 2019 và giảm thêm khoảng 260 tỷ đồng trong năm 2020.
Trong những năm tiếp theo, VDSC ước tính nhà máy Nhơn Trạch 2 và Vũng Áng 1 sẽ hết khấu hao từ 2025 trở đi.
Cũng theo tính toán của công ty chứng khoán này, số lợi nhuận giữ lại của PV Power cho tới năm 2023 có thể đạt trên 10.000 tỷ đồng, đủ để công ty hoàn thành đầu tư dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 theo kế hoạch hiện nay mà không cần phát hành tăng vốn.
Bên cạnh suất đầu tư thấp, các nhà máy trong danh mục của PV Power hiện cũng đang lần lượt bước vào giai đoạn hoàn thành trả nợ và khấu hao máy móc
Dù vậy, vẫn còn đó một số rủi ro đáng kể. Đầu tiên là về đầu vào.
Hiện tỷ trọng điện khí và điện than chiếm tới 94% tổng công suất trong danh mục nhà máy của PV Power.
"Việc đảm bảo nguồn cung nhiên liệu có ảnh hưởng lớn tới hoạt động sản xuất kinh doanh của công ty. Trong những năm tới, việc các mỏ khí suy giảm sản lượng nhanh hơn kế hoạch của Tổng công ty khí Việt Nam (GAS) hay những sự cố về nguồn cung than, cung khí cũng có thể làm thay đổi kết quả kinh doanh thực tế của công ty", VDSC nhấn mạnh,
Ngoài ra, với cơ cấu nợ vay gồm hơn 75% dư nợ là ngoại tệ bằng đồng USD và EUR, kết quả kinh doanh của PV Power chịu tác động đáng kể từ biến động tỷ giá.
Tuy nhiên, VDSC cũng lưu ý chi phí phát sinh do chênh lệch tỷ giá là chi phí hợp lý được được đưa vào giá điện hợp đồng (PPA). Khi chênh lệch tỷ giá thực hiện của doanh nghiệp có sự khác biệt so với mức dự phóng ban đầu, phần chênh lệch sẽ được thanh toán bù trừ trong doanh thu mua bán điện giữa nhà máy và EVN.
Điều này đồng nghĩa, rủi ro tỷ giá mặc dù có ảnh hưởng lên lợi nhuận hạch toán hàng năm của PV Power nhưng xét về tổng thể thì sẽ dần được chuyển vào doanh thu bán điện của công ty.
Thanh Long
https://vietnamfinance.vn
https://vietnamfinance.vn
Relate Threads
