Nhận định tổng quan về ngành điện trong báo cáo mới đây, Công ty Chứng khoán Vietcombank (VCBS) cho biết, giá khí đầu vào tăng mạnh và thiếu hụt than trong 4 tháng đầu năm khiến cho giá bán trên thị trường điện cạnh tranh tăng mạnh. Tuy nhiên hiện tượng thiếu hụt than đã có cải thiện nhiều khi hoạt động của TKV (Tập đoàn công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam) trở lại mức bình thường.
Mưa bất thường trong tháng 5,6 giúp sản lượng thủy điện riêng trong tháng 5 (cao điểm mùa khô) gần tương đương với tháng cao nhất cao điểm mùa mưa năm 2020 (tháng 10) với hơn 8.31 tỷ kWh (tăng 50% so với 2 tháng liền kề). Điều này đã khiến cho giá bán trung bình trên thị trường điện quay đầu giảm mạnh về còn khoảng hơn 1.100 đồng/kWh. Theo đó, sản lượng thủy điện 5 tháng đầu năm tăng 27% so với cùng kỳ.
Nhiệt điện than sụt giảm 11% sản lượng do thiếu than trong quý 1 và các nguồn khác dồi dào hơn.
Giá trần thị trường điện tăng lên cao nhất trong lịch sử với 1.602 đồng/kWh, tăng 6,6% so với cùng kỳ, giúp các công ty chào giá trần cao hơn trước bối cảnh nguyên vật liệu đầu vào tăng mạnh, đặc biệt là điện khí.
Chính vì vậy, hoạt động các doanh nghiệp nhiệt điện than, khí kém khả quan hơn nhận định báo cáo lần trước của VCBS, do nhiên liệu đầu vào và nguồn khác phát tốt hơn dự kiến. Tuy nhiên, tình hình kinh doanh dài hạn vẫn ổn định và đem lại mức lợi tức khá tốt như NT2 (CTCP Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2) với lợi tức 7% - 10%, QTP (CTCP Nhiệt điện Quảng Ninh) nâng mức lợi tức lên khoảng 10% – 12%.
 |
Năng lượng tái tạo chiếm ưu thế
Về triển vọng ngành điện trong thời gian tới, VCBS cho biết một số công trình nguồn điện lớn có tiến độ khởi sắc. Như Nhiệt điện Thái Bình 2 sau nhiều năm trì trệ đã đốt than thành công tổ máy số 1 lần đầu ngày 16/6/2022 và thành công hòa lưới với công suất 600 MW. Cả 2 tổ máy dự kiến sẽ phát điện thương mại trong năm 2023, bổ sung 1.200 MW công suất điện than cho khu vực phụ tải miền Bắc.
Nhiệt điện than Nghi Sơn 2 dự kiến cũng phát điện thương mại tổ máy số 2 với công suất 600 MW trong năm 2022, tăng thêm tổng 1.200 MW công suất điện than, giảm áp lực cấp điện cho khu vực phía Bắc. Nhiệt điện Vân Phong 1 dự kiến sẽ hoàn thành xây dựng vào cuối năm 2022 và có thể hòa lưới 1.320 MW điện than trong năm 2023.
Thủy điện Dak mil 2 đã hoàn toàn phát điện thương mại tất cả các tổ máy trong quý 1/2022 giúp tăng 147 MW công suất thủy điện khu vực miền Trung. Nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 đã bắt đầu triển khai từ năm 2021 và dự kiến hoàn thành trong năm 2025 (đây là nhà máy nhiệt điện của POW - Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam).
Theo IRI, khả năng xảy ra La Nina có thể sẽ suy yếu trong tháng 7,8 và mạnh trở lại từ tháng 9 trở đi nhưng với xác suất chỉ quanh 60%. Tuy nhiên đây cũng là tỷ lệ khá cao trong mùa mưa năm nay, có thể gây ra mưa nhiều tại khu vực trung tâm phía Tây Thái Bình Dương bao gồm Việt Nam. Thực tế, thủy điện từ cuối tháng 5 tới nửa đầu tháng 6 liên tục được huy động tới 50% trong giờ cao điểm buổi trưa và hơn 90% công suất trong giờ cao điểm buổi tối khi không còn đóng góp bởi điện mặt trời.
Điện gió hoạt động khá tốt trong mùa gió chính nhưng yếu dần trong quý 2. Mùa gió chính của điện gió cả khu vực miền Trung và miền Nam đều rơi vào tháng 11 đến tháng 3, ngoài ra khu vực miền Trung, nhất là khu vực Quảng Bình – Quảng Trị có lượng gió đều hơn vào tháng 5 – 8 với hiện tượng gió phơn Tây Nam, trung bình khoảng 5 – 7m/s trên độ cao 100m. Dự kiến tại khu vực miền Trung gió sẽ được cải thiện dần từ cuối quý 3 do bắt đầu chịu ảnh hưởng bởi các cơn bão, xoáy thuận nhiệt đới và quý 4 do ảnh hưởng bởi gió mùa Đông Bắc.
Điện gió chuyển tiếp: Hiện còn 178 MW đã hòa lưới nhưng chưa được COD (ngày vận hành thương mại). Ngoài ra còn 711.55 MW công suất chưa hòa lưới của các dự án hòa lưới 1 phần dự án và còn hơn 3.300 MW công suất đã ký hợp đồng nhưng chưa xây dựng/bắt đầu triển khai xây dựng do chủ đầu tư xác định sẽ không kịp COD đúng hạn. Có thể sẽ có chính sách giá cho các nhà máy chuyển tiếp này đầu tiên, sau đó mới có chính sách giá cho các dự án khác.
Dự kiến giá sẽ thông qua cơ chế đàm phán cho từng dự án theo khung giá phát điện được Chính phủ ban hành, tương tự như khung giá phát điện hiện đang dành cho các loại hình thủy điện, nhiệt điện. Theo đó, các công ty niêm yết có dự án chuyển tiếp sẽ được hưởng lợi như GEG (CTCP Điện Gia Lai), BCG (Bamboo Capital).
 |
Việt Nam vào top 50 nước trên thế giới có đóng góp bởi năng lượng tái tạo lớn hơn 10% trong cơ cấu sản lượng và là 1 trong 3 nước có tốc độ chuyển đổi sang năng lượng xanh nhanh nhất kể từ năm 2019. Sản lượng năng lượng tái tạo của Việt Nam đã tăng gấp hơn 6 lần từ năm 2019 tới 2021, theo đó tỷ trọng cũng tăng lên tới 13,8% trong tổng sản lượng toàn hệ thống trong 5 tháng đầu năm 2022, từ con số chỉ 2,5% năm 2019.
Theo Tổ chức Ember, Việt Nam nổi lên là một trong 3 nước có sản lượng năng lượng tái tạo tăng nhanh nhất thế giới từ năm 2019 đến nay bên cạnh Hà Lan, Australia và trực tiếp lấy thị phần của nhiệt điện than và nhiệt điện khí hơn 10%. Với yêu cầu cao hơn về việc sử dụng năng lượng xanh trong sản phẩm của mình, Việt Nam nổi lên là một trong những điểm đến đầu tư lý tưởng cho các doanh nghiệp FDI. Điển hình như Lego đã quyết định đầu tư nhà máy trung hòa các bon đầu tiên trên thế giới của mình tại Bình Dương.
Chi phí đầu tư năng lượng tái tạo tăng trở lại trong giai đoạn năm 2021 – 2022 nhưng dự kiến tiếp tục xu hướng giảm trong dài hạn.
Doanh nghiệp điện nào tiềm năng?
Trước tình hình ngành như trên, VCBS nhận định các công ty tiếp tục có nhiều triển vọng trong thời gian tới có đặc điểm như sau: Có các nhà máy thủy điện ở khu vực Bắc Bộ tới Bắc Trung Bộ do tiếp hưởng lợi lớn khi mùa mưa quay trở lại, đồng thời với La Nina sẽ mạnh. Đó là REE, CHP, TBC, S55, HDG, PC1…
Có các dự án điện gió chuyển tiếp như GEG, BCG khi có chính sách mới dành cho các dự án đã ký hợp đồng PPA nhưng chưa COD kịp thời hạn 1/11/2021.
Các công ty thầu xây lắp các dự án điện gió, nhất là điện gió ngoài khơi được ưu tiên phát triển trong giai đoạn từ nay đến 2045 như PC1, TV2, PVS…
Ngoài ra, việc ưu tiên các dự án năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời chủ yếu tập trung ở những khu vực nhất định sẽ phải cần mạng lưới truyền tải điện liên vùng đủ mạnh để giải tỏa hết công suất và truyền được đến vùng có phụ tải cao. Về dài hạn, các công ty phát triển các dự án năng lượng tái tạo, nhiệt điện LNG hay các công ty thầu xây lắp nhà máy điện, mạng lưới truyền tải điện như REE, GEG, HDG, BCG, PC1, TV2, PVS, POW… sẽ hưởng lợi.
Dựa trên cơ sở đánh giá nêu trên, VCBS lựa chọn cổ phiếu GEG và PC1 trong nửa cuối năm 2022 với kỳ vọng chính sách giá mới cho các dự án điện gió chuyển tiếp cùng việc đã đưa vào hoạt động các dự án điện gió từ cuối năm 2022 giúp doanh thu, lợi nhuận tăng trưởng mạnh.
GEG - CTCP Điện Gia Lai chủ yếu hoạt động trong lĩnh vực phát điện với các loại hình như: Thủy điện (79,3MW), điện mặt trời (259,7 MWp), điện gió (125,2 MW). Dự kiến mở rộng đầu tư mạnh các dự án điện gió với 140 MW và 4,8 MW điện gió chưa kịp vận hành để hưởng ưu đãi FIT1.
Cổ đông lớn nhất là TTC và các công ty trong tập đoàn với 44,44%, theo sau đó là AVH với 20,76% và IFC với 13,74%. Doanh thu quý 1/ 2022 đạt 570 tỷ đồng (+87,1% so với cùng kỳ) nhờ sự hoạt động của 125,2 MW điện gió từ tháng 11/2021. Chi phí tài chính tăng mạnh đạt 145 tỷ đồng (+86% so với cùng kỳ). Các chi phí khác biến động không nhiều.
 |
Kết quả kinh doanh của GEG. |
Triển vọng là 125,2 MW điện gió hoạt động cuối năm 2021 giúp lợi nhuận năm 2022 tăng trưởng tốt. 3 dự án trong đó có 1 dự án trên bờ hưởng mức giá 8,5 cent/kWh, còn lại 2 dự án gần bờ hưởng mức giá bán 9,8 cent/kWh đang vận hành khá ổn định và hầu như không bị cắt giảm công suất. Dự kiến sẽ đem lại lợi nhuận sau thuế khoảng 140 tỷ đồng trong năm 2022.
Tiếp tục đầu tư dự án điện gió Tân Phú Đông 1 (100 MW) và dự kiến còn điện gió VPL Bến Tre giai đoạn 2 (30 MW), Điện mặt trời Đức Huệ 2 (49 MWp). Hiện tại Tân Phú Đông 1 thuộc dự án điện gió chuyển tiếp, đã ký hợp đồng PPA với EVN, đã có trong quy hoạch nhưng chưa phát điện kịp thời hạn 31/10/2021 để hưởng giá FIT 1, ngoài ra còn 1 trụ 4,8 MW tại dự án VPL cũng thuộc dạng này.
Rủi ro là cắt giảm công suất. Hiện tại, dự án Krongpa đang có tỷ lệ cắt giảm công suất cao nhất với khoảng 8%, tiếp theo đó là Trúc Sơn với tỷ lệ 7% do mạng lưới truyền tải không hấp thụ hết các dự án trong vùng. Rủi ro chính sách cho điện gió chuyển tiếp. Các dự án không kịp hưởng giá FIT phải đợi các chính sách tiếp theo, nếu Chính phủ không ban hành chính sách mới kịp thời, các dự án này sẽ không phát điện được để đem về doanh thu.
PC1- CTCP Tập Đoàn PC1 có hoạt động kinh doanh truyền thống là xây lắp hệ thống truyền tải điện. Hiện nay PC1 đang mở rộng rất mạnh sang mảng đầu tư nguồn điện như thủy điện và năng lượng. Ngoài ra bất động sản dân cư hay khu công nghiệp cũng là định hướng quan trọng trong thời gian tới.
Cổ đông lớn nhất là chủ tịch HĐQT Nguyễn Văn Tuấn cùng gia đình (20,03%), kế tiếp là BEHS mới tham gia từ đầu năm 2020 với 17,76%, Vietnam Holding Ltd (4,14%), Nguyễn Nhật Tân (3,23%), còn lại là các cổ đông khác.
Doanh thu quý 1/2022 đạt 1.478 tỷ đồng (-4,5% so với cùng kỳ). Doanh thu giảm chủ yếu do năm ngoái là năm cao điểm xây lắp các dự án điện gió và vẫn còn hạch toán bàn giao dự án PCC1 Thanh Xuân. Tuy nhiên, năm nay cơ cấu doanh thu thay đổi khá mạnh với mảng năng lượng bằng 4 lần doanh thu cùng kỳ do sản lượng thủy điện tốt hơn do mưa nhiều, phát sinh thêm doanh thu điện gió từ 144 MW hoạt động từ cuối năm 2021…
Mảng năng lượng với biên lợi nhuận gộp lên tới 62% đóng góp chính vào doanh thu khiến cho biên lợi nhuận gộp chung tăng mạnh lên 23,7%, so với chỉ 12,1% cùng kỳ. Chi phí tài chính chủ yếu là chi phí lãi vay tăng mạnh gần gấp 2 lần chủ yếu do tăng vay nợ đối với các dự án điện gió. Kết quả lợi nhuận sau thuế dành cho cổ đông công ty mẹ đạt 133 tỷ đồng, tăng 124,6% so với cùng kỳ.
 |
Kết quả kinh doanh của PC1. |
Triển vọng là kết quả kinh doanh thủy điện tốt trong quý 2/2022 và tiếp tục đầu tư các dự án thủy điện nhỏ. Dự kiến sản lượng thủy điện có thể đạt 150 triệu kWh (+50% so với cùng kỳ) trong quý 2. Ngoài ra công ty sẽ tiếp tục đầu tư khoảng 81 MW thủy điện nhỏ trong giai đoạn từ nay đến 2027.
Mỏ Nickel - Cu dự kiến hoạt động cuối năm 2023 với công suất giai đoạn 1 đạt 900 nghìn tấn quặng nguyên khai/năm đem lại hiệu quả cao. Giai đoạn 2 có cùng công suất dự kiến hoạt động từ 2025. Tổng vốn đầu tư mỗi giai đoạn khoảng 1.500 tỷ đồng. Với giả định giá bán Nickel 14.000 USD/tấn và đồng là 6.000 USD/tấn, mỏ có thể đem lại lợi nhuận cho cổ đông công ty mẹ khoảng hơn 200 tỷ đồng giai đoạn 1 và hơn 400 tỷ đồng/năm cho 2 giai đoạn.
Mảng xây lắp duy trì doanh thu mức cao nhờ các dự án điện gió chuyển tiếp. Trong năm nay giá trị hợp đồng ký mới lên tới hơn 5.500 tỷ với EPC dự án điện gió Tân Phú Đông 1 (100MW), Trạm biến áp Điện gió Khai Long 1, một số Trạm biến áp đường dây của EVN.
Đã xin vào Quy hoạch Điện 8 công suất khảo sát lên tới 1.000 MW điện gió, chủ yếu là điện gió gần bờ tại khu vực miền Trung với tốc độ gió trung bình lên tới 7 – 8m/s và gió đều. Đây sẽ là tiềm năng tăng trưởng dài hạn với hiệu quả cao.
Đầu tư vào Western Pacific với dịch vụ logistic, hệ thống kho bãi rộng lớn, KCN Yên Phong II A (151ha) sẵn sàng cho thuê năm 2023 và cụm CN Yên Lệnh (69ha), cụm cảng Yên Lệnh (23 ha) đang được đấu thầu bắt đầu triển khai. Ngoài ra còn khoảng 1.000 ha đang xin chủ trương đầu tư tại khu vực Hải Dương, Hà Nam, Bắc Giang…
