Triển vọng ngành điện và 2 mã cổ phiếu điện đáng mua trong năm 2023

Trong báo cáo ngành điện mới phát hành, CTCK Vietcombank (VCBS) cho biết, trong 10 tháng đầu năm 2022, sản lượng điện đạt 225,98 tỷ kWh, tăng 6,1% so với cùng kỳ năm ngoái nhờ các hoạt động sản xuất, kinh doanh trở lại trạng thái bình thường sau giai đoạn dịch bệnh.

Sản lượng thủy điện tăng mạnh 29,5% so với cùng kỳ năm trước do La Nila hoạt động mạnh gây mưa bất thường đầu năm và lượng nước về hồ lớn, đạt 82,24 tỷ kWh, chiếm 36,5% tổng sản lượng. Sản lượng điện than giảm 14,1% do tình trạng thiếu than đầu năm và thủy văn thuận lợi đạt 86,56 tỷ kWh, chiếm 38,4%. Sản lượng điện khí tăng 6,4%, đạt 23,87 tỷ kWh, chiếm 10,6% và tăng. Năng lượng tái tạo cũng đạt 29,87 tỷ kWh, chiếm 13,3% và tăng 23,9%, đóng góp chủ yếu từ các dự án điện gió vận hành từ cuối năm 2021.

Nhóm doanh nghiệp nhiệt điện được hưởng lợi nhờ El Nino trở lại

Trong năm 2023, VCBS dự báo nhu cầu phụ tải được dự báo sẽ tiếp tục tăng trưởng cao hơn tốc độ tăng trưởng GDP nhờ vào làn sóng dịch chuyển sản xuất và nguồn vốn đầu tư FDI lớn Việt Nam.

Trong kịch bản cơ sở, nhu cầu phụ tải được dự báo sẽ đạt mức tăng trưởng kép ở mức 9,08%/năm trong giai đoạn 2021 - 2025 và 7,95%/năm trong giai đoạn 2026-2030, công suất cực đại cũng được dự báo tăng trưởng ở mức tương đương. Công suất cực đại dự báo tăng trưởng lần lượt 8,91%/năm và 7,82%/năm trong giai đoạn 2021 - 2025 và 2026 - 2030.

Nguồn: IEA,Dự thảo QHĐ VIII, VCBS tổng hợp

Bên cạnh đó, La Nila hiện nay kéo dài khoảng 3 năm từ năm 2020 nên nhiều khả năng sẽ bắt đầu suy yếu vào nửa đầu năm 2023. Theo dự báo IRI, xác suất để ENSO duy trì trạng thái trung tính vào tháng 3/2023 ở mức 70% nên tình hình thủy văn sẽ bắt đầu kém khả quan hơn cho các doanh nghiệp thủy điện.

“Các doanh nghiệp nhiệt điện với các nhà mới có tuổi đời còn mới, vận hành ổn định được kỳ vọng sẽ được huy động sản lượng cao hơn”, báo cáo đánh giá.

Nhiều thách thức cho phát triển các dự án sử dụng nguồn khí LNG nhập khẩu

Việt Nam dự kiến sẽ phát triển hơn 28.400 MW nguồn điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu và có hơn 14.900 MW nguồn điện khác được chuyển đổi sang sử dụng LNG, nhằm bù đắp cho nguồn khí đốt khai thác trong nước và hạn chế phát thải từ nhiệt điện than.

Trong khi đó, giá khí đốt chưa thể hạ nhiệt ngay. Nga hiện đang là quốc gia xuất khẩu LNG lớn thứ 4 trên thế giới, xung đột giữa Nga - Ukraine xảy ra từ đầu năm đã đẩy giá LNG tăng vọt lên mức 70USD/mmBTU vào đầu tháng 3/2022, trước khi hạ nhiệt về mức 30USD/mmBTU hiện tại.Tuy nhiên, mức giá này vẫn rất cao so với mức trung bình 15-18USD/mmBTU trong năm 2021.

Theo tính toán của một số chuyên gia hiện tại để giá bán điện có thể ở mức 7UScents/kWh thì giá LNG nhập khẩu cần ở mức 12 USD/mmBTU. Ngoài ra, hợp đồng mua bán khí giữa các quốc gia thường sẽ được ký kết trong 1 khoảng thời gian dài và hạn chế sự tham gia của bên thứ 3. Do đó, quá trình tìm kiếm nguồn cung từ các đối tác và đàm phán 3 bên giữa nhà cung cấp, chủ đầu tư và EVN sẽ có thể mất nhiều thời gian

Ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo trong thời gian tới

Theo quy hoạch điện VIII, điện gió sẽ là nguồn điện được ưu tiên phát triển mạnh nhất với tốc độ tăng trưởng công suất hàng năm (CAGR) ở mức 29,1%/năm trong giai đoạn 2020 - 2035 và 7,5%/năm trong giai đoạn 2035 - 2050. Điện mặt trời sau giai đoạn tăng trưởng nóng sẽ không được đẩy mạnh đầu tư cho đến năm 2030, tuy nhiên kể từ giai đoạn 2030 - 2050 công suất sẽ đạt mức tăng trưởng trung bình 12%/năm.

Nguồn: Dự thảo QHĐ VIII, VCBS tổng hợp

Nhiệt điện khí sử dụng nguồn khí LNG nhập khẩu cũng sẽ là nguồn điện được ưu tiên phát triển mạnh cho đến năm 2035 với tổng công suất dự kiến ở mức 28.400 MW (chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện). Công suất thủy điện gần như không có sự thay đổi nhiều do tiềm năng thủy điện gần như đã được khai thác hết.

Tỷ trọng nhiệt điện than sẽ giảm dần từ 29% (2020) xuống chỉ còn 10% trong tổng cơ cấu nguồn điện vào năm 2050. Nhiệt điện than sẽ không được phát triển mới sau năm 2030.

Ngoài ra, nguồn vốn đầu tư dự kiến cho các công trình lưới điện và nguồn điện trong giai đoạn từ năm 2021 - 2045 lần lượt khoảng 83 tỷ USD và 9,35 tỷ USD. Năng lượng tái tạo sẽ được ưu tiên phân bổ vốn nhiều nhất với tỷ trọng 44% tổng vốn đầu tư trong giai đoạn 2021 - 2025 và sẽ tăng dần đến 70% trong giai đoạn 2041 - 2045. Các doanh nghiệp trong mảng xây lắp, tư vấn như PC1, TV2 sẽ được hưởng lợi nhờ khối lượng hợp đồng lớn.

Thêm một tín hiệu khởi sắc là vào ngày 03/10/2022, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 15/2022/TT-BCT quy định về phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho các nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp. Đây là cơ sở pháp lý quan trọng giúp các dự án trên sớm đi vào vận hành.

Dù vậy, VCBS cho rằng, sẽ mất nhiều thời gian trong quá trình đàm phán giá điện. Thông tư chỉ quy định cách xác định mức giá trần đối với các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp dựa trên các dự án chuẩn, mà không quy định quy trình đàm phán giữa EVN và từng dự án cụ thể, nên có thể khiến cho việc xác định khung giá mất nhiều thời gian hơn.

Thời gian từ lúc thông tư 15 có hiệu lực cho đến khi Bộ Công Thương nhận được hồ sơ từ ERAV sẽ mất hơn 3 tháng. Quá trình đàm phán giá bán điện của các nhà máy điện thường sẽ diễn ra trong thời gian dài, nên VCBS kỳ vọng chính sách giá bán cho các dự án chuyển tiếp sẽ chỉ có thể chính thức ban hành vào cuối năm 2023.

Nhờ việc El Nino quay trở lại giúp sản lượng nhiệt điện huy động tăng cao, VCBS khuyến nghị mua cổ phiếu QTP và NT2 nhờ việc El Nino quay trở lại giúp sản lượng nhiệt điện huy động tăng cao.

Khuyến nghị mua cổ phiếu QTP

Công ty CP Nhiệt điện Quảng Ninh (UPCoM: QTP) đang sở hữu 4 tổ máy phát điện với tổng công suất 1.200 MW và là một trong những nhà máy điện than có công suất lớn nhất miền Bắc. Nhà máy nằm ở thành phố Hạ Long, tỉnh Quảng Ninh. Nhà máy Quảng Ninh 1 (2x300 MW) được vận hành từ năm 2012; Nhà máy Quảng Ninh 2 (2x300 MW) được vận hành từ năm 2013.

Doanh thu thuần 9 tháng đầu năm 2022 của QTP đạt 8.155 tỷ đồng (+30,7% yoy, hoàn thành 81,5% kế hoạch năm) và LNST đạt 744 tỷ đồng (+88% yoy, hoàn thành 171% KH năm). LNG đạt 997 tỷ đồng (+78,3% yoy), biên lợi nhuận gộp cải thiện lên mức 12,2% so với mức 9,0% do giá bán điện trên thị trường cạnh tranh tăng mạnh so với cùng kỳ.

Bên cạnh đó, Đồng USD tăng giá mạnh khiến QTP ghi nhận khoản lỗ 60 tỷ đồng do đánh giá lại các khoản vay có gốc ngoại tệ. Chi phí tài chính ở mức 161 tỷ đồng (+6,6% yoy). Chi phí lãi vay giảm mạnh đáng kể trong những năm gần đây, ở mức 100 tỷ đồng (-33,8% yoy).

Luận điểm đầu tư: Miền Bắc có nguy cơ thiếu điện từ năm 2023. Miền Bắc có tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện cao nhất cả nước nhưng có rất ít các nguồn điện mới đi vào hoạt động.

ENSO chuyển sang trạng thái trung tính. Sản lượng nhiệt điện kỳ vọng được EVN tăng cường huy động do La Nila nhiều khả năng sẽ suy yếu vào đầu năm 2023 và chuyển dần sang trạng thái trung tính.

Sắp trả hết nợ vay và hết khấu hao TSCĐ. QTP sẽ thanh toán hết nợ vay vào năm 2024 và TSCĐ sẽ hết khấu hao vào năm 2026. KQKD được kỳ vọng sẽ cải thiện mạnh mẽ trong thời gian tới.

Tỷ suất cổ tức hấp dẫn. Chúng tôi kỳ vọng QTP sẽ tăng tỷ lệ chi trả cổ tức lên mức 20% vào năm 2023 và duy trì ổn định trong tương lai với dòng tiền HĐKD ở mức cao và ổn định.

Khuyến nghị mua cổ phiếu NT2

Về hoạt động kinh doanh của Công ty CP Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (HOSE: NT2), nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 2 xây dựng vào năm 2009 với tổng công suất 750 MW, sản lượng trung bình mỗi năm ở mức 5 tỷ kWh tương đương với khoảng 6.000 giờ vận hành/năm. NT2 sử dụng công nghệ tua-bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) thế hệ F có hiệu suất ở mức 58% và là một trong những nhà máy điện khí có hiệu suất hoạt động cao nhất cả nước.

Về kết quả kinh doanh, doanh thu thuần 9 tháng đầu năm NT2 đạt 6.863 tỷ đồng (+52,0% yoy, hoàn thành 84,4% kế hoạch năm) và LNST đạt 724 tỷ đồng (+75% yoy, hoàn thành 155% KH năm). Trong Q3.2022, NT2 đã ghi nhận khoảng 310 tỷ đồng doanh thu đền bù khoản chênh lệch tỷ giá với EPTC. LNG đạt 1.017 tỷ đồng (+93,3% yoy), biên lợi nhuận gộp cải thiện lên mức 14,8% so với mức 11,6% cùng kỳ.

Chi phí quản lí doanh nghiệp tăng mạnh gấp 3 lần cùng kỳ lên đến 247 tỷ đồng do trong quý 3/2022, NT2 tiến hành trích lập khoảng 187 tỷ đồng khoản phải thu khó đòi do liên quan đến việc EVN chậm thanh toán phần chi phí vận chuyển nguyên liệu được kết chuyển vào giá bán điện trong hợp đồng PPA.

Luận điểm đầu tư: KQKD và dòng tiền cải thiện mạnh mẽ. KQKD và dòng tiền tự do của NT2 sẽ tăng mạnh từ năm 2023 khi doanh nghiệp thanh toán hết nợ vay và hết thời gian khấu hao TSCĐ.

ENSO chuyển sang trạng thái trung tính. Lanila suy yếu sẽ giúp cho sản lượng của các nhà máy điện khí được huy động cao hơn vào mùa khô.

Nhu cầu phụ tải tăng cao trong khi các dự án năng lượng tái tạo mới chưa có chính sách giá và công suất hoạt động không ổn định.

Tỷ suất cổ tức cao và ổn định. Tỷ lệ chi trả cổ tức có thể tăng cao ở mức 25%-30% từ năm 2023 đến từ dòng tiền kinh doanh ổn định và NT2 không có nhu cầu đầu tư lớn trong suốt vòng đời dự án.