TCT ĐIỆN LỰC DẦU KHÍ VIỆT NAM - CTCP (HSX: POW) MUA + 41%

Báo cáo lần đầu | Ngành Điện

Tháng 09, 2019

Vui lòng xem những công bố thông tin quan trọng ở phần cuối báo cáo này BLOOMBERG VDSC <GO> 1

TCT ĐIỆN LỰC DẦU KHÍ VIỆT NAM - CTCP (HSX: POW) Triển vọng dài hạn vẫn hấp dẫn

Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (HSX:POW) là đơn vị sản xuất điện lớn thứ hai tại Việt Nam với danh mục nhà máy có quy mô lên tới 4,2 GW, chiếm khoảng 9% tổng công suất hệ thống điện quốc gia. Trong cơ cấu công suất, nhiệt điện khí chiếm tỷ trọng lớn nhất với 64% tổng công suất, phần còn lại bao gồm nhiệt điện than (30%) và thủy điện (6%). Với phần lớn công suất nhà máy đặt ở khu vực phụ tải lớn miền Nam và công nghệ hiện đại, POW sở hữu nhiều lợi thế khi quá trình tự do hóa ngành điện tạo ra thị trường cạnh tranh ở cấp độ cao hơn và mở ra cơ hội gia tăng lợi nhuận cho các nhà máy hiệu quả.

Trong ngắn hạn, dù còn một số rủi ro từ thay đổi chính sách và nhiên liệu đầu vào, việc các nhà máy lần lượt hết khấu hao và trả hết nợ vẫn sẽ là động lực giúp cải thiện lợi nhuận và dòng tiền của Công ty. Ngoài ra, cụm dự án Nhơn Trạch 3&4 dự kiến sẽ là động lực tăng trưởng dài hạn của POW, trong bối cảnh nguy cơ thiếu điện ở miền Nam đang dần hiện hữu khi nhiều dự án lớn chậm tiến độ. Sử dụng phương pháp chiếu khấu dòng tiền và phương pháp so sánh, chúng tôi định giá cổ phiếu POW ở mức 17.900 đồng/cp. Cộng với cổ tức tiền mặt 300 đồng/cp, chúng tôi đưa ra khuyến nghị MUA đối với cổ phiếu POW với mức sinh lợi tiềm năng đạt 41% so với giá đóng cửa ngày 03/09/2019.

Luận điểm đầu tư

• Nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng ổn định và hạn chế về nguồn cung mới là yếu tố hỗ trợ các nhà máy điện hiện hữu trong trung hạn

• POW sở hữu danh mục nhà máy khổng lồ tập trung ở khu vực trọng điểm kinh tế phía Nam

• Nhà máy mới với công nghệ hiện đại đảm bảo cho hoạt động vận hành ổn định

• Suất đầu tư thấp và dòng tiền khỏe mạnh giúp POW gia tăng năng lực tài chính cho hoạt động đầu tư dự án mới trong khi vẫn trả cổ tức tiền mặt

Rủi ro đối với khuyến nghị

• Rủi ro nguồn cung nhiên liệu đầu vào cho các nhà máy nhiệt điện

• Rủi ro tỷ giá

Chỉ tiêu tài chính quan trọng

Cuối năm-T12(Tỷ đồng) FY2017 FY2018 FY2019F FY2020F

Doanh thu thuần 29.710 32.663 34.243 40.326

% tăng trưởng 5,3% 9,9% 4,8% 17,8%

LNST của Cty mẹ 2.233 1.676 2.669 3.221

% tăng trưởng 107,8% -25,0% 59,2% 20,7%

Tỷ suất LNST (%) 7,5% 5,1% 7,8% 8,0% ROA (%) 3,7% 2,9% 5,0% 6,0% ROE (%) 9,0% 6,8% 10,1% 11,2%

EPS (VND) 1.014 749 1.134 1.369

Giá trị sổ sách (VND) 11.437 10.474 11.262 12.275

Cổ tức tiền mặt (VND) 0 0 300 300

P/E (x) 14,2 21,4 13,0 10,8

P/BV (x) 1,1 1,4 1,3 1,2

Nguồn: POW, RongViet Securities

MUA + 41% Giá thị trường (VND) 12.900 Giá mục tiêu (VND) 17.900

Cổ tức tiền mặt (VND)* 300 * Dự kiến trong 12 tháng tới

Thông tin cổ phiếu

Ngành Điện

Vốn hóa ( tỷ đồng) 34.660

SLCPLH (triệu cp) 2.342

Beta N/A

Free Float (%) 14,18

Giá cao nhất 52 tuần 17.500

Giá thấp nhất 52 tuần 11.000

KLGD bình quân 20 phiên 4.384.893

Tỷ suất sinh lời (%)

3T 1N 3N

POW -3,6 49,1 N/A

Power 1,5 22,3 25,3

VN Index -1,3 6,6 49,5

Cổ đông lớn (%)

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam 79,94

Dragon Capital 5,88

Giới hạn sở hữu của nước ngoài (%) 49%

Phan Nguyễn Thanh Sơn

(084) 028 - 6299 2006 – Ext 1519

[email protected]

Nguyễn Thị Khánh Vy

(084) 028 - 6299 2006 – Ext 1528

[email protected]

0

2.000

4.000

6.000

8.000

8

10

12

14

16

18

08/2

018

10/2

018

12/2

018

02/2

019

04/2

019

06/2

019

KLGD (1.000 cp, phải)Giá (ngàn đồng, trái)

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

POW | Báo cáo lần đầu


LUẬN ĐIỂM ĐẦU TƯ

Nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng ổn định và hạn chế về nguồn cung mới là yếu tố hỗ trợ các nhà máy điện hiện hữu trong trung hạn

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 – 2,0 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.

Bảng 1: Dự kiến công suất các nguồn điện hoàn thành giai đoạn 2019-2030

Năm/ Giai đoạn Tổng công suất vào vận hành (MW) Chênh lệch

Theo QHĐ VII điều chỉnh Sau rà soát (MW)

2019 6.230 3.650 -2.580

2020 4.571 3.230 -1.341

Giai đoạn 2021 - 2025 38.010 30.485 -7.525

2021 9.435 4.520 -4.915

2022 10.290 3.890 -6.400

2023 7.185 6.635 -550

2024 5.250 8.170 2.920

2025 5.850 7.270 1.420

Giai đoạn 2025 - 2030 36.192 34.382 -1.810

2026 6.482 7.792 1.310

2027 5.660 6.270 610

2028 7.890 8.340 450

2029 8.950 7.310 -1.640

2030 7.210 4.670 -2.540

Nguồn: Bộ Công thương

Vì vậy, 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.

Khi hệ thống xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cung, chúng tôi cho rằng 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 POW phát huy thế mạnh về công nghệ của mình.



POW sở hữu danh mục nhà máy khổng lồ tập trung ở khu vực trọng điểm kinh tế phía Nam

Trong danh mục gồm 8 nhà máy với quy mô 4,2 GW của POW, 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 POW, 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.

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 POW 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, dự án trên hứa hẹn sẽ càng gia tăng lợi thế của POW ở khu vực trọng điểm này.

Nhà máy mới với công nghệ hiện đại đảm bảo cho hoạt động vận hành ổn định

Cả 4 nhà máy điện khí của POW 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 POW 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.

Bên cạnh 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, nhà máy khấu hao xong và dòng tiền khỏe mạnh giúp POW gia tăng năng lực tài chính cho hoạt động đầu tư dự án mới

Suất đầu tư bình quân các nhà máy của POW 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 dầu 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 POW về định phí.

Bảng 2. Các nhà máy trong danh mục của POW

Nhà máy Kiểu Công suất

(MW) TMĐT

(tỷ đồng) Suất đầu tư

(tỷ đồng/MW) Năm vận hành

thương mại Tỷ lệ sở

hữu Vũng Áng 1 Điện than 1.200 28.739 23,95 2015 100% Cà Mau 1

Điện khí

750 6.572 8,76 2008 100%

Cà Mau 2 750 6.153 8,20 2009 Nhơn Trạch 1 450 7.053 15,67 2009 100% Nhơn Trạch 2 750 8.538 11,38 2011 60% Hủa Na

Thủy điện 180 5.964 33,13 2013 84%

Đăkđrinh 125 5.911 47,2 2014 95% Nậm Cắt 3 131 43,6 2012 96% Tổng/Trung bình 4,208 69.061 16,4

Nguồn: POW



Bên cạnh suất đầu tư thấp, các nhà máy trong danh mục của POW hiện cũng đang lần lượt bước vào giai đoạn hoàn thành trả nợ và khấu hao máy móc, qua đó giúp lợi nhuận Công ty tiếp tục được cải thiện. Cụ thể, khi nhà máy Cà Mau 2 hết khấu hao máy móc từ Q1/2018 và Cà Mau 1 hết khấu hao từ Q3/2018, chi phí khấu hao của POW trong năm 2018 đã giảm 396 tỷ đồng so với cùng kỳ. 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 3/2019, 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, chúng tôi ước tính nhà máy Nhơn Trạch 2 và Vũng Áng 1 sẽ hết khấu hao từ 2025 trở đi.

Với quy mô LNTT năm 2018 khoảng 2.200 tỷ, việc chi phí khấu hao giảm mạnh dự kiến sẽ có đóng góp lớn vào KQKD của POW. Đồng thời, theo dự phóng của chúng tôi, với mức trả cổ tức tiền khoảng 3% mệnh giá trong những năm tới, số lợi nhuận giữ lại của POW cho tới năm 2023 có thể đạt trên 10.000 tỷ đồng. Nguồn vốn chủ sở hữu này là đủ để Công ty hoàn thành đầu tư dự án NMĐ Nhơn Trạch 3&4 theo kế hoạch hiện nay mà không cần phát hành tăng vốn, dẫn tới rủi ro pha loãng lợi nhuận trên mỗi cổ phiếu (EPS).

RỦI RO ĐỐI VỚI KHUYẾN NGHỊ

Dự phóng và định giá của chúng tôi đã dựa trên các ước tính thận trọng. Tuy nhiên, do tỷ trọng điện khí và điện than chiếm tới 94% tổng công suất trong danh mục nhà máy của POW, 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 KQKD thực tế của Công ty so với dự phóng của chúng tôi.

Ngoài ra, với cơ cấu nợ vay gồm hơn 75% dư nợ là ngoại tệ bằng đồng USD và EUR, KQKD của Công ty chịu tác động đáng kể từ biến động tỷ giá. Mặc dù các dự phóng của chúng tôi đã xét tới yếu tố tăng giá của đồng USD và EUR khoảng 2% mỗi năm, các sự kiện ngoài dự kiến, đặc biệt là chiến tranh thương mại Mỹ - Trung có thể khiến tỷ giá tăng nhiều hơn mức nay, qua đó ảnh hưởng tới KQKD thực tế của POW.

Tuy nhiên, chi phí phát sinh do chênh lệch tỷ giá (CLTG) là chi phí hợp lý được được đưa vào giá điện hợp đồng (PPA) theo dự phóng ban đầu. Khi CLTG thực hiện của doanh nghiệp có sự khác biệt so với mức dự phóng trên, phần chênh lệch sẽ được thanh toán bù trừ trong doanh thu mua bán điện giữa nhà máy và EVN. Như vậy, rủi ro tỷ giá mặc dù có ảnh hưởng lên lợi nhuận hạch toán hàng năm của POW nhưng xét về tổng thể thì sẽ dần được chuyển vào doanh thu bán điện của Công ty.



TỔNG QUAN CÔNG TY

Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam – PV Power (HSX:POW) được thành lập từ năm 2007 với 100% vốn góp từ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và được cổ phần hóa qua đợt chào bán cổ phiếu lần đầu ra công chúng (IPO) ngày 31/01/2018. Trải qua 12 năm hoạt động, hiện nay POW là đơn vị sản xuất điện lớn thứ hai tại Việt Nam với danh mục nhà máy có quy mô lên tới 4,2 GW, chiếm khoảng 9% tổng công suất hệ thống điện quốc gia. Công ty cũng lên kế hoạch khởi công dự án nhà máy nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3&4 với tổng công suất 1,5 GW từ năm 2020. Trong giai đoạn 2014 - 2018, tốc độ tăng trưởng kép (CAGR) về doanh thu đạt 8% và lợi nhuận gộp đạt 3%.

PV Power hiện có 2 cổ đông lớn chiếm 85,8% số cổ phần lưu hành là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (79,9%), và Dragon Capital (5,9%).

Hình 1: Cơ cấu cổ đông POW

Nguồn: POW

Hoạt động kinh doanh chính của POW gồm hai mảng là Sản xuất điện và Dịch vụ phụ trợ:

(1) Sản xuất điện là hoạt động kinh doanh cốt lõi đóng góp trên 90% doanh thu và lợi nhuận hàng năm của Công ty. Trong danh mục nhà máy với tổng công suất lắp đặt 4,2 GW của POW, mảng nhiệt điện khí chiếm tỷ trọng lớn nhất với 64% tổng công suất, phần còn lại bao gồm mảng nhiệt điện than (30%) và thủy điện (6%).

(2) Mảng dịch vụ phụ trợ của POW gồm có hoạt động Dịch vụ kỹ thuật và Dịch vụ cung cấp than. Hoạt động dịch vụ kỹ thuật được thực hiện chủ yếu qua hai công ty con mà POW nắm 51% cổ phần là CTCP Dịch vụ kỹ thuật Điện lực dầu khí (HNX:PPS) và CTCP Máy thiết bị Dầu khí (UpCOM:PVM). Hai công ty này cung cấp dịch vụ cho các nhà máy điện như lắp đặt hệ thống máy móc và thiết bị, kiểm tra và phân tích kỹ thuật, vận hành – sửa chữa nhà máy điện, và các dịch vụ liên quan như tư vấn giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành nhà máy.

Đối với dịch vụ cung cấp than, POW thực hiện qua đơn vị trực thuộc là Công ty Nhập khẩu và phân phối than Điện lực dầu khí. Công ty này chịu trách nhiệm đảm bảo nguồn cung than sẵn sàng cho các nhà máy điện, đồng thời tìm kiếm nguồn than bổ sung khi cần thông qua các nguồn trong nước hoặc nhập khẩu.

PVN; 79,94%

Dragon Capital; 5,88%

Cổ đông khác; 14,18%



Hình 2: Cấu trúc tổ chức của POW

Nguồn: POW

Trong danh mục nhà máy điện của POW, cả 4 nhà máy điện khí hiện tại với tổng công suất 2.700 MW dều được đặt ở miền Nam, trong đó các nhà máy Nhơn Trạch 1&2 đặt ở tỉnh Đồng Nai, còn cụm nhà máy Cà Mau 1&2 nằm ở huyện U Minh, tỉnh Cà Mau. Ngoài ra, dự án nhà máy điện khí Nhơn Trạch 3&4 đang được công ty chuẩn bị đầu tư cũng nằm trong trung tâm điện lực Nhơn Trạch, Đồng Nai. Ở mảng thủy điện, hai nhà máy chính là Hủa Na (Nghệ An) và Đăkđrinh (Quảng Ngãi) nằm ở miền Trung. Trong khi đó, nhà máy điện than duy nhất là Vũng Áng 1 (1.200 MW) được đặt ở Hà Tĩnh và đấu nối vào đường dây 500 kV truyền tải điện Bắc – Nam.

Hình 3: Vị trí địa lý các nhà máy điện của POW

Nguồn: POW

100%

PV Power

Hoạt động phụ trợ

PVN

Nhơn Trạch 2 (HOSE:NT2)

750MW

Cà Mau1 & 2 1.500MW

Nhơn Trạch 1 450MW

Vũng Áng 1 1.200MW

Hủa Na 180MW

ĐakĐrinh 125MW

Nậm Cắt 3,2MW

21,0%

Cổ đông nhỏ lẻ

CTCP Dịch vụ kỹ thuật

ĐLDK(HNX:PPS)

Sản Xuất Điện

Dịch vụ kỹ thuật

CT Nhập khẩu và phân phối

Than ĐLDK

Cung cấp than cho các nhà máy nhiệt

điện

Nhơn Trạch 3&4 1.500 MW

CTCP Máy – Thiết bị Dầu khí (Upcom: PVM)

Công ty con

Dự án sẽ phát triển

Đơn vị hạch toán phụ thuộc

Chú thích:

100%

100%

59,37%

84 14%

94,83%

95,54%

Cung cấp máy và thiết bị cho các

NMĐ

Điện than

Điện khí

Thủy điện

100% 51% 51,58% 100%

Điện than Điện khí Thủy điện

100%

Cổ đông nhỏ lẻ

36,8%

Nhà máy Thủy điện Nâm Cắt Công suất: 3,2 MW

Nhà máy Thủy điện Hủa Na Công suất: 180 MW

Nhà máy Thủy điện Đăkđrinh Công suất: 125 MW

Nhà máy điện khí Nhơn Trạch 3 Công suất: 750 MW


Nhà máy điện than Vũng Áng 1 Công suất: 1.200 MW

Nhà máy điện khí Nhơn Trạch 2 Công suất : 750 MW


Nhà máy điện khí Cà Mau 1&2 Công suất : 1.500 MW



Về cơ cấu công suất của POW, mảng nhiệt điện khí chiếm tỷ trọng lớn nhất với 64% tổng công suất, phần còn lại bao gồm mảng nhiệt điện than (30%) và thủy điện (6%). Công ty cũng là một trong hai đơn vị duy nhất ở Việt Nam hiện đang sở hữu nhà máy nhiệt điện khí với đóng góp trong tổng sản lượng điện hàng năm khoảng 80%.

Hình 4: Cơ cấu công suất các tổng công ty phát điện Hình 5: Cơ cấu sản lượng các tổng công ty phát điện

Nguồn: POW Nguồn: POW

So về quy mô công suất lắp đặt và sản lượng điện hàng năm, quy mô của POW nhỏ hơn so với Tổng công ty Phát điện 1 và 3 nhưng lớn hơn tương đối Tổng công ty Phát điện 2 và Tổng công ty Điện lực TKV. Tuy nhiên, nếu xét theo suất hiệu dụng của các nhà máy để đo hiệu quả phát điện so với công suất lắp đặt thì các nhà máy thủy điện và nhiệt điện khí của POW tốt hơn tương đối so với những công ty còn lại.

Hình 6: Suất hiệu dụng theo loại hình nhà máy của POW so với các Tổng công ty phát điện khác

Nguồn: RongViet Securities tổng hợp

(*) Suất hiệu dụng được RongViet Securities ước tính dựa trên sản lượng điện trong năm 2018 của các nhà máy

308

2.109 1.233 950

150

2.700

2.929

-

1.200 3.075

2.240

2.424

1.580

660

247

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

PV Power GENCO1 GENCO 2 GENCO 3 VinacominPower

(MW)

Thủy điện Điện khí Điện than Điện dầu

1.247

6.436 2.867 3.505

450

14.831

15.910

-

4.877

16.382

12.315

12.333

7.484

904

29

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

PV Power GENCO1 GENCO 2 GENCO 3 VinacominPower

(triệu kWh)

Thủy điện Điện khí Điện than Điện dầu

46%

63%

46%

35%

61%

34%

63%

42%

62%58%

34%

54%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Thủy điện Điện khí Điện than

PV Power GENCO1 GENCO 2 GENCO 3 Vinacomin Power



Đối với mảng nhiệt điện than, nhà máy Vũng Áng 1 trong năm 2018 gặp sự cố kỹ thuật và thiếu than nên sản lượng điện phát còn thấp so với công suất thiết kế của nhà máy. Vì vậy, khi POW giải quyết được căn cơ vấn đề về nguồn cung than và vận hành ổn định thì tiềm năng cải thiện sản lượng phát điện hàng năm ở nhà máy này là khá nhiều.

Vị thế doanh nghiệp trong ngành

Là người chơi mới và sở hữu danh mục gồm nhiều nhà máy còn tương đối mới, tuy nhiên POW hiện đang là đơn vị phát điện lớn thứ 2 tại Việt Nam, chỉ đứng sau Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Với công suất lắp đặt chiếm gần 9% trong tổng công suất nguồn của hệ thống, sản lượng điện thực tế của POW trong năm 2018 đạt tới 21 tỷ kWh, tương ứng với gần 11% tổng sản lượng điện thương phẩm của cả nước.

Hình 7: Thị phần theo công suất của các nhà sản xuất điện tính đến cuối năm 2018

Hình 8: Công suất lắp đặt các nhà sản xuất điện tính đến cuối năm 2018


58%

9%

3%

30%

EVN PV Power Vinacomin BOT và chủ đầu tư khác

28.100

4.208 1.550

14.705

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

EVN PV Power Vinacomin BOT và chủ đầu tư khác

(MW)



PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH

Doanh thu tăng trưởng nhưng lợi nhuận biến động mạnh khi có thêm nhà máy điện Vũng Áng 1

Doanh thu của POW trong giai đoạn 2013 – 2015 gần như không biến động nhiều cho tới năm 2016 khi Công ty bắt đầu nhận bàn giao nhà máy từ Công ty mẹ là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Mặc dù gặp sự cố kỹ thuật hy hữu khiến tổ máy 1 phải tạm dừng vận hành từ tháng 11/2015 tới cuối năm 2016, doanh thu nhà máy này vẫn đạt 4.692 tỷ đồng, góp phần giúp doanh thu năm 2016 của POW tăng trưởng 21% YoY. Sự phục hồi trong sản xuất của nhà máy Vũng Áng 1 năm 2017 giúp doanh thu tăng trưởng 63% YoY, qua đó giúp tổng doanh thu của POW tiếp tục tăng mặc dù doanh các máy Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 giảm tương đối so với cùng kỳ.

Hình 9: Tăng trưởng doanh thu của POW Hình 10: Biến động LNTT của POW và của nhà máy điện Vũng Áng 1 qua các năm

Nguồn: BCTC POW Nguồn: POW, RongViet Securities

(*) LNTT NMĐ Vũng Áng 1 là số liệu do RongViet Securities ước tính dựa trên thông tin công bổ của POW, dữ liệu giá than, giá dầu của Bộ Công thương

Mặc dù có đóng góp tích cực về doanh thu, lợi nhuận của nhà máy Vũng Áng 1 trong 3 năm qua lại biến động tương đối mạnh. Có thể thấy khi nhà máy này phát sinh lỗ trong năm 2016 và 2018 (ước tính), lợi nhuận của POW trong năm đều giảm giảm lần lượt 44% YoY và 19% YoY. Ngược lại, khi NMĐ Vũng Áng 1 lãi 927 tỷ trong năm 2017 thì LNTT của POW cũng tăng trưởng tới 61% 927 tỷ trong năm 2017 thì LNTT của POW cũng tăng trưởng tới 61% YoY.

Cụm nhà máy Cà Mau 1&2 và nhà máy Nhơn Trạch 2 có đóng góp lớn nhất và ổn định vào cơ cấu lợi nhuận của POW

Sử dụng cùng loại công nghệ hiện đại của Siemen, các nhà máy Cà Mau 1&2, Nhơn Trạch 2 đã chứng tỏ được khả năng vận hành ổn định cùng hiệu suất cao của mình trong những năm qua. Bên cạnh đó, với đặc thù là nhà máy phát điện dịch vụ và được hưởng cơ chế mua bán điện đặc biệt mà theo đó phần lớn lợi nhuận đến từ phí công suất, NMĐ Cà Mau 1&2 đã chứng kiến tăng trưởng lợi nhuận ấn tượng trong năm 2018 khi máy móc bắt đầu hết khấu hao. Dự kiến trong giai đoạn 2019 – 2020, việc hết khấu hao máy móc sẽ tiếp tục là động lực để gia tăng đóng góp của cụm NMĐ Cà Mau 1&2 và NMĐ Nhơn Trạch 1 vào KQKD chung của POW. Trong khi đó, lợi nhuận của NMĐ Nhơn Trạch 2 kỳ vọng sẽ duy trì ở mức hiện tại và cải thiện dần khi chi phí tài chính giảm xuống.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018

tỷ đồng

Cà Mau 1&2 Nhơn Trạch 1 Nhơn Trạch 2

Thủy điện Vũng Áng 1 Doanh thu khác

2.913 3.003

1.696

2.733

2.221

-837

927

-240

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

2014 2015 2016 2017 2018

tỷ đồng

POW NMĐ Vũng Áng 1



Hình 11. Ước tính đóng góp của các nhà máy điện vào tổng LNTT của POW

Nguồn: POW, RongViet Securities ước tính

Cấu trúc vốn lành mạnh với đòn bẩy tài chỉnh giảm nhanh

Với đặc thù của các nhà máy điện đã đi vào vận hành là dòng tiền ổn định và lịch trả nợ dài hạn đều qua các năm, cấu trúc vốn của POW có xu hướng giảm đòn bẩy tài chính (D/E) dần qua các năm, từ mức 2,1x trong năm 2014 xuống chỉ còn 1,3x trong năm 2018. Theo lịch trả nợ của Công ty, chúng tôi ước tính tỷ lệ này thậm chí sẽ giảm xuống dưới 1,0x vào cuối năm 2019 trước khi tăng trở lại từ năm 2020, khi POW tiến hành đầu tư dự án Nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3&4.

Về nợ vay dài hạn, dư nợ từ mức 27 ngàn tỷ đồng tại cuối năm 2015 đã giảm hơn một nửa trong vòng 3 năm xuống còn hơn 13 ngàn tỷ đồng vào cuối năm 2018. Tốc độ trả nợ ấn tượng trên được kỳ vọng sẽ giúp POW có thêm tiềm lực tài chính để chuẩn bị cho các dự án mới trong những năm tiếp theo.

Hình 12: Tổng nợ so với Tổng tài sản Hình 13: Vay dài hạn so với Tổng tài sản


1.148

853824

861

907

1.230

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

2016 2017 2018

tỷ đồng

NMĐ Nhơn Trạch 1 NMĐ Nhơn Trạch 2 NMĐ Cà Mau 1&2 NMĐ Vũng Áng 1 Thủy điện

2,1x1,9x

1,8x

1,3x 1,3x

0,9x

0,0x

0,5x

1,0x

1,5x

2,0x

2,5x

0

20.000

40.000

60.000

80.000

2014 2015 2016 2017 2018 2019

(tỷ đồng)

Tổng nợ Tổng VCSH Đòn bẩy (D/E)

41%39%

36%

31%

23%

15%

9%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(tỷ đồng)

Nợ vay dài hạn Nợ dài hạn/TTS



Lãi vay chưa giảm tương ứng với dư nợ do phần lớn nợ vay neo theo lãi suất LIBOR

Mặc dù Hình 14 cho thấy tổng dư nợ của POW giảm khá nhanh, chi phí lãi vay của Công ty lại có xu hướng tăng nhẹ trong giai đoạn 2015 – 2018. Lý do là hơn 80% tổng dư nợ của POW là bằng đồng USD. Các khoản vay này thả nổi theo lãi suất liên ngân hàng bằng đồng USD ở London (LIBOR). Trong khi đó, lãi suất LIBOR đã có giai đoạn tăng mạnh từ 0,3% vào năm 2014 lên mức đỉnh điểm 2,9% trong năm 2019. Tuy nhiên, lãi suất LIBOR từ đầu năm 2019 đến nay đã có xu hướng giảm dần, đặc biệt là khi Cục dự trữ Trung ương Mỹ (FED) phát đi tín hiệu sẽ nới lỏng dần chính sách tiền tệ trong thời gian tới.

Hình 14: Biến động lãi suất LIBOR kì hạn 6 tháng trong 3 năm qua

Hình 15: Tổng nợ vay và chi phí lãi vay của POW giai đoạn 2014 - 2018

Nguồn: RongViet Securities tổng hợp Nguồn: POW, RongViet Securities

Dòng tiền tự do cho chủ sở hữu (FCFE) liên tục âm và chỉ dương trở lại trong năm 2018

Trong năm 2014 – 2015, POW bỏ ra khoảng 16 – 18 ngàn tỷ đồng mỗi năm cho đầu tư các nhà máy điện và tiếp nhận NMĐ Vũng Áng 1 từ Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN), qua đó làm cho FCFE âm khá lớn. Tuy nhiên, FCFE các năm 2016 – 2017 vẫn tiếp tục âm do phải tài trợ nhiều cho vốn lưu động. Cụ thể ở đây là tăng khoản phải thu và giảm khoản phải trả. Sang năm 2018, khi vốn lưu động giảm xuống, dòng tiền FCFE của POW đã dương trở lại. Tuy nhiên, chúng tôi cũng nhận thấy rằng với tốc độ trả nợ cao trong những năm tới, công thêm áp lực dòng tiền đầu tư cho dự án nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4, khả năng FCFE của POW vẫn sẽ chưa có nhiều cải thiện trong giai đoạn 2019 – 2023.

Bảng 3: Dòng tiền tự do cho chủ sở hữu (FCFE) của POW trong giai đoạn 2014 – 2018

(tỷ đồng) 2014 2015 2016 2017 2018

Lợi nhuận sau thuế 2.190 2.169 1.075 2.233 1.676

+ Chi phí khấu hao 2.932 2.825 4.316 4.316 3.918

- Doanh thu tài chính 1.064 523 459 414 516

- Chi phí tài trợ vốn lưu động 2.137 -2.654 3.177 701 -2.188

- Chi mua sắm tài sản cố định 39.511 28.205 1.253 234 91

+ Vay nợ ròng 23.401 10.324 -3.168 -5.680 -5.019

Dòng tiền tự do của chủ sở hữu (FCFE) -14.070 -10.730 -2.596 -436 2.184

Nguồn: POW, RongViet Securities

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

6/2014 6/2015 6/2016 6/2017 6/2018 6/2019

(%)

23.401 33.725 30.557 24.877 19.858

1.516

1.699

1.798 1.806 1.820

1.400

1.450

1.500

1.550

1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2014 2015 2016 2017 2018

(tỷ đồng)

Tổng nợ vay (trái) Chi phí tài chính (phải)

(tỷ đông)



DỰ PHÓNG KẾT QUẢ KINH DOANH

Do hoạt động sản xuất điện đóng góp trên 95% doanh thu và lợi nhuận của POW, kết quả kinh doanh của Công ty được chúng tôi dự phóng trên cơ sở dự phóng các nhà máy điện trong danh mục: (1) NMĐ Cà Mau 1&2, (2) NMĐ Nhơn Trạch 1, (2) NMĐ Nhơn Trạch 2, (3) NMĐ Vũng Áng 1, (4) các nhà máy thủy điện Hủa Na, Đăkđrinh, và Nậm Cắt. Trong số đó, 4 nhà máy trực thuộc Công ty mẹ PV Power là Cà Mau 1&2, Nhơn Trạch 1, và Vũng Áng 1 sẽ được phân bổ chi phí quản lý của Tổng công ty khi tính toán lợi nhuận.

NMĐ Cà Mau 1&2

Nhà máy nhiệt điện Cà Mau 1&2 thuộc cụm công nghiệp Khí - Điện - Đạm Cà Mau, sử dụng nguồn khí thiên nhiên từ Lô PM3CAA tại khu vực chồng lấn ngoài khơi Việt Nam và Malaysia với nhu cầu tiêu thụ khí là 2,2 tỷ m3/năm. Từ năm 2007 đến nay, nguồn khí cung cấp cho khu vực này bao gồm lượng khí theo quyền nhận của Petrovietnam và lượng khí nhận bù từ Petronas trong Hợp đồng phân chia sản phẩm lô PM3CAA (PSC PM3CAA).

Sẽ có đủ nguồn cung khí mặc dù giá cao hơn. Dự kiến từ cuối năm 2019, đầu 2020, sau khi phía Việt Nam lấy hết lượng khí nhận bù từ Petronas, cụm Khí - Điện - Đạm Cà Mau chỉ còn được cung cấp lượng khí theo quyền nhận của phía Việt Nam, vì vậy sẽ thiếu hụt khoảng hơn 1 tỷ m3/năm so với nhu cầu của khu vực này. Vì vậy, ngày 15/3/2019 Petrovietnam và Petronas đã thống nhất ký Thỏa thuận khung (HOA) mua bán khí bổ sung cho khu vực Cà Mau – Việt Nam với nguồn khí từ quyền nhận của Petronas theo PSC PM3CAA và từ các nguồn khí khác của Malaysia. Với thay đổi này trong nguồn cung khí, dự kiến giá khí miệng giếng cho cụm nhà máy Cà Mau 1&2 từ năm 2020 trở đi sẽ tăng từ 46% MFO lên 90% MFO, với MFO là giá dầu nhiên liệu giao dịch tại sàn Singapore. Vì vậy, dự phóng giá khí từ năm 2020 trở đi sẽ tăng đáng kể.

Hình 16: Dự phóng giá khí đầu vào cho NMĐ Cà Mau 1&2

Nguồn: POW, RongViet Securities dự phóng

Tuy nhiên, cơ chế mua bán điện hiện tại giúp đảm bảo lợi nhuận ổn định cho cụm nhà máy này. Với đặc thù về nguồn cung khí của mình, cụm nhà máy Cà Mau 1&2 những năm qua vẫn được phân loại vào nhóm nhà máy điện dịch vụ và hưởng cơ chế doanh thu riêng:

Tổng doanh thu = Doanh thu biến đổi + Doanh thu cố định

52

45

55

7270

68 67 66 65

4,03,4

4,7

5,8 5,7

9,8 9,7 9,6 9,5

0,0

4,0

8,0

12,0

40

50

60

70

80

2015 2016 2017 2018 2019F 2020F 2021F 2022F 2023F

USD/thùng

Giá dầu Brent Đơn giá khí cho Cà Mau 1&2

USD/mmBTU



Trong đó:

Doanh thu biến đổi = Doanh thu nhiên liệu (khí + dầu) + Doanh thu O&M biến đổi Doanh thu cố định = Phí công suất * Công suất khả dụng

Với cơ chế này, chi phí nhiên liệu và chi phí vận hành bảo dưỡng (O&M) được chuyển ngang qua vào doanh thu bán điện cho EVN và không ảnh hưởng tới lợi nhuận nhà máy. Mặc dù có thông tin rằng EVN đang tiến hành đàm phán lại cơ chế mua điện từ cụm NMĐ Cà Mau 1&2, theo đó các nhà máy này sẽ chuyển sang tham gia thị trường phát điện cạnh tranh từ năm 2020, chúng tôi nhận thấy vẫn chưa có một thỏa thuận cụ thể nào giữa EVN và POW về vấn đề này.

Dự phóng KQKD trong 5 năm tới được chúng tôi xây dựng trên giả định giữ nguyên cơ chế mua bán điện hiện tại.

Bảng 4: Dự phóng KQKD cho NMĐ Cà Mau 1&2 trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023 Đơn giá VNĐ/kW/th 189.307 193.589 198.503 203.554 208.748

Công suất khả dụng bình quân MW 1.439 1.429 1.441 1.474 1.483

Doanh thu cố định tỷ đồng 3.270 3.321 3.433 3.601 3.714

Doanh thu nhiên liệu tỷ đồng 7.010 12.101 11.615 11.723 12.443

Doanh thu O&M tỷ đồng 43 44 43 45 50

Doanh thu biến đối tỷ đồng 7.053 12.145 11.659 11.769 12.492

Tổng doanh thu tỷ đồng 10.323 15.466 15.092 15.369 16.206 Tổng chi phí biến đổi tỷ đồng 7.043 12.134 11.646 11.754 12.476

Chi phí nguyên vật liệu tỷ đồng 7.010 12.101 11.615 11.723 12.443

Chi phí O&M biến đổi tỷ đồng 33 33 31 31 33

Tổng chi phí cố định tỷ đồng 1.511 1.676 1.842 2.034 2.046

Phí công suất tỷ đồng 151 143 144 145 146

Chi phí O&M cố định tỷ đồng 1.350 1.534 1.699 1.890 1.901

Tổng chi phí tỷ đồng 8.554 13.810 13.488 13.789 14.522

LNTT trước khi trừ chi phí phân bổ tỷ đồng 1.767 1.654 1.620 1.594 1.677

LNTT sau khi trừ chi phí phân bổ tỷ đồng 1.636 1.520 1.483 1.454 1.535


NMĐ Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2

Hai nhà máy nhiệt điện điện khí này được đặt cạnh nhau ở Trung tâm điện lực Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai. Trong đó, nhà máy Nhơn Trạch 1 là đơn vị hạch toán phụ thuộc Công ty mẹ POW còn nhà máy Nhơn Trạch 2 thuộc quản lý của CTCP Điện lực dầu khí Nhơn Trạch 2 (HSX:NT2) do POW nắm giữ 59% cổ phần. Do vị trí địa lý gần nhau, cả 2 nhà máy sử dụng chung nguồn khí từ bể Nam Côn Sơn (mỏ Lan Tây – Lan Đỏ và mỏ Thiên Ưng – Đại Hùng) với cơ chế giá khí giống nhau.

Nguồn cung khí trong những năm tới sẽ đủ cho hoạt động của các nhà máy Nhơn Trạch 1 & 2. Mặc dù nguồn cung từ các mỏ khí cũ thuộc bể Nam Côn Sơn như Lan Tây – Lan Đỏ, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây dự kiến sẽ suy giảm dần từ 3,9 tỷ m3 trong năm 2019 xuống 0,6 tỷ m3 trong năm 2023, các mỏ khí mới như Phong Lan Dại, Sao Vàng – Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng sẽ bù đắp cho sự sụt giảm này. Cụ thể, mỏ Phong Lan Dại sẽ cung cấp khoảng 0,5 – 1,0 tỷ m3 khí mỗi năm từ 2019 đến 2022, trong khi đóng góp từ mỏ Sao Vàng – Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng dự kiến sẽ tăng dần từ 0,5 tỷ m3 trong năm 2020 lên 3,2 tỷ m3 trong năm 2023. Ngoài ra, dự án LNG Thị Vải khi đi vào vận hành từ năm 2023 cũng có thể bổ sung thêm khoảng 1,5 tỷ m3 khí mỗi năm cho khu vực Đông Nam Bộ. Do đó, chúng tôi ước tính các nhà máy nhiệt điện khí trong khu vực sẽ có đủ nguồn nhiên liệu để vận hành trong những năm tới.



Tuy nhiên, giá khí ở khu vực này cũng có xu hướng tăng dần. Khi nguồn cung từ các mỏ khí cũ có giá thành thấp giảm xuống, khu vực Đông Nam Bộ sẽ phải mua khí từ các mỏ có giá cao hơn khiến giá khí bình quân tăng lên.

Hình 17: Tỷ trọng đóng góp của một số mỏ cũ trong tổng nguồn cung khí ở khu vực Đông Nam Bộ

Nguồn: GAS, RongViet Securities ước tính

Mỏ Lan Tây – Lan Đỏ (Lô 6.1) và Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây (Lô 11.2) có giá bán tương đối thấp so với giá khí bình quân của khu vực. Do đó, khi tỷ trọng nguồn cung từ những mỏ này trong tổng nguồn khí của khu vực Đông Nam Bộ giảm xuống từ năm 2020, chúng tôi dự kiến giá khí bình quân bán cho các nhà máy điện trong khu vực, kể cả Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 sẽ có xu hướng tăng dần.

Hình 18: Dự phóng giá khí đầu vào cho NMĐ Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2


Chi phí khấu hao giảm nhanh là động lực tăng trưởng cho KQKD của nhà máy Nhơn Trạch 1 những năm tới. Theo ước tính của chúng tôi, NMĐ Nhơn Trạch 1 sẽ bắt đầu hết khấu hao máy móc trong quý 3/2019, qua đó giúp POW giảm khoảng 130 tỷ đồng chi phí khấu hao trong năm nay. Bước sang năm 2020, khi nhà máy này có năm đầu tiên không còn khấu hao máy móc, dự kiến chi phí khấu hao sẽ giảm tiếp khoảng

5,14,7

5,8

7,0 6,9 6,9

7,4 7,5

8,0

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

30

40

50

60

70

80

90

2015 2016 2017 2018 2019F 2020F 2021F 2022F 2023F

USD/thùng

Giá dầu Brent Giá khí tính cho NT1 & NT2

USD/mmBTU



260 tỷ đồng. Do đó, khoản chi phí công suất của nhà máy, chủ yếu bao gồm lãi vay và chi phí khấu hao, sẽ giảm nhanh từ năm 2018 đến 2020, đóng góp đáng kể cho tăng trưởng lợi nhuận của nhà máy này.

Bảng 5: Dự phóng KQKD cho NMĐ Nhơn Trạch 1 trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023 Sản lượng thương phẩm triệu kWh 2.915 2.945 3.325 2.708 3.325

Sản lượng hợp đồng triệu kWh 2.301 2.588 2.588 2.588 2.588

Giá điện hợp đồng đồng/kWh 1.663 1.697 1.812 1.865 2.004

Giá điện thị trường bình quân đồng/kWh 1.503 1.578 1.657 1.707 1.758

Doanh thu tỷ đồng 4.750 4.956 5.910 5.030 6.483 Tổng chi phí biến đổi tỷ đồng 3.560 3.687 4.520 3.814 5.121



Tổng chi phí cố định tỷ đồng 954 699 704 709 504


Chi phí O&M cố định tỷ đồng 533 539 544 549 345


LNTT trước khi trừ Chi phí phân bổ tỷ đồng 324 659 780 596 955

LNTT sau khi trừ Chi phí phân bổ tỷ đồng 259 592 711 525 882


Nguồn cung khí dồi dào hơn và nhu cầu cao từ hệ thống sẽ là động lực cho tăng trưởng lợi nhuân của NMĐ Nhơn Trạch 2. Với việc đổi chính sách khấu hao từ 10 năm thành 14 năm trong năm 2014, chúng tôi ước tính phải tới năm 2025 nhà máy NT2 mới hết khấu hao. Tuy nhiên, với vị trí chiến lược của mình trong hệ thống điện miền Nam và triển vọng thiếu điện nghiêm trọng của khu vực này trong giai đoạn 2020 – 2025, dự kiến nhu cầu huy động của hệ thống đối với NMĐ Nhơn Trạch 2 sẽ ở mức cao. Đồng thời, việc nguồn cung khí dồi dào hơn và khả năng vận hành ổn định sẽ là chìa khóa để NT2 đạt sản lượng khoảng 4,8 – 5,0 tỷ kWh mỗi năm trong 5 năm tới.

Bảng 6: Dự phóng KQKD cho NMĐ Nhơn Trạch 2 trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023

Sản lượng thương phẩm triệu kWh 4.899 4.800 5.000 4.800 5.000




Doanh thu tỷ đồng 7.954 7.997 8.778 8.724 9.632

Tổng chi phí biến đổi tỷ đồng 5.592 5.627 6.364 6.329 7.208







LNTT tỷ đồng 848 890 987 1.009 1.032


Bên cạnh việc duy trì sản lượng điện ở mức cao, NT2 cũng trả nợ ngoại tệ tương đối nhanh, khoảng 1.000 tỷ đồng mỗi năm. Qua đó, chi phí tài chính liên tục giảm cũng sẽ là đòn bẩy cho tăng trưởng lợi nhuận của nhà máy này trong giai đoạn 2019 – 2022. Kể từ năm 2022 trở đi, dòng tiền tự do để trả cổ tức của NT2 sẽ càng dồi dào hơn do không còn áp lực trả nợ.



NMĐ Vũng Áng 1

POW tiếp nhận nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng 1 (1.200 MW) từ Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN) từ đầu năm 2016 và đây cũng là nhà máy điện than duy nhất của Công ty.

Trong 3 năm đầu vận hành, kết quả kinh doanh của nhà máy này đã có nhiều biến động mạnh, qua đó ảnh hưởng chung tới lợi nhuận trong năm của POW. Năm 2016, sự cố kỹ thuật khiến tổ máy 1 (600 MW) phải ngưng vận hành khiến sản lượng điện phát chỉ chưa đến một nửa sản lượng thiết kế của nhà máy. Cộng thêm tác động bất lợi từ chênh lệch tỷ giá, nhà máy này lỗ 837 tỷ đồng trước thuế trong năm 2016.

Năm 2017, sau khi khắc phục xong sự cố kỹ thuật và được tăng sản lượng hợp đồng (Qc) lên 5,3 tỷ kWh, cộng thêm việc tỷ giá USD/VND gần như không biến động, Vũng Áng 1 ghi nhận LNTT lên tới 968 tỷ đồng. Sang năm 2018, hoạt động sản xuất của nhà máy có nhiều bất lợi do:

(1) Mức Qc được giao của các nhà máy nhiệt điện nói chung được điều chỉnh giảm.

(2) Việc trung tu tổ máy 1 kéo dài hơn kế hoạch khiến Qc được điều chỉnh giảm tiếp chỉ còn hơn 4 tỷ kWh (-25% YoY) và ảnh hưởng trực tiếp lên sản lượng điện phát của nhà máy.

(3) Tới cuối năm 2018, tình trạng thiếu than phát sinh gây ảnh hưởng tới nhiều nhà máy nhiệt điện than, làm giảm khả năng tận dụng lúc giá điện thị trường cao để gia tăng sản lượng của Vũng Áng 1.

(4) Đồng USD tăng giá 2,2% so với VND, ước tính lỗ do CLTG của nhà máy là gần 230 tỷ đồng.

Với những bất lợi kể trên, chúng tôi ước tính nhà máy này phát sinh khoản lỗ khoảng 240 tỷ đồng trong năm 2018, chưa kể khoản chi phí quản lý phân bổ từ Tổng công ty.

Khi xây dựng dự phóng sản lượng điện phát của nhà máy Vũng Áng 1 trong giai đoạn 2019 – 2023, chúng tôi cân nhắc một số yếu tố trọng yếu như:

(1) Việc hoàn thành nâng gấp đôi công suất máy biến áp 500/220kV tại sân phân phối 500 kV Vũng Áng từ 450 MVA lên 900 MVA từ tháng 12/2017 giúp giải phóng hết được công suất phát diện của nhà máy này, đặc biệt là vào giờ cao điểm.

(2) Tình trạng thiếu than tiếp diễn trong năm 2019. Để phản ánh rủi ro về việc các giải pháp tìm kiếm nguồn than bổ sung, đặc biệt là nguồn than nhập khẩu, có thể sẽ cần nhiều thời gian để chuẩn bị và triển khai, chúng tôi dự phóng sản lượng điện năm 2020 sẽ cải thiện so với 2019 nhưng chưa nhiều.

(3) Khả năng xảy ra tình trạng thiếu điện từ năm 2020 là hiện hữu. Theo báo cáo của Bộ Công thương, tình trạng thiếu điện sẽ trở nên nghiêm trọng dần cho tới năm 2023 mặc dù đã tính toán hết cả các nguồn điện có giá thành cao như nhiệt điện dầu. Với thực trạng như vậy, nhu cầu huy động từ nhà máy Vũng Áng 1 để truyền tải vào miền Nam từ 2021 – 2023 sẽ là rất lớn.

(4) Giả định Qc sẽ được duy trì ở mức 5,7 tỷ kWh như năm 2019, ngoại trừ vào năm 2021 khi nhà máy tiến hành đại tu.



Bảng 7: Dự phóng KQKD cho NMĐ Vũng Áng 1 trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023

Sản lượng thương phẩm triệu kWh 5.194 5.500 6.000 6.000 6.000




Doanh thu tỷ đồng 8.226 8.862 9.509 10.069 10.394

Tổng chi phí biến đổi tỷ đồng 4.854 5.401 6.166 6.457 6.763




Phí công suất tỷ đồng 2.075 1.899 1.739 1.660 1.598

Chi phí O&M cố định và chi phí tài chính tỷ đồng 885 680 1.318 830 842

CLTG đánh giá lại số dư cuối kỳ tỷ đồng 129 56 21 12 4


LNTT trước khi trừ Chi phí phân bổ tỷ đồng 386 833 295 1.151 1.230

LNTT sau khi trừ Chi phí phân bổ tỷ đồng 283 729 188 1.042 1.119


Về dự phóng chi phí, giả định chi phí phát sinh trong năm khi đại tu, trung tu cả hai tổ máy lần lượt là 800 tỷ đồng và 500 tỷ đồng. Đối với chi phí phát sinh do CLTG, giả định về mức tăng hàng năm của cặp tỷ giá USD/VND là 2%. Tính tới cuối năm 2018, ước tính dư nợ ngoại tệ của NMĐ Vũng Áng 1 là 376 triệu USD (~8.700 tỷ đồng). Số dư nợ này được trả nhanh trong giai đoạn 2019 – 2023, qua đó giúp dự phóng chi phí CLTG nói riêng và chi phí tài chính nói chung giảm nhanh trong giai đoạn này.

Các nhà máy thủy điện Hủa Na, Đăkđrinh, và Nậm Cắt

Mảng thủy điện của POW gồm 3 nhà máy có tổng công suất 308,2 MW. Trong đó, nhà máy thủy điện Nậm Cắt là nhà máy thủy điện nhỏ có công suất chỉ 3,2 MW nên được hưởng biểu giá chi phí tránh được. Ước tính lợi nhuận hàng năm của nhà máy này trong 5 năm tới sẽ đạt khoảng 2 – 3 tỷ đồng.

Bảng 8: Dự phóng KQKD cho NMĐ Hủa Na trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023

Sản lượng thương phẩm triệu kWh 780 734 734 734 734

Sản lượng hợp đồng triệu kWh 498 469 469 469 469

Giá điện hợp đồng bình quân đồng/kWh 900 900 900 900 900

Giá điện thị trường bình quân đồng/kWh 1,083 1,115 1,149 1,183 1,219

Doanh thu tỷ đồng 832 792 801 810 820



Thuế tài nguyên và phí DV môi trường rừng tỷ đồng 79 74 74 74 74

Tổng chi phí tỷ đồng 642 600 568 532 497

LNTT tỷ đồng 189 192 233 278 323




Năm 2018, NMĐ Hủa Na được điều chỉnh lại giá điện hợp đồng (Pc) bình quân lên khoảng 900 đồng/kWh theo giá trị quyết toán của dự án. Bên cạnh đó, điều kiện thủy văn thuận lợi giúp sản lượng điện tăng 10% so với mức nền cao của năm 2017 đã giúp LNST của nhà máy này tăng đột biến từ 16 tỷ trong năm 2017 lên 217 tỷ trong năm 2018. Giả định về sản lượng điện trong dự phóng KQKD giai đoạn 2019 -2023 là sản lượng sẽ cao hơn trung bình nhiều năm (TBNN) trong năm 2019 và trở lại mức trung bình trong những năm tiếp theo.

Bảng 9: Dự phóng KQKD cho NMĐ Đăkđrinh trong giai đoạn 2019 - 2023

Đơn vị 2019 2020 2021 2022 2023

Sản lượng thương phẩm triệu kWh 553 553 553 553 553

Sản lượng hợp đồng triệu kWh 473 442 442 442 442

Giá điện hợp đồng bình quân đồng/kWh 867 866 866 866 866


Doanh thu tỷ đồng 558 575 579 583 588


Chi phí O&M cố định và chi phí tài chính tỷ đồng 81 81 81 81 82

Thuế tài nguyên và phí DV môi trường rừng

tỷ đồng 44 44 44 44 44

CLTG đánh giá lại số dư cuối kỳ tỷ đồng 46 33 24 15 5

Tổng chi phí tỷ đồng 474 450 431 411 390

LNTT tỷ đồng 85 125 148 173 198


KQKD của nhà máy thủy điện Đăkđrinh năm 2018 trái ngược hẳn với thủy điện Hủa Na khi thủy văn bất lợi khiến sản lượng điện của nhà máy này giảm 43% YoY. Chúng tôi dự phóng sản lượng điện của nhà máy này trong giai đoạn 2019 – 2023 sẽ ổn định mức trung bình. Khi đó, việc giảm nợ vay, qua dó giảm chi phí tài chính, sẽ là nhân tố chính cho tăng trưởng lợi nhuận của thủy điện Đăkđrinh.

Chúng tôi dự phóng doanh thu và LNST cho cổ đông công ty mẹ của POW đạt lần lượt 34.243 tỷ đồng (+5% YoY) và 2.669 tỷ đồng (+59% YoY) trong năm 2019.

Từ những dự phóng ở trên, chúng tôi cho rằng 2019 sẽ là năm đạt đỉnh về tăng trưởng trong lợi nhuận của POW. Trong đó, tăng trưởng chủ yếu đến từ cụm NMĐ Cà Mau khi hết khấu hao phần máy móc và từ sự phục hồi trong KQKD của NMĐ Vũng Áng 1 khi được tăng Qc và tăng sản lượng điện thương phẩm.

Hình 19: Ước tính LNTT của các nhà NMĐ chính của POW năm 2018 - 2019

Nguồn: POW, RongViet Securities ước tính

330

824

1.230

-240

22121

324

848

1.767

386179 85

-500

0

500

1.000

1.500

2.000

NMĐ Nhơn Trạch 1

NMĐ Nhơn Trạch 2

NMĐ Cà Mau 1&2 NMĐ Vũng Áng 1 NMĐ Hủa Na NMĐ Đakđrinh

(tỷ đồng)

2018E 2019F



Bảng 10: Dự phóng kết quả hoạt động kinh doanh

(tỷ đồng) FY2017 FY2018 FY2019F FY2020F

Doanh thu thuần 29.710 32.663 34.243 40.326

Giá vốn -24.787 -28.445 -29.011 -34.432

Lãi gộp 4.923 4.218 5.232 5.894

Chi phí bán hàng -16 -20 -20 -20

Chi phí quản lý -799 -778 -905 -1.074

Thu nhập từ HĐTC 414 516 136 120

Chi phí tài chính -1.806 -1.820 -1.180 -855

Lợi nhuận khác -4 49 49 49

Lãi/lỗ từ CTLK 22 56 56 56

Lợi nhuận trước thuế 2.733 2.221 3.367 4.170

Thuế TNDN -132 -169 -310 -530

Lợi ích cổ đông thiểu số 368 376 389 419

Lợi nhuận sau thuế 2.233 1.676 2.669 3.221

EBIT 4.107 3.420 4.307 4.800

EBITDA 8.423 7.337 8.222 8.727




ĐỊNH GIÁ

Kết quả định giá cổ phiếu POW

Chúng tôi sử dụng kết hợp 3 phương pháp định giá chiết khấu dòng tiền (DCF), P/E và EV/EBITDA với tỷ trọng lần lượt là 50%, 25% và 25% để xác định giá trị hợp lý của POW, trong đó:

(1) Phương pháp định giá DCF giả định chi phí sử dụng vốn bình quân là 8,3%, tốc độ tăng trưởng dài hạn dòng tiền FCFE là 1,6%;

(2) Phương pháp định giá P/E với mức P/E là 13,1, cao hơn 30% so với trung bình ngành;

(3) Phương pháp định giá EV/EBITDA với mức EV/EBITDA là 7,5x, cao hơn 10% so với mức EV/EBITDA trung bình ngành.

Nguyên nhân chúng tôi áp dụng mức P/E và EV/EBITDA cao hơn trung bình ngành là do POW hiện đã chuẩn bị sẵn sàng một phần vốn chủ sở hữu cho dự án sắp triển khai là nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4. Tuy nhiên, những dự án này vẫn chưa đóng góp vào lợi nhuận và EBITDA hiện tại của doanh nghiệp. Vì vậy, để phản ánh đóng góp của dự án này cho tiềm năng tăng trưởng KQKD của công ty, chúng tôi áp dụng mức P/E và EV/EBITDA cao hơn trung bình ngành do hầu hết doanh nghiệp được sử dụng để so sánh đều sở hữu các nhà máy đã đi vào hoạt động và đã đóng góp vào KQKD.

Bảng 11: Kết quả định giá cổ phiếu POW

Phương pháp Hệ số áp dụng Tỷ trọng Định giá

DCF 50% 19.400

EV/EBITDA 7,5x 25% 18.300

P/E 13,1x 25% 14.800

Giá mục tiêu (đồng/CP) 17.900

Tỷ suất cổ tức (%) 2,3%

Tổng mức sinh lợi kỳ vọng (%) 41,1%

Nguồn: RongViet Securities dự phóng

Phương pháp chiết khấu dòng tiền tự do cho chủ sở hữu (FCFE)

Trong quá trình dự phóng FCFE cho 5 năm tới, chúng tôi cũng nhận thấy rằng FCFE giai đoạn 2020 – 2023 là tương đối thấp do đây là giai đoạn giải ngân phần lớn vốn đầu tư cho dự án Nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3&4. Vì vậy, chúng tôi bình thường hóa dòng FCFE của năm 2023 khi tính toán giá trị cuối cùng bằng cách cộng ngược lại giá trị phần vốn chủ sở hữu (CSH) dự phóng sẽ giải ngân trong năm này.

Bảng 12: Dự phóng FCFE giai đoạn 2019 – 2023 và FCFE sử dụng để tính giá trị cuối cùng

(tỷ đồng) FY2019F FY2020F FY2021F FY2022F FY2023F

Lợi nhuận sau thuế 2.669 3.221 2.857 3.622 4.264

+ Chi phí khấu hao 3.915 3.927 3.939 3.951 4.406

- Doanh thu tài chính 136 119 162 240 301

- Chi phí tài trợ vốn lưu động 476 173 -115 112 229

- Chi mua sắm tài sản cố định 371 1.414 3.681 9.086 12.497

+ Vay nợ ròng -5.810 -4.489 -1.151 4.234 5.432

Dòng tiền tự do của chủ sở hữu (FCFE) -210 951 1.918 2.369 1.074

Giá trị hiện tại của FCFE -201 831 1.532 1.729 717

Giá trị hiện tại tích lũy của FCFE -201 630 2.162 3.891 4.607

Điều chỉnh lại FCFE năm cuối +3.633

FCFE sử dụng để tính giá trị cuối cùng 4.707




Với kết quả dự phóng dòng tiền như trên, chúng tôi ước tính giá trị hợp lý cho cổ phiếu POW theo phương pháp chiết khấu dòng tiền (DCF) là khoảng 19.400 đồng/CP với chi tiết như sau :

Bảng 13: Kết quả định giá bằng phương pháp chiết khấu dòng tiền FCFE

Chi phí vốn ĐỊnh giá bằng DCF

Phần bù rủi ro thị trường 5,7% GTHT của FCFE trong 5 năm tới (tỷ đồng) 4.607

Lãi suất phi rủi ro 3,7% GTHT của giá trị cuối cùng (tỷ đồng) 40.787

Chi phí vốn 9,4% Giá trị vốn chủ sở hữu 45.394

Chi phí nợ 7,8% Số lượng cổ phiếu (triệu CP) 2.342

Tỷ lệ Nợ/Tổng tài sản 46% Giá mục tiêu (đồng/CP) 19.384

Tỷ lệ Vốn CSH/Tổng tài sản 54%

Thuế thu nhập doanh nghiệp TB 12,6%

WACC % 8,3%


Phương pháp so sánh tương đối hệ số nhân P/E và EV/EBITDA

Về việc chọn nhóm so sánh, chúng tôi chỉ sử dụng các doanh nghiệp trong lĩnh vực phát điện ở Việt Nam. Lý do là đặc thù ngành điện ở Việt Nam được điều chỉnh bởi hệ thống quy định, pháp lý và thuế khác với các thị trường trong khu vực. Vì vậy, chúng tôi chỉ lựa chọn các doanh nghiệp trong nước để các hệ số định giá so sánh được phù hợp hơn, mặc dù cũng nhận thấy rằng quy mô vốn hóa và thanh khoản của những doanh nghiệp này đều nhỏ hơn đáng kể so với POW. Điều này củng cố cho quan điểm của chúng tôi về việc chọn số nhân cho POW cao hơn tương đối so với bình quân ngành.

Bảng 14: So sánh với các doanh nghiệp cùng ngành tại Việt Nam

Công ty Mã cổ phiếu Vốn hóa (tỷ đồng)

P/E (x)

P/B (x)

EV/EBITDA (x)

CTCP Thủy điện Miền Nam SHP 2.160 11,3 1,8 6,0

CTCP Thủy điện Miền Trung CHP 3.097 13,5 1,7 9,3

CTCP Thủy điện – Điện lực 3 DRL 503 10,2 3,9 7,3

CTCP Thủy điện Cần Đơn SJD 1.428 8,1 1,5 5,1

CTCP Thủy điện Thác Bà TBC 1.616 9,4 1,8 5,5

CTCP Điện Lực Dầu Khí Nhơn Trạch 2 NT2 7.729 11,0 2,0 7,1

CTCP Nhiệt điện Phả Lại PPC 9.730 8,3 1,7 6,4

Trung bình 3.752 10,0 1,8 6,8

Nguồn: Bloomberg



TRIỂN VỌNG NGÀNH ĐIỆN

Ngành điện vẫn giàu tiềm năng nhờ nhu cầu tăng trưởng mạnh

Tiêu thụ điện ở Việt Nam đã tăng trưởng ở mức hai chữ số trong suốt hai thập niên qua. Nhìn chung trong những năm qua, hệ số đàn hồi điện (được đo lường bằng tỷ lệ tăng trưởng tiêu thụ điện so với tăng trưởng GDP) thường nằm ở mức 1,8x – 2,2x và chỉ có xu hướng giảm dần từ năm 2017 trở lại đây xuống mức 1,3x – 1,5x.

Việc hệ số đàn hồi điện cao 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. Vì vậy, theo ước tính từ Quy hoạch diện VII điều chỉnh, mức tăng trưởng tiêu thụ điện của Việt Nam dự kiến sẽ tiếp tục duy trì ở mức khoảng 10% mỗi năm từ nay cho tới năm 2030.

Hình 20: So sánh tốc độ tăng trưởng sản lượng điện tiêu thụ (%) với tăng trưởng GDP (%)

Nguồn: GSO, RongViet Securities

Giá bán lẻ điện của Việt Nam vẫn thấp hơn tương đối so với các nước trên thế giới

Bên cạnh tốc độ tăng trưởng tiêu thụ ở mức cao, Việt Nam hiện cũng đang duy trì mức giá bán lẻ điện tương đối thấp so với các nước trên thế giới và kiểm soát chặt chẽ việc tăng giá bán lẻ điện. Theo số liệu từ Ngân hàng Thế giới (WB), giá bán lẻ điện của Việt Nam trong năm 2015 chỉ cao hơn Lào và Myanmar, trong khi thấp hơn các nước còn lại trong khu vực. Cho đến nay, giá bán lẻ điện đã được điều chỉnh tăng hai lần lên mức gần 8 USD Cent/kWh, vẫn thấp hơn đa số các nước trong khu vực.

Việc giá bán lẻ điện đang chịu sự giám sát chặt chẽ của Chính phủ là do mặt hàng này là yếu tố đầu vào của hầu hết các ngành khác, qua đó ảnh hưởng lớn đến lạm phát. Trong khi đó, ưu tiên chính sách của Việt Nam hiện nay là ổn định kinh tế vĩ mô nhằm thu hút đầu tư và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế. Tuy nhiên, giá bán điện thấp cũng đang tạo ra những khó khăn nhất định trong việc thu hút nguồn vốn đầu tư vào lĩnh vực này nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ đang tăng trưởng nhanh.

15,8 15,6

10,8

12,513,8

12,813,5

14,5

10,511,4

9,1

11,6 11,4 11,2

8,9

10,59,9

7,3 7,8 7,5 7,0 7,1

5,7 5,46,4 6,2

5,2 5,46,0

6,7 6,26,8 7,1 6,7

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019F

Tăng trưởng tiêu thụ điện Tăng trưởng GDP



Hình 21: Giá bán lẻ điện các nước

Nguồn: Ngân hàng Thế giới (WB)

(*) Giá bán lẻ điện của Việt Nam hiện nay đã tăng lên gần 8 USD Cent/kWh nhưng nhìn chung vẫn còn tương đối thấp

Quá trình chuyển đổi sang thị trường điện cạnh tranh đi kèm với nhiều thay đổi trong chính sách

Nhằm khuyến khích đầu tư vào ngành điện, đồng thời tăng tính cạnh tranh để tối ưu hóa chi phí sản xuất của hệ thống, ngành điện Việt Nam đang tiến hành tự do hóa thị trường với lộ trình địa chia thành ba cấp độ:

(1) Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM): vận hành từ năm 2012 (2) Thị trường bán buôn cạnh tranh (VCWEM): vận hành từ năm 2019 (3) Thị trường bán lẻ cạnh tranh (VCREM): thử nghiệm giai đoạn 2021 – 2023 và vận hành từ năm 2023

Trong quá trình xây dựng thị trường điện cạnh tranh, các chính sách liên quan cũng thường xuyên được điều chỉnh với mục tiêu đảm bảo quá trình tự do hóa diễn ra đúng lộ trình, tăng tính tính cạnh tranh giữa các thành phần tham gia thị trường và kiểm soát chi phí đầu vào của EVN. Điển hình là xu hướng giảm dần hệ số alpha xác định tỷ lệ sản lượng bao tiêu theo giá hợp đồng của các nhà máy điện. Trong khi dó, vẫn duy trì giới hạn mức trần bản chào giá cho từng tổ máy và mức trần chung của toàn thị trường.

Điều này một mặt giữ cho giá mua điện của EVN ở trong tầm kiểm soát nhưng mặt khác lại không thật sự có lợi cho những nhà máy có giá điện hợp đồng cao, đặc biệt là các nhà máy nhiệt điện. Ngoài ra, quy định về đảm bảo mức nước tối thiểu theo quy trình vận hành liên hồ chứa ở các lưu vực sông cũng làm nhóm thủy điện, vốn thường có giá điện hợp đồng thấp, khó tăng mạnh sản lượng để tranh thủ thời điểm giá điện thị trường ở mức cao nhằm gia tăng lợi nhuận.

Mặc dù còn tiềm ẩn những rủi ro nhất định do thay đổi chính sách, chúng tôi vẫn cho rằng trong dài hạn, các chính sách đều sẽ hướng tới việc hình thành thị trường cạnh tranh bình đẳng hơn. Qua đó, những nhà máy tối ưu được chi phí, có hiệu suất vận hành cao và ở vị trí địa lý thuận lợi như của POW sẽ có nhiều lợi thế để gia tăng lợi nhuận.

Cơ cấu nguồn điện phân bổ tập trung ở miền Bắc và miền Trung

Bên cạnh các yếu tố về chính sách, các yếu tố về điều kiện địa lý tự nhiên cũng ảnh hưởng lớn đến cấu trúc ngành điện Việt Nam. Với địa hình nhiều đồi núi, sông suối và thoải dần về phía biển Đông, miền Bắc và miền Trung sở hữu nhiều tài nguyên để phát triển thủy điện. Vì vậy, hệ thống điện Việt Nam có tỷ trọng thủy điện tương đối cao, với 35% thủy điện lớn và khoảng 6% là thủy điện nhỏ.

3,6

7,0 7,28,8 9,1 10,0 10,5 10,9

16,0

22,023,3

30,5 30,8

0

5

10

15

20

25

30

35

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

GDP đầu người 2015 (USD) Giá điện 2015 (USD Cent)



Bên cạnh đó, khu vực Đông Bắc là nơi tập trung phần lớn trữ lượng than của cả nước. Do đó, các nhà máy nhiệt điện than chủ yếu được đặt ở khu vực này. Đối với nhiệt điện khí, do các mỏ khí có trữ lượng lớn đang khai thác hiện nay đều nằm ở thềm lục địa phía Nam (bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long) nên các nhà máy nhiệt điện khí hiện đều nằm ở miền Nam.

Hình 22: Xu hướng phân bổ nguồn điện theo loại hình nhà máy

Bảng 15: Cơ cấu nguồn của hệ thống điện Việt Nam tại thời điểm cuối năm 2018

Dạng năng lượng Công suất lắp đặt (MW) Tỷ lệ (%)

Thủy điện 17.031 35,1

Điện than 18.516 38,1

Điện khí 8.103 16,7

Điện dầu 875 1,8

Điện gió 135 0,3

Điện mặt trời 84 0,2

Thủy điện nhỏ và Biomass 3.247 6,7

Nhập khẩu 572 1,2

Tổng 48.563 100

Nguồn: Bộ Công thương, RongViet Securities tổng hợp

Tỷ trọng công suất theo quy hoạch dịch chuyển về NĐ than và năng lượng tái tạo

Tuy thủy điện là nguồn năng lượng có giá thành tương đối rẻ, tài nguyên để phát triển các dự án thủy điện mới, đặc biệt là thủy điện lớn, ở Việt Nam hiện không còn nhiều. Vì vậy, cơ cấu dự án nguồn điện mới theo quy hoạch điện VII điều chỉnh sẽ dịch chuyển dần về nhiệt điện than và năng lượng tái tạo.

Hình 22: Quy hoạch công suất nguồn điện phân theo loại hình nhà máy

Bảng 23: Cơ cấu nguồn của hệ thống điện theo quy hoạch điện VII điều chỉnh

Nguồn: Quy hoạch điện VII điều chỉnh

15.702 18.060 20.362 21.886 9.774

25.620

47.575 55.167

7.297

8.940

15.054 19.037

5.940

12.063

27.195

2015 2020F 2025F 2030F

Thủy điện Điện than Điện khí Năng lượng tái tạo Khác và nhập khẩu

46%

29%

22%3%

30%

43%

15%

10% 2% 21%

49%

16%

12%2% 18%

44%

15%

22%

1%

Từ trong ra ngoài: 2015, 2020F, 2025F và 2030F



Đvt: tỷ đồng Đvt: tỷ đồng

KQ HĐKD 2017 2018 2019F 2020F BẢNG CĐKT 2017 2018 2019F 2020F

Doanh thu thuần 29.710 32.663 34.243 40.326 Tiền 2.266 3.185 2.180 2.540

Giá vốn 24.787 28.445 29.011 34.432 Đầu tư tài chính ngắn hạn 1.039 176 150 150

Lãi gộp 4.923 4.218 5.232 5.894 Các khoản phải thu 6.744 7.530 7.833 9.225

Chi phí bán hàng 16 20 20 20 Tồn kho 3.533 4.187 3.937 4.673

Chi phí quản lý 799 778 905 1.074 Tài sản ngắn hạn khác 196 170 192 202

Thu nhập từ HĐTC 414 516 136 120 Tài sản cố định hữu hình 44.216 40.479 36.804 34.225

Chi phí tài chính 1.806 1.820 1.180 855 Tài sản cố định vô hình 88 81 78 75

Lợi nhuận khác -4 49 49 49 Đầu tư tài chính dài hạn 957 952 958 964

Lãi/lỗ từ liên doanh/liên kết 22 56 56 56 Tài sản dài hạn khác 1.543 1.343 1.410 1.480

Lợi nhuận trước thuế 2.733 2.221 3.367 4.170 TỔNG TÀI SẢN 60.583 58.103 53.543 53.533

Thuế TNDN 132 169 310 530

Lợi ích cổ đông thiểu số 368 376 389 419 Tiền hàng phải trả và ứng trước 7.595 10.879 10.456 12.410

Lợi nhuận sau thuế 2.233 1.676 2.669 3.221 Vay và nợ ngắn hạn 6.099 6.516 5.923 4.169

EBIT 4.107 3.420 4.307 4.800 Vay và nợ dài hạn 19.675 27.074 24.669 18.779

EBITDA 8.423 7.337 8.222 8.727 Khoản phải trả dài hạn khác 41 252 265 278

Quỹ khen thưởng phúc lợi 174 96 108 123

CHỈ SỐ TÀI CHÍNH 2017 2018 2019F 2020F Quỹ đầu tư & phát triển 171 169 169 169

Tăng trưởng (%) Tổng nợ 32.859 31.255 24.733 22.226

Doanh thu 5,3 9,9 4,8 17,8

EBITDA 14,7 -12,9 12,1 6,1 Vốn chủ sở hữu 21.774 23.418 23.418 23.418

EBIT 35,7 -16,7 25,9 11,5 Cổ phiếu quỹ 0 0 0 0

Lợi nhuận sau thuế 107,8 -25,0 59,2 20,7 Lợi nhuận giữ lại 1.282 882 2.247 4.166

Tổng tài sản -7,6 -4,1 -7,8 0,0 Các quỹ 228 37 37 37

Vốn chủ sở hữu 2.299,3 -1,5 7,5 9,0 Quỹ đầu tư & phát triển 1.618 192 672 1.125

Nguồn vốn chủ sở hữu 24.902 24.530 26.374 28.746

Khả năng sinh lợi (%)

LN gộp / Doanh thu 16,6 12,9 15,3 14,6 Lợi ích CĐTS 2.822 2.319 2.436 2.559

EBITDA/ Doanh thu 28,4 22,5 24,0 21,6

EBIT/ Doanh thu 13,8 10,5 12,6 11,9 LƯU CHUYỂN TIỀN TỆ 2017 2018 2019F 2020F

LNST/ Doanh thu 7,5 5,1 7,8 8,0 LNTT 2.733 2.221 3.367 4.170

ROA 3,7 2,9 5,0 6,0 Khấu hao 4.316 3.918 3.915 3.927

ROIC 8,8 8,4 11,6 13,0 Các điều chỉnh 1.373 1.213 -289 -293

ROE 9,0 6,8 10,1 11,2 Thay đổi vốn lưu động -1.860 -904 -1.055 -713

Tiền thuần từ HĐKD 6.563 6.447 5.939 7.090

Hiệu quả hoạt động (x) Thay đổi TSCĐ -307 -206 -371 -1.415

Vòng quay kh. phải thu 4,4 4,3 4,4 4,4 Thay đổi cho vay hoặc góp vốn -1.004 867 26 0

Vòng quay hàng tồn kho 7,0 6,8 7,4 7,4 Lãi cho vay, cổtức, LN được chia 253 143 186 170

Vòng quay khoản phải trả 3,3 2,6 2,8 2,8 Tiền thuần từ HĐ ĐầuTư -1.058 805 -159 -1.244

Nhận/trả lại vốn góp 31 0 0 0

Khả năng thanh toán (x) Vay mới/trả nợ vay -5.926 -5.284 -5.810 -4.489

Hiện hành 1,0 0,9 0,9 1,0 Cổ tức, LN trả cho CĐ 10.566 7.549 -975 -996

Nhanh 0,7 0,6 0,6 0,7 Tiền thuần từ HĐ Tài Chính 4.671 2.266 -6.785 -5.485

Cấu trúc tài chính (%) Tiền đầu năm 4.671 2.266 3.185 2.180

Tổng nợ/ Vốn CSH 103,5 136,9 116,0 79,8 Tiền thuần trong kỳ 10.175 9.517 -1.006 361

Vay ngắn hạn / Vốn CSH 24,5 26,6 22,5 14,5 Tiền cuối kỳ 2.266 3.185 2.180 2.540 Vay dài hạn/ Vốn CSH

79,0 110,4 93,5 65,3



BÁO CÁO LẦN ĐẦU

Báo cáo này được lập nhằm mục đích cung cấp cho nhà đầu tư một góc nhìn về doanh nghiệp và hỗ trợ nhà đầu tư trong việc ra các quyết định đầu tư. Báo cáo được lập trên cơ sở phân tích hoạt động của doanh nghiệp, dự phóng kết quả kinh doanh dựa trên những dữ liệu cập nhật nhất nhằm xác định giá trị hợp lý của cổ phiếu tại thời điểm phân tích. Chúng tôi đã cố gắng chuyển tải đầy đủ những đánh giá và quan điểm của người phân tích về công ty vào báo cáo này. Nhà đầu tư mong muốn tìm hiểu thêm hoặc có ý kiến phản hồi, vui lòng liên lạc với người phân tích hoặc bộ phận hỗ trợ khách hàng của chúng tôi.

Các loại khuyến cáo

Khuyến Nghị MUA TÍCH LŨY GIẢM TỶ TRỌNG BÁN

Tổng mức sinh lời bao gồm cổ tức trong 12 tháng >20% 5% đến 20% -20% đến -5% <-20%

GIỚI THIỆU

CTCP Chứng Khoán Rồng Việt (viết tắt là VDSC) được thành lập vào năm 2007, được phép thực hiện đầy đủ các nghiệp vụ chứng khoán gồm: môi giới, tự doanh, bảo lãnh phát hành, tư vấn tài chính và tư vấn đầu tư, lưu ký chứng khoán. VDSC đã mở rộng mạng lưới hoạt động đến các thành phố lớn trên toàn quốc. Với thành phần cổ đông chiến lược cũng là đối tác lớn như Eximbank, CTCP Quản Lý Quỹ Việt Long,... cùng đội ngũ nhân viên chuyên nghiệp, năng động, VDSC có tiềm lực về con người và tài chính để cung cấp cho khách hàng những sản phẩm – dịch vụ phù hợp và hiệu quả. Đặc biệt, VDSC là một trong số ít các công ty chứng khoán đầu tiên quan tâm phát triển đội ngũ phân tích và ưu tiên nhiệm vụ cung cấp các báo cáo phân tích hỗ trợ thông tin hữu ích cho khách hàng.

Phòng Phân Tích & Tư Vấn Đầu Tư cung cấp các báo cáo về kinh tế vĩ mô và thị trường chứng khoán, về chiến lược đầu tư, các báo cáo phân tích ngành, phân tích công ty và các bản tin chứng khoán hàng ngày, hàng tuần.

KHỐI PHÂN TÍCH & TƯ VẤN ĐẦU TƯ

Nguyễn Thị Phương Lam Deputy Manager [email protected] + 84 28 6299 2006 (1313) • Ngân hàng • Thị trường

Lại Đức Dương Senior Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1522) • Bất động sản • Vật liệu xây dựng

Trần Hà Xuân Vũ Senior Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1518) • Dầu khí • Phân bón

Nguyễn Hà Trinh Senior Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1551) • Xây dựng • Thép

Vũ Anh Tú Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1511)

Kinh tế vĩ mô

Trần Thái Sơn Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1527) • Thị trường • Bán lẻ & Công nghệ • Dược phẩm

Đỗ Thanh Tùng Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1521) • Cảng biển • Dịch vụ hàng không

Phạm Anh Thư Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1520) • Bất động sản khu công nghiệp • Hạ tầng & BOT

Đặng Thị Phương Thảo Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1529) • Thực phẩm & Đồ uống • Dệt may

Phạm Thị Tố Tâm Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1530) • Bảo hiểm • Thủy sản

Nguyễn Thị Thúy Anh Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1531) • Ngân hàng

Nguyễn Thị Khánh Vy Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1528) • Ô tô & Phụ tùng

Nguyễn Tiến Hoàng Analyst [email protected] + 84 28 6299 2006 (1538) • Thị trường

Bernard Lapointe Senior Consultant [email protected] + 84 28 6299 2006

Trần Thị Ngọc Hà Assistant [email protected] + 84 28 6299 2006 (1526)

Trương Thị Thảo Vi Assistant [email protected] + 84 28 6299 2006 (1517)



Bản báo cáo này được chuẩn bị cho mục đích duy nhất là cung cấp thông tin và không nhằm đưa ra bất kỳ đề nghị hay hướng dẫn mua bán chứng khoán cụ thể nào. Các quan điểm và khuyến cáo được trình bày trong bản báo cáo này không tính đến sự khác biệt về mục tiêu, nhu cầu, chiến lược và hoàn cảnh cụ thể của từng nhà đầu tư. Ngoài ra, nhà đầu tư cũng ý thức có thể có các xung đột lợi ích ảnh hưởng đến tính khách quan của bản báo cáo này. Nhà đầu tư nên xem báo cáo này như một nguồn tham khảo khi đưa ra quyết định đầu tư và phải chịu toàn bộ trách nhiệm đối với quyết định đầu tư của chính mình, Rong Viet Securities tuyệt đối không chịu trách nhiệm đối với toàn bộ hay bất kỳ thiệt hại nào, hay sự kiện bị coi là thiệt hại, đối với việc sử dụng toàn bộ hoặc từng phần thông tin hay ý kiến nào của bản báo cáo này.

Toàn bộ các quan điểm thể hiện trong báo cáo này đều là quan điểm cá nhân của người phân tích. Không có bất kỳ một phần thu nhập nào của người phân tích liên quan trực tiếp hoặc gián tiếp đến các khuyến cáo hay quan điểm cụ thể trong bản cáo cáo này.

Thông tin sử dụng trong báo cáo này được Rong Viet Securities thu thập từ những nguồn mà chúng tôi cho là đáng tin cậy. Tuy nhiên, chúng tôi không đảm bảo rằng những thông tin này là hoàn chỉnh hoặc chính xác, Các quan điểm và ước tính trong đánh giá của chúng tôi có giá trị đến ngày ra báo cáo và có thể thay đối mà không cần báo cáo trước.

Bản báo cáo này được giữ bản quyền và là tài sản của Rong Viet Securities. Mọi sự sao chép, chuyển giao hoặc sửa đổi trong bất kỳ trường hợp nào mà không có

sự đồng ý của Rong Viet Securities đều trái luật, Bản quyền thuộc Rong Viet Securities, 2019.

TCT ĐIỆN LỰC DẦU KHÍ VIỆT NAM - CTCP (HSX: POW) MUA + 41%

Documents