Một năm đại thắng của nhóm thủy điện

Năm 2022 được coi là năm “gặp thời” của nhóm doanh nghiệp thủy điện. Với nguồn đầu vào phụ thuộc hoàn toàn vào tình hình thời tiết, hiện tượng La Nina gây mưa nhiều đem lại nguồn nước dồi dào cho các hồ chứa đã giúp các công ty trong ngành đồng loạt báo doanh thu tăng trưởng hai, ba chữ số năm 2022.

Thực tế kết quả tích cực diễn ra nửa đầu năm, sau đó có xu hướng chậm lại nửa cuối năm khi lượng mưa ít hơn. Nhìn chung, hầu hết các công ty đều báo lãi sau thuế cả năm tăng đột biến, nhiều công ty có lợi nhuận phá đỉnh kỷ lục.

Đơn cử, CTCP Thủy điện Vĩnh Sơn – Sông Hinh (Mã: VSH), công ty con của Cơ điện lạnh (Mã: REE) năm qua đã có một năm “toả sáng” với doanh thu kỷ lục 3.084 tỷ đồng, tăng 91% so với năm 2021 và đứng đầu bảng doanh thu của nhóm thủy điện. Trừ đi các chi phí, VSH lãi sau thuế 1.264 tỷ đồng, gấp 3,2 lần cùng kỳ.

Thủy điện Đa Nhim – Hàm Thuận – Đa Mi (Mã: DNH) xếp thứ hai về doanh thu nhưng lại là quán quân về lợi nhuận trong nhóm thủy điện. Năm 2022, nhà máy nằm tại khu vực Đồng Nai này lãi sau thuế 1.520 tỷ đồng, cao nhất trong lịch sử hoạt động.

Nhóm nhiệt điện gặp bất lợi do giá than, giá khí đầu vào cao

Nếu như thủy điện có câu chuyện sáng sủa trong năm 2022, ngược lại bức tranh của nhóm nhiệt điện lại kém sắc hơn. Khi các công ty thủy điện được mùa, Tập đoàn Điện lực EVN sẽ ưu tiên huy động nguồn điện giá rẻ, đồng nghĩa nhóm nhiệt điện sẽ gặp bất lợi. Chưa kể, nguồn than, khí đầu vào neo cao là yếu tố làm thu hẹp lợi nhuận của nhóm doanh nghiệp này.

Đối với nhóm nhiệt điện than, quý cuối năm, Nhiệt điện Quảng Ninh (Mã: QTP) ghi nhận lợi nhuận sau thuế giảm tới 86% còn 25 tỷ đồng do sản lượng điện thương phẩm đi xuống trong khi giá than đầu vào cao đột biến.

Thậm chí Nhiệt điện Hải Phòng (Mã: HND) phải báo lỗ 7,5 tỷ đồng quý IV/2022 do sản lượng Qc thấp, tổ máy số 4 đại tu.

Dù vậy cả năm, ba công ty đại diện cho nhóm nhiệt điện than vẫn có lợi nhuận sau thuế tăng trưởng 2 chữ số so với mức nền rất thấp của năm 2021.

Với nhóm nhiệt điện khí, PV Power (Mã: POW) ghi nhận doanh thu năm 2022 đạt 28.235 tỷ đồng, tăng 15% với doanh thu từ bán điện chiếm 99%. Lợi nhuận sau thuế đạt 2.323 tỷ đồng, tăng 13% so với thực hiện trong năm 2021 nhưng vẫn ở mức thấp so với các năm trước.

CTCP Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (Mã: NT2) là doanh nghiệp trong nhóm có lợi nhuận tăng mạnh nhất với 37%. Song tính riêng trong quý IV, lợi nhuận công ty này giảm 95% còn 6 tỷ đồng do giá khí đầu vào quá cao. Ngoài ra, chi phí quản lý doanh nghiệp tăng chủ yếu do ghi nhận chi phí dự phòng nợ phải thu khó đòi là 239 tỷ đồng so với cùng kỳ không ghi nhận.

Nhóm năng lượng tái tạo duy trì đà tăng 

Hiện có ít doanh nghiệp trên sàn chứng khoán có ngành nghề kinh doanh chính là phát triển điện gió, điện mặt trời. Một số doanh nghiệp đang có hoạt động mở rộng và phát triển thêm mảng năng lượng tái tạo như Bamboo Capital (Mã: BCG), Cơ điện lạnh (REE), Điện Gia Lai (Mã: GEG),…

Năm 2022, REE ghi nhận lãi cao nhất lịch sử với 3.513 tỷ, tăng 64% so với năm 2021 nhờ đóng góp lớn từ mảng năng lượng tái tạo. Hiện danh sách các công ty liên kết của REE hầu hết trong mảng thủy điện. Năm 2022, 18 công ty liên doanh liên kết đem về cho REE 1.077 tỷ đồng lợi nhuận, tăng 39%.

Năm 2022, BCG Energy, thành viên của Bamboo Capital cũng ghi nhận doanh thu bán điện khả quan với khoảng 1.080 tỷ đồng, tăng 41% so với năm 2021 và chiếm 23,5% trong tổng doanh thu của toàn tập đoàn.

Tính tới thời điểm hiện tại, Điện Gia Lai đang vận hành và xây dựng 23 nhà máy năng lượng tái tạo đa dạng loại hình từ thủy điện, điện mặt trời, áp mái và Điện Gió tại 14 tỉnh thành với tổng công suất gần 750 MWp.

Cơ cấu doanh thu của Điện Gia Lai cho thấy 94% nguồn thu đến từ bán điện. Năm 2022, doanh thu thuần hợp nhất của công ty này là 2.093 tỷ đồng, tăng 32%. Biên lợi nhuận gộp đạt 48%, cao hơn mức 39% của trung bình ngành.

Đối với Tập đoàn Hà Đô (Mã: HDG), trong năm 2022, trong khi doanh thu mảng kinh doanh bất động sản đi xuống, mảng năng lượng với nguồn thu là từ điện gió, điện mặt trời, thủy điện lại tăng mạnh hơn 69% lên 2.160 tỷ đồng, chiếm 59% doanh thu của tập đoàn năm vừa rồi.

Nhóm thủy điện sẽ hết thời, điện gió lên ngôi năm 2023

Theo Chứng khoán Ngân hàng TMCP Ngoại thương Việt Nam (VCBS), những năm tới, nhu cầu tiêu thụ điện vẫn tăng trưởng ổn định trong dài hạn. Khi hiện tượng La Nina bắt đầu suy yếu vào nửa đầu năm 2023, El Nino sẽ 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 máy mới có tuổi đời còn mới, vận hành ổn định được kỳ vọng sẽ được huy động sản lượng cao hơn.

Trong khi đó nhóm nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) sẽ gặp nhiều thách thức. Việt Nam dự kiến sẽ phát triển hơn 28.400 MW nguồn điện sử dụng khí 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.

Tuy nhiên, các chuyên gia dự đoán giá khí đốt chưa thể hạ nhiệt ngay. Nga hiện đang là quốc gia xuất khẩu LNG lớn thứ 4 trên thế giới và xung đột giữa Nga và Ukraine xảy ra từ đầu năm đã đẩy giá LNG tăng vọt sau đó giảm về 30 USD/mmBTU, nhưng mức giá này vẫn rất cao so với mức trung bình 15 – 18 USD/mmBTU trong năm 2021. Giá khí LNG cao vẫn gây khó khăn cho quá trình đàm phán giá bán điện.

Ngoài ra, hợp đồng mua bán khí giữa các quốc gia thường sẽ được ký kết trong một 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.

Với nhóm năng lượng tái tạo, do cơ cấu nguồn điện được phát triển theo hướng xanh hơn 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.

Ngược lại, 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.

Ngày 10/2 vừa qua, tại Singapore, nhân chuyến thăm chính thức Singapore của Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính, Tổng Công ty cổ phần Dịch vụ kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) và Sembcorp Utilities Pte. Ltd. (SCU) đã ký thỏa thuận hợp tác đầu tư, xuất khẩu điện sang Singapore từ nguồn năng lượng tái tạo ngoài khơi tại Việt Nam. 

Sự kiện đánh dấu bước phát triển mới của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam trong lĩnh vực sản xuất kinh doanh mới là năng lượng tái tạo.

Vừa trở về từ Singapore, Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường đã dành cho Báo Điện tử Chính phủ cuộc trao đổi về dự án quan trọng này.

Hiện thực hóa mối quan hệ “Đối tác kinh tế số, kinh tế xanh”

Tổng Công ty cổ phần Dịch vụ kỹ thuật dầu khí Việt Nam (PTSC) và Sembcorp Utilities Pte. Ltd. (SCU) vừa ký thỏa thuận hợp tác đầu tư, xuất khẩu điện sang Singapore từ nguồn năng lượng tái tạo ngoài khơi tại Việt Nam. Xin ông cho biết một số thông tin về thỏa thuận này?

Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường: Thực hiện chủ trương của lãnh đạo Chính phủ về việc thiết lập mối quan hệ “Đối tác kinh tế số, kinh tế xanh” giữa Việt Nam và Singapore, Tập đoàn Sembcorp Industries (Tập đoàn có vốn sở hữu của Chính phủ Singapore) đã trao đổi, thống nhất cùng Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giao cho Sembcorp Utilities Pte Ltd (SCU) và PTSC triển khai thực hiện việc hợp tác. 

Theo đó, tháng 11/2022, PTSC và SCU đã ký bản ghi nhớ với sự chứng kiến của đại diện Bộ Công thương Singapore (MTI), Cơ quan quản lý thị trường điện Singapore (EMA), đại sứ hai nước và đại diện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Tiếp theo đó, PTSC và SCU đã bắt tay ngay vào thảo luận, thống nhất và ký kết thỏa thuận phát triển chung để cụ thể hóa việc hợp tác và tiến hành trao thỏa thuận nhân chuyến thăm chính thức Singapore của Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính ngày 10/2 vừa qua.

Theo nội dung thỏa thuận, PTSC và SCU sẽ hợp tác đầu tư trang trại điện gió ngoài khơi tại Việt Nam với công suất ban đầu dự kiến khoảng 2,3 GW và xuất khẩu điện trực tiếp sang Singapore qua đường cáp ngầm cao thế dưới biển.

Thỏa thuận quy định chi tiết về cơ chế hợp tác, cơ chế ra quyết định, tỷ lệ góp vốn giữa các bên, kế hoạch triển khai các công việc chuẩn bị, triển khai dự án cũng như kế hoạch thành lập công ty liên doanh khi đạt đầy đủ các điều kiện.

Ông có thể cho biết về kỹ thuật triển khai thì có khó khăn gì khi đường cáp ngầm đưa điện từ dự án tại Việt Nam đến Singapore khá dài?

Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường: Đây là một trong những thách thức của dự án, tuy nhiên, trên thế giới đã có nhiều dự án tương tự được triển khai, như dự án cáp ngầm North Sea Link dài 720 km, công suất 1.400 MW kết nối lưới điện và chia sẻ nguồn điện từ năng lượng tái tạo giữa Na Uy và Vương quốc Anh.

Chúng tôi tin tưởng có thể vượt qua được trở ngại này. Chúng tôi sẽ bố trí hệ thống lưu trữ điện năng (ESS) đủ lớn cũng như áp dụng một số giải pháp về kỹ thuật để giảm thiểu tổn thất điện năng trong quá trình vận chuyển.

Tiếp theo việc ký thỏa thuận hợp tác, chúng tôi sẽ tiến hành thuê các đơn vị tư vấn quốc tế chuyên nghiệp để bắt tay ngay vào việc triển khai nghiên cứu và thực hiện dự án.

Nhu cầu điện sạch của các quốc gia ngày càng gia tăng

Ngoài vấn đề kỹ thuật, tuyến cáp ngầm dẫn điện phải đi qua vùng biển của nước thứ 3. Việc này được xử lý ra sao, thưa ông?

Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường: Hiện nay, các nước ASEAN đang triển khai chương trình liên kết lưới điện nên việc hợp tác xuất khẩu điện sạch từ Việt Nam sang Singapore sẽ góp phần vào việc hiện thực hóa chương trình này. 

Chính phủ Singapore hiện cũng tham gia liên kết lưới điện Lào – Thái Lan – Malaysia – Singapore (LTMS) và đã tiến hành nhập khẩu điện từ Lào qua lưới điện LTMS.

Với xu hướng chuyển dịch năng lượng đang diễn ra mạnh mẽ trên toàn cầu thì nhu cầu về điện sạch của các quốc gia sẽ ngày càng gia tăng. 

Trong khi đó Việt Nam là nước duy nhất trong ASEAN có nguồn năng lượng gió ngoài khơi quy mô lớn (theo đánh giá của Ngân hàng Thế giới, về mặt kỹ thuật, tiềm năng gió ngoài khơi của Việt Nam vào khoảng 599 GW). 

Chúng tôi nhận thấy dự án là cơ hội cho các nước có liên quan cùng tham gia cũng như có thể xuất khẩu điện sạch từ năng lượng gió ngoài khơi của Việt Nam sang các nước khác, mang lại lợi ích cho các quốc gia và làm tăng hiệu quả đầu tư của dự án.

Khoảng cách
giữa hai quốc gia khá xa có làm tăng chi phí đầu tư, ảnh hưởng đến khả năng cạnh tranh về giá điện?

Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường: Để đạt mục tiêu phát thải ròng carbon bằng 0 vào năm 2050, Chính phủ Singapore có kế hoạch nhập khẩu 30% nhu cầu điện năng vào năm 2035 từ các nguồn năng lượng sạch cũng như đưa ra lộ trình đánh thuế carbon lũy tiến tăng dần, từ S$5/tCO2e (tấn CO2 quy đổi) hiện nay lên $25/tCO2e vào 2024 – 2025, $45/tCO2e vào 2026 – 2027, tiến tới mức $50-80/tCO2e vào 2030.

Cùng với khó khăn trong thu xếp vốn đầu tư thì trong tương lai giá điện từ các nguồn phát thải nhiều carbon truyền thống sẽ ngày càng gia tăng. Hiện nay các nước, các doanh nghiệp đều có nhu cầu về năng lượng xanh (như trường hợp của LEGO khi xây dựng nhà máy tại Việt Nam) và chỉ có năng lượng xanh mới giải quyết được bài toán tín chỉ carbon. 

Nhu cầu về năng lượng xanh sẽ ngày càng gia tăng nhanh chóng. Do vậy các doanh nghiệp, các nước như Singapore sẽ sẵn sàng trả chi phí tương xứng cho nguồn năng lượng xanh này.

Nếu thuận lợi, năm 2030 có thể xuất khẩu điện

Vậy ông có thể cho biết lộ trình triển khai dự án như thế nào?

Tổng Giám đốc PTSC Lê Mạnh Cường: Một dự án điện gió ngoài khơi thường phải mất tối thiểu từ 5-7 năm triển khai mới có thể phát điện thương mại. Hiện nay chúng tôi đã nộp hồ sơ xin khảo sát lên Bộ Tài nguyên và Môi trường và UBND tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu. 

Trường hợp các cơ quan chức năng hỗ trợ, tạo hành lang pháp lý, sớm phê duyệt và cho phép chúng tôi được tiến hành khảo sát, sử dụng khai thác vùng biển và xuất khẩu điện thì chúng tôi sẽ sớm khởi động dự án để có thể có dòng điện thương mại vào năm 2030.

Trân trọng cảm ơn ông!

Chứng khoán Ngân hàng TMCP Ngoại thương Việt Nam (VCBS) vừa có báo cáo triển vọng ngành điện năm 2023.

Thủy điện bị ảnh hưởng bởi El Nino, nhóm năng lượng tái tạo sẽ được ưu tiên phát triển

Theo dự báo những năm tới, nhu cầu tiêu thụ điện vẫn tăng trưởng ổn định trong dài hạn. Các chuyên gia cho rằng, khi hiện tượng La Nina bắt đầu suy yếu vào nửa đầu năm 2023, El Nino sẽ 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 máy mới có tuổi đời còn mới, vận hành ổn định được kỳ vọng sẽ được huy động sản lượng cao hơn.

Trong khi đó nhóm nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) sẽ gặp nhiều thách thức. Việt Nam dự kiến sẽ phát triển hơn 28.400 MW nguồn điện sử dụng khí 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.

Tuy nhiên, các chuyên gia dự đoán giá khí đốt chưa thể hạ nhiệt ngay. Nga hiện đang là quốc gia xuất khẩu LNG lớn thứ 4 trên thế giới và xung đột giữa Nga và Ukraine xảy ra từ đầu năm đã đẩy giá LNG tăng vọt sau đó giảm về 30 USD/mmBTU như hiện tại, nhưng mức giá này vẫn rất cao so với mức trung bình 15 – 18 USD/mmBTU trong năm 2021.

Báo cáo của VCBS cho biết, giá khí LNG vẫn gây khó khăn cho quá trình đàm phán giá bán diện. Theo tính toán của một số chuyên gia hiện tại để giá bán điện có thể ở mức 7 UScents/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 một 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.

Với nhóm năng lượng tái tạo, do cơ cấu nguồn điện được phát triển theo hướng xanh hơn 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.

Ngược lại, 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.

Theo nhận định của chuyên gia, 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).

Trong khi đó, 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% (năm 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.

Nhìn chung, sẽ có nguồn vốn đầu tư lớn để phát triển nguồn và lưới điện. 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. Các doanh nghiệp trong mảng xây lắp, tư vấn như Xâp lắp điện I (Mã: PC1), CTCP Tư vấn Xây dựng Điện 2 (Mã: TV2) sẽ được hưởng lợi nhờ khối lượng hợp đồng lớn.

Về các dự án nguồn điện mới, dự kiến sẽ có khoảng ba nhà máy điện khí sử dụng nguồn khí Lô B: Ô Môn II (1.050 MW), Ô Môn III (1.050 MW) và Ô Môn IV (1.050 MW) đi vào vận hành trong giai đoạn 2021 – 2025. Quá trình triển khai các dự án trên hiện đang có những tín hiệu khả quan nhất định.

Đối với nhiệt điện than, cả nước có 5 nhà máy điện than mới với tổng công suất 4.592 MW đi vào vận hành trong giai đoạn 2021 – 2025, các dự án dự kiến phát triển trong giai đoạn 2026 – 2030 hiện vẫn đang gặp khó khăn trong quá trình triển khai đầu tư. Đồng thời sẽ có khoảng 14.120 MW nhiệt điện than không được phát triển mới sau khi QHĐ VIII được rà soát lại.