NGÀNH ĐIỆN
Nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng ổn định trong dài hạn
I. TRIỂN VỌNG NGÀNH ĐIỆN 2023 – THẾ GIỚI
- Giá than toàn cầu được dự báo hạ nhiệt nhưng vẫn duy trì được ở mức cao trong năm tới
Thị trường than toàn cầu khá tập trung. Châu Á – Thái Bình Dương, Bắc Mỹ và Châu Âu sản xuất hơn 88% và tiêu thụ khoảng 93% sản lượng than toàn cầu. Trung Quốc chiếm hơn 50% sản lượng cung cầu, Ấn Độ khoảng 10%, do đó tác động của 2 thị trường này đến biến động giá than trên toàn cầu là rất lớn.
Trung Quốc nới lỏng kiểm soát. Trung Quốc hiện đang là quốc gia sản xuất và tiêu thụ than lớn nhất trên thế giới, đang có những tín hiệu khởi sắc trong việc nới lỏng chính sách kiểm soát Covid nhưng thị trường bất động sản, xây dựng vẫn ảm đạm nên nhu cầu tiêu thụ than ở Trung Quốc chỉ có thể tăng nhẹ trong năm nay.
Nhu cầu than của EU vẫn ở mức cao. Các khu vực tiêu thụ than lớn khác như Ấn Độ và EU cũng đang có nhu cầu tăng cao sau khi nguồn cung khí đốt từ Nga bị siết chặt. Tiêu thụ than ở Ấn Độ và EU ước tính tăng trưởng lần lượt 9% và 10% trong 6 tháng đầu năm 2022. Một số quốc gia châu Âu như: Đức, Pháp, Hà Lan, Tây Ban Nha đã quyết định kéo dài thời gian vận hành của các nhà máy nhiệt điện than, mở cửa lại các nhà máy điện than đã đóng cửa trong nỗ lực giảm lượng khí đốt tiêu thụ. Chúng tôi cho rằng châu Âu sẽ chưa thể nhanh chóng tìm được nguồn cung khí đốt thay thế cho Nga trong ngắn hạn nên giá than nhiều khả năng sẽ tiếp tục duy trì ở mức cao trong thời gian tới.
(Nguồn: IEA, VCBS tổng hợp)
- Các nguyên nhân chính tác động làm cho giá than tăng cao trong giai đoạn vừa qua:
- Quá trình chuyển hóa năng lượng gặp nhiều thách thức
Nguồn cung thiết bị điện gió phụ thuộc vào một số quốc gia và khu vực. Turbine gió chiếm tỷ trọng lần lượt 70% và 35% chi phí các dự án điện gió trên bờ, ngoài khơi và là một ngành sản xuất yêu cầu mức độ kỹ thuật cao và hiện thị phần đang tập trung vào một số khu vực chính trên thế giới. Trong số 35 nhà cung cấp chính toàn cầu, 23 nhà cung cấp thuộc khu vực Châu Á – Thái Bình Dương, chủ yếu ở Trung Quốc và Ấn Độ. Trung Quốc hiện đang chiếm 60% thị phần toàn cầu nguồn cung thiết bị quan trọng cho turbine như: máy phát điện, cánh quạt, hộp số. Châu Âu là thị trường lớn thứ 02 với 20% thị phần gồm có 03 nhà cung cấp chính: Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy và GE Renewable Energy.
Trung Quốc làm chủ chuỗi giá trị sản xuất tấm pin năng lượng mặt trời. Trung Quốc hiện đang kiểm soát hơn 80% quá trình sản xuất các tấm pin năng lượng mặt trời. Cụ thể: Trung Quốc chiếm hơn 79% công suất sản xuất polysilicon, 97% thị phần đĩa bán dẫn và 85% tế bào quang điện toàn cầu trong năm 2021.
Tiềm ẩn nhiều rủi ro trong tương lai. Sự phụ thuộc của ngành NLTT toàn cầu vào một số quốc gia và nguồn cung cấp máy móc, thiết bị sẽ tiềm ẩn những rủi ro có thể gây gián đoạn chuỗi cung ứng trong tương lai.
Chi phí tài chính tăng cao ảnh hưởng đến nguồn vốn đầu tư. Với chính sách thắt chặt tiền tệ của các ngân hàng trung ương trên toàn cầu, chi phí đầu tư đặc biệt là chi phí lãi vay (chiếm tỷ trọng lớn trong cơ cấu chi phí dự án) tăng cao sẽ ảnh hưởng lớn đến các dự án đầu tư trong ngắn và trung hạn.
(Nguồn: IEA, VCBS tổng hợp)
Trung Quốc đang có thị phần lớn nhất về khai thác các NVL chiến lược (Rare earth element – REEs) cần thiết cho quá trình chuyển hóa năng lượng toàn cầu như: Neodynium, Dysprosium. Trong năm 2020, quốc gia này chiếm hơn 55% công suất sản xuất REEs toàn cầu và hơn 87% công suất tinh chế.
Trung Quốc hiện cũng đang là quốc gia có thị phần lớn nhất trong công đoạn xử lý, tinh chế các quặng NVL thô khác cần thiết để sản xuất các tấm pin năng lượng mặt trời, turbine gió như: Đồng (40%), Lithium, Nickel (35%) và Cobalt lớn nhất toàn cầu.
Nhu cầu đối với các NVL chiến lược có xu hướng tăng cao. Theo hội đồng năng lượng gió toàn cầu (GWEC Market Intelligence), gần 30% turbine gió được lắp đặt cần sử dụng đến các NVL như Neodynium và Dysprosium trong năm 2020. Đến năm 2030, nhu cầu đối với REEs được dự báo sẽ tăng gấp đôi so với hiện tại.
IEA dự báo nhu cầu với các kim loại như Đồng và REE sẽ tăng khoảng 40%, 60%-70% đối với Nickel và Cobalt, hơn 90% với Lithium vào năm 2040. Sự phụ thuộc lớn của nguồn cung các kim loại quan trọng cho quá trình chuyển hóa năng lượng vào một số quốc gia và khu vực sẽ tiềm ẩn nhiều rủi ro liên quan đến các yếu tố như: địa chính trị, chính sách điều hành của chính phủ và sự biến động giá trong tương lai.
- Các dự án NLTT có thể được hưởng lợi nhờ giá thành giảm
Chi phí trung bình năng lượng (LCOE) NLTT giảm mạnh. LCOE của các dự án điện gió trên bờ năm 2021 ở mức 0,033 USD/kWh (giảm khoảng 3 lần so với thời điểm 2010). Chi phí lắp đặt các dự án điện gió trên bờ cũng giảm mạnh từ mức 2.042 USD/kWh (2010) xuống chỉ còn 1.325 USD/kWh (2021). LCOE của các dự án điện gió ngoài khơi trong năm 2021 ở mức 0,075 USD/kWh (giảm 2,5 lần so với thời điểm 2010). Chi phí lắp đặt các dự án điện gió ngoài khơi giảm từ mức 4.876 USD/kWh (2010) xuống chỉ còn 2.858 USD/kWh (2021). Chi phí của các dự án điện gió giảm mạnh do những tiến bộ về công nghệ như: tăng độ dài của cánh quạt và trụ, công nghệ Rotor cải thiện giúp hoạt động tốt trong khung vận tốc gió rộng hơn. Ngoài ra, lợi thế kinh tế về quy mô nhờ năng lực sản xuất lớn và tiết giảm chi phí vận hành cũng là một trong những yếu tố góp phần làm giảm giá thành sản xuất điện gió.
ĐMT đang là loại hình NLTT có chi phí sản xuất thấp nhất. LCOE của các dự án điện mặt trời ở mức 0,048 USD/kWh (giảm 8,5 lần so với thời điểm 2010). Chi phí lắp đặt của các dự án điện mặt trời giảm mạnh từ mức 4.808 USD/kWh (2010) xuống chỉ còn 857 USD/kWh (2021), giảm khoảng 4,5 lần và trở thành loại hình NLTT có chi phí sản xuất thấp nhất. Nguyên nhân chủ yếu là do giá trung bình của các tấm module năng lượng mặt trời giảm mạnh trong thời gian qua.
Chúng tôi cho rằng khi chính sách giá mới cho các dự án NLTT chuyển tiếp được thông qua, các doanh nghiệp đang có kế hoạch mở rộng đầu tư vào lĩnh vực NLTT trong trung và dài hạn như REE, PC1 và GEG sẽ được hưởng lợi nhờ xu hướng giảm chi phí đầu tư.
(Nguồn: IRENA, VCBS tổng hợp)
II. TRIỂN VỌNG NGÀNH ĐIỆN 2023 – VIỆT NAM
- Nhóm doanh nghiệp hưởng lợi nhờ EL Nino trở lại
Nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng ổn định trong dài hạn. 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.
El Nino trở lại. Lanila 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 T3.2023 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.
(Nguồn: VCBS tổng hợp)
- Nhiều thách thức cho phát triển các dự án sử dụng nguồn khí LNG nhập khẩu
Nhiệt điện khí được ưu tiên phát triển mạnh sau nguồn NLTT. 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.
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 lên mức 70USD/mmBTU vào đầu T3.2022 trước khi hạ nhiệt về mức 30USD/mmBTU hiện tại, nhưng mức giá này vẫn rất cao so với mức trung bình 15-18USD/mmBTU trong năm 2021.
Giá khí LNG gây khó khăn cho quá trình đàm phán giá bán điện. 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.
(Nguồn: IEA,Dự thảo QHĐ VIII, VCBS tổng hợp)
- Ưu tiên phát triển NLTT trong thời gian tới, DN xây lắp hưởng lợi nhờ vốn đầu tư lớn.
Cơ cấu nguồn điện được phát triển theo hướng xanh hơn theo QHĐ 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.
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.
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. NLTT 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.
(Nguồn: VCBS tổng hợp)
- Cơ chế giá mới cho các dự án NLTT chuyển tiếp
Tín hiệu khởi sắc cho các dự án NLTT. 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.
Chúng tôi 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 NLTT 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 và quá trình đàm phán giá bán điện của các nhà máy điện thường sẽ diễn ra trong thời gian dài nên chúng tôi kỳ vọng chính sách giá bán cho các dự án chuyển tiếp sẽ chỉ có thể chính thức ban hành vào cuối năm 2023.
(Nguồn: VCBS tổng hợp)
- Các dự án điện mới
Cắt giảm mạnh công suất điện than. Sẽ có khoảng 14.120 MW nhiệt điện than không được phát triển mới sau khi QHĐ VIII được rà soát lại.
Không phát triển thêm dự án điện than sau năm 2030. Chỉ có 05 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.
Các dự án nhiệt điện khí được phát triển mạnh trong thời gian tới. Dự kiến sẽ có khoảng 3 nhà máy điện khí sử dụng nguồn khí Lô B: Ô Môn II (1.050 MW), Ô Môn III (1.050) và Ô Môn IV (1.050) 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.
(Nguồn: tổng hợp báo cáo phân tích VCBS)
