BÁO CÁO NGÀNH ĐIỆN NĂM 2023
SỰ TRỞ LẠI CỦA NHIỆT ĐIỆN
Tăng trưởng nhu cầu điện năng thấp, dự kiến ở mức 5,4% trong năm 2023 trên cơ sở tăng trưởng GDP dự kiến vào năm 2023 trong khoảng 6,0~6,2%. Nhìn lại, nhu cầu điện và GDP năm 2022 tăng trưởng lần lượt 6,2% và 8,0%.
Điều kiện thủy điện sẽ duy trì tích cực cho đến hết quý 1 năm 2023 và có thể trở nên kém thuận lợi hơn trong 6 tháng cuối năm 2023, theo NOAA.
Các điều kiện thủy điện kém thuận được dự báo có nhiều khả năng xảy ra trong năm 2023, với sản lượng tiêu thụ của các nhà máy thủy điện giảm 8% so với cùng kỳ trong năm 2023. Chúng tôi cho rằng điều này có thể không khả quan đối với REE, do hơn một nửa LNST của REE là đóng góp từ mảng thủy điện.
Hiệu suất sử dụng cao hơn của các nhà máy nhiệt điện sẽ hỗ trợ giá CGM và bù đắp cho tăng trưởng nhu cầu điện thấp hơn. Chúng tôi dự báo giá CGM sẽ đi ngang trong năm 2023. Giá CGM bao gồm hai phần là giá CAN và giá SMP. Giá SMP có thể được thúc đẩy bởi nhu cầu điện và mức giá trần được thiết kế tăng 11% so với cùng kỳ. Tuy nhiên, giá CAN năm 2023 được ERAV/MOIT thiết lập ở mức giảm 20% so với cùng kỳ. Tuy nhiên, giá CAN năm 2023 được Cục điều tiết điện lực, Bộ Công thương điều chỉnh giảm 20% và theo chúng tôi đây có thể do việc kiểm soát chi phí đầu vào sẽ được chú trọng hơn trong năm nay. Do đó nếu nhu cầu tiêu thụ điện kém hơn dự báo thì có rủi ro giá CGM có thể giảm, tương tự như những gì đã xảy ra trong năm 2020.
KQKD chưa khả quan của EVN trong năm 2022 sẽ là thách thức đối với các nhà máy phát điện. Hơn nữa, sản lượng hợp đồng (Qc) cho các nhà máy phát điện chưa được phân bổ. Qua trao đổi với một số nhà máy nhiệt điện, chúng tôi được biết Qc có thể được giao hàng tháng thay vì đầu năm. Điều này sẽ giúp EVN kiểm soát chặt chẽ chi phí đầu vào hơn. Ngược lại, các nhà máy phát điện sẽ gặp khó khăn trong việc đặt mục tiêu về khối lượng, doanh thu và lợi nhuận.
Yếu tố hỗ trợ tăng giá bất ngờ
- Chờ đợi Quy hoạch điện 8 được phê duyệt. Tuy nhiên, theo Nghị quyết 01/2023, trong đó đặt ra kế hoạch hoạt động kinh tế xã hội năm 2023, song dường như vẫn chưa đưa ra mốc thời gian phê duyệt cụ thể do Quy hoạch điện 8. Do đó, thời hạn phê duyệt Quy hoạch điện 8 vẫn chưa rõ ràng. Nếu được thông qua, kế hoạch này có thể là chất xúc tác cho mảng xây dựng lưới điện của PC1.
- Một cuộc suy thoái nhẹ sẽ là yếu tố tích cực đối với nhu cầu tiêu thụ điện và giá CGM.
- Căng thẳng dịu đi hoặc thỏa thuận đình chiến giữa Nga và Ukraine có thể khiến giá dầu khí giảm và gián tiếp làm giảm nhu cầu/giá than.
KHUNG GIÁ CHUYỂN TIẾP ĐÒI HỎI CÁC DOANH NGHIỆP PHÁT TRIỂN NLTT CHỨNG MINH NĂNG LỰC VẬN HÀNH.
Khung giá NLTT chuyển tiếp thấp hơn 25% – 29% so với giá FIT.
Ngày mùng 07/01/2023 vừa rồi, Bộ Công thương đã đưa ra quyết định ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp, Theo đó, giá điện mặt trời (ĐMT) mặt đất là 1.184đ/kWh, thấp hơn 29,5% so với mức giá FIT đạt. Giá điện gió trên bờ và ngoài khơi cũng thấp hơn khoảng 21%, lần lượt là 1.587đ/kWh và 1.816đ/kWh.
Theo thống kê của chúng tôi, khung giá mới sẽ áp dụng cho khoảng 16 dự án ĐMT và 62 dự điện gió trong diện chuyển tiếp, tức là những dự án đã tiến hành đầu tư, triển khai nhưng chưa kịp hoàn thành trước hạn giá FIT:
- Đối với điện mặt trời: Theo rà soát thống kê trong Quy hoạch điện 8, có 2.428,42MW đã được chấp thuận nhà đầu tư trong đó có 5 dự án/phần dự án tổng công suất 452,62MW đã xây lắp xong nhưng chưa được nối lưới bao gồm ĐMT Phù Mỹ 2 (BCG); Phần công suất 170MW Trung Nam Thuận Nam (Trung Nam Group); ĐMT Thiên Tân 1.2 và phần dự án ĐMT Thiên Tân 1.3 và 1.4 (T&T Group). Ngoài ra còn có 11 dự án tổng công suất 426MW đã ký hợp đồng mua sắm thiết bị trong đó nổi bật có Đức Huệ 2 (GEG) và Phước Thái 2, 3 (EVN), Krong Pa 2 (BCG). Theo chủ trương rất rõ ràng từ chính phủ sẽ không tiếp tục phát triển thêm dự án điện mặt trời từ nay cho dến 2030, chúng tôi nhận thấy đây là những dự án chuyển tiếp nổi bật (tổng cộng 636MW) sẽ có thể được hoàn thành và đóng điện theo khung giá chuyển tiếp.
- Đối với điện gió: Theo thống kê từ EVN, có 62 nhà máy điện gió đã không về đích trong cuộc đua giá FIT tháng 11/2021 với tổng công suất khoảng 3.479MW. Trong đó, chúng tôi điểm tên một số những dự án nổi bật của các doanh nghiệp niêm yết như Tân Phú Đông 1 (100MW – GEG), VPL Bến Tre 2 (30MW – GEG), Điện gió Trà Vinh GĐ1 (80MW – BCG), Điện gió Khai Long GĐ1 (100MW – BCG).
Tuy nhiên, chúng tôi cho rằng khung giá này có thể phần nào làm thất vọng nhiều nhà đầu tư đã mòn mỏi chờ đợi quá lâu, vì một số yếu tố sau:
- Việc ban hành khung giá bằng VND thay vì bằng USD không phản ánh yếu tố trượt giá.
- Hiện tại Khung giá mới cho điện mặt trời (1.184đ/kWh) đang dựa trên phương án tính toán thứ 4 của EVN, tính toán theo thông số đầu vào của 2 nhà máy điện mặt trời – Phước Thái 2, 3. Trong khi các phương án 1,2,3 tính toán theo giá trị trung bình của 106 dự án điện mặt trời khác và đưa ra mức giá vào khoảng 1.400-1.500đ/kWh. Chúng tôi cho rằng việc sử dụng các giá trị tính toán của 106 dự án điện mặt trời sẽ mang tính đại diện và khách quan hơn.
- Không phải dự án chuyển tiếp nào cũng sẽ ghi nhận được hiệu quả sinh lời với khung giá này
Khung giá mới đòi hỏi DN phải chứng minh về năng lực triển khai và vận hành dự án.
Chúng tôi đã tiến hành chạy mô hình định giá và đánh giá hiệu quả tỉ suất sinh lời nội tại (IRR) của các dự án dựa theo giả định của một dự án NLTT tiêu chuẩn, công suất 50MW, với một số giả định tổng quát như sau:
Từ kết quả trên, chúng tôi cho rằng mức giá mới sẽ làm giảm đáng kể tỷ suất sinh lời (IRR) của các dự án điện NLTT chuyển tiếp. Cụ thể, IRR của các dự án điện mặt trời mặt đất chỉ đạt 5,1% theo dự tính của chúng tôi. Trong khi đó, IRR của điện gió trên bờ và gần bờ sẽ giảm xuống lần lượt là 8,0% và 7,9% từ mức hơn 12% theo giá FIT cũ.
Về cơ cấu chi phí đầu tư dự án, chi phí mua sắthiết bị vật tư (Capex) vẫn đang chiếm khoảng 70-75% tổng gói thầu. Theo sau là chi phí xây dựng khoảng 20-25% và còn lại là các chi phí liên quan đến tư vấn, quản lý dự án. Ngoài ra, chúng tôi nhận thấy chi phí vốn của dự án cũng đóng vai trò quan trong đến hiệu quả đầu tư. Do đó, chúng tôi tiến hành chạy bảng phân tích độ nhạy theo hai biến mà chúng tôi cho rằng sẽ có ảnh hưởng rõ rệt nhất lên IRR bao gồm suất đầu tư và lãi vay đối với 1 dự án điện gió [trên/gần] bờ. Hiện tại, với giả định lãi vay 11% và suất đầu tư vào khoảng 1,6 triệu USD/MW, IRR của dự án điện gió sẽ duy trì ở mức khoảng 8%, đây là mức khá thấp khi so với mức IRR theo giá FIT cũ vào khoảng 12%.
Tuy nhiên, có thể nhận thấy vẫn có nhiều yếu tố hỗ trợ giảm chi phí đầu tư NLTT trong thời gian tới.
- Ngày 14-12, Việt Nam và các nước G7 cùng đối tác phát triển là Liên minh Châu âu, Na uy, Đan Mạch đã thông qua tuyên bố chính trị thiết lập JETP nhằm hỗ trợ Việt Nam chuyển đổi năng lượng xanh. Theo đó, kế hoạch ban đầu sẽ huy động khoảng 15,5 tỷ USD từ khu vực công và tư nhân trong vòng 3 đến 5 năm tới nhằm hỗ trợ các mục tiêu của Việt Nam => thấy đây là nguồn vốn dồi dào với mức lãi suất rẻ, đang chảy mạnh mẽ vào nước ta và là cơ hội cho các dự án NLTT chuyển tiếp hoạt động hiệu quả tái cấu trúc nợ trong thời gian tới.
- Theo dự thảo Quy hoạch điện 8, chi phí đầu tư của các dự án NLTT sẽ giảm dần trong giai đoạn từ nay đến 2030 sẽ là yếu tố hỗ trợ cho công đoạn phát triển của các dự án sắp tới, phần nào bù đắp được việc phải huy động ở mức giá thấp cho các dự án NLTT diện chuyển tiếp.
Về cơ bản, có thế nhân thấy các doanh nghiệp có khả năng cải thiện chi phí phát triển, vận hành, cũng như có năng lực huy động nguồn vốn rẻ sẽ nắm ưu thế trong giai đoạn này. Doanh nghiệp như PC1 sẽ là doanh nghiệp hưởng lợi đầu tiên khi tham gia vào lĩnh lực xây lắp, đặc biệt là EPC điện gió và xây lắp đường dây, trạm biến áp. Ngoài ra, chúng tôi điểm tên một số những nhà phát triển năng lượng nổi bật đang niêm yết bao gồm BCG, GEG sẽ có thể tăng trưởng công suất khi sở hữu các dự án điện NLTT chuyển tiếp.
RỦI RO CỦA NGÀNH:
- Đồng USD tăng giá bất ngờ có thể đặt ra thách thức cho các nhà máy điện đang vay nợ và EVN
- Suy thoái nghiêm trọng hơn dự kiến có thể tác động tiêu cực đến nhu cầu điện.
- Chúng tôi nhận thấy các rủi ro đối với các dự án năng lượng tái tạo (NLTT) hiện tại do sự cạnh tranh từ các dự án NLTT mới sắp tới với giá bán thấp hơn. Nếu nhu cầu tiêu thụ điện trên toàn quốc yếu hơn, EVN sẽ giảm sản lượng huy động các nguồn năng
lượng có chi phí cao (tức là các dự án năng lượng tái tạo cũ có giá bán cao). - Các vấn đề kỹ thuật & tuổi thọ của các nhà máy điện.
(Nguồn: SSI, Vndirect)
