PHÂN TÍCH DOANH NGHIỆP POW
KẾT QUẢ KINH DOANH QUÝ 3:
Trong quý III/2022, PV Power ghi nhận doanh thu đạt 6.041,68 tỷ đồng, tăng 13,1% so với cùng kỳ năm trước và lợi nhuận sau thuế đạt 201,28 tỷ đồng, giảm 66,6% so với cùng kỳ. Trong đó, biên lợi nhuận gộp giảm mạnh từ 15,8% về còn 11,6%.
Trong kỳ, lợi nhuận gộp giảm 16,6% so với cùng kỳ, tương ứng giảm 140,1 tỷ đồng về 702,67 tỷ đồng; doanh thu tài chính giảm 20%, tương ứng giảm 23,83 tỷ đồng về 95,55 tỷ đồng; chi phí tài chính tăng 50,8%, tương ứng tăng thêm 69,62 tỷ đồng về 206,59 tỷ đồng; chi phí quản lý doanh nghiệp tăng 150,5%, tương ứng tăng thêm 232,32 tỷ đồng lên 386,64 tỷ đồng và các hoạt động khác biến động không đáng kể. Như vậy, trong quý III, lợi nhuận giảm chủ yếu do lợi nhuận gộp giảm, chi phí tài chính và chi phí quản lý doanh nghiệp còn tăng cao so với cùng kỳ.
Lũy kế trong 9 tháng đầu năm, PV Power ghi nhận doanh thu đạt 20.565,82 tỷ đồng, giảm 1,9% so với cùng kỳ và lợi nhuận sau thuế đạt 1.591,24 tỷ đồng, giảm 21,7% so với cùng kỳ năm trước.
TRIỂN VỌNG ĐẦU TƯ:
Mảng điện khí sẽ phục hồi nhờ nhu cầu điện được dự báo tăng trưởng mạnh với giá khí có xu hướng giảm.
Mặc dù chúng tôi nhận thấy sản lượng điện khí tăng nhẹ trong năm 2022 từ mức nền thấp của năm 2021, tuy nhiên vẫn còn nhiều dư địa và động lực để điện khí tiếp tục tăng trưởng từ năm 2023 trở đi:
- Trong năm 2022, chúng tôi nhận thấy giá khí đốt duy trì ở mức cao và tăng trưởng nhu cầu điện thấp hơn dự kiến là những cản trở cho sự phục hồi của mảng điện này. Do đó, chúng tôi dự báo sản lượng điện khí sẽ tăng 10% svck lên 8,7 tỷ kWh trong năm 2022, được hỗ trợ bởi sản lượng tăng trong Q4/22 (2.192 kWh; +45% svck) từ mức nền thấp trong Q4/21 (1.503 kWh). Với việc giá khí trong nước của Việt Nam neo theo 46%*FO và biến động cùng chiều với giá dầu Brent, chúng tôi dự báo giá bán trung bình vẫn ở mức cao là 2.229 đồng/kWh, với giả định giá dầu Brent là 120 USD/thùng.
- Sang năm 2023, chúng tôi nhận thấy một số yếu tố để điện khí được huy động tích cực hơn, bao gồm (1) Tiêu thụ điện được dự báo tăng trưởng mạnh mẽ với tốc độ kép là 9,2% cho giai đoạn 2022-30 sẽ củng cố triển vọng ngành điện, đặc biệt khi công suất bổ sung từ điện NLTT và điện than chậm lại do nút thắt chính sách; 2) Chúng tôi kỳ vọng giá khí sẽ giảm với dự báo dầu Brent thấp hơn đạt 90/80 USD/thùng trong giai đoạn 2023/24, giúp giảm áp lực lên giá bán điện và nâng cao khả năng cạnh tranh của điện khí với các nguồn khác, đặc biệt là nhiệt điện than nhập khẩu.
- Từ giai đoạn 2024-25, chúng tôi nhận thấy sản lượng điện tăng mạnh 33% svck và 49% svck lên lần lượt là 14,1 tỷ kWh và 21,1 tỷ kWh khi Nhơn Trạch 3 vận hành từ Q4/24 và Nhơn Trạch 4 từ Q2/25. NT3&4 với tổng công suất 1.600MW dự kiến đạt 9,0 tỷ kWh/năm khi vận hành hết công suất thiết kế và chiếm 42% tổng sản lượng trong năm 2025.
Điện than sẽ phục hồi khi Vũng Áng 1 hoạt động trở lại từ Q1/23, trong khi thủy điện sẽ đi ra khỏi pha thời tiết thuận lợi.
Từ năm 2023, chúng tôi nhận thấy sự phục hồi sản lượng mạnh mẽ của Vũng Áng 1 nhờ tổ máy số 1 (600MW) hoạt động trở lại từ Q1/23 và dự báo phụ tải điện mạnh ở miền Bắc với giá bán trung bình sẽ giảm nhẹ xuống 1.745 đồng/kWh khi áp lực nhu cầu hạ nhiệt. Ngược lại, sản lượng thủy điện sẽ không còn duy trì mức huy động tích cực từ T2/23 khi pha La Nina kết thúc, dự kiến sẽ giảm 31% svck xuống 1.045 triệu kWh với giá bán trung bình ổn định ở mức 1.166 đồng/kWh theo ước tính của chúng tôi. Trong giai đoạn 2024-25, chúng tôi dự báo điện than và thuỷ điện sẽ giữ tỷ lệ huy động ổn định. Giá bán trung bình cũng tăng khoảng 2% hàng năm do trượt giá.
Tuy nhiên doanh nghiệp vẫn sẽ phải đối mặt với một vài khó khăn trong giai đoạn tới.
Rủi ro Nhơn Trạch 3&4 bị chậm tiến độ do vướng mắc trong đàm phán hợp đồng PPA và GSA. Mặc dù đã có những sự tích cực trong tiến độ san lấp, giải phóng mặt bằng Nhơn Trạch 3&4, hiện nay dự án vẫn đang gặp vướng mắc liên quan đến việc đàm phán cam kết đầu ra. Cụ thể, trong khi điều khoản về giá bao tiêu đã được thông qua thì đề xuất cam kết mua 80-90% sản lượng thiết kế bình quân (Qc) trong 15 năm vẫn chưa được quyết định. Việc ký kết này là cần thiết và quan trọng đối với POW vì cam kết Qc là một điều khoản quan trọng để có thể ký kết các hợp đồng cung cấp LNG dài hạn, giúp Nhơn Trạch 3&4 (NT3&4) tránh khỏi rủi ro biến động giá. Mặt khác, PPA cũng là yếu tố then chốt để POW tiến hành huy động vốn vì các nhà tài trợ nước ngoài sẽ đánh giá nghiêm ngặt hiệu quả và dòng tiền của dự án.
POW chịu đôi chút áp lực từ việc tăng lãi suất và lỗ tỷ giá do tác động của các yếu tố vĩ mô. Từ năm 2023, chúng tôi nhận thấy khoản vay bằng USD cho Nhơn Trạch 3&4 khoảng 1,1 tỷ USD sẽ gây áp lực lớn hơn lên tình hình tài chính của công ty. Đặc biệt, chúng tôi nhận thấy tỷ lệ nợ vay/VCSH tăng từ 63% trong năm 2022 lên 111% trong năm 2025 sẽ làm tăng chi phí tài chính trong giai đoạn đầu tư Capex lớn này.
Đối với cơ cấu nguồn vốn dự án NT3&4, dự kiên sẽ được tài trợ bởi 25% vốn chủ sở hữu và 75% vốn vay. Về cơ cấu nợ:
- Khoảng 4.000 tỷ đồng khoản vay thương mại trong nước đang vào giai đoạn cuối cùng chờ VCB phê duyệt.
- Phần còn lại (900 triệu USD theo ước tính của chúng tôi) là các khoản vay tín dụng xuất khẩu (ECA) và vay thương mại. Mặc dù chúng tôi nhận thấy các khoản vay ECA sẽ được hưởng chính sách lãi suất thấp hơn, nhưng chúng tôi cho rằng chỉ số đồng đô la duy trì ở mức cao sẽ làm tăng chi phí đầu tư và ảnh hưởng đến hiệu quả tài chính của dự án. Hiện tại, PVPower đã phối hợp với Tập đoàn tư vấn Citibank (Mỹ) và ING (Hà Lan) thu xếp vốn cho NT3&4 với hình thức không bảo lãnh Chính phủ và kết quả đạt được rất khả quan.
RỦI RO:
- Nguồn cung nhiên liệu (than, LNG…) thiếu hụt có thể làm giảm sản lượng.
- Trong khi điều khoản về giá bán điện đã được thông qua, cam kết bao tiêu 80-90% sản lượng thiết kế trung bình nhiều năm cho NT3&4 vẫn chưa đạt được thống nhất. Vì vậy, dù đã sẵn sàng bước vào giai đoạn xây dựng, việc huy động vốn vẫn đang bế tắc do chưa thể hoàn thiện các điều khoản của hợp đồng PPA và GSA.
(Nguồn: Vndirect)
