Tin chứng khoán

Ngành điện Việt Nam: chuyển dịch sang năng lượng tái tạo

blog_post.featured_image

Ngành điện Việt Nam: chuyển dịch sang năng lượng tái tạo 

  • Chúng tôi tin rằng chính phủ Việt Nam đang chú trọng hơn đến năng lượng tái tạo trong quy hoạch phát triển điện mới đang được xây dựng. 
  • Trong khi than/khí sẽ vẫn là nguồn nhiên liệu chính trong giai đoạn 2021-2030, vị trí của năng lượng tái tạo trong tổng sản lượng điện sẽ tăng mạnh. 
  • Do nguồn cung nhiên liệu hóa thạch trong nước hạn chế, nên Việt Nam sẽ phải tăng cường nhập khẩu than và LNG để sản xuất điện. 
  • Công suất phát điện mới đi vào hoạt động cộng với nhu cầu nhiên liệu nhập khẩu tăng sẽ tạo ra cơ hội cho các doanh nghiệp sản xuất điện (GEG và POW), kinh doanh khí (GAS) và vận chuyển nhiên liệu (PVT). 

Công suất phát điện sẽ tăng mạnh 

Theo Bộ Công thương, công suất phát điện của Việt Nam dự kiến sẽ tăng từ 55 GW vào năm 2020 lên 132 GW vào năm 2030; tương đương tốc độ gộp bình quân năm là 9,1%. Than và khí vẫn là nguồn nhiên liệu phát điện chính trong giai đoạn 2021-2030; tuy nhiên đóng góp của năng lượng tái tạo sẽ tăng đáng kể. Chúng tôi ước tính sẽ cần đầu tư mỗi năm khoảng 10 tỷ USD từ 2021-2030 để Việt Nam thực hiện được việc tăng công suất như mong muốn. 

Nguồn năng lượng trong nước không đủ đáp ứng nhu cầu 

Bộ Công thương cho biết nguồn than và khí trong nước không đủ đáp ứng nhu cầu sản xuất điện của Việt Nam nên sẽ phải nhập khẩu than và LNG phục vụ cho mục đích sản xuất điện. Trong mô hình của mình, chúng tôi dự báo trong giai đoạn 2020-2030, đóng góp của nhiên liệu nhập khẩu trong tổng mức nhiên liệu tiêu thụ để phát điện sẽ tăng đần từ 31% lên 66% đối với than và từ 0% lên 58% đối với LNG. Rõ ràng điều này sẽ tạo ra cơ hội thị trường lớn cho các doanh nghiệp trong ngành kinh doanh than và LNG tại Việt Nam. 

Cơ chế giá điện: Đang có nhiều thay đổi 

Do điện mặt trời hiện đã trở nên rẻ hơn so với điện than và điện khí tính theo chi phí sản xuất điện quy dẫn, nên chúng tôi tin rằng cơ chế giá đối với điện mặt trời sẽ chuyển sang cơ chế đấu giá cạnh tranh ngay khi giá FIT hiện nay hết hiệu lực vào ngày 31/12/2020. Trong khi đó, chúng tôi kỳ vọng cơ chế giá FIT dành cho điện gió sẽ được gia hạn nhằm khuyến khích các nhà đầu tư nâng công suất điện gió trong 3-4 năm tới. Điện mặt trời và điện gió lần lượt đóng góp khoảng 10% và 2% trong tổng công suất lắp đặt của Việt Nam hiện nay; và dự kiến sẽ tăng nhanh. 

Ảnh hưởng đối với những cổ phiếu có liên quan 

Chúng tôi tin rằng đây là thời điểm tuyệt vời để đầu tư vào lĩnh vực năng lượng/dịch vụ công ích của Việt Nam và đưa ra khuyến nghị Mua vào đối với hầu hết các doanh nghiệp trong danh sách khuyến nghị của chúng tôi ngoại trừ PPC (Nắm giữ, giá mục tiêu 24.050đ). Cổ phiếu chúng tôi ưa thích nhất là GEG (Mua vào, giá mục tiêu 19.950đ) và POW (Mua vào, giá mục tiêu 12.770đ), là hai cổ phiếu ngành điện sẽ hưởng lợi từ nhu cầu điện đang tăng nhanh tại Việt Nam. Đáng chú ý, GEG là doanh nghiệp hưởng trực tiếp nhất từ câu chuyện năng lượng tái tạo với P/E dự phóng năm 2021 hiện là 20 lần – theo chúng tôi không phải là cao nếu nhìn vào triển vọng tăng trưởng mạnh của doanh nghiệp. 

Chúng tôi cũng khuyến nghị doanh nghiệp kinh doanh thương mại khí là GAS (Tăng tỷ trọng, giá mục tiêu là 85.500đ) và doanh nghiệp vận chuyển nhiên liệu là PVT (Mua vào, giá mục tiêu 18.370đ). Cả 2 doanh nghiệp này dự kiến hưởng lợi từ những xu hướng xuất hiện trong quá trình chuyển đổi trong ngành nhờ có công suất mới đi vào hoạt động và nhu cầu nhiên liệu nhập khẩu tăng.

Cơ chế giá điện thay đổi và năng lượng tái tạo sẽ phát triển mạnh

 Theo quy hoạch phát triển ngành điện của chính phủ cho 10 năm tới – với nội dung chi tiết sẽ được thảo luận trong các phần tiếp theo – chúng tôi thấy có nhiều thuận lợi cho ngành năng lượng/dịch vụ tiện ích tại Việt Nam. Về các xu hướng chủ đạo, chúng tôi tin rằng (1) tình trạng thiếu điện sẽ dần cải thiện nhờ các động lực cung/cầu tích cực hơn (nhờ tăng cường nhập khẩu nhiên liệu), trong khi (2) công suất phát điện sẽ tăng tốt với năng lượng tái tạo sẽ giữ vai trò quan trọng hơn (nhờ những thay đổi trong cơ chế giá điện). 

Cơ hội cho các doanh nghiệp sản xuất điện sẽ rất lớn, theo đó các doanh nghiệp này sẽ tiến hành đầu tư mạnh mẽ. Các doanh nghiệp sản xuất điện là GEG và POW là các doanh nghiệp chúng tôi ưa chuộng nhất vì sẽ được hưởng lợi từ nhu cầu điện gia tăng (GEG là doanh nghiệp hưởng lợi trực tiếp nhất từ câu chuyện năng lượng tái tạo). Đồng thời chúng tôi cũng khuyến nghị một số doanh nghiệp có thể hưởng lợi trong quá trình chuyển đổi của ngành trong 10 năm tới, gồm doanh nghiệp kinh doanh thương mại khí là GAS và doanh nghiệp vận tải nhiên liệu là PVT. 

Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia đang được xây dựng 

Chính phủ đang xây dựng Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch điện VIII). Nhiều bên liên quan – gồm Bộ Công thương, EVN, các đối tác phát triển của Việt Nam, các nhà đầu tư trong ngành điện và doanh nghiệp sử dụng điện... – đang trong quá trình thảo luận chi tiết các vấn đề quan trọng đối với sự phát triển của ngành điện. 

Điểm mấu chốt của Quy hoạch điện VIII là sẽ đảm bảo sự ổn định nguồn cung cấp điện nhằm đảm bảo tăng trưởng kinh tế đồng thời kiểm soát và giảm thiểu chi phí bên ngoài (chi phí gây ra do ảnh hưởng đến môi trường, xã hội và sức khỏe con người). Nói cách khác, Việt Nam sẽ ngày càng tạo điều kiện để năng lượng tái tạo phát triển trong 10 năm tới. 

Cung cầu trong ngành điện: Tình trạng thiếu điện sẽ dần cải thiện 

Tăng trưởng kinh tế của Việt Nam dựa nhiều vào tiêu thụ năng lượng, đặc biệt là điện năng. Trong giai đoạn 2011-2020, tổng lượng điện tiêu thụ cả nước tăng bình quân tăng 9,6%/năm trong khi tốc độ tăng trưởng GDP là 5,9%. 

Theo Bộ Công thương, mức tiêu thụ điện của Việt Nam dự báo tăng 10% trong năm 2021 từ mức thấp trong năm 2020, và sau đó sẽ tăng bình quân 8,5%/năm trong giai đoạn 2022-2025 và tăng bình quân 7,2%/năm trong giai đoạn 2026-2030; là cơ sở để đạt mức tăng trưởng GDP khoảng 5,5-6%. Vào cuối thời gian trên, lượng tiêu thụ điện thuần của Việt Nam dự kiến đạt 460 TWh từ 213 TWh trong năm 2020 (tốc độ tăng trưởng gộp bình quân năm trong 10 năm là 8%). Theo đó, nhu cầu điện gộp (mức tiêu thụ điện thuần cộng với điện năng sử dụng tại trạm biến áp và điện năng thất thoát ở khâu phân phối và truyền tải) dự kiến tăng lên 508 TWh vào năm 2030 từ 235 TWh vào năm 2020

1

Cũng trong giai đoạn 2020-2030, sản lượng điện phát của Việt Nam dự báo tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 8,3%; cho thấy tình trạng thiếu điện của Việt Nam sẽ dần được cải thiện. 

Trong mô hình dự báo của mình cho ngành điện, chúng tôi dự báo Việt Nam sẽ thiếu 11 tỷ kWh điện trong năm 2023 từ 6 tỷ kWh điện trong năm 2021; sau đó sẽ giảm dần về 1 tỷ kWh vào năm 2030. Phần điện thiếu hụt sẽ được nhập khẩu từ Lào và Trung Quốc. 

Công suất phát điện đến năm 2030: Tăng cường vai trò của năng lượng tái tạo 

Nhu cầu điện tăng mạnh đòi hỏi công suất phát điện phải nhanh chóng tăng theo. Trong giai đoạn 2020-2030, Bộ Công thương dự báo năng lượng tái tạo nói chung sẽ giúp công suất phát điện tăng thêm 37 GW, tiếp theo là điện than (23 GW) và điện khí (21 GW). Thủy điện chỉ tăng thêm 2 GW. Do Quy hoạch điện VIII chưa hoàn tất nên các số liệu trên chỉ có tính chất tham khảo. 

Về tỷ trọng đóng góp trong công suất lắp đặt trên cả nước, tỷ trọng của năng lượng tái tạo (gồm điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối và các loại năng lượng tái tạo khác) tăng từ khoảng 13% năm 2020 lên 31% năm 2030; tỷ trọng của điện khí và điện chạy bằng dầu (gồm khí tự nhiên, LNG và dầu) tăng từ khoảng 16% lên 22% trong khi tỷ trọng của điện than giảm từ 36% xuống 31%, tỷ trọng của thủy điện giảm từ 36% xuống còn 16% trong cùng thời gian.

34

Điểm đáng chú ý là chủ trương hạn chế phê duyệt các dự án điện than mới, ngoại trừ những dự án đã được phê duyệt trong Quy hoạch điện VII. Thay vào đó, điện LNG đã được lựa chọn làm phương án khả thi để bổ trợ cho sự phát triển của năng lượng tái tạo nhờ công suất hoạt động có thể đẩy lên mức cao trong thời gian ngắn. Hai nguồn năng lượng tái tạo lớn nhất là điện mặt trời và điện gió là không thể hiệu chỉnh, không liên tục và phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên cụ thể, nên việc hòa lưới điện một lượng công suất phát điện lớn từ điện gió và điện mặt trời cần có một nguồn phát điện bổ sung có thể hiệu chỉnh với công suất hoạt động có thể đẩy lên mức cao trong thời gian ngắn để bổ sung hiệu quả theo sự tăng giảm tự nhiên của nhu cầu tiệu thụ điện theo từng giờ. 

Nếu công suất các nguồn điện tăng như dự báo trên đây, chúng tôi dự báo tỷ trọng năng lượng tái tạo trong mức tiêu thụ điện năng gộp của Việt Nam sẽ tăng lên 16% vào năm 2030 từ 5% hiện nay với giả định điện năng không được lưu trữ. Tỷ trọng điện khí cũng sẽ tăng lên 27% từ 18% trong cùng thời gian này. Trong khi đó, tỷ trọng điện than và thủy điện sẽ giảm lần lượt còn 41% và 16% từ 43% và 32% hiện nay. 

Việt Nam sẽ cần vốn đầu tư lớn 

Theo kế hoạch mở rộng công suất được trình bày trên đây, Việt Nam sẽ cần bổ sung thêm khoảng 77 GW công suất phát điện trong giai đoạn 2021-2030. Chúng tôi ước tính tổng vốn đầu tư (tính cả tiềm năng giảm chi phí đầu tư nhờ khoa học công nghệ phát triển và nhờ lợi thế về quy mô của điện gió và điện mặt trời) cần thiết là 101,7 tỷ USD trong 10 năm từ 2021 đến 2030; bình quân cần 10,17 tỷ USD/năm. 

Chúng tôi ước tính EVN và các đơn vị phát điện có vốn nhà nước khác chẳng hạn như PetroVietnam và Vinacomin có thể đảm bảo 30% nhu cầu vốn đầu tư. Do vậy, 70% còn lại sẽ từ khu vực tư nhân.

5-6

Nhu cầu tiêu thụ điện và công suất phát điện tăng mạnh đòi hỏi Việt Nam phải mở rộng mạng lưới truyền tải và phân phối điện để tiếp nhận, truyền tải và phân phối một lượng điên năng lớn hơn. Ngoài ra, do tỷ trọng đóng góp của nguồn năng lượng tái tạo vào lưới điện tăng, nên mạng lưới điện quốc gia cần phải được củng cố để tiếp nhận nguồn điện không tập trung và không liên tục này vào hệ thống. 

Theo ước tính của EVN, trong giai đoạn 2021-2030, Việt Nam sẽ cần bổ sung thêm 81GVA trạm biến áp 500 kV, 83 GVA trạm biến áp 220 kV và khoảng 12.000 km đường dây truyền tải điện 500 kV và 20.000 km đường dây 220 kV để tiếp nhận điện phát từ 82 GW công suất tăng thêm trong giai đoạn này. 

EVN ước tính tổng vốn đầu tư cần để mở rộng năng lực truyền tải trong giai đoạn 2021-2030 là khoảng 38 tỷ USD; tương đương 3,8 tỷ USD/năm. EVN có thể đảm bảo được khoảng 50% nhu cầu vốn đầu tư. Còn lại sẽ huy động từ khu vực tư nhân. 

Vào tháng 10/2020, dự án truyền tải điện đầu tiên của khu vực tư nhân gồm một trạm biến áp 500 kV; 15,5 km đường dây 500 kV và 2 km đường dây 220 kV đấu nối một nhà máy điện mặt trời công suất 450 MW tại tỉnh Ninh Thuận vào mạng lưới điện quốc gia đã đi vào hoạt động. Chủ đầu tư dự án đã chuyển giao trạm biến áp 500 kV và đường dây truyền tải cho EVN để đổi lại được áp dụng giá FIT1 (9,35 cent/kWh) cho toàn bộ công suất điện mặt trời của mình trong khu vực. Nếu không đầu tư lắp đặt trạm biến áp và hệ thống đường dây nói trên, điện mặt trời của chủ đầu tư trên sẽ bán với giá FIT2 (7,09 cent/kWh).

Trong khi chính phủ và các cơ quan hữu quan đang xây dựng hướng dẫn chi tiết về việc đầu tư của khu vực tư nhân vào lĩnh vực đường dây truyền tải điện, chúng tôi tin rằng đây sẽ là chính sách đổi đường dây truyền tải điện lấy giấy phép đầu tư công suất phát điện; nghĩa là nhà đầu tư tư nhận đầu tư lắp đặt trạm biến áp và đường dây truyền tải để đổi lấy giấy phép đầu tư dự án điện mới.

7

8

Triển vọng tài nguyên năng lượng: Việt Nam sẽ phải phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu trong trung hạn 

Với nhu cầu điện năng của Việt Nam ngày một tăng trong giai đoạn 2021-2030, than vẫn sẽ là nguồn nhiên liệu chính, tiếp đến là khí do khó có thể mở rộng tiếp công suất thủy điện. Trong khi đó, điện mặt trời và điện gió mặc dù không cấp điện được liên tục nhưng vẫn là nguồn năng lượng có nhiều triển vọng. Tuy nhiên tổng tỷ trọng của hai nguồn điện này chỉ có thể giới hạn ở một mức độ nhất định vì lý do kỹ thuật. Do nguồn cung than và khí tự nhiên trong nước hạn chế, nên nhiên liệu nhập khẩu sẽ là mấu chốt để đáp ứng nhu cầu. Chúng tôi sẽ đánh giá về các nguồn tài nguyên năng lượng của Việt Nam bên dưới đây. 

Thủy điện: nguồn tài nguyên thiên nhiên đã được khai thác hết tiềm năng 

Nguồn tài nguyên thủy điện đã được khai thác hết tiềm năng. Hiện không còn dư địa xây dựng các dự án thủy điện quy mô trung bình và lớn. Trong khi đó, tần suất xuất hiện các sự kiện thời tiết cực đoạn ngày một dày hơn, gồm bão nhiệt đới, lũ lụt, hạn hán và sạt lở đất được cho là hậu quả của việc phá rừng làm nhà máy thủy điện; tạo ra trở ngại khi xin cấp phép các dự án thủy điện mới. 

Điện mặt trời và điện gió: Tiềm năng lớn và kinh tế hơn điện than nhưng không thể thay thế nhiên liệu hóa thạch 

Việt Nam được thiên nhiên ban tặng tiềm năng điện mặt trời và điện gió lớn. Đánh giá gần đây cho thấy Việt Nam có nguồn tài nguyên năng lượng tái tạo rất lớn: 

  • Điện mặt trời: Tiềm năng về mặt kỹ thuật là 300 GW; 
  • Điện gió: Tiềm năng về mặt kỹ thuật là 267 GW. 

Hình 9: Nguồn NLTT của Việt Nam, trong đó: (a) sức gió ở độ cao 80m so với mực nước biển, và (b) năng lượng quang điện mặt trời

9

Nhờ chi phí đầu tư giảm và các chính sách hỗ trợ của chính phủ, các dự án điện mặt trời và điện gió hiện đang phát triển mạnh tại Việt Nam. Tính đến ngày 20/10, tổng quy mô các dự án điện mặt trời đăng ký là khoảng 32 GW trong khi điện gió (cả trên đất liền và ngoài khơi) là 18 GW, chủ yếu tập trung tại Nam Bộ và Trung Nam Bộ. 

Trong vài năm qua, nhờ sự phát triển của khoa học công nghệ và các chính sách hỗ trợ của chính phủ, chi phí đầu tư cho điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam đã giảm đáng kể: 

  • Suất đầu tư điện mặt trời đã giảm khoảng 60% xuống dưới 0,8 triệu USD/MWp từ hơn 1,9 triệu USD/MWp vào năm 2015; và 
  • Suất đầu tư điện gió trên đất liền đã giảm khoảng 20% xuống còn 1,8 triệu USD/MW hiện nay từ trên 2,25 triệu USD/MW vào năm 2012. 

Lưu ý: Đơn vị công suất của điện mặt trời là MWp (megawatt peak), là sản lượng tối đa của một tấm pin năng lượng mặt trời trong điều kiện phòng thí nghiệm. Trong thực tế, sản lượng điện phát của 1 MWp xấp xỉ 0,8 MW. 

Theo đó, điện mặt trời và điện gió (không lưu trữ điện năng) rẻ hơn điện than và điện khí nếu tính trên chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE). Chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE) là toàn bộ chi phí bình quân để xây dựng và vận hành một dự án phát điện trong toàn bộ vòng đời của dự án (bao gồm chi phí đầu tư ban đầu, nhiên liệu, chi phí bảo dưỡng và vận hành) chia cho tổng sản lượng điện của dự án đó trong toàn bộ vòng đời của dự án. Chi phí LCOE có thể được coi là giá bán tối thiểu bình quân để dự án hòa vốn trong toàn bộ vòng đời dự án.

10-11

Đầu tư điện gió và điện mặt trời hấp dẫn vì chi phí vận hành và bảo dưỡng thấp trong khi không có chi phí nhiên liệu. Chi phí đầu tư ban đầu sẽ tiếp tục giảm trong những năm tới và giúp chi phí LCOE cạnh tranh hơn. Chúng tôi dự báo sự thay đổi của chi phí LCOE của các nguồn năng lượng trong 10 năm tới như sau (Biểu đồ 10): 

  • Chi phí LCOE của điện chạy bằng cách đốt nhiên liệu hóa thạch gồm than, khí tự nhiên và LNG sẽ tiếp tục tăng do xu hướng gia tăng nhiên liệu nhập khẩu và tiêu chuẩn môi trường ngày một cao. 
  • Chi phí LCOE của thủy điện sẽ tăng do các sự kiện thời tiết cực đoan cộng với thời gian và lượng mưa thay đổi xuất phát từ biến đổi khí hậu sẽ làm tăng chi phí vận hành của các nhà máy thủy điện, đồng thời làm giảm sản lượng điện của các nhà máy này. 
  • Chi phí LCOE của điện mặt trời sẽ giảm dần và trở thành nguồn năng lượng rẻ nhất. Công nghệ và quy trình sản xuất quang điện (PV) đã chín muồi và đạt đến độ khó có thể cải thiện thêm nhiều để giúp hạ chi phí đầu tư. Chúng tôi tin rằng chi phí LCOE của điện mặt trời sẽ giảm nhờ (1) hiệu quả quy trình lắp đặt các tấm PV tăng lên và (2) chi phí xin giấy phép, thời gian và chi phí kết nối điện giảm, 
  • Chi phí LCOE của điện gió sẽ giảm đáng kể nhờ chi phí đầu tư kỳ vọng giảm 40% khi tính cạnh tranh của thị trường tăng lên; các chuỗi cung ứng được phát triển tại các trung tâm của khu vực triển khai điện gió; lợi thế kinh tế về quy mô; và sự phát triển của công nghệ turbin điện gió. Chúng tôi dự báo đến năm 2030, chi phí LCOE của điện gió sẽ rẻ hơn điện chạy bằng nhiên liệu hóa thạch và sát với thủy điện. 

Tuy nhiên chúng tôi tin rằng trong những năm tới năng lượng tái tạo chưa thể vượt được nhiên liệu hóa thạch trong lĩnh vực sản xuất điện năng do những hạn chế về kỹ thuật sau: 

  • Khả năng củng cố và mở rộng mạng lưới truyền tải để đáp ứng toàn bộ các dự án năng lượng tái tạo nối điện theo kế hoạch. 

Đây luôn là một rào cản đối với sự phát triển của năng lượng tái tạo vì hầu hết các dự án năng lượng tái tạo tập trung ở Nam Bộ, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên, là những khu vực hệ thống truyền tải của EVN vốn yếu kém và không có đủ năng lực để hấp thụ hết toàn bộ sản lượng điện từ các dự án năng lượng tái tạo mới.

 

Trong năm 2019, hệ thống truyền tải tại Nam Trung Bộ đã bị quá tải vì hơn 4 GW công suất điện mặt trời tại các tỉnh Nam Trung Bộ bắt đầu phát điện thương phẩm đồng loạt trong một thời gian ngắn. Trong thời gian cao điểm công suất mới đi vào hoạt động, EVN chỉ có thể tiếp nhận 20-40% sản lượng điện mặt trời trong khu vực, một sự lãng phí lớn về điện năng. Vấn đề tắc nghẽn mạng lưới đã được giải quyết gần đây nhờ EVN đẩy mạnh thực hiện các dự án truyền tải điện, đặc biệt tại khu vực Nam Trung Bộ và hiện có thể tiếp nhận toàn bộ sản lượng điện tái tạo trong khu vực. 

Với những dự án năng lượng tái tạo với quy mô công suất lớn đã được phê duyệt, việc phát triển hệ thống truyền tải để đáp ứng nhu cầu truyền tải khi toàn bộ các dự án đi vào hoạt động theo kế hoạch sẽ vẫn là một thách thức vì quá trình làm thủ tục đầu tư xây dựng và thu xếp vốn cần có thời gian. 

  • Khả năng tiếp nhận và cân đối sản lượng điện gió và điện mặt trời lớn vào hệ thống năng lượng. 

Trái với nguồn điện có thể hiệu chỉnh (điện than và điện khí) tùy theo nhu cầu, điện mặt trời và điện gió là nguồn điện có sự biến động và không chắc chắn, phụ thuộc vào điều kiện thời tiết, thời gian trong ngày, thời gian theo mùa và theo vị trí nhà máy. Để đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện với sự đóng góp của những nguồn điện có nhiều biến động nói trên, cần phải có (1) công suất phụ tải để tăng và giảm sản lượng theo giây và theo phút, và (2) công suất nền nền để giảm sản lượng, và trong những trường hợp nhất định phải dừng phát điện hoàn toàn, khi sản lượng điện mặt trời và điện gió ở mức cao để đảm bảo sự cân bằng giữa cung và cầu điện trong mọi thời điểm. 

Nghĩa là để đấu nối điện mặt trời và điện gió vào mạng lưới điện quốc gia và sử dụng nguồn điện năng biến đổi này, cần có một công suất chạy nền nhất định có thể điều chỉnh linh hoạt (thủy điện và điện khí) để dự trữ nhằm đảm bảo sử dụng khi cần. Do Việt Nam vẫn đang thiếu điện, nên việc dự trữ một công suất phát điện lớn là không khả thi. Và chắc chắn phương án lưu trữ năng lượng là giải pháp có thể sử dụng để đưa một sản lượng điện lớn từ nguồn phát điện biến đổi vào lưới điện quốc gia. Tuy nhiên việc phát triển một hệ thống lưu trữ năng lượng sẽ làm tăng chi phí điện mặt trời và điện gió. Do vậy, các cơ quan quản lý ngành điện có lẽ chỉ xem xét một cách nghiêm túc điều này sau ít nhất là 5 năm tới.

Điện than: nguồn than nhập khẩu sẽ sớm vượt nguồn than trong nước Chúng tôi dự báo tổng lượng than tiêu thụ để sản xuất điện sẽ tăng từ khoảng 48 triệu tấn trong năm 2020 lên 95 triệu tấn vào năm 2030, tương đương tốc độ tăng bình quân là 7,6%/năm trong giai đoạn 2020-2030. Do nguồn than trong nước hạn chế ở 32-35 triệu tấn/năm theo Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam, chúng tôi dự đoán lượng than nhập khẩu để sản xuất điện sẽ tăng đáng kể từ khoảng 17 triệu tấn trong năm 2020 lên 63 triệu tấn trong năm 2030, tương đương mức tăng bình quân 16%/năm. Tỷ trọng của than nhập khẩu trong tổng lượng than để sản xuất điện sẽ tăng dần từ 34% năm 2020 lên 66% năm 2030. Chúng tôi ước tính tổng lượng than dùng để sản xuất điện có giá trị 1 tỷ USD trong năm 2020 và sẽ tăng bình quân 17%/năm, đạt 5 tỷ USD vào năm 2030. Trong khi đó, Vinacomin hiện không còn độc quyền nhập khẩu than mà các đơn vị kinh doanh than và các nhà máy nhiệt điện chạy than cũng được phép nhập khẩu. Do thị trường ngày càng trở nên cạnh tranh, các nhà máy nhiệt điện chạy than sẽ có thêm dư địa để tối ưu hóa chi phí trong khi các đơn vị kinh doanh và/hoặc vận chuyển than, ví dụ như PVT sẽ có cơ hội hưởng lợi lớn.

12

Điện khí: LNG nhập khẩu sẽ là mấu chốt đáp ứng nhu cầu 

Chúng tôi dự báo tổng lượng khí tự nhiên tiêu thụ để sản xuất điện sẽ tăng từ khoảng 278 triệu MMBTU trong năm 2020 lên 892 triệu MMBTU trong năm 2030, tương đương bình quân tăng 13,3%/năm trong giai đoạn 2020-2030. 

Chúng tôi tin rằng nhu cầu khí tự nhiên của Việt Nam sẽ tăng vượt năng lực tự cung cấp vào năm 2021 khi các mỏ đang hoạt động tại bể Nam Côn Sơn đang cạn kiện nhanh chóng và các mỏ khí mới đi vào hoạt động (Sao Vàng – Đại Nguyệt) không đủ lớn để bù đắp cho phần nhu cầu thiếu hụt trong nước. Ngoài ra, các dự án chủ chốt là Lô B và Cá Voi Xanh bị hoãn triển khai trong một thời gian chưa xác định.

Chúng tôi dự đoán lượng LNG nhập khẩu phục vụ sản xuất điện sẽ tăng đáng kể từ khoảng 28 triệu MMBTU trong năm 2023 lên 566 triệu MMBTU vào năm 2030, tương đương bình quân tăng 102%/năm. Tỷ trọng LNG trong tổng nhu cầu khí dùng để sản xuất điện sẽ tăng dần từ 0% trong năm 2020 lên 58% vào năm 2030. Chúng tôi cũng dự báo tỷ trọng đóng góp của khí nhập khẩu sẽ ở mức đáng kể từ năm 2023 do các cơ sở hạ tầng liên quan đến LNG gồm kho chứa LNG, cảng LNG và các nhà máy nhiệt điện chạy bằng LNG đi vào hoạt động. Chúng tôi ước tính tổng giá trị thị trường LNG sẽ đạt khoảng 250 triệu USD vào năm 2023 và tăng bình quân 54%/năm đạt 5,2 tỷ USD vào năm 2030. Đây là thị trường lớn và mở ra cơ hội cho tất các các đơn vị kinh doanh thương mại khí hóa lỏng như GAS, PLX và đơn vị vận chuyển như PVT.

13

Về hai dự án khí chủ chốt bị hoãn triển khai là ‘Lô B’ và ‘Cá Voi Xanh’, chúng tôi tóm tắt thực trạng hiện tại mỗi dự án như dưới đây: 

Dự án Lô B: Mỏ khí lớn thứ 2 được phát hiện tại Việt Nam với trữ lượng ước tính 110 tỷ m3 khí tự nhiên. Tuy nhiên dự án này sẽ được hoãn triển khai thêm 1 năm và sẽ chỉ bắt đầu đi vào khai thác sớm nhất vào cuối năm 2024. 

Trước đây, việc triển khai mỏ khí này cũng đã bị trì hoãn gần 10 năm do sự không thống nhất giữa các chủ mỏ và khách hàng tiềm năng về giá bán khí tự nhiên. Các chủ mỏ gồm PVN (tỷ lệ lợi ích là 69,7%), MOECO Nhật Bản (22,6%) và PTTEP Thái Lan (7,7%) yêu cầu mức giá bán 12 USD/MMBTU, cao hơn xấp xỉ 70% giá bán khí tự nhiên tại các mỏ hiện hữu tại bể Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, người mua tiềm năng là EVN và liên danh Vietracimex-Marubeni – là nhà đầu tư của 3 nhà máy nhiệt điện chạy khí đã được chấp thuận sử dụng khí tự nhiên từ Lô B – không đồng ý mức giá trên. Điều này đã dẫn đến sự chậm trễ trong việc phát triển mỏ khí, đặt các hệ thống đường ống vận chuyển khí và xây dựng các cơ sở sản xuất ở hạ nguồn, gồm nhà máy nhiệt điện chạy khí. 

Gần đây, vấn đề giá khí đã được giải quyết khi vào tháng 8/2020, chính phủ đã chấp nhận mức giá 12 USD/MMBTU và cho phép chuyển chi phí giá khí vào giá điện, tương đương 11 cent/kWh. Tuy nhiên, quyết định đầu tư cuối cùng của nhà máy nhiệt điện chạy khí Ô Môn III đã bị trì hoãn từ tháng 9/2020 đến sớm nhất là tháng 3/2021. Điều này đã làm chậm việc triển khai mỏ khí và đặt các hệ thống đường ống vận chuyển khí. 

Dự án Cá Voi Xanh: Đây là mỏ khí lớn nhất được phát hiện của Việt Nam với trữ lượng ước tính là 150 tỷ m3 khí tự nhiên. Hiện dự án này chưa rõ ngày đi vào hoạt động. Thỏa thuận khung cho dự án và thỏa thuận bán khí đã được ký kết vào năm 2017 và hoạt động khai thác dự kiến bắt đầu vào năm 2024. Tuy nhiên, cổ đông lớn nhất của dự án là Exxon Mobile (chiếm 64% cổ phần) đang gặp khó khăn về tài

chính do giá và nhu cầu đối với dầu mỏ sụt mạnh trong nửa đầu năm 2020. Hiện Exxon Mobile dự kiến bán và/hoặc hoãn các dự án không thuộc danh sách ưu tiên. Mặc dù đến nửa đầu năm 2021 Exxon Mobile mới công bố danh sách các dự án sẽ bán và/hoặc hoãn triển khai, nhưng chúng tôi được biết Cá Voi Xanh không nằm trong danh sách ưu tiên của hãng.. Theo đó, cho dù Exxon Mobil hoãn hay bán dự án Cá Voi Xanh, chúng tôi vẫn tin rằng dự án này sẽ bị trì hoãn thêm ít nhất 1-2 năm nữa và chỉ có thể được triển khai sớm nhất là vào năm 2026.

Cơ chế giá điện: Sẽ sớm có cơ chế đấu giá cho điện tái tạo

Trong 4-5 năm tới, chúng tôi không cho rằng cơ chế giá điện cho điện than, điện khí và thủy điện sẽ có sự thay đổi đáng kể vì những nguồn điện này đóng vai trò là công suất chạy nền và phụ tải trong hệ thống. Tuy nhiên, chúng tôi cho rằng cơ chế giá điện mặt trời và điện gió sẽ thay đổi. Chính phủ Việt Nam áp dụng các cơ chế giá điện khác nhau cho các nhóm nhà máy điện:

• Đối với nhà máy thủy điện, điện than và điện khí: Giá trên Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN áp dụng cho ít nhất 60% sản lượng điện phát và cơ chế giá thị trường thông qua đấu giá trên thị trường phát điện cạnh tranh áp dụng cho phần sản lượng còn lại. Giá PPA thường là thỏa thuận cho phép các nhà máy điện chuyển toàn bộ chi phí nhiên liệu sang cho EVN. Trong khi đó, giá thị trường về cơ bản phản ánh cân bằng cung cầu, cũng như điều kiện hoạt động thực tế của hệ thống điện.

• Đối với các nhà máy điện tái tạo: Là giá FIT cố định trong 20 năm trên hợp đồng PPA dựa trên thời điểm vận hành thương mại (COD) và loại điện tái tạo.

14

Điện mặt trời: từ cơ chế giá FIT đến đấu giá và/hoặc từ cơ chế PPA đến DPPA 

Trong vài năm qua, cơ chế giá FIT đã rất có hiệu quả trong khuyến khích sự phát triển của điện mặt trời. Nhờ điện mặt trời hiện đã rẻ hơn điện than và điện khí tính trên chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE), chính phủ đang chuẩn bị cơ chế đấu giá điện đầu tiên để khuyến khích các dự án điện mặt trời với giá cạnh tranh. 

Gần đây, Bộ Công thương đã trình Thủ tướng 3 phương án cho cơ chế đấu giá cạnh tranh điện mặt trời. Nội dung chính của 3 phương án như sau: 

Phương án 1: Lựa chọn dự án điện mặt trời dựa trên giá điện cạnh tranh do chủ đầu tư chào. Tổng công suất thí điểm tham gia đấu giá là xấp xỉ 1.600 MW. Giá trần là giá FIT2, nghĩa là 7,06 cent cho dự án điện mặt đất và 7,69 cent cho dự án điện nổi. Giá chào cạnh tranh nhất sẽ là giá đấu giá thành công. Mẫu hợp đồng PPA với thời hạn 20 năm từ thời điểm COD và hồ sơ/thủ tục đấu giá sẽ được Bộ Công thương hướng dẫn và ban hành. 

Phương án 2: Lựa chọn nhà máy điện mặt trời dựa trên công suất truyền tải và nhu cầu điện năng của khu vực triển khai, dự án phù hợp sẽ phải thỏa mãn yêu cầu về giá cạnh tranh, chi tiết kỹ thuật và vị trí... 

Phương án 3: Lựa chọn nhà đầu tư phù hợp thông qua đấu thầu cho dự án điện mặt trời cụ thể. Phương áp này áp dụng cho dự án điện mặt trời có quy mô lớn hơn 100 MW. 

Bộ Công thương cũng đã đề xuất áp dụng phương án 1 trước và áp dụng đến tháng 6/2021 trong khi phương án 2 và 3 cần thêm thời gian nghiên cứu và thử nghiệm trước khi triển khai. 

Theo chúng tôi, việc áp dụng cơ chế đấu thầu cạnh tranh là tất yếu nhưng chúng tôi cho rằng quá trình này sẽ cần phải được điều chỉnh phù hợp với điều kiện mới của thị trường điện, trong đó EVN có lẽ sẽ không còn là người mua độc quyền. Do đó, chúng tôi đang chờ cơ chế Hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA), theo đó cho phép các đơn vị sản xuất điện bán và phân phối điện đến tay người tiêu dùng doanh nghiệp thay vì thông qua một công ty nhà nước.

Trên thực tế, vào đầu năm 2020, Bộ Công thương đã đề xuất thực hiện chương trình thí điểm cho cơ chế DPPA. Đề xuất đặt ra khung thời gian thực hiện chương trình là 2 năm và các tiêu chí cụ thể đối với các đơn vị sản xuất điện và khách hàng mua điện tham gia chương trình. Dự kiến sẽ có 400-1000 MW tham gia chương trình thí điểm với phạm vi là cả nước.

Chúng tôi thấy đề xuất trên là một bước tiến tích cực đối với sự phát triển của năng lượng tái tạo tại Việt Nam vì cho thấy chính phủ Việt Nam sẵn sàng thực hiện các cơ chế hỗ trợ nhằm thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư trong ngành năng lượng tái tạo.

Điện gió: Cơ chế giá FIT nhiều khả năng được gia hạn trước khi chuyển sang cơ chế đấu giá cạnh tranh

Chúng tôi tin rằng chính phủ sẽ khuyến khích phát triển điện gió trong 10 năm tới vì những lý do sau:

• Về lâu dài, điện gió có tiềm năng trở nên hiệu quả hơn về mặt chi phí so với điện mặt trời.

• Các dự án điện gió cần ít diện tích đất hơn so với điện mặt trời và việc kết hợp giữa điện gió và canh tác nông nghiệp đã trở nên phổ biến tại các quốc gia khác như Đan Mạch.

Do đó, chúng tôi tin rằng cơ chế giá FIT dành cho điện gió sẽ được gia hạn nhằm khuyến khích sự phát triển của nguồn điện năng này. Sau đó, cơ chế giá dành cho các dự án điện gió sẽ chuyển sang đấu giá cạnh tranh trong năm 2023 hoặc 2024 khi tổng công suất điện gió đã đạt đến mức đáng kể, khoảng 7-8 GW.

Ảnh hưởng đến các doanh nghiệp liên quan đến ngành năng lượng/dịch vụ tiện ích 

Nhu cầu điện ngày càng tăng tại Việt Nam sẽ mở ra những cơ hội lớn đối với các doanh nghiệp liên quan đến ngành năng lượng/dịch vụ tiện ích; từ doanh nghiệp sản xuất điện đến kinh doanh & vận chuyển nhiên liệu. Doanh nghiệp đầu ngành năng lượng tái tạo là GEG có thể sẽ hưởng lợi ngay lập tức dựa trên các kế hoạch của công ty trong lĩnh vực năng lượng tái tạo. Cơ hội từ nhập khẩu LNG sẽ chỉ thành hiện thực từ năm 2023, trong đó GAS và PVT sẽ hưởng lợi. 

Việc áp dụng cơ chế DPPA sẽ mở ra cơ hội cho các nhà đầu tư điện mặt trời 

Theo chúng tôi được biết, nhiều khả năng Việt Nam sẽ triển khai chương trình thí điểm DPPA cho năng lượng tái tạo, cho phép các doanh nghiệp tại Việt Nam mua điện trực tiếp từ các công ty tư nhân sản xuất năng lượng tái tạo vào năm 2021. Các cơ quan hữu quan và các bên liên quan kỳ vọng sau 2 năm thí điểm, cơ chế DPPA sẽ có thể được áp dụng cho toàn bộ các doanh nghiệp sản xuất năng lượng tái tạo. 

Cơ chế DPPA sẽ mở ra cơ hội lớn dành cho các nhà đầu tư điện mặt trời 

Nhiều tập đoàn quốc tế như Google, Apple, Coca-Cola đã cam kết sử dụng 100% năng lượng tái tạo, nên chúng tôi tin rằng cơ chế DPPA sẽ mở ra cơ hội lớn cho các nhà đầu tư điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam trong việc huy động vốn tư nhân để đầu tư xây dựng các trang trại điện gió và điện mặt trời lớn. 

Chúng tôi cho rằng cơ chế DPPA sẽ được thử nghiệm với các dự án điện mặt trời trước vì công suất điện mặt trời hiện đã đủ lớn, khoảng 5 GW với hơn 100 nhà đầu tư. Trong các dự án điện mặt trời, chúng tôi tin rằng dự án điện mặt đất tại các KCN sẽ hưởng lợi nhiều nhất từ cơ chế DPPA vì có vị trí gần người tiêu dùng cuối cùng nên không cần phải đầu tư cho hệ thống đường dây truyền tải với khoảng cách xa. 

Cơ chế giá FIT được gia hạn sẽ có lợi cho các nhà đầu tư điện gió 

Thông thường mất ít nhất 4 năm để triển khai được một dự án điện gió, từ bước xin giấy phép đầu tư, ký hợp đồng nối điện điện và hợp đồng PPA với EVN, đặt mua turbine, xây dựng và lắp đặt turbine cho đến bước cuối cùng là phát điện thương phẩm. Trong đó, các bước đặt mua turbine, xây dựng & lắp đặt turbine và hoạt động thử nghiệm cần rất nhiều sự tư vấn của chuyên gia kỹ thuật nước ngoài. Do những hạn chế về đi lại do dịch Covid-19, nên quá trình tư vấn với chuyên gia kỹ thuật nước ngoài đã bị trì hoãn, từ đó kéo theo sự trì hoãn ở toàn bộ quá trình. 

Việc chậm trễ trong triển khai, xây dựng và vận hành các cơ sở hạ tầng, máy móc thiết bị tác động tiêu cực đến nhà đầu tư dự án điện gió: 

  • Làm tăng chi phí và giảm lợi nhuận của các dự án điện gió đang được triển khai; 
  • Khiến các dự án điện gió không thể nối điện trước hạn chót vận hành thương mại để hưởng cơ chế giá FIT hiện tại là trước ngày 1/11/1021. 

Việc gia hạn cơ chế giá FIT dành cho điện gió đến năm 2023 sẽ giảm bớt tác động của dịch Covid-19 đối với các nhà đầu tư; theo đó nhà đầu tư dự án điện gió sẽ có thêm thời gian hoàn thành các dự án điện gió đang triển khai và đủ điều kiện để được hưởng cơ chế giá FIT hiện nay. 

Một trong những doanh nghiệp hưởng lợi chính là GEG với 3 dự án điện gió. Các dự án của GEG có tổng công suất 220 MW dự kiến sẽ đi vào hoạt động vào Q3/2021 nhưng việc đặt và giao hàng turbine đã bị trì hoãn do dịch Covid-19 nên có thể sẽ không kịp đi vào hoạt động trước ngày 1/11/2021.

Việc lựa chọn LNG thay cho than trong Quy hoạch điện VIII sẽ thúc đẩy sự phát triển của các nhà máy điện chạy bằng LNG

Chính phủ Việt Nam quyết định chọn LNG thay cho than để bổ sung cho sự mở rộng của năng lượng tái tạo và đáp ứng nhu cầu điện năng trong những thập kỷ tới. Theo đó, chúng tôi tin rằng chính phủ sẽ giải quyết toàn bộ những thách thức chính đối với sự phát triển của điện khí gồm (1) cơ chế giá điện với mục đích là chuyển chi phí giá LNG đầu vào (cao và hay biến động) vào giá bán điện, (2) cơ chế quản lý và vận hành đối với toàn bộ chuỗi cung cấp điện khí, và (3) cơ chế đầu tư làm cơ sở cho việc đầu tư vào các dự án điện LNG và tạo điều kiện để các nhà đầu tư thu xếp được vốn cho dự án của mình. Chúng tôi kỳ vọng giải pháp cho những vấn đề này sẽ sớm được công bố ngay sau khi Quy hoạch điện VIII được xây dựng xong.

Nhu cầu đối với nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu tăng sẽ có lợi cho các doanh nghiệp kinh doanh và vận chuyển nhiên liệu

Do tỷ trọng nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu trong tổng khối lượng nhiên liệu hóa thạch dùng để sản xuất điện sẽ tăng dần từ 31% lên 66% đối với than và từ 0% lên 58% đối với LNG trong giai đoạn 2020-2030 như tính toán trên đây, chúng tôi thấy quy mô thị trường than và LNG dành cho các doanh nghiệp kinh doanh và vận chuyển nhiên liệu sẽ rất lớn.

Thị trường than gần như đã được tự do hóa từ năm 2020 khi thế độc quyền trong nhập khẩu than của Vinacomin chính thức chấp dứt và các nhà máy nhiệt điện chạy than có thể mua than trực tiếp từ các thương nhân nước ngoài. Chúng tôi ước tính tổng giá trị than nhập khẩu dùng để sản xuất điện là khoảng 1 tỷ USD trong năm 2020 và sẽ tăng lên 5 tỷ USD trong năm 2030, tương đương tăng với tốc độ gộp bình quân năm là 17%. Trong khi đó, ngành nhập khẩu LNG sẽ chỉ bắt đầu từ năm 2023 khi các cơ sở hạ tầng liên quan gồm kho chứa LNG, cảng LNG và các nhà máy nhiệt điện LNG đi vào hoạt động. Chúng tôi ước tính tổng giá trị LNG nhập khẩu dùng để sản xuất điện sẽ vào khoảng 250 triệu USD vào năm 2023 và tăng lên 5,2 tỷ USD vào năm 2030, tương đương tăng với tốc độ gộp bình quân năm là 54% trong giai đoạn 2023-2030.

 

Trong ngành năng lượng/dịch vụ tiện ích, chúng tôi thấy những doanh nghiệp hưởng lợi chính từ việc nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch là: 

  • GAS: đầu ngành khí, đã và đang đầu tư vào các cơ sở hạ tầng LNG đầu tiên (cảng LNG Thị Vải) và dự kiến triển khai xây dựng các cảng LNG khác với tổng công suất 14 triệu tấn trong 10 năm tới. GAS cũng đã ký hợp đồng cung cấp LNG cho ít nhất 4 nhà máy nhiệt điện chạy bằng LNG (đi vào hoạt động trong giai đoạn 2024-2027). 
  • PVT: đầu ngành vận tải biển, có quan hệ chiến lược với GAS để mở rộng hoạt động kinh doanh vào lĩnh vực vận chuyển LNG, và được cung cấp dịch vụ cho các nhà máy điện của PVN trong trường hợp các nhà máy này cần nhập khẩu than. PVT hiện đang có hợp đồng vận chuyển than từ Indonesia về Việt Nam cho nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân 4.

Ngoài GAS và PVT, chúng tôi thấy một số doanh nghiệp khác cũng đã thể hiện sự quan tâm đối với ngành thâm dụng vốn LNG này.

• Vingroup (Nắm giữ, giá mục tiêu 104.300đ) đã và đang đầu tư vào một cảng LNG tại Cái Mép-Vũng Tàu với công suất 1 triệu tấn, sẽ đi vào hoạt động vào năm 2022. Vingroup đã ký biên bản ghi nhớ để cung cấp LNG cho các nhà máy nhiệt điện chạy khí của EVN tại Vũng Tàu.

• PLX (Nắm giữ, giá mục tiêu 47.500đ) cũng đã thể hiện sự quan tâm đối với thị trường rộng lớn này. PLX đã trình cổ đông kế hoạch đầu tư một cảng LNG tại Nam Vân Phong với tổng công suất là 3 triệu tấn.

 Ảnh hưởng đối với các cổ phiếu liên quan đến ngành năng lượng và dịch vụ tiện ích

Sau những thay đổi trên và với triển vọng phát triển ngành năng lượng/dịch vụ tiện ích của Việt Nam, chúng tôi đã cập nhật dự báo, giá mục tiêu và khuyến nghị đối với các cổ phiếu có liên quan và thuộc danh sách khuyến nghị như sau:

• GAS, doanh nghiệp trung nguồn và độc quyền trong ngành khí tự nhiên, sẽ hưởng lợi từ sự gia tăng nhu cầu LNG. Chúng tôi điều chỉnh giảm 3,3% dự báo lợi nhuận thuần năm 2021 xuống 9.625 tỷ đồng (tăng trưởng 20,6%) và dự báo năm 2022 tăng trưởng 7,4%. Hiện cổ phiếu GAS có P/E dự phóng năm 2021 là 14,5 lần, thấp hơn nhiều mức bình quân các doanh nghiệp cùng ngành trong khu vực là 17,2 lần. Theo đó, chúng tôi nâng khuyến nghị đối với cổ phiếu GAS lên Tăng tỷ trọng từ Nắm giữ với giá mục tiêu dựa trên phương pháp DCF là 85.500đ; tương đương tiềm năng tăng giá 18,4%.

• PVT, doanh nghiệp đầu ngành vận tải biển, sẽ hưởng lợi từ nhu cầu ngày càng tăng đối với than và LNG nhập khẩu phục vụ sản xuất điện. Chúng tôi điều chỉnh tăng 14% dự báo lợi nhuận thuần năm 2021 lên 628 tỷ đồng và dự báo năm 2022 tăng trưởng 2,6%. Hiện cổ phiếu PVT có P/E dự phóng năm 2021 là 8,1 lần, thấp hơn nhiều mức bình quân các doanh nghiệp cùng ngành trong khu vực là 10,8 lần. Theo đó, chúng tôi nâng khuyến nghị đối với cổ phiếu PVT lên Mua vào từ Tăng tỷ trọng với giá mục tiêu dựa trên phương pháp DCF là 18.350đ; tương đương tiềm năng tăng giá 24,8%.

• POW, doanh nghiệp sản xuất điện với 64% công suất là nhiệt điện chạy khí, dự kiến có thêm 2 nhà máy điện LNG với công suất 750 MW mỗi nhà máy, sẽ đi vào hoạt động vào cuối năm 2023 và 2024. Chúng tôi điều chỉnh giảm 5,7% dự báo lợi nhuận thuần năm 2021 xuống 2.115 tỷ đồng (tăng trưởng 6,8%) và dự báo năm 2022 tăng trưởng 2,5%. Hiện cổ phiếu POW có P/E dự phóng năm 2021 là 11 lần, thấp hơn nhiều mức bình quân các doanh nghiệp cùng ngành trong khu vực là 14,7 lần. Chúng tôi duy trì khuyến nghị Mua vào đối với cổ phiếu POW với giá mục tiêu dựa trên phương pháp DCF là 12.540đ; tương đương tiềm năng tăng giá 26,7%.

• GEG, doanh nghiệp đầu ngành năng lượng tái tạo với danh mục dự án đầy tham vọng, sẽ hưởng lợi từ sự gia hạn thời gian áp dụng cơ chế giá FIT cho điện gió cũng như việc áp dụng hợp đồng DPPA cho điện mặt trời. Chúng tôi gần đây đã đưa ra khuyến nghị lần đầu cho cổ phiếu GEG là Mua vào với giá mục tiêu dựa trên phương pháp DCF là 19.550đ (tiềm năng tăng giá 23,7%).

• PPC, doanh nghiệp nhiệt điện chạy than hiện chưa có kể hoạch mở rộng công suất, ít có khả năng hưởng lợi đáng kể từ sự gia tăng nhu cầu điện năng. Chúng tôi điều chỉnh giảm 8,4% dự báo lợi nhuận thuần năm 2021 xuống 732 tỷ đồng và dự báo năm 2022 tăng trưởng 2,7%. Hiện cổ phiếu PPC có P/E dự phóng năm 2021 là 9,9 lần, cao hơn mức bình quân 2 năm là 9 lần. Chúng tôi duy trì khuyến nghị Nắm giữ đối với cổ phiếu PPC với giá mục tiêu dựa trên phương pháp DDM là 21.740đ; thấp hơn 4,2% so với thị giá.

17-18

Cảm ơn các bạn đã theo dõi, chúc các bạn giao dịch thành công

Để có thể nhận thông tin sớm nhất, Anh chị có thể ĐĂNG KÝ TẠI ĐÂY . Chúng tôi sẽ gửi anh chị bản tin ngay khi xuất bản

Hoặc bạn có theo dõi trên Facebook Khôi Lê. Bạn có thể trao đổi về thị trường trên trang FB này cùng Khôi

Nhận định thị trường của Bạn

Thị trường sẽ vượt mốc 1200 trong tuần này ?




Mời bạn votes

Nhận định của bạn

There are currently no comments

Bình luận

Thank you for visiting KhoiLe. Copyright © 2020 All rights reserved.