DANH MỤC

Mobile / Zalo / Viber: 0912 842 224

Cập nhật cổ phiếu GAS – Khả năng tăng giá đầu vào có thể ảnh hưởng đến tỷ suất lợi nhuận

Lượt xem: 353 - Ngày:
Chia sẻ

Tin doanh nghiệp – Khả năng tăng giá đầu vào có thể ảnh hưởng đến tỷ suất lợi nhuận của GAS. Rủi ro trên ở mức vừa phải trong khi triển vọng trung hạn vẫn rất tích cực. Giảm đánh giá từ Mua vào xuống Khả quan. Chúng tôi quyết định giảm đánh giá đối với Cổ phiếu GAS (từ Mua vào xuống Khả quan). Mơi đây truyền thông trong nước đưa tin có khả năng giá đầu vào lô 11.2 sẽ tăng, và có thể sẽ làm giảm lợi nhuận của GAS trong năm 2018. Công ty cũng đang phải đối mặt với rủi ro thương mại lớn hơn, nguy cơ làm chậm lại việc đóng góp của các mỏ khí mới chẳng hạn như Phong Lan Dại và Cá Rồng Đỏ vào lợi nhuận của GAS. Hiện chưa có kết luận chính thức được đưa ra nên trước mắt chúng tôi vẫn giữ nguyên triển vọng lợi nhuận. Tuy nhiên rủi ro đối với cổ phiếu GAS hiện đã tăng lên.

Đồ thị cổ phiếu GAS cập nhật ngày 31/05/2018. Nguồn: AmiBroker

Đồ thị cổ phiếu GAS cập nhật ngày 31/05/2018. Nguồn: AmiBroker

PVN đề nghị tăng mạnh giá khí để hỗ trợ các chủ mỏ – Chúng tôi được biết gần đây PVN đã đề xuất với Bộ Công thương và Chính phủ tăng giá khí khô đầu vào từ lô 11-2 (bể Nam Côn Sơn) từ 2,38USD/mmbtu lên 6,57USD/mmbtu. PVN coi đây là hành động cần thiết để hỗ trợ các chủ mỏ, là KNOC (tỷ lệ sở hữu 39,7%), LG (tỷ lệ sở hữu 16,1%), Daewoo (tỷ lệ sở hữu 39,7%), Daesung (tỷ lệ sở hữu 6,9%) và PVN (tỷ lệ sở hữu 25%) nhằm giảm tác động từ sự suy giảm sản lượng nhanh hơn dự kiến tại lô 11-2. Trong những năm gần đây, với hoạt động thăm dò đã giảm đáng kể do giá dầu giảm trước đó, Việt Nam đã không có nhiều nguồn cung mới, cả dầu mỏ và khí. Theo đó, PVN và các chủ mỏ dầu khí khác đã phải đẩy mạnh sản lượng khai thác tại các mỏ hiện tại nhằm đáp ứng mục tiêu sản lượng khai thác do Chính phủ đề ra. Tuy nhiên điều này đã làm cho trữ lượng mỏ giảm nhanh hơn dự kiến, đặc biệt là tại lô 11-2. Ước tính các chủ mở có thể sẽ phải chịu phạt xấp xỉ 500 triệu USD do không cung cấp đủ sản lượng khí khô cho giai đoạn 2017-2024 như đã thỏa thuận. Theo đó đề xuất nâng giá khí khô đầu vào bán cho GAS từ lô 11-2 được coi là giải pháp giảm bớt thiệt hại về tài chính cho các chủ mỏ của lô dầu khí này.

Lô 11-2 chiếm 10% sản lượng khí khô của GAS – Do lô 11.2 (công suất xấp xỉ 1.000 triệu m3/năm) hiện chiếm 10% sản lượng đầu vào của GAS nên giá đầu vào tăng chắc chắn sẽ làm tăng giá vốn của công ty. Tuy nhiên vẫn có khả năng là GAS sẽ chuyển toàn bộ tác động tăng giá đầu vào sang cho khách hàng (chủ yếu là EVN). Theo đó chúng tôi ước tính:

• Trong kịch bản xấu nhất, LNST của cổ đông công ty mẹ của GAS sẽ giảm xấp xỉ 1.400 tỷ đồng trong năm 2018 (tương đương làm LNST của cổ đông công ty mẹ giảm 11,5% so với dự báo trước đây là 12.086 tỷ đồng). Chúng tôi chưa đưa nhân tố mới này vào dự báo vì vẫn chưa có kết luận chính thức từ Bộ Công thương về việc tăng giá khí khô đầu vào từ lô 11-2.

• Trong kịch bản khả dĩ nhất, LNST của cổ đông công ty mẹ của GAS sẽ giảm xấp xỉ 700 tỷ đồng trong năm 2018 (tương đương làm LNST của cổ đông công ty mẹ giảm 5,7% so với dự báo trước đây là 12.086 tỷ đồng). Trong kịch bản này, chúng tôi giả định GAS có thể chuyển một phần tác động tăng giá đầu vào từ lô 11.2 sang cho khách hàng (EVN).

• Trong kịch bản tích cực nhất, LNST của cổ đông công ty mẹ của GAS sẽ không bị ảnh hưởng. Đặc biệt là nếu đề xuất tăng giá bị bác bỏ hay GAS có thể chuyển toàn bộ tác động tăng giá sang cho khách hàng.

Ngoài ra, khả năng trì hoãn hoạt động của mỏ Phong Lan Dại (công suất xấp xỉ 800 triệu m3/năm) là rủi ro thương mại đang xuất hiện đối với GAS. Trước đó, chúng tôi kỳ vọng GAS có thể nhận được nguồn cung mới từ mỏ khí này từ Q4/2018 hoặc Q1/2019; tuy nhiên vào tháng 5/2018, ngày bắt đầu hoạt động của mỏ khí Phong Lan Dại đã trở nên không rõ ràng vì nhiều lý do. Trước đó trong năm 2018, dự án Cá Rồng Đỏ, một mỏ khí chủ chốt mới khác cung cấp đầu vào cho GAS cũng đã bị tạm ngừng. Với những sự kiện trên, chúng tôi cho rằng tiềm năng tăng trưởng của GAS trong giai đoạn 2018-2019 sẽ bị hạn chế, đặc biệt là khi các mỏ khí hiện tại đang khai thác gần công suất tối đa.

Hiện mọi việc còn mập mờ. Và theo đó chúng tôi vẫn chưa điều chỉnh dự báo cho GAS cho đến khi có kết luận từ chính phủ về đề xuất của PVN. Trong khi đó nhiều khả năng giá cổ phiếu GAS sẽ biến động trong biên độ khá hẹp.

GAS đặt kế hoạch LNST giảm 33,6% dựa trên giả định giá dầu ở mức thấp – Dựa trên giả định giá dầu bình quân là 50 USD/thùng, GAS đã đặt kế hoạch kinh doanh năm 2018 rất thận trọng với doanh thu đạt 55.276 tỷ đồng (giảm 13,4% so với cùng kỳ) và LNST đạt 6.429 tỷ đồng (giảm 33,6% so với cùng kỳ). Mục tiêu đề ra là hết sức thận trọng vì giá dầu bình quân trong Q1/2018 đã là 65-70 USD. GAS cho biết công ty có thể sẽ điều chỉnh tăng kế hoạch kinh doanh của mình nếu giá dầu giữ được ở mặt bằng hiện nay.

Kế hoạch giảm tỷ lệ sở hữu nhà nước từ 95,8% xuống 65% dự kiến sẽ sau năm 2018 – Theo kế hoạch, PVN sẽ giảm tỷ lệ sở hữu tại GAS từ 95,8% xuống 65%. Vào tháng 11/2017, chính phủ đã phê duyệt đề án thoái vốn của GAS diễn ra trong khoảng thời gian 2018 đến 2019. Tại ĐHCĐTN, ban lãnh đạo đã khẳng định sẽ chưa thoái vốn trong năm 2018.

Theo chúng tôi, GAS sẽ thoái vốn thông qua đấu giá công khai (khả dĩ nhất là vào nửa cuối năm 2019). Một lý do lý giải cho khả năng chậm thoái vốn là PVN đã khá bận rộn với việc thoái vốn tại DPM, DCM và PVI trong năm 2018. Theo ông Lê Như Linh, chủ tịch GAS thì đối tác chiến lược được lựa chọn dự kiến là một trong những đối tác hiện nay của GAS. Cụ thể là: Shell, Tokyo Gas và Total, công ty dầu khí của Pháp. Những công ty này đã có nhiều năm hợp tác với GAS và đều đã bày tỏ ý định muốn làm đối tác chiến lược của GAS. Chúng tôi cũng thấy rằng Tokyo Gas đã mua 24,9% cổ phần PGD (một công ty con của GAS) trong năm 2017.

Vốn đầu tư cơ bản của GAS tăng mạnh do nhiều dự án đường ống dẫn khí đang được triển khai – Công ty đặt kế hoạch đầu tư 2.086 tỷ đồng trong năm nay (năm 2017 chỉ là 294 tỷ đồng) để nâng công suất vận chuyển khí khô. Trong năm 2018, GAS sẽ tập trung vốn đầu tư nâng công suất vận tải khí kho với 3 dự án lớn là:

• Dự án đường ống Nam Côn Sơn 2 – dài 117 km từ mỏ Sư Tử Trắng và Sao Vàng Đại Nguyệt đến trạm chế biến khí GPP2 tại Vũng Tàu. Vốn đầu tư dự kiến là 810 triệu USD. Sau khi hoàn thành, hệ thống đường ống này có thể vận chuyển 7 tỷ m3 khí khô mỗi năm.
• Dự án đường ống Cá Rồng Đỏ – dài 90 km từ mỏ Cá Rồng Đỏ đến trạm chế biến khí Dinh Cố tại Vũng Tàu. Vốn đầu tư dự kiến là 168 triệu USD. Sau khi hoàn thành, hệ thống đường ống này có thể vận chuyển 500 triệu m3 khí khô mỗi năm.
• Dự án đường ống Sao Vàng Đại Nguyệt – dài 50 km từ mỏ Sao Vàng Đại Nguyệt đến trạm chế biến khí GPP2 tại Vũng Tàu. Vốn đầu tư dự kiến là 168 triệu USD. Sau khi hoàn thành, hệ thống đường ống này có thể vận chuyển 2-3 tỷ m3 khí khô mỗi năm.
• Dự án đường ống Lô B – Ô Môn – dài 330 km từ bể Malay Thổ Chu đến trạm chế biến khí Cà Mau tại Cà Mau. Vốn đầu tư dự kiến là 1,27 tỷ USD. Sau khi hoàn thành, hệ thống đường ống này có thể vận chuyển 5-6 tỷ m3 khí khô mỗi năm.

Sau khi toàn bộ các dự án trên hoàn thành công suất vận chuyển sẽ tăng 180% lên 25 tỷ m3/năm.

Từ năm 2020, nhiều nhà máy nhiệt điện chạy khí sẽ đi vào hoạt động, chẳng hạn nhà máy Kiên Giang 1&2, Nhơn Trạch 3&4. Theo đó nhu cầu khí khô sẽ tăng đáng kể, đến năm 2022 tăng khoảng 25% lên 13,5 tỷ m3. Các đường ống hiện tại đã hoạt động gần hết công suất. Cụ thể hệ thống đường ống Nam Côn Sơn đã chạy 95% công suất nên GAS rất cần nỗ lực nâng công suất.

Tuy nhiên tiến triển ở các dự án khác vẫn chậm hơn kế hoạch – vì nhiều lý do, nhiều dự án khác của GAS bị chậm tiến độ hoặc vẫn còn trên giấy. Cụ thể:

• Dự án kho cảng khí hoá lỏng LNG Thị Vải chỉ có thể đi vào hoạt động từ năm 2020 thay vì Q4/2020 như kỳ vọng ban đầu. Kho cảng này có khả năng lưu trữ 1.000.000 tấn và sẽ được sử dụng để cung cấp LNG nhập khẩu cho nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3 &4 (dự kiến phát điện thương phẩm vào năm 2022).
• Dự án mở khí Sư Tử Trắng Giai đoạn 2 vẫn dậm chân tại chỗ do quá trình đàm phán với PVEP kéo dài. Dự án này gồm 431 km đường ống dẫn khí từ lô B, 48/95 và 52/97 ngoài khơi và Ô Môn tại thành phố Cần Thơ với công suất vận chuyển khí là 20,3 triệu m3/ngày; giai đoạn 2 của dự án Nam Côn Sơn có vốn đầu tư 900 triệu USD, đường ống thu nhận khí 227 triệu USD, đường ống thu nhận khí mỏ Sư Tử Trắng 140 triệu USD.
• Dự án Cá Voi Xanh, dự án khí lớn nhất trong tương lai vẫn còn rất xa. Dự án mỏ khí này có trữ lượng ước tính là 150 tỷ m3, dự kiến đi vào hoạt động trong năm 2023. Ngoài ra, lãnh đạo công ty cũng cho biết tại Đại hội là công ty sẽ không tham gia vào khâu khai thác khí khô từ mỏ khí này nên lợi nhuận tiềm năng là hạn chế.

LNST của cổ đông công ty mẹ Q1 tăng 19,9% so với cùng kỳ – Công ty đã công bố KQKD Q1 với doanh thu thuần đạt 18.162 tỷ đồng (tăng 11,7% so với cùng kỳ) và LNST của cổ đông công ty mẹ đạt 2.608 tỷ đồng (tăng 19,9% so với cùng kỳ). KQKD Q1 khả quan chủ yếu nhờ giá dầu bình quân hồi phục mạnh mẽ lên mức 66,8 USD/thùng (tăng 19,9% so với cùng kỳ), từ đó giá bán bình quân của GAS cho các nhà máy điện, khách hàng công nghiệp và các nhà phân phối LPG tăng. Theo đó, GAS đã lần lượt hoàn thành 33% và 41% kế hoạch doanh thu là 55.726 tỷ đồng và LNST của cổ đông công ty mẹ là 6.429 tỷ đồng. Kết quả trên cũng sát với dự báo của chúng tôi cho năm 2018.

Chi phí khấu hao giảm 11,2% so với cùng kỳ – Trong Q1/2018, chi phí khấu hao của GAS giảm 11,2% so với cùng kỳ xuống còn 685,5 tỷ đồng, chủ yếu nhờ hệ thống đường ống PM3 – CCA đã khấu hao hết, dù GAS có thêm phần chi phí khấu hao liên quan đến nhà máy chế biến khi Cà Ma (xấp xỉ 5.246 tỷ đồng), hoàn thành vào cuối năm 2017.

HSC dự báo LNST của cổ đông công ty mẹ tăng trưởng 24,8% trong năm 2018 – Cho năm 2018, HSC dự báo doanh thu cả năm đạt 72.213 tỷ đồng (tăng trưởng 11,8%) và LNST của cổ đông công ty mẹ đạt 12.086 tỷ đồng (tăng trưởng 24,8%). Dự báo của chúng tôi lần lượt cao hơn 30% và 93% so với kế hoạch kinh doanh của GAS cho doanh thu và LNST của cổ đông công ty mẹ. Sự khác biệt giữa dự báo của HSC và kế hoạch của GAS (đặt biệt là ở LNST của cổ đông công ty mẹ) nằm ở giả định giá dầu bình quân trong năm 2018. Công ty giả định giá dầu bình quân năm 2018 là 50 USD/thùng trong khi HSC kỳ vọng là 65 USD/thùng. Giả định chính của chúng tôi cho từng mảng kinh doanh như sau:

1. Chúng tôi giả định doanh thu mảng khí khô đạt 38.521 tỷ đồng (tăng trưởng 10,8%). Lợi nhuận gộp dự kiến đạt 9.650 tỷ đồng (tăng trưởng 25,3%), tương đương tỷ suất lợi nhuận gộp là 25,1% (năm 2017 là 22,2%). Giả định đằng sau dự báo cho mảng này là:

• Tổng sản lượng khí khô tiêu thụ dự báo đạt 9.414 m3 (giảm 2%), trong đó sản lượng bán cho các nhà máy điện là 7.340 m3 (giảm 4%); sản lượng bán cho các nhà máy phân đạm là 1.306 m3 (tăng 0,1%); sản lượng bán cho khách hàng CNG và công nghiệp là 1.038 m3 (tăng 12%). Về nguồn khí, chúng tôi dự kiến 1.207 m3 là từ bể Cửu Long (tăng 12%); 6.280 m3 từ bể Nam Côn Sơn (tăng 3,9%) và 160 m3 từ bể Hàm Rồng Thái Bình (tăng 1,3%). Chúng tôi giả định mỏ khí mới Phong Lan Dại (xấp xỉ 800 triệu m3/năm) sẽ chưa đóng góp vào sản lượng khí khô từ bể Nam Côn Sơn trong năm 2018.
• Chúng tôi ước tính giá bán khí khô cho (1) các nhà máy điện dưới sản lượng bao tiêu là 4,11 USD/mmbtu (tăng 2%), (2) nhà máy phân bón và nhà máy điện của DPM trên sản lượng bao tiêu là 5,12 USD/mmbtu (tăng 22,3%), (3) khách hàng công nghiệp là 9,59 USD/mmbtu (tăng 30,1%). Trong khi đó, chúng tôi kỳ vọng phí vận chuyển đối với DCM là 0,98 USD/mmbtu, tương tự như mức ước tính cho năm 2017.
• Chúng tôi ước tính giá đầu vào khí khô từ (1) bể Cửu Long là 3,26 USD/mmbtu (tăng 1%), (2) bể Nam Côn Sơn là 4,43 USD/mmbtu, (3) Hàm Rồng Thái Bình là 7,24 USD/mmbtu (tăng 1%).

Do Block 11.2 (có công suất xấp xỉ 1.000 triệu m3/năm) hiện chiếm khoảng 10% sản lượng của GAS, chi phí đầu vào từ block này tăng chắc chắn sẽ kéo theo chi phí bán hàng của GAS tăng. Tuy nhiên, vẫn chưa có quyết định cuối cùng từ Bộ Công thương về đề xuất tăng giá đầu vào đối với khí kho có nguồn gốc từ block 11.2, do đó chúng tôi chưa bao gồm yếu tố này vào dự báo cho năm 2018.

2. Chúng tôi giả định mảng vận chuyển khí đạt doanh thu là 4.520 tỷ đồng (tăng trưởng 5,2%). Lợi nhuận gộp dự báo đạt 3.661 tỷ đồng (tăng trưởng 7,7%), tương đương tỷ suất lợi nhuận gộp là 81% (năm 2017 là 79,1%). Ở mảng này, GAS thu phí vận chuyển khí khô và khí ngưng tụ từ bể PM3 và Nam Côn Sơn. Giả định đằng sau dự báo cho mảng này là:

• Phí vận chuyển khí khô từ: (1) bể PM3 là 0,93USD/mmbtu (giảm 2,1%), (2) bể Nam Côn Sơn là 0,56 USD/mmbtu (tăng 5,6%).
• Phí vận chuyển khí ngưng tụ từ bể Nam Côn Sơn là 15,30 USD (tăng 7%) với sản lượng khí ngưng tự dự kiến đạt 114.000 tấn (tăng 20%).

3. Chúng tôi giả định mảng LPG đạt doanh thu là 23.608 tỷ đồng (tăng trưởng 10,7%). Lợi nhuận gộp dự báo đạt 3.413 tỷ đồng (tăng trưởng 14,8%), tương đương tỷ suất lợi nhuận gộp là 14,5% (năm 2017 là 14%). Giả định đằng sau dự báo cho mảng này là:

• Tổng sản lượng LPG tiêu thụ dự kiến đạt 1.620.000 tấn (tăng 2,5%), trong đó sản lượng từ (1) nhà máy chế biến khí Dinh Cố là 295.000 tấn (tăng 1,7%), (2) nhà máy chế biến khí Cà Mau là 135.000 tấn (tăng 90,1%), (3) nhà máy lọc dầu Dung Quất là 72.000 tấn (tăng 10,7%) và (4) nhập khẩu, thương mại và hoạt động khác là 1.253.000 tấn (tăng 2,1%).
• Giá bán LPG bình quân ước tính từ (1) nhà máy chế biến khí Dinh Cố là 715 USD/tấn (tăng 3,7%), (2) nhà máy chế biến khí Cà Mau là 507 USD/tấn (tăng 1,4%), (3) nhà máy lọc dầu Dung Quất là 509 USD/tấn (tăng 3%) và (4) nhập khẩu, thương mại và hoạt động khác là 723 USD/tấn.

4. Chúng tôi giả định mảng khí ngưng tụ đạt doanh thu là 756 tỷ đồng (tăng trưởng 14,6%). Lợi nhuận gộp dự báo đạt 317 tỷ đồng (tăng trưởng 1,7%), tương đương tỷ suất lợi nhuận gộp là 42% (năm 2017 là 35,4%). Giả định đằng sau dự báo cho mảng này là:

• Tổng sản lượng khí ngưng tụ dự báo đạt 82.000 tấn (tăng 3,7%) với giá bán bình quân là 406 USD/tấn (tăng 10%).

5. Chúng tôi giả định mảng CNG đạt doanh thu là 4.364 tỷ đồng (tăng trưởng 30%). Lợi nhuận gộp dự báo đạt 1.524 tỷ đồng (tăng trưởng 35,8%), tương đương tỷ suất lợi nhuận gộp là 34% (năm 2017 là 35%). Giả định đằng sau dự báo cho mảng này là:

• Tổng sản lượng CNG dự báo đạt 620.000.000 tấn (tăng 20,1%) với giá bán bình quân là 0,31 USD/m3 (tăng 6,9%).

6. Chúng tôi dự báo chi phí bán hàng và quản lý là 3.872 tỷ đồng (tăng 9,5%). Chúng tôi kỳ vọng tỷ lệ chi phí bán hàng và quản lý/doanh thu là 5,5%; tương đương năm 2017.

Theo đó EPS năm 2018 đạt 6.135đ; tại thị giá hiện tại P/E dự phóng là 14,2 lần.

GAS dự kiến trả cổ tức tiền mặt cho năm 2018 là 40% mệnh giá, cao hơn mức đề suất cho năm 2017 là 33%. Tỷ lệ lợi nhuận dùng để trả cổ tức theo dự báo là 63,3%.

Quan điểm đầu tư – Giảm đánh giá từ Mua vào xuống Khả quan. Chúng tôi giảm ước tính giá trị hợp lý của cổ phiếu xuống 95.000đ, tương đương P/E dự phóng là 17 lần. Với sự phục hồi mạnh của giá dầu, triển vọng tăng trưởng của GAS trong giai đoạn 2018-2019 vẫn là khá khả quan. Tuy nhiên những sự kiện chính trị xuất hiện gần đây đã kéo theo sự gia tăng đáng kể các rủi ro liên quan đến việc phát triển các mở khí mới của GAS. Chúng tôi lưu ý rằng nếu đề xuất tăng giá khí khô đầu vào từ block 11.2 được nhà nước chấp thuận và áp dụng ngược trở lại thời gian có hiệu lực từ tháng 1/2018, LNST của của cổ đông công ty mẹ năm 2018 của GAS có thể giảm 1.400 tỷ đồng (giảm 11,7% so với dự báo hiện tại của chúng tôi). Chúng tôi hiện vẫn giữ nguyên dự báo của mình cho năm 2018 và 2019 và tạm thời loại trừ khả năng tăng giá khí đầu vào từ block 11.2 do chưa có quyết định chấp thuận chính thức của nhà nước. Hơn nữa, vẫn có khả năng GAS có thể chuyển sự gia tăng của giá đầu vào sang giá bán cho khách hàng (EVN). Do đó, chúng tôi giảm đánh giá đối với cổ phiếu GAS từ Mua vào xuống Khả quan trên quan điểm cẩn trọng đối với khả năng lợi nhuận có thể suy giảm.

Nguồn: Research HSC

BÌNH LUẬN()

CÁC TIN LIÊN QUAN

Đối tác