DANH MỤC

Mobile / Zalo / Viber: 0912 842 224

Cập nhật cổ phiếu PV Power – Tổng công ty điện lực dầu khí Việt Nam sẽ IPO vào ngày 31/1

Lượt xem: 133 - Ngày:
Chia sẻ

PV Power sẽ IPO vào ngày 31/1. Triển vọng tích cực với giá trị hợp lý là 19.800đ. Dự kiến giá đấu thành công sẽ cao hơn giá khởi điểm. PVN sẽ chào bán lần đầu ra công chúng 20% cổ phần vào ngày 31/1 với giá khởi điểm 14.400đ. Ngày đăng ký cuối cùng tham gia đấu giá là ngày 24/1.
Cập nhật cổ phiếu PV Power - Tổng công ty điện lực dầu khí Việt Nam sẽ IPO vào ngày 31/1

Nhà máy điện Cà Mau thuộc tập đoàn PV Power, Nguồn: internet

Cơ cấu IPO: Theo kế hoạch cổ phần hóa hiện tại, Nhà nước sẽ giảm sở hữu từ 100% xuống còn 51% sau 3 đợt bán cổ phần theo cơ cấu như sau:

• IPO – PV Power sẽ chào bán lần đầu ra công chúng 20% cổ phần, tương đương 468,37 triệu cổ phiếu theo phương thức đấu giá với giá khởi điểm là 14.400đ. Tổng giá trị là 6,7 nghìn tỷ đồng, tương đương 294 triệu USD. Ngày đăng ký cuối cùng tham gia đấu giá là ngày 24/1.
• NĐT chiến lược – PV Power sẽ bán 28,882% cổ phần (676,38 triệu cổ phiếu) cho NĐT chiến lược.
• CBCNV – PV Power sẽ bán 0,118% cổ phần (2,76 triệu cổ phiếu) cho CBCNV.

Sau IPO, PV Power dự kiến niêm yết trên Upcom vào ngày 16/3/2018.

Quan điểm đầu tư. Chúng tôi ước tính giá trị hợp lý của cổ phiếu PV Power là 19.800đ; cao hơn 38% so với giá khởi điểm là 14.400đ. Tại mức giá này, P/E dự phóng năm 2018 là 18 lần và EV/EBITDA là 7,3 lần.

Trong mô hình định giá của mình, chúng tôi lựa chọn 16 doanh nghiệp phát điện trong khu vực có từ 2 nhà máy phát điện trở lên tại khu vực châu Á để làm cơ sở định giá. Những công ty này có vốn hóa thị trường bình quân gần với mức vốn hóa dự kiến của PV Power là 1,5 tỷ USD (tính tại giá khởi điểm 14.400đ).

EV/EBITDA dự phóng năm 2018 bình quân của các doanh nghiệp trên là 7,3 lần. Chúng tôi cho rằng định giá của PV Power xứng đáng bằng với bình quân các doanh nghiệp trên.

PV Power là doanh nghiệp phát điện độc lập lớn nhất tại Việt Nam với thị phần phát điện là 12%. Và thị trường Việt Nam là một trong những thị trường tăng trưởng nhanh nhất Đông Nam Á với nhu cầu tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 10% trong 3 năm tới. PV Power là doanh nghiệp phát điện độc lập được quản trị tốt và có thể nâng dần thị phần phát điện từ 12% hiện nay lên 15% vào cuối năm 2026. Dựa trên giả định trong mô hình của mình, công suất phát điện của PV Power tăng 160% từ 4.208 MW lên 10.958 MW. Chủ yếu nhờ công ty xây dựng các nhà máy nhiệt điện chạy khí mới.
Nhờ PVN gần như độc quyền mua và cung cấp khí tại Việt Nam, chúng tôi cho rằng PV Power sẽ có vị thế thống trị tương lai lâu dài của ngành điện khí tại Việt Nam. Trong khi giá đầu vào bằng giá bán buôn khu vực, thì nhờ mối quan hệ với PVN, PV Power có thể tiếp cận với nguồn cung dồi dào.

• Trong mô hình của chúng tôi, tỷ suất lợi nhuận gộp sẽ tăng từ 13,4% trong năm 2016 lên 18,2% vào năm 2020 nhờ giảm chi phí khấu hao. Tuy nhiên khi Nhơn Trạch 3& 4 đi vào hoạt động từ năm 2021, thì chi phí khấu hao sẽ tăng và tỷ suất lợi nhuận sẽ bị ảnh hưởng. Và phương pháp định giá hợp lý nhất là phương pháp EBITDA.

Chúng tôi giả định mối quan hệ với cả PVN và EVN, công ty có thể duy trì vị thế doanh nghiệp phát điện độc lập lớn nhất tại Việt Nam trong trung dài hạn.

Theo chúng tôi, triển vọng lợi nhuận của PV Power trong 3 năm tới là tích cực, nhờ:

(1) Hiệu suất của nhà máy Vũng Áng tăng.
(2) Chi phí khấu hao và chi phí lãi vay giảm nhờ thiết bị tại nhà máy Cà Mau 1&2 đã khấu hao hết và nợ cũng được trả hết từ năm 2018; đồng thời giả định giá PPA sẽ không điều chỉnh.

Trong năm nay chúng tôi dự báo LNST tăng trưởng 10% – Cho năm 2018, HSC dự báo doanh thu thuần đạt 33.310 tỷ đồng (tăng trưởng 16%) và LNST đạt 2.817 tỷ đồng (tăng trưởng 10%). Giả định của chúng tôi là:

• Tổng sản lượng điện sản xuất tăng 13% đạt 23.192 kWh
• Giá bán bình quân tăng 3% do chi phí biến đổi tăng.
• Tỷ suất lợi nhuận gộp giảm từ 18,8% xuống 16,5% do giá khí tăng 15%.
• Lỗ tài chính thuần giảm 20% xuống còn 1.570 tỷ đồng nhờ lỗ tỷ giá giảm 18% và chi phí lãi vay giảm 14%.

Theo đó EPS đạt 1,114đ và nếu không tính lỗ tỷ giá thì EPS từ hoạt động kinh doanh chính là 1.321đ. Chúng tôi dự báo EBITDA đạt 8.914 tỷ đồng (giữ nguyên). Theo đó tại giá khởi điểm, P/E dự phóng là 12,9 lần và EV/EBITDA là 6 lần.

Nhà máy điện Vũng Áng 1 thuộc tập đoàn PV Power, Nguồn: internet

Trong 3 năm tới (2018-2020) HSC dự báo:

• Doanh thu sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 10%.
• Sản lượng điện sản xuất tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 5%.
• Chi phí đầu vào sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 15%.
• Chi phí khấu hao sẽ giảm với tốc độ gộp bình quân năm là 8%.
• Tỷ suất lợi nhuận gộp sẽ tăng từ 13,4% trong năm 2017 lên 18,2% trong năm 2020.
• LNST sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 22%.

Cụ thể:

HSC dự báo doanh thu sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 10%; lợi nhuận là 22% trong 3 năm tới – giả định chính của chúng tôi là:

• Tổng sản lượng sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 5%. Giả định của chúng tôi cho từng mảng phát điện là như sau:

– Sản lượng điện chạy khí sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 2% do các nhà máy điện chạy khí đã hoạt động gần sát hiệu suất tối đa.
– Sản lượng điện chạy than sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 16% vì chúng tôi kỳ vọng hiệu suất hoạt động của Vũng Áng sẽ được cải thiện.
– Sản lượng thủy điện sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 10% nhờ điều kiện thủy văn thuận lợi hơn.

• Giá bán bình quân dự kiến tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 5% – do chi phí biến đổi tăng. Chúng tôi cho rằng giá khí tự nhiên sẽ tăng do nhu cầu thế giới tăng lên. Chúng tôi cũng kỳ vọng PV Power có thể sẽ được hưởng giá bán cao hơn trên thị trường phát điện cạnh tranh trong khoảng thời gian này.

• Chúng tôi dự báo lợi nhuận gộp sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 9% trong khi tỷ suất lợi nhuận gộp tăng từ 13,4% trong năm 2016 lên 18,2% trong năm 2020. Có một số nhân tố đóng góp ở đây và chúng tôi giả định:

– Chi phí khấu hao sẽ giảm với tốc độ gộp bình quân năm là 8% do thiết bị tại nhà máy Cà Mau 1&2 khấu hao hết từ năm 2018. Chúng tôi ước tính chi phí khấu hao thiết bị của nhà máy Cà Mau 1&2 là khoảng 972 tỷ đồng; bằng 23% chi phí khấu hao hàng năm của PV Power trong giai đoạn 2017-2018.
– Chúng tôi dự báo giá khí sẽ tăng với tốc độ gộp bình quân năm là 13%; còn giá than sẽ ổn định. Theo đó, chi phí nguyên liệu có thể tăng với tốc độ gộp bình quân năm là 15%.

• Lỗ tài chính thuần giảm với tốc độ gộp bình quân năm là 27%. Do công ty trả nợ dần nên không chỉ chi phí lãi vay giảm và lỗ tỷ giá cũng giảm. Chúng tôi giả định vay nợ thuần dài hạn sẽ giảm với tốc độ gộp bình quân năm là 30% trong khi giả định tỷ giá cả USD/VND và EUR/VND tăng 2% mỗi năm

Có một số rủi ro ở đây nhưng chúng tôi cho rằng những rủi ro này là nhỏ – trong mô hình của mình chúng tôi cũng thấy có những rủi ro nhưng trong thời kỳ dự báo thì những rủi ro này theo chúng tôi là không lớn.

Rủi ro giá nhiên liệu tăng – có 5 trong số 7 nhà máy của PV Power tham gia thị trường phát điện cạnh tranh CGM (với 10-20% sản lượng được bán trên thị trường này). Chúng tôi được biết giá chào mua trên thị trường CGM dựa trên chi phí biến đổi của nhà máy. Và giá khí trong xu hướng tăng có thể ảnh hưởng đến tỷ suất lợi nhuận gộp của PV Power khi bán điện trên thị trường CGM.

Rủi ro thiếu nguồn khí trong nước từ năm 2020 khiến giá thành tăng do tỷ trọng khí nhập khẩu tăng – theo Hiệp hội năng lượng Việt Nam, nếu các dự án mỏ khí mới không được phát triển kịp thời, thì Việt Nam sẽ thiếu khí từ năm 2020. Và trong trường hợp này, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu khí với giá cao hơn giá trong nước.

Rủi ro tỷ giá – do có vay bằng ngoại tệ, nên lợi nhuận của PV Power có thể bị ảnh hưởng từ lãi/lỗ tỷ giá. Tuy nhiên nhờ công ty tích cực trả nợ nên rủi ro tỷ giá sẽ giảm xuống.

Tổng quan về ngành – tiêu thụ điện của Việt Nam tăng nhanh thứ 2 tại khu vực Đông Nam Á

Trong giai đoạn 2000-2014, tiêu thụ điện trên đầu người của Việt Nam tăng với tốc độ gộp bình quân là 12% – là mức cao thứ 2 tại khu vực Đông Nam Á, chỉ sau Campuchia vói mức tăng 16%. Trong giai đoạn 2017-2020, theo Quy hoạch điện 7, mức tiêu thụ điện của Việt Nam được dự báo sẽ tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 10%. Cao hơn nhiều mức tăng bình quân của khu vực Đông Nam Á là 7,3%.

Ngành sản xuất tăng trưởng là động lực chính – trong giai đoạn 2010-2016, hoạt động công nghiệp & xây dựng là ngành tiêu thụ điện lớn nhất tại Việt Nam, chiếm 53% tổng lượng điện tiêu thụ, tiếp đến là hoạt động hành chính & dân cư chiếm 36% tổng lượng điện tiêu thụ.

• Giả định nhu cầu điện từ hoạt động công nghiệp & xây dựng tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 11%.
• Giả định ngành sản xuất đóng góp trong GDP tăng 12,14% trong năm 2018 (năm 2017 tăng 14,39%). Dưới sự mở rộng sản xuất của Samsung và các doanh nghiệp sản xuất FDI khác.

Theo Quy hoạch, công suất phát điện của Việt Nam sẽ tăng 45% đến năm 2020 – theo Quy hoạch điện 7, tổng công suất phát điện sẽ tăng từ 41,4 GW tại thời điểm cuối năm 2016 lên 60 GW vào cuối năm 2020.

• Các nhà máy điện chạy than sẽ là nguồn phát điện lớn nhất – theo Quy hoạch điện, công suất phát điện chạy than sẽ tăng gấp đôi lên 26.000 MW vào thời điểm cuối năm 2020 và tỷ trọng trong tổng công suất phát điện sẽ tăng từ 33% lên 43%. Theo đó đến năm 2020, nhiệt điện chạy than sẽ thay thủy điện trở thành nguồn phát điện lớn nhất.

• Hiện không còn dư địa để xây dựng thêm các nhà máy thủy điện lớn – theo Hiệp hội năng lượng Việt Nam, tổng công suất thủy điện có thể được lắp đặt là khoảng 26.000 MW. Hiện Việt Nam đã lắp đặt khoảng 18.000 MW và hầu hết các nhà máy thủy điện với công suất trên 100 MW đã chạy hết công suất. Theo Quy hoạch, công suất thủy điện sẽ tăng 23% lên 21.600 MW vào năm 2020. Cho dù vậy tỷ trọng đóng góp của thủy điện sẽ giảm từ 45% xuống còn 36%.

• Nguồn khí hạn chế – Tiềm năng sản xuất nhiệt điện khí của Việt Nam là 12.000 MW trong khi đó công suất hiện tại là khoảng 8.000 MW. Do nguồn khí trong nước không đủ để đáp ứng nhu cầu, Việt Nam phải nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) để bổ sung cho nguồn khí trong nước. Tuy nhiên, giá khí LNG cao hơn 50-60% so với giá khí tự nhiên. Do đó chi phí sản xuất nhiệt điện khí sẽ có vẻ là lớn nhất. Vì vậy sản xuất điện từ khí sẽ ở mức hạn chế. Theo Quy hoạch phát triển điện Việt Nam 7, công suất sản xuất điện bằng khí sẽ tăng thêm 13% lên 9.000 MW đến cuối năm 2020 và đóng góp của nguồn điện này vào tổng sản xuất điện của Việt Nam sẽ giảm từ 19% xuống 15%.

• Sản xuất điện từ năng lượng tái tạo là xu thế dài hạn – Theo Quy hoạch phát triển điện Việt Nam 7, đến cuối năm 2020, công suất sản xuất điện từ năng lược tái tạo không bao gồm thủy điện sẽ tăng gấp 7 lần lên 3.400 MW. Và đến năm 2030 công suất sản xuất điện từ nguồn này dự kiến sẽ tăng lên 22.800 MW và đóng góp 18% tổng sản xuất điện của Việt Nam.

Công suất sản xuất điện phân bổ không đồng đều giữa ba miền – Hiện tại,

• Khu vực phía Nam là thị trường tiêu thụ điện lớn nhất, chiếm khoảng 48% tổng tiêu thụ tiện. Tuy nhiên, các nhà máy điện ở khu vực này chỉ chiếm khoảng 38% tổng công suất cả nước.
• Khu vực miền Trung chiếm 10% tổng tiêu thụ điện và 23% tổng công suất sản xuất điện do nhiều nhà máy thủy điện đặt tại vùng núi miền Trung, là nơi có nhiều dòng sông chảy qua.
• Khu vực miền bắc chiếm 42% lượng điện tiêu thụ và 39% tổng công suất phát điện.

Các nhà máy điện ở khu vực phía Nam thường hoạt động với hiệu suất lớn hơn các nhà máy điện ở khu vực miền Trung và phía Bắc do tình trạng thiếu điện của khu vực này.

Giá điện có thể tăng trong vài năm tới do giá khí tăng. Tuy nhiên, giá than ổn định.

Giá khí dự báo sẽ tăng 15% trong năm 2018 – Do giá khí cho các nhà máy điện được tính theo giá năng lượng trong khu vực. Giá này lại biến động theo giá dầu thô toàn cầu, nên giá khí của các nhà máy nhiệt điện đã tăng 24% trong năm 2017. HSC dự báo giá khí sẽ tăng 15% trong năm 2018 với giả định rằng giá dầu thô bình quân trên thế giới sẽ tăng 10% lên 60 USD/thùng. Chúng tôi cũng dự báo giá dầu sẽ tăng dần lên 63 USD/thùng trong năm 2020.

Trong năm 2017, giá than trên thế giới tăng 34% lên 88 USD/tấn trong khi đó giá than trong nước cũng tăng 6%. Tuy nhiên, dự báo giá than thế giới sẽ giảm 17% trong năm 2018 xuống 72 USD/tấn và tiếp tục giảm còn 54 USD/tấn trong năm 2020. Tiêu thụ than trên thế giới cũng giảm dần do mức độ ô nhiễm cao của khí đốt này. Tuy nhiên, tại Việt Nam, chúng tôi dự báo giá than trong nước trong vài năm tới vẫn sẽ duy trì ổn định nhờ nhu cầu gia tăng từ các nhà máy nhiệt điện với kế hoạch tăng gấp đôi công suất nhiệt điện than vào cuối năm 2020.

Mở rộng quy mô thị trường điện cạnh tranh sẽ giúp cải thiện lợi nhuận của các công ty điện – Theo Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về kế hoạch phát triển thị trường điện Việt Nam, thị trường điện Việt Nam sẽ được hình thành và phát triển theo 3 giai đoạn;

• Thị trường phát điện cạnh tranh – Thị trường đã đi vào hoạt động kể từ năm 2012. Hiện tại, có 76 công ty điện tham gia thị trường này với tổng công suất là 20,7 GW, chiếm 50% tổng công suất phát điện của Việt Nam. Trên thị trường này, EVN là người mua duy nhất.
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh – Thị trường này đã hoạt động thí điểm kể từ năm 2017 và sẽ hoạt động hoàn chỉnh từ năm 2019. Trên thị trường này, người mua là các doanh nghiệp bán buôn như các đơn vị phân phối của EVN và đối tượng bán buôn khác (với nhu cầu ít nhất 110kV từ các đơn vị phân phối của EVN và có đường dây trực tiếp với các trạm 220kV).
• Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh – Thị trường này sẽ được thí điểm hoạt động từ năm 2021 và hoạt động hoàn chỉnh từ năm 2023. Thị trường này cho phép đơn vị phát điện bán điện trực tiếp cho người tiêu dùng cuối cùng.

PV Power sẽ được hưởng lợi nhiều nhất khi thị trường điện trở nên cạnh tranh hơn – Khi thị trường điện lực phát triển, các đơn vị phát điện sẽ có thể đàm phán trực tiếp với người tiêu dùng lớn. Thay đổi này không chỉ giúp gia tăng công suất hoạt động thực tế của các nhà máy điện mà còn giúp cải thiện lợi nhuận của các công ty này. Chúng tôi nhận thấy PV Power là đối tượng hượng lợi nhiều nhất khi là là công ty phát điện độc lập lớn nhất trên thị trường hiện tại với khả năng xây dựng các nhà máy điện mới quy mô lớn và hoạt động hiệu quả.

Tổng quan về công ty – PV Power là doanh nghiệp phát điện độc lập lớn nhất tại Việt Nam.

PV Power thành lập năm 2007 và thuộc 100% sở hữu của PVN. PV Power là đơn vị sản xuất điện lớn thứ 2 tại Việt Nam sau EVN. Các nhà máy của PV Power có tổng công suất là 4.208,2 MW, chiếm 12% tổng công suất phát điện của Việt Nam. PV Power sở hữu;

• 1 nhà máy nhiệt điện chạy than – Nhà máy Vũng Áng với công suất 1.200 MW.
• 3 nhà máy nhiệt điện chạy khí gồm Cà Mau 1 & 2 (1.500 MW), Nhơn Trạch 1 (450 MW), Nhơn Trạch 2 (750 MW).
• 3 nhà máy thủy điện gồm Hủa Na (180 MW), Dak Drinh (125MW) và Nậm Cát (3,1 MW).

Các nhà máy nhiệt điện chạy khí là nguồn doanh thu chính của PV Power

• 3 nhà máy nhiệt điện chạy khí chiếm 64% tổng công suất phát điện, nhưng đóng góp tới 80% doanh thu và gần 100% LNST.

• Các nhà máy nhiệt điện chạy than chiếm 29% tổng công suất phát điện nhưng chỉ đóng góp khoảng 17% doanh thu và hiện không cho lợi nhuận do hiệu suất hoạt động thực tế thấp.

Trong năm 2018, chúng tôi dự báo tỷ lệ hiệu suất của Nhà máy Vũng Áng 1 sẽ cao hơn. Tuy nhiên, các nhà máy nhiệt điện chạy khí vẫn sẽ là nguồn đóng góp doanh thu và lợi nhuận chính, lần lượt là 70% doanh thu và 60% LNST. Trong khi đó nhà máy nhiệt điện chạy than Vũng Áng 1 sẽ đóng góp 27% doanh thu và 35% lợi nhuận.

Phát triển thị trường phát điện cạnh tranh sẽ là chìa khóa cho tăng trưởng lợi nhuận tương lai của ngành. Và ở đây PV Power nắm giữ những lợi thế quan trọng – Hiện tại, 5 trong tổng số 7 nhà máy điện của PV Power tham gia thị trường phát điện cạnh tranh gồm Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2, Hủa Na, Dak Drink và Vũng Áng 1. Các nhà mày có lợi thế hơn so với đối thủ nhờ;

• Chi phí đầu tư thấp so với các nhà máy của EVN – chi phí đầu tư bình quâ của các nhà máy điện của PV Power là khoảng 16,4 tỷ đồng/MW, thấp hơn nhiều so với 3 Genco của EVN – đơn vị đóng góp 51% tổng công suất phát điện và có chi phí đầu tư bình quân là 19,3 tỷ đồng/MW.
• Phần lớn các nhà máy là ở khu vực phía Nam, nơi thường xuyên xảy ra tình trạng thiếu điện – Các nhà máy nhiệt điện chạy khí của PV Power đều ở khu vực phía Nam. Trên thực tế, nhà máy Nhơn Trạch 1 & 2 nằm tại trọng điểm công nghiệp của khu vực, cách TPHCM khoảng 60 km. Cách nhà máy này thường hoạt động với hiệu suất tối đa do tình trạng thiếu điện kéo dài ở khu vực này. Lợi thế này sẽ tăng lên khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh đi vào hoạt động. Khi đó lợi thế của PV Power là dễ dàng tiếp cận những khách hàng lớn tại KCN như Samsung, Hyosung. Từ đó cho phép công ty giảm giá bán nhờ giảm hao hụt trong quá trình truyền tải phân phối điện.
• Sở hữu các nhà máy mới hơn với công nghệ hiện đại hơn – Các nhà máy điện của PV Power mới đi vào hoạt động với tuổi trung bình trong 5,6 năm. Trong đó, các nhà máy nhiệt điện khí hoạt động bình quân trong 7,75 năm. Trong khi đó thời gian hoạt động của các nhà máy nhiệt điện khí khác bình quân là khoảng 10-18 năm. Nhà máy của PV Power còn được trang bị với công nghệ hiện đại với tỷ lệ tiêu hao nhiên liệu thấp và khả năng khởi động nhanh hơn. Đây cũng là lợi thế khi công ty tham gia đấu thầu trên thị trường phát điện cạnh tranh.

Tăng trưởng khiêm tốn trong những năm gần đây do hiệu suất của nhà máy Vũng Áng thấp – Trong giai đoạn 2012-2014, PV Power tăng trưởng doanh thu thuần với tốc độ trung bình gộp là 9% và của LNTT là 3%. Nguyên nhân chính tác động đến mức tăng trưởng khiêm tốn này là do hiệu suất thấp của nhà máy Vũng Áng 1 (đi vào hoạt động từ năm 2016).

Tuy nhiên, năm 2017 đánh dấu sự bức phá – Cho năm 2017, theo ước tính của công ty gần đây, doanh thu thuần đạt 30.987 tỷ đồng (tăng trưởng 10%) và LNTT đạt 2.503 tỷ đồng (tăng trưởng 48%), nhờ sự phục hồi mạnh mẽ của nhà máy Vũng Ánh 1 từ lỗ thuần 837 tỷ đồng trong năm 2016 sang ghi nhận LNST khoảng 800 tỷ đồng. Trong năm 2017, sản lượng điện của Vũng Áng tăng 39% nhờ máy phát số 1 của nhà máy sau thời gian dài ngừng hoạt động từ tháng 11/2015 đến tháng 9/2016 để sửa chữa vết nứt đã hoạt động trở lại.

Công ty đặt kế hoạch doanh thu tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 26% còn LNST của cổ đông công ty mẹ là 13% trong 5 năm tới – PV Power đặt kế hoạch đến năm 2022 doanh thu đạt 63.963 tỷ đồng (tăng trưởng 24%) và LNST của cổ đông công ty mẹ đạt 3.666 tỷ đồng (giảm 16%). Giả định của công ty là:

• Sản lượng tăng trưởng với tốc độ gộp bình quân năm là 4% và đạt 28.206 kWh (tăng 11% y/y) vào năm 2022. Dự báo này dựa trên việc nhà máy điện chạy bằng khí là Nhơn Trạch 3&4 đi vào hoạt động với công suất mỗi nhà máy là 750 MW; dự kiến lần lượt đi vào hoạt động vào 2021 và 2022. Theo đó tổng công suất phát điện của PV Power sẽ tăng 18% vào 2021 và tăng tiếp 15% vào 2022.
• Giả định tỷ suất lợi nhuận gộp tăng từ 13,2% trong năm 2017 lên 16,4% năm 2022 nhờ chi phí khấu hao giảm.

Công ty có kế hoạch nâng công suất thêm 160% trong 9 năm tới và tập trung vào nhà máy nhiệt điện chạy khí – Kế hoạch phát triển dài hạn của PV Power là sẽ nâng công suất phát điện thêm 160% lên 10.958 MW đến năm 2026. Trong đó:

• Tổng công suất nhiệt điện chạy khí sẽ tăng thêm 250% lên 9.450 MW.
• Tổng công nhiệt điện chạy than và thủy diện lần lượt giữ nguyên ở 1.200 MW và 308 MW.

Nhà máy Nhơn Trạch 3&4 sẽ là động lực tăng trưởng từ năm 2021 – PV Power dự kiến sẽ xây dựng hai nhà máy nhiệt điện chạy khí mới, là Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 với công suất 750 MW mỗi nhà máy. Vị trí của hai nhà máy mới là ngay gần nhà máy Nhơn Trạch 1&2 và sử dụng khí LNG thay vì khí tự nhiên khô mà các nhà nhiệt điện chạy khí hiện tại của PV Power đang sử dụng. Công ty dự kiến các nhà máy này sẽ lần lượt đi vào hoạt động từ năm 2021 và 2022. Do đó, tổng công suất phát điện của PV Powr sẽ tăng thêm 36% lên 5,7 MW vào năm 2022.

Dự án xây dựng nhà máy Nhơn Trạch 3 hiện đang trong quá trình đánh giá khả thi và dự kiến sẽ bắt đầu xây dựng vào năm 2019. Thời gian xây dựng dự kiến là khoảng 28 tháng.

Giá khí LNG thường cao hơn khoảng 50-60% so với giá khí tự nhiên khô, nhà máy Nhơn Trạch 3 & 4 sẽ cần cơ chế giá đặc biệt từ EVN, tương tự như đối với nhà máy Cà Mau 1&2. Nhà máy này ký hợp đồng PPA đặc biệt do sử dụng nguồn khí với chi phí đắt hơn từ mỏ khí PM3 – Malay Thổ Chu nằm ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia.

Nguồn: HSC

BÌNH LUẬN()

CÁC TIN LIÊN QUAN

Đối tác