Vietcap: Thị trường điện bớt thắt chặt vào năm 2024, điện than có lợi hơn điện khí và thủy điện

Với nguy cơ thiếu điện ở miền Bắc vào mùa Hè năm 2024 (dù ít nghiêm trọng hơn năm 2023), cùng triển vọng thị trường bớt thắt chặt, giá CGM và giá điện bán lẻ cao hơn sẽ có lợi cho nhiệt điện than hơn so với nhiệt điện khí và thủy điện.

Dự báo tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện năm 2024 đạt 8,4%

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), sản lượng điện sản xuất trong tháng 9 đạt 23,6 tỷ kWh, tăng 4% so với cùng kỳ và giảm 8% so với tháng trước. 9 tháng đầu năm, sản lượng sản xuất điện là 210 tỷ kWh, tăng 3% so với cùng kỳ. Theo đó, Công ty Chứng khoán Vietcap ước tính mức tăng trưởng tiêu thụ điện trong 9 tháng đầu năm 2023 là 4% so với cùng kỳ và duy trì giả định mức tiêu thụ điện năm 2023 là 254 tỷ kWh, tăng 5%.

Tuy nhiên, nhóm phân tích đã hạ dự báo tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện của Việt Nam năm 2024 xuống 8,4% so với cùng kỳ từ mức 9,4% trong dự báo trước đây. Nhóm phân tích cũng duy trì dự báo tốc độ tăng trưởng GDP của Việt Nam vào năm 2024 là 7%. Do đó, Vietcap giảm giả định về tỷ lệ co giãn giữa tốc độ tăng trưởng GDP và tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện xuống 1,2 lần từ mức 1,3 lần trong dự báo trước đây (dựa trên tỷ lệ co giãn ước tính là 1,0 lần vào năm 2023), dẫn đến mức tăng trưởng tiêu thụ điện thấp hơn ở mức 8,4% vào năm 2024.

Về công suất điện, Vietcap điều chỉnh giảm dự báo công suất điện quốc gia năm 2023 và 2024 lần lượt là 5% và 8% xuống 82.266 MW (tăng 5,7%) và 85.346 MW (tăng 3,7%). Mức giảm dự báo này chủ yếu do công suất năng lượng tái tạo chuyển tiếp hòa lưới từ đầu năm đến nay thấp hơn dự kiến.

Mặt khác, EVN dự báo thị trường điện sẽ nới lỏng hơn vào năm 2024 khi khả năng thiếu điện ở miền Bắc vào mùa khô năm 2024 là 420 – 1.770 MW, gần bằng 1/3 lượng điện thiếu hụt ước tính trong nửa đầu năm 2023. Trước đó, EVN thông tin khu vực phía Bắc đang phải đối mặt với tình trạng thiếu điện tương đương khoảng 1.600 – 4.900 MW vào giai đoạn tháng 5 – 6/2023, chiếm khoảng 12 – 18% lượng điện tiêu thụ hàng ngày của khu vực.

Về giá thị trường phát điện cạnh tranh (CGM), từ tháng 8, giá CGM giảm so với cùng kỳ và so với tháng trước. Giá CGM trong tháng 9 cũng giảm mạnh 44%. Điều này một phần là do sản lượng thủy điện trung bình trong tháng 8 và tháng 9 tăng 97% so với sản lượng trung bình hàng tháng trong quý II và tăng 5% so với cùng kỳ mặc dù trong thời gian chịu ảnh hưởng của El Nino. Do đó, Vietcap cho rằng giá CGM các năm 2023/2024/2025 lần lượt là 1.561 đồng/kWh (tăng 1%), 1.634 đồng/kWh (tăng 5%) và 1.701 đồng/kWh (tăng 4%).

Về nhiên liệu nhóm nhiệt điện, giá khí khu vực Đông Nam Bộ của Việt Nam được dự báo sẽ tăng 12% so với cùng kỳ lên 10,2 USD/triệu BTU. Điều này chủ yếu là do giá LNG nhập khẩu đắt hơn. Tuy nhiên, Vietcap kỳ vọng giá CGM cao hơn sẽ bù đắp cho lượng khí nguyên liệu cao hơn cho NT2 và POW.

Còn giá than hỗn hợp năm 2024 sẽ giảm 6% so với cùng kỳ xuống còn 2,4 triệu đồng/tấn do giá than quốc tế tiếp tục giảm. Điều này tiếp tục tạo điều kiện thuận lợi cho khả năng cạnh tranh của nhà máy nhiệt điện than so với các nhà máy nhiệt điện khí.

Điện than có lợi hơn điện khí và thuỷ điện

Nhìn chung, Vietcap nhận định, nguy cơ thiếu điện ở miền Bắc vào mùa Hè năm 2024 vẫn còn (mặc dù ít nghiêm trọng hơn năm 2023). Triển vọng thị trường bớt thắt chặt, giá CGM cao hơn và giá điện bán lẻ cao hơn sẽ có lợi cho nhiệt điện than hơn so với nhiệt điện khí và thủy điện.

Điều này thể hiện rõ nét hơn đối với các nhà máy nhiệt điện ở miền Bắc, bao gồm CTCP Nhiệt điện Quảng Ninh (QTP), CTCP Nhiệt điện Phả Lại (PPC) và nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng của Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (POW).

Vietcap dự báo lợi nhuận sau thuế năm 2024 của POW sẽ tăng 26% so với cùng kỳ nhờ sản lượng tăng trưởng mạnh ở mức 15%, một phần nhờ tổ máy phát điện số 1 của nhà máy Vũng Áng hoạt động trở lại vào tháng 8/2023, khả năng miền Bắc thiếu điện cũng như giá than giảm. Các chuyên gia cho rằng lượng LNG nhập khẩu tại Việt Nam vào tháng 7/2023 sẽ giúp giảm đáng kể nguy cơ thiếu khí vào năm 2024. POW đang giao dịch ở mức P/E dự phóng năm 2024 là 17 lần, tương ứng PEG là 0,3 dựa trên tốc độ tăng trưởng kép hàng năm (CAGR) EPS giai đoạn 2023 – 2025 là 66%.

Với PPC, nhóm phân tích kỳ vọng lợi nhuận năm 2023 của PPC sẽ giảm 24%, chủ yếu do chi phí nguyên vật liệu, chi phí bảo trì tăng cao và giá CGM thấp hơn. Ngược lại, Vietcap dự báo lợi nhuận sau thuế năm 2024 của PPC sẽ tăng trở lại 90%, nhờ sản lượng điện thương phẩm tăng 32% do máy phát điện S6 được vận hành cả năm, chi phí nguyên liệu trung bình giảm 7% và chi phí bảo trì thấp hơn 20% sẽ giúp tăng biên lợi nhuận. CAGR EPS có thể đạt 20% trong giai đoạn 2022 – 2025.

Vietcap cũng đánh giá cao QTP – công ty liên kết mà PPC nắm giữ 16% cổ phần, do công ty này được hưởng lợi nhiều nhất từ triển vọng thiếu điện ở miền Bắc trong số các công ty điện mà Vietcap nghiên cứu. QTP đang giao dịch ở mức P/E dự phóng năm 2024 là 7,0 lần – thấp hơn khoảng 30% so với P/E trung bình của các cổ phiếu nhiệt điện, trong khi lợi suất cổ tức dự kiến cao hơn gấp 3 lần.

Nói thêm về NT2, Vietcap dự báo lãi sau thuế NT2 năm 2023 sẽ giảm 54% với lợi nhuận sau thuế ước tính quý IV/2023 đạt 150 tỷ đồng (giảm 6%) nhưng kỳ vọng lãi ròng năm 2024 sẽ tăng 78%.

Theo tinnhanhchungkhoan.vn

Cr-Invest

Đăng lúc 31/10/2023