Ngành điện tiềm năng
Theo quy hoạch điện 7 điều chỉnh, sản lượng điện thương phẩm đến năm 2020 theo các phương án cơ sở là 235 tỷ kWh và phương án cao là 245 tỷ kWh, tương đương tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân trong giai đoạn 2016 - 2020 của các phương án tương ứng là 10,34%/năm và 11,26%/năm.
Một ước tính cho biết, tới năm 2030, Việt Nam cần lượng vốn khoảng 150 tỷ USD đầu tư cho ngành điện (tương đương 15 tỷ USD/năm).
Điện là an ninh năng lượng của một quốc gia, phát triển kinh tế - xã hội phải đi kèm với phát triển ngành điện.
Trong bối cảnh Việt Nam đang là quốc gia phát triển rất nhanh, tốc độ tăng của sản lượng điện những năm qua luôn nhanh hơn tốc độ tăng của GDP từ 1,5 - 2 lần.
Tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành cả giai đoạn 15 năm 2016 - 2030 dự kiến khoảng 80.500 MW, thấp hơn so với dự kiến của Quy hoạch điện 7 điều chỉnh khoảng hơn 15.200 MW; trong đó, chủ yếu thiếu hụt trong các năm từ 2018 - 2022 (với tổng công suất trên 17.000 MW).
Nhiều dự án nguồn điện trong giai đoạn này bị chậm sang 2026 - 2030 và hầu hết là các dự án nhiệt điện tại miền Nam.
Theo đó, mức thiếu hụt tại miền Nam sẽ tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên gần 10 tỷ kWh năm 2022. Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ năm 2025.
Hiện có rất nhiều dự án của các nhà đầu tư nước ngoài từ Hàn Quốc, Nhật Bản, Malaysia, Trung Quốc… vẫn đang trong giai đoạn làm thủ tục đầu tư. Như vậy, có thể thấy, tiềm năng của ngành này lớn như thế nào khi hàng loạt nhà đầu tư là những tên tuổi lớn trong và ngoài nước đều muốn nhảy vào chia “miếng bánh” thị trường điện còn không ngừng nở rộng.
Nhưng đầu tư… không dễ!
Nhìn trên góc độ của một nhà đầu tư cá nhân, việc đầu tư vào ngành điện không đơn thuần là lựa chọn doanh nghiệp, thống kê mức cổ tức quá khứ và chờ đợi những gì tốt đẹp diễn ra trong tương lai.
Trên thực tế, có những nhà máy điện vận hành không hiệu quả, dòng tiền và lợi nhuận thấp, thời gian thu hồi vốn có thể kéo dài hơn dự kiến rất nhiều.
Ngành điện nhìn chung có thể được liệt vào trường hợp rủi ro cao, tính bất định cao nếu nhìn trong ngắn hạn, nhưng nếu như xét trong dài hạn (trên 10 năm), đây là một ngành có tính “phòng thủ” với rủi ro thấp và bất định thấp.
Nhà đầu tư muốn hưởng lợi từ việc chênh lệch giá vốn dựa trên việc ước đoán lợi nhuận trong ngắn hạn 1 - 2 năm của doanh nghiệp điện là điều rất khó khăn, vì rủi ro nằm ở hai đầu: giá nguyên vật liệu đầu vào và giá bán đầu ra.
Sẽ có những thời điểm giá nguyên vật liệu tăng, nhưng giá bán không tăng do sản phẩm không được ưu tiên huy động. Ngược lại, có thời điểm giá nguyên vật liệu giảm và doanh nghiệp được hưởng lợi trong vài quý.
Khi đầu tư vào ngành điện, nguồn thu nhập sẽ tới chủ yếu từ cổ tức bằng tiền của doanh nghiệp trong dài hạn, cho nên, việc chọn thời điểm có tỷ suất cổ tức tốt là điều rất quan trọng với nhà đầu tư.
Ví dụ, Công ty cổ phần Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (NT2) bắt đầu vận hành thương mại từ đầu năm 2012, tổng vốn đầu tư ban đầu khoảng 700 triệu USD (vốn chủ khoảng hơn 2.800 tỷ đồng), giai đoạn 2015 - 2018, Công ty chi khoảng hơn 4.100 tỷ đồng để chia cổ tức bằng tiền mặt.
Đa phần những công ty hoạt động tốt có mức tăng trưởng của vốn hóa tương quan thuận với mức chia của cổ tức trong một giai đoạn dài, nhà đầu tư hầu như sẽ hoàn được vốn, khác biệt ở chỗ thời gian nhanh hay chậm.
Tuy dài hạn có thể là câu chuyện tốt, nhưng trong ngắn hạn, rủi ro thị trường sẽ ảnh hưởng nặng nề tới tâm lý của nhà đầu tư nhỏ lẻ, vì những biến động không lường trước từ hoạt động kinh doanh và giá cổ phiếu ngắn hạn.
Câu chuyện sẽ trở nên phức tạp hơn khi doanh nghiệp có những dự án vận hành tại thời điểm cách xa nhau hoặc sẽ đi vào đầu tư mới.
Để một nhà máy khi bắt đầu đi vào vận hành thương mại tối ưu được công suất, cần khoảng 1 năm, nhưng cần từ 3 -5 năm mới bắt đầu chia cổ tức cho cổ đông. Bên cạnh đó, mặc dù hướng tới cơ chế thị trường hóa, nhưng EVN vẫn là cơ quan kiểm soát và can thiệp nhằm đảm bảo tình hình hoạt động của ngành được ổn định, độc quyền trong khâu truyền tải và phân phối.
Việc thiếu điện, lý do gần là các dự án nhà máy điện chậm triển khai, nhưng lý do xa hơn được các chuyên gia phân tích chỉ ra, xuất phát từ nhiều nguyên nhân.
Đó là sự chậm trễ trong việc giải phóng mặt bằng cho dự án phát điện và tuyến đường dây, trong thu xếp vốn; là năng lực của chủ đầu tư hạn chế; là sự thiếu đồng bộ trong quy hoạch phát triển điện lực với quy hoạch các lĩnh vực hạ tầng khác (như quy hoạch giao thông, quy hoạch sử dụng đất, quy hoạch đô thị).
Một ví dụ điển hình cho sự thiếu đồng bộ trong quy hoạch phát triển điện là sự “vỡ trận” của các dự án năng lượng tái tạo, chủ yếu là năng lượng mặt trời tại khu vực tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận.
Cụ thể, lưới điện quá tải khiến nhiều nhà máy điện năng lượng mặt trời buộc phải xả bỏ công suất phát điện lên tới 40 - 50%. Đây cũng là rủi ro rất lớn cho các nhà đầu tư trong bài toán kinh doanh.
Thời gian xây dựng đường dây và trạm biến áp thường dài hơn rất nhiều so với xây dựng và đưa vào vận hành thương mại một dự án điện mặt trời.
Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đang triển khai 12 dự án đường dây/trạm biến áp 220 - 500 kV; trong đó, 6 dự án đang triển khai đã nằm trong quy hoạch và 6 dự án hiện chưa có quy hoạch, các dự án thi công vẫn đang vướng phải chậm trễ cho giải phóng mặt bằng.
Tổng hợp tình hình tiến độ 62 dự án công suất lớn trên 200 MW thì 15 dự án đạt tiến độ, còn lại 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định tiến độ.
Bên cạnh đó, tiến độ dự án khí lô B, Cá Voi xanh cũng chậm từ 9 tháng đến 1 năm, dự án Nhiệt điện Kiên Giang 1&2 lùi sau năm 2030, dự án Ô Môn III lùi tiến độ đến năm 2025.
Trường hợp dự án Nhiệt điện Long Phú I không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024 - 2025 sẽ trầm trọng hơn.
Để đảm bảo cân đối cung - cầu điện đến năm 2025, Thủ tướng Chính phủ vừa yêu cầu Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp, Bộ Công thương và các bộ, ngành liên quan giải quyết nhanh các thủ tục để triển khai 9 dự án nguồn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Danh sách 9 dự án này gồm Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch I, Quảng Trạch II, Dung Quất I và Dung Quất III (đồng bộ với Dự án khí Cá Voi Xanh), Ô Môn III và Ô Môn IV (đồng bộ với Dự án khí Lô B); các dự án thủy điện Hòa Bình mở rộng, Yaly mở rộng, Trị An mở rộng.
Người tiêu dùng hoặc nhà đầu tư cá nhân nhỏ lẻ rất khó để hiểu và tính toán được giá điện theo hợp đồng PPA và giá điện trên thị trường cạnh tranh vì độ phức tạp và không có số liệu.
Có thể hiểu một cách tổng quát là giá hợp đồng theo cơ chế chi phí cộng đòn bẩy tài chính và giá cạnh tranh bằng giá điện năng thị trường cộng giá công suất thị trường, căn cứ trên bản chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải và khả năng tải của lưới điện theo nguyên tắc tổng chi phí thấp nhất.
Tức là, theo cơ chế này, những nguồn điện chi phí thấp theo thứ tự sẽ được ưu tiên huy động, ví dụ như thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo, nguồn điện chạy dầu… và còn phải tùy theo nhu cầu thực tế tại các thời điểm khác nhau.
Như vậy, lợi thế cạnh tranh của một nhà máy điện nằm ở chỗ vị trí gần vùng nguyên liệu, cảng nhập, đặt tại nơi có nhu cầu phụ tải tại chỗ cao sẽ được ưu tiên huy động; có công nghệ tốt và kiểm soát chi phí tốt; đầu vào được đảm bảo với các hợp đồng ký dài hạn, theo cơ chế thị trường.
Lựa chọn thời điểm và lựa chọn dự án để đầu tư vẫn là công việc không hề dễ dàng đối với các nhà đầu tư cá nhân.
Trong ngành điện, các yếu tố đầu vào, đầu ra có tính đặc thù khiến nhà đầu tư càng khó mua, khó bán. Trên sàn, khối doanh nghiệp ngành này có P/E trung bình là 16,6 lần, không rẻ so với mặt bằng chung của thị trường.
Cổ phiếu ngành điện có gần 20 mã (POW, NT2, PPC, CHP, VSH, HND, SHP...), nhưng không dễ để dự báo hiệu quả đầu tư.
