[Triển vọng ngành 2020] Nguồn cung nhiên liệu ngành điện chưa ổn định

Enternews.vn Hiện tại, các nhà máy nhiệt điện than đã được cho phép tự nhập khẩu than và sẽ được hưởng lợi từ xu hướng giá thấp hơn nếu có loại than tương thích…

Ngành điện mặt trời đang chờ cơ chế giá mới.

Ngành điện mặt trời đang chờ cơ chế giá mới.

Điểm nhấn ngành 

Theo EVN, tổng sản lượng điện năm 2019 đạt 231,1 tỷ Kwh, + 8,85% so với cùng kỳ năm ngoái (YoY), thấp hơn mức tăng trưởng năm 2018 là 10,36% YoY. Công suất hệ thống đạt 54.880 MW, tăng 6.320 MW so với năm 2018 (trong đó gần 5000MW là từ điện mặt trời).

Giá điện bán lẻ tăng 8,36% từ 1.720 đồng/ kWh lên 1.864 đồng/ kWh (tương đương 0,0804 USD), theo Quyết định 648 /QĐ-BCT vào ngày 20/3/2019. Mức tăng giá này cao hơn năm 2018 là 6,08%.

Một số điểm nhấn ngành có thể thấy rõ là, sản lượng từ các nhà máy thủy điện giảm do El Nino. Sản lượng thủy điện là 58,2 tỷ Kwh, -19,08% YoY. 

Nguồn cung than khan hiếm. Ví dụ như nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng vẫn đang đối mặt với tình trạng thiếu nguồn cung than trong 8 tháng 2019 mặc dù có hợp đồng dài hạn với Vinacomin (tuy nhiên sản lượng cam kết cung cấp chỉ đạt 70-80%).

Theo Vinacomin, tổng nguồn cung than trong nước năm 2019 ước tính đạt 47 triệu tấn, giảm 9 triệu tấn so với năm 2018. Trong khi đó, than nhập khẩu năm 2019 đạt gần 42 triệu tấn, tăng gấp đôi so với năm 2018. Năm 2019, Vinacomin đã tăng 9% giá bán than cho các nhà máy nhiệt điện lên 1,8 triệu đồng /tấn.

Nguồn cung khí đốt trong nước giảm. Các mỏ khí Đông Nam Bộ (Nam Côn Sơn và Sư Tử Trắng) đã đã sụt giảm về sản lượng. Năm 2019, nguồn cung khí cho Đông Nam Bộ đã giảm từ 20 triệu m3/ ngày xuống 16,5 triệu m3/ ngày. Các nhà máy khí đốt phải chạy bằng dầu DO vào mùa cao điểm, như Nhơn Trạch 1 (108,11 triệu kwh) và Nhơn Trạch 2 (5,87 triệu kWh). Các nhà máy điện Cà Mau cũng đang đối phó với tình trạng thiếu khí ở mỏ PM3-CAA 7 Cái Nước và cơ chế giá khí tăng từ mức 46%MFO lên 90%MFO từ tháng 10/2019.

Bùng nổ công suất điện mặt trời. Theo EVN, các đường dây truyền tải điện trong nước đã quá tải đáng kể vào tháng 6/2019 khi công suất điện mặt trời tăng đột biến từ tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận (tăng ~ 5000 MW, trong đó hơn 2.000 MW từ Bình Thuận & Ninh Thuận). 

Do đó, theo nhóm phân tích SSI, nhận thấy hệ số tải là 260% -360% đối với các đường dây 110kV từ Tháp Chàm - Hậu Sanh - Tuy Phong - Phan Ri; hệ số tải là 140% đối với các đường dây 110 kV từ Phan Rí - Sông Bình - Đại Ninh (Theo Thông tư 25/2016 / TT_BCT ngày 30/11/2016, mức hệ số tải thông thường là dưới 90% và mức cảnh báo là trên 90%). Do khoảng cách giữa các nhà máy điện mặt trời (Ninh Thuận/ Bình Thuận) và các điểm có nhu cầu cao ở xa, yêu cầu cần có đường dây 220kV & 500kV. Trung bình một dự án năng lượng mặt trời chỉ hoàn thành mất ~ 6 tháng trong khi các dự án đường dây 220kV và 500kV mất khoảng 3-5 năm.

Các nhà máy nhiệt điện không thể hưởng lợi từ chu kỳ thời tiết El Nino do thiếu nhiên liệu đầu vào. SSI kỳ vọng lượng mưa giảm trong năm 2019 sẽ hạn chế công suất thủy điện và có lợi cho nhóm nhiệt điện. Tuy nhiên, do nguồn cung nhiên liệu không ổn định; thiếu than và khí đốt làm giảm công suất sản xuất và ảnh hưởng lợi nhuận; do các nhà máy phải chịu chi phí cao hơn khi các tổ máy không được hoạt động ổn định mà phải dừng/khởi động nhiều lần; cộng với việc phải sử dụng nhiên liệu DO trong mùa cao điểm.

Nguồn than trộn không tương thích, dẫn đến tỷ lệ hao nhiệt và chi phí đầu vào tăng. Than trộn (trộn giữa than trong nước & nhập khẩu) có chất bốc cao hơn (>12%) so với than trong nước (~ 6%). Các kỹ thuật trong nước không tương thích với loại than có chất bốc quá cao nên dẫn đến tỷ lệ hao nhiệt tăng (mặc dù trên lý thuyết chất bốc khô & giá trị nhiệt lượng càng cao, tỷ lệ hao nhiệt sẽ giảm).

Ngoài ra, than hỗn hợp không tương thích dẫn đến các vấn đề kỹ thuật, dẫn đến việc nhà máy phải nhiều lần tạm dừng để sửa chữa làm tăng chi phí. Đây là một thách thức chung của các công ty như POW, PPC và QTP.

Tăng trưởng ở khu vực Công nghiệp & Xây dựng yếu đi có thể làm giảm tăng trưởng nhu cầu điện. Chi phí nhiên liệu khí trong tương lai sẽ tăng lên khi các mỏ khí cũ có chi phí thấp dần cạn kiệt và phải sử dụng nguồn cung khí từ các mỏ mới (Sao Vàng Đại Nguyệt). 

Tăng nhập khẩu than để đảm bảo nguồn cung?

Nếu sử dụng than Nam Phi (5500 kcal / kg) ở mức giá 53 USD/ tấn; các khoản cần tính đến như phí vận chuyển 15 USD/ tấn từ Vịnh Richards (Nam Phi) đến Ấn Độ và phí vận chuyển tăng thêm ước tính 7,50 USD / tấn từ Ấn Độ đến Việt Nam. Tổng cộng, than nhập khẩu có giá khoảng 75,50 USD / tấn (~ 1,75 triệu đồng/ tấn so với than 5A Việt Nam là 1,85 triệu đồng/ tấn). 

Mức chênh lệch là khoảng 5,7% (tuy nhiên thực tế là các nhà máy nhiệt điện than hiện tại chủ yếu sử dụng than hỗn hợp từ TKV thay vì tự nhập khẩu). Hiện tại, các nhà máy nhiệt điện than đã được cho phép tự nhập khẩu than và sẽ được hưởng lợi từ xu hướng giá thấp hơn nếu có loại than tương thích không gây ra các vấn đề phụ như nguy cơ gián đoạn sản xuất.

Tuy nhiên, theo SSI, vẫn tồn tại những vấn đề khác như nếu giá nhập khẩu cao hơn giá trong nước do Vinacomin & Đông Bắc cung cấp? Trong trường hợp này, không có chính sách rõ ràng nào cho việc chuyển phần tăng giá qua hợp đồng PPA. Thứ hai, nếu thủ tục nhập khẩu kéo dài, đặc biệt là khi các nhà máy điện lần đầu phải tự nhập khẩu, điều này có thể gây hậu quả và ảnh hưởng đến quá trình hoạt động của nhà máy.

Về nhiệt điện than, sản lượng và lợi nhuận không hẳn đồng biến với nhau do nguồn cung than khan hiếm và không ổn định, cùng với các vấn đề than hỗn hợp không phù hợp với kỹ thuật trong nước như đã đề cập ở trên.

Về thủy điện, sản lượng sản xuất giảm, ít nhất trong 6 tháng 2020.

Theo Cơ quan Quản lý Khí quyển và Đại dương Quốc gia Mỹ (NOAA), xác suất 30% đối với El Nino và 50-65% đối với điều kiện thời tiết trung lập trong 3-6 tháng tới năm 2020. Lượng mưa thấp do El Nino vào năm 2019 sẽ hạn chế công suất sản xuất của các nhà máy thủy điện trong ít nhất 6 tháng 2020.

Ngành điện mặt trời đang chờ cơ chế giá mới. Bộ Công Thương (MOIT) đã công bố Quyết định 9608 /BCT ban hành ngày 16/12/2019 dừng cấp phép các dự án năng lượng mặt trời mới. Ngoài ra, tình trạng thừa cung ở Ninh Thuận/ Bình Thuận, cũng như quá tải đường dây truyền tải điện, có thể hạn chế công suất của các đơn vị mới. 

Dựa trên đề xuất mới nhất từ Bộ Công thương, FIT (biểu giá điện hỗ trợ) cho điện mặt trời đề xuất ở mức 0,0709 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,0769 USD/ kWh cho các dự án ngoài khơi. Các mức này thấp hơn nhiều so với FIT ban đầu là 0,0935 USD (Quyết định 11/ QĐ-TTg ban hành ngày 11/4/2017).

Ngành điện gió nhận được hỗ trợ từ quy định mới: Giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn. Giá bán hiện là 0,085 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,095 USD / kWh cho các dự án ngoài khơi, trong khi cơ chế giá cũ chỉ trả 0,078 USD / kWh.

Theo đó, giá cũ không đủ hấp dẫn dựa trên tổng chi phí LCOE là 0,07 USD/ kWh (LCOE - chi phí sản xuất năng lượng quy đổi - bao gồm tổng chi phí phát sinh trong quá trình vận hành). Ngoài ra, chi phí tuabin gió đã giảm, giúp giảm mức vốn đầu tư cần thiết, đây cũng là một điểm hấp dẫn.

Giá bán trên thị trường cạnh tranh (VCGM) giảm do giá công suất (CAN) giảm mạnh. Giá thị trường toàn phần (FMP) ước tính giảm nhẹ 2% do giá công suất (CAN) giảm đáng kể, vượt mức tăng của giá thị trường điện năng (SMP).

Dự báo yếu tố tác động trong quý 4/2020, nguồn cung khí mới từ bể Sao Vàng - Đại Nguyệt sẽ cung cấp sản lượng ổn định hơn cho khu vực Đông Nam Bộ.

Theo SSI, lý do chính cho biến động giá cổ phiếu POW kém khả quan trong năm 2019 là: (1) sự thiếu hụt than cho nhà máy Vũng Áng, trong khi than hỗn hợp mới không tương thích với kỹ thuật của nhà máy khiến tỷ lệ hao nhiệt tang; làm tăng chi phí đầu vào và ( 2) giá khí tăng cho nhà máy Cà Mau (và hiện tại hợp đồng PPA vẫn đang đàm phán lại và chưa có kết quả) có thể làm giảm năng lực cạnh tranh nếu tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM).

Ngành điện tăng nhẹ 1,5% về vốn hóa thị trường, thấp hơn mức tăng 7,7% của VN-Index. Tăng trưởng thấp hơn chủ yếu do một số cổ phiếu đầu ngành như POW (-26,6%) và PGV (-10,3%), chiếm 39% về vốn hóa thị trường.

Những công ty có kết quả tốt nhất là PPC (+ 63,7%) và HND (+ 49,7%). Nhờ không còn dư nợ ngoại tệ (JPY) và tỷ suất cổ tức ở mức cao giúp giá cổ phiếu PPC tăng vọt, trong khi HND có lợi nhuận ròng tăng đáng kể khi khoản lỗ tỷ giá trong năm 2015 đã phân bổ hết từ năm 2018.

Một cổ phiếu quan trọng khác là NT2; giá cổ phiếu giảm -12,0% do lo ngại về đàm phán lại Hợp đồng mua bán điện (PPA) và nguồn cung nhiên liệu giảm. Năm 2019, nguồn cung khí cho NT2 giảm xuống 2,6 triệu m3/ ngày, so với nhu cầu là 3,1 triệu m3 / ngày.

Đánh giá của bạn:

Mời các bạn tham gia vào Diễn đàn chuyên sâu: Doanh nhân, Doanh nghiệp, Diễn đàn bất động sản, Khởi nghiệp, Diễn đàn pháp luật, Diễn đàn Tài chính

Mời các bạn tham gia vào group Diễn đàn Doanh nghiệp để thảo luận và cập nhật tin tức.

Bạn đang đọc bài viết [Triển vọng ngành 2020] Nguồn cung nhiên liệu ngành điện chưa ổn định tại chuyên mục Diễn đàn kinh tế của Báo Diễn đàn doanh nghiệp. Liên hệ cung cấp thông tin và gửi tin bài cộng tác: email toasoan@dddn.com.vn, hotline: (024) 3.5771239,
Bình luận
Bạn còn /500 ký tự
Xếp theo: Thời gian | Số người thích