Phân Tích Doanh Nghiệp

PV Power - Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam

1. Giới thiệu công ty

1.1 Lịch sử hình thành và phát triển

Tổng Công ty Điện lực dầu khí Việt Nam – CTCP có tiền thân là Tổng Công ty mẹ – Công ty TNHH một thành viên do Tập Đoàn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam đầu tư 100% vốn thành lập vào tháng 05/2007.

Năm 2008, khởi công xây dựng Nhà máy Thủy điện Hủa Na và ký kết hợp đồng mua bán điện Nhà máy Cà Mau 1&2, Nhà máy Nhơn Trạch 1 với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Năm 2009, khởi công xây dựng Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2, khánh thành Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1.

Năm 2010, khởi công xây dựng Nhà máy Phong điện Phú Quý, Nhà máy điện Nhơn Trạch 2 hòa lưới điện quốc gia.

Năm 2011, khởi công Dự án Nhà máy Thủy điện ĐakĐrinh và  khánh thành Nhà máy điện Nhơn Trạch 2.

Năm 2013, thành lập Chi nhánh Tổng công ty – Công ty Nhập khẩu và Phân phối than Điện lực Dầu khí (PV Power Coal) trên cơ sở tiếp nhận nguyên trạng Chi nhánh – Công ty Nhập khẩu và Phân phối Than Dầu khí từ Tập đoàn. Và khánh thành và vận hành Nhà máy Thủy điện Hủa Na.

Năm 2014, vận hành Thương mại Nhà máy Thủy điện ĐakĐrinh. Thành lập Chi nhánh Tổng công ty – Công ty Điện lực Dầu khí Hà Tĩnh (PV Power Ha Tinh) để tiếp nhận và vận hành an toàn Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 từ Tập đoàn.

Năm 2015, hoàn thành bàn giao Nhà máy Phong điện Phú Quý sang Tổng công ty Điện lực Miền Nam (công ty con của EVN). Và nhận bàn giao Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, là nhà máy Nhiệt điện Than đầu tiên của Việt Nam đƣợc vận hành với tổng công suất 1.200 MW từ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Tháng 03/2018, chính thức niêm yết 467,802,523 cổ phiếu lên sàn UPCOM với mã cổ phiếu POW, vốn điều lệ lần đầu của Tổng công ty tại thời điểm cổ phần hoá là 23.418.716.000.000 đồng. 

1.2 Ngành nghề kinh doanh

  • Sản xuất, truyền tải và phân phối điện;
  • Kho bãi và lưu giữ hàng hóa (không bao gồm kinh doanh bất động sản);
  • Bán buôn nhiên liệu rắn, lỏng, khí và các sản phẩm liên quan;
  • Lắp đặt hệ thống điện: lắp đặt hệ thống điện tại các công trình xây dựng;
  • Hoạt động xây dựng chuyên dụng khác;

 

  • Hoạt động dịch vụ công nghệ thông tin và các dịch vụ khác liên quan đến máy vi tính: Đầu tư, cung cấp các dịch vụ về công nghệ thông tin;
  • Hoạt động chuyên môn, khoa học và công nghệ khác;
  • Hoạt động tư vấn quản lý: Cung cấp dịch vụ quản lý dự án cho các dự án điện, dịch vụ tư vấn cho các công trình điện;
  • Hoạt động dịch vụ hỗ trợ kinh doanh khác còn lại: Xuất khẩu các mặt hàng Tổng công ty kinh doanh;
  • Bán buôn chuyên doanh khác: kinh doanh các sản phẩm tro, xỉ, phế liệu;
  • Cho thuê máy móc, thiết bị và đồ dùng hữu hình khác: cho thuê phương tiện vận tải, cẩu, kéo;
  • Đối với ngành nghề kinh doanh có điều kiện Tổng công ty chỉ hoạt động khi có đủ điều kiện theo quy định của pháp luật.

Hiện tại, PV Power đang hoạt động trong các mảng kinh doanh bao gồm: sản xuất và kinh doanh điện; nhập khẩu, kinh doanh và phân phối than; sửa chữa, bảo trì bảo dưỡng đồng thời cung cấp vật tư, thiết bị thay thế cho các nhà máy điện. Tuy nhiên, hoạt động kinh doanh chủ yếu là mảng sản xuất và kinh doanh điện, các mảng kinh doanh còn lại mang tính chất bổ trợ cho hoạt động chính của Tổng công ty.

2. Cơ cấu cổ đông

2.1 Tỷ lệ sở hữu của cổ đông trong nước và nước ngoài

Cổ đông

Số lượng cổ phiếu

Tỷ lệ sở hữu

Cổ đông nước ngoài

97,911,068

4.18%

Cổ đông trong nước

2,243,960,532

95.82%

PV Power có tỷ lệ sở hữu của cổ đông trong nước chiếm đến 95.82%, tỷ lệ sở hữu của cổ đông nước ngoài vẫn còn thấp, chỉ mới chiếm 4.18% tổng số cổ phần của công ty.

2.2 Cổ đông lớn

Cổ đông

Số lượng cổ phiếu

Tỷ lệ sở hữu

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

1,872,141,477

79.94%

Vũ Huy An

234,241,460

10%

Công ty có 2 cổ đông lớn là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và ông Vũ Huy An với tỷ lệ sở hữu lần lượt là 51% và 10%. Trong đó, việc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam vẫn sở hữu 51% số cổ phần của PV Power sau khi cổ phần hoá đã cho thấy các quyết định quan trọng của PV Power vẫn sẽ bị ảnh hưởng lớn từ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

2.3 Tỷ lệ Free-float

Công ty hiện có 2,341,871,600 cổ phiếu đang lưu hành, tuy nhiên công ty chỉ mới IPO 467,802,523 cổ phiếu. Tỷ lệ Free-float của POW là 19.98%, cho thấy tỷ lệ cổ phiếu trôi nổi trên thị trường của công ty còn thấp.

3. Tiềm năng phát triển của ngành

Ngành Điện Việt Nam là một ngành thiết yếu của nền kinh tế quốc dân, phục vụ sản xuất kinh doanh và đáp ứng nhu cầu sinh hoạt của người dân.

Tốc độ tăng trưởng kinh tế, nhu cầu sử dụng điện năng tại Việt Nam ngày một tăng cao và kỳ vọng tiếp tục phát triển. Sản lượng điện tiếp tục gia tăng, từ 101,5 tỷ kWh (năm 2011) lên khoảng 157,6 tỷ kWh (vào năm 2015), bình quân tăng khoảng 11,6%/năm, công suất đặt tăng từ 24.744 MW (năm 2011) lên đến 38.800 MW (năm 2015), bình quân tăng khoảng 11,9%/năm. Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, nhằm cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng cho mục tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7,0%/năm trong giai đoạn 2016 - 2030, dự kiến nhu cầu sử dụng điện trên toàn quốc tăng trưởng bình quân 10,6%/năm, cụ thể:

  • Điện thương phẩm: Năm 2020 khoảng 235 - 245 tỷ kWh; năm 2025 khoảng 352 - 379 tỷ kWh; năm 2030 khoảng 506 - 559 tỷ kWh.
  • Điện sản xuất và nhập khẩu: Năm 2020 khoảng 265 - 278 tỷ kWh; năm 2025 khoảng 400 - 431 tỷ kWh và năm 2030 khoảng 572 - 632 tỷ kWh.

Tự do hoá ngành điện. Thực hiện tái cơ cấu ngành điện để từng bước phát triển thị trường điện cạnh tranh lành mạnh trên cơ sở bảo đảm an ninh cung cấp điện, giảm chi phí, nâng cao hiệu quả trong hoạt động sản xuất kinh doanh điện; đưa ra tín hiệu giá một cách công khai, minh bạch để thu hút đầu tư, phát triển ngành điện bền vững, loại bỏ dần thế độc quyền của EVN trong khâu phát điện và khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân tham gia để tạo ra một thị trường điện cạnh tranh thực sự. Bước đi đầu tiên đó là sự vận hành thị trường phát điện cạnh tranh từ năm 2012. Tính đến cuối năm 2017, đã có 80 nhà máy điện trực tiếp 

tham gia với tổng công suất đặt giao dịch 22.432 MW, chiếm 52,8% tổng công suất đặt toàn hệ thống. Dự kiến độ mở thị trường năm 2018 sẽ tăng lên 15% và những năm tới có thể lên tối đa 40%, tạo ra mức giá và doanh thu tốt hơn cho các doanh nghiệp có chi phí thấp. Tiếp sau đó, Bộ Công thương đã đưa vào vận hành thử nghiệm thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ năm 2016 theo hình thức mô phỏng tính toán nhưng chưa thanh toán thật. Nhưng từ 2018, Nhà nước sẽ đưa vào vận hành thí điểm có thanh toán thật đối với một phần sản lượng mua đầu nguồn của các tổng công ty điện lực và dự kiến sẽ thực hiện chính thức từ năm 2019. Sau đó sẽ chuyển sang giai đoạn thứ 3 là thí điêm thị trường bán lẻ cạnh tranh.

Sản xuất công nghiệp sẽ là động lực chính của tăng trưởng nhu cầu điện trong khi FDI đang tăng mạnh. Theo đó báo cáo của Vụ Quản lý khu kinh tế - Bộ Kế hoạch và Đầu tư, tính chung trong 11 tháng năm 2018, tổng vốn đầu tư nước ngoài vào các khu công nghiệp, khu kinh tế mới tăng thêm 8,3 tỷ USD. Các khu công nghiệp, khu kinh tế đã thu hút được khoảng 7.500 dự án đầu tư trong nước với tổng vốn đăng ký gần 970 nghìn tỷ đồng và khoảng 8.000 dự án có vốn FDI với tổng vốn đầu tư đăng ký hơn 145 tỷ USD. Tính đến hết tháng 11 năm 2018, cả nước có 326 khu công nghiệp được thành lập (trong đó có 249 khu công nghiệp đã đi vào hoạt động) và cả nước có 17 khu kinh tế ven biển đã được thành lập. Với sự tăng mạnh của nguồn vốn FDI vào các khu công nghiệp, khu kinh tế mới đã góp phần gia tăng nhu cầu điện để phục vụ cho hoạt động sản xuất kinh doanh.

4. Vị thế của doanh nghiệp

4.1 Thị phần

PV Power là nhà cung cấp điện năng lớn thứ hai tại Việt Nam sau EVN và là đơn vị đi đầu trong sản xuất điện khí với tổng công suất lên tới 4,208 MW, chiếm 10.16% tổng nguồn điện cả nước. Sản lượng điện POW cung cấp lên tới 20,58 tỷ kwh vào năm 2017, kế hoạch năm 2018 dự kiến đạt 21,57 tỷ kwh.

4.2 Năng lực sản xuất

Công suất lắp đặt

Tổng công suất lắp đặt của PV Power đạt 4.208,2 MW, trong tổng số 38.800 MW của toàn bộ các nhà máy tại Việt Nam. Trong khi đó, công suất lắp đặt của EVN và 3 Tổng công ty trực thuộc là 23.580 MW, của Vinacomin Power là 1.550 MW.

Sản lượng điện sản xuất

Sản lượng điện sản xuất của PV Power so với cả nước

Đơn vị: triệu kWh

Đơn vị sản xuất

2011

2012

2013

2014

2015

2016

PV Power

13,352

15,269

16,177

16,054

21,470

21,131

Cả nước

101,499

115,147

124,454

140,237

157,600

176,990

Năm 2016, PV Power sản xuất được 21,1 tỷ kWh điện, chiếm 11.94% sản lượng điện cả nước. Tính chung cho cả giai đoạn 2011 - 2016, PV Power đã cung cấp cho thị trường 103.4 tỷ kWh điện, chiếm 12,68% tổng sản lượng điện sản xuất trong thời gian này.

Trình độ công nghệ

PV Power đa dạng hóa nguồn điện với các nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp, nhiệt điện than, thủy điện. Năm 2015, Tổng công ty đã tiếp nhận quản lý và vận hành Nhà máy Nhiệt điện than Vũng Áng 1 (công suất 2x600 MW) với công nghệ hiện đại, có công suất tổ máy lớn nhất Việt Nam hiện nay. Tất cả các nhà máy điện PV Power đang quản lý vận hành đều sử dụng thiết bị, công nghệ tiên tiến, hiện đạt nhất vào thời điểm lắp đặt, thân thiện với môi trường. Là đơn vị đi đầu trong cả nước về lĩnh vực dịch vụ kỹ thuật điện, lực lượng cán bộ, kỹ sư, công nhân kỹ thuật vận hành và sửa chữa bảo dưỡng nhà máy điện đang từng bước làm chủ công nghệ, vận hành hiệu quả thiết bị máy móc hiện đại, dần dần thay thế nhà thầu nước ngoài trong sửa chữa bảo dưỡng định kỳ và đã chủ động đảm đương thực hiện tốt công tác sửa chữa thường xuyên cho các nhà máy điện của PV Power.

4.3 Năng lực tài chính

Năm 2017, POW có vốn chủ sở hữu đạt 27,723 tỷ đồng, tổng tài sản đạt 60,583 tỷ đồng, cho thấy công ty chỉ có thể tự tài trợ cho 45.76% tổng tài sản, còn lại 54.24% là phải sử dụng nợ vay. Nếu như công ty muốn gia tăng đầu tư thêm máy móc, thiết bị, xây dựng nhà máy để mở rộng năng lực sản xuất thì sẽ gặp khó khăn về vốn, công ty phải gia tăng việc đi vay để phục vụ cho nhu cầu đầu tư của mình, điều đó sẽ khiến gia tăng đòn bẫy tài chính của công ty.

4.4 Dự án đã phát triển

Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2

Địa điểm: tại xã Khánh An, huyện U Minh, tỉnh Cà Mau.

Đơn vị quản lý: Chi nhánh của Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - Công ty điện lực dầu khí Cà Mau.

Tổng công suất: 1.500 MW (750 MW x 2)

Nhà máy Điện Cà Mau 1, chính thức phát điện lên lưới Quốc gia ngày 04/04/2007, vận hành thương mại tháng 3/2008. Nhà máy Điện Cà Mau 2, chính thức phát điện lên lưới Quốc gia vào tháng 08/2008, vận hành thương mại tháng 12/2008.

 

Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 1

Địa điểm: tại ấp 3, xã Phước Khánh, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai.

Đơn vị quản lý: Chi nhánh Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam – Công ty Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch.

Công suất: 450 MW

Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 chính thức vận hành thương mại chu trình đơn vào ngày 30/6/2008 và chính thức đi vào vận hành chu trình hỗn hợp vào ngày 22/8/2009.

Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 2

Địa điểm: khu công nghiệp Ông Kèo, xã Phước Khánh, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2.

Tổng công suất: 750 MW. Hàng năm nhà máy cung cấp cho lưới điện quốc gia sản lượng điện trung bình khoảng 5 tỷ kWh thông qua sân phân phối 220 kV, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước, đặc biệt là khu vực miền Đông Nam Bộ nơi có phụ tải cao nhất cả nước.

Vận hành thương mại: tháng 10/2011.

Nhà máy Thủy điện Nậm Cắt

Địa điểm: xã Đôn Phong, huyện Bạch Thông, tỉnh Bắc Kạn.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Điện lực Dầu khí Bắc Kạn.

Công suất: 3,2MW, hàng năm cung cấp lên hệ thống điện quốc gia khoảng 13 triệu kWh, giải quyết tới 1/3 nhu cầu tiêu thụ điện và đóng góp quan trọng vào tốc độ tăng trưởng công nghiệp của tỉnh Bắc Kạn.

Dự án được khởi công vào tháng 4/2011, đã đi vào vận hành, hoàn thành công tác hòa lưới điện quốc gia ngày 17/4/2012 và đã tổ chức khánh thành nhà máy vào ngày 10/5/2012.

Nhà máy Thủy điện Hủa Na

Địa điểm: xã Đồng Văn, huyện Quế Phong, tỉnh Nghệ An.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Thuỷ điện Hủa Na (PV Power HHC).

Tổng công suất: 180MW.

Nhà máy Thủy điện Đakđrinh

Địa điểm: xã Sơn Tân – huyện Sơn Tây- tỉnh Quảng Ngãi. Đây là dự án điện có công suất lớn nhất trong quy hoạch bậc thang thủy điện sông Trà Khúc.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Thủy điện ĐakĐrinh.

Tổng công suất: 125MW.

Vân hành thương mại chính thức: tháng 6/2014.

 

Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1

Địa điểm: thôn Hải Phong, xã Kỳ Lợi, huyện Kỳ Anh, tỉnh Hà Tĩnh.

Công suất: 1.200 MW (2x600 MW).

4.5 Giải thưởng tiêu biểu

Năm 2017,  Danh hiệu “Doanh nghiệp vì người lao động” do Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam, Bộ Lao động – Thương binh và Xã hội, Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam phối hợp tổ chức.

Năm 2016, Danh hiệu “Doanh nghiệp vì người lao động” do Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam phối hợp với Bộ Lao động - Thương binh và Xã hội, Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) tổ chức.

Năm 2016, Bằng Khen thực hiện tốt Bộ luật Lao động trong năm 2015 và 2016 do Bộ lao động – Thương binh và Xã hội trao tặng.

5. Phân tích tài chính                                                             

5.1 Tốc độ tăng trưởng doanh thu

Doanh thu của PV Power có xu hướng tăng trong giai đoạn 2014 – 2017, từ mức 24,356 tỷ đồng năm 2014 lên 29,710 tỷ đồng năm 2017. Lợi nhuận sau thuế của công ty có biến động cùng chiều với doanh thu thuần, năm 2015 lợi nhuận sau thuế giảm 49.81% so với năm 2014, và có xu hướng tăng trở lại trong giai đoạn 2015 – 2017, từ mức 1,386 tỷ đồng năm 2015 lên 2,601 tỷ đồng năm 2017.

Doanh thu của công ty đến từ việc bán điện, cung cấp dịch vụ, bán hàng hoá, hợp đồng xây lắp và bán bất động sản. Trong đó doanh thu đến từ việc bán điện là chủ yếu, luôn nằm trong khoảng 93.95% - 98.98% từ năm 2014 đến năm 2017. Doanh thu thừ các mảng khác chỉ chiếm một tỷ lệ nhỏ trong doanh thu thuần hàng năm, và khoản doanh thu từ bán bất động sản chỉ là khoản doanh thu không thường xuyên của công ty.

Tốc độ tăng trưởng doanh thu của công ty luôn biến động không ổn định trong giai đoạn 2014 – 2015. Tốc độ tăng trưởng doanh thu âm 4.62% năm 2015, rồi đột ngột tăng trưởng 21.44% năm 2016, đến năm 2017 thì chỉ tăng trưởng 5.31% so với năm 2016.

Doanh thu tăng trưởng âm 4.62% vào năm 2015 là do giá dầu giảm mạnh khiến cho giá khí thiên nhiên bán cho các nhà máy điện Cà Mau 1, Cà Mau 2, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 làm nguyên liệu đầu vào đều giảm, giá bán điện của các nhà máy do 

đó cũng giảm theo, trong đó giảm mạnh nhất là Cà Mau 1&2 từ 1.631 VND/kWh xuống chỉ còn 1.141 VND/kWh. Đồng thời, trong năm 2015, Nhơn Trạch 2 cũng ghi giảm khoản doanh thu do hồi tố giá khí với EVN/EPTC số tiền 317 tỷ đồng nên doanh thu bị giảm tương ứng. Chính 2 yếu tố đó đã làm doanh thu sụt giảm mạnh mặc dù năm 2015 sản lượng điện tăng gần 10% so với năm 2014, công ty có thêm nguồn doanh thu lớn từ việc quản lý vận hành thuê Nhà máy Nhiệt Điện Vũng Áng 1 cho PVN và có khoản doanh thu hồi tố 1.044 tỷ đồng của Nhà máy điện Nhơn Trạch 1.

Năm 2016, doanh thu tăng trưởng đột biến 21.44% so với năm 2015 là do PV Power đã hoàn thành việc nhận bàn giao Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và bắt đầu ghi nhận doanh thu bán điện nên doanh thu tăng mạnh hơn 4.980 tỷ đồng.

Năm 2017, PV Power không có các sự kiện bất thường như các năm trước nên doanh thu chỉ tăng trưởng 5.31% so với năm 2016.

5.2 Tỷ suất sinh lời

Biên lợi nhuận gộp của PV Power trong giai đoạn 2014 – 2015 dao động trong khoảng 13.41% - 16.57%, riêng năm 2015 biên lợi nhuận gộp tăng đột biến lên 22.24%. Sở dĩ năm 2015 biên lợi nhuận gộp tăng đột biến là do PV Power được ghi nhận 1,044 tỷ đồng doanh thu thu hồi tố từ Nhơn Trạch 1, đồng thời giá vốn hàng bán cũng giảm đột ngột do chi phí nguyên liệu đầu vào giảm mạnh. Năm 2016, biên lợi nhuận gộp chỉ đạt 13.41%, thấp nhất trong giai đoạn 2014 – 2017 là do việc Nhà máy điện Vũng Áng 1 đang trong giai đoạn đầu hoạt động còn chưa ổn định nên đã lỗ hơn 800 tỷ đồng.

Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu năm 2015 (5.34%) giảm so với năm 2014 (15.73%), tuy nhiên nó đã có xu hướng tăng từ mức 5.34% năm 2015 lên 9.38% năm 2017. Năm 2015, ROE giảm đột ngột xuống mức 5.34% là do PV Power nhận bàn giao Nhà máy điện Vũng Áng 1 vào thời điểm cuối năm tại 31/12/2015 nên vốn chủ sở hữu thời điểm cuối năm tăng gần 8.700 tỷ đồng khiến ROE giảm đột ngột. ROE năm 2016 của công ty có tăng so với năm 2015 nhưng không đáng kể(chỉ đạt 5.66%) là do thời điểm đầu vận hành nên Nhà máy điện Vũng Áng 1 có chi phí cho các khoản vay cao (gồm chi phí lãi vay, chi phí bảo lãnh khoản vay và lỗ tỷ giá đánh giá cuối kỳ các khoản vay có gốc bằng ngoại tệ) khiến nhà máy lỗ hơn 800 tỷ đồng. Đến năm 2017, hoạt động của công ty dần đi vào ổn định nên ROE tăng lên mức 9.38%.

 

Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 1

Địa điểm: tại ấp 3, xã Phước Khánh, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai.

Đơn vị quản lý: Chi nhánh Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam – Công ty Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch.

Công suất: 450 MW

Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 chính thức vận hành thương mại chu trình đơn vào ngày 30/6/2008 và chính thức đi vào vận hành chu trình hỗn hợp vào ngày 22/8/2009.

Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 2

Địa điểm: khu công nghiệp Ông Kèo, xã Phước Khánh, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2.

Tổng công suất: 750 MW. Hàng năm nhà máy cung cấp cho lưới điện quốc gia sản lượng điện trung bình khoảng 5 tỷ kWh thông qua sân phân phối 220 kV, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước, đặc biệt là khu vực miền Đông Nam Bộ nơi có phụ tải cao nhất cả nước.

Vận hành thương mại: tháng 10/2011.

Nhà máy Thủy điện Nậm Cắt

Địa điểm: xã Đôn Phong, huyện Bạch Thông, tỉnh Bắc Kạn.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Điện lực Dầu khí Bắc Kạn.

Công suất: 3,2MW, hàng năm cung cấp lên hệ thống điện quốc gia khoảng 13 triệu kWh, giải quyết tới 1/3 nhu cầu tiêu thụ điện và đóng góp quan trọng vào tốc độ tăng trưởng công nghiệp của tỉnh Bắc Kạn.

Dự án được khởi công vào tháng 4/2011, đã đi vào vận hành, hoàn thành công tác hòa lưới điện quốc gia ngày 17/4/2012 và đã tổ chức khánh thành nhà máy vào ngày 10/5/2012.

Nhà máy Thủy điện Hủa Na

Địa điểm: xã Đồng Văn, huyện Quế Phong, tỉnh Nghệ An.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Thuỷ điện Hủa Na (PV Power HHC).

Tổng công suất: 180MW.

Nhà máy Thủy điện Đakđrinh

Địa điểm: xã Sơn Tân – huyện Sơn Tây- tỉnh Quảng Ngãi. Đây là dự án điện có công suất lớn nhất trong quy hoạch bậc thang thủy điện sông Trà Khúc.

Đơn vị quản lý: Công ty Cổ phần Thủy điện ĐakĐrinh.

Tổng công suất: 125MW.

Vân hành thương mại chính thức: tháng 6/2014.

 

Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1

Địa điểm: thôn Hải Phong, xã Kỳ Lợi, huyện Kỳ Anh, tỉnh Hà Tĩnh.

Công suất: 1.200 MW (2x600 MW).

4.5 Giải thưởng tiêu biểu

Năm 2017,  Danh hiệu “Doanh nghiệp vì người lao động” do Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam, Bộ Lao động – Thương binh và Xã hội, Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam phối hợp tổ chức.

Năm 2016, Danh hiệu “Doanh nghiệp vì người lao động” do Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam phối hợp với Bộ Lao động - Thương binh và Xã hội, Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) tổ chức.

Năm 2016, Bằng Khen thực hiện tốt Bộ luật Lao động trong năm 2015 và 2016 do Bộ lao động – Thương binh và Xã hội trao tặng.

5. Phân tích tài chính                                                             

5.1 Tốc độ tăng trưởng doanh thu

Doanh thu của PV Power có xu hướng tăng trong giai đoạn 2014 – 2017, từ mức 24,356 tỷ đồng năm 2014 lên 29,710 tỷ đồng năm 2017. Lợi nhuận sau thuế của công ty có biến động cùng chiều với doanh thu thuần, năm 2015 lợi nhuận sau thuế giảm 49.81% so với năm 2014, và có xu hướng tăng trở lại trong giai đoạn 2015 – 2017, từ mức 1,386 tỷ đồng năm 2015 lên 2,601 tỷ đồng năm 2017.

Doanh thu của công ty đến từ việc bán điện, cung cấp dịch vụ, bán hàng hoá, hợp đồng xây lắp và bán bất động sản. Trong đó doanh thu đến từ việc bán điện là chủ yếu, luôn nằm trong khoảng 93.95% - 98.98% từ năm 2014 đến năm 2017. Doanh thu thừ các mảng khác chỉ chiếm một tỷ lệ nhỏ trong doanh thu thuần hàng năm, và khoản doanh thu từ bán bất động sản chỉ là khoản doanh thu không thường xuyên của công ty.

Tốc độ tăng trưởng doanh thu của công ty luôn biến động không ổn định trong giai đoạn 2014 – 2015. Tốc độ tăng trưởng doanh thu âm 4.62% năm 2015, rồi đột ngột tăng trưởng 21.44% năm 2016, đến năm 2017 thì chỉ tăng trưởng 5.31% so với năm 2016.

Doanh thu tăng trưởng âm 4.62% vào năm 2015 là do giá dầu giảm mạnh khiến cho giá khí thiên nhiên bán cho các nhà máy điện Cà Mau 1, Cà Mau 2, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 làm nguyên liệu đầu vào đều giảm, giá bán điện của các nhà máy do 

đó cũng giảm theo, trong đó giảm mạnh nhất là Cà Mau 1&2 từ 1.631 VND/kWh xuống chỉ còn 1.141 VND/kWh. Đồng thời, trong năm 2015, Nhơn Trạch 2 cũng ghi giảm khoản doanh thu do hồi tố giá khí với EVN/EPTC số tiền 317 tỷ đồng nên doanh thu bị giảm tương ứng. Chính 2 yếu tố đó đã làm doanh thu sụt giảm mạnh mặc dù năm 2015 sản lượng điện tăng gần 10% so với năm 2014, công ty có thêm nguồn doanh thu lớn từ việc quản lý vận hành thuê Nhà máy Nhiệt Điện Vũng Áng 1 cho PVN và có khoản doanh thu hồi tố 1.044 tỷ đồng của Nhà máy điện Nhơn Trạch 1.

Năm 2016, doanh thu tăng trưởng đột biến 21.44% so với năm 2015 là do PV Power đã hoàn thành việc nhận bàn giao Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và bắt đầu ghi nhận doanh thu bán điện nên doanh thu tăng mạnh hơn 4.980 tỷ đồng.

Năm 2017, PV Power không có các sự kiện bất thường như các năm trước nên doanh thu chỉ tăng trưởng 5.31% so với năm 2016.

5.2 Tỷ suất sinh lời

Biên lợi nhuận gộp của PV Power trong giai đoạn 2014 – 2015 dao động trong khoảng 13.41% - 16.57%, riêng năm 2015 biên lợi nhuận gộp tăng đột biến lên 22.24%. Sở dĩ năm 2015 biên lợi nhuận gộp tăng đột biến là do PV Power được ghi nhận 1,044 tỷ đồng doanh thu thu hồi tố từ Nhơn Trạch 1, đồng thời giá vốn hàng bán cũng giảm đột ngột do chi phí nguyên liệu đầu vào giảm mạnh. Năm 2016, biên lợi nhuận gộp chỉ đạt 13.41%, thấp nhất trong giai đoạn 2014 – 2017 là do việc Nhà máy điện Vũng Áng 1 đang trong giai đoạn đầu hoạt động còn chưa ổn định nên đã lỗ hơn 800 tỷ đồng.

Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu năm 2015 (5.34%) giảm so với năm 2014 (15.73%), tuy nhiên nó đã có xu hướng tăng từ mức 5.34% năm 2015 lên 9.38% năm 2017. Năm 2015, ROE giảm đột ngột xuống mức 5.34% là do PV Power nhận bàn giao Nhà máy điện Vũng Áng 1 vào thời điểm cuối năm tại 31/12/2015 nên vốn chủ sở hữu thời điểm cuối năm tăng gần 8.700 tỷ đồng khiến ROE giảm đột ngột. ROE năm 2016 của công ty có tăng so với năm 2015 nhưng không đáng kể(chỉ đạt 5.66%) là do thời điểm đầu vận hành nên Nhà máy điện Vũng Áng 1 có chi phí cho các khoản vay cao (gồm chi phí lãi vay, chi phí bảo lãnh khoản vay và lỗ tỷ giá đánh giá cuối kỳ các khoản vay có gốc bằng ngoại tệ) khiến nhà máy lỗ hơn 800 tỷ đồng. Đến năm 2017, hoạt động của công ty dần đi vào ổn định nên ROE tăng lên mức 9.38%.

 

5.3 Cơ cấu chi phí

Chi phí giá vốn hàng bán của PV Power luôn chiếm tỷ trọng cao trên doanh thu, giai đoạn năm 2014 – 2017 dao động trong khoảng 83.43% - 86.59%, riêng năm 2015 tỷ lệ giá vốn hàng bán giảm đột ngột (77% trên doanh thu). Điều đó là do giá dầu năm 2015 giảm mạnh giúp chi phí nhiên liệu đầu vào của công ty giảm mạnh làm cho tỷ lệ giá vốn hàng bán trên doanh thu giảm so với mọi năm.

Chi phí bán hàng của công ty luôn chiếm tỷ trọng rất nhỏ trên doanh thu, trong giai đoạn 2014 – 2017 chỉ dao động trong khoảng 0.01% - 0.07%. Điều đó là do PV Power chủ yếu là sản xuất và kinh doanh điện, đồng thời đã ký kết nhiều hợp đồng cung cấp điện dài hạn nên công ty không cần phải chú trọng đến chi phí bán hàng.

Chi phí quản lý doanh nghiệp và chi phí lãi vay của công ty luôn dao động ổn định, riêng năm 2015 chi phí quản lý doanh nghiệp tăng đột biến là do công ty phát sinh các chi phí: trích lập Quỹ phát triển khoa học công nghệ, chi mua bảo hiểm nhân thọ cho cán bộ nhân viên và chi công tác an sinh xã hội.

5.4 Hiệu quả hoạt động

Trong giai đoạn 2014 – 2017, vòng quay khoản hàng tồn kho của PV Power có xu hướng tăng, số ngày tồn kho có xu hướng giảm từ 74 ngày năm 2014 xuống 51 ngày năm 2017, cho thấy công ty đang ngày càng quản lý tốt vấn đề hàng tồn kho của mình. Vòng quay các phải trả có xu hướng tăng, số ngày phải trả có xu hướng giảm từ 79 ngày năm 2014 xuống 69 ngày năm 2017, mức biến động không nhiều nên có thể nói công ty vẫn quản lý ổn định các khoản phải trả. Vòng quay các khoản phải thu của POW có xu hướng giảm, số ngày phải thu có xu hướng tăng trong giai đoạn 2014 – 2017, riêng năm 2016 số ngày phải thu của công ty tăng đột biến, chứng tỏ PV Power vẫn chưa quản lý tốt vấn đề khoản phải thu của mình. Nhờ vào sự biến động bù trừ của các yếu tố trên mà chu kỳ kinh doanh của công ty dao động ổn định quanh mức 162 – 166 ngày, chu kỳ vốn lưu động dao động ổn định quanh mức 87 – 93 ngày, riêng năm 2016 có sự gia tăng đột biến của số ngày phải thu nên cả 2 chu kỳ trên cũng bị ảnh hưởng tăng đột biến theo.

5.5 Khả năng thanh toán

Từ năm 2014 đến năm 2017, hệ số khả năng thanh toán hiện hành của PV Power có xu hướng giảm về xấp xỉ bằng 1, trong đó hệ số thanh toán hiện hành của công ty năm 2015, 2017 lần lượt bằng 0.92, 0.99 nhỏ hơn 1. Điều đó cho thấy khả năng thanh toán các khoản nợ ngắn hạn của công ty ngày càng giảm, và không thể đảm bảo công ty sẽ có khả năng thanh toán các khoản nợ ngắn hạn.

 

Đồng thời, trong giai đoạn 2014 – 2017 hệ số thanh toán nhanh của công ty cũng có xu hướng giảm (từ 1.00 năm 2014 xuống 0.74 năm 2017), cho thấy khả năng thanh toán bằng tài sản có tính thanh khoản cao của công ty cũng không đảm bảo.

Tuy nhiên, khả năng thanh toán lãi vay được đảm bảo bằng lợi nhuận trước thuế và lãi vay của công ty năm 2017 là 3.02, cho thấy công ty vẫn còn đủ khả năng trả lãi bằng nguồn lợi nhuận trước thuế và lãi vay.

5.6 Đòn bẫy tài chính

Trong giai đoạn năm 2014 – 2017, tỷ lệ nợ trên tổng tài sản của POW có xu hướng giảm từ 64.31% năm 2014 xuống 54.24% năm 2017 , tuy nhiên tỷ lệ nợ trên tổng tài sản của công ty vẫn còn cao. Tỷ lệ nợ trên vốn chủ sở hữu của công ty cũng có xu hướng giảm từ năm 2014 đến năm 2017 (từ 180.16% năm 2014 xuống 118.52% năm 2017). Mặc dù các tỷ lệ trên vẫn còn cao nhưng có thể thấy POW đang nỗ lực điều chỉnh giảm cơ cấu nợ trên vốn của công ty xuống.

Tuy nhiên tỷ lệ nợ ngắn hạn trên nợ phải trả của POW lại có xu hướng tăng trong giai đoạn 2014 – 2017, từ 36.1% năm 2014 lên 42.2% năm 2017. Cho thấy sự chuyển dịch trong cơ cấu nợ của công ty là tăng tỷ trọng nợ ngắn hạn và giảm tỷ trọng nợ dài hạn. Điều này là do các khoản vay dài hạn của công ty sắp đến hạn trả dưới 1 năm nên được chuyển thành nợ ngắn hạn.

5.7 Dòng tiền của doanh nghiệp

Trong giai đoạn 2014 – 2017, dòng tiền thuần của PV Power hàng năm đa phần đều âm và có xu hướng ngày càng gia tăng giá trị âm, chỉ riêng năm 2015 là dòng tiền của công ty dương.

Dòng tiền thuần từ hoạt động kinh doanh của POW trong giai đoạn 2014 – 2017 có xu hướng tăng qua các năm (từ 4,703 tỷ đồng năm 2014 lên 6,112 tỷ đồng năm 2017), chỉ riêng năm 2016 dòng tiền thuần từ hoạt động kinh doanh bị giảm đột ngột 25.67% so với năm 2015 (chỉ còn 3,749 tỷ đồng). Sở dĩ dòng tiền thuần từ hoạt động kinh doanh của công ty có xu hướng tăng hàng năm là do lợi nhuận từ hoạt động kinh doanh trước thay đổi vốn lưu động của công ty mỗi năm đều tăng, tuy nhiên do các khoản phải thu năm 2016 tăng đột biến 67.8% so với năm 2015 nên dòng tiền thuần từ hoạt động kinh doanh mới giảm đột ngột.

Dòng tiền thuần từ hoạt động đầu tư của công ty từ năm 2014 đến năm 2017 có nhiều biến động, tăng đột ngột vào năm 2015 và dòng tiền bị âm vào năm 2016, 2017. Dòng tiền thuần từ hoạt động đầu tư của năm 2015 tăng đột biến là do trong năm công ty 

ghi nhận khoản mục Tiền thu hồi cho vay, bán lại các công cụ nợ của đơn vị khác 4,434 tỷ đồng, tăng 246.08% so với năm 2014. Còn dòng tiền thuần từ hoạt động đầu tư các năm 2016, 2017 bị âm là do trong các năm này khoản mục Tiền thu hồi cho vay, bán lại các công cụ nợ của đơn vị khác không được cao như năm 2014, 2015. Đồng thời trong năm 2016 khoản mục Tiền chi để mua sắm, xây dựng TSCĐ và các tài sản dài hạn khác âm 1,672 tỷ đồng, tăng 349.2% so với năm 2015; trong năm 2017 khoản mục Tiền chi cho vay, mua các công cụ nợ của đơn vị khác âm 1,133 tỷ đồng, tăng 1,316.93% so với năm 2016.

Dòng tiền thuần từ hoạt động tài chính trong giai đoạn 2014 – 2017 của công ty luôn âm và có xu hướng gia tăng giá trị âm qua các năm, riêng dòng tiền hoạt động tài chính năm 2016 đột nhiên có giá trị âm giảm đột ngột. Sở dĩ dòng tiền hoạt động tài chính của công ty luôn âm là do hàng năm công ty đều phải chi trả Tiền trả nợ gốc vay và Cổ tức, lợi nhuận đã trả cho chủ sở hữu rất lớn khoảng trên 7,000 tỷ đồng, trong khi dòng tiền thu từ hoạt động tài chính thì không tương xứng với dòng tiền chi. Riêng dòng tiền hoạt động tài chính năm 2016 có giá trị âm giảm đột ngột là do trong năm có khoản Tiền thu từ đi vay 3,510 tỷ đồng tăng 249.48% so với năm 2015 và khoản Cổ tức, lợi nhuận đã trả cho chủ sở hữu giảm 74.47% so với năm 2015.

5.8 Chất lượng dòng tiền

Tỷ lệ dòng tiền từ hoạt động kinh doanh trên chi phí lãi vay của PV Power nhìn chung có xu hướng tăng qua các năm, tuy nhiên lại gặp nhiều biến động như tăng đột ngột vào năm 2015 và giảm đột ngột vào năm 2016. Năm 2015 tỷ lệ này tăng đột ngột lên 5.84 (tăng 48.8% so với năm 2014) do do chi phí lãi vay trong năm là 863 tỷ đồng, giảm 27.95% so với năm 2014. Còn năm 2015 tỷ lệ dòng tiền từ hoạt động kinh doanh trên chi phí lãi vay giảm đột ngột xuống 2.82 (giảm 51.7% so với năm 2015) là do bị ảnh hưởng của việc dòng tiền từ hoạt động kinh doanh bị giảm đột ngột. Mặc dù tỷ lệ này có nhiều biến động, nhưng nhìn chung dòng tiền từ hoạt động kinh doanh của công ty vẫn đủ khả năng chi trả lãi vay.

6. Tiềm năng phát triển trong tương lai

Thiếu hụt nguồn cung điện, đặc biệt là nhu cầu điện ở miền Nam

Theo Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét triển vọng đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII), đến năm 2020 tổng công suất nguồn của hệ thốn g điện quốc gia cần đạt 60,000 MW, tới năm 2025 là 96,000 MW và tới năm 2030 là

130,000 MW. Tuy nhiên, hiện nay tổng công suất nguồn toàn hệ thống mới có 45,000 MW, nghĩa là tốc độ tăng trưởng nguồn điện để đáp ứng nhu cầu điện cho đời sống, sản xuất và nền kinh tế giai đoạn tới là rất lớn.

Đồng thời, nguồn cung điện hiện nay đang mất cân đối theo vùng miền. Cụ thể, nguồn điện miền Bắc cung cấp được 95 tỷ kWh nhưng chỉ tiêu dùng 75 tỷ kWh, miền Trung cung cấp được 32 tỷ kWh nhưng chỉ tiêu dùng khoảng hơn 17 tỷ kWh, còn khu vực miền Nam, sản xuất tại chỗ được 70 tỷ kWh nhưng tiêu dùng tới 85 tỷ kWh, chiếm gần 50% tổng nhu cầu điện cả nước. Tuy nhiên, hiện nay các nhà máy điện ở khu vc miền Nam không đáp ứng đ nhu cầu phụ tải, dự báo từ năm 2021 - 2022 xảy ra tình trạng thiếu hụt khoảng 1,2-1,6 tỷ kWh/năm và còn có thể cao hơn trong trường hợp các dự án nhiệt điện than không đáp ứng tiến độ hoàn thành như: Long Phú 1, Sông Hậu 1 hay BOT Duyên Hải 2, chuỗi dự án khí lô B… Trong khi đó, tất cả các nhà máy điện khí của POW đều nằm ở miền Nam, vốn là khu vực thiếu điện trầm trọng nhất. Tiêu thụ điện tại Đồng Nai và đồng bằng sông Cửu Long dự kiến sẽ tăng trưởng lần lượt 11,5% và 13,8%/năm trong giai đoạn 2016-2020, tiêu thụ điện ở khu vực Bắc Trung bộ (nơi tọa lạc nhà máy điện than Vũng Áng) cũng dự kiến tăng trưởng 11,1%-14,8%/năm. Vì vậy, thị trường miền Nam đang rất tiềm năng cho sự tăng trưởng của POW.

Thời tiết chuyển sang El Nino vào cuối năm 2018 tạo điều kiện thuận lợi cho nhiệt điện

Theo thông tin của Trung tâm Dự báo Khí tượng Thủy văn Quốc gia, hiện tượng ENSO được dự báo có khả năng sẽ chuyển sang trạng thái El Nino từ tháng 11/2018 đến những tháng đầu năm 2019. Theo đó, tổng lượng mưa từ tháng 11/2018 đến tháng 4/2019 trên cả nước phổ biến ở mức thấp hơn trung bình nhiều năm, đặc biệt khu vực Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ thiếu hụt từ 20-50% so với trung bình; cảnh báo thiếu hụt lượng mưa ngay trong mùa mưa năm 2018. Dòng chảy sông, suối ở khu vực Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ thấp hơn trung bình từ 10-30%, Nam Trung Bộ thấp hơn trung bình từ 30-60%, riêng tại các tỉnh Khánh Hòa và Ninh Thuận có nguy cơ thiếu hụt trên 70%. Thực tế, ở các khu vực Nam Trung Bộ, Đông Nam Bộ và một số tỉnh Bắc Trung Bộ từ đầu năm 2018 đến nay, lượng mưa đã bị thiếu hụt so với trung bình. Dung tích trữ nước các hồ chứa thủy lợi

của một số tỉnh đạt thấp; một số hồ chứa thủy điện tham gia bổ sung nguồn nước phục vụ sản xuất nông nghiệp cũng có dung tích trữ thấp, dưới 30%.

Bộ Công Thương cũng chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng phương án vận hành phát điện các nhà máy thủy điện phù hợp, bảo đảm ưu tiên nước phục vụ dân sinh sản xuất nông nghiệp để phòng, chống hạn hán, thiếu nước, xâm nhập mặn, đặc biệt trên địa bàn các tỉnh khu vực Trung Bộ và Tây Nguyên. Trường hợp cần thiết đưa một số nhà máy thủy điện ở khu vực Trung Bộ và Tây Nguyên ra ngoài thị trường điện cạnh tranh; Đồng thời, phối hợp với Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn điều tiết nước các hồ chứa thủy điện phục vụ thủy lợi trong trường hợp hạn hán, thiếu nước, xâm nhập mặn. Vì vậy, dự báo trong thời gian sắp tới sản lượng điện từ thuỷ điện sẽ sụt giảm, tạo điều kiện thuận lợi cho sự gia tăng sản lượng điện từ nhiệt điện.

Nguồn cung khí được cải thiện

Cuối năm 2018, mỏ Phong Lan Dại sẽ đi vào hoạt động (công suất 500 triệu m3/năm) sẽ gia tăng nguồn cung tại cụm khí Đông Nam Bộ thêm 6% trong năm 2019. Từ năm 2020 sẽ có thêm mỏ khí Sao Vàng - Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng giai đoạn 2 gia tăng sản lượng khí 10%/năm đảm bảo ổn định nguồn cung khí cho POW và tăng khả năng phát điện trong trung hạn của công ty.

Mở rộng số lượng nhà máy điện giá tăng sản lượng sản xuất điện

PV Power đang tích cực mở rộng, xây dựng thêm nhiều nhà máy điện mới trong lĩnh vực điện than và điện khí giúp gia tăng công suất sản xuất điện của công ty, đáp ứng nhu cầu thiếu hụt điện cho đời sống và sản xuất. Trong giai đoạn 2018 - 2019, POW dự kiến đưa vào vận hành 3 nhà máy điện than mới, giúp công suất tăng thêm 3,600 MW. Trong giai đoạn 2020 – 2025, POW dự kiến sẽ đưa vào vận hành thêm 1 nhà máy điện than và 9 nhà máy điện khí mới, công suất dự kiến tăng thêm 8,550 MW . Mặc dù hiện nay POW đang gặp vấn đề về việc chậm trễ triển khai các dự án, nhưng các nhà máy điện mới này trông tương lai sẽ tạo thêm động lực tăng trưởng cho POW.

Kế hoạch đầu tư các dự án điện than

STT

Tên dự án

Công suất (MW)

Năm đi vào vận hành

1

Dự án Nhà máy điện Thái Bình 2

1,200

2018

2

Dự án Nhà máy điện Long Phú 1

1,200

2019

3

Dự án Nhà máy điện Sông Hậu 1

1,200

2019

4

Dự án Nhà máy điện Long Phú 3

1,800

2023/2024

Kế hoạch đầu tư các dự án điện khí

STT

Tên dự án

Công suất (MW)

Năm bắt đầu đầu tư

Năm đi vào vận hành

Năm hoàn thành điều tư

1

Dự án NMĐ Nhơn Trạch 3

750

2017

2021

2021

2

Dự án NMĐ Nhơn Trạch 4

750

2018

2022

2022

3

Dự án NMĐ Kiên Giang 1

750

2017

2021

2022

4

Dự án NMĐ Kiên Giang 2

750

2018

2022

2023

5

Dự án NMĐ Sơn Mỹ 2 #1

750

2019

2023

2024

6

Dự án NMĐ Sơn Mỹ 2 #2

750

2020

2024

2025

7

Dự án NMĐ Sơn Mỹ 2 #3

750

2021

2025

2026

8

Dự án NMĐ Miền Trung 1

750

2018

2022

2023

9

Dự án NMĐ Miền Trung 2

750

2019

2023

2024

7. Rủi ro doanh nghiệp

7.1 Rủi ro hệ thống

Rủi ro lãi suất

Cuối năm 2017, POW có 21,172 tỷ đồng nợ vay dài hạn theo lãi suất thả nổi, chiếm 85,59% trong 24,737 tỷ đồng nợ dài hạn của công ty. Do lãi suất của các khoản vay chủ yếu là lãi suất thả nổi linh hoạt theo sự biến động của lãi suất thị trường, nên khi lãi suất thị trường có sự biến động thì sẽ kéo theo sự biến động của lãi suất vay, khiến chi phí lãi vay mà doanh nghiệp phải trả không ổn định. Nếu lãi suất thị trường tăng sẽ khiến cho chi phí lãi vay gia tăng, làm giảm lợi nhuận của công ty.

Rủi ro tỷ giá hối đoái

Tính đến cuối năm 2017, PV Power có 17,641 tỷ đồng nợ vay dài hạn bằng đồng USD và 1,920 tỷ đồng nợ vay dài hạn bằng đồng EUR chiếm 79.08% trong 24,737 tỷ đồng nợ vay dài hạn của công ty. Điều đó làm cho việc biến động của tỷ giá USD/VND, EUR/VND sẽ tác động mạnh tới các khoản nợ dài hạn. Nếu như tỷ giá tăng thì giá trị của các khoản vay sẽ tăng lên và gây nên gánh nặng trả nợ cho POW.

Rủi ro thời tiết

Các nhà máy thủy điện luôn phụ thuộc nhiều vào yếu tố thời tiết. Trong trường hợp hạn hán kéo dài, lượng mưa giảm, làm lượng nước tích trong hồ thấp hơn so với năng lực thiết kế, sẽ làm giảm sản lượng của nhà máy, khiến sản lượng huy động  của 

các nhà máy nhiệt điện gia tăng. Ngược lại, nếu như lượng mưa tăng, khiến các hồ chứa thuỷ điện chứa được nhiều nước hơn để phục vụ cho quá trình sản xuất điện, thì sản lượng huy động từ thuỷ điện sẽ gia tăng, sản lượng từ nhiệt điện sẽ giảm bớt do giá bán của thuỷ điện rẻ hơn nhiệt điện. Hiện nay PV Power đang hoạt động cả trong lĩnh vực thuỷ điện, điện than và điện khí, nên sự biến động của thời tiết có thể bù trừ rủi ro cho nhau. Tuy nhiên, trong tương lai POW sẽ thoái vốn ở các dự án nhà máy thuỷ điện, chỉ giữ lại mảng điện than và điện khí, nên khi thời tiết có biến đổi thì sẽ có ảnh hưởng tới POW nhiều hơn.

7.2 Rủi ro phi hệ thống

Rủi ro nguyên vật liệu

Theo thống kê, giá nhiên liệu, bao gồm giá xăng dầu, khí đốt và than chiếm trên 60% chi phí sản xuất điện và là yếu tố chính chi phối giá điện. Đối với PV Power, các nhà máy điện dầu khí chiếm tỷ trọng 64,2% tổng công suất lắp đặt, thủy điện chiếm 7,3% tổng công suất lắp đặt và nhà máy chạy bằng than chiếm 28,5% tổng công suất lắp đặt. Mặc dù, về cơ bản giá nguyên liệu đầu vào được phản ánh vào giá bán điện, tuy nhiên, về mặt dài hạn, việc phụ thuộc vào nguồn nguyên liệu cung cấp và với việc thị trường điện cạnh tranh đi vào vận hành, PV Power có thể đối diện với vấn đề nguyên liệu trong tương lai không xa.

Nguyên liệu than

Theo báo cáo đánh giá cân đối cung - cầu của Tập đoàn Than khoáng sản Việt Nam (TKV), hiện tại, cơ bản than trong nước vẫn đáp ứng được nhu cầu tiêu thụ than của các khách hàng. Tuy nhiên, các năm tiếp theo sẽ ưu tiên cung cấp than cho sản xuất điện, giảm dần lượng than xuất khẩu và các nhóm khách hàng khác nhưng việc cân đối than cho sản xuất điện vẫn rất khó khăn. Do đó, nếu tính cả các dự án sử dụng than nhập khẩu, theo tính toán từ năm 2016, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu khoảng 3 - 4 triệu tấn; năm 2020 khoảng 35 triệu tấn, năm 2025 khoảng 80 triệu tấn và năm 2030 khoảng 135 triệu tấn.

Bên cạnh đó, nước ta vẫn còn áp dụng cơ chế bù giá chéo giữa các ngành công nghiệp, do đó giá than Vinacomin bán cho PV Power và các đơn vị phát điện cũng thấp hơn giá thành. Cũng như giá bán lẻ điện, giá bán than của Vinacomin do Nhà nước quy định và thua lỗ luôn là lý do để các Tập đoàn này xin tăng giá. Từ năm 2010 đến nay, giá bán than cho điện đã 8 lần tăng giá, giá bán bình quân từ ngày 21/07/2014 khoảng 70 USD/ tấn. Tuy nhiên sau khi điều chỉnh, giá bán than cho sản xuất điện vẫn thấp hơn khoảng 2,6 - 5,8% so với giá bán than cho các hộ khác trong nước được điều chỉnh cùng 

đợt (trừ than cám 4bHG) và bằng 86 - 91% giá xuất khẩu cùng loại. Giá than cũng sẽ được đưa về tiệm cận giá thị trường theo lộ trình của Chính phủ. Do đó, trong tương lai, các nhà máy nhiệt điện than của PV Power sẽ đối mặt với tình trạng thiếu hụt than và giá than sẽ dao động theo giá thị trường nhiên liệu sơ cấp.

Nguyên liệu khí

Hầu hết khí khai thác ở nước ta được sử dụng để sản xuất điện. Bình quân trên 80% sản lượng khí được cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện, khoảng 10% cho các nhà máy đạm và khoảng 5% cho các khách hàng công nghiệp khác. Hiện tại, các nhà máy điện Nhơn Trạch 1, 2, nhà máy điện Cà Mau 1, 2 của PV Power có hợp đồng mua khí cho đến hết vòng đời dự án, tuy nhiên nguồn cung cấp khí thường xuyên bị gián đoạn, hụt áp làm ảnh hưởng đến tình hình hoạt động kinh doanh của PV Power, vì vậy, PV Power có thể sẽ gặp rủi ro khi nguồn cung cấp và giá khí biến động.

Năng lượng thuỷ điện

Các nhà máy Thủy điện phụ thuộc nhiều vào yếu tố thời tiết. Trong trường hợp hạn hán kéo dài, lượng mưa giảm, làm lượng tích nước tích trong hồ thấp hơn so với năng lực thiết kế, ảnh hưởng lớn tới sản lượng điện sản xuất của nhà máy.