Bức tranh trái chiều của ngành điện quý III

Bức tranh kinh doanh quý III của doanh nghiệp ngành điện đang diễn biến trái chiều. Trong 9 đơn vị đầu tiên công bố kết quả kinh doanh, có 5 doanh nghiệp giảm lãi, 1 đơn vị báo lỗ.

Kết quả kinh doanh phân hoá

CTCP Đầu tư và Phát triển Điện Miền Bắc 2 (Nedi2 - Mã: ND2) báo lớn trong quý III. Mưa nhiều là nhân tố chính giúp doanh thu của công ty được cải thiện, tăng 5% so với cùng kỳ lên 152 tỷ đồng.

Ngoài ra, việc tiết giảm các chi phí hoạt động trong kỳ cũng hỗ trợ lợi nhuận công ty. Kết quả, Nedi2 báo lãi sau thuế tăng 13% so với cùng kỳ lên 102 tỷ đồng.

Doanh thu thuần CTCP Thủy điện Sử Pán 2 (Mã: SP2) tăng 43% lên 80 tỷ đồng nhờ máy móc, thiết bị vận hành ổn định và tình hình thủy văn thuận lợi hơn so với cùng kỳ năm trước. Trừ đi các chi phí, công ty lãi sau thuế 44 tỷ đồng, tăng 43% so với quý III/2023.

Trái ngược với hai doanh nghiệp trên, doanh thu CTCP Thủy điện Sông Ba Hạ (Mã: SBH) giảm 28% xuống 241 tỷ đồng. Lãi sau thuế 125 tỷ đồng, giảm 43% so với cùng kỳ.

Theo Sông Ba Hạ, lợi nhuận công ty suy giảm do sản lượng điện thương phẩm trong quý III giảm so với cùng kỳ. Cùng với đó là lãi từ tiền gửi và tiền cho vay thấp hơn so với quý III/2023.

Trong nhóm thuỷ điện, có một đơn vị báo lỗ là CTCP Đầu tư Điện lực 3 (Mã: PIC). Công ty ghi nhận hơn 16,6 tỷ đồng doanh thu thuần, giảm nhẹ so với cùng kỳ do tình hình thời tiết tại khu vực nhà máy thuỷ điện Đăk Pône và Đa Krông 1 ít mưa, không thuận lợi cho hoạt động phát điện.

Nhờ tiết giảm được giá vốn, lãi gộp công ty tăng 85% lên 2,6 tỷ đồng. Tuy nhiên, chi phí quản lý doanh nghiệp – chi phí hoạt động chiếm tỷ trọng lớn nhất của PIC đạt gần 2,9 tỷ đồng, tăng 3% so với cùng kỳ. Áp lực chi phí tăng cao khiến công ty báo lỗ sau thuế gần 800 triệu đồng trong quý này.

Về nhiệt điện, CTCP Nhiệt điện Hải Phòng (Mã: HND) ghi nhận doanh thu thuần đạt 2.365 tỷ đồng giảm 18% so với cùng kỳ. Công ty lỗ sau thuế hơn 9 tỷ đồng, cùng kỳ lãi gần 192 tỷ đồng.

Theo HND, nguyên nhân dẫn đến thua lỗ do sản lượng điện giao nhận quý III thấp, chỉ đạt hơn 1,2 tỷ kWh (giảm 436 triệu kWh so với cùng kỳ) do hệ thống không huy động. Bên cạnh đó sản lượng hợp đồng Qc do A0 giao quý III rất thấp là 506 triệu kWh, chỉ đạt 41% so với sản lượng huy động.

Công ty cho rằng, do sản lượng Qc giao thấp dẫn đến doanh thu cố định không đủ bù đắp chi phí cố định. Bên cạnh đó, giá thị trường quý III không cao, dẫn đến lợi nhuận từ thị trường không đủ bù đắp phần lỗ do thiếu hụt sản lượng Qc.

Tiềm năng thuỷ điện trong năm 2025

Trong báo cáo hồi tháng 10, Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) cho biết, trong tháng 9, ảnh hưởng của bão Yagi (bão số 3) có ảnh hưởng nhẹ đến tăng trưởng sản lượng, song lũy kế 9 tháng đầu năm, sản lượng điện thương phẩm vẫn duy trì mức tăng trưởng hai chữ số, đạt 208 tỷ kWh (tăng 11% so với cùng kỳ) nhờ nhu cầu tiêu thụ điện phục hồi tới từ cả khối khách hàng sản xuất lẫn khách hàng tiêu thụ điện dân dụng.

VDSC dự báo, sản lượng điện tiêu thụ sẽ đạt mức 275 tỷ kWh (tăng 10% so với cùng kỳ) trong năm 2024 và 297 tỷ kWh (tăng 8% so với cùng kỳ) trong năm 2025. 

Sang năm sau, đơn vị phân tích cho rằng đóng góp của thủy điện sẽ cao hơn nhờ chu kỳ thời tiết thuận lợi hơn, bên cạnh đó là nhiệt điện khí LNG với việc nhiệt điện than không còn dư địa để phát triển (tối đa 30,1 MW tới năm 2030, thực tế nửa đầu năm 2024 đã đạt 29,5 MW).

Trong khi đó, nguồn năng lượng tái tạo mới hiện vẫn chờ hoàn thiện các cơ chế cần thiết để triển khai, còn điện khí thiên nhiên gặp vấn đề về nguồn cung nhiên liệu.

Về dài hạn, VDSC cho rằng, rủi ro thiếu điện vẫn hiệu hữu cho giai đoạn 2026-2030. Khu vực miền Bắc với nhu cầu phụ tải cực đại lên tới 23,6GW trong khi công suất lắp đặt chỉ 28,6GW, cho thấy tỷ lệ dự phòng rất thấp.

Theo đơn vị phân tích, khi chu kỳ El Nino quay trở lại, khu vực Miền Bắc vẫn còn rủi ro thiếu điện cục bộ trong giai đoạn cao điểm nắng nóng, với khả năng cao rơi vào năm 2026 - 2027.

Việc phát triển các nguồn điện truyền thống như điện than, thủy điện gặp vấn đề giới hạn công suất như đã nêu trên, trong khi việc phát triển nhiệt điện khí LNG có rủi ro không kịp tiến độ quy hoạch trong giai đoạn 2025-2030, và các dự án Nhơn Trạch 3-4 của Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - CTCP (PV Power - Mã: POW) sẽ là dự án điện khí LNG hiếm hoi kịp vận hành trong giai đoạn này.

Trong 9 tháng đầu năm 2024, sản lượng thủy điện toàn hệ thống đã tăng trưởng 13% lên 66 tỷ kWh và tỷ lệ huy động từ nguồn thủy điện bắt đầu cao hơn so với cùng kỳ do chu kỳ El Nino đã đi qua, trái ngược với diễn biến trong nửa đầu năm 2024.

Theo quan điểm của VDSC, sản lượng các công ty thủy điện sẽ cải thiện từ nửa cuối năm 2024, và tăng trưởng tốt trong năm 2025 nhờ chu kỳ thủy văn thuận lợi và chi phí sản xuất thấp hơn các loại hình phát điện khác. Cụ thể, chi phí sản xuất điện/kWh các công ty thủy điện đa phần nằm ở mức 400 – 600 đồng/kWh, thấp hơn nhiều so với mức bình quân 1.100 – 1.300 đồng/kWh của các công ty nhiệt điện than.