Cứ 10 USD giá dầu tăng kéo biên lợi nhuận gộp của PV GAS tăng bao nhiêu %?

Giá dầu Brent đã tăng liên tiếp từ đầu tháng 11/2020 và vượt ngưỡng 65 USD/thùng nhờ nền kinh tế hồi phục và nguồn cung dầu thắt chặt. Cùng với đó, giá dầu nhiên liệu MFO (yếu tố quyết định giá bán khí khô) cũng đã tăng lên mức cao nhất kể từ tháng 10/2019.

Các tổ chức và định chế lớn trên thế giới cũng đã điều chỉnh tăng dự báo giá dầu Brent trung bình năm 2021 với giá trị dự báo trung bình ở mức 57 USD/thùng. 

Giá dầu MFO và giá CP Aramco (cơ sở xác định giá bán LPG) biến động theo giá dầu Brent. 

Do đó, CTCP Chứng khoán Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Ngân hàng Việt Nam (BSC) đánh giá triển vọng phục hồi khả quan của giá dầu Brent có tác động tích cực lên các mảng hoạt động chính của Tổng Công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS - Mã: GAS) như mảng khí khô và mảng LPG.

Ước tính với mỗi 10 USD giá dầu Brent trung bình năm thay đổi, biên lợi nhuận gộp của GAS sẽ biến động cùng chiều khoảng 3% – 4% (giả định các yếu tố khác không đổi). 

BSC cho biết, trong quá khứ, biên lợi nhuận gộp của PV GAS luôn cải thiện rõ rệt vào những năm giá dầu tăng (ngoại lệ là năm 2018 khi nhà máy xử lý khí Cà Mau đi vào hoạt động làm tăng chi phí nhân công và khấu hao). 

Trong năm 2021, BSC dự kiến biên lợi nhuận gộp của PV GAS sẽ cải thiện từ 17,7% năm 2020 lên mức 21,7% nhờ giá dầu hồi phục lên mức trung bình dự kiến là 57 USD/thùng (tăng 36%).

Về mỏ khí Sao Vàng - Đại Nguyệt (SV-ĐN) thuộc Lô 05-1 bể Nam Côn Sơn với tổng trữ lượng khí khai thác dự kiến là 16 tỷ m3 sẽ góp phần tăng 1,5 tỷ m3 khí/năm (17% sản lượng hiện tại) cho PV GAS. 

Dự án đường ống thu gom, vận chuyển khí mỏ SV-ĐN đã hoàn thành công tác xây dựng lắp đặt, và đón dòng khí đầu tiên vào tháng 11/2020. Theo phương án phát triển mỏ, mỏ SV-ĐN có thể đạt sản lượng cao nhất khoảng 1,7 tỷ m3 khí/năm trong 10 năm đầu đời mỏ.

Trong bối cảnh nguồn khí từ các mỏ cũ suy giảm, BSC nhận định khí mỏ SV-ĐN sẽ là nguồn bổ sung quan trọng, góp phần cung cấp và đáp ứng nhu cầu tiêu thụ tại khu vực Đông Nam Bộ. 

Trong đó, các nhà máy điện khí khu vực này chiếm khoảng 22% sản lượng điện cả nước, và nhà máy đạm khu vực này (Đạm Phú Mỹ) cung cấp khoảng 35% sản lượng ure toàn quốc. BSC dự kiến mỏ SV-ĐN sẽ đem lại khoảng 8.000 tỷ đồng doanh thu và 1.600 tỷ đồng lợi nhuận gộp cho PV GAS.

Mảng LNG có thể là yếu tố giúp cổ phiếu GAS được định giá lại

Về mảng LNG, BSC nhận định đây sẽ trở thành động lực tăng trưởng dài hạn cho PV GAS trong bối cảnh nhu cầu khí cao, nguồn khí thiếu hụt. 

BSC đánh giá ngành nhiệt điện khí Việt Nam sẽ phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu trong các năm tới do nguồn cung khí trong nước sụt giảm, trong khi đó tổng lượng khí cần cho sản xuất điện dự kiến tăng bình quân 14%/năm trong giai đoạn 2020 – 2030. 

Vì vậy, tỷ trọng LNG nhập khẩu trong cơ cấu nguồn phát điện dự kiến sẽ tăng dần và từ 0% lên 8,5% trong giai đoạn này. 

Theo Quy hoạch phát triển công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035, có 7 kho cảng được quy hoạch đến năm 2035 với tổng công suất hơn 26 triệu tấn/năm. 

Với hai dự án kho chứa LNG đang được triển khai tại Thị Vải và Sơn Mỹ, PV GAS được đánh giá là doanh nghiệp đi đầu và hưởng lợi từ xu hướng chuyển dịch này. 

Tuy các dự án sẽ chưa hoàn thiện trong năm 2021, nhưng BSC đánh giá mảng LNG có thể là yếu tố giúp cổ phiếu GAS được định giá lại, phản ánh kỳ vọng của thị trường về tiềm năng tăng trưởng dài hạn đến từ hoạt động này.

Với giả định giá dầu trung bình năm nay là 57 USD/thùng, BSC dự phóng dự phóng doanh thu thuần và lợi nhuận sau thuế cổ đông công ty mẹ năm 2021 của PV GAS lần lượt đạt 77.145 tỷ và 11.718 tỷ đồng; tăng 20% và 50% so với thực hiện năm 2020.