VNDirect: Năng lượng tái tạo chưa gỡ được nút thắt chính sách, thủy điện kết thúc thời gian thuận lợi

Sản lượng tiêu thụ điện quý I/2023 tăng trưởng âm trong bối cảnh nhu cầu cho công nghiệp giảm 

Báo cáo ngành điện mới đây của CTCP Chứng khoán VNDirect (Mã: VND) cho biết, trong quý I/2023, sản lượng điện toàn quốc giảm 1,6% so với cùng kỳ đạt 61,83 tỷ kWh do nhu cầu điện nhóm ngành công nghiệp giảm.

Bên cạnh đó, chỉ số sản xuất công nghiệp (IIP) của Việt Nam ghi nhận mức tăng trưởng âm 6,3% so với cùng kỳ năm trước, nhiều nhóm ngành thâm dụng điện như thép đã giảm 2,4% và xi măng giảm 9,6%. Do đó, nhu cầu điện thấp ảnh hưởng lên mức giảm sản lượng của hầu hết các nguồn điện.  

Về cơ cấu huy động nguồn, điện than ghi nhận sự cải thiện từ mức thấp trong nửa cuối 2022, chiếm 45% tổng sản lượng điện; sản lượng điện khí chiếm 12% và thủy điện chiếm 25%.

Trong khi đó, điện mặt trời ghi nhận mức cắt giảm công suất mạnh trong bối cảnh nhu cầu điện yếu tại miền Nam. Ngược lại, điện gió đóng góp mức sản lượng tích cực nhờ mùa gió tốt, hỗ trợ tỉ trọng nhóm điện năng lượng tái tại (NLTT) tăng 5 điểm % đạt 17% tổng sản lượng. 

Nhiệt điện hưởng lợi nhờ sự yếu đi của thủy điện

Theo VNDirect, về phát triển công suất nguồn năm 2023, điện than dự kiến sẽ tăng tỉ trọng lên 34% nhờ sự bổ sung của 2.632 MW đi vào vận hành, theo sau là thủy điện, chiếm 29% tổng công suất với 1.636 MW nguồn bổ sung. Công suất suất các nguồn điện khác không thay đổi nhiều và chỉ có NLTT ghi nhận các dự án chuyển tiếp nhưng chưa rõ ngày đi vào vận hành.

Về huy động sản lượng, thủy điện được dự báo giảm mạnh trong năm nay do điều kiện thời tiết không thuận lợi và sẽ phục hồi từ năm 2024. Nhiệt điện than sẽ tiếp tục ghi nhận tỷ trọng huy động thấp, chủ yếu do các nhà máy điện than trộn và nhập khẩu được huy động ít hơn.

Điện khí có thể sẽ ghi nhận tình trạng huy động tích cực hơn nhờ thủy điện thoái trào và giá khí đầu vào hạ nhiệt. Còn sản lượng điện NLTT dự kiến tăng nhờ 2.000MW dự án chuyển tiếp bổ sung. 

Đơn vị phân tích cho biết, trong hai tháng đầu năm, tổng sản lượng điện khí giảm nhẹ do nhu cầu điện yếu đặc biệt tại các khu công nghiệp (KCN) phía Nam. Giá khí vẫn ở mức cao nhưng đã có xu hướng giảm, là tín hiệu tích cực, hỗ trợ khả năng cạnh tranh giá của nguồn điện khí trong bối cảnh giá than nhập đang rất cao.  

Ước tính sản lượng điện khí sẽ lần lượt tăng 15% và 9% so với cùng kỳ trong giai đoạn 2023 - 2024, và Tổng công ty Điện lực Dầu khí - CTCP (Mã: POW); CTCP Điện lực Dầu khí Nhơn Trach 2 (Mã: NT2) và Tổng công ty Phát điện 3 - CTCP (Mã: PGV) sẽ là một số đơn vị hưởng lợi từ xu hướng này.  

Đối với điện than, sản lượng trong hai tháng đầu năm, giảm 4,6% so với cùng kỳ đạt 16,37 tỷ kWh. Tình trạng huy động sản lượng thấp hơn tiềm năng tiếp tục diễn ra bởi giá than nhập khẩu tăng phi mã, bên cạnh đó, nhu cầu điện trong nước tăng trưởng chậm lại từ nửa cuối 2022 và thủy điện (nguồn điện giá rẻ nhất) đang trong pha thời tiết thuận lợi.

Giai đoạn 2023-2024, VNDirect kỳ vọng sản lượng điện than sẽ dần cải thiện, tăng khoảng 8-12% so với cùng kỳ từ mức huy động thấp ở năm 2022. Tuy nhiên, triển vọng của nguồn điện này sẽ có sự khác biệt tùy theo khu vực và loại than đầu vào.

Các nhà máy nhiệt điện than sử dụng hoàn toàn than nhập sẽ gặp nhiều khó khăn trong huy động điện do mức giá cao hơn nhiều các nhà máy khác. Ở chiều ngược lại, các nhà máy điện sử dụng chủ yếu than nội địa sẽ có lợi thế cạnh tranh hơn.

Trong khi đó, với thuỷ điện, khối phân tích nhận định pha thời tiết thuận lợi đã kết thúc từ tháng 3/2023. Khả năng xảy ra hiện tượng El Nino sẽ cao hơn từ tháng 5/2023, gây ra thời tiết nóng hơn với những đợt hạn hán kéo dài.

Do đó, sản lượng thủy điện dự báo sẽ giảm từ mức nền cao 2022, ước tính sản lượng trong giai đoạn 2023-2024 sẽ giảm tương ứng 13% và 17% so với cùng kỳ.  

Năng lượng tái tạo vẫn chưa được tháo gỡ nút thắt chính sách

Đối với năng lượng tái tạo, trong hai tháng đầu năm, sản lượng giảm nhẹ xuống còn 6,45 tỷ kWh chủ yếu do các nhà máy điện mặt trời ghi nhận cắt giảm công suất. Trong khi đó, điện gió ghi nhận mức sản lượng tăng 9% so với cùng kỳ nhờ mùa gió với tốc độ gió cao hơn năm ngoái. 

Sự đóng góp của 2.000MW dự án NLTT chuyển tiếp có thể sẽ hỗ trợ tổng sản lượng huy động của nhóm điện này tăng khoảng 30% so với cùng kỳ trong năm 2023 và ổn định lại trong năm 2024.   

Sau giai đoạn bùng nổ công suất với chính sách giá FIT, nâng tổng tỷ trọng công suất NLTT từ mức 9% năm 2019 lên 27% trong năm 2022, giai đoạn phát triển tiếp theo của nguồn điện này đang gặp nhiều thách thức.

Với việc chính sách giá FIT đã chính thức hết hiệu lực từ tháng 11/2021, hiện tại, nhà đầu tư vẫn chưa thể phát triển thêm dự án mới, chủ yếu do những chậm trễ trong ban hành Quy hoạch điện VIII cũng như chưa có tin hiệu rõ ràng về thời gian ban hành chính sách giá mới cho NLTT.  

Mặc dù, đầu năm nay, Bộ Công thương đã ban hành khung giá điện chuyển tiếp mới, tuy nhiên,  VNDirect cho rằng với khung giá này, không phải dự án nào cũng có khả năng sinh lời tốt.

Tỷ suất sinh lời (IRR), của các trang trại năng lượng mặt trời đang ở mức 5,1% trong khi của điện gió trên bờ và gần bờ giảm xuống 8,0% và 7,9% từ mức cũ 12% theo giá FIT.

Theo đó, để tối ưu khả năng sinh lời, các nhà đầu tư cần nỗ lực cắt giảm chi phí đầu tư, chi phí vận hành và lãi vay. Hiện tại, đơn vị phân tích cho rằng chủ đầu tư của các dự án điện NLTT chuyển tiếp không quá mặn mà với mức giá thấp.

Đến hết ngày 23/3, chỉ có 4 hồ sơ được gửi lên EVN để tiếp tục hoàn thiện và đàm phán giá điện trong PPA. Hiện tại, vẫn có nhiều bất đồng về điều khoản liên quan đến, đơn vị tiền tệ mua điện, thời hạn hợp đồng và mức giá, giữa bên mua là EVN và bên bán là nhà đầu tư.

Vì vậy, khả năng để các dự án NLTT chuyển tiếp đi vào hoạt động vẫn chưa xác định được ngày cụ thể.

Tuy nhiên, Việt Nam đang tích cực thí điểm và hoàn thiện cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), nhiều khả năng đây sẽ là hướng đi giai đoạn phát triển sắp tới của thị trường NLTT.

Tăng giá điện bán lẻ sẽ phần nào giải quyết được những khó khăn tài chính của EVN 

Báo cáo cũng cho biết thời gian qua, EVN đã có nhiều biện pháp tiết giảm chi phí nhưng các giải pháp vẫn chưa đủ để bù đắp cho mức tăng rất cao của giá đầu vào như than nhập khẩu, giá khí và giá dầu.

Theo báo cáo đánh giá hoạt động kinh doanh, EVN ghi nhận khoản lỗ ròng 26.235 tỷ đồng trong năm 2022 và tình hình vẫn chưa được cải thiện trong 2023. Sự mất cân đối giữa giá đầu vào và đầu ra là nguyên do chính khiến EVN lỗ nặng. 

Trong khi đó, giá bán lẻ điện vẫn giữ nguyên kể từ 2019. Hiện tại, chỉ còn thủy điện vẫn còn giá thành huy động thấp hơn giá bán lẻ mặc dù nguồn điện này chỉ chiếm 33% tổng công suất tính đến hết năm 2022 và 67% còn lại đến từ các nguồn giá cao như nhiệt điện và NLTT.

Theo VNDirect, nếu giá bán lẻ điện không thay đổi, dự kiến EVN sẽ cạn tiền mặt vào cuối tháng 5/2023 với lỗ dự tính khoảng 64.941 tỷ đồng. Bên cạnh đó, nếu hiệu quả kinh doanh của EVN giảm sút và thua lỗ sẽ ảnh hưởng đến quá trình phát triển công suất nguồn điện của quốc gia và có thể sẽ ảnh hưởng đến an ninh năng lượng, khả năng phát triển kinh tế - xã hội của Việt Nam. 

Tuy nhiên, đã có những tín hiệu tích cực nhằm giảm đi áp lực tài chính cho EVN. Theo đó, ngày 23/2, Bộ Công thương đã ban hành khung giá bán lẻ mới, làm cơ sở để xác định giá bán lẻ điện trong thời gian tới.

Cụ thể, khung giá mới đạt 1.826-2.444 đồng/kWh, tăng 220-528 đồng/kWh so với khung giá cũ. Khả năng cao giá bán lẻ của EVN sẽ tăng trong năm nay, tuy nhiên mức tăng cần đánh giá kỹ lưỡng dựa trên tình hình lạm phát của Việt Nam.

Nếu giá bán lẻ điện mới tăng, sẽ hỗ trợ nhiều cho tình hình tài chính của EVN, đảm bảo dòng tiền thanh toán cho nhà máy cũng như có dư địa để huy động từ nguồn điện giá cao hơn.