Nhiệt điện kh&#237; v&#224; b&#224;i to&#225;n chi ph&#237; nhi&#234;n liệu

Chi ph&#237; đầu v&#224;o tăng cao khiến c&#225;c doanh nghiệp ở cuối chuỗi gi&#225; trị dầu kh&#237; đối mặt với b&#224;i to&#225;n bi&#234;n lợi nhuận, trong khi triển vọng gi&#225; sản phẩm trung hạn vẫn c&#242;n nhiều bất định.

Tương tự ng&#224;nh ph&#226;n b&#243;n, c&#225;c doanh nghiệp nhiệt điện kh&#237; cũng nằm ở cuối chuỗi gi&#225; trị dầu kh&#237; v&#224; phụ thuộc mạnh v&#224;o chi ph&#237; nhi&#234;n liệu. Điện kh&#237; được sản xuất theo quy tr&#236;nh chu tr&#236;nh hỗn hợp (tuabin kh&#237; - tuabin hơi), trong đ&#243; kh&#237; tự nhi&#234;n hoặc LNG được đốt để vận h&#224;nh tuabin kh&#237;, sau đ&#243; tận dụng nhiệt kh&#237; thải để tạo hơi nước chạy tuabin hơi. Quy tr&#236;nh n&#224;y gi&#250;p n&#226;ng hiệu suất ph&#225;t điện l&#234;n mức cao.

Tuy nhi&#234;n, chi ph&#237; nhi&#234;n liệu thường chiếm tới 70-80% tổng gi&#225; th&#224;nh sản xuất điện, khiến hiệu quả kinh doanh của c&#225;c nh&#224; m&#225;y điện kh&#237; phụ thuộc chặt chẽ v&#224;o biến động gi&#225; kh&#237; v&#224; nguồn cung năng lượng.

Một trong những doanh nghiệp lớn trong lĩnh vực n&#224;y l&#224; Tổng c&#244;ng ty Điện lực Dầu kh&#237; Việt Nam (PV Power, m&#227; POW). Đ&#226;y l&#224; nh&#224; sản xuất điện lớn thứ hai tại Việt Nam sau Tập đo&#224;n Điện lực Việt Nam (EVN), với tổng c&#244;ng suất lắp đặt đạt 5.849 MW.

Danh mục nguồn điện của PV Power kh&#225; đa dạng, bao gồm điện kh&#237;, thủy điện v&#224; điện than. Trong đ&#243;, c&#225;c nh&#224; m&#225;y điện kh&#237; chủ lực gồm C&#224; Mau 1 (750 MW, vận h&#224;nh năm 2008), C&#224; Mau 2 (750 MW, vận h&#224;nh năm 2008), Nhơn Trạch 1 (450 MW, vận h&#224;nh năm 2009) v&#224; Nhơn Trạch 2 (750 MW, vận h&#224;nh năm 2011). Ngo&#224;i ra, cụm nh&#224; m&#225;y Nhơn Trạch 3 v&#224; 4 với tổng c&#244;ng suất 1.624 MW đ&#227; vận h&#224;nh từ đầu năm 2026.

Về nguồn cung nhi&#234;n liệu, c&#225;c nh&#224; m&#225;y điện kh&#237; của PV Power sử dụng hai nguồn ch&#237;nh. Thứ nhất l&#224; kh&#237; nội địa được vận chuyển qua đường ống: C&#224; Mau 1 v&#224; 2 sử dụng kh&#237; từ mỏ PM3 - CAA th&#244;ng qua hệ thống kh&#237; PM3 - C&#224; Mau; c&#242;n Nhơn Trạch 1 v&#224; 2 chủ yếu sử dụng kh&#237; từ bể Nam C&#244;n Sơn v&#224; bể Cửu Long. Thứ hai l&#224; kh&#237; LNG nhập khẩu, được sử dụng cho cụm nh&#224; m&#225;y Nhơn Trạch 3 v&#224; 4 - dự &#225;n điện LNG đầu ti&#234;n của Việt Nam.

Theo ước t&#237;nh của C&#244;ng ty Chứng kho&#225;n Ph&#250; Hưng, chi ph&#237; nhi&#234;n liệu chiếm khoảng 77% tổng cơ cấu chi ph&#237; của PV Power, đồng thời l&#224; yếu tố ch&#237;nh quyết định gi&#225; b&#225;n điện. Hiện nay, phần lớn sản lượng điện của doanh nghiệp được b&#225;n cho EVN th&#244;ng qua hợp đồng mua b&#225;n điện d&#224;i hạn (PPA).
SSI Research cho rằng, gi&#225; điện trong hợp đồng PPA c&#243; cơ chế điều chỉnh nhằm b&#249; đắp phần chi ph&#237; nhi&#234;n liệu gia tăng, do đ&#243; t&#225;c động ngắn hạn của biến động gi&#225; kh&#237; c&#243; thể được hạn chế. Tuy nhi&#234;n, nếu bất ổn địa ch&#237;nh trị k&#233;o d&#224;i, c&#225;c nguồn điện sử dụng kh&#237; LNG hoặc than c&#243; thể trở n&#234;n k&#233;m hấp dẫn hơn trong cơ cấu huy động của EVN.

Trong bối cảnh đ&#243;, việc điều chỉnh tăng gi&#225; b&#225;n lẻ điện c&#243; thể được c&#226;n nhắc nhằm bảo đảm sức khỏe t&#224;i ch&#237;nh của EVN cũng như c&#225;c nh&#224; m&#225;y điện, đồng thời duy tr&#236; an ninh năng lượng quốc gia. Tuy vậy, quyết định n&#224;y vẫn phụ thuộc lớn v&#224;o rủi ro lạm ph&#225;t.

Đ&#225;ng ch&#250; &#253;, dự &#225;n Nh&#224; m&#225;y điện Nhơn Trạch 3 v&#224; 4 c&#243; tổng c&#244;ng suất 1.624 MW với tổng mức đầu tư 32.486,9 tỷ đồng, trong đ&#243; 30% l&#224; vốn chủ sở hữu v&#224; 70% l&#224; vốn vay. Khi đi v&#224;o vận h&#224;nh, dự &#225;n dự kiến cung cấp khoảng 9 tỷ kWh điện mỗi năm cho hệ thống điện quốc gia, đồng thời g&#243;p phần thực hiện cam kết ph&#225;t thải r&#242;ng bằng 0 v&#224;o năm 2050 của Việt Nam tại COP26.

Để triển khai dự &#225;n n&#224;y, PV Power đ&#227; k&#253; kết nhiều khoản vay lớn, bao gồm khoảng 200 triệu USD từ Sumitomo Mitsui Banking Corporation, khoảng 821,5 triệu USD từ c&#225;c ng&#226;n h&#224;ng Citibank v&#224; ING, c&#249;ng khoản vay khoảng 4.000 tỷ đồng từ Vietcombank.

Trong giai đoạn x&#226;y dựng, chi ph&#237; l&#227;i vay được vốn h&#243;a v&#224;o gi&#225; trị dự &#225;n n&#234;n chưa g&#226;y &#225;p lực l&#234;n kết quả kinh doanh. Tuy nhi&#234;n, nh&#224; m&#225;y hiện đ&#227; ch&#237;nh thức vận h&#224;nh, PV Power sẽ phải ghi nhận chi ph&#237; t&#224;i ch&#237;nh v&#224; khấu hao t&#224;i sản, khiến lợi nhuận r&#242;ng chịu &#225;p lực trong giai đoạn đầu, d&#249; doanh thu c&#243; thể tăng trưởng.

Nhiệt điện khí và bài toán chi phí nhiên liệu

Chi phí đầu vào tăng cao khiến các doanh nghiệp ở cuối chuỗi giá trị dầu khí đối mặt với bài toán biên lợi nhuận, trong khi triển vọng giá sản phẩm trung hạn vẫn còn nhiều bất định.

Tương tự ngành phân bón, các doanh nghiệp nhiệt điện khí cũng nằm ở cuối chuỗi giá trị dầu khí và phụ thuộc mạnh vào chi phí nhiên liệu. Điện khí được sản xuất theo quy trình chu trình hỗn hợp (tuabin khí - tuabin hơi), trong đó khí tự nhiên hoặc LNG được đốt để vận hành tuabin khí, sau đó tận dụng nhiệt khí thải để tạo hơi nước chạy tuabin hơi. Quy trình này giúp nâng hiệu suất phát điện lên mức cao.

Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu thường chiếm tới 70-80% tổng giá thành sản xuất điện, khiến hiệu quả kinh doanh của các nhà máy điện khí phụ thuộc chặt chẽ vào biến động giá khí và nguồn cung năng lượng.

Một trong những doanh nghiệp lớn trong lĩnh vực này là Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power, mã POW). Đây là nhà sản xuất điện lớn thứ hai tại Việt Nam sau Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), với tổng công suất lắp đặt đạt 5.849 MW.

Danh mục nguồn điện của PV Power khá đa dạng, bao gồm điện khí, thủy điện và điện than. Trong đó, các nhà máy điện khí chủ lực gồm Cà Mau 1 (750 MW, vận hành năm 2008), Cà Mau 2 (750 MW, vận hành năm 2008), Nhơn Trạch 1 (450 MW, vận hành năm 2009) và Nhơn Trạch 2 (750 MW, vận hành năm 2011). Ngoài ra, cụm nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 với tổng công suất 1.624 MW đã vận hành từ đầu năm 2026.

Về nguồn cung nhiên liệu, các nhà máy điện khí của PV Power sử dụng hai nguồn chính. Thứ nhất là khí nội địa được vận chuyển qua đường ống: Cà Mau 1 và 2 sử dụng khí từ mỏ PM3 - CAA thông qua hệ thống khí PM3 - Cà Mau; còn Nhơn Trạch 1 và 2 chủ yếu sử dụng khí từ bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long. Thứ hai là khí LNG nhập khẩu, được sử dụng cho cụm nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 - dự án điện LNG đầu tiên của Việt Nam.

Theo ước tính của Công ty Chứng khoán Phú Hưng, chi phí nhiên liệu chiếm khoảng 77% tổng cơ cấu chi phí của PV Power, đồng thời là yếu tố chính quyết định giá bán điện. Hiện nay, phần lớn sản lượng điện của doanh nghiệp được bán cho EVN thông qua hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA).
SSI Research cho rằng, giá điện trong hợp đồng PPA có cơ chế điều chỉnh nhằm bù đắp phần chi phí nhiên liệu gia tăng, do đó tác động ngắn hạn của biến động giá khí có thể được hạn chế. Tuy nhiên, nếu bất ổn địa chính trị kéo dài, các nguồn điện sử dụng khí LNG hoặc than có thể trở nên kém hấp dẫn hơn trong cơ cấu huy động của EVN.

Trong bối cảnh đó, việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện có thể được cân nhắc nhằm bảo đảm sức khỏe tài chính của EVN cũng như các nhà máy điện, đồng thời duy trì an ninh năng lượng quốc gia. Tuy vậy, quyết định này vẫn phụ thuộc lớn vào rủi ro lạm phát.

Đáng chú ý, dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 có tổng công suất 1.624 MW với tổng mức đầu tư 32.486,9 tỷ đồng, trong đó 30% là vốn chủ sở hữu và 70% là vốn vay. Khi đi vào vận hành, dự án dự kiến cung cấp khoảng 9 tỷ kWh điện mỗi năm cho hệ thống điện quốc gia, đồng thời góp phần thực hiện cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 của Việt Nam tại COP26.

Để triển khai dự án này, PV Power đã ký kết nhiều khoản vay lớn, bao gồm khoảng 200 triệu USD từ Sumitomo Mitsui Banking Corporation, khoảng 821,5 triệu USD từ các ngân hàng Citibank và ING, cùng khoản vay khoảng 4.000 tỷ đồng từ Vietcombank.

Trong giai đoạn xây dựng, chi phí lãi vay được vốn hóa vào giá trị dự án nên chưa gây áp lực lên kết quả kinh doanh. Tuy nhiên, nhà máy hiện đã chính thức vận hành, PV Power sẽ phải ghi nhận chi phí tài chính và khấu hao tài sản, khiến lợi nhuận ròng chịu áp lực trong giai đoạn đầu, dù doanh thu có thể tăng trưởng.