Tiềm năng và rủi ro khi đầu tư vào ngành điện

Trong giai đoạn 2010 - 2015, tiêu thụ điện tại Việt Nam tăng bình quân 11%/năm.Tính đến cuối năm 2014, tỷ lệ hộ dân tiếp cận điện lưới quốc gia đạt 98% với mức sử dụng điện bình quân 1.400 kWh/người/năm. Đồng thời, theo Quy hoạch điện VII, nhu cầu tiêu thụ điện của Việt Nam sẽ tăng bình quân từ 10,45 - 11,37%/năm (tốc độ tăng của tiêu thụ điện thường vượt xa tốc độ tăng trưởng GDP).

Đọc E-paper

Tuy nhiên, hệ thống điện Việt Nam chưa được phân bố đồng đều. Trong khi công suất của miền Bắc và miền Trung đang dư thừa với tỷ lệ dự phòng ước tính khoảng 40 - 56% tại miền Bắc và 67 - 130% tại miền Trung thì miền Nam tỷ lệ điện dự phòng là 0% và luôn thiếu điện vào mùa khô.

Ngoài ra, tiềm năng khai thác thủy điện của Việt Nam đang cạn kiệt dần và theo Quy hoạch điện VII định hướng phát triển mạnh nhiệt điện, thu hẹp thủy điện nên ở khía cạnh nào đó mang đến triển vọng tăng trưởng cho các DN đầu tư nhiệt điện.

Theo bà Vũ Thu Hà - Trưởng bộ phận phân tích, Khối khách hàng tổ chức, chi nhánh HSC Hà Nội, xét về hiệu quả đầu tư, biên lợi nhuận của các công ty sản xuất điện năng tương đối cao so với các ngành sản xuất khác. Trong đó, thủy điện có biên lợi nhuận gộp ở mức 50 - 60% còn các DN nhiệt điện có biên lợi nhuận gộp ở mức 15 - 20%. Nguyên nhân xuất phát từ hợp đồng mua bán điện giữa EVN và các nhà máy điện được ký kết dựa trên các khoản chi phí hợp lý và đảm bảo tỷ suất sinh lời nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

Các DN điện hoàn toàn không chịu rủi ro về việc thay đổi chi phí đầu vào với sản lượng bán theo hợp đồng PPA với EVN (hợp đồng mua bán điện giữa EVN và các chủ đầu tư nhà máy điện độc lập). Bên cạnh đó, do hiện EVN vẫn là bên mua điện độc quyền nên các nhà máy điện không phát sinh chi phí bán hàng.

>>Đầu tư ngành điện: Rộn ràng khối nội

Theo HSC, đầu tư vào ngành điện tuy nhiều tiềm năng nhưng cũng có những rủi ro. Cụ thể, các DN khối ngoại đầu tư chủ yếu theo hình thức BOT, trong khi EVN chưa cho phép các nhà máy điện BOT tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.

Các nhà máy này sẽ được tham gia thị trường điện cạnh tranh khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh được vận hành chính thức (thí điểm bước 1 vào năm 2016, vận hành thí điểm bước 2 giai đoạn 2017 - 2018, trong đó các công ty điện lực có thể mua từ 5 - 10% sản lượng điện của các nhà máy thông qua thị trường bán buôn và vận hành chính thức từ năm 2019).

Hiện tại, giá bán điện của các nhà máy điện hoàn toàn phụ thuộc vào EVN. Đối với mỗi hình thức sản xuất điện cũng sẽ chịu những rủi ro đặc thù, chẳng hạn, thủy điện chịu ảnh hưởng của biến đổi khí hậu, tình hình thủy văn biến động bất thường và khó dự báo.

Hơn nữa, chi phí đầu tư các nhà máy điện khá lớn, các DN thường vay ngoại tệ (đồng yen, won, USD...) từ các ngân hàng quốc tế nên biến động tỷ giá cũng là vấn đề tác động đến hoạt động. Chẳng hạn, năm 2015, đóng góp từ mảng hạ tầng điện của REE vào tổng doanh thu giảm do tác động của sự tăng giá đồng ngoại tệ và sản lượng điện giảm sút do khô hạn. Do vậy, để chống trượt giá, lạm phát và lãi vay thì DN cần mức tỷ suất sinh lợi yêu cầu từ 10 - 12% trên tổng vốn đầu tư.

>>Nhà đầu tư nước ngoài hào hứng với ngành điện