I. Sơ lược về bức tranh chung của ngành

Nước chảy chỗ trũng” là câu nói phù hợp đối với ngành điện, kể từ khi thị trường hóa EVN không còn độc quyền ở khâu phát điện, tính từ năm 2010 tới nay đã có khoảng 80 tỷ USD được đầu tư vào ngành điện. Theo quy hoạch điện VII điều chỉnh, dự báo sản lượng điện thương phẩm đến năm 2020 theo các phương án cơ sở là 235 tỷ kWh và phương án cao là 245 tỷ kWh, theo đó tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân trong giai đoạn 2016-2020 của các phương án tương ứng là : 10,34%/năm và 11,26%/năm. Một số ước tính tới năm 2030, cần 1 lượng vốn khoảng 150 tỷ USD đầu tư cho ngành điện (tương đương 1 năm khoảng 15 tỷ USD).  Trên thực tế, thị trường đang phải huy động nguồn điện chạy dầu với chi phí rất cao ước tính khoảng 1,7 tỷ kWh vào năm 2019, trường hợp các các tổ máy không đáp ứng yêu cầu một cách đột xuất (các biến cố như thời tiết thủy văn, nước về các hồ thủy điện ở mức tương đương trung bình nhiều năm, phụ tải hệ thống không tăng trưởng đột biến, tình hình cung cấp than, khí đáp ứng yêu cầu phát điện,…), có thể đối mặt với nguy cơ thiếu điện vào năm 2020.

Vậy đâu là nguồn cơn của sự thiếu hụt mặc dù các nhà đầu tư tư nhân, tổ chức nước ngoài nhìn thấy được cơ hội rõ ràng, đã có những động thái rất sớm từ hàng chục năm trước và cơ hội nào cho các nhà đầu tư cá nhân nhỏ lẻ?

Thị trường phát điện cạnh tranh đi vào vận hành từ tháng 7/2012 và đã đạt được những thành tựu nhất định với sự tham gia sâu của các dự án do PVN, TKV, các dự án BOT và IPP, giúp bổ sung và đáp ứng nhu cầu tăng trưởng điện rất mạnh hàng năm, đặc biệt trong khu vực miền Nam với tốc độ đô thị hóa vào hàng nhanh nhất thế giới. Điện là an ninh năng lượng của một quốc gia, phát triển kinh tế xã hội phải đi kèm với phát triển ngành điện, trong bối cảnh Việt Nam đang là quốc gia phát triển rất nhanh, tốc độ tăng của sản lượng điện những năm qua luôn nhanh hơn tốc độ tăng của GDP từ 1,5-2 lần. Tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành cả giai đoạn 15 năm 2016 –2030, dự kiến khoảng 80.500 MW, thấp hơn so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh khoảng hơn 15.200 MW, trong đó chủ yếu thiếu hụt trong các năm từ 2018-2022 (với tổng công suất trên 17.000 MW), nhiều dự án nguồn điện trong giai đoạn này bị chậm sang 2026-2030 và hầu hết là các dự án nhiệt điện tại miền Nam. Theo đó, mức thiếu hụt tại miền Nam sẽ tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên gần 10 tỷ kWh năm 2022. Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ năm 2025.

II. Nguyên nhân thiếu hụt điện

Nguyên nhân của sự thiếu hụt là do sự chậm trễ trong việc giải phóng mặt bằng cho dự án phát điện và tuyến đường dây, năng lực của chủ đầu tư, thiếu đồng bộ trong quy hoạch phát triển điện lực với quy hoạch các lĩnh vực hạ tầng khác (như quy hoạch giao thông, quy hoạch sử dụng đất, quy hoạch đô thị), thu xếp vốn… đã được nhắc đến rất nhiều trong những năm qua. Cho nên có thể thấy việc phát triển, quy hoạch các dự án này phức tạp như thế nào và đòi hỏi tính liên thông, không những việc tính toán phải sát thực tế mà việc triển khai cần phải nhanh chóng và hiệu quả. Một ví dụ rất điển hình cho sự thiếu đồng bộ đang diễn ra là việc đau đầu để giải tỏa công suất cho các dự án năng lượng tái tạo, chủ yếu là năng lượng mặt trời tại khu vực tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận. Trước đó, việc lập và trình duyệt QHĐ7-ĐC tại thời điểm cuối năm 2015 và đầu năm 2016 thì chưa có cơ chế cụ thể nên rất ít chủ đầu tư tham gia vào các dự án này. Sau khi quyết định 11/QĐ-TTg ra đời vào tháng 4/2017, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã ký kết 126 hợp đồng mua bán điện (PPA), bao gồm 128 nhà máy điện với tổng công suất 8.214,41 MW, trong số này hiện có 87 dự án điện đã được COD với tổng công suất 4.538,5 MWAC. Kết quả là rất nhiều nhà máy ĐMT phải giảm phát từ 10% đến trên 50% công suất. Trong tháng 11 năm 2019, Trung tâm Điều độ điện Quốc gia cũng phải đề xuất giảm phát khoảng trên 440 MW từ ĐMT tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, mặc dù đã triển khai nhiều biện pháp tăng cường lưới, chống quá tải. Thời gian xây dựng đường dây và trạm biến áp thường dài hơn rất nhiều so với xây dựng và đưa vào vận hành thương mại 1 dự án điện mặt trời. Nhu cầu điện luôn cao hơn nguồn cung trong khi vẫn phải cắt giảm là nghịch lý đang tồn tại, Tổng công ty truyền tải Điện Quốc gia (EVNNPT) đang phải triển khai 12 dự án đường dây/TBA 220kV- 500kV, trong đó 6 dự án đang triển khai đã nằm trong quy hoạch và 6 dự án hiện chưa có quy hoạch, các dự án thi công vẫn đang vướng phải chậm trễ cho giải phóng mặt bằng. Điều này gây ảnh hưởng đến niềm tin đối với nhà đầu tư khá nhiều. Bên cạnh đó, khoảng trống về mặt pháp lý kể từ sau ngày 30/6/2019 (chưa có cơ chế giá điện mà mới chỉ có dự thảo của Cục điện lực và Năng lượng tái tạo)  cũng là nguyên nhân khiến số lượng dòng vốn rót vào các dự án ĐMT mới giảm mạnh.

III. Tình hình thực hiện tiến độ đầu tư của các dự án

Nguồn: Báo cáo tiến độ Quy hoạch điện VII điều chỉnh

Tổng hợp tình hình tiến độ 62 dự án công suất lớn trên 200MW thì 15 dự án đạt tiến độ, còn lại 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định tiến độ. Bên cạnh đó, tiến độ dự án khí lô B, Cá Voi xanh cũng chậm từ 9 tháng đến 1 năm, dự án nhiệt điện Kiên Giang 1&2 lùi sau năm 2030, dự án Ô Môn III lùi tiến độ đến năm 2025. Trường hợp dự án NĐ Long Phú I không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024-2025 sẽ trầm trọng hơn. Để đảm bảo cân đối cung cầu đến năm 2025, Thủ tướng Chính phủ vừa yêu cầu Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp, Bộ Công thương và các bộ, ngành liên quan giải quyết nhanh các thủ tục để triển khai nhanh 9 dự án nguồn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Danh sách 9 dự án này gồm Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch I, Quảng Trạch II, Dung Quất I và Dung Quất III (đồng bộ với Dự án khí Cá Voi Xanh), Ô Môn III và Ô Môn IV (đồng bộ với Dự án khí Lô B); các dự án thủy điện nhà máy Hòa Bình mở rộng, Yaly mở rộng, Trị An mở rộng.

Còn rất nhiều dự án của các nhà đầu tư nước ngoài từ Hàn Quốc, Nhật Bản, Malaysia, Trung Quốc…đang bị chậm tiến độ, một số vẫn đang trong giai đoạn làm thủ tục đầu tư. Như vậy, tóm lược lại có thể thấy tiềm năng của ngành này lớn như thế nào khi hàng loạt các nhà đầu tư là những tên tuổi lớn trong và ngoài nước đều muốn nhảy vào chia “miếng bánh”  còn không ngừng nở rộng. Nhìn trên góc độ của 1 nhà đầu tư cá nhân, việc đầu tư vào ngành điện không đơn thuần là lựa chọn DN, thống kê mức cổ tức quá khứ và chờ đợi những gì tốt đẹp diễn ra trong tương lai. Trên thực tế có những nhà máy điện vận hành không hiệu quả, dòng tiền và lợi nhuận thấp, thời gian thu hồi vốn có thể kéo dài hơn rất nhiều. Như đã đề cập, bất kỳ dự án nào nếu chia nhỏ thời gian càng ngắn thì sự bất định và rủi ro càng cao, ngành điện nhìn chung có thể được liệt vào trường hợp rủi ro cao, tính bất định cao nếu nhìn trong ngắn hạn nhưng nếu như xét trong dài hạn (trên 10 năm), đây là một ngành có tính “phòng thủ” với rủi ro thấp và bất định thấp. Nếu như nhà đầu tư muốn hưởng lợi từ việc chênh lệch giá vốn dựa trên việc ước đoán lợi nhuận trong ngắn hạn 1-2 năm của DN là điều rất khó khăn vì rủi ro nằm ở 2 đầu: giá nguyên vật liệu đầu vào và giá bán đầu ra. Sẽ có những thời điểm giá nguyên vật liệu tăng – giá bán không tăng do không được ưu tiên huy động hoặc ngược lại giá nguyên vật liệu giảm và DN được hưởng lợi trong vài quý. Khi đầu tư vào ngành điện thì nguồn thu nhập sẽ tới chủ yếu từ cổ tức bằng tiền của DN trong dài hạn, cho nên việc chọn được thời điểm có tỷ suất cổ tức tốt là điều rất quan trọng. Ví dụ CTCP Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (NT2) bắt đầu vận hành thương mại từ đầu năm 2012, tổng vốn đầu tư ban đầu khoảng 700 triệu USD (vốn chủ khoảng hơn 2.800 tỷ đồng), giai đoạn 2015-2018, công ty chi khoảng hơn 4.100 tỷ đồng để chia cổ tức bằng tiền mặt.

Đa phần những công ty hoạt động tốt có mức tăng trưởng của vốn hóa có sự tương quan với mức chia của cổ tức nhận trong một giai đoạn dài vì kỳ vọng trong vòng đời của dự án, nhà đầu tư hầu như sẽ hoàn được vốn, khác biệt ở chỗ thời gian nhanh hay chậm. Tuy dài hạn có thể là câu chuyện tốt nhưng trong ngắn hạn rủi ro thị trường sẽ ảnh hưởng nặng nề tới tâm lý của nhà đầu tư nhỏ lẻ vì những biến động không lường trước từ hoạt động kinh doanh và giá cổ phiếu ngắn hạn.

Câu chuyện sẽ trở nên phức tạp hơn khi DN có những dự án vận hành tại thời điểm cách xa nhau hoặc sẽ đi vào đầu tư mới. Để một nhà máy khi bắt đầu đi vào thương mại tối ưu được công suất cần khoảng 1 năm nhưng cần từ 3 –5 năm mới bắt đầu chia cổ tức cho cổ đông.  Mặc dù hướng tới cơ chế thị trường hóa nhưng EVN vẫn sẽ là cơ quan kiểm soát và can thiệp nhằm đảm bảo tình hình hoạt động của ngành được ổn định, độc quyền trong khâu truyền tải và phân phối. Ba câu hỏi lớn nhất của ngành điện mà Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc cũng đã đặt ra là giá bán buôn, giá bán lẻ điện chúng ta cam kết với quốc hội có thực hiện không? Chúng ta có cạnh tranh có lợi với người tiêu dùng không? Chúng ta có đảm bảo nguồn điện lâu dài không?

IV. Các vấn đề đối với nhà đầu tư cá nhân

Với khả năng của người tiêu dùng hoặc nhà đầu tư cá nhân nhỏ lẻ rất khó để hiểu và tính toán được giá điện theo hợp đồng PPA và giá điện trên thị trường cạnh tranh vì độ phức tạp và không có thông tin về mặt số liệu. Có thể hiểu một cách tổng quát là giá hợp đồng theo cơ chế Cost + Margin và giá cạnh tranh bằng giá điện năng thị trường cộng giá công suất thị trường căn cứ trên bản chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải và khả năng tải của lưới điện theo nguyên tắc tổng chi phí thấp nhất, tức là theo cơ chế này những nguồn điện chi phí thấp theo thứ tự sẽ được ưu tiên huy động ví dụ như thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo, nguồn điện chạy dầu…và còn phải tùy theo nhu cầu thực tế tại các thời điểm khác nhau. Vậy lợi thế cạnh tranh của một nhà máy điện là những yếu tố sau khi đầu ra hầu như được đảm bảo:

• Vị trí tốt gần vùng nguyên liệu, cảng nhập, đặt tại nơi có nhu cầu phụ tải tại chỗ cao cũng sẽ được ưu tiên huy động.
• Công nghệ + kiểm soát chi phí tốt.
• Đầu vào được đảm bảo với các hợp đồng ký dài hạn, theo sát cơ chế thị trường.

Cuối cùng, lựa chọn thời điểm và lựa chọn dự án để đầu tư vẫn là công việc không hề dễ dàng đối với các nhà đầu tư cá nhân.Ngay cả một ngành nghề có tính phòng thủ nhưng nếu chọn không đúng DN thì hiệu suất mang lại cho nhà đầu tư cũng sẽ không cao. Việc tạo cơ chế trong bối cảnh cầu tăng nhanh hơn nguồn cung cũng thúc đẩy rất mạnh mẽ luồng vốn của nhà đầu tư chảy vào lĩnh vực này, đặc biệt là nguồn năng lượng tái tạo theo tinh thần của Quy hoạch điện VIII vẫn sẽ ưu tiên phát triển một cách phù hợp. Tuy nhiên, cơ chế phải đi kèm với quy hoạch đầy đủ về pháp lý, hạ tầng để không gặp phải những rủi ro hiện hữu như hiện tại. Ngành điện giống ngành bán lẻ ở điểm vị trí chiến lược rất quan trọng và cũng giống ngành Ngân hàng ở điểm chịu sự kiểm soát và định hướng của Chính phủ nhưng ngành điện sát sao hơn và ưu tiên đáp ứng nhu cầu đặt lên trên tính hiệu quả tại nhiều thời điểm, cơ chế bù giá chéo, giá điện bậc thang vẫn sẽ duy trì để phát triển kinh tế, xã hội và hỗ trợ cho tầng lớp người dân có thu nhập thấp. Sự phát triển mạnh mẽ của các nguồn năng lượng hóa thạch cũng sẽ mất một khoản chi phí khổng lồ cho việc xử lý lâu dài mà điều này không được tính toán trong giá điện và GDP, đây là hệ quả cần được chú ý nhiều hơn bên cạnh yếu tố lợi nhuận.