ĐHĐCĐ PGV: Cổ tức 2024 tối thiểu 5%, tham gia thị trường chứng chỉ năng lượng xanh
ĐHĐCĐ thường niên 2024 của Tổng Công ty Phát điện 3 – CTCP (EVNGenco3, HOSE: PGV) diễn ra vào sáng ngày 13/06/2024. Tại đại hội, Doanh nghiệp đặt ra mục tiêu thận trọng, đồng thời thông qua kế hoạch chia cổ tức cho năm 2023 và 2024.
Cụ thể, đại hội đã thông qua kế hoạch sản lượng điện gần như đi ngang, hướng đến mức hơn 25.3 tỷ kWh. Mục tiêu doanh thu (công ty mẹ) đặt ra cho năm 2024 là gần 40.4 ngàn tỷ đồng, thấp hơn năm trước 10%; lãi sau thuế (chưa bao gồm chênh lệch tỷ giá) 196 tỷ đồng, bằng 10% cùng kỳ.
Nguồn: PGV
|
PGV đưa ra nhiều nguyên nhân để giải thích cho mục tiêu thận trọng này. Theo Tổng Giám đốc Lê Văn Danh, bối cảnh năm 2024 có nhiều khó khăn, khi giá khí nội địa leo thang, trong khi sản lượng điện Bộ Công Thương giao phó cũng giảm qua từng năm.
Thứ 2 là Qc (sản lượng điện hợp đồng) hàng tháng của các nhà máy điện được tính trên cơ sở sản lượng điện theo phương thức tháng và tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng. Các nhà máy điện của PGV chủ yếu là nhiệt điện, tập trung ở khu vực phía Nam – nơi đang trong tình trạng thừa nguồn và mật độ năng lượng cao, nên không thuận lợi khi xếp thứ tự phương thức huy động. Hơn nữa, tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng năm 2024 có sự điều chỉnh theo hướng giảm Qc nhiệt điện và tăng Qc thủy điện nên không thuận lợi khi tham gia thị trường.
Bên cạnh đó, giá trần thị trường điện (SMPcap) đã giảm 15% so với năm trước, trong khi giá nhiên liệu (than, khí, dầu) và tỷ giá ngoại tệ vẫn đang ở mức cao, gây ảnh hưởng kém tích cực đến kết quả sản xuất kinh doanh của PGV.
Để hoàn thành kế hoạch, PGV đã đưa ra một số phương án thực hiện. Trong đó, về khả năng cung ứng nhiên liệu, ông Danh chia sẻ rằng từ năm 2022, lượng khí nội địa đã giảm rất nhanh. Năm 2024 chỉ còn khoản hơn 3 tỷ m3 tại Đông Nam Bộ, và năm 2025 còn hơn 2.6 tỷ m3.
Nhằm đáp ứng nguồn khí, Doanh nghiệp cho biết sẽ phối hợp cùng PV Gas (HOSE: GAS) để tối đa lượng khí nội địa cho phát điện, tiếp nhận khí LNG tái hoá theo hợp đồng kỳ kết, đồng thời triển khai mua khí LNG vận hành cho giai đoạn 2025-2026 và dài hạn, đảm bảo nguồn nguyên liệu cho sản xuất, tăng sản lượng điện của các nhà máy điện turbine khí Phú Mỹ, đáp ứng nhu cầu phụ tải cao của hệ thống. Ông Danh cũng chia sẻ, sắp tới sẽ triển khai đấu thầu mua khí với các đơn vị cung cấp.
Bên cạnh đó, sẽ theo sát tình hình giao nhận để đảm bảo đủ than cho các nhà máy nhiệt điện than vận hành. Theo Tổng Giám đốc Lê Văn Danh, nguồn than cho năm 2024 đã được chuẩn bị đầy đủ, qua đàm phán với TKV và nhập khẩu.
Về các chỉ tiêu đầu tư xây dựng, đại hội thông qua mức hơn 5.4 ngàn tỷ đồng cho năm 2024. Trong đó, phần lớn để trả nợ gốc vay (hơn 5.2 ngàn tỷ đồng), còn lại là đầu tư thuần (khoảng 178 tỷ đồng).
Nguồn: PGV
|
PGV cho biết năm 2024 sẽ hoàn tất quyết toán giá trị còn lại của các dự án: Nhà máy Nhiệt điện (NMNĐ) Vĩnh Tân 4 và Vĩnh Tân 4 Mở rộng, và NMNĐ Thái Bình 1. Đối với NMNĐ Vĩnh Tân 2, mục tiêu cũng là hoàn thành kiểm, quyết toán dự án nâng cấp Cảng than - Cảng dầu; Hoàn thành thi công và đưa vào sử dụng đối với dự án Mở rộng mái kho than.
Tại đại hội, ông Danh chia sẻ gần đây đã ký kết khoản vay 85 triệu USD với Vietcombank, để tái cấu trúc khoản vay trước đó. Nhờ điều này, chi phí tài chính của PGV trong năm 2024 sẽ giảm mạnh, kỳ vọng mang lại tác động tích cực.
PGV cũng sẽ xúc tiến triển khai một số dự án mới. Như dự án điện gió ngoài khơi (ĐGNK) tại tỉnh Bình Thuận, sẽ hợp tác với Công ty Corio Generation, đẩy mạnh quá trình xin cấp phép khảo sát vùng biển theo chủ trương về Dự án thí điểm ĐGNK Corio Bình Thuận của Chính phủ.
Đối với Dự án Nhà máy điện linh hoạt (ICE) Ninh Bình có công suất 300 MW, PGV sẽ thúc đẩy đưa dự án vào kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện 8 (QHĐ8), và triển khai đầu tư dự án theo lộ trình dừng vận hành NMNĐ Ninh Bình. Ông Lê Văn Danh cho biết, dự án này được chú trọng đẩy nhanh, được xem là “cứu cánh nguồn điện miền Bắc” trong những giai đoạn thiếu điện.
Đối với Dự án Nhà máy thuỷ điện Srêpốk 3/Buôn Kuốp mở rộng: Triển khai công tác khảo sát lập dự án đầu tư và xin chủ trương đầu tư sau khi được Chính phủ phê duyệt kế hoạch thực hiện QHĐ8 và được giao làm chủ đầu tư.
Bên cạnh đó, sẽ phối hợp để đưa dự án LNG Long Sơn vào kế hoạch thực hiện QHĐ8, thời kỳ 2026-2030. Theo ông Danh, dự án này đã được QHĐ8 đưa vào giai đoạn 2031-2035, nhưng là trong trạng thái chờ. Thực tế, Bộ Công Thương sẽ đánh giá, xem xét các dự án khác, nếu không kịp sẽ đôn Long Sơn lên trước.
“Chúng tôi đã theo đuổi dự án (Long Sơn 1) từ năm 2017, và vẫn đang quyết tâm thực hiện” - theo ông Danh.
Thông qua chia cổ tức tối thiểu 5%, định hướng tham gia thị trường chứng chỉ năng lượng xanh
ĐHĐCĐ thường niên 2024 của PGV. Ảnh: Châu An
|
Về kế hoạch chia cổ tức, đại hội thông qua mức 6.66% bằng tiền cho năm 2023 (đã hoàn tất chi trả). Đối với năm 2024, kế hoạch là chia tối thiểu 5%, và theo ông Lê Văn Danh, nguồn tiền để chia là từ lợi nhuận tích luỹ từ các năm trước đó.
Tại đại hội, ông Đỗ Mộng Hùng - Thành viên HĐQT độc lập cũng cho biết tình hình năm nay tương đối kém thuận lợi. “Năm nay có yếu tố bất lợi về sản xuất, phát điện. 5 tháng đầu năm, lợi nhuận chỉ 103 tỷ chưa bao gồm chênh lệch tỷ giá. Kế hoạch đang trình là 196 tỷ đồng, cổ tức không dưới 5% - tức khoảng 560 tỷ đồng”.
Một nội dung đáng chú ý khác tại đại hội là thông qua việc bổ sung ngành nghề kinh doanh cho PGV, với nội dung cụ thể là: Cho thuê chứng chỉ công nghệ năng lượng xanh I-REC. Theo PGV, việc bổ sung này là cơ sở để Doanh nghiệp tham gia kinh doanh chứng chỉ năng lượng xanh I-REC của các nhà máy thuỷ điện và năng lượng tái tạo.
EVNGenco3 bổ sung ngành nghề kinh doanh là "Cho thuê tài sản vô hình phi tài chính", mục tiêu tham gia thị trường chứng chỉ năng lượng xanh. Nguồn: PGV
|
Được biết, I-REC là một loại chứng chỉ năng lượng, đưa ra để chứng nhận một lượng điện năng nhất định được sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo. Mỗi chứng chỉ I-REC tương đương 1 MW, do Cơ quan đăng ký chứng chỉ năng lượng tái tạo Quốc tế I-REC phát hành điện tử.
Chia sẻ tại đại hội, Phó Tổng Giám đốc Võ Minh Thắng cho biết đây là một mảng mới phát triển thời gian gần đây, và việc PGV tham gia cũng mang theo những kỳ vọng nhất định.
“Hiện tại, 80% cơ cấu của Genco3 là nhiệt điện, còn lại là năng lượng tái tạo và thuỷ điện. Việc có chứng chỉ sẽ giúp cân bằng về carbon trước các quy định chứng chỉ xanh. Nếu Genco3 đạt dư thì bán, hoặc thiếu thì mua thêm để đạt cân bằng carbon. Chúng tôi có nhà máy thủy điện Buôn Kuốp, trang trại điện mặt trời Vĩnh Tân… đáp ứng được quy định để sẵn sàng chứng chỉ mỗi khi cần” – theo ông Thắng.
Chủ tịch HĐQT Đinh Quốc Lâm chia sẻ thêm: “Chính phủ đã xác nhận Việt Nam sẽ tham gia vào câu chuyện trung hòa carbon – Net Zero – năm 2050. Nhưng Net Zero có 2 phần, gồm xây dựng mới và nền tảng cũ. Với 80% nhiệt điện, chúng tôi cũng phải cam kết triển khai chuyển đổi xanh. Ví dụ như các máy turbine khí sau này sẽ triển khai phối trộn đốt với hydrogen – công nghệ đã được áp dụng trên thế giới. Nhiệt điện than sẽ trộn amoniac – điều cũng được Chính phủ Nhật đã thúc đẩy. Hiện tại, Genco3 cũng đã hợp tác với các đối tác Nhật Bản để thúc đẩy câu chuyện chứng chỉ xanh này”.
Đông Nam Bộ sẽ có 2 nhà cung cấp LNG; sản lượng tiêu thụ điện 2025 sẽ tăng mạnh
Tổng Giám đốc Lê Văn Danh chia sẻ về tình hình vận hành của các nhà máy điện. Theo đó, từ ngày 11/04/2024, A0 (Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia) đã huy động điện từ Phú Mỹ 3, do EVN giao cho PGV vận hành và bảo trì. Phú Mỹ 3 vận hành từ 11/04, còn Phú Mỹ 2.1 và Phú Mỹ 4 được giao cho PGV vận hành từ 27/04. Nhà máy BOT Phú Mỹ 2.2 cũng sẽ được bàn giao cho EVN, và PGV tiếp tục được thuê quản lý vận hành, bảo trì.
Chủ tịch HĐQT Đinh Quốc Lâm (trái) và Tổng Giám đốc Lê Văn Danh. Ảnh: PGV
|
Trong đó, Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 theo kế hoạch là vận hành bằng LNG tái hoá. Phú Mỹ 1 ưu tiên chạy bằng khí nội địa, do năm 2025 dự báo vẫn còn hơn 2.6 tỷ m3 khí.
“Cho tới thời điểm hiện tại, ở Đông Nam Bộ, GAS là đơn vị cung cấp LNG tái hoá duy nhất. Hải Linh cũng sẽ có kho cảng công suất lớn hơn, khoảng 10 triệu m3/ngày, ngay kế bên Thị Vải của GAS, sẽ được đưa vào vận hành vào tháng 9/2024 sẽ đưa vào vận hành. Như vậy tại Phú Mỹ năm nay có 2 nhà cung cấp LNG – là một lợi thế, vì có 2 nhà cung cấp thì sẽ có thể đấu thầu. Về dự án kho cảng ở Bạc Liêu, theo tôi biết thì khó triển khai. Để đấu nối vào khu vực Đông Nam Bộ hiện chưa có thông tin, nhiều khả năng là khó” – trích lời ông Danh.
Về kế hoạch 2025, ông Danh cho biết trong năm nay, sản lượng điện đặt ra là hơn 25.35 tỷ kWh, giảm nhẹ so với thực hiện 2023. Khu vực Đông Nam Bộ, theo kế hoạch là có thêm 2 nhà máy là Nhơn Trạch 3&4, công suất mỗi nhà máy khoảng 800 MW. Nhơn Trạch 3 đi vào vận hành cuối năm 2024, Nhợt Trạch 4 sau đó 3-4 tháng.
“Với nhu cầu phụ tải cao như hiện nay, 5 tháng đầu năm đã tăng hơn 12%, riêng miền Bắc là 17%, nghĩa là nhu cầu điện năm tới dự báo sẽ rất cao, ít nhất ngang năm nay hoặc tăng lên. Đường dây 500 kV mạch 3 hoàn thành cũng sẽ tăng truyền tải điện từ miền Trung và miền Nam ra miền Bắc thêm hơn 2,000 MW nữa. Do vậy, có thể tự tin về sản lượng điện sản xuất năm 2025 sẽ cao, dự báo khoảng 26-27 tỷ kWh.
Một nguyên nhân khác để tự tin vào mục tiêu này là nguồn khí LNG. Những năm gần đây, chúng ta chỉ trông cậy vào khí nội địa, giờ đã có nguồn khí LNG, với 2 nhà cung cấp. Như vậy, có thể tăng khai thác các cụm Phú Mỹ, hoặc xa hơn là cụm ở Bà Rịa với 390 MW, nơi PGV nắm 79% cổ phần của Nhiệt điện Bà Rịa” – trích lời ông Danh.
Khoản lỗ tỷ giá sẽ được EVN bù lại sau này
Lỗ chênh lệch tỷ giá là vấn đề được nhiều cổ đông quan tâm, khi là nguyên nhân khiến PGV thua lỗ trong quý 1/2024. Phó Tổng Giám đốc Nguyễn Thị Thanh Hương đã có một số chia sẻ, làm rõ hơn về câu chuyện này.
Theo bà Hương, PGV có dư nợ vay ngoại tệ lớn, chủ yếu để đầu tư vào dự án Nhiệt điện Mông Dương và Vĩnh Tân 2. Số dư hiện tại còn hơn 1 tỷ USD. Trong khi đó, lạm phát, chính sách thắt chặt tiền tệ của Fed đã gây tác động lớn đến tỷ giá, qua đó tạo áp lực Doanh nghiệp.
Hàng năm, theo thông tư của Bộ Công Thương, Genco3 vào cuối tháng 12 sẽ đánh giá lại chênh lệch tỷ giá theo nghiệp vụ kế toán. Năm 2023, lỗ chênh lệch tỷ giá là hơn 828 tỷ đồng trên cơ sở toàn bộ số dư ngoại tệ thời điểm cuối năm. Đây là hạch toán lỗ lãi, như năm 2021 lãi hơn 900 tỷ, 2022 thì lỗ hơn 800 tỷ.
PGV sẽ tính toán chênh lệch tỷ giá trả nợ trong năm, và thực tế số trả nợ sẽ so sánh với giá đàm phán khi ký kết hợp đồng mua bán điện. Khi phát sinh chênh lệch tỷ giá, PGV sẽ báo cáo Cục Điều tiết trình Bộ Công Thương xem xét thanh toán lại.
Từ 2015-2018, rồi quý 1/2019, PGV đã được EVN thanh toán số tiền chênh lệch tỷ giá. Số còn lại của năm 2019-2023, hàng năm PGV đã tính toán, báo cáo EVN, Cục Điều tiết, Bộ Công Thương để sau này có nguồn thì xem xét thanh toán. Số hiện tại là 3,772 tỷ đồng.
"Năm 2023 có hơn 837 tỷ đồng chênh lệch tỷ giá, nếu được thanh toán nguồn này sẽ là khoản rất lớn để bù đắp khoản lỗ chênh lệch tỷ giá. Đây chưa phải là hiện thực hoá, mà là nghiệp vụ kế toán để phản ánh được dư nợ thực tế ngoại tệ theo VND là bao nhiêu. Việc thanh toán sẽ tiến hành theo thực tế, mỗi năm phải trả bao nhiêu, so sánh với tỷ giá đàm phán trong hợp đồng ký kết và báo cáo cơ quan thẩm quyền để xem xét thanh toán. Nếu được thanh toán 837 tỷ đồng năm 2023, sẽ bù lại khoản lỗ hơn 828 tỷ của năm”, bà Hương nói thêm.
Tuy vậy, các lãnh đạo PGV cũng chia sẻ rằng EVN thực tế còn khó khăn về tài chính, nên tạm thời chưa thể thanh toán cho đến khi có điều chỉnh về giá bán lẻ điện và bổ sung nguồn.
“Đây cũng là điều chúng tôi mong cổ đông hiểu được và cảm thông hơn” - Chủ tịch Đinh Quốc Lâm cho biết.
Châu An
