GAS: Giá dầu tăng cao và sản lượng hồi phục

GAS mới hoạt động khoảng trên 70% công suất trong mảng khí khô

1. TỔNG QUAN

Cơ cấu doanh thu, lợi nhuận

Sản lượng

GAS mới hoạt động khoảng trên 70% công suất trong mảng khí khô

Năm 2021, các hệ thống thu gom, xuất nhập, vận chuyển, xử lý khí của GAS trên toàn quốc đã đáp ứng nguồn nguyên, nhiên liệu đầu vào sản xuất 15% sản lượng điện, 70% nhu cầu đạm cả nước và chiếm lĩnh gần 70% thị phần LPG toàn quốc.

Sản lượng khí khô 2021 đạt 7,094 tỷ m3, chiếm khoảng 70% so với mức công suất trên 10 nghìn tỷ m3 mỗi năm.

Công suất

Giá bán

Giá đầu vào

Giá mua khí đầu vào được áp dụng theo 2 cách: giá cố định hoặc giá thả nổi theo giá dầu MFO (giá dầu MFO biến động theo giá dầu Brent). Giá cố định được xác định trong hợp đồng mua khí dài hạn nên ít bị biến động bởi giá khí trên thị trường

Giá đầu ra Giá bán khí thành phẩm cho nhà máy điện:

Giá bán = Max (46% x MFO, Giá miệng giếng + Phí vận chuyển)

Giá bán khí cho nhà máy đạm: Dựa trên 46% giá dầu MFO và 13% giá dầu Brent Giá bán khí cho khách hàng công nghiệp: Dựa trên 90 – 95% giá khí LPG hoặc giá dầu FO

SWOT

2. TÌNH HÌNH TÀI CHÍNH

Năm 2021, nợ vay của GAS gia tăng đáng kể. Vay dài hạn tăng từ gần 2000 tỷ lên 7,500 tỷ đồng. Các chỉ số tăng trưởng cải thiện đáng kể do các hoạt động kinh doanh khí và vận chuyển khí hồi phục.

Cập nhật kết quả kinh doanh năm 2021

Quý 4/2021, doanh thu thuần của GAS tăng 30%. Mặc dù sản lượng tiêu thụ khí khô và LPG giảm lần lượt 25% và 8% nhưng nhờ Brent bình quân trong quý tăng 81% và sản lượng tiêu thụ Consendate tăng 28% svcc nên lợi nhuận gộp tăng 35%. Chi phí quản lý doanh nghiệp tăng do phải trích lập khoản chi phí dự phòng nợ xấu, các khoản nợ xấu ghi nhận cuối năm 2021 tăng 154% so với đầu năm.

Lũy kế cả năm 2021, doanh thu thuần và lợi nhuận sau thế tăng lần lượt 23% và 11%, vượt 12.5% kế hoạch doanh thu và 26% kế hoạch lợi nhuận.

Hưởng lợi từ giá dầu tăng cao

Giá dầu Brent có tác động trực tiếp lên giá bán khí thành phẩm của GAS do giá dầu MFO (giá cơ sở xác định giá khí thành phẩm) biến động theo giá dầu Brent.

Căng thẳng địa chính trị và sự chênh lệch giữa cung và cầu đã đẩy giá xăng dầu lên cao. Giá dầu Brent đã tăng hơn 15% chỉ trong tháng 1/2022 và lần đầu tiên vượt qua mức giá 100 USD/thùng trong hơn 7 năm.

Việc giá dầu tăng mạnh trong khi giá khí đầu vào của GAS chủ yếu được mua với giá cố định từ các bể khí sẽ đẩy biên lợi nhuận của GAS tăng cao.

Nhu cầu tiêu thụ khí khô tăng trở lại

Sản lượng tiêu thụ điện đã hồi phục trở lại kể từ tháng 10/2021 sau khi các biện pháp giãn cách xã hội được nới lỏng, hoạt động sản xuất kinh doanh tại nhiều nơi được nối lại, đặc biệt là tại các khu công nghiệp. Nhu cầu về khí khô của GAS theo đó cũng tăng cao (hơn 70% sản lượng khí khô của GAS cung cấp cho các nhà máy điện). Ngành điện Việt Nam được dự báo là sẽ tăng trưởng 9% trong năm 2022 so với 2021.

Chuẩn bị đưa vào vận hành kho cảng LNG đầu tiên tại Việt Nam

LNG sẽ là xu hướng mới trong cấu trúc ngành dầu khí khi Chính phủ lấy việc xây dưng cơ sở hạ tầng LNG làm trọng tâm để giải quyết vấn đề thiếu cung khí và nhu cầu điện tăng. PV GAS đang tập trung thực hiện đầu tư xây dựng dự án các kho LNG, bao gồm Kho LNG Thị Vải, Kho LNG Sơn Mỹ, Kho LNG Hải Phòng.

Dự án kho chứa LNG Thị Vải giai đoạn 1 với tổng mức đầu tư là 285 triệu USD dự kiến sẽ hoàn thành và đi vào hoạt động từ quý 3/2022. Dự án sẽ bổ sung nguồn cung khoảng 1.4 tỷ m3 khí cấp cho các khách hàng tiêu thụ gồm: nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4, các khách hàng công nghiệp và bù đắp một phần cho lượng khí thiếu hụt trong nước sau năm 2022.

Dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ có công suất lắp đặt 450 TBtu, tổng vốn đầu tư khoảng 1.4 tỷ USD. Kho cảng dự kiến sẽ hoàn tất các thủ tục tài chính vào năm 2022 và bắt đầu vận hành thương mại vào năm 2026.

Dự án LNG Hải Phòng hiện đang chờ phê duyệt.

Dự án Lô B – Ô Môn đem lại động lực tăng trưởng trong dài hạn

Dự án Lô B – Ô Môn đã có tín hiệu tích cực sau khi Nghị định 114/2021/NĐ-CP (ngày 16/12/2021) về quản lý và sử dụng vốn hỗ trợ phát triển chính thức (ODA) được ban hành thay thế Nghị định 56, tạo cơ sở pháp lý quan trọng để phê duyệt chủ trương đầu tư nhà máy điện Ô Môn III. Theo đó, các dự án thượng nguồn và trung nguồn có thể có quyết định đầu tư cuối cùng (FID) trong năm nay sau nhiều năm trì hoãn.

Với tư cách là nhà đầu tư chính của dự án này, GAS sẽ là doanh nghiệp dầu khí được hưởng lợi lớn. GAS là nhà phân phối khí và sẽ được hưởng lợi dài hạn từ nguồn khí của dự án sau khi hoàn thành vào năm 2026.

Các giai đoạn của dự án: