9 tháng hoàn thành 171% kế hoạch lợi nhuận năm

Kết thúc quý III, QTP ghi nhận doanh thu thuần đạt 3.141 tỷ đồng, tăng 59,2% so với cùng kỳ năm trước. Lãi gộp ghi nhận 236 tỷ đồng, biên lãi gộp 7,5%, tăng nhẹ so với 6% quý III năm ngoái. Lãi ròng đạt 147 tỷ đồng, tăng mạnh 71,6%. 

Tuy nhiên, đồng USD lên giá mạnh đã khiến QTP ghi nhận khoản lỗ 32,4 tỷ đồng phát sinh từ việc đánh giá lại các khoản vay có gốc ngoại tệ là USD trong quý III năm nay, nâng tổng khoản lỗ tỷ giá trong 9 tháng lên khoảng 60 tỷ đồng.

Chi phí tài chính 9 tháng ở mức 161 tỷ đồng, tăng 6,6% so với cùng kỳ. Chi phí lãi vay giảm mạnh do nợ vay đã giảm đáng kể trong những năm gần đây, ở mức 100 tỷ đồng, tương đương gần 34%. 

Lũy kế 9 tháng, doanh nghiệp ghi nhận doanh thu thuần 8.155 tỷ đồng, tăng 30,7% và lãi ròng 744 tỷ đồng, tăng 88% so với 9 tháng 2021. 

Với kết quả kinh doanh thuận lợi, QTP đã hoàn thành 85% kế hoạch doanh thu và 171% kế hoạch lợi nhuận ròng năm dù 3 tháng nữa mới hết năm. 

Trong báo cáo phân tích mới được cập nhật đối với QTP, chứng khoán MB (MBS) cho biết, kết quả kinh doanh ấn tượng của công ty đến từ sản lượng điện thương phẩm tăng, đạt 5.125 triệu Kwh, tăng 6,8% so với cùng kỳ; sản lượng Qc (tổng sản lượng định hợp đồng năm) ước tính đạt khoảng 4.100 triệu kWh (chiếm khoảng 80% tổng sản lượng). Bên cạnh đó, giá trên thị trường phát điện cạnh tranh (CGM) trung bình đạt 1.479 đồng/kWh, tăng 42%. 

Tiền và các khoản tương đương tiền chỉ chiếm 0,3% tổng tài sản

Tính đến 30/9/2022, QTP ghi nhận tổng tài sản 8.868 tỷ đồng, không thay đổi nhiều so với đầu năm. Trong đó tài sản ngắn hạn 4.314 tỷ đồng và tài sản dài hạn 4.553 tỷ đồng. Tiền và các khoản tương đương tiền hiện chỉ có 14 tỷ đồng, chiếm 0,3% trong tài sản ngắn hạn của QTP do doanh nghiệp đang trong giai đoạn trả nợ vay. Khoản mục phải thu chiếm tỷ trọng lớn nhất với 3.211 tỷ đồng, tương đương hơn 74% tài sản ngắn hạn chủ yếu là phải thu từ doanh thu bán điện với EPTC. 

Nợ vay của QTP đã giảm đáng kể từ hơn 11.000 tỷ đồng trong năm 2015 xuống chỉ còn hơn 2.725 tỷ đồng vào cuối quý III năm nay. Trong đó vay và nợ thuê tài chính cả ngắn hạn và dài hạn chiếm 67% với 1.833 tỷ đồng. Ngoài ra là các khoản phải trả khác. 

Theo VCBS, dòng tiền từ hoạt động kinh doanh của công ty (CFO) duy trì ổn định quanh mức từ 2.000 tỷ đồng đến 2.500 tỷ đồng/năm, đây là cơ sở để doanh nghiệp gia tăng tỷ lệ chi trả cổ tức sau khi hoàn thành nghĩa vụ thanh toán nợ vay. Doanh nghiệp cũng không có nhiều hoạt động đầu tư lớn trong suốt vòng đời của dự án, chủ yếu là các chi phí bảo dưỡng định kỳ. Trong 9 tháng, CFO chỉ đạt 587 tỷ đồng giảm 52,7% so với cùng kỳ do khoản mục phải thu tăng 1.156 tỷ đồng so với cuối năm 2021. QTP cũng đã tăng mạnh chi trả cổ tức năm 2021 với tỷ lệ 16%, chi phí thanh toán nợ vay cũng giảm mạnh so với cùng kỳ. 

Khả năng thanh toán của QTP luôn được đảm bảo nhờ vào việc duy trì tỷ số thanh toán ở mức cao. Tuy nhiên, số ngày phải thu đã tăng dần từ 79 ngày trong năm 2018 lên đến 144 ngày trong 9 tháng năm nay, từ đây có thể thấy doanh nghiệp có xu hướng bị EVN chiếm dụng vốn nhiều hơn, nếu QTP có thể thu hồi được các khoản thu sớm hơn thì có thể tận dụng nguồn doanh thu này để tạo ra thu nhập tài chính từ các khoản đầu tư ngắn hạn.

Rủi ro và triển vọng ngành điện

Theo đánh giá từ VCBS, QTP sẽ có một vài rủi ro, ảnh hưởng đến tình hình kinh doanh trong thời gian tới như: Nguyên vật liệu đầu vào (Việc thiếu than trong nước cung cấp cho sản xuất điện và giá than trên thế giới đang duy trì ở mức cao có thể ảnh hưởng đến hoạt động và biên lợi nhuận của QTP); Tình hình thời tiết. (Diễn biến thủy văn có cho thủy điện sẽ làm giảm huy động sản lượng nhiệt điện) và Rủi ro biến động tỷ giá (QTP chịu rủi ro tỷ giá khi còn hơn 1.100 tỷ đồng nợ vay bằng đồng USD. Chuyên giai giả định tỷ giá USD/VND tăng giá 8% và với 1.500 tỷ đồng nợ vay USD, QTP sẽ ghi nhận khoảng lỗ tỷ giá 120 tỷ đồng trong năm nay).

Tuy nhiên, ngành điện vẫn còn nhiều triển vọng khi tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện gấp 1,5 lần tốc độ tăng trưởng GDP hàng năm, với xu hướng công nghiệp hóa cùng với làn sóng dịch chuyển sản xuất vào Việt Nam, nhu cầu phụ tải được dự báo vẫn sẽ duy trì mức tăng trưởng cao trong thời gian tới. 

Trong kịch bản cơ sở, nhu cầu phụ tải được dự báo sẽ đạt mức tăng trưởng kép bình quân hàng năm ở mức 9,08% trong giai đoạn 2021 – 2025 và 7,95% trong giai đoạn 2026 – 2030, tăng trưởng công suất cực đại cũng được dự báo ở mức tương đương.

Khu vực phía Bắc đang có tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện cao nhất cả nước. Trong giai đoạn 2011-2020, tốc độ tăng trưởng kép hàng năm ở miền Bắc đạt 11,2%, miền Trung và miền Nam đạt 8,7%. Tỷ trọng tiêu thụ điện của miền Bắc cũng tăng từ mức 39,2% trong năm 2011 lên đến 44,1% tổng tiêu thụ điện toàn quốc trong năm 2020. Tuy có tốc độ tăng trưởng cao nhưng miền Bắc lại đang bị chậm tiến độ hơn 3.000 MW nguồn nhiệt điện. Tốc độ tăng trưởng nguồn điện ở phía Bắc chỉ đạt mức 4,7%, thấp hơn tốc độ tăng trưởng công suất cực đại ở mức 9,3%. 

Trong giai đoạn từ năm 2020 đến nay, nhờ các chính sách khuyến khích của chính phủ trong việc phát triển các nguồn NLTT nên tăng trưởng công suất nguồn điện tại miền Trung và miền Nam cao hơn nhiều so với tăng trưởng công suất cực đại, miền Nam hiện đang vượt gần 14 GW nguồn điện mặt trời, bao gồm cả điện mặt trời mái nhà nhưng hệ số công suất khá thấp, chỉ bằng 1/3 so với các nguồn nhiệt điện và là nguồn điện biến đổi, phụ thuộc vào tình hình thời tiết và lưới điện không đáp ứng được công suất truyền tải. Do đó, miền Bắc có thể đối mặt với nguy cơ thiếu điện trong thời gian tới.