ING: Triển vọng về năng lượng với tham vọng lớn và tốc độ tăng trưởng ổn định hơn trong năm 2024 (Kỳ 3)

Thứ sáu, 01/11/2024 | 12:31 GMT +7

| 024.221.47474

nhà cái sun city

ING: Triển vọng về năng lượng với tham vọng lớn và tốc độ tăng trưởng ổn định hơn trong năm 2024 (Kỳ 3)

07/03/2024

Tuyên Quang: Động thổ Dự án nhà máy nhiên liệu sinh khối hơn 20 triệu USD
Nhiệm vụ quan trọng của ngành than trong Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia
Quy định mới về tạm sử dụng rừng phục vụ thi công dự án lưới điện vì lợi ích quốc gia, công cộng

CCS hiện là công nghệ hỗ trợ quan trọng cho quá trình chuyển đổi sang nền kinh tế phát thải CO₂ ròng bằng 0. ING kỳ vọng sự tăng trưởng của CCS sẽ tiếp tục tạo đà phát triển trong năm 2024.

Ảnh minh họa

Phần 4. CCS tiếp tục tăng trưởng song thị trường khởi động khó khăn

CCS hiện là công nghệ hỗ trợ quan trọng cho quá trình chuyển đổi sang nền kinh tế phát thải CO₂ ròng bằng 0. ING kỳ vọng sự tăng trưởng của CCS sẽ tiếp tục tạo đà phát triển trong năm 2024. Đồng thời, những kỳ vọng cao phi thực tế về một sự khởi đầu nhanh chóng sẽ bắt đầu hạ nhiệt và cuộc bầu cử sắp tới tại các thị trường trọng điểm như Hoa Kỳ và EU sẽ chỉ làm tăng thêm sự bất ổn hiện có.

Năng lượng tái tạo không phải là câu trả lời duy nhất

Hiện những nỗ lực nhằm loại bỏ carbon trong nền kinh tế toàn cầu đang bắt đầu đạt đến một bước ngoặt khi Hội nghị COP28 về biến đổi khí hậu mới đây đã đạt được thỏa thuận “chuyển đổi khỏi nhiên liệu hóa thạch” và tăng gấp ba lần vốn đầu tư vào năng lượng tái tạo.

Tuy vậy, năng lượng tái tạo không phải là câu trả lời duy nhất cho nền kinh tế phát thải CO₂ ròng bằng 0. Công nghệ thu hồi và lưu trữ carbon (CCS) sẽ giúp ngăn cản CO₂ xâm nhập vào bầu khí quyển là tác nhân làm nhiệt độ trái đất nóng lên toàn cầu. Đây chính là những gì ING kỳ vọng điều sẽ xảy ra với CCS trong năm 2024.

Tăng trưởng không được chứng minh nhanh như mong đợi hoặc khi cần thiết

Công nghệ CCS sẽ tiếp tục phát triển trong năm 2024 khi ngày càng có nhiều công ty trong các lĩnh vực khó giảm phát thải CO₂ cam kết loại bỏ carbon và nhận thức được thực tế rằng CCS hiện là công nghệ tiết kiệm chi phí để giảm phát thải CO₂, chẳng hạn như trong sản xuất sắt thép hoặc nhựa. Hiện chính phủ các nước ngày càng ủng hộ công nghệ CCS. Theo Bloomberg NEF theo dõi các dự án CCS trên toàn cầu thì nhận thấy công suất CCS sẽ tăng gấp 8 lần vào năm 2030 dựa trên các công bố hiện tại về dự án với công suất hoạt động có thể tăng trên toàn cầu từ khoảng 50 megaton CO₂ thu được mỗi năm (Mtpa) lên 165 megaton CO₂ (2025) và chỉ hơn 400 megaton CO₂ (2030) với điều kiện tất cả các dự án đã công bố đều được triển khai thực hiện.

Thực tế đó chính là cạm bẫy của việc dự báo tăng trưởng công suất tại thị trường CCS giai đoạn ban đầu này. Không phải mọi công bố đều có trạng thái giống như nhau. Hiện có nhiều công bố về quay lại “dự án ban đầu” do dự án bị thất bại hoặc một số ít thì về “dự án FID” phát triển đầu tư tương lai hay tài chính mà quyết định đầu tư cuối cùng đã được đưa ra và việc xây dựng đang được tiến hành hoặc sẽ sớm bắt đầu được thực hiện.

Dự án CCS có thể tăng gấp 8 lần vào năm 2030 nếu công bố thị trường được thực hiện

Liên quan đến những cạm bẫy của việc dự báo thị trường CCS giai đoạn ban đầu, việc dự báo số lượng công suất hàng năm không còn có nhiều ý nghĩa. Các dự án phải mất nhiều năm để phát triển và kế hoạch phát triển dự án thường bị thay đổi qua lại. Do đó, ING muốn tập trung vào những diễn biến chính của thị trường CCS trong năm 2024. Đây là những gì ING nhận thấy đang xảy ra trên thị trường CCS.

Hầu hết CCS diễn ra ở Bắc Mỹ và châu Âu song với cách tiếp cận khác nhau

Các quốc gia có các chương trình hỗ trợ chính sách rất khác nhau cho CCS. Hoa Kỳ cung cấp các khoản thuế tín dụng, trong khi CCS ở châu Âu được hưởng lợi từ sự kết hợp giữa định giá carbon và trợ cấp trực tiếp. Tuy nhiên, mọi thứ có thể khác nhau rất nhiều ngay cả giữa các nước châu Âu với nhau. Ví dụ, tại Hà Lan, chủ dự án phải chịu phần lớn rủi ro khi được chính phủ đưa ra các khoản ưu đãi đầu tư, trong khi ở Vương quốc Anh lại coi các dự án CCS giống như các dự án cơ sở hạ tầng hơn khi mà chính phủ chịu phần lớn rủi ro trong khi đưa ra lợi nhuận theo quy định cho chủ sở hữu dự án.

Tại Hoa Kỳ, việc thông qua đạo luật IRA (8/2022) đã tạo ra rất nhiều cảm hứng cho các dự án CCS tại đây. Giờ đây, sau gần một năm rưỡi thực thi, sự lạc quan tếu đã nguội lạnh khi hầu hết các chi tiết quan trọng vẫn cần được các cơ quan chính phủ hiện đang thiếu nhân lực để giải quyết. Kết quả là, quy trình đăng ký kéo dài và rườm rà khiến cho chủ dự án rất cẩn trọng khi đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng.

Hơn nữa, đạo luật IRA lại không được các nghị sỹ Đảng Cộng hòa tại Quốc hội Hoa Kỳ đánh giá cao, ngay cả tại các bang đỏ ủng hộ Đảng Cộng hòa như tiểu bang Texas được hưởng lợi nhiều nhất từ IRA. Thành công rõ ràng về quy trình đăng ký dự án suôn sẻ hơn và nhiều quyết định FID hơn sẽ giúp nâng cao mức độ phổ biến của dự án song khó có thể đến sớm hơn, ít nhất là không trước khi cuộc bầu cử tổng thống năm nay diễn ra đầu tháng 11 tới.

Chi phí CCS khác nhau đáng kể

Các dự án CCS có sự khác biệt lớn về chi phí thu giữ, vận chuyển và lưu trữ CO₂. Điều này có thể dẫn đến mức giá dao động từ €80 đến €150 hoặc hơn cho mỗi tấn CO₂ tùy thuộc vào mức độ dễ dàng thu giữ (dung dịch trước khi đốt hay ở cuối đường ống), nơi lưu trữ (trên bờ hay ngoài khơi), cách vận chuyển (đường ống hoặc tàu thuyền chuyên dụng) và cơ sở lưu trữ nào được sử dụng (mỏ khí hoặc tầng chứa nước đã cạn kiệt).

Tuy nhiên, ngay cả phạm vi chi phí cao hơn cho công nghệ CCS dù sao cũng tương đối rẻ so với các công nghệ khác được thiết kế để cắt giảm lượng khí thải CO₂, chẳng hạn như thay thế nhiên liệu hóa thạch bằng hydrogen hoặc điện mang đến cơ hội nhanh chóng cắt giảm lượng khí thải CO₂ từ các nguồn phát thải lớn, mang lại lợi ích cho ứng phó với biến đổi khí hậu trong thời gian ngắn. Do vậy mà nhu cầu lưu trữ CCS là ngày càng gia tăng và vượt xa nguồn cung lưu trữ vào thời điểm hiện tại. Dung lượng lưu trữ còn có thể tiếp tục là nguồn tài nguyên khan hiếm đối với các nguồn phát thải lớn vào năm 2024 và xa hơn thế nữa.

Các trung tâm CCS đang cắt giảm chi phí song không đem lại lợi ích như nhau cho mọi doanh nghiệp

Hầu hết các trung tâm hoạt động xung quanh các trung tâm đầu mối CCS đều được xây dựng để tạo ra tính kinh tế theo quy mô và cắt giảm chi phí. Các trung tâm CCS được đặt xung quanh các cụm công nghiệp đã được thành lập. Ví dụ điển hình là các dự án Porthos và Aramis (Hà Lan), Cụm Bờ Đông và Cụm Acorn (Vương quốc Anh) và hệ thống đường ống Carbon Alberta (Canada). Các công ty dầu mỏ ở Hoa Kỳ, chủ yếu ở tiểu bang Illinois và Bờ Vịnh hiện đang xây dựng các trung tâm lưu trữ CO₂ ngoài khơi. Indonesia và Úc đang thực hiện những điều tương tự trong khu vực của họ. Những trung tâm này có sự tham gia của nhiều bên liên quan và các ngành công nghiệp, đôi khi là một số quốc gia hoặc tiểu bang.

Mặc dù các trung tâm trên đóng vai trò quan trọng trong việc giảm phát thải CO₂ đáng kể từ các cụm công nghiệp song ngày càng nhận thức rằng không phải ngành nào cũng được hưởng lợi từ các cụm công nghiệp này. Ví dụ, các nhà máy sản xuất xi măng và xử lý rác thải bằng than đá thường được xây dựng phân tán nhiều hơn trên cả nước và nhiều nhà máy trong số này không thể dễ dàng kết nối với một trung tâm CCS song CCS thường là công nghệ duy nhất hiện có để cắt giảm lượng khí thải CO₂ từ các hoạt động sản xuất này. Tuy vậy, cần phải mất nhiều thời gian hơn để kết nối các địa điểm vùng sâu vùng xa thông qua hệ thống đường ống dẫn. Ngoài ra, cũng còn cần phát triển các phương thức vận chuyển CO₂ đắt tiền hơn (ví dụ bằng xe vận tải) đến các địa điểm này để sớm cắt giảm lượng khí thải CO₂ nhằm đạt được mục tiêu quốc gia về giảm thiểu lượng phát thải CO₂.

Thị trường ngân hàng chưa đủ lớn

Nguồn tài chính chủ yếu đến từ các nhà tài trợ dự án giàu vốn như các hãng dầu khí lớn (Chevron, ExxonMobil, Shell, PB, Equinor, TotalEnergies, AirLiquide), công ty tiện ích (Gasunie, Ørsted), nhà cung cấp công nghệ (Honeywell, GE) và các nhà cung cấp dịch vụ (ArcelorMittal, Nippon), sản xuất sắt thép (Baosteel, Ineos, BASF, Linde). Các doanh nghiệp và thực thể trên chủ yếu tài trợ cho các dự án CCS xuất phát từ báo cáo tình hình tài chính của chính họ, do đó, hiện có tương đối ít nguồn tài chính đầu tư liên quan đến giai đoạn ban đầu của thị trường.

Hiện ngành ngân hàng đang nỗ lực tăng cường khả năng thanh toán cho các dự án CCS để các nhà tài trợ trên có thể tái cấp vốn trong một vài năm và các dự án mới có thể được tài trợ bằng các khoản vay ngân hàng ngay từ ban đầu. Tuy nhiên, hiện vẫn còn rất nhiều điều cần phải xử lý để cải thiện hồ sơ hoàn vốn rủi ro của các dự án CCS. Ví dụ, ở Hà Lan, các nhà tài trợ dự án vẫn phải chịu trách nhiệm về làm rò rỉ carbon ra môi trường tới 20 năm sau khi đã đóng cửa cơ sở lưu trữ thì rõ ràng đây là một khoảng thời gian đáng kể ngay cả đối với các nhà đầu tư dài hạn.

Thứ hai, kiến thức về các rủi ro địa chấn, rò rỉ carbon, quy định và cấp phép cần phải tăng lên để nâng cao nhận thức của công chúng về công nghệ CCS cũng như cần có thêm nhiều câu chuyện thành công khi tham gia vào thương trường để tăng cường niềm tin và xóa tan mối quan ngại về các dự án CCS hoạt động kém hiệu quả.

Cuối cùng, toàn bộ chuỗi giá trị CCS cần phải được thực hiện không chỉ việc thu giữ, vận chuyển và lưu trữ mà còn bao gồm cả hỗ trợ chính sách và các thỏa thuận bao tiêu CO₂ dài hạn. Các rủi ro thương mại phát sinh ngay trong dự án khi hỗ trợ chính sách kết thúc sau 15 năm chẳng hạn, thì cần phải được các nhà tài trợ nợ chấp nhận được.

Những người sử dụng dự án CCS hiện tại, cùng với các công ty cổ phần tư nhân, cũng đang hoạt động trong thị trường M&A để thu thập kiến thức hoặc dự án CCS, vẫn là một xu hướng mà ING kỳ vọng sẽ tiếp tục diễn ra trong năm 2024.

Những phát triển chính cần theo dõi vào năm 2024

Nhìn chung, ING cũng tiếp tục kỳ vọng thị trường CCS sẽ có nhiều hoạt động hơn nữa trong năm 2024 song về cơ bản thì thị trường này vẫn tiếp tục gặp khó khăn để khởi động và phát huy hết tiềm năng của mình. Tuy vậy, điều đó có thể xảy ra nếu các chính trị gia và lãnh đạo doanh nghiệp tỏ nghiêm túc trong việc đạt được các mục tiêu của Thỏa thuận Paris. Hiện tại mới chỉ có 0,1% lượng khí thải CO₂ toàn cầu được thu giữ và lưu trữ, do vậy lượng phát thải CO₂ này không góp phần vào sự nóng lên toàn cầu. Con số đó cần tăng lên khoảng 15% vào năm 2050 theo các kịch bản được coi trọng về nền kinh tế cắt giảm phát thải ròng bằng 0 của cả IEA và Bloomberg NEF. Để thêm phần sinh động hơn thì chỉ riêng EU sẽ cần phải thu giữ được lượng khí thải CO₂ tương đương với lượng khí thải CO₂ của cả hai nước Ba Lan và Đan Mạch cộng lại để đạt được các mục tiêu về ứng phó với biến đổi khí hậu đầy tham vọng vào năm 2050.

Trong nửa sau của thế kỷ này, thế giới cần rất nhiều dự án CCS trên toàn cầu để tạo ra lượng khí thải âm nhằm khắc phục tình trạng nóng lên toàn cầu một cách quá mức có thể xảy ra. Vì vậy, về mặt lâu dài, tương lai của dự án CCS có thể rất tươi sáng. Trong khi chờ đợi, đây sẽ là những gì thế giới sẽ theo dõi trong năm 2024.

Những phát triển chính cần theo dõi trong năm 2024

Bầu cử: Năm 2024 là năm bầu cử ở nhiều quốc gia, bao gồm cả những quốc gia thúc đẩy thị trường hydrogen như Hoa Kỳ và EU. Chiến thắng xanh có thể thúc đẩy sự phát triển trong những năm tới (+), chủ nghĩa dân túy có thể đồng nghĩa với sự thụt lùi (-).

Kế hoạch chuyển đổi của các công ty sử dụng nhiều năng lượng: Đầu tư bền vững của các nhà sản xuất sử dụng nhiều carbon: liệu họ sẽ tiến tới sự thay đổi gia tăng bằng cách trước tiên thu giữ lượng khí thải CO₂ từ các quy trình hiện tại thông qua CCS (-), hay áp dụng thay đổi căn bản hơn trong đó hydrogen đóng vai trò lớn hơn trong trung hạn?

Công nghệ điện phân: Một số dự án điện phân gặp phải vấn đề kỹ thuật vào năm 2023 như dự án Kuqa 260 MW (hãng Sinopec) là một hệ thống hydrogen xanh lớn nhất thế giới ở Trung Quốc chỉ vận hành 16 trong số 52 ống khói 5 megawatt. Nhiều công ty phương Tây cũng phải đối mặt với các vấn đề kỹ thuật. Các vấn đề tiếp diễn có thể cảnh báo các nhà đầu tư tiềm năng về hydrogen xanh, trong khi những câu chuyện thành công có thể kích thích sự mong muốn đầu tư.

Các cuộc đấu giá hydrogen: Năm 2024 sẽ có nhiều cuộc đấu giá hydrogen, nơi các nhà phát triển dự án có thể đấu thầu để được hỗ trợ chính sách đầu tư phát triển. Giá đấu thầu được tiết lộ sẽ là dấu hiệu cho thấy thị trường đang hướng tới chi phí hydrogen. Liệu hỗ trợ chính sách có đủ hào phóng để làm cạn kiệt nguồn ngân sách sẵn có (+) hay thị trường cần sự hỗ trợ hào phóng hơn (-)? Các cuộc đấu giá này cũng sẽ tiết lộ mức độ sẵn sàng chi trả của cả người mua hydrogen, nhà tài trợ dự án và cả nhà phát triển. Sự cạnh tranh mạnh mẽ có thể được coi là một chỉ dấu tích cực trong ngắn hạn nhưng có thể phản tác dụng về lâu dài nếu những dự án này làm ăn thua lỗ. Điều quan trọng là thực hiện đúng dự án đầu tiên để xây dựng niềm tin đầu tư.

Hỗ trợ chính sách cho nhu cầu hydrogen: Tăng cường hỗ trợ chính sách để kích cầu sử dụng hydrogen ví như trong sản xuất sắt thép, nhựa, phân bón và nhiên liệu tổng hợp. Việc chấp thuận các hợp đồng tiêu thụ hydrogen lớn và dài hạn sẽ là một dấu hiệu của sự tiến bộ.

Chuỗi cung ứng hydrogen: Liệu tất cả các thành phần đầy đủ của chuỗi cung ứng hydrogen (năng lượng tái tạo, sản xuất, cơ sở hạ tầng, giao thông, kho bãi và sử dụng) phát triển với tốc độ như nhau? Hay chỉ một số thành phần sẽ bị tụt hậu và cản trở sự phát triển toàn diện của thị trường? Những câu chuyện thành công tại các trung tâm hydrogen, nơi tất cả các bên tham gia tích cực và cùng nhau làm việc cũng như hoàn thành thành công dự án sẽ tạo dựng niềm tin đầu tư.

Thương mại điện phân: Việc giao hàng điện phân khỏi thị trường Trung Quốc là chỉ dấu cho thấy liệu các thị trường cốt lõi khác có thể xây dựng ngành công nghiệp điện phân của riêng họ hay không? Việc giao hàng bị đình trệ hoặc xụt giảm có thể là một chỉ dấu của sự tiến bộ cũng như sự hỗ trợ ngày càng tăng của ngành công nghiệp xanh dành cho các nhà sản xuất máy điện phân ở châu Âu và Hoa Kỳ.

Phần 5. Bình thường hóa giá điện và mở rộng mạng lưới điện tại các công ty điện lực ở châu Âu

Cuộc khủng hoảng năng lượng đã ở phía sau chúng ta và EC đang hành động để đề phòng bất kỳ sự gián đoạn lớn nào trong những năm tới. Các tiện ích của châu Âu sẽ tiếp tục phát triển trong năm 2024 cả về tạo ra dòng tiền và vốn đầu tư song với tốc độ chậm hơn. Giá điện cực cao vào các năm 2022 và 2023 cũng đang bước vào pha bình thường hóa.

Việc tăng giá khí đốt tự nhiên và điện vào các năm 2021 và 2022 đang ở phía sau chúng ta. Tại CH Pháp, nơi mà một nửa số tổ máy hạt nhân không còn hoạt động để bảo trì thì hợp đồng kỳ hạn 1 năm của phụ tải cơ sở có giá trung bình là €548/MWh (2022) trên thị trường bán buôn. Do việc thiếu hụt nguồn cung hạt nhân cho nước này nên điều này đã làm gia tăng thêm sự gián đoạn do quá trình phục hồi kinh tế châu Âu và giao dịch mua bán khí đốt tự nhiên gần như chấm dứt nguồn cung từ Nga. Do các công ty tiện ích của châu Âu đang tìm kiếm các nhà cung cấp khí đốt tự nhiên khác nên một giai đoạn bình thường hóa giá điện bắt đầu diễn ra vào năm 2023. Trước hết, nhờ vào nguồn cung khí đốt tự nhiên hóa lỏng từ Na Uy đạt mức cao hơn và nguồn khí đốt tự nhiên hóa lỏng từ khu vực Bắc Mỹ và Qatar nên giá khí đốt tự nhiên cũng đã quay trở lại mức thấp hơn và ổn định hơn. Hợp đồng TTF (Hà Lan) khí đốt tự nhiên giao dịch quanh mức €32/MWhc, thấp hơn nhiều so với giá đã cán mốc đỉnh €300/MWh vào giữa năm 2022. Đối với giá điện, điều này có nghĩa là giá điện sẽ dễ được chấp nhận hơn đối với người dân và doanh nghiệp cho dù vào năm 2023, giá khí đốt tụ nhiên vẫn đắt hơn ba lần so với giai đoạn 2016 đến năm 2019.

Các hành động đã được thực thị nhằm né tránh một cuộc khủng hoảng năng lượng khác

Hợp đồng khí đốt tự nhiên TTF của Hà Lan (thời hạn một tháng) được giao dịch quanh mức €32/MWh vào cuối năm 2023. Mức giá này được coi là thấp hơn nhiều so với giá mà thị trường đã trải qua trong giai đoạn 2021-2022 song vẫn cao gấp đôi số tiền mà người tiêu dùng phải trả trong giai đoạn từ 2016-2019.

Tại đỉnh điểm của cuộc khủng hoảng năng lượng, các nước thành viên EU đã nhất trí về một loạt các biện pháp nhằm giải quyết vấn đề giá cả neo quá cao. Cơ chế điều chỉnh thị trường là một trong những biện pháp được áp dụng ngay và được kích hoạt nếu giá TTF vượt quá €180/MWh trong ba ngày làm việc hoặc nếu giá TTF cao hơn €35/MWh so với giá tham chiếu phản ánh giá trên thị trường quốc tế trong cùng ba ngày làm việc. Mặc dù trên thực tế cơ chế này chưa bao giờ được kích hoạt kể từ khi thực hiện song EU vẫn đưa ra quyết định gia hạn thời hạn hiệu lực của biện pháp này cho đến ngày 31/1/2025 (mốc ban đầu là từ ngày 1/2/2024). Biện pháp khẩn cấp này được đưa ra nhằm tăng cường sự đoàn kết của châu Âu thông qua việc phối hợp tốt hơn trong việc mua bán khí đốt tự nhiên được kéo dài đến ngày 31/12/2024.

Đổi mới thiết kế thị trường năng lượng trong dài hạn

Tháng 11/2023, EC và EP đã đạt được thỏa thuận tạm thời nhằm đổi mới thiết kế thị trường điện (EMD) của EU. Nhìn chung, đổi mới này là nhằm mục đích thúc đẩy năng lượng không có hóa thạch để cắt giảm lượng khí thải CO₂ cũng như duy trì giá năng lượng ở mức phải chăng, đặc biệt là trong trường hợp xảy ra khủng hoảng năng lượng. Một số yếu tố được giải quyết:

- Bảo vệ những khách hàng dễ bị tổn thương: Các biện pháp bảo vệ những khách hàng dễ bị tổn thương khỏi tình trạng mất điện phải được tăng cường trên khắp các quốc gia thành viên EU. Các tiêu chí tuyên bố xử lý khủng hoảng đã được thống nhất và các biện pháp hỗ trợ khách hàng có hoàn cảnh khó khăn bằng cách giảm giá năng lượng để hỗ trợ khả năng chi trả cho năng lượng.

- Hợp đồng mua bán điện (PPA): Các nước thành viên EU được yêu cầu khuyến khích ký kết các hợp đồng PPA dài hạn giữa các nhà sản xuất điện và khách hàng.

- Chênh lệch hợp đồng: Chênh lệch hợp đồng hai chiều sẽ được áp dụng cho các khoản đầu tư vào năng lượng gió và mặt trời, năng lượng địa nhiệt, thủy điện không có hồ chứa và các cơ sở năng lượng điện hạt nhân mới. Các quốc gia thành viên EU sẽ có sự linh hoạt trong việc phân phối lại doanh thu thu được thông qua các hợp đồng hai chiều.

- Cơ chế bù công suất (CRM): Cơ chế CRM là nhằm đảm bảo nhu cầu sử dụng điện luôn được đáp ứng, an ninh nguồn cung và người tiêu dùng không phải trả nhiều tiền hơn mức cần thiết. Tuy vậy, cơ chế này có thể đưa ra các ngoại lệ đối với giới hạn phát thải CO₂ với các cơ chế công suất được phép. Do vậy, các cơ chế này phải trở thành một yếu tố mang tính cấu trúc hơn trong thị trường điện.

Giá điện sẽ giảm hơn nữa trong năm 2024 nhưng vẫn ở mức cao

Kỳ vọng về giá điện năm 2024 đã được công ty dịch vụ tài chính chuyên xếp hạng tín dụng Standard & Poor's (Hoa Kỳ) và một số công ty tiện ích khác chia sẻ cho thấy giá bán buôn điện cao hơn khoảng 1,5 đến 2 lần so với giai đoạn 2016-2019. Việc quay trở lại mức giá điện từng nhận thấy trong giai đoạn 2016-2019 có thể sẽ không thể thực hiện được trong ngắn hạn trừ phi suy thoái kinh tế nghiêm trọng nổ ra. Mặc dù hợp đồng giao khí đốt tự nhiên kỳ hạn 1 tháng TTF (Hà Lan) đã giảm xuống tương đương €32/MWh vào cuối năm 2023 thì mức giá này vẫn cao gấp đôi so với thời kỳ trước đại dịch COVID-19. Tại một số quốc gia khác ở châu Âu, các chuyến tàu vận tải chuyên chở LNG từ Hoa Kỳ và Qatar đã thay thế dòng khí đốt tự nhiên hóa lỏng ban đầu đến từ Nga song lại với mức chi phí cao hơn.

Tại Vương quốc Anh và Ý, giá điện đã tăng gấp 1,5 lần so với giai đoạn 2016-2019, điều này sẽ khiến giá điện trung bình lên trên €90/MWh. Trong khi đó tại CH Pháp, giá điện giai đoạn 2016-2019 đạt mức trung bình là €48/MWh. Trường hợp giá tăng gấp 1,5 lần trong năm 2024 sẽ dẫn đến giá điện trung bình tăng lên mức €77/MWh.

Giá điện tăng cao và nền kinh tế trì trệ có thể tiếp tục hủy hoại nhu cầu về điện

Sản lượng tiêu thụ điện lại đã phải trải qua một đợt suy giảm khác vào năm 2023. Trên toàn cầu, EU lại chứng kiến nhu cầu điện giảm 2,8% (2023) sau khi sụt giảm 4,5% (2022). CHLB Đức chứng kiến sự sụt giảm nhu cầu điện lớn nhất với mức giảm là 5,6% (2023).

Giá điện tăng cao khiến người tiêu dùng bán lẻ và doanh nghiệp nhận thức được chi phí hóa đơn năng lượng của họ. Sự phục hồi kinh tế vào năm 2021 sau đại dịch COVID-19 buộc phải ngừng hoạt động đã dẫn đến nhu cầu điện tăng mạnh mẽ ở các quốc gia như Ý và CH Pháp là những nơi đưa ra những hạn chế nghiêm ngặt. Việc tăng giá điện giai đoạn 2021-2022 đã khiến người tiêu dùng bán lẻ hạn chế việc sử dụng năng lượng. Trên khắp châu Âu, các ngành sử dụng nhiều năng lượng đã hạn chế hoạt động (và đôi khi đóng cửa các nhà máy) để tránh bị thua lỗ.

Trong ba vấn đề hàng đầu đối với khu vực đồng euro, bao gồm thêm một năm trì trệ do tiêu dùng tư nhân thất vọng, chính sách tài khóa không đồng đều khi CHLB Đức tiến tới thắt lưng buộc bụng và giảm phát để kích hoạt cắt giảm lãi suất của ECB trước mùa hè 2024 thì các nhà kinh tế của ING vẫn đánh giá thận trọng về triển vọng chi tiêu với dự đoán mức tăng trưởng GDP của khu vực này chỉ đạt 0,8% trong năm 2024 (so với mức dự báo 1,6% của Ngân hàng trung ương châu Âu-ECB và 1,2% của EC). Tăng trưởng tiêu dùng có thể bị hạn chế do sự thay đổi của thị trường lao động với tỷ lệ thất nghiệp tăng dần sẽ hạn chế tăng trưởng tổng thu nhập. Ngay cả với bối cảnh lạm phát lành tính hơn nhiều thì ING vẫn dự báo tăng trưởng tiêu dùng của khu vực đồng euro sẽ tiếp tục giảm trong năm 2024 và giữ mức tăng trưởng GDP ở mức dưới 0,5%.

Như vậy, nền kinh tế ở khu vực đồng euro tiếp tục trì trệ và giá điện sẽ giảm nhưng vẫn đứng ở mức cao theo lịch sử có thể chứng kiến nhu cầu điện sụt giảm thêm một năm nữa. ING sẽ không tỏ ngạc nhiên khi thấy thêm một năm tăng trưởng âm về nhu cầu điện trong năm 2024 mặc dù ING có thể kỳ vọng mức giảm sẽ ít nghiêm trọng hơn so với các năm 2022 và 2023.

Việc tạo ra dòng tiền của các công ty tiện ích châu Âu sẽ tiến triển trở lại

Trong năm 2024, ING cũng đặt ra kỳ vọng việc tạo ra dòng tiền của các công ty tiện ích ở châu Âu sẽ tiếp tục phát triển với ước tính EBITDA (lợi nhuận trước lãi suất) của ngành sẽ tăng trung bình khoảng 7% vào năm 2024 so với năm 2023. Sự gia tăng này đến từ các khoản đầu tư trước đây đưa các dự án mới vào hoạt động, mức chi phí cao hơn cho các hoạt động lưới điện được quản lý và bình thường hóa biên độ lợi nhuận cho phân khúc giao dịch của họ, tương đương với mức +7% tăng trưởng EBITDA trung bình của lĩnh vực tiện ích trong năm 2024.

Đối với 20 công ty tiện ích tích hợp lưới điện hàng đầu, ING ước tính EBITDA của họ sẽ tăng trung bình khoảng 5%. Sự tăng trưởng tương ứng với sản lượng năng lượng tái tạo mới sắp được đưa vào sử dụng. Hầu hết các công ty điện lực tích hợp cũng vận hành mạng lưới điện và sẽ được hưởng lợi từ việc tăng chi phí. Ngoài một số công ty tiện ích quá phụ thuộc vào việc mua khí đốt tự nhiên của Nga thì lĩnh vực này cũng đã chứng kiến kết quả tài chính đặc biệt trong hai năm nhờ giá điện đứng ở mức rất cao. Các công ty tiện ích sở hữu phần lớn điện được sản xuất bằng năng lượng tái tạo cũng được hưởng lợi từ việc tạo ra chi phí thấp mà họ có thể bán với giá cao trên thị trường bán lẻ và bán buôn.

Trong công bố kết quả kinh doanh 9 tháng đầu năm 2023, một số công ty điện lực ở châu Âu đã thông báo cho các nhà phân tích và nhà đầu tư về việc cắt giảm giá điện khi người tiêu dùng đang chốt giá hợp đồng với mức giá thấp hơn rồi. Giá điện trung bình hiện cao hơn 1,5 lần so với giai đoạn ổn định trong giai đoạn 2016-2020 vẫn đồng nghĩa với việc tạo ra dòng tiền phù hợp trong năm 2024 dành cho hoạt động sản xuất kinh doanh điện của các công ty tiện ích tích hợp song đây cũng là sự khởi đầu cho sự suy giảm dự kiến sẽ tự kéo dài trong vài năm tới bởi do các chiến lược phòng ngừa rủi ro.

Hoạt động mạng lưới điện được quy định nhằm thúc đẩy tăng trưởng lĩnh vực tiện ích

Một lần nữa đối với 20 công ty tiện ích tích hợp lưới điện hàng đầu, ING đưa ra dự báo mức tăng trưởng EBITDA trung bình là 9% trong năm 2024 so với năm 2023. Các yếu tố góp phần vào sự gia tăng mạnh mẽ này là:

- Các khoản đầu tư lớn làm tăng cơ sở tài sản được quản lý của các công ty điện lực và do đó làm tăng mức chi phí;

- Tiếp tục thu hồi các chi phí công-nợ trong quá khứ;

- Hiệu ứng trung chuyển tác động của lạm phát đến các công ty tiện ích phát triển trong khuôn khổ pháp lý cho phép nhằm điều chỉnh tỷ lệ lạm phát;

- Chi phí sử dụng vốn bình quân (Weighted Average Cost of Capital-WACC) của các công ty tiện ích đã sửa đổi bổ sung và/hoặc công thức chi phí nhằm tính mức chi phí nợ cao hơn và/hoặc chi phí nói chung cao hơn. Đó là mức +9% tăng trưởng EBITDA trung bình trong năm 2024 đối với các nhà điều hành mạng lưới điện và khí đốt tự nhiên của châu Âu

Một số cơ quan quản lý đã điều chỉnh mức chi phí của các công ty điện lực trong những tháng gần đây với chi phí nợ thấp trong giai đoạn 2018-2021, đặc biệt là ở khu vực Trung và Bắc Âu, đã góp phần tác động tiêu cực đến việc tạo ra dòng tiền của các công ty tiện ích mạng lưới điện đang quản lý. Số tiền chi phí bị đình trệ hoặc thậm chí cắt giảm trong khi lĩnh vực tiện ích này rất cần nỗ lực đảm bảo nguồn tài chính quan trọng để phát triển và điều chỉnh các tài sản mạng lưới điện của mình nhằm đáp ứng nhu cầu truyền tải điện và phân phối năng lượng tái tạo và khí đốt tự nhiên.

Sự gia tăng chi phí nguyên liệu đầu vào hậu đại dịch COVID-19 và cuộc khủng hoảng năng lượng vào các năm 2021 và 2022 đã làm thay đổi đáng kể các điều kiện chi phí hoạt động của các doanh nghiệp tiện ích của châu Âu, bao gồm cả các công ty tiện ích quản lý mạng lưới điện. Thêm vào đó là việc tăng lãi suất vay vốn ngân hàng đã góp phần làm ảnh hưởng đến thị trường tài chính và lợi tức chi trả cho việc phát hành nợ mới. Một số điều chỉnh đã được thực hiện đối với các công thức trả lương thưởng (thường dựa trên phương pháp WACC) và mặc dù năm 2023 đã chứng kiến một số khoản thu hồi chi phí xảy ra trong quá khứ song trong năm 2024 sẽ chứng kiến mức chi phí gia tăng trở lại ở một số quốc gia của châu Âu.

- Tại Vương quốc Bỉ: Với mô hình chi phí cộng thêm, công ty điều hành hệ thống truyền tải điện cao áp quốc gia Elia Belgium (thủ đô Brussels) sẽ được hưởng lợi từ việc tăng giá điện mạnh trong những năm tới. Trong giai đoạn 2024-2027, mức giá điện mà công ty này có thể tính cho người tiêu dùng sẽ tăng khoảng 77% với lợi nhuận trung bình dựa trên vốn chủ sở hữu được đặt ra ở mức 7,2% thay vì mức trung bình có 6% trong giai đoạn 2020-2023.

- CHLB Đức: Tháng 6/2023, Cơ quan quản lý mạng lưới điện Liên bang (Bundesnetzagentur-BNetzA) của CHLB Đức đã công bố mức lợi nhuận dựa trên vốn chủ sở hữu (regulatory return on equity-ROE) theo quy định đã tăng lên mức 7,09% trước thuế (hoặc 5,78% sau thuế) đối với các khoản đầu tư mới trong nước. Tiền chi phí dành cho các tài sản lưới điện được xây dựng trước năm 2024 sẽ vẫn đứng ở mức 5,03%.

- Tại Ý: Tháng 11/2023, Cơ quan quản lý năng lượng, mạng lưới điện và môi trường (Italian Regulatory Authority for Energy, Networks and Environment-ARERA) của Ý đã công bố quyết định cuối cùng về WACC mới được phép hòa vào mạng lưới điện và khí đốt tự nhiên quốc gia vào năm 2024. Việc sửa đổi lãi suất phi rủi ro, phí bảo hiểm rủi ro quốc gia và lãi suất trái phiếu chính phủ đã dẫn đến tỷ trọng cao hơn chi phí vốn trung bình (WACC) cho hầu hết các hoạt động của ARERA. Tính trung bình WACC sẽ tăng thêm 80 điểm cơ bản. Chẳng hạn, tài sản quy định cho hoạt động truyền tải điện sẽ được trả chi phí ở mức 5,8% thay vì mức 5% như quy định cho giai đoạn 2022-2023, trong khí đó, hoạt động phân phối khí đốt tự nhiên sẽ được trả chi phí ở mức WACC là 6,5%, thay vì chỉ trả cho mức 5,6% như trong giai đoạn quy định trước đây.

- Tại Hà Lan: Trong phương pháp tính thuế giai đoạn 2022-2026, Cơ quan quản lý thị trường và người tiêu dùng của Hà Lan (Netherlands Authority for Consumers and Markets-ACM) đã xác định WACC danh nghĩa trung bình là mức 3% đối với các công ty tiện ích mạng lưới điện hoạt động trên lãnh thổ quốc gia lấy cơ sở chi phí là năm 2020 thông qua phương pháp tính ban đầu bao gồm lạm phát trung bình là 1,7% mỗi năm và chi phí nợ trung bình khoảng 0,5%. Sau các vụ kiện tụng tại tòa án, các công ty truyền tải và phân phối điện của Hà Lan đã điều chỉnh lại mức chi phí của họ. Năm 2023, WACC được tính tăng lên mức 4% và sẽ đạt mức 4,5% ngay trong năm 2024 dựa trên cơ sở tính chi phí hiện là năm 2021 đã góp phần mang lại bức tranh toàn cảnh khá rõ hơn về cơ cấu chi phí của các nhà vận hành mạng lưới điện. Tuy nhiên, việc thu hồi các khoản chi phí trong quá khứ sẽ lại một lần nữa thúc đẩy dòng tiền của các công ty tiện ích quản lý trong năm 2024. Đây là một điều rất cần thiết trong bối cảnh các kế hoạch đầu tư lớn cần được thực hiện. Đối với người tiêu dùng, hóa đơn chi trả cho các dịch vụ mạng lưới điện trung bình là €380 (2022). Trong năm 2023, số tiền chi trả này đã tăng lên mức €513 (tức tăng +35% so với mức tăng năm 2022) và dự báo sẽ còn tăng cao hơn lên tới mức €600 một chút trong năm 2024 theo tính toán của ING.

Mức tăng đầu tư vốn nhẹ nhàng hơn trong năm 2024

Trong năm 2024, có tới 40 công ty tiện ích hàng đầu châu Âu dự kiến sẽ đầu tư tổng cộng 132 tỷ euro vào việc duy trì và phát triển hệ thống mạng lưới điện, cơ sở tái tạo và sản xuất năng lượng tài sản thông thường của họ. Theo kế hoạch chiến lược của các công ty tiện ích và ước tính của ING thì số tiền đầu tư vốn toàn cầu này tương đương với 126 tỷ euro (2023), qua đó thể hiện mức tăng trưởng 5% so với cùng kỳ năm 2022.

Như vậy, tính chung mức tăng +5% là mức tăng trưởng đầu tư bình quân của lĩnh vực tiện ích trong năm 2024.

Nhìn lại giai đoạn 2018-2022, các kế hoạch đầu tư của lĩnh vực tiện ích đã tăng trưởng với mức trung bình đáng kinh ngạc là 11% mỗi năm, tương đương mức từ 70 tỷ euro (2018) lên 110 tỷ euro (2022).

Do vậy mà mức tăng 5% mà ING dự báo trong năm 2024 sẽ ít quan trọng hơn những gì mà ING đã nhận thấy trong suốt 5 năm qua bởi vì một vài lý do sau đây:

(1) Đầu tư vốn đạt mức mở rộng theo cấp số nhân trong giai đoạn 2021-2023 và mức tăng trưởng hiện đang dần quay trở lại mức trung bình hơn (đặc biệt là đối với các công ty tiện ích tích hợp).

(2) Với các dự án (năng lượng tái tạo) có chi phí đắt đỏ hơn như đã thấy với các Công ty năng lượng Orsted (Đan Mạch) và Vattenfall (Thụy Điển), các công ty điện lực ở châu Âu trở nên có tính chọn lọc hơn vì họ muốn đảm bảo mức lợi tức đầu tư phù hợp.

Kết quả chi phí đầu tư vốn cao hơn nên cách tiếp cận có chọn lọc hơn đối với năng lượng tái tạo

Giống như nhiều ngành công nghiệp khác, chi phí nguyên vật liệu và hàng hóa tăng cao đã tác động đến lĩnh vực tiện ích. Chi phí mua thiết bị năng lượng tái tạo, đặc biệt là các trang trại điện gió ngoài khơi đã khiến một số công ty điện lực buộc phải từ bỏ một số dự án của mình.

Gần đây, Công ty tiện ích Orsted của Đan Mạch đã công bố cắt giảm 2,1 tỷ euro đầu tư vốn cho các dự án trang trại điện gió ngoài khơi ở Hoa Kỳ. Chi phí tăng vọt, lãi suất cao hơn và sự không chắc chắn về các khoản trợ cấp liên quan đã có tác động đáng kể đến lợi tức đầu tư dự kiến ban đầu. Công ty năng lượng Vattenfall của Thụy Điển tuy đã khánh thành trang trại điện gió ngoài khơi biển Hà Lan song cũng đưa ra tuyên bố sẽ đình chỉ việc phát triển trang trại điện gió ngoài khơi Norfolk Boreas công suất 1,4GW được lập kế hoạch cung cấp năng lượng cho 1,5 triệu hộ gia đình ở Vương quốc Anh. Lý do theo công ty Vattenfall giải thích là vì chi phí đầu tư vốn cho dự án bị đội lên tăng khoảng 40% gây ảnh hưởng tiêu cực đến doanh thu trong tương lai của công ty. Đối với Công ty tiện ích Enel của Ý thì cũng đã đề xuất kế hoạch chiến lược mới vào tháng 12/2023, trong đó các khoản đầu tư vào năng lượng tái tạo trong giai đoạn 2024-2026 được điều chỉnh cắt giảm xuống, đặc biệt là mức đầu tư vốn vào năng lượng điện gió trong đất liền mà thay vào đó, Công ty Enel đã quyết định phân bổ nhiều chi phí vốn đầu tư hơn vào vận hành mạng lưới điện của mình với lợi nhuận cao hơn.

Trong khi đó, vào tháng 9/2023, Vương quốc Anh cũng đã thất bại trong việc thu hút hồ sơ dự thầu đấu giá dự án điện gió ngoài khơi do các nhà phát triển điện gió ngoài khơi đưa ra lập luận cho rằng đề xuất dự án của chính phủ không phù hợp với chi phí vốn đầu tư tăng cao và mức chi phí tài trợ cao hơn. Đây cũng là những lý do tương tự giải thích cho kết quả đấu thầu đạt kết quả tồi khi mà Tây Ban Nha tổ chức vào tháng 12/2022 chỉ có công suất 50MW dự án điện gió được đăng ký tham gia khi chính quyền lập kế hoạch phân bổ 3,3GW năng lượng điện gió và tấm pin mặt trời mới trên đất liền.

Một số công ty điện lực khác của châu Âu thì cũng đang có chỗ đứng ở khu vực Bắc Mỹ, nơi họ vận hành các nhà máy điện (năng lượng tái tạo và/hoặc năng lượng thông thường) và đôi khi là cả mạng lưới truyền tải/phân phối điện. Hoa Kỳ trở thành là một trong những địa điểm được yêu thích để phát triển các hoạt động năng lượng tái tạo nhờ vào chính sách tài chính đầu tư khá hấp dẫn dành cho các nhà phát triển.

Theo đó, vài tháng trở lại đây, các công ty lớn ở châu Âu như Orsted, năng lượng EDP (Bồ Đào Nha) và Enel đã công bố các khoản chuyển nhượng thanh lý tài sản tại Hoa Kỳ, chủ yếu liên quan đến các dự án điện gió và đôi khi là năng lượng mặt trời và địa nhiệt. Trong triển vọng ngành năng lượng tái tạo năm 2024, hãng tư vấn kiểm toán Deloitte nhấn mạnh hiệu quả hoạt động tốt của ngành năng lượng mặt trời với công suất lắp đặt tăng 36% vào năm 2023, đồng thời, công suất bổ sung từ các dự án điện gió đạt 2,8GW, giảm 57% so với năm 2022 cũng như chi phí vốn đầu tư trung bình tăng 50% đối với các dự án điện gió giai đoạn 2022-2023, dẫn đến việc xây dựng lắp đặt đường ống dẫn cũng giảm dần. Như vậy, do những khó khăn trong việc xin giấy phép đầu tư xây dựng dự án và sự kết nối với hệ thống mạng lưới điện là những lý do khác khiến cho nhiều dự án điện gió không đạt hiệu quả như đã định.

Sự chuyển đổi mô hình kinh doanh của các công ty tiện ích tích hợp của châu Âu từ các nhà sản xuất và cung cấp năng lượng truyền thống (than đá, khí đốt tự nhiên và hạt nhân) cho đến năng lượng tái tạo đều được phản ánh cụ thể trong các khoản vốn đầu tư trong quá khứ và tương lai. Năm 2018, 33% tổng vốn đầu tư được dành cho năng lượng tái tạo, theo đó, ING dự báo năng lượng tái tạo sẽ chiếm 52% tổng vốn đầu tư trong năm 2024. Do việc các nhà máy phát điện thông thường bị đóng cửa hoặc thanh lý nên chi phí vốn đầu tư cho phân khúc này sẽ giảm đáng kể từ 39% (2018) xuống còn 22% (2024). Mặc dù chi phí vốn đầu tư cao hơn song các công ty điện lực ở châu Âu vẫn cam kết thực hiện các mục tiêu giảm phát thải carbon của họ.

Đầu tư vào các công ty tiện ích tích hợp của Châu Âu tại mỗi phân khúc

Phát triển danh mục đầu tư năng lượng tái tạo thông qua M&A sẽ tiến triển trở lại nếu chi phí tài trợ giảm

Trong khi ưu tiên việc chuyển dịch sang lựa chọn các dự án đảm bảo lợi tức đầu tư tốt thì các công ty điện lực của châu Âu vẫn tiếp tục tham gia chủ yếu vào việc phát triển và vận hành các nhà máy điện tái tạo. Việc tái cơ cấu danh mục đầu tư thông qua việc thanh lý tài sản hoặc luân chuyển tài sản để đạt được lợi tức đầu tư cao hơn luôn đi kèm với việc phát triển và mua lại các dự án phát triển mới. Hiện hầu hết các công ty điện lực đều thừa nhận về những khó khăn trong việc phát triển các dự án năng lượng tái tạo từ khung thời gian tiếp nhận các giấy phép cần thiết cho đến các nhiệm vụ quản trị mở rộng cũng như chi phí nguyên vật liệu đầu vào và lương bổng cao hơn cho nhân viên cũng như sự chậm trễ về mặt tiến độ trong việc hòa mạng các nhà máy điện mới vào mạng lưới điện hiện có đều là những trở ngại cho lĩnh vực tiện ích.

Các công ty tiện ích châu Âu như về năng lượng RWE (CHLB Đức), điện lực đa quốc gia Engie (CH Pháp) và vận hành hệ thống truyền tải điện Elia (Vương quốc Bỉ) đã hoạt động tích cực trên thị trường M&A (2023) với việc mua lại các công ty địa phương cung cấp một loạt dự án sẵn có. Ưu điểm của hoạt động M&A là cho phép các công ty điện lực né tránh được một số rào cản cố hữu trong nhiều giai đoạn giữa việc hình thành dự án và đi vào hoạt động của dự án.

Giai đoạn 2018-2022 đã chứng kiến sự bùng nổ mạnh mẽ các hoạt động M&A liên quan đến “năng lượng thay thế”. Theo các số liệu của năm 2023 cho thấy đây là một năm có tính yếu hơn, mặc dù số lượng giao dịch M&A phù hợp với số lượng giao dịch được ghi nhận vào năm 2022 thông qua số tiền tính bằng euro đã giảm xuống đáng kể còn 11,4 tỷ euro. Như phần tiếp theo sẽ giải thích, chi phí tài trợ tăng lên đáng kể đối với các doanh nghiệp, điều này khiến các cơ hội M&A khó trở thành hiện thực hơn, tuy vậy ING vẫn kỳ vọng hoạt động M&A trong lĩnh vực tiện ích sẽ tăng trưởng trở lại nếu chi phí vốn đầu tư được cắt giảm bớt.

Chi phí tài chính đầu tư tăng mạnh

Do tính chất thâm hụt vốn đầu tư tài chính nên lĩnh vực tiện ích châu Âu là khu vực sử dụng nhiều các khoản vay ngân hàng và trái phiếu. Trong khi một phần đầu tư cần được tài trợ bằng các công cụ tài chính mới thì các công ty tiện ích cũng phải đối mặt với các khoản vay và hoàn trả vốn lãi trái phiếu phát hành. Ngoài chi phí hoạt động cao hơn thì lĩnh vực này còn phải chi trả một phần chi phí vốn đầu tư và tái cấp vốn cho khoản nợ với lãi suất cao hơn nhiều so với 5 năm qua.

Hiện nay, lĩnh vực này phải trả lãi suất vay trung bình 3,7% cho trái phiếu cao cấp kỳ hạn 5 năm, trong khi vào năm 2022 thì mức lãi suất vay trung bình này chỉ là 3%. Trong giai đoạn 2018-2021, các công ty tiện ích có thể phát hành trái phiếu cao cấp kỳ hạn 5 năm với lãi suất vay trung bình chỉ là 0,8%. Các chiến lược gia về lãi suất của ING kỳ vọng rằng Ngân hàng trung ương châu Âu (ECB) sẽ bắt đầu cắt giảm lãi suất vay trong năm 2024 và có thể đạt được mức lãi suất “trung tính” là từ 2% đến 2,5% vào cuối năm 2025.

Đòn bẩy tài chính vẫn là mối lo ngại

Các hợp phần của kế hoạch chi tiêu vốn đầu tư tài chính được huy động bằng các khoản nợ, đặc biệt đối với các công ty điện lực quản lý và vận hành mạng lưới điện tạo ra dòng tiền song không cung cấp đủ số vốn đầu tư cần thiết để phân bổ cho các kế hoạch đầu tư mới. Giai đoạn 2023-2024, ING cho rằng kế hoạch đầu tư của các công ty tiện ích mạng lưới điện sẽ vượt doanh thu trước lãi vay và lợi nhuận trước lãi suất vay vốn (EBITDA) tới 30%. Đối với các công ty tiện ích tích hợp thì doanh thu đủ để trang trải cho nhu cầu chi tiêu vốn đầu tư tài chính ban đầu.

Tuy nhiên, EBITDA thể hiện doanh thu được tạo ra từ các hoạt động có tính đến chi phí hoạt động và thuế khóa. Chỉ số tài chính không tính đến chi phí lãi vay của các khoản nợ tài chính và chi phí của cổ đông.

Do nhu cầu tài trợ của các công ty tiện ích châu Âu (đặc biệt là các tiện ích mạng lưới điện), ING không đặt nhiều kỳ vọng lĩnh vực này sẽ cải thiện tỷ lệ đòn bẩy tài chính. Năm 2024 dự báo sẽ chứng kiến sự khởi đầu của giai đoạn bình thường hóa giá điện và khí đốt tự nhiên. Tuy nhiên, tình hình địa chính trị ở khu vực Trung Đông có thể mang lại sự biến động cho thị trường trong trường hợp căng thẳng leo thang. Ngày nay, lĩnh vực này dường như đã được chuẩn bị tốt hơn trong trường hợp xảy ra khủng hoảng năng lượng./.

Theo Petrotimes

Mức sử dụng trong tháng	Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50	1.893
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100	1.956
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200	2.271
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300	2.860
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400	3.197
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên	3.302

Đọc nhiều

Làm rõ thêm về chính sách phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam

01/06/2023

Xem thêm

nhà cái sun city

ING: Triển vọng về năng lượng với tham vọng lớn và tốc độ tăng trưởng ổn định hơn trong năm 2024 (Kỳ 3)

Cùng chuyên mục

Than thương phẩm 10 tháng của TKV đạt 40,98 triệu tấn

giá điện sinh hoạt