BSC: “Mảng LNG có thể là yếu tố giúp cổ phiếu GAS được định giá lại”

Trong báo cáo mới được công bố, CTCK BIDV (BSC) đã đưa ra những đánh giá tích cực với PVGas (GAS) trong bối cảnh giá dầu thế giới tăng mạnh cùng các dự án lớn của ngành dầu khí đang đi vào hoạt động.

Giá dầu năm 2021 dự báo ở mức bình quân 57 USD/thùng giúp cải thiện lợi nhuận của GAS

Giá dầu Brent đã tăng liên tiếp từ đầu tháng 11/2020 và vượt ngưỡng 65 USD/thùng nhờ nền kinh tế hồi phục và nguồn cung dầu thắt chặt cũng đã tăng lên mức cao nhất kể từ tháng 10/2019.

Các tổ chức và định chế lớn trên thế giới cũng đã điều chỉnh tăng dự báo giá dầu Brent trung bình năm 2021 với giá trị dự báo trung bình ở mức 57 USD/thùng. Dựa vào đó, BSC đánh giá mức giá dầu 57 USD/thùng là phù hợp để làm kịch bản cơ sở cho dự phóng năm 2021.

Giá dầu MFO (cơ sở xác định giá bán khí khô) và giá CP Aramco (cơ sở xác định giá bán LPG) biến động theo giá dầu Brent. Do đó, triển vọng phục hồi khả quan của giá dầu Brent có tác động tích cực lên các mảng hoạt động chính của GAS như mảng khí khô và mảng LPG.

Theo ước tính của BSC, với mỗi 10 USD giá dầu Brent trung bình năm thay đổi, biên LNG của GAS sẽ biến động cùng chiều khoảng 3% – 4% (giả định các yếu tố khác không đổi). Trong quá khứ, biên LNG của GAS luôn cải thiện rõ rệt vào những năm giá dầu tăng (ngoại lệ là năm 2018 khi nhà máy Xử lý khí Cà Mau đi vào hoạt động làm tăng chi phí nhân công và khấu hao). Trong năm 2021, BSC kỳ vọng biên LNG của GAS sẽ cải thiện lên mức 21,7% (năm 2020: 17,7%) nhờ giá dầu hồi phục từ lên mức trung bình 57 USD/thùng (+36% yoy).

Mỏ Sao Vàng – Đại Nguyệt dự kiến bổ sung 1,5 tỷ m3 khí/năm

Mỏ khí Sao Vàng - Đại Nguyệt (SV-ĐN) thuộc Lô 05-1 bể Nam Côn Sơn với tổng trữ lượng khí khai thác dự kiến là 16 tỷ m3 sẽ góp phần tăng 1,5 tỷ m3 khí/năm (17% sản lượng hiện tại) cho GAS.

Dự án đường ống thu gom, vận chuyển khí mỏ SV-ĐN đã hoàn thành công tác xây dựng lắp đặt, và đón dòng khí đầu tiên vào tháng 11/2020. Theo phương án phát triển mỏ, mỏ SV-ĐN có thể đạt sản lượng cao nhất khoảng 1,7 tỷ m3 khí/năm trong 10 năm đầu đời mỏ.

BSC cho rằng trong bối cảnh nguồn khí từ các mỏ cũ suy giảm, khí mỏ SV-ĐN sẽ là nguồn bổ sung quan trọng, góp phần cung cấp và đáp ứng nhu cầu tiêu thụ tại khu vực Đông Nam Bộ. Trong đó, các nhà máy điện khí khu vực này chiếm khoảng 22% sản lượng điện cả nước, và nhà máy đạm khu vực này (Đạm Phú Mỹ) cung cấp khoảng 35% sản lượng ure toàn quốc. Mỏ SV-ĐN ước tính sẽ đem lại khoảng 8.000 tỷ đồng doanh thu và 1.600 tỷ đồng lợi nhuận gộp cho GAS.

BSC cho rằng mảng LNG sẽ trở thành động lực tăng trưởng dài hạn cho GAS trong bối cảnh nhu cầu khí cao, nguồn khí thiếu hụt. BSC đánh giá ngành nhiệt điện khí Việt Nam sẽ phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu trong các năm tới do (1) nguồn cung khí trong nước sụt giảm, trong khi đó (2) tổng lượng khí cần cho sản xuất điện dự kiến tăng bình quân 14%/năm trong giai đoạn 2020 – 2030. Vì vậy, tỷ trọng LNG nhập khẩu trong cơ cấu nguồn phát điện dự kiến sẽ tăng dần và từ 0% lên 8,5% trong giai đoạn này.

Theo Quy hoạch phát triển công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035, có 07 kho cảng được quy hoạch đến năm 2035 với tổng công suất hơn 26 triệu tấn/năm.

BSC cho rằng với 2 dự án kho chứa LNG đang được tích cực triển khai tại Thị Vải và Sơn Mỹ, GAS được đánh giá là doanh nghiệp đi đầu và hưởng lợi từ xu hướng chuyển dịch này. Tuy các dự án sẽ chưa hoàn thiện trong năm 2021, mảng LNG có thể là yếu tố giúp cổ phiếu GAS được định giá lại, phản ánh kỳ vọng của thị trường về tiềm năng tăng trưởng dài hạn đến từ hoạt động này.