PHÂN TÍCH CÔNG TY CỔ PHẦN NHIỆT ĐIỆN BÀ RỊA – BTP

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC NGOẠI THƯƠNG HÀ NỘI
TIỂU LUẬN MÔN PHÂN TÍCH VÀ
QUẢN TRỊ ĐẦU TƯ

ĐỀ TÀI
PHÂN TÍCH CÔNG TY CỔ PHẦN NHIỆT ĐIỆN BÀ RỊA – BTP
Giảng viên hướng dẫn : PGS TS. Nguyễn Đình Thọ
Học viên thực hiện : Trần Trung Hiếu
Mã CP : BTP
Lớp cao học : 19D TCNH
MỤC LỤC
2 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP2
PHẦN I: GIỚI THIỆU CÔNG TY CỔ PHẦN NHIỆT ĐIỆN BÀ RỊA
1. Giới thiệu chung
Tên giao dịch đầy đủ bằng Tiếng Việt: CÔNG TY CỔ PHẦN NHIỆT ĐIỆN BÀ
RỊA
Tên giao dịch tiếng Anh: BA RIA THERMAL POWER JOINT STOCK
COMPANY
Tên viết tắt: BTP
Trụ sở chính: Khu phố Hương Giang, phường Long Hương, thị xã Bà Rịa, tỉnh Bà
Rịa Vũng Tàu
Người công bố thông tin: Ông Phạm Quốc Thái-Kế toán trưởng
Email:
Điện thoại: (84-64) 2212 811 Fax: (84-64) 3825 985
Website: www.btp.com.vn
Mã số thuế: 3500701305
2. Lịch sử hình thành
Giai đoạn "sơ khai" của Công ty với mốc xuất phát là thời điểm Trạm phát điện
Turbine khí Bà Rịa được thành lập trực thuộc Nhà máy điện Chợ Quán (Công ty Điện lực

2) gồm 2 tổ máy turbine F5. Hai tổ máy turbine khí F5 này lần lượt được vận hành phát
điện vào tháng 5/1992 và tháng 8/1992;
Tháng 10/1992, Trạm phát điện Turbine khí Bà Rịa được mở rộng và lắp thêm 2
tổ máy turbine khí F6 (công suất 37,5 MW/1 tổ);
Ngày 24/12/1992, Trạm phát điện Turbine khí Bà Rịa được chuyển thành Nhà
máy điện Bà Rịa trực thuộc Công ty Điện lực 2;
Tháng 04/1995, ty đã có nhiều bước tiến quan trọng và được đánh dấu bằng mốc
thời điểm Nhà máy điện Bà Rịa chuyển trực thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam
(EVN);
3 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP3
Như vậy, từ tháng 5/1996, Nhà máy điện Bà Rịa có tổng cộng 8 tổ máy turbine khí
gồm 2 tổ máy turbine khí F5 và 6 tổ máy turbine khí F6. Tổng công suất thiết kế lên đến
271,8 MW;
Căn cứ Quyết định số 3944/QĐ-BCN ngày 29 tháng 12 năm 2006 của Bộ Công
nghiệp về việc phê duyệt phương án và chuyển đổi Công ty Nhiệt điện Bà Rịa thành
Công ty cổ phần Nhiệt điện Bà Rịa;
3. Lĩnh vực kinh doanh
Sản xuất kinh doanh điện năng;
Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa, thí nghiệm, hiệu chỉnh, cải tạo thiết bị
điện, các công trình điện, các công trình kiến trúc nhà máy điện;
Đào tạo và phát triển nguồn nhân lực về quản lý vận hành, bảo dưỡng và sửa chữa
thiết bị nhà máy điện;
Mua bán vật tư thiết bị;
Lập dự án đầu tư xây dựng, quản lý dự án đầu tư xây dựng; Giám sát thi công
công trình dân dụng và công nghiệp;
Thi công lắp đặt các công trình công nghiệp;
Sản xuất nước cất, nước uống đóng chai;
Sản xuất các sản phẩm bằng kim loại và dịch vụ có liên quan đến công việc chế
tạo kim loại;

Lắp đặt thiết bị cho các công trình xây dựng;
Cho thuê thiết bị, tài sản cố định, cầu cảng, văn phòng;
Cho thuê phương tiện vận tải;
Kinh doanh nhà hàng, khách sạn;
Kinh doanh bất động sản;
Chế biến và kinh doanh nông sản;
Chế biến và kinh doanh hải sản;
Vận tải hành khách theo hợp đồng;
Vận tải, bốc dỡ hàng hóa.
Sản phẩm dịch vụ chính:
Sản xuất kinh doanh điện năng;
4 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP4
Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa, cải tạo các công trình nhiệt điện, công
trình kiến trúc của nhà máy điện;
Đào tạo và phát triển nguồn nhân lực về quản lý vận hành, bảo dưỡng và sửa chữa
thiết bị nhà máy điện.
Quy mô:
Tính đến cuối 2013, tổng tài sản là 1.858 tỷ đồng và tổng vốn chủ sở hữu là 968,7
tỷ đồng.
5 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP5
PHẦN II: PHÂN TÍCH
1. Phân tích môi trường kinh doanh
1.1. Phân tích ngành
Ngành điện của Việt Nam rất triển vọng, với nhu cầu tăng nhanh và kỳ vọng tiêu
thụ vẫn tiếp tục tăng trưởng mạnh. Từ năm 2000 đến năm 2013, nhu cầu điện năng của
Việt Nam đã tăng lên nhanh chóng với tốc độ tăng trưởng kép hàng năm (CAGR) là
13%/năm, từ 26,5 tỷ kWh đến 117,8 tỷ kWh, trong khi nguồn cung phải chật vật để bắt
kịp nhu cầu với mức tăng trưởng đạt 11,5%/năm, công suất lắp đặt cũng đã tăng từ 6.450

MW đến 26.475 MW trong giai đoạn này.
Hiện nay các nguồn phát điện của Việt Nam bao gồm thủy điện và nhiệt điện (tua
bin khí, than, dầu hỏa và dầu diesel). Thủy điện là nguồn năng lượng chính, chiếm 48%
trong năm 2012 với công suất đạt 12.708 MW, tiếp theo là nhiệt điện khí với 27% tương
đương với công suất ở mức 7.175 MW. Điện sản xuất từ than chiếm 18% tổng công suất.
Phần còn lại được cung cấp bởi năng lượng tái tạo và điện nhập khẩu từ Trung Quốc. Ưu
điểm chính của nhà máy nhiệt điện là có thể cung cấp năng lượng liên tục mà không bị
ảnh hưởng bởi thời tiết. Trong khi đó, lợi thế lớn nhất của thủy điện là không cần chi phí
cho nhiên liệu, do đó chi phí phát điện cũng như giá thành của thủy điện nhìn chung thấp
hơn so với các loại năng lượng khác.
Cơ cấu công suất đặt theo nguồn phát 2010-2012
Triển vọng phát triển của thủy điện sẽ bị giới hạn trong tương lai. 90% tổng công
suất phát điện của từ các dòng sông (25.000MW) hiện đang được khai thác, do đó trong
6 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP6
tương lai phát triển nguồn phát điện không thể dựa vào sự phát triển của thủy điện như
nguồn phát điện chính.
Chính phủ Việt Nam không có kế hoạch phát triển các nhà máy tua bin khí trong
dài hạn vì khí đang được ưu tiên để cung cấp cho giao thông vận tải và các ngành công
nghiệp khác. Hơn nữa, điện khí phát điện tốn kém hơn các loại năng lượng khác. Chỉ có
hai nhà máy điện khí thuộc Quy hoạch điện VII. Nhà máy đầu tiên dự kiến sẽ có công
suất 2.000 MW vào năm 2020 và 6.000 MW vào năm 2030. Nhà máy thứ hai có công
suất 1.350 MW dự kiến sẽ đi vào hoạt động vào năm 2020.
Các nhà máy điện than sẽ thống lĩnh thị trường. Theo Quy hoạch điện VII, các
nhà máy điện đốt than sẽ đóng vai trò chủ đạo trong sản xuất điện trong 2011 - 2030 với
36.000 MW (46% tổng công suất) vào năm 2020 và 75.000 MW (52% tổng công suất)
vào năm 2030. Nhu cầu than để sản xuất điện sẽ vượt quá nguồn cung trong nước dù có
thêm nguồn than bổ sung khai thác từ đồng bằng sông Hồng. Do đó, điện cả nước sẽ phụ
thuộc vào than, và nhiều khả năng việc thiếu than sẽ xảy ra từ năm 2015.
Điện hạt nhân là nguồn năng lượng cho tương lai. Việt Nam đặt mục tiêu xây

dựng tám nhà máy hạt nhân và 13 lò phản ứng vào năm 2030, đáp ứng ít nhất là 6% tổng
nhu cầu tiêu thụ điện. Ninh Thuận 1, nhà máy hạt nhân đầu tiên có công suất 2.000 MW),
dự kiến sẽ chạy đơn vị đầu tiên vào năm 2020 và đơn vị thứ hai trong năm 2021. Hai
quốc gia có lợi ích trong hợp tác với Việt Nam trong phát triển hạt nhân là Nhật Bản và
Hàn Quốc, trong đó Nhật Bản sẽ là đối tác của Việt Nam trong việc xây dựng nhà máy
điện hạt nhân thứ hai, Ninh Thuận 2. Tuy nhiên việc xây dựng nhà máy điện đầu tiên
đang có xu hướng bị trì hoãn đến năm 2020 do lý do an toàn và hiệu quả hoạt động.
Quy hoạch điện VII đã thiết lập lộ trình cho ngành điện để hướng tới một thị
trường phát điện cạnh tranh thông qua ba giai đoạn.
Giai đoạn đầu 2005-2015: thiết lập thị trường phát điện cạnh tranh với một người
mua duy nhất (EVN). Ngoài một phần sản lượng sẽ bán cho EVN theo giá thỏa thuận,
các nhà máy điện có thể chủ động bán điện cho EVN theo giá thị trường.
Giai đoạn thứ hai 2015-2021: thiết lập một thị trường bán buôn cạnh tranh, bao
gồm cả bán trực tiếp cho hộ công nghiệp lớn. Trong giai đoạn này, các công ty con và
hầu hết các nhà máy phát điện của EVN, trừ những nhà máy lớn, đều dần trở thành các
công ty độc lập và giảm dần phụ thuộc vào EVN.
Giai đoạn thứ ba từ năm 2021 trở đi: thiết lập cạnh tranh ở khâu bán lẻ điện. Bộ
phận bán lẻ của EVN có thể được tách thành các doanh nghiệp bán lẻ độc lập. Các doanh
nghiệp bán lẻ có thể mua điện từ các doanh nghiệp bán buôn hoặc trực tiếp từ các nhà
máy phát điện.
7 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP7
Thị trường cạnh tranh (VCGM) chính thức vận hành từ 01/07/2012. Mỗi năm, Cục
điều tiết Điện lực (ERAV) ban hành một danh sách các nhà máy tham gia vào VCGM.
Chỉ các nhà máy điện có công suất trên 30MW có thể tham gia và các nhà máy BOT, nhà
máy thủy điện chiến lược và nhà máy thủy điện nhỏ không trực tiếp tham gia VCGM.
EVN sẽ mua từ 60% đến 95% sản lượng kế hoạch của nhà máy. Nguyên tắc EVN mua
điện từ các nhà máy là lựa chọn các nhà máy có chi phí hoạt động từ thấp đến cao, thời
gian khởi động nhanh nhất và công suất đáp ứng của nhà máy. Hiện tại có 48 nhà máy đủ
điều kiện để tham gia VCGM, 29 nhà máy sẽ tham gia VCGM khi đi vào hoạt động và

25 nhà máy sẽ gián tiếp tham gia VCGM (chủ yếu là BOT và nhà máy thủy điện chiến
lược) vào năm 2014. Trong năm 2013, VCGM chỉ mới thu hút khoảng 33 nhà máy với
tổng công suất 9.523 MW. Do hầu hết các nhà máy điện đều có sở hữu của EVN, thị
trường cạnh tranh hiện nay dường như "kém cạnh tranh". Vì vậy, tách các công ty con ra
khỏi EVN để hình thành các doanh nghiệp có cơ cấu cổ đông mới độc lập hơn là rất quan
trọng cho sự thành công của VCGM.
Giá điện bán lẻ kì vọng sẽ đạt tới mức chín cent cho mỗi kWh vào năm 2015. Giá
bán lẻ đã được điều chỉnh bảy lần kể từ năm 2009 và giá bán lẻ trung bình trong năm
2012 là 1.361 đồng/kWh (6,5 cent/kWh), tăng 10% so với cùng kỳ. Trong tháng 7 năm
2013, giá trung bình đã tăng lên 1.508,8 đồng/kWh (7,2 cent/kWh), tăng 11% so với năm
2012. Để thu hút các nhà đầu tư vào ngành điện, quy hoạch điện VII đặt mục tiêu dần
tăng giá lên mức chín cent cho mỗi kWh vào năm 2020 để bù đắp lợi nhuận cho các nhà
đầu tư. Theo Quyết định 2165/QD-TTg được ban hành trong tháng 11/2013, giá bán lẻ
điện được phép tăng 22% có nghĩa là sẽ đạt mức 8,7 cent/kWh (1.885 đồng) trong giai
đoạn 2013-2015. Quyết định này cho phép giá điện đạt đến mức mục tiêu của quy hoạch
điện VII. Ngoài ra, Quyết định 69/2013/QĐ -TTg ban hành tháng 12/2013 cho phép EVN
tăng biên độ điều chỉnh giá điện một lần từ 5% đến khoảng 7% -10% và thời gian giữa
hai lần điều chỉnh giá liên tiếp là sáu tháng thay vì ba tháng như hiện tại. Do đó, giá điện
tối đa vừa bị giới hạn bởi mức 10% tăng/lần điều chỉnh và mức tối đa 1.835 đồng/kWh
theo Quyết định 2165/QD-TTg. Khi giá bán lẻ đạt đến mức chín cent, ngành điện sẽ hấp
dẫn hơn cho các nhà đầu tư. Ngoài ra, với việc điều chỉnh giá bán lẻ cao hơn, EVN có thể
sớm đạt được lợi nhuận sau khi bù đắp lỗ lũy kế, dẫn đến giá điện EVN mua từ các nhà
máy điện sẽ được điều chỉnh theo hướng đi lên.
1.2. Vị thế của công ty trong ngành
Tổng sản lượng điện của Việt Nam trong năm 2013 là 117,9 tỷ kWh, trong đó sản
lượng của BTP chỉ có 1 tỷ kWh, bằng chưa đến 1% tổng sản lượng. Ngoài ra, nhà máy
điện tua bin khí có chi phí nhiên liệu cao hơn so với nhà máy điện đốt than. Do đó, BTP
không có nhiều ưu thế trong chi phí hoạt động.
8 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP8

Hiện nay trên thị trường chứng khoán Việt Nam không có nhiều nhà máy điện khí
niêm yết và BTP là công ty tua bin khí niêm yết duy nhất trên sàn HOSE. So sánh công
suất giữa các công ty nhiệt điện niêm yết, BTP có công suất lớn hơn CTCP nhiệt điện
Ninh Bình và nhỏ hơn các công ty nhiệt điện còn lại. Tuy nhiên, khi Nhiệt điện Thái Bình
1 (2x300 MW) sáp nhập với Nhiệt điện Ninh Bình trong tương lai, sẽ nâng tổng công
suất của nhà máy mới lên đến 700 MW và vượt trội công suất của BTP.
Tên Công
suất
đặt
(MW)
Mã/Sàn
niêm yết
Loại
hình
Giá Số Lượng
Cổ phiếu
Vốn hóa
(tỷ đồng)
Doanh
thu
9T201
3 (tỷ
đồng)
LN
ròng
9T2013
(tỷ
đồng)
Nhiệt điện
Hải Phòng

1.200 HPTEP/O
TC
NĐ
Than
N/a 500.000.00
0
N/A 2.699 N/a
Nhiệt điện
Ninh Bình
100 NBP/HN
X
NĐ
Than
18.300 12.865.500 183 631 26,3
Nhiệt điện
Phả Lại
7.028 PPC/HOS
E
NĐ
Than
25.300 318.154.61
4
17.780 4.845 1.399
Nhiệt điện
Nhơn Trạch
2
750 NT2/UPC
OM
NĐ Khí 5.800 256.000.00
0

435 N/a N/a
Nhiệt điện
Bà Rịa
388,9 BTP/HO
SE
NĐ Khí 13.800 60.485.600 529 1.119,3 80,5
Các nhà máy nhiệt điện niêm yết
Nhà máy đã khấu hao hết
Hầu hết các nhà máy điện tua bin khí tại Việt Nam cũng như BTP sử dụng chu
trình tua bin khí hỗn hợp. Các nhà máy tua bin khí phát điện từ tua bin hơi nước - khí,
nén không khí và trộn với khí đốt. Sau đó, khí đốt và các hỗn hợp không khí nóng được
thổi vào tua bin, quay lưỡi tua bin và chạy máy phát điện. Hiệu suất chuyển đổi các tua
bin khí thường là hơn 60% và nhiệt thải hoặc nhiệt khí thải được khai thác liên tục trong
quá trình kế tiếp vì động cơ nhiệt chỉ sử dụng một phần năng lượng tạo ra. Nhiệt thải từ
tua bin khí được dẫn đến một hệ thống tua bin hơi nước, cung cấp thêm năng lượng cho
máy phát điện. Đây là một trong những công nghệ sản xuất điện hiệu quả nhất và toàn bộ
quá trình được gọi là chu trình tua bin khí hỗn hợp. Chu trình này có thể tạo ra thêm điện
năng mà không sử dụng thêm nhiên liệu nhờ tận dụng nguồn nhiệt thừa từ giai đoạn đầu
tiên.
BTP có tám tua bin khí và hai tua bin đuôi hơi mở rộng với tổng công suất lắp đặt
388,9 MW. Tất cả tua bin khí sử dụng công nghệ châu Âu và Nhật Bản và đã hoạt động
từ 10 đến 20 năm, bắt đầu từ năm 1992. Trong đó, sáu trên tám tua bin khí đã được nâng
9 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP9
cấp từ tua bin khí chu trình mở (chu trình đơn) và kết hợp với hai tua bin đuôi hơi để tạo
thành chu trình khí tua bin hỗn hợp (gồm hai giai đoạn). Hệ số sẵn sàng hoạt động (tính
bằng mức thời gian nhất định trong kỳ có thể sản xuất điện chia cho tổng mức thời gian
trong kỳ) của tua bin đuôi hơi có thể đạt 85%. Do thời gian hoạt động khá dài, tua bin khí
của BTP gần như đã khấu hao hết.
2. Phân tích hoạt động kinh doanh doanh nghiệp

BTP là công ty tiện ích trong lĩnh vực sản xuất điện. Tăng trưởng lợi nhuận của
BTP phụ thuộc vào hiệu quả hoạt động và nhu cầu tiêu thụ điện, đặc biệt là trong giờ cao
điểm và mùa khô. Sự ổn định khí đầu vào và chênh lệch tỷ giá từ khoản vay bằng đồng
Won của công ty cũng cần được xem xét khi đánh giá hiệu quả kinh doanh của BTP.
Sản xuất điện giảm dần qua năm
97% sản lượng điện của BTP được bán cho EVN và phần còn lại 3% dành cho sử
dụng nội bộ. Sản lượng điện thương mại của BTP tăng với tốc độ CAGR là 7%/năm
trong giai đoạn 1995-2010. Điện thương mại đạt đỉnh 2,3 tỷ kWh trong năm 2010 trước
khi giảm xuống còn 1,65 tỷ kWh năm 2011 (-28% so với cùng kỳ). Trong năm 2012, sản
lượng của BTP giảm 38% còn 1,02 tỷ kWh (-38% so với cùng kỳ) và năm 2013, sản
lượng của BTP giảm xuống chỉ còn 810 triệu kWh. Có hai lý do giải thích sự sụt giảm
sản lượng của BTP. Thứ nhất, vì hầu hết các máy móc của BTP của đã khấu hao hết và
sản xuất bị trì hoãn do bảo trì nên các tua bin không thể hoạt động đạt công suất thiết kế.
Thứ hai, các nhà máy thủy điện thường được ưu tiên bán điện cho EVN trong mùa mưa.
Theo đó, sản lượng của các nhà máy nhiệt điện nói chung và các nhà máy điện khí nói
riêng thường bị sụt giảm trong mùa mưa. Vì thế BTP đã điều chỉnh giảm 40% sản lượng
điện kế hoạch năm 2013 - từ 1,334 tỷ kWh đầu năm xuống 810 triệu kWh tháng 12/2013.
10 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP10
Sản lượng điện Bà Rịa qua các năm
Giá bán điện phụ thuộc vào EVN
Hợp đồng bán điện cho EVN được ký mỗi năm. Tuy nhiên, việc ký hợp đồng mới
với EVN thường chậm trễ, và hợp đồng thường được ký khi tất cả các biến động đầu vào
đều đã biết trong năm. Nhìn chung, giá bán điện thường gồm giá cố định, biến phí và lợi
nhuận định mức. Lợi nhuận định mức được tính toán để đảm bảo chủ đầu tư có thể thực
hiện nghĩa vụ trả nợ của mình cũng như đảm bảo tỷ suất lợi nhuận trước thuế đạt mức đã
thỏa thuận trong kế hoạch cổ phần hóa. Tại thời điểm cổ phần hoá, lợi nhuận định mức là
12% trên vốn điều lệ đối với PPC và 5% trên vốn điều lệ cho các nhà máy điện khác như
BTP và TMP. Tuy nhiên, do hạn chế thông tin, không tiếp cận được lợi nhuận định mức
gần nhất của BTP. Giá cố định dựa trên chi phí đầu tư vào nhà máy điện đã được khấu

hao trong năm cộng với chi phí bảo trì. Trong khi đó, biến phí được điều chỉnh khi giá
nhiên liệu (khí, xăng, dầu) hoặc tỷ giá hối đoái thay đổi. Trong 9T 2013, giá bán BTP đã
được tạm tính bằng cách dùng giá của các chi phí đầu vào của năm 2012. Nếu giá bán
trung bình được tính bằng cách chia tổng doanh thu từ việc bán điện cho tổng sản lượng
bán cho EVN, giá bán trung bình của BTP trong năm 2012 là 1.407 đồng/kWh (6,70
cent) và trong 9T 2013 là 1.414 đồng/kWh (6,73 cent), gần với mức giá 2012. Giá bán
cho EVN năm 2013 ước tính thấp hơn 1% so với năm 2012 do chi phí khấu hao giảm, chi
phí sửa chữa lớn năm 2013 đưa vào giá điện giảm, lợi nhuận định mức giảm, hệ số khả
dụng thấp hơn 2012.
Chi phí sản xuất cao
11 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP11
Sự ổn định khí đầu vào là rất quan trọng cho sản xuất điện của BTP. Hiện nay
BTP sử dụng khí thiên nhiên cung cấp từ bể Cửu Long, nằm gần nhà máy điện, giúp tiết
kiệm chi phí vận chuyển nhiên liệu. Tuy nhiên, vì khí từ bể Cửu Long được ưu tiên để
cung cấp cho nhà máy Đạm Phú Mỹ, BTP sẽ chuyển sang sử dụng khí đốt cung cấp từ bể
Nam Côn Sơn trong trường hợp thiếu khí, theo hợp đồng đã ký với PV Gas. Trong
trường hợp xấu hơn khi không có đủ khí cho sản xuất điện, BTP sẽ phải sử dụng dầu DO
cho nguyên liệu đầu vào với chi phí rất tốn kém. Vì thế, BTP có rủi ro về ổn định của
nguồn cung khí đầu vào, nếu xảy ra sẽ ảnh hưởng đáng kể đến hoạt động của doanh
nghiệp. Năm 2013, khí được cung cấp từ bể Cửu Long khá ổn định, BTP không lo ngại
về nguồn cung cấp trong năm. Đối với năm 2014, nguồn cung cấp khí đốt dự tính sẽ ổn
định do có thêm các nguồn khí bổ sung từ các mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh với sản lượng
khoảng 2 tỷ m3/năm.
Chi phí giá vốn phụ thuộc nhiều vào chi phí nhiên liệu. Chi phí nhiên liệu
thường dao động từ 65% đến 80% tổng chi phí. Chi phí khấu hao chiếm 11% và chi phí
bảo trì chiếm 6% đến 15% tùy thuộc vào mức độ bảo trì. Chi phí nhiên liệu chiếm phần
lớn giá vốn hàng bán của BTP, trong đó khí là nhiên liệu đầu vào chính. Sản xuất điện từ
khí thường dẫn đến chi phí cao hơn so với các phương pháp khác như thủy điện hoặc nhà
máy đốt than, dẫn đến giảm khả năng cạnh tranh của các nhà máy điện khí như BTP.

Giá khí đốt bán cho các nhà máy điện có một lộ trình điều chỉnh. Cụ thể, giá
bán một triệu BTU đạt 4,80 USD trong năm 2011 và lên đến 5,19 USD tháng 3/2013. Từ
tháng 3 năm 2014, giá khí sẽ là 5,39 USD/triệu BTU và tăng lên 5,61 USD/triệu USD
BTU từ 03/2015, tương ứng với mức tăng 4%/năm. Sau năm 2015, giá khí sẽ tăng thêm
2% mỗi năm. Nhờ giá đầu vào tăng theo lộ trình, BTP có thể hạn chế ảnh hưởng biến
động của giá khí, cân bằng chi phí và đàm phán với EVN để hưởng mức lợi nhuận định
mức.
12 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP12
Cơ cấu sản xuất của BTP
Biến động giá khí đầu vào
BTP thực hiện chính sách khấu hao nhanh. BTP sử dụng phương pháp khấu
hao theo đường thẳng đối với tài sản cố định. Tài sản của BTP đã khấu hao nhanh chóng
với thời gian 8 - 10 năm cho thiết bị và 12 - 25 năm đối với nhà xưởng. Khấu hao được
13 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP13
tính vào giá vốn hàng bán và là yếu tố để quyết định giá bán cho EVN. Với một chính
sách khấu hao nhanh, máy móc BTP ước tính sẽ khấu hao hết trong năm 2014, giá vốn
hàng bán của BTP sẽ giảm từ năm 2015 trở đi và giá bán cho EVN sẽ được điều chỉnh
cho phù hợp. Do đó, BTP chỉ có thể cải thiện lợi nhuận bằng cách tăng sản lượng và giảm
chi phí cố định.
BTP cân nhắc việc tham gia VCGM. Trong VCGM, các công ty có thể bán một
sản lượng nhất định cho EVN (từ 60% đến 95% công suất) thông qua đàm phán. Sản
lượng còn lại 5% đến 40% có thể bán cho EVN với giá thị trường. Sản lượng được bán
cho EVN với giá thị trường càng nhiều, lợi nhuận cho công ty càng được cải thiện. Lý do
cho việc này là các công ty có thể chủ động kiểm soát chi phí và nguồn cung của họ ở
một mức hợp lý để bán nhiều sản lượng với giá cao hơn, thay vì phụ thuộc nhiều vào
quyết định của EVN. Mặc dù có ý định tham gia VCGM, BTP không có trong danh sách
các nhà máy điện tham gia VCGM vào năm 2014 do Công ty còn phải giải quyết thách
thức là quản lý hiệu quả và giảm chi phí.

Doanh thu tài chính khiêm tốn
BTP không có đầu tư lớn trong việc mở rộng công suất nhưng BTP thực hiện đầu
tư vào các công ty điện khác. Trong trung hạn, BTP chỉ tập trung vào việc duy trì hoạt
động của các tua bin hiện có và đầu tư vào các nhà máy trong ngành. Theo định hướng
của EVN và Bộ Công nghiệp & Thương mại, BTP có thể đầu tư vào các công ty điện
khác dưới hình thức đầu tư trực tiếp (đầu tư vào một nhà máy điện) hoặc đầu tư tài chính
(mua cổ phiếu các công ty điện niêm yết). Sự tham gia của BTP vào các công ty liên kết
là không đáng kể và sẽ không cải thiện được vị thế của BTP trong ngành. Đây là mối
quan tâm chính đối với BTP. Tuy nhiên, các khoản đầu tư ít nhiều sẽ tăng thu nhập tài
chính của Công ty.
Hiện nay BTP có ba khoản đầu tư tài chính trong các nhà máy điện, bao gồm cả
nhà máy nhiệt Hải Phòng, Nhà máy Nhiệt điện Quảng Ninh, Công ty thủy điện Buôn
Đôn với tổng vốn đầu tư là 306 tỷ đồng (14,6 triệu USD) tính đến cuối năm 2013.
BTP sở hữu Công suất (MW) Cập nhật Giá trị đầu tư (Tỷ
đồng)
Nhiệt điện Hải
Phòng
2% 4x300 Tổ máy đầu tiên
vận hành trong
T10/2009 và tổ
máy thứ hai đã
phát điện trong
2012
108
Nhiệt điện Quảng
Ninh (Quảng Ninh
I và II)
2% 4x300 Nhiệt điện Quảng
Ninh I (hai tổ
máy) vận hành

114
14 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP14
trong 2010 Tổ máy
đầu tiên của Nhiệt
điện Quảng Ninh 2
vận hành vào
T12/2013
Công ty thủy điện
Buôn Đôn
25% 83,75
Chú ý: Công ty
Buôn Đôn đầu tư
vào nhà máy thủy
điện Srepok 4A
64 Shrepok 4A sẽ bắt
đầu vận hành
thương mại trong
2014
Nhiệt điện Quảng Ninh: dự án sử dụng công nghệ lò hơi than nghiền với công
suất 1.200 MW, bao gồm hai nhà máy Quảng Ninh 1 và 2. Bước đầu, nhà máy Quảng
Ninh 1 đã vận hành trong 2010 với tổng công suất 2x300 MW (hai tổ máy). Trong 2012,
Quảng Ninh 1 đã đóng góp 2,5 tỷ kWh vào lưới điện quốc gia. Trong giai đoạn kế tiếp
nhà máy Quảng Ninh 2 được xây dựng với công suất tương tự. Tổ máy đầu của Quảng
Ninh 2 đã bắt đầu phát điện vào tháng 12/2013. Khi đi vào vận hành hết công suất, tổ
máy ước tính phát được 7,2 tỷ kWh điện/năm. Cổ đông chiến lược của nhiệt điện Quảng
Ninh gồm EVN GENCO 1 (42%), PPC (16,35%), SCIC (11,42%) và Vinacomin
(10,62%). BTP chỉ góp 2,3% vào vốn điều lệ với tổng giá trị đầu tư khoảng 114 tỷ đồng.
Trong 2013, BTP đã nhận được cổ tức 5% của năm 2012 từ nhiệt điện Quảng Ninh, đạt
tỷ lệ lợi nhuận 4,5% trên vốn đầu tư, tỷ lệ này vẫn thấp hơn mức tiền gửi ngân hàng.

Nhiệt điện Hải Phòng: Dự án có công suất tương tự như nhiệt điện Quảng Ninh
1.200 MW. Nhiệt điện Hải Phòng có bốn tổ máy (300 MW mỗi đơn vị), gồm hai nhà
máy điện Hải Phòng 1 và Hải Phòng 2. Hai tổ máy của Hải Phòng 1 đã hòa lưới điện
quốc gia lần lượt vào tháng 10/2009 và trong năm 2012. Vào 30/08/2012, tổ máy đầu tiên
của Hải Phòng 2 kết nối với lưới điện quốc gia, nâng tổng công suất hoạt động lên 900
MW. Cổ đông sáng lập của nhà máy nhiệt điện Hải Phòng là EVN, Vinacomin và Tập
đoàn Bảo Việt. PPC cũng chiếm 24,5% của nhà máy Hải Phòng. BTP có 2% quyền sở
hữu trong nhà máy nhiệt điện Hải Phòng với giá trị đầu tư 108 tỷ đồng. Tính đến
11/12/2013, nhà máy Hải Phòng đã sản xuất 3,151 tỷ kWh điện và tổng sản lượng trong
năm ước đạt 3,337 tỷ kWh, cao hơn so với mục tiêu 6% cho cả năm.
Công ty thủy điện Buôn Đôn, tỉnh Đắk Lắk: Công ty Buôn Đôn được thành lập
bởi các thành viên của EVN, trong đó có hai công ty tư vấn kỹ thuật điện (PECC 4 và
PECC 2), PPC và BTP. Trong đó BTP chiếm 25% vốn điều lệ. Công ty Buôn Đôn là nhà
đầu tư chính của dự án thủy điện Srepok 4A (64MW với hai tổ máy). Buôn Đôn đã đầu
tư hai tỷ đồng (95,36 triệu USD) vào dự án này. Hai tổ máy của thủy điện Srêpôk 4A dự
kiến sẽ bắt đầu vận hành thương mại vào năm 2014.
15 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP15
Các khoản đầu tư tài chính của BTP là khá giống với nhiệt điện Phả Lại PPC, bao
gồm cả khoản đầu tư vào Quảng Ninh, nhà máy nhiệt điện Hải Phòng và Buôn Đôn. Tuy
nhiên, trong khi BTP dường vẫn duy trì tỷ lệ sở hữu 2% tại hai công ty này, PPC đã từng
bước tăng cổ phần của mình trong các nhà máy Hải Phòng và Quảng Ninh. Mặc dù Hải
Phòng và Quảng Ninh chưa đạt được lợi nhuận đáng kể do chi phí cao khi bắt đầu đi vào
hoạt động, hai nhà máy điện có thể đóng góp vào lợi nhuận của BTP khi sản lượng đạt
mức hòa vốn trong ba đến bốn năm tới. Trong khi đó, căn cứ vào tỷ lệ sở hữu 2% trong
các nhà máy điện, ước tính BTP sẽ thu cổ tức từ đầu tư là 5 tỷ đồng trong năm 2014, 10,1
tỷ đồng trong năm 2015 và 14,3 tỷ đồng trong năm 2016 đến 2018. Trong khi đó PPC sẽ
thu được lợi nhuận cao hơn nhiều so với BTP dựa trên tỷ lệ đầu tư cao hơn.
3. Phân tích tình hình tài chính
Tăng trưởng doanh thu

Do sản lương điện và giá bán điện cho EVN không ổn định, doanh thu BTP theo
đó cũng không ổn định. Trung bình tốc độ tăng trưởng CAGR của BTP trong thời gian
2008-2012 là 3%/năm nhưng doanh thu đã có biến động đáng kể. Trong năm 2009,
doanh thu 1.483 tỷ đồng, tăng 16% so với cùng kỳ và sau đó doanh thu tăng lên đến
2.047 tỷ đồng trong năm 2010. Xu hướng tăng được tiếp tục trong năm 2011 và đạt 2.400
tỷ đồng doanh thu trước khi giảm còn 1.430 tỷ đồng năm 2012, giảm 40%. Nguyên nhân
dẫn đến doanh thu giảm do sản lượng phát điện của công ty có xu hướng giảm.
Sản lượng, giá bán ước tính và doanh thu của BTP
16 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP16
Đầu năm 2013, BTP đặt mục tiêu kế hoạch kinh doanh với doanh thu 1.739 tỷ
đồng (trên cơ sở sản lượng 1,34 tỷ kWh) và 53,8 tỷ đồng lợi nhuận ròng. Vào cuối tháng
9/2013, BTP sản xuất 744 triệu kW, đạt doanh thu 1.053 tỷ đồng (chỉ hoàn thành 60,5%
kế hoạch năm) và lợi nhuận ròng đạt 80,6 tỷ đồng (150% kế hoạch năm). Kế hoạch lợi
nhuận ròng của công ty tương đối thấp, do đó BTP có thể dễ dàng hoàn thành kế hoạch
lợi nhuận cả năm chỉ trong chín tháng 2013. Đối với doanh thu, BTP đã điều chỉnh kế
hoạch giảm từ 1.739 tỷ đồng đồng xuống 1.214 tỷ đồng (-30%). Kế hoạch này được dựa
trên sản lượng 810 triệu kWh được điều chỉnh trong tháng 12/2013, tăng tỷ lệ doanh thu
hoàn thành 9T2013 lên 86,7% và tỷ lệ sản lượng thực hiện đến 92%.
BTP vừa công bố kết quả kinh doanh Q4/2013 với doanh thu đạt 86,9 tỷ đồng,
thấp hơn 83% so với cùng kỳ năm trước, và 1.140 tỷ đồng doanh thu cho cả năm, thấp
hơn 6% so với kế hoạch. Do điều kiện khí hậu trong kỳ thuận lợi cho thủy điện- nguồn
phát điện giá rẻ, EVN thường ưu tiên mua điện từ nguồn này so với mua từ các công ty
nhiệt điện như BTP. Theo đó sản lượng điện phát trong Q4 của BTP cũng ở mức thấp.
Tỷ suất lợi nhuận gộp
Lợi nhuận gộp của BTP dao động nhẹ qua các năm. Từ năm 2008 đến năm 2012,
tỷ suất lợi nhuận gộp của BTP dao động từ 10% đến 14%. Sản lượng điện bán cho EVN
được lên kế hoạch từ đầu năm. Nếu BTP muốn bán nhiều hơn sản lượng đã thỏa thuận
với EVN, EVN sẽ chỉ thanh toán ở mức giá thấp, chỉ đủ để bù đắp cho biến phí tăng
thêm.

17 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP17
Tỷ suất lợi nhuận của BTP
Biên lợi nhuận gộp của BTP trong 9T2013 chỉ là 11%, thấp hơn 4% so với
9T2012 do giá vốn hàng bán gia tăng. Trong Q4/2013, giá vốn của doanh nghiệp lại ở
mức 118,7 tỷ đồng, giảm 74% so với Q4/2012, kéo theo lợi nhuận gộp bị âm 31,8 tỷ
đồng. Nguyên nhân chính dẫn đến giảm biên lợi nhuận gộp là do BTP đã ghi nhận trước
chi phí bảo trì vào giá bán điện trong khi giá thành chưa ghi nhận trong những quý trước.
Vì vậy trong quý này chi phí phải được ghi nhận vào giá thành nhưng giá bán điện không
tăng tương ứng. Với kết quả kinh doanh không khả quan trong Q4, lợi nhuận gộp của
BTP đã giảm xuống 7,6% cho cả năm tài chính.
Thu nhập tài chính thuần
Doanh thu tài chính cả năm đạt 113,6 tỷ đồng bao gồm lãi tỷ giá, lãi tiền gửi ngân
hàng và lãi từ đầu tư vào các công ty điện khác. Doanh thu tài chính trong năm tăng
mạnh 3,7 lần so với cùng kỳ năm trước nhờ lượng tiền và tương đương tiền dồi dào. Tiền
thu từ đầu tư vào các nhà máy điện khác rất nhỏ chỉ khoảng 5 tỷ đồng. Trong khi đó, chi
phí tài chính ở mức 79 tỷ, trong đó 25,5 tỷ là chi phí lãi vay.
Lợi nhuận thuần
Nhìn chung cả năm BTP đạt 70,4 tỷ đồng LNST, giảm 47,8% so với 2012 nhưng
vẫn vượt mức LNST kế hoạch đã điều chỉnh của năm 2013 là 53,86 tỷ đồng. Như vậy
EPS 2013 của BTP chỉ ở mức 1.164 đồng/cổ phiếu, tương đương P/E đạt 12,9x.
Đòn bẩy tài chính
Rủi ro đáng kể từ chênh lệch tỷ giá, đặc biệt là từ đồng KRW. BTP có ba khoản
vay ngoại tệ dài hạn bằng USD và KRW. Khoản vay lớn nhất hiện nay của BTP là bằng
đồng Won. Trong khi đó, thu nhập của Công ty đều bằng VND, dẫn đến rủi ro ngoại hối
vì BTP không có nguồn thu ngoại tệ.
Khoản vay đầu tiên bằng USD là khoản vay lại từ EVN (EVN được tài trợ bởi
Ngân hàng Thế giới) để cung cấp vốn cho dự án tua bin hơi nước 306-1. Lãi suất cố định
ở mức 7,1%/năm với thời hạn cho vay là 8 năm kể từ năm 2007. Giá trị khoản vay ban
đầu là 24 triệu đô (506 tỷ đồng) và dư nợ cho vay tính đến năm 2012 là 4,6 triệu USD (96

tỷ đồng). Theo tính toán, khoản vay sẽ được trả hết trong năm 2014.
Giá trị Lưu ý
Nợ vay bằng USD 1.295.667 Ước tính đến 31/12/2013
Tương đương VND 26.969.308.605 Theo tỷ giá 20.815 của
31/12/2012
Tương đương VND 27.319.138.695 Theo tỷ giá 21.085 của
31/12/2013
18 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP18
Lỗ tỷ giá (chưa hiện thực hóa) tỷ
đồng
-349.830.090
Khoản vay thứ hai cũng được vay bằng USD từ EVN để trả cho chi phí đào tạo.
Lãi suất cho vay là 5,9%/năm trong 14 năm, bắt đầu từ năm 2012 với dư nợ cho vay
11.428,57 USD (240 triệu đồng).
Giá trị Lưu ý
Nợ vay bằng USD 10.612 Ước tính đến 31/12/2013
Tương đương VND 220.888.780 Theo tỷ giá 20.815 của
31/12/2012
Tương đương VND 223.759.156 Theo tỷ giá 21.085 của
31/12/2013
Lỗ tỷ giá (chưa hiện thực hóa) tỷ
đồng
-2.865.306
Khoản vay thứ ba, BTP vay 50 tỷ KRW (910 tỷ đồng) với lãi suất 2,2%/năm từ
Quỹ Hợp tác Phát triển Kinh tế (EDCF) để tiến hành nâng cấp tua bin hơi nước 306-2.
Vào cuối năm 2012, dư nợ cho vay là 35 tỷ KRW (620 tỷ đồng). Đây là khoản vay lớn
nhất của BTP và ảnh hưởng đáng kể đến hoạt động của BTP khi có biến đổi tỷ giá hối
đoái VND/KRW.
Giá trị Lưu ý

Nợ vay bằng KRW 32.871.671.081 Ước tính đến 31/12/2013
Tương đương VND 583.143.444.977 Theo tỷ giá 17,74 của 31/12/2012
Tương đương VND 597.278.263.542 Theo tỷ giá 18,17 của 31/12/2013
Lỗ tỷ giá (chưa hiện thực hóa) tỷ
đồng
-14.134.818.565
Hưởng lợi từ phương pháp kế toán mới. Trước năm 2012, BTP sử dụng tỷ giá hối
đoái xuất nhập khẩu để ghi nhận các khoản vay. Do đồng Won tại Việt Nam thiếu tính
thanh khoản dẫn đến sự chênh lệch lớn giữa tỷ giá xuất nhập khẩu và tỷ giá hối đoái của
ngân hàng thương mại, khiến cho lỗ chênh lệch tỷ giá hối đoái ngày càng lớn mỗi năm.
Trung bình từ năm 2009 đến năm 2011, con số lỗ này là 129 tỷ đồng/năm (6,1 triệu
USD).
Tuy nhiên, vào ngày 24/10/2012, Nghị định 179/2012/TT-BTC đã thay đổi
phương pháp tính chênh lệch tỷ giá. Theo đó, các khoản vay nước ngoài được ghi nhận
trên cơ sở giá mua vào của ngân hàng thương mại thay vì tỷ giá xuất nhập khẩu như trước
đây. Vì vậy, khoản vay KRW của BTP trong năm 2012 được áp dụng tỷ giá hối đoái
KRW/VND là 17,74 thay vì 19,41, giảm chi phí tài chính đáng kể 102 tỷ đồng. Tỷ giá
19 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP19
mua vào của các ngân hàng được áp dụng từ năm 2012. Biểu đồ dưới đây cho thấy KRW
đã lên giá so với VND từ năm 2008 đến nay. Nếu VND tiếp tục mất giá so với KWR,
BTP sẽ bị thiệt hại lỗ tỷ giá trong những năm kế tiếp. Việc được lợi từ chênh lệch tỷ giá
trong năm 2012 của BTP là việc hưởng lợi nhất thời từ quy định mới của Chính phủ.
Diễn biến tỷ giá VND/KRW 2006-2013
Thanh khoản
Hệ số khả năng thanh toán hiện hành ở mức cao, hầu hết các khoản phải thu
là từ EVN. BTP chỉ bán điện có một người mua duy nhất (EVN), do đó, 98% số tiền
phải thu ngắn hạn của BTP đến từ EVN. Vòng quay phải thu của BTP 2008 đến 2012 là
197 ngày với số dư phải thu được ở mức trung bình 868 tỷ đồng/năm. Trong đó 45-50%
số dư phải thu đến từ kinh doanh điện với EVN và số còn lại là từ các khoản phải thu nội

bộ với EVN. Việc này khá phổ biến trong ngành điện khi mà EVN chiếm ưu thế và đóng
vai trò quan trọng trong cơ cấu cổ đông của các công ty điện lực. Bên cạnh BTP, các
công ty điện lực niêm yết khác như PPC, NBP, TMP, VSH, TBC cũng có các khoản
phải thu tương tự với EVN. Hệ số khả năng thanh toán hiện tại của BTP được duy trì ở
mức cao, khoảng 3 lần trong giai đoạn 2008-2013.
Chỉ số thanh khoản cao với các khoản phải thu thấp và lượng tiền mặt dồi
dào trong 2013. Cho đến cuối 2013, số khoản phải thu của BTP đã giảm đáng kể từ
602,8 tỷ đồng từ đầu năm 2013 xuống 77 tỷ đồng (giảm 277% so với cùng kỳ) vì BTP
không có thu nội bộ với EVN (BTP đã thu được khoản tiền từ khi cổ phần hóa) và 100%
phải thu còn lại là từ lượng giao dịch với EVN.
Nhờ các khoản phải thu giảm, tiền và tương đương tiền (cộng với đầu tư ngắn hạn)
của BTP tăng từ 757 tỷ đồng vào đầu năm 2013 đồng lên đến 1,078 tỷ đồng (tăng 42% so
với năm trước) trong 2013. Tiền và tương đương tiền chiếm 53% tổng tài sản của BTP.
20 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP20
Theo đó, tiền lãi từ tiền gửi ngân hàng tăng lên 76 tỷ đồng trong 2013, cao hơn so với
năm trước ba lần.
Bảng cân đối tài sản
Tiền và tương đương tiền
Vì BTP không có đầu tư đáng kể, Công ty duy trì một lượng tiền mặt dồi dào,
tương đương với 58% tổng tài sản. Trong đó, 2/3 tiền và tương đương tiền là tiền gửi
ngân hàng với lãi suất trung bình 5%/ năm.
Vốn lưu động
Trong năm 2013, tổng tài sản của BTP giảm mạnh 15% so với năm trước, chủ yếu
do các khoản phải thu sụt giảm nhờ BTP nhận được khoản phải thu sau khi cổ phần hóa
từ EVN. Trong những năm tiếp theo, ước tính khoản phải thu của BTP sẽ tăng trở lại dựa
trên cách mua bán điện thông thường giữa EVN và các nhà máy điện. Tồn kho của BTP
chủ yếu là khí tự nhiên cho sản xuất điện. Giả định thời gian tồn kho của BTP là hai
tháng. Các khoản phải trả của BTP rất nhỏ, khoảng 60 tỷ đồng, chủ yếu là phải trả bảo trì.
Tài sản cố định

Uớc tính tài sản cố định sẽ sụt giảm trong 2014 khi máy móc đã khấu hao hết.
Trong những năm tiếp theo, ước tính tài sản cố định của BTP sẽ không có biến động
mạnh. Công ty thường dành khoảng 100 tỷ đồng (4,8 triệu USD) để bảo trì máy móc lớn
hoặc một nửa chi phí trên cho bảo trì nhỏ.
Đầu tư dài hạn
Dự tính rằng BTP sẽ không thực hiện bất kỳ khoản đầu tư mới vào các dự án nhiệt
điện mới. Hơn nữa, BTP không có kế hoạch tăng vốn trong các khoản đầu tư hiện tại ở
các công ty nhiệt điện. Thêm vào, tuy BTP có ý định đầu tư vào các nhà máy sản xuất
điện từ gió với công suất 50MW nhưng đây chỉ là một ý định đầu tư và chưa có kế hoạch
chi tiết, nên không tính dự án này trong mô hình định giá Công ty.
Cơ cấu tài chính
Từ năm 2014 đến năm 2018, dự tính tỷ số Nợ phải trả/Vốn giảm dần từ 38% năm
2014 xuống 24% vào năm 2018 vì BTP không có kế hoạch mở rộng nhà máy hoặc tăng
vốn chủ sở hữu. Thêm vào đó khi các khoản vay đã trả xong BTP không có nhu cầu vay
nợ thêm dựa trên giả định Công ty không có khoản đầu tư tiềm năng nào.
Cơ cấu tài
chính
2014E 2015E 2016E 2017E 2018E
Nợ phải trả (Tỷ
đồng)
625 558 519 448 405
21 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP21
Vốn (Tỷ đồng) 1.645 1.629 1.651 1.638 1.677
Tỷ lệ % 38% 34% 31% 27% 24%
Cơ cấu tài
chính
2014E 2015E 2016E 2017E 2018E
Chính sách cổ tức
BTP sẽ duy trì cổ tức 8% đến 10% (800 đến 1.000 đồng/cổ phiếu) trong giai đoạn

2014 đến 2018 (trung bình tỷ lệ chi trả cổ tức là 58% thu nhập ròng) dựa vào kết quả kinh
doanh. Với mức giá hiện tại 14.700 đồng/CP (ngày 06/02/2014) và cổ tức 8% (800
đồng/CP), tương đương với lợi tức 5,4%. cổ phiếu BTP kém hấp dẫn hơn so với lãi suất
tiền gửi ngân hàng. BTP có thể áp dụng mức trả cổ tức hợp lý hơn để thu hút các nhà đầu
tư và cân bằng với tốc độ tăng trưởng của doanh nghiệp.
4. Định giá
4.1. So sánh với các công ty trong ngành
Do không có công ty nhiệt điện khí nào trong nước có đầy đủ số liệu để so sánh
với BTP nên chúng ta lựa chọn các công ty nhiệt điện khí trong khu vực để thực hiện so
sánh tương quan. Ngoài ra, cần loại những công ty nhiệt điện khí có hệ số quá cách biệt
với các công ty còn lại và chọn được bốn công ty trong danh sách so sánh.
JSW Energy Ltd (Ấn Độ) sản xuất điện sử dụng khí đốt và than đá. Công ty
hoạt động thông qua công ty con ở Rajasthan.
Công ty TNHH Nhiệt điện Inner Mongolia MengDian Huaneng (Trung Quốc)
sản xuất điện và phân phối nhiệt điện khí và thủy điện. Công ty cung cấp cho khu vực
phía Tây địa phận Mông Cổ.
Công ty TNHH Top Energy Sơn Tây (Trung Quốc) với các nhà máy nhiệt điện
khí, sản xuất và cung cấp điện cho địa phận Sơn Tây.
Công ty TNHH Guodian Changyuan Electric Power (Trung Quốc) sản xuất
điện từ các nhà máy thủy điện và các nhà máy nhiệt điện khí.
Mã P/E TTM(*)
2013
P/E 2014E P/E Thị
trường
Ratio
P/E so
với P/E
Thị
trường
P/B

2013
EV/EBITD
A 2013
ROE
2013
JSW IN
Equity
8,24 7,07 16,70 0,49 1,29 5,53 16,6%
600863
CH Equity
7,36 7,81 10,20 0,72 1,18 7,17 15,3%
22 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP22
600780
CH Equity
13,25 10,54 10,20 1,30 1,72 N/A 10,9%
000966
CH Equity
4,57 11,98 10,20 0,45 2,31 7,91 16,7%
Trung vị 7,80 9,17 10,20 0,61 1,50 7,17 15%
BTP VN
EQUITY
6,81 6,08 13,87 0,49 0,81 1,42 7,1%
Chúng ta so sánh BTP với các nhà máy điện khí khác trong khu vực theo các tỷ lệ
tài chính EV/EBITDA, P/E, P/B và ROE. Như chúng ta có thể thấy, tỷ lệ giao dịch P/E
của BTP năm 2013 là tương đối cao so với mức P/E trung bình. Trong năm 2014, BTP
giao dịch ở mức P/E tương đối phù hợp với P/E trung bình của vùng. Mặc dù vậy, P/B và
ROE của BTP thấp hơn đáng kể. So sánh tương đối giữa BTP và các công ty cùng ngành
trong khu vực chỉ thể hiện được triển vọng ngắn hạn của công ty, chứ không phải dài hạn.
Khi so sánh đơn thuần giá trị P/E giữa các doanh nghiệp điện ở các thị trường

khác nhau sẽ không đưa đến kết luận chính xác do điều kiện về lãi suất và vĩ mô khác
nhau. Để có sự so sánh chính xác hơn, sử dụng phương pháp so sánh P/E tương đối.
Trước tiên thực hiện việc tính toán giá trị P/E trailing tương đối của các Công ty (dùng
P/E Công ty so sánh chia cho P/E thị trường tương ứng) và tính ra trung vị của các công
ty từ các giá trị P/E trailing tương đối này. Sau đó tính P/E tương đối của BTP bằng cách
nhân giá trị P/E trailing trung vị với P/E của thị trường Việt Nam, dùng giá trị P/E tương
đối tìm được nhân với EPS 2014 của BTP. Giá trị tương đối tìm được của BTP là 17.738
đồng. Điều này có nghĩa là BTP đang bị định giá thấp hơn so với doanh nghiệp cùng
ngành trong khu vực.
Mã
Giá trị
Trung vị của P/E công ty so với P/E thị trường 0,61
P/E của thị trường Việt Nam 13,87
EPS TTM 2013 của BTP(đồng/cổ phiếu) 2,106
Giá tương quan của BTP (đồng/cổ phiếu) 17.738
Trung vị của P/E công ty so với P/E thị trường 0,61
P/E của thị trường Việt Nam 13,87
4.2. Phương pháp chiết khấu dòng tiền (DCF)
Tính toán giá trị nội tại của BTP theo phương pháp chiết khấu dòng tiền là một
trong những phương pháp phù hợp nhất để đánh giá một doanh nghiệp tiện ích. Tính ra
23 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP23
chỉ số WACC là 11% cho BTP với beta 0,96, là chỉ số beta trong một năm thu thập từ
Bloomberg. Ngoài ra, tốc độ tăng trưởng dài hạn 2% được áp dụng do tăng trưởng của
BTP bị hạn chế trong dài hạn khi không có đầu tư bổ sung. Lãi suất phi rủi ro áp dụng là
9%, là lợi suất trái phiếu chính phủ 5 năm. Tính toán được giá trị nội tại của BTP là
15.460 đồng/cổ phiếu.
Chi phí vốn Giá trị
Lợi suất trái phiếu chính phủ năm năm 9,00%
Beta 0,96

Tỷ suất lợi nhuận thị trường 15,00%
Chi phí vốn 14,76%
Chi phí lãi vay
Lãi suất vay dài hạn 10%
suất vay dài hạn 10%
Thuế suất 22%
Chi phí lãi vay sau thuế 7,8%
Giá hiện tại (VND) 14.800
Khối lượng cổ phiếu lưu hành 60.485.600
Vốn hóa (tỷ đồng) 895
Nợ (tỷ đồng) 733
WACC 11%
Tăng trưởng dài hạn 2,0%
Giá trị một cổ phiếu 15.460
4.3. Phân tích độ nhạy
Độ nhạy của sản lượng đối với doanh thu và giá cổ phiếu
24 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP24
Phân tích độ nhạy để xem xét ảnh hưởng của sản lượng đối với doanh thu và giá
cổ phiếu. Giá cổ phiếu dao động tương ứng với dao động sản lượng nhưng với tốc độ
chậm hơn.
Sản lượng Thay đổi Doanh thu Thay đổi Giá cổ phiếu Thay đổi
845 1,0% 1.196 1,0% 15.467 0,0%
854 2,0% 1.207 2,0% 15.475 0,1%
862 3,0% 1.219 3,0% 15.482 0,1%
837 0,0% 1.184 0,0% 15.460 0,0%
829 -1,0% 1.172 -1,0% 15.453 -0,0%
820 -2,0% 1.160 -2,0% 15.445 -0,1%
Độ nhạy của tỷ giá VND/KRW đối với giá cổ phiếu
Vì tỷ giá hối đoái VND/KRW biến động ảnh hưởng đến hoạt động của BTP, tiến

hành phân tích độ nhạy của tỷ giá để xem xét ảnh hưởng đến định giá cổ phiếu BTP. Giá
trị cổ phiếu của BTP có xu hướng đối nghịch với tỷ giá VND/KRW nhưng ở mức cao
hơn, vì vậy giá cổ phiếu của BTP sẽ bị ảnh hưởng mạnh bởi dao động của tỷ giá hối đoái.
Tỷ giá Thay đổi Giá cổ phiếu Thay đổi
18,69 1% 15.338 -0,8%
18,87 2% 15.216 -1,6%
19,06 3% 15.094 -2,4%
18,50 0% 15.460 0,0%
18,32 -1% 15.582 0,8%
18,13 -2% 15.704 1,6%
17,95 -3% 15.826 2,4%
17,76 -4% 15.948 3,2%
25 Môn Phân tích và quản trị đầu tư – Trần Trung Hiếu – STT 27
Phân tích công ty cổ phần nhiệt điện Bà Rịa - BTP25