baocaocapnhatgas_RPIM.pdf - …static.tinnhanhchungkhoan.vn/Uploaded/BCPT/2017_05_23/... · 2015 2016 2017E 2018E ... (sở hữu 100% từ công ty TNHH lọc hóa dầu Bình Sơn)

Trang 1

Báo cáo lần đầu

Báo cáo lần đầu

22/05/2017

Đánh giá TRUNG LẬP

HOSE: GAS Dầu khí

Giá thị trường (VND) 58,100

Giá mục tiêu (VND) 61,300

Tỷ lệ tăng giá bình quân năm 5.5%

Suất sinh lợi cổ tức 5.2%

Suất sinh lợi bình quân

năm

10.7%

Diễn biến giá cổ phiếu (%) YTD 1T 3T 12T

Tuyệt đối -5% 2% -3% 4%

Tương đối -14% 0% -6% -39%

Nguồn: StoxPlus, so với VNI

Thống kê 22/05/17 Thấp/Cao 52 tuần (VND) 53k-73.2k

SL lưu hành (triệu cp) 1,913

Vốn hóa (tỷ đồng) 111,165

Vốn hóa (triệu USD) 5,000

% khối ngoại sở hữu 2.97%

SL cp tự do (triệu cp) 57.4

KLGD TB 3 tháng (cp) 570k

VND/USD 22,100

Index: VNIndex / HNX 744/92.7

Nguồn: StoxPlus

Cơ cấu sở hữu 22/05/17 Tập đoàn dầu khí Việt Nam 95.79%

Nguồn: StoxPlus

Trần Hà Xuân Vũ

(+84 8) 3914 8585 - Ext: 1459 [email protected] www.kisvn.vn

Tổng công ty khí Việt Nam (HSX: GAS) Hoạt động kinh

doanh khó tăng trưởng mạnh đến 2019.

Thuận lợi:

- Thế giới đang dần chuyển sang tiêu thụ khí tự nhiên.

- Độc quyền trong vận chuyển khí tại Việt Nam.

- Áp dụng chính sách “giá sàn” nhằm cải thiện giá bán cũng như duy trì biên

lợi nhuận gộp.

- Nhu cầu về khí của các khách hàng điện đạm là ổn định.

- Tình hình tài chính lành mạnh.

Bất lợi:

- Những dự án chính bị giãn tiến độ, làm ảnh hưởng đến tăng trưởng trong

ngắn hạn

- Những mỏ khí mới có chi phí khai thác cao.

- KQKD phục thuộc vào giá dầu.

Khuyến nghị:

Trong năm 2017, chúng tôi dự phóng doanh thu và LNST cho công ty mẹ đạt lần

lượt 60,790 tỷ đồng (+3%n/n) và 6,348 tỷ đồng (-9.5% n/n). Dựa vào pwhwong

pháp P/E và P/B, chúng tôi định giá GAS tại mức 61,300 đồng/cp vào cuối năm

2017, tương đương với P/E là 18.2x. Tổng mức sinh lợi là 10.7%. Khuyến nghị

TRUNG LẬP.

2015 2016 2017E 2018E

DT Thuần (tỷ đồng) 64,300 59,076 60,790 69,218 Tăng trưởng (%) -12% -8% 3% 14%

LN hoạt động (tỷ đồng) 10,665 8,459 7,636 8,992

Biên lợi nhuận (%) 16.6% 14.3% 12.6% 13.0%

LN khác 80 51 51 51 LNST (tỷ đổng) 8,832 7,172 6,647 7,603

Biên lợi nhuận (%) 13.74% 12.14% 10.93% 10.98%

SLCP lưu hành (triệu cp) 1,895 1,914 1,914 1,914 EPS (hiệu chỉnh, VND) 4,503 3,558 3,184 3,737

Tăng trưởng (%) -40% -21% -10% 17% ROE (%) 22% 17% 16% 18% Nợ ròng/VCSH (%) -41% -29% -35% -35% PE (x) 12.9 16.3 18.2 15.5 PB (x) 2.7 2.8 2.8 2.7 EV/EBITDA (x) 6.8 8.5 8.5 7.3 Cổ tức (VND) 1,700 4,800 3,000 3,000

Suất sinh lợi cổ tức (%) 2.9% 8.3% 5.2% 5.2%

0

1,000

2,000

3,000

0

20

40

60

80

Biểu đồ giao dịch1,000 đồng

1,000 cp

Trang 2

Báo cáo lần đầu – GAS – TRUNG LẬP

BÁO CÁO CẬP NHẬT

CTCP Chứng khoán KIS Việt Nam

I) Khí tự nhiên

Khí tự nhiên là một hỗn hợp hydrocarbon và được xem là nguồn ngăng lượng sạch,

an toàn, có thể áp dụng được rộng rãi trong nhiều ngành sản xuất công nghiệp.

Trong giai đoạn 2010-2015, tiêu thụ khí tự nhiên tăng trưởng hằng năm ở mức

1.6%. Theo dự báo của EIA , tiêu thụ khí tự nhiên kỳ vọng tăng trưởng hằng năm

1.9% từ đây đến 2040. Trong đó, các nhà máy điện dự kiến chiếm đến 74% nhu cầu

sử dụng khí tự nhiên vào cuối năm 2040.

Hiện tại nguồn cung khí trên thế giới lớn hơn nhu cầu hiện tại do dự báo tăng

trưởng về nhu cầu trong tương lai ở khu vực châu Á (trung bình 4.4%/năm đến

2040) cũng như xu hướng chuyển sang những nguồn năng lượng sạch, ít thải CO2

hơn so với những nguồn năng lượng truyền thống khác như dầu, than đá. Theo dự

báo EIA, nguồn cung khí tự nhiên cũng tăng trưởng 1.9% - cùng với mức tăng

trưởng của nhu cầu từ đây đến năm 2040.

Taị châu Á, giá khí tự nhiên thường được quy định trong các hợp đồng neo vào giá

dầu hoặc các thành phẩm của dầu như FO. Do đó, xu hướng giá khí tự nhiên khu

vực trong tương lai sẽ phụ thuộc nhiều vào sự biến động giá dầu trong thời gian tới.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2040F

Cung - cầu khí tự nhiên trên thế giớiNguồn: EIA.

Tiêu thụ Sản xuất

Tỷ m3

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2017 2018 2019 2020 2021

Dự báo giá dầuNguồn: KISVN, Investing.comUSD/thùng

Trang 3




Từ lúc thỏa thuận cắt giảm sản lượng của OPEC được thông qua từ cuối năm

2016, hầu hết các tổ chức đều dự báo giá dầu sẽ tăng trong năm 2017 và dao động

trong khoảng 50USD – 55USD và có xu hướng tăng trong các năm sau. Dựa vào

dự báo của 26 tổ chức, chúng tôi ước tính giá dầu trung bình năm 2017 sẽ vào mức

54.7USD.

II) Tổng quan về tổng công ty khí Việt Nam

1) Cơ cấu tổ chức

Tổng công ty khí Việt Nam (PVGas) là đơn vị thành viên trực thuộc Tập đoàn dầu

khí Việt Nam (PVN) với tỷ lệ sở hữu là 95.79%. Tổng vốn điều lệ của PVGas tính

đến thời điểm cuối năm 2016 là 19,139 tỷ đồng. PVGas hiện có 7 công ty con chủ

yếu hoạt động trong lĩnh vực phân phối, sản xuất khí thiên nhiên.

Sơ đồ tổ chức PVGas

Tên công ty con Tỷ lệ sở hữu Ngành nghề kinh doanh CTCP khí hóa lỏng miền Bắc* 35.88% Phân phối LPG CTCP khí hóa lỏng miền Nam* 35.26% Phân phối LPG CTCP phân phối khí áp thấp 50.5% Phân phối khí áp thấp CTCP bọc ống dầu khí Việt Nam 52.94% Bọc ống CTCP sx ống thép dầu khí Việt Nam 99.99% Sx ống thép dầu khí CTCP CNG Việt Nam 56% Phân phối CNG CTCP LNG Việt Nam 51% Phân phối LNG

* Vì PVGas có quyền quyết định nhân sự tại CTCP khí hóa lỏng miền Bắc, miền Nam nên các công ty này được xem như là công ty con dù tỷ lệ sở hữu nhỏ hơn 50%.

2) Hoạt động kinh doanh:

Hoạt động chính của PVGas là thu gom, tàng trữ, vận chuyển và phân phối khí

thông qua các công ty con. Tại Việt Nam, PVGas là đơn vị duy nhất được tập đoàn

dầu khí Việt Nam giao nhiệm vụ thực hiện các hoạt động trên.

Sản phẩm

Sản phẩm chủ yếu của PVGas là khí khô, LPG, condensate.

+ Khí khô chiếm tỷ trọng lớn trong cơ cấu doanh thu và chủ yếu cung cấp cho các

khách hàng điện, đạm. Khí khô là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí

đồng hành sau khi đã tách nước, tạp chất, LPG và condensate tại nhà máy xử lý

khí. Thành phần chủ yếu khí khô là CH4.

+ LPG (Khí dầu mỏ hóa lỏng) chiếm tỷ trọng lớn thứ hai trong doanh thu của

PVGas. LPG chủ yếu gồm Propane và Butane, phát sinh từ quá trình lọc dầu thô

hay xử lý khí tự nhiên. Tại Việt Nam, 40% nhu cầu LPG trong nước được sản xuất

từ nhà máy khí Dinh Cố (100% sở hữu bởi PVGas), nhà máy lọc dầu Dung Quất

(sở hữu 100% từ công ty TNHH lọc hóa dầu Bình Sơn) và hơn 60% được PVGas

nhập khẩu từ nước ngoài. Từ T6/2017, nhà máy xử lý khí Cà Mau bắt đầu đi vào

hoạt động và cung cấp 207,500 tấn LPG cho thị trường nội địa

+ Condensate chiếm tỷ trọng nhỏ trong cơ cấu sản phẩm. Đây là hỗn hợp

hydrocarbon lỏng được tách ra từ khí đồng hành hoặc khí thiên nhiên trong quá

trình khai thác, vận chuyển và xử lý khí. Hiện nay, condensate được sản xuất từ

nhà máy xử lý khí Dinh Cố, Nam Côn Sơn và nhà máy xử lý khí Cà Mau

Khách hàng

Trang 4




Khách hàng chính của PVGas là các nhà máy nhiệt điện khí, nhà máy đạm. 82% khí

khô của PVGas cung cấp chủ yếu cho các nhà máy nhiệt điện, 10% dành cho các

nhà máy Đạm Cà Mau, Đạm Phú Mỹ và cuối cùng là hộ công nghiệp với tỷ trọng

khoảng 8%

Hệ thống dẫn khí

PVGas hiện tại đang vận chuyển khí từ ngoài khơi vào bờ thông qua 4 đường ống

dẫn khí: Bạch Hổ (Bể Cửu Long), Nam Côn Sơn 1 (Bể Nam Côn Sơn), PM3-CAA

(Bể Malay – Thổ Chu) và Hàm Rồng-Thái Bình (Bể Sông Hồng). Cụ thể

+ Khí từ đường ống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn 1 được đưa vào nhà máy xử lý khí

Dinh Cố (Bà Rịa – Vũng Tàu)

+ Khí từ đường ống PM3-Cà Mau được đưa về nhà máy xử lý khí Cà Mau hoặc các

trạm phân phối khí và từ đó đi theo các đường ống dẫn khí trên bờ tới cụm nhà máy

điện đạm tại Cà Mau.

+ Khí theo đường ống Hàm Rồng - Thái Bình được đưa đến trung tấm phân phối

khí tại KCN Tiền Hải (Thái Bình) và từ đó được dẫn đến các hộ tiêu thụ trong KCN

Tiền Hải.

Hiện tại, sản lượng khí từ khu vực miền Nam vẫn là chiếm chủ yếu trong đầu vào

của PVGas với tổng công suất khoảng 11 tỷ m3 khí/năm, trong khi công suất đường

ống dẫn khí khu vực miền Bắc là 206 triệu m3 khí/năm.

Hệ thống đường ống hiện hữu của PVGas tại miền Nam

Nguồn: PVGas

Trang 5




Cơ chế mua, bán khí

Hiện tại PVGas mua khí từ 3 nguồn chính: bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn, bể

Malay – Thổ Chu và chính sách mua, bán khí tại 3 bể này là khác nhau.

Tên bể Lô khai thác

Cửu Long Bạch Hổ, Rồng/ Đồi Mồi, Sư Tử Trắng/Vàng/ Đen, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng, Tê Giác Trắng ….

Nam Côn Sơn Lan Tây/ Lan Đỏ, Rồng Đôi, Hải Thạch – Mộc Tinh, Chim Sáo, Đại Hùng.

Malay-Thổ Chu PM3-CAA, 46- Cái Nước.

Nguồn: PVGas.

Mua khí:

+ Bể Cửu Long: PVGas mua khí từ chủ mỏ (PVN) với giá bán tăng dần theo hằng

năm. Tính đến cuối năm 2015, giá khí mua vào bờ của bể Cửu Long ở mức 3.26

USD/MMBTU.

+ Bể Nam Côn Sơn: Giá mua khí được xác định trong hợp đồng mua bán khí dài

hạn giữa PVGas và chủ mỏ.

+ Bể Malay – Thổ Chu: PVGas mua khí từ chủ mỏ (PVN và Talisman Ltd) với giá

khí được tính toán dựa trên giá dầu FO, DO tại thị trường Singapore.

Bán khí:

+ Đối với các khách hàng là nhà máy nhiệt điện:

* Khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn: giá bán được chia làm 2 phần khác nhau

cho sản lượng khí bán ra: trong bao tiêu (ToP) và trên bao tiêu (AToP). Với giá bán

trong bao tiêu (khoảng 3.55 tỷ m3/năm), giá khí được xác định theo từng năm. Đối

với giá trên mức bao tiêu, công thức tính được thể hiện ở bảng dưới đây.

Thời gian Công thức tính

Từ 1/4/2014 0.7*Giá thị trường + chi phí vận chuyển, phân phối Từ 1/7/2014 0.8*Giá thị trường + chi phí vận chuyển, phân phối Từ 1/1/2015 Giá thị trường + chi phí vận chuyển, phân phối Giá thị trường = 0.46*MFO (MFO là giá dầu FO trung bình tháng tại Singapore)

Nguồn: PVGas.

Tuy nhiên, với công thức trên, khi giá MFO giảm mạnh (điều xảy ra trong năm 2014, 2015), giá khí PVGas bán cho các nhà máy nhiệt điện sẽ thấp hơn giá vốn (giá khí PVGas mua tại giếng). Trong trường hợp này, PVGas sẽ chịu một khoản lỗ. Do đó từ T1/2016, một cơ chế giá mới – giá sàn, được áp dụng cho sản lượng khí trên mức bao tiêu. Cụ thể, giá khí bán cho các nhà máy nhiệt điện không được thấp hơn giá khí PVGas mua từ chủ mỏ cộng với chi phí vận chuyển.

* Khí từ PM3-CAA: PVGas chỉ nhận phí vận chuyển.

+ Đối với các khách hàng là nhà máy đạm

* Đạm Phú Mỹ: Giá bán được tính theo công thức: 0.46*MFO + cước phí vận

chuyển. Với MFO là giá dầu FO trung bình theo thị trường Singapore và cước phí

vận chuyển sẽ được điều chỉnh tăng dần theo lộ trình như sau

Trang 6




Năm 2016 2017 2018 2019

Cước phí (USD/MMBTU) 0.94 0.96 0.98 1

Nguồn: Đạm Phú Mỹ

* Đạm Cà Mau: PVGas chỉ nhận phí vận chuyển – khoảng 0.98 USD/MMBTU.

+ Phần khí còn lại sẽ được bán cho các khách hàng công nghiệp thông qua CTCP

khí áp thấp (PVGas D) theo giá thịt trường.

III) Kết quả kinh doanh:

Trong những năm gần đây, doanh thu và lợi nhuận của PVGas đều sụt giảm do ảnh

hưởng từ giá dầu cho dù sản lượng bán vẫn tăng.

Khí khô và vận chuyển khí:

Nhu cầu luôn tăng trưởng:

Tại Việt Nam, khí khô chủ yếu cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện, nhà máy đạm

và hộ công nghiệp. Nhu cầu tiêu thụ khí ở Việt Nam liên tục tăng trưởng chủ yếu do

các nhà máy nhiệt điện khí mới được đưa vào sử dụng. Trong 3 năm qua, các nhà

máy nhiệt điện được huy động vượt công suất để bù đắp lượng điện thiếu hụt từ

các nhà máy thủy điện - vốn bị ảnh hưởng do Elnino.

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

2012 2013 2014 2015 2016

KQKD trong giai đoạn 2012-2016Nguồn: PVGas.

Doanh thu LN gộp Biên LN gộp

Tỷ đồng

59%32%

8%

1%

53%

19%

28%

0%

Cơ cấu doanh thu (vòng trong) và LN gộp (vòng ngoài)Nguồn: PVGas

Khí khô LPG Vận chuyển khí Khác

Trang 7




Theo quy hoạch điện VII được điều chỉnh, các nhà máy nhiệt điện khí sẽ sản xuất

khoảng 44 tỷ kWh trong năm 2020 và 96 tỷ kWh trong năm 2030, tăng trung bình

6.1% trong giai đoạn 2016-2030, kéo theo nhu cầu khí cho các nhà máy cũng tăng

với tốc độ tương ứng.

Nguồn cung sẽ thiếu hụt:

PVN ước tính trữ lượng khí tiềm năng tại Việt Nam vào khoảng 2,100 đến 2,800 tỷ

m3. Tính đến cuối năm 2016, tổng sản lượng khí khai thác lũy kế đạt 124 tỷ m3,

khoảng 4.4% trữ lượng tiềm năng. Do đó có thể thấy rằng tiềm năng khí của Việt

Nam còn rất nhiều.

Từ năm 2010, tốc độ sản xuất khí có xu hướng giảm do sản lượng khí từ mỏ có trữ

lượng lớn đang cạn dần trong khi các mỏ mới đưa vào khai thác có sản lượng còn

thấp. Ngoài ra, giá dầu thấp đã ảnh hưởng đến hoạt động tìm kiếm và khai thác.

Trong giai đoạn 2016-2020, PVN dự báo nguồn cung khí sẽ chỉ ở quanh mức 10 tỷ

m3/năm, dẫn đến việc thiếu hụt khí so với nhu cầu thực tế.

6.4 7 7.1 7.5 89.4 8.5 9.4 9.8 10.2 10.7 10.8

13.6

18.4

24.7

0

5

10

15

20

25

30

Tiêu thụ khí khô tại Việt NamNguồn: BP, KISVN dự phóng

Tỷ m3

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Sản lượng khai thác khí ẩm (Triệu m3)Nguồn: Viện dầu khí Việt Nam

Sản xuất hằng năm Sản lượng lũy kế

Trang 8




Kết quả kinh doanh mảng khí khô giai đoạn 2012-2016

Chiếm 61% tổng doanh thu của PVGas và 62% lợi nhuận gộp. Sản lượng tiêu thụ

khí khô của PVGas quay lại đà tăng từ 2012 nhờ các nhà máy nhiệt điện khí mới đi

vào hoạt động và các nhà máy này đều hoạt động vượt công suất để bù đắp lượng

điện thiếu hụt từ thủy điện.

* Chúng tôi điều chỉnh giảm 2,103 tỷ đồng doanh thu cũng như lợi nhuận gộp trong năm 2016, liên quan đến việc tăng giá cước vận

chuyển đường ống Phú Mỹ - Hồ Chính Minh trong giai đoạn 2012-2015 và chúng tôi đồng thời phân bổ đều khoản này cho từng năm trong

giai đoạn trên.

Như đã nói ở phần trên, sản lượng khí khô bán cho các nhà máy nhiệt điện được

chia làm 2 phần: bao tiêu (ToP) và trên bao tiêu (AToP). Tuy nhiên, khi giá MFO

giảm mạnh (điều xảy ra trong năm 2014, 2015), giá khí PVGas bán cho các nhà

máy nhiệt điện sẽ thấp hơn giá vốn (giá khí PVGas mua tại giếng). Trong trường

hợp này, PVGas sẽ chịu một khoản lỗ. Do đó từ T1/2016, một cơ chế giá mới – giá

sàn, được áp dụng cho sản lượng khí trên mức bao tiêu. Cụ thể, giá khí bán cho

các nhà máy nhiệt điện không được thấp hơn giá khí PVGas mua từ chủ mỏ cộng

với chi phí vận chuyển.

Chúng tôi cho rằng cơ chế này là hợp lý khi mà các giá khí đầu vào của PVGas có

xu hướng tăng trong tương lai vì các công suất khai thác ở các mỏ khí có giá thấp

đang giảm dần và các mỏ mới đưa vào khai thác như Hải Thạch – Mộc Tinh, có chi

phí khai thác rất cao.

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

40.0%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

2012 2013 2014 2015 2016

KQKD mảng khí khôNguồn: PVGas


Tỷ đồng

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

8,500

9,000

9,500

10,000

10,500

11,000

2012 2013 2014 2015 2016

Sản lượng và giá bán khí khôNguồn: PVGas, KISVN ước tính

Sản lượng (triệu m3) Giá bán (USD/MMBTU)

Triệu m3 USD/MMBTU

Trang 9




Kết quả kinh doanh mảng vận chuyển khí giai đoạn 2012-2016

Chiếm 7% doanh thu nhưng lại chiếm đến 23% LN gộp của PVGas nhờ biên lợi

nhuận vượt trội so với các mảng kinh doanh còn lại. PVGas ghi nhận doanh thu vận

chuyển khí từ 2 đường ống Nam Côn Sơn 1 (PVGas sở hữu 51%) và PM3-CAA

(PVGas sở hữu 100%). Giá khí vận chuyển được quy định trong hợp đồng vận

chuyển khí giữa chủ sở hữu đường ống và chủ mỏ. Hiện tại doanh thu vận chuyển

khí từ đường ống Nam Côn Sơn 1 chiếm tỷ trọng lớn nhất trong tổng doanh thu. Về

dài hạn, việc hoàn thành dự án đường ống Nam Côn Sơn 2 và Lô B sẽ nâng cao

doanh thu và lợi nhuận cho mảng vận chuyển khí của PVGas.

Hợp nhất doanh thu khí khô và vận chuyển khí

Hiện tại, PVGas đang tách biệt doanh thu mảng khí khô và vận chuyển khí. Trong

khi chi phí vận chuyển đường ống Nam Côn Sơn 1 và PM3 – CAA vào doanh thu

vận chuyển khí, thì doanh thu vận chuyên khí từ mỏ Bạch Hổ được ghi nhận vào

mảng bán khí khô. Để có cái nhìn tổng quan, chúng tôi cộng doanh thu từ bán khí

khô vào doanh thu dẫn khí để có cái nhìn rõ hơn về mảng kinh doanh khí của

PVGas.

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

2012 2013 2014 2015 2016

KQKD vận chuyển khíNguồn: PVGas


Tỷ đồng

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2012 2013 2014 2015 2016

Sản lượng vận chuyểnNguồn: PVGas

Nam Côn Sơn (triệu m3) PM3-CAA (triệu m3)

Condensate (nghìn tấn)

Triệu m3 Nghìn tấn

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2012 2013 2014 2015 2016

KQKD mảng kinh doanh khíNguồn: KISVN


Tỷ đồng

Trang 10




LPG

Nhu cầu cao nhưng phụ thuộc nhiều vào nhập khẩu

Nhu cầu LPG trong nước liên tục tăng từ năm 2003 đến 2011 và có xu hướng đi

ngang cho đến nay. Trong hơn một thập kỷ qua, lượng cung trong nước vẫn không

đủ đáp ứng nhu cầu. Hiện trong nước có 2 nguồn cung LPG chính là nhà máy xử lý

khí Dinh Cố và nhà máy lọc dầu Dung Quất, phần còn lại hơn 60% là nhập khẩu.

trong năm 2017, nguồn cung LPG trong nước sẽ được bù đắp một phần khi nhà

máy xử lý khí Cà Mau đi vào hoạt động với công suất khoảng 207,500 tấn LPG/năm

- chiếm khoảng 17% nhu cầu.

Kết quả kinh doanh khí LPG giai đoạn 2012-2016

PVGas phân phối khí LPG qua 2 công ty con là khí hóa lỏng miền Bắc và khí hóa

lỏng miền Nam. PVGas ước tính thị phần LPG (tính luôn cả khách hàng cá nhân và

công nghiệp) vào khoảng 65%. Cho dù sản lượng tiêu thụ vẫn tiếp tục tăng nhưng

giá bán giảm đã ảnh hưởng xấu đến kết quả kinh doanh mảng này.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Sản xuất và tiêu thụ LPG ở Việt NamNguồn: PVGas, KISVN

Tiêu thụ Sản xuất

Nghìn tấn

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2012 2013 2014 2015 2016

KQKD mảng LPGNguồn: PVGas


Tỷ đồng

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2012 2013 2014 2015 2016

Sản lượng và giá bánNguồn: PVGas, KISVN ước tính

Sản lượng (nghìn tấn) Giá bán (USD/tấn)

Nghìn tấn USD/tấn

Trang 11




IV) Tình hình tài chính:

Cơ cấu tài sản và nguồn vốn

Có thể nhận thấy hơn 75% tài sản tập trung ở tiền mặt, các khoản tương đương tiền

và tài sản cố định. Phần còn lại thuộc về các khoản phải thu. Lượng tiền mặt dồi

dào giúp PVGas không phụ thuộc nhiều vào các khoản vay nợ khi phát triển các dự

án trong tương lai.

Với cơ cấu như trên, tài sản cố định của công ty hoàn toàn được tài trợ từ nguồn

vốn chủ sở hữu, chiếm khoảng 80% trong tổng cơ cấu nguồn vốn của PVGas.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2012 2013 2014 2015 2016

Cơ cấu tài sảnNguồn: PVGas

Tiền và đầu tư ngắn hạn Phải thu ngắn hạn

Hàng tồn kho + TS ngắn hạn khác TS cố định + XDCB

Đầu tư dài hạn

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2012 2013 2014 2015 2016

Cơ cấu nguồn vốnNguồn: PVGas

Vay ngắn hạn Phải trả ngắn hạn Vay dài hạn Phải trả dài hạn VCSH

Trang 12




Chỉ số hoạt động

+ Vòng quay thanh khoản: dù giảm trong 2 năm vừa qua nhưng vòng quay tiền mặt

vẫn lớn hơn 1, chứng tỏ PVGas không có rủi ro về thanh khoản.

+ Vòng quay hoạt động: nhìn chung các vòng quay khoản phải thu và phải trả giảm

dần hằng năm thể hiện sự khó khăn chung của ngành dầu khí. Đặc biệt trong năm

2016, khoản phải thu ngắn hạn tăng đột biến liên quan đến việc tăng cước phí vận

chuyển đường ống Phú Mỹ - Hồ Chí Minh trong giai đoạn 2012-2015 và doanh thu

giảm kéo vòng quay khoản phải thu giảm mạnh còn 5.8 vòng từ mức 9.6 vòng (năm

2015). Tuy nhiên, qua năm 2017 chúng tôi tin rằng vòng quay khoản phải thu sẽ có

sự cải thiện do PVGas đã giải quyết được các khoản phải thu trên và doanh thu có

sự cải thiện so với 2016.

V) Tiềm năng tương lai:

Tiềm năng tương lai phụ thuộc nhiều vào các dự án mới nhưng nhìn chung tiến độ

thực hiện khá “chậm chạp” trong bối cảnh giá dầu vẫn còn thấp

Dự án tăng cường năng lực chế biến khí

+ Dự án nhà máy xử lý khí Cà Mau:

Dự án GPP Cà Mau với công suất xử lý 2 tỷ m3 khí một năm, lấy khí từ mỏ PM3-

CAA. Nhà máy sẽ chính thức vận hành từ T6/2017 và cung cấp ra thị trường

207,500 tấn LPG/năm và 11,900 tấn condensate/năm.

+ Dự án nhà máy xử lý khí GPP2:

Đây là một hợp phần của dự án đường ống Nam Côn Sơn 2, giai đoạn 2. Dự kiến

nhà máy sẽ đi vào hoạt động từ năm 2019 với công suất chế biến 7 tỷ m3 khí/năm.

Bao gồm sản phẩm đầu ra là 300,000 tấn LPG và 170,000 tấn condensate.

Dự án thu gom khí

+ Đường ống khí Lô B – Ô Môn

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

2012 2013 2014 2015 2016

Khả năng thanh toán nợ ngắn hạnNguồn: KISVN

Tỷ số thanh toán hiện thời

Tỷ số thanh toán nhanh

Tỷ số thanh toán tiền mặt

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

2012 2013 2014 2015 2016

Vòng quay hoạt độngNguồn: KISVN

Vòng quay phải thu Vòng quay tồn kho

Vòng quay phải trả

Trang 13




Theo quy hoạch ngành khí, đường ống dự kiến sẽ đi vào hoạt động từ 2021 với

công suất dự kiến 6.4 tỷ m3 khí/năm. Dự án nằm ở bể Malay Thổ Chu, lô 48/95 và

52/97 với tổng trữ lượng khí thu hồi khoảng 107 tỷ m3.

+ Đường ống khí Nam Côn Sơn 2, giai đoạn 2

Dự án bao gồm 117 km đường ống ngoài biển, 39 km đường ống trên bờ. Sau khi

hoàn thành, dự án sẽ vận chuyển khí từ các mỏ Sư Tử Trắng, Sao Vàng – Đại

Nguyệt về nhà máy xử lý khí GPP2 với công suất 7 tỷ m3 khí/năm. Dự án được kỳ

vọng hoat động từ năm 2019.

+ Đường ống khí Cá Rồng Đỏ

Đang được PVGas nghiên cứu khả thi để làm một đường ống dẫn khí từ mỏ Cá

Rồng Đỏ vào đường ông Nam Côn Sơn 1. Dự kiến đi vào hoạt động từ năm 2019

với công suất 2.4 tỷ m3 khí/năm.

+ Đường ống khí Cá Voi Xanh

Đầu năm 2017, Tập đoàn dầu khí Việt Nam và ExxonMobil ký thỏa thuận phát triển

mỏ khí Cá Voi Xanh tại lô 117, 118, 119 ở Bể Sông Hồng. Dự án được điều hành

bởi ExxonMobil. Hệ thống dẫn khí với công suất 9-11 tỷ m3/năm sẽ được xây dựng

để dẫn khí về Chu Lai (tỉnh Quảng Nam). Dự án kỳ vọng đi vào sản xuất từ 2023.

Đường ống Lô B Ô Môn và Nam Côn Sơn 2, Cá Voi Xanh Nguồn: PVGAS, KISVN

Quy hoạch ngành khí

Theo Quyết định số 60/QĐ-TTg về quy hoạch phát triển ngành khí đến năm 2025,

tầm nhìn 2035, sản lượng khai thác khí cả nước chia làm 3 giai đoạn.

+ 2016-2020: sản lượng khai thác đạt 10-11 tỷ m3/năm

+ 2021-2025: sản lượng khai thác đạt 13-19 tỷ m3/năm

+ 2026-2035: sản lượng khai thác đạt 17-21 tỷ m3/năm.

Để đạt được những mục tiêu trên, các dự án trọng điểm cần phải được gấp rút đầu

tư như Lô B, Cá Voi Xanh. Tuy nhiên, trong bối cảnh giá dầu thấp và chi phí khai

Trang 14




thác cũng như vận chuyển ở các dự án này cao, chúng tôi cho rằng sẽ có độ trễ 1-2

năm trong việc triển khai.

Ngoài ra, đứng trước việc nhu cầu khí tăng lên trong khi nguồn cung không đáp ứng

kịp, Chính Phủ yêu cầu đẩy mạnh việc đầu tư cơ sở hạ tầng phục vụ cho việc nhập

khẩu LNG từ năm 2020. Cụ thể, kho cảng LNG Thị Vải (Bà Rịa – Vũng Tàu) có

công suất thiết kế 1 triệu tấn/năm, dự kiến hoàn thành và đi vào hoạt động từ 2020.

Dự án LNG Thị Vải sẽ cung cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3,4.

Kho cảng LNG sơn Mỹ (Bình Thuận) với công suất 3-6 triệu tấn/năm đang được

nghiên cứu phương án phát triển. Dự án này là nguồn cung cấp khí cho trung tâm

điện lực Sơn Mỹ với 2 nhà máy điện có tổng công suất 4,000 MW cùng hệ thống

đường ông dẫn khí từ Sơn Mỹ - Phú Mỹ với công suất 8 tỷ m3/năm.

Theo quy hoạch ngành khí, nhập khẩu LNG trong giai đoạn 2021-2025 đạt 1-4 tỷ

m3/năm và giai đoạn 2026-2035 sẽ tăng sản lượng nhập khẩu lên 6-10 tỷ m3/năm.

Kế hoạch kinh doanh 2017:

+ Sản xuất

Năm 2017, PVGas lên kế hoạch vận chuyển 9.6 tỷ m3 khí vào bờ (giảm 8% so với

2016) và sản xuất 9.2 tỷ m3 khí khô, 56,000 tấn condensate và 302,000 tấn LPG.

+ Tiêu thụ

Khí khô:

PVGas lên kế hoạch tiêu thụ 9.2 tỷ m3 khí cho năm 2017, giảm 10.6% so với 2016.

Như thường lệ, nguồn khí khô chủ yếu cung cấp cho khách hàng điện đạm với sản

lượng 8.4 tỷ m3 khí (chiếm 91% tổng lượng tiêu thụ). Phần còn lại dành cho các hộ

công nghiệp khác.

Condensate:

Trong năm 2017, PVGas dự kiến tiêu thụ 56,000 tấn condensate (giảm 20.5% so

với 2016). Việc nhà máy GPP Cà Mau đi vào hoạt động từ T6/2017 đóng góp 5.3%

sản lượng condensate sản xuất của PVGas. Kể từ 2018, sản lượng condensate của

PVGas có thể tăng thêm khi GPP Cà Mau hoạt động trong cả năm.

LPG:

Với mảng LPG, PVGas cũng đặt sản lượng tiêu thụ giảm 16.8%. Nhà máy GPP Cà

Mau đi vào hoạt động cũng giúp tăng sản lượng LPG của PVGas thêm 71,000 tần

trong 2017 và khoảng 136,000 tấn trong năm 2018.

14%

65%

20%

1%

Cơ cấu nguồn khí đầu vàoNguồn: PVGas

Cửu Long Nam Côn Sơn PM3 Tiền Hải - Thái Bình

Trang 15




Với sản lượng tiêu thụ ở hầu hết các sản phẩm giảm, PVGas đặt kế hoạch khá thận

trọng khi doanh thu 2017 giảm 13%, còn 51,624 tỷ đồng và LNST đạt 5,257 tỷ đồng.

Với dự báo giá dầu dao động trong khoảng 50USD – 52USD, chúng tôi ước tính

doanh thu của PVGas tăng nhẹ 3%, đạt 60,790 tỷ đồng trong khi LNST công ty mẹ

giảm 9.5% đạt 6,348 tỷ đồng do không còn ghi nhận doanh thu hồi tố như năm

2016. Trong năm 2016, PVGas ghi nhận 2,130 tỷ đồng doanh thu hồi tố từ việc tăng

giá cước vận chuyển đường ống Phú Mỹ - HCM dẫn đến biên lợi nhuận tăng cao.

VI) Định giá và khuyến nghị:

Sau giai đoạn khó khăn 2014-2016, chúng tôi tin rằng kết quả kinh doanh của

PVGas sẽ ổn định trong những năm tiếp theo nhờ (1) giá bán khí ổn định nhờ cơ

chế giá mới (2) Nhu cầu về khí cho ngành điện đạm luôn cao. Tuy nhiên, điểm tựa

cho tăng trưởng trong những năm tới là không rõ ràng khi mà hoạt động triển khai

các dự án lớn còn khá chậm.

Chúng tôi sử dụng phương pháp P/E và P/B để định giá cổ phiếu GAS. Chúng tôi

lựa chọn các công ty hoạt động cùng ngành với PVGas (trung nguồn) cũng như có

sự tương đồng trong vốn vón để tính chỉ số trung bình P/E và P/B. Với tỷ trọng mỗi

phương pháp là 50%, chúng tôi đưa ra giá mục tiêu cho năm 2017 là 61,300

đồng/cp, tương ứng tổng mức sinh lời là 10.7%. Do đó, chúng tôi khuyến nghị

“TRUNG LẬP”

Mã Tên công ty Vốn hóa

(tỷ USD) P/E P/B

EEP US Equity ENBRIDGE ENERGY

PARTNERS LP 5.93 25.7 2.8

VPK NA Equity VOPAK 5.86 9.8 2.2

TLLP US Equity TESORO LOGISTICS LP 5.70 31.5 3.2

ALA CN Equity ALTAGAS LTD 5.61 28.7 1.5

KEY CN Equity KEYERA CORP 5.48 25.9 3.9

PLNG IN Equity PETRONET LNG LTD 5.24 19.4 4.1

DCP US Equity DCP MIDSTREAM LP 5.04 21.3 0.7

BWP US Equity BOARDWALK PIPELINE

PARTNERS 4.05 14.1 1

Trung bình 22.2 2.5

Nguồn: Bloomberg.

Tỷ trọng Giá tương ứng P/E VND70,685 50% VND35,342

P/E Trung bình 22.2 EPS 2017 3,184

P/B VND52,167 50% VND26,083 P/B Trung bình 2.5

Giá trị sổ sách 2017 20,867 Giá mục tiêu VND61,300

Nguồn: KISVN ước tính.

Trang 16




MÔ HÌNH TÀI CHÍNH GAS

Giá TT: 58.1k VND

Gia MT: 61.3k VND

Vốn hóa: 111,165 ty VND

Đvi: Ty đông 2015 2016 2017E 2018E

Doanh thu thuần 64,300 59,076 60,790 69,218

Tăng trưởng (%) -12% -8% 3% 14%

Khí khô 38,974 36,178 36,489 41,425

LPG 20,056 18,043 19,733 22,389

Vận chuyển khí 4,317 4,321 4,200 4,500

Condensate 332 387 325 861

Khác 951 397 397 397

GVHB 50,904 47,521 50,114 56,766

Biên LN gộp (%) 20.8% 19.6% 17.6% 18.0%

Chi phí BH& QLDN 2,732 3,096 3,040 3,461

EBITDA 13,773 11,768 11,506 13,318

Biên lợi nhuận (%) 21.4% 19.9% 18.9% 19.2%

Khấu hao 3,108 3,309 3,870 4,327

Lợi nhuận từ HĐKD 10,665 8,459 7,636 8,992

Biên LN HĐKD (%) 16.6% 14.3% 12.6% 13.0%

Chi phí lãi vay ròng -452 -642 -621 -462

% so với nợ ròng

(gồm lãi vay vốn hóa) 2.5% 4.3% 4.7% 3.1%

Khả năng trả lãi vay(x) -24 -13 -12 -19

Lãi/lỗ khác 80 51 51 51

Thuế 2,367 1,980 1,662 1,901

Thuế suất hiệu dụng (%)

21% 22% 20% 20%

Lợi nhuận ròng 8,832 7,172 6,647 7,603

Biên lợi nhuận (%) 13.7% 12.1% 10.9% 11.0%

Lợi ích CĐ thiểu số 298 152 298 152

LN cho công ty mẹ 8,534 7,020 6,349 7,451

Số lượng CP (triệu) 1,895 1,914 1,914 1,914

EPS hiệu chỉnh (VND)

4,503 3,558 3,184 3,737

Tăng EPS (%) -40% -21% -10% 17%

Cổ tức (VND) 1,700 4,800 3,000 3,000

Tỷ lệ trả cổ tức (%) 38% 135% 94% 80%

- EBITDA = DT thuân – (GVHB – Khâu hao) – Chi phí BH & QLDN

- EBIT = EBITDA – Khâu hao

- Chi phi lai vay ròng = Chi phí lai vay – lai tiền gưi

- Lãi/lô khac gôm lai/lô hoat đông tài chinh, lai lô tư LDLK va lai/lô khac

- Ty lê tra cô tưc = Cô tưc đa tra / LN rong cho công ty me

CĐKT VÀ DÒNG TIỀN (Ty đồng)

2015 2016 2017E 2018E

Vong quay phai thu (x) 9.6 5.9 6.5 6.5

Vong quay HTK (x) 33.1 38.0 38.0 38.0

Vong quay phai tra (x) 8.2 7.1 7.1 7.1

Thay đổi vốn lưu động 3,006 3,210 -2,130 538

Capex 4,737 3,230 3,613 4,420

Dòng tiền khác -888 906 513 491

Dòng tiền tự do 5,085 3,135 8,521 6,482

Phát hành cp 0 0 0 0

Cổ tức 5,520 9,000 5,742 5,742

Thay đổi nợ ròng 435 5,864 -2,779 -740

Nợ ròng cuối năm -17,754 -11,890 -14,669 -15,409

Giá trị doanh nghiệp (EV) 94,173 99,940 97,459 96,872

Tổng VCSH 42,889 41,062 41,967 43,829

Lợi ích cổ đông thiểu sô 1,827 1,730 2,029 2,181

VCSH 41,062 39,332 39,939 41,648

Giá trị sổ sách/cp (VND) 21,668 20,550 20,867 21,760

Nợ ròng / VCSH (%) -41% -29% -35% -35%

Nợ ròng / EBITDA (x) -129% -101% -127% -116%

Tổng tài sản 56,715 56,754 54,880 56,002

- Nơ rong = Nơ – Tiên & tương đương tiền

CHỈ SỐ KHẢ NĂNG SINH LỢI VÀ ĐỊNH GIÁ

2015 2016 2017E 2018E

ROE (%) (không gôm lơi ich CĐ thiêu sô)

22% 17% 16% 18%

ROA (%) 16% 13% 12% 14%

ROIC (%) 17% 12% 11% 13%

WACC (%) 24% 19% 19% 19%

PER (x) 12.9 16.3 18.2 15.5

PBR (x) 2.7 2.8 2.8 2.7

PSR (x) 1.7 1.9 1.8 1.6

EV/EBITDA (x) 6.8 8.5 8.5 7.3

EV/sales (x) 1.5 1.7 1.6 1.4

Suất sinh lợi cổ tức (%) 2.9% 8.3% 5.2% 5.2%

Trang 17




Liên hệ:

Trụ sở chính HCM

Tầng 3, Maritime Bank Tower

180-192 Nguyễn Công Trứ, Q1, TP.HCM

Tel: (+84 8) 3914 8585

Fax: (+84 8) 3821 6898

Chi nhánh Hà Nội

Tầng 6, CTM Tower

299 Cầu Giấy, Q.Cầu Giấy, Hà Nội

Tel: (+84 4) 3974 4448

Fax: (+84 4) 3974 4501

Phòng Phân tích Doanh nghiệp

Trưởng phòng Phân tích

Doanh nghiệp

Hoàng Huy

(+84 8) 3914 8585 (x1450)

[email protected]

Chuyên viên Phân tích –

Năng lượng, hàng hóa,

logistics

Trần Hà Xuân Vũ

(+84 8) 3914 8585 (x1459)

[email protected]


Tiêu dùng

Lê Thị Nụ

(+84 8) 3914 8585 (x1460)

[email protected]


Bất động sản

Hoàng Thế Trung

(+84 8) 3914 8585 (x1457)

[email protected]

Phòng Phân tích Vĩ mô

Trưởng phòng Phân tích Vĩ

mô

Bạch An Viễn

(+84 8) 3914 8585 (x1449)

[email protected]

Chuyên viên Phân tích Kỹ

thuật

Nguyễn Kim Quang

(+84 8) 3914 8585 (x1451)

[email protected]

Phòng Khách hàng Định chế

Giám đốc Quan hệ Khách

hàng định chế

Lâm Hạnh Uyên

(+84 8) 3914 8585 (x1444)

[email protected]

Trang 18




Nguyên tắc khuyến nghị

TĂNG TỶ TRỌNG: nếugiá mục tiêu cao hơn 15% hoặc hơn (bao gồm suất sinh lợi cổ tức) so với giá thị trường.

TRUNG LẬP: nếu giá mục tiêu cao/thấp hơn -5 đến15% (bao gồm suất sinh lợi cổ tức) so với giá thị trường.

GIẢM TỶ TRỌNG: nếu tổng tỷ suất sinh lợi 12 tháng (bao gồm cổ tức) thấp hơn -5%.

Khuyến cáo

Bản báo cáo này do Công ty Cổ phần Chứng khoán KIS Việt Nam (KIS) phát hành với sự đóng góp của các chuyên gia của

KIS được nêu trong báo cáo. Báo cáo này được viết nhằm mục đích cung cấp thông tin cho khách hàng là các tổ chức đầu

tư, các chuyên gia hoặc các khách hàng cá nhân của KIS tại Việt Nam.

Bản báo cáo này không nên và không được diễn giải như một đề nghị mua hoặc bán hoặc khuyến khích mua hoặc bán bất

cứ khoản đầu tư nào. Khi xây dựng bản báo cáo này, chúng tôi hoàn toàn đã không cân nhắc về các mục tiêu đầu tư, tình

hình tài chính hoặc các nhu cầu cụ thể của các nhà đầu tư. Cho nên khi đưa ra các quyết định đầu tư cho riêng mình các

nhà đầu tư nên dựa vào ý kiến tư vấn của chuyên gia tư vấn tài chính độc lập của mình và tùy theo tình hình tài chính cá

nhân, mục tiêu đầu tư và các quan điểm thích hợp khác trong từng hoàn cảnh.

Khi viết bản báo cáo này, chúng tôi dựa vào các nguồn thông tin công khai và các nguồn thông tin đáng tin cậy khác, và

chúng tôi giả định các thông tin này là đầy đủ và chính xác, mặc dù chúng tôi không tiến hành xác minh độc lập các thông tin

này. KIS không đưa ra, một cách ẩn ý hay rõ ràng, bất kỳ đảm bảo, cam kết hay khai trình nào và không chịu bất kỳ một

trách nhiệm nào đối với tính chính xác và đẩy đủ của những thông tin được đề cập đến trong báo cáo này.

Các nhận định, đánh giá và dự đoán trong báo cáo này được đưa ra dựa trên quan điểm chủ quan của chúng tôi vào thời

điểm đưa ra báo cáo này và có thể thay đổi bất kỳ lúc nào mà không cần báo trước.

KIS có thể đã, đang và sẽ tiếp tục thực hiện các dịch vụ tư vấn đầu tư hoặc tiến hành các công việc kinh doanh khác cho các

công ty được đề cập đến trong báo cáo này. Ngoài ra, KIS cũng như các nhân sự cấp cao, giám đốc và nhân viên của KIS

có liên quan đến việc viết hay phát hành báo cáo này có thể đã, đang và sẽ mua hoặc bán có kỳ hạn chứng khoán hoặc

chứng khoán phái sinh (bao gồm quyền chọn) của các công ty được đề cập trong báo cáo này, hoặc chứng khoán hay

chứng khoán phái sinh của công ty có liên quan theo cách phù hợp hoặc không phù hợp với báo cáo và các ý kiến nêu trong

báo cáo này. Vì thế, nhà đầu tư nên ý thức rằng KIS cũng như các nhân sự cấp cao, giám đốc và nhân viên của KIS có thể

có xung đội lợi ích mà điều đó có thể ảnh hưởng đến nhận định.

Báo cáo này không được sao chụp, nhân bản hoặc xuất bản (toàn bộ hoặc từng phần) hoặc tiết lộ cho bất kỳ người nào

khác mà không được sự chấp thuận bằng văn bản của KIS.

Documents

baocaocapnhatgas_RPIM.pdf - …static.tinnhanhchungkhoan.vn/Uploaded/BCPT/2017_05_23/... · 2015 2016 2017E 2018E ... (sở hữu 100% từ công ty TNHH lọc hóa dầu Bình Sơn)