NGÀNH ĐIỆN VI ỆT NAM - phugiasc.vn · Trong quy ho ạch ngu ồn cung ứng điện trong t ươ ng lai, các ngu ồn n ăng l ượng tái t ạo này được cân nh ắc

ĐỀ ÁN ĐẦU TƯ NGÀNH NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM

PHÒNG NGHIÊN CỨU


NỘI DUNG

1. Giới thiệu tổng quan về ngành điện Việt Nam

2. Phân tích nguồn cung điện

2.1 Thủy điện

2.2 Nhiệt điện

3. Phân tích nguồn cầu điện

4. Đánh giá hiệu quả đầu tư

4.1 Chi phí đầu tư

4.1.1 Thủy điện

4.1.2 Nhiệt điện

4.2 Giá bán điện

4.3 Hiệu quả đầu tư

5. Rủi ro và triển vọng của ngành điện

5.1 Rủi ro

- Vấn đề độc quyền EVN

- Thời tiết

- Các yếu tố đầu vào của nhiệt điện

- Thời gian xây dựng và kỹ thuật

- Lãi suất

- Tỷ giá

5.2 Triển vọng

- Nhu cầu ngày càng tăng

- Triển vọng từ việc điều chỉnh giá bán điện

- Mục tiêu xây dựng thị trường điện cạnh tranh

6. Các công ty trong cùng ngành


NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM 1

TỔNG QUAN VỀ NGÀNH NĂNG LƯỢNG ĐIỆN TẠI VIỆT NAM

1. Giới thiệu tổng quan về ngành điện Việt Nam

Đến thời điểm hiện tại điện vẫn là ngành có tính độc quyền cao khi hiện nay

Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) là người mua và người bán điện duy

nhất trên thị trường. EVN là một trong 6 tập đoàn mạnh của đất nước, giữ

vai trò chính trong việc đảm bảo cung cấp điện cho nền kinh tế.

EVN có nhiệm vụ quyết định chiến lược, định hướng chiến lược phát triển

ngành điện, phát triển các dự án điện, cân đối nguồn cung và nhu cầu tiêu

thụ trong nước. Với vai trò tuyệt đối trong ngành điện, EVN có quyền quyết

định gần như tất cả các vấn đề trong ngành như việc mua điện từ đâu, giá

mua điện …

Ngành điện hiện nay vẫn đang là ngành có nhu cầu lớn hơn khả năng sản

xuất trong nước. Tình trạng thiếu điện Việt Nam vẫn còn tiếp tục xảy ra, đặc

biệt là vào mùa khô khi các dự án thủy điện thiếu nước. Nguyên nhân chính

của hiện tượng này là do giá điện thương phẩm hiện nay còn thấp, không

khuyến khích được tư nhân đầu tư mạnh vào các dự án nhiệt điện mà tập

trung chủ yếu vào các dự án thủy điện với chi phí vận hành thấp nên ngành

điện nước ta hiện nay đang lệ thuộc rất lớn vào thủy điện.

Việc đầu tư trong ngành được sự khuyến khích và hỗ trợ rất nhiều từ phía

Chính phủ, gần đây nhất trong Công văn số 1465 và số 1472/TTg-QHQT,

Chính Phủ có đưa ra những phương án hỗ trợ phát triển ngành điện, thiết

thực nhất, có thể nói đến là việc hỗ trợ vay vốn với lãi suất thấp từ Ngân

hàng Quốc tế về Tái thiết và Phát triển (IBRD) của WB để đầu tư các dự án

điện.

Các nguồn sản xuất điện nước ta hiện nay chủ yếu là từ nhiệt điện và thủy

điện. Các nguồn năng lượng tái tạo hiện đang được ứng dụng thử nghiệm

tại 1 số dự án. Trong quy hoạch nguồn cung ứng điện trong tương lai, các

nguồn năng lượng tái tạo này được cân nhắc phát triển, tạo ra nguồn cung

ứng mới, tiên tiến.

Theo quyết định của Thủ Tướng số 26/2006/QĐ-TTg về lộ trình xóa bỏ độc

quyền trong ngành điện sẽ gồm 3 giai đoạn:

� Giai đoạn từ 2005 – 2014: Cho phép cạnh tranh trong lĩnh vực sản

xuất điện, xu hướng này sẽ thay thế độc quyền.

� Giai đoạn từ 2015 – 2022: Cho phép cạnh tranh trong lĩnh vực bán

buôn điện.

� Sau 2022: cho phép cạnh tranh trong lĩnh vực bán lẻ, ngành điện vận



Nước ta hiện nay đang

phụ thuộc nhiều vào

thủy điện, do đó

thường xảy ra thiếu

điện vào mùa khô.

Trong kế hoạch phát

triển ngành điện trong

tương lai tỷ trọng đóng

góp của thủy điện sẽ

giảm dần.

động theo cơ chế thị trường.

2. Phân tích nguồn cung điện

Tình hình cung cấp điện

Theo số liệu báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tổng điện

thương phẩm cả nước năm 2010 đạt 85,59 tỷ kWh, tăng 12,6% so với năm

2009, trong đó điện cho công nghiệp và xây dựng tăng 17,31%, nông

nghiệp và thuỷ sản tăng 32,87%, thương mại và dịch vụ tăng 11,36%, quản

lý và tiêu dùng dân cư tăng 7,07%.

Năm 2010 điện sản xuất và nhập khẩu của toàn hệ thống điện quốc gia đạt

100,1 tỷ kWh, tăng 15,1% so với năm 2009. Công suất cực đại (Pmax) toàn

hệ thống năm 2010 là 15.500MW.

Bảng 1: Điện thương phẩm kế hoạch và thực tế

Điện thương phẩm (GWh)

Năm

TSĐ-VI (IE) TSD-VI

(PD) Thực tế

PA 15% PA 16% PA 17%

2006 51720 51720 51720 51514 51295

2007 59892 60668 61236 61301 58438

2008 69235 71042 72443 73623 67417

2009 79689 82622 84975 88937 76046

2010 91948 97111 101148 106724 85590

Bảng 2: Công suất lắp đặt kế hoạch và thực tế

Pmax(MW)

Năm

TSĐ-VI (IE)

TSD-VI

Thực tế (PD)

PA 15% PA 16% PA 17%

2006 10466 10466 10466 10187 10187

2007 12039 12195 12309 12322 11286

2008 13820 14180 14460 14696 12636

2009 15824 16476 16973 17629 13867

2010 18100 19117 19911 21009 15500 Mặc dù sản lượng điện có sự tăng trưởng tuy nhiên tình hình cung cấp điện



Ngành thủy điện không

có chi phí cho nhiêu

liệu, có mức phát thải

thấp và có thể thay đổi

công suất nhanh theo

yêu cầu phụ tải. Tuy

nhiên, ngành có chi phí

đầu tư ban đầu cao,

thời gian xây dựng lâu

và là nguồn bị động

nhất

năm 2010 vẫn gặp nhiều khó khăn, đặc biệt là ở các tháng mùa khô. Vào

mùa khô tình hình hạn hán nghiêm trọng kéo dài làm suy giảm công suất và

sản lượng các nhà máy thủy điện, một số nhà máy nhiệt điện mới (Hải

Phòng, Quảng Ninh, Uông Bí 2, Phả Lại 2, Cẩm Phả và Sơn Động) lại vận

hành không ổn định thường xảy ra sự cố, trong khi đó nhu cầu về điện lại

tăng cao do nắng nóng dẫn đến việc mất cân đối cung-cầu về điện.

Nguyên nhân cơ bản của tình trạng thiếu điện là do nhiều dự án nguồn bị

chậm tiến độ nhiều năm qua. Theo Quy hoạch điện VI, yêu cầu đến hết năm

2009 hệ thống điện phải đạt công suất lắp đặt là 21.000 MW, tuy nhiên đến

nay công suất này chỉ đạt 18.400MW trong đó công suất khả dụng chỉ đạt

14.500-15.500 MW. Nhiều dự án nhiệt điện lớn như nhiệt điện Hải Phòng,

Quảng Ninh, Mạo Khê, thủy điện Đồng Nai 3 bị chậm tiến độ so với quy

hoạch đến gần hai năm. Nguyên nhân của việc này là do thiếu vốn, thiếu

nhân lực và cả thiếu năng lực thực hiện của chủ đầu tư, nhà thầu và kể cả

những bất cập về cơ chế chính sách.

Nguồn cung điện

Hiện nay ở nước ta có 2 nguồn sản xuất điện năng chủ yếu đó là thủy điện

và nhiệt điện. Nhiệt điện hiện nay chủ yếu là 3 nguồn: nhiệt điện than, nhiệt

điện khí và nhiệt điện dầu. Thời gian gần đây một số dự án sử dụng các

nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời được ứng dụng nhiều hơn,

góp phần tạo thêm nguồn cung cấp điện năng. Tổng công suất lắp đặt

nguồn điện tính đến ngày 31/12/2010 là 21.250MW, trong đó thuỷ điện

chiếm tỷ trọng là 38%, nhiệt điện là 56%, diesel và nguồn điện nhỏ khác là

2% và điện nhập khẩu là 4%.

Trong các nguồn cung cấp điện chính thì thủy điện vẫn chiếm tỷ trọng cao,

đóng vai trò quan trọng trong cơ cấu. Năm 2010 tỷ trọng các nguồn điện từ

thủy điện vẫn chiếm mức cao nhất trong các nguồn sản xuất. Tuy nhiên

trong kế hoạch phát triển nguồn điện theo Quy hoạch điện VI của chính phủ

thì tỷ trọng thủy điện sẽ giảm dần trong cơ cấu tổng nguồn điện sản xuất.

Điều đó được thể hiện khi từ 2006 đến 2010 tỷ trọng các nguồn thủy điện

giảm từ 46.63% xuống còn 38%, thay vào đó là sự gia tăng của các nguồn

nhiệt điện bao gồm nhiệt điện than và nhiệt điện khí.

Bảng 3: Nhu cầu và phát triển thủy điện


Năm

Tổng Nlm (MW)

Thủy điện

Tỷ lệ thủy điệ

Theo kế hoạ

trọng nâng dần

trọng của th

đóng góp đáng k

tử và năng lư

17.73%

31.03%

1.60%

0.00%

Cơ cấu nguồn điện

PHÒNG NGHIÊN C

2005 2010 2015

ng Nlm (MW) 11.28

6

25.857-

27.000

60.000-

70.000

112

4.198 10.211 19.874 24

ủy điện 36,5% 38% 28-33%

Nguồn: báo cáo c

ạch phát triển nguồn cung điện của EVN thì đ

dần tỷ trọng của nhiệt điện than trong cơ cấu, gi

a thủy điện và nhiệt điện khí, đáng chú ý hơn là s

đáng kể của các nguồn năng lượng mới đó là năng l

ng lượng tái tạo.

46.63%

0.00%

3.01%


2006

Thủy điện

Nhiệt điện than

Nhiệt điện khí

Nhiệt điện dầu

Khác

Nhập khẩu

Nguồn: kế hoạch

phát triển của EVN

21.00%

35.00%

1.80%0.20%

4.00%


2010

Nguồn: kế hoạch phát triển

của EVN


4

2020 2025

112.00

0

181.00

0

24.148 30.548

22% 17%

n: báo cáo của EVN

đến 2025, sẽ chú

u, giảm mạnh tỷ

n là sự xuất hiện và

ăng lượng nguyên

38.00%


2010

Thủy điện

Nhiệt điện than

Nhiệt điện khí

Nhiệt điện dầu

Điện nguyên tử và nguồn khácNhập khẩu

kế hoạch phát triển


2.1 Thủy điện

Tiềm năng th

Việt Nam nằ

mưa trung b

Nam rất đa d

dài lớn hơn 10 km). Do

• Tổng k

thấy t

suất l

• Trữ nă

công su

• Hiện nay, các công trình th

MW và m

2.70%

PHÒNG NGHIÊN C

Thủy điện

ng thủy điện

ằm ở vùng nhiệt đới gió mùa, nóng ẩm, mư

a trung bình hàng năm khoảng 2.000 mm và hệ thống sông ngòi Vi

đa dạng, phong phú trải khắp cả nước (có 2.400 con sông có chi

ơn 10 km). Do đó, tiềm năng về thủy điện của nướ

ng kết các nghiên cứu về quy hoạch thủy điện

y tổng trữ năng lý thuyết các con sông khoảng 300 t

t lắp máy được đánh giá khoảng 34.647 kWh/năm.

năng kỹ thuật xác định khoảng 123 tỷ kWh tươ

công suất lắp máy khoảng 31.000 MW.

n nay, các công trình thủy điện đã khai thác đượ

MW và mới khai thác được trên 26% tiềm năng kỹ thu

22.71%

40.85%

19.39%

2.70%

9.00% 5.35%

Cơ cấu nguồn điện 2020

Thủy điệ

Nhiệt điệ

Nhiệt điệ

Nhiệt điệ

Điện nguyên tnguồn khác

Nhập khẩNguồn: kế hoạch phát triển


5

m, mưa nhiều, lượng

ng sông ngòi Việt

400 con sông có chiều

ớc ta lớn:

n ở Việt Nam cho

ng 300 tỷ kWh, công

ăm.

kWh tương đương với

ợc khoảng 8.075

thuật.

điện

điện than

điện khí

điện dầu

n nguyên tử và ồn khác

p khẩukế hoạch phát triển



Bảng 4: Tiềm năng thủy điện Việt Nam

Lưu vực sông Diện tích,

km2

Số công

trình

Tổng công

suất, MW

Điện lượng,

GWh

Sông Đà 17.200 8 6.800 27.700

Lô-Gâm-Chảy 52.500 11 1.600 6.000

Mã-Chu 28.400 7 760 2.700

Cả 27.200 3 470 1.800

Hương 2.800 2 234 99

Vũ Gia-Thu

Bồn

10.500 8 1.502 4.500

Sê San 11.450 8 200 9.100

Srêpôk 12.200 5 730 3.300



Chiếm tỷ trọng lớn nhất

trong cơ cấu hiện nay

là nhiệt điện khí với

hơn 60% tồng nguồn

nhiệt điện.

Xem xét về chi phí vận

hành thì nhiệt điện than

có chi phí nguyên liệu

rẻ nhất, rẻ hơn nhiều

so với nhiệt điện dầu

Ba 13.800 6 550 2.400

Đồng Nai 17.600 17 3.000 12.000

Thủy điện nhỏ 1.000-3.000 4.000-12.000

Tổng cộng 19.000-21.000 80.000-84.000

Đặc điểm ngành thủy điện:

Ngành thủy điện không có chi phí cho nhiêu liệu, có mức phát thải thấp và

có thể thay đổi công suất nhanh theo yêu cầu phụ tải. Tuy nhiên, ngành có

chi phí đầu tư ban đầu cao, thời gian xây dựng lâu và là nguồn bị động

nhất, phụ thuộc nhiều vào yếu tố thời tiết. Trong trường hợp hạn hán kéo

dài, lượng mưa giảm, làm lượng tích nước tích trong hồ thấp hơn so với

năng lực thiết kế, ảnh hưởng lớn tới sản lượng điện sản xuất của nhà máy.

Ngoài ra, các thiên tai như lũ quét và mưa lớn có thể gây thiệt hại về đường

xá và các công trình đê đập của nhà máy, gây ra sự cố trong việc phát điện

và tăng chi phí sửa chữa. Các nhà máy thuỷ điện lớn ở Việt Nam hiện nay

có Thủy điện Hòa Bình (1.920 MW), Thủy điện Yali (720 MW), Thủy điện

Trị An (400 MW) v.v…

Ngành thủy điện đang chiếm 35-40% trong tổng công suất phát của hệ

thống điện Việt Nam. Tuy nhiên trong năm 2010, mức đóng góp vào sản

lượng điện chỉ đạt mức khiêm tốn là 19% do tình trạng hạn hán kéo dài

khiến các mực nước tại các hồ thủy điện xuống thấp kỷ lục, sát với mực

nước chết (Thác Bà còn 0,5 m, Thác Mơ còn 0,75 m, Trị An còn 1,48 m, hồ

Hòa Bình còn 1,48 m...).

Bảng 5: Công suất các nhà máy thủy điện lớn

Tên nhà máy Công suất hoạt động

Nhà máy thủy điện Hòa Bình 1.920 MW

Nhà máy Thủy điện Yali 720 MW

Nhà máy Thủy điện Trị An 400 MW



Nhà máy Thủy điện Đại Ninh 300 MW

Nhà máy Thủy điện Sê San 4 120 MW

Nguồn cung thủy điện trong giai đoạn 2010-2015:

Theo kế hoạch của EVN thì năm 2010 số nhà máy thủy điện có công suất >

30MW đưa vào vận hành có tổng công suất lắp đặt khoảng 6.500MW.

Hiện tại có 19 dự án do EVN làm chủ đầu tư và đang triển khai xây dựng.

Trong số đó có dự án Sơn La với công suất 2.400 MW là dự án lớn nhất

Đông Nam Á. Dưới đây là danh sách các dự án thủy điện đang thi công

theo thứ tự từ Bắc vào Nam:

Bảng 6: các dự án thủy điện có công suất > 30 MW

Số TT Tên công trình

Tỉnh Công suất

(MW) Loại đập

Chiều cao đập (m)

1 Tuyên Quang Tuyên Quang

342 Bê tông bản mặt

93

2 Sơn La Sơn La 2.400 RCC 138

3 Huội Quảng Sơn La 520 CVC 130

4 Bản Chat Lai Châu 20 RCC 104

5 Bản Vẽ Nghệ An 320 RCC 136

6 Quảng Trị Quảng Trị 64 Bê tông bản mặt

75

7 Sông Tranh 2 Quảng Nam 190 RCC 95

8 Sông Ba Hạ Phú Yên 220 Đập đất 60

9 An Khê-Kanak Gia Lai 173 Bê tông bản mặt

64

10 A Vương Quảng Nam 210 RCC 82

11 Đồng Nai 3 Lâm Đồng 240 RCC 100

12 Đồng Nai 4 Lâm Đồng 270 RCC 128

13 Đại Ninh Lâm Đồng 300 Đập đá đổ

50

14 Bắc Bình Bình Thuận 33 Đập đất 25

15 Buôn Tou Srah Đắc Lắc 86 Đập đá đổ

85



16 Buôn Kuop Đắc Lắc 280 Đập đất 30

17 Srêpôk 3 Đắc Lắc 220 Đập đá đổ

60

18 PleiKrông Kon Tum 110 RCC 71

19 Sê San 4 Gia Lai 330 RCC 74

Nguồn: báo cáo của EVN

Bảng 7: Các dự án chuẩn bị đầu tư để đưa vào vận hành năm 2015

Số TT Tên công trình Tỉnh Công suất (MW)

1 Lai Châu Lai Châu 1.200

2 Trung Sơn Thanh Hóa 250

3 Sông Bung Quảng Nam 100

4 Sông Bung 4 Quảng Nam 145

5 Sông Bung 5 Quảng Nam 60

6 Khe Bố Nghệ An 90

7 Sê San 4a Gia Lai 60

Nguồn: báo cáo của EVN

2.2 Nhiệt điện

2.2.1 Nhiệt điện khí: Có tỷ trọng đóng góp lớn nhất trong cơ cấu nguồn sản

xuất nhiệt điện với tỷ trọng hơn 60% tổng công suất của nhiệt điện. Nguồn

nguyên liệu để sản xuất ra điện là khí tự nhiên được mua lại từ Tập đoàn

dầu khí và nhập khẩu, giá bán khí sẽ biến động theo giá dầu. Mặc dù nguồn

khí tự nhiên nước ta khá dồi dào, tuy nhiên do giá thành sản xuất điện khí ở

mức cao do đó mặc dù công suất của các nhà máy điện khí rất lớn nhưng tỷ

lệ khai thác lại không cao.

Các dự án nhiệt điện khí chủ yếu được quy hoạch tập trung ở khu vực miền

Nam, nơi có nguồn cung cấp khí dồi dào từ Tập đoàn dầu khí. Tính đến thời

điểm cuối 2009 cả nước có 4 nhà máy nhiệt điện khí bao gồm:

Bảng 8: Các nhà máy nhiệt điện khí

Tên nhà máy Công suất

Nhà máy Nhiệt điện Bà Rịa 388,9 MW



Dự báo tăng trưởng

nhu cầu tiêu thụ điện

năng sẽ đạt mức 11 –

12%/năm trong 5 năm

tiếp theo và mức 14%

về dài hạn.

Nhà máy Nhiệt điện Phú Mỹ 3.990 MW

Nhà máy Nhiệt điện Thủ Đức 247 MW

Nhà máy Nhiệt điện Cà Mau 1.500 MW

2.2.2 Nhiệt điện than: Đứng thứ 2 trong cơ cấu các nguồn nhiệt điện nước

ta, nguồn nguyên liệu hiện nay toàn bộ được mua từ nguồn than đá trong

nước của Tập đoàn Than Khoáng Sản Việt Nam với giá ưu đãi, trong tương

lai cùng với sự phát triển của các dự án này thì nhiều khả năng nước ta sẽ

phải nhập khẩu thêm nguồn than bên ngoài.

Chi phí nhiên liệu để vận hành các nhà máy nhiệt điện than thấp hơn nhiều

so với nhiệt điện khí khoảng 60% để đạt được cùng mức công suất và nhiệt

lượng. Do đó nhiệt điện than là nguồn năng lượng được ưu tiên sử dụng

thậm chí hơn cả thủy điện do tính ổn định.

Miền Bắc có vị trí thuận lợi với trữ lượng than lớn tại Quảng Ninh nên đã

xây dựng các nhà máy nhiệt diện chạy than lớn như: Phả Lại (1.040 MW),

Uông Bí (300 MW) và Ninh Bình (300 MW). Trong tương lai EVN sẽ tiếp tục

phát triển thêm nhiều dự án nhiệt điện than lớn như: Dự án Duyên Hải 1

(Trà Vinh) công suất 2 x 600 MW, Dự án Vĩnh Tân 2 (Bình Thuận) công

suất 2 x 600 MW, Dự án Hải Phòng 3, công suất 4 x 600 MW…

2.2.3 Nhiệt điện dầu: Các nhà máy nhiệt điện dầu thường được xây dựng

chung trong tổ hợp các khu nhiệt điện khí, dầu như khu tổ hợp điện dầu khí

Phú Mỹ, do chi phí sản xuất điện cao nên nhiệt điện dầu chỉ được khai thác

nhằm bù đắp lượng điện thiếu tức thời, do đó đóng góp trong cơ cấu nhiệt

điện của nhóm này là thấp.

2.2.4 Các nguồn năng lượng tái tạo: Hiện nay các nguồn năng lượng này

đang được chú trọng phát triển đáng chú ý là các dự án về phong điện

(Bình Thuận) và điện mặt trời. Theo đề án quy hoạch điện VII mà EVN đã

trình Bộ Công Thương thì trong tương lai ngoài phát triển các nguồn điện

truyền thống như thủy điện, nhiệt điện, các nhà chuyên môn đã và đang tính

đến phát triển điện nguyên tử, năng lượng mới, năng lượng tái tạo với tỷ

trọng nhất định trong hệ thống điện.



Bảng 9: Đánh giá ưu nhược điểm của các nguồn điện Các nguồn điện Ưu điểm Hạn chế

Thủy điện � Không tốn chi phí nguyên liệu, lợi nhuận biên cao � Mức phát thải thấp � Có thể thay đổi công suất theo yêu cầu phụ tải

� Chi phí ban đầu cao � Ảnh hưởng đến cân bằng sinh thái � Là nguồn bị động nhất, chịu hoàn toàn vào yếu tố thời tiết � Thời gian xây dựng lâu

Nhiệt điện � Chi phí đầu tư ban đầu thâp hơn thủy điện � Nguồn tương đối ổn định, không phụ thuộc thời tiết � Thời gian xây dựng nhanh

� Chi phí vận hành cao hơn thủy điện. � Tác động đến môi trường � Than, dầu, khí không là tài nguyên vô hạn, trong tương lai có khả năng phải nhập khẩu � Thay đổi công suất chậm

Năng lượng tái tạo (gió, mặt trời)

� Thân thiện với môi trường � Việt Nam có tiềm năng lớn với nguồn năng lượng này.

� Chi phí đầu tư ban đầu cao � Cần kỹ thuật công nghệ hiện đại để thu được năng lượng

Điện nhập khẩu � Chi phí đầu tư thấp

� Chi phí mua điện cao, phụ thuộc đối tác. � Nhập khẩu sẽ mất ngoại tệ

Bảng 10: Nguồn cung điện tăng thêm theo Quy hoạch VI

(giai đoạn 2010 – 2015)

Công suất đặt (MW) Tỷ trọng

Công trình vận hành năm 2010 6.160 100%

Thủy điện 2.190 36%

Nhiệt điện 3.220 52%

Khác 750 12%

Công trình vận hành năm 2011 6.001 100%

Thủy điện 1.801 30%

Nhiệt điện 4.100 68%

Khác 100 2%


Với chi phí các dự án

điện tính toán được và

giá bán điện quy định,

chúng tôi nhận thấy

hiện nay chỉ có việc

đầu tư vào các dự án

thủy điện là có khả

năng có lợi nhuận.

Công trình vận h

Thủy điện

Nhiệt điện

Khác


Thủy điện

Nhiệt điện

Khác


Thủy điện

Nhiệt điện

Điện nhập

Khác


Thủy điện

Nhiệt điện

Khác

3. Phân tích nguồn c

Cơ cấu tiêu th

và Tiêu dùng chi

Đây là khu v

từ các nhóm ngành công nghi

lĩnh vực công nghi

và trong tương lai ngành này s

chủ lực để thúc

Chiếm tỷ trọ

dân, trong tươ

yếu tố hỗ tác

40%

5%1%

4%

PHÒNG NGHIÊN C

ận hành năm 2012 7.154

2.604

44

150

ận hành năm 2013 8.309

2.204

5.800

305

ận hành năm 2014 10.977

1.252

8.750

47

500

ận hành năm 2015 10.922

822

9.900

200

Phân tích nguồn cầu điện

u tiêu thụ điện hiện nay tập trung trong 2 lĩnh vực đó là Công nghi

êu dùng chiếm khoảng 90% nhu cấu tiêu thụ điện năng.

ây là khu vực có tỷ trọng tiêu thụ điện năng lớn nhất, nhu c

các nhóm ngành công nghiệp chế biến và công nghiệp ch

c công nghiệp có tốc độ tăng trưởng luôn ở mức từ

ương lai ngành này sẽ tiếp tục được phát triển và là nhóm ngành

thúc đẩy tăng trưởng của đất nước.

ọng thứ 2 trong cơ cấu tiêu thụ đến từ việc tiêu dùng c

dân, trong tương lai sự gia tăng về số lượng và thu nhập bình quân s

tác động tích cực đến nhu cầu tiêu thụ diện năng trong l

50%

Cơ cấu tiêu dùng ngành điệ2009

Công nghiệdựng

Quản lý và tiêu dùng

Kinh doanh d

Nông lâm ng


12

100%

36%

62%

2%

100%

27%

70%

3%

100%

11%

80%

4%

5%

100%

8%

90%

2%

c đó là Công nghiệp

ăng.

t, nhu cầu chủ yếu đến

p chế tạo. Hiện nay

ừ 12 – 14%/năm,

n và là nhóm ngành

c tiêu dùng của người

p bình quân sẽ là

ăng trong lĩnh vực

điện

Công nghiệp và xây

n lý và tiêu dùng

Kinh doanh dịch vụ

Nông lâm ngư nghiệp



này.

Dự báo về tốc độ tăng trưởng của nhu cấu tiêu thụ:

Phương pháp luận:

Dự báo nhu cầu năng lượng và điện năng các ngành (C.nghiệp ,N.nghiệp,

Thương mại - Dịch vụ, Dân dụng) : xây dựng hàm hồi quy biểu thị mối

tương quan giữa tiêu thụ năng lượng và điện năng của ngành trong quá

khứ với các biến phụ thuộc như: GDP từng ngành, dân số, gía dầu, gía

điện, tiêu thụ năng lượng trong quá khứ.

Chuỗi số liệu quá khứ 19 năm : 1990-2009

Nhu cầu năng lượng và điện được tính toán theo các giả thiết về:

• Kịch bản tăng trưởng GDP

2011 - 2015 2016 - 2020 2021 - 2030

60.9

68.1

74.76

85.6

16.00%

11.82%

9.78%

14.50%

8.50%

6.30%5.32%

6.78%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

2007 2008 2009 2010

Tỷ KWhNhu cầu tiêu thụ điện năng

Sản lượng điện thương phẩm Tốc độ tăng trưởng

Nguồn BMI, EVN



KB cao 6.5 7.5 7.5

KB cơ sở 6 7 7

KB thấp 5.5 6.5 6.5

• Tăng trưởng dân số

Năm 2009 2010 2015 2020 2030

Dân số (nghìn người) 87,093 88,038 92,499 97,187 102,421

• Dự báo nhu cầu điện năng của các miền trong toàn quốc:

Trên cơ sở tỉ trọng tiêu thụ điện của mỗi Miền / Toàn quốc theo từng ngành

và tỉ trọng GDP của từng Miền/Toàn quốc theo từng ngành.

=> xác định % tỉ lệ tổn thất và tự dùng => Tổng nhu cầu điện sản xuất.

• Tỉ lệ tổn thất:

2010 2015 2020 2030

10% 9% 8% 7%

Kết quả dự báo

DỰ BÁO TĂNG TRƯỞNG NHU CẦU TIÊU THỤ ĐIỆN

2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030

PA CAO 13.5% 15.8% 11.4% 9.7% 8.9%

PPAA CCƠƠ

SSỞỞ

1133..55%% 1133..11%% 99..66%% 88..55%% 77..77%%

PA THẤP 13.5% 11.8% 8.7% 7.7% 7.2%

• Hệ số đàn hồi với GDP



2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030

PA CƠ SỞ 1.8 1.20 1.1 0.97

So sánh cung cầu điện với các nước trong khu vực:

Tốc độ sản xuất điện giai đoạn 1991-2007

1991-2000 2001-2007

Trung Quốc 8.1% 13.5%

Hàn Quốc 9.5% 5.9%

Thái Lan 7.6% 6.0%

Đài Loan 7.4% 4.0%

Philipin 5.6% 4.0%

Malaisia 10.2% 6.7%

Indonesia 10.8% 6.3%

Vietnam 12.0% 14.2%

Nguồn:IMF, BP, 2010

Qua số liệu về tốc độ sản xuất điện và biểu đồ cường độ điện năng ta có

thể thấy được Việt Nam có tốc độ tăng trưởng sản xuất và tiêu thụ điện ở

mức cao so với các nước khác trong khu vực châu Á và nhỏ hơn là trong

khu vực các nước ASEAN.

Điều này cho thấy sự hấp dẫn trong việc đầu tư vào ngành sản xuất điện ở

Việt Nam trong tương lai.

Biểu đồ cường độ điện năng - so sánh quốc tế

Nguồn: IMF 2007

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

kW

h/U

SD (gi¸

1995)

Korea, Rep. China

Thailand Vietnam

Malaysia Philippines

India



4. Đánh giá hiệu quả đầu tư

4.1 Chi phí đầu tư

4.1.1 Thủy điện:

Chi phí tài chính: Việt Nam đã tiếp cận được với những nguồn vốn lớn với

chi phí thấp. Điều này thường ưu ái với những dự án có chi phí đầu tư ban

đầu lớn nhưng chi phí hoạt động thấp như thủy điện.

Chi phí nhiên liệu: đây không phải là vấn đề đáng quan tâm của thủy điện

vì đặc thù của thủy điện vốn không sử dụng nhiên liệu.

Chi phí đầu tư: chi phí đầu tư thủy điện phụ thuộc vào vị trí dự án, thông

thường thì vào 1.400 USD/kW nếu lãi vay được tính trong thời gian xây

dựng, cần phải tính chi phí phát điện cố định trên mỗi kWh. Để tính được, ta

phải biết chi phí đầu tư ban đầu, lãi suất và chi phí vốn chủ sở hữu, số giờ

sử dụng hàng năm và vòng đời của nhà máy phát điện. Đa số các tổ máy

thủy điện chỉ có thể chạy khoảng 4.000 giờ một năm.

Bảng 11: Chi phí vốn đầu tư thủy điện

Chi phí

vốn/kW

Số năm

hoạt động

Số năm

xây dựng

Số giờ

một năm

Chi phí cố

định

(cent/kWh)

Thủy điện $1.400 40 3-6 4.000 3,5

Để tính được chi phí phát điện, phải xem xét tất cả các chi phí: chi phí cố

định và chi phí vận hành - quản lý (O&M). Chi phí vận hành thường vào

khoảng 0,2 cent/kWh.

Bảng 12: Tổng chi phí đầu tư thủy điện

Chi phí cố định

(cent/kWh)

Vận hành – quản lý

(cent/kWh) Tổng

Thủy điện 3,5 0,2 3,7



Thời tiết là yếu tố được

chúng tôi đánh giá là

quan trọng hàng đầu

trong đánh giá một dự

án thủy điện

4.1.2 Nhiệt điện:

Chi phí đầu tư: Trong các loại hình nhiệt điện thì chi phí đầu tư cho các dự

án nhiệt điện than là cao nhất, với mức 1.200 USD/KW đối với các nhà máy

có công suất lớn, hiện đại, mức độ ô nhiễm thấp. Các nhà máy nhiệt điện

khí có mức đầu tư tầm 600 USD/KW và rẻ nhất là các nhà máy nhiệt điện

dầu với phí đầu tư chỉ ở mức 200 USD/KW. Thời gian xây dựng các dự án

nhiệt điện cũng tương đối dài, với các dự án nhiệt điện than, thời gian xây

tầm 3 – 5 năm tùy theo quy mô dự án, nhiệt điện khí khoảng 2 năm.

Bảng 13: Chi phí cố định đầu tư nhiệt điện

Chi phí vốn/KW Số năm xây dựng

Nhiệt điện than 1.200 USD 4

Nhiệt điện khí 600 USD 3

Nhiệt điện dầu 200 USD 1

Chi phí nguyên liệu: Khác với dự án thủy điện, nhiệt điện cần có thêm chi

phí nguyên liệu. Nhiệt điện than có vốn đầu tư cao nhưng bù lại chi phí

nguyên liệu lại thấp hơn rất nhiều so với nhiệt điện dầu và khí. Với chi phí

bình quân để sản xuất 1 kWh điện than chỉ 1,4 cent thì chi phí đề sản xuất

ra 1 kWh điện khí mất đến khoảng 4 cents, mức chi phí mắc gấp gần 3 lần

so với chi phí sản xuất than. Chi phí nguyên liệu cao nhất đến từ nhiệt điện

dầu, khi chi phí sản xuất ra 1 kWh lên đến 15 cents

Bảng 14: Chi phí nguyên liệu nhiệt điện

Chi phí nguyên liệu

cent/kWh

Giá nguyên liệu

Thấp Trung

bình

Cao Thấp Trung

bình

Cao

Nhiệt điện than 1,4 2,8 4,2 $40 $80 $120 (tấn)

Nhiệt điện khí 4 6,7 9,3 $6 $10 $ 14/ (triệu

BTU)



Nhiệt điện dầu 15 22,5 30 $0,6 $0,9 $1,2 (lít)

Phân tích chi phí:

Theo một quyết định số 2014/QĐ-BCN thì thời gian vận hành 1 năm của

nhà máy nhiệt điện than là 6.500 – 7.000 giờ/năm, dựa trên căn cứ đó,

chúng tôi giả định nhiệt điện có thể vận hành 6.500 giờ/năm, ở nước ta hiện

nay, việc sử dụng các nguồn điện được đánh giá mức độ ưu tiên dựa trên

giá thành sản xuất, do đó nguồn nhiệt điện khí có thể chỉ vận hành ở mức

độ thấp hơn là 6.000 giờ, còn lại nhiệt điện dầu thường chỉ được sử dụng

để chạy phụ tải vào lúc cao điểm. Dưới đây là bảng tính chi phí cố định bình

quân để sản xuất 1 kWh điện với các giả định trên.

Bảng 15: Chi phí vốn trên mỗi kWh nhiệt điện

Chi phí cố định trên mỗi Kilowatt và Kilowatt giờ

Chi phí vốn

trên Kilowatt

Số năm

hoạt

động

Số giờ 1

năm

Chi phí cố định tính bằng

cent/kWh

Nhiệt điện

than

$1.200 30 6.500 2,0

Nhiệt điện

khí

$600 20 6.000 1,2

Nhiệt điện

dầu

$200 10 2.000 1,6

Để tính tổng chi phí phát điện, chúng tôi đưa chi phí nguyên liệu và chi phí

vận hành – quản lý vào với mức 10% mức chi phí cố định.

Bảng 16: Tổng chi phí trên mỗi kWh nhiệt điện

Tổng chi phí phát điện (tính bằng cent/kWh)

Chi phí cố

định

Nhiên liệu Vận hành – quản lý Tổng

Nhiệt điện than 2 4,2 0,2 6,4

Nhiệt điện khí 1,2 6,7 0,12 8,02



Đối với các dự án nhiệt

điện cần phân tích kỹ

độ nhạy của sự biến

động giá nguyên liệu

này.

Nhiệt điện dầu 1,6 30 0,16 31,76

4.2 Giá bán điện

Giá bán lẻ điện hiện nay do bộ Công Thương quy định, khi muốn thay đổi

giá bán, Bộ phải trình phương án và gửi lên Thủ Tướng để xin thông qua.

Trên cơ sở giá bán lẻ điện, EVN sẽ cân đối và ra quyết định về giá mua vào

các nguồn điện cũng như cơ cấu nguồn. Dựa trên các tính toán chi phí bên

trên, có thể thấy thủy điện là nguồn có chi phí rẻ nhất khi được khai thác

cùng công suất.

Về giá mua điện của EVN, giá này do EVN thỏa thuận với từng nguồn điện

khác nhau và với từng công trình khác nhau, dựa trên cơ sở giá trần và sàn

do Bộ Công Thương quy định.

Bảng 17: Khung giá điện quy định theo Quyết định số 2014/QĐ-BCN

Giá điện của các nhà máy thủy điện có công suất lắp máy >30MW

Mùa khô: (từ 01/10 đến 30/06 năm sau) 2,50 – 5,00 US cent/kWh

Mùa mưa: (từ ngày 01/07 đến 30/09) 2,00 – 4,70 US cent/kWh

Giá điện của các nhà máy thủy điện có công suất lắp máy <30MW



Giá điện của các nhà máy nhiệt điện than



Giá điện của các nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp



4.3 Đánh giá đầu tư

Bảng 18: Tổng hợp chi phí vốn của các loại hình sản xuất điện



Tổng chi phí phát điện (tính bằng cent/kWh)

Chi phí cố

định Nhiên liệu

Vận hành – quản

lý Tổng

Thủy điện 3,5 0 0,2 3,7

Nhiệt điện than 2 4,2 0,2 6,4

Nhiệt điện khí 1,2 6,7 0,12 8,02

Nhiệt điện dầu 1,6 30 0,16 31,76

Với chi phí các dự án điện như trên và giá bán điện quy định, chúng tôi

nhận thấy hiện nay chỉ có việc đầu tư vào các dự án thủy điện là có khả

năng có lợi nhuận.

5. Rủi ro và triển vọng của ngành điện

5.1 Rủi ro

5.1.1 Vấn đề độc quyền EVN

EVN là tập đoàn thuộc sở hữu Nhà Nước được thành lập năm 1995, có

chức năng sản xuất, truyền tải và phân phối điện, với các chức năng đó hầu

như EVN có vị thế độc quyền hoàn toàn trong ngành, do đó có rất nhiều

những bất cập trong việc phát triển nguồn cung điện như:

- Đàm phán, ký kết các hợp đồng mua bán điện từ các nguồn điện mới

ngoài EVN khó khăn, thiếu minh bạch và thường kéo dài.

- Giá bán điện chịu phụ thuộc vào quyết định của EVN, do đó xuất hiện

nguy cơ giá EVN đề xuất thấp hơn mức mong đợi hoặc không bù đắp

dược chi phí đầu tư và lãi vay.

- Việc độc quyền của EVN gây cản trở đáng kể cho việc thu hút nguồn đầu

tư tư nhân, đầu tư trực tiếp từ nước ngoài, do đó gây cản trở rất lớn cho

việc phát triển ngành điện, vốn là ngành có chi phí đầu tư rất lớn.

5.1.2 Thời tiết

Đối với các công ty thủy điện, thì diễn biến thời tiết ảnh hưởng rất lớn đến

hoạt động. Đây là một rủi ro đặc thù đối với các công ty thủy điện. Lượng



mưa là một trong những nhân tố chính ảnh hưởng đến kết quả sản xuất

kinh doanh của các công ty này. Trước sự biến đổi khí hậu, công việc dự

báo thời thiết trở nên khó khăn hơn, từ đó ảnh hưởng việc dự báo và kế

hoạch lợi nhuận của các công ty thủy điện.

Với vị trí địa lý nằm ở khu vực nhiệt đới gió mùa ẩm, lượng mưa hàng năm

lớn Việt Nam có yếu tố thuận lợi để phát triển thủy điện tuy nhiên những

khó khăn trong việc dự báo thời tiết dẫn đến một rủi ro trong ngành này đó

là việc đánh giá sai nguồn nước của các hồ thủy điện; khi thì các hồ trong

tình trạng mực nước xuống thấp thậm chí cạn kiệt khi mùa khô kéo dài,

nhưng khi xảy ra mưa lũ mực nước dâng cao nhanh chóng vượt quá sức

chịu đựng của các đập thủy điện dẫn đến việc phải tiến hành xả lũ, việc này

lại ảnh hưởng đến đời sống sinh hoạt của người dân, gây ra các thiệt hại

kinh tế nghiêm trọng. Nếu xảy ra kiện tụng, có thể các công ty thủy điện sẽ

phải tiến hành đền bù cho người dân, số tiền đền bù sẽ rất lớn, ảnh hưởng

nhiều đến hoạt động của các công ty.

- Hiện nay vấn đề này được chúng tôi đánh giá là hết sức đáng quan tâm

trong đánh giá đầu tư thủy điện do tình hình mực nước các hồ thuỷ điện

thiếu hụt nước ngày càng nhiều, điều đó cho thấy tình trạng thuỷ văn ở

các hồ thuỷ điện trên cả nước đang vô cùng khó khăn. Với tỷ trọng thuỷ

điện chiếm gần 40% sản lượng, tình hình trên đang báo hiệu mùa khô

2011 sẽ thiếu điện nghiêm trọng.

- Theo cập nhật của EVN trừ 3 hồ Đa Nhim, Tuyên Quang, Hoà Bình có

mực nước cách mực nước chết lần lượt là 11,7; 12,2 và 20,5m, hầu hết

các hồ thuỷ điện khu vực miền Trung và Tây Nguyên như A Vương,

Sông Hinh, Pleikrong, Ialy… đều đã sát mực nước chết. các nhà máy chỉ

chạy máy được 4-10 giờ. Cao nhất là hồ Hoà Bình tổng lượng nước về

cả năm 2010 chỉ đạt khoảng 34 tỷ m3, thấp hơn trung bình nhiều năm

khoảng 22,5 tỷ m3. Vì vậy, dù vẫn phải chạy 8 tổ máy nhưng sản lượng

điện của Hoà Bình cũng chỉ phát được 32-36 triệu kWh/ngày thay vì 42

triệu kWh/ngày như mọi năm. Các nhà máy thuỷ điện khác chỉ phát điện

từ 4 đến 10 giờ. Từ nay đến mùa khô năm sau là rất khó hy vọng có

được những trận lũ lớn để cải thiện tình hình. Với tỷ trọng thuỷ điện

chiếm 39,2%, việc thiếu nước đã gây khó khăn rất lớn về tình hình cung

ứng điện trên cả nước.

Bảng 19: Mức nước các hồ thủy điện tháng 4/2011



MỰC

NƯỚC CHẾT

MỰC NƯỚC

30/04/2011

MỰC NƯỚC

30/04/2010

TĂNG, GIẢM SO VỚI CÙNG KỲ NĂM

TRƯỚC

SƠN LA 175,0 189,37

HOÀ BÌNH 80,0 89,33 101,54 -12,21

THÁC BÀ 46,0 49,28 49,29 -0,01

TUYÊN QUANG 90,0 97,15 96,43 +0,72

TRỊ AN 50,0 52,46 55,21 -2,75

ĐA NHIM 1.018,0 1.030,33 1027,21 +3,12

THÁC MƠ 198,0 198,29 202,71 -4,42

SÔNG HINH 196,0 208,57 204,60 +3,97

IALY 490,0 500,08 500,17 -0,09

VĨNH SƠN A 765,0 772,25 773,36 -1,11

HÀM THUẬN 575,0 581,46 584,22 -2,76

ĐẠI NINH 860,0 863,16 863,04 +0,12

5.1.3 Các yếu tố đầu vào của nhiệt điện

Các nguồn nguyên liệu cho nhiệt điện hiện nay của nước ta được cung cấp

từ các nguồn trong nước như: than từ Tập đoàn Than Khoáng sản (TKV),

khí được mua từ tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN). Các nguồn cung ứng

này là khá ổn định về mặt số lượng hiện nay, do đó ngành nhiệt điện hiện

nay không chịu nỗi lo thiếu nguyên liệu. Tuy nhiên yếu tố rủi ro mà chúng tôi

quan tâm hiện nay chính là biến động giá của nguồn nguyên liệu đầu vào

này. Đối với nhiệt điện, chi phí nguyên liệu đầu vào đóng góp khá lớn trong

giá vốn, từ 40 – 70% chi phí giá vốn (theo tính toán bảng 15) do đó biến

động chi phí đầu vào có tác động rất lớn đến hiệu quả đầu tư dự án.

DIỄN BIẾN GIÁ KHÍ TỰ NHIÊN



DIỄN BIẾN GIÁ THAN

Hình trên cho thấy các nguồn nguyên liệu như khí tự nhiên và than có mức

biến động giá khá nhiều trong những năm qua. Do đó với các dự án nhiệt

điện cần phân tích kỹ độ nhạy của sự biến động giá nguyên liệu này.

5.1.4 Rủi ro thời gian xây dựng và kỹ thuật

Vì các công trình về sản xuất điện thường là các công trinh lớn chiếm diện

tích khá lớn, số vốn đầu tư lại rất lớn nên doanh nghiệp sẽ gặp rủi ro nếu

việc tiến độ thi công chậm chạp, thời gian đi vào hoạt động kéo dài sẽ khiến

doanh nghiệp gặp nhiều khó khăn trong việc thu hồi vốn đầu tư đặc biệt là

khi doanh nghiệp có sử dụng vốn vay ngân hàng. Việc di dời dân và đền bù

giải tỏa cũng sẽ khiến tiến độ hoàn thành kéo dài hơn.

Một rủi ro nữa đối với việc kinh doanh trong ngành này đó là vấn đề kỹ

thuật. Các nhà máy điện đòi hỏi sự an toàn rất cao do đó kỹ thuật xây dựng

rất quan trọng, việc xây dựng không đúng kỹ thuật sẽ gây ra hậu quả cực kỳ



nghiêm trọng khi xảy ra sự cố.

5.1.5 Rủi ro lãi suất

Những tháng cuối năm 2010 lãi suất cho vay của các tổ chức tín dụng tăng

lên mức cao, dao động từ 16-18%/năm. Nghị quyết 11/NQ-CP của Chính

phủ và Chỉ thị 01/CT-NHNN của Ngân hàng Nhà nước nhằm Kiểm soát

tăng trưởng tín dụng góp phần kiềm chế lạm phát đã tác động nhiều đến lãi

suất cho vay cụ thể của từng ngân hàng, đưa mặt bằng lãi suất lên cao.

Vốn tín dụng vẫn tập trung ưu tiên cho các lĩnh vực sản xuất tuy nhiên, với

mặt bằng lãi suất cao các doanh nghiệp vẫn khó khăn trong việc tiếp cận

nguồn vốn này. Đến hết quý 1/2011 tình hình lãi suất cho vay của các ngân

hàng vẫn chưa có dấu hiệu hạ nhiệt, đầu quý 2/2011 lạm phát có dấu hiệu

bắt đầu giảm tốc, CPI tháng 6 được dự báo khoảng 0.7% đã khiến cho đà

tăng lãi suất cũng chững lại tuy nhiên vẫn ở mức cao. Với việc ưu tiên kiềm

chế lạm phát, chính sách thắt chặt tiền tệ vẫn sẽ được duy trì đến hết năm

do đó dự báo lãi suất trong ngắn hạn có thể sẽ vẫn chưa giảm xuống được,

sự điều chỉnh giảm có thể xảy ra khi lạm phát được kiểm soát tốt hơn tuy

nhiên vẫn sẽ ở mức cao.

Các dự án về điện thường đòi hỏi một nguồn vốn đầu tư rất lớn, đặc biệt là

các dự án thủy điện. Đây lại là ngành kinh tế trọng điểm nên các dự án

được hưởng những chính sách ưu đãi về vốn vay vì vậy tỷ trọng vốn vay

trong tổng nguồn vốn thường chiếm một tỷ lệ cao. Cơ cấu vốn khi đầu tư

các dự án thường là vốn vay 70%, còn lại 30% là vốn tự có. Với cơ cấu vốn

như thế sự dao động lãi suất sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến lợi nhuận của các

dự án.

Để giới hạn mức rủi ro lãi suất, các công ty sản xuất điện có thể vay vốn từ

Ngân hàng Phát triển Việt Nam (VDB). Nếu tiếp cận được nguồn vốn này,

rủi ro lãi suất sẽ được giảm đi đáng kể vì đây là nguồn vốn với mức lãi suất

cố định và được ưu đãi.

5.1.6 Rủi ro tỷ giá

Một trong những rủi ro nữa của các dự án về sản xuất điện đó là biến động

tỷ giá nếu các dự án có vốn tài trợ bằng ngoại tệ. Tuy nhiên, vấn đề tỷ giá

trong thời gian sắp tới có thể sẽ ổn định khi mới đây nhất NHNN liên tục

đưa ra các quyết định và thông tư nhằm đưa ra các biện pháp can thiệp vào

thị trường ngoại hối.



Có thể thấy rằng việc NHNN tăng tỷ lệ dự trữ bắt buộc với tiền gửi bằng

ngoại tệ tăng 2% so vào đầu tháng 5/2011 và đưa ra mức trần lãi suất huy

động ở mức 3% đối với cá nhân và 1% đối với tổ chức bên cạnh việc mạnh

tay quản lý thị trường tự do đã góp phần làm ổn định thị trường ngoại hối

trong tháng 5 vừa qua. Cụ thể, mức tỷ giá liên ngân hàng đã khá ổn định và

dao động trong biên độ hẹp, quanh mức 20.643 – 20.723 VND/USD trong

khi tỷ giá trên thị trường tự do đã dần tiến sát về mức tỷ giá áp dụng trong

hệ thống ngân hàng. Hoạt động buôn bán ngoại tệ trên thị trường tự do bị

siết chặt trong khi các ngân hàng thương mại công bố đã mua được ngoại

tệ của các cá nhân và tổ chức đưa tính thanh khoản ngoại tệ của các ngân

hàng được cải thiện.

Mới đây nhất, theo Quyết định số 1209/QĐ-NHNN việc điều chỉnh tăng tỷ lệ

dự trữ bắt buộc đối với ngoại tệ lên 1% sẽ tác động đến nguồn cung đồng

thời làm cho chi phí cho vay của các ngân hàng thương mại lớn hơn, lãi

suất cho vay theo đó cũng tăng lên. Các doanh nghiệp sẽ phải cân nhắc,

thận trọng hơn trong việc vay ngoại tệ ngân hàng do đó giảm mức dư nợ tín

dụng ngoại tệ và giảm cầu tín dụng. Về phía các ngân hàng thương mại,

việc khống chế lãi suất huy động tối đa ở mức 2% đối với cá nhân và 0.5%

đối với các tổ chức theo Thông tư số 14/2011/TT-NHNN thì cung ngoại tệ từ

cá nhân và tổ chức sẽ giảm xuống cũng sẽ làm cho khả năng cho vay ngoại

tệ của các NHTM bị hạn chế. Với việc yêu cầu các tổ chức có từ 50% vốn

nhà nước trở lên bán ngoại tệ cho các tổ chức tín dụng từ ngày 1/7/2011 thì

nguồn vốn từ các tổ chức sẽ đổ về các ngân hàng thương mại, và NHNN có

thể sẽ tiếp tục mua ngoại tệ từ các ngân hàng thương mại để kiểm soát

cung cầu ngoại tệ và bổ sung vào nguồn dự trữ ngoại hối. Như vậy có thể

thấy thanh khoản ngoại tệ của các ngân hàng thương mại tuy được cải

thiện nhưng cũng không nhiều. Do đó, thị trường ngoại hối sẽ được tiếp tục

ổn định trong thời gian tới.

5.2 Triển vọng

5.2.1 Nhu cầu ngày càng tăng

Ngành điện Việt Nam hiện nay vẫn có cầu lớn hơn cung và nhu cầu dự báo

sẽ tiếp tục gia tăng trong dài hạn với tốc độ cao hơn 2 lần tăng trưởng GDP,

do đó việc đầu tư vào nguồn cung của ngành luôn được sự khuyến khích và

quan tâm của chính phủ về các chính sách thuế, lãi suất và giá nguyên liệu



đầu vào.

5.2.2 Triển vọng từ việc điều chỉnh giá bán điện:

Hiện nay một trong những khó khăn lớn mà EVN gặp phải trong việc phát

triển nguồn cung điện năng chính là chi phí đầu tư 1 kWh hiện nay lớn hơn

giá bán mà nhà Nước quy định, sau nhiều lần tăng giá điện thì giá bán lẻ

điện hiên nay của Việt Nam ở mức 1.200 đồng/kWh (tương đương 6

cents/kWh) mức giá này hiện được cho là thấp so với khu vực, nơi có giá

bán điện tầm trên 10 cents/kWh. Do đó trong tương lai, với mục đích

khuyến khích đầu tư cải thiện nguồn cung điện năng, khả năng giá điện sẽ

được Chính Phủ tiếp tục tăng.

5.2.3 Mục tiêu xây dựng thị trường điện cạnh tranh

Hiện nay có khá nhiều đề án tái cơ cấu ngành điện nhằm xây dựng một thị

trường điện cạnh tranh. Nếu việc tái cơ cấu này thành công sẽ giải quyết

được những vấn đề từ sự độc quyền của EVN, tăng tính hấp dẫn của

ngành điện hiện nay.



6. CÁC CÔNG TY TRONG NGÀNH

Vốn điều lệ: 2,062,412,460,000 đồng

Địa chỉ: 21 Nguyễn Huệ, Thành phố Quy Nhơn, Tỉnh Bình Định

Điện thoại: +84 (56) 389-2792

Fax: +84 (56) 389-1975

Website: www.vshpc.evn.com.vn

Biến động trong 52 tuần 8.50 –14.10

Khối lượng trung bình (10 ngày)

156,233

Số cổ phần đang lưu hành 202.24 triệu

Công ty Cổ Phần Thuỷ Điện Vĩnh

Sơn - Sông Hinh

EPS pha loãng

Tỷ lệ lãi gộp (%)

Thông tin sơ lược

Công ty hiện đang quản lý và vận hành hai nhà máy thủy điện:

Nhà máy thủy điện Vĩnh Sơn sản xuất điện năng dựa trên

nguồn nước sông Kôn với công suất lắp đặt là 66 MW, lượng

điện sản xuất ra là 228,5 triệu kWh/năm và Nhà máy thủy điện

Sông Hinh sản xuất điện năng dựa trên nguồn nước sông

Hinh với công suất lắp đặt 70 MW, lượng điện sản xuất là 370

triệu kWh/năm. Với công suất 66MW và sản lượng điện hàng

năm 230 triệu KWh, Nhà máy Thuỷ điện Vĩnh Sơn là nhà máy

thuỷ điện có quy mô lớn đầu tiên ở miền Trung và Tây

Nguyên. VSH cung cấp khoảng 2.4 % trong tổng công suất

quốc gia. Nguồn điện sản xuất ra dựa vào sức nước do đó chi

phí sản xuất rẻ nhưng năng lực sản xuất của công ty lại phụ

thuộc nhiều vào điều kiện tự nhiên. Như các công ty điện khác

tại Việt Nam, điện thành phẩm do công ty sản xuất ra được ký

hợp đồng bao tiêu toàn bộ với tập đoàn điện lực Việt Nam

EVN.

Dữ liệu trên mỗi CP

2008 2009 2010 TTM TB 3

năm

EPS pha loãng 2697,90 1809,23 1480,23 1471,24 1963,84

EPS cơ bản 2697,90 2555,86 1455,01 1446,17 2190,87

Doanh thu trên

mỗi CP

3517,82 3545,12 2043,47 2044,16 3016,93

Khả năng sinh lợi

2008 2009 2010 TTM TB 3

năm

Tỷ lệ lãi gộp (%) 63,26 64,27 56,83 56,53 59,74

Tỷ lệ lãi từ hoạt động KD

(%)

76,53 74,78 76,46 76,00 74,25

Tỷ lệ EBIT (%) 78,74 76,06 77,53 76,99 76,43

Tỷ lệ lãi ròng (%) 76,69 72,10 71,20 70,75 72,34



Công ty Cổ phần Nhiệt điện Phả Lại

Vốn điều lệ: 3,262,350,000,000 đồng

Địa chỉ: Thôn Phao Sơn,thị trấn Phả Lại, Chí Linh, Hải Dương

Điện thoại: +84 (320) 388-1126

Fax: +84 (320) 388-1338

Website: www.ppc.evn.vn



190,217


EPS pha loãng



Công ty Cổ phần Nhiệt Điện Phả Lại (PPC) tiền thân là nhà

máy nhiệt điện Phả Lại thành lập năm 1982 và chính thức

chuyển đổi sang hình thức công ty Cổ phần vào tháng 01 năm

2006. Hoạt động sản xuất kinh doanh chính của Công ty là sản

xuất điện năng (chiếm khoảng 99% doanh thu). Công ty hiện

có sáu tổ máy đang hoạt động tại hai nhà máy là Phả Lại I và

Phả lại II với tổng công suất lắp đặt lên tới 1040 MW. Hiện nay

và trong những năm tới, Công ty cổ phần Nhiệt điện Phả Lại

vẫn là một trung tâm sản xuất nhiệt điện lớn ở khu vực phía

Bắc.


2008 2009 2010 TTM TB 3

năm

EPS pha

loãng

-654,41 2743,35 12,77 -91,00 1159,09

EPS cơ bản -654,28 2743,35 12,71 -90,73 1171,55

Doanh thu

trên mỗi CP

11936,42 13596,45 12885,35 13120,81 12588,42

2008 2009 2010 MRQ TB 3

năm

Giá trị sổ

sách trên

mỗi CP

10419,47 13158,97 11433,91 11967,94 11662,94


2008 2009 2010 TTM TB 3

năm

Tỷ lệ lãi gộp (%) 27,91 28,98 17,07 16,94 25,81

Tỷ lệ lãi từ hoạt động KD

(%)

-

12,39

20,02 0,15 -0,90 7,02

Tỷ lệ EBIT (%) -

12,06

20,05 5,00 4,16 8,36

Tỷ lệ lãi ròng (%) -5,48 20,18 0,10 -0,69 9,11



Công ty Cổ phần Thủy điện Thác Bà

Vốn điều lệ: 635,000,000,000 đồng

Địa chỉ: Khu 8, Thị trấn Thác Bà, Huyện Yên Bình, Tỉnh Yên Bái

Điện thoại: +84 (29) 388-4116

Fax: +84 (29) 388-4167

Website: www.thacba.evn.com.vn

Biến động trong 52 tuần 11.00 -16.90


10,259


EPS pha loãng



Thuỷ điện Thác Bà là nhà máy thuỷ điện đầu tiên của Việt

Nam đồng thời là 1 trong 7 nhà máy thuỷ điện của Tổng công

ty điện lực Việt Nam (EVN). Ngày 5 tháng 10 năm 1971, Nhà

máy đã khởi động tổ máy số 1 và hoà lưới điện quốc gia. Lĩnh

vực hoạt động chính của TBC là sản xuất điện năng (chiếm

99% doanh thu). Các tổ máy của công ty Thuỷ điện Thác Bà

đã vận hành liên tục hơn 35 năm, bao gồm ba tổ máy, mỗi tổ

máy có công suất 40 MW (40MW × 3) với thiết bị công nghệ

của Liên Xô.

Dữ liệu trên mỗi CP 2008 2009 2010 TTM TB 3

năm EPS pha loãng

2556,27 2043,02 649,91 747,84 1626,17

EPS cơ bản 2556,27 2043,02 649,91 747,84 1626,17 Doanh thu trên mỗi CP

3852,41 3291,25 2077,69 2149,00 2975,02

2008 2009 2010 MRQ TB 3 năm

Giá trị sổ sách trên mỗi CP

12160,85 12025,92 11724,21 11800,61 11677,39

Khả năng sinh lợi 2008 2009 2010 TTM TB 3

năm Tỷ lệ lãi gộp (%) 71,19 64,49 38,96 40,55 56,43 Tỷ lệ lãi từ hoạt động KD (%)

72,68 67,66 36,15 39,96 55,71

Tỷ lệ EBIT (%) 72,86 67,72 36,16 40,02 55,97 Tỷ lệ lãi ròng (%) 66,36 62,07 31,28 34,80 51,64



Công ty Cổ phần Mía đường - Nhiệt điện Gia Lai

Vốn điều lệ: 145,054,928,000 đồng

Địa chỉ: 561 Trần Hưng Đạo, Thị xã Ayunpa, tỉnh Gia Lai

Điện thoại: +84 (59) 365-7236

Fax: +84 (59) 365-7236

Website: www.secgialai.com.vn



5,735


EPS pha loãng



Công ty cổ phần Mía đường Nhiệt điện Gia lai là một trong

những doanh nghiệp cung cấp sản lượng dường lớn và ổn

định ở khu vực miền Trung và Tây Nguyên nhờ vào vị trí địa lý

và điều kiện lãnh thổ nhưỡng phù hợp cho nghành sản xuất

mà không phải nhà máy đường nào cũng làm được. Lợi thế

lớn nhất của công ty là vùng nguyên liệu ổn định với cự ly vận

chuyển bình quân chỉ 22km, ngoài ra công ty có đội ngũ cán

bộ kỹ thuật, công nhân lành nghề với kinh nghiệm nhiều năm

trong nghành sản xuất đường, có nhiều sáng kiến kỹ thuật tiết

kiệm được chi phí, hiệu quả sản xuất tốt.


2008 2009 2010 TTM TB 3 năm

EPS pha loãng

3330,14 3127,18 4137,80 4246,32 3019,96

EPS cơ bản --- 6983,40 4557,50 4516,59 5770,45 Doanh thu trên mỗi CP

--- 34290,74 22487,40 25310,45 28389,07

2008 2009 2010 MRQ TB 3 năm


11674,45 12446,79 13535,07 14549,22 12027,62


2008 2009 2010 TTM TB 3 năm

Tỷ lệ lãi gộp (%) 27,28 24,88 29,71 27,30 25,37 Tỷ lệ lãi từ hoạt động KD (%)

23,19 22,13 22,69 19,92 20,23

Tỷ lệ EBIT (%) 23,99 23,03 28,40 26,48 22,13 Tỷ lệ lãi ròng (%) 22,66 20,37 20,27 17,84 18,85



Công ty Cổ phần Nhiệt điện Bà Rịa

Vốn điều lệ: 604,856,000,000 đồng

Địa chỉ: phường Long Hương, thị Xã Bà Rịa, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu

Điện thoại: +84 (64) 221-2811

Fax: +84 (64) 382-5985

Website: www.btp.com.vn

Biến động trong 52 tuần 4.70 – 13.55


18,514


EPS pha loãng



Công ty cổ phần Nhiệt điện Bà Rịa là công ty hoạt động trong

lĩnh vực năng lượng, chuyên sản xuất, kinh doanh điện năng

cũng như quản lý, vận hành, sửa chữa các thiết bị điện và nhà

máy điện. Bên cạnh đó, công ty cũng sản xuất nước uống, các

sản phẩm kim loại, chế biến và kinh doanh nông sản, hải sản

cũng như hoạt động kinh doanh nguyên vật liệu, xây dựng

công nghiệp, buôn bán bất động sản, vận chuyển hang hóa.


2008 2009 2010 TTM TB 3 năm

EPS pha loãng

2970,26 860,36 369,52 -113,91 1155,39

EPS cơ bản --- 860,36 369,52 -111,65 614,94 Doanh thu trên mỗi CP

--- 24342,95 33705,73 38449,75 29024,34

2008 2009 2010 MRQ TB 3 năm


14304,14 13370,13 13993,49 14206,80 13094,53


2008 2009 2010 TTM TB 3 năm

Tỷ lệ lãi gộp (%) 10,25 13,33 10,97 7,89 10,57 Tỷ lệ lãi từ hoạt động KD (%)

19,03 -0,44 1,44 -0,01

5,77

Tỷ lệ EBIT (%) 22,36 2,67 3,32 0,01 9,00 Tỷ lệ lãi ròng (%) 13,95 3,53 1,10 -

0,29 5,20

CÔNG TY CỔ PHẦN CHỨNG KHOÁN PHÚ GIA

Hotline: (84.8) 62 836 888

Email: [email protected]

Website: www.phugiasc.vn

Trụ sở

ĐC: Lầu 8-9, 58 Nguyễn Đình Chiểu, P.Đakao, Q.1, Tp. Hồ Chí Minh

ĐT: (84.8) 62 836 888

Fax: (84.8) 62 838 666

Chi nhánh Hà Nội

ĐC: Tầng 4, tòa nhà 200 Nguyễn Lương Bằng, Q.Đống Đa, Hà Nội

ĐT: (04) 3513 4045

Fax: (04) 3513 4046

Phòng Phân tích – Khối Ngân hàng Đầu tư

(84.8) 62 836 888 (ext: 402)

[email protected]

Những thông tin và nhận định mà PGSC cung cấp trên đây là dựa trên đánh giá của người viết tại ngày đưa ra bản tin. Bản tin này chỉ mang tính chất tham khảo nhằm giúp nhà đầu tư có đầy đủ thông tin hơn trong việc ra quyết định và có thể thay đổi bất cứ lúc nào mà không cần thông báo trước. Thông tin trong bản tin này dựa trên những thông tin có sẵn thu thập từ nhiều nguồn mà được tin là đáng tin cậy, tuy nhiên độ chính xác và hoàn hảo không được đảm bảo. PGSC không chịu trách nhiệm những khoản lỗ trong đầu tư khi sử dụng những thông tin trong bản tin này.

PHÂN TÍCH NGÀNH

Documents

NGÀNH ĐIỆN VI ỆT NAM - phugiasc.vn · Trong quy ho ạch ngu ồn cung ứng điện trong t ươ ng lai, các ngu ồn n ăng l ượng tái t ạo này được cân nh ắc