Sản lượng tiêu thụ điện toàn quốc ước tính tăng 7%

Đánh giá về kết quả kinh doanh ngành điện năm 2020, SSI cho biết: nhìn chung, sản lượng phát điện, giá giá trần trên thị trường phát điện (CGM), doanh thu và lợi nhuận bị ảnh hưởng do nhu cầu giảm từ sự ảnh hưởng của dịch COVID-19.

La Nina trở lại và tạo điệu kiện thuận lợi cho các nhà máy thủy điện kể từ quý 3/2020, đặc biệt là các nhà máy thủy điện ở miền Bắc và miền Trung (như VHS, CHP, TBC, SBA...) – các nhà máy thủy điện ở miền Nam (như TMP, SHP, SJD, ISH) phục hồi chậm hơn.

Các nhà máy điện khí bị ảnh hưởng đáng kể trong nửa đầu năm 2020 do nguồn cung khí không ổn định. Bên cạnh đó từ nửa cuối năm 2020, EVN giảm huy động sản lượng từ nhóm nhà máy nhiệt điện (bao gồm điện khí và điện than) để tận dụng sản lượng từ nhóm thủy điện.

Sản lượng huy động từ nhóm nhà máy điện than cao trong nửa đầu năm 2020 do thiếu hụt nguồn cung khí và tình trạng hạn hán trong nửa đầu năm 2020, trước khi hiện tượng La Nina xuất hiện trong nửa cuối năm 2020.

Chỉ còn lại khoảng 10 tháng tiếp theo để hoàn thành và phát điện để hưởng cơ chế giá FIT 0,085 USD/kwh đối với dự án điện gió trên bờ và 0,098 USD/kwh cho các dự án điện gió ngoài khơi, theo QĐ 39/2018/QĐ-TTG ngày 10/9/2018. Với chi phí đầu vào tăng (như giá khí tăng khi các mỏ khí giá thấp gần cạn kiệt), điều này sẽ khó cho việc gia hạn thời hạn của QĐ 39 và duy trì cơ chế giá FITtheo QĐ 39 cho các dự án điện gió.

Trong 8 tháng năm 2020, tổng công suất điện gió được phê duyệt và bổ sung và Quy hoạch phát triển điện VII điều chỉnh là 11.800 MW,vượt công suất yêu cầu năm 2025 đối với năng lượng gió là 11.320 MW, theo báo cáo của EVN.

Cũng theo EVN, tại thời điểm cuối năm 2020, 25% tổng công suất điện toàn quốc từ năng lượng mặt trời – 16,5 GW (trong đó khoảng 7,9 GW đến từ năng lượng mặt trời áp mái và 8,6 GW đến từ triển khai năng lượng mặt trời trên đất liền). Công suất điện mặt trời toàn quốc cao gấp 3 lần so với năm 2019 (5,2 GW). Điều quan trọng là công suất hiện tại từ nhà máy điện mặt trời đã vượt công suất yêu cầu trong năm 2025 (12,5 GW). Với sự bùng nổ công suất và sản lượng phát điện từ các nhà máy điện mặt trời, EVN có thể sẽ giảm sản lượng trong hợp đồng từ nhà máy nhiệt điện.

Đánh giá về triển vọng ngành điện năm 2021, SSI cho rằng: Tăng trưởng tiêu thụ điện toàn quốc trong năm 2021 ước tính phục hồi khoảng 7% so với cùng kỳ (năm 2020 tăng 2,4%).

Giá trên thị trường cạnh tranh (giá CGM) ước tính tăng do chi phí đầu vào cao hơn cùng với nguồn khí mới, Sao Vàng Đại Nguyệtvà giá than cao hơn – mặc dù đã được bù đắp một phần bằng việc sử dụng nhà máy thủy điện cao hơn. Giá than nhiệt điện giả định cao hơn.

Về xu thế năng lượng tái tạo, SSI cho rằng, thời hạn thực hiện các dự án điện gió là 1/11/2021. Tuy nhiên, liệu lưới điện truyền tải có đang đối mặt với nút thắt tiềm ẩn do công suất điện tái tạo đang tăng lên đáng kể hay không là điều quan trọng. Theo EVN, đến cuối năm 2020, 25% tổng công suất cả nước là từ điện mặt trời (16,5 GW), cao hơn gấp 3 lần so với năm 2019 (5,2 GW). SSI đưa ra lo ngại về sự cố tắc nghẽn lưới điện truyền tải có thể tác động tiêu cực đến doanh thu và lợi nhuận dự kiến.

SSI cho rằng, về dài hạn, EVN có thể sẽ phải chịu chi phí đầu vào cao hơn do: giá khí cao hơn (do cácmỏ khí giá thấp hiện nay đã dần cạn kiệt); và công suất điện tái tạo tăng đáng kể, với FIT cao trong 20 năm (từ các nhà máyđiện mặt trời và điện gió). Do vậy, các nhà phát điện có thể sẽgặp khó khăn trong việc đàm phán giá PPA với EVN.

Một số vấn đề được SSI cho là rủi ro với ngành điện năm 2021 là các vấn đề kỹ thuật trong quá trình vận hành các dự án điện gió và tiến độ thi công do dịch COVID-19 tác động hoặc do thay đổi thời tiết khắc nghiệt bất ngờ; tắc nghẽn lưới truyền tải điện; thiếu khí đột ngột do sự cố kỹ thuật.

Với các nhà máy nhiệt điện than là chi phí của các dự án môi trường sẽ không được tính vào giá PPA (vì đây không được coi là các dự án mở rộng công suất theo Thông tư 56/2014/TT-BCT ngày 19/12/2014); giá PPA điều chỉnh bất lợi có thể ảnh hưởng đến doanh thu/lợi nhuận.