TV2 - có gì hay?

có vẻ hết hàng rồi nhỉ?

update: Như vậy thủy điện thác bà 2 công suất 15M sắp khởi công. tôi dự kiến sẽ khởi công vào quý III/2017. Việc góp vốn 30% tương đương 46 tỷ tôi đánh giá là bước đi khôn ngoan và thận trọng của tv2 hiện nay. với tổng vốn đầu tư Tb2 khoảng 400 tỷ đồng thì phần còn lại sẽ vay ngân hàng. sắp tới trong năm 2017 tv2 còn đầu tư toà nhà (400 tỷ). Phong điện và điện mặt trời (2018) nên sẽ không còn rủng rỉnh tiền mặt như hiện nay. nhưng những khoản đầu tư này sẽ mang lại lợi nhuận ổn định cho tv2 khoảng 100 tỷ mỗi năm từ 2019 trở đi.
TV2: Góp 46 tỷ đồng thành lập Thủy điện Yên Bình
HĐQT CTCP Tư vấn Xây dựng điện 2 (HNX: TV2) đã thông qua quyết định đầu tư gần 46 tỷ đồng để thành lập CTCP Thủy điện Yên Bình, tương đương sở hữu 30% vốn điều lệ của công ty này.
Đồng thời cử ông Nguyễn Chơn Hùng - Chủ tịch HĐQT kiêm Tổng Giám đốc TV2 là người đại diện quản lý phần vốn góp và ứng cử chức vụ Chủ tịch HĐQT tại CTCP Thủy điện Yên Bình./.
THÔNG TIN CÔNG TY CỔ PHẦN THỦY ĐIỆN YÊN BÌNH
Tên công ty CÔNG TY CỔ PHẦN THỦY ĐIỆN YÊN BÌNH
Mã số thuế 5200872712
Ngày cấp 07/04/2017
Tình trạng hoạt động Người nộp thuế đang hoạt động (đã được cấp GCN ĐKT)
Nơi đăng ký quản lý Cục Thuế Tỉnh Yên Bái
Địa chỉ trụ sở Khu 1, Thị trấn Thác Bà, Huyện Yên Bình, Tỉnh Yên Bái, Việt Nam (Xem bản đồ)
Điện thoại02163884142
Chủ sở hữuNguyễn Chơn Hùng
Ngành nghề kinh doanh C33190 - Sửa chữa thiết bị khác
D3510 - Sản xuất, truyền tải và phân phối điện (Ngành chính)
F42900 - Xây dựng công trình kỹ thuật dân dụng khác
M7110 - Hoạt động kiến trúc và tư vấn kỹ thuật có liên quan
Tài khoản ngân hàng Mã số thuế: 5200872712
Tên giao dịch: YEN BINH HP JSC
Số tài khoản:
 
Tên ngân hàng:
Ghi chú
Thông tin trên chỉ mang tính tham khảo, có thể doanh nghiệp mới làm thủ tục thay đổi thông tin nên hệ thống chưa cập nhật kịp thời, vui lòng Click vào đây để cập nhật.

Quý khách có thể liên hệ trực tiếp với CÔNG TY CỔ PHẦN THỦY ĐIỆN YÊN BÌNH tại địa chỉ Khu 1, Thị trấn Thác Bà, Huyện Yên Bình, Tỉnh Yên Bái hoặc Cục Thuế Tỉnh Yên Bái để có thông tin chính xác nhất.

--- Gộp bài viết, 17/04/2017, Bài cũ: 17/04/2017 ---

quên mất cuối tuần rồi chính phủ còn chốt giá bán điện mặt trời. và điện mặt trời sẽ được ưu tiên mua với giá hơn 2k/1kw. như vậy khả năng tv2 sẽ triển khai điện mặt trời sớm
http://*********.vn/2017/04/gia-ban-dien-mat-troi-duoc-chot-o-muc-2086-dongkwh-768-529999.htm

Giá bán điện mặt trời được chốt ở mức 2,086 đồng/kWh
Đây là một nội dung trong Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ được ban hành ngày 11/4/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.
Theo Quyết định này, dự án điện mặt trời được miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo tài sản cố định cho dự án; thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu phục vụ sản xuất của dự án là nguyên liệu, vật tư, bán thành phẩm trong nước chưa sản xuất được.

Các dự án điện mặt trời, công trình đường dây và trạm biến áp để đấu nối với lưới điện được miễn, giảm tiền sử dụng đất, tiền thuê đất, tiền thuê mặt nước theo quy định của pháp luật hiện hành áp dụng cho dự án thuộc lĩnh vực ưu đãi đầu tư.

Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 2,086 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, đương đương 9.35 Uscents/kWh. Giá bán điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Giá điện này chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện (Solar cell) lớn hơn 16% hoặc module lớn hơn 15%.

Các dự án trên mái nhà được thực hiện cơ chế bù trừ điện năng sử dụng hệ thống công tơ hai chiều. Trong một chu kỳ thanh toán, lượng điện phát ra từ các dự án trên mái nhà lớn hơn lượng điện tiêu thụ sẽ được chuyển sang chu kỳ thanh toán kế tiếp. Khi kết thúc năm hoặc khi kết thúc hợp đồng mua điện, lượng điện phát dư sẽ được bán cho bên mua điện với giá theo quy định.

Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời được tính toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Quyết định có hiệu lực thi hành kể từ ngày 1/6/2017 - 30/6/2019./.
--------------------------------------------
vậy còn giá sản xuất thì sao
giá điện mặt trời từ từ mỹ: loại đắt nhất năm 2016 từ 88-193$/mw
https://cleantechnica.com/2016/12/2...-cost-of-wind-power-coal-nuclear-natural-gas/


Ở dubai đang xây dựng dự án điện mặt trời 800m còn khủng hơn. giá sản xuất có khoảng 4cent/kw
https://www.apricum-group.com/dubai-shatters-records-cost-solar-earths-largest-solar-power-plant/
Dubai sets the standards for renewable-energy deployment in the region
Dubai has now firmly established itself as the forerunner of solar energy in the Gulf region. As part of its program to reach energy diversification goals by 2030, Dubai launched the Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park in 2012. The park is located on 40 square kilometers of land south of Dubai city and is planned to eventually host 5 GW of solar projects. In 2013, a 13 MW PV power plant was commissioned as phase I of the project. In 2014, DEWA tendered a 100 MW PV power plant on an IPP basis as phase II, with stunning results at the time. Saudi Arabia’s Acwa Power bid a low tariff of 5.98 cents/kWh, already lower than DEWA’s cost of gas-fired power plants.

At the same time, Acwa Power proposed alternative variants of up to 1,000 MW. DEWA ultimately settled at 200 MW at a tariff of 5.85 cents/kWh. The successful results of the tender sparked an even greater appetite for solar power. In late 2015, Dubai announced an aggressive target of 25% share of solar power in the grid by 2030 and 75% by 2050. As the first step toward reaching these goals, DEWA launched the public tender for phase III of the Sheikh Maktoum Solar Park project, with the intent to award a 25-year power purchase agreement (PPA) to the lowest bidder.

Compared to phase II, the prequalification criteria were made even more stringent, with the goal of allowing only very strong and experienced players to participate in this tender of unprecedented size. DEWA required the consortia to present rigorous, fully detailed technical and financial proposals.

In a multi-stage process, 97 parties submitted an expression of interest (EOI) to participate in the tender. Around 40 parties were invited to submit a request to prequalify, of which 24 international consortia responded. Finally, 14 consortia were prequalified and invited to submit bids on May 1, 2016. As a testament to the stringent requirements (and also high costs) of submitting a bid, eventually only five consortia handed in proposals on May 1. It is expected that DEWA will negotiate with the frontrunners among bidders over the coming weeks and then settle on a sub-phase configuration that maximizes value for DEWA, in all likelihood, the largest 800 MW variant.

Compared to phase II, when twice as many bids were submitted with a much larger spread between the lowest and the most expensive bid (2.5x vs. 1.5x), we are now seeing a much more mature solar downstream industry. Effectively, the “mega project” model similar in financial volume to conventional power plants has set the standard for the procurement of renewable energy in the region.

Leaving no stone unturned to optimize tariffs
One may ask – how could bidders submit such low tariffs? The substantially lower price level of all bidders, compared to the already low price point in phase II, was the result of intensive optimization across the entire gamut of project parameters. After phase II had given an indication of the level of competitiveness required to win, developers left no stone unturned to reduce project costs.

The strongest contributor to the lower tariff is a lower capital expense for the project, driven by lower component costs and more efficient system designs. Compared to the previous tender rounds, component costs have fallen further across all parts of a solar power plant, and engineering, procurement and construction (EPC) companies have further firmed up their cost estimates for the region. Still, a key challenge was the identification of a construction company that can provide EPC services for a project of this magnitude, with only a few suitable providers available globally.

A key technical contributor to the low tariffs was likely the widespread consideration of single-axis tracker technology, which leads to a gain of approximately 15% in energy production over fixed-tilt systems, at a lower relative increase in system cost.

Financing a project of this size, requiring around a billion dollars in funds for the largest variant, also represented formidable challenges. The project’s equity will be held jointly by the developer (40%) and DEWA (60%). The project will be financed in a highly leveraged non-recourse project finance structure, with the majority of the funds typically coming from commercial debt. For Sheikh Maktoum Phase II, financed in 2014, regional banks including Emirati and Saudi institutions demonstrated a great appetite to provide debt at aggressive terms, crowding out all other international financial institutions. However, with the severe drop in oil prices, the regional credit environment has taken a turn for the worse and the market has essentially dried up, with most regional banks pulling out of new project finance deals. This sent developers searching for debt from international banks, including French and Chinese institutions.

Although not unexpected by industry insiders, the results of this tender will send further shock waves through the global power markets. Fossil power plants are not only coming under pressure through a renewed drive to reduce global carbon emissions marked by the Paris climate accord, but also by the sheer economic competitiveness of solar (and wind, for that matter) power. Just a few years ago, nobody would have imagined that solar power would be able to beat all fossil fuel sources including coal already in 2016.

Boosting the deployment of solar energy in the region and beyond
This result will further increase the development of solar power globally, particularly in sun-rich countries with growing energy needs. Dubai and neighboring emirates and Gulf countries will build on the now proven approach to procure solar power plants on a similar scale to conventional power plants. As a case in point, Abu Dhabi's utility company ADWEA has just released a tender for a 350 MW solar power plant.

As already noted in Apricum’s commentary on the results of Sheikh Maktoum Solar Park Phase II, neighboring Saudi Arabia should finally also take note of the compelling nature of solar power. Maybe this is indeed what is happening, with last week’s announcement of a 9.5 GW renewable-energy target for Saudi Arabia being a first indicator.

For any questions or comments, please contact Dr. Moritz Borgmann.

Edited to add on 2016-05-03: The final tariff for the Hassyan coal power plant in Dubai, awarded in October 2015 to Acwa Power, was 4.501 U.S. cents/kWh, not 5.177 U.S. cents/kWh.

Edited to add on 2016-05-05: PPAs in the U.S. are now regularly closed at tariffs below 4 U.S. cents/kWh, not 3 U.S. cents/kWh.
Ở việt nam thì điều kiện còn thuận lợi hơn dubai. nên tôi nghĩ giá sản xuất và vận hành chỉ khoảng 5-6cent/kw

tv2 khó mua quá. muốn mua thêm chút nữa mà chẳng chịu đập đỏ

cuối tuần tìm được bài về giá điện mặt trời bằng tiếng việt
http://www.devi-renewable.com/2017/02/ien-mat-troi-gia-re-va-huong-i-cho-viet.html
ĐIỆN MẶT TRỜI GIÁ RẺ VÀ HƯỚNG ĐI CHO VIỆT NAM (phần 1)
22.2.17


Chú thích ảnh: Giá điện mặt trời trúng thầu trên thế giới từ 2013-2016.
Nguồn: World Bank. Hội thảo xu hướng giá điện mặt trời và cơ chế đấu giá điện mặt trời trên thế giới, do Bộ Công thương và Ngân hàng thế giới tổ chức ngày 21.2.2017.

Thời gian gần đây, thế giới liên tục chứng kiến những cú sốc về giá điện mặt trời từ các chương trình đấu thầu cạnh tranh. Những hợp đồng thắng thầu được trao cho các công ty có mức bỏ thầu thấp, thậm chí thấp hơn nhiều so với giá điện lưới tại các quốc gia đó. Nhiều dự án điện mặt trời trúng thầu với giá đưa ra từ 3 US cents/kWh đến 7 US cents/kWh. Điều này tạo nên một sức hút đáng kể với các quốc gia đang quan tâm tới việc phát triển năng lượng mặt trời nói riêng, và năng lượng tái tạo nói chung, trong đó có Việt Nam.
Liệu điện mặt trời ở Việt Nam có thể đạt được mức giá đó hay không? Nếu điện mặt trời đã rẻ hơn điện than thì chúng ta còn chần chừ gì nữa mà không làm điện mặt trời ngay đi? Tại sao các nhà đầu tư còn e dè? Tại sao Việt Nam mới chỉ có chưa tới 5MW điện mặt trời lắp đặt từ trước tới nay?
Trước khi trả lời những câu hỏi đó, chúng ta nên cùng nhìn lại một cách bình tĩnh, khách quan xem yếu tố nào đã giúp các nước khác trên thế giới có được các dự án điện mặt trời chi phí thấp như vậy. Hãy lược qua một số nước vừa triển khai đấu thầu điện mặt trời trên thế giới.
Ấn Độ:
Vừa qua, ngày 10/2/2017, 18 dự án đã tham gia đấu thầu giành quyền lắp đặt 750MW điện mặt trời tại thành phố Rewa, (phía Đông Bắc bang Madhya Pradesh). Kết quả, 3 công ty thắng thầu với giá 4.4 US cents/kWh. Đây là giá bỏ thầu cho năm đầu tiên, trong 15 năm tiếp theo, mỗi năm giá sẽ tăng 0.7 US cents/kWh. Như vậy tính bình quân, giá thắng thầu trung bình khoảng 4.9 US cents/kWh trong vòng 15 năm. Mỗi công ty được quyền xây dựng 250MW điện mặt trời, bao gồm ACME Cleantech Solutions, Mahindra Renewables, và Solenergi. Cường độ bức xạ tại Rewa vào khoảng 5.51 kWh/m2/ngày.
Các chuyên gia lý giải nguyên nhân giá điện mặt trời trúng thầu thấp như vậy là nhờ các yếu tố: giá pin mặt trời giảm (26% trong năm 2016); đất sạch được bàn giao sẵn sàng cho nhà đầu tư; quyền được mua bán điện tự do ; khoản cho vay tài chính giá rẻ từ IFC, và cam kết mua điện lâu dài của công ty đường sắt Delhi Metro Rail Corporation.
Quy định đấu thầu của Ấn Độ có điểm đặc biệt là công ty bỏ thầu giá cao nhất sẽ bị loại, trongkhi công ty bỏ thầu giá thấp nhất sẽ được chọn làm cơ sở cho việc chọn thầu tiếp theo. Cụ thể, 20 công ty bỏ thầu thì 2 công ty là Shapporji Pallonji và Torrent Power bị loại vì có giá bỏ thầu cao nhất, chỉ còn lại 18 công ty. Bên cạnh đó, World Bank hỗ trợ funding cho xây dựng cơ sở hạ tầng và lưới truyền tải, IFC hỗ trợ tài chính và xây dựng hợp đồng mua bán điện mẫu, hợp đồng mua bán điện được bảo lãnh, giá mua điện tăng 0.7 cents/kWh mỗi năm trong 15 năm.
Quyền mua bán điện tự do hay còn gọi là Open-Access, được quy định trong Luật Điện Lực Ấn Độ từ 2003, cho phép các tải lớn từ 1MW trở lên được mua điện giá rẻ từ thị trường tự do mà không nhất thiết phải mua từ các công ty điện lực độc quyền của nước này. Xem thêm: http://indianpowersector.com/home/open-access/
Mê-hi-cô
Tháng 9 năm 2016, Mê-hi-cô ghi nhận kỷ lục về giá điện mặt trời thắng thầu với mức 3.3 US cents/kWh, giảm 30% so với mức giá đấu thầu trước đó 6 tháng. Trong khi đó, giá điện lưới Ấn Độ vào khoảng 6 US cents/kWh.
Điều đáng nói là hầu hết các công ty đầu tư đều là công ty nước ngoài, trong đó có Alten Renewable Energy (Hà Lan), AT Solar, Bluemex Power, liên danh Engie Solar Trompezón, Canadian Solar, liên danh Fotowatio, OPDE, và X-Elio Energy. Trong đợt đấu thầu hồi tháng Ba 2016, các công ty trúng thầu gồm Enel Green Power (Ý), Alten Energia Renovables (Hà Lan), Jinko Solar (Trung Quốc), SunPower (Mỹ)…
Steven Chu, nguyên Bộ trưởng Năng lượng Hoa Kỳ, cho rằng mức giá 4-4.5 US cents/kWh ở Mexico hồi tháng Ba, không gồm ưu đãi thuế, không có quy định tỷ lệ năng lượng tái tạo bắt buộc (RPS) là một kỳ tích. Nó chứng tỏ điện mặt trời đã đã thực sự rẻ hơn điện hóa thạch. Trong khi đó, cơ quan Thông tin Năng lượng Hoa Kỳ vẫn đưa ra con số dự báo giá điện mặt trời ở mức 8.9 US cents/kWh vào năm 2020. Hiện là học giả tại Đại học Standford, Steven Chu cho rằng mức giá thấp này có được chủ yếu là nhờ vào sáng tạo công nghệ từ nghiên cứu và phát triển.
Tuy giá pin đã giảm 20% trong 5 năm qua, giá hệ thống điện mặt trời mới chỉ giảm khoảng 10% tại Mê-hi-cô. Pin mặt trời nhập khẩu hiện vẫn chịu mức thuế là 15%.
Lý giải về hiện tượng giá điện mặt trời chào thầu thấp, các chuyên gia cho rằng nhờ có: cường độ bức xạ mặt trời cao; nhà đầu tư lớn có quy mô dự án lớn nên tận dụng được các ưu thế về điều kiện tài chính; công nghệ ổn định và dễ dự đoán; chi phí mua sắm (CAPEX) dự báo thấp. Tuy nhiên, đại diện Hiệp hội điện mặt trời Mexico cũng lo ngại về khả năng các dự án này sẽ bị kéo dài, hoặc không thực hiện được cam kết do không giành được quyền sử dụng đất hoặc phê duyệt báo cáo môi trường. Bên cạnh đó, việc bỏ thầu thấp có thể gây khó khăn cho các nhà phát triển dự án khi tìm kiếm các nguồn tài chính hoặc chứng minh tính khả thi của dự án.
Chi-lê
Tháng 8 năm 2016, Chi-lê công bố dự án điện mặt trời trúng thầu Granja Solar của Solarpack chỉ ở mức 2.9 US cents/kWh. Chi-lê hiện có 1.3GW điện mặt trời, với 1.6GW đang trong quá trình xây dựng.
Khó khăn của Chi-lê ở chỗ hệ thống kết nối chưa sẵn sàng. Các dự án điện mặt trời tập trung ở phía Bắc, trong khi dân cư lại tập trung ở phía Nam. Việc bỏ giá thầu thấp với niềm tin sẽ có nhiều dự án phân phối điện được thiết lập là một vấn đề đáng quan ngại. Giá bỏ thầu quá thấp có thể cũng gây khó khăn cho việc huy động tài chính cho các dự án này. Chi-lê hiện đang gọi thầu xây dựng hệ thống truyền tải điện Nam-Bắc trị giá gần 200 triệu USD. Dự án này được thực hiện hay không, sẽ quyết định đặc biệt đến các dự án điện mặt trời ở nước này.
Lý giải về giá điện thấp, các chuyên gia cho rằng, nhờ vào chi phí tài chính giá rẻ của các nhà phát triển mạnh như Enel / Endesa và Mainstream; giá công nghệ điện mặt trời giảm; và điều kiện tự nhiên thuận lợi với cường độ bức xạ cao. Chi-lê có cường độ bức xạ mặt trời vào loại cao nhất thế giới, ở mức 2.500 kWh/m2/năm. Giá pin mặt trời đa tinh thể được cho là chỉ còn khoảng 44.7 cents/Wp.
Cách đây 5 năm, khi Ác-hen-ti-na từ chối bán khí cho Chi-lê, nước này rơi vào khủng hoảng năng lượng. Các công ty tư nhân đua nhau xây nhà máy nhiệt điện chạy than, nhưng bị vấp phải làn sóng phản đối dữ dội của công chúng và các nhà hoạt động môi trường. Tổng thống Chi-lê lúc đó đã phải cho dừng dự án nhiệt điện than Barrancones, làm tổn hại không nhỏ đến uy tín đầu tư của nước này. Thế nhưng giờ đây, Chi-lê đang là nước xuất khẩu năng lượng ngược lại cho Ác-hen-ti-na với thị trường năng lượng tái tạo đang phát triển mạnh mẽ.
Pê-ru
Tháng 2 năm 2016, Cơ quan Điều tiết Điện lực Pê-ru đã thông báo một dự án điện mặt trời trúng thầu ở mức 4.8 US cents/kWh, với công suất lắp đặt dự kiến 184.5MWp. Đây là mức giá kỷ lục so với mức giá 22 US cents/kWh trong lần đấu thầu đầu tiên năm 2011. Các công tham gia bỏ thầu bao gồm ENEL Power (Ý), Hanwa (Hàn Quốc), Canadian Solar và FV (Tây Ban Nha), trong khi công ty trúng thầu cuối cùng là Enel Green Power (144MW) và Enersur (40MW).
Giá ghi trong hợp đồng mua bán điện (PPA) được tính theo USD, có thời hạn 20 năm, do đó giảm rủi ro cho các nhà đầu tư nước ngoài. Các dự án phải phát điện từ tháng 12/2018, nhờ vậy có thêm một chút lợi thế thời gian và giá cho các nhà đầu tư.
Một đặc điểm của Pê-ru là hệ thống truyền tải kém, do đó chính phủ nước này kỳ vọng xây dựng các hệ thống điện phân tán gần các khu vực có nhu cầu tải lớn, nhờ đó rút ngắn khoảng cách và chi phí truyền tải. Nước này cũng có chính sách rất linh hoạt cho phép phát triển các hệ thống điện phân phối này.
----------------------------------------
như vậy với dự đoán ở trên của tôi. với ưu đãi được ưu tiên mua, ưu đãi đất, tài nguyên, nhập khẩu thiết bị thì giá sản xuất điện mặt trời của tv2 chỉ khoảng 5-6cent/kw. với sự chuẩn bị từ lâu và là công ty con của EVN thì khả năng cao năm nay tv2 sẽ khởi công điện mặt trời. về hình thức tôi nghĩ khả năng lớn nhất là sẽ liên doanh với Nhiệt điện vĩnh tân hoặc EVN

về dự án điện mặt trời Vĩnh tân 4 của tv2.
sau dhcd tại buổi ăn cơm với cán bộ cty, mình có hỏi lại rồi, cái dự án đó khá bé, tận dụng bãi xỉ than của Vĩnh Tân 4 làm cho đỡ phí.

vợ anh hùng định mua gì hay sao ??? http://s.cafef.vn/tv2-219676/tv2-vo-ong-nguyen-chon-hung-chu-tich-hdqt-dang-ky-ban-8910-cp.chn

bán mua xe cho chồng đấy

chắc rước thêm cái BMW hay mec đây mà

bác có biết cụ thể khoảng bao M không?