Đề tài Một số giải pháp thực hiện chiến lược phát triển ngành Điện lực giai đoạn 2001 - 2010

đang xây dựng gồm Phả Lại 2. Hoàn thành xong thủ tục xây dựng các nhà máy để đưa vào vận hành trong giai đoạn 2001 - 2005. Trong năm 2002 ngành điện cố gắng hoàn thành gói thầu đường dây 500KV Plâycu - Phú Lâm; Phú Lâm - Nhà Bè. Trong năm 2002 công tác kinh doanh và giảm tổn thất điện năng của toàn Tổng Công ty đã đạt được thành tích rất lớn: đáp ứng được cơ bản nhu cầu tăng trưởng điện năng của cả nước với tốc độ tăng trưởng 17,08%, sản lượng điện thương phẩm đạt 105,3% kế hoạch giao. Doanh thu tiền điện đạt 21.468 tỷ đồng tăng 2% so với 2001, lãi 1840 tỷ VNĐ; hơn 4,6 triệu lượt khách hàng ký hợp đồng và hơn 13,5 triệu nhân dân đang sử dụng lưới điện quốc gia. Tỷ lệ tổn thất điện năng giảm 0,89% so với kế hoạch tiết kiệm được hàng trăm tỷ đồng. Tổng Công ty cũng đã đầu tư đưa điện lưới đến vùng sâu vùng xa, miền núi, hải đảo với số vốn 155 tỷ đồng. Tính đến ngày 31/01/2003 toàn quốc có 97,9% số huyện, 90,5% số xã có điện lưới quốc gia và 81,4% số hộ có điện, nâng chỉ tiêu đưa điện về nông thôn cao hơn nhiều nước trong khu vực. Toàn Tổng Công ty đã lắp đặt được 19.300 công tơ điện tử 3 pha cho khách hàng, cắt giảm được khoảng 416 MW trong giờ cao điểm, tiết kiệm được 6.400 tỷ VNĐ vốn đầu tư xây dựng các nhà máy điện. Các Công ty điện lực, các điện lực tỉnh đã tích cực phối hợp, hỗ trợ các địa phương để giảm giá điện đến hộ nông thôn dưới nhiều hình thức. Đến nay phần lớn các xã trong cả nước để có giá bán điện dưới giá trần do chính phủ qui định (700đ/kwh). Tuy nhiên, trong 2 năm đầu thực hiện chiến lược có nhiều hạn chế: công tác xoá bán điện qua công tơ tổng còn chậm, các đơn vị chưa tích cực để giảm mạnh tổn thất điện năng, giá bán điện đến hộ nông thôn còn vượt mức giá trần do chính phủ qui định. Biên chế lao động còn cồng kềnh, năng suất là thấp, mỗi CBCNV của Tổng Công ty bình quân phục vụ 98,7 khách hàng trong khi đó các nước: Thái Lan, Maixia (chỉ số này là 250 - 300 khách hàng. Việc ứng dụng công nghệ thông tin trong quản lý còn rời rạc manh mún và không thống nhất, trang thiết bị phục vụ công tác kinh doanh còn lạc hậu, gây lãng phí do đó ảnh hưởng đến hiệu quả sản xuất kinh doanh. II- Những thuận lợi và khó khăn trong thực hiện chiến lược phát triển ngành điện từ 2003 - 2010. 1. Môi trường vĩ mô 1.1. Bối cảnh quốc tế. Từ sau chiến tranh thế giới thứ hai, trật tự thế giới thay đổi, đặc biệt là từ sau chiến tranh lạnh, thế giới đã chuyển từ đối đầu sang hợp tác, xu hướng hợp tác hoá, khu vực hoá, toàn cầu hoá diễn ra ngày càng sôi động. Với sự xuất hiện của một loại các nước thực hiện thành công sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá trở thành nước phát triển như Nhật Bản, Hàn Quốc,... và một vài thập niên trở lại đây là sự nổi lên của các nước NICs thực hiện thành công chiến lược hướng ngoại. ở những năm cuối cùng của thế kỷ 20 là các nước khu vực Đông Nam á, khu vực kinh tế sôi động nhất toàn cầu. Tuy nhiên, đến năm 1997 các nước này rơi vào khủng hoảng tài chính tiền tệ ảnh hưởng không nhỏ đến tốc độ tăng trưởng của các nước và bước sang những năm đầu của thế kỷ 21 các nước này đã kiềm chế được khủng hoảng, bước đầu khôi phục lại được tốc độ phát triển. Việt Nam là thành viên trong khu vực ASEAN chịu ảnh hưởng không nhỏ những biến động trên của khu vực, trong thời gian tới Việt Nam chuẩn bị hội nhập khu vực AFTA do vậy tạo điều kiện, tạo nhiều cơ hội và thách thức cho Việt Nam trong tiến trình công nghiệp hoá đất nước. Do vậy đòi hỏi phải có chiến lược tổng thể phát triển kinh tế đất nước và chiến lược phát triển của mỗi ngành. 1.2. Môi trường kinh tế trong nước. Trong thời gian qua, phần lớn các mục tiêu chủ yếu đề ra trong chiến lược phát triển kinh tế xã hội 1991-2000 đã được thực hiện tổng sản phẩm trong nước sau 10 năm tăng gấp đôi giá trị sản lượng các ngành đều đạt và vượt chỉ tiêu phấn đấu; tích luỹ nội bộ nền kinh tế từ mức không đáng kể lên 25% GDP vào năm 2000. Đầu tư phát triển so với GDP từ 11,25% năm 1990 lên 28% năm 2000, cơ cấu nền kinh tế có bước chuyển dịch tích cực, nền nông nghiệp đã chuyển sang sản xuất hàng hoá; quan hệ sản xuất có bước chuyển biến quan trọng, kinh tế Nhà nước giữ vai trò chủ đạo trong nền kinh tế, các doanh nghiệp Nhà nước có bước sắp xếp đổi mới và phát triển. Nền kinh tế từ chỗ bị bao vây cấm vận đã chủ động hội nhập tranh thủ thời cơ và cơ hội. Kim ngạch xuất khẩu sau 10 năm tăng 6 lần nhanh gấp 3 lần tốc độ GDP; một số sản phẩm như gạo, cà phê, thuỷ sản đã giành được thị phần đáng kể trên thị trường thế giới. Trình độ dân trí, chất lượng nguồn nhân lực và tính năng động trong xã hội được nâng lên, đời sống của các tầng lớn dân cư được cải thiện. Tốc độ tăng dân số giảm từ 2,31% còn 1,53%. Tuy nhiên, nhịp độ tăng trưởng mấy năm cuối thời kỳ chiến lược chậm dần, thiếu ổn định nền kinh tế còn kém hiệu quả, tích luỹ nội bộ và sức mua trong nước còn thấp, cơ cấu kinh tế chuyển dịch chậm, cơ cấu đầu tư còn nhiều bất hợp lý; môi trường đầu tư kinh doanh còn nhiều bất hợp lý, vướng mắc cần tháo gỡ; hệ thống kế hoạch tài chính ngân hàng đổi mới và phát triển còn chậm, chất lượng thấp, chưa tạo điều kiện và hỗ trợ cho các thành phần kinh tế phát triển sản xuất kinh doanh. Cơ chế chính sách còn nhiều mặt chưa hợp lý, chưa tạo động lực thực sự thúc đẩy nền kinh tế phát triển. Công tác giáo dục đào tạo chưa theo kịp yêu cầu, cơ cấu đào tạo chưa phù hợp, tỷ lệ lao động qua đào tạo còn thấp. Khoa học và công nghệ chưa gắn kết thực sự với nhu cầu và hoạt động kinh tế xã hội, trình độ kỹ thuật công nghệ còn thấp so với các nước xung quanh; tỷ lệ thất nghiệp còn cao, tệ nạn xã hội chưa được đẩy lùi, môi trường sinh thái có chiều hướng suy giảm. 2. Những thuận lợi trong thực hiện chiến lược ngành. 2.1. Tiềm năng về nguồn năng lượng sơ cấp cho phát triển ngành điện. a. Than đá. Than nước ta tập trung chủ yếu ở vùng Quảng Ninh, tính đến độ sâu 300m có trữ lượng thăm dò 3,5 tỷ tấn. Nếu tính tổng trữ lượng của các mỏ than nhỏ ở các địa phương khác thì tổng trữ lượng khoảng 6 tỷ tấn. Trong đó vùng Quảng Ninh có tới 5,5 tỷ tấn chiếm gần 90% trữ lượng than cả nước. Các địa phương khác có mỏ than: Thái Bình có trữ lượng thăm dò 80 triệu tấn, Lạng Sơn 100 triệu tấn; Quảng Nam: 10 triệu tấn, với mức khai thác năm 2000 nước ta khai thác được 10 triệu tấn. Theo số liệu năm 2001 lượng than khai thác cho sử dụng để sản xuất điện là 2633 triệu tấn chiếm gần 20% lượng than khai thác. Như vậy, với trữ lượng trên nếu nước ta khai thác ở mức tối đa mỗi năm đạt từ 25-30 triệu tấn thì có thể khai thác trong vòng từ 100-150 năm nữa. Trong thời gian tới, trong điều kiện còn khó khăn thì đây là nguồn năng lượng với chi phí rẻ và có trữ lượng lớn. Do vậy đây là điều kiện thuận lợi cho phát triển nhiệt điện than. b. Thuỷ năng. Nước ta là một trong 14 nước trên thế giới có trữ lượng thuỷ năng lớn nhất, ước tính gần 300 tỷ kwh điện, mật độ thuỷ năng ước tính khoảng 90kw/1km2, gấp 3,6 lần mật độ thuỷ năng bình quân của thế giới. Nước ta có thuận lợi là sông có nhiều nước, miền núi có độ dốc cao, nên sông có nhiều thác nhưng đến nay nước ta mới khai thác khoảng 15% tổng trữ lượng thuỷ năng cả nước, trong khi các nước: Thuỵ Sỹ, Pháp, Na Uy, Thuỵ Điển, Italia đã khai thác được 70 - 90% trữ lượng thuỷ năng, như vậy nguồn thuỷ điện có tiềm năng rất lớn để phát triển trong tương lai. c. Nguồn dầu khí. Trữ lượng triển vọng của Việt Nam khoảng 5 tỷ tấn (dầu và khí quy ra dầu), trữ lượng khai thác khoảng 1 tỷ tấn, với lượng khai thác như hiện nay dầu khí (năm 2000) và lượng dầu sử dụng cho sản xuất điện chiếm %; khí chiém tổng lượng khí khai thác. Như vậy, nguồn điện từ dầu khí có tiềm năng phát triển rất lớn trong tương lai. Ngoài các nguồn năng lượng chính trên còn phải kể đến các nguồn khác cho phát triển điện như: địa nhiệt, năng lượng mặt trời, năng lượng gió,... - Địa nhiệt: Hiện nay nước ta có khoảng 350 điểm nước nóng, tập trung chủ yếu ở Tây Nguyên, Nam Trung Bộ, Miền núi Bắc Bộ,... có thể khai thác để phát triển điện nhiệt độ từ 40-1500C. Năng lượng mặt trời: Số giờ nắng trong năm 1.500 - 2.100 giờ. Tổng năng lượng bức xạ: 100-175 Kcal/cm2/năm. Các hải đảo: 860 -1410 kwh/m2/năm. Trong đất liền: 500 kwh/m2 /năm Tuy nhiên tốc độ gió thấp 3m/giây, có nhiều triển vòng trong cung cấp điện. 2.2. Tiềm năng tài chính của ngành điện. Với tình hình hoạt động hiện nay của ngành điện, năm 2000 lợi nhuận 19 triệu USD, đảm bảo hoạt động sản xuất kinh doanh có lãi và tái đầu tư chiếm khoảng 29% và để đảm bảo đầu tư cho các công trình ngành điện được Nhà nước ưu tiên sử dụng các nguồn vốn ODA với lãi suất thấp và thời gian dài cho phát triển các công trình nguồn và lưới ddiện cao thế. Để phát triển lưới điện trung và hạ thế đưa điện tới các hộ gia đình thì Nhà nước đưa ra chính sách kết hợp "Nhà nước và nhân dân cùng làm" đã làm giảm bớt gánh nặng ngân sách Nhà nước cho việc đưa điện về các vùng nông thôn. Như vậy với tính hình tài chính của ngành điện rất tốt để phát triển trong tương lai. 2.3. Nhu cầu sử dụng điện trong thời gian tới. Nhu cầu sử dụng điện thời gian qua là 15%/năm. Dự báo trong thời gian tới, nhu cầu sử dụng điện khoảng 10-12%/năm. Đến năm 2005 nhu cầu sử dụng điện khoảng 53,535 tỷ kwh; năm 2010 khoảng 107,58 tỷ kwh. 3. Những khó khăn trong phát triển điện trong thời gian tới. Hiện nay trong cơ cấu các nguồn điện của nước ta, thuỷ điện luôn chiếm tỷ trọng lớn trong tổng điện năng sản xuất ra trên 50%. Có một bất cập là công suất các nhà máy thuỷ điện phụ thuộc vào lượng nước hồ chứa và có sự chênh lệch rất lớn về mức nước hồ chứa giữa mùa khô và mùa mưa. Vì vậy đến mùa khô mức nước hồ chứa xuống thấp, khi đó phải huy động tăng công suất của các nhà máy điện sử dụng than, khí, dầu (DO) với giá thành cao, mà với mức giá qui định hiện nay là thấp ảnh hưởng tình hình tài chính của ngành, do đó ngành điện phải vay là chủ yếu dành cho đầu tư. Ngành điện lực thời gian qua phần lớn nguồn vốn sử dụng cho đầu tư là đi vay tích luỹ từ nội bộ thấp. Do vậy đây là một khó khăn lớn cho thực hiện chiến lược phát triển ngành điện. Nguồn vốn vay chủ yếu vẫn phải vay với lãi suất thương mại gây khó khăn trong cân đối tài chính của ngành. Trong thời gian qua hiệu quả sử dụng nguồn vốn thấp phần lớn có nguồn vốn giải ngân chậm do gặp khó khăn trong công tác giải phóng mặt bằng, phê duyệt của chính phủ và các cơ quan chức năng. III- Một số giải pháp thực hiện chiến lược phát triển ngành điện từ 2003 -2010. 1. Giải pháp về tổ chức và quản lý. 1.1. Giải pháp về mô hình tổ chức. Quán triệt nghị quyết đại hội Đảng lần thứ IX và nâng cao Nghị quyết Trung ương III về việc sắp xếp đổi mới phát triển và nâng cao hiệu quả hoạt động của doanh nghiệp Nhà nước. Dựa trên cơ sở phân tích đánh giá rút ra bài học về thành công, hạn chế của mô hình tổ chức hiện nay. Tổng Công ty điện lực Việt Nam (EVN) đã nghiên cứu và khẳng định việc đổi mới tổ chức từng bước xây dựng Tổng Công ty điện lực Việt Nam thành tập đoàn kinh tế mạnh là biện pháp khắc phục tồn tại hữu hiệu nhất đáp ứng thách thức mới đặt ra, thực hiện thắng lợi chủ trương của Đảng và Nhà nước với công cuộc công nghiệp hoá - hiện đại hoá. Với mục tiêu là thông qua sắp xếp lại Tổng Công ty điện lực Việt Nam và các đơn vị thành viên các mô hình Công ty mẹ - Công ty con nhằm nâng cao hiệu quả và khả năng cạnh tranh hoạt động sản xuất kinh doanh của Tổng Công ty và các đơn vị thành viên trong cơ chế thị trường, đảm bảo hoàn thành nhiệm vụ được Nhà nước giao là cung cấp điện với chất lượng cao đáp ứng nhu cầu về điện phát triển kinh tế và sinh hoạt của nhân dân. Việc xây dựng tập đoàn điện lực Việt Nam còn nhằm mục tiêu chuyển Tổng Công ty điện lực Việt Nam sang mô hình tập đoàn kinh doanh đa ngành, đa sản phẩm phát huy triệt để những ưu thế hiện nay của Tổng Công ty. Xây dựng tập đoàn điện lực Việt Nam cho phép thực hiện đa dạng hoá sở hữu, hình thành nhiều loại hình sở hữu của các đơn vị thành viên: 100% vốn của EVN, Công ty cổ phần, Công ty TNHH một thành viên, Công ty TNHH hai thành viên. Công ty mẹ bao gồm cơ quan Tổng Công ty và một số doanh nghiệp hạch toán phụ thuộc và các đơn vị sự nghiệp. Các doanh nghiệp thành viên hiện nay và các Công ty cổ phần là các Công ty con hạch toán độc lập tự chịu trách nhiệm về kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh. 1.2. Giải pháp về quản lý. Nghị quyết hội nghị Trung ương III khoá IX đã đề ra một loạt các yêu cầu nhằm nâng cao hiệu quả của các doanh nghiệp Nhà nước hoạt động trong các lĩnh vực độc quyền Nhà nước, trong đó có ngành điện. Đảng ta chủ trương thực hiện "độc quyền Nhà nước nhưng không biến độc quyền Nhà nước thành độc quyền doanh nghiệp" giải pháp chính là ban hành luật cạnh tranh để bảo vệ và khuyến khích các doanh nghiệp thuộc mọi thành phần kinh tế cạnh tranh, hợp tác bình đẳng trong khuôn khổ pháp luật. Kinh nghiệm của nhiều nước trong thời gian qua chỉ ra rằng, việc xây dựng thị trường điện cạnh tranh lành mạnh sẽ tạo ra động lực thúc đẩy các doanh nghiệp nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, đồng thời tạo ra một môi trường hấp dẫn các nhà đầu tư trong và ngoài nước vào ngành điện. Một môi trường lành mạnh sẽ giúp bảo vệ lợi ích của khách hàng sử dụng điện và quyền lợi xứng đáng của các doanh nghiệp sản xuất và kinh doanh điện. Quá trình hình thành thị trường điện có thể theo 3 giai đoạn: Giai đoạn 1: Giao giá hạch toán nội bộ cho các nhà máy bước này đã được triển khai thực hiện từ năm 2002. Giai đoạn 2: Xây dựng thị trường điện cạnh tranh có giới hạn, cụ thể là: người mua duy nhất là Tổng Công ty điện lực sẽ ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với các nhà máy điện có giá bán thấp (BOT, IPP , các nhà máy của Tổng Công ty) và các nhà máy thuỷ điện phát điện theo yêu cầu chống lũ, hạn. Các nguồn này chiếm 80% nhu cầu sử dụng điện hàng năm của nền kinh tế quốc dân; 20% nhu cầu sử dụng điện còn lại sẽ được tổ chức chào giá cạnh tranh: Tất cả các nguồn điện độc lập; các nhà máy của Tổng Công ty và giá thành cao phải tham gia chào giá trên thị trường. Giai đoạn 3: Hình thành thị trường điện hoàn chỉnh: các Công ty phát điện được quyền bán điện cho các Công ty điện lực thông qua hệ thống lưới truyền tải quốc gia do Công ty truyền tải quốc gia trực thuộc Công ty mẹ quản lý. Các Công ty điện lực được lựa chọn người bán điện và hình thức mua điện thông qua các hoạt động dài hạn hoặc qua thị trường điện trao ngay (Spot Mar ket). 2. Giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh. Hiệu quả sử dụng sản xuất kinh doanh phản ảnh mặt chất lượng của các hoạt động sản xuất kinh doanh, phản ánh trình độ lợi dụng các nguồn lực sản xuất trong quá trình tiến hành các hoạt động sản xuất kinh doanh. Trong khi nguồn lực bị hạn chế, nhu cầu thì ngày càng tăng do đó đòi hỏi việc sản xuất kinh doanh sao cho phù hợp với nguồn lực mà mình có. Hay nói cách khác phải đạt hiệu quả tốt nhất trên cơ sở các nguồn lực hiện có. 2.1. Tiết kiệm trong sản xuất kinh doanh. - Giảm tổn thất điện năng là giảm phần điện năng bị thất thoát trong quá trình chuyển tải từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ với những công trình với công suất lắp đặt như hiện nay khi mà tổn thất điện năng lớn thì sẽ phải huy động công suất hoạt động các nhà máy phát điện lớn hơn điều đó sẽ tiêu tốn chi phí để tăng công suất nguồn. Vì vậy việc giảm tổn thất điện năng là việc rất cần thiết nó sẽ giúp cho ngành điện tiết kiệm trong sản xuất kinh doanh tăng hiệu quả sản xuất. Cách thức thực hiện là: tiếp tục phấn đấu trong giai đoạn từ nay đến 2010 thay thế và xây dựng mới hệ thống truyền tải, phụ tải lưới điện một cách đồng bộ hơn để mỗi năm giảm tỷ lệ tổn thất từ 0,5-0,8% khi đó mỗi năm ngành điện tiết kiệm khoảng 100-150 tỷ đồng mỗi năm. - Lao động có chất lượng cao là đòi hỏi khách quan tăng năng suất lao động trong xu thế xây dựng nền kinh tế tri thức hiện nay. Điều đó có nghĩa là tăng khối lượng công việc, chất lượng công việc cho một đơn vị thời gian nhất định. Việc tăng năng suất lao động có nghĩa vụ quan trọng đã giúp ngành giảm được khối lượng lao động tiết kiệm chi phí tiền lương. Để tăng năng suất lao động đòi hỏi ngành điện phải có chính sách hấp dẫn thu hút nhân tài, thu hút các kỹ sư, công nhân có trình độ kỹ thuật cao; thường xuyên tổ chức đào tạo, đào tạo lại cho cán bộ công nhân viên của ngành để nâng cao trình độ kỹ thuật của họ sao cho đáp ứng việc tiếp nhận, chuyển giao công nghệ hiện đại điều hành hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành. Tăng cường sự giúp đỡ hơn nữa của máy tính vào trong quá trình sản xuất kinh doanh điều đó tăng năng suất lao động. Khi đó mỗi cán bộ kỹ thuật của ngành sẽ xử lý được các công việc lớn hơn độc lập trong việc giải quyết công việc. Việc nâng cao năng suất lao động, phấn đấu năng suất lao động mỗi năm tăng khoảng 7-10% tương đường giảm số lao động (nhân viên) ngành điện từ 12 người trên 1000 hộ dân như hiện nay xuống còn 5-8 người khi đó giúp giảm chi phí tiền lương mỗi năm khoảng 70-100 tỷ đồng. - Chi phí nhiên vật liệu trong vận hành hệ thống điện chiếm một phần khá lớn trong tổng chi phí sản xuất kinh doanh. Việc tiết kiệm nguyên vật liệu đặc biệt là các nguồn nguyên nhiên liệu đắt cần phải xem xét sử dụng sao cho tiết kiệm và hiệu quả nhất. Vì vậy vận hành tối ưu hệ thống điện, tận dụng tối đa nguồn điện rẻ tiền với chi phí vận hành thấp (thuỷ điện), giảm phát từ các nguồn nhiệt điện đốt dầu, than (nhất là dầu DO), nhằm giảm chi phí nhiên liệu. - Thực hiện chương trình quản lý nhu cầu MDS để cắt giảm công suất, nhằm tiết kiệm đầu tư và tạo điều kiện thuận lợi trong vận hành hệ thống điện. - Tiết kiệm điện tự dùng, tiêu hao than, dầu cho vận hành, sản xuất điện. - Tiết kiệm điện trong sản xuất kinh doanh có ý nghĩa to lớn để tăng nguồn vốn tự tích luỹ cho đầu tư. 2.2. Nâng cao hiệu quả trong đầu tư xây dựng cơ bản. * Công tác đấu thầu. Ngành điện chịu sự điều chỉnh chung cho qui chế đấu thầu do chính phủ ban hành. Tuy nhiên trong thời gian qua công tác đấu thầu trong ngành điện còn nhiều bất cập: bất cập trong thủ tục trình duyệt, qui định về giá… Vì vậy để nâng cao hiệu quả đầu tư trước hết trong công tác đấu thầu cần phải: - Xem xét lại thủ tục trình duyệt. Vì thủ tục trình duyệt mà tất cả chủ đầu tư phải thực hiện là trình duyệt kết quả sơ tuyển nhà thầu, nội dung hồ sơ mời thầu, phê duyệt kết quả đấu thầu và nội dung hợp đồng của các cấp quản lý từ thủ tướng chính phủ đến các bộ quản lý ngành, chủ tịch UBND tỉnh là cần thiết không khi chủ đầu tư dự án cụ thể đây là EVN đã thực hiện theo các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật được các cấp quyết định đầu tư NĐ 52 và 12 CP của chính phủ. Nên chăng thì phải trình duyệt một vài khâu mang tính quyết định hoặc phân cấp uỷ quyền nhiều hơn nữa cho các ngành HĐQT của Tổng Công ty. Khi đó chủ tịch trình duyệt đấu thầu trở nên đơn giản hơn, rút ngắn thời gian công tác đấu thầu, sớm đưa các công trình vào đầu tư xây dựng đảm bảo thời gian cho các công trình đúng thời tiến độ của tổng sơ đồ V trong chiến lược. - Xem xét lại qui định về giá: Bất cập chung hiện nay không chỉ của ngành điện do qui định về giá trần, giá sàn, nhiều nhà thầu phá giá đặt giá hấp hơn giá sàn ảnh hưởng đến chất lượng công trình và hiệu quả đầu tư do đó cần phải khắc phục tình trạng này càng sớm càng tốt. Cụ thể là: nhà thầu trúng thầu là người chào giá gần nhất (giá đánh giá) so với giá trung bình của tất cả các hồ sơ dự thầu mà chủ đầu tư nhận được và phải thấp hơn giá dự toán của chủ đầu tư (có thể giá trúng thầu cao hơn giá trung bình). * Hiệu quả trong đầu tư. Đẩy nhanh tiến độ xây dựng các công trình nguồn và lưới điện để đáp ứng nhu cầu theo phương án phụ tải cao, đưa sớm các công trình vào khai thác nhằm phát huy hiệu quả công trình, tránh ứ đọng vốn. Xem xét lại hoặc đình chỉ các dự án đầu tư không hiệu quả, không chạy theo các thiết bị quá hiện đại, quá đắt không phù hợp với tình trạng chung của hệ thống điện hiện nay và khả năng tài chính của ngành. Những thiết bị vật tư nào còn tận dụng được phải tận dụng triệt để. 3. Giải pháp huy động vốn 3.1. Thu hút vốn đầu tư từ các thành phần kinh tế. Thực tế, nguồn vốn vay tín dụng Nhà nước gặp nhiều khó khăn. Nếu chỉ dùng vốn khấu hao cơ bản để lại thì không đủ, vốn vay của WB khó thực hiện vì lãi suất cao. Mặt khác, địa phương và nhân dân nhiều tỉnh không quyết tâm lo kinh phí theo cơ cấu vốn qui định nên việc thực hiện đầu tư đối với ngành điện càng khó khăn. Vì vậy, để thu hút vốn đầu tư nước ngoài thì theo định hướng của Nhà nước và Bộ Công nghiệp sẽ từng bước nâng giá điện bình quân lên tới 7 cents/1kwh. Chỉ có tăng giá điện mới hấp dẫn và thu hút các nhà đầu tư bỏ vốn vào ngành điện. Như vậy, nếu giá điện nâng lên từng bước lên 7cents thì ngành điện có thể tự trang trải trong sản xuất kinh doanh. Xuất phát từ nhận định trên, phương hướng và chủ trương mở rộng quan hệ kinh tế đối ngoại cộng với những kinh nghiệm thu hút vốn đầu tư đối với ngành điện của các nước NICs và ASEAN thì ngành điện Việt Nam cần có các biện pháp thu hút vốn đầu tư như sau: Đa dạng hoá phương thức đầu tư nguồn điệ và lưới điện phân phối, khuyến khích đầu tư nước ngoài dưới dạng BOT, BOO, IPP, JV hoặc liên doanh đầu tư của các thành phần kinh tế khác. Triển khai các dự án liên doanh công trình thuỷ điện, đặc biệt đối với công trình thuỷ điện Sơn La. Thời gian chuyển giao các công trình BOT không nên quá dài đối với các tua bin hơi không quá 20 năm, tua bin khí không quá 15 năm. Nên có chủ trương thu hút các nhà đầu tư nước ngoài để phát triển các công trình thuỷ điện. Tiến hành cổ phần hoá một số nhà máy điện và lưới điện phân phối để giải quyết khó khăn về vốn đầu tư và tăng hiệu quả quản lý sản xuất kinh doanh điện năng. Luôn luôn coi trọng "vốn trong nước quyết định" vốn nước ngoài quan trọng trong việc tạo vốn phát triển ngành điện. Trong đó vấn đề cốt lõi là phải định đúng giá thành và giá bán sản phẩm trên cơ sở đánh giá lại tài sản cố định sát với giá trị thực, cũng như hiệu quả sản xuất kinh doanh để vừa đảm bảo được yêu cầu duy trì sản xuất bình thường, vừa đáp ứng được yêu cầu tích luỹ cho tái đầu tư mở rộng sản xuất và phát triển kinh doanh, vay được vốn, trả được nợ trong nước và ngoài nước, từ giá điện được điều chỉnh trên sẽ tăng được nguồn huy động vốn trong nước, đảm bảo yếu tố vốn trong nớc là quyết định. Về nguồn vốn trong nước: ngoài nguồn vốn ngân sách đầu tư cho một số đối tượng theo kế hoạch Nhà nước hàng năm, ngành điện có thể khai thác các nguồn sau: Từ năm 1995-2000, ngành điện được phép để lại 100% nguồn vốn khấu hao cơ bản để đưa vào đầu tư xây dựng cơ bản hàng năm. Vay tín dụng đầu tư xây dựng cơ bản từ ngân hàng đầu tư và phát triển và phát triển và theo hạn mức hàng năm. Nguồn thu tiền điện ở các địa phương để cải tạo lưới điện nông thôn nguồn do tăng giá điện. Ngành điện có thể đầu tư bằng nguồn vốn viện trợ chính thức ODA theo hiệp định vay của chính phủ Việt Nam, các tổ chức tài chính quốc tế như WB, ADB. Đây là nguồn vốn vay ưu đãi với lãi suất thấp hoặc không có lãi suất và thời hạn kéo dài rất phù hợp với các công trình hạ tầng cơ sở điện. Nguồn vốn vay của các tổ chức tài chính quốc tế khác và các Công ty tập đoàn kinh tế tư nhân nước ngoài, kể cả việc mua vật tư thiết bị trả chậm (vay thương mại). Nguồn vay trực tiếp nước ngoài (FDI) cần mở ra và áp dụng hình thức BOT, JV,... cho một số công trình nguồn điện để giảm bớt vốn vay. Ngoài ra sử dụng giải pháp liên doanh với nước ngoài trong lĩnh vực sản xuất vật tư, phụ tùng thiết bị điện năng để đổi mới, hoàn thiện, hiện đại hoá dây chuyền công nghệ nâng cao chất lượng và khả năng chế tạo đồng bộ trong nước. 3.2. Thu hút và sử dụng nguồn vốn vay ưu đãi ODA của nước ngoài. ODA là nguồn vốn hỗ trợ chính thức từ chính phủ và các tổ chức tài chính quốc tế cho các nước đang phát triển các khoản viện trợ không hoàn lại, các khoản vay ưu đãi về lãi suất và thời hạn thanh toán nhằm mục đích giúp các nước này tăng trưởng kinh tế và phát triển bền vững. Thực tế nhiều năm qua cho thấy đến nay các tổ chức tín dụng đã cam kết cho Tổng Công ty điện lực Việt Nam vay trên 2 tỷ USD, trong đó trên 60% đã được sử dụng. Nguồn ngoại lực đáng kể này đã tạo điều kiện cho Tổng Công ty đồng loạt xây dựng nhiều công trình điện lưới và đã đưa vào vận hành như nhà máy điện Phú Mỹ 2.1., Hàm Thuận - Đam My, Nhiệt điện Phả Lại 2…; xây dựng và mở rộng 50 trạm biến áp 110 kv và 220 kv. Tuy nhiên việc thu hút ODA còn nhiều điều bất hợp lý là việc xin ODA còn nhiều phiền hà ở các khâu trình duyệt, do cơ cấu hành chính còn nhiều hạn chế về mặt thời gian và thủ tục, gây khó khăn cho công tác thu hút vốn; thứ hai Tổng Công ty điện lực Việt Nam chưa tự chủ về được cân đối tài chính và tự vay tự trả vốn đầu tư cho phát triển nguồn và lưới điện. Do vậy trong chiến lược 2001 - 2010 để thu hút và sử dụng có hiệu quả vốn vay ODA cần: 3.2.1. Tăng cường khả năng tự lập báo cáo (tiền) khả thi trong khâu xác định và xây dựng dự án. Thực tiễn đã chứng minh chuẩn bị dự án là giai đoạn quan trọng nhất cả một chu trình dự án. Dự án nào được chuẩn bị tốt thì việc thực hiện sẽ suôn sẽ, thuận lợi, tỷ lệ giải ngân sẽ cao và ngược lại việc chuẩn bị dự án ở đây là công tác lập báo cáo tiền khả thi và khả thi cho dự án. 3.2.2. Giảm thiểu thời gian và thủ tục cho các khâu thẩm định và phê duyệt dự án. Hiện nay có khoảng 23 quốc gia, 6 tổ chức quốc tế và liên chính phủ, 18 tổ chức quốc tế và khu vực cung cấp ODA cho Việt Nam, mỗi nhà tài trợ có một qui trình thủ tục cung cấp ODA khác nhau. Do đó, tạo nên sự khác nhau về thủ tục trong các khâu chuẩn bị dự án. Do đó đòi hỏi phải hài hoà trong chính sách và thủ tục giữa các cơ quan hữu quan của Việt Nam và các tổ chức tài trợ tức là phải hợp tác cùng nhau tiến tới áp dụng một hệ thống chuẩn mực chung trong các khâu của dự án. Ngoài ra chính phủ cũng cần tiếp tục cải tiến về thủ tục và tình tự giải ngân cho các dự án ODA sao cho phù hợp với thông lệ quốc tế trong vòng 56 ngày. Để đơn giản hoá thủ tục thanh toán, chính phủ nên có các qui định giảm bớt các bước kiểm soát trung gian, tăng cường trách nhiệm của các ban quản lý dự án. - Giúp cải thiện môi trường quản lý và tăng cường thể chế rất quan trọng, nhưng không yêu cầu những khoản kinh phí điều kiện lớn nên có cần tiến hành không chậm trễ. Luật điện lực cần sớm được xem xét và ban hành làm cơ sở pháp lý cho mọi hoạt động điện lực, cho các hoạt động kiểm soát và điều phối thị trường điện, trên cơ sở đó quyền lợi của người mua, người bán điện được bảo vệ. - Cần mở rộng hơn nữa trách nhiệm, nghĩa vụ và quyền hạn của các cơ quan tham gia quản lý nguồn vốn ODA tránh tình trạng nhiều đơn vị quản lý mà vẫn lỏng lẻo, chậm chạp. Để có thể quản lý và giám sát được các hoạt động của các cơ quan thì cần tăng thêm nhiệm vụ và quyền hạn cho họ khi tham gia quá trình quản lý thực hiện dự án. 3.2.3. Tăng cường khả năng tự chủ và tín nhiệm tài chính trong các cam kết với nhà tài trợ. Các dự án ngành điện hiện nay đều phải vay lại ODA từ chính phủ. Do đó chính phủ cần nhanh chóng ban hành qui chế quản lý về vay và trả nợ nước ngoài một cách chi tiết và rõ ràng, đây là một cam kết của chính phủ đối với việc sử dụng hiệu quả ODA và cam kết trả đúng hạn. Các nhà tài trợ thường nhấn mạnh vai trò làm chủ của các nước tiếp nhận viện trợ, vai trò làm chủ của phía tiếp nhận được phát huy cũng chính là xác định một cách rõ ràng trách nhiệm chủ yếu của phía tiếp nhận đối với quá trình phát triển và vai trò hỗ trợ của nhà tài trợ. Vai trò của EVN cần được đề cao nay từ khâu đề xuất viện trợ, hình thành và thiết kế dự án, tổ chức thực hiện, theo dõi và đánh giá kết quả thu được. 3.3. Giải pháp về giá điện 3.3.1. Giải pháp tăng giá điện. Do tổng nhu cầu đầu tư và trả nợ giai đoạn 2001-2010 lên đến 21,866 tỷ USD, trong đó trả nợ 8,54 tỷ USD để cân đối khối lượng lớn vốn cho đầu tư và trả nợ thì nguồn khấu hao để lại cho đầu tư là 6,49 tỷ USD (chiếm 29,69%) không đủ để trả nợ. Như vậy nguồn chủ yếu cho đầu tư là thu từ tăng giá điện 4,46 tỷ USD và vốn vay là 10,36 tỷ USD. Với số vốn vay trên 10 tỷ USD, bình quân mỗi năm vay 1 tỷ USD là quá lớn, khả năng vay trong nước là rất hạn chế nên phần lớn là vay nước ngoài. Nếu vay nước ngoài thì phải đáp ứng tỷ lệ tự đầu tư trên 30% theo yêu cầu của các nhà cho vay. Nếu không tăng giá điện thì nguồn vốn 4,56 tỷ USD sẽ không thể huy động được. Tăng giá điện cũng là hình thức phát huy nội lực của toàn dân để đầu tư xây dựng nguồn và lưới điện, đáp ứng nhu cầu điện năng của nền kinh tế; đồng thời tăng giá điện mới đủ sức kêu gọi nước ngoài đầu tư xây dựng các nhà máy điện. Tuy nhiên việc tăng giá điện chỉ là giải pháp tình thế trong giai đoạn hiện nay của ngành cho các công trình nguồn và lưới điện rất lớn. Việc tăng giá điện là vấn đề rất nhạy cảm nó làm tăng chi phí sản xuất của các ngành kinh tế và tăng chi phí sinh hoạt của người dân. Trong khi đó mức sống dân cư còn thấp, điều này có thể đi ngược với mục tiêu là nhằm nâng cao về mặt lợi ích xã hội từ việc sử dụng điện. Tuy nhiên việc tăng giá điện theo đúng lộ trình của ngành thì giá điện của nước ta vẫn còn thấp hơn nhiều nước trong khu vực và việc tăng giá điện này nhằm hỗ trợ cùng với sự cố gắng của ngành điện lực và các địa phương để đưa điện về tới vùng sâu, vùng xa nơi chưa có lưới điện quốc gia. Như vậy đây chính là sự tương trợ lẫn nhau giữa những nơi có điện với những nơi chưa có điện, giữa thành thị và nông thôn, giữa miền xuôi và miền ngược. 3.3.2. Giải pháp về phụ thu tiền điện. Chương trình điện khí oá nông thôn Việt Nam không thể thực hiện trong ngày một ngày hai mà cần phải thực hiện trong thời gian dài với nguồn đầu tư rất lớn. Tuỳ mỗi địa phương có vị trí địa lý kinh tế khác nhau mà có những giải pháp thực hiện khác nhau. Đối với những tỉnh nghèo nông thôn và miền núi thì nguồn vốn để thực hiện chương trình điện khí hoá phần lớn do Nhà nước bỏ ra, địa phương đóng góp rất nhỏ. Tuy nhiên đối với những thành phố, tỉnh mà người dân có mức thu nhập cao thì tiến hành thu tiền điện để cố gắng thực hiện điện khí hoá nông thôn là việc làm cần thiết và thiết thực. Tuy còn nhiều ý kiến trái ngược nhau nhưng đây là giải pháp đảm bảo tính công bằng giữa người dân nông thôn và người dân thành thị. Việc làm này có ý nghĩa như một hành động đóng góp công ích giúp đỡ của những đối tượng đã có may mắn được dùng điện trước đối với những nơi chưa có điện. Dưới đây là một số đơn vị địa phương thực hiện thành công giải pháp này và đã tiến hành điện khí hoá 100% các xã trong địa bàn. * Thành phố Hồ Chí Minh tiến hành thu tiền điện từ năm 1991 đã thu được trên 700 tỷ đồng. Số tiền này đã được thực hiện theo nguyên tắc: ngành điện trực tiếp thu và chuyển về kho bạc Nhà nước, do sở tài chính quản lý nhưng để thực hiện chương trình điện khí hoá theo kế hoạch của thành phố đến nay bằng tiền phụ thu thành phố đã điện khí hoá được 78 xã. Tỉnh Khánh Hoà: Tiến hành thu giá trần đến từng hộ tiêu thụ ở nông thôn là 650đ/kwh dùng cho ánh sáng sinh hoạt và 1000đ đối với đối tượng tiêu dùng khác. Số tiền chênh lệch giưã giá trần và giá quy định được sử dụng như sau: 80% được gửi vào kho bạc Nhà nước, tỉnh quản lý để tiếp tục phát triển và hoàn thiện lưới điện các xã ở vùng xa, vùng sâu chưa có điện; 15% được dùng để trả lương cho thợ điện ở các thôn; 5% trả cho ngành điện để phát hành hoá đơn tiền điện cho từng hộ. Như vậy với biện pháp phụ thu tiền điện bằng việc quy định giá trần cộng với sự lãnh đạo sát sao của tỉnh, sự tham gia tích cực của các ngành hữu quan và đặc biệt là sự tham mưu hữu hiệu của ngành điện lực Khánh Hoà, đến cuối năm 2000, 100% người dân Khánh Hoà đã có điện dùng. Thành phố Hải Phòng: Việc phụ thu tiền điện từ tháng 4/1998; đã áp dụng mức phụ thu hợp lý tuỳ theo các đối tượng dùng điện khác nhau. Phụ thu 100 đ/kwh đối với các doanh nghiệp, cửa hàng kinh doanh dịch vụ thương mại khách sạn du lịch, ăn uống, dịch vụ sinh hoạt, ngân hàng. Phụ thu 50đ/kwh đối với các doanh nghiệp sản xuất công nghiệp xây dựng, vận tải, bưu điện và điện lực. Phụ thu 30đ/kwh đối với các cơ quan hành chính sự nghiệp, cơ quan đoàn thể, bảo hiểm, các đơn vị sự nghiệp có thu, các doanh nghiệp hoạt động công ích. Phụ thu 20đ/kwh đối với các hộ gia đình sử dụng điện phục vụ sinh hoạt. Phụ thu 20.000đ/KVA đối với các máy biến áp mới lắp đặt của các khách hàng dùng điện trong nước. Phụ thu 30.000đ/ đồng hồ 3 pha đối với các đồng hồ 3 pha lắp vào đường dây dân dụng. Mỗi tháng thành phố thu được 900 triệu đồng, số tiền này được chuyển về kho bạc tỉnh, sở tài chính quản lý để thực hiện điện khí hoá gọn cho từng xã. Mỗi tháng xây dựng hoàn thiện từ 2-3 xã chuyển cho ngành điện quản lý bán điện cho từng hộ theo giá quy định. Việc thực hiện điện khí hoá nông thôn ở các địa phương khác nhau, mức độ quy định cũng khác nhau, do đó kinh phí thực hiện cho từng xã ở từng nơi chênh lệch nhau rất nhiều nhưng bằng vốn phụ thu hay vốn Nhà nước cấp cũng đều là của người dân lao động đóng góp. Nếu thực hiện phụ thu đối với doanh số bán điện thì Nhà nước luôn phải đánh đổi giữa hiệu quả ứng với giá tăng lên mà người lao động và các doanh nghiệp phải trả do đó tuỳ thuộc vào mức độ sẵn sàng chi trả của từng địa phương mà có chính sách phụ thu hợp lý sao cho người dân vẫn dùng điện mà vui vẻ trả tiền điện. 4. Cải cách dịch vụ khách hàng. Cải cách dịch vụ khách hàng là việc mà ngành điện lực cần phải tổ cố gắng hơn nữa trong việc đảm bảo cung ứng đủ điện cho nền kinh tế và sinh hoạt xã hội; nhằm đảm bảo chất lượng cung ứng điện: cung cấp điện liên tục, ổn định, an toàn, tin cậy. Với mục tiêu như vậy để dịch vụ khách hàng tốt hơn cần phải: - Để giảm được lượng công nhân viên ghi chỉ số và đảm bảo ghi chỉ số điện năng thanh toán với khách hàng được chính xác, loại bỏ các hiện tượng tiêu cực trong việc ghi chỉ số công tơ, Tổng Công ty sẽ ứng dụng công nghệ mới trong việc ghi chỉ số công tơ điện cho hơn 3,8 triệu khách hàng với tổng vốn đầu tư ước khoảng 1.360 tỷ đồng. - Tiếp tục cải tiến hoàn chỉnh các qui trình nghiệp vụ, hợp lý hoá trong nghiệp vụ kinh doanh và dịch vụ khách hàng. Đẩy mạnh công tác tuyên truyền và công khai với khách hàng, giảm số lần và thời gian khắc phục sự cố. Thực hiện ứng dụng các công nghệ tin học, thông tin vào quản lý khách hàng và thu tiền điện. Dự kiến tổng mức đầu tư khoảng 305 tỷ đồng. - Trong giai đoạn 2001 - 2010, Tổng Công ty điện lực dự kiến đầu tư cho chương trình quản lý nhu cầu, nhằm khuyến khích khách hàng sử dụng điện vào các giờ thấp điểm trong ngày, sử dụng các thiết bị dùng điện có hiệu suất cao và tiết kiệm điện với mục tiêu cắt giảm được 80-100MW công suất giờ cao điểm, giảm phát hoặc mua từ các nguồn điện có giá thành cao và giảm đầu tư nguồn điện. Với những giải pháp trên giúp cho khách hàng tin tưởng hơn, quan hệ giữa khách hàng với ngành điện được tốt hơn giúp cho khách hàng thấy thoải mái khi thanh toán tiền điện vì số tiền họ phải trả đúng với số điện họ tiêu thụ và việc thanh toán được nhanh hơn. III- Một số kiến nghị Để thực hiện được chiến lược phát triển giai đoạn 2001 - 2010, xin kiến nghị với chính phủ như sau: Dựa vào diễn biến xã hội, cho phép thực hiện điều chỉnh giá điện như lộ trình đã được phê duyệt và tiếp tục cho phép chuyển một phần chênh lệch tăng giá điện sang đầu tư xây dựng các công trình nguồn và lưới điện. Đề nghị chính phủ chỉ đạo các cơ quan liên quan nghiên cứu đề xuất cơ chế tự động điều chỉnh giá điện khi các yếu tố đầu vào có sự thay đổi lớn đến tính giá điện. Ưu tiên cân đối đủ vốn tín dụng đầu tư ưu đãi cho các công trình đầu tư phát triển điện từ các nguồn vốn vay ưu đãi ODA với lãi suất bằng lãi suất các tổ chức tài chính cho vay cộng với chi phí quản lý, vốn tín dụng song phương thức và tín dụng Nhà nước cho đầu tư phát triển. Hỗ trợ cấp vốn ngân sách cho phần đầu tư nguồn và lưới điện phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế vùng nông thôn, vùng sâu, vùng xa và điện khí hoá nông thôn, các công trình thuộc kết cấu hạ tầng mang tính chất công ích; cấp vốn ngân sách để đầu tư cung cấp điện bằng các nguồn năng lượng tại chỗ ở những nơi không thể cung cấp được bằng lưới điện quốc gia. Tách phần dịch vụ công ích trong việc cung cấp điện cho nông thôn, miền núi khỏi sản xuất kinh doanh, do nếu đảm bảo tính công bằng xã hội (lợi ích xã hội), thì với thu nhập thấp thì với lộ trình tăng giá điện trong chiến lược của ngành, khó có thể mà sử dụng điện cho đời sống và sản xuất để đạt mục tiêu 800 - 900 kwh/người năm vào năm 2010 do vậy nên tách dịch vụ công ích ở khu vực này khỏi sản xuất kinh doanh để ngành điện cân đối tài chính đảm bảo để đầu tư theo đúng chiến lược đặt ra của ngành. Đề nghị chính phủ trình quốc hội cho phép Tổng Công ty được giảm tỷ lệ thuế VAT xuống 5%. Kiến nghị chính phủ nghiên cứu cấp cho Tổng Công ty Điện lực Việt Nam được thí điểm quyết định đầu tư các dự án nhóm A đã có trong danh mục của TSĐV tính đến 2005 đã được Thủ tướng chính phủ phê duyệt nhằm giảm thời gian chuẩn bị đầu tư, đảm bảo đúng tiến độ đưa các công trình vào vận hành. Đầu tư phát triển các nhà máy điện phải theo đúng định hướng phát triển đã được phê duyệt trong tổng sơ đồ, tránh tình trạng khủng hoảng thừa gây nên lãng phí trong đầu tư, cũng như khủng hoảng thiếu, không cấp đủ điện cho phát triển kinh tế, ràng buộc tiến độ xây dựng đối với các chủ đầu tư phải đưa công trình vào đúng tiến độ. Đề nghị chính phủ có cơ chế tháo gỡ các khó khăn, vướng mắc trong công tác giải toả đề bù, chỉ đạo các địa phương lập đơn giá đền bù hợp lý, thành lập ban chỉ đạo đền bù các công trình điện lớn do Bộ Công nghiệp chủ trì. Đề nghị chính phủ cho phép Tổng Công ty điện lực Việt Nam được chỉ định thầu tư vấn các công trình điện và bỏ giai đoạn lập tiền khả thi các dự án lưới điện nhóm A. Đề nghị Bộ Công nghiệp hoàn thiện cơ chế chính sách và khuôn khổ pháp lý cho việc áp dụng đa dạng hoá các hình thức đầu tư phát triển nguồn và lưới điện phân phối. Đề nghị chính phủ cho phép Tổng Công ty Điện lực Việt Nam cổ phần hoá các nhà máy điện không có vai trò quan trọng để huy động vốn đầu tư. Kết luận Với sự quan tâm của Đảng và Nhà nước cùng với sự cố gắng nỗ lực của ngành điện mặc dù gặp nhiều khó khăn và thách thức, thời gian qua ngành điện Việt Nam đã từng bước khắc phục được tình trạng thiếu điện trầm trọng. Từ chỗ phải cắt điện luôn phiên đến nay về cơ bản đã đáp ứng được nhu cầu điện cho sản xuất và đời sống nhân dân: 100% số huyện có lưới điện và điện tại chỗ, 85% số xã, 77,4% số hộ nông thôn có điện vượt 17,4% so với Nghị quyết Đại hội Đảng VIII. Tuy nhiên sản lượng điện bình quân đầu người của Việt Nam còn thấp (năm 2001 mới chỉ đạt 340kwh/người/ năm) so với các nước trong khu vực; cơ cấu nguồn điện còn bất hợp lý, do quá dựa vào nguồn thuỷ điện đến mùa khô nên tình trạng thiếu điện trầm trọng. Do đó phải huy động các nguồn điện khác có gía thành cao, hiệu quả thấp kém. Thêm vào đó, hệ thống truyền tải điện quá cũ và thiếu đồng bộ. Do vậy trong chiến lược phát triển ngành điện giai đoạn 2001-2010 ngành điện mà cụ thể là Tổng Công ty Điện lực Việt Nam nỗ lực hơn nữa trong việc huy động nguồn vốn để phát triển nguồn và lưới điện một cách hợp lý theo đúng tổng sơ đồ V. Bộ Công nghiệp, chính phủ cần có nhiều cơ chế chính sách tháo gỡ khó khăn cho ngành điện thực hiện chiến lược của mình. Tài liệu tham khảo 1. Quy hoạch ngành điện lực cho 6 vùng kinh tế - Viện Chiến lược chính sách công nghiệp - Bộ Công nghiệp. 2. Chiến lược phát triển ngành điện lực giai đoạn 2001-2010 và định hướng đến năm 2020. 3. Giáo trình Dự báo phát triển kinh tế xã hội - TS. Lê Huy Đức 4. Giáo trình Quy hoạch phát triển kinh tế xã hội - TS. Lê Huy Đức 5. Giáo trình Kế hoạch hoá phát triển kinh tế xã hội- TS. Ngô Thắng Lợi 6. Tạp chí Điện lực - Số 3 năm 1997 - Số 1, 2, 3, 11, 12 năm 2000 - Số 1, 2, 3 năm 2001 - Số 1, 2, 3 năm 2002 - Số 1 năm 2003 7. Việt Nam phát triển kinh tế theo hướng rồng bay - NXB Chính trị Quốc gia Mục lục Bảng Bảng 1: Công suất các nhà máy điện đến năm 2001. 27 Bảng 2: Cơ cấu và sản lượng điện phát ra từ năm 1991 28 Bảng 3: Số lượng lao động ngành điện lực 30 Bảng 4: Giá điện trung bình của các nước trong khu vực 36 Bảng 5: Tỷ lệ tổn thất các nớc trong khu vực 36 Bảng 6: Một số chỉ tiêu năm 1999 - 2000 Bảng 7: Các công trình điện than sẽ đưa vào vận hành trong giai đạn 2002-2010. 41 Bảng 8: Công suất các nhà máy điện khí các giai đoạn 41 Bảng 9: Các đường dây 500 KV dự kiến xây dựng giai đoạn 2001-2010 44 Bảng 10: Các trạm 500 KV dự kiến xây dựng giai đoạn 2001-2010 44 Bảng 11: Lộ trình tăng giá điện của Việt Nam 46 Bảng 12: Cân đối nguồn vốn dùng cho đầu tư các công trình điện 2001-2010 47 Bảng 2: Cơ cấu và sản lượng điện phát ra từ năm 1991 Năm Sản lượng điện SX (Tr.kwh) Tỷ lệ (%) Thuỷ điện (Tr.kwh) Tỷ lệ (%) Nhiệt điện (Tr.kwh) Tỷ lệ (%) Diezen (Tr.kwh) Tỷ lệ (%) Tua bin khí (Tr.kwh) Tỷ lệ (%) 1991 9152,0 100 6316,6 69,0 2424,8 26,49 309,8 3,38 100,8 1,1 1992 9625,0 100 5604,9 58,0 3470,0 35,95 319,1 3,31 258,0 2,67 1993 10661,5 100 7965,4 74,7 1776,3 16,66 318,6 2,99 601,2 5,64 1994 12284,2 100 9246,4 75,2 2123,6 17,29 281,8 2,99 632,6 5,15 28 1995 14636,0 100 10369,6 70,8 2817,4 19,25 320,0 2,19 1128,4 7,71 Tốc độ PTBQ 91-95 11,1 100 15,0 8,98 -4,94 89,3 1996 16960,0 100 1156,5 65,7 3509,0 20,69 366,3 2,16 1298,4 11,37 1997 19151,0 100 11975,0 62,5 3696,2 19,30 377,3 1,97 3102,5 16,20 1998 20660,0 100 11908,0 57,6 4169,2 20,18 281,0 1,36 4301,8 20,82 1999 22730,0 100 11853,6 52,1 4337,0 19,08 263,0 1,16 6227,0 27,61 2000 26575.7 100 14568,44 54,82 4253,21 16,00 240,39 0,9 7115,04 26,77 Tốc độ PTBQ 95-00 12,2 4,6 15,3 -4,82 64,2 Nguồn: Vụ Công nghiệp - Bộ Kế hoạch và Đầu tư Bảng 6: Một số chỉ tiêu năm 1999 - 2000 Các chỉ tiêu Đơn vị 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Công suất MW 2659 3022 3177 4014 4278 4570 4649 4937 5282 5625 6173 7604 Sản lượng tr. kwh 8679 9209 9704 10661 12284 14636 16946 19151 21665 23558 26561 30608 Tiêu thụ điện 6185 6548 6930 7839 9284 11198 13375 15303 17725 19550 22404 25858 Đường dây km 42937 48718 49383 55819 63885 69844 91244 101780 105096 134962 195919 153851 Cao thế 5046 6337 6644 7180 7344 9828 10317 10244 11090 11224 11626 13206 Trung và hạ thế 37891 42381 12739 48639 56541 60016 80927 91536 94006 123738 134294 140646 Trạm biến áp MVA 10028 11241 12660 13724 17084 18440 24373 25248 27933 30124 33939 38460 Cao thế 4423 5075 5426 5928 8769 9354 10032 11213 12660 13612 15968 18962 37 Trung và hạ thế 5605 6,16 7234 7796 8315 9086 14341 14035 15273 16512 17917 19499 Tổn thất % 25,68 24,34 24,86 23,27 22,5 21,4 19,27 18,08 16,09 15,33 14,03 14,00 Doanh thu SXKD tỷ đ. 835,2 1933,9 3258,3 4236,8 4688,6 609,0 8149,6 10236,2 12290,1 12619,9 14890 17521,1 Giá bán bình quân đ/kwh 135,04 293,73 470,17 540,48 505,02 537,51 609,33 668,92 693,37 645,52 664,62 677,59 Vốn đầu tư tỷ đ. 409,63 604,05 1253,13 5720,15 3473,23 1847,18 3874,52 5181,27 8880,30 11147,6 12667,7 12433,6 Nguồn tỷ đ. 265,77 377,39 635,03 1993,68 1229,84 1003,76 3874,52 2896,02 5438,69 6927,83 8340,54 3902,2 Lưới 500 Kv tỷ đ. 404,60 3418,40 1336,2 22825 125,56 34,3 31,07 104,7 Lưới 220 Kv tỷ đ. 34,25 35,60 16,53 103,47 202,84 277,07 228,83 597,19 1033,69 501,13 403,35 765,2 Lưới 110 Kv tỷ đ. 70,62 126,03 101,79 93,31 422,44 228,55 215,21 723,59 614,4 518,53 478,83 1044,3 Lưới 35 Kv tỷ đ. 7,33 22,22 33,15 90,42 257,26 188,22 199,98 763,29 1133,49 1619,11 1602,74 2166,7 Nguồn: Tổng Công ty điện lực Việt Nam Bảng 12: Cân đối nguồn vốn dùng cho đầu tư các công trình điện 2001-2010 Đơn vị: Triệu USD Chỉ tiêu 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Tổng Tổng nhu cầu đầu tư và trả nợ vốn vay 1.027 1.178 1.671 1.951 2.214 2.429 2.616 2.748 2.916 3.117 21.866 Tổng mức đầu tư hàng năm 837 982 1.278 1.449 1.509 1.459 1.426 1.348 1.433 1.600 13.322 Các công trình nguồn điện 430 514 756 934 971 862 735 607 665 793 7.267 Các công trình lưới điện 407 469 522 516 530 553 602 656 715 778 5.748 Các công trình khác 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Góp vốn liên doanh 0 0 0 0 7 44 88 85 54 30 307 Trả nợ vốn vay gốc và IDC 190 196 393 501 705 970 1.190 1.400 1.483 1.517 8.544 47 Cân đối nguồn vốn dùng cho đầu tư 1.027 1.178 1.671 1.951 2.214 2.429 2.616 2.748 2.916 3.117 21.866 Nguồn vốn tự tích luỹ 381 465 778 798 1.115 1.352 1.506 1.586 1.675 1.853 11.509 Vốn khấu hao cơ bản 328 408 498 543 577 642 764 839 908 986 6.493 Vốn tự tích luỹ năm trước chuyển sang 5 2 120 86 199 133 71 5 3 9 634 Trừ: Vốn tự tích luỹ chuyển sang năm sau -2 -120 -86 -199 -133 -71 -5 -3 -9 -3 -631 Tăng giá điện và thu sử dụng vốn chuyển đầu tư 33 164 207 324 424 597 622 685 710 793 4.560 Quỹ đầu tư phát triển 17 12 39 43 47 51 55 59 63 68 454 Vốn ngân sách cấp khác 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Vốn vay 645 713 893 1.153 1.098 1.077 1.110 1.162 1.241 1.265 10.358 Nguồn: Viện chiến lược chính sách công nghiệp Phụ lục Phụ lục 1: Điện năng sản xuất các nguồn hệ thống điện toàn quốc giai đoạn 2001-2010 TT Chỉ tiêu / Năm 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 A Điện năng sản xuất 28.479 33.185 38.484 40.097 42.172 47.094 49.720 54.101 60.512 68.874 I Thuỷ điện 18.215 16.721 16.721 16.721 16.721 16.894 19.763 22.591 25.106 28.076 II Nhiệt điện than 3.218 5.854 6.543 7.371 7.952 11.970 13.946 13.656 13.809 13.879 III Nhiệt điện dầu 1.117 1.026 847 1.288 799 293 163 235 209 242 IV Tua bin khí (khí + dầu) 5.834 9.569 14.373 14.717 16.699 17.938 15.848 17.619 21.387 26.676 B Mua (BOT + IPP + JV) 2.122 2.014 1.839 6.346 11.156 14.367 21.037 27.301 33.101 38.654 Cân đối chung 1 Điện thương phẩm 25.752 29.426 34.050 39.211 45.122 51.980 60.134 69.548 80.416 92.958 2 Điện năng yêu cầu 30.601 35.200 40.480 46.552 53.535 61.565 70.800 81.420 93.633 107.678 3 Điện năng sản xuất + Mua 30.601 35.200 40.323 46.443 53.328 81.461 70.757 81.402 93.613 107.528 4 Điện năng thiếu hụt 0 157 109 207 104 43 18 20 150 Phụ lục 2: Công suất các nguồn điện hệ thống điện toàn quốc giai đoạn 2001-2010 Phụ tải cao - phụ tải 15%/năm TT Chỉ tiêu / Năm 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 A Tổng công suất của EVN 6.566 7.736 7.862 8.097 8.666 9.656 10.809 12.169 13.379 14.614 I Thuỷ điện 3.929 4.109 4.069 4.069 4.069 4.179 5.032 5.912 6.402 7.397 II Nhiệt điện than 586 1.186 1.186 1.186 1.186 1.786 2.086 2.086 2.086 2.086 III Nhiệt điện dầu 185 185 185 185 185 185 185 185 185 185 IV Tua bin khí (khí + dầu) 1.776 2.176 2.362 2.617 3.206 3.506 3.506 3.986 4.706 4.946 B Tổng công suất (BOT + IPP + JV) 490 490 970 1.382 2.202 2.922 2.225 4.725 5.957 6.757 Cân đối chung 1 Tổng công suất nguồn 7.056 8.226 8.832 9.479 10.868 12.578 15.534 16.894 19.336 21.371 2 Pmax hệ thống 5.616 6.429 7.357 8.420 9.630 11.000 12.600 4.453 16.544 18.938 Phụ lục 3: Điện năng sản xuất và năng lượng, nhiên liệu sơ cấp tiêu thụ giai đoạn 2001-2010 Phụ tải cao - phụ tải 15%/năm - tần suất thuỷ điện 50% TT Chỉ tiêu / Năm 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Điện năng sản xuất - GWH 1 Thuỷ điện 18.215 18.383 18.383 18.383 18.383 18.568 21.833 24.920 27.174 31.125 2 Nhiệt điện than 3.218 4.874 5.497 6.906 9.130 13.237 16.666 18.259 20.600 23.001 3 Nhiệt điện khí 5.100 8.170 14.396 18.968 22.266 28.457 30.197 34.844 37.461 40.094 4 Nhiệt điện dầu FO 3.225 2703 1.925 1.765 1.226 349 294 213 378 993 5 Nhiệt điện dầu DO 1.263 1.060 173 148 2.061 535 310 338 190 1.327 Tổng 31.021 35.190 40.374 46.479 53.374 61.475 70.764 81.407 93.624 107.618 Cơ cấu điện năng sản xuất 1 Thuỷ điện 58,7% 52,2% 45,5% 39,6% 34,4% 30,02% 30,9% 30,6% 29,7% 28,9% 2 Nhiệt điện than 10,7% 13,9% 13,6% 14,9% 17,1% 21,5% 23,6% 22,4% 22,0% 21,4% 3 Nhiệt điện khí 16,4% 23,2% 35,7% 40,8% 41,7% 46,3% 42,7% 42,8% 40,0% 37,3% 4 Nhiệt điện dầu FO 10,4% 7,7% 4,80,9% 3,80,9% 2,30,9% 0,60,9% 0,40,9% 0,30,9% 0,40,9% 0,9% 5 Nhiệt điện dầu DO 10,4% 3,0% 0,4% 0,3% 3,9% 0,9% 0,4% 0,4% 0,2% 1,2% Nhiên liệu sử dụng - than, dầu 1.000 tấn; khí triệu m3 1 Dầu DO 244 309 50 43 428 109 61 66 36 244 2 Dầu FO 787 725 519 484 328 90 75 55 94 226 3 Than 2.633 2.382 2.574 3.262 4.523 6.226 7.608 8.120 9.139 10.168 4 Khí 1.384 1.787 3.160 4.009 4.477 5.898 6.016 6.909 7.370 7.831 Phụ lục 46: Bảng cân đối tài chính 2001 - 2010 Phương án phụ tải cao Đơn vị tính: triệu USD, tye giá bình quân: 15.000 VND/USD TT Khoản mục 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 A Giá điện bình quân cents/kwh 5,0 4,9 5,4 6,0 6,5 6,8 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 B Báo cáo lãi lỗ (SXKD điện) 1 Tổng doanh thu 997 1.146 1.479 808 2.206 2.605 2.951 3.239 3.584 3.931 4.345 2 Tổng chi phí sản xuất 920 1.047 1.204 1.469 1.737 2.019 2.177 2.425 2.688 2.991 3.302 3 Trích nguồn tăng giá điện chuyển đầu tư 131 171 284 377 541 554 605 616 684 4 Lãi (lỗ) trước thuế lợi tức 77 98 84 167 186 209 232 260 291 323 359 5 Thuế thu nhập doanh nghiệp 25 31 27 54 60 67 74 83 93 103 115 6 Nộp thu sử dụng vốn đầu tư 33 33 33 36 40 47 56 68 80 94 108 7 Lợi nhuận thuần 19 34 24 78 86 95 102 109 118 126 136 C Các chỉ tiêu tài chính chủ yếu 1 Tỷ lệ tự đầu tư - SFR % 25.95 18,9% 25,4% 25,7% 25,5% 25,7% 26,6% 22,6% 14,8% 24,1% 25,1% 2 Tỷ lệ thanh toán nợ - DSCR (lần) 2,78 1,72 2,01 1,66 1,60 1,49 1,36 1,24 1,13, 1,21 1,25 3 Tỷ lệ lợi nhuận trên tổng giá trị tài sản 2,22% 2,18% 1,355 2,48% 2,57% 2,79% 2,46% 2,42% 2,54% 2,65% 2,70%