CỘng hòa xã HỘi chủ nghĩa việt nam độc lập- tự do- hạnh phúc

“Việc thực hiện Chiến lược và Quy hoạch phát triển ngành điện đến năm 2015”

Trên cơ sở báo cáo của Bộ Công thương, Tập đoàn Điện lực Việt nam và báo cáo của các Bộ, ngành, địa phương, một số tập đoàn kinh tế, tổng công ty, qua làm việc trực tiếp, giám sát thực tế và nghiên cứu các tài liệu có liên quan, Đoàn giám sát đã hình thành Báo cáo kết quả giám sát về nội dung trên. Ngày 23/9/2009, Đoàn giám sát đã báo cáo Uỷ ban Kinh tế tại cuộc họp toàn thể. Trên cơ sở ý kiến của các đại biểu dự họp, Uỷ ban Kinh tế xin trân trọng báo cáo Quốc hội kết quả giám sát như sau:

Từ năm 1980 đến năm 2005, ngành điện lực Việt Nam được phát triển theo từng giai đoạn 5 năm của 5 bản quy hoạch¹. Ngày 5/10/2004, Thủ tướng Chính phủ có quyết định số 176/2004/QĐ-TTg phê duyệt Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004-2010, định hướng đến 2020. Ngày 03/12/2004, tại Kỳ họp thứ 6 Khoá XI, Quốc hội thông qua Luật Điện lực. Trên cơ sở những định hướng lớn trong Chiến lược và Luật, ngày 18/7/2007, Thủ tướng Chính phủ có quyết định số 110/2007/QĐ-TTg phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006-2015 có xét đến 2025 (Quy hoạch điện VI).

Theo Chiến lược phát triển ngành Điện, đến năm 2005, sản lượng điện đạt khoảng 53 tỷ kWh. Năm 2010 đạt khoảng từ 88 đến 93 tỷ kWh và năm 2020 đạt từ 201 đến 250 tỷ kWh. Năm 2010 đạt 90%, năm 2020 đạt 100% số hộ dân nông thôn có điện. Năm 2020 tổng công suất của các nhà máy thủy điện khoảng 13.000-15.000 MW. Nhiệt điện than đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 4.400 MW, giai đoạn 2011-2020 xây dựng thêm khoảng 4.500-5.500 MW (phụ tải cơ sở), 8.000-10.000 MW (phụ tải cao). Nhiệt điện khí đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 7.000 MW, giai đoạn 2011-2020 cần xây dựng thêm khoảng 3.500 MW-7.000 MW. Xây dựng nhà máy điện nguyên tử đầu tiên ở Việt Nam đảm bảo an toàn tuyệt đối với quy mô công suất khoảng 2.000 MW, đưa vào vận hành giai đoạn sau năm 2015.

Giảm tổn thất điện năng xuống khoảng 10% vào năm 2010 và dưới 10% vào những năm sau.

Tổng công ty Điện lực Việt Nam (nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam) được giao thực hiện vai trò chủ đạo trong đảm bảo đầu tư phát triển nguồn và lưới điện.

Theo Quy hoạch, dự báo nhu cầu điện nước ta tăng ở mức 17% năm (phương án cơ sở), 20% năm (phương án cao) trong giai đoạn 2006-2015. Phương án cao là phương án điều hành, chuẩn bị phương án 22% năm cho trường hợp tăng trưởng đột biến.

Chuẩn bị đầu tư Dự án nhà máy điện hạt nhân. Năm 2010 có 95% và năm 2015 có 100% các xã có điện.

Tiếp tục thực hiện Quyết định số 276/2006/QĐ-TTg ngày 04/12/2006 của Thủ tướng Chính phủ về giá bán điện, đặc biệt là việc thực hiện giá bán lẻ điện theo giá thị trường từ năm 2010.

Cổ phần hoá các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tiến hành chặt chẽ và có bước đi thích hợp.

Tổng quan về danh mục cụ thể các dự án nguồn điện (theo phương án cơ sở), các dự án lưới điện được quy hoạch như sau (chi tiết trong Phụ lục):

- Các nhà máy vào vận hành từ 2006 đến 2015: 94 nhà máy với tổng công suất 48.744 MW². Trong đó từ 2006 đến 2010: 45 nhà máy với tổng công suất 14.581 MW³; từ 2011 đến 2015: 49 nhà máy với tổng công suất 34.163 MW⁴. Đưa các nhà máy vào vận hành từ 2016 đến 2025 với tổng công suất 121.524 MW.

- Về cấp điện áp 500 kV xây dựng từ 2006 đến 2025: 66 công trình trạm với tổng công suất 58.800 MVA; 79 công trình đường dây với chiều dài 20.563,7 km. Về cấp điện áp 220 kV xây dựng từ 2006 đến 2025: 490 công trình trạm với tổng công suất 106.265 MVA; 344 công trình đường dây với chiều dài 18.093 km.

Các Bộ, ngành (Công nghiệp - nay là Bộ Công thương, Kế hoạch và Đầu tư, Tài chính, Giao thông vận tải, Ngân hàng Nhà nước Việt Nam, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các bộ ngành hữu quan khác), các địa phương được giao nhiệm vụ phối hợp theo chức năng để thực hiện Quy hoạch điện VI. Thủ tướng Chính phủ cũng đã thành lập Ban Chỉ đạo Nhà nước về Quy hoạch điện VI.

3. Một số nhận xét về Chiến lược và Quy hoạch phát triển điện lực đến 2015

3.1. Mặt được

Tính đúng đắn phù hợp của Chiến lược và Quy hoạch đã được khẳng định trong quá trình xây dựng và triển khai thực hiện. Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004-2010, định hướng đến 2020 đã đề ra những căn cứ quan trọng để phát triển ngành điện lực đi trước một bước nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế- xã hội và bảo đảm quốc phòng, an ninh của đất nước trong điều kiện hội nhập kinh tế quốc tế, đáp ứng nhu cầu điện cho sinh hoạt của nhân dân; bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Đẩy mạnh điện khí hoá nông thôn, vùng sâu, vùng xa, miền núi, hải đảo.

Quy hoạch điện VI cụ thể hóa để thực hiện trong giai đoạn 2006-2015 các yêu cầu, nhiệm vụ và định hướng đã đề ra trong Chiến lược. Đây là Quy hoạch điện cụ thể hóa Chiến lược và có quy mô lớn nhất so với các quy hoạch điện từ trước đến nay⁵. Quy hoạch điện VI được lập trên cơ sở các quy định của Luật Điện lực. Việc xây dựng Quy hoạch điện VI được tiến hành có sự phối hợp giữa Bộ Công nghiệp (trước đây và nay là Bộ Công thương) với các Bộ, ngành và về cơ bản đã có sự phối hợp chặt chẽ với các địa phương.

3.2. Mặt hạn chế

- Chiến lược phát triển ngành Điện ban hành vào thời điểm chưa ban hành Luật điện lực và Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050. Do đó thiếu tính kết nối giữa phát triển ngành điện lực với việc bảo đảm năng lượng sơ cấp⁶ để phát triển ngành điện lực. Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 được Thủ tướng phê duyệt tại Quyết định số 1855/QĐ-TTg ngày 27/12/2007 (hơn 5 tháng sau khi ban hành Quy hoạch điện VI) nhưng sau đó Quy hoạch điện VI chưa được kịp thời điều chỉnh phù hợp với Chiến lược này⁷, với các chiến lược, quy hoạch ngành dầu khí, than⁸. Thời điểm phê duyệt Chiến lược và Quy hoạch nhìn chung chậm so với thời điểm khởi đầu của niên độ (xin xem dẫn chứng cụ thể trong phần chú thích ở cuối trang)⁹; một số nội dung trong quy hoạch giai đoạn sau thường có sai số do số liệu thống kê giai đoạn trước chưa chính xác (nhất là thống kê về tổn thất điện năng). Kinh phí từ ngân sách nhà nước cho việc lập quy hoạch điện ở một số địa phương còn hạn chế. Kinh phí cho việc lập quy hoạch điện quốc gia chưa tương xứng với khối lượng công việc góp phần ảnh hưởng không tốt đến chất lượng quy hoạch.

- Đối với việc lập Quy hoạch phát triển điện lực, việc dự báo nhu cầu tăng trưởng điện năng chủ yếu căn cứ vào cách tính qua hệ số và tốc độ tăng trưởng kinh tế (GDP) nên chưa đề cập đến các yếu tố khác như tiết kiệm điện năng và quản lý công nghệ cùng với ứng dụng công nghệ mới tiêu tốn ít năng lượng; chưa gắn với khả năng bảo đảm vốn đầu tư, kết quả dẫn đến việc triển khai thực hiện quy hoạch thiếu tính chủ động, nhất là khi nền kinh tế có biến động (khi tốc độ tăng trưởng kinh tế không như dự báo và thực tế đã diễn ra).

- Công suất nguồn điện chạy than lớn hơn số định hướng trong Chiến lược¹⁰ và cao hơn khả năng cung ứng than nội địa, phải nhập khẩu than trong khi chưa xác định được cụ thể nguồn nhập. Năng lượng tái tạo đã được quy hoạch trong Danh mục các nhà máy điện, tuy nhiên chưa được đề cập cụ thể từng loại (điện sức gió, điện mặt trời, điện địa nhiệt v.v...) để dễ thực hiện. Ở một số địa phương, các nguồn điện (nhà máy nhiệt điện, nhà máy thủy điện v.v...) và các phụ tải lớn (khu công nghiệp, cụm công nghiệp, nhà máy luyện kim đen, luyện kim màu v.v...) được bố trí xa nhau dẫn đến tổn thất điện năng lớn; các nội dung quy hoạch điện ở một số địa phương và các quy hoạch liên quan như quy hoạch xây dựng, quy hoạch phát triển công nghiệp, nông nghiệp ở các địa phương v.v... chưa được gắn chặt chẽ với nhau. Việc phát triển các nhà máy thủy điện nhỏ chưa hiệu quả thực sự nếu tính đến các yêu cầu về thủy lợi, chống hạn, phòng chống lụt bão, cắt lũ, kết hợp thoát lũ để bảo vệ nhà máy với bảo đảm an toàn đê điều ở hạ lưu. Ở một số nơi, chủ yếu ở miền Trung, việc quy hoạch xây dựng thủy điện nhỏ chưa theo đúng quy trình, nhất là việc đánh giá tác động môi trường¹¹.

- Quy hoạch điện VI đã có nhiều quy định về phát triển điện nông thôn nhưng chưa đề cập trực tiếp đến sự phối hợp với Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn trong thi hành. Quy hoạch điện VI cũng đã có các quy định chung về việc phối hợp giữa các bộ, ngành hữu quan để bảo đảm tính bao quát, tuy nhiên một số yêu cầu, nhiệm vụ quan trọng sẽ được thực hiện tốt hơn nếu Quy hoạch đề cập trực tiếp đến bộ, ngành cần phối hợp¹². Cơ quan lập quy hoạch ở cấp trung ương phối hợp với một số cơ quan lập quy hoạch điện lực cấp địa phương chưa được chặt chẽ trong việc quy hoạch điện xây dựng các trung tâm điện lực (ngay sau khi Quy hoạch được thông qua, các địa phương đề nghị thêm nhiều trung tâm điện lực).

II. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN CHIẾN LƯỢC VÀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN TỪ NĂM 2006 ĐẾN NĂM 2010 VÀ KHẢ NĂNG THỰC HIỆN ĐẾN NĂM 2015

1. Kết quả thực hiện Chiến lược và Quy hoạch điện VI trong các năm từ 2006 đến 2010

1.1. Sản lượng điện sản xuất về cơ bản phù hợp so với nhu cầu dự báo.

Quy hoạch điện lực VI dự báo nhu cầu trong phương án cao là tăng 20%/năm và điều hành theo phương án cao, dự báo nhu cầu tăng 17%/ năm theo phương án cơ sở. Thực tế, sản lượng điện sản xuất về cơ bản phù hợp với dự báo nhu cầu điện cho phát triển kinh tế- xã hội¹³, mặc dù giai đoạn 2006-2008 công suất phụ tải cực đại tăng tới 1,36 lần. Tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2006-2008 là 13,64%, điện thương phẩm bình quân trên người dân là 671 kWh/người/năm 2008, tăng 1,4 lần so với năm 2005. Năm 2008, tổng sản lượng điện thương phẩm đạt 65,930 tỷ kWh, tăng trưởng 12,82%, tăng hơn 2 lần so với tăng trưởng GDP/năm 2008 là 6,23%.

Tổng công suất đặt các nguồn điện đến 31/12/2008 là 15.763 MW với cơ cấu đa dạng¹⁴. Sử dụng điện theo cơ cấu tích cực hơn theo hướng tăng tỷ lệ điện cho công nghiệp và xây dựng, giảm dần tỷ lệ điện cho sinh hoạt¹⁵.

Quy hoạch điện VI định hướng phát triển các trung tâm điện lực ở các khu vực trong cả nước. Trong giai đoạn 2006-2010, công tác thẩm định, phê duyệt quy hoạch phát triển của phần lớn các trung tâm điện lực (10/12) đã được hoàn thành. Các trung tâm điện lực mới¹⁶ chưa có trong Quy hoạch điện VI, đang được bổ sung khi xây dựng Quy hoạch điện VII.

Theo Báo cáo của Bộ Công thương, năm 2009 có 07 dự án có thể được khởi công là Nhiệt điện Mạo khê, Nhiệt điện Nghi Sơn I, Nhiệt điện Vũng Áng I, Nhiệt điện Vĩnh Tân II, Nhiệt điện Duyên Hải I, Nhơn Trạch II, Thủy điện Thượng Kon Tum, với tổng công suất nguồn điện dự kiến được đưa vào vận hành năm 2009 là 3.157,5 MW, công suất các dự án không vào đúng dự kiến khoảng 300 MW. Trong 9 tháng đầu năm 2009, đã đưa vào vận hành và hòa lưới 2.194 MW công suất nguồn điện, trong đó EVN là 1.507 MW.

EVN có trách nhiệm đầu tư phát triển hệ thống lưới điện truyền tải đồng bộ với các nguồn điện theo Quy hoạch điện VI. Trong 3 năm 2006-2008, đã đóng điện vận hành các công trình lưới điện từ 110 đến 500 kV với tổng chiều dài đường dây 2.835km và tổng dung lượng trạm biến áp 10.024 MVA. Trong 7 tháng đầu năm 2009, đã đóng điện đưa vào vận hành 25 công trình lưới điện truyền tải.

Trong giai đoạn 2006-2008, tổn thất điện năng đã giảm từ 11,1% xuống còn 9,4% năm 2008, thấp hơn 0,6% so với chỉ tiêu kế hoạch đề ra năm 2010 (chỉ tiêu 2010 là 10%).

1.4. Việc đầu tư, phát triển điện nông thôn, miền núi, hải đảo đã vượt kế hoạch so với mục tiêu trong Chiến lược và Quy hoạch điện VI

Đến cuối năm 2008, kết quả thực hiện các chương trình đầu tư phát triển điện nông thôn (về điện lưới và điện tại chỗ) đạt 100% về số huyện, 97,26% số xã và 94,03% số hộ dân ở nông thôn có điện, vượt mục tiêu đề ra trong Chiến lược và Quy hoạch¹⁷. Một số địa phương đã thực hiện hỗ trợ tài chính việc cung cấp điện cho người dân ở các vùng nông thôn, miền núi và hải đảo¹⁸.

Ban Chỉ đạo Nhà nước Quy hoạch điện VI, Bộ Công thương, Bộ Kế hoạch và Đầu tư, các Bộ: Khoa học và Công nghệ, Xây dựng, Tài chính, các bộ ngành hữu quan và các địa phương về cơ bản đã phối hợp chặt chẽ trong tổ chức thực hiện.

Đến năm 2015, tổng công suất nguồn điện khoảng 40.700 MW, trong đó phải nhập khẩu khoảng 4,1% (1.668,7 MW)²¹. (Chi tiết về cơ cấu công suất nguồn, xin xem trong Phụ lục).

Riêng với nguồn năng lượng từ than, theo Quy hoạch điện lực VI, tổng công suất nguồn điện chạy than lên đến trên 43.660 MW, trong khi dự báo nhu cầu than năm 2015 khoảng 78 triệu tấn/năm; để đáp ứng nhu cầu này, Tập đoàn Công nghiệp Than- Khoáng sản Việt Nam (TKV) dự kiến sẽ phải nhập khẩu than từ năm 2012; nếu không có phương án về nguồn khai thác trong nước và nhập khẩu, về chủng loại, giá cả và bến bãi, thì khả năng bảo đảm khai thác nguồn sơ cấp bằng nhiệt điện sẽ gặp khó khăn.

- Phát triển nguồn điện chưa đáp ứng yêu cầu về tính ổn định, công suất lắp đặt nguồn điện theo dự kiến, chưa thật sự gắn liền với nhu cầu điện năng dự kiến. Thực tế, trong 2 năm 2007 và 2008, sản lượng điện sản xuất ra thấp hơn so với nhu cầu thực tế nên đã có tình trạng cắt điện luân phiên ở một số địa phương, nhất là vào các tháng mùa khô, gây khó khăn, thiệt hại cho sản xuất và ảnh hưởng đến đời sống, sinh hoạt của nhân dân. Theo Thông báo về Phiên họp thứ sáu của Ban chỉ đạo Nhà nước Quy hoạch điện VI²²: 6 tháng đầu năm 2009 GDP tăng 3,9%, điện tăng 8%; tốc độ tăng nhu cầu điện bình quân của 9 tháng đầu năm 2009 đã đạt gần 11% trong khi tốc độ tăng trưởng GDP chỉ đạt 4,59 %. Dự kiến từ năm 2010, kinh tế sẽ phục hồi và phát triển, nhu cầu điện sẽ tăng nhanh, nếu không có giải pháp để đẩy nhanh tiến độ các nguồn điện, sẽ tiếp tục xảy ra thiếu điện.

- Nhiều dự án bị chậm tiến độ, ảnh hưởng đến khả năng cung ứng điện. Theo Báo cáo của Bộ Công thương ngày 14 tháng 9 năm 2009²³, tổng công suất nguồn điện dự kiến được đưa vào vận hành năm 2009 là khoảng 3.157,5 MW, công suất các dự án không vào đúng dự kiến khoảng 300 MW, chiếm khoảng 10%²⁴. Năm 2008 dự kiến đưa vào vận hành 39 dự án nguồn thủy điện vừa và nhỏ theo hình thức IPP với tổng công suất 416MW, thực tế chỉ đưa vào vận hành 15 dự án với tổng công suất là 73,9MW. Tỷ lệ điện sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo ở mức rất nhỏ. Về danh mục các dự án có điều chỉnh tiến độ phát điện, tiến độ khởi công xin xem trong Phụ lục.

- Thủy điện (nhất là thủy điện vừa và nhỏ) liên quan đến suy thoái môi trường, phá rừng, tiềm ẩn nguy cơ xả lũ gây ngập lụt (như trường hợp thủy điện A Vương, Quảng Nam).

- Chưa có cơ chế để thu hút đầu tư nước ngoài đối với các dự án BOT/IPP.

(2) Về phát triển lưới điện

- Một số dự án lưới điện như đường dây Quảng Ninh- Cẩm Phả; Quảng Ninh-Thường Tín; trạm biến áp 500kV Hiệp Hòa; các tổ máy số 3- 6 thủy điện Sơn La; đường dây 500kV Nhà Bè- Cai Lậy và Cai Lậy Ô Môn bị chậm, gây ảnh hưởng hoặc tiềm ẩn rủi ro ảnh hưởng đến tiến độ phát điện của các nguồn điện.

- Tiến độ xây dựng hệ thống đấu nối một số dự án với hệ thống điện quốc gia đang bị chậm tiến độ gây ảnh hưởng hoặc tiềm ẩn rủi ro ảnh hưởng đến tiến độ phát điện của các dự án nguồn điện (Hệ thống đường dây 110/220 kV Mông Dương - Hoành Bồ bị chậm 04 tháng so với tiến độ EVN cam kết).

- Hiện nay lưới điện truyền tải ở Việt Nam chưa đáp ứng tiêu chí N-1²⁵ trong toàn hệ thống, do vậy sự cố một số đường dây, đặc biệt là các đường dây 220 kV trọng yếu mang tải đầy sẽ làm quá tải các đường dây còn lại.

- Việc hiện đại hóa và ngầm hóa từng bước lưới điện theo định hướng của quy hoạch tại các thành phố, thị xã thực hiện chậm do việc ngầm hóa cần chi phí lớn (gấp 4- 5 lần so với hệ thống đường dây trên không), trong khi doanh nghiệp không cân đối được vốn đầu tư.

- Nhiều dự án tiếp tục vướng mắc về công tác giải phóng mặt bằng. Hành lang lưới điện và quỹ đất dành cho phát triển lưới điện truyền tải trong những năm tới chưa được các địa phương chú trọng và được bảo đảm như chỉ giới quốc lộ.

(3) Về phát triển điện nông thôn

- Lưới điện trung thế nông thôn có tổn thất điện rất cao; lưới điện hạ thế nông thôn hầu hết đã xuống cấp. Việc đầu tư và kinh doanh bán điện tại nông thôn, miền núi, hải đảo kém hiệu quả, do vậy có ít doanh nghiệp tham gia đầu tư.

- Việc kiểm định điện kế chậm, còn mang tính hình thức. Công tác bàn giao hệ thống điện nông thôn cho Công ty điện lực quản lý còn kéo dài. Nhiều HTX không đầu tư do lo ngại về sự thay đổi trong cơ chế quản lý điện nông thôn hiện nay (tài sản lưới điện không bàn giao cho các HTX), mặt khác chất lượng điện không bảo đảm, hao tổn điện năng nhiều cũng là vấn đề cần xem xét.

Việc thiếu vốn đầu tư là một vấn đề lớn, ảnh hưởng đến tiến độ phát triển nguồn điện và lưới điện trong những năm còn lại của Quy hoạch điện VI. Với EVN, tổng nhu cầu đầu tư và trả nợ của giai đoạn từ 2009- 2015 lên đến 647.038 tỷ đồng, trong đó vốn đầu tư là 491.127 tỷ đồng cho cả nguồn và lưới điện, trả nợ gốc và lãi là 155.912 tỷ đồng. Tuy nhiên, theo tính toán thì trong giai đoạn này, EVN chỉ có khả năng cân đối được 264.108 tỷ đồng, bằng 41%, còn thiếu khoảng 382.931 tỷ đồng. Riêng xây dựng mạng lưới truyền tải đáp ứng yêu cầu phát triển nguồn điện, với dự báo công suất nguồn điện tăng 3.000- 4.000 MW/năm trong giai đoạn 2009- 2015, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) cần tới 167.228 tỷ đồng cho cả đầu tư thuần và trả nợ gốc, lãi vay, nhưng khả năng chỉ bố trí được 84.699 tỷ đồng, bằng 51%, còn thiếu khoảng 82.529 tỷ đồng. Trong khi đó tổng mức đầu tư sơ bộ để xây dựng thủy điện Lai Châu là 32.568,590 tỷ đồng²⁶; vốn (khái toán sơ bộ) để xây dựng nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận là từ 10,297 tỷ USD (phương án thấp) đến 12,217 tỷ USD (phương án cao)²⁷.

- Cơ chế giá điện còn nhiều bất cập ảnh hưởng tới khả năng tích lũy cho đầu tư các dự án theo Quy hoạch điện VI. Đây là khó khăn lớn nhất đối với sự phát triển của ngành điện lực nói chung cũng như việc hình thành thị trường điện mang tính cạnh tranh ở nước ta. Thực hiện theo lộ trình điều chỉnh giá điện của Chính phủ²⁸, hiện nay giá bán điện của EVN trung bình 5,2 US cent/kWh là mức rất thấp, theo EVN mức chi phí biên dài hạn bảo đảm có lãi và tích lũy cho đầu tư phát triển phải là 7,5 US cent/kWh²⁹. Do đó, trong thời gian trước mắt EVN không thể trông đợi vào nguồn tích lũy từ lợi nhuận để đầu tư cho các công trình nguồn-lưới điện theo Quy hoạch điện VI mà chủ yếu dựa vào vốn vay. Tuy nhiên, theo báo cáo của EVN thì Tập đoàn đang gặp rất nhiều khó khăn trong việc đàm phán vay vốn cả trong và ngoài nước do khả năng trả nợ của Tập đoàn được đánh giá là rất khó khăn, hiệu quả dự án không cao do giá điện thấp. Cơ chế giá bất hợp lý hiện nay cũng là trở ngại lớn trong việc thu hút vốn đầu tư nước ngoài cho phát triển ngành điện lực. Trong 10 năm qua không có nhà đầu tư nước ngoài nào tham gia đầu tư vào ngành điện lực.

- Giá bán điện hiện vẫn áp dụng nguyên tắc bù chéo, hệ thống lưới điện và tiêu thụ điện chưa hạch toán riêng giữa sản xuất, kinh doanh với phục vụ công ích, đan xen giữa công ích và kinh doanh, cấu trúc của biểu giá đã lạc hậu (khu vực dịch vụ- thương mại- công nghiệp cao hơn điện sinh hoạt). Do đó, Nhà nước gặp nhiều khó khăn trong việc hỗ trợ đúng đối tượng thuộc diện công ích, đồng thời EVN cũng khó chia tách lợi nhuận kinh doanh và phần thực hiện nhiệm vụ công ích³⁰.

(6) Về tiến độ cổ phần hóa các doanh nghiệp ngành điện lực

Theo kế hoạch, trong 2 năm 2007-2008, EVN phải triển khai cổ phần hóa 33 đơn vị thành viên. Tuy nhiên, cho đến nay mới hoàn thành cổ phần hóa tại 9 đơn vị, 14 đơn vị tạm dừng cổ phần hóa trong năm 2007 và trong số 10 đơn vị theo kế hoạch 2008 mới hoàn thành việc xác định giá trị doanh nghiệp cho 1 đơn vị. Sự chậm trễ trong cổ phần hóa chủ yếu do chưa tách bạch được phần điện kinh doanh và phục vụ công ích; cơ chế mua, bán điện giữa EVN và các công ty cổ phần chưa thực hiện theo cơ chế thị trường; nhiều đơn vị điện lực địa bàn trải rộng, lưới điện không đồng bộ gây khó khăn cho công tác định giá v.v... Tiến độ cổ phần hóa các doanh nghiệp trong Tập đoàn bị đình trệ ảnh hưởng đến khả năng đầu tư cho các công trình theo Quy hoạch điện VI từ nguồn phát hành cổ phiếu. Do khả năng huy động vốn đầu tư từ vốn vay ngân hàng và từ lợi nhuận kinh doanh gặp nhiều khó khăn nên việc đẩy mạnh cổ phần hóa các doanh nghiệp trong tập đoàn nhằm tích lũy vốn đầu tư là một mục tiêu quan trọng của EVN.

(1) Công tác quy hoạch và sự điều phối của cơ quan quản lý đối với các loại quy hoạch chưa có sự thống nhất, đồng bộ, nhất là quy hoạch điện với quy hoạch ngành than, khí, dầu. Hiện chưa có cơ quan điều tiết chung về năng lượng có đủ thẩm quyền nên sẽ ảnh hưởng đến khả năng bảo đảm mục tiêu theo Chiến lược và Quy hoạch điện lực VI. Quy hoạch phát triển nguồn và lưới điện có nơi chưa thật sự gắn với quy hoạch phát triển kinh tế- xã hội vùng, địa phương. Tại một số địa phương, có tình trạng quy hoạch phát triển khu công nghiệp, cụm công nghiệp chưa gắn liền với các Trung tâm Điện lực.

(2) Các dự án do EVN làm chủ đầu tư gặp nhiều khó khăn về cân đối tài chính giữa nhu cầu và khả năng sắp xếp vốn cho các dự án điện theo Quy hoạch điện lực VI. Việc bảo đảm đầu tư lưới điện phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế vùng sâu, vùng xa, điện khí hóa nông thôn, các công trình thuộc kết cấu hạ tầng mang tính công ích theo chính sách của Đảng và Nhà nước cũng gây ra nhiều khó khăn về tài chính cho EVN do đầu tư cho khu vực này tuy có hiệu quả kinh tế xã hội nhưng không mang lại hiệu quả trực tiếp cho EVN.

Đối với các dự án nguồn điện do chủ đầu tư ngoài EVN thực hiện, sự chậm trễ về tiến độ chủ yếu do khả năng tài chính của các doanh nghiệp được giao thực hiện dự án không đáp ứng yêu cầu, các dự án có tổng mức đầu tư trên 1 tỷ USD đều gặp khó khăn về vốn. Ngoài ra, nhiều dự án IPP chưa được tính toán một cách khả thi³¹, xây dựng vội vàng nhằm mục tiêu nhanh chóng đưa cổ phiếu ra giao dịch trong giai đoạn thị trường chứng khoán phát triển mạnh (năm 2007 và đầu năm 2008). Khi thị trường chứng khoán suy giảm từ nửa đầu 2008, nhiều dự án IPP/BOT chịu tác động, tiến độ kéo dài và có nhiều khả năng vào tình trạng mất kiểm soát.

Khủng hoảng tài chính và suy thoái kinh tế thế giới đã có nhiều tác động bất lợi, giá nguyên vật liệu và giá vốn tăng cao, ảnh hưởng tiêu cực đến tiến độ thực hiện các dự án.

(3) Chưa bảo đảm thực hiện lộ trình xây dựng giá điện cạnh tranh theo cơ chế thị trường, chưa khuyến khích mạnh các nhà đầu tư, đặc biệt là chưa thu hút được các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện lực; việc đàm phán về giá điện cũng làm chậm tiến độ các dự án.

(4) Năng lực các nhà thầu tham gia thực hiện dự án chưa đáp ứng yêu cầu; có đơn vị thi công bị quá tải, không đáp ứng tiến độ xây dựng đề ra. Công tác giải phóng mặt bằng thi công các dự án gặp nhiều khó khăn.

III. MỘT SỐ KIẾN NGHỊ

1. Sửa đổi, bổ sung pháp luật, cơ chế, chính sách, hoàn thiện các quy hoạch về phát triển điện lực

Nhóm vấn đề về sửa đổi, bổ sung hệ thống pháp luật

(1) Sơ kết việc thực hiện Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn thi hành; nghiên cứu sửa đổi, bổ sung quy định của Luật Điện lực trong đó có cơ chế phối hợp chặt chẽ trong công tác lập quy hoạch theo hướng thể hiện được tính cụ thể của quy hoạch điện lực quốc gia trong quy hoạch điện lực địa phương, tạo sự gắn kết hữu cơ giữa quy hoạch điện lực quốc gia và quy hoạch điện lực địa phương, sự đồng bộ giữa phát, truyền tải, phân phối, điều độ, giao dịch thị trường điện lực. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 106/2005/NĐ-CP ngày 17/8/2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp, để thực hiện cơ chế bồi thường giải phóng mặt bằng, hỗ trợ cho dân cư sinh sống trong hành lang an toàn lưới điện cao áp trên không.

Trình Quốc hội sửa đổi, bổ sung Nghị quyết số 66 về các dự án, công trình quan trọng quốc gia trình Quốc hội quyết định chủ trương đầu tư, cụ thể là tiêu chí về mức vốn đầu tư để đẩy nhanh việc xây dựng các dự án có quy mô vốn trên 20.000 tỷ đồng.

Trên cơ sở Luật Năng lượng nguyên tử, khẩn trương ban hành đầy đủ các văn bản hướng dẫn để tạo khuôn khổ pháp lý hoàn chỉnh cho việc xây dựng nhà máy điện hạt nhân đầu tiên của nước ta.

Sớm ban hành Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả để quản lý, sử dụng nguồn năng lượng của đất nước tiết kiệm, hiệu quả, hướng tới phát triển bền vững. Trong đó, cần có chính sách về quản lý máy móc, thiết bị, công nghệ nhập khẩu bảo đảm tiên tiến, hiện đại, sử dụng năng lượng tiết kiệm.

Nhóm vấn đề về sửa đổi, bổ sung cơ chế, chính sách giá

(2) Việc điều chỉnh giá điện theo cơ chế thị trường cần được thực hiện đúng theo tiến độ đã xác định trong Quy hoạch phát triển điện VI (năm 2010), bảo đảm cho nhà đầu tư, kinh doanh điện bù đắp được chi phí và có lãi hợp lý.

Cần có cơ chế tài chính cho việc tải điện từ các công trình thủy điện nhỏ hòa vào lưới điện quốc gia; nghiên cứu phương án tính thêm chi phí đầu tư đường truyền tải vào giá thành điện để nhà đầu tư có khả năng thu hồi vốn (vì các dự án hiện nay khi đầu tư đều chưa tính tới chi phí này, và mức giá mà EVN mua từ các công trình thủy điện hiện nay cũng chưa bao gồm các chi phí này).

(3) Xây dựng cơ chế tạo điều kiện và hỗ trợ vay vốn ưu đãi (được vay và hỗ trợ lãi suất vay) nhằm tiếp tục đầu tư cải tạo và phát triển lưới điện trung, hạ thế, nhất là khu vực nông thôn, miền núi để đáp ứng yêu cầu về tính ổn định trong cung cấp điện và chất lượng điện. Ưu tiên cho ngành điện lực được vay vốn ODA. Có cơ chế, chính sách khuyến khích, thu hút đầu tư nước ngoài vào ngành điện lực.

(4) Tháo gỡ khó khăn, vướng mắc trong hướng dẫn cụ thể việc thực hiện giao nhận và hoàn trả vốn lưới điện hạ thế nông thôn, để thuận lợi cho việc vay vốn để đầu tư; sửa đổi, điều chỉnh Thông tư số 97/2008/TT-BTC ngày 28/10/2008 của Bộ Tài chính hướng dẫn về lãi suất, mức vay, thời hạn cho vay vốn của Ngân hàng Phát triển Việt Nam³².

(5) Sớm ban hành cơ chế, chính sách hỗ trợ (hỗ trợ giá, vốn đầu tư, thuế, thuê đất, bồi thường, tái định cư, dạy nghề, giải quyết việc làm v.v...) đối với các dự án năng lượng tái tạo, điện hạt nhân. Đối với các dự án này, cần có quyết định cụ thể về nguồn lực hỗ trợ để thực hiện được trên thực tế³³. Chính phủ trợ cấp vốn ngân sách nhà nước để nghiên cứu ứng dụng phát triển các nguồn năng lượng sạch, bù giá cho các dạng năng lượng này khi vào vận hành.

(6) Xem xét, bổ sung quy định liên quan đến việc sử dụng đất cho các công trình điện (như nhà máy điện, trạm biến thế, hồ thủy điện) theo hướng xem xét đây là đất công trình công cộng, được giao không thu tiền sử dụng hoặc được giảm tiền sử dụng, tiền thuê đất như quy định tại Điều 60 của Luật Đất đai năm 2003.

Nhóm vấn đề về quy hoạch

(7) Rà soát để có sự điều chỉnh và gắn kết giữa quy hoạch điện lực và quy hoạch lĩnh vực liên quan để bảo đảm đủ nguồn nguyên liệu phục vụ phát triển điện lực. Điều chỉnh công tác quản lý, khai thác, xuất khẩu than theo hướng hạn chế, tiết kiệm để bảo đảm cân đối nguồn cung cấp than cho các nhà máy nhiệt điện³⁴ được triển khai theo Quy hoạch điện VI, giảm thiểu nguy cơ phải nhập khẩu than trong thời gian tới.

Khẩn trương nghiên cứu lập, phê duyệt Quy hoạch phát triển năng lượng gió³⁵ để khai thác tiềm năng của nguồn năng lượng này ở các địa phương có điều kiện trong cả nước.

Việc xây dựng Quy hoạch điện VII cần hướng tới việc đa dạng hóa các nguồn năng lượng, bám sát thực tế và bảo đảm đáp ứng nhu cầu về điện của nước ta. Hoàn thiện công nghệ xây dựng quy hoạch tổng thể hệ thống năng lượng quốc gia, xem xét điều chỉnh phương pháp tính tốc độ tăng trưởng điện năng theo tăng trưởng kinh tế và lựa chọn áp dụng các mô hình dự báo tiên tiến đang được áp dụng hiện nay.

Việc lập và tổ chức thực hiện Quy hoạch điện (nhất là việc lập Quy hoạch điện VII) cần có cơ chế phối hợp với Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn, chủ yếu là các vấn đề liên quan đến lĩnh vực thủy lợi, phòng chống lụt bão, bao gồm: vị trí xây dựng các dự án điện, bến bãi của nhà máy điện cần bảo đảm an toàn đê điều, thoát lũ, chống hạn; quy mô nhà máy thủy điện cần được tính đến việc kết hợp cắt lũ; quy trình vận hành nhà máy thủy điện cần kết hợp giữa việc xả lũ để bảo vệ nhà máy với sự an toàn của đê điều, với điều tiết lũ qua các nhà máy thủy điện.

2. Về tổ chức, quản lý ngành điện lực

(1) Nghiên cứu để kiến nghị thành lập một cơ quan đủ thẩm quyền (có thể là Ủy ban An ninh năng lượng quốc gia, hoặc tái lập Bộ Năng lượng) để giúp Chính phủ chỉ đạo và phối hợp thực hiện chiến lược an ninh năng lượng quốc gia, chỉ đạo đồng bộ các vấn đề liên quan đến lập chiến lược, quy hoạch, kế hoạch, v.v...

(2) Tập đoàn Điện lực Việt Nam tiếp tục nghiên cứu, xem xét và lấy ý kiến các cơ quan hữu quan trong quá trình xây dựng Đề án tái cơ cấu ngành điện³⁶; chống độc quyền trong kinh doanh điện.

(3) Có chính sách phát triển nguồn nhân lực mạnh, có chất lượng cho công tác thiết kế, thi công xây dựng nhà máy điện và hệ thống truyền tải điện đã đề ra trong Quy hoạch.

(1) Cần có cơ chế thích hợp và chỉ đạo thống nhất của Chính phủ đối với các địa phương trong việc bảo đảm về đất cho các dự án điện, nhất là công tác giải phóng mặt bằng để bảo đảm thi công các dự án theo đúng tiến độ. Tăng cường sự phối hợp giữa các bộ, ngành, địa phương trong việc chỉ đạo, đôn đốc các chủ đầu tư thực hiện đúng tiến độ các dự án trong Quy hoạch điện VI.

(2) Tăng cường kiểm tra giá bán điện trực tiếp đến hộ nông dân, bảo đảm thực hiện đúng chính sách pháp luật về phát triển lưới điện nông thôn. Thanh tra Chính phủ sớm kết luận các tồn đọng về giải phóng mặt bằng lên quan đến các dự án đã có kết luật thanh tra để đẩy nhanh tiến độ các công trình điện.

(3) Đẩy mạnh việc thực hiện chương trình ngầm hóa lưới điện đồng bộ với ngầm hóa hệ thống hạ tầng kỹ thuật khác bảo đảm mỹ quan đô thị, nhưng cần có phương án cụ thể về khả năng cân đối nguồn vốn đầu tư.