Baocao EVN KD06 07

Trong báo cáo này, trình bày kết quả một số chỉ tiêu chủ yếu về kinh doanh và điện nông thôn trong năm 2006 và tập trung phân tích đánh giá các biện pháp để thực hiện cho được các giải p

BÁO CÁO

CÔNG TÁC KINH DOANH & ĐIỆN NÔNG THÔN

Để đáp ứng sự tăng trưởng của đất nước, đáp ứng sự phát triển lớn mạnh và nhanh chóng nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện nên hoạt động kinh doanh và điện nông thôn của toàn Tập đoàn Điện lực Việt nam trong năm 2006 và 2007 luôn phải nỗ lực hết mình để đạt được các mục tiêu đề ra Trong báo cáo này, trình bày kết quả một số chỉ tiêu chủ yếu về kinh doanh và điện nông thôn trong năm 2006 và tập trung phân tích đánh giá các biện pháp để thực hiện cho được các giải pháp chính đã được lãnh đạo Tập đoàn chỉ đạo thực hiện trong năm 2007 và những năm tới, đó là: Đẩy mạnh chương trình tiết kiệm điện nhằm đảm bảo điện cho sản xuất và nhu cầu thiết yếu của khách hàng, chủ động tiết giảm điện hợp lý để đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn

ổn định; nâng giá bán điện bình quân tăng 10đ/kWh so với kế hoạch; giảm tổn thất điện năng (TTĐN) xuống còn 10,5 %, để phấn đấu mục tiêu đến cuối năm

2010 đạt tỷ lệ TTĐN dưới 8,0 %; giảm chi phí sản xuất kinh doanh 5 % và tăng năng suất lao động 20% so với năm trước

I THỰC HIỆN CÁC CHỈ TIÊU KINH DOANH VÀ ĐIỆN NÔNG THÔN TRONG NĂM 2006 VÀ QUÍ I NĂM 2007

Kết quả thực hiện của toàn Tập đoàn như sau:

1 Năm 2006

- Điện thương phẩm đạt 51,3 tỷ kWh, tăng 14,4% so với năm 2005 (kế hoạch năm 2006 là 50,477 tỷ kWh) Trong đó: điện cấp cho công nghiệp và xây dựng tăng 18,18%, tỷ trọng 47,35%; điện cấp cho quản lý và tiêu dùng tăng 11,9%, tỷ trọng 42,92%; điện cấp cho thương nghiệp và dịch vụ tăng trưởng 12,55%, tỷ trọng 4,83%; điện cấp cho nông lâm ngư nghiệp giảm 3,31%, tỷ trọng 1,09%

Các đơn vị có mức tăng trưởng cao: Cty TNHH 1 TV Điện lực Hải Dương tăng 21,21%; CTĐL Đồng Nai tăng 18,9%; CTĐL 2 tăng 18,08%;

- Giá bán điện bình quân: Toàn Tập đoàn đạt 794,71 đ/kWh, tăng 5,7 đ/kWh so với năm 2005, tăng 9,73 đ/kWh so với kế hoạch Các CTĐL đều thực hiện vượt kế hoạch, tăng giá bán điện bình quân cao nhất là các đơn vị: CTĐL Ninh Bình tăng 19,87 đ/kWh, CTĐL3 tăng 18,25 đ/kWh, CTĐL Hải Dương tăng 14,88 đ/kWh, CTĐL TP HCM tăng 13,19 đ/kWh

- Doanh thu: toàn Tập đoàn đạt 40.764,903 tỷ đồng tăng 15,21% so với năm

2005 Hiệu quả tăng giá bán bình quân đã tăng doanh thu 491,55 tỷ đồng

(số liệu chi tiết xem phụ lục)

- Phát triển khách hàng: Tính đến 31/12/2006, các CTĐL ký hợp đồng bán điện với 9.267.021 khách hàng Trong năm 2006 đã phát triển mới 1.107.343 khách hàng, tăng 13,57% so với năm 2005

- Đến cuối năm 2006, đã có 529/540 huyện có điện lưới (đạt 98%), 8.735/8.928 xã (đạt 97,84%) và 12.311.552/ 13.491.123 hộ dân nông thôn (đạt 91,53%) sử dụng điện lưới quốc gia Tính chung khu vực thành thị và nông thôn, cả nước có 17.541.961/18.850.208 hộ dùng điện đạt tỷ lệ 93,06%

2 Quí I năm 2007

- Điện năng thương phẩm thực hiện 12,611 tỷ kWh tăng 13,53% so với Q1/2006 và thấp hơn kế hoạch 2,2% Trong đó: điện cấp cho công nghiệp và xây dựng tăng 19,27%, tỷ trọng 46,47%, tăng 2,35% so với cùng kỳ năm 2006; điện cấp cho quản lý và tiêu dùng tăng 8,39%, tỷ trọng 41,57% giảm 1,97% so với cùng kỳ năm 2006; điện cấp cho thương nghiệp và dịch vụ tăng 11,93%, tỷ trọng 4,62% giảm 0,07% so với cùng kỳ năm 2006

- Giá bán điện bình quân thực hiện 838,55 đ/kWh tăng 53,82 đ/kWh so với cùng kỳ năm 2006 (chủ yếu do nhà nước điều chỉnh tăng giá điện từ 01/01/2007), thấp hơn 6,69 đ/kWh so với kế hoạch 6 tháng đầu năm 2007 (KH: 845,0 đ/kWh) Riêng tháng 1/2007 có 29% sản lượng điện thực hiện theo biểu giá cũ và 71% sản lượng điện thực hiện theo biểu giá mới

- Doanh thu bán điện thực hiện: 10.575,5 tỷ đồng

- Tổng số khách hàng tính đến 31/3/2007 là 9.599.591 khách hàng

II MỤC TIÊU VÀ CÁC GIẢI PHÁP THỰC HIỆN NHIỆM VỤ KINH DOANH VÀ ĐIỆN NÔNG THÔN TRONG NĂM 2007

Trong quí IV/2006, tình hình hoạt động tài chính của toàn Tập đoàn có nhiều bất lợi do một số nguồn điện không vào đúng tiến độ, nước về các hồ thuỷ điện thấp hơn trung bình nhiều năm nên lượng điện mua ngoài (có giá thành cao) chiếm tỷ trọng lớn dẫn đến nguy cơ toàn Tập đoàn sẽ bị thua lỗ về hoạt động kinh doanh điện năng trong cả năm 2006

Bước vào đầu năm 2007, trong khi nguồn điện chưa được cải thiện, hiện tượng Elnino kéo dài nên khô hạn xảy ra trên diện rộng trong cả nước, các hồ thuỷ điện Hoà Bình và Thác Bà phải xả nước (3 đợt) để phục vụ nông nghiệp, một số nhà máy nhiệt điện bị sự cố, đồng thời nhu cầu phụ tải phát triển theo chiều hướng tăng cao đột biến (20 ngày đầu tháng 01/2007, điện đầu nguồn tăng hơn 24 % so với cùng kỳ) dẫn đến hệ thống điện quốc gia thiếu cả về công suất lẫn năng lượng

Đứng trước tình hình trên, Tập đoàn đã đề ra nhiều giải pháp cấp bách và lâu dài trong sản xuất kinh doanh điện để thực hiện được mục tiêu tổng quát trong giai đoạn từ nay đến năm 2010: Phấn đấu đủ điện cho sản xuất và phát triển kinh tế của các địa phương, bảo đảm điện cho nhu cầu thiết yếu của xã hội, đồng thời đảm bảo kinh doanh có lãi, hoạt động có hiệu quả, cân đối tài chính lành mạnh Trong báo cáo này chỉ đi sâu phân tích các nhiệm vụ trọng tâm trong lĩnh vực hoạt động kinh doanh và điện nông thôn đã thực hiện triển khai trong năm 2006

và tiếp tục được đẩy mạnh trong năm 2007, cụ thể như sau:

1 Nhiệm vụ trọng tâm thứ nhất: Đẩy mạnh chương trình tiết kiệm điện nhằm

đảm bảo điện cho sản xuất và nhu cầu thiết yếu của khách hàng, chủ động tiết giảm điện một cách hợp lý để đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn

ổn định và góp phần mang lại hiệu quả hoạt động tài chính

 Chương trình tiết kiệm điện

Thực hiện Chỉ thị số 19/2005/CT-TTg ngày 02/6/2005 của Thủ tướng Chính phủ, chương trình tiết kiệm điện đã được triển khai từ mùa khô năm 2005 và tiếp tục được duy trì trong năm 2006 chủ yếu bằng các hoạt động tuyên truyền vận động tiết kiệm điện trong nhân dân, như: mở các cuộc thi về tiết kiệm điện, phát

tờ rơi, phát thanh và truyền hình các phóng sự về thực hành tiết kiệm chống lãng phí, quảng bá đèn compact (xem chi tiết phụ lục Báo cáo chuyên đề về công tác tiết kiệm điện)

Mặc dù đã đạt kết quả bước đầu, nhưng chương trình tiết kiệm điện trong năm

2006 chưa đạt được hiệu quả như mong muốn, nhiều đơn vị chưa thật sự quan tâm đến hiệu quả của chương trình, chưa thực hiện kế hoạch tiết kiệm điện ngay

từ đầu năm, điện thương phẩm năm 2006 thực hiện vượt 895 triệu kWh so với

kế hoạch giao, điện cấp cho chiếu sáng công cộng và cơ quan HCSN ở phần lớn các địa phương đều tăng so với cùng kỳ năm trước, hiện tượng lãng phí trong sử dụng điện còn khá phổ biến trong các cơ quan và ngoài xã hội, chưa chấp hành nghiêm Chỉ thị số 19/2005/CT-TTg của Thủ tướng Chính phủ Nên trong quí IV năm 2006, Tập đoàn ban hành cơ chế giá cao đối với phần sản lượng điện đầu nguồn vượt kế hoạch tháng, các đơn vị mới cắt điện, lúng túng trong điều hành, gây dư luận xã hội không tốt

Năm 2007: Theo kế hoạch điện thương phẩm (các CTĐL đăng ký) 58,738 tỷ kWh, tương ứng với mức tăng trưởng 14,51% so năm 2006

Mục tiêu tiết kiệm điện: Đầu năm giao 440 tr.kWh, đến tháng 2/2007, do các Nhà máy điện: Uông Bí mở rộng, Cà Mau không vào đúng tiến độ nên Tập đoàn giao bổ sung 141 tr kWh trong 3 tháng (3, 4, 5), tổng sản lượng tiết kiệm trong

cả năm 2007 là 581 tr.kWh bằng 0,99 % KH điện thương phẩm

Với mức tăng trưởng 13,5% thì chúng ta có đủ khả năng đáp ứng được nhu cầu phụ tải và đảm bảo hoạt động tài chính của toàn Tập đoàn Nhưng bước vào thực hiện kế hoạch năm 2007 với nhiều khó khăn thách thức và nhu cầu điện tăng cao

theo mức tăng trưởng GDP của cả nước từ 8,2 – 8,5 %/2007 Nếu vẫn giữ hệ số đàn hồi K = 2, tốc độ tăng trưởng phụ tải từ 16,4 – 17,0 %, nếu hệ số đàn hồi như năm 2006, K= 1,76 (14,4/8,17) tốc độ tăng trưởng từ 14,45 – 15 % Vì vậy chương trình tiết kiệm điện đã được toàn Tập đoàn chủ động và quyết liệt triển khai ngay từ đầu năm 2007 (các biện pháp và kết quả thực hiện xem Phụ lục Báo cáo chuyên đề công tác tiết kiệm điện)

Qua kết quả của chương trình tiết kiệm điện thực hiện trong năm 2006 và nhất là quí I/2007 có thể rút ra những bài học kinh nghiệm sau:

- Tiết kiệm điện là thực hành chống lãng phí đã được luật pháp quy định, vì vậy cần gắn trách nhiệm của người đứng đầu đơn vị, thủ trưởng cơ quan trong việc thực thi triển khai các chương trình tiết kiệm điện

- Với sự phát triển nhanh và đột biến của phụ tải trong khi các nguồn điện mới thường bị chậm tiến độ, cần xác định từ nay đến năm 2010, hệ thống điện quốc gia không có dự phòng công suất và năng lượng nên chương trình tiết kiệm điện phải thực hiện thường xuyên ở các tháng trong năm (không chỉ riêng các tháng mùa khô); giao chỉ tiêu cụ thể cho từng đơn vị trực thuộc đồng thời thường xuyên kiểm tra việc tổ chức thực hiện

- Kết hợp giữa vận động tuyên truyền với các chương trình cụ thể (đèn compact, chiếu sáng học đường, dán nhãn tem tiết kiệm năng lượng; vận động tuyên truyền bằng nhiều hình thức phong phú (truyền hình, phát thanh, báo ) và phù hợp với từng đối tượng khách hàng sử dụng điện (hộ gia đình,

hộ sản xuất, kinh doanh dịch vụ)

- Cần có cơ chế động viên khen thưởng và chế tài xử lý các trường hợp lãng phí không thực hành tiết kiệm điện (hiện nay Nhà nước chưa quy định cụ thể)

 Chương trình tiết giảm điện

Mục tiêu của tiết giảm điện là hạn chế có tính chọn lọc và hợp lý các phụ tải tiêu dùng ASSH, HCSN nhằm đảm bảo hệ thống vận hành ổn định và đảm bảo cân đối hoạt động tài chính

Trên thực tế trong quí IV/2006 và quí I/2007, cùng với chương trình tiết kiệm điện các CTĐL đã thực hiện tiết giảm điện, cắt điện luân phiên do vượt sản lượng điện và cắt điện do nguồn điện bị sự cố trên địa bàn cả nước Qua kiểm tra tại 11 CTĐL trong tháng 3 và 4/2007 cho thấy:

- Các CTĐL, Điện lực tỉnh đã lập phương thức tiết giảm điện tốt, có các biện pháp ưu tiên cho một số phụ tải quan trọng Các CTĐL, Điện lực nhận được thông tin rõ ràng khi phải tiết giảm điện (do nguồn sự cố) từ A0, A Miền nên thông báo kịp thời cho khách hàng Tuy nhiên, chỉ một số ít Điện lực thực hiện được cắt lẻ điện để ưu tiên cấp điện cho các khách hàng quan trọng (được UBND tỉnh, thành phố phê duyệt) Phần lớn các Điện lực không thực

hiện cắt lẻ điện, mà cắt điện thực hiện theo cả tuyến đường dây hoặc nhánh đường dây (các nhánh dây lớn) vẫn là phổ biến dẫn đến nhiều phụtải công nghiệp kể cả hộ ưu tiên cũng bị cắt điện nhiều lần trong tháng Lý do: kết cấu lưới điện xen kẽ các khách hàng thuộc diện ưu tiên với các khách hàng khác; việc cắt lẻ đòi hỏi nhiều nhân lực và thời gian thực hiện đóng cắt điện phải đúng giờ đã thông báo cho khách hàng (theo quy định của Luật Điện lực)

- Vẫn xảy ra tình trạng trong một công ty, có địa phương bị số lần cắt, tiết giảm điện nhiều “ 1 có 1 không, 2 có 1 không” và sản lượng điện bị tiết giảm lớn (hơn 10% sản lượng điện quý I/2007) Trong khi đó, địa phương khác hầu như không cắt, tiết giảm điện (sản lượng điện tiết giảm trong quý I/2007 dưới 1%) Ở các địa phương bị cắt, tiết giảm điện nhiều, làm ảnh hưởng nhiều đến sản xuất và sinh hoạt của địa phương, quan hệ giữa lãnh đạo tỉnh với Điện lực khá căng thẳng

Mặc dù đã khẩn trương triển khai các biện pháp tiết kiệm điện và cắt, tiết giảm điện, điện thương phẩm quí I/2007 vẫn tăng trưởng 13,53 % cao hơn mức tăng của quí I/2006 (13,05%), 4 tháng đầu năm 2007 tăng trưởng 12,62%, riêng tháng 4/2007 tăng 10,34% (tháng 4/2005 tăng 15,38%, tháng 4/2006 tăng 16,37% so cùng kỳ) nguyên nhân chính là do sự cố các nguồn điện với tổng công suất 1080 MW nên từ ngày 27/3 – 9/4 phải cắt giảm 800 MW/ngày Điều này cho thấy, do cắt và tiết giảm điện nên mức tăng trưởng điện thương phẩm của các tháng đầu năm 2007 là thấp hơn nhu cầu thực tế của phụ tải

Để thực hiện tốt công tác tiết giảm điện trong các tháng còn lại của năm 2007 và những năm tới cần sớm rút ra những tồn tại trong thời gian qua và biện pháp thực hiện:

- Tồn tại lớn nhất là công tác dự báo phụ tải, xây dựng kế hoạch điện thương phẩm và đầu nguồn của nhiều CTĐL, Điện lực chưa sát với thực tế, việc giao

kế hoạch điện nhận đầu nguồn cho các đơn vị của Tập đoàn còn chưa phù hợp Với cơ chế giá cao (giá giờ BT là 899 đ/kWh, giá giờ CĐ là 2097 đ/kWh) cho phần sản lượng điện vượt kế hoạch điện nhận theo từng tháng (đã thực hiện từ quí IV/2006) nhưng nhiều đơn vị vẫn đăng ký kế hoạch chủ yếu là theo năm và quí, vẫn còn tư tưởng đăng ký thương phẩm thấp để cuối năm thực hiện vượt kế hoạch giao sẽ tăng thêm quỹ lương thưởng (hiện nay các đơn vị lại có xu hướng đăng ký kế hoạch cao) Việc giao kế hoạch điện đầu nguồn trên cơ sở điện thương phẩm tháng (các đơn vị đăng ký) trừ đi phần giao chỉ tiêu lượng điện tiết kiệm, cộng với điện TTĐN (theo chỉ tiêu giao cho bình quân cả năm), như vậy cũng chưa phù hợp với đặc thù của kinh doanh điện hiện nay (điện thương phẩm tính theo số ngày của tháng trước) Một số CTĐL có quy chế Điện lực nào bị vượt sẽ cắt bù sản lượng đầu nguồn vào tháng sau và trừ 1 phần chi phí tăng thêm vào tiền thưởng tháng bị vượt Qua kiểm tra cho thấy, đơn vị nào làm tốt công tác kế hoạch và điều hành sản lượng điện theo từng tuần thì địa phương đó ít bị cắt điện, còn đơn

vị làm không tốt sẽ dẫn đến có tháng bị cắt điện nhiều, thu nhập CBCNV bị ảnh hưởng

Các biện pháp:

- Các CTĐL, Điện lực phải khẩn trương rà soát lại phụ tải hàng tháng, phân chia theo 5 thành phần phụ tải, nắm chắc tiến độ vào của các phụ tải mới và

kế hoạch của các phụ tải lớn để đăng ký điện thương phẩm theo từng tháng trong năm Tập đoàn đã có chỉ đạo các CTĐL rà soát và đăng ký lại kế hoạch các tháng còn lại trong năm 2007 và có giải trình cụ thể về nhu cầu phụ tải để giao kế hoạch điện đầu nguồn cho sát với thực tế

- Các đơn vị cần tổ chức theo dõi điện đầu nguồn theo ngày hoặc 5 – 7 ngày để kịp thời có giải pháp điều tiết sản lượng trong tháng Đối với các CTĐL miền nên nghiên cứu phương thức điều hành sản lượng trong tháng giữa các điện lực tỉnh tránh để xảy ra tình trạng Điện lực bị Công ty phạt, nhưng điện đầu nguồn toàn Công ty không bị vượt

- Cần nghiên cứu chế độ xử lý trách nhiệm (phê bình, trừ thưởng) đối với trách nhiệm của cá nhân người phụ trách lập kế hoạch hoặc điều cắt, tiết giảm điện trong cả hai trường hợp vượt kế hoạch nhiều và cắt điện quá nhiều để hụt nhiều so với kế hoạch, không nên xử lý chung đối với tập thể đơn vị

- Lựa chọn khu vực tiết giảm điện cho phù hợp (ASSH nông thôn, ASSH dân

cư, cơ quan HCSN dùng điện lãnh phí ) để chủ động khống chế bằng phương án cắt lẻ Lưu ý: các CTĐL, Điện lực phải đảm bảo điện cho sản xuất (công, nông, ngư nghiệp và đầu tư xây dựng ) và phát triển kinh tế của các địa phương Tập đoàn đã có chủ trương không tính giá vượt giờ bình thường cho phần sản lượng điện đầu nguồn tăng cao hơn kế hoạch do phụ tải công nghiệp tăng cao (so với kế hoạch đơn vị đã đăng ký)

- Đề nghị Tập đoàn sớm có hướng dẫn phương thức giao kế hoạch điện đầu nguồn tháng liên quan với điện thương phẩm và chỉ tiêu TTĐN (hiện nay các Ban đang nghiên cứu để đề xuất) Nghiên cứu thay đổi phương thức giao kế hoạch tiền lương theo hướng kinh doanh điện tiết kiệm hiệu quả, hiện nay giao đơn giá tiền lương/điện thương phẩm không khuyến khích các đơn vị làm tốt công tác tiết kiệm điện và tiết giảm điện

2 Nhiệm vụ trọng tâm thứ hai: Nâng giá bán điện bình quân tăng hơn 10

đ/kWh so với kế hoạch

Năm 2006, toàn Tập đoàn thực hiện giá bán điện bình quân đạt 794,71 đ/kWh, tăng 9,73 đ/kWh so với kế hoạch, hiệu quả đã tăng doanh thu 491,55 tỷ đồng Các CTĐL đều thực hiện giá bán điện bình quân cao hơn kế hoạch giao

 Các yếu tố làm tăng giá bán điện bình quân, đó là:

- Sự chuyển dịch cơ cấu phụ tải với các yếu tố tác động tích cực để tăng giá bán điện BQ Một số đối tượng bán điện ở mức giá cao tăng trưởng cao hơn mức tăng trưởng chung (14,4%), như:

o Ngành SX bình thường có (giá BQ 843,27 đ/kWh) tăng trưởng 18,42 %;

o Ánh sáng sinh hoạt bậc thang thứ 4 có (giá BQ 1.340 đ/kWh) tăng trưởng 22,79% ; Ánh sáng sinh hoạt bậc thang thứ 5 có (giá BQ 1.400đ/kWh) tăng trưởng 28,57%

o Đồng thời, một số đối tượng có mức giá bán điện thấp mức tăng trưởng thấp, cụ thể ngành SX đặc thù có (giá BQ 696,21 đ/kWh) tăng trưởng 7,55%; bơm nước phục vụ nông nghiệp có (giá BQ 583,16 đ/kWh) mức tiêu thụ bằng 94 % năm 2005

- Các CTĐL tăng cường công tác kiểm tra rà soát các đối tượng khách hàng mua điện trong một hợp đồng để sử dụng vào nhiều mục đích có mức giá bán điện khác để áp dụng tỷ lệ các loại giá hợp lý hơn và đối tượng KDDV tăng thêm 0,09% sản lượng điện thương phẩm làm tăng doanh thu 384 tỷ đồng

- Xóa bán điện qua công tơ tổng và tiếp nhận bán điện đến hộ dân: Tập đoàn

đã chỉ đạo các CTĐL tiếp nhận bán điện đến hộ dân nông thôn (tỉnh Bắc Ninh-CTĐL 1, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu và tỉnh Bình Dương-CTĐL 2, tỉnh Gia Lai-CTĐL 3, ngoại thành TP Hà Nội, huyện Hoa Lư –CTĐL Ninh Bình) giảm 0,9% tỷ lệ bán buôn 390đ/kWh từ 13,48% năm 2005 xuống 12,58% năm 2006 làm tăng doanh thu 79,2 tỷ đồng

Các CTĐL khác tiếp tục thực hiện xoá bán điện công tơ tổng ở một số khu tập thể cơ quan, đơn vị bộ đội sang bán lẻ ASSH bậc thang, nên tỷ trọng bán buôn khu tập thể, cụm dân cư (giá 570 đ/kWh ) giảm 0,24 % so với năm

2005

 Ngoài ra, cũng có những yếu tố làm giảm giá bán điện bình quân đó là:

- Công tác tuyên truyền tiết kiệm điện trong cơ quan hành chính đơn vị sự nghiệp (có giá bán điện cao 915,78 đ/kWh) tuy chưa đạt yêu cầu song tỷ trọng năm 2006 còn 2,68% giảm 0,13 % so năm 2005 nên có ảnh hưởng đến doanh thu và giá bán điện bình quân

- Bán điện khu công nghiệp IDICO (A Tuy Hạ) mức giá bán điện thấp hơn giá

SX bình thường 16,78%, trong năm 2006 khu công nghiệp này có mức tăng trưởng 46,53 % nên đã hưởng chênh lệch giảm giá điện đến 27,8 tỷ đồng Đây cũng là nguyên nhân dẫn đến giá bán điện bình quân của CTĐL Đồng Nai không tăng cao so với kế hoạch và giảm hơn so với cùng kỳ năm 2005 là 0,61 đ/kWh

- Năm 2006, các CTĐL lắp đặt thêm 7.813 công tơ điện tử 3 giá nâng tổng số công tơ điện tử 3 giá lên 68.641 chiếc, nhiều hộ công nghiệp chuyển sản xuất

từ giờ cao điểm và giờ bình thường sang giờ thấp điểm có mức giá ưu đãi,

nên mặc dù phụ tải công nghiệp và xây dựng có mức tăng trưởng 18,18% nhưng giá bán điện BQ cho đối tượng này giảm 5,23đ/kWh

 Một số khó khăn của nhiệm vụ nâng cao giá bán điện bình quân:

- Chương trình xoá bán điện qua công tơ tổng tại các thành phố, thị xã, thị trấn, thị tứ trên toàn quốc đã hoàn thành từ 30/6/2005 Đây là những khu vực

có tiềm năng nhất đã được thực hiện và giao cho các CTĐL chủ động thực hiện khi phát sinh các khu vực mới (xã chuyển lên thành phường thị trấn) để thực hiện mục tiêu chung “tăng giá bán điện bình quân 5 – 7 đ/kWh so với năm trước”

- Đối với khu vực nông thôn, Tập đoàn đã chỉ đạo các CTĐL tiếp nhận bán điện đến hộ tại: Tỉnh Bắc Ninh-CTĐL 1, tỉnh Bà Rịa-Vũng tàu và tỉnh Bình Dương-CTĐL 2, tỉnh Gia Lai-CTĐL 3, ngoại thành TP Hà Nội, huyện Hoa

Lư –CTĐL Ninh Bình Ngoài ra các Công ty cũng đã lựa chọn một số địa bàn tiềm năng khác để tiếp nhận bán điện trực tiếp đến hộ nhằm tăng giá bán bình quân Đến nay các CTĐL gặp một số khó khăn sau:

o Thiếu vốn đầu tư cải tạo lưới điện hạ áp, thay công tơ kém chất lượng sau khi tiếp nhận nguyên trạng lưới điện, thời gian kéo dài, như khu vực tỉnh Bắc Ninh, Hưng Yên thuộc CTĐL1; Tại Điện lực Bắc Ninh chi phí 130.000 đ/công tơ để gom công tơ vào hộp, thay dây trước công tơ và nhân công CTĐL TP Hà Nội đã thực hiện cải tạo bổ sung (sau khi thành phố đã bỏ vốn cải tạo) lưới điện hạ thế, thay hộp và thay công tơ với suất đầu tư bình quân là 1,9 tỷ đồng/xã

o Thiếu vốn lắp đặt công tơ và bán điện trực tiếp đến hộ dân (Bình Dương,

Bà Rịa-Vũng Tàu – CTĐL2), theo quy định của Luật Điện lực thì Điện lực lắp đặt công tơ để bán điện đến hộ, nhu cầu các CTĐL cần từ 10 – 20 đ/kWh nhưng mới cân đối trong giá thành phân phối của năm 2006 cho các CTĐL1, 2, 3 là 2 đ/kWh, các CTĐL TP Hà Nội, TP Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đồng Nai là 1 đ/kWh, các CTĐL Ninh Bình, Hải Dương là 0,5 đ/kWh; Vốn đầu tư và nhân lực để cải tạo lưới điện, thay thế công tơ sau tiếp nhận là rất lớn trong khi các CTĐL đang thiếu cả vốn và nhân lực;

o Các CTĐL, Điện lực đang tập trung chương trình giảm TTĐN với mục tiêu mới của Thủ tướng Chính phủ giao cho Tập đoàn là 11 % vào cuối năm 2006 (đầu năm, Bộ Công nghiệp giao 11,5%), thực hiện mới đạt 11,05% Đặc biệt là 2 Công ty (CTĐL 1 và CTĐL TP Hà Nội) có tiềm năng xoá bán điện qua công tơ tổng lớn nhưng lại không đạt chỉ tiêu TTĐN trong năm 2006

o Việc mở rộng bán điện trực tiếp đến hộ dân nông thôn để có hiệu quả kinh

tế trong giai đoạn này cũng khó khăn do các địa bàn có tiềm năng đã thực hiện từ 2002 – 2005, hiện nay đã có 8 tỉnh thành bán điện trực tiếp đến hộ

từ 90% trở lên, toàn bộ địa bàn CTĐL 2 đã thực hiện bán điện trực tiếp đến 75% hộ dân có điện lưới và 26 tỉnh (miền Bắc 18 tỉnh, miền Trung 7 tỉnh và miền Nam 1 tỉnh) đang thực hiện dự án Năng lượng nông thôn II (RE II) ở các xã tiêu thụ điện tương đối khá, phần còn lại chủ yếu là các

xã kém phát triển nên sẽ không mang lại hiệu quả kinh tế nếu thực hiện xoá bán điện qua công tơ tổng

 Chương trình nâng cao giá bán điện bình quân năm 2007

Mục tiêu:

Năm 2007, tập trung triển khai giá bán điện mới và tiếp tục thực hiện Giá bán điện bình quân tăng 10 đ/kWh so kế hoạch

Đạt được mục tiêu này là góp phần tích cực cho cân đối tài chính năm 2007của Tập đoàn và các CTĐL, mặc dù có những khó khăn nêu trên, các CTĐL phải phấn đấu thực hiện cho được mục tiêu đề ra

Năm 2007, Tập đoàn xây dựng kế hoạch giá bán điện nội bộ áp dụng cho 6 tháng đầu năm và 6 tháng cuối năm Theo đó, giá bán điện của toàn Tập Đoàn:

kế hoạch 6 tháng đầu năm là 845 đ/kWh, kế hoạch 6 tháng cuối năm là 857,2 đ/kWh và kế hoạch cả năm là 851,5 đ/kWh (kế hoạch cụ thể của từng CTĐL xem phụ lục)

Các giải pháp:

- Tăng cường kiểm tra áp giá bán đúng đối tượng quy định, đặc biệt đối với các hợp đồng có các hộ ASSH dùng chung và có tỷ lệ các loại giá điện khác nhau nhằm khai thác triệt để giá ASSH bậc thang từ mức 2 (đơn giá là 1.110 đ/kWh) trở lên Thông qua việc ký lại hợp đồng theo quy định của Bộ Công nghiệp để xác định chính xác số hộ dùng chung và tỷ lệ giá KDDV (nếu có) Đến 31/3/2006 mới chỉ có CTĐL 3 và CTĐL Hải Dương hoàn thành hơn 60% số lượng hợp đồng phải ký lại, các CTĐL khác mới hoàn thành được từ

40 - 50% (các CTĐL1, Hà Nội, Ninh Bình, Khánh Hòa không báo cáo) Các CTĐL cần khẩn trương hoàn thành công tác ký lại hợp đồng theo đúng thời gian quy định

- Tập trung chỉ đạo và tăng cường kiểm tra áp giá bán buôn điện nông thôn theo đúng quy định trong Thông tư số 11/2006/TT-BCN ngày 20/12/2006 của

Bộ Công nghiệp Trường hợp bên mua buôn không cung cấp sản lượng bán trực tiếp thì kiên quyết áp 100% giá mục đích khác Hiện nay các Điện lực còn nêu khó khăn và chưa triển khai thực hiện quy định này nên việc áp bán buôn khu vực nông thôn còn nhiều vấn đề bất cập, CTĐL cần khẩn trương chấn chỉnh

- Tạo điều kiện thuận lợi và ưu tiên cấp điện cho khách hàng có giá bán điện cao (KDDV, SX) và các khu vực dân cư thành phố, thị xã có nhiều hộ ASSH

sử dụng từ bậc thang mức 2 trở lên; Các CTĐL cần bố trí vốn để có thể đáp

ứng được ngay nhu cầu cấp điện các khách hàng tiềm năng (có giá bán cao).

Đề nghị Tập đoàn xem xét nâng chi phí thực hiện Luật Điện lực (lắp đặt công

tơ, trạm biến áp) nâng lên từ 3 - 4 đ/kWh và có cơ chế cho các CTĐL vay vốn để thực hiện

- Tiếp tục thực hiện xóa bán điện qua công tơ tổng ở các khu vực thành phố, thị xã và bán điện đến các xã làng nghề ở nông thôn Tỷ trọng giá bán buôn ASSH cụm dân cư (640-650 đ/kWh) chiếm 1,73 % với sản lượng 872,4 Tr.kWh/2006, giá bán buôn ASSH nông thôn (390 đ/kWh) chiếm 12,42% với sản lượng 6.273 tr.kWh/2006 Nên vẫn còn nhiều khu vực có tiềm năng để thực hiện xoá bán qua công tơ tổng có hiệu quả

- Thực hiện tốt công tác tiết giảm điện hợp lý và có chọn lọc

- Tiếp tục kiến nghị với Bộ Công nghiệp và Thủ tướng Chính phủ xoá bỏ giảm giá điện cho khu công nghiệp IDICO để bình đẳng với các khu công nghiệp khác và tránh thất thu Trường hợp Công ty IDICO yêu cầu bàn giao và hoàn trả vốn thì giao CTĐL Đồng Nai tiếp nhận và hoàn trả vốn theo giá trị còn lại (như đã thực hiện với một số khu công nghiệp khác) để bán điện trực tiếp đến

hộ sử dụng điện trong khu CN

- Riêng việc thực hiện xoá bán tổng cụm dân cư và bán điện trực tiếp đến làng nghề, khu vực nông thôn có kinh tế phát triển sẽ gặp nhiều khó khăn do đã có quy định của Luật Điện lực, nhất là giá điện mới năm 2007 có sự chênh lệch lớn giữa giá bán buôn (nông thôn - 390 đ/kWh và cụm dân cư 640 – 650 đ/kWh) so với giá ASSH bậc cao từ mức 2 – 1.110 đ/kWh trở lên Với việc thực hiện mục tiêu từ 2007 – 2010, mỗi năm các CTĐL phải phấn đấu giảm

tỷ lệ TTĐN từ 0,5 %/năm trở lên, nên cần chỉ đạo cụ thể với từng đơn vị, đề nghị không thành một chương trình chung như giai đoạn năm 2002-2005 Đối với địa bàn thành phố Hà Nội, Công ty Điện lực TP Hà Nội khẩn trương thực hiện chủ trương của UBND thành phố giao Công ty tiếp nhận bán lẻ đến

hộ nông thôn của 61 xã trong năm 2007

- Để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn, kinh tế và tiết kiệm điện, nâng cao hiệu quả đầu tư nguồn điện, các CTĐL cần mua sắm đủ công tơ và tiếp tục đẩy mạnh thực hiện lắp công tơ điện tử nhiều biểu giá (kể cả công tơ 1 pha và 3 pha) Trường hợp giá bán giờ thấp điểm cho các đối tượng lắp công

tơ 3 giá tăng hơn so với năm 2006, Công ty lập báo cáo phân tích lý do giảm giá bán điện (có danh sách cụ thể của từng khách hàng) để trình Hội đồng Quản trị Tập đoàn xem xét điều chỉnh kế hoạch năm (vào tháng 10/2007)

3 Nhiệm vụ trọng tâm thứ ba: Năm 2007 giảm tỷ lệ TTĐN xuống còn 10,5

%/, để phấn đấu mục tiêu đên cuối năm 2010 đạt tỷ lệ TTĐN toàn hệ thống điện dưới 8,0 %