Chuong 1, 2, 3, 4, 5_Luan van đại học bách khoa hn

Danh mục các từ viết tắtEVN Tập đoàn điện lực Việt Nam BOT Xây dựng, Vận hành, Chuyển giao CfD Hợp đồng tài chính CTPĐ Công ty phát điện CTĐL Công ty điện lực CTTTĐ Công ty truyền tải đi

Lời cảm ơn

MỞ ĐẦU

Dù đã manh mún phát triển từ cuối những năm 90 của thế kỷ trước, nhưngngành công nghiệp điện gió tại Việt Nam tới nay vẫn chỉ giống như “người đi bộtrên trường đua” Trong khi đó, trên thế giới ngành năng lượng này đang phát triểnrất mạnh mẽ, thay thế phần nào cho nguồn năng lượng truyền thống Theo dự báocủa Bộ Công Thương, đến năm 2030, nhu cầu năng lượng trong nước tăng khoảng 4lần so với hiện nay Hiện nay chúng ta luôn ở trong tình trạng thiếu điện và đangphải nhập khẩu điện (chủ yếu từ Trung Quốc), dự báo sau năm 2015, chúng ta sẽphải nhập khẩu than để sản xuất điện Trước tình hình trên, việc phát triển nguồnnăng lượng tái tạo là hết sức cấp bách Nhưng một câu hỏi lớn đặt ra là làm thế nào

để có thể phát huy tiềm năng điện gió khá lớn của Việt nam khi mà các chính sáchphát triển năng lượng của chúng ta chưa tạo ra sức hấp dẫn đối với các nhà đầu tưtrong lĩnh vực điện nói chung và điện gió nói riêng

Đề tài này xác định ngưỡng giá thâm nhập điện gió tại Việt nam thể hiện quamột số vùng gió tiềm năng và giới hạn công nghệ tuabin gió cụ thể, đồng thời xemxét các chính sách trợ giá của chính phủ và có một số đề xuất hỗ trợ phát triển điệngió tại Việt nam Đây là một trong những vấn đề được quan tâm nhiều trong giaiđoạn hiện nay

Mục lục

Danh mục các từ viết tắt

EVN Tập đoàn điện lực Việt Nam

BOT Xây dựng, Vận hành, Chuyển giao

CfD Hợp đồng tài chính

CTPĐ Công ty phát điện

CTĐL Công ty điện lực

CTTTĐ Công ty truyền tải điện

IPP Công ty phát điện độc lập

PPA Hợp đồng mua bán điện

TVTT Thành viên tham gia thị trường

TTPĐTĐ Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểmĐVPĐTT Đơn vị phát điện trực tiếp tham gia TTPĐTĐĐVPĐGT Đơn vị phát điện gián tiếp tham gia TTPĐTĐ

D -/+ i Ngày trước / sau ngày D i ngày

ĐGANHT Đánh giá an ninh hệ thống

Danh mục các hình vẽ

Danh mục các bảng biểu

CHƯƠNG 1.

GIỚI THIỆU 1.1Tổng quan

Trong những năm gần đây, chính sách mở cửa nền kinh tế của chính phủ ViệtNam đã đem lại kết quả là tỉ lệ tăng trưởng GDP cao cũng như tăng cao nhu cầu vềđiện năng Nhu cầu về điện trên toàn quốc được dự báo sẽ tăng 17% mỗi năm tronggiai đoạn từ 2006 đến 2015 (theo QHĐ6), vượt xa tốc độ tăng trưởng GDP Thực tếnày là một thách thức lớn với ngành Điện lực Việt Nam (EVN) và các doanh nghiệpđiện hoạt động trong lĩnh vực này Nhu cầu về điện tăng cao dẫn đến gánh nặng lớnđối với việc đầu tư và mở rộng hệ thống điện mới, nhất là trong tình hình ngân sáchnhà nước hạn hẹp

Những năm qua, do khô hạn kéo dài và năng lực dự phòng biên phụ thuộc lớnvào công suất thủy điện sẵn có, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu điện năng từ một sốquốc gia láng giềng để bổ sung cho nhu cầu phụ tải ngày càng tăng cao Theo quyhoạch tổng thể phát triển ngành điện do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, giai đoạn

từ 2006-2015 sẽ có 54 dự án sản xuất điện được quy hoạch và xây mới Đến nay,mới có 6 dự án được hoàn thành, với công suất xấp xỉ 2.000 MW và chỉ đạt 5,6% kếhoạch

Khó khăn thứ nhất trong việc phát triển nguồn điện là do: Với nguồn nhiệtđiện thì nhiên liệu hóa thạch ngày càng khan hiếm; Với nguồn thủy điện thì khô hạnkéo dài cộng với nguy cơ ảnh hưởng tới thay đổi môi trường; Nguồn điện hạt nhân

có thể hồi sinh sau nhiều thập kỷ thoái trào nhưng sẽ không thể ồ ạt để thay thế chonhiên liệu hóa thạch bởi cũng chứa đựng rủi ro tiềm ẩn Theo các số liệu khảo sátmới công bố thì nếu Việt nam biết quy hoạch và phát triển tốt nguồn năng lượngmới đầy tiềm năng như điện gió, điện mặt trời thì trong tương lai sẽ tạo ra mộtnguồn năng lượng bù đắp đáng kể, bền vững

Khó khăn thứ hai là sự không hấp dẫn trong đầu tư vào sản xuất điện, hiệnnay cơ chế giá điện của Việt nam chưa thu hút được các nhà đầu tư có năng lựctham gia xây dựng các nguồn điện mới Ngoài ra việc mong muốn chỉ bỏ ra chi phíthấp để xây dựng nguồn điện mới dẫn đến việc mua sắm công nghệ lạc hậu và thuêphải các nhà thầu có năng lực không tốt dẫn đến chậm trễ trong đầu tư thi công, xâydựng các nguồn điện mới này Mọi hoạt động sản xuất, kinh doanh của bất cứ lĩnhvực nào cũng đều dựa trên kỳ vọng về lợi nhuận của nhà đầu tư trong lĩnh vực ấy.Cũng như các ngành nghề kinh doanh khác Điện năng cũng là một loại hàng hoánhưng có những nét đặc thù riêng biệt do có sự ảnh hưởng và tác động toàn diệnđến mọi mặt của toàn bộ các hoạt động sản xuất và kinh doanh, đời sống xã hội vàvăn hoá nên mỗi thay đổi dù nhỏ nhất của nó cũng tác động đến toàn xã hội

Trước yêu cầu phát triển bền vững ngành điện và khả năng sớm bù đắp đượcmột phần lượng điện thiếu hụt trong hiện tại và tương lai nhờ vào nguồn năng lượngmới điện gió, Bộ Công thương đang cố gắng ban hành quy định về giá mua điện giósau nhiều năm chậm trễ để có hướng dẫn và kích thích nguồn điện mới tiềm năngnày (trích số dự thảo quy định)

1.2 Mục tiêu nghiên cứu:

Vấn đề tính toán đưa ra được mức giá điện gió có thể hấp dẫn các nhà đầu tưđòi hỏi nhiều nghiên cứu chuyên sâu, nhiều vấn đề cần được xem xét và rất khóthực hiện trong khuôn khổ một luận văn Vì vậy, mục đích của luận văn này đượcgiới hạn ở việc tính toán chi phí, giá thành sản xuất điện gió tại một số vùng cụ thểtrên lãnh thổ Việt nam tương ứng với công nghệ tuabin gió lựa chọn, so sánh với giámua điện gió dự kiến của chính phủ từ đó xem xét cơ hội và khả năng khai thácnguồn điện gió tiềm năng tại Việt nam

1.3Phương pháp nghiên cứu:

Việc đưa ra được mức giá điện gió hợp lý có liên quan tới rất nhiều vấn đề, baogồm tiềm năng gió của Việt nam có thể bù đắp tới bao nhiêu sản lượng điện thiếuhụt, khung pháp lý, các chính sách về tài chính, thương mại, các chính sách củachính phủ

Trong phạm vi giới hạn của đề tài này, các phương pháp được sử dụng để nghiêncứu là:

• Từ tiềm năng gió của vùng và công nghệ được lựa chọn xác định các mức giáđiện gió tại điểm chi phí biên cho mỗi vùng

• So sánh các mức giá này với thế giới và Việt nam

• Phân tích các hình thức trợ giá của chính phủ cho các dự án điện gió trên

• Kiến nghị và đề xuất

1.4Thu thập số liệu:

Các số liệu sử dụng trong nghiên cứu được thu thập từ các tài liệu của EVN,Wind Resource Atlas of Southeast Asia trong báo cáo khảo sát WorldBank tài trợ.Ngoài ra còn có số liệu lấy từ các tạp chí quốc tế, từ mạng internet

Chi tiết được liệt kê trong phần Tài liệu tham khảo

1.5Cấu trúc luận văn:

Luận văn gồm 6 chương như sau:

Chương 1: Giới thiệu

Chương 2: Cơ sở khoa học và thực tiễn của đề tài: lý thuyết về nguồn gió, phân loại

công nghệ turbine gió, lý thuyết phân tích tài chính và xác định ngưỡnggiá cạnh tranh Tổng quát và đánh giá hiện trạng ứng dụng năng lượnggió tại Việt nam Các chính sách hỗ trợ điện gió của chính phủ Việt nam

Chương 3: Phân tích tài chính và xác định giá cạnh tranh một số dự án mẫu: Bản

đồ năng lượng gió và tính toán giá điện gió tại điểm chi phí biên một sốvùng miền Việt nam So sánh với giá điện gió trên thế giới và tại Việtnam

Chương 4: Đánh giá và kiến nghị

CHƯƠNG 2.

CƠ SỞ KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN

2.1 Cơ sở lý thuyết về năng lượng gió:

2.1.1 Lý thuyết về năng lượng gió

a) Định nghĩa

Năng lượng chính là Công được lưu trữ trong một hệ thống hoặc là khả năng

của một hệ thống để thực hiện một Công nào đó (Ví dụ: năng lượng cơ học dướidạng động năng, thế năng, nhiệt năng, năng lượng dính kết) Đơn vị của hệ nănglượng theo hệ đơn vị chuẩn SI là Joule (J) Đối với các thiết bị phát điện bằng sứcgió (WEA) thì thường áp dụng các đơn vị sau đây để biểu thị cho năng lượng nhưkWh hay MWh

Công suất là năng lượng hay Công trên một đơn vị thời gian Đơn vị của công

suất theo hệ đơn vị chuẩn SI là watt (W)

b) Công suất gió

Theo định luật về lực của Newton (Định luật 2 Newton) thì:

F = ma [N] (1)

Với F - Lực, m - Khối lượng và a - Gia tốc

Công chính là tích phân quãng đường của lực nên có công thức

Với v - vận tốcĐối với công suất gió thì công thức (2) có nghĩa là lượng khôngkhí với khối lượng m chuyển động với vận tốc là v sẽ có một động năng

Et trên một đơn vị thời gian

Từ công thức (5), (6) có thể rút ra một kết luận rất quan trọng là công suất gió sẽ

tỷ lệ với lũy thừa bậc 3 của vận tốc gió

Hình 2: Đường cong Công suất gió theo vận tốc gió

Hình 2 biểu đường cong công suất gió theo vận tốc gió trong trường hợp

mật độ không khí ρ =1,225 kg/m³ (Đây chính là mật độ không khí khô tại ápsuất khí quyển ở chiều cao mặt nước biển với nhiệt độ không khí là 15°C)

c) Công suất của máy phát điện gió (WEA)

Để xác định được công suất của thiết bị WEA thì cần phải áp dụng cácđịnh luật sau:

• Phương trình về tính liên tục ở dạng phương trình (4)

- Với: v1 - Vận tốc gió trước khi gặp thiết bịWEA

v2 - Vận tốc gió sau khi gặp thiết bị WEA

v - Vận tốc gió khi gặp (tại) thiết bị WEA

Phần năng lượng được sử dụng bởi thiết bị WEA trên một đơn vị thời gianhay nói cách khác là công suất P được tạo ra bởi thiết bị WEA chính là hiệu sốgiữa phần công suất gió trước khi gặp và sau khi gặp thiết bị WEA.

Từ phương trình (10) có thể thấy rằng E sẽ đạt giá trị lớn nhất nếu như v2

= 0, tuy nhiên điều này về mặt vật lý là không thể vì nếu như v2 = 0 thì theophương trình về tính liên tục thì v1 cũng phải bằng 0

Sẽ hợp lý hơn về mặt vật lý nếu như có được một tỷ lệ tối ưu giữa v1 và v2

P / P0 = ¼ ρF(v1 + v2)(v1² - v2²)/(½ 〉Av1³) (12)Với một vài biến đổi đơn giản tiếp theo ta thu được:

P / P0 = ½ (1– (v2 / v1)²)(1 + (v2 / v1)) (13)Nếu như biểu diễn P/P0 như là một hàm số của v2/v1 chúng ta thu được đồ

thị biểu diễn như ở hình 4.

P/P

0 16/2

7

1/3

Hình 4: Biểu diễn tỷ lệ công suất P/P0 theo tỉ lệ vận tốc gió v2/v1

Từ hình 4 có thể nhận thấy rằng giá trị lớn nhất tỷ lệ P/P0 là 16/27 đạt được

thực tế không thể đạt được ở những thiết bị WEA cỡ lớn (tuy nhiên trongnhững trường hợp này thì hệ số công suất cũng lớn hơn 0,5).

Việc rút ra những vấn đề trên dựa theo các công trình được công bố

từ năm 1922 đến năm 1925 của Albert Betz (kỹ sư cơ khí ngườiĐức) còn được gọi là định luật Betz`sches

2.1.2 Khâu phát điện:

2.1.1 Ưu điểm và nhược điểm của các mô hình:

Mỗi mô hình đều có ưu và nhược điểm riêng, được nêu trong Bảng 2.1

Bảng 2.1: Ưu điểm và nhược điểm của các mô hình

• Khả năng áp dụng thành công cao;

• Không gây ảnh hưởng lớn trong ngắn hạn tới các công ty phân phối hiện tại, cho phép các công ty này

có thời gian nâng cao khả năng tài chính và khả năng quản lý để sẵn sang đối phó với cạnh tranh trong tương lai.

• Cạnh tranh ban đầu đối với quá trình sản xuất điện không cao, các công ty sản xuất điện hiện tại có ít động lực để nâng cao hiệu quả và cắt giảm chi phí;

• Yêu cầu công ty mua điện duy nhất trên thị trường phải là công ty có uy tín, thêm vào đó cần phải có sự đảm bảo từ phía chính phủ đối với quá trình cung cấp điện của công ty này;

• Không có cơ hội cho các công ty phân phối lựa chọn nhà cung cấp để có thể giảm chi phí;

• Hạn chế khả năng giảm chi phí cung cấp điện.

• Cạnh tranh gay gắt tạo áp lực cho các công ty sản xuất phải nâng cao hiệu quả và giảm chi phí;

• Người tiêu dùng lớn có khả năng lựa chọn nhà cung cấp điện;

• Tiết kiệm chi phí hơn và hiệu quả đạt được nhiều hơn so với mô hình TTĐ một người mua duy nhất.

• Đòi hỏi nhiều thay đổi đối với mô hình hiện tại, cũng như củng cố năng lực của ngành để có thể chuyển sang

áp dụng hiệu quả mô hình này;

• Nếu tiêu dùng với quy mô trung bình

và nhỏ sẽ không hưởng lợi trực tiếp được từ việc tiết kiệm chi phí và tăng hiệu quả thị trường;

• Khi áp dụng đòi hỏi nhiều chi phí và tính phức tạp cao hơn so với áp dụng

mô hình TTĐ một người mua duy nhất

• Cần một thời gian dài để người tiêu dùng vừa và nhỏ có thể hưởng lợi từ việc tiết kiệm chi phí và tăng hiệu quả của thị trường;

hàng nhỏ;

• Có khả năng áp dụng thành công trong dài hạn do các thành viên của thị trường đã được chuẩn bị kĩ càng để đối mặt với cạnh tranh;

• Tất cả người tiêu dùng (bao gồm

cả những người tiêu dùng vừa và nhỏ) có thế được lợi trực tiếp từ tình trạng cạnh tranh.

• Để tạo dựng thị trường bán lẻ cạnh tranh và hệ thống viễn thông đòi hỏi mức độ đầu tư thêm vào thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

• Yêu cầu lượng thông tin lớn về khách hàng và đòi hỏi tăng cường giáo dục.

2.1.2 Những thành phần chính của một TTĐ cạnh tranh:

a Đơn vị điều tiết:

Trong TTĐ, đơn vị điều tiết được thành lập để lập và ban hành các qui địnhcủa thị trường, giám sát thị trường, điều tiết lợi ích các bên tham gia thịtrường thông qua các qui định, giải quyết các tranh chấp, đảm bảo mục tiêuchung của lợi ích xã hội Vai trò của đơn vị điểu tiết là:

• Đảm bảo cung cấp điện đầy đủ và kịp thời;

• Bảo vệ các quyền lợi của người tiêu dùng;

• Đảm bảo hiệu quả ngành công nghiệp cung cấp điện;

• Đảm bảo chất lượng của dịch vụ và của quá trình cung cấp;

• Đảm bảo công bằng giữa các nhà cung cấp – sân chơi bình đẳng

b. Các công ty phát điện:

Các công ty phát điện (CTPĐ) đảm nhiệm vai trò vận hành và quản lý các nhàmáy phát điện, thường các công ty này là chủ sở hữu các nhà máy điện Trongmôi trường cạnh tranh, các công ty sản xuất điện được quyền tiếp cận khâutruyền tải trên cơ sở không phân biệt đối xử

c Các công ty truyền tải:

Các đơn vị nhà nước hay tư nhân sở hữu, vận hành và quản lý khâu truyền tải(CTTTĐ) nói chung không có các lợi ích tài chính trên thị trường CácCTTTĐ không phân biệt đối xử với những công ty tiếp cận và sử dụng cácdịch vụ truyền tải Các CTTTĐ thu phí truyền tải theo qui định từ các đơn vị

sử dụng dịch vụ truyền tải cung cấp điện cho khách hàng tiêu thụ

d Các đơn vị phân phối:

Các đơn vị phân phối sẽ dần tách khỏi các công ty phân phối, chịu tráchnhiệm trong việc cung cấp điện tới người tiêu dùng Trong thị trường cạnhtranh hoàn hảo, các đơn vị phân phối, cũng giống như các CTTTĐ, không cócác lợi ích kinh tế từ thị trường Doanh thu của các đơn vị phân phối có được

từ thu phí phân phối từ các đơn vị sử dụng mạng lưới phân phối Trong một

số trường hợp các đơn vị phân phối vẫn giữ hình thức độc quyền kinh doanhbán lẻ như trước, chịu trách nhiệm bán điện cho người tiêu dùng Trongtrường hợp này, người tiêu dùng không có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện.Cách thực hiện này phù hợp với hoàn cảnh của các nước đang phát triển, nơimạng lưới phân phối còn chưa đủ hoàn thiện, đặc biệt là ở những vùng nôngthôn

e Các đơn vị bán lẻ điện:

Các đơn vị bán lẻ điện là đơn vị được thành lập mới trong TTĐ Các đơn vịnày mua buôn điện từ thị trường rồi sau đó bán cho người tiêu dùng với mứcgiá bán lẻ Để việc mua bán được thuận lợi, các đơn vị bán lẻ được sử dụngcác tài sản của CTTTĐ và Đơn vị phân phối, không có việc hạn chế hay phânbiệt giữa các đơn vị bán lẻ trong việc sử dụng này Các đơn vị bán lẻ phải trảphí cho việc sử dụng lưới điện phân phối để bán điện cho khách hàng tiêu thụ.Trong thị trường bán lẻ cạnh tranh, người tiêu dùng điện có quyền lựa chọnđơn vị bán lẻ điện

f Đơn vị vận hành hệ thống điện:

Đơn vị vận hành hệ thống điện (SO) có quyền cao nhất trong việc kiểm soátvận hành lưới điện, hệ thống truyền tải SO phải tách biệt về lợi ích với cácthành viên trên thị trường, cũng như không được hưởng bất kì lợi ích tài chínhnào từ các hoạt động kinh doanh phát điện và phân phối điện Nói chung SO

và biểu đồ huy động/tiêu thụ của các đơn vị tham gia thị trường Kế hoạch sẽđược trình lên đơn vị vận hành hệ thống điện (SO) để vận hành thực tế MOcũng có trách nhiệm điều chỉnh các biểu đồ khi xảy ra các nghẽn mạch truyềntải trước khi có các can thiệp của SO trong vận hành thời gian thực Khungthời gian của thị trường có thể thay đổi tuỳ theo thị trường, thông thường làthị trường ngày tới, giờ tới, nửa giờ tới theo mức độ cạnh tranh tăng dần, giảmcác hành vi lũng đoạn thị trường

2.2 Kinh nghiệm các nước triển khai TTĐ:

2.2.1 Anh và xứ Wales:

Luật Điện lực năm 1989 đã qui định việc thành lập TTĐ của Anh và xứ Walesvào năm 1990 Đây là thị trường cạnh tranh bán buôn điện ngày tới theo giờ,hoạt động từ tháng 3 năm 1990, cho tới khi có qui định mới cải cách TTĐ(NETA) có hiệu lực vào 28/3/2001 Trong năm đầu tiên có hiệu lực, NETA đãthúc đẩy cạnh tranh gia tăng và tạo áp lực lên giá bán buôn điện, vốn vẫn ởmức cao theo quy định của thị trường cũ Theo NETA hầu hết việc mua bánđiện được thực hiện theo hình thức hợp đồng song phương giữa người mua vàngười bán trên thị trường phi tập trung OTC hay trên Sở giao dịch điện lực.Một phần nhỏ khoảng 2% lượng điện được mua bán trên thị trường cân bằng

do đơn vị vận hành hệ thống NGC quản lý nhằm đảm bảo cân bằng cung cầuthời gian thực

2.2.2 Singapore:

Trước năm 1995, ngành điện Singapore có cấu trúc độc quyền liên kết dọc, sởhữu nhà nước Sau tháng 10/1995, ngành điện tiến hành cải tổ cơ cấu tổ chức,phân tách Cục điện lực thành các doanh nghiệp hoạt động trong từng khâucủa dây chuyền kinh doanh điện Ba CTPĐ được thành lập: PowerSenoko vàPowerSeraya chịu trách nhiệm quản lý các nhà máy điện cũ, và công tyTuasPower (công ty con của công ty Temasek Holding Pte Ltd sở hữu nhànước) Công ty PowerGrid chịu trách nhiệm quản lý vận hành lưới điệntruyền tải Công ty Power Supply chịu trách nhiệm trong khâu phân phối vàbán lẻ Power Supply và hai đơn vị khác được cấp giấy phép bán điện cho cáckhách hàng lớn Singapo cũng từng bước giảm sở hữu nhà nước bằng việc tưnhân hoá hai công ty phát điện Senoko và Seraya Các nhà đầu tư nước ngoàiđược phép mua cổ phiếu với số lượng không hạn chế nhưng không cho phépmột nhà đầu tư mua cổ phiếu của hai công ty đổi thủ Quá trinh tư nhân hoávẫn tiếp tục sau 2001

TTĐ Singapo bắt đầu hoạt động từ tháng 8/1998 do công ty Power Grid điềuhành và quản lý Đây là thị trường bán buôn điện cạnh tranh bắt buộc, tất cảđiện năng giao dịch đều phải thông qua thị trường Tham gia TTĐ ngoài 3công ty phát điện nêu trên, còn có sự tham gia của công ty phát điện trựcthuộc Bộ Môi trường, các IPP trong nước và IPP nước ngoài và các công tybán buôn điện Các khách hàng có công suất từ 5 MW trở lên được tự do lựachọn mua điện trực tiếp từ TTĐ hoặc ký hợp đồng với các CTPĐ Các hộ tiêuthụ điện có công suất bé hơn 5 MW thì mua điện từ công ty phân phối điệnđộc quyền TTĐ được phát triển từ chào trước 1 ngày sang chào trước 2 giờ

để tăng mức độ cạnh tranh và giảm các sai số trong điều hành Cấp phép thêmcho một số CTPĐ mới tham gia thị trường, đẩy mạnh việc cạnh tranh trongkhâu phân phối điện

Singapo là quốc gia đi đầu trong lĩnh vực cải cách ngành điện trong khu vựcĐông Nam Á Singapo có nhiều thuận lợi để triển khai vì hệ thống điện tươngđối gọn, với nhiều hộ tiêu thụ điện công nghiệp lớn Bài học rút ra là sự kếthợp đồng bộ giữa cải tổ mô hình tổ chức ngành điện như phân tách công ty,công ty hóa, tư nhân hóa với xây dựng TTĐ Singapo đã rút ra bài học kinhnghiệm của các nước đi trước, nhanh chóng áp dụng các tiến bộ khoa học kỹthuật mới vào xây dựng TTĐ nhằm đạt được các mục tiêu đề ra.

2.2.3 Australia

Trước năm 1990 ngành điện Australiacó đặc điểm sau: Phát điện, truyền tải,phân phối thuộc sở hữu nhà nước, cấu trúc theo liên kết dọc; Cung cấp điệnđược chia theo từng bang và trao đổi năng lượng giữa các bang rất hạn chế(chỉ có giữa NewSouthWale - Victoria); Số lượng đơn vị phát điện độc lập IPPít; Dư thừa lớn về công suất; Giá bán điện cho khách hàng được điều tiết Bắtđầu từ năm 1990, ngành điện Australia từng bước cải cách ngành điện vớiviệc thành lập Uỷ ban quản lý lưới điện quốc gia (NGMC) thực hiện thiết kếthị trường, lập các khung điều tiết, cấu trúc lại các CTPĐ tại các bang, táchkhâu truyền tải, thành lập đơn vị vận hành hệ thống và thị trường NEMMCO(1998), hợp nhất lưới điện các Bang (6 bang: New South Wales, Victoria,South Australia, Queensland (12/1998) và gần đây là với Tasmania (tháng05/2005) qua đường cáp ngầm nối với Victoria) Sở hữu nhà nước ở tất cả cáckhâu đều giảm dần, cho đến nay gần như chỉ còn chiếm từ 50% (khâu phânphối) - 64% (khâu phát điện)

TTĐ Australia bắt đầu vận hành từ tháng 12/1998, bắt đầu từ thị trường bánbuôn cạnh tranh, cho đến nay đã là thị trường cạnh tranh bán lẻ Đây là thịtrường toàn phần (tất cả điện năng giao dịch qua thị trường) nửa giờ tới, dựatheo giá chào nằm trong khung từ giá sàn đến giá trần, giá thị trường xác địnhtheo từng nửa giờ Để giảm rủi ro do biến động của giá thị trường, các đơn vịtham gia thị trường thường ký các hợp đồng tài chính song phương

2.2.4 Hàn Quốc

Giống như EVN đối với ngành công nghiệp điện Việt Nam hiện nay, trướcđây KEPCO là công ty độc quyền liên kết dọc tại Hàn Quốc, sở hữu 94% điệnsản xuất, độc quyền về truyền tải và phân phối điện tại Hàn Quốc Trước cảicách năm 1999 tổng công suất đặt tại Hàn Quốc đạt 42.000MW, sản lượngnăm đạt 193 tỷ kWh Nhà nước nắm giữ 52,26% vốn chủ sở hữu củaKEPCO, các cổ đông khác là Tư nhân (31.2%), Ngân hàng Korea First Bank

và Seoul Bank (10.2%), Ngân hàng Korea EXIM Bank (0.6%), Ngân hàngKorea Development Bank (3.6%), Treasury Stock (1.8%) Tháng 1/1999,Chính phủ Hàn Quốc công bố kế hoạch cải cách ngành điện gồm 4 giai đoạn,với các mục tiêu sau:

• Đưa cạnh tranh vào ngành điện nhằm nâng cao hiệu quả;

• Đảm bảo cung cấp điện an toàn với chi phí thấp; và

• Hướng tới khách hàng, mở rộng nhiều sự lựa chọn cho khách hàng

a Giai đoạn 1: Bắt đầu từ 2001.

Trong giai đoạn này, trừ các nhà máy điện nguyên tử, các nhà máy điện cònlại thuộc KEPCO nhóm lại thành 5 CTPĐ có quy mô và cấu trúc chi phítương tự nhau và vẫn do KEPCO là chủ sở hữu chính Các khoản nợ củaKEPCO (trừ nợ nước ngoài) được phân bổ đều cho các CTPĐ Để phục vụcho cạnh tranh, việc nhóm các nhà máy điện thành các CTPĐ độc lập nằmtrong KEPCO đã tính đến công nghệ, dạng nhà máy, vị trí địa lý và các yếu tốkhác đảm bảo đồng đều hóa khả năng cạnh tranh của các CTPĐ Tách trungtâm điều độ hệ thống điện ra khỏi KEPCO và thành lập đơn vị vận hành TTĐgọi tắt là KPX thuộc chính phủ Đây là đặc trưng quan trọng trong kế hoạchcải cách của Hàn Quốc Toàn bộ khâu phát, truyền tải và phân phối điện vẫnthuộc KEPCO

Thành lập và vận hành TTĐ một người mua (từ 2001) theo mô hình thịtrường bắt buộc dựa trên chi phí Các CTPĐ (trừ IPP) được nhận khoản chiphí công suất tách biệt với chi phí năng lượng Chi phí công suất được thiếtlập trên cơ sở đảm bảo các nhà máy có khả năng thu hồi chi phí cố định và lợinhuận định mức Chi phí điện năng được xác định từng giờ thông qua thịtrường chi phí Các CTPĐ chào công suất sẵn sàng của các tổ máy và chi phíbiến đổi (đã được phê duyệt) để KPX quyết định thứ tự, lịch điều độ tổ máy,xác định giá thị trường dựa theo chi phí biến đổi của tổ máy đắt nhất Chi phícông suất và chi phí biến đổi của từng loại nhà máy do Cơ quan điều tiết điệnlực phê duyệt định kỳ

b Giai đoạn 2: Dự kiến bắt đầu từ năm 2003

Trong giai đoạn này, Hàn Quốc tiến hành bán tài sản của 5 CTPĐ củaKEPCO đã được nhóm lại từ giai đoạn 1, trừ điện nguyên tử KEPCO chỉ sởhữu điện nguyên tử ở khâu phát và tiếp tục sở hữu khâu truyền tải và phânphối Tiền thu được từ khâu bán tài sản nguồn điện được dùng chủ yếu để trảcác khoản nợ trong bảng cân đối tài sản của KEPCO chứ không cho phépKEPCO sử dụng để đầu tư nguồn mới hoặc mua cổ phần các CTPĐ khác TTĐ tiếp tục là thị trường một người mua do KEPCO tiếp tục sở hữu khâuphân phối điện Tuy nhiên trong giai đoạn này, chuyển từ thị trường chi phísang thị trường giá giống TTĐ của Úc và Anh

Để chuẩn bị cho giai đoạn 3, các công ty phân phối được thành lập trongKEPCO với số lượng phù hợp như thực hiện đối với việc nhóm các CTPĐtrước đây

c Giai đoạn 3: Dự kiến thực hiện từ 2003 – 2009.

Trong giai đoạn này, KEPCO tiến hành bán các công ty phân phối và chỉ còn

sở hữu khối truyền tải điện và Điện nguyên tử, kết thúc quá trình nhóm vàphân tách 3 khâu: phát điện, truyền tải điện và phân phối điện

Chuyển sang TTĐ bán buôn – nhiều người bán nhiều người mua

Giai đoạn 4:

Giai đoạn cuối cùng của kế hoạch cải cách Tất cả các khách hàng tiêu thụđược phép lựa chọn nhà cung cấp KEPCO tiếp tục là công ty truyền tải điệntại Hàn Quốc

Tiến trình cải cách:

Kế hoạch cải cách được khởi động đúng như dự kiến và năm 2001 TTĐ HànQuốc chính thức đưa vào hoạt động Do có sự phản đối của nghiệp đoàn laođộng Hàn Quốc, nên việc bán tài sản khối phát điện bị chậm lại, nên hiện nayHàn Quốc chưa thể chuyển sang giai đoạn 2 của quá trình cải cách

Hàn Quốc là nước đang phát triển, nhưng có trình độ phát triển cao khôngkém các nước phát triển khác Tuy nhiên kế hoạch cải cách ngành điện củaHàn Quốc rất thận trọng, chia thành nhiều bước Trong 4 giai đoạn, thì haigiai đoạn đầu áp dụng TTĐ một người mua và khởi động bằng việc áp dụngthị trường chi phí sau đó mới chuyển sang thị trường theo giá

2.2.5 Trung Quốc:

Ngành công nghiệp điện Trung Quốc đã trải qua các đợt cải cách quan trọngtheo hướng tự do hóa bắt đầu từ năm 1985 khi Trung Quốc bắt đầu mở cửanền kinh tế

a Từ cuối năm 1985, để đối phó với tình trạng tăng trưởng nóng nền kinh tế,Trung Quốc bắt đầu thực hiện tăng quyền tự chủ cho các doanh nghiệp nhànước thông qua Luật công ty năm 1993, Luật kế toán mới phù hợp với tiêuchuẩn quốc tế Các công ty này có quyền tự chủ về tài chính, có thể huyđộng vốn nước ngoài và qua thị trường chứng khoán Cải cách thể chế cùngvới chính sách “nhà máy mới, giá điện mới” đã thực sự thu hút đầu tư trongkhâu phát điện từ các thành phần kinh tế giảm tình trạng thiếu điện tạiTrung Quốc trong thời gian này

b Từ cuối thập niên 1990, quá trình cải cách bước sang giai đoạn 2 theohướng phát triển thị trường bằng việc:

• Thông qua Luật Điện lực năm 1996, trong đó thừa nhận quyền sở hữu tưnhân đối với ngành điện;

• Thành lập Tổng Công ty Điện lực Quốc gia 1997 (SPC), nắm giữ vốnnhà nước tại 46% khối phát điện, 90% khối truyền tải và 100% khốiphân phối SPC đóng vai trò đầu tư tài chính vào các công ty thành viên

• 1998 và 1999 thành lập ủy ban thương mại kinh tế nhà nước, tiền thâncủa cơ quan điều tiết điện lực sau này, và ủy ban quốc gia về việc phântách nguồn ra khỏi khâu phân phối và truyền tải.

c Giai đoạn 3: Để thúc đẩy cạnh tranh khâu phát điện, Chính phủ Trung Quốctách toàn bộ nguồn điện ra khỏi SPC, thành lập 5 CTPĐ nhà nước độc lậpvới SPC từ năm 2002 SPC chỉ còn sở hữu khâu truyền tải và phân phốiđiện Trong đó lưới điện truyền tải được phân thành 3 vùng do 3 công tyquản lý đó là Tổng công ty lưới điện phương Nam, Tổng công ty lưới điệnĐông Bắc và Tổng công ty lưới điện miền Đông

Từ 2002 đến 2004: Trong giai đoạn này, Trung Quốc thực hiện 6 dự ánTTĐ thử nghiệm tại 6 tỉnh đồng thời với việc củng cố lưới điện truyền tảiliên kết các tỉnh Tất cả các TTĐ thử nghiệm nêu trên là TTĐ một ngườimua, trong đó người mua duy nhất là các công ty điện lực tỉnh (sở hữu lướitruyền tải, khâu phân phối điện, điều độ và một số nguồn nhỏ) Các đơn vịtham gia TTĐ là các nhà máy điện thuộc 5 CTPĐ nhà nước và các CTPĐkhác nằm trong tỉnh đó Thiết kế thị trường tại 6 tỉnh khác nhau nhưng nhìnchung là phần lớn điện năng giao dịch với các CTPĐ là hợp đồng dài hạn(hoặc là hợp đồng tài chính hoặc là hợp đồng vật lý) Chỉ có một phần nhỏđiện năng được mua bán qua thị trường giao ngay

Từ 2004 đến nay: Trung Quốc tiến hành thực hiện thí điểm 3 TTĐ vùng:phương Nam, phương Bắc (3/2004) và phương Đông (5/2004) Thiết kếTTĐ của 3 vùng này về cơ bản là giống nhau Ví dụ đối với TTĐ phươngĐông:

• Là vùng kinh tế động lực của Trung Quốc, dân số chiếm 11% và GDPchiếm 38% toàn Trung Quốc Sản lượng điện năm 2003 đạt 452 tỷ Kwh,tốc độ tăng trưởng tải là 19,1% hàng năm

• Cơ cấu thị trường: Tổng công ty lưới điện Phương đông sở hữu lướitruyền tải liên kết các tỉnh, Trung tâm giao dịch TTĐ, các CTĐL tỉnh.Tham gia TTĐ gồm các NMĐ thuộc 5 Tổng CTPĐ và các NMĐ kháctrong vùng và các NMĐ ngoài vùng

• Các nhà máy điện được chia thành hai loại, chỉ có các NMĐ đốt thancông suất 100 MW trở lên tham gia TTĐ Các NMĐ còn lại tiếp tụccung cấp điện cho các công ty điện lực tỉnh theo hợp đồng

• Trong số các NMĐ tham gia TTĐ, thì 90% sản lượng của NMĐ thôngqua hợp đồng năm với các CTĐL tỉnh, chỉ có 10% sản lượng giao dịchqua TTĐ

• TTĐ là thị trường tháng tới, mỗi tháng tổ chức đấu giá một lần theonguyên tắc như sau: Hàng tháng, các CTĐL tỉnh sau khi thỏa thuận vớicác CTPĐ thông qua các hợp đồng năm sẽ thiết lập kế hoạch phát điệntháng tới, công suất cao thấp điểm tháng tới với cơ quan vận hành TTĐ

trước ngày thứ 13 của tháng trước Trên cơ sở này cơ quan vận hànhTTĐ xác định dự phòng truyền tải trên lưới truyền tải liên kết và công bốcác thông tin này lên mạng trước ngày thứ 14 của tháng trước Trên cơ

sở năng lực truyền tải còn dư trên hệ thống điện liên kết, các CTĐL vùngchào giá cho phần nhu cầu mua thêm trong tháng tới và các CTPĐ chàogiá cho nhu cầu phát thêm trong tháng tới trước ngày thứ 20 của thángtrước Trên cơ sở các bản chào trên và ràng buộc lưới truyền tải liên kết,

cơ quan vận hành TTĐ tiến hành khớp lệnh, xác định kết quả giao dịch

và công bố cho các bên vào ngày thứ 21 của tháng trước

• Đến ngày vận hành chính thức, các trung tâm điều độ các tỉnh ưu tiênduy trì cam kết tháng đảm bảo duy trì cân bằng cung cầu trong tỉnh mình

và trào lưu trên các đường dây liên kết với các tỉnh khác, mọi sai lệchgiữa dự báo và thực tế được xử lý thông qua việc điều chỉnh công suấtcác tổ máy thực hiện các cam kết năm Nguyên tắc là: khi lập kế hoạchvận hành ngày thì cam kết năm trước, cam kết tháng sau; khi điều độ thì

ưu tiên giữ cam kết tháng trước và cam kết năm sau và tương tự như vậytrong quá trình thanh toán

Kết luận:

Trung Quốc là nước đang phát triển, có tốc độ phát triển phụ tải cao Quátrình cải cách ngành điện của Trung Quốc rất thận trọng, chia thành nhiều giaiđoạn khác nhau phục vụ các mục tiêu khác nhau như thu hút đầu tư khâu phátđiện, công ty hóa các doanh nghiệp nhà nước, phân tách sở hữu khâu phátđiện với các khâu còn lại nhằm tránh xung đột về lợi ích để thúc đẩy cạnhtranh Sau hơn 20 năm cải cách, Tuy Trung Quốc chưa hình thành rõ ràng kếhoạch phát triển thị trường thời gian tới do các TTĐ vùng hiện nay vẫn đang

ở mức độ thử nghiệm và tính cạnh tranh không lớn

CHƯƠNG 3.

THỰC TRẠNG NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM VÀ CÁC BƯỚC CHUYỂN

ĐỔI NHẰM CẢI CÁCH NGÀNH ĐIỆN

3.1Thực trạng ngành điện Việt Nam:

Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) được thành lập theo Quyết định số562/TTg ngày 10/10/1994 của Thủ tướng Chính phủ, là doanh nghiệp lớn củaNhà nước (theo mô hình Tổng công ty 91), gồm nhiều đơn vị thành viên hoạtđộng trong phạm vi cả nước về chuyên ngành điện (bao gồm các khâu nghiêncứu, khảo sát, thiết kế, xây lắp, sản xuất, truyền tải, phân phối điện, chế tạothiết bị và phụ tùng điện, xuất nhập khẩu) và một số lĩnh vực sản xuất, dịch

vụ khác liên quan đến ngành điện EVN chịu trách nhiệm trong đầu tư pháttriển ngành điện, tổ chức sản xuất đảm bảo nhu cầu điện năng cho sản xuất vàsinh hoạt phù hợp với yêu cầu và định hướng chiến lược phát triển kinh tế - xãhội của đất nước

Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, từ năm 2006, Tổng công ty điện lựcViệt Nam chuyển sang hoạt động theo mô hình Tập đoàn kinh tế (Tập đoànđiện lực Việt Nam (EVN) - Quyết định số 148/2006/QĐ-TTg ngày22/06/2006 của Thủ tướng Chính phủ) với định hướng đa sở hữu, kinh doanh

đa ngành nghề, trong đó sản xuất, kinh doanh điện năng, viễn thông côngcộng, cơ khí điện lực là các ngành kinh doanh chính

3.1.1 Cơ cấu tổ chức của EVN:

Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoạt động theo hình thức công ty Mẹ - công tyCon, trong đó công ty Mẹ vừa trực tiếp sản xuất, kinh doanh, vừa đầu tư tàichính vào các công ty Con, các công ty liên kết, đầu tư tài chính vào lĩnh vựcngành nghề kinh doanh mới Công ty Mẹ có nghĩa vụ định hướng chiến lượcđầu tư, sản xuất kinh doanh, khoa học công nghệ của các công ty Con theochiến lược chung của Tập đoàn và phù hợp điều lệ của các công ty Con, hạnchế tình trạng đầu tư, kinh doanh trùng lặp dẫn đến phân tán, lãng phí nguồnlực, giảm hiệu quả kinh doanh chung

Hiện tại, ngành điện Việt Nam có cấu trúc theo mô hình liên kết dọc (Hình3.1), cụ thể EVN là đơn vị sở hữu và quản lý vận hành phần lớn các nguồnđiện (hơn 60%), toàn bộ hệ thống truyền tải, phân phối và các khâu điều độ hệthống Giá bán điện tới hộ tiêu thụ do Chính phủ qui định Trong tương laigần EVN vẫn là đơn vị chính chịu trách nhiệm đảm bảo cung cấp điện ổnđịnh, tin cậy, an toàn trên toàn quốc EVN vẫn là đơn vị chính được giao đầu

tư phát triển các nguồn điện, toàn bộ lưới điện quốc gia Ngoài EVN, còn cócác đơn vị khác tham gia vào lĩnh vực phát điện, cụ thể các dự án BOT, cácIPP với sự đầu tư của nhiều thành phần kinh tế cả trong và ngoài nước Các

đơn vị này bán điện cho EVN thông qua các PPA dài hạn.

Hình 3.1: Mô hình ngành điện Việt Nam hiện tại

Cơ cấu tổ chức chuyên ngành điện của EVN gồm các đơn vị thành viên nhưsau (Hình 3.2):

Hình 3.2 Sơ đồ tổ chức của EVN năm 2007

Phát điện

Truyền tải điện

Phân phối điện

ty truyền

tải

Trung tâm điều

độ HTĐ

Các Công

ty điện lực

Các Cty

TV, Ban QLDA

Viện

NL, Các trường ĐT

Các Cty thiết

bị, cơ khí

Công

ty TT viễn thông, EVNit

• Khâu phát điện: Chia thành 4 khối: hạch toán phụ thuộc (8 đơn vị phátđiện: TĐ Hoà Bình, Trị An, Ialy, Đại Ninh, Quảng Trị, Tuyên Quang, vàcác Ban quản lý các dự án thủy điện, nhiệt điện); hạch toán độc lập (2 đơnvị: NĐ Uông Bí, TĐ Đa Nhim-Hàm Thuận-ĐaMi); khối cổ phần hoá (8đơn vị: TĐ Vĩnh Sơn-Sông Hinh, Thác Bà, Thác Mơ, NĐ Phả Lại, NinhBình, Bà Rịa, Hải Phòng, Quảng Ninh); khối TNHH một thành viên (3 đơnvị: NĐ Phú Mỹ, Thủ Đức, Cần Thơ)

• Khâu truyền tải: tháng 3/2008, Chính phủ đã đồng ý thành lập Tổng công

ty truyền tải điện, hoạt động theo mô hình công ty mẹ - con Theo đó, công

ty mẹ là công ty TNHH một thành viên do Tập đoàn Điện lực Việt Nam sởhữu 100% vốn điều lệ, trên cơ sở tổ chức lại 4 CTTTĐ (1, 2, 3, 4), 3 BanQuản lý dự án công trình điện miền (Bắc, Trung và Nam)

• Khâu phân phối: Chia thành 3 khối: hạch toán độc lập (các CTĐL 1, 2, 3,

Hà Nội, Hồ Chí Minh); TNHH một thành viên (Công ty TNHH MTV HảiPhòng, Hải Dương, Ninh Bình, Đà Nẵng, Đồng Nai), cổ phần (Công ty CP

ĐL Khánh Hoà);

• Khâu dịch vụ và các khâu khác: chia thành các khối: hạch toán phụ thuộc(Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia, điều độ miền; Công ty mua bán điện),hạch toán độc lập (Công ty thông tin viễn thông điện lực, Trung tâm côngnghệ thông tin điện lực, Viện Năng lượng, các trường đại học, cao đăngđiện lực), cổ phần (các Công ty CP tư vấn XD điện (1,2,3,4); các công ty

CP cơ điện, cơ khí…)

Tổ chức quản lý của Tập đoàn bao gồm: Hội đồng quản trị, Ban Kiểm soát,Ban Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các Ban chức năng, các đơn vị thànhviên

3.1.2 Qui mô của ngành điện hiện nay:

a Nguồn điện:

Về mặt công suất, cho đến hết năm 2007, tổng công suất lắp đặt của cácNMĐ khoảng 13389 MW, trong đó nguồn do EVN sở hữu hoặc nắm cổphần chi phối chiếm khoảng 70% Cơ cấu nguồn như sau: thuỷ điện32%, nhiệt điện 12%, tua bin khí 23%, nguồn điện nhỏ 4%, còn lại là cácIPP, BOT và điện nhập khẩu Tính từ năm 2000 đến nay, trung bìnhlượng công suất đặt tăng gần 12%/năm, trong khi tốc độ tăng công suấtđỉnh trung bình theo thống kê đạt tới 13%/năm

Về mặt sản lượng, năm 2007 toàn hệ thống đạt sản lượng đầu nguồn là68,7 tỷ kWh, trong đó thuỷ điện chiếm 30,9 %, nhiệt điện 14.1%, tua binkhí 28.3%, IPP,BOT và mua nước ngoài chiếm 26.6% Có thể thấy làthuỷ điện vẫn góp phần đáng kể trong cơ cấu nguồn, do vậy ảnh hưởngcủa thuỷ văn thời tiết sẽ còn tác động đáng kể đến việc cung cấp điện của

ngành điện Việt Nam Tính từ năm 2000 đến nay, trung bình sản lượngđiện năm tăng khoảng 14.3%/năm.

Hình 3.3 Cơ cấu nguồn điện năm 2007

Hiện tại EVN đang nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua các đường dâytruyền tải 110kV và 220kV vận hành theo chế độ tách lưới Các hợpđồng mua điện Trung Quốc là các hợp đồng dài hạn, có điều chỉnh khốilượng theo năm

b Truyền tải và phân phối:

EVN chịu trách nhiêm xây dựng, sở hữu, quản lý và kinh doanh toàn bộlưới điện truyền tải và phân phối Hệ thống truyền tải Bắc- Nam 500kV

là xương sống của hệ thống điện cả nước, nối liền 3 hệ thống điện 3miền Bắc – Trung - Nam 4 CTTTĐ và các CTĐL chịu trách nhiệm vềquản lý vận hành, bảo dưỡng mạng lưới ở các vùng thuộc phạm vi quản

lý Các số liệu chính về lưới điện tính đến năm 2007 như sau:

Bảng 3.1 Thống kê hệ thống truyền tải năm 2007

Số trạm/máy biến áp 15 MBA (10 trạm) 774 máy BA 160401 (trạm)

c Kinh doanh và dịch vụ khách hàng:

Hoạt động của EVN trong lĩnh vực kinh doanh và dich vụ khách hàngkhá đa dạng cả về chiều rộng lẫn chiều sâu nhằm đáp ứng được nhu cầu

của người dân và nền kinh tế đất nước Sản lượng điện thương phẩm củaEVN năm 2006 đạt 51.3 tỷ kWh, tỷ lệ tổn thất điện năng giảm còn11.05% Tỷ lệ điện dành cho công nghiệp, xây dựng chiếm khoảng45.9%; điện dành cho tiêu dùng vẫn chiếm tỷ lệ lớn 43.8%; các ngànhkinh doanh dịch vụ khoảng 4.9%; nông-lâm-ngư nghiệp khoảng 1.29%,còn lại là các hoạt động khác Tốc độ tăng trưởng bình quân điện thươngphẩm tính từ 2000 đến nay khoảng 14.8%/năm.

Hình 3.4 Tăng trưởng công suất phụ tải hệ thống điện Việt Nam

Hình 3.5 Tăng trưởng sản lượng điện hệ thống điện Việt Nam

Đến nay EVN cơ bản đã đáp ứng nhu cầu sử dụng điện cho nền kinh tế

và đời sống nhân dân: EVN đã cấp điện cho 100% số huyện, 97.8% xã.Tuy nhiên tình hình tài chính của EVN không được tốt do các yếu tố đầuvào cho sản xuất kinh doanh đã tăng nhiều trong khi giá bán lẻ điện doChính phủ quy định không được thay đổi tương ứng