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

Lời cảm ơn


MỞ ĐẦU
Dù đã manh mún phát triển từ cuối những năm 90 của thế kỷ trước, nhưng
ngành công nghiệp điện gió tại Việt Nam tới nay vẫn chỉ giống như “người đi bộ
trên trường đua”. Trong khi đó, trên thế giới ngành năng lượng này đang phát triển
rất mạnh mẽ, thay thế phần nào cho nguồn năng lượng truyền thống. Theo dự báo
của Bộ Công Thương, đến năm 2030, nhu cầu năng lượng trong nước tăng khoảng 4
lần so với hiện nay. Hiện nay chúng ta ln ở trong tình trạng thiếu điện và đang
phải nhập khẩu điện (chủ yếu từ Trung Quốc), dự báo sau năm 2015, chúng ta sẽ
phải nhập khẩu than để sản xuất điện. Trước tình hình trên, việc phát triển nguồn
năng 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 sách
phát triển năng lượng của chúng ta chưa tạo ra sức hấp dẫn đối với các nhà đầu tư
trong 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 qua
một số vùng gió tiềm năng và giới hạn cơng nghệ tuabin gió cụ thể, đồng thời xem
xét các chính sách trợ giá của chính phủ và có một số đề xuất hỗ trợ phát triển điện
gió tại Việt nam. Đây là một trong những vấn đề được quan tâm nhiều trong giai
đoạn 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

Cơng 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

TTĐ

Thị trường điện

CTMBĐ

Công ty mua bán điện

MO

Đơn vị vận hành TTĐ

SO

Đơn vị vận hành hệ thống điện

MSO

Đơn vị vận hành hệ thống và TTĐ

NMĐ

Nhà máy điện

TVTT

Thành viên tham gia thị trường

TTPĐTĐ

Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm

ĐVPĐTT

Đơn vị phát điện trực tiếp tham gia TTPĐTĐ

ĐVPĐGT

Đơn vị phát điện gián tiếp tham gia TTPĐTĐ

D

Ngày giao dịch

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 Việt
Nam đã đem lại kết quả là tỉ lệ tăng trưởng GDP cao cũng như tăng cao nhu cầu về
điện năng. Nhu cầu về điện trên toàn quốc được dự báo sẽ tăng 17% mỗi năm trong
giai đoạn từ 2006 đến 2015 (theo QHĐ6), vượt xa tốc độ tăng trưởng GDP. Thực tế
này là một thách thức lớn với ngành Điện lực Việt Nam (EVN) và các doanh nghiệp
điện hoạt động trong lĩnh vực này. Nhu cầu về điện tăng cao dẫn đến gánh nặng lớn
đối với việc đầu tư và mở rộng hệ thống điện mới, nhất là trong tình hình ngân sách
nhà nước hạn hẹp.
Những năm qua, do khô hạn kéo dài và năng lực dự phòng biên phụ thuộc lớn
vào cơng suất thủy điện sẵn có, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu điện năng từ một số
quốc gia láng giềng để bổ sung cho nhu cầu phụ tải ngày càng tăng cao. Theo quy
hoạch 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 hồn thành, với cơng suất xấp xỉ 2.000 MW và chỉ đạt 5,6% kế
hoạch.
Khó khăn thứ nhất trong việc phát triển nguồn điện là do: Với nguồn nhiệt
điện thì nhiên liệu hóa thạch ngày càng khan hiếm; Với nguồn thủy điện thì khơ hạn
kéo dài cộng với nguy cơ ảnh hưởng tới thay đổi môi trường; Nguồn điện hạt nhân
có thể hồi sinh sau nhiều thập kỷ thối trào nhưng sẽ không thể ồ ạt để thay thế cho
nhiên liệu hóa thạch bởi cũng chứa đựng rủi ro tiềm ẩn. Theo các số liệu khảo sát
mới công bố thì nếu Việt nam biết quy hoạch và phát triển tốt nguồn năng lượng
mới đầy tiềm năng như điện gió, điện mặt trời thì trong tương lai sẽ tạo ra một
nguồn năng lượng bù đắp đáng kể, bền vững.
Khó khăn thứ hai là sự không hấp dẫn trong đầu tư vào sản xuất điện, hiện
nay cơ chế giá điện của Việt nam chưa thu hút được các nhà đầu tư có năng lực
tham gia xây dựng các nguồn điện mới. Ngồi ra việc mong muốn chỉ bỏ ra chi phí
thấp để xây dựng nguồn điện mới dẫn đến việc mua sắm công nghệ lạc hậu và thuê
phải các nhà thầu có năng lực khơng tốt dẫn đến chậm trễ trong đầu tư thi công, xây
dựng các nguồn điện mới này. Mọi hoạt động sản xuất, kinh doanh của bất cứ lĩnh
vực 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 hố
nhưng có những nét đặc thù riêng biệt do có sự ảnh hưởng và tác động tồn diện
đến mọi mặt của toàn bộ các hoạt động sản xuất và kinh doanh, đời sống xã hội và
văn 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 được
một phần lượng điện thiếu hụt trong hiện tại và tương lai nhờ vào nguồn năng lượng
mới điện gió, Bộ Công thương đang cố gắng ban hành quy định về giá mua điện gió
sau nhiều năm chậm trễ để có hướng dẫn và kích thích nguồn điện mới tiềm năng
này (trích số dự thảo quy định).


1.2 Mục tiêu nghiên cứu:
Vấn đề tính tốn đưa ra được mức giá điện gió có thể hấp dẫn các nhà đầu tư
đòi hỏi nhiều nghiên cứu chuyên sâu, nhiều vấn đề cần được xem xét và rất khó
thực hiện trong khn khổ một luận văn. Vì vậy, mục đích của luận văn này được
giới hạn ở việc tính tốn chi phí, giá thành sản xuất điện gió tại một số vùng cụ thể
trên lãnh thổ Việt nam tương ứng với cơng nghệ tuabin gió lựa chọn, so sánh với giá
mua điện gió dự kiến của chính phủ từ đó xem xét cơ hội và khả năng khai thác
nguồn 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, bao
gồm tiềm năng gió của Việt nam có thể bù đắp tới bao nhiêu sản lượng điện thiếu
hụt, khung pháp lý, các chính sách về tài chính, thương mại, các chính sách của
chính phủ.
Trong phạm vi giới hạn của đề tài này, các phương pháp được sử dụng để nghiên
cứu là:
•

Từ tiềm năng gió của vùng và công nghệ được lựa chọn xác định các mức giá

điện 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.
Ngồi ra cịn 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
cơng nghệ turbine gió, lý thuyết phân tích tài chính và xác định ngưỡng
giá cạnh tranh. Tổng quát và đánh giá hiện trạng ứng dụng năng lượng
gió 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 tốn giá điện gió tại điểm chi phí biên một số
vùng miền Việt nam. So sánh với giá điện gió trên thế giới và tại Việt
nam.

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 Cơng được lưu trữ trong một hệ thống hoặc là khả năng
của một hệ thống để thực hiện một Cơng nào đó (Ví dụ: năng lượng cơ học dưới
dạng động năng, thế năng, nhiệt năng, năng lượng dính kết). Đơn vị của hệ năng
lượng theo hệ đơn vị chuẩn SI là Joule (J). Đối với các thiết bị phát điện bằng sức
gió (WEA) thì thường áp dụng các đơn vị sau đây để biểu thị cho năng lượng như
kWh 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) Cơng 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
Cơng chính là tích phân qng đường của lực nên có cơng thức
Et = ½ m v² [Ws]

(2)

Với v - vận tốc
Đối với cơng suất gió thì cơng thức (2) có nghĩa là lượng khơng

khí với khối lượng m chuyển động với vận tốc là v sẽ có một động năng
Et trên một đơn vị thời gian.

Hình 1: Dịng khơng khí
Từ hình 1 thì thể tích khơng khí V đi qua một tiết diện ngang A với vận tốc v
sẽ là:
V = A.v [m³/s]

(3)

Khối lượng khơng khí m và mật độ khơng khí ρ quan hệ theo biểu thức (4)
m = ρ v A [kg/s]

(4)


Do vậy chúng ta có cơng thức (5)
Et = ½ ρv³A [W]

(5)

Cơng suất P0 chính là lượng năng lượng Et trên một đơn vị thời gian theo
định nghĩa
P0= ½ ρv3A [W]

(6)

Từ cơng thức (5), (6) có thể rút ra một kết luận rất quan trọng là cơng suất gió sẽ
tỷ lệ với lũy thừa bậc 3 của vận tốc gió.

Hình 2: Đường cong Cơng suất gió theo vận tốc gió
Hình 2 biểu đường cong cơng suất gió theo vận tốc gió trong trường hợp
mật độ khơng khí ρ =1,225 kg/m³ (Đây chính là mật độ khơng khí khơ tại áp
suất khí quyển ở chiều cao mặt nước biển với nhiệt độ khơng khí là 15°C)
c) Cơng suất của máy phát điện gió (WEA)
Để xác định được cơng suất của thiết bị WEA thì cần phải áp dụng các
định luật sau:
•

Phương trình về tính liên tục ở dạng phương trình (4)
m = ρ.v.A [kg/s]

•

Định luật về lực của Newton (Định luật 2 Newton) ở dạng phương trình (2)
Et = ½ m.v² [W]

•

(7)

(8)

Rút ra từ định luật bảo tồn động lượng theo hình 3:

v=

v1 + v2
m (

/s)


(9)

- Với:

2

v1 - Vận tốc gió trước khi gặp thiết bị

WEA.
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 gian
hay nói cách khác là công suất P được tạo ra bởi thiết bị WEA chính là hiệu số
giữa phần cơng suất gió trước khi gặp và sau khi gặp thiết bị WEA.
E = E1– E2 = P
=½mv1² - ½mv2² = ½ m (v1² - v2²)
(10)

[W]

Hình 3: Bảo tồn động
lượng
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 khơng thể vì nếu như v2 = 0 thì theo
phương 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
và với
tỷ lệ tối ưu này thì cơng suất của thiết bị WEA sẽ là lớn
nhất. Nếu sử dụng các phương trình (7), (9) và (10)
thì ta có:
P = ¼ρA (v1 + v2)(v1² - v2²) [W]

(12)

Nếu như so sánh về mặt tỷ lệ giữa P với công suất tổng cộng P0 của gió thổi
qua một bề mặt có diện tích A mà khơng gặp phải một sự cản trở nào (6) thì ta có:
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


v2/v1

Hình 4: Biểu diễn tỷ lệ cơng 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
tại giá
trị v2/v1 = 1/3. Điều này có nghĩa là, cơng suất lớn nhất có thể của 1 thiết bị
WEA sẽ
đạt được nếu như v2/v1 = 1/3, hiệu suất khoảng 59%. Hệ số về công suất này
trong
7


thực tế không thể đạt được ở những thiết bị WEA cỡ lớn (tuy nhiên trong
những trường hợp này thì hệ số công suất cũng lớn hơn 0,5).
Việc rút ra những vấn đề trên dựa theo các cơng trình được công bố
từ năm 1922 đến năm 1925 của Albert Betz (kỹ sư cơ khí người
Đức) cịn được gọi là định luật Betz`sches.
2.1.2 Khâu phát điện:
2.1.1 Ưu điểm và nhược điểm của các mơ hình:
Mỗi mơ hình đều có ưu và nhược điểm riêng, được nêu trong Bảng 2.1.
Bảng 2.1: Ưu điểm và nhược điểm của các mơ hình
Mơ hình

Ưu điểm

Nhược điểm

• Khơng u cầu nhiều thay đổi lớn • Cạnh tranh ban đầu đối với quá trình
khi tiến hành chuyển đổi sang mô sản xuất điện không cao, các công ty
hình này;
sản xuất điện hiện tại có ít động lực để
• Khả năng áp dụng thành cơng nâng cao hiệu quả và cắt giảm chi phí;

cao;
Mơ hình
TTĐ một
người mua
duy nhất

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

• Khơng gây ảnh hưởng lớn trong
ngắn hạn tới các công ty phân phối
hiện tại, cho phép các cơng ty này
có thời gian nâng cao khả năng tài
chính và khả năng quản lý để sẵn • Khơng có cơ hội cho các cơng ty
sang đối phó với cạnh tranh trong phân phối lựa chọn nhà cung cấp để có
tương lai.
thể giảm chi phí;

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

Mơ hình
thị trường
cạnh tranh
bán bn
điện

• Các cơng ty phân phối có cơ hội • Địi hỏi nhiều thay đổi đối với mơ
lựa chọn nhà cung cấp để có được hình hiện tại, cũng như củng cố năng
mức chi phí thấp nhất;
lực của ngành để có thể chuyển sang
• Cạnh tranh gay gắt tạo áp lực cho áp dụng hiệu quả mơ hình này;
các cơng ty sản xuất phải nâng cao • Nếu tiêu dùng với quy mơ trung bình
hiệu quả và giảm chi phí;
và nhỏ sẽ khơng hưởng lợi trực tiếp
• Người tiêu dùng lớn có khả năng được từ việc tiết kiệm chi phí và tăng
hiệu quả thị trường;
lựa chọn nhà cung cấp điện;
• Tiết kiệm chi phí hơn và hiệu quả • Khi áp dụng địi hỏi nhiều chi phí và
đạt được nhiều hơn so với mơ hình tính phức tạp cao hơn so với áp dụng
mơ hình TTĐ một người mua duy nhất
TTĐ một người mua duy nhất.

Mơ hình
thị trường
cạnh tranh
bán lẻ điện

• Cho phép nâng cấp dần lên mức
độ thị trường có tính cạnh tranh
cao hơn, cạnh tranh trong lĩnh vực
bán lẻ bắt đầu với những khách
hàng lớn và mở rộng ra các khách

• 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;

• Để tạo dựng thị trường bán lẻ cạnh
• Có khả năng áp dụng thành cơng tranh và hệ thống viễn thơng địi hỏi
trong dài hạn do các thành viên của mức độ đầu tư thêm vào thị trường bán
thị trường đã được chuẩn bị kĩ buôn điện cạnh tranh;
càng để đối mặt với cạnh tranh;
• Yêu cầu lượng thơng tin lớn về khách
• Tất cả người tiêu dùng (bao gồm hàng và đòi hỏi tăng cường giáo dục.
cả những người tiêu dùng vừa và
nhỏ) có thế được lợi trực tiếp từ
tình trạng cạnh tranh.

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 định
của thị trường, giám sát thị trường, điều tiết lợi ích các bên tham gia thị
trường thơng qua các qui định, giải quyết các tranh chấp, đảm bảo mục tiêu
chung của lợi ích xã hội. Vai trị 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 cơng nghiệp cung cấp điện;

•

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

•

Đảm bảo cơng bằng giữa các nhà cung cấp – sân chơi bình đẳng.

b.

Các cơng ty phát điện:

Các cơng ty phát điện (CTPĐ) đảm nhiệm vai trị vận hành và quản lý các nhà
máy phát điện, thường các công ty này là chủ sở hữu các nhà máy điện. Trong
môi trường cạnh tranh, các công ty sản xuất điện được quyền tiếp cận khâu
truyền 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 khơng có các lợi ích tài chính trên thị trường. Các
CTTTĐ không phân biệt đối xử với những công ty tiếp cận và sử dụng các

dịch 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 trách
nhiệm trong việc cung cấp điện tới người tiêu dùng. Trong thị trường cạnh
tranh hoàn hảo, các đơn vị phân phối, cũng giống như các CTTTĐ, khơng có
các 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 doanh
bán lẻ như trước, chịu trách nhiệm bán điện cho người tiêu dùng. Trong
trường hợp này, người tiêu dùng khơng có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện.
Cách thực hiện này phù hợp với hoàn cảnh của các nước đang phát triển, nơi
mạng lưới phân phối còn chưa đủ hồn thiện, đặc biệt là ở những vùng nơng
thơn.
e.

Các đơn vị bán lẻ điện:

Các đơn vị bán lẻ điện là đơn vị được thành lập mới trong TTĐ. Các đơn vị
này mua bn điện từ thị trường rồi sau đó bán cho người tiêu dùng với mức
giá bán lẻ. Để việc mua bán được thuận lợi, các đơn vị bán lẻ được sử dụng
các tài sản của CTTTĐ và Đơn vị phân phối, khơng có việc hạn chế hay phân
biệt giữa các đơn vị bán lẻ trong việc sử dụng này. Các đơn vị bán lẻ phải trả
phí 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 chọn

đơn 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 soát
vận hành lưới điện, hệ thống truyền tải. SO phải tách biệt về lợi ích với các
thành viên trên thị trường, cũng như khơng được hưởng bất kì lợi ích tài chính
nào từ các hoạt động kinh doanh phát điện và phân phối điện. Nói chung SO
có 3 nhiệm vụ chính sau:
•

Đảm bảo an ninh,

•

Đảm bảo chất lượng dịch vụ,

•

Thúc đẩy việc nâng cao hiệu quả kinh tế.

g.

Đơn vị vận hành TTĐ:

Đơn vị vận hành TTĐ (MO) quản lý vận hành TTĐ, lập biểu đồ cân bằng
cung cầu trên cơ chế các bản chào giá. MO nhận các bản chào bán từ các
CTPĐ và bản chào mua từ các đơn vị phân phối/bản lẻ hoặc khách hàng lớn,
sau đó tiến hành cân bằng cung cầu theo các bản chào, xác định giá thị trường

và biểu đồ huy động/tiêu thụ của các đơn vị tham gia thị trường. Kế hoạch sẽ
được trình lên đơn vị vận hành hệ thống điện (SO) để vận hành thực tế. MO
cũng có trách nhiệm điều chỉnh các biểu đồ khi xảy ra các nghẽn mạch truyền
tải trước khi có các can thiệp của SO trong vận hành thời gian thực. Khung
thời gian của thị trường có thể thay đổi tuỳ theo thị trường, thông thường là
thị trường ngày tới, giờ tới, nửa giờ tới theo mức độ cạnh tranh tăng dần, giảm
các 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 Wales
vào 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 đã
thúc đẩy cạnh tranh gia tăng và tạo áp lực lên giá bán buôn điện, vốn vẫn ở
mức cao theo quy định của thị trường cũ. Theo NETA hầu hết việc mua bán
điện được thực hiện theo hình thức hợp đồng song phương giữa người mua và
người 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 cầu
thời gian thực.
2.2.2 Singapore:
Trước năm 1995, ngành điện Singapore có cấu trúc độc quyền liên kết dọc, sở
hữu 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 khâu
của dây chuyền kinh doanh điện. Ba CTPĐ được thành lập: PowerSenoko và
PowerSeraya chịu trách nhiệm quản lý các nhà máy điện cũ, và công ty
TuasPower (công ty con của công ty Temasek Holding Pte Ltd sở hữu nhà
nước). Công ty PowerGrid chịu trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện

truyền tải. Công ty Power Supply chịu trách nhiệm trong khâu phân phối và
bán lẻ. Power Supply và hai đơn vị khác được cấp giấy phép bán điện cho các
khách hàng lớn. Singapo cũng từng bước giảm sở hữu nhà nước bằng việc tư
nhân hố hai cơng ty phát điện Senoko và Seraya. Các nhà đầu tư nước ngoài
được phép mua cổ phiếu với số lượng không hạn chế nhưng không cho phép
một nhà đầu tư mua cổ phiếu của hai công ty đổi thủ. Quá trinh tư nhân hoá
vẫn tiếp tục sau 2001.
TTĐ Singapo bắt đầu hoạt động từ tháng 8/1998 do công ty Power Grid điều
hành và quản lý. Đây là thị trường bán buôn điện cạnh tranh bắt buộc, tất cả
điện năng giao dịch đều phải thông qua thị trường. Tham gia TTĐ ngồi 3
cơng ty phát điện nêu trên, cịn có sự tham gia của cơng ty phát điện trực
thuộc Bộ Môi trường, các IPP trong nước và IPP nước ngồi và các cơng ty
bán bn điện. Các khách hàng có cơng suất từ 5 MW trở lên được tự do lựa
chọn mua điện trực tiếp từ TTĐ hoặc ký hợp đồng với các CTPĐ. Các hộ tiêu
thụ điện có cơng suất bé hơn 5 MW thì mua điện từ công ty phân phối điện
độc 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 thêm
cho một số CTPĐ mới tham gia thị trường, đẩy mạnh việc cạnh tranh trong
khâu phân phối điện.


Singapo là quốc gia đi đầu trong lĩnh vực cải cách ngành điện trong khu vực
Đơng Nam Á. Singapo có nhiều thuận lợi để triển khai vì hệ thống điện tương
đối gọn, với nhiều hộ tiêu thụ điện công nghiệp lớn. Bài học rút ra là sự kết
hợp đồng bộ giữa cải tổ mơ hình tổ chức ngành điện như phân tách cơng ty,
cơng ty hóa, tư nhân hóa... với xây dựng TTĐ. Singapo đã rút ra bài học kinh
nghiệm của các nước đi trước, nhanh chóng áp dụng các tiến bộ khoa học kỹ
thuật 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 điện
được 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 IPP
ít; Dư thừa lớn về cơng suất; Giá bán điện cho khách hàng được điều tiết. Bắt
đầu từ năm 1990, ngành điện Australia từng bước cải cách ngành điện với
việc thành lập Uỷ ban quản lý lưới điện quốc gia (NGMC) thực hiện thiết kế
thị trường, lập các khung điều tiết, cấu trúc lại các CTPĐ tại các bang, tách
khâu 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 (tháng
05/2005) qua đường cáp ngầm nối với Victoria). Sở hữu nhà nước ở tất cả các
khâu đều giảm dần, cho đến nay gần như chỉ còn chiếm từ 50% (khâu phân
phối) - 64% (khâu phát điện).
TTĐ Australia bắt đầu vận hành từ tháng 12/1998, bắt đầu từ thị trường bán
buôn cạnh tranh, cho đến nay đã là thị trường cạnh tranh bán lẻ. Đây là thị
trường toàn phần (tất cả điện năng giao dịch qua thị trường) nửa giờ tới, dựa
theo giá chào nằm trong khung từ giá sàn đến giá trần, giá thị trường xác định
theo từng nửa giờ. Để giảm rủi ro do biến động của giá thị trường, các đơn vị
tham 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, trước
đây KEPCO là công ty độc quyền liên kết dọc tại Hàn Quốc, sở hữu 94% điện
sản xuất, độc quyền về truyền tải và phân phối điện tại Hàn Quốc. Trước cải
cách năm 1999 tổng công suất đặt tại Hàn Quốc đạt 42.000MW, sản lượng
năm đạt 193 tỷ kWh. Nhà nước nắm giữ 52,26% vốn chủ sở hữu của
KEPCO, 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 hàng
Korea 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 tồn 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 cịn
lại thuộc KEPCO nhóm lại thành 5 CTPĐ có quy mơ và cấu trúc chi phí
tương tự nhau và vẫn do KEPCO là chủ sở hữu chính. Các khoản nợ của
KEPCO (trừ nợ nước ngồi) được phân bổ đều cho các CTPĐ. Để phục vụ
cho cạnh tranh, việc nhóm các nhà máy điện thành các CTPĐ độc lập nằm
trong KEPCO đã tính đến cơng nghệ, dạng nhà máy, vị trí địa lý và các yếu tố
khác đảm bảo đồng đều hóa khả năng cạnh tranh của các CTPĐ. Tách trung
tâm điều độ hệ thống điện ra khỏi KEPCO và thành lập đơn vị vận hành TTĐ
gọi tắt là KPX thuộc chính phủ. Đây là đặc trưng quan trọng trong kế hoạch
cải cách của Hàn Quốc. Toàn bộ khâu phát, truyền tải và phân phối điện vẫn
thuộc KEPCO.
Thành lập và vận hành TTĐ một người mua (từ 2001) theo mơ hình thị
trường bắt buộc dựa trên chi phí. Các CTPĐ (trừ IPP) được nhận khoản chi
phí cơng suất tách biệt với chi phí năng lượng. Chi phí cơng suất được thiết
lập trên cơ sở đảm bảo các nhà máy có khả năng thu hồi chi phí cố định và lợi
nhuận định mức. Chi phí điện năng được xác định từng giờ thơng qua thị

trường chi phí. Các CTPĐ chào công suất sẵn sàng của các tổ máy và chi phí
biến 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 phí
cơng suất và chi phí biến đổi của từng loại nhà máy do Cơ quan điều tiết điện
lực 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 của
KEPCO đã được nhóm lại từ giai đoạn 1, trừ điện nguyên tử. KEPCO chỉ sở
hữu điện nguyên tử ở khâu phát và tiếp tục sở hữu khâu truyền tải và phân
phối. Tiền thu được từ khâu bán tài sản nguồn điện được dùng chủ yếu để trả
các khoản nợ trong bảng cân đối tài sản của KEPCO chứ không cho phép
KEPCO 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 khâu
phân phối điện. Tuy nhiên trong giai đoạn này, chuyển từ thị trường chi phí
sang thị trường giá giống TTĐ của Úc và Anh.
Để chuẩn bị cho giai đoạn 3, các công ty phân phối được thành lập trong
KEPCO với số lượng phù hợp như thực hiện đối với việc nhóm các CTPĐ
trước 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 ngun tử, kết thúc q trình nhóm và
phân 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 thụ
được phép lựa chọn nhà cung cấp. KEPCO tiếp tục là cơng ty truyền tải điện
tại Hàn Quốc.
Tiến trình cải cách:

Kế hoạch cải cách được khởi động đúng như dự kiến và năm 2001 TTĐ Hàn
Quốc chính thức đưa vào hoạt động. Do có sự phản đối của nghiệp đồn lao
động Hàn Quốc, nên việc bán tài sản khối phát điện bị chậm lại, nên hiện nay
Hàn 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 không
kém các nước phát triển khác. Tuy nhiên kế hoạch cải cách ngành điện của
Hàn Quốc rất thận trọng, chia thành nhiều bước. Trong 4 giai đoạn, thì hai
giai đoạn đầu áp dụng TTĐ một người mua và khởi động bằng việc áp dụng
thị 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 trọng
theo hướng tự do hóa bắt đầu từ năm 1985 khi Trung Quốc bắt đầu mở cửa
nền 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 nhà
nước thông qua Luật công ty năm 1993, Luật kế toán mới phù hợp với tiêu
chuẩn quốc tế. Các cơng ty này có quyền tự chủ về tài chính, có thể huy
động vốn nước ngồi và qua thị trường chứng khốn. Cải cách thể chế cùng
với chính sách “nhà máy mới, giá điện mới” đã thực sự thu hút đầu tư trong
khâu phát điện từ các thành phần kinh tế giảm tình trạng thiếu điện tại
Trung Quốc trong thời gian này.
b. Từ cuối thập niên 1990, quá trình cải cách bước sang giai đoạn 2 theo
hướng phát triển thị trường bằng việc:
•

Thơng qua Luật Điện lực năm 1996, trong đó thừa nhận quyền sở hữu tư
nhân đối với ngành điện;

•

Thành lập Tổng Cơng ty Điện lực Quốc gia 1997 (SPC), nắm giữ vốn
nhà nước tại 46% khối phát điện, 90% khối truyền tải và 100% khối
phân phối. SPC đóng vai trị đầu tư tài chính vào các cơng ty thành viên.


•

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

c. Giai đoạn 3: Để thúc đẩy cạnh tranh khâu phát điện, Chính phủ Trung Quốc
tách tồn bộ nguồn điện ra khỏi SPC, thành lập 5 CTPĐ nhà nước độc lập
với SPC từ năm 2002. SPC chỉ còn sở hữu khâu truyền tải và phân phối
điện. Trong đó lưới điện truyền tải được phân thành 3 vùng do 3 công ty
quản lý đó là Tổng cơng ty lưới điện phương Nam, Tổng công ty lưới điện
Đông Bắc và Tổng công ty lưới điện miền Đông.
Từ 2002 đến 2004: Trong giai đoạn này, Trung Quốc thực hiện 6 dự án
TTĐ thử nghiệm tại 6 tỉnh đồng thời với việc củng cố lưới điện truyền tải
liên kết các tỉnh. Tất cả các TTĐ thử nghiệm nêu trên là TTĐ một người
mua, trong đó người mua duy nhất là các công ty điện lực tỉnh (sở hữu lưới
truyền tải, khâu phân phối điện, điều độ và một số nguồn nhỏ). Các đơn vị
tham gia TTĐ là các nhà máy điện thuộc 5 CTPĐ nhà nước và các CTPĐ
khác nằm trong tỉnh đó. Thiết kế thị trường tại 6 tỉnh khác nhau nhưng nhìn
chung 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 nhỏ
điện 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 kế
TTĐ của 3 vùng này về cơ bản là giống nhau. Ví dụ đối với TTĐ phương

Đơng:
•

Là vùng kinh tế động lực của Trung Quốc, dân số chiếm 11% và GDP
chiếm 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 cơng ty lưới điện Phương đông sở hữu lưới
truyền 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 khác
trong vùng và các NMĐ ngồi vùng.

•

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

•

Trong số các NMĐ tham gia TTĐ, thì 90% sản lượng của NMĐ thông
qua hợp đồng năm với các CTĐL tỉnh, chỉ có 10% sản lượng giao dịch
qua TTĐ.

•

TTĐ là thị trường tháng tới, mỗi tháng tổ chức đấu giá một lần theo
nguyên tắc như sau: Hàng tháng, các CTĐL tỉnh sau khi thỏa thuận với

các CTPĐ thông qua các hợp đồng năm sẽ thiết lập kế hoạch phát điện
tháng 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 hành
TTĐ xác định dự phòng truyền tải trên lưới truyền tải liên kết và công bố
các 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 vùng
chào giá cho phần nhu cầu mua thêm trong tháng tới và các CTPĐ chào
giá cho nhu cầu phát thêm trong tháng tới trước ngày thứ 20 của tháng
trước. 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 tiên
duy 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 lệch
giữa dự báo và thực tế được xử lý thông qua việc điều chỉnh công suất
các tổ máy thực hiện các cam kết năm. Nguyên tắc là: khi lập kế hoạch
vận 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 vậy
trong q trình thanh tốn.

Kết luận:
Trung Quốc là nước đang phát triển, có tốc độ phát triển phụ tải cao. Quá
trình cải cách ngành điện của Trung Quốc rất thận trọng, chia thành nhiều giai
đoạn khác nhau phục vụ các mục tiêu khác nhau như thu hút đầu tư khâu phát
điện, cơng ty hóa các doanh nghiệp nhà nước, phân tách sở hữu khâu phát
điện với các khâu cịn lại nhằm tránh xung đột về lợi ích để thúc đẩy cạnh

tranh. Sau hơn 20 năm cải cách, Tuy Trung Quốc chưa hình thành rõ ràng kế
hoạch 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 số
562/TTg ngày 10/10/1994 của Thủ tướng Chính phủ, là doanh nghiệp lớn của
Nhà nước (theo mơ hình Tổng cơng ty 91), gồm nhiều đơn vị thành viên hoạt
động trong phạm vi cả nước về chuyên ngành điện (bao gồm các khâu nghiên
cứu, khảo sát, thiết kế, xây lắp, sản xuất, truyền tải, phân phối điện, chế tạo
thiết 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 phát
triển ngành điện, tổ chức sản xuất đảm bảo nhu cầu điện năng cho sản xuất và
sinh hoạt phù hợp với yêu cầu và định hướng chiến lược phát triển kinh tế - xã
hội của đất nước.
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, từ năm 2006, Tổng công ty điện lực
Việt Nam chuyển sang hoạt động theo mô hình Tập đồn kinh tế (Tập đồn
điện lực Việt Nam (EVN) - Quyết định số 148/2006/QĐ-TTg ngày
22/06/2006 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 thơng cơng
cộng, cơ khí điện lực là các ngành kinh doanh chính.
3.1.1 Cơ cấu tổ chức của EVN:
Tập đồn Điện lực Việt Nam hoạt động theo hình thức cơng ty Mẹ - cơng ty
Con, trong đó cơng ty Mẹ vừa trực tiếp sản xuất, kinh doanh, vừa đầu tư tài
chính vào các cơng ty Con, các cơng ty liên kết, đầu tư tài chính vào lĩnh vực
ngành nghề kinh doanh mới. Cơng ty Mẹ có nghĩa vụ định hướng chiến lược

đầu tư, sản xuất kinh doanh, khoa học công nghệ của các công ty Con theo
chiến lược chung của Tập đồn và phù hợp điều lệ của các cơng ty Con, hạn
chế tình trạng đầu tư, kinh doanh trùng lặp dẫn đến phân tán, lãng phí nguồn
lực, giảm hiệu quả kinh doanh chung.
Hiện tại, ngành điện Việt Nam có cấu trúc theo mơ hình liên kết dọc (Hình
3.1), cụ thể EVN là đơn vị sở hữu và quản lý vận hành phần lớn các nguồn
điện (hơn 60%), toàn bộ hệ thống truyền tải, phân phối và các khâu điều độ hệ
thống. Giá bán điện tới hộ tiêu thụ do Chính phủ qui định. Trong tương lai
gần EVN vẫn là đơn vị chính chịu trách nhiệm đảm bảo cung cấp điện ổn
định, 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, cịn có
các đơn vị khác tham gia vào lĩnh vực phát điện, cụ thể các dự án BOT, các
IPP 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.
EVN
Phát điện

IPPs, BOT
Truyền tải điện
Phân phối điện

Khu công nghiệp

Khách hàng

Hình 3.1: Mơ hình ngành điện Việt Nam hiện tại
Cơ cấu tổ chức chuyên ngành điện của EVN gồm các đơn vị thành viên như
sau (Hình 3.2):

Ban Tổng hợp

Hội đồng quản trị

Ban Kiểm sốt

Tổng Giám đốc
Các Phó Tổng
Giám đốc

Các
Cơng
ty
phát
điện

Các
Cơng
ty
truyền
tải

Trung
tâm
điều
độ
HTĐ

Các
Cơng

ty
điện
lực

Các
Cty
TV,
Ban
QLDA

Viện
NL,
Các
trường
ĐT

Hình 3.2 Sơ đồ tổ chức của EVN năm 2007

Các
Cty
thiết
bị, cơ
khí

Cơng
ty TT
viễn
thông,
EVNit

•

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

•

Khâu truyền tải: tháng 3/2008, Chính phủ đã đồng ý thành lập Tổng cơng
ty truyền tải điện, hoạt động theo mơ hình cơng ty mẹ - con. Theo đó, cơng
ty mẹ là cơng ty TNHH một thành viên do Tập đồn Điện lực Việt Nam sở
hữu 100% vốn điều lệ, trên cơ sở tổ chức lại 4 CTTTĐ (1, 2, 3, 4), 3 Ban
Quản lý dự án cơng 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 (Cơng ty TNHH MTV Hải
Phịng, Hải Dương, Ninh Bình, Đà Nẵng, Đồng Nai), cổ phần (Cơng ty CP
ĐL Khánh Hồ);

•

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 tốn độc lập (Cơng ty thơng tin viễn thông điện lực, Trung tâm công
nghệ thông tin điện lực, Viện Năng lượng, các trường đại học, cao đăng
điện lực), cổ phần (các Công ty CP tư vấn XD điện (1,2,3,4); các cơng 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 thành
viên.
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 các
NMĐ khoảng 13389 MW, trong đó nguồn do EVN sở hữu hoặc nắm cổ
phần chi phối chiếm khoảng 70%. Cơ cấu nguồn như sau: thuỷ điện
32%, nhiệt điện 12%, tua bin khí 23%, nguồn điện nhỏ 4%, cịn lại là các
IPP, BOT và điện nhập khẩu. Tính từ năm 2000 đến nay, trung bình
lượng cơng suất đặt tăng gần 12%/năm, trong khi tốc độ tăng công suất
đỉnh trung bình theo thống kê đạt tới 13%/năm.
Về mặt sản lượng, năm 2007 toàn hệ thống đạt sản lượng đầu nguồn là
68,7 tỷ kWh, trong đó thuỷ điện chiếm 30,9 %, nhiệt điện 14.1%, tua bin
khí 28.3%, IPP,BOT và mua nước ngồi chiếm 26.6%. Có thể thấy là
thuỷ điện vẫn góp phần đáng kể trong cơ cấu nguồn, do vậy ảnh hưởng
của thuỷ văn thời tiết sẽ còn tác động đáng kể đến việc cung cấp điện của