Một số giải pháp nhằm tăng cường thu hút FDI vào ngành điện Việt Nam trong thời gian tới.doc

LỜI MỞ ĐẦU

Một đất nước đang nỗ lực xây dựng cơ sở hạ tầng giao thông vận tải- hàng không- viễn
thông- cầu cảng- sân bay và đặc biệt là điện lực để phục vụ nền kình tế và tham gia nhiều
hơn vào kinh tế thế giới như Việt Nam ( VN ) hiện nay là xu hướng chung của các nước
đang phát triển. Vì chỉ khi có một cơ sở hạ tầng tốt ( chất lượng- số lượng- độ tin cậy- chi
phí) thì kinh tế mới phát triển được.
Trong vòng hơn một thập kỷ qua kinh tế VN có tốc độ tăng trưởng cao nhất khu vực và thế
giới một phần bởi sự bùng nổ đầu tư và cơ sở hạ tầng của Chính phủ, VN đã được các
nước trên thế giới đánh giá cao về nỗ lực đầu tư trong cơ sở hạ tầng bằng các khoản vay
vốn, các khoản vốn hỗ trợ ODA, tư vấn kỹ thuật của các tổ chức và Chính phủ các nước,
cùng với số vốn này vốn đầu tư cho cơ sở hạ tầng chủ yếu là từ ngân sách nhà nước hoặc
vốn góp của dân ( nhà nước và nhân dân cùng làm) chứ chưa có sự tham gia của dòng vồn
tư nhân hoặc dòng vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài FDI.
Trong thời gian tới VN muốn duy trì tốc độ tăng trưởng như hiện tại việc đầu tư vốn cho
cơ sở hạ tầng càng phải lớn và đa dạng hơn, Chính phủ trong vài năm qua đã thấy rằng cần
thiết phải thu hút vốn tư nhân vào lĩnh vực này vì gánh nặng đáp ứng vốn hiện nay của
chính phủ là không đáp ứng hết, nguồn vốn vay có hạn, đồng thời chính phủ cũng nhận
thấy rằng mô hình tổ chức độc quyền nhà nước trong cơ sở hạ tầng không phải là mô hình
duy nhất, thậm chí cần phải cải tổ để nâng cao hiệu quả hoạt động.
Ngành điện là một ngành đặc biệt trong cơ sở hạ tầng ngoài tính chất là ngành liên
quan đến an toàn, an ninh năng lượng quốc gia và đến chính sách xã hội của Nhà nước,
còn là ngành cung cấp yếu tố đầu vào không thể thiếu cho sản xuất công nghiệp và mọi
hoạt động khác của xã hội. Để đáp ứng tốc dộ tăng trưởng kinh tế, nhu cầu về điện là
rất lớn, ngành điện phải đi trước một bước trong việc cung cấp điện, vì vậy vốn đầu tư
cho ngành điện là rất lớn, nếu chỉ dựa vào việc huy động vốn như trước đây ( vốn vay
nước ngoài, vay trong nước, vốn ngân sách, vốn tự có) chắc chắn sẽ không đảm bảo, vì
vậy cần xây dựng một hành lang pháp lý nhằm thu hút vốn từ bên ngoài tham gia đầu
tư, đặc biệt là dòng vốn FDI nơi những nhà đầu tư nước ngoài (ĐTNN) có tiềm lực vốn
lớn, công nghệ thích hợp và có kinh nghiệm trong việc đầu tư.

CHƯƠNG 1
THỰC TRẠNG THU HÚT FDI VÀO NGÀNH ĐIỆN HIỆN NAY

Giới thiệu tổng quan về ngành điện Việt Nam
1.1.1 Cơ cấu tổ chức ngành điện.
Ngành điện hiện nay được tổ chức quản lý theo ngành dọc, cả 3 khâu phát điện-truyền tải-
phân phối và kinh doanh điện đều do một doanh nghiệp nhà nước quản lý, đó là tập đoàn
điện lực Việt Nam (EVN).Ngoài EVN còn có Bộ công thương, cục điều tiết điện lực, vụ
năng lượng và dầu khí là các đơn vị cùng tham gia quản lý ngành điện. Tuy nhiên vai trò
của EVN là rất lớn do tập đoàn này sở hữu phần lớn tài sản trong khâu phát điện và hoàn
toàn độc quyền trong 2 khâu còn lại là truyền tải-phân phối bán lẻ điện.
Hộp 1.1 Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)
Tổng Công ty Điện lực Việt Nam được chuyển đổi thành Tập đoàn Điện lực Việt Nam –
EVN từ năm 2006 theo Quyết định số 48/2006/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ. EVN
kinh doanh đa ngành. Trong đó, sản xuất, kinh doanh điện năng, viễn thông công cộng và
cơ khí điện lực là ngành nghề kinh doanh chính; gắn kết chặt chẽ giữa sản xuất, kinh doanh
với khoa học, công nghệ, nghiên cứu triển khai, đào tạo.
Mục tiêu hoạt động của EVN thể hiện rõ qua 3 tiêu chí: Kinh doanh có lãi, bảo toàn và
phát triển vốn chủ sở hữu nhà nước đầu tư tại EVN và vốn của EVN đầu tư vào các doanh
nghiệp khác; Giữ vai trò trung tâm để phát triển một Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt
Nam đa sở hữu, trong đó sở hữu nhà nước là chi phối; Tối đa hóa hiệu quả hoạt động của
Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam.
Hiện nay, EVN có 11 công ty điện lực kinh doanh điện năng đến khách hàng, trong đó, có 3 công
ty điện lực vùng và 8 công ty điện lực tỉnh, thành phố. Lĩnh vực truyền tải cũng đang có những
bước phát triển mạnh mẽ với sự ra đời của Tổng Công ty Truyền tải Việt Nam trên cơ sở tổ chức
lại 4 công ty Truyền tải (Công ty Truyền tải 1, 2, 3, 4) và 3 Ban Quản lý dự án (Ban Quản lý dự án
miền Bắc, Trung, Nam).
Bên cạnh đó, lĩnh vực cơ khí điện lực và viễn thông công cộng ngày càng chiếm vị trí quan
trọng trên thị trường. Những cái tên như: Công ty CP Cơ khí Điện lực, Công ty CP Chế tạo
Thiết bị Điện Đông Anh… hay EVNTelecom đã trở nên quen thuộc, đáp ứng một phần

nhu cầu của khách hàng về các sản phẩm cơ khí và dịch vụ viễn thông công cộng.
Ngoài các lĩnh vực chính kể trên, cũng không ngừng phát huy thế mạnh của mình trên các
lĩnh vực như: Tư vấn; nghiên cứu – đào tạo, tài chính – ngân hàng… Đây sẽ là những thế
mạnh khác giúp EVN phát triển vững mạnh và toàn diện hơn.
Nhằm định hướng cho quá trình phát triển ngành điện Việt Nam, ngày 5 tháng 10 năm
2004 Thủ tướng Chính phủ đã ký quyết định 176/2004/QĐ-TTG phê duyệt Chiến lược
phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 - 2010, định hướng đến 2020. Theo đó,
mục tiêu phát triển của ngành Điện Việt Nam trong thời gian tới là: sử dụng tốt các nguồn
thuỷ năng, khí và than để phát triển cân đối nguồn điện; xây dựng các cụm khí - điện - đạm
ở Phú Mỹ và khu vực Tây Nam; xúc tiến nghiên cứu, xây dựng thuỷ điện Sơn La; nghiên
cứu phương án sử dụng năng lượng nguyên tử; đồng bộ hoá, hiện đại hoá mạng lưới phân
phối điện quốc gia; đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện; có chính sách
thích hợp về sử dụng điện ở nông thôn, miền núi; tăng sức cạnh tranh về giá điện so với
khu vực.
Dựa trên những mục tiêu phát triển đưa ra, chiến lược hoạt động của EVN trong thời gian
tới là kinh doanh đa ngành, đa sở hữu, có trình độ công nghệ, quản lý hiện đại và chuyên
môn hóa cao; trong đó, các ngành sản xuất và kinh doanh điện năng, viễn thông công cộng,
cơ khí điện lực vẫn là những ngành kinh doanh chính, làm nòng cốt để ngành công nghiệp
điện lực Việt Nam phát triển nhanh và bền vững, cạnh tranh và hội nhập kinh tế quốc tế có
hiệu quả.
Nguồn: Website của EVN
Ngoài các cơ quan quản lý nhà nước nói trên hiện nay trong khâu phát điện có sự tham gia
một số đơn vị ngoài ngành bao gồm các công ty phát điện dạng BOTs hoặc các nhà đầu tư
độc lập IPPs của các doanh nghiệp trong nước và nước ngoài.Các công ty này đều phải
tuân thủ các quy định trong giấy phép đầu tư và giấy phép hoạt động do Bộ Kế Hoạch &
Đầu Tư, Bộ Công thương cấp, chịu sự điều tiết của cục điều tiết điện lực, ngoài nhiệm vụ
cung cấp điện tại chỗ theo quy định của giấp phép, nếu thừa công suất phải đấu nối với hệ
thống điện quốc gia, các công ty này có mối quan hệ ràng buộc với EVN thông qua hợp
đồng mua bán điện dài hạn PPA hoặc trên thị trường giao ngay và chịu sự điều độ vận
hành của trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia Ao.Khi phát sinh những mâu thuẫn đến

phát điện, giá bán điện thì EVN và các công ty này sẽ tự thương thảo, dàn xếp trước, nếu
không được thì báo cáo Bộ công thương hoặc trình Thủ Tướng Chính phủ giải quyết.
Các đơn vị ngoài EVN thuộc sở hữu nhà nước chủ yếu thuộc quyền kiểm soát của các tập
đoàn lớn như Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN), tập đoàn than khoáng sản Việt Nam
(TKV) vv… dưới hình thức là các nhà đầu tư điện độc lập, một mặt thực hiện vai trò, chức
năng của các tập đoàn nhà nước nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia nhưng mặt
khác cũng đảm bảo công trình đầu tư điện của họ phải có lãi nhằm bù đắp chi phí tương
đối cao và thời gian hoàn vốn tương đối dài trong các dự án nguồn điện ( khoảng trên 15
năm trở lên), các dự án này bao gồm:
- Nhà máy nhiệt điện than Na Dương 110MW nằm trên tỉnh Lạng Sơn do
tập đoàn than khoáng sản VN đầu tư, đã phát điện từ năm 2005
- NM nhiệt điện than Cao Ngạn-Thái Nguyên 100MW cũng do tập đoàn
than khoáng sản VN đầu tư vận hành từ năm 2006
- NM thủy điện Cần Đơn 77,6 MW do tổng công ty sông đà làm chủ
đầu tư
- NM thủy điện Nậm Mu 12MW trên tinh Hà Giang, thủy điện Nà Lơi 9
MW nằm trên tỉnh Lai Châu cũng do tổng công ty song đà làm chủ đầu tư.
1.1.2 Chu trình từ phát điện đến cung cấp điện cho người sử dụng
- Phát điện: Tổng công suất phát điện hiện tại của Việt Nam là khoảng 12 000 MW. Tổng
công suất này được phân chia giữa các đơn vị phát điện như sau: 7 300 MW của EVN
chiếm 62,5%; 1 800 MW của các đơn vị đã cổ phần hoá của EVN chiếm 15% ; 2 600 MW
bằng các dự BOT chiếm 21,6% và 210 MW của các nhà cung cấp điện độc lập IPP ở miền
Bắc chiếm 9%, các nhà máy phát điện gồm có cả thuỷ điện và nhiệt điện chạy bằng than, ở
miền trung chủ yếu là thuỷ điện, và ở miền nam chủ yếu là thuỷ điện và nhiệt điện chạy
bằng khí. Thuỷ điện là nguồn phát điện chủ yếu ở Việt Nam nhưng lại chịu nhiều rủi ro về
thuỷ năng và phải đảm bảo đa mục tiêu ngoài phát điện còn phải đảm bảo nước cho ngành
nông nghiệp, trong nhiều trường hợp ưu tiên thủy lợi cho ngành nông nghiệp nhằm đảm
bảo an ninh lương thực. Gần đây, lượng mưa ít ở các khu vực đầu nguồn đã làm hạn chế
sản lượng của các nhà máy thuỷ điện, dẫn đến việc không đáp ứng được hết nhu cầu điện
của cả nước, đặc biệt trong những mùa khô.

- Truyền tải điện: Khối truyền tải bao gồm 4 công ty truyền tải điện 1, 2, 3,4 hạnh toán phụ
thuộc EVN, có trách nhiệm quản lý vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa lưới truyền tải cấp điện
áp 500kV, 220 kV và một phần lưới 110kV. Xương sống của hệ thống truyền tải điện là
đường dây 500 kV, nối các nguồn phát điện chính và các trung tâm nhu cầu. Năm 2005, có
hơn 3 000 kilomet đường dây 500 kV với các trạm 11 500 kV. Tuy nhiên, khả năng tận
dụng tối đa các nguồn phát điện giữa các vùng khác nhau của cả nước bị hạn chế bởi công
suất của đường dây. Một đường dây 500 kV thứ hai, song song với đường dây hiện nay,
vừa mới được xây dựng để giải quyết những hạn chế này và cho phép sử dụng tối ưu các
nguồn phát điện. Việc củng cố lại các mạng lưới truyền tải xung quanh các khu vực đô thị
như Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh sẽ tăng cường tính toàn vẹn của mạng lưới ở những
khu vực này.
Bên cạnh đường dây 500 kV, có hơn 5 000 km đường dây 220 kV và gần 11 000 km
đường dây 110 kV năm 2005. Trung tâm truyền tải Điện quốc gia chịu trách nhiệm vận
hành toàn bộ hệ thống chuyển tải điện từ 500 kV đến 100 kV.
- Phân phối và bán lẻ điện: EVN hiện nay có 10 công ty điện lực với chức năng chính là
phân phối và kinh doanh điện năng, các công ty này hạch toán độc lập trực thuộc EVN,
quản lý phân phối điện đến cấp 110kV, mua điện đầu nguồn theo giá bán điện nội bộ của
EVN và bán điện cho khách hàng theo giá bán điện quy định của Thủ Tướng Chính Phủ Ở
vùng nông thôn, một số cộng đồng địa phương sở hữu và vận hành những mạng lưới hạ
thế. Các khách hàng công nghiệp lớn ở các khu kinh tế cũng có thể nhận cung cấp điện
trực tiếp từ một nhà máy IPP hay BOT. Giá bán điện đối với những trường hợp như vậy
được hạn chế ở mức 25% so với mức giá bán điện của EVN. Nhà máy lớn nhất thuộc loại
này là nhà máy điện Hiệp Phước cung cấp điện cho khu chế xuất Tân Thuận gần thành phố
Hồ Chí Minh.
Giá bán điện đã được tăng thêm 8.8% vào năm 2006 lên mức trung bình là 852đồng/kWh.
Đây là lần tăng giá đầu tiên trong 4 năm, với mục đích xua tan nỗi lo lắng của các nhà đầu
tư về mức lợi nhuận có thể thu được trong ngành này. Giá bán điện còn tiếp tục được nâng
lên lần 2 vào năm 2008 (4.5%) và lần 3 năm 2010. Nhưng do ảnh hưởng của lạm phát năm
2008 và kinh tế thế giới suy thoái có ảnh hưởng đến nền kinh tế VN nên đến tháng 3 năm
2009 giá bán điện mới tăng lên theo như dự kiến khoảng 8,92% so với năm 2008. Tuy

nhiên, xét về giá trị thực tế thì giá lại giảm xuống, và giá bán điện của Việt Nam là tương
đương hoặc thấp hơn so với các nước láng giềng.
Hộp 1.2: EVN đã bán điện trực tiếp cho gần 10 triệu hộ dân nông thôn
Tin từ Hội nghị “Đánh giá kết quả tiếp nhận lưới điện hạ áp và bán điện trực tiếp đến
hộ nông thôn” do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức ngày 8/4/2009, kể từ
tháng 6/2008 đến nay, 7 Công ty Điện lực thuộc EVN (trừ 4 Công ty Điện lực: TP.
Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Đà Nẵng và Khánh Hòa) đã bán điện cho 100% hộ nông
thôn từ trước năm 2008) đã tiếp nhận lưới điện hạ áp nông thôn (LĐHANT) tại gần
800 xã, bán điện trực tiếp cho hơn 1 triệu hộ dân nông thôn.
Như vậy, tính đến nay, EVN đã bán điện trực tiếp cho hơn 4000 xã (đạt tỷ lệ 47,55%), gần 10
triệu hộ nông thôn (đạt 63,68%). Trong đó, 12 điện lực địa phương đã bán điện đến 100% hộ
dân là Điện lực Bắc Ninh, Điện lực Sơn La (thuộc Công ty điện lực 1), 8 điện lực thuộc Công
ty Điện lực 2 gồm: Bình Phước, Tây Ninh, Bà Rịa - Vũng Tàu, Long An, Bến Tre, Sóc Trăng,
Bạc Liêu, Cà Mau và 2 điện lực thuộc Công ty Điện lực 3 là Gia Lai và Kon Tum. Ngoài ra
nhiều điện lực đã thực hiện tiếp nhận LĐHANT và bán điện đến 90% hộ nông thôn là Điện lực
Ninh Thuận, Bình Dương, Đồng Tháp, Lâm Đồng, Kiên Giang, Đăk Nông… Chương trình
này đang được EVN đẩy mạnh, để đến giữa năm 2010 sẽ tiếp nhận bán lẻ điện đến hầu hết các
hộ dân nông thôn.
Nguồn: Website của EVN
1.2. Sự cần thiết phải thu hút FDI vào ngành điện hiện nay.
Việt Nam đã rất thành công trong việc thu hút FDI trong khu vực sản xuất, đặc biệt trong
lĩnh vực sản xuất dành cho xuất khẩu, tuy nhiên trong lĩnh vực đầu tư cơ sở hạ tầng cần
nhiều nguồn vốn lớn VN chủ yếu sử dụng vốn ngân sách hoặc vốn vay ODA, bằng chứng
đã cho thấy lĩnh vực cơ sở hạ tầng tuy không có sức hấp dẫn như khu vực sản xuất nhưng
vẫn hoàn toàn có thể thu hút một lượng vốn đáng kể từ khu vực tư nhân trong đó có FDI,
điều này đã được chứng minh ở các nước phát triển OECD hoặc các nước lân cận như Thái
Lan, Trung Quốc, Hàn Quốc, vv… điều này làm giảm gánh nặng cho ngân sách nhà nước,
để thu hút nhiều hơn nữa khu vực tư nhân tham gia vào đầu tư cơ sở hạ tầng chính phủ
phải xây dựng môi trường đầu tư trong lĩnh lực này thông thoáng, minh bạch, phải có các
điều kiện về đảm bảo rủi ro, bảo hiểm cho các nhà đầu tư, vv… trong thời gian tới đầu tư

trong khu vực cơ sở hạ tầng như hệ thống giao thông vận tải, thông tin liên lạc, điện rất cần
thu hút đầu tư từ khu vực tư nhân đặc biệt tư khu vực FDI, để thấy sự cần thiết phải thu hút
FDI trong ngành điện hiện nay ta xem xét trên bốn góc độ sau:
1.2.1 Theo lộ trình cải tổ ngành điện của chính phủ.
Mô hình tổ chức hiện tại của ngành điện là liên kết dọc, cả 3 khâu phát điện- truyền tải-
phân phối kinh doanh điện đều do EVN quản lý, hạch toán kinh doanh chưa được tách
bạch rõ ràng, chi phí ở từng khâu trong dây chuyền phát điện- truyền tải- phân phối
không được hạch toán riêng rẽ nên rất khó đánh giá hiệu quả từng khâu, mặt khác do
hạch toán toàn ngành nên hiệu quả đầu tư của từng dự án cũng khó xác định, trách
nhiệm bảo toàn vốn không do các đơn vị trực tiếp chịu trách nhiệm. Mô hình độc quyền
này chưa tạo ra cơ chế khuyến khích các đơn vị trong nghành tiết kiệm chi phí, nâng
cao hiệu quả sản xuất kinh doanh nhằm giảm giá thành tạo tính cạnh tranh. Vì vậy cần
thiết phải có một kế hoach tổng thể nhằm tái cơ cấu lại ngành điện để chống độc
quyền, thúc đẩy cạnh tranh, thu hút tư nhân tham gia đầu tư vào ngành.
Để đáp ứng tốc độ tăng trưởng cao nhu cầu điện, nhu cầu vốn đầu tư cho ngành điện là
rất lớn đặc biệt trong khâu phát điện, khả năng đáp ứng vốn từ chính phủ khó đảm bảo,
nguồn vốn vay là bị giới hạn. Vì vậy, cần có một cơ chế thu hút đầu tư bên ngoài vào
ngành mà trước mắt trong khâu phát điện, quá trình cải tổ ngành điện đã được chính
phủ xem xét qua các giai đoạn như sau:
- Năm 1995: Chính phủ đưa ra mục tiêu cải tổ ngành điện, sau đó được
cập nhật năm 1997.
- Năm 1995: Thành lập tổng công ty điện lực Việt Nam EVN, tách chức
năng quản lý nhà nước ra khỏi chức năng quản lý sản xuất kinh doanh.
- Năm 2003: Bắt đầu tiến hành cổ phần hóa các công ty trong EVN.
- Năm 2004: Thông qua Luật điện lực trong đó có lộ trình phát triển thị
trường điện lực cạnh tranh.
- Năm 2005: Thành lập cục điều điết điện lực trực thuộc Bộ công thương.
Việc cải tổ ngành điện được dựa trên và điều tiết bởi Luật Điện lực năm 2004, bắt đầu
có hiệu lực vào ngày 1/7/2005 và là Luật điện lực đầu tiên của Việt Nam . Luật này quy
định rõ rằng một thị trường điện cạnh tranh sẽ được thành lập và được dựa trên những

nguyên tắc về tính minh bạch, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh và không phân biệt đối
xử giữa các bên tham gia. Các bên tham gia được tự do lựa chọn đối tác, với những
hình thức giao dịch do hai bên tự do thoả thuận. Một trong những vai trò quan trọng
của nhà nước là điều tiết các hoạt động để đảm bảo sự phát triển bền vững của cơ sở hạ
tầng điện và đáp ứng nhu cầu về một nguồn cung điện an toàn, ổn định và hiệu quả.
Luật Điện lực cũng quy định rằng thị trường điện sẽ được thành lập bằng cách cho phép
cạnh tranh ở ba phân khúc của thị trường lần lượt theo ba giai đoạn: (a) phát điện; (b) bán
buôn điện; và (c) bán lẻ điện. Luật Điện lực không quy định lịch trình thực hiện hay có
những quy định chi tiết, mà những quy định này sẽ do Thủ tướng ban hành. Một bản Lộ
trình phát triển thị trường điện sơ bộ đã được soạn thảo năm 2005, trong đó đưa ra những ý
tưởng cụ thể về quá trình chuyển đổi sẽ diễn ra như thế nào.
Giai đoạn 1: thị trường phát điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường phát điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến năm 2009-2010.
Bước 2: Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh dự kiến từ năm 2010 đến năm 2015
Cạnh tranh trong phát điện sẽ dần được đưa vào trong giai đoạn 1 của quá trình chuyển
đổi. Điều này cần phải có một số biện pháp như:
- Tăng số nhà cung cấp điện độc lập và tăng tỉ lệ của họ trong tổng công
suất cung cấp.
- Cổ phần hoá một số nhà máy điện hiện đang thuộc sở hữu của EVN.
- Chuyển Trung tâm Chuyển tải điện quốc gia thành đơn vị điều độ hệ
thống điện (system operator).
Một trong những yếu tố cơ bản nhất trong việc áp dụng cơ chế cạnh tranh có hiệu quả trong
lĩnh vực phát điện là việc thành lập một “đơn vị mua duy nhất” vào năm 2009. Theo cơ chế
hiện nay, các nhà cung cấp điện độc lập bán điện cho EVN, là công ty hợp nhất theo chiều dọc.
Đến năm 2009, tất cả các công ty phát điện đều phải bán điện cho một đơn vị mua duy nhất là
EVN, đơn vị này sau đó sẽ cung cấp điện cho các công ty phân phối và người sử dụng cuối
cùng.
Tuy nhiên, tại thời điểm này, vẫn còn nhiều tranh cãi ai là đơn vị mua điện duy nhất?
nhiều chuyên gia cho rằng đơn vị mua điện duy nhất nên tách khỏi và độc lập với EVN
để tránh trường hợp đơn vị này sẽ thiên vị mua điện của các nhà máy thuộc EVN, gây

tổn hại đến các đơn vị phát điện ngoài EVN.
Giai đoạn 2: thị trường bán buôn điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến từ 2016-2020
Bước 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh dự kiến từ 2021-2025
Chức năng đơn vị mua duy nhất sẽ được bãi bỏ, EVN trở thành một đơn vị mua buôn bình
thường. Việc bán điện sẽ được thực hiện trong một khuôn khổ cạnh tranh, trong đó những
đơn vị mua buôn được tự do mua điện trực tiếp từ các công ty phát điện. Việc mua bán
điện sẽ được thực hiện theo những hợp đồng mua bán điện dài hạn đã được đàm phán và
thực hiện trên thị trường giao ngay. Các đơn vị mua buôn sẽ bao gồm các công ty phân
phối điện, các đơn vị sử dụng điện với số lượng lớn, hay những đơn vị chuyên mua buôn.
Giai đoạn 2 dự tính sẽ có một thời gian thí điểm khoảng 3 năm.
Một trong những chìa khoá dẫn đến thành công của giai đoạn 2 là đảm bảo rằng những đơn
vị mua buôn đáng tin cậy và có khả năng tài chính được thành lập như những đơn vị mua
trực tiếp từ các công ty phát điện. Những đơn vị sử dụng điện thương mại với quy mô lớn
có thể là một trong những đơn vị mua trực tiếp có độ tin cậy tài chính tốt nhất, nhưng một
điều quan trọng là cả các đơn vị bán lẻ cũng phải có năng lực tài chính vững mạnh. Cạnh
tranh cũng đòi hỏi phải có các đơn vị chuyên mua buôn.
Giai đoạn 3: thị trường bán lẻ điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến từ 2021-2025
Bước 2: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh sau 2025
Giai đoạn 3 được kỳ vọng là sẽ dẫn đến một thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn, kể cả ở
khâu bán lẻ. Đến thời điểm đó, các khách hàng mua lẻ có thể tiếp cận và lưụa chọn các nhà
cung cấp, là những đơn vị độc lập với các công ty phân phối. Một giai đoạn thí điểm kéo
dài 3 năm sẽ được bắt đầu từ năm 2022 và kết thúc vào năm 2025, tại thời điểm đó quá
trình chuyển đổi được coi như hoàn tất.
Theo như lộ trình cải tổ ngành điện, từ nay trở đi chính phủ rất muốn thu hút các nhà đầu
tư bên ngoài tham gia vào khâu phát điện để hình thành thị trường phát điện cạnh tranh,
đặc biệt là các doanh nghiệp FDI có đủ vốn và công nghệ đầu tư vào khâu phát điện.
Như vậy, Việt Nam sẽ mất khoảng 30 năm cho quá trình cải tổ ngành điện, đến sau năm
2025 thị trường điện sẽ là thị trường hoàn hảo, cạnh tranh hoàn toàn. So với các nước đã

cải tổ trước thì đây là là khoảng thời gian ngắn hơn, tuy nhiên hiện nay rất nhiều ý kiến các
chuyên gia cho rằng nên đẩy nhanh quá trình cải tổ hơn nữa vì ngành điện không đáp ứng
nhu cầu phụ tải tăng lên rất cao, và môi trường đầu tư chưa thu hút các nhà đầu tư nước
ngoài mặc dù ngành điện được đánh giá là ngành hấp dần đầu tư, nhưng tất cả các ý kiến
cho rằng đẩy nhanh quá trình cải tổ hơn nữa đều bị EVN bác bỏ vì EVN cho rằng thị
trường điện là một thị trường rất phức tạp, nếu cải tổ nhanh sẽ không đảm bảo an ninh
năng lượng quốc gia.
1.2.2 Đứng trên góc độ cung- cầu điện
Lượng điện bán ra trong những năm gần đây đã tăng lên nhanh chóng, trung bình với
tốc độ gần 14.5% một năm trong giai đoạn từ năm 1997 đến 2006, với mức tăng thấp
nhất là 10% (hình 1.2). Đây là tốc độ tăng trưởng liên tục rất cao, và đã đạt được mặc
dù có hạn chế về nguồn cung cấp trong một số năm.
Hình 1.2: Lượng tăng điện bán ra của EVN qua các năm (%)
Nguồn: Báo cáo thuờng niên của EVN 2005-2006 và website của EVN.

Tuy nhiên nhu cầu phụ tải hàng năm lại khoảng 17%, như vậy có sự chênh lệch giữa nguồn
cung và cầu, cụ thể là sự thiếu hụt nguồn cung điện. Hình 1.3 cho thấy một sự thiếu hụt về
công suất hàng năm cho giai đoạn 2007-2010. Trong ngắn hạn, một phần sự thiếu hụt này
có thể và sẽ được bù đắp bằng việc mua điện từ các nước láng giềng, nhất là Trung Quốc.
Tuy nhiên, trong dài hạn sự thiếu hụt chỉ có thể giải quyết bằng cách thu hút thêm nhiều
nhà đầu tư bên ngoài EVN vào các dự án nguồn điện.
Hình 1.3. Tăng công suất và dự kiến thiếu hụt phát điện
2007-2010 (Megawatts)
Nguồn: Báo cáo thường niên EVN 2005-2006 và dự báo của UNCTAD.
Hộp 1.3. Khả năng thiếu điện lớn sẽ xảy ra.
Theo thông báo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN, hiện nay nhu cầu sử
dụng điện trên toàn hệ thống là 197 triệu KWh/ngày với công suất 11.200
MW, nhưng công suất khả dụng cao nhất đạt 9.800 MW.
Nguyên nhân chủ yếu là do lượng mưa giảm nên việc tích nước tại các hồ
thủy điện hạn chế, hai tổ máy của Phú Mỹ (720 MW) có thể gặp sự cố hoặc

phải ngừng hoạt động để sửa chữa, bảo dưỡng định kỳ, một số nguồn điện
mới dự kiến đưa vào như nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 đều chậm tiến độ.
EVN cho biết sản lượng điện thiếu hụt năm 2007 là khoảng 6,6 tỷ KWh,
năm 2008 thiếu khoảng 8,6 tỷ KWh và năm 2009 con số này dự kiến lên đến
10,3 tỷ KWh.
Nguồn: />1.2.3 Đứng trên góc độ nhu cầu vốn đầu tư.
Theo tổng sơ đồ 6, để đảm bảo nhu cầu điện trong giai đoạn 2006-2025 vốn đầu tư trong
ngành điện là rất lớn, trung bình hằng năm toàn ngành cần khoảng 5 tỷ USD trong đó có
khoảng 70% tức là 3,5 tỷ USD đầu tư cho nguồn điện. EVN là người chịu trách nhiệm
chính đầu tư các công trình nguồn điện, hiện nay EVN đầu tư vào nguồn điện chiếm 60%
công suất, nguồn vốn này EVN phải huy động từ nhiều nguồn trong nước và nước ngoài.
Nguồn vốn tự có của EVN là rất thấp còn nguồn vay thì hạn chế, việc huy động các thành
phần bên ngoài là rất cần thiết đặc biệt từ khu vực FDI có công nghệ và nguồn vốn hấp
dẫn.
Theo Quyết định số 110/2007/QĐ -TTg của Thủ tướng Chính phủ, giai đoạn 2006 - 2015,
EVN phải chịu trách nhiệm đầu tư 48 nhà máy với công suất 33.245 MW. Riêng giai đoạn
2011-2015, EVN đầu tư 25 công trình với tổng công suất 27.545 MW. Tổng nhu cầu đầu
tư của EVN giai đoạn 2008 - 2015 khoảng gần 780.000 tỷ đồng. Ngoài phần vốn tự có,
EVN và các đơn vị thành viên còn cần thêm 480.000 tỷ đồng để đầu tư các dự án điện lực.
Để có được nguồn vốn này, EVN đã đề nghị Chính phủ nhiều giải pháp huy động vốn như:
ưu tiến bố trí vốn ODA, tín dụng ưu đãi, yêu cầu các ngân hàng thương mại cho vay vượt
quá 15% vốn tự có, ghi kế hoạch cụ thể từng năm cho từng dự án thì mới đáp ứng được
tiến độ; đồng thời, cho phép EVN tiếp tục hợp tác với các đối tác theo nguyên tắc Tập
đoàn giữ cổ phần chi phối trên 50%, riêng nhà ĐTNN được tham gia góp vốn không quá
30%; cho phép EVN được quyền lựa chọn và tự quyết định các cổ đông; cho phép thực
hiện cổ phần hoá với tất cả các công ty điện lực, bán 49% vốn để huy động vốn tối đa từ xã
hội và có thể bán 49% cổ phần với một số nhà máy điện có công suất không lớn, không có
vai trò quan trọng trong hệ thống. EVN còn kiến nghị Chính phủ ban hành cơ chế giá điện
tự điều chỉnh theo các nhân tố đầu vào và theo thị trường điện, biểu giá bán lẻ điện theo
hướng giá bán lẻ điện khác nhau trên các địa bàn khác nhau.

Trong số 5 hình thức huy động vốn đầu tư, bao gồm phát hành trái phiếu doanh nghiệp,
vay nợ, ODA, cổ phần hóa doanh nghiệp trực thuộc và triển khai các dự án điện độc lập thì
phương án cuối cùng, khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia phát triển điện và phát
triển thị trường điện được chú ý nhất. Theo ước tính của EVN, từ 14% tổng sản lượng
cung ứng cho lưới điện toàn quốc năm 2006, các nhà cung cấp điện ngoài EVN sẽ tăng lên
33% trong năm 2010. Bản thân các nhà đầu tư trong và ngoài nước cũng đang yêu cầu
được tham gia đầu tư nhiều hơn vào ngành điện
Theo dự đoán của các chuyên gia trong ngành, 2 - 3 năm trở lại đây là giai đoạn bùng
nổ của các dự án điện độc lập (IPP). Nếu như năm 2002, sản lượng của các IPP chỉ
chiếm 7% với 620 MW thì năm 2004 lên tới 13,6%, tương đương 2.400 MW. Số liệu
thống kê cho thấy, hiện có khoảng 14 dự án do các nhà đầu tư trong nước triển khai với
công suất trên 10.000 MW và khoảng 11.000 MW nữa do các nhà ĐTNN đăng ký,
trong số các nhà đầu tư Việt Nam có hai tập đoàn lớn là Petro Vietnam và Tập đoàn
Than và Khoáng sản Việt Nam.
Cơ hội đầu tư trong ngành điện theo nhận định của các chuyên gia là rất lớn, không chỉ là
phát triển và đầu tư các dự án IPP, mua cổ phần của các công ty trực thuộc EVN mà còn có
thể tham gia mua cổ phần của các nhà cung cấp nguyên vật liệu cho các nhà máy của EVN
và các dự án IPP. Hiện nay, cổ phiếu ngành điện đã niêm yết gồm: Nhiệt điện Phả Lại
(PPC), Thủy điện Cần Đơn (SJD), Thủy điện Thác Bà (TBC), Thủy điện Vĩnh Sơn - Sông
Hinh (VSH). Trong bối cảnh giá cổ phiếu giảm mạnh thời gian qua, cổ phiếu ngành điện
có tốc độ giảm thấp hơn mặt bằng chung cũng nhờ một phần vào kỳ vọng của nhà đầu tư.
Hộp 1.4. Vốn đầu tư vào ngành điện thiêu trầm trọng.
Theo cân đối tài chính dài hạn của EVN, giai đoạn 2005-2010, EVN cần huy
động 202.559 tỷ đồng vốn cho đầu tư thuần. Trong đó, riêng nguồn điện là
135.762 tỷ đồng và lưới điện là 57.682 tỷ đồng, vốn góp liên doanh và các
đầu tư khác là 9.108 tỷ đồng.
Nếu tính cả gốc và lãi thì nhu cầu vốn là 231.050 tỷ đồng, chưa bao gồm vốn
đầu tư turbin khí với tổng vốn đầu tư khoảng 450 triệu USD do nhà thầu
cung cấp 100% vốn.
Với khối lượng vốn đầu tư khổng lồ như vậy, nhưng khả năng đáp ứng của

EVN chỉ trông vào vốn tự có bao gồm :khấu hao, tiền bán được từ cổ phần
hóa, quỹ đầu tư phát triển khoảng 67.810 tỷ đồng; vốn ngân sách (chủ yếu
để đền bù tái định cư) 7.000 tỷ đồng; vốn tín dụng Nhà nước 17.336 tỷ đồng;
vốn vay thương mại nước ngoài là 261,3 triệu USD (tương đương 4.254 tỷ
đồng); vốn vay thương mại trong nước đã ký hợp đồng là 6.118 tỷ đồng.
Phương án huy động vốn bằng phát hành trái phiếu trong nước (trái phiếu
công trình) cho một số dự án thuỷ điện đi vào hoạt động giai đoạn 2005-
2010 cũng đang được EVN xúc tiến.
Một giải pháp theo EVN là khả thi và huy động được nguồn vốn lớn cho đầu
tư phát triển là đưa các nhà máy mới kêu gọi đầu tư theo hình thức IPP và
đấu thầu EPC (như cụm các nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 2, 3, 4; nhiệt điện
Ô Môn 3, 4; nhiệt điện Nhơn Trạch; nhiệt điện Mông Dương giai đoạn 2;
thủy điện Nho Quế 1, 2, 3; thủy điện Sê Rê Pok 4, thủy điện Thượng Kon
Tum, thủy điện Khe Bố...; thành lập công ty tài chính điện lực; ngân hàng cổ
phần có sự tham gia của EVN... cùng sẽ thu hút được hơn 20.000 tỷ đồng.
Tuy nhiên, huy động tất cả các nguồn vốn kể trên thì so với nhu cầu EVN
vẫn còn thiếu tới 71.153 tỷ đồng. Trong trường hợp áp dụng các giải pháp
khắc phục thiếu điện, do phải mua điện với giá cao và không kinh tế nên
EVN dự kiến sẽ "gánh" khoản lỗ lên tới 195-834 triệu USD (tuỳ thuộc vào
tình hình phụ tải).
Nguồn: />
1.2.4 Đứng trên góc độ cơ cấu nguồn phát điện.
Cơ cấu nguồn phát điện hiện nay được minh họa trên hình 1.4:
Hình 1.4. Các nguồn phát điện ở Việt Nam
(% trong tổng số)

Nguồn: Báo cáo thường niên EVN 2005-2006, có tính đến các nhà máy mới
sẽ được xây dựng.

Nguồn thủy điện chiếm tỷ trọng lớn nhất 37% tổng công suất phát điện, tuy

nhiên các công trình thủy điện không chỉ làm nhiệm vụ phát điện mà là các
công trình đa mục tiêu trong đó có nhiệm vụ tưới tiêu, điều tiết lũ trong
ngành nông nghiệp, hơn nữa thủy điện lại phụ thuộc rất lớn vào tình hình
thời tiết, trong những năm khô hạn khả năng phát điện bị hạn chế, tuy nhiên
đây lại là hình thức phát điện sạch nhất trong cơ cấu phát điện hiện nay và
tính về lâu dài khi khấu hao đã được bù đắp thì chi phí sản xuất điện là rẻ
nhất trong các nguồn phát hiện nay. Vì vậy từ nay cho đến năm 2015 dự
kiến VN sẽ xây dựng hầu hết các công trình thủy điện có thể xây được, EVN
sẽ chỉ xây dựng và độc quyền trong các công trinh thủy điện lớn và điện hạt
nhân còn các hình thức phát điện khác khuyến khích đầu tư bên ngoài.
Trong điều kiện thiếu điện như hiện nay, hầu như chỉ có những nhà đầu tư ngoài nước mới
đủ tiềm lực về vốn và công nghệ để phát triển các nhà máy chạy than, khí với quy mô lớn,
Đối với các nhà đầu tư trong nước, chủ yếu là các nhà thầu xây dựng các công trình hầu
như không đủ vốn cũng như năng lực để đầu tư các nhà máy quy mô lớn. Vì thế, các doanh
nghiệp này chọn các công trình vừa tầm hoặc nhỏ, hầu như là thuỷ điện nhỏ và vừa.
1.3 Thực trạng thu hút FDI vào ngành điện thời gian qua.
1.3.1 Một số kết quả thu hút FDI vào ngành điện thời gian qua.
1.3.1.1 Xét theo vốn đầu tư
Vốn đầu tư các công trình thủy điện và nhiệt điện được xác định từ khối lượng vốn từ các
dự án đầu tư mới nhất và được điều chỉnh về mặt bằng giá hiện tại, còn các công trình
chưa có dự án chi tiết thì vốn đầu tư được xác định tư suất vốn đầu tư tùy thuộc vào quy
mô công suất từng dự án nhà máy điện. Tổng vốn đầu tư các dự án nguồn điện được tính
toán từ vốn đầu tư chi tiết từng loại nguồn điện theo công suất tổ máy, nhà máy và tiến độ
xây dựng rải vốn từng năm phù hợp với thời gian vào vận hành. Tổng vốn đầu tư các công
trình nguồn điện bao gồm vốn đầu tư thuần và lãi trong thời gian xây dựng. Để đảm bảo đủ
điện cho nền kinh tế Chính phủ chủ trương xây dựng các chính sách nhằm thu hút các
thành phần khác tham gia xây dựng nguồn điện tuy nhiên EVN sẽ vẫn là nhà đầu tư chủ
yếu. Vốn đầu tư trong các công trình thủy điện nhỏ khoảng trên dưới 1 triệu USD, so với
tiềm năng của nhà ĐTNN là bé nhưng các công trình thủy điện nhỏ đều do các nhà đầu tư
trong nước làm chủ nên số vốn này tương đối lớn, để so sánh ta lấy 2 dự án FDI dạng

BOT Phú mỹ đều có vốn đầu tư xâp xỉ 500 triệu USD. Tuy nhiên tổng vốn FDI so với tổng
vốn đầu tư trong nghành thì rất nhỏ do không có nhiều dự án FDI triển khai thêm từ năm
2005 trở lại đây.
Theo tính toán trong sơ đồ 6 tổng vốn đầu tư thuần nguồn điện giai đoạn 2006-2010 là
269 940 tỷ đồng, giai đoạn 2011-2015 là 244 390 tỷ đồng, giai đoạn 2016-2020 là 305 331
tỷ đồng và giai đoạn 2021-2025 là 206 685 tỷ đồng, tính toàn giai đoạn 2006-2025 tổng
vốn đầu tư thuần nguồn điện là 1 026 347 tỷ đồng tương ứng 64,96 tỷ USD, tính bình quân
hằng năm cần phải đầu tư cho nguồn điện là 3,25 tỷ USD, nếu tính cả lãi trong thời gian
xây dựng thì mỗi năm cần khoảng 3,62 tỷ USD. Trong tổng vốn đầu tư kể trên đã tính cả
các dự án của EVN, của EVN góp vốn liên doanh, các dự án IPP, BOT trong nước và nước
ngoài. Số liệu tính trong năm 2005 vốn đầu tư của EVN bao gồm cả công trình EVN góp
vốn liên doanh chiếm 66,7% còn khoảng 33,3 % tính cho các đơn vị bên ngoài EVN trong
đó chủ yếu là các nhà đầu tư trong nước, vốn FDI chiếm tỷ trọng nhỏ chưa đến 10%.
Hình 1.5: Cơ cấu vốn đầu tư nguồn điện năm 2005
Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6

Theo sơ đồ 6 trong giai đoạn tiếp theo 2006-2010 tỷ trọng vốn đầu tư của EVN giảm còn
khoảng 52%, các đơn vị ngoài EVN sẽ chiếm 48%, giai đoạn 2011-2015 tỷ trọng vốn đầu
tư của EVN tăng lên chiếm khoảng 78%, các đơn vị ngoài EVN giảm xuống còn 22%, giai
đoạn 2016-2020 vốn đầu tư của EVN sẽ chiếm 83% tổng vốn đầu tư, các đơn vị bên ngoài
sẽ chiếm khoảng 17%,

Bảng 1.1: Tỷ trọng VĐT của EVN và bên ngoài cho nguồn điện
2006-2020
Đơn vị: Phần trăm%
2005 2006-2010 2011-2015 2016-2020
Đầu tư của EVN 66,7 52 78 83
Đầu tư ngoài EVN 33,3 48 22 17
Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6
Giai đoạn 2016-2020 vốn đầu tư của EVN tăng lên chiếm 83% là do trong giai đoạn này

theo quy hoạch VN sẽ xây dựng nhà máy điện hạt nhân với tính toán sẽ cần một khoảng
vốn rất lớn do nhà nước độc quyền giao cho EVN chịu trách nhiệm xây dựng. Giải thích
cho điều này là vì tổng sơ đồ 6 do viện năng lượng một đơn vị thuộc EVN xây dựng, các
công trình nguồn điện dự tính xây dựng từ nay cho đến năm 2025 chủ yếu do các đơn vị
của EVN hoặc EVN góp vốn liên doanh được chỉ định xây dựng trước, sau đó mới đến các
dự án cho các đơn vị trong nước như PVN, TKV hoặc tổng công ty sông đà, cuối cùng là
các dự án đấu thầu dạng BOT, BOO. Chính vì điều này là một trong những nguyên nhân
chậm tiến độ của hàng loạt các dự án xây dựng nhà máy điện do các đơn vị thuộc EVN
hoặc EVN góp vốn nhận quá nhiều dự án dẫn đến tình trạng quá tải, hoạt động kém hiệu
quả, các đơn vị này thông thường được EVN chỉ định làm không qua đấu thầu, EVN cũng
không kiểm tra kỹ càng năng lực, kinh nghiệm và cũng không có chế tài xử lý nào nếu như
dự án chậm tiến độ, một đơn vị làm cùng lúc hai ba dự án thủy điện, kết quả là chẳng dự
án nào làm xong trong khi nếu đấu thầu cạnh tranh các dự án này thì chắc chắn dòng vốn
bên ngoài sẽ đổ vào nhiều hơn đặc biệt là dòng FDI, vì vậy đây có thể nói lỗi là do EVN đã
quá tin tưởng lạc quan vào các đơn vị của mình dẫn đến tình trạng chậm tiến độ và thiếu
điện hiện nay. Chi tiết các công trình nguồn điện xây dựng trong giai đoạn 2010-2015
được trình bày ở phần phụ lục.
1.3.1.2 Xét theo công suất nguồn điện
Tính đến hết năm 2005 công suất các dự án FDI đầu tư trong ngành điện là 2156 MW
chiếm 19,1% tổng công suất, các thành phần trong nước bên ngoài EVN chỉ chiếm 2,5%
công suất, còn EVN với 11288 MW chiếm 78,4% công suất toàn hệ thống, đền thời điểm
này tổng công suất đã tăng đáng kể, tỷ trọng công suất các dự án FDI giảm đáng kể do
không có dự án nào xây dựng từ đó đến nay trong khi các dự án nguồn điện của nhà đầu
tư trong nước tăng lên nhanh chóng đặc biệt của 3 nhà đầu tư lớn nhất đó là PVN chiếm
15% tổng công suất, TKV và Tổng công ty sông đà.
Hình 1.6: Tỷ trọng công suất phát điện năm 2005
Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6
1.3.1.3 Xét theo cơ cấu nguồn phát điện
Cơ cấu nguồn điện sản xuất sẽ có sự thay đổi, hiện nay thủy điện chiếm
40%, nhiệt điện than chiếm 20%, nhiệt điện khí chiếm 40%, một phần thiếu

hụt khoảng 5% được mua từ bên ngoài chủ yếu từ Trung Quốc, cùng với
các nguồn thủy điện, nhiệt điện khí, than, các nguồn điện sử dụng năng
lượng mới và tái tạo (điện sinh học,điện gió, điện mặt trời) và điện hạt nhân
sẽ chiếm vị trí ngày càng lớn. Dự kiến nguồn điện mới và tái tạo sẽ chiếm
khoảng 3% năm 2010 tăng lên 4% năm 2020 và 10% năm 2050; điện hạt
nhân sẽ chiếm 11% năm 2025 và khoảng 25-30% năm 2050.
Bảng 1.2: Cơ cấu nguồn điện 2005 – 2050
Đơn vị: %
Năm
Chỉ tiêu
2005 2010 2020 2050
Thuỷ điện 47 36 32 12
Nhiệt điện than 18 24 28 34
Nhiệt điện khí 30 32 31 10
Điện tái tạo 3 4 10
Điện hạt nhân 30
Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6
Tổng sơ đồ 6 cho rằng tập trung ưu tiên phát triển nguồn thủy điện, từ nay
đến năm 2015 sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thủy điện ở những nơi có
thể xây dựng được do thủy điện là nguồn điện sạch nhất và rẻ nhất, không
gây ô nhiễm môi trường, tuy nhiên thủy điện lại chủ yếu có công suất nhỏ và
chủ yếu do các đơn vị trong nước làm chủ đầu tư, hình thức tự chỉ định thầu
không qua đấu thầu cạnh tranh là chủ yếu và do các đơn vị của EVN làm
chủ đầu tư chiếm phần lớn. Chính vì điều này mà hiệu quả các dự án bị giảm
sút đang kể và hầu hết là bị chậm tiến độ. Tuy nhiên từ năm 2015 trở đi tỉ
trọng của nhiệt điện bắt đầu lớn hơn để lấp đầy phần gia tăng nhanh chóng
của phụ tải, việc đánh giá cân bằng tối ưu giữa nguồn nhiệt điện than và khí
là vấn đề chủ chốt trong khi lập kế hoạch dài hạn, điều này phần lớn phụ
thuộc vào phân tích giá tương đối giữa than và khí và khả năng cung cấp
trong tương lai. Trong một vài năm tới, tất cả các nhà máy sử dụng than nội

địa và khí hiện có sẽ được triển khai càng nhanh càng tốt để đáp ứng nhu
cầu điện đang tăng nhanh. Tuy vậy, trong dài hạn, vấn đề cân bằng tối ưu
trong phát triển nguồn cần phải được xem xét cẩn thận, gắn chặt với chính
sách xuất khẩu than và khai thác khí của Việt Nam . Các nhân tố chính cho
vấn đề cân bằng trên bao gồm:
- Các nguồn than nội địa và khí ngoài khơi đều là nguồn cung có giới hạn.
sản lượng than nội địa cung cấp cho ngành điện giới hạn bởi trữ lượng than
nội địa, công nghệ khai thác hiện tại và quy mô xuất khẩu. Mở rộng khả
năng cung của khí không chỉ đòi hỏi phát triển mỏ và đường ống dẫn khí mà
còn phụ thuộc vào việc phát hiện và khẳng định trữ lượng nếu nguồn cung
cho cấp điện vượt quá 14 tỉ m3/ năm.
- Các nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu dự đoán sẽ là nguồn điện rẻ
nhất sau khi trữ lượng than và khí nội địa đã được khai thác hết hoặc chi phí
khai thác trong nước liên tục tăng cao.
- Với giá than nội địa hiện tại được xác định dựa trên chi phí sản xuất,
nguồn nhiệt điện than rẻ hơn nhiều so với nguồn nhiệt điện khí chu trình hỗn
hợp khi làm việc với hệ số phụ tải lớn hơn 50-60%. Tuy nhiên, trên quan
điểm kinh tế tức là khi xem xét trên góc độ toàn bộ nền kinh tế, giá trị của
than nội địa cho phát điện cao hơn giá bán cho EVN. Hiện nay do than có
thể được xuất khẩu với giá cao hơn và do đó mang lại lợi ích lớn hơn cho
Việt Nam . Do đó, trên quan điểm kinh tế thì các nhà máy chu trình hỗn hợp
sử dụng khí ngoài khơi với giá khí được kí gần đây tương đối cạnh tranh với
các nguồn sử dụng than nội địa. Phương án có chi phí thấp nhất phụ thuộc
rất lớn vào chi phí nhiên liệu dự kiến (trên quan điểm kinh tế) cho từng dự
án cụ thể.
Cơ cấu và nội dung các loại nguồn điện bao gồm:
1.3.1.3.1 Nguồn nhiệt điện than.
Đây là nguồn nhiệt điện có sớm nhất và cũng là nguồn điện gây ô nhiễm môi
trường lớn nhất, các nhà máy nhiệt điện chạy bằng than có ưu điểm là sử
dụng nguồn nhiên liệu than có sẵn trong nước vì chính sách hạn chế hoặc

cấm nhập khẩu than của Chính phủ, mức độ vận hành phức tạp sẽ tùy thuộc
vào công suất nhà máy. Đặc biệt, các nhà máy nhiệt điện than có công suất
rất linh hoạt từ nhỏ nhất là khoảng 5 MW đến khoảng 1500 MW hiện nay và
có khả năng chuyển đổi sang nhiệt điện chạy dầu hoặc khí hoặc chu trình
hỗn hợp. Hiện nay các nhà máy điện sử dụng than trong nước sẽ tiếp tục là
nguồn chính đáp ứng nhu cầu công suất phủ đáy cho miền Bắc. Than hiện
do Tập đoàn Than- Khoáng sản Việt Nam cung cấp, công ty này quản lý
toàn bộ tài sản của nhà nước trong ngành than. Tổng lượng than cung cấp
cho phát điện trong năm 2004 là 4.3 triệu tấn, tương đương 22% tổng lượng
than thương phẩm (xấp xỉ 20 triệu tấn) , lượng than xuất khẩu là 7.5 triệu tấn
và 8.2 triệu tấn sử dụng trong nước. Sản lượng than khai thác có thể tăng
đáng kể từ các mỏ than hiện tại. Khả năng tăng sản lượng khai thác sau năm
2010 là không lớn trừ khi có các giải pháp khả thi để khai thác than tại vùng
đồng bằng Sông Hồng . Chi phí sản xuất than dự kiến sẽ tăng trong tương
lai.
Các vấn đề của nhiệt điện than gồm giá than, các vị trí của nhà máy và vấn
đề môi trường.
Giá than sẽ được đàm phán giữa TKV và các nhà đầu tư, thông thường hợp
đồng mua bán than kéo dài ít nhất 1 năm trở lên vì các nhà đầu tư an tâm
rằng giá than là tương đổi ổn định cho hoạt động sản xuất điện, giá than sẽ
thay đổi phụ thuộc vào 2 yếu tố là chi phí sản xuất than trong nước thay đổi
và giá than trên thị trường thể giới biến động, khi đó TKV sẽ phải thay đổi
giá bán than cho nhà đầu tư. Hiện nay các dự án FDI trong nhà máy nhiệt
điện than đều có quy mô nhỏ phục vụ trực tiếp các KCN-KCX, trừ một vài
dự án BOT sắp được xây dựng có quy mô rất lớn khoảng 1200 MW tại
Quảng ninh và Bình thuận, các nhà ĐTNN thấy rằng nhiệt điện than ở VN
rất có tiềm năng vì nguyên liệu đầu vào có sẵn và cam kết của Chính phủ, vì
vậy trong tương lai dòng vốn vào nhiệt điện than sẽ nhiều hơn.
Vấn đề về vị trí các nhà máy nhiệt điện than, phần lớn các nhà máy vẫn đang
được tiếp tục xây dựng ở miền bắc vì Quảng ninh là nơi sản xuất than lớn

nhất cả nước hiện nay, xây dựng ở xa sẽ tăng chi phí vận chuyển nguyên
liệu. Tuy nhiên Chính phủ và ngành điện đang lập kế hoạch phát triển các
nhà máy nhiệt điện than ở miền Trung và miền nam để đáp ứng nhu cầu
công suất đáy ở khu vực và nhằm phát triển kinh tế- xã hội ở khu vực này.
Các nhà máy nhiệt điện than có mức độ ô nhiễm lớn nhất, ảnh hưởng tiêu
cực ở quy mô toàn cầu về phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính. Kinh nghiệm
cho thấy giai đoạn đầu Trung Quốc đã xây dựng hàng loạt nhà máy nhiệt
điện than đáp ứng nhu cầu tăng phụ tải nhưng sau khoảng 20 năm nước này
nhận ra rằng chính những nhà máy này đã làm thay đổi khí hậu địa phương
vì mức ô nhiễm không khí rất nặng, vì vậy vài năm qua Trung quốc đã phá
bỏ các nhà máy kiểu này và đưa ra bộ tiêu chuẩn mới về mức phát thải chặt
chẽ hơn. Đây là những kinh nghiệm hết sức quý giá cho VN, việc xây dựng
nhiệt điện than sẽ được tính toán trong lâu dài, tác động đến môi trường sẽ là
căn cứ xây dựng cac dự án.
1.3.1.3.2 Nguồn nhiệt điện sử dụng khí