SINH NĂNG LƯỢNG - DƯỠNG TƯƠNG LAI

Nhật ký Năng lượng: Trách nhiệm ngành điện (02/12/2013)

Điện năng là loại sản phẩm hàng hóa đặc biệt, không có bán thành phẩm, không thể tồn kho, sản xuất ra là phải tiêu thụ ngay. Là loại hàng hóa có tính đặc thù được “sở hữu” bởi những bộ luật, quyết định, thông tư. Là hàng hóa, nhưng lại chưa phải là hàng hóa, vì còn bị chi phối bởi nhiều yếu tố phi thị trường... Điện năng là một loại nhu yếu phẩm của cuộc sống hàng chục triệu dân chúng tựa như cơm ăn, áo mặc, là yếu tố đầu vào của hầu hết các hoạt động sản suất, kinh doanh và có hẳn một tập đoàn lớn chuyên ngành chăm sóc từ A đến Z... Chỉ cần nêu đến đây có thể đủ thấy điện quan trọng như thế nào.

Bình luận tuần thứ 19:

Gánh vác sứ mệnh quốc gia

An ninh năng lượng luôn luôn là một trong những mục tiêu tối thượng của mỗi quốc gia. Ở Việt Nam, trong Quy hoạch phát triển ngành điện đã được Chính phủ phê duyệt, ta lướt qua vài con số đã thấy một khối lượng công việc khổng lồ mà chỉ những người trong ngành mới có thể tưởng tượng nổi:

- Cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2015 khoảng 194 - 210 tỷ kWh; năm 2020 khoảng 330 - 362 tỷ kWh; năm 2030 khoản 695 - 834 tỷ kWh.

- Ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo cho sản xuất điện, tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3,5% năm 2010, lên 4,5% tổng điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6,0% vào năm 2030.

- Giảm hệ số đàn hồi điện/GDP từ bình quân 2,0 hiện nay xuống còn bằng 1,5 vào năm 2015 và còn 1,0 vào năm 2020.

- Đẩy nhanh chương trình điện khí hóa nông thôn, miền núi đảm bảo đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện.

Để có thể cảm nhận được trách nhiệm nặng nề ấy như thế nào, ta thử "xé nhỏ" một phần ra phân tích. Theo kế hoạch đặt ra của EVN, trong năm 2013 này, điện sản xuất và mua vào đạt 130,53 tỷ kWh, tăng 11% so với năm trước, vậy cũng đã là một nỗ lực lớn. Vậy làm gì để 2 năm nữa đạt được mục tiêu đề ra là "sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2015 khoảng 194 - 210 tỷ kWh"? Nặng nề là ở chỗ ấy! Muốn đạt được mục tiêu trên, tổng vốn đầu tư toàn ngành điện cần có đến năm 2020 khoảng 929,7 nghìn tỷ đồng (tương đương với 48,8 tỷ USD). Trong cả giai đoạn 2011 - 2030, nhu cầu đầu tư khoảng 2.359 nghìn tỷ đồng (tương đương 123,8 tỷ USD). Trong khi đó, doanh thu của ngành điện hiện nay chưa đến 8 tỷ USD/năm.

Thử xem xét một trách nhiệm cực kỳ nặng nề khác, đó là thực hiện mục tiêu quốc gia "Đẩy nhanh chương trình điện khí hóa nông thôn, miền núi đảm bảo đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện", đến năm 2015 có 100% số xã và 98,6% số hộ nông thôn có điện; đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện. Thực tiễn nhiều năm qua cho thấy, mỗi bước thực hiện nhiệm vụ này, EVN không chỉ cần có ý chí sắt đá, một nỗ lực không mệt mỏi, mà còn cần có cả một tấm lòng rộng mở chia sẻ với cộng đồng cùng với lượng tiền đầu tư khổng lồ mà hầu như không có cơ hội hoàn lại.

Để minh chứng, một câu hỏi có lẽ không bao giờ đặt ra nay cũng nên đặt ra: Đã có cuộc đầu tư nào mà doanh thu bán hàng (vâng, doanh thu chứ không phải lãi ròng như nhiều người nghĩ) của 300 năm sau chưa chắc đã bằng số vốn bỏ ra?

Cách đây ít ngày, đảo Cô Tô (Quảng Ninh) đã đón nhận dòng điện đầu tiên từ lưới điện quốc gia. Khi chưa có điện lưới quốc gia, huyện đảo Cô Tô luôn trong tình trạng thiếu điện, mỗi ngày chỉ chạy máy phát điện hai lần, buổi trưa từ 11h đến 13h và buổi tối từ 17h đến 22h. Cô Tô là một trong những điểm nằm trong chiến lược phát triển du lịch quan trọng của tỉnh Quảng Ninh. Tình trạng thiếu điện, mất điện ảnh hưởng lớn đến sức hấp dẫn của ngành công nghiệp không khói nơi đây. Tổng công ty Điện lực miền Bắc đã thực hiện Dự án đưa điện lưới ra đảo Cô Tô với các hạng mục: Tuyến đường dây trên không 110kV Cẩm Phả - Vân Đồn; trạm biến áp 110kV Vân Đồn 1; tuyến đường dây trên không 110kV từ trạm Vân Đồn 1 đến thôn Đài Chuối, xã Vạn Yên, huyện Vân Đồn và toàn bộ hệ thống lưới điện phân phối trên huyện đảo Cô Tô...

Dự án đã đầu tư trên đưới 1.100 tỷ đồng, với số dân Cô Tô khoảng 5.000 người (cỡ trên dưới 1.000 hộ), tính bình quân mỗi người dân nơi đây thụ hưởng tới 220 triệu đồng tiền đầu tư, biết thu tiền điện bao nhiêu lâu cho đủ? EVN gánh vác những trọng trách này nhưng đâu chỉ có đảo Cô Tô mà còn đảo Phú Quốc, đảo Lý Sơn…, rồi các vùng sâu vùng xa ở Tây Bắc, Việt Bắc, Tây Nguyên…

Trong giai đoạn 2011 - 2015, EVN có trách nhiệm đầu tư mở rộng lưới điện quốc gia cung cấp cho 500.000 hộ dân nông thôn; cấp điện từ nguồn năng lượng tái tạo cho khoảng 377.000 hộ dân nông thôn. Giai đoạn 2016 - 2020, đầu tư cấp điện mới từ lưới quốc gia cho 200.000 hộ dân nông thôn; cấp điện từ nguồn năng lượng tái tạo cho khoảng 231.000 hộ dân nông thôn...

Thế mới biết, chỉ nêu ví dụ thử gánh vác "một góc nhỏ" sứ mệnh quốc gia quả là không đơn giản.

Thách thức về an toàn lưới điện

Sự cố lưới điện đường dây 500kV xảy ra hồi tháng 5/2013 khiến mất điện trên diện rộng tại hàng chục tỉnh, thành miền Nam, cho dù sự cố được đánh giá là rủi ro bất khả kháng và EVN cũng là bên bị thiệt hại không nhỏ, đã phát đi lời cảnh báo cho EVN rằng, hệ thống lưới điện của nước nhà hiện nay rất dễ bị tổn thương. Chỉ một lỗi vô ý của một chủ lái xe cần cẩu đã để xảy ra hậu quả nghiêm trọng như vậy, điều lo lắng khó tránh khỏi rằng, trên cả hàng nghìn km đường dây 500kV kia, liệu có bảo đảm rằng sẽ không có những lỗi do con người vô ý (thậm chí kể cả cố ý) hoặc do thiên tai tiếp tục xảy ra? Không ai dám bảo đảm cả. Vậy nên nhìn nhận vấn đề này như thế nào và trách nhiệm nặng nề của EVN đến đâu?

Theo TS. Nguyễn Mạnh Hiến, nguyên Viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công Thương), trường hợp sự cố mất điện đường dây 500kV đang truyền tải công suất cao do dông sét (sự cố thoáng qua), cây đổ, cột điện đổ (sự cố duy trì)… xảy ra không phải là hiếm, đặc biệt đối với nước ta với khí hậu nhiệt gió mùa, dông bão nhiều, các đường dây 500kV trải dài trên địa hình hiểm trở, núi cao, rừng rậm.

Chính vì thế, loài người đã có những giải pháp để khắc phục: (a) Bố trí nguồn dự phòng sự cố, (b) trong trường hợp không thể bố trí đủ nguồn dự phòng sự cố thì kết hợp thực hiện giải pháp tự động giảm tải - lần lượt cắt bớt các phụ tải, (c) trong trường hợp cả hai giải pháp trên đều không thể thực hiện, thì giải pháp chia tách HTĐ (tách lưới) thành các phần làm việc riêng rẽ, độc lập với nhau, (d) sử dụng hệ thống điều khiển truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) với các thiết bị bù được điều khiển bằng mạch điện tử công suât (thyristor) như: tụ bù tĩnh biến đổi (SVC), tụ bù dọc điều khiển thyristor (TCSC)… để nâng cao khả năng tải và tăng cường khả năng đảm bảo ổn định tĩnh, ổn định động của HTĐ.

Ông đã thử xem xét khả năng thực hiện giải pháp (a) áp dụng cho HTĐ miền Nam vào ngày 22/5 để thấy rõ tính khả thi của giải pháp đơn giản này. Hiện tại HTĐ miền Nam có khoảng 30 nhà máy phát điện tại chỗ, với tổng công suất đặt gần 11.000MW, trong đó, thuỷ điện hơn 2.400MW, nhiệt điện (chủ yếu tua bin khí) hơn 8.500MW và hai đường dây 500kV tải điện từ phía Bắc vào (đường dây Pleiku - Di Linh - Tân Định và đường dây Pleiku - Phú Lâm) với khả năng tải mỗi mạch hơn 1.000MW.

Như vậy, tổng công suất nguồn cung cấp điện của HTĐ miền Nam là gần 13.000MW.

Tuy nhiên, vào thời điểm mùa khô, công suất phát của các nhà máy thủy điện giảm mạnh, chỉ còn khoảng 50% công suất đặt, vì vậy tổng công suất khả dụng của tất cả các nguồn cung cấp điện khoảng 12.000MW, hoàn toàn thoả mãn nhu cầu phụ tải của HTĐ miền Nam 9.400MW, với lượng công suất dự trữ lên tới 2.600MW (gần 28%).

Với lượng dự trữ này, nếu bố trí khoảng 1.000MW dự phòng quay tại các nhà máy điện thì khi xảy ra sự cố mất điện đường dây 500kV Di Linh - Tân Định đang mang tải hơn 1.000MW lượng công suất dự phòng quay sẽ nhanh chóng bù đắp lượng thiếu hụt này và sự cố rã lưới HTĐ miền Nam sẽ được hạn chế.

Qua những phân tích, đánh giá trên đây có thể nhận định rằng, một mặt, EVN với nỗ lực tự thân, hoàn toàn có thể áp dụng phương án (a) nhằm hạn chế thiệt hại khi có sự cố tương tự đã xảy ra; mặt khác, có thể nhận thấy trong những năm qua, ngành Điện lực Việt Nam chưa đủ tiềm lực tài chính mạnh để đầu tư thích đáng cho việc đổi mới, nâng cấp, sử dụng các trang thiết bị, công nghệ tiên tiến, hiện đại vào lĩnh vực điều khiển, tự động hoá, nhằm nâng cao độ tin cậy và khả năng đảm bảo ổn định của HTĐ.

Cùng đồng quan điểm về sự thiếu hụt nguồn tài chính đầu tư của EVN cho HTĐ, PGS, TS. Bùi Huy Phùng đã chỉ ra rằng, tỷ lệ đầu tư lưới điện trong tổng đầu tư điện lực ở một số nước tuy rất khác nhau tùy thuộc mức độ phát triển, vị trí địa lý rộng, hẹp, dài, ngắn, khoảng cách nguồn và phụ tải… nhưng có thể khái quát gần đúng tỷ lệ này khoảng 45-50%, nghĩa là đầu tư một đồng nguồn phải đầu tư gần một đồng lưới. Tuy nhiên, trong giai đoạn 1980-1990, tỷ lệ đầu tư lưới điện của Việt Nam chỉ 15-20% tổng đầu tư điện lực, giai đoạn 2005-2009 tỷ lệ này khoảng 22-31,5% và từ QHĐVII giai đoạn 2011-2030, tỷ lệ này chưa tới 30%. Như vậy, cả một thời gian dài vừa qua chúng ta đầu tư lưới khá thấp, kể cả theo QĐ phê duyệt QHĐVII của Chính phủ cũng chỉ 33-34%. Có thể điều không hợp lý này kéo dài đã dẫn tới ách tắc, khó khăn trong truyền tải phân phối điện.

Theo PGS, TS. Bùi Huy Phùng, nguyên nhân thì có nhiều, từ quy hoạch, kế hoạch, giải phóng mặt bằng, giải ngân, công nghệ, điều hành hệ thống…; song rõ ràng cơ cấu đầu tư nguồn - lưới chưa hợp lý đã ảnh hưởng quan trọng tới truyền tải và phân phối điện. Mặt khác thực tế giá truyền tải điện những năm qua thấp, cụ thể năm 2012 là 83,3 đồng/kWh, so với giá bán điện bình quân là 1.437 đồng/kWh thì giá truyền tải điện của NPT chỉ chiếm 5,8%; tính với giá điện 2013 thì chưa tới 5%, trong khi giá truyền tải điện của một số nước trên thế giới chiếm trên 10% giá bán điện bình quân.

Để mối quan hệ đầu tư nguồn - lưới điện của Việt Nam trở nên hợp lý, PGS, TS. Bùi Huy Phùng cho rằng, cần sớm nghiên cứu hiệu chỉnh QHĐ VII, rà soát nhu cầu điện, tính toán chi tiết yêu cầu nguồn - lưới, phân bổ vốn đầu tư hợp lý. Bộ Công Thương cần tổ chức nghiên cứu, khảo sát đánh giá tình hình đầu tư, xây dựng và vận hành hệ thống điện để có đề xuất thỏa đáng về đầu tư lưới điện, điều khiển hệ thống, giá truyền tải hợp lý, góp phần đảm bảo hệ thống điện vận hành hiệu quả, an toàn, an ninh; đồng thời làm rõ nguyên nhân, trách nhiệm về tình trạng thiếu an toàn của hệ thống điện như Chính phủ đã chỉ đạo.

Qua phân tích của các nhà khoa học, những thách thức về an toàn lưới điện không chỉ nằm trong tay EVN nhưng trách nhiệm gánh vác vẫn thuộc về EVN.

Chinh phục lòng tin của khách hàng

Ngay trong ngày ra mắt báo chí nhận chức hồi cuối thàng 9/2012, tân Chủ tịch HĐQT EVN Hoàng Quốc Vượng đã đề ra những mục tiêu và nhiệm vụ cụ thể nhằm xây dựng EVN phát triển hơn, trong đó có việc lành mạnh hóa tình hình tài chính của EVN, nhằm đáp ứng tốt hơn nhu cầu phát triển trong thời gian tới. Ông cũng đề ra nhiệm vụ "từng bước xây dựng EVN trong mắt mỗi người dân, khách hàng là hình ảnh tập đoàn kinh tế lớn mạnh, hiệu quả, trách nhiệm và thân thiện". Qua đó cũng có thể nhận xét rằng, việc chinh phục lòng tin của khách hàng quan trọng như thế nào đối với EVN.

Đã từ lâu, EVN hoạt động trong tình trạng "độc quyền bắt buộc" bởi tầm quan trọng của nhiệm vụ bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Nói đến "an ninh năng lượng quốc gia" nghe có vẻ to tát nhưng có thể gói gọn vào một khái niệm dễ hiểu rằng, đó là việc cung cấp đủ, đều, thuận tiện với giá cả hợp lý cho nhu cầu tiêu thụ năng lượng của dân chúng. Như vậy, giữ gìn an ninh năng lượng quốc gia là nhằm bảo vệ lợi ích của người dân trong lĩnh vực tiêu thụ năng lượng. EVN đang phải luôn luôn "gồng mình" để gánh vác trách nhiệm nặng nề ấy.

Thế nhưng cũng đã từ lâu, cụm từ "độc quyền" luôn luôn khiến hình ảnh của EVN bị ảnh hưởng không nhỏ, đặc biệt mỗi khi tăng giá điện. Mới đây, để đảm bảo chiến lược an ninh năng lượng quốc gia, Chính phủ vừa phê duyệt khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân giai đoạn 2013-2015 (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), có hiệu lực từ ngày 11/11. Theo đó, mức giá bán lẻ điện bình quân tối thiểu là 1.437 đồng/kWh và tối đa là 1.835 đồng/kWh. Đồng thời, tiến trình thực hiện thị trường điện cạnh tranh theo 3 cấp độ từ nay đến năm 2023 đang được tiến hành: Cấp độ 1 thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh; cấp độ 2 là thị trường bán buôn điện cạnh tranh; từ sau năm 2023, thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

Theo thống kê, từ năm 2007 đến nay, giá điện bán lẻ của Việt Nam đã có 9 lần tăng liên tiếp, trong đó, lần gây sốc nhất là đầu năm 2011, giá điện được đẩy vọt tới 15,28%, gấp 2-3 lần so với tỷ lệ thông thường. Mức giá bán lẻ điện bình quân hiện nay đã cao hơn 79% so với mức giá của 5 năm trước

Nhìn nhận vấn đề này, TS Lê Đăng Doanh chia sẻ: “Do lạm phát, giá điện Việt Nam tính theo USD đã thấp hơn rất nhiều so với mức trước khi lạm phát tăng cao từ những năm 2007-2008. So với giá điện trong khu vực, giá điện của ta tính theo USD phải tương xứng đủ để thu hút được các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện. Chúng ta thiếu vốn làm điện. Nếu không có nguồn lực này, Việt Nam sẽ có nguy cơ thiếu điện trong thời gian tới. Trong tiến trình công nghiệp hóa mà bị cắt điện bức tử là điều không thể chấp nhận”.

Đôi lời kết

Trong khuôn khổ một bài báo chỉ có thể phác họa phần nào trách nhiệm nặng nề của EVN đối với quốc kế dân sinh. Hy vọng rằng trong thời gian tới, mong muốn của Chủ tịch HĐQT Tập đoàn EVN Hoàng Quốc Vượng "từng bước xây dựng EVN trong mắt mỗi người dân, khách hàng là hình ảnh tập đoàn kinh tế lớn mạnh, hiệu quả, trách nhiệm và thân thiện" sẽ biến thành nỗ lực chung của tất cả CBCNV của EVN.