QHDVI_ChapII_KiemDiemTSDV

Chơng II Tình hình thực quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn V 2.1 So sánh nhu cầu điện thực tế theo dự báo Tổng sơ đồ V đợc tiến hành giai đoạn 1998-1999, kết dự báo (điện công suất) so sánh đợc với số liệu thực tế giai đoạn 2000 - 2004 Các giá trị thực tế cao so với tất phơng án (cao, thấp trung bình) TSĐV Phơng án cao phơng án có chênh lệch giá trị dự báo số liệu thực tế nhỏ Nguyên nhân việc lập TSĐ V vào thời điểm xảy khủng hoảng kinh tế tài khu vực, dự báo tốc độ tăng trởng kinh kế (theo toàn quốc ngành kinh tế nói chung), dự kiến nguồn vốn đầu t nh xây dựng hệ thống KCN, KCX, nhà máy lớn xuất phát điểm tơng đối khiêm tốn Vì vậy, điện thơng phẩm công suất phụ tải cực đại nhỏ so với thực tế năm qua Bảng 2.1 sau so sánh kết dự báo nhu cầu điện TSĐV so với thực tế tăng nhu cầu điện giai đoạn 2000-2004 Bảng 2.1 Các kết dự báo so với giá trị thực tế Điện thơng phẩm (GWh) Năm 2.2 Thực tế Dự báo TSĐ-5 Thấp Cơ sở Cao 21394 Công suất cực đại (MW) Thực tế Dự báo TSĐ-5 Thấp 4893 Cơ sở Cao 2000 22404 4477 2001 26851 23651 23844 24068 5655 4902 4942 4988 2002 30234 26165 26597 27112 6552 5381 5470 5576 2003 34841 28978 29706 30593 7408 5920 6069 6250 2004 39596 32103 33192 34550 8283 6510 6731 7006 Đánh giá sai lệch dự báo theo phơng pháp sai số thống kê Các kết tính toán sai số thống kê kết dự báo điện thực tế 2000 2004 theo phơng pháp thông dụng đợc cho b¶ng sau: II-1 B¶ng 2.2 KÕt qu¶ tÝnh toán sai số thống kê toán học dự báo điện Sai số tuyệt đối Sai số tơng đối PA thÊp PA c¬ së PA cao PA thÊp PA c¬ së PA cao Mean 4126.88 3638.48 3041.68 14.63 12.68 10.43 Median 4069 3637 3122 15.55 13.67 11.52 Maximum 7493 6404 5046 23.34 19.29 14.60 Minimum 1009.6 1009.6 1009.6 4.72 4.72 4.72 Std Dev 2635.304 2205.735 1672.803 7.659757 6.071109 4.250679 Skewness 0.090487 0.051835 -0.034531 -0.177927 -0.241117 -0.356839 Kurtosis 1.591902 1.562571 1.509333 1.560429 1.542118 1.524417 Jarque-Bera 0.419894 0.432698 0.463929 0.458124 0.491243 0.559725 Probability 0.810627 0.805454 0.792974 0.795279 0.782218 0.755888 Observations 5 5 5 Từ bảng rút phơng án (PA) cao phơng án sát thực tế nhất, phơng án có giá trị thống kê mô tả phù hợp mặt ý nghĩa thống kê toán học Cụ thể PA cao dự báo điện có sai số tuyệt đối trung bình (Mean ) 3041.7 GWh, với độ lệch chuẩn ( Std.Dev ) 1672.8 GWh, giá trị thống kê Jarque-Bera 0.46 nhỏ giá trị tới hạn 2(2) với = 5%, tức tính phân bố chuẩn dÃy sai số tuyệt đối không bị bác bỏ Tơng tự PA cao có sai số tơng đối trung bình (Mean ) 10.43%, với độ lệch chuẩn ( Std.Dev ) 4.25%, giá trị thống kê Jarque-Bera 0.559 nhỏ giá trị tới hạn 2(2) với = 5%, tức tính phân bố chuẩn dÃy sai số tơng đối không bị bác bỏ Bảng 2.3 Kết tính toán sai số thống kê toán học dự báo công suất Sai số tuyệt đối PA PA thấp PA cao sở Sai số tuơng đối PA PA thấp PA cao së Mean 1120.2 1020.4 898.8 19.76 17.72 15.38 Median 1171 1082 976 21.76 19.78 17.50 Maximum 1773 1552 1277 27.24 23.06 18.53 Minimum 416 416 416 9.29 9.29 9.29 Std Dev 546.5205 460.3513 354.6149 7.380306 5.776758 3.989596 Skewness -0.12097 -0.192047 -0.332346 -0.451512 -0.57058 -0.75187 Kurtosis 1.625345 1.618132 1.624979 1.724314 1.784607 1.94793 Jarque-Bera 0.405877 0.42856 0.485937 0.508922 0.57905 0.701682 Probability 0.816328 0.807122 0.784296 0.775334 0.748619 0.704096 Observations 5 5 5 II-2 Từ bảng rút phơng án (PA) cao dự báo công suất đỉnh phơng án sát thực tế nhất, phơng án có giá trị thống kê mô tả phù hợp mặt ý nghĩa thống kê toán học Cơ thĨ PA cao cã sai sè tut ®èi trung bình (Mean ) 898.8 MW, với độ lệch chuẩn ( Std.Dev ) 354.6 MW, giá trị thống kê Jarque-Bera 0.486 nhỏ giá trị tới hạn 2(2) với = 5%, tức tính phân bố chuẩn dÃy sai số tuyệt đối đợc chấp nhận Tơng tự PA cao có sai số tơng đối trung bình (Mean) 15.38%, với độ lệch chuẩn ( Std.Dev ) 3.99%, giá trị thống kê Jarque-Bera 0.702 nhỏ giá trị tới hạn 2(2) với = 5%, tức tính phân bố chuẩn dÃy sai số tơng đối đợc chấp nhận Sau đánh giá tình hình tăng trởng phụ tải cao năm 1999 - 2001, với hiệu tăng trởng kinh tế đầu t biện pháp điều hành linh hoạt kịp thời Chính Phủ, đầu năm 2002 ngành ®iƯn ®· chđ ®éng hiƯu chØnh mét sè néi dung Tổng sơ đồ V nh: dự báo nhu cầu điện năm 2005 53,4 TWh, cao 15% so với 46,5 TWh, năm 2010 96,1 TWh, cao 23% so với 78,5 TWh (phơng án cao TSĐV); đẩy nhanh tiến độ số công trình nguồn lới truyền tải, Vì vậy, năm 2001 2004 ngành điện đà đáp ứng đợc nhu cầu điện tăng trởng cao phục vụ phát triển kinh tế xà hội Bảng 2.4 hình 2.1 sau cho ta số tổng kết đánh giá dự báo nhu cầu điện TSĐ IV, TSĐ V TSĐ V hiệu chỉnh so với thực tế giai đoạn 10 năm 1995 2005 Bảng 2.4 Dự báo điện sản xuất theo TSĐ so với thực tế Đơn vị: GWh Nm TSĐ TSĐ PA cao TSĐ HC PA sở 1994 thực tế Thực tÕ/ TS§V HC (%) 11837 1995 14548 14325 1996 16931 16948 1997 19631 19162 1998 22685 21646 1999 26118 23739 2000 29971 26000 26594 27041 2001 34031 29145 30603 31137 2002 38469 32727 35179 36410 103.5% 2003 43246 36649 40329 41273 102.3% 2004 48384 41428 46412 47138 101.6% ¦íc 2005 53834 46554 53438 53500 100.1% 23749 II-3 H×nh 2.1 Điện sản xu ất (GWh) 60000 thùc tÕ 50000 TS§ TSĐ PA cao 40000 TSĐ HC PA së 30000 20000 10000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Ước 2005 Một tác động lớn ảnh hởng đến nhu cầu điện giai đoạn vừa qua ảnh hởng khủng hoảng tài tiền tệ vùng Đông năm 1997 -1999, kéo dài ảnh hởng giảm đầu t từ nớc Việt Nam vào công nghiệp nớc năm Tuy nhiên đến giai đoạn 2001 2004, ngành công nghiệp dịch vụ thơng mại nớc đà tái khởi sắc, đầu t trực tiếp từ nớc (FDI) quay trở lại Nhu cầu điện Việt Nam thập niên vừa qua đà phản ảnh điều Qua hình 2.1 thấy, khủng hoảng dờng nh dự báo TSĐ IV xác, TSĐV ban đầu tơng đối bi quan Và cuối cùng, hiệu chỉnh TSDV đà kịp thời Một nhận định tăng trởng nhu cầu điện số tỉnh thành giai đoạn 2001 2004 có xu thÕ kh¸c víi dù kiÕn TSDV Trong dù báo khu vực tăng trởng mạnh Hà Nội, Hải Phòng, Quảng Ninh (tam giác phát triển), Đà nẵng, Qu¶ng Nam - Qu¶ng ng·i (trơc kinh tÕ miỊn Trung), TP Hồ chí Minh, Bà Rịa-vũng Tàu, Đồng Nai, thực tế TP Hải Phòng tăng trởng 10%, Hµ Néi 12,3%, TP Hå ChÝ Minh 13%, khu vực khác lại tăng trởng mạnh dự kiến nh Vĩnh Phúc 18%, Hng Yên 25,5%, Bắc Ninh 15,1%, toàn miền trung tăng 14,8%, khu vực tỉnh thuộc Cty ĐL II tăng bình quân 20,2% (Bình Dơng 34%, Đồng Nai 18,2%, Bà Rịa-Vũng Tàu 16,1%, Bạc Liêu 18,9%, Bình Thuận 16,5%), Sự thay đổi đợc đánh giá nguyên nhân: số lợng lực nhà đầu t (trong nớc) giai đoạn 2000 2004 tăng mạnh nhng hữu hạn, sách thu hút đầu t hấp dẫn tạo, thuận lợi cho doanh nghiệp vào làm ăn số địa II-4 phơng đà thắng lợi, số tỉnh cha chuyển đổi nhậy bén chế, hội 2.3 Đánh giá thực chơng trình phát triển nguồn điện Đến cuối năm 2001, tổng công suất đặt NMĐ toàn quốc 6711MW Các nguồn tăng thêm so với năm 2000 là: tổ máy TĐ Yaly-540MW; tổ máy TĐ Hàm Thuận 150MW tổ máy TĐ Đa Mi 87,5MW Tổng công suất tăng thêm năm 2001 778MW So với kế hoạch TSĐV chậm 958MW cha vào đợc toàn TĐ Hàm Thuận - 300MW, Đa Mi 175MW tổ tua bin khí Phú Mỹ 3x240MW Sang năm 2002, toàn công suất Phú Mỹ 1114MW, tổ máy TĐ Hàm Thuận-Da Mi tổ TĐ Yaly đợc đa vào, công suất nguồn tăng thêm 600MW nhiệt điện than Phả Lại đuôi Bà Rịa ST10 58MW Năm 2003 có thêm Phú Mỹ 733MW (BOT) đuôi Phú Mỹ 2.1 178MW Năm 2004 hoàn thành NMĐ Phú Mỹ 468MW, TĐ Cần Đơn 79MW (IPP), tổ TBK Phú Mỹ 2.2 (BOT) 2x 250MW, NĐ than Formosa (IPP) tổ máy NĐ than Na Dơng (IPP) 50MW Đầu năm 2005 đà hoàn thành tổ máy TB – 250MW cđa Phó Mü 2.2 B¶ng 2.5 sau cho thấy tổng công suất nguồn điện vào năm 2001 2005 theo loại NMĐ Bảng 2.5 Tng Công suất đặt tăng thêm GĐ 2001-2005 2001 2002 2003 2004 KH 2005 MW % MW % MW % MW % MW % Thủ ®iƯn 3883 57.9% 4120 47.2% 4120 43.4% 4120 40.1% 4120 36.5% Nhiệt điện(Than,dầu) 845 12.6% 1445 16.6% 1445 16.1% 1445 14.1% 1445 12.8% Tuabin khÝ+Diesel 1477 22.0% 2649 30.4% 2649 27.9% 3117 30.3% 3282 29.1% IPP+kh¸c 506 7.5% 506 5.8% 1287 13.5% 1596 15.5% 2439 21.6% Tổng công suất đặt 6711 100% 8720 100% 9501 100% 10278 100% 11286 100% Tăng trởng Công suất tăng thªm 6.6% 778 29.9% 9.0% 2009 781 8.2% 777 9.8% 1008 Tốc độ tăng nguồn điện giai đoạn 2001 2005 trung bình 13,9%/năm, thấp II-5 so với tốc độ tăng điện sản suất (~ 14,8%) Tỷ lệ NMĐ loại IPP BOT tăng nhanh, từ lúc khoảng 506MW (chiếm - 7%) năm 2001 đà tăng lên 2439MW (21,6%) năm 2005 Hình 2.2 sau cho thấy tổng công suất loại nguồn so với phụ tải cực đại (Pmax) năm 2001 2004 Hình 2.2 Công suất nguồn đa vào GĐ 2001-2005 Pmax năm 12000 10000 10000 4000 8283 7408 6552 6000 5655 MW 8000 9512 12000 8000 6000 4000 2000 2000 0 2001 Thuỷ điện 2002 2003 Nhiệt điện(Than,dầu) 2004 KH 2005 Tua bin khí, Diesel khác Pmax Trong năm 2001 2002, tiến độ vào NMĐ theo kế hoạch TSĐ V Các năm 2003 2005 tiến độ nguồn có chậm trễ so với kế hoạch: Năm 2003, có công trình chậm tiến độ là: - Phần tua bin khí Phú Mỹ dự kiến vào 2x150MW nhng tới tháng 3/2004 vào đợc Đến tháng 5/2004 vào phần tua bin - Thuỷ điện Cần Đơn IPP dự kiến hoàn thành 78MW nhng thực tế vào đợc tổ máy 38,8MW vào tháng 12/2003 Năm 2004: - Phú Mỹ 2.2 BOT vào đợc phần tua bin khí 2x250MW, trục trặc phần thiết bị mà đến tháng 2/2005 vào hoàn chỉnh 733MW - Nhiệt điện than Na Dơng IPP hoàn thành xây lắp tổ máy 50MW nhng trình vận hành thử nghiệm kéo dài Đến tháng 5/2005 vào vận hành toàn 100MW Tuy nhiên năm 2004 có NM nhiệt điện than Formosa IPP 150MW đợc đa vào công trình bổ sung so với kế hoạch TSĐV Năm 2005, theo TSĐV dự kiến có công trình đa vào là: NĐ than Uông bí mở rộng 300MW, tổ máy thuỷ điện Sê San 160MW, NĐ than Cao Ngạn IPP 100MW đuôi Phú Mỹ 2.1 mở rộng Thực tế hầu hết công trình II-6 chậm tiến độ: NĐ than Uông Bí vào đợc tháng 4/2006 chạy ổn định từ tháng 6/2006; NĐ than Cao Ngạn vào đợc tổ máy tháng 12/2005, tổ máy vào quý I/2006; Đuôi Phú Mỹ 2.1 mở rộng lùi đến tháng 3/2006 Theo đánh giá gần đây, năm 2006 có 1700MW không vào theo kế hoạch: - Miền Bắc có 600MW nhiệt điện than chậm tiến độ: NĐ Hải Phòng I khởi công tháng 11/2005, sớm tổ máy vào vận hành sau 32 tháng (đến tháng 7/2008) Tổ máy vào sau tổ tháng; NĐ Cẩm Phả I - 300MW phải cuối năm 2005 khởi công, chậm tơng tự Hải Phòng I; Ngoài tổ máy -114W thuỷ điện Tuyên Quang phải đến tháng 8/2007 vào vận hành, chậm năm so với kế hoạch - Miền Nam có 1000MW NĐ khí chậm so với kế hoạch TSĐV: TBKHH Cà Mau 720MW cha khởi công, đến tháng 4/2007 vào đợc phần tua bin khí 2x250MW tháng 11 hoàn thành toàn bộ; NĐ khí Ô Môn I tổ máy 300MW vừa ký hợp đồng EPC, dự kiến quý III/2009 vào vận hành Năm 2007 vào chậm nhiều nguồn so với kế hoạch TSĐV nh NĐ Ninh Bình II 300MW, NĐ khí Nhơn Trạch I 300MW; Ô Môn I tổ máy 300MW Ngoài số NM thuỷ điện nh A Vơng I 210MW, ĐakDrinh 100MW, Đaktih 72MW, Chu linh-Cèc san 70MW, Na Le 90MW vµ mét sè thuỷ điện vừa vào nhỏ khác chậm tiến độ từ năm Tổng hợp đánh giá công suất nguồn vào năm 2005 2007 so với kế hoạch TSĐV hiệu chỉnh đợc cho nh sau: Bảng 2.6 Công suất nguồn điện dự kiến đa vào GĐ 2005-2007 Công suất nguồn vào MW - 2005-2007 theo kế hoạch TSDV - Thực tế Dự kiến - Chậm so với kế hoạch M Bắc 2242 668 -1574 M Trung & Nam 3257 2509 -748 T.quèc (MW) 5499 3177 -2322 Đánh giá chung thực chơng trình phát triển nguồn điện - Giai đoạn 2001 2004 chơng trình phát triển nguồn điện đà đáp ứng đợc nhu cầu phát triển kinh tế xà hội với mức phụ tải tăng trởng nhanh (trung bình 15,3%/năm) - Giai đoạn 2005 2007 dự kiến vào chậm nhiều công trình nguồn điện, nhiều nguyên nhân thiếu kinh nghiệm qua trình đấu thầu dự án, thiết bị chậm, công tác đền bù gặp khó khăn, thiếu vốn đầu t, thủ tục vay vốn kéo dài, quản lý dự án yếu kém, dự án IPP không đảm bảo tiến độ theo lịch đăng ký, Với nhu cầu điện đợc dự báo tiếp tục tăng từ 15 17%/năm, tình trạng dẫn đến nguy cân đối trầm trọng cung cầu năm tới, đặc biệt II-7 miền Bắc - Các dự án nguồn chậm giai đoạn 2005 2007 vào dồn dập năm 2008 2010, gây hàng loạt khó khăn khác nh huy động vốn, thủ tục đầu t, lực lợng thi công, đền bù giải toả mặt bằng, 2.4 Đánh giá thực chơng trình phát triển lới điện Bng di õy tng hp túm tắt khối lượng lưới điện (km đường dây kVA công suất trạm biến áp) dự kiến TSĐV thực giai đoạn 2000 -2004, kế hoạch 2005 đánh giá mức độ hoàn thành theo miền ton quc Bảng 2.7 Khối lợng lới điện thực G§ 2001-2005 Năm TT I II III KL cần xây dựng g/đ 2000 - 2005 theo TSD V Khối km lượng Toàn quốc 1421 500kV 2546 220kV 5556 66÷110kV Miền Bắc 500kV 1041 220kV 1893 110kV Miền Trung 827 500kV 300 220kV 695 110kV Miền Nam 594 500kV 1205 220kV 2968 66÷110kV KL lưới đến 12/2004 Khối lượng XD thực tế g/đ 20002004 MVA km km MVA km MVA km 3900 2434 4050 902 1350 63% 35% 9165 4794 13251 1275 6525 50% 71% 16989 10291 16748 2382 8555 43% 50% MVA % hoàn thành 450 KL cần xây thêm từ 2000 đến 2005 % đạt ước tính tới cuối năm 2005 MVA km MVA km MVA 3386 7500 1854 4800 130% 123% 6148 16814 2629 10088 103% 110% 11934 20460 4025 12267 72% 72% Khối lượng lưới ước tính đến cuối 2005 450 341 1350 100% 780 2250 439 1350 2750 1780 4501 396 1625 38% 59% 2187 6626 803 3750 77% 300% 136% 5894 4859 6614 1586 2810 84% 48% 5819 7335 2547 3531 135% 60% 450 989 900 294 36% 0% 1379 1350 684 450 83% 100% 751 946 1697 490 883 163% 118% 1006 1760 550 946 183% 126% 1792 2041 2265 657 1332 95% 74% 2164 2480 780 1547 112% 86% 3000 1104 1800 608 900 102% 30% 1227 3900 731 3000 123% 100% 5664 2068 7053 519 4170 43% 74% 2956 8428 1407 5545 117% 98% 9303 3392 7869 394 4071 13% 44% 3951 10646 953 6848 32% 74% Theo bảng 2.7 trên, nhìn chung khối lượng lưới truyền tải thực giai đoạn 2001 – 2004 chưa đạt Nếu thực kế hoạch 2005, đạt lưới 220kV, vượt lưới 500kV chưa đạt lưới 110kV Tuy tỷ lệ thực có khác theo miền Miền Nam đạt tỷ lệ thấp khối lượng đường dây 110kV, miền Bắc thấp đạt khối lượng MVA trạm biến áp Bảng 2.8 sau tổng kết tăng trưởng khối lượng trạm biến áp tiêu đánh giá giai đoạn 2000 – 2004 II-8 Bảng 2.8 Tăng trưởng khối lượng trạm biến áp GĐ 2000-2004 Cấp điện áp Miền Toàn Quốc Miền Bắc Miền Trung Miền Nam 2.5 500kV 220kV 110kV 500kV 220kV 110kV 500kV 220kV 110kV 500kV 220kV 110kV 2000 Tổng dung Chỉ tiêu lượng MBA MVA/MW (MVA) 2700 6753 1.38 8193 1.68 900 2876 1.36 3804 1.80 900 814 1.55 933 1.78 900 2982 1.33 3798 1.69 Số Trạm biến áp 53 348 Số máy biến áp 11 84 523 22 145 30 225 63 14 90 22 140 40 208 2004 Tổng dung lượng MBA (MVA) 4050 13251 16748 1350 4501 6614 900 1697 2265 1800 tăng trưởng bình quân 10.7% 18.4% 19.6% Chỉ tiêu MVA/MW 1.60 2.02 11.8% 14.8% 1.26 1.85 20.2% 24.8% 1.76 2.35 7053 24.0% 1.79 7869 20.0% 1.99 Đánh giá tình hình mua bán điện với n−íc l¸ng giỊng Mua bán điện với Lào Cho đến nay, việc trao đổi mua bán điện với nước CHDCND Lào thực qua lưới trung áp 35 -22kV khu vực biên giới hai nước, quy mô nhỏ Hầu hết điểm kết nối biên giới, Việt Nam bán điện cho bạn Các điểm bán điện là: - Mộc Châu: cấp điện cho Sầm Nưa thuộc tỉnh Hủa Phăn qua đường dây 35kV dài 100km - Cửa La Hay-Hà tĩnh: cấp cho vùng biên tỉnh Boli Khăm Say - Lao Bảo - Quảng Trị: cấp cho thị trấn Sê Pôn -tỉnh Xa Vanakhet - Quảng Nam: cấp cho vùng Bản Phồn - tỉnh Sê Kơng Theo thoả thuận hai Chính phủ Việt Nam Lào, hai nước tăng cường trao đổi mua bán điện Việt Nam nhập điện từ NMTĐ Lào Quy mô nhập đạt tới 2000MW Các dự án thuỷ điện Lào hai bên xúc tiến để khởi công sớm Sê Kaman – 250MW Nậm Mô - 100MW Tiếp sau cơng trình Se Kaman 1, Sê Kông 4, Sê Kông 5, Nam Kong, Mua bán điện với Campuchia Việt Nam bán điện cấp trung áp 35-22kV qua số điểm biên II-9 giới với Cămpuchia quy mô nhỏ vài MW Hai bên có thoả thuận Việt Nam bán điện cấp 220kV cho khu vực Phnômpênh vào khoảng 2007 – 2008 phía Campuchia xây dựng đường dây từ biên giới khu vực Châu Đốc Ta Keo Phnômpênh Quy mô khoảng 80MW, sau tăng lên 200MW Nhập điện từ Trung Quốc Do nhu cầu phụ tải tăng nhanh, số nguồn điện vào chậm, khu vực miền Bắc có nguy thiếu điện nên từ năm 2004, Việt Nam nhập qua đường dây 110kV cửa Hà Khẩu – Lào Cai, cung cấp điện cho khu vực Lào Cai Lai Châu Đến tháng 5/2005, có thêm điểm nhập lưới 110kV Đơng Hưng (TQ) móng Cái – Tiên Yên từ cửa Thanh Thuỷ Hà Giang Tổng công suất nhập qua điểm khoảng 140MW Dự kiến năm 2005 2006 công suất nhập tăng lên 200MW Hiện tổ công tác EVN TCTy lưới điện Nam Trung Quốc nghiên cứu giải pháp để đầu năm 2007 Việt Nam nhập từ Vân Nam (TQ) đường dây 220kV Đường dây 220kV từ Hà Khẩu (Lào Cai) - Yên Bái - Việt Trì seơms xây dựng năm 2006 để đầu năm 2007 đưa điện nhập từ trung Quốc tới Vĩnh Yên Tuy nhiên chưa thể hoà đồng hai HTĐ qua lưới 220kV nên phải thực tách lưới vài điểm Dự kiến công suất nhập từ Trung Quốc đạt tới 250 – 300MW 2.6 Đánh giá tình hình kinh tế tài ca EVN 2.6.1 Vốn đầu tư Để đáp ứng nhu cầu điện cho kinh tế với tốc độ tăng trưởng cao, kế hoạch năm 2001-2005, tổng vốn đầu tư cần phải huy động cho cơng trình điện EVN 101.540 tỷ đồng, đó: Nguồn điện: 42.797 tỷ đồng, chiếm 42,1%; lưới truyền tải: 24.543 tỷ đồng, chiếm 24,2%; lưới phân phối: 34.200 tỷ đồng, chiếm 33,7% Thực tế trong giai đoạn từ 2001-2004, tổng vốn đầu tư EVN thực 55.604 tỷ đồng (không kể trả nợ vốn vay), kế hoạch 2005 25.576 tỷ đồng Ước giai đoạn 2001-2005 81.180 tỷ đồng, 79,90% so với kế hoạch Trong vốn đầu tư cho nguồn điện: 36.258 tỷ đồng, đạt khoảng 84,7%; lưới điện truyền tải phân phối: 37.618 tỷ đồng, đạt 64% Chi tiết xem phụ lục 2.1 II-10 2.6.2 Nguồn vốn đầu tư Trong năm qua, thực chủ trương Nhà nước chuyển đổi chế tài từ chỗ Nhà nước cấp vốn trực tiếp cho cơng trình phát triển điện lực sang chế EVN tự trả Để huy động đủ vốn cho đầu tư xây dựng công trình, với giúp đỡ Nhà nước, EVN huy động từ nhiều nguồn vốn như: vốn ODA đa phương, song phương, vốn vay tín dụng nước ngồi, vay tín dụng nước, vốn khấu hao bản, vốn ngân sách, Trong điều kiện nhu cầu điện phát triển nhanh, vốn đầu tư đòi hỏi hàng năm tỷ la, việc tranh thủ nguồn vốn, vốn tín dụng bên ngồi cần thiết quan trọng Trong cấu nguồn vốn, vốn vay nước chiếm tỷ trọng 22%, vốn KHCB 44%, tín dụng nước (15%) cịn lại vốn đầu tư phát triển, tăng giá điện chuyển đầu tư, vốn ngân sách, vốn khác chiếm tỉ trọng 19% Đối với nguồn vốn vay nước ngoài, giai đoạn này, EVN vay gần 3,3 tỷ USD khoản tín dụng có giá trị lớn dạng ODA tín dụng xuất từ tổ chức tài quốc tế Ngân hàng giới (WB) 610 triệu USD, Ngân hàng đầu tư hải ngoại (JBIC) Nhật Bản: 2,170 tỷ USD Ngân hàng phát triển châu Á (ADB): 250 triệu USD Ngồi cịn có Tín dụng song phương từ nước phát triển như: Thuỵ điển, Phần lan, Pháp, Thuỵ sỹ, Bỉ, 270 triệu USD, nguồn vốn vay JBIC cho đầu tư nhà máy điện Phả Lại, Hàm Thuận-Đa Mi, Phú Mỹ hầu hết số vốn đầu tư cho cơng trình lưới điện 2.6.3 Về tài ngành điện Từ năm 2000 đến nay, Tổng Công ty liên tục sản xuất kinh doanh có lãi, giá trị sản xuất cơng nghiệp tăng bình qn 11,7%/năm, doanh thu sản xuất điện tăng lần, tăng bình quân 15,3%/năm Đồng thời, Tổng Công ty thực đủ nghĩa vụ Ngân sách với Nhà nước năm sau cao năm trước Kết sản xuất kinh doanh TCT năm sau II-11 Bảng 2.9 Kết hoạt động sản xuất kinh doanh giai đoạn 2000-2004 Đơn vị: tỷ đồng 2000 2001 2002 2003 ước 2004 - Giá trị sản xuất CN (theo giá cố định 1994) 10.664,1 12.305,0 14.405,7 16.615,6 18.879 - Doanh thu sản xuất điện 15.118,1 17.520,2 21.468,5 27.462,0 33.155 - Lợi nhuận 1605.0 1.817,5 2.131,1 1.972,6 1.704 - Nộp ngân sách 2202,9 2.480,5 2.249,3 2.705,3 2.720 Hạng mục 2.7 Đánh giá chung việc thực quy hoạch giai đoạn trớc Sau gần năm thực TSĐ V, số đánh giá chung sau: - Nhu cầu phụ tải điện tăng trưởng nhanh liên tục, đạt mức cao khu vực - Do dự báo nhu cầu điện TSĐV thấp so với thực tế nên năm 2002 EVN trình Chính Phủ điều chỉnh số nội dung TSĐ, dự báo nhu cầu điện sản suất năm 2005 từ 53 – 55 tỷ kWh, năm 2010 từ 96,1 – 105 tỷ kWh Nhu cầu thực tế cho thấy đến năm 2005 đạt mức 53,5 – 53,8 tỷ kWh Đầu năm 2005 dự phịng nguồn thấp, cộng với thời tiết nắng nóng đột biến mực nước sông miền Bắc thấp nhiều năm, nhà máy thuỷ điện Hoà bình, Thác bà phải vận hành mức nước chết thiếu điện miền Bắc - Nhờ đạo điều hành kịp thời phủ, với nỗ lực vượt bậc, ngành điện đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy cho nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, đóng góp vào nhịp tăng trưởng chung kinh tế xã hội, chi phí ngày cao, giá điện thực tế không tăng đáng kể Doanh thu EVN năm 2004 đạt 33 nghìn tỷ đồng, tăng gấp đơi so với năm 2000 Lợi nhuận trì từ 1,7 đến nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách hàng năm 2,2 – 2,7 nghìn tỷ đồng - Nguồn điện tăng từ 6000MW năm 2000 lên đến 11000MW năm 2005, gấp 1,9 lần Trung bình năm có 1000MW cơng suất nguồn Nhưng dự phịng thực tế thấp Dự kiến năm 2006 – 2008 dự II-12 phòng nguồn thấp, đặc biệt miền Bắc thiếu dự phịng cho dù có đường dây 500kV liên kết Bắc - Nam mạch - Tỷ trọng NMĐ dạng IPP, BOT ngày lớn, đến năm 2005 chiếm 21,6% tổng cơng suất NMĐ tồn quốc - Tốc độ xây dựng lưới điện nhanh Tổng khối lượng đường dây truyền tải đến cuối 2004 tăng 1,3 lần (220kV) 1,6 lần (110kV); tổng dung lượng trạm biến áp truyền tải tăng 1,5 đến lần so với năm 2000 Nếu thực theo kế hoạch 2005, tổng khối lượng đường dây 220kV tăng 1,75 lần; tổng đường dây 110kV tăng 1,5 lần so với năm 2000 - Khối lượng đầu tư xây dựng NMĐ lưới điện lớn, nguồn vốn khó khăn, thiếu kinh nghiệm thủ tục đấu thầu, thiết bị nhập bị chậm trễ, khâu quản lý dự án chưa mạnh, công tác đền bù kéo dài, nên số dự án nguồn chậm tiến độ thi công, khởi công nguyên nhân gây tình trạng thiếu cơng suất nguồn trầm trọng vài năm tới - Các nguồn điện đưa vào áp dụng công nghệ tiên tiến, hiệu suất sản suất cao, tạo điều kiện tăng suất, giảm giá thành - Lưới điện truyền tải thiết kế xây dựng có dự phịng đảm bảo cung cấp tin cậy cho trung tâm kinh tế xã hội Lưới điện quốc gia bao phủ toàn 64 tỉnh thành, 98% số huyện, 95,4% xã 88,5% số hộ dân nơng thơn có điện lưới Trong quản lý vận hành lưới điện, số cố hệ thống 500kV giảm đáng kể, cố lưới 220kV nhìn chung giảm, chưa giảm ổn định Suất cố lưới 110kV cao II-13