Chuyên đề Hoạt động đầu tư phát triển tại tập đoàn điện lực Việt Nam: Thực trạng và giải pháp

ực( EVN Telecom) là thành viên hạch toán độc lập trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Việt nam, được thành lập theo quyết định số 380/NL/TCCBLĐ ngày 8/7/1995 của Bộ Năng Lượng. Công ty chuyên sản xuất, lắp ráp và cung ứng các thiết bị thông tin viễn thông, tủ bảng điện điều khiển và các thiết bị điện - điện tử chuyên dùng. EVNTelecom từ khi thành lập cho tới nay đã ngày càng lớn mạnh và khẳng định được vị thế là một trong những nhà cung cấp dịch vụ viễn thông hàng đầu của Việt Nam. Trong những năm qua, cùng với sự hỗ trợ và phối hợp của các đơn vị trong Tập đoàn, công tác kinh doanh của EVNTelecom đã có những bước phát triển mới. Tổng số thuê bao tính đến tháng 6/2008 đã đạt trên 3,1 triệu khách hàng, trong đó dịch vụ điện thoại cố định không dây với trên 2 triệu khách hàng khẳng định là dịch vụ chiếm lợi thế lớn nhất. Các dịch vụ Internet, thuê kênh riêng đều phát triển, riêng dịch vụ Internet (qua truyền hình cáp) tính đến tháng 6/2008 đạt gần 70.000 khách hàng. Sự lớn mạnh trong hoạt động của EVNTelecom đã đem lại nguồn lợi nhuận không nhỏ, đóng góp vào nguồn vốn đầu tư phát triển hệ thống điện, góp phần giảm khó khăn về vốn cho Tập đoàn.Tổng doanh thu kinh doanh VTCC năm 2007 đạt hơn 2.402 tỷ đồng, tăng 265% so với năm 2006, lợi nhuận đạt trên 108,9 tỷ đồng. Nhiều dự án đầu tư xây dựng hạ tầng nâng cấp mạng lưới đã hoàn thiện và đi vào hoạt động. Đầu tháng 6/2008, Công ty chính thức tham gia đầu tư xây dựng hệ thống cáp quang biển quốc tế trong khu vực Châu Á, kết nối mạng viễn thông ngành điện với các nước trên toàn thế giới. Công ty thông tin viễn thông điện lực đang phải đối mặt với nhiều khó khăn, thách thức, đặc biệt là sự cạnh tranh quyết liệt trong thị trường viễn thông. Tuy nhiên, với sự chỉ đạo định hướng của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, sự hỗ trợ của các Công ty điện lực cùng với nỗ lực, quyết tâm của toàn thể CBCNV, EVNTelecom đã đóng góp không nhỏ vào việc giải quyết khó khăn về vốn tại EVN. Bảng 17: Doanh thu viễn thông điện lực Đơn vị: Tr đồng Năm 2006 2007 2008 Doanh thu kinh doanh viễn thông công cộng 845293 2401651 3247199 Doanh thu VT trong ngành 28277 28735 57267 Doanh thu DV viễn thông công cộng 817016 2372916 3190187 DV VoIP 351912 302147 654314 Cho thuê kênh 142272 244474 387001 DV WLL 289907 1737166 2027328 Dịch vụ Intrenet 27646 75516 103417 Dịch vụ điện thoại cố định có dây 5279 13602 19136 Dịch vụ khác 0 11 266 Doanh thu khác 291233 1748155 2039643 Doanh thu lắp đặt viễn thông 6017 8536 14808 Doanh thu tư vấn thiết kế 1342 1669 3266 Cung cấp thiết bị đầu cuối 280260 1710918 1991433 Doanh thu khác 3614 27032 30901 Tổng doanh thu 1136526 4149806 5286587 Nguồn: Báo cáo thống kê chính thức tại EVN qua các năm 2006- 2008 Qua bảng trên ta thấy, doanh thu từ viễn thông điện lực tăng cao, nhất là trong 2 năm gần đây. Tổng doanh thu năm 2008 là 5286587 triệu đồng, bằng 4.65 lần tổng doanh thu đạt được năm 2006. Nguồn vốn thu được từ hoạt động này sẽ góp phần giảm bớt khó khăn về vốn cho Tập đoàn, điều này đòi hỏi EVN cần phân bổ vốn hợp lý để phát huy tối đa nguồn vốn nội lực của mình. Những tồn tại và nguyên nhân của tồn tại trong quá trình đầu tư phát triển tại EVN Thiếu vốn đầu tư Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006 - 2015 có xét đến năm 2025 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại quyết định số 110/2007/QĐ-TTg ngày 18/7/2007 (QHĐ VI) để đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội đất nước, với mức tăng trưởng 8,5 - 9%. Đây là Quy hoạch điện có quy mô lớn nhất trong số các quy hoạch điện đã được phê duyệt từ trước đến nay, nhằm đáp ứng tốc độ tăng trưởng phụ tải. Theo đó, dự báo nhu cầu điện năng phải tăng trưởng 17%/ năm (phương án cơ sở), phải xây dựng các trung tâm nguồn điện từ 2006 - 2015 gồm 98 dự án với tổng công suất lắp đặt 58.000MW, trong đó Chính phủ giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đảm nhận 48 dự án với tổng công suất 33.000MW, chiếm 57% và gấp gần 3 lần tổng công suất hiện có trên cả nước, còn các đơn vị ngoài EVN, kể cả nhà đầu tư nước ngoài chiếm 42% còn lại. Tuy nhiên, để đầu tư xây dựng các dự án nguồn và lưới điện theo yêu cầu nhiệm vụ đặt ra trong quy hoạc điện VI còn tồn tại nhiều khó khăn: Dự kiến, tổng lượng vốn đầu tư cho dự án này là 882.000 tỷ đồng (tương đương với 50 tỷ USD). Với một lượng vốn khổng lồ như vậy thực sự là một gánh nặng đối với EVN nói riêng và ngành điện nói chung. Giai đoạn 2005-2010, theo cân đối tài chính dài hạn thì 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 (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. Giai đoạn 2010-2015, EVN đặt ra mục tiêu sẽ phải hoàn thành đóng điện đưa vào vận hành 13.119 MW của 14 công trình thủy điện, 9 công trình nhiệt điện than và 3 công trình nhiệt điện khí cùng hàng loạt công trình đường dây 500 kV và 220 kV với tổng vốn đầu tư trên 502.160 tỷ đồng.Tuy nhiên, sau khi cân đối các nguồn thì EVN chỉ có thể lo được 179.344 tỷ đồng, còn thiếu 322.816 tỷ đồng chưa biết tính vào đâu. Chỉ riêng Tổng công ty truyền tải điện quốc gia trong 5 năm 2011-2015 cần tới 140.740 tỷ đồng đầu tư nhưng vốn khấu hao cơ bản chỉ có 26.380 tỷ đồng, trả nợ gốc và lãi vay 47.161 tỷ đồng, thu xếp vốn vay 6.438 tỷ đồng. Hiện vẫn còn 107.922 tỷ đồng chưa thu xếp được. Năm 2009, EVN dự kiến cần 49.457 tỷ đồng cho đầu tư xây dựng, trong đó riêng vay vốn nước ngoài dự kiến 10.402 tỷ đồng, các nguồn vốn vay tín dụng ưu đãi và thương mại khoảng 20.000 tỷ đồng nhưng trong kế hoạch đầu tư của mình, EVN mới sơ bộ huy động được 44.390 tỷ đồng, hiện còn 5.600 tỷ đồng chưa cân đối được. Hiện nay, EVN vẫn chưa ký được hợp đồng vay 400 triệu USD từ Ngân hàng phát triển Việt Nam cho dự án Thuỷ điện Sơn La và bảo lãnh cho khoản vay Ngân hàng Fortis của dự án Thuỷ điện Sông Tranh 2 để Tập đoàn có vốn thanh toán cho nhà thầu. Các dự án Huội Quảng – Bản Chát, Uông Bí MR2, Buôn Tuasar, các dự án lưới điện đang thi công là Bản Vẽ, Buôn Kuốp, Srepck 3, Sông Tranh 2, Sê san 4, A Vương, An Khê- Kanak, Sông Ba Ha, Đồng Nai 3-4 và Uông Bí mở rộng 1 cũng rất chật vật trong khâu giải ngân. Một số dự án bị ngân hàng yêu cầu đàm phán lại lãi suất cho vay. Nhiều dự án đang trong trạng thái chờ tiền. Bên cạnh đó, một số hợp đồng tín dụng đã ký nhưng Bộ Tài chính chưa bảo lãnh hoặc không được cấp bảo hiểm cũng không giải ngân được. Các khoản vay nước ngoài cũng không sáng sủa hơn. Số lượng vốn thiếu quá lớn hàng năm EVN đã tìm mọi cách và mọi nguồn có thể có, tìm cách đàm phán với các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước nhưng đều không thu xếp được vì tình hình lạm phát. Một số dự án không khởi công được vì không thu xếp được vốn. Thiếu vốn đã gây trì trệ cho dự án đang thực hiện và các dự án đang ở giai đoạn lập dự án đầu tư. Một số dự án đang thực hiện nhưng không dám nghiệm thu lên phiếu giá vì nếu làm như vậy thì các tổng B đã không có tiền thanh toán lại phải nộp thuế thu nhập cho Nhà nước. Tình trạng thiếu vốn đầu tư cho các công trình điện là do nhiều nguyên nhân: Nguyên nhân thứ nhất gây khó khăn cho việc thu xếp vốn là do sự bất hợp lý từ giá điện, tình trạng “mua giá thị trường, bán giá bao cấp” của ngành điện đã làm cho EVN bị lỗ khoảng 890 tỷ đồng trong năm 2008. Không chỉ các ngân hàng ngại ngần cho vay vì tính thanh khoản kém mà việc huy động các nguồn vốn tư nhân vào ngành điện nhằm giảm áp lực cho hầu bao Nhà nước cũng không dễ dàng, bởi số nhà đầu tư quan tâm tới ngành điện tuy không ít nhưng cơ hội triển khai nhanh các nguồn điện với giá điện như hiện nay là không hiện thực. Theo nhận định, giá điện hiện nay chưa đủ bù giá nguyên, nhiên, vật liệu tăng quá nhanh trong khi giá điện không hề tăng. Đây là một gánh nặng chi phí quá lớn mà nếu giá điện không được điều chỉnh một cách hợp lý thì EVN không thể có khả năng bù đắp, không thể đảm bảo thu hút và cân đối đủ vốn cho nhu cầu đầu tư phát triển điện lực cũng như cân bằng tài chính cho các đơn vị điện lực. EVN đã đàm phán với các ngân hàng thương mại để điều chỉnh lãi suất cho vay đầu tư điện từ 11% trước đó lên 21%/năm. Nhưng ngay cả lãi suất cao như vậy thì việc huy động vốn cho các dự án điện cũng không dễ dàng. Ngoại trừ Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam đáp ứng đủ 100% nhu cầu vốn cũn lại của kế hoạch năm 2008, các ngân hàng khác chỉ mới đáp ứng khoảng 70% vốn cho ngành điện. Thứ hai, có thể dễ dàng nhận thấy “ưu tiên” bố trí vốn cho các dự án về điện hay giao thông – những lĩnh vực được xem là cơ sở hạ tầng của nền kinh tế không phải là điều thú vị, nếu xét về hiệu quả kinh tế. Trong hoàn cảnh nguồn vốn không dồi dào, lạm phát tăng cao, lãi suất huy động tiền gửi cũng tăng cao ngất ngưởng (thời gian vừa qua lên tới xấp xỉ 20%/năm) còn các doanh nghiệp đều cầu cạnh để tìm vốn thì việc cho những ngành cần nhiều vốn, thời gian thu hồi lâu mà lãi suất lại cần có chút ưu như điện, giao thông... vay không hề hấp dẫn với giới kinh doanh tiền. Thứ ba, việc vay vốn từ các ngân hàng còn vướng ở tài sản thế chấp, đành rằng vay vốn phải có tài sản đảm bảo, nhưng tỷ lệ 15% tài sản như quy định hiện tại của nhiều ngân hàng là quá cao. Trong khi đó, các nhà máy điện chuyển sang hạch toán độc lập, khấu hao cơ bản sẽ được giữ lại để đầu tư khiến nguồn vốn này của EVN huy động ngày càng hạn chế. Thứ tư là thủ tục giấy tờ đối với việc vay vốn rất khắt khe, thời gian xét duyệt kéo dài có khi tới cả tháng. Điều này đã gây ra hậu quả không nhỏ. Công ty Điện lực Hà Nội (HNPC) cho biết, việc huy động vốn đầu tư từ ngân hàng hiện gặp rất nhiều khó khăn do không đáp ứng được các yêu cầu của ngân hàng về tiêu chí đầu tư hiệu quả. Và trong khi chờ đợi có đủ vốn đầu tư thì hằng tháng, việc kinh doanh điện nông thôn của HNPC lỗ từ 2,5-8,8 tỷ đồng. Vì vậy, HNPC phải đề nghị Thành phố hỗ trợ 127 tỷ đồng để Công ty hoàn thành kế hoạch tiếp nhận và đảm bảo cấp điện ổn định cho các hộ dân. Thứ năm, việc kêu gọi ĐT nước ngoài để xây dựng các nhà máy thủy điện, nhiệt điện cũng rất khó khăn vì thu hồi vốn chậm,lợi nhuận ít do điện bán ra phải điều tiết cho phù hợp với điều kiện thực tế trong nước. Bên cạnh đó, việc thu hút sự chú ý của các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện lại có liên quan đến cơ chế giá. Để có lãi, nhà đầu tư nước ngoài đưa giá 8-10 cent/kWh nhưng chúng ta chỉ có thể trả với giá 6 cent. Để thu hút sự chú ý của các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện ở mức giá này là một khó khăn lớn. Theo báo cáo của Bộ Kế hoạch và Đầu tư, đến nay ở VN có khoảng 60 dự án BOT hoặc các dự án có hình thức tương tự đầu tư vào các dự án cơ sở hạ tầng với tổng vốn đăng ký là 44.610 tỷ đồng, trong đó có 43 dự án xây dựng công trình giao thông. Tuy nhiên, khu vực kinh tế có vốn đầu tư nước ngoài mới có 18 dự án đầu tư vào lĩnh vực điện, nước và bưu chính viễn thông. Trong tổng nhu cầu vốn của ngành điện đến năm 2010, Tập đoàn Điện lực sẽ cần khoảng 19 tỷ USD để vừa xây dựng các nhà máy điện mới (11 tỷ), vừa phát triển lưới điện (4 tỷ) và trả nợ (4 tỷ) nhưng cho đến nay mới chỉ nhận được khoảng 3,7 tỷ USD vốn ODA. Trong những năm tiếp theo, mỗi năm EVN sẽ cần huy động 1,5-2 tỷ USD và nguồn vốn do EVN tự huy động chỉ vào khoảng 40% nhu cầu này. Với số vốn khổng lồ như nêu ở trên thì chỉ có cách là kêu gọi đầu tư nước ngoài tham gia mà thôi. Nhưng nếu chúng ta không có cơ chế giá cởi mở thu hút đầu tư nước ngoài thì việc thiếu vốn trầm trọng như hiện nay sẽ còn là một mối lo chưa có cách giải quyết. ĐTPT mới công suất nguồn điện chưa đáp ứng nhu cầu Trong điều kiện huy động vốn còn khó khăn thì nguồn vốn đầu tư cho nguồn điện cũng bị hạn chế. Bảng sau cho ta thấy tốc độ tăng GDP và tốc độ tăng VĐT cho nguồn điện qua các năm gần đây: Bảng 18:Tốc độ tăng GDP và tốc độ tăng VĐT cho nguồn điện các năm 2006- 2008 Năm 2006 2007 2008 Tốc độ tăng GDP 7.8 8.48 6.23 Tốc độ tăng VĐT cho nguồn điện 1.07 1.20 0.94 Nguồn: Số liệu tổng hợp từ báo cáo thường niên tại EVN qua các năm 2006-2008 GDP nước ta liên tục tăng lên qua các năm, điều này đồng nghĩa với việc nhu cầu sử dụng điện năng cho sản xuất và tiêu dùng ngày càng tăng lên trong khi đó tốc độ tăng trưởng vốn đầu tư cho nguồn điện luôn nhỏ hơn tốc độ tăng GDP. Trước tình hình đó, sản lượng điện sản xuất ra có nguy cơ không đủ để phục vụ nhu cầu và tình trạng thiếu hụt điện năng sẽ là một nhân tố kìm hãm tốc độ tăng trưởng kinh tế. Theo kết quả tính toán của EVN, trong năm 2006 mức độ thiếu hụt điện năng khi chưa có các giải pháp là 1,1 tỷ KWh, chủ yếu vào các tháng mùa khô (tháng 3 thiếu 83 triệu KWh, tháng 4 thiếu 340 triệu KWh, tháng 5 thiếu 399 triệu KWh và tháng 6 thiếu 137 triệu KWh). Ứng với phương án phụ tải tăng 15% thì vào năm 2006, tổng điện năng tiêu thụ cả nước đã là 61,7 tỷ KWh. Trong đó, huy động các nguồn trong nước chỉ đạt khoảng trên 60 tỷ KWh, còn lại dự kiến phải nhập khẩu trên 1 tỷ KWh điện. Ứng với phương án phụ tải tăng 17% thì nhu cầu điện cả nước lên tới 63 tỷ KWh (2006), khi đó thiếu hụt điện năng sẽ vào khoảng 1,4 tỷ KWh. Năm 2007, mức độ thiếu hụt lên tới 6,6 tỷ KWh và thiếu trong tất cả các tháng của năm, đặc biệt vào tháng 6 sản lượng thiếu hụt lên tới 1,1 tỷ KWh. Năm 2008, trong những ngày giữa tháng 7, hệ thống điện của Việt Nam thiếu tới 2.000 - 2.500 MW công suất, mức thiếu hụt lớn nhất từ trước đến nay. Theo số liệu thống kê, 7 tháng đầu năm 2009, điện do EVN sản xuất là 31,419 tỷ kWh, riêng trong tháng 7 đạt 5,316 tỷ kWh, tăng 11,3%. Tổng số vốn Tập đoàn đầu tư vào xây dựng hạ tầng cơ sở là 21.047 tỷ đồng. Trong đó đầu tư nguồn điện 12.397 tỷ, đầu tư lưới điện truyền tải và phân phối 5.351 tỷ. Đặt trong bối cảnh huy động vốn chật vật bởi tác động của khủng hoảng kinh tế toàn cầu và hàng loạt những khó khăn trong quá trình triển khai xây dựng các công trình nguồn và lưới, ta thấy rõ đây chính là kết quả của sự nỗ lực vượt bậc của EVN. Tuy nhiên, so với tốc độ phát triển “phi mã” của phụ tải thì con số đó dường như vẫn còn khiêm tốn. Hệ thống truyền tải điện đang gần như quá tải, đặc biệt là hệ thống lưới điện miền Bắc, trong đó có Hà Nội. Hiện miền Bắc chỉ tự túc được 3.600 MW trên tổng số 5.800 MW; phần nguồn còn lại phụ thuộc vào điện truyền tải cao (1.600 MW) từ miền Nam ra qua đường dây 500 kV Bắc-Nam và 600 MW đưa Trung Quốc về nên khả năng rã lưới là rất cao. Riêng Thủ đô Hà Nội, lưới truyền tải quá yếu do chỉ có 2 nguồn từ Nhà máy thuỷ điện Hoà Bình và nhiệt điện Phả Lại về. Vì vậy, vào các giờ cao điểm sáng của những ngày nắng nóng như tháng 6 vừa qua, tình trạng quá tải các trạm biến áp đã xảy ra nghiêm trọng Trong khi đó, Quy hoạch Phát triển điện VI chỉ tập trung vào phát triển nguồn dựa trên tốc độ tăng trưởng phụ tải từ 20-22%. Do vậy, hệ thống lưới truyền tải phải điều chỉnh lại quy hoạch mới mong đáp ứng được nguồn điện. Đến năm 2010, dự tính tổng lượng điện năng phải đáp ứng là 108 tỷ KWh, nhập khẩu xấp xỉ 1,5 tỷ KWh (phương án thấp), và tới 118 tỷ KWh, thiếu hụt hơn 6 tỷ KWh (phương án cao). Ngoài yếu tố thiếu vốn như đã nói ở trên thì một trong các nguyên nhân cơ bản dẫn đến tình trạng trên là do khan hiếm nguồn nguyên liệu sản xuất điện. Hiện nay trên phạm vi cả nước, không có tiềm năng thủy điện nào là chưa được khai thác, các nguyên liệu dưới dạng hóa thạch thì ngày càng khan hiếm. Trong khi đó, muốn khai thác các dạng năng lượng tái tạo rất nhỏ bé và nằm rải rác. EVN đang hướng tới dự án điện hạt nhân. Đây là dự án khả quan, tuy nhiên để thực hiện được cần phải có nguồn vốn lớn và thời gian tương đối dài. Theo đánh giá ban đầu cho thấy, Việt Nam là quốc gia có đầy đủ điều kiện để phát triển và phát triển mạnh các dạng năng lượng tái tạo (NLTT) nhờ có các nguồn năng lượng (NL) đa dạng như NL mặt trời, NL gió và địa nhiệt...Tuy nhiên, NLTT lớn nhất phải kể đến là thuỷ điện nhỏ. Đến nay, tổng công suất thuỷ điện nhỏ đã đạt 135MW với hơn 500 trạm thuỷ điện nhỏ. Mặc dù nhiều tiềm năng, song VN hầu như vẫn chưa ứng dụng được nhiều NLTT vào phát triển sản xuất, đặc biệt là sản xuất điện và nhiệt năng. Do phần lớn các công nghệ NLTT thường quá đắt, vận hành và bảo dưỡng tương đối phức tạp trong khi đó lại thường được ứng dụng cho các khu vực nông thôn, miền núi xa mạng lưới NL quốc gia, bộ phận lớn cư dân nông thôn có mức thu nhập thấp và trình độ dân trí chưa cao khiến các công trình NLTT thường chỉ phát triển khi có nguồn tài trợ nước ngoài hoặc chính sách hỗ trợ của Nhà nước. Hiện nay chúng ta dùng thủy điện là chính nhưng đến giai đoạn 2010 - 2020 sẽ chủ yếu là nhiệt điện. Và nguồn nguyên liệu chính cho các nhà máy nhiệt điện chính là than. Thế nhưng, theo tính toán, nguồn than trong nước dự kiến đến năm 2010 - 2013 là bắt đầu không đáp ứng được. Vì vậy trong giai đoạn 2010 - 2013, nhiều khả năng chúng ta phải nhập khẩu than. Nhưng việc nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện lại không hề đơn giản vì nó liên quan đến chi phí. Nếu giá than quá cao sẽ khiến cho chi phí sản xuất điện bị đẩy lên cao, trong khi giá điện thương phẩm thì vẫn bị khống chế bởi giá sàn và giá trần. Đó là chưa kể đến vấn đề cảng biển của Việt Nam có đáp ứng được các tàu có trọng tải từ 10 - 20 vạn tấn vào hay không. Nếu hệ thống cảng biển của Việt Nam không kịp hoàn thành đưa vào khai thác trước 2015 thì vấn đề thiếu nguyên liệu đã hiện rõ ngay từ bây giờ. Ngành Điện là ngành cơ sở hạ tầng, có vốn đầu tư rất lớn, thời gian triển khai các dự án nguồn điện tương đối dài, tác động đến vấn đề kinh tế, xã hội của nhiều địa phương. Đặc biệt với tốc độ phát triển kinh tế nhanh chóng trong giai đoạn 2000 - 2005 và dự báo những năm tiếp theo đòi hỏi EVN tăng cường đầu tư để đảm bảo đủ điện cho nhu cầu tăng trưởng kinh tế. Đầu tư cải tạo và nâng cấp hệ thống lưới điện chưa đáp ứng yêu cầu Theo chỉ đạo của chính phủ, mục tiêu đặt ra cho EVN vào năm 2010 là phải giảm tỷ lệ tổn thất điện năng xuống còn 8%. Đây là một nhiệm vụ tương đối khó khăn. Như đã nói, tỷ lệ tổn thất điện năng chính là thước đo cho chất lượng hạ tầng hệ thống điện và hiệu quả của việc cung ứng điện. Theo đó, giảm tỷ lệ tổn thất điện năng chính là nâng cao chất lượng hạ tầng hệ thống điện, cụ thể là ngành điện sẽ phải đầu tư thay mới các máy biến áp cũ tổn thất cao, nâng cấp điện áp, thay thế dây dẫn phù hợp với tăng trưởng phụ tải. Thời gian vừa qua, EVN đã tích cực đầu tư nâng cấp, cải tạo hệ thống truyền tải và phân phối. Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu giảm tỷ lệ tổn thất điện năng xuống còn 8% vào năm 2010 thì EVN còn phải nỗ lực đầu tư nâng cao chất lượng hạ tầng hệ thống điện hơn nữa. Theo báo cáo kiểm toán thì năm 2007, ngành điện đã giảm tỷ lệ tổn thất từ 30 – 40% trước đây xuống còn 10,56%, vượt 0,06% so với kế hoạch. Trong đó sản lượng tổn thất ở khâu truyền tải cao thế là 3,33% và ở khâu phân phối điện là 7,23%. Năm 2008, tỷ lệ tổn thất điện năng tiếp tục giảm xuống còn 9,2%. Mặc dù năm nay không xảy ra sự cố điện lớn như năm 2007-2008, song điều kỳ lạ là tỷ lệ tổn thất điện năng lại không giảm mà đang có xu hướng tăng lên. Sáu tháng đầu năm, tỷ lệ này đã tăng 0,76% so với cùng kỳ năm 2008, ở mức 10,39%.  Bên cạnh đó, EVN đang tiếp nhận lưới điện hạ áp nông thôn với tỷ lệ tổn thất điện năng khu vực này lên tới 25-30%. Nếu tính cả tỉ lệ tổn thất do tiếp nhận lưới điện này thì tổn thất toàn bộ hệ thống điện còn cao hơn rất nhiều. Theo đó, EVN sẽ không thể nào giảm được tỷ lệ này mà còn tăng lên, dự kiến đến năm 2010 là 10,9%. Theo tính toán, nếu năm 2010 giảm được mức tổn thất điện năng xuống 8% theo kế hoạch nêu trong quyết định 276/2006/QĐ-TTg của Thủ tướng năm 2006 về giá bán điện thì với quy mô như hiện nay, chúng ta sẽ tiết kiệm được gần 1,5 nghìn tỷ đồng, đây là con số rất đáng kể. Tuy nhiên, đây là yêu cầu rất khó thực hiện. Bởi vì, trừ lưới điện nông thôn mới được tiếp nhận, những tổn thất hiện nay của ngành điện chủ yếu trong khâu truyền tải và phân phối. Nguyên nhân là do lưới điện hiện nay hầu hết đều trong tình trạng quá tải nghiêm trọng nhưng ngành điện không đủ vốn đầu tư cải tạo nâng cấp. Đường dây 500 kV Bắc Nam cũng luôn trong tình trạng đầy tải để chuyển điện từ Nam ra Bắc, mà đường dây càng đầy tải thì tỷ lệ tổn thất càng tăng. Việc phải truyền tải điện cao trên đường dây 500 kV Bắc- Nam đã làm tăng tổn thất trên lưới 500 kV; lưới điện 220kV, 110kV kéo dài đang có nhiều khu vực đã đầy tải như khu vực TP.HCM, công ty điện lực 1; lưới điện trung áp 35 kV, 15 kV, 10kV, 6 kV đã cũ; nhiều máy biến áp, đường dây có tổn thất cao, tiết diện nhỏ nhưng vẫn phải vận hành. Trong khi đó, hàng năm, các công ty điện lực chỉ cải tạo chống quá tải hoặc sửa chữa củng cố hư hỏng nhỏ về xà sứ, tiếp địa, chống sét, dây tựa…. Một số chuyên gia nhận định: để đưa được tổn thất điện năng về 8% vào năm 2010 theo chỉ đạo của Chính phủ thì trong 2 năm 2009-2010, ngành điện sẽ phải đầu tư khoảng 15.596 tỷ đồng để loại bỏ các máy biến áp cũ tổn thất cao, nâng cấp điện áp, thay thế dây dẫn phù hợp với tăng trưởng phụ tải. Cả giai đoạn 2009-2012 phải cải tạo, nâng cấp toàn bộ lưới điện trung hạ áp đáp ứng yêu cầu giảm tổn thất điện năng sẽ cần tới 45.573 tỉ đồng. Khi đó, lượng điện tổn thất tương ứng sẽ giảm được 1,902 tỉ kWh/năm, tương đương 1.658 tỉ đồng (chưa kể lãi vay). Cách đầu tư này rõ ràng không kinh tế. Mặt khác, nếu thực hiện kế hoạch cải tạo gấp lưới điện trên diện rộng, trong thời gian ngắn sẽ phải cắt điện nhiều, ảnh hưởng lớn đến cấp điện cho phụ tải. Khắc phục những bất cập này, EVN vừa trình lên Bộ Công Thương “Đề án giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2009-2012” với đề nghị giữ tỷ lệ tổn thất năm 2010 là 9%, giảm dần đến năm 2012 còn 8,8% và sẽ đạt chỉ tiêu tổn thất còn 8% vào năm 2015. Vấn đề giảm tổn thất điện năng còn đang gây nhiều tranh cãi, đòi hỏi EVN cùng các cơ quan có liên quan cần xem xét tính toán để đạt được hiệu quả tốt nhất. Tiến độ thực hiện dự án chậm làm giảm hiệu quả sử dụng vốn đầu tư Trong 8 tháng đầu năm 2009, EVN đã huy động được 8.056 tỷ đồng cho đầu tư xây dựng, đưa vào vận hành 5 tổ máy với tổng công suất 994 MW, hoà lưới lần đầu và chạy thử nghiệm 3 tổ máy với tổng công suất 650 MW. Đóng điện và đưa vào vận hành 25 công trình lưới điện truyền tải. Tuy nhiên, hiện vẫn còn nhiều dự án nguồn và lưới điện truyền tải bị chậm tiến độ: Trong tổng số 9 dự án nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành năm 2009 thì chỉ 3 dự án đảm bảo tiến độ (NĐ Ô Môn 1, TĐ Buôn Kuốp, Sê San 4), 6 dự án chậm 1- 6 tháng (TĐ PlêiKrông, TĐ Buôn Tua Srah, NĐ Hải Phòng, Quảng Ninh, TĐ Sông Ba Hạ, TĐ Bản Vẽ). Trong số 5 dự án nguồn điện vào vận hành năm 2010 thì dự kiến 2 dự án đảm bảo tiến độ, còn 3 dự án chậm 1- 3 tháng. Đối với các dự án lưới điện truyền tải đồng bộ: Một số đường dây (ĐZ) 220–500 kV bị chậm, có thể ảnh hưởng đến tiến độ của các dự án nguồn, gồm: ĐZ 500 kV Quảng Ninh-Thường Tín, ĐZ 500 kV Nhà Bè – Ô Môn đoạn Nhà Bè –  Cai Lậy, ĐZ 220 kV Hải Phòng – Đình Vũ, ĐZ 220 kV Sê San 4 - Pleiku, Máy 2 Trạm 500 kV Pleiku. Lấy ví dụ về tiến độ thực hiện Công trình đường dây 220kV Hà Đông- Thành Công: Để cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội ngày càng mạnh mẽ cho Thủ đô Hà Nội, từ năm 2002, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã xây dựng phương án tăng cường cung cấp điện, chống quá tải cho Hà Nội, trong đó Dự án đường dây 220 kV Hà Đông - Thành Công (HĐ-TC) và lần đầu tiên đưa trạm 220 kV vào sâu nội thành là một trong những dự án trọng điểm. Năm 2002, dự án được “khởi động” phần thủ tục đầu tư. Lúc đó, thiết kế đường dây 220 kV HĐ-TC đi qua địa phận 2 tỉnh Hà Tây và Hà Nội. Văn bản thỏa thuận tuyến đường dây trên không 220 kV Ba La (Hà Đông) - Thành Công và mở rộng Trạm Ba La được UBND tỉnh Hà Tây giao cho các sở, ngành từ ngày 18/12/2002. Và sau 3 năm, đến ngày 6/5/2005, UBND tỉnh Hà Tây mới thống nhất về hướng tuyến đường dây. Cũng vào năm 2002, EVN đồng thời triển khai thủ tục phần đường dây đi qua địa phận Hà Nội và trạm 220 kV Thành Công. Ngày 27/11/2002, Sở Quy hoạch - Kiến trúc Hà Nội đã có văn bản giới thiệu địa điểm xây dựng Trạm biến áp 220 kV Thành Công. Theo đó, Trạm sẽ nằm ở phía Tây mương Hào Nam- Yên Lãng, với quy mô diện tích đất là 3.000m2, cách TBA 110 kV Thành Công hiện có khoảng 100 m về phía Tây, trong khu vực Công viên Đống Đa. Tuyến đường dây 220 kV HĐ-TC và các lộ xuất tuyến được thỏa thuận: Từ TBA Hà Đông đến đường vành đai 3, tuyến dây 220 kV đi nổi theo tuyến đường quy hoạch Láng Hạ - Thanh Xuân kéo dài. Đoạn từ vành đai 3 vào trạm Thành Công, tuyến đi cáp ngầm dọc theo đường Láng Hạ - Thanh Xuân (từ vành đai 3 đến sông Tô Lịch), đường Láng và đường La Thành - Thái Hà - Láng; các lộ xuất tuyến đấu nối với tuyến dây nổi 110 kV Thành Công