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

ô nhiễm môi trường đều thấp hơn nhiệt điện chạy than. Khí ngoài khơi của Việt Nam được sử dụng cho các tổ hợp sử dụng khí lớn trên bờ, trong đó bên cạnh cung cấp cho một vài nhà máy sản xuất phân bón thì phần lớn tập trung cho phát điện. Các cơ sở sử dụng khí nhỏ khác trong trung hạn dự kiến sẽ không trở thành những trung tâm đủ lớn để phát triển mạng lưới cung cấp khí đáp ứng cho các nhu cầu đó như mỏ khí Tiền hải Thái bình phục vụ cho công nghiệp sản xuất gạch men. Trừ một trường hợp ngoại lệ dự kiến kết nối một tổ hợp mới tại Nhơn Trạch với tổ hợp Phú Mỹ. Các tổ hợp sử dụng khí không kết nối với nhau và do đó về căn bản phụ thuộc vào các nguồn khí khác nhau. Do đó, sự phát triển của từng tổ hợp sử dụng khí cần phải có thương thảo cho từng thỏa thuận riêng rẽ từ khai thác khí ngoài khơi, vận chuyển và phát triển các cơ sở phát điện. Triển vọng cung cấp khí dự kiến tăng lên 10-12 tỉ m3 năm 2010 và ít nhất là 14 tỉ m3 năm 2015. Các mỏ khí chính bao gồm: -   Mỏ Cửu Long. Nằm ngoài phía đông nam ngoài khơi, Việt Nam đã khai thác dầu tại mỏ này từ năm 1995. Khí đồng hành từ các mỏ dầu chính của Việt Nam được dẫn vào bờ qua hệ thống đường ống Bạch Hổ. Hiện tại, lượng khí đồng hành đang giảm dần tuy nhiên một lượng khí mới hiện đang được nghiên cứu có thể khi thác từ đây. Thêm vào đó, đã có một phát hiện đầy hứa hẹn lượng khí không đồng hành tại khu Sư Tử Trắng trong mỏ Cửu Long khá gần bờ. Phát hiện này hiện nay đang được thẩm định nếu nguồn khí đủ (trong khoảng 40 tỉ m3 trở lên), lượng khí có thể chuyển vào bờ tỉnh Bình Thuận thông qua một đường ống mới. -   Mỏ Nam Côn Sơn. Cũng nằm ngoài khơi phía đông nam, tuy nhiên xa hơn mỏ Cửu Long. Khí từ mỏ này hiện đang cung cấp cho tổ hợp Phú Mỹ. Sản lượng khí khai thác theo hợp đồng với BP và KNOC dự kiến sẽ tăng liên tục với mức 7 tỉ m3/năm là công suất thiết kế của đường ống dẫn khí. Mặc dù công suất của hệ thống dẫn khí có thể tăng thông qua áp lực của đường ống tuy nhiên để cung cấp trên 7-8 tỉ m3/năm cần phải phát triển đường ống mới. Ngoài ra còn có các mỏ: Mỏ Tây Nam , Phú Mỹ và các vùng lân cận, Cà Mau, Ô Môn, Nhơn trạch. Quy mô tối ưu của các tổ hợp nhiệt điện khí so với các nguồn điện khác ở Việt Nam hết sức nhạy cảm với giá khí kí kết. Đến lượt mình, giá khí lại nhạy cảm với tính vững chắc và quy mô khai thác của các cam kết sử dụng khí. Do vậy, việc phát triển những cam kết vững chắc, ở quy mô đủ lớn và dài hạn dường như cần thiết phải có để đạt được các giá điện cạnh tranh từ các nhà máy nhiệt điện khí. Việc EVN tham gia sở hữu hầu hết các nhà máy điện là không khả thi, thậm chí khi dùng các nguồn vốn vay do khả năng vay của EVN là có giới hạn những đầu tư bên ngoài vào IPP, bên cạnh đầu tư của các công ty khai thác khí là cần thiết trong từng khu công nghiệp điện khí lớn. Việc phát triển tổ hợp nhà máy điện  Cà Mau bao gồm đường ống dẫn khí và hai nhà máy điện do PVN  hoàn toàn chủ sở hữu cần phải có sự giám sát chặt chẽ từ chính phủ để đảm bảo tính hiệu quả và chi phí thấp nhất có thể. Chính phủ cho phép PVN phát triển cả chu trình khép kín từ khai thác, vận chuyển và sản xuất điện có thể có những thuận lợi về tổ chức thực hiện do nhu cầu khẩn thiết phải phát triển những nguồn điện mới nhưng điều này cũng có thể có những hạn chế lớn do không có sự cạnh tranh. Hình thức nhiệt điện khí rõ ràng là thế mạnh của khu vực có vốn ĐTNN và cũng là hình thức nhà ĐTNN ưa thích, vì như ta đã nói ưu điểm của nhiệt điện khí là thời gian xây dựng rất nhanh, hiệu suất phát điện cao, ngoài ra hình thức này cần số vốn đầu tư rất lớn, thậm chí đầu tư khép kín từ khai thác khí, vận chuyển khí qua ống dẫn, rồi mới đến nhà máy điện khí, công nghệ  hiện đại nhằm đảm bảo giảm thiểu ô nhiễm và tăng hiệu suất, cũng như nhiệt điện than nhiệt điện khí sẽ là hình thức có nhiều nhà ĐTNN tham gia trong tương lai, tuy nhiên ở trong nước cả EVN và PVN ngày càng tích lũy thêm được kinh nghiệm và  có tiềm lực lớn hơn về vốn để sẵn sang tham gia đầu tư vào cơ cấu phát điện háp dẫn này.  1.3.1.3.3 Phát triển nguồn thủy điện Việt Nam đang có một kế hoạch nhằm khai thác phần lớn nguồn thủy điện tiềm năng nhất của đất nước trong thập kỷ tới. Tổng công suất của thủy điện trong năm 2004 là 4227 MW, trong đó Thủy điện Hòa Bình (1920MW) và Yali (720MW) chiếm 60% tổng công suất của thủy điện. Kế hoạch sẽ phát triển thêm các nhà máy thủy điện lớn trên Sông Đàm, phía thượng lưu của Hòa Bình bao gồm Sơn La (2400MW) và Lai Châu (1100MW). Khi hoàn thành, bậc thang gồm 3 thủy điện lớn trên Sông Đà sẽ có tổng công suất lên tới 5400MW. Bên cạnh kế hoạch phát triển đó, chương trình khai thác thủy điện của Việt Nam còn tập trung vào 30 dự án quy mô vừa (công suất từ 100-350 MW), và xem xét một số nhà máy thủy điện nhỏ khác(có công suất nhỏ hơn 30MW). Các dự án này trải dài theo lưu vực chính của hệ thống sông ở Miền Bắc, Trung và Nam . Có 14 dự án thủy điện loại vừa đang được xây dựng vào đầu năm 2005 (khởi công năm 2003 và 2004) với tổng công suất 3170MW. EVN cũng đang lên kế hoạch sẽ tiếp tục xây dựng thêm 16 nhà máy thủy điện quy mô vừa với tổng công suất 2775 MW càng sớm càng tốt. Sơn la là dự án trọng điểm quốc gia đã khởi công xây dựng. Các tổ máy phát điện dự kiến sẽ phát điện trong giai đoạn 2012-2015. Dự án được xem như là một nguồn cung cấp điện năng quan trọng mới đồng thời cũng làm lợi cho thủy điện Hòa Bình. Hiện nay chưa có dự án FDI nào trong cơ cấu thủy điện, nguyên ngân chính nhà ĐTNN không tham gia đầu tư mặc dù đây là một chủ thể rất có tiềm năng là vì hình thức tự chỉ định thầu từ EVN cho các công trình thủy điện, chủ đầu tư chủ yếu là các đơn vị thuộc EVN, ngoài ra  các nhà đầu tư trong nước thấy được tiềm năng to lớn trong cơ cấu phát thủy điện, biến nước thành tiền là câu nói quen thuộc của các nhà đầu tư trong nước vì vậy hầu hết các dự án đều có chủ đầu tư tuy nhiên các dự án này vốn đầu tư không quá lớn nhưng thời gian vận hành lâu dài, mức lợi nhuận hứa hẹn sẽ cao trong tương lai vì tình hình thiếu điện hiện nay, hơn nữa trong quy hoạch EVN sẽ chỉ giữ các công trình thủy điện lớn trọng điểm còn các dự án nhỏ sẽ khuyến khích các thành phần khác vào đầu tư xây dựng. 1.3.1.3.4 Nhiệt điện hạt nhân. Theo quy hoạch nhiệt điện hạt nhân sẽ được xây dựng tại tỉnh Ninh thuận dự kiến xuất hiện lần đầu tiên vào năm 2020 và sẽ chiếm 11% sản lượng điện toàn quốc năm 2025 và 30% vào năm 2050, đây sẽ là hình thức phát điện EVN độc quyền  sở hữu, vận hành vì tính chất đặc biệt của điện hạt nhân liên quan đến môi trường và an ninh quốc gia. Vì vậy hình thức này sẽ không có các thành phần bên ngoài tham gia. 1.3.1.3.5 Các nguồn điện sạch như điện sinh học, điện gió, điện mặt trời. Hiện nay chưa có một khảo sát nào về trữ lượng, tiềm năng của nguồn điện sạch tại VN, nhưng xu hướng chung của thế giới hiện nay là sử dụng nguồn điện sạch ở mức tối đa, khai thác hết tiềm năng có thể, mặc dù chi phí xây dựng ban đầu sẽ lớn nhưng về lâu dài sẽ có lợi cho nền kinh tế cũng như môi trường. Tiềm năng thu hút FDI trong nguồn phát điện này của VN là rất lớn do chính phủ chủ trương đến năm 2010 nâng tỷ trọng dạng phát điện này chiếm 3% tổng công suất và tiếp tục tăng lên trong tương lai, đồng thời đây cũng là dạng phát điện mà nhà ĐTNN có thế mạnh về kinh nghiệm và công nghệ,  trong tương lai cũng sẽ có nhiều nhà đầu tư trong nước quan tâm đến hình thức phát điện này. 1.3.1.4   Xét theo dự án đầu tư Hiện nay mới có 10 dự án lớn đầu tư trong khâu phát điện và cả 10 dự án đều là nhiệt điện ( than, dầu, khí hoặc hỗn hợp) với 2 dự án dạng BOT đã phát điện, 2 dự án đang xây dựng  còn lại là 6 dự án IPP tại các KCN-KCX, tuy nhiên theo lộ trình cải tổ ngành điện của Chính phủ và theo tổng sơ đồ 6 sẽ có rất nhiều dự án sẽ được xây dựng từ nay cho đến năm 2025  có nghĩa là nhiều nhà ĐTNN sẽ có rất cơ hội  tham gia đầu tư, 10 dự án FDI này bao gồm. 1.3.1.4.1 BOT Phú Mỹ 2.2 Cụm nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ nay đổi tên là công ty nhiệt điện phú mỹ là doanh nghiệp nhà nước được thành lập theo Quyết định thành lập số 48/ĐVN/HĐQT ngày 15/02/1997 của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam nay là EVN  nhiệm vụ chính là sản xuất điện theo phương thức huy động vốn từ của EVN và vốn FDI nhằm phục vụ cho nền kinh tế và đời sống nhân dân, với nguồn nhiên liệu chính là khí đốt dẫn từ mỏ Nam côn sơn, Bạch hổ,  nguồn nhiên liệu dự phòng là dầu DO. Công ty Nhiệt điện Phú Mỹ có trụ sở tại Thị trấn Phú Mỹ, Huyện Tân Thành, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, nằm cạnh quốc lộ 51 cách Thành phố Hồ Chí Minh 75Km về hướng Đông Nam. Tổng diện tích 86ha, với các Nhà máy: Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng, Phú Mỹ 2.2 ( BOT), Phú mỹ 1,  Phú mỹ 3 ( BOT) và Phú Mỹ 4. Tổng công suất lắp đặt của toàn bộ tổ hợp điện Phú mỹ là 2485MW trong đó công suất  2 dự án FDI là 1430 MW chiếm gần 58% công suất phát điện nhà may,  kết nối với lưới truyền tải điện 500kV, 220kV và 110kV, sản lượng trung bình đạt được 14 tỷ kWh/năm chiếm khoảng 20% tổng công suất lắp đặt và khoảng 30% sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia.Công ty Nhiệt điện Phú Mỹ đã trở thành nhà máy phát điện chủ chốt trong mạng lưới điện quốc gia của Việt Nam nhờ có vị trí đắc địa là giao điểm của hành lang Bắc - Nam và hành lang Đông - Tây, là cửa ngõ thông thương của các loại hàng hóa và dịch vụ từ toàn bộ bán đảo Đông Dương. Tiếp theo sự thành công của nhà máy điện Phú mỹ, VN sẽ tiếp tục xây dựng một mô hình tương tự ở miền nam đó là trung tâm khí - điện - đạm Cà Mau, trung tâm Điện lực Ô Môn (Cần Thơ), nhà máy điện Nhơn Trạch tỉnh Đồng nai   Nhà máy điện Phú Mỹ 2.2 được khởi công đầu năm 1999, tuy nhiên thời gian đàm phán bắt đầu từ năm 1993 tức mất 6 năm cho các điều khoản trong hợp đồng mua bán điện với EVN đây là dự án đầu tư theo mô hình BOT đầu tiên ở nước ta, Tổng vốn đầu tư của dự án là 480 triệu USD bao gồm 3 đơn vị góp vốn là : Tổng công ty Điện lực Pháp (EDF 56,25%), hai công ty Nhật là SUMITOMO (28,125%) và TEPCO (15,625%). Công suất thiết kế là 715 MW, thực hiện xây dựng dự án này là Tổ hợp Mekong Energy Company (MECO) Khí gas từ bể Nam côn sơn chủ yếu do BP của Anh  và công ty dầu khí quốc gia Hàn Quốc KNOC (Korea national oil corporation)  khai thác, sau đó được bán lại cho PVN theo hợp đồng bắt buộc, đường ống dẫn khí do BP xây dựng và đầu tư, khí gas này PVN lại bán lại cho các nhà máy điện trong tổ hợp nhà máy điện Phú mỹ, tuy nhiên trong hợp đồng thanh toán mua bán gas giao dịch tiền tệ sẽ diễn ra giữa EVN và PVN, nhà máy điện Phú mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sẽ thanh toán chi phí mua gas với EVN thông qua hợp đồng mua bán điện dài hạn 20 năm. Ngày 4/2/2005, nguồn điện sản xuất từ Phú Mỹ 2.2 đã chính thức hoà lưới điện quốc gia. Phú Mỹ 2.2 là công trình góp phần quan trọng cho nỗ lực đáp ứng nhu cầu gia tăng về điện của VN, được hoàn thành vào thời điểm xây dựng mạch 2 của đường dây 500KV Nam-Bắc. 1.3.1.4.2  BOT Phú Mỹ 3 Nhà máy thứ 2 theo lại hình này là Phú mỹ 3 được khởi công từ tháng 5 năm 2001 sau 3 năm trì hoãn từ phía chính phủ và mất 3 năm trước đó cho quá trình đàm phán tương tự như Phú mỹ 2.2 với EVN, sau 28 tháng xây dựng nhà máy  bắt đầu vận hành vào tháng 3 năm 2004 với tổng công suất thiết kế là 715 MW góp phần cải thiện nguồn cung điện cho VN. Nhà máy điện Phú Mỹ 3 có tổng vốn đầu tư là 480 triệu USD. Đây là dự án nhà máy điện thứ 2 được xây dựng  tại Việt Nam theo hình thức xây dựng - vận hành - chuyển giao (BOT),  do 3 công ty nước ngoài góp vốn đầu tư, tỷ lệ vốn góp mỗi công ty bằng nhau  là 33,33%  bao gồm : Tập đoàn BP (Anh Quốc), Công ty SembCorp Utilities (Singapore) và tổ hợp nhà thầu Kyushu Electric Poew Co., Inc và Nissho Iwai (Nhật). Nhà máy điện Phú Mỹ 3 được lắp đặt với công nghệ hiện đại bao gồm 2 tuốc bin khí, 2 hệ thống thu hồi nhiệt và sản xuất hơi nước và một tuốc bin hơi do Công ty Siemens AG xây dựng  cung cấp một nguồn điện sạch và hiệu quả. Nhà máy sử dụng khí từ dự án khí Nam Côn Sơn theo hợp đồng mua bán khí kéo dài 20 năm với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, công suất sử dụng khoảng 3 triệu m3 khí/ngày. Sau khi quá trình vận hành 20 năm kết thúc, dự án sẽ được chuyển giao cho phía Việt Nam . EVN sẽ  mua toàn bộ sản lượng điện của nhà máy theo một hợp đồng mua bán điện kéo dài 20 năm. 1.3.1.4.2 BOT Mông Dương 2 Quảng Ninh là tỉnh nằm ở phia đông bắc VN, tỉnh có các ngành kinh tế công nghiệp, dịch vụ-du lịch, cảng biển phát triển, có khu kinh tế biên giới móng cái. Trữ lượng than ở Quảng ninh đang được khai thác lớn nhất cả nước, rất phù hợp phát triển nhiệt điện, đồng thời  cũng là vị trí quy hoạch của đường dây 500KV cung cấp điện cho khu công nghiệp phía bắc : Hà nội- Hải phòng- Hải dương, hiện nay đã có nhiệt điện Phả lại, nhiệt điện Uông bí,  nhiệt điện Mông dương 1 do EVN làm chủ đầu tư. Dự án nhiệt điện Mông Dương 2 với tổng vốn đầu tư 1,4 tỷ USD  có công suất 1200 MW do Tập đoàn AES của Mỹ liên doanh với Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam TKV thực hiện. Hợp đồng hợp tác kinh doanh giữa hai bên đã được ký kết từ tháng 11 năm 2006 bên lề hội nghị APEC tại Hà Nội.  Mông Dương 2 được triển khai theo hình thức BOT , trong đó phía AES sẽ góp 90% vốn, phía TKV góp 10%. Khi được hoàn thành váo năm 2010-2012 đây sẽ là dự án nhiệt điện chạy bằng than lớn nhất VN cả về công suất lẫn vốn đầu tư.  Từ đó đến nay liên doanh phải đàm phán với TKV về hợp đồng mua bán than (CSA) và đàm phán với EVN về hợp đồng mua bán điện dài hạn  (PPA), đồng thời phải thực hiện công tác giải phóng mặt bằng, EVN đã khẩn trương làm việc với UBND tỉnh Quảng ninh nhằm thực  hiện công tác bồi thường, di dân tái định cư, giải phóng mặt bằng nhằm sớm bàn giai mặt bằng cho nhà đầu tư, dự kiến dự án sẽ được cấp phép trong qúy 1 năm 2009. 1.3.1.4.3 BOT Vĩnh Tân 1 Bình thuận là một tỉnh nằm ở khu vực duyên hải nam trung bộ, là một tỉnh còn nghèo trong khu vực, tuy nhiên cùng với Ninh thuận hai tỉnh này lại là khu vực mà EVN đã khảo sát là thuận lợi nhất cho phát triển nhiệt điện vì vị trí thích hợp. Ninh thuận được chọn để xây dựng nhà máy điện nguyên tử trong năm 2017 trở đi, theo quy hoạch tỉnh Bình thuận sẽ xây dựng trung tâm nhiệt điện Vĩnh tân có công suất lớn nhất từ trước đến nay đáp ứng nhu cầu điện cho khu vực phía nam. Trung tâm nhiệt điện Vĩnh Tân nằm tại xã Vĩnh Tân huyện Tuy phong tỉnh Bình thuận có tổng vốn đầu tư khoảng 6,1 tỉ USD gồm 3 nhà máy nhiệt điện chạy bằng than và dầu và một cảng biển, có quy mô tổng công suất là 4400 MW, gồm 3 dự án nhà máy nhiệt điện đốt than công nghệ tuabin ngưng hơi truyền thống,  nhu cầu than khoảng 8,8 triệu tấn/năm, nhu cầu dầu FO khoảng 50.000 tấn/năm từ các nhà máy lọc dầu trong nước hoặc nhập của nước ngoài. Than và dầu được vận chuyển đến nhà máy bằng đường biển với hệ thống bến cảng được quy hoạch xây dựng gồm 1 cảng tàu tải trọng  3.000 tấn sử dụng chung cho toàn trung tâm và 3 cảng than quy mô tải trọng từ 50.000 tấn trở lên được đầu tư riêng biệt cho từng nhà máy.  Nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân 1 do tập đoàn Phương Nam Trung Quốc và TKV sẽ cùng làm chủ đầu tư với hình thức BOT  với số vốn đầu tư  khoảng 1,9 tỷ USD,  công suất dự kiến là 1200 MW, sẽ đưa vào vận hành vào năm 2010 - 2011. Việc đàm phán kí kết hợp đồng đã hoàn tất, dự kiến tháng 11 năm 2009 dự án sẽ bắt đầu xây dựng. Hai nhà máy nhiệt điện còn lại là :  Vĩnh Tân 2 ( vốn đầu tư 1,6 tỷ USD)  và Vĩnh Tân 3 ( vốn đầu tư là 2,6 tỷ USD)  sẽ do EVN làm chủ đầu tư và dự kiến đưa vào hoạt động trong giai đoạn từ 2011 – 2015. 1.3.2.4.4 Các dự án IPP trong các KCN-KCX. Ngoài 4 nhà máy nhiệt điện theo hình thức BOT kể trên hiện có các nhà máy điện nằm trong các KCN-KCX như sau: Thứ nhất, Nhà máy điện Hiệp Phước do tập đoàn CT&D của Đài Loan đầu tư xây dựng tại Việt Nam dưới dạng IPP  gồm 3 tổ máy nhiệt điện dầu có công suất 375 MW, cung cấp điện cho KCX Tân Thuận, KCN Hiệp Phước, khu đô thị mới Phú Mỹ Hưng và hòa vào lưới điện quốc gia mỗi năm trên 1 tỷ kWh. Đến tháng 9 năm 2006 nhà máy tăng công suất lên 675 MW đồng thời nhà máy kiến nghị EVN và PVN chuyển đổi từ nhiệt điện chạy dầu sang nhiệt điện chạy khí nhằm giảm chi phí sản xuất điện đồng thời giảm ô nhiễm môi trường tuy nhiên EVN không đồng ý do hợp đồng kí kết trước đó đã thỏa thuận EVN và PVN chỉ bán khí tự nhiên từ 2 mỏ Nam côn sơn và Cửu long khi EVN và PVN không dùng hết lượng khí. Hợp đồng mua bán điện do nhà máy bán trực tiếp cho các khách hàng trong khu chế xuất, khu công nghiệp mà không cần sự có mặt của EVN, tuy nhiên chính phủ quy định biểu giá bán điện trong một khung cụ thể nhằm bảo vệ lợi ích của các khách hàng mua điện. Khi dư công suất nhà máy sẽ bán cho EVN theo giá trong hợp đồng đã kí. Việc cung cấp điện ổn định cho KCN-KCX Tân thuận và Hiệp phước góp phần đáng kể vào thành công của KCX Tân thuận là một KCX đầu tiên của VN và rất thành công trong việc thu hút FDI, đây cũng là một mô hình thí điểm của VN và EVN về việc xây dựng các IPP cung cấp điện độc lập cho các vùng dân cư hoặc vùng công nghiệp đặc biệt hoặc biệt lập góp phần giảm gánh nặng cho EVN , nhưng đồng thời chính phủ sẽ bị hạn chế trong việc kiểm soát giá bán điện vì vậy mô hình này hiện nay chưa được chính phủ khuyến khích rộng rãi mà sẽ cấp phép cho những dự án tùy thuộc vào mức độ cấp thiết nhu cầu điện và khả năng đáp ứng điện của EVN. Tuy nhiên, nếu chính phủ kiểm soát được giá bán điện hợp lý, ổn định và vấn đề ô nhiễm môi trường thì mô hình này nên được khuyến khích rộng rãi hơn nữa trong tương lai.  Nhà máy nhiệt điện chạy bằng than Hiệp hưng Formosa do tập đoàn Formosa của Đài loan xây dựng năm 2004 dưới dạng IPP có công suất 150 MW chủ yếu cung cấp điện cho khu công nghiệp Nhơn Trạch 3 thuộc tỉnh Đồng Nai trong  tổ hợp công nghiêp sản xuất sợi, dệt, nhuộm, công suất thừa khoảng 40-60 MW sẽ bán cho EVN phát lên hệ thống. Gía bán điện cho EVN không được tiết lộ nhưng trong hợp đồng giá bán sẽ được điều chỉnh theo giá nguyên liệu than mà công ty mua để sản xuất.  Tập đoàn Formosa là nhà đầu tư lớn vào VN, năm 2008 tập đoàn đầu tư 6,7 tỷ USD vào khu công nghiệp sản xuất gang thép vũng ánh Hà tĩnh, tập đoàn xây dựng KCN Nhơn trạch 3 thuộc tỉnh Đồng nai với nhiều nhà máy đa ngành, đồng thời Formosa xây dựng luôn cơ sở hạ tầng phục vụ KCN. Ngoài 2 dự án IPP lớn nhất kể trên, sản lượng điện không chỉ cung cấp cho chính KCN-KCX mà còn bán cho EVN, 4 nhà máy điện cỡ nhỏ kể dưới đây chỉ cung cấp điện cho các nhà máy trong KCN công suất nhỏ  một cách ổn định, chất lượng. NM nhiệt điện chạy dầu thuộc KCN Nomura- Hải Phòng 56MW do nhà đầu tư Nhật Bản xây dựng vận hành. NM nhiệt điện thuộc KCN Vê đan 72MW nằm trên địa bàn tỉnh Đồng Nai NM nhiệt điện thuộc KCN Amata 13MW nằm trên địa bàn tỉnh Đồng Nai NM nhiệt điện thuộc nhà máy đường Bourbon 24MW thuộc tỉnh Tây Ninh 1.4     Hạn chế và những nguyên nhân. 1.4.1   Hạn chế Mặc dù tiềm năng rất lớn nhưng hiện nay chỉ có 2 dự án FDI dạng BOT và 6 dự án FDI dạng IPP vận hành trong lĩnh vực phát điện, hàng loạt các dự án ngành điện đang kêu gọi đầu tư nhưng chưa được sự tham gia hưởng ứng từ các nhà đầu tư, với các dự án trong nước đầu tư chủ yếu do 2 tập đoàn dầu khí Việt Nam PVN và tập đoàn than khoáng sản Việt Nam TKV đầu tư, EVN chỉ kí kết các hợp đồng  triển khai dự án mà chưa có thỏa thuận cụ thể về công suất bao tiêu hàng năm, về giá mua bán điện,  còn với các nhà ĐTNN giá bán điện phải được thỏa thuận trước, sau đó họ mới tiến hành khởi công dự án, vì vậy thời gian đàm phám với EVN rất dài, ảnh hưởng lớn đến thời điểm kinh doanh và nhiệt tình của nhà đầu tư. Các hạn chế và nội dung này bao gồm. 1.4.1.1                     1.4.1.1  Chất lượng quy hoạch tổng thể ngành điện còn thấp Trách nhiệm quy hoạch tổng thể ngành điện mà thường gọi tắt là tổng sơ đồ điện 4, 5, 6 thuộc về Viện năng lượng- một đơn vị nằm trong EVN, tổng sơ đồ điện trình bày tất cả các khía cạnh liên quan đến ngành điện như: Hiện trạng, cơ cấu tổ chức hiện tại, tổng quan về năng lượng, dự báo nhu cầu phụ tải, các chương trình phát triển nguồn điện, lưới điện, phân phối và bán lẻ, vv… trong thời gian 5 năm tính từ năm bản quy hoạch hoàn thành và trình Thủ Tướng, có tính đến 10 năm tiếp theo và tầm nhìn trong 10 năm, chẳng hạn tổng sơ đồ điện 6 tính cho giai đoạn 2006-2010, tầm nhìn đến năm 2025. Một bản quy hoạch tốt sẽ dự báo chính xác nhu cầu phụ tải trong tương lai và các biện pháp nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải đó, đồng thời có tính đến độ nhạy cảm khi một vài tham số cơ bản thay đổi. Trong sơ đồ 4 và 5 nhu cầu phụ tải thực tế đều vượt quá dự đoán dẫn đến tình trạng thiếu điện trầm trọng trong những năm vừa qua, một bản quy hoạch tốt và được công khai cho tất cả các bên sẽ giúp các nhà đầu tư tin tưởng và có được các kế hoạch kinh doanh nhanh và chính xác hơn. Tổng sơ đồ điện 6 dự kiến được phê duyệt năm 2006 nhưng bị lùi lại năm 2007 khiến các nhà đầu tư thực sự quan ngại khi họ phải chờ thêm một năm nữa cho các quyết định đầu tư của mình nhằm phù hợp với bản quy hoạch. Các nhà đầu tư cũng lo ngại rằng, bản quy hoạch được giao cho Viện năng lượng thuộc EVN có thể sẽ dẫn đến thiên vị khi các đơn vị trong EVN sẽ được ưu tiên hơn nhà đầu tư nước ngoài trong việc tiếp cận thông tin và trong việc xây dựng các nguồn phát điện mới, vì vậy trong lộ trình cải tổ ngành điện nhiều chuyên gia cho rằng đơn vị xây dựng bản quy hoạch nên độc lập với EVN.                              Hộp 1.5: Một vài đánh giá về tổng sơ đồ 6 Vừa qua, kế hoạch phát triển năng lượng của VN, dựa trên Quy hoạch điện 6, các Tổng sơ đồ 5 và 6 của EVN và Bộ Công thương đã được đánh giá bởi một nhóm chuyên gia. Nhóm này nhận định, dự báo nhu cầu điện được trình bày sơ lược, không rõ ràng, thiếu thuyết phục. Đây là nhóm chuyên gia của Trung tâm Hỗ trợ phát triển (CDA) sau khi đã trao đổi với TS. Chris Greacen của Đại học Berkeley (Hoa Kỳ), đã phối hợp với Viện Nghiên cứu năng lượng (thuộc Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam), Viện Khoa học thuỷ lợi và một số chuyên gia năng lượng. Đề án tính toán tốc độ tăng trưởng điện giai đoạn 2006-2010 là 16,3%/năm với phương án phụ tải cơ sở, và 17,2%/năm với phương án phụ tải cao (ứng với tốc độ tăng trưởng GDP 8,5%/năm). Theo đó, nhu cầu năm 2010 là 112 tỷ kwh (gấp đôi năm 2005), năm 2015 là 190 tỷ kwh, 2020 là 294 tỷ kwh, năm 2025 là 431 tỷ kwh. Như vậy, tốc độ tăng nhu cầu điện năng sẽ gấp 2 lần tốc độ tăng GDP, điều này là khó thuyết phục. Kết quả nghiên cứu của các chuyên gia nói trên cho rằng, dự báo nhu cầu năng lượng điện của Tập đoàn Điện lực (EVN) chỉ mới nêu kết quả theo kiểu cộng dồn, phác tính theo hệ số tăng trưởng dự kiến, phương án phụ tải cao và phương án phụ tải cơ sở gần như giống nhau, tốc độ bình quân là 11,6% và 11,8%. Nguồn: 1.4.1.2                     1.4.1.2  Thủ tục đầu tư phiền hà, rắc rối. Chiến lược phát triển ngành điện theo sơ đồ 6 đã được chính phủ phê duyệt năm 2007 ( Theo lộ trình sẽ được phê duyệt năm 2006 nhưng bị lùi lại một năm )  có tính đến phát triển ngành  điện trong 5 năm tiếp theo 2006-2010 và tầm nhìn đến năm 2025, chủ trương của chính phủ là thu hút nhiều hơn nữa các dự án nguồn điện thuộc mọi thành phần phần kinh tế, EVN cũng kêu gọi các nhà đầu tư bên ngoài do tập đoàn này không thể đảm nhận hết được các dự án nguồn điện với số vốn lớn, tuy nhiên thực tế cho thấy việc đàm phán với EVN rất lâu với nhiều thủ tục kéo dài. Với các doanh nghiệp FDI tham gia đầu tư, quy trình đầu tư như sau: Trước hết EVN sẽ giới thiệu danh sách các dự án đang cần đầu tư cho nhà đầu tư lựa chọn, sau đó nhà ĐTNN phải tham gia đấu thầu dự án, nếu thắng thầu cũng mất trung bình 2 năm nữa cho quá trình được cấp phép dự án, cuối cùng là việc đàm phán với EVN trong hợp đồng mua bán điện dài hạn, về giá bán điện, công suất bao tiêu hằng năm và thời gian của hợp đồng, đây là quá trình đàm phán khó khăn và kéo dài, chẳng hạn như BOT Phú mỹ 2.2 mất 6 năm, Phú mỹ 3 mất ba năm, sau giai đoạn này nhà ĐTNN mới chính thức được cấp phép đầu tư, nhiều dự án chưa thể xây dựng được ngay vì còn vướng khâu giải phóng mặt bằng, tuy nhiên trong quá trình đàm phán nếu thấy tiến triển tốt thông thường trong hợp đồng kí tắt ban đầu EVN sẽ có trách nhiệm phối hợp cùng UBND các tỉnh có dự án tiến hành giải phóng mặt bằng. Đối với các nhà đầu tư trong nước, việc đàm phán với EVN cũng gặp khó khăn tương tự. Hộp 1.6. Dự án nhiệt điện Kiên Lương gặp khó khăn do thủ tục Câu chuyện của tập đoàn Tân Tạo (ITA Group)  khiến cho nhiều nhà đầu tư IPP phải suy tính rất kỹ. Đó là  ITA vừa ký hợp đồng với các đối tác nước ngoài và tư vấn trong nước đầu tư dự án xây dựng Trung tâm Nhiệt điện Kiên Lương (công suất 4.400 MW),  một trong năm dự án nhiệt điện lớn nhất ở phía Nam, trị giá 6,7 tỉ đô la Mỹ. Nhưng ngay khi các hợp đồng của Tân Tạo với đối tác được thông qua, Bộ Công thương đã phản hồi bằng văn bản cho rằng ITA mới chỉ là đơn vị lập dự án, chưa được chấp thuận là chủ đầu tư chính thức vì dự án này thuộc nhóm A, cần có thời gian nghiên cứu và xem xét ở cấp cao hơn. Cách ứng xử này đã làm nản lòng nhà đầu tư. Trao đổi với Tuổi Trẻ mới đây, bà Đặng Thị Hoàng Yến, chủ tịch HĐQT Tập đoàn Tân Tạo - đơn vị đang đầu tư một dự án điện, khẳng định: doanh nghiệp muốn đầu tư vào điện luôn phải đồng hành với các thủ tục hành chính rườm rà. Bên cạnh thủ tục đất đai phức tạp, mỗi khâu kéo dài từ sáu tháng đế