Giải pháp hoàn thiện cơ chế tài chính của tổng công ty điện lực Việt Nam

ty 52 mẹ và các công ty con. Những quy phạm pháp luật liên quan đến cấu trúc công ty mẹ - công ty con cần bao hàm những vấn đề quan trọng nhất đặc biệt là các hệ thống kế toán, kiểm toán, thanh tra, thuế, chứng khoán, đầu tư, giao dịch thương mại trong và ngoài tập đoàn. Cũng cần phải xác định rõ Tập đoàn Điện lực Việt Nam là một pháp nhân kinh tế hay là một cơ cấu tổ chức, một loại hình tổ chức kinh doanh. TĐKT ở các nước, tuỳ theo mức độ liên kết kinh tế, có nhiều hình thức với các tên gọi khác nhau: Cartel, Group, Syndicate, Consorttium, Combinat, Incorporation, Trust, Conglomerate. Với các hình thức này thì TĐKT đều không phải là một tổ chức pháp lý cụ thể mà là một nhóm các doanh nghiệp có tư cách pháp nhân độc lập liên kết trực tiếp hoặc gián tiếp thông qua "công ty mẹ". Nếu chúng ta xác định Tập đoàn Điện lực Việt Nam là một loại hình tổ chức kinh doanh thì trước hết chúng ta phải xây dựng được các "công ty con" có tư cách pháp nhân độc lập phù hợp với mô hình tập đoàn kinh doanh và một "công ty mẹ" cũng có tư cách pháp nhân độc lập và thực hiện chức năng kinh doanh, nhưng phải có tiềm lực tài chính đủ mạnh và có hiệu quả kinh tế cao để vừa thực hiện được chức năng liên kết kinh tế trong tập đoàn, tạo ra sự hấp dẫn gia nhập tập đoàn đối với các thành viên mới, đồng thời giữ được vai trò chủ đạo của thành phần kinh tế nhà nước và sự điều tiết của Nhà nước trong lĩnh vực Điện lực. EVN là doanh nghiệp nhà nước, hơn nữa lại hoạt động trong lĩnh vực sản xuất kinh doanh điện nên việc can thiệp của Nhà nước vào việc thay đổi mô hình tổ chức của EVN, và các quyết định hành chính là cần thiết, nhưng cũng cần cân nhắc kỹ lưỡng một số nội dung: thời điểm ra quyết định phải là thời điểm mà các đơn vị thành viên của EVN đã thay đổi về chất phù hợp với mô hình mới và không phải bằng một quyết định hành chính mang tính "lắp ráp" cơ học; phân định rõ những việc Nhà nước cần can thiệp và những việc nên để thị trường giải quyết; xác định rõ những việc Nhà nước cần làm để tạo ra môi trường kinh doanh thuận lợi và cơ chế tài chính phù hợp cho việc hình thành và phát triển Tập đoàn Điện lực Việt Nam như hình thành và phát triển thị trường điện, chính sách giá điện, chính sách khuyến khích đầu tư phát triển điện lực, tách bạch hoạt động công ích và sản xuất kinh doanh điện. 53 3.3.1.2 Những chính sách tài chính - thuế: Để nâng cao hiệu quả và phát triển bền vững, đồng thời đáp ứng nhu cầu về điện cho phát triển kinh tế xã hội của đất nước, ngoài những nỗ lực từ phía chủ quan, EVN cần có sự hỗ trợ về cơ chế chính sách của Chính phủ cho phép áp dụng cơ chế bình ổn giá điện theo tỷ gía hối đoái, để không ảnh hưởng đến việc đầu tư và phát triển nguồn điện; tách hoạt động công ích ra khỏi hoạt động sản xuất, kinh doanh (phần hoạt động công ích định hướng chủ yếu ở hai đối tượng là điện sinh hoạt nông thôn và cung cấp điện độc lập ở hải đảo). Quỹ công ích được xây dựng bằng cách tách một phần từ doanh thu bán điện (phụ thu) và được xác định rõ là khoản dùng để chi hỗ trợ cho các hoạt động công ích. Việc tách hoạt động công ích sẽ làm tăng hiệu quả hoạt động của Tổng Công ty, đồng thời khuyến khích nhiều thành phần kinh tế tham gia cung cấp điện cho vùng nông thôn, miền núi, hải đảo. Vấn đề về thuế giá trị gia tăng đối với giá điện: Hiện nay thuế suất thuế giá trị gia tăng của điện tiêu thụ là 10%. Đề nghị Chính phủ cho phép giảm thuế suất thuế giá trị gia tăng trên giá bán điện đến người tiêu dùng xuống còn 5%. Như vậy với mức thuế suất giảm, khi thực hiện lộ trình tăng giá điện, giá bán điện sẽ không tăng đáng kể. Cơ chế hỗ trợ đầu tư xây dựng lưới điện đối với các khu vực nông thôn, miền núi và hải đảo : + Đối với các khu vực nông thôn, miền núi và hải đảo có điều kiện kinh tế- xã hội khó khăn: Nhà nước cấp kinh phí xây dựng lưới điện từ 6-35kV và các đường trục 0,4kV; công ty cổ phần chịu kinh phí xây dựng các đường dây dẫn điện từ đường trục 0,4kV vào đến hộ sử dụng, trừ các hộ dân thuộc đối tượng chính sách xã hội và hộ nghèo được ngân sách nhà nước cấp. + Đối với các vùng cao, vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc ít người, vùng có điều kiện kinh tế - xã hội đặc biệt khó khăn, kinh phí xây dựng lưới điện đến hộ sử dụng điện hoặc xây dựng các trạm phát điện vừa và nhỏ, lưới điện đồng bộ do ngân sách nhà nước cấp Cơ chế giá điện cho các Công ty cổ phần điện lực tỉnh: đây là điều kiện rất quan trọng để các công ty cổ phần điện lực tỉnh có thể hoạt động được. Đề nghị Chính phủ ban hành cơ chế hoạt động cho các công ty cổ phần điện lực như sau: 54 - Tổng công ty bán buôn điện cho Công ty cổ phần tại các trạm đầu nguồn theo giá bán buôn. Giá này phải gồm: + Giá mua điện của Tổng công ty từ các công ty phát điện. Dự kiến từ 1/2005 Tổng công ty sẽ tổ chức chào giá cạnh tranh giữa các nhà máy điện. Khi đó, giá mua điện của Tổng công ty sẽ là bằng giá trung bình của Tổng công ty mua từ các nhà máy điện thông qua thị trường. + Phí truyền tải: là phí dùng để truyền tải điện năng phát từ các nhà máy điện đến các công ty phân phối điện. Phí này phải đảm bảo thu hồi vốn đầu tư và đảm bảo một mức lãi hợp lý để công ty truyền tải điện có khả năng mở rộng lưới truyền tải điện, đáp ứng nhu cầu truyền tải điện. + Thuế các loại theo quy định. + Tổn thất truyền tải điện. - Công ty cổ phần điện lực sẽ chịu trách nhiệm bán điện trực tiếp đến tất cả các hộ tiêu thụ điện trên địa bàn tỉnh, thành phố (kể cả các hộ tiêu thụ ở nông thôn). Các Hợp tác xã, Công ty cổ phần đang kinh doanh bán điện ở các xã, các địa bàn trong tỉnh sẽ góp tài sản vào Công ty cổ phần Điện lực tỉnh, thành phố và được tham gia quản lý Công ty theo tỷ lệ vốn góp. Công ty cổ phần sẽ xây dựng biểu giá bán lẻ điện ở khu vực nông thôn, miền núi, hải đảo theo địa bàn xã trình UBND tỉnh quyết định trên cơ sở khung giá do Chính phủ quy định. UBND tỉnh sẽ xem xét bù cho các hoạt động công ích của công ty cổ phần trong trường hợp công ty cổ phần không đảm bảo được mức lãi tối thiểu theo quy định của Chính phủ do phải thực hiện hoạt động công ích. 3.3.1.3 Vấn đề cổ phần hóa doanh nghiệp: Để đẩy mạnh hơn nữa tiến độ và nâng cao hiệu quả công tác cổ phần hoá, EVN đã và đang chủ động đưa ra nhiều biện pháp tích cực Tuy nhiên, là một Tổng công ty lớn, với nhiều đặc thù trong SXKD nên khi áp dụng những quy định chung về cổ phần hoá của Nhà nước và Bộ Công nghiệp đã nảy sinh một số vướng mắc và một số đề nghị như sau: Trước hết là việc xác định giá trị doanh nghiệp (GTDN) - khâu quan trọng, phức tạp và mất nhiều thời gian nhất. Việc nghiên cứu, tìm thêm một số phương 55 pháp khác để có thể lựa chọn, áp dụng cho phù hợp với đặc điểm riêng của từng đơn vị là rất cần thiết, nhất là đối với các loại hình doanh nghiệp như các công ty tư vấn, trường học, Trung tâm Công nghệ thông tin. Để xác định GTDN một cách tương đối chính xác thì cũng cần lựa chọn hình thức phù hợp cho công tác tổ chức thực hiện. Hình thức thành lập hội đồng xác định GTDN có nhược điểm là khó triệu tập các thành viên hội đồng và các đánh giá thường mang tính chủ quan do thành phần hội đồng hầu hết là những người không chuyên nghiệp, ở nhiều cơ quan quản lý khác nhau với những mục tiêu quản lý riêng. Trong khi đó, hình thức lựa chọn các tổ chức có chức năng định giá để xác định GTDN sẽ nâng cao được tính chuyên nghiệp và khách quan, nhưng năng lực của các tổ chức định giá đang là vấn đề cần quan tâm. Về thẩm quyền quyết định GTDN hiện nay cũng chưa hợp lý. Chẳng hạn, đối với các tổng công ty lớn như EVN vẫn chưa có cơ chế phân cấp cho HĐQT - cơ quan đại diện trực tiếp chủ sở hữu vốn nhà nước tại doanh nghiệp. Để nâng cao vai trò, trách nhiệm của các TCT NN, đồng thời, nhằm đẩy mạnh tiến độ cổ phần hoá, nên chăng cần quy định HĐQT các TCT NN, với tư cách là người đại diện trực tiếp chủ sở hữu nhà nước tại tổng công ty được quyền quyết định giá trị doanh nghiệp và phê duyệt phương án cổ phần hoá, điều lệ của công ty cổ phần. Riêng về quy trình cổ phần hoá còn chung chung, quy trình đối với các đơn vị nhỏ, bộ phận doanh nghiệp cũng giống như một doanh nghiệp lớn, phức tạp. Để đảm bảo công tác thực hiện cổ phần hoá, cần có quy trình cổ phần hoá riêng phù hợp với quy mô từng loại hình doanh nghiệp. Về cơ chế giá điện cũng còn khá phức tạp do chưa thể tách bạch hoạt động công ích ra khỏi hoạt động sản xuất kinh doanh, nhiều Điện lực có giá bán điện luôn thấp hơn giá thành. Như vậy, việc cổ phần hoá đối với các Điện lực là không đơn giản nếu chưa có một cơ chế giá mua bán điện hợp lý. Các nhà đầu tư và các công ty cổ phần còn băn khoăn vì giá đầu ra thì theo biểu giá bậc thang của Chính phủ và cơ chế bù chéo, trong khi giá đầu vào vẫn chưa có cơ chế cụ thể. Do đó, vấn đề cấp thiết hiện nay là giải quyết được những vướng mắc về cơ chế giá mua bán điện và cần có cơ chế hoạt động công ích trong ngành Điện nhằm đảm bảo kinh doanh phát triển, thúc đẩy tiến trình cổ phần hóa của EVN. 56 3.3.2 Chính sách tài chính của EVN Trên cơ sở những chính sách hỗ trợ của Nhà nước, để đứng vững và phát triển, EVN cần hoàn thiện mô hình quản lý tài chính của mình những giải pháp sau: 3.3.2.1 Tạo quyền chủ động cho các công ty điện lực: Việc sắp xếp đổi mới các doanh nghiệp thành viên theo kế hoạch nêu trên không thể thực hiện trong một thời gian ngắn. Trong thời gian này, cần thực hiện thay đổi quan niệm về cách quản lý đối với các công ty điện lực. EVN cần nhấn mạnh vai trò của các quan hệ tài chính trong quản lý các công ty điện lực thay vì quá nghiêng về sử dụng các quan hệ hành chính như hiện nay (như các chỉ tiêu kế hoạch về giá bán, tổn thất, tiền lương…) vì các công ty điện lực là những doanh nghiệp hạch toán độc lập. Khi nhấn mạnh vai trò quản lý tài chính trong quản lý các công ty điện lực, cần sử dụng các công cụ sao cho kích thích sự phấn đấu, sáng tạo của các công ty điện lực. Cụ thể là giá bán điện nội bộ - cơ sở sản sinh ra lợi nhuận của các công ty điện lực. Nó cần được tính toán, cân đối giữa các công ty điện lực một cách hợp lý, không nên tạo ra một kết quả cào bằng nổ lực và thành tích giữa các công ty điện lực bằng cách điều chỉnh giá mua này một cách thường xuyên, cần có quy chế về việc định giá bán điện nội bộ và những nguyên tắc điều chỉnh giá đó khi có tăng giá điện của nhà nước, không nên điều chỉnh theo cảm tính như hiện nay. Các công ty điện lực được hoàn toàn chủ động về mặt tài chính, thực sự hạch toán độc lập, tự tính toán các khoản chi tiêu, lợi nhuận… để có thể tồn tại, tất nhiên, phải tuân thủ các chế độ tài chính, kế toán thông kê thống nhất của nhà nước như mọi doanh nghiệp khác. Tự quyết định các dự án đầu tư nhằm phát triển công việc kinh doanh điện của công ty mình, trong đó, được chủ động và tự chủ trong các quan hệ quốc tế, thiết lập và triển khai các dự án đầu tư, được chủ động để tìm nguồn vốn cho các dự án, kể cả việc vay vốn của các ngân hàng thương mại. 3.3.2.2 Công ty Tài chính: Theo định hướng sắp tới, EVN sẽ được tổ chức sắp xếp theo mô hình công ty mẹ - công ty con, thực hiện đa dạng sở hữu và vẫn giữ vai trò chủ đạo của nền kinh tế. Để phù hợp với mô hình tổ chức mới và có thể huy động tối đa các nguồn vốn nhằm 57 đáp ứng nhu cầu vốn đầu tư hàng năm rất lớn của ngành điện, nên chăng thành lập và phát triển Công ty tài chính điện lực. Công ty tài chính sẽ là trung tâm huy động vốn, cung cấp và điều hòa vốn cho các công ty thành viên. Về lâu dài tiến tới thành lập một ngân hàng bởi lẽ hoạt động tài chính ngân hàng đóng vai trò quan trọng cho sự tồn tại và phát triển của tập đoàn vì xu hướng chủ yếu của các tập đoàn là kiểm soát, chi phối về mặt tài chính, đầu tư đối với các thành viên. Công ty tài chính có các chức năng, nhiệm vụ chính như sau: - Quản lý tập trung nguồn vốn của toàn EVN nhằm điều hòa vốn và bảo đảm sử dụng vốn của EVN và các thành viên một cách hiệu quả nhất. - Phát hành cổ phiếu, trái phiếu của EVN nhằm thu hút nguồn vốn của xã hội phục vụ cho hoạt động kinh doanh của EVN và các thành viên - Đầu tư vào các hoạt động kinh doanh của các thành viên, mua cổ phiếu của các doanh nghiệp khác, mua lại các doanh nghiệp khác. - Công ty tài chính có thể dùng nguồn lực tài chính của EVN để kinh doanh chứng khoán trên thị trường chứng khoán và coi đó là một hình thức đầu tư có tính chất kinh doanh của EVN. Công ty Tài chính là một doanh nghiệp nên sẽ hoạt động theo quy định của Luật DNNN và Luật các tổ chức tín dụng, hoạt động chủ yếu trong ngành điện. Công ty Tài chính sẽ là công cụ của EVN để định hướng hoạt động của cả ngành điện, là nơi thực thi các định hướng kinh tế vĩ mô của Nhà nước. Công ty Tài chính sẽ là một doanh nghiệp độc lập, đơn vị thành viên của EVN. Công ty có vốn điều lệ ban đầu, hạch toán kinh doanh độc lập, tự chủ về tài chính và chịu trách nhiệm trước Tổng Giám đốc và HĐQT. 3.3.2.3 Hoàn chỉnh Quy chế tài chính EVN: Quy chế quản lý tài chính EVN được áp dụng từ năm 1997 và đã được sửa đổi bổ sung năm 2000, nhưng hiện nay có một số điểm không phù hợp. Để Quy chế quản lý tài chính phục vụ tốt hơn cho công tác quản lý tài chính kế toán của EVN trong thời gian tới, bên cạnh những đề nghị đối với Nhà nước, về phía EVN có một số đề nghị. a. Về đầu tư xây dựng: 58 Cần có biện pháp hữu hiệu để đẩy nhanh tiến độ xây dựng các công trình nguồn và lưới điện, nhanh chóng giải ngân theo đúng kế hoạch dự án cải tạo lưới điện các thành phố, kịp thời đưa vào sử dụng các công trình hoàn thành phát huy hiệu quả, sớm thu hồi vốn. Tính toán cân nhắc kỹ hơn để ưu tiên lựa chọn đầu tư những công trình những chủng loại thiết bị phù hợp trên cơ sở sự cần thiết, tính hiệu quả cao và khả năng đáp ứng về vốn. Nâng cao năng lực tư vấn, áp dụng công nghệ tiên tiến, kiện toàn và nâng cao đội ngũ cán bộ quản lý dự án, hoàn thiện các cơ chế chính sách phục vụ công tác đầu tư xây dựng b. Về kinh doanh điện: Có biện pháp tiếp tục phấn đấu giảm tổn thất truyền tải và phân phối điện, tăng sản lượng điện thương phẩm, nâng cao chất lượng điện cung ứng cho các hộ sử dụng điện, đặc biệt là đối với những khách hàng tiêu thụ sản lượng điện lớn, giá bán điện cao. Khẩn trương xóa bán điện tổng ở các thành phố, thị xã, thị trấn… tìm mọi biện pháp nâng giá bán điện bình quânm thường xuyên kiểm tra việc áp giá kinh doanh ở các điện lực, nghiên cứu áp dụng một loại giá cho những hộ sử dụng điện vừa phục vụ mục đích sinh hoạt vừa kinh doanh. c. Về chi phí giá thành điện Đảm bảo chất lượng và tiến độ, tiết kiệm chi phí sửa chữa, nhất là chi phí sữa chữa lớn, đối với tài sản nào thật sự cần thiết phải sửa chữa thay thế mới sửa chữa thay thế, tránh lãng phí. Có biện pháp thu hồi, tận dụng và xử lý hợp lý những vật tư thiết bị được loại ra sau đại tu, cải tạo Tiết kiệm các chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác, định mức các chi phí như: điện thoại, hội nghị, tiếp khách, công tác phí. Chỉ đạo thực hiện tốt Quy chế giá hạch toán nội bộ đối với các Nhà máy điện tiến tới thực hiện chào giá cạnh tranh, tham gia thị trường điện cạnh tranh. d. Về hàng tồn kho: 59 Cần xây dựng và ban hành bộ định mức về dự trữ nguyên vật liệu dùng cho sản xuất kinh doanh, dự phòng, sửa chữa cho các đơn vị, nhanh chóng thanh xử lý vật tư ứ đọng kém phẩm chất để thu hồi vốn. e. Về công tác tài chính kế toán Hoàn thiện quy chế tài chính chế độ hạch toán trong toàn EVN, xây dựng hoàn thiện phần mềm kế toán ở các đơn vị tiến tới nối mạng toàn EVN. Quy định chặt chẽ về chế độ hạch toán kế toán, chứng từ kế toán nhằm đưa các đơn vị thực hiện đúng khuôn khổ của pháp luật quy định. 3.3.3 Kết hợp với chủ trương phát triển của ngành 3.3.3.1 Chủ trương phát triển ngành điện Nội dung cốt lõi của Tổng sơ đồ phát triển ngành điện 5 năm - 10 năm là dự báo nhu cầu phụ tải của kế hoạch năm, 5 năm, làm sao cho dự báo công suất thực tế cho tốt để từ đó xây dựng kế hoạch phát triển nguồn điện, lưới điện, tiết kiệm vốn, mà chi phí sản xuất điện thấp nhất, tạo lợi nhuận cho ngành điện có vốn đầu tư. Khi dự báo nhu cầu phụ tải điện 05 năm thường dựa trên tốc độ phát triển kinh tế xã hội của đất nước (tốc độ tăng trưởng GDP) để dự báo nhu cầu dùng điện hoặc nếu có thể tính toán trực tiếp từ kế hoạch sản xuất của các ngành trong 5 năm đó (nếu các ngành có kế hoạch sản xuất từng năm). Nếu đã có nhu cầu phụ tải, lúc đó sẽ sắp xếp chương trình phát triển nguồn điện đưa các nhà máy vào vận hành đáp ứng được chương trình dự báo phụ tải làm sao cho chi phí sản xuất thấp nhất, chương trình phát triển nguồn điện phải căn cứ vào chính sách sử dụng năng lượng của Chính phủ, và công tác chuẩn bị xây dựng (các báo cáo nghiên cứu tiền khả thi, báo cáo nghiên cứu khả thi...) nguồn vốn (vay ODA hoặc vốn trong nước)... Sau khi có nhu cầu phụ tải, kế hoạch phát triển nguồn điện thì căn cứ vào đó mà đưa ra kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải, lưới phân phối để sao cho truyền tải hết công suất các nhà máy điện để cung cấp cho các vùng phụ tải; ở kế hoạch xây dựng lưới điện cũng phải xây dựng lưới điện sao cho tổn thất ít nhất, tiết kiệm vốn đầu tư mà vận hành được linh hoạt. Nhu cầu vốn đầu tư 5 năm để có biện pháp tìm nguồn vay trong nước và nước ngoài và các biện pháp xử lý. Sau đó ta tính nhu cầu vật tư phục vụ kế hoạch 05 năm, phân tích kinh tế, đưa ra kiến nghị về chính sách của Nhà nước và ngành điện... 60 3.3.3.2 Định hướng xây dựng thị trường điện cạnh tranh Từ kinh nghiệm thực tế trong triển khai xây dựng thị trường điện cạnh tranh, các nghiên cứu gần đây của EVN, các Bộ ngành và Luật Điện lực vừa được thông qua tại kỳ họp thứ 5 Quốc hội khóa IX, EVN chủ trương xây dựng thị trường điện với mức độ cạnh tranh từ thấp đến cao tuỳ thuộc vào quy mô phát triển, trình độ quản lý, cơ sở hạ tầng kỹ thuật và pháp lý cho hoạt động của thị trường. Thị trường điện giai đoạn 1 là bước đi đầu tiên trong quá trình xây dựng thị trường điện ở Việt Nam nhằm đưa cạnh tranh vào khâu phát điện, phù hợp với điều kiện thực tế của hệ thống điện Việt Nam. Do vậy, thị trường điện phải đảm bảo các yêu cầu sau: - Đảm bảo cung cấp điện an toàn của hệ thống điện, hạn chế đến mức thấp nhất các rủi ro có thể xảy ra cho hệ thống khi dự phòng hệ thống thấp. - Thúc đẩy cạnh tranh giữa các nhà máy điện nhằm mục tiêu giảm thiểu chi phí sản xuất điện và tạo động lực thúc đẩy các thành phần ngoài EVN tham gia đầu tư xây dựng nguồn điện mới. - Luật lệ của thị trường rõ ràng, minh bạch, công bằng giữa các thành viên tham gia thị trường, phù hợp với các văn bản quy định của Nhà nước. - Thị trường có tính mở, các luật lệ và cơ chế có thể được sửa đổi nhằm nâng cao dần tính cạnh tranh phù hợp với tình hình thực tế của hệ thống và làm nền tảng cho các giai đoạn phát triển sau của thị trường. Qua kinh nghiệm phổ biến của các nước trên thế giới, các nghiên cứu gần đây về thị trường Điện lực Việt Nam, đường lối và chính sách của Đảng và Nhà nước, mô hình thị trường điện giai đoạn 1 lựa chọn là: - Mô hình một người mua có cho phép cơ chế truyền tải hộ TPA (third party access): Theo mô hình này, EVN sẽ là người mua điện từ các nhà máy điện trong hệ thống thông qua thị trường bằng nhiều hình thức, như hợp đồng dài hạn, trung hạn hoặc chào giá qua thị trường ngày tới. - Các nhà máy điện được phép bán điện trực tiếp cho toàn bộ khách hàng mua điện trên một khu vực địa lý nhất định. Nhà máy phải trả cho EVN chi phí truyền tải, phân phối và điều độ. 61 Dự kiến cơ cấu tổ chức và chức năng nhiệm vụ của các thành viên tham gia thị trường như sau: * Cơ quan điều tiết: Cơ quan quản lý Nhà nước trực tiếp theo dõi, quản lý các hoạt động của thị trường, phê duyệt hoặc sửa đổi các văn bản pháp lý của thị trường. * Người mua duy nhất: EVN. * Cơ quan vận hành hệ thống: Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia. * Cơ quan vận hành thị trường điện: Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia đảm nhận chức năng này. * Các nhà máy điện: Bao gồm các nhà máy có công suất từ 10 MW trở lên trong và ngoài EVN đều phải tham gia thị trường điện (trừ các nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN trước ngày hình thành thị trường điện). Các giao dịch điện năng trên thị trường chia ra thành hai loại: giao dịch thông qua hợp đồng có thời hạn và giao dịch trên thị trường ngày tới (day ahead): a) Giao dịch thông qua hợp đồng có thời hạn: Được thực hiện bằng các hợp đồng song phương giữa người mua duy nhất và các nhà máy điện và giao dịch TPA. Tổng giao dịch phi tập trung chiếm từ 85% đến 95% tổng giao dịch năng lượng trên thị trường. Các hợp đồng được chia thành các loại: hợp đồng dài hạn, hợp đồng ngắn hạn và hợp đồng trao đổi thuỷ điện - nhiệt điện: + Hợp đồng dài hạn (trên 1 năm): Các đối tượng tham gia gồm các nhà máy thủy điện được thiết kế đa mục tiêu, các nhà máy điện đóng vai trò quan trọng, đảm bảo an ninh hệ thống; các nhà máy điện BOT, IPP đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn (>1 năm); các nhà máy điện trong hệ thống có giá thành sản xuất rẻ (thực hiện theo hình thức đàm phán tự nguyện). + Hợp đồng trung hạn (1 năm): Dành cho tất cả các nhà máy điện trong hệ thống, trừ các nhà máy điện đã ký hợp đồng dài hạn với EVN. Việc lựa chọn các nhà máy ký hợp đồng trung hạn thực hiện thông qua quy trình chào giá cạnh tranh hằng năm. + Hợp đồng trao đổi thuỷ điện - nhiệt điện: Là dạng hợp đồng phụ có thời hạn ngắn. Mục tiêu của dạng giao dịch này là khai thác tối đa sản lượng của các nhà 62 máy thuỷ điện trong các năm nước về nhiều hơn so với dự kiến và tiết kiệm các nguồn tài nguyên không tái tạo của Quốc gia, như than, dầu, khí ... Nguyên tắc thực hiện: EVN sẽ mua thêm sản lượng của các nhà máy thuỷ điện trong những năm nước về nhiều, giảm sản lượng điện phát của các nhà máy nhiệt điện có giá thành cao hơn. EVN sẽ thương thảo với các nhà máy điện về giá điện mua thêm từ các nhà máy thuỷ điện và giá bù cho phần sản lượng/công suất không được khai thác của các nhà máy nhiệt điện. + Đối với giao dịch TPA: Cơ chế này dành cho các nhà máy điện ngoài EVN. Các nhà máy điện này được phép bán điện trực tiếp cho tất cả khách hàng tại một khu vực hành chính nhất định, như quận huyện, thông qua lưới truyền tải và phân phối của EVN. Phí dịch vụ truyền tải, phân phối và nghĩa vụ tham gia hoạt động công ích sẽ do Bộ Công nghiệp quy định. b) Thị trường ngày tới Thị trường điện ngắn hạn trong giai đoạn đầu là thị trường ngày tới (day ahead). Các đối tượng tham gia các giao dịch này bao gồm: - Các nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện trung/dài hạn với EVN. - Các nhà máy đã ký hợp đồng trung/dài hạn cũng được phép chào phần công suất và sản lượng dư thừa sau khi thực hiện xong các cam kết qua hợp đồng đã ký. - Các nhà máy điện tham gia chào giá và công suất sẵn sàng cho từng giờ của ngày tiếp theo. Dự kiến mỗi nhà máy nhiệt điện sẽ được chào giá ứng với 5 mức công suất khác nhau và các nhà máy thuỷ điện sẽ chỉ chào một mức giá cho các giờ của ngày hôm sau. Căn cứ vào bảng chào của các nhà máy, dự báo phụ tải ngày, điều kiện kỹ thuật của các tổ máy, giới hạn công suất truyền tải trên đường dây, sản lượng/công suất của các nhà máy đã ký hợp đồng dài hạn và trung hạn, cơ quan điều hành thị trường điện sẽ tiến hành xếp lịch huy động các nhà máy. Cơ quan vận hành hệ thống căn cứ vào phương thức huy động do cơ quan vận hành thị trường điện cung cấp, với sự trợ giúp của hệ thống SCADA/EMS, để điều độ hệ thống đáp ứng nhu cầu của phụ tải, đảm bảo an ninh cung cấp điện. c) Các dịch vụ phụ 63 Trong giai đoạn đầu tính toán thực hiện mua dịch vụ điều khiển tần số và vô công thông qua các hợp đồng dài hạn, chủ yếu là mua từ các nhà máy của EVN. Chi phí mua sẽ phân bổ đều cho các nhà máy tham gia thị trường theo tỷ lệ sản lượng điện mà các nhà máy phát vào hệ thống. Trong giai đoạn tiếp theo, tính toán mua tiếp dịch vụ mua các loại dự phòng công suất và khởi động đen. Để triển khai xây dựng thị trường điện cạnh tranh giai đoạn 1, EVN phải khẩn trương tiến hành hàng loạt các biện pháp đồng bộ, như xây dựng hệ thống các văn bản pháp lý trình cơ quan nhà nước có thẩm quyền xem xét phê duyệt, xây dựng hệ thống hạ tầng thông tin máy tính của Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia và các thành viên tham gia thị trường, thuê chuyên gia nước ngoài để tư vấn xây dựng thị trường điện. Xây dựng thị trường điện cạnh tranh là một chủ trương hết sức đúng đắn của Đảng và Nhà nước nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động của EVN và các doanh nghiệp kinh doanh điện năng khác. Đây là bước chuẩn bị tích cực cho các doanh nghiệp từng bước tham gia hội nhập vào nền kinh tế thế giới và khu vực. Được sự chỉ đạo của Đảng, Chính phủ, Bộ Công nghiệp cùng với sự quyết tâm của Lãnh đạo và toàn thể cán bộ công nhân viên trong ngành điện, việc xây dựng thị trường điện cạnh tranh ở nước ta chắc chắn sẽ thành công, tạo bước đột phá trong công tác sản xuất kinh doanh của ngành Điện. 3.3.3.3 Chiến lược phát triển nguồn ngân lực: Trong chiến lược phát triển nguồn nhân lực, cần dựa trên quan điểm nâng cao trình độ và chất lượng lao động trong ngành điện, những nét chính là: - Tăng đội ngũ có trình độ trên đại học và chú ý sử dụng họ đúng năng lực để phục vụ cho công tác nghiên cứu phát triển ngành. - Nâng cao tỉ trọng lao động có trình độ đại học, cao đẳng, đặc biệt phục vụ cho các vùng sâu, vùng xa nhằm phát triển ngành trên phạm vi rộng, phục vụ nhu cầu điện một cách toàn diện. - Nâng cao tỉ trọng lao động có trình độ trung cấp. Bồi huấn, nâng cao trình độ đội ngũ cán bộ công nhận viên cần được duy trì. 64 - Lao động trình độ phổ thông trung học nếu có tăng, chỉ nên tăng trong thành phần công nhân, phục vụ (nhân viên nghiệp vụ gián tiếp ít nhất phải có trình độ trung cấp) - Bố trí đề bạt cán bộ có đức, có tài, có tâm huyết với nghề, với ngành nhằm khuyến khích họ toàn tâm, toàn ý với sự phát triển của ngành. - Tiến hành đào tạo và đào tạo lại cán bộ nhằm bắt kịp nhịp độ phát triển của khoa học kỹ thuật và ngang tầm với nhiệm vụ trong thời kỳ mới. Việc đào tạo có thể thực hiện ở trong nước hoặc nước ngoài nhằm nâng cao trình độ chuyên môn, nghiệp vụ để có thể tham gia hội nhập với khu vực và thế giới trong hoạt động kinh doang, đầu tư phát triển. 65 KẾT LUẬN Hướng tới một thị trường điện cạnh tranh nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động của EVN và các doanh nghiệp kinh doanh điện năng khác là một chủ trương hết sức đúng đắn của Đảng và Nhà nước. Đây là bước chuẩn bị tích cực cho các doanh nghiệp từng bước tham gia hội nhập vào nền kinh tế thế giới và khu vực. Tuy nhiên đây là một quá trình lâu dài, đòi hỏi sự kết hợp một cách đồng bộ từ nhiều phía, bên cạnh những nỗ lực của EVN cần có thêm sự hỗ trợ tích cực của Nhà nước. Việc xây dựng Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhằm kiện toàn tổ chức và nâng cao hiệu quả hoạt động của EVN là hoàn toàn đúng đắn và phù hợp với quy luật phát triển. Tuy nhiên, với những tồn tại của mô hình tổng công ty, những khó khăn và vướng mắc của chúng ta hiện nay, cùng với sự thiếu đồng bộ trong cơ chế chính sách thì bước chuyển đổi này hoàn toàn không đơn giản, nó đòi hỏi phải mất nhiều thời gian, công sức và phải hết sức thận trọng khi ra quyết định ở từng giai đoạn. Chúng ta tin tưởng rằng dưới sự chỉ đạo sáng suốt của Đảng và Nhà nước, cũng như lãnh đạo EVN, chúng ta sẽ tận dụng được lợi thế của “người đi sau”, học hỏi được kinh nghiệm của các nước đi trước, nắm được quy luật phát triển để tìm ra được những bước đi thích hợp xây dựng thành công mô hình Tập đoàn Điện lực Việt Nam, khắc phục được những hạn chế của mô hình tổng công ty, nâng cao hiệu quả kinh tế và góp phần quan trọng vào sự nghiệp phát triển chung của đất nước. Với những hạn chế về trình độ và thời gian, chắc chắn bài luận văn còn nhiều thiếu sót. Rất mong nhận được những ý kiến đóng góp quý báu của Thầy Cô, bạn bè, đồng nghiệp và những ai quan tâm đến đề tài nhằm giúp tôi rút kinh nghiệm nếu có điều kiện nghiên cứu sâu thêm. Xin chân thành cám ơn. 66 Phụ lục 1: BẢNG CÂN ĐỐI KẾ TOÁN HỢP NHẤT TOÀN EVN Ðơn vị tính: triệu đồng Chỉ tiêu Năm 2001 Năm 2002 Năm 2003 Tài sản A. Tài sản lưu động và đầu tư ngắn hạn 17.060.156 22.197.412 26.895.290 Tiền mặt 7.653.082 10.791.672 12.786.220 Các khoản đầu tư tài chính ngắn hạn 1.000 1.000 33.140.00 Các khoản phải thu 2.658.051 4.180.378 6.184.347 Hàng tồn kho 6.055.012 6.733.953 7.625.826 Tài sản lưu động khác 669.291 462.356 233.940 Chi sự nghiệp 23.721 28.053 31.816 B. Tài sản cố định và đầu tư dài hạn 47.283.168 53.581.274 61.399.111 Tài sản cố định 30.914.522 45.082.393 49.118.983 Các khoản đầu tư tài chính dài hạn 118.963 142.220 383.799 Chi phí xây dựng cơ bản dở dang 16.248.545 8.356.176 11.671.374 Các khoản ký quỹ, ký cược dài hạn 1.137 485 88.294.400 Tổng cộng tài sản 64.343.324 75.778.686 88.294.400 Nguồn vốn A. Nợ phải trả 35.261.128 41.953.581 51.608.172 Nợ ngắn hạn 8.250.648 8.735.110 11.246.746 Nợ dài hạn 26.540.378 32.639.719 39.349.762 Nợ khác 470.102 578.752 1.011.664 B. Nguồn vốn chủ sở hữu 29.082.196 33.825.105 36.686.227 Nguồn vốn - quỹ 28.603.424 33.193.690 36.105.078 Nguồn kinh phí 478.772 631.415 581.149 Tổng cộng nguồn vốn 64.343.324 75.778.686 88.294.400 67 Phụ lục 2: KẾT QUẢ HOẠT ĐỘNG KINH DOANH Ðơn vị tính: triệu đồng Chỉ tiêu 2001 2002 2003 Tổng doanh thu 16.513.068 19.209.945 23,044,668 Các khoản giảm trừ 2.714 239 820 Giảm giá 1.834 65 118 Hàng bán trả lại 880 174 702 Doanh thu thuần 16.510.354 19.209.706 23,043,848 Giá vốn hàng bán 13.312.024 15.593.392 18,748,880 Lợi nhuận gộp 3.198.329 3.616.314 4,294,968 Chi phí bán hàng 335.704 405.113 476,689 Chi phí quản lý doanh nghiệp 1.341.756 1.481.901 1,835,950 Lợi tức thuần từ hoạt động kinh doanh 1.520.869 1.729.301 1,982,329 Thu nhập hoạt động tài chính 176.124 310.165 401,860 Chi phí hoạt động tài chính 170.456 254.744 319,382 Lợi nhuận từ hoạt động tài chính 5.668 55.421 82,478 Các khoản thu nhập bất thường 132.428 108.718 128,909 Chi phí bất thường 53.983 75.893 62,594 Lợi nhuận bất thường 78.445 32.825 66,315 Tổng lợi nhuận trước thuế 1.604.982 1.817.546 2,131,122 Thuế thu nhập doanh nghiệp phải nộp 514.476 541.456 677,727 Lợi nhuận sau thuế 1.090.506 1.276.090 1,453,395 68 Phụ lục 3: CÁC CHỈ TIÊU TÀI CHÍNH Chỉ tiêu 2000 2001 2002 2003 Cơ cấu vốn TSCĐ&ĐTDH/Tổng TS 74.37% 73.49% 70.71% 69.54% TSLĐ&ĐTNGH/Tổng TS 25.63% 26.51% 29.29% 30.46% Tỷ suất lợi nhuận Lợi nhuận trước thuế/Doanh thu 9.54% 9.26% 9.04% 6.84% Lợi nhuận sau thuế/Doanh thu 6.48% 6.50% 6.16% 4.67% Tỷ suất lợi nhận trước thuế/Tổng TS 2.66% 2.82% 2.81% 2.23% Tỷ suất Lợi nhuận sau thuế/Tổng tài sản 1.81% 1.98% 1.92% 1.53% Tỷ suất Lợi nhuận sau thuế/Nguồn vốn chủ sở hữu 3.97% 4.46% 4.38% 4.10% Tỷ suất Lợi nhuận/Vốn Nhà nước 5.96% 6.39% 6.78% 9.60% Tình hình tài chính Nợ phải trả/Tổng nguồn vốn 53.87% 54.80% 55.36% 58.45% Nguồn vốn chủ sở hữu/Tổng nguồn vốn 46.13% 45.20% 44.64% 41.55% Tài sản lưu động/Nợ ngắn hạn 245.47% 207.00 % 254.00 % 239.14 % Tỷ số khả năng thanh toán nhanh bằng tiền 106.24 % 93.00% 124.00 % 113.69 % 69 Phụ lục 4: CƠ CẤU SẢN XUẤT ĐIỆN VÀ TIÊU THỤ ĐIỆN STT DANH MỤC 2000 2001 2002 2003 ước 2004 I Điện sản xuất (Gwh) 26,561.30 30,607.70 35,795.70 40,825.30 45,922.00 1 Thủy điện 14,550.70 18,209.60 18,197.70 48,970.80 17,402.00 2 Nhiệt điện than 3,135.00 3,218.50 4,877.60 7,222.60 7,107.00 3 Nhiệt điện dầu (FO) 1,137.10 1,117.00 1,018.60 891.00 49.00 4 Tua bin khí (DO) 1,509.40 1,417.90 1,167.80 164.40 191.00 5 TBK (khí) 4,356.30 4,422.50 8,333.70 11,966.90 14,498.00 6 Diesel 237.50 95.50 88.20 45.50 50.00 7 Mua ngoài 1,635.30 2,126.80 2,112.20 1,564.10 6,175.00 II Cơ cấu điện sản xuất (%) 1 Thủy điện 54.80 59.50 50.80 46.50 37.90 2 Nhiệt điện than 11.80 10.50 13.60 17.70 15.50 3 Nhiệt điện dầu (FO) 4.30 3.60 2.80 2.20 1.10 4 Tua bin khí (DO) 57.70 4.60 3.30 0.40 0.40 5 TBK (khí) 16.40 14.40 23.30 29.30 31.60 6 Diesel 0.90 0.30 0.20 0.10 0.10 7 Mua ngoài 6.20 6.90 5.90 3.80 13.40 III Điện tiêu thụ (Gwh) 1 Nông nghiệp 428.30 465.20 505.60 561.80 560.70 2 Công nghiệp 9,088.40 10,503.20 12,681.20 15,290.20 17,695.70 3 TM&Khách sạn, nhà hàng 1,083.70 1,251.30 1,373.10 1,513.30 1,775.20 4 Quản lý & tiêu dùng dân cư 10,985.60 12,651.10 14,333.20 15,953.30 17,718.90 5 Các hoạt động khác 817.70 980.00 1,341.70 1,588.10 1,767.60 6 Tổng thương phẩm 22,403.60 25,850.80 30,234.80 34,906.70 39,518.10 70 70 7 Tỷ lệ tổn thất (%) 14,033.00 14.01 13.41 12.23 12.20 IV Cơ cấu điện tiêu thụ (%) 1 Nông nghiệp 1.90 1.80 1.70 1.60 1.40 2 Công nghiệp 40.60 40.60 41.90 43.80 44.80 3 TM&Khách sạn, nhà hàng 4.80 4.80 4.50 4.30 4.50 4 Quản lý & tiêu dùng dân cư 49.00 48.90 47.40 45.70 44.80 5 Các hoạt động khác 3.60 3.80 4.40 4.50 4.50 82 Phụ lục 5: CÔNG TRÌNH ĐẦU TƯ XÂY DỰNG THEO TỔNG SƠ ĐỒ V Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2002- 2010 Bảng 5.1 Các dự án do EVN làm chủ đầu tư TT Tên nhà máy Công suất-MW Ghi chú I. Các nguồn điện vận hành giai đoạn 2003 - 2005 1 Đuôi hơi Phu My 2.1 160 2003 2 Đuôi hơi của Phú Mỹ 2.1MR 160 2005 3 TBKHH Phú My 4 450 2003-2004 4 Nhiệt điện than Uông Bí MR, tổ máy 1 300 2005 5 Thuỷ điện Sê San3 273 2005-2006 Tổng 1343 I I. Các nguồn điện vận hành giai đoạn 2006 - 2010 a. Các nguồn thuỷ điện 3875 1 Thủy điện Tuyên Quang 342 2006-2007 2 Thuỷ điện Đại Ninh 2x150 2007-2008 3 Thủy điện A Vương 1 170 2007 4 Mở rộng thuỷ điện Thác Mơ 75 2008 5 Thuỷ điện Quảng Trị 70 2007 83 83 6 Thuỷ điện Đak Rinh 100 2007 7 Thuỷ điện PleiKrong 110 2008 8 Thủy điện Bản Lả (Nghệ An 1) 300 2008 9 Thuỷ điện Đồng Nai 3-4 510 2009-2010 10 Thuỷ điện Sông Tranh2 120 2009 11 Thuỷ điện Sông Côn 2 70 2010 12 Thuỷ điện Sông Ba Hạ 250 2010-2011 13 Thuỷ điện Thượng Kon Tum 220 2010-2011 14 TĐ Buôn Kướp-Chưpông Krông 280 2010-2011 15 Thuỷ điện Bản Chát 200 2010 16 Thủy điện An Khê+Ka Nak 163 2009 EVN& các TCT 17 Thủy điện Buon Tua Srah 85 2009 18 Thuỷ điện Sre Pok 3 180 2009-2010 " 19 Thuỷ điện Sê San 4 330 Sau 2010 " b. Các nguồn nhiệt điện 3000 1 Nhiệt điện dầu-khí Ô Môn I 600 2006-2007 2 Nhiệt điện than Ninh Bình MR --300 3 Nhiệt điện than Uông Bí MR, tổ máy 2 300 2008 4 Nhiệt điện Nhơn Trạch 1200 2008-2011 5 Nhiệt điện Nghi Sơn 600 2010-2011 6 Nhiệt điện Hải Phòng 600 2006-2007 EVN& các TCT 7 NĐ Quảng Ninh 600 2008-2009 EVN& các TCT 8 Nhiệt điện Ô Môn II 750 2010-2011 EVN& UNOCAL 84 84 Tổng giai đoạn 2006-2010 6875 Tổng giai đoạn 2003-2010 8218 BẢNG 5.2 Các dự án do các đơn vị ngoài EVN làm chủ đầu tư TT Tên nhà máy Công suất-MW Ghi chú I. Các nguồn điện vận hành giai đoạn 2003 - 2005 1 Thủy điện Cần Đơn 72 2003 Tổng Công ty Sông Đà 2 Nhà máy điện Phú Mỹ 3 720 2003 BOT – BP 3 Nhà máy điện Phú Mỹ 2.2 720 2004 BOT – EDF 4 Nhiệt điện Na Dương 100 2004 TCT Than Việt Nam 5 Nhiệt điện Cao Ngạn 100 2005 TCT Than Việt Nam Tổng 1712 I I. Các nguồn điện vận hành giai đoạn 2006 - 2010 a Các nguồn thuỷ điện 929 1 Thủy điện Cửa Đạt 97 2008 VINACONEX 1 Thuỷ điện SeSan 3A 100 2006 TCT Sông Đà 2 Thuỷ điện Bắc Bình 35 2006 Công ty cổ phần 3 Thuỷ điện Srok Phu Miêng 54 2006 IDICO 85 85 4 TĐ Ngòi Bo 20 2006 VINACONEX 5 TĐ Ngòi Phát 35 2006 VINACONEX 6 TĐ Nhạn Hạc & Bản Cốc 32 2006 TCTXD Hà Nội 7 TĐ La Ngâu 38 2006 CIENCO5 8 TĐ Bình Điền 20 2006 TCT Sông Đà 9 TĐ Trà Som 24 2006 TCT Sông Đà 10 TĐ Eak Rông Rou 34 2006 PC3&TCT Sông Đà 11 TĐ Bảo Lộc 23 2006 LILAMA+TCTX D4 12 TĐ Đại Nga 20 2006 CIENCO5 13 TĐ Đak Rti'h 72 2006 LICOGI 14 TĐ Thác Muối 53 2007 COMA 15 TĐ Na Le 90 2007 TCTXD số 1 16 TĐ Cốc San-Chu Linh 70 2007 VINACONEX 17 TĐ Đan Sách 6 2007 CIENCO5 18 TĐ Đa Dâng Đachamo 16 2007 CIENCO5 19 TĐ Nậm Mu 11 2008 TCT Sông Đà 20 TĐ Sông Hiêú 5 2008 TCTXD Hà Nội 21 TĐ Eak Rông Hnăng 65 2008 PC3&TCT Sông Đà 22 TĐ Iagrai 9 2008 TCT Sông Đà b. Các nguồn nhiệt điện 1020 1 Nhà máy điện Cà Mau 720 2006 TCT Dầu khí Việt Nam 86 86 3 Nhiệt điện Cẩm Phả 300 2006 Vinacoal & các TCT Tổng giai đoạn 2006-2010 1949 Tổng giai đoạn 2003-2010 3661 87 87 Bảng 5.3. Các trạm biến áp 500 kV STT Tên công trình Các công trình xây dựng giai đoạn 2002-2005 1 Nhà Bè 2 x 600 1200 2004 2 Phú Mỹ 2 x 450 900 2003 3 Đà Nẵng 1 x 450 450 máy 2 - 2004 4 Ô Môn 1 x 450 450 2005-2006 5 Tân Định 1 x 450 450 2005-2006 6 Thường Tín 1 x 450 450 2005-2006 7 Nho Quan 1 x 450 450 2005-2006 Tổng 4350 Các công trình xây dựng giai đoạn 2006-2010 1 Thường Tín 1 x 450 450 Máy 2 (2007-2008) 2 Tân Định 1 x 450 450 Máy 2 3 Dung Quất 2 x 450 900 2006-2008 88 88 4 Di Linh 1 x 450 450 Đồng bộ Đại Ninh 5 Nhơn Trạch 1 x 450 450 2008 6 Quảng Ninh 1 x 450 450 2007-2009 7 Song Mây 1 x 600 600 2008-2009 8 Ô Môn 1 x 450 450 Máy 2 Tổng 4200 Bảng 5.4. Đường dây 500 kV ST T Tên công trình Số mạch x km Chiều dài Ghi chú Các công trình xây dựng giai đoạn 2002-2005 1 Plêicu - Phú Lâm (mạch2) x 547 547 2003 2 Phú Mỹ - Nhà Bè 2 x 49 98 2003 3 Nhà Bè - Phú Lâm 1 x 16 16 2003 4 Nhà Bè - Ô Môn 1 x 180 180 2005 5 Pleiku -Dốc Sỏi-Đà Năng 1 x 300 300 2004 89 89 6 Đà Nẵng - Hà Tĩnh 1 x 390 390 QII/2005 7 Hà Tĩnh - Thường Tín 1 x 335 335 2005-2006 8 Rẽ vào trạm 500kV Nho Quan x 30 60 2005 Tổng 1926 Các công trình xây dựng giai đoạn 2006-2010 1 Rẽ vào Đồng Nai 3&4 2 x 20 40 2008-2009 2 Quảng Ninh - Thường Tín 1 x 110 110 2007-2008 3 Phú Lâm - Ô Môn 1 x 170 170 2006-2007 4 Phú Mỹ - Nhơn Trạch 1 x 30 30 2008-2009 5 Song Mây - Nhơn Trạch 1 x 20 20 2008-2009 6 Song Mây - Tân Định 1 x 30 30 2008-2009 Tổng 400 Bảng 5.5. 90 90 Các trạm 220 kV STT Miề n Tên công trình Số máy x MVA Công suất- MVA Ghi chú Các công trình xây dựng giai đoạn 2002-2005 1 Đình Vũ 1 x 125 125 2005 2 An Dương 1 x 250 250 2005 3 Mai Động 2 x 250 500 2005 4 Bắc Ninh 1 x 125 125 2005 5 Hoành Bồ 1 x 125 125 Máy 2 6 Nghi Sơn 1 x 125 125 2003 7 Phố Nối 1 x 125 125 Máy 2 8 Sóc Sơn 1 x 125 125 Máy 2 9 Thái Bình 1 x 125 125 2002-2003 10 Thái Nguyên 1 x 125 125 Máy 2 11 Thành Công 1 x 250 250 2005 12 Uông Bí 1 x 125 125 2005 13 Việt Trì 1 x 125 125 Máy 2 14 Xuân Mai 2 x 125 250 2002 - 2005 15 M i ề n B ắ c Yên Bái 1 x 125 125 2004-2005 16 Dốc Sỏi 1 x 125 125 Máy 2 17 Đồng Hới 1 x 125 125 Thay MBA 18 Dung Quất 1 x 125 125 19 Hòa Khánh 2 x 125 250 2003-2005 20 KrongBuk 1 x 63 63 Máy 2 21 M i ề n T r u n g Nha Trang 1 x 125 125 " 22 M i Đại Ninh 1 x 63 63 Đồng bộ Đại Ninh 91 91 23 Bình Hoà 1 x 250 250 Máy 2 24 Bà Rịa 1 x 125 125 25 Bạc Liêu 1 x 125 125 26 Cát Lái 2 x 250 500 2003 27 Cà Mau 1 x 125 125 2005-2006 28 Châu Đốc 1 x 125 125 2004 29 Kiên Lương 1 x 125 125 30 Long Thành 1 x 250 250 Máy 2 31 Mỹ Tho 1 x 125 125 32 Nam Sài Gòn 1 x 250 250 2005 33 Phước Long 2 x 125 250 2004 - 2005 34 Tân Định 1 x 250 250 35 Tân Rai 2 x 125 250 Đồng bộ luyện nhôm 36 Tao Đàn 2 x 250 500 2003-2004 37 Thốt Nốt 2 x 125 250 38 Thủ Đức 2 x 250 500 Thay MBA -2003 39 Trảng Bàng 1 x 125 125 40 Tri An 1 x 63 63 Máy 2 41 Vũng Tầu 1 x 125 125 42 Vĩnh Long 1 x 125 125 Máy 2 Tổng 7939 Các công trình xây dựng giai đoạn 2006-2010 1 Đình Vũ 1 x 125 125 Máy 2 2 Đồng Hoà 2 x 250 500 Thay MBA 3 An Dương 1 x 250 250 Máy 2 4 Bắc Giang 1 x 125 125 Máy 2 5 Hải Dương 1 x 125 125 6 M i ề n B ắ c NĐ Hải Phòng 1 x 125 125 92 92 7 NĐ Quảng Ninh 2 x 250 500 8 Na Hang 2 x 63 126 2007-2008 9 Nam Định 1 x 125 125 Máy 2 10 Nghi Sơn 1 x 125 125 Máy 2 11 Phủ Lý 1 x 125 125 12 Sơn Tây 1 x 125 125 13 Sơn La 1 x 125 125 14 Thái Bình 1 x 125 125 Máy 2 15 Thành Công 1 x 250 250 Máy 2 16 Tràng Bạch 1 x 125 125 Máy 2 17 Vân Trì 2 x 250 500 2006 18 Vật Cách 1 x 125 125 Máy 2 19 Xuân Mai 1 x 125 125 Máy 2 20 Dung Quất 1 x 125 125 Máy 2 21 Huế 1 x 125 125 Máy 2 22 Ba Đồn 1 x 63 63 23 Đồng Hới 1 x 125 125 Thay MBA 24 KrongBuk 1 x 125 125 Thay MBA 25 Quảng Ngãi 1 x 125 125 26 Quy Nhơn 1 x 125 125 Máy 2 27 Tam Kỳ 1 x 125 125 28 M i ề n T r u n g Tuy Hoà (Phú Yên) 1 x 125 125 29 Bến Tre 1 x 125 125 30 Cà Mau 1 x 125 125 Máy 2 31 Cao Lãnh (Tháp Mười) 1 x 125 125 32 M i ề n N a m Châu Đốc 1 x 125 125 Máy 2 93 93 33 CN Sông Bé 1 x 125 125 34 Kiên Lương 1 x 125 125 Máy 2 35 Long An 2 x 125 250 36 Mỹ Tho 1 x 125 125 Máy 2 37 Nam Sài Gòn 1 x 250 250 Máy 2 38 Phan Thiết 1 x 125 125 39 Bình Phước (TP HCM) 2 x 250 500 40 Sóc Trăng 1 x 125 125 41 Song Mây 1 x 125 125 42 Tân Bình 2 x 250 500 43 Vũng Tàu 1 x 125 125 Máy 2 Tổng 7689 94 94 Bảng 5.6. Đường dây 220 kV STT Tên công trình Số mạch x km Chiều dài Ghi chú Các công trình đưa vào năm 2002-2005 1 Nam Định - Thái Bình 1 x 30 30 Cột 2 mạch 2 Thái Bình - Hải Phòng 2 x 45 90 2004 3 Bắc Giang - Thái Nguyên 1 x 55 55 2003 4 Việt Trì - Sơn La 1 x 190 190 vận hành 110kV 5 Đồng Hoà - Đình Vũ 1 x 17 17 2005 6 Hà Đông - Thành Công 2 x 10 20 2005-2006 7 Mai Động - An Dương - Chèm 2 x 18 36 2005-2006 8 Việt Trì - Yên Bái 2 x 75 150 2004-2005 9 M i ề n B ắ c UôngBí - TràngBạch 2 x 19 38 2005 10 Hoà Khánh - Huế 1 x 80 80 Treo mạch 2 11 Đà Nẵng - Hoà Khánh 1 x 12 12 " 12 Đa Nhim - Nha Trang 1 x 140 140 2003-2004 13 Dung Quất - Dốc Sỏi 2 x 10 20 2005-2006 14 Sê San3 - Plêiku 2 x 35 70 2005-2006 15 M i ề n T r u n g Huế - Đồng Hới 1 x 170 170 2005-2006 95 95 16 Đà Nẵng - Dốc Sỏi 1 x 100 100 căng dây mạch 2 17 Nhà Bè - Tao Đàn 2 x 10 20 Cáp+DZK 18 Nhà Bè - Cát Lái 2 x 10 20 2005 19 Phú Mỹ - Cát Lái 2 x 35 70 2002-2003 20 Long Bình - Thủ Đức 1 x 16 16 mạch 2 21 Cát Lái - Thủ Đức 2 x 10 20 2003 22 Bà Rịa - Vũng Tầu 2 x 15 30 2005 23 Đại Ninh - Di Linh 2 x 39 78 Đồng bộ Đại Ninh 24 Bảo Lộc - Tân Rai 2 x 20 40 2005 25 Tân Định - Bình Hoà 2 x 18 36 2004-2005 26 Thủ Đức - Hóc Môn 1 x 16 16 mạch 2 27 Tân Định - Phước Long 2 x 70 140 2004-2005 28 Tân Định - Trảng Bàng 1 x 50 50 cột 2 mạch 29 Kiên Lương - Châu Đốc 1 x 75 75 2005 30 Ô Môn - Trà Nóc 2 x 15 30 2005 31 Cà Mau - Ô Môn (hoặc Rạch Giá) 2 x 150 300 2005-2006 32 Cà Mau - Bạc Liêu 1 x 70 70 2005 33 Ô Môn - Thốt Nốt 2 x 28 56 2003-2004 34 Thốt Nốt - Châu Đốc 2 x 70 140 2003 M i ề n N a m Tổng 2425 96 96 Các công trình xây dựng giai đoạn 2006-2010 1 Na Hang - YênBái 2 x 160 320 2 rẽ đi Nho Quan 4 x 4 16 3 NĐ.HPhòng - Đình Vũ 2 x 17 34 4 NĐ.HPhòng - Vật Cách 2 x 19 38 5 rẽ Hải Dương - Hải Dương 2 x 15 30 6 Hà Tĩnh - Thạch Khê 2 x 9 18 7 Vân Trì - Sóc Sơn 2 x 25 50 8 Vân Trì - Chèm 2 x 10 20 9 Huội Quảng - Sơn La 2 x 20 40 10 Thanh Hoá - Hà Tĩnh 1 x 215 215 11 Bản Lả - Vinh 2 x 150 300 12 NĐ.Q.Ninh - Hoành Bồ 2 x 15 30 13 NĐ.Q.Ninh - NĐ Cẩm Phả 2 x 30 60 14 M i ề n B ắ c Uông Bí - Tràng Bạch 2 x 20 40 15 Dốc Sỏi - Quảng Ngãi 1 x 40 40 16 Hạ Sông Ba - Tuy Hoà 2 x 40 80 17 Qui Nhơn - Tuy Hoà 1 x 95 95 18 Tuy Hoà - Nha Trang 1 x 110 110 19 Srêpok3 - Buôn Kướp 1 x 20 20 20 Buôn Kướp - KrôngBuk 2 x 45 90 21 M i ề n T r u n g T.Kon Tum - Pleiku 2 x 70 140 97 97 22 A Vương - Sông Côn - Đà Nẵng 2 x 70 140 23 Dung Quất - Sông Tranh2 2 x 75 150 24 SêSan4 - Plêiku 2 x 43 86 25 SêSan3 - Sê San3A 1 x 10 10 26 Nhà Bè - Cát Lái 2 x 10 20 27 HàmThuận - Phan Thiết 1 x 60 60 28 Song Mây - Long Bình 2 x 30 60 29 Trà Nóc - Sóc Trăng 1 x 75 75 30 Bạc Liêu - Sóc Trăng 1 x 53 53 31 rẽ Tháp Mười 2 x 10 20 32 Tân Định - Trảng Bàng 1 x 50 50 Căng dây mạch 2 33 Nhơn Trạch - Cát Lái 2 x 10 20 34 Tân Định - CN SôngBé 2 x 12 24 35 Mỹ Tho - Bến Tre 1 x 35 35 36 M i ề n N a m Đa Nhim - Đà Lạt 1 x 50 50 Tổng 2639 98 98 Phụ lục 6: DỰ BÁO NHU CẦU ĐIỆN GIAI ĐOẠN 2000 - 2010 - 2020 Năm 2000 2005 2010 2020 Gwh % Gwh % Gwh % Gwh % Kịch bản sơ sở C.nghiệp và X.dựng 9088 40,6 21157 47,1 42499 52,8 98467 55,1 Nông nghiệp 428 1,9 659 1,5 915 1,1 1410 0,8 Quản lý, tiêu dùng 1098 6 49,1 19348 43 30820 38,3 65587 36,7 T.nghiệp&Ksạn 1084 4,8 1997 4,4 3343 4,2 7103 4,0 Hoạt động khác 811 3,6 1782 4,0 2909 3,6 6000 3,4 Tổng thương phẩm 2239 7 100 44944 100 80486 100 17858 6 100 Nhịp tăng BQ năm (%) 15,0 14,9 12,4 8,4 Tổn thất TT&PP 14,15 12,9 10,8 8 Tổng điện sản xuất 2659 4 53000 9300 20136 7 Pmax(MW) 4890 9454 15728 32606 BQ đầu người 341 636 913 1815 Kịch bản cao C.nghiệp và X.dựng 9088 40,6 21157 47,1 47101 55,0 13781 7 64,2 Nông nghiệp 428 1,9 659 1,5 910 1,1 1453 0,7 Quản lý, tiêu dùng 1098 6 49 19348 43 30820 36 66845 25,8 T.nghiệp&Ksạn 1084 4,8 1997 4,4 3626 4,2 8490 5,9 99 99 Hoạt động khác 811 3,6 1782 4,0 3195 3,7 7117 3,5 Tổng thương phẩm 2239 7 100 44944 100 85687 100 22172 3 100 Nhịp tăng BQ năm (%) 15,0 14,9 13,8 10 Tổn thất TT&PP 14,15 12,9 10,8 8 Tổng điện sản xuất 2695 4 53000 99000 25003 5 Pmax(MW) 4890 9454 16743 40601 BQ đầu người 341 636 1089,9 2449 100 100 Phụ lục 7: BẢNG CÂN ĐỐI NGUỒN VỐN DÙNG CHO ĐẦU TƯ CÁC CÔNG TRÌNH ĐIỆN CÂN ĐỐI TÀI CHÍNH GIAI ĐOẠN 2002-2010 * Đơn vị tính : Tỷ đồng Chỉ tiêu 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Tổng A Tổng Nhu cầu đầu tư và trả nợ vốn vay 11,421 19,904 29,712 38,968 48,091 56,386 64,711 66,740 64,615 400,548 1 Tổng mức đầu tư hàng năm 9,108 15,597 24,475 31,478 34,768 37,006 37,733 33,683 28,832 252,679 1.1. Các công trình Nguồn điện 3,936 7,086 13,950 21,613 26,160 28,005 28,649 24,416 18,201 172,015 1.2. Các công trình lưới điện 5,172 8,329 10,096 8,711 7,091 7,460 7,941 8,675 10,308 73,782 1.3. Các công trình khác 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.4. Góp vốn liên doanh 0 182 429 1,155 1,517 1,541 1,144 591 324 6,883 2 Trả nợ vốn vay gốc và IDC 2,312 4,307 5,237 7,490 13,323 19,380 26,977 33,058 35,783 147,869 B Cân đối Nguồn vốn dùng cho đầu tư 11,421 19,904 29,712 38,968 48,091 56,386 64,711 66,740 64,615 400,548 1 Nguồn vốn tự tích luỹ 4,821 9,705 11,432 15,392 21,682 24,468 30,112 33,649 36,107 187,369 1.1. Vốn KHCB 5,990 6,488 7,010 7,681 8,149 8,763 10,195 12,681 15,634 82,590 1.2. Vốn tự tích luỹ năm trước chuyển sang 189 2,779 2,540 2,251 1,880 981 1,555 686 -1,187 11,675 trừ: Vốn tự tích luỹ chuyển sang năm sau -2,779 -2,540 -2,251 -1,880 -981 -1,555 -686 1,187 2,509 -8,978 1.3. Tăng giá điện & Thu SDV chuyển ĐT 1,073 2,507 3,465 6,593 11,808 15,363 17,779 17,652 17,281 93,521 1.4. Quỹ đầu tư phát triển & Lợi nhuận JV 349 471 668 746 827 917 1,269 1,444 1,871 8,561 2 Vốn ngân sách cấp khác 0 145 322 399 382 173 0 0 0 1,420 3 Vốn vay 6,600 10,054 17,958 23,177 26,027 31,746 34,599 33,091 28,508 211,759 101 TÀI LIỆU THAM KHẢO --------------- 1. TS. Bùi Hữu Phước, TS. Lê Thị Lanh, TS. Lại Tiến Dĩnh, TS. Phan Thị Nhi Hiếu (2004), Tài Chính Doanh Nghiệp, NXB Thống kê, Tp.HCM. 2. Hương Giang (sưu tầm, biên soạn - 2003), Hỏi đáp về Luật Doanh nghiệp và những văn bản hướng dẫn mới thi hành, NXB Lao động, Hà Nội. 3. PGS. TS. Nguyễn Thị Diễm Châu, TS. Nguyễn Ngọc Thanh (2001), Cơ chế tài chính trong mô hình Tổng Công ty, Tập đoàn kinh tế, NXB Tài chính, Tp.HCM 4. PGS. TS. Hoàng Công Thi, Phạm Hồng Vân (2000), Tạo lập môi trường tài chính bình đẳng giữa các loại hình doanh nghiệp, NXB Tài Chính, Hà Nội. 5. PGS. Võ Thành Hiệu (1996), Tài chính các doanh nghiệp (lưu hành nội bộ). 6. Nguyễn Văn Thuận (1995), Quản trị Tài chính, NXB TP.HCM, Trường Đại học Kinh tế Tp.HCM. 7. GS. TS. Nguyễn Ngọc Lâm (1994), Vấn đề đổi mới quản lý doanh nghiệp ở Việt Nam, NXB Chính trị quốc gia, Hà Nội. 8. Phân viện nghiên cứu Tài chính Tp.HCM (1999), Cơ chế tài chính trong mô hình Tổng Công ty. 9. Văn kiện Đại hội Đại biểu Đảng toàn quốc lần thứ IX, NXB Chính trị Quốc gia, Hà Nội. 10. Nghị quyết Hội nghị lần thứ ba Ban Chấp hành Trung ương Đảng Khoá IX về Tiếp tục sắp xếp, đổi mới, phát triển và nâng cao hiệu quả doanh nghiệp nhà nước. 11. Luật Doanh nghiệp nhà nước, Quốc hội thông qua ngày 20/04/1995. 12. Luật Doanh nghiệp, Quốc hội thông qua ngày 12/06/1999. 13. Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp số 09/2003/QH11 ngày 17/6/2003. 14. Nghị định số 164/2003/NĐ-CP ngày 22/12/2003 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp. 15. Nghị định số 153/2004/NĐ-CP ngày 09/08/2004 của Chính phủ về tổ chức, quản lý Tổng công ty nhà nước và chuyển đổi Tổng công ty nhà nước, Công ty nhà nước độc lập theo mô hình công ty mẹ - công ty con. 16. Nghị định số 199/2004/NĐ-CP ngày 03/12/2004 của Chính phủ Ban hành Quy chế quản lý tài chính của công ty nhà nước và quản lý vốn nhà nước đầu tư vào doanh nghiệp khác. 17. Quyết định số 91/TTg ngày 07/3/1994 của Thủ tướng Chính phủ về việc thí điểm thành lập Tập đoàn kinh doanh. 102 102 18. Quyết định số 176/2004/QĐ-TTg ngày 05/10/2004 của Chính phủ phê duyệt Chiến lược phát triển ngành điện Việt Nam giai đoạn 2004 – 2010, định hướng đến 2020. 19. “Đề án tổng thể sắp xếp, đổi mới và phát triển doanh nghiệp nhà nước của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam giai đoạn 2003 – 2005”, Tổng Công ty Điện lực Việt Nam, Hà nội 7/2003 (Tài liệu lưu hành nội bộ) 20. Tổng Công ty Điện lực Việt Nam, Báo cáo các năm 2001, 2002, 2003. 21. Hệ thống các văn bản về quản lý tài chính và kế toán của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam 22. Tạp chí Điện lực 23. Tạp chí Điện và Đời sống 24. Tạp chí Hà Nội mới 25. Tạp chí Phát triển kinh tế 26. Thời báo Kinh tế Sài Gòn 27. 28. 29. 30. 31. 32. -----------------------