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

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

LỜI MỞ ĐẦU

Một đất nước đang nỗ lực xây dựng cơ sở hạ tầng giao thông vận tải- hàng không- viễn thông- cầu cảng- sân bay và đặc biệt là điện lực để phục vụ nền kình tế và tham gia nhiều hơn vào kinh tế thế giới như Việt Nam ( VN ) hiện nay là xu hướng chung của các nước đang phát triển Vì chỉ khi có một cơ sở hạ tầng tốt ( chất lượng- số lượng- độ tin cậy- chiphí) thì kinh tế mới phát triển được.

Trong vòng hơn một thập kỷ qua kinh tế VN có tốc độ tăng trưởng cao nhất khu vực và thế giới một phần bởi sự bùng nổ đầu tư và cơ sở hạ tầng của Chính phủ, VN đã được cácnước trên thế giới đánh giá cao về nỗ lực đầu tư trong cơ sở hạ tầng bằng các khoản vay vốn, các khoản vốn hỗ trợ ODA, tư vấn kỹ thuật của các tổ chức và Chính phủ các nước, cùng với số vốn này vốn đầu tư cho cơ sở hạ tầng chủ yếu là từ ngân sách nhà nước hoặc vốn góp của dân ( nhà nước và nhân dân cùng làm) chứ chưa có sự tham gia của dòng vồn tư nhân hoặc dòng vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài FDI.

Trong thời gian tới VN muốn duy trì tốc độ tăng trưởng như hiện tại việc đầu tư vốn cho cơ sở hạ tầng càng phải lớn và đa dạng hơn, Chính phủ trong vài năm qua đã thấy rằng cần thiết phải thu hút vốn tư nhân vào lĩnh vực này vì gánh nặng đáp ứng vốn hiện nay của chính phủ là không đáp ứng hết, nguồn vốn vay có hạn, đồng thời chính phủ cũng nhận thấy rằng mô hình tổ chức độc quyền nhà nước trong cơ sở hạ tầng không phải là mô hình duy nhất, thậm chí cần phải cải tổ để nâng cao hiệu quả hoạt động.

Ngành điện là một ngành đặc biệt trong cơ sở hạ tầng ngoài tính chất là ngành liên quan đến an toàn, an ninh năng lượng quốc gia và đến chính sách xã hội của Nhà nước, còn là ngành cung cấp yếu tố đầu vào không thể thiếu cho sản xuất công nghiệpvà mọi hoạt động khác của xã hội Để đáp ứng tốc dộ tăng trưởng kinh tế, nhu cầu về điện là rất lớn, ngành điện phải đi trước một bước trong việc cung cấp điện, vì vậy vốn đầu tư cho ngành điện là rất lớn, nếu chỉ dựa vào việc huy động vốn như trước đây ( vốn vay nước ngoài, vay trong nước, vốn ngân sách, vốn tự có) chắc chắn sẽ không đảm bảo, vì vậy cần xây dựng một hành lang pháp lý nhằm thu hút vốn từ bên ngoài tham gia đầu tư, đặc biệt là dòng vốn FDI nơi những nhà đầu tư nước ngoài (ĐTNN) có tiềm lực vốn lớn, công nghệ thích hợp và có kinh nghiệm trong việc đầu tư

CHƯƠNG 1

THỰC TRẠNG THU HÚT FDI VÀO NGÀNH ĐIỆN HIỆN NAY

Giới thiệu tổng quan về ngành điện Việt Nam

1.1.1 Cơ cấu tổ chức ngành điện.

Ngành điện hiện nay được tổ chức quản lý theo ngành dọc, cả 3 khâu phát điện-truyền tải-phân phối và kinh doanh điện đều do một doanh nghiệp nhà nước quản lý, đó là tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN).Ngoài EVN còn có Bộ công thương, cục điều tiết điện lực, vụ năng lượng và dầu khí là các đơn vị cùng tham gia quản lý ngành điện Tuy nhiên vai trò của EVN là rất lớn do tập đoàn này sở hữu phần lớn tài sản trong khâu phát điện và hoàn toàn độc quyền trong 2 khâu còn lại là truyền tải-phân phối bán lẻ điện

Hộp 1.1 Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)

Tổng Công ty Điện lực Việt Nam được chuyển đổi thành Tập đoàn Điện lực Việt Nam – EVN từ năm 2006 theo Quyết định số 48/2006/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ EVN kinh doanh đa ngành Trong đó, sản xuất, kinh doanh điện năng, viễn thông công cộng vàcơ khí điện lực là ngành nghề kinh doanh chính; gắn kết chặt chẽ giữa sản xuất, kinh doanh với khoa học, công nghệ, nghiên cứu triển khai, đào tạo.

Mục tiêu hoạt động của EVN thể hiện rõ qua 3 tiêu chí: Kinh doanh có lãi, bảo toàn và phát triển vốn chủ sở hữu nhà nước đầu tư tại EVN và vốn của EVN đầu tư vào các doanh nghiệp khác; Giữ vai trò trung tâm để phát triển một Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam đa sở hữu, trong đó sở hữu nhà nước là chi phối; Tối đa hóa hiệu quả hoạt động của Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam.

Hiện nay, EVN có 11 công ty điện lực kinh doanh điện năng đến khách hàng, trong đó, có 3 côngty điện lực vùng và 8 công ty điện lực tỉnh, thành phố Lĩnh vực truyền tải cũng đang có những bước phát triển mạnh mẽ với sự ra đời của Tổng Công ty Truyền tải Việt Nam trên cơ sở tổ chức lại 4 công ty Truyền tải (Công ty Truyền tải 1, 2, 3, 4) và 3 Ban Quản lý dự án (Ban Quản lýdự án miền Bắc, Trung, Nam).

Bên cạnh đó, lĩnh vực cơ khí điện lực và viễn thông công cộng ngày càng chiếm vị trí quan trọng trên thị trường Những cái tên như: Công ty CP Cơ khí Điện lực, Công ty CP Chế tạo Thiết bị Điện Đông Anh… hay EVNTelecom đã trở nên quen thuộc, đáp ứng một phần nhu cầu của khách hàng về các sản phẩm cơ khí và dịch vụ viễn thông công cộng.

Ngoài các lĩnh vực chính kể trên, cũng không ngừng phát huy thế mạnh của mình trên các lĩnh vực như: Tư vấn; nghiên cứu – đào tạo, tài chính – ngân hàng… Đây sẽ là nhữngthế mạnh khác giúp EVN phát triển vững mạnh và toàn diện hơn.

Nhằm định hướng cho quá trình phát triển ngành điện Việt Nam, ngày 5 tháng 10 năm 2004 Thủ tướng Chính phủ đã ký quyết định 176/2004/QĐ-TTG phê duyệt Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 - 2010, định hướng đến 2020 Theo đó, mục tiêu phát triển của ngành Điện Việt Nam trong thời gian tới là: sử dụng tốt các nguồn thuỷ năng, khí và than để phát triển cân đối nguồn điện; xây dựng các cụm khí - điện - đạm ở Phú Mỹ và khu vực Tây Nam; xúc tiến nghiên cứu, xây dựng thuỷ điện Sơn La; nghiên cứu phương án sử dụng năng lượng nguyên tử; đồng bộ hoá, hiện đại hoá

mạng lưới phân phối điện quốc gia; đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện; có chính sách thích hợp về sử dụng điện ở nông thôn, miền núi; tăng sức cạnh tranh về giá điện so với khu vực.

Dựa trên những mục tiêu phát triển đưa ra, chiến lược hoạt động của EVN trong thời giantới là kinh doanh đa ngành, đa sở hữu, có trình độ công nghệ, quản lý hiện đại và chuyên môn hóa cao; trong đó, các ngành sản xuất và kinh doanh điện năng, viễn thông công cộng, cơ khí điện lực vẫn là những ngành kinh doanh chính, làm nòng cốt để ngành công nghiệp điện lực Việt Nam phát triển nhanh và bền vững, cạnh tranh và hội nhập kinh tế quốc tế có hiệu quả.

Nguồn: Website của EVN

Ngoài các cơ quan quản lý nhà nước nói trên hiện nay trong khâu phát điện có sự tham gia một số đơn vị ngoài ngành bao gồm các công ty phát điện dạng BOTs hoặc các nhà đầu tư độc lập IPPs của các doanh nghiệp trong nước và nước ngoài.Các công ty này đều phải tuân thủ các quy định trong giấy phép đầu tư và giấy phép hoạt động do Bộ Kế Hoạch & Đầu Tư, Bộ Công thương cấp, chịu sự điều tiết của cục điều tiết điện lực, ngoài nhiệm vụ cung cấp điện tại chỗ theo quy định của giấp phép, nếu thừa công suất phải đấu nối với hệ thống điện quốc gia, các công ty này có mối quan hệ ràng buộc với EVN thôngqua hợp đồng mua bán điện dài hạn PPA hoặc trên thị trường giao ngay và chịu sự điều độ vận hành của trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia Ao.Khi phát sinh những mâu thuẫn đến phát điện, giá bán điện thì EVN và các công ty này sẽ tự thương thảo, dàn xếp trước, nếu không được thì báo cáo Bộ công thương hoặc trình Thủ Tướng Chính phủ giải quyết.

Các đơn vị ngoài EVN thuộc sở hữu nhà nước chủ yếu thuộc quyền kiểm soát của các tậpđoàn lớn như Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN), tập đoàn than khoáng sản Việt Nam (TKV) vv… dưới hình thức là các nhà đầu tư điện độc lập, một mặt thực hiện vai trò, chức năng của các tập đoàn nhà nước nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia nhưng mặt khác cũng đảm bảo công trình đầu tư điện của họ phải có lãi nhằm bù đắp chi phí tương đối cao và thời gian hoàn vốn tương đối dài trong các dự án nguồn điện ( khoảng trên 15 năm trở lên), các dự án này bao gồm:

tập đoàn than khoáng sản VN đầu tư, đã phát điện từ năm 2005

than khoáng sản VN đầu tư vận hành từ năm 2006

đầu tư

MW nằm trên tỉnh Lai Châu cũng do tổng công ty song đà làm chủ đầu tư.

1.1.2 Chu trình từ phát điện đến cung cấp điện cho người sử dụng

- Phát điện: Tổng công suất phát điện hiện tại của Việt Nam là khoảng 12 000 MW Tổng công suất này được phân chia giữa các đơn vị phát điện như sau: 7 300 MW của EVN chiếm 62,5%; 1 800 MW của các đơn vị đã cổ phần hoá của EVN chiếm

15% ; 2 600 MW bằng các dự BOT chiếm 21,6% và 210 MW của các nhà cung cấp điện độc lập IPP ở miền Bắc chiếm 9%, các nhà máy phát điện gồm có cả thuỷ điện và nhiệt điện chạy bằng than, ở miền trung chủ yếu là thuỷ điện, và ở miền nam chủ yếu là thuỷ điện và nhiệt điện chạy bằng khí Thuỷ điện là nguồn phát điện chủ yếu ở Việt Nam nhưng lại chịu nhiều rủi ro về thuỷ năng và phải đảm bảo đa mục tiêu ngoài phát điện cònphải đảm bảo nước cho ngành nông nghiệp, trong nhiều trường hợp ưu tiên thủy lợi cho ngành nông nghiệp nhằm đảm bảo an ninh lương thực Gần đây, lượng mưa ít ở các khu vực đầu nguồn đã làm hạn chế sản lượng của các nhà máy thuỷ điện, dẫn đến việc không đáp ứng được hết nhu cầu điện của cả nước, đặc biệt trong những mùa khô.

- Truyền tải điện: Khối truyền tải bao gồm 4 công ty truyền tải điện 1, 2, 3,4 hạnh toán phụ thuộc EVN, có trách nhiệm quản lý vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa lưới truyền tải cấp điện áp 500kV, 220 kV và một phần lưới 110kV Xương sống của hệ thống truyền tảiđiện là đường dây 500 kV, nối các nguồn phát điện chính và các trung tâm nhu cầu Năm 2005, có hơn 3 000 kilomet đường dây 500 kV với các trạm 11 500 kV Tuy nhiên, khả năng tận dụng tối đa các nguồn phát điện giữa các vùng khác nhau của cả nước bị hạn chế bởi công suất của đường dây Một đường dây 500 kV thứ hai, song song với đường dây hiện nay, vừa mới được xây dựng để giải quyết những hạn chế này và cho phép sử dụng tối ưu các nguồn phát điện Việc củng cố lại các mạng lưới truyền tải xung quanh các khu vực đô thị như Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh sẽ tăng cường tính toàn vẹn của mạng lưới ở những khu vực này.

Bên cạnh đường dây 500 kV, có hơn 5 000 km đường dây 220 kV và gần 11 000 km đường dây 110 kV năm 2005 Trung tâm truyền tải Điện quốc gia chịu trách nhiệm vận hành toàn bộ hệ thống chuyển tải điện từ 500 kV đến 100 kV.

- Phân phối và bán lẻ điện: EVN hiện nay có 10 công ty điện lực với chức năng chính là phân phối và kinh doanh điện năng, các công ty này hạch toán độc lập trực thuộc EVN, quản lý phân phối điện đến cấp 110kV, mua điện đầu nguồn theo giá bán điện nội bộ của EVN và bán điện cho khách hàng theo giá bán điện quy định của Thủ Tướng Chính Phủ Ở vùng nông thôn, một số cộng đồng địa phương sở hữu và vận hành những mạng lưới hạ thế Các khách hàng công nghiệp lớn ở các khu kinh tế cũng có thể nhận cung cấp điệntrực tiếp từ một nhà máy IPP hay BOT Giá bán điện đối với những trường hợp như vậy được hạn chế ở mức 25% so với mức giá bán điện của EVN Nhà máy lớn nhất thuộc loạinày là nhà máy điện Hiệp Phước cung cấp điện cho khu chế xuất Tân Thuận gần thành phố Hồ Chí Minh.

Giá bán điện đã được tăng thêm 8.8% vào năm 2006 lên mức trung bình là

852đồng/kWh Đây là lần tăng giá đầu tiên trong 4 năm, với mục đích xua tan nỗi lo lắng của các nhà đầu tư về mức lợi nhuận có thể thu được trong ngành này Giá bán điện còn tiếp tục được nâng lên lần 2 vào năm 2008 (4.5%) và lần 3 năm 2010 Nhưng do ảnh

hưởng của lạm phát năm 2008 và kinh tế thế giới suy thoái có ảnh hưởng đến nền kinh tế VN nên đến tháng 3 năm 2009 giá bán điện mới tăng lên theo như dự kiến khoảng 8,92% so với năm 2008 Tuy nhiên, xét về giá trị thực tế thì giá lại giảm xuống, và giá bán điện của Việt Nam là tương đương hoặc thấp hơn so với các nước láng giềng.

Hộp 1.2: EVN đã bán điện trực tiếp cho gần 10 triệu hộ dân nông thôn

Tin từ Hội nghị “Đánh giá kết quả tiếp nhận lưới điện hạ áp và bán điện trực tiếp đến hộ nông thôn” do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức ngày 8/4/2009, kể từ tháng 6/2008 đến nay, 7 Công ty Điện lực thuộc EVN (trừ 4 Công ty Điện lực:TP Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Đà Nẵng và Khánh Hòa) đã bán điện cho 100% hộ nông thôn từ trước năm 2008) đã tiếp nhận lưới điện hạ áp nông thôn (LĐHANT) tạigần 800 xã, bán điện trực tiếp cho hơn 1 triệu hộ dân nông thôn

Như vậy, tính đến nay, EVN đã bán điện trực tiếp cho hơn 4000 xã (đạt tỷ lệ 47,55%), gần 10triệu hộ nông thôn (đạt 63,68%) Trong đó, 12 điện lực địa phương đã bán điện đến 100% hộ dân là Điện lực Bắc Ninh, Điện lực Sơn La (thuộc Công ty điện lực 1), 8 điện lực thuộc Côngty Điện lực 2 gồm: Bình Phước, Tây Ninh, Bà Rịa - Vũng Tàu, Long An, Bến Tre, Sóc Trăng, Bạc Liêu, Cà Mau và 2 điện lực thuộc Công ty Điện lực 3 là Gia Lai và Kon Tum Ngoài ra nhiều điện lực đã thực hiện tiếp nhận LĐHANT và bán điện đến 90% hộ nông thôn là Điện lực Ninh Thuận, Bình Dương, Đồng Tháp, Lâm Đồng, Kiên Giang, Đăk Nông… Chương trình này đang được EVN đẩy mạnh, để đến giữa năm 2010 sẽ tiếp nhận bán lẻ điện đến hầu hết các hộ dân nông thôn.

Nguồn: Website của EVN

1.2 Sự cần thiết phải thu hút FDI vào ngành điện hiện nay.

Việt Nam đã rất thành công trong việc thu hút FDI trong khu vực sản xuất, đặc biệt trong lĩnh vực sản xuất dành cho xuất khẩu, tuy nhiên trong lĩnh vực đầu tư cơ sở hạ tầng cần nhiều nguồn vốn lớn VN chủ yếu sử dụng vốn ngân sách hoặc vốn vay ODA, bằng chứngđã cho thấy lĩnh vực cơ sở hạ tầng tuy không có sức hấp dẫn như khu vực sản xuất nhưngvẫn hoàn toàn có thể thu hút một lượng vốn đáng kể từ khu vực tư nhân trong đó có FDI, điều này đã được chứng minh ở các nước phát triển OECD hoặc các nước lân cận như Thái Lan, Trung Quốc, Hàn Quốc, vv… điều này làm giảm gánh nặng cho ngân sách nhà nước, để thu hút nhiều hơn nữa khu vực tư nhân tham gia vào đầu tư cơ sở hạ tầng chính phủ phải xây dựng môi trường đầu tư trong lĩnh lực này thông thoáng, minh bạch, phải cócác điều kiện về đảm bảo rủi ro, bảo hiểm cho các nhà đầu tư, vv… trong thời gian tới đầu tư trong khu vực cơ sở hạ tầng như hệ thống giao thông vận tải, thông tin liên lạc, điện rất cần thu hút đầu tư từ khu vực tư nhân đặc biệt tư khu vực FDI, để thấy sự cần thiết phải thu hút FDI trong ngành điện hiện nay ta xem xét trên bốn góc độ sau: 1.2.1 Theo lộ trình cải tổ ngành điện của chính phủ.

Mô hình tổ chức hiện tại của ngành điện là liên kết dọc, cả 3 khâu phát điện- truyền tải- phân phối kinh doanh điện đều do EVN quản lý, hạch toán kinh doanh chưa được tách bạch rõ ràng, chi phí ở từng khâu trong dây chuyền phát điện- truyền tải- phân phối không được hạch toán riêng rẽ nên rất khó đánh giá hiệu quả từng khâu, mặt khác do hạch toán toàn ngành nên hiệu quả đầu tư của từng dự án cũng khó xác định, trách nhiệm bảo toàn vốn không do các đơn vị trực tiếp chịu trách nhiệm Mô hình độc quyền này chưa tạo ra cơ chế khuyến khích các đơn vị trong nghành tiết kiệm chi phí, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh nhằm giảm giá thành tạo tính cạnh tranh Vì vậy cần thiết phải có một kế hoach tổng thể nhằm tái cơ cấu lại ngành điện để chống độc quyền, thúc đẩy cạnh tranh, thu hút tư nhân tham gia đầu tư vào ngành.Để đáp ứng tốc độ tăng trưởng cao nhu cầu điện, nhu cầu vốn đầu tư cho ngành điện là rất lớn đặc biệt trong khâu phát điện, khả năng đáp ứng vốn từ chính phủ khó đảm bảo, nguồn vốn vay là bị giới hạn Vì vậy, cần có một cơ chế thu hút đầu tư bên ngoàivào ngành mà trước mắt trong khâu phát điện, quá trình cải tổ ngành điện đã được chính phủ xem xét qua các giai đoạn như sau:

cập nhật năm 1997.

năng quản lý nhà nước ra khỏi chức năng quản lý sản xuất kinh doanh.

trường điện lực cạnh tranh.

Việc cải tổ ngành điện được dựa trên và điều tiết bởi Luật Điện lực năm 2004, bắt đầucó hiệu lực vào ngày 1/7/2005 và là Luật điện lực đầu tiên của Việt Nam Luật này quy định rõ rằng một thị trường điện cạnh tranh sẽ được thành lập và được dựa trên những nguyên tắc về tính minh bạch, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh và không phân biệt đối xử giữa các bên tham gia Các bên tham gia được tự do lựa chọn đối tác, với những hình thức giao dịch do hai bên tự do thoả thuận Một trong những vai trò quan trọng của nhà nước là điều tiết các hoạt động để đảm bảo sự phát triển bền vững của cơ sở hạ tầng điện và đáp ứng nhu cầu về một nguồn cung điện an toàn, ổn định và hiệu quả.

Luật Điện lực cũng quy định rằng thị trường điện sẽ được thành lập bằng cách cho phép cạnh tranh ở ba phân khúc của thị trường lần lượt theo ba giai đoạn: (a) phát điện; (b) bánbuôn điện; và (c) bán lẻ điện Luật Điện lực không quy định lịch trình thực hiện hay có những quy định chi tiết, mà những quy định này sẽ do Thủ tướng ban hành Một bản Lộ

trình phát triển thị trường điện sơ bộ đã được soạn thảo năm 2005, trong đó đưa ra những ý tưởng cụ thể về quá trình chuyển đổi sẽ diễn ra như thế nào.

Bước 1: Thị trường phát điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến năm 2009-2010.

Bước 2: Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh dự kiến từ năm 2010 đến năm 2015

Cạnh tranh trong phát điện sẽ dần được đưa vào trong giai đoạn 1 của quá trình chuyển đổi Điều này cần phải có một số biện pháp như:

suất cung cấp.

thống điện (system operator).

Một trong những yếu tố cơ bản nhất trong việc áp dụng cơ chế cạnh tranh có hiệu quả trong lĩnh vực phát điện là việc thành lập một “đơn vị mua duy nhất” vào năm 2009 Theo cơ chế hiện nay, các nhà cung cấp điện độc lập bán điện cho EVN, là công ty hợp nhất theo chiều dọc Đến năm 2009, tất cả các công ty phát điện đều phải bán điện cho một đơn vị mua duy nhất là EVN, đơn vị này sau đó sẽ cung cấp điện cho các công ty phân phối và người sử dụngcuối cùng.

Tuy nhiên, tại thời điểm này, vẫn còn nhiều tranh cãi ai là đơn vị mua điện duy nhất? nhiều chuyên gia cho rằng đơn vị mua điện duy nhất nên tách khỏi và độc lập với EVN để tránh trường hợp đơn vị này sẽ thiên vị mua điện của các nhà máy thuộc EVN, gây tổn hại đến các đơn vị phát điện ngoài EVN

Giai đoạn 2: thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Bước 1: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến từ 2016-2020Bước 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh dự kiến từ 2021-2025

Chức năng đơn vị mua duy nhất sẽ được bãi bỏ, EVN trở thành một đơn vị mua buôn bình thường Việc bán điện sẽ được thực hiện trong một khuôn khổ cạnh tranh, trong đó những đơn vị mua buôn được tự do mua điện trực tiếp từ các công ty phát điện Việc muabán điện sẽ được thực hiện theo những hợp đồng mua bán điện dài hạn đã được đàm phánvà thực hiện trên thị trường giao ngay Các đơn vị mua buôn sẽ bao gồm các công ty phân phối điện, các đơn vị sử dụng điện với số lượng lớn, hay những đơn vị chuyên mua buôn Giai đoạn 2 dự tính sẽ có một thời gian thí điểm khoảng 3 năm.

Một trong những chìa khoá dẫn đến thành công của giai đoạn 2 là đảm bảo rằng những đơn vị mua buôn đáng tin cậy và có khả năng tài chính được thành lập như những đơn vị mua trực tiếp từ các công ty phát điện Những đơn vị sử dụng điện thương mại với quy mô lớn có thể là một trong những đơn vị mua trực tiếp có độ tin cậy tài chính tốt nhất, nhưng một điều quan trọng là cả các đơn vị bán lẻ cũng phải có năng lực tài chính vững mạnh Cạnh tranh cũng đòi hỏi phải có các đơn vị chuyên mua buôn

Giai đoạn 3: thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

Bước 1: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thử nghiệm dự kiến từ 2021-2025Bước 2: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh sau 2025

Giai đoạn 3 được kỳ vọng là sẽ dẫn đến một thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn, kể cả ởkhâu bán lẻ Đến thời điểm đó, các khách hàng mua lẻ có thể tiếp cận và lưụa chọn các nhà cung cấp, là những đơn vị độc lập với các công ty phân phối Một giai đoạn thí điểm kéo dài 3 năm sẽ được bắt đầu từ năm 2022 và kết thúc vào năm 2025, tại thời điểm đó quá trình chuyển đổi được coi như hoàn tất.

Theo như lộ trình cải tổ ngành điện, từ nay trở đi chính phủ rất muốn thu hút các nhà đầu tư bên ngoài tham gia vào khâu phát điện để hình thành thị trường phát điện cạnh tranh, đặc biệt là các doanh nghiệp FDI có đủ vốn và công nghệ đầu tư vào khâu phát điện.Như vậy, Việt Nam sẽ mất khoảng 30 năm cho quá trình cải tổ ngành điện, đến sau năm 2025 thị trường điện sẽ là thị trường hoàn hảo, cạnh tranh hoàn toàn So với các nước đã cải tổ trước thì đây là là khoảng thời gian ngắn hơn, tuy nhiên hiện nay rất nhiều ý kiến các chuyên gia cho rằng nên đẩy nhanh quá trình cải tổ hơn nữa vì ngành điện không đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng lên rất cao, và môi trường đầu tư chưa thu hút các nhà đầu tư nước ngoài mặc dù ngành điện được đánh giá là ngành hấp dần đầu tư, nhưng tất cả các ýkiến cho rằng đẩy nhanh quá trình cải tổ hơn nữa đều bị EVN bác bỏ vì EVN cho rằng thịtrường điện là một thị trường rất phức tạp, nếu cải tổ nhanh sẽ không đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia

1.2.2 Đứng trên góc độ cung- cầu điện

Lượng điện bán ra trong những năm gần đây đã tăng lên nhanh chóng, trung bình với tốc độ gần 14.5% một năm trong giai đoạn từ năm 1997 đến 2006, với mức tăng thấp nhất là 10% (hình 1.2) Đây là tốc độ tăng trưởng liên tục rất cao, và đã đạt được mặc dù có hạn chế về nguồn cung cấp trong một số năm.

Hình 1.2: Lượng tăng điện bán ra của EVN qua các năm (%)

Nguồn: Báo cáo thuờng niên của EVN 2005-2006 và website của EVN.

Tuy nhiên nhu cầu phụ tải hàng năm lại khoảng 17%, như vậy có sự chênh lệch giữa nguồn cung và cầu, cụ thể là sự thiếu hụt nguồn cung điện Hình 1.3 cho thấy một sự thiếu hụt về công suất hàng năm cho giai đoạn 2007-2010 Trong ngắn hạn, một phần sự thiếu hụt này có thể và sẽ được bù đắp bằng việc mua điện từ các nước láng giềng, nhất làTrung Quốc Tuy nhiên, trong dài hạn sự thiếu hụt chỉ có thể giải quyết bằng cách thu hútthêm nhiều nhà đầu tư bên ngoài EVN vào các dự án nguồn điện

Hình 1.3 Tăng công suất và dự kiến thiếu hụt phát điện2007-2010 (Megawatts)

Nguồn: Báo cáo thường niên EVN 2005-2006 và dự báo của UNCTAD.

Hộp 1.3 Khả năng thiếu điện lớn sẽ xảy ra.

Theo thông báo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN, hiện nay nhu cầu sử dụng điện trên toàn hệ thống là 197 triệu KWh/ngày với công suất 11.200 MW, nhưng công suất khả dụng cao nhất đạt 9.800 MW

Nguyên nhân chủ yếu là do lượng mưa giảm nên việc tích nước tại các hồ thủy điện hạn chế, hai tổ máy của Phú Mỹ (720 MW) có thể gặp sự cố hoặc phải ngừng hoạt động để sửa chữa, bảo dưỡng định kỳ, một số nguồn điện mới dự kiến đưa vào như nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 đều chậm tiến độ.

EVN cho biết sản lượng điện thiếu hụt năm 2007 là khoảng 6,6 tỷ KWh, năm 2008 thiếu khoảng 8,6 tỷ KWh và năm 2009 con số này dự kiến lên đến10,3 tỷ KWh

Nguồn: http://cafef.vn/20071218948523CA33/co-nen-dau-tu-vao-nganh-dien.chn1.2.3 Đứng trên góc độ nhu cầu vốn đầu tư.

Theo tổng sơ đồ 6, để đảm bảo nhu cầu điện trong giai đoạn 2006-2025 vốn đầu tư trong ngành điện là rất lớn, trung bình hằng năm toàn ngành cần khoảng 5 tỷ USD trong đó có khoảng 70% tức là 3,5 tỷ USD đầu tư cho nguồn điện EVN là người chịu trách nhiệm

chính đầu tư các công trình nguồn điện, hiện nay EVN đầu tư vào nguồn điện chiếm 60%công suất, nguồn vốn này EVN phải huy động từ nhiều nguồn trong nước và nước ngoài Nguồn vốn tự có của EVN là rất thấp còn nguồn vay thì hạn chế, việc huy động các thànhphần bên ngoài là rất cần thiết đặc biệt từ khu vực FDI có công nghệ và nguồn vốn hấp dẫn.

Theo Quyết định số 110/2007/QĐ -TTg của Thủ tướng Chính phủ, giai đoạn 2006 - 2015, EVN phải chịu trách nhiệm đầu tư 48 nhà máy với công suất 33.245 MW Riêng giai đoạn 2011-2015, EVN đầu tư 25 công trình với tổng công suất 27.545 MW Tổng nhu cầu đầu tư của EVN giai đoạn 2008 - 2015 khoảng gần 780.000 tỷ đồng Ngoài phần vốn tự có, EVN và các đơn vị thành viên còn cần thêm 480.000 tỷ đồng để đầu tư các dự án điện lực.

Để có được nguồn vốn này, EVN đã đề nghị Chính phủ nhiều giải pháp huy động vốn như: ưu tiến bố trí vốn ODA, tín dụng ưu đãi, yêu cầu các ngân hàng thương mại cho vayvượt quá 15% vốn tự có, ghi kế hoạch cụ thể từng năm cho từng dự án thì mới đáp ứng được tiến độ; đồng thời, cho phép EVN tiếp tục hợp tác với các đối tác theo nguyên tắc Tập đoàn giữ cổ phần chi phối trên 50%, riêng nhà ĐTNN được tham gia góp vốn không quá 30%; cho phép EVN được quyền lựa chọn và tự quyết định các cổ đông; cho phép thực hiện cổ phần hoá với tất cả các công ty điện lực, bán 49% vốn để huy động vốn tối đa từ xã hội và có thể bán 49% cổ phần với một số nhà máy điện có công suất không lớn, không có vai trò quan trọng trong hệ thống EVN còn kiến nghị Chính phủ ban hành cơ chế giá điện tự điều chỉnh theo các nhân tố đầu vào và theo thị trường điện, biểu giá bán lẻ điện theo hướng giá bán lẻ điện khác nhau trên các địa bàn khác nhau.

Trong số 5 hình thức huy động vốn đầu tư, bao gồm phát hành trái phiếu doanh nghiệp, vay nợ, ODA, cổ phần hóa doanh nghiệp trực thuộc và triển khai các dự án điện độc lập thì phương án cuối cùng, khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia phát triển điện vàphát triển thị trường điện được chú ý nhất Theo ước tính của EVN, từ 14% tổng sản lượng cung ứng cho lưới điện toàn quốc năm 2006, các nhà cung cấp điện ngoài EVN sẽ tăng lên 33% trong năm 2010 Bản thân các nhà đầu tư trong và ngoài nước cũng đang yêu cầu được tham gia đầu tư nhiều hơn vào ngành điện

Theo dự đoán của các chuyên gia trong ngành, 2 - 3 năm trở lại đây là giai đoạn bùng nổ của các dự án điện độc lập (IPP) Nếu như năm 2002, sản lượng của các IPP chỉ chiếm 7% với 620 MW thì năm 2004 lên tới 13,6%, tương đương 2.400 MW Số liệu thống kê cho thấy, hiện có khoảng 14 dự án do các nhà đầu tư trong nước triển khai với công suất trên 10.000 MW và khoảng 11.000 MW nữa do các nhà ĐTNN đăng ký, trong số các nhà đầu tư Việt Nam có hai tập đoàn lớn là Petro Vietnam và Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam.

Cơ hội đầu tư trong ngành điện theo nhận định của các chuyên gia là rất lớn, không chỉ làphát triển và đầu tư các dự án IPP, mua cổ phần của các công ty trực thuộc EVN mà còn có thể tham gia mua cổ phần của các nhà cung cấp nguyên vật liệu cho các nhà máy của EVN và các dự án IPP Hiện nay, cổ phiếu ngành điện đã niêm yết gồm: Nhiệt điện Phả Lại (PPC), Thủy điện Cần Đơn (SJD), Thủy điện Thác Bà (TBC), Thủy điện Vĩnh Sơn -

Sông Hinh (VSH) Trong bối cảnh giá cổ phiếu giảm mạnh thời gian qua, cổ phiếu ngànhđiện có tốc độ giảm thấp hơn mặt bằng chung cũng nhờ một phần vào kỳ vọng của nhà đầu tư.

Hộp 1.4 Vốn đầu tư vào ngành điện thiêu trầm trọng.

Theo cân đối tài chính dài hạn của EVN, giai đoạn 2005-2010, EVN cần huyđộng 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 vốnđầu 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 bao gồm :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.Phương án huy động vốn bằng phát hành trái phiếu trong nước (trái phiếu công trình) cho một số dự án thuỷ điện đi vào hoạt động giai đoạn 2005-2010 cũng đang được EVN xúc tiến

Một giải pháp theo EVN là khả thi và huy động được nguồn vốn lớn cho đầutư phát triển là đưa các nhà máy mới kêu gọi đầu tư theo hình thức IPP và đấu thầu EPC (như cụm các nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 2, 3, 4; nhiệt điện Ô Môn 3, 4; nhiệt điện Nhơn Trạch; nhiệt điện Mông Dương giai đoạn 2; thủy điện Nho Quế 1, 2, 3; thủy điện Sê Rê Pok 4, thủy điện Thượng Kon Tum, thủy điện Khe Bố ; thành lập công ty tài chính điện lực; ngân hàng cổphần có sự tham gia của EVN cùng sẽ thu hút được hơn 20.000 tỷ đồng Tuy nhiên, huy động tất cả các nguồn vốn kể trên thì so với nhu cầu EVN vẫn còn thiếu tới 71.153 tỷ đồng Trong trường hợp áp dụng các giải pháp khắc phục thiếu điện, do phải mua điện với giá cao và không kinh tế nên EVN dự kiến sẽ "gánh" khoản lỗ lên tới 195-834 triệu USD (tuỳ thuộc vào tình hình phụ tải)

Nguồn: http://www.hiendaihoa.com/electricity_detail.php?id=1693

1.2.4 Đứng trên góc độ cơ cấu nguồn phát điện.

Cơ cấu nguồn phát điện hiện nay được minh họa trên hình 1.4:Hình 1.4 Các nguồn phát điện ở Việt Nam

nhất trong các nguồn phát hiện nay Vì vậy từ nay cho đến năm 2015 dự kiến VN sẽ xây dựng hầu hết các công trình thủy điện có thể xây được, EVNsẽ chỉ xây dựng và độc quyền trong các công trinh thủy điện lớn và điện hạt nhân còn các hình thức phát điện khác khuyến khích đầu tư bên ngoài

Trong điều kiện thiếu điện như hiện nay, hầu như chỉ có những nhà đầu tư ngoài nước mới đủ tiềm lực về vốn và công nghệ để phát triển các nhà máy chạy than, khí với quy mô lớn, Đối với các nhà đầu tư trong nước, chủ yếu là các nhà thầu xây dựng các công trình hầu như không đủ vốn cũng như năng lực để đầu tư các nhà máy quy mô lớn Vì thế, các doanh nghiệp này chọn các công trình vừa tầm hoặc nhỏ, hầu như là thuỷ điện nhỏ và vừa

1.3.1 Một số kết quả thu hút FDI vào ngành điện thời gian qua.1.3.1.1 Xét theo vốn đầu tư

Vốn đầu tư các công trình thủy điện và nhiệt điện được xác định từ khối lượng vốn từ các dự án đầu tư mới nhất và được điều chỉnh về mặt bằng giá hiện tại, còn các công trìnhchưa có dự án chi tiết thì vốn đầu tư được xác định tư suất vốn đầu tư tùy thuộc vào quy mô công suất từng dự án nhà máy điện Tổng vốn đầu tư các dự án nguồn điện được tính toán từ vốn đầu tư chi tiết từng loại nguồn điện theo công suất tổ máy, nhà máy và tiến độxây dựng rải vốn từng năm phù hợp với thời gian vào vận hành Tổng vốn đầu tư các công trình nguồn điện bao gồm vốn đầu tư thuần và lãi trong thời gian xây dựng Để đảm bảo đủ điện cho nền kinh tế Chính phủ chủ trương xây dựng các chính sách nhằm thu hút các thành phần khác tham gia xây dựng nguồn điện tuy nhiên EVN sẽ vẫn là nhà đầu tư chủ yếu Vốn đầu tư trong các công trình thủy điện nhỏ khoảng trên dưới 1 triệu USD, so với tiềm năng của nhà ĐTNN là bé nhưng các công trình thủy điện nhỏ đều do các nhà đầu tư trong nước làm chủ nên số vốn này tương đối lớn, để so sánh ta lấy 2 dự án FDI dạng BOT Phú mỹ đều có vốn đầu tư xâp xỉ 500 triệu USD Tuy nhiên tổng vốn FDI so với tổng vốn đầu tư trong nghành thì rất nhỏ do không có nhiều dự án FDI triển khai thêm từ năm 2005 trở lại đây.

Theo tính toán trong sơ đồ 6 tổng vốn đầu tư thuần nguồn điện giai đoạn 2006-2010 là 269 940 tỷ đồng, giai đoạn 2011-2015 là 244 390 tỷ đồng, giai đoạn 2016-2020 là 305 331 tỷ đồng và giai đoạn 2021-2025 là 206 685 tỷ đồng, tính toàn giai đoạn 2006-2025 tổng vốn đầu tư thuần nguồn điện là 1 026 347 tỷ đồng tương ứng 64,96 tỷ USD, tính bình quân hằng năm cần phải đầu tư cho nguồn điện là 3,25 tỷ USD, nếu tính cả lãi trong thời gian xây dựng thì mỗi năm cần khoảng 3,62 tỷ USD Trong tổng vốn đầu tư kểtrên đã tính cả các dự án của EVN, của EVN góp vốn liên doanh, các dự án IPP, BOT trong nước và nước ngoài Số liệu tính trong năm 2005 vốn đầu tư của EVN bao gồm cả công trình EVN góp vốn liên doanh chiếm 66,7% còn khoảng 33,3 % tính cho các đơn vị bên ngoài EVN trong đó chủ yếu là các nhà đầu tư trong nước, vốn FDI chiếm tỷ trọng nhỏ chưa đến 10%.

Hình 1.5: Cơ cấu vốn đầu tư nguồn điện năm 2005

Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6

Theo sơ đồ 6 trong giai đoạn tiếp theo 2006-2010 tỷ trọng vốn đầu tư của EVN giảm còn khoảng 52%, các đơn vị ngoài EVN sẽ chiếm 48%, giai đoạn 2011-2015 tỷ trọng vốn đầutư của EVN tăng lên chiếm khoảng 78%, các đơn vị ngoài EVN giảm xuống còn 22%, giai đoạn 2016-2020 vốn đầu tư của EVN sẽ chiếm 83% tổng vốn đầu tư, các đơn vị bên ngoài sẽ chiếm khoảng 17%,

Bảng 1.1: Tỷ trọng VĐT của EVN và bên ngoài cho nguồn điện 2006-2020

Đơn vị: Phần trăm%

Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6

Giai đoạn 2016-2020 vốn đầu tư của EVN tăng lên chiếm 83% là do trong giai đoạn này theo quy hoạch VN sẽ xây dựng nhà máy điện hạt nhân với tính toán sẽ cần một khoảng vốn rất lớn do nhà nước độc quyền giao cho EVN chịu trách nhiệm xây dựng Giải thích cho điều này là vì tổng sơ đồ 6 do viện năng lượng một đơn vị thuộc EVN xây dựng, các

công trình nguồn điện dự tính xây dựng từ nay cho đến năm 2025 chủ yếu do các đơn vị của EVN hoặc EVN góp vốn liên doanh được chỉ định xây dựng trước, sau đó mới đến các dự án cho các đơn vị trong nước như PVN, TKV hoặc tổng công ty sông đà, cuối cùng là các dự án đấu thầu dạng BOT, BOO Chính vì điều này là một trong những nguyên nhân chậm tiến độ của hàng loạt các dự án xây dựng nhà máy điện do các đơn vị thuộc EVN hoặc EVN góp vốn nhận quá nhiều dự án dẫn đến tình trạng quá tải, hoạt động kém hiệu quả, các đơn vị này thông thường được EVN chỉ định làm không qua đấu thầu, EVN cũng không kiểm tra kỹ càng năng lực, kinh nghiệm và cũng không có chế tài xử lý nào nếu như dự án chậm tiến độ, một đơn vị làm cùng lúc hai ba dự án thủy điện, kết quả là chẳng dự án nào làm xong trong khi nếu đấu thầu cạnh tranh các dự án này thì chắc chắn dòng vốn bên ngoài sẽ đổ vào nhiều hơn đặc biệt là dòng FDI, vì vậy đây có thể nói lỗi là do EVN đã quá tin tưởng lạc quan vào các đơn vị của mình dẫn đến tình trạng chậm tiến độ và thiếu điện hiện nay Chi tiết các công trình nguồn điện xây dựng trong giai đoạn 2010-2015 được trình bày ở phần phụ lục.

1.3.1.2 Xét theo công suất nguồn điện

Tính đến hết năm 2005 công suất các dự án FDI đầu tư trong ngành điện là 2156 MW chiếm 19,1% tổng công suất, các thành phần trong nước bên ngoài EVN chỉ chiếm 2,5% công suất, còn EVN với 11288 MW chiếm 78,4% công suất toàn hệ thống, đền thời điểm này tổng công suất đã tăng đáng kể, tỷ trọng công suất các dự án FDI giảm đáng kể do không có dự án nào xây dựng từ đó đến nay trong khi các dự án nguồn điện của nhà đầu tư trong nước tăng lên nhanh chóng đặc biệt của 3 nhà đầu tư lớn nhất đó là PVN chiếm 15% tổng công suất, TKV và Tổng công ty sông đà.

Hình 1.6: Tỷ trọng công suất phát điện năm 2005

Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6

1.3.1.3 Xét theo cơ cấu nguồn phát điện

Cơ cấu nguồn điện sản xuất sẽ có sự thay đổi, hiện nay thủy điện chiếm 40%, nhiệt điện than chiếm 20%, nhiệt điện khí chiếm 40%, một phần thiếu

hụt khoảng 5% được mua từ bên ngoài chủ yếu từ Trung Quốc, cùng với các nguồn thủy điện, nhiệt điện khí, than, các nguồn điện sử dụng năng lượng mới và tái tạo (điện sinh học,điện gió, điện mặt trời) và điện hạt nhân sẽ chiếm vị trí ngày càng lớn Dự kiến nguồn điện mới và tái tạo sẽ chiếm khoảng 3% năm 2010 tăng lên 4% năm 2020 và 10% năm 2050; điện hạt nhân sẽ chiếm 11% năm 2025 và khoảng 25-30% năm 2050.

Bảng 1.2: Cơ cấu nguồn điện 2005 – 2050

Nguồn: Tổng sơ đồ điện 6

Tổng sơ đồ 6 cho rằng tập trung ưu tiên phát triển nguồn thủy điện, từ nay đến năm 2015 sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thủy điện ở những nơi có thể xây dựng được do thủy điện là nguồn điện sạch nhất và rẻ nhất, không gây ô nhiễm môi trường, tuy nhiên thủy điện lại chủ yếu có công suất nhỏ vàchủ yếu do các đơn vị trong nước làm chủ đầu tư, hình thức tự chỉ định thầu không qua đấu thầu cạnh tranh là chủ yếu và do các đơn vị của EVN làm chủ đầu tư chiếm phần lớn Chính vì điều này mà hiệu quả các dự án bị giảmsút đang kể và hầu hết là bị chậm tiến độ Tuy nhiên từ năm 2015 trở đi tỉ trọng của nhiệt điện bắt đầu lớn hơn để lấp đầy phần gia tăng nhanh chóng của phụ tải, việc đánh giá cân bằng tối ưu giữa nguồn nhiệt điện than và khí là vấn đề chủ chốt trong khi lập kế hoạch dài hạn, điều này phần lớn phụ thuộc vào phân tích giá tương đối giữa than và khí và khả năng cung cấp trong tương lai Trong một vài năm tới, tất cả các nhà máy sử dụng than nội địa và khí hiện có sẽ được triển khai càng nhanh càng tốt để đáp ứng nhu cầu điện đang tăng nhanh Tuy vậy, trong dài hạn, vấn đề cân bằng tối ưu

trong phát triển nguồn cần phải được xem xét cẩn thận, gắn chặt với chính sách xuất khẩu than và khai thác khí của Việt Nam Các nhân tố chính cho vấn đề cân bằng trên bao gồm:

- Các nguồn than nội địa và khí ngoài khơi đều là nguồn cung có giới hạn sản lượng than nội địa cung cấp cho ngành điện giới hạn bởi trữ lượng than nội địa, công nghệ khai thác hiện tại và quy mô xuất khẩu Mở rộng khả năng cung của khí không chỉ đòi hỏi phát triển mỏ và đường ống dẫn khí màcòn phụ thuộc vào việc phát hiện và khẳng định trữ lượng nếu nguồn cung cho cấp điện vượt quá 14 tỉ m3/ năm.

- Các nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu dự đoán sẽ là nguồn điện rẻ nhất sau khi trữ lượng than và khí nội địa đã được khai thác hết hoặc chi phíkhai thác trong nước liên tục tăng cao.

- Với giá than nội địa hiện tại được xác định dựa trên chi phí sản xuất, nguồn nhiệt điện than rẻ hơn nhiều so với nguồn nhiệt điện khí chu trình hỗnhợp khi làm việc với hệ số phụ tải lớn hơn 50-60% Tuy nhiên, trên quan điểm kinh tế tức là khi xem xét trên góc độ toàn bộ nền kinh tế, giá trị của than nội địa cho phát điện cao hơn giá bán cho EVN Hiện nay do than có thể được xuất khẩu với giá cao hơn và do đó mang lại lợi ích lớn hơn cho Việt Nam Do đó, trên quan điểm kinh tế thì các nhà máy chu trình hỗn hợp sử dụng khí ngoài khơi với giá khí được kí gần đây tương đối cạnh tranh với các nguồn sử dụng than nội địa Phương án có chi phí thấp nhất phụ thuộc rất lớn vào chi phí nhiên liệu dự kiến (trên quan điểm kinh tế) cho từng dự án cụ thể.

Cơ cấu và nội dung các loại nguồn điện bao gồm:

1.3.1.3.1Nguồn nhiệt điện than.

Đây là nguồn nhiệt điện có sớm nhất và cũng là nguồn điện gây ô nhiễm môitrường lớn nhất, các nhà máy nhiệt điện chạy bằng than có ưu điểm là sử dụng nguồn nhiên liệu than có sẵn trong nước vì chính sách hạn chế hoặc cấm nhập khẩu than của Chính phủ, mức độ vận hành phức tạp sẽ tùy thuộc vào công suất nhà máy Đặc biệt, các nhà máy nhiệt điện than có công suất rất linh hoạt từ nhỏ nhất là khoảng 5 MW đến khoảng 1500 MW hiện nay vàcó khả năng chuyển đổi sang nhiệt điện chạy dầu hoặc khí hoặc chu trình hỗn hợp Hiện nay các nhà máy điện sử dụng than trong nước sẽ tiếp tục là nguồn chính đáp ứng nhu cầu công suất phủ đáy cho miền Bắc Than hiện do Tập đoàn Than- Khoáng sản Việt Nam cung cấp, công ty này quản lý

toàn bộ tài sản của nhà nước trong ngành than Tổng lượng than cung cấp cho phát điện trong năm 2004 là 4.3 triệu tấn, tương đương 22% tổng lượng than thương phẩm (xấp xỉ 20 triệu tấn) , lượng than xuất khẩu là 7.5 triệu tấnvà 8.2 triệu tấn sử dụng trong nước Sản lượng than khai thác có thể tăng đáng kể từ các mỏ than hiện tại Khả năng tăng sản lượng khai thác sau năm 2010 là không lớn trừ khi có các giải pháp khả thi để khai thác than tại vùng đồng bằng Sông Hồng Chi phí sản xuất than dự kiến sẽ tăng trong tương lai.

Các vấn đề của nhiệt điện than gồm giá than, các vị trí của nhà máy và vấn đề môi trường.

Giá than sẽ được đàm phán giữa TKV và các nhà đầu tư, thông thường hợp đồng mua bán than kéo dài ít nhất 1 năm trở lên vì các nhà đầu tư an tâm rằng giá than là tương đổi ổn định cho hoạt động sản xuất điện, giá than sẽ thay đổi phụ thuộc vào 2 yếu tố là chi phí sản xuất than trong nước thay đổi và giá than trên thị trường thể giới biến động, khi đó TKV sẽ phải thay đổi giá bán than cho nhà đầu tư Hiện nay các dự án FDI trong nhà máy nhiệt điện than đều có quy mô nhỏ phục vụ trực tiếp các KCN-KCX, trừ một vài dự án BOT sắp được xây dựng có quy mô rất lớn khoảng 1200 MW tại Quảng ninh và Bình thuận, các nhà ĐTNN thấy rằng nhiệt điện than ở VN rất có tiềm năng vì nguyên liệu đầu vào có sẵn và cam kết của Chính phủ, vì vậy trong tương lai dòng vốn vào nhiệt điện than sẽ nhiều hơn.

Vấn đề về vị trí các nhà máy nhiệt điện than, phần lớn các nhà máy vẫn đangđược tiếp tục xây dựng ở miền bắc vì Quảng ninh là nơi sản xuất than lớn nhất cả nước hiện nay, xây dựng ở xa sẽ tăng chi phí vận chuyển nguyên liệu Tuy nhiên Chính phủ và ngành điện đang lập kế hoạch phát triển các nhà máy nhiệt điện than ở miền Trung và miền nam để đáp ứng nhu cầu công suất đáy ở khu vực và nhằm phát triển kinh tế- xã hội ở khu vực này.Các nhà máy nhiệt điện than có mức độ ô nhiễm lớn nhất, ảnh hưởng tiêu cực ở quy mô toàn cầu về phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính Kinh nghiệm cho thấy giai đoạn đầu Trung Quốc đã xây dựng hàng loạt nhà máy nhiệt điện than đáp ứng nhu cầu tăng phụ tải nhưng sau khoảng 20 năm nước này nhận ra rằng chính những nhà máy này đã làm thay đổi khí hậu địa phương vì mức ô nhiễm không khí rất nặng, vì vậy vài năm qua Trung quốc đã phá bỏ các nhà máy kiểu này và đưa ra bộ tiêu chuẩn mới về mức phát thải chặt chẽ hơn Đây là những kinh nghiệm hết sức quý giá cho VN, việc xây dựng

nhiệt điện than sẽ được tính toán trong lâu dài, tác động đến môi trường sẽ làcăn cứ xây dựng cac dự án

1.3.1.3.2 Nguồn nhiệt điện sử dụng khí

Phát triển các nhà máy điện lớn sử dụng khí ngoài khơi Việt Nam đòi hỏi sự liên kết của một số cơ quan chức năng và trên cả hai phương diện huy động một lượng vốn lớn ban đầu và các cam kết trong dài hạn Công ty khí Việt Nam (PVGC), một thành viên của tổng công ty dầu khí Việt Nam chịu trách nhiệm về điều hành khí đốt tự nhiên, đây là một công ty trung ương, nắm giữ cổ phần của chính phủ trong các cơ sở sản xuất, độc quyền nắm giữ quyền bán lẻ khí, mua khí từ ngoài khơi và bán lẻ cho người tiêu dùng cuối cùng, và chịu trách nhiệm phát triển hệ thống vận chuyển khí, trong vài trường hợp phối hợp với các công ty nước ngoài Về thăm dò và khai thác khí, PVGC liên doanh hoặc kí hợp đồng phân chia sản phẩm với các công tydầu khí quốc tế gồm liên doanh với Bristish Petroleum (BP) và Công ty dầu khí quốc gia Hàn quốc (KNOC) khai thác mỏ Nam Côn Sơn và liên doanh với Chevon khai thác mỏ Malay Về phía sản xuất điện, việc các nhà đầu tư ngoài EVN phát triển các tổ hợp IPP có công suất lớn là rất cần thiết do EVN bị hạn chế về nguồn vốn Các nhà đầu tư IPP có thể gồm cả các bên phát triển khai thác khí, tuy nhiên sự tham gia của các nhà đầu tư khác cũng rất cần thiết EVN sẽ đại diện cho bên mua sản phẩm điện của nhà máy Cuối cùng, chính phủ Việt Nam cần đóng vai trò quan trọng trong cả phê duyệt những thỏa thuận phát triển và cung cấp bảo đảm một phần rủi ro cho thỏa thuận bán điện cho các nhà đầu tư bên ngoài Hai dự án lớn nhất loại này là nhà máy Phú mỹ 2.2 và phú mỹ 3 của nhà ĐTNN, còn các nhà máy điện khác của EVN trong tổ hợp Phú mỹ là Phú mỹ 1, phú mỹ 2.1, phú mỹ 4cũng là những nhà máy nhiệt điện chạy khí có công suất lớn Ưu điểm của nhà máy chạy bằng khí là thời gian xây dựng nhanh, mức độ phức tạp trong việc vận hành và 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 hơnmỏ 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 tụcvới 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 vàhai 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 thamgia 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 đượcxây 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 càngtốt.

Sơn la là dự án trọng điểm quốc gia đã khởi công xây dựng Các tổ máy phátđiện 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 chothủy 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 dựkiến 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 môitrường 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.

1.3.1.4.1BOT 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 nềnkinh 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 2dự 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 tronghợp đồng mua bán điện với EVN đây là dự án đầu tư theo mô hình BOT đầutiên 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 quốcgia 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 năm2001 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 kếlà 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 tuốcbin khí, 2 hệ thống thu hồi nhiệt và sản xuất hơi nước và một tuốc bin hơi doCông 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 khíkéo 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.

1.3.1.4.2BOT Mông Dương 2

Quảng Ninh là tỉnh nằm ở phia đông bắc VN, tỉnh có các ngành kinh tế côngnghiệp, 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.