Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh cho Việt Nam

Tính hiệu quả và khả năng kiểm soát lũng đoạn của thị trường điện Việt Nam

Sau đây là một số phân tích, nhận xét về mô hình chào giá tự do (Price Based Pool - PBP) và mô hình chào giá theo chi phí (Cost Based Pool - CBP) như sau:

Các mô hình thị trường xem xét: Các mô hình được đưa ra phân tích đánh giá là mô hình chào giá tự do và mô hình chào giá theo chi phí. Cả hai mô hình đều thuộc loại thị trường điều độ tập trung (thị trường toàn phần –Gross Pool), sử dụng giá biên hệ thống (System Marginal Price – SMP) là giá thị trường. Dạng thị trường này là thị trường ngày tới (Day –Ahead) và được thanh toán theo hợp đồng CfD.

A. Mô hình chào giá tự do Price Based Pool (PBP)
• Thành phần tham gia bao gồm tất cả các nhà máy nhiệt,thủy điện
• Chào giá toàn phần, bao gồm chi phí cố định và chi phí biến đổi
• Doanh thu của đơn vị phát điện gồm 2 thành phần, theo hợp đồng CfD và theo thị trường:
Doanh thu = Giá hợp đồng * SL hợp đồng + Giá thị trường*(SL thực phát – SL hợp đồng)
• Sử dụng ở Singapore, Úc, New Zealand, Philipine, thị trường California cũ, thị trường Anh cũ, thị trường Ontario (Canada) cũ. 

• Chỉ Nhiệt điện tham gia trực tiếp vào thị trường, thủy điện được điều độ tập trung thông qua MSO

B. Mô hình chào giá theo chi phí Cost Based Pool (CBP)
• Chỉ chào giá trong phạm vi chi phí biên biến đổi
• Ngoài chi phí năng lượng, Đơn vị phát điện được thanh toán chi phí công suất theo độ sẵn sàng. Doanh thu của đơn vị phát điện có hợp đồng CfD cho phần năng lượng gồm 3 thành phần:
Doanh thu = Chi phí công suất * Min(Công suất thực tế/Công suất hợp đồng, 1) 

                    + Chi phí năng lượng * SL hợp đồng 

                    + Giá thị trường*(SL thực phát – SL hợp đồng)
• Sử dụng ở Chile, Argentina, Brazil, Columbia, Ontario hiện nay, Hàn Quốc.

Thực tế vận hành các thị trường sử dụng mô hình PBPs và CBPs:
Thực tế vận hành các mô hình thị trường cho kết quả rất khác so với lý thuyết. Kinh nghiệm sử dụng mô hình PBP cho thấy:
- Trong khi mức giá trung bình lẽ ra phải như nhau ở PBP cũng như CBP, thì thực tế cho thấy PBP có giá thị trường giao động mạnh, điều này ít được khách hàng chấp nhận hơn CBP.
- Trong mô hình PBP, nhằm đảm bảo chi phí cố định cho mình, các đơn vị phát điện sẽ tìm cách đẩy giá lên rất cao. Điều này sẽ làm cơ quan điều tiết và khách hàng không chấp nhận được mức giá quá cao, do đó giá trần bị ấn định có thể thấp hơn mức giá yêu cầu. Trường hợp này hình thành việc mua bán công suất (như ở thị trường Đông Bắc Hoa Kỳ, Ontario - Canada) nhằm đảm bảo tài chính cho đơn vị phát điện, dẫn đến đẩy thị trường dịch chuyển từ mô hình PBP sang CBP.
- Nguy cơ và khả năng thực hiện lũng đoạn thị trường là rất cao trong mô hình PBP. Đơn vị phát điện toàn quyền định đoạt giá chào của mình và có thể đẩy giá lên cao (đạt giá trần) hơn trong mô hình CBP.
Điều này không có nghĩa là PBP không thành công trong thực tế, như kinh nghiệm của rất nhiều thị trường đã minh chứng. Mặc dù vậy cần xem xét trong từng hoàn cảnh đặc thù của mỗi thị trường.
Kinh nghiệm sử dụng mô hình CBP chủ yếu là ở Trung và Nam châu Mỹ. Bằng chứng cho thấy CBP khá thành công trong việc giữ giá thấp và tiếp tục thu hút đầu tư. Mặc dù vậy, khủng hoảng mùa khô 1998-1999 ở thị trường CBP Chilê cho thấy giá thị trường được điều tiết thực tế đã không giải quyết được vấn đề khi như mức nước sụt giảm. Hậu quả là phải bắt buộc sa thải phụ tải khi khách hàng không giảm nhu cầu tiêu thụ khi nguồn cung cấp không đảm bảo. Với PBP, giá bán buôn sẽ được trông đợi để tăng nhằm để khách hàng tự điều chỉnh, cân đối nguồn cung cấp cũng như tự nguyện giảm nhu cầu sử dụng.

Phân tích lựa chọn mô hình cho Việt Nam

Để xác định mô hình nào là phù hợp cho Việt Nam, cần xem xét đến các mục tiêu sau:
    - Thu hút đầu tư trong lĩnh vực phát điện để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng cao
    - Tính hiệu quả và khả năng kiểm soát lũng đoạn thị trường
    - Khả năng chuyển đổi và áp dụng thực tiễn.

Với cả hai mô hình PBP và CBP, hầu hết các đơn vị phát điện mới ở Việt Nam sẽ được bảo đảm bằng hợp đồng dài hạn, qua đó tránh được các rủi ro trên thị trường.
Tuy vậy, đối với CBP, phần chi phí cố định đã được đảm bảo thông qua hợp đồng 2 thành phần mua công suất và mua điện năng. PBP phụ thuộc vào số % sản lượng được thỏa thuận trong hợp đồng CfD để đảm bảo lợi nhuận, do đó nhà đầu tư bắt buộc phải bù đắp bằng cách tăng giá điện nhằm bảo đảm tài chính cho mình. Điều này có nguy cơ dẫn đến lũng đoạn thị trường khi có thiếu công suất, đồng thời gây mất ổn định cho giá thị trường.
CBP sẽ đảm bảo được thu hút đầu tư khi đảm bảo được lợi nhuận cho nhà đầu tư, đồng thời giữ giá thị trường ổn định hơn.

(Sưu tầm)

Dự báo giá điện bằng phương pháp Nơ ron nhân tạo

ANN: Artificial Neural Network – Mạng nơ ron nhân tạo

Các phương pháp cổ điển cho dự báo bao gồm hồi quy và không gian trạng thái. Các phương pháp hiện đại hơn gồm có hệ chuyên gia, lập trình tiến hóa, hệ mờ, ANN, hoặc phối hợp các phương pháp trên. Trong số đó, ANN có mô hình rõ ràng, dễ thực hiện, và cho kết quả đáng tin cậy nên được đề xuất áp dụng trong mô đun dự báo giá. ANN cũng là một công cụ mạnh mẽ cho việc phân tích sự ảnh hưởng của các nhân tố khác lên giá điện (phân tích độ nhạy). 

Cấu trúc ANN cơ bản cho dự báo giá điện như sau:

Hình 2.3 - Cấu trúc ANN dự báo giá điện

     * Lớp đầu vào:

-         Hệ số thời gian: các ngày trong tuần, các giờ trong ngày;

-         Các hệ số về đường dây: trạng thái, cấu hình lưới (ngừng đường dây, ngừng máy phát), giới hạn truyền tải, tắc nghẽn truyền tải;

-         Hệ số phụ tải: phụ tải hệ thống, phụ tải miền, phụ tải nút;

-         Các mẫu bản chào.

     * Lớp đầu ra:

-         Giá điện tại các nút riêng rẽ.

     * Lớp ẩn:

Số lượng nơ ron trong lớp ẩn có thể rất khác nhau tùy từng ứng dụng cụ thể, nó phụ thuộc vào kích thước của tập đào tạo (training set) và số lượng các biến đầu vào. Tuy nhiên, có thể áp dụng một trong số các quy tắc sau để xác định số lượng nơ ron lớp ẩn:

-         Bằng 02 lần số lượng nơ ron lớp đầu vào trừ 1

-         Bằng tổng lượng nơ ron hai lớp đầu vào và đầu ra

-         Bằng trung bình lượng nơ ron các lớp đầu vào và đầu ra.

Một số lưu ý khi sử dụng phương pháp ANN:

-         Việc mô phỏng đủ các đường dây và phụ tải các hệ thống điện quy mô lớn có thể dẫn đến việc tăng kích thước ANN và thời gian đào tạo lên đáng kể. Trong trường hợp đó phải đơn giản hóa kích thước ANN mà vẫn đảm bảo mức chính xác cần thiết thông qua các biện pháp sau:

o   Giảm số lượng các nơ ron đầu vào (ví dụ, sử dụng phụ tải miền thay cho các phụ tải nút; bỏ qua hệ số thời gian nếu nó đã gắn với thông tin phụ tải).

o   Giảm số lượng các véc tơ đầu vào (ví dụ, chia các véc tơ đầu vào thành nhiều nhóm và chỉ đào tạo ANN cho một trong các nhóm tương tự nhau)

o   Kết hợp cả hai biện pháp trên

-         Quá trình tiền xử lý dữ liệu đầu vào là rất cần thiết do có thể ảnh hưởng nhiều đến kết quả dự báo. Ví dụ, với đột biến giá trong dữ liệu giá điện quá khứ, có hai phương pháp tiền xử lý như sau:

o   Giới hạn trên (UL) cho giá điện P. Khi giá điện lớn hơn UL, nó sẽ lấy giá trị bằng UL.

o   Dùng giới hạn trên giá điện (UL) và xử lý những giá trị lớn hơn UL như sau:

Hình 2.4 – Xử lý dữ liệu giá điện

-         Phân tích độ nhạy được tiến hành bằng cách thay đổi (lần lượt hoặc kết hợp) giá trị của tất cả các biến đầu vào và đánh giá sự thay đổi kết quả đầu ra. Qua đó có thể kết luận các yếu tố nào ảnh hưởng mạnh, các yếu tố nào tương tác với nhau ảnh hưởng đến giá điện.

-         Công cụ: lập trình MATLAP hoặc sử dụng một số phần mềm thương mại: Alyuda NeuralIntelligent; Alyuda Forcaster; Attrasoft Predictor Pro; CPC-X NeuralPower; Neuro Dimension; vv.

Đức Tâm

Định giá máy phát điện và phân tích rủi ro

                    (Market Operations in Electric Power Systems-Forecasting, Scheduling & Risk Management -MOHAMMAD)

 

I. Định giá tài sản

 Định giá tài sản là quá trình tính toán lợi nhuận thu được từ việc sử dụng một tài sản xác định. Giá trị của một tài sản được tính bằng hiệu giữa lợi nhuận thu được và chi phí phải chi trả cho việc sử dụng tài sản đó. Trong lập kế hoạch phát điện, một GENCO huy động những tổ máy phát xác định và chuyển đổi các dạng nhiên liệu khác nhau thành điện năng để bán cho thị trường điện. Lợi nhuận của quá trình này chính là giá trị của các tổ máy được huy động.

Có 02 dạng định giá trị cho các tổ máy phát là định giá trị dựa trên sản lượng kế hoạch ngày và định giá trị dựa trên công suất sẵn sàng tổ máy.

      * Định giá sản lượng. Ở dạng thứ nhất, các tổ máy phát vận hành trên cơ sở ngày và vấn đề là định giá các máy phát đó dựa trên thông tin thị trường hiện tại. Các GENCO huy động các tổ máy và gửi các bản chào tới thị trường dựa trên giá thị trường dự báo, và giá trị của các tổ máy phát được xác định bởi các bản chào được chấp nhận. Theo đó, giá trị máy phát dựa trên giá thị trường tự do mà không dựa vào giá thị trường đã được dự báo. Ngoài giá thị trường, chiến lược chào giá (ví dụ lịch huy động và bản chào giá) cũng ảnh hưởng đến giá trị của các tổ máy phát.

      * Định giá công suất. Trong dạng thứ 2, việc định giá trị dựa trên công suất sẵn sàng cho việc mua bán trong thị trường. Theo đó, các đặc tính vật lý của tổ máy như là P_max, P_min, suất ngừng máy cưỡng bức (vd, độ sẵn sàng), hàm tiêu thụ nhiên liệu (vd, hiệu suất), và tốc độ điều chỉnh tải (vd, khả năng đáp ứng phụ tải) chính là các hệ số được sử dụng trong việc xác định giá trị các tổ máy. Bên cạnh đó, giá thị trường và kế hoạch huy động tổ máy có thể ảnh hưởng tới giá trị của công suất phát. Rõ ràng là khi giá điện năng thị trường tăng cao hơn và giá nhiên liêu giảm sẽ làm tăng giá trị của công suất phát. Mặt khác, một chiến lược huy động tổ máy kém có thể làm giảm giá trị công suất phát.

Có hai điểm khác biệt giữa hai dạng trên. Thứ nhất, giá trị của tổ máy trong vận hành ngày được xác định chủ yếu theo hình thức là các bản chào được chấp nhận thông qua thanh toán thị trường, trong khi công suất phát lại chủ yếu được thanh toán theo kiểu song phương. Điểm khác biệt thứ 2 liên quan tới vận hành dài hạn và ngắn hạn. Định giá sản lượng nói chung là ngắn hạn (theo ngày) trong khi định giá công suất phát là dài hạn, vì nó biểu thị mức độ sẵn sàng của tổ máy trong tương lai.

II.               Value at Risk (VaR)

Rủi ro đóng một vai trò quan trọng trong việc định giá các tổ máy phát trong thị trường điện cạnh tranh. Rủi ro bao gồm cả khách quan và chủ quan. Nó là khách quan bởi vì mọi thành viên tham gia thị trường đều phải đối mặt với những bất ổn thị trường giống nhau. Nó là chủ quan bởi vì những thái độ khác nhau trong hoạt động thị trường sẽ dẫn tới những mức độ khác nhau của rủi ro. VaR là một biện pháp hữu hiệu để phân tích và đánh giá các tác động của rủi ro mà có xem xét tổng hợp nhiều yếu tố.

Theo định nghĩa, VaR là một ước lượng mức độ thua lỗ (bao nhiêu) của một danh mục đầu tư (portfolio) do các biến động thị trường tại một khoảng thời gian xác định và ứng với một xác suất xảy ra xác định. Xác suất này được gọi là mức tin cậy, nó biểu hiện mức độ chắc chắn của VaR. Mức tin cậy phổ biến là 0.95 (95%) có nghĩa là 95% thời gian thua lỗ của nhà đầu tư nhỏ hơn VaR và 5% thời gian thua lỗ lớn hơn VaR. Về mặt toán học, VaR tương ứng với phân vị của phân bố P&L (được – thua) của một danh mục đầu tư, và có thể được diễn tả hoặc như một thua lỗ nguy cơ xác định từ giá trị hiện tại của danh mục đầu tư, hoặc như thua lỗ từ giá trị kỳ vọng tại một khoảng thời gian xác định.

Hình 3.17 – Minh họa VaR

Hình 3.17 trên thể hiện phân bố P&L của một danh mục đầu tư. P&L kỳ vọng là 20 và phân vị 5% bằng -60. Theo đó, ta có thể hoặc diễn tả 95%VaR như một thua lỗ từ giá trị hiện tại (VaR = 60), hoặc như thua lỗ từ giá trị kỳ vọng (VaR = 80). Quyết định chọn cách tính VaR theo giá trị hiện tại hay giá trị kỳ vọng là tùy ý. Thông thường VaR xác định bằng hiệu giữa phân vị tương ứng của phân bố P&L và giá trị hiện tại của danh mục đầu tư.

III.               Ứng dụng VaR trong định giá máy phát và phân tích rủi ro

Trong thị trường điện tái cấu trúc, giá trị của các tổ máy phát phụ thuộc vào hiệu suất tổ máy và các tín hiệu giá thị trường, đó đều là các yếu tố rất không chắc chắn. Trong phần này, chúng ta áp dụng khái niệm của VaR để định giá máy phát và đánh giá rủi ro của lợi nhuận, dựa trên vận hành ngày và quan điểm kinh doanh.

Theo nội dung phần 3.3.2, VaR được định nghĩa là một ước lượng mức độ thua lỗ (bao nhiêu) của một danh mục đầu tư do các biến động thị trường tại một khoảng thời gian xác định và ứng với một xác suất xảy ra xác định. Theo đó, VaR càng lớn thì rủi ro càng cao.

Trong việc định giá máy phát, giá trị của máy phát là dương, do đó mức thua lỗ ước lượng (VaR) là một số dương. Để đơn giản, ta có thể định nghĩa mới VaR: là một ước lượng mức độ thành công của một danh mục đầu tư do các biến động thị trường tại một khoảng thời gian xác định và ứng với một xác suất xảy ra xác định. (VaR sử dụng ở đây có giá trị bằng - giá trị VaR truyền thống). Theo đó, VaR càng lớn thì rủi ro càng nhỏ. 

A. Sơ đồ tính toán VaR để định giá sản lượng

Giá trị của tổ máy phát trong vận hành ngày được xác định thông qua chào giá trong thị trường và được tính toán dựa trên các bản chào được chấp nhận. Trong Hình 3.18 thể hiện sơ đồ tính toán VaR cho định giá sản lượng ngắn hạn, nó bao gồm 6 mô đun:

-          Dự báo giá

-          Thiết lập các bản chào

-          Mô phỏng giá thị trường

-          Thanh toán thị trường

-          Phân tích lợi nhuận

-          Tính toán VaR

Sơ đồ tính toán VaR cho định giá sản lượng được thể hiện trong Hình 3.18 dưới đây:

Hình 3.18 – Tính toán VaR cho định giá sản lượng ngắn hạn

Các mô đun trên được mô tả cụ thể như sau:

-          Áp dụng các phương pháp dự báo để xác định giá thị trường tự do

-          Từ kết quả giá thị trường tự do dự báo, GENCO sẽ chạy PBUC để tính toán các bản chào sản lượng. Ở đây, các ràng buộc vật lý của các tổ máy như là các ràng buộc về phát thải hay nhiên liệu cũng được xem xét.

-          Giá thị trường tự do thực tế được mô phỏng, nó có thể khác với giá dự báo. Khi mô phỏng giá, một GENCO có thể giả định phân bố giá tự do xác định từ dữ liệu giá quá khứ và từ đó tính được phân bố xác suất của sai lệch giá (Mô hình mô phỏng thống kê -1). Các kết quả phân tích sai lệch giá được cấp tới mô đun mô phỏng giá thị trường. Hoặc GENCO cũng có thể giả định trước giá thị trường tự do thực tế theo một phân bố xác suất xác định ứng với giá thị trường tự do dự báo là giá trị kỳ vọng (mô hình mô phỏng thống kê -2).

-          Dựa trên giá thị trường tự do được mô phỏng, GENCO chạy PBUC và tính toán các bản chào để gửi ra thị trường. Các bản chào này sẽ được thanh toán trong mô đun thanh toán thị trường. Kết quả của mô đun thanh toán thị trường bao gồm sản lượng điện và giá bán điện tương ứng.

-          Kết quả của mô đun thanh toán thị trường được gửi tới mô đun phân tích lợi nhuận để tính toán doanh thu và chi phí sản xuất của GENCO, và thu được phân bố lợi nhuận.

-          Dựa trên phân bố lợi nhuận và mức tin cậy cho trước, VaR được xác định trong mô đun tính toán VaR. 
B. Sơ đồ tính toán VaR để định giá công suất

Trong định giá công suất phát, các rủi ro xảy ra là do sự không chắc chắn của giá thị trường và của độ sẵn sàng tổ máy. Sơ đồ tính toán VaR để định giá công suất được thể hiện trong Hình 3.19 sau đây:

Hình 3.19 – Tính toán VaR cho định giá sản lượng

Về cơ bản sơ đồ tính toán VaR để định giá công suất giống với sơ đồ tính toán VaR để định giá sản lượng (ở Hình 3.18) trong đó đều sử dụng các mô phỏng giá thị trường, phân tích lợi nhuận và tính toán VaR. Tuy nhiên chúng có một số khác biệt sau đây:

1.      Mô đun PBUC thay thế mô đun thiết lập bản chào giá

2.      Mô phỏng giá thị trường thực hiện trước PBUC

3.      Không có mô đun thanh toán thị trường. Kết quả của PBUC là lợi nhuận được cấp trực tiếp đến mô đun phân tích lợi nhuận.

4.      Độ sẵn sàng của tổ máy phải được xác định trong vận hành dài hạn. Trong vận hành ngày, độ sẵn sàng của tổ máy là biết trước do đặc tính ngắn hạn của độ sẵn sàng.

5.      Do đặc tính dài hạn, mô đun dự báo giá cho kết quả là các giá điển hình. Tuy nhiên trong trường hợp định giá sản lượng thị dự báo giá ngắn hạn được thực hiện hàng ngày.

Các điểm khác biệt 1, 2, 3 có nguồn gốc từ thủ tục thanh toán. Định giá công suất được thanh toán song phương, trong khi định giá sản lượng lại được thanh toán thông qua thị trường. Giá trị của công suất phát được xác định bằng việc chạy PBUC mở rộng với các phương án giá thị trường khác nhau. Tuy nhiên, giá trị của sản lượng thì được chào qua công suất và được thanh toán ứng với những bản chào được chấp nhận thông qua thị trường. Các điểm khác biệt 4, 5 là do sự khác nhau giữa định giá ngắn hạn và định giá dài hạn.

Đức Tâm

Năm 2020 Việt Nam chỉ cần 100 tỉ kWh điện! *

Phạm Duy Hiển
 

Gần đây, trả lời phỏng vấn báo Người Lao động, ông Đào Văn Hưng -Tổng Giám đốc Tổng cục Điện lực (EVN) cho biết năm 2020 Việt Nam phải cần đến 200 tỷ kWh điện, nhưng các nguồn nội địa truyền thống chỉ có thể cung cấp được 150 tỷ. Chỗ thiếu hụt 50 tỷ kWh đã được một số người trong nước và các công ty nước ngoài ra sức thuyết phục dân ta dùng giải pháp điện hạt nhân (ĐHN), mặc dù trong bài phỏng vấn của mình, người đứng đầu EVN lại không nhắc gì đến giải pháp này. Phải chăng một quyết sách tối hệ trọng và đầy nhạy cảm như ĐHN (trong khi bao nhiêu nước phải bỏ cuộc giữa chừng!) lại có thể căn cứ trên những con số dự báo khá bất định đó! Vả lại, EVN đã dự báo một nhu cầu điện năng quá cao. Thật rất khó hiểu tại sao so với các nước trên thế giới dân Việt Nam ta lại xài quá nhiều điện đến thế? Mà xài nhiều điện đâu phải là văn minh!

Do vai trò quan trọng của điện năng trong phát triển kinh tế, nên nếu xét trong một giai đoạn đủ dài, tốc độ tăng trưởng điện năng tỷ lệ thuận với tốc độ tăng trưởng GDP. Theo dự báo của ông Hưng, từ nay đến 2010 tốc độ tăng trưởng điện năng nhanh gấp 1,7 lần tốc độ tăng trưởng GDP, và từ 2010 đến 2020 sẽ gấp 1,13 lần. Đây là các con số mà tôi phỏng đoán, nếu lấy tốc độ tăng trưởng GDP là 7,5%/năm như trong vài năm gần đây. Duy trì tốc độ tăng trưởng cao như thế trong một thời gian dài, e rất khó. Nhưng nếu trên thực tế, GDP tăng chậm hơn thì các con số này lại còn cao hơn nữa. Các nhà chuyên môn gọi những con số 1,7 và 1,13 này là hệ số đàn hồi.

Nếu nhìn ra các nước trên thế giới thì thấy hệ số đàn hồi của họ nói chung thấp hơn nhiều. Hơn nữa, kinh tế càng phát triển, hệ số đàn hồi càng giảm, vì người ta càng sử dụng nhiều chất xám hơn để tạo ra của cải, dịch vụ và quy trình công nghệ ít tốn năng lượng hơn. Nhưng ngay đến 50 nước thuộc loại nghèo nhất thế giới hiện nay, hệ số đàn hồi trung bình của họ cũng chỉ có 1,4. Con số này sẽ rút xuống 1,2 nếu xét 74 nước có trình độ phát triển kinh tế cao hơn Việt Nam, và chỉ còn 0,6 ở 39 nước có trình độ phát triển cao hơn Nam Triều Tiên. Như vậy, hệ số đàn hồi 1,7 cho giai đoạn 2000-2010 và 1,13 cho giai đoạn 2010-2020 suy ra từ những dự báo của EVN là quá cao so với mặt bằng chung trên thế giới. Điều này đã được TS Nguyễn Khắc Nhẫn lưu ý trong một số bài báo gần đây. Nếu hệ số đàn hồi của Việt Nam đúng là cao như thế thì cấu trúc nền kinh tế của ta có vấn đề gì đó chưa ổn, quy trình công nghiệp của ta còn quá lạc hậu nên tiêu tốn quá nhiều điện năng, cần phải xem xét lại để đổi mới. Hay còn lý do gì khác?

Thật ra những hệ số đàn hồi 1,7 và 1,13 nói trên cũng chỉ là phỏng chừng, vì không rõ EVN chọn kịch bản phát triển kinh tế nào. Nhưng cho dù sai đúng đến mức nào, hệ số đàn hồi vẫn chưa phải là điều đáng lo. Cái chính là con số 200 tỷ kWh dự báo cho 2020 là quá cao, hoàn toàn mất cân đối với tổng sản phẩm quốc nội căn cứ theo mặt bằng chung trên thế giới. Giả sử từ 2000 đến 2020 ta duy trì mức tăng trưởng kinh tế 6%/năm như thời kỳ đầu đổi mới 1990-2000, thì đến 2020, GDP của ta sẽ đạt 100 tỷ USD, còn thấp hơn nhiều mức 122 tỷ mà 62 triệu dân Thái Lan đạt được năm 2000 (dân số Việt Nam năm 2020 sẽ lên đến 100 triệu!). Còn nếu xét tốc độ tăng trưởng GDP cao hơn nhiều - 9,7%/năm, thì đến năm 2020 ta sẽ đạt 200 tỷ USD, tương đương với Thổ Nhĩ Kỳ năm 2000. Một kịch bản cao như thế chắc chắn sẽ rất khó xảy ra, và lợi sẽ bất cập hại khi duy trì một nền kinh tế quá nóng. Sau đây, phương án tăng trưởng 6%/năm được xem là kịch bản cơ sở, còn phương án 9,7%/năm là kịch bản cao. Như vậy có thể tiên đoán vào năm 2020, GDP của ta sẽ không nằm ngoài khoảng 100 - 200 tỷ USD, nhưng chắc có nhiều khả năng rơi về phía kịch bản cơ sở hơn.

Bây giờ ta hãy nhìn ra thế giới. Vào năm 2000, có 16 nước trên thế giới đạt mức GDP từ 100 tỷ đến 200 tỷ USD. Ta hãy xem họ tiêu thụ bao nhiêu điện năng. Bảng số liệu dưới đây ghi lại một số chỉ tiêu của 16 nước này trích từ báo cáo Phát triển con người của UNDP. Số liệu của Việt Nam là dự báo cho năm 2020. Về GDP, xét hai kịch bản cơ sở và kịch bản cao nói trên, về tiêu thụ điện năng lấy số liệu dự báo 200 tỷ kWh của EVN, còn về dân số sẽ có 100 triệu người nếu lấy tốc độ tăng dân số 1,3%/năm như dự báo của UNDP.

Mặc dù dân số, diện tích đất đai, trình độ phát triển và thu nhập bình quân của 16 nước rất khác nhau, tiêu thụ điện năng của họ cũng chỉ ở mức trung bình 73 tỷ kWh/năm. Vào loại ít nhất như Hồng Kông với tổng sản phẩm quốc nội đến 163 tỷ USD mà chỉ sử dụng 36 tỷ kWh/năm. Vào loại cao, và kém phát triển hơn, như Iran cũng chưa vượt quá 100 tỷ kWh/năm. Mà đó là vào năm 2000, chứ không phải năm 2020, khi cả thế giới và Việt Nam đều văn minh hơn rất nhiều.

Nam Phi và Na Uy có thể xem như hai trường hợp đặc biệt. Hai nước đều dồi dào tài nguyên năng lượng, nên chắc vì thế mà tiêu thụ điện năng tương đối “thoải mái”. Nam Phi tiêu thụ 163 tỷ kWh/năm. Nhưng cấu trúc nền kinh tế Nam Phi, với công nghiệp khai khoáng luyện kim tốn điện năng chiếm tỷ trọng lớn từ chế độ cũ để lại, dường như đang thay đổi. Số liệu thống kê của UNDP cho thấy tiêu thụ điện năng của nước này giảm mạnh từ 188 tỷ kWh năm 1997 xuống còn 163 tỷ năm 2000. Na Uy là xứ lạnh, tiêu thụ điện trên đầu người lên đến 24.000 kWh/năm, gấp gần 100 lần Việt Nam.

Như vậy, trừ Nam Phi và Na Uy, 14 nước còn lại không dùng qúa 100 tỷ kWh/năm, trong đó gần một nửa số nước chỉ dùng chưa đến 60 tỷ kWh/năm, nghĩa là chưa được một phần ba con số EVN dự báo cho Việt Nam năm 2020. Đặc biệt, mấy nước văn minh hơn như Bồ Đào Nha, Ixraen, Hy Lạp, Đan Mạch, Hồng Kông chỉ dùng chưa đầy 40 tỷ kWh/năm. Gần ta và giống ta về rất nhiều phương diện như Thái Lan và Inđônêxia cũng chỉ dùng không quá 85 tỷ kWh/năm.

Tóm lại, không cần biết EVN tính toán điện năng theo kịch bản và mô hình nào, mức dự báo 200 tỷ kWh cho năm 2020 chứng tỏ ta chẳng hề giống ai trên thế giới này. Thậm chí còn tụt hậu quá xa so với những gì mà họ đã sống 20 năm trước, vì dùng nhiều điện mà sản sinh ra ít của cải, nghĩa là sử dụng điện năng rất ít hiệu quả. Nếu lấy GDP chia cho tổng điện năng tiêu thụ (cột cuối), thì ở các nước, ngay từ năm 2000, người ta dùng 1 kWh có thể mang lại từ 1,1 đến 5,1 USD, còn dân Việt Nam ta sau 20 năm văn minh lên rất nhiều lại chỉ kiếm được chưa được 1 USD, thậm chí chỉ vào khoảng một nửa USD ! Số liệu trên cột cuối cùng cho thấy càng công nghiệp hoá hiện đại hoá, càng văn minh người ta càng dùng ít điện mà vẫn tạo ra nhiều của cải. Chả lẽ ta đang vươn tới mục tiêu đó vào năm 2020 mà ngành điện lực lại chịu chấp nhận tình trạng tụt hậu quá tệ như vậy sao?

Từ ngày đổi mới, nước ta đã theo cơ chế thị trường và ngày càng hội nhập sâu với thế giới bên ngoài. Đương nhiên ta phải nghiên cứu và căn cứ trên những quy luật kinh tế có tác động trên phạm vi toàn cầu để định hướng cho mình. Mối tương quan giữa GDP và tiêu thụ điện năng của nhiều nước thể hiện trên bảng số liệu được đưa ra ở đây là một loại quy luật toàn cầu như thế. Ta không có lý do gì để quy hoạch điện năng theo kiểu khác, chẳng những không bám kịp theo họ mà một mình lủi thủi ở tít đằng sau.
Đến đây tôi thấy nhẹ nhõm vì không còn bị ám ảnh bởi nỗi lo thiếu 50 tỷ kWh vào năm 2020 sau khi đọc bài phỏng vấn người đứng đầu EVN đăng trên báo Người Lao động gần đây. Và chẳng còn lý do gì mà phải vội vàng xây dựng nhà máy ĐHN để kịp ấn nút vào năm 2017 như một số đồng nghiệp của tôi luôn cỗ suý, vì họ quá lo lắng trước các con số dự báo của EVN. Chẳng những khỏi lo thiếu 50 tỷ kWh mà tôi còn dám chắc rằng đến 2020, Việt Nam ta sẽ cần không quá 100 tỷ kWh giống như Thái Lan, Inđônêxia và tuyệt đại đa số các nước hiện nay, vì tôi tin vào sự đúng đắn của các quy luật toàn cầu, tin vào các thành quả của khoa học công nghệ, và tin rằng tiến trình công nghiệp hoá hiện đại hoá sẽ đem lại trình độ văn minh ngày càng cao cho đất nước.

Mấy hôm nay Hà Nội trải qua một đợt nóng chưa từng thấy. Những lần bị mất điện lúc nửa đêm thấy còn dễ sợ hơn cơn ác mộng. Thiếu điện thật là tai hoạ! Nhưng tôi tin rằng đến năm 2020 dân ta sẽ ngủ yên giấc vì không phải bận tâm liệu ngày mai có đủ điện để dùng không, lại cũng chẳng phải lo chuyện gì đó xảy ra đêm nay với nhà máy ĐHN đầu tiên của mình.

Nên mong sao được sống thêm 16 năm nữa để cùng bạn đọc chứng nghiệm ba con số 100 tròn trĩnh, rất dễ nhớ mà hết sức lý thú: 100 triệu dân Việt Nam xài không quá 100 tỷ kWh điện mà vẫn tạo ra tổng sản phẩm quốc nội vượt quá ngưỡng 100 tỷ USD!

Chỉ tiêu phát triển kinh tế và tiêu thụ điện năng ở 16 nước trên thế giới
năm 2000 và dự báo cho Việt Nam năm 2020 theo EVN.

NƯỚC	GDP (Tỷ USD)	GDP/ĐẦU NGƯỜI (1.000 USD)	ĐIỆN TIÊU THỤ (Tỷ kWh)	GDP/ĐIỆN TIÊU THỤ (USD/kWh)
Iran	105	1,5	99	1,1
Bồ Đào Nha	105	10,5	36	2,9
Ixraen	110	18,3	34	3,2
Hy Lạp	113	10,6	41	2,8
Phần Lan	121	23,3	75	1,6
Vênêzuêla	120	4,9	60	2,0
Thái Lan	122	1,9	85	1,6
Nam Phi	126	2,9	163	0.8
Inđônêxia	153	0,7	73	2,1
Ba Lan	158	4,1	92	1,7
Đan Mạch	162	30,5	32	5.1
Na Uy	162	36,0	109	1,5
Hồng Kông	163	23,5	36	4,5
A rập xê út	173	8,5	96	1,8
Áo	189	23,3	50	3,8
Thổ Nhĩ Kỳ	200	3,0	93	2,1
TRUNG BÌNH	143		73	2,4
Việt Nam 2020     tăng GDP 6%/năm     tăng GDP 9,7%/năm	100 200	1 2	200 200	0,5 1,0

  

*Một phần đã trích đăng trên Thời Báo Kinh Tế Sài Gòn (8 tháng 7, 2004)