Thứ Năm, 15 tháng 3, 2012

Điện hạt nhân vs điện năng lượng tái tạo ở thị trường Việt Nam

Nguy cơ từ thiên nhiên và từ con người
Từ trước đến nay, các nhà lãnh đạo và các chuyên gia trong lĩnh vực hạt nhân luôn khẳng định là các lò phản ứng phương Tây hết sức an toàn và một Tchernobyl thứ hai không thể nào tái diễn được, nhờ ở sự hiện diện của vỏ bảo vệ (enceinte de confinement) trong các lò PWR hay BWR. Tiếc thay bài học Tchernobyl không được cân nhắc và nghiên cứu tỉ mỉ.

Không thể nói rằng Tchernobyl xảy ra là vì công nghệ và Fukushima vì thiên tai. Sự thật, lỗi của con người trong hai thảm hoạ này rất lớn về thiết kế cũng như về khai thác.

Chúng ta khó hiểu tại sao, sau Hiroshima và Nagasaki đã gây ra hàng trăm ngàn nạn nhân nguyên tử, các kĩ sư Nhật Bản lại phiêu lưu xây dựng các nhà máy điện hạt nhân trên một lãnh thổ nhỏ hẹp mà nguy cơ động đất và sóng thần hết sức cao. Xin phép nhắc lại đây 2 tai biến chính : 1-9-1923, một trận động đất mạnh 7.9° Richter, theo sau bởi sóng thần, đã tàn phá Tokyo và vùng Kanto, làm ít nhất 150 000 người chết ; 17-1- 1995, thành phố Kobe rung chuyển bởi trận động đất mạnh 7.2° Richer, gây ra 6500 nạn nhân.

Bất chấp nguy hiểm thường trực trên đầu, các lobby hạt nhân thế giới vẫn bình thản đặt mục tiêu tăng gấp đôi số lò phản ứng từ nay đến 2035! Fukushima đã ngăn chặn tham vọng này.

Xin mời những ai có trách nhiêm trong lĩnh vực hạt nhân bỏ chút thì giờ, chịu khó đọc tác phẩm của nhà báo Wladimir Tchertkoff (Le crime de Tchernobyl, le goulag nucléaire) xuất bản năm 2006. Làm sao không khỏi xúc động khi khám phá ra rằng : 8 triệu người đang sống ở vùng bị nhiễm độc kéo dài hàng trăm năm, nông dân nghèo phải nuốt hằng ngày césium 137 chứa trong thực phẩm. Những bà mẹ vô tình gây nhiễm độc cho con cháu. Những em bé này sẽ lâm nhiều bệnh tật vì chúng được nuôi dưỡng bằng các chất phóng xạ suốt sáng, trưa, chiều tối! Thường dân vô tội vẫn tiếp tục chết vì ung thư tuyến giáp (nhất là trẻ em nhỏ tuổi), ung thư vú, tiểu đường, bạch cầu…Những lobby hạt nhân đã tìm mọi cách để bóp nghẹt tin tức về tai biến Tchernobyl (một thảm hoạ mở màn cho sự sụp đổ của Liên xô) và che lấp tiếng la hét xót xa đau khổ của những kẻ vô tội còn sống ở trong các vùng bị nhiễm. Theo nhà xã hội học Frédérick Lemarchand, phụ trách Cục rủi ro của đại học Caen (báo Le Monde ngày 19-4-2011), Tchernobyl và Fukushima mở đầu cho loại thảm hoạ kiểu mới, mà loài người chưa bao giờ thử nghiệm, vì nó triển khai trong một thời gian hết sức lâu dài, đồng thời tăng cường với đời sống sinh vật mà nó huỷ diệt. Nó quyết định đời sống sinh vật, xã hội và tâm lý của bao nhiêu thế hệ con người nay chưa sinh nở mà sự tồn tại trong tương lai đã bị hạt nhân đô hộ.

Nhà xã hội học người Anh, Anthony Giddens, khuyên chúng ta nên chia ra làm hai loại nguy cơ : nguy cơ bên ngoài liên quan đến thiên nhiên (lũ lụt, động đất, bão tố…) mà tổ tiên chúng ta đã thừa biết và nguy cơ do chúng ta tạo ra, liên quan đến các hoạt động của con người (ô nhiễm công nghiệp, thay đổi khí hậu, thảm hoạ hạt nhân…). Chúng ta không bao giờ có đủ kinh nghiệm về các loại nguy cơ thứ hai này vì chúng ta đang tạo ra nó và luôn luôn có những thế lực sẵn sàng lấp liếm, cho là do thiên nhiên. Đó là lí do tại sao chúng ta không thể đánh giá được mức độ khủng khiếp của nó và đối mặt với nó được. Sự thiếu năng lực, tham nhũng, tính kiêu ngạo, chưa kể sự dối trá, góp phần nhân rộng và làm tăng các mối nguy cơ này trên thế giới.

An toàn dối trá
Không ai có thể đảm bảo an toàn cho các lò thế hệ 3, 3+ (hay thế hệ 4 sau này). Sau Fukushima, dân chúng Nhật Bản không còn tin tưởng ở các lò điện hạt nhân sản xuất trong nước của họ. Thế mà thủ tướng Nhật Bản Yoshihiko Noda, đã cả gan cam kết sẽ cung cấp cho Việt Nam một công nghệ bảo đảm mức an toàn hạt nhân cao nhất thế giới! Nhật Bản đã huỷ bỏ chương trình xây cất thêm 14 lò mà lại đem bán cho ta một cách thiếu lương tâm! Biết đâu là máy móc dụng cụ tồn kho?
Tháng 6 vừa qua, một báo cáo đã vạch trần những thiếu sót quan trọng về kỹ thuật cũng như về cách khai thác 32 lò của Nga. Tuy nhiên, ngày 9-2-2012 tại Hà nội, Serge A. Boyarkin, phó tổng giám đốc tập đoàn Rosatom Nga, không ngần ngại tuyên bố rằng nhà máy Ninh Thuận sẽ bảo đảm an toàn, chống được động đất 9° Richter!

Vì cớ gì ta lại tiếp tục nghe luận điệu tuyên truyền dối trá của các con buôn điện hạt nhân Nga và Nhật Bản để cho hai nước này xây dựng những lò đầu tiên ở Ninh Thuận? André Lacoste, chủ tịch cơ quan an toàn Pháp (Autorité de Sureté Nucléaire) cũng đã nhiều lần lớn tiếng : không ai có thể quả quyết rằng ở Pháp sẽ không có tai biến hạt nhân. Cũng vì lẽ ấy mà EDF sẽ phải xuất ra cấp tốc 10 tỷ euros để củng cố tất cả những nhà máy điện hạt nhân. Vừa rồi tổ chức phi chính phủ Greenpeace đã bố trí cho vài người vào trong khu vực nhà máy điện hạt nhân Nogent sur Seine, trong lúc hai nhân viên khác đã ẩn núp được trong nhà máy Cruas, suốt nhiều tiếng đồng hồ! Greenpeace muốn chứng minh rằng quân khủng bố cũng có thể đột nhập dễ dàng để phá hoại mặc dù có sự canh gác thường trực của một đội lính ở mỗi nhà máy. Ngoài ra, quân đội cũng chuẩn bị sẵn sàng hoả tiễn để đề phòng máy bay oanh tạc.

Fukushima đã cảnh cáo một cách long trời lở đất với bao hình ảnh đau thương như thế mà ta vẫn chưa tỉnh giấc mơ hay sao. Ta chờ đợi một Tchernobyl hay một Fukushima khác rùng rợn hơn mới nhất trí rằng hai chữ an toàn của Nga và Nhật Bản là dối trá? Ta nên đặt câu hỏi, tại sao nước Mỹ, có đủ khả năng và điều kiện, thận trọng nhất nhì về khâu an toàn, lại không xây cất thêm một lò hạt nhân nào khác, từ khi gặp sự cố Three Mile Island đã hơn 30 năm nay? Nhật Bản với một diện tích đất nhỏ hẹp như ta, đã bị tàn phá bởi hai quả bom ở Hiroshima và Nagasaki, thế mà cả gan xây dựng 54 lò ven bờ biển, không sợ động đất và sóng thần! Đó là chiến lược liều mạng, tự huỷ diệt, mà ta không nên bắt chước.

Lúc xảy ra chiến tranh, có nhà máy điện hạt nhân trong nước có thể xem như chứa bom nguyên tử trong mỗi nhà, tuy lò không nổ như bom. Nước ta lại chưa hấp thụ được văn hoá an toàn, chưa có đủ chuyên gia, chưa có hệ thống pháp lý khắc chế, chưa có hậu thuẫn khoa học kỹ thuật để quản lý một loạt nhiều lò phản ứng, làm sao có an toàn được? Phóng xạ, vô biên giới, sẽ bao trùm lãnh thổ trong giây phút, nếu địch tấn công Ninh Thuận, hay có sự sai lầm của nhân viên chưa đủ trình độ. Về địa lý, thời tiết ở Việt Nam bất thường, mỗi năm đều có bão tố, lũ lụt lớn, phá hại mùa màng và gây tang thương cho đồng bào. Bom, mìn, chất độc dioxin vẫn tiếp tục cướp tính mạng của bao thường dân vô tội. Ta đã quên nỗi đau khổ của đồng bào đã chịu đựng bao nhiêu năm chiến tranh hay sao?

Về mặt luật pháp và an toàn, cần phải thành lập nhiều cơ sở có chất lượng. Cơ quan an toàn hạt nhân phải hoàn toàn độc lập, dựa trên năng lực và sự chặt chẽ khách quan. Fukushima đã cho thế giới thấy sự yếu kém và khiếm khuyết của các cơ quan có trách nhiệm. Cơ quan an toàn hạt nhân Nhật Bản đã bị áp lực trực tiếp của chính phủ và các ngành công nghiệp có liên quan và do đó đã có nhiều hành động và tuyên bố sai trái trong vụ Fukushima.

Địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân ở Ninh Thuận không nằm ngoài những bất thường thời tiết (lũ lụt, bão lụt, động đất, sóng thần…). Vài trận động đất lớn (6,8° Richter) đã diễn ra, năm 1935 tại Điện Biên và năm 1983 tại Tuần Giáo. Ta không có một cơ quan an toàn hạt nhân độc lập để nghiên cứu sâu những yếu tố hiểm nguy như thế. Các quan chức hữu trách trong chính phủ toàn quyền muốn nói gì thì nói. Cứ tiếp tục như vậy thì Ninh Thuận rồi sẽ trở thành một Fukushima, lúc ấy sợ rằng hối không kịp.

Những kinh phí phức tạp, khổng lồ
Để các cơ quan trách nhiệm Việt Nam có một ý niệm về bài toán kinh tế rất phức tạp và kinh phí khổng lồ cần thiết, tôi xin phép vắn tắt trình bày phương pháp và mạch lạc giữa các khâu với những con số của tập đoàn EDF vì tôi đã làm việc ở công ty này suốt 30 năm trời.

Các nhà máy điện hạt nhân, từ thiết kế đến vận hành, từ khai thác đến bảo dưỡng, cần một công nghệ cực kì tinh xảo và tốn kém.

Chi phí đầu tư, theo giá cố định tại một thời điểm quy ước, bao gồm chi phí trực tiếp từ 75% đến 80% (xây dựng, thiết bị, lắp ráp, thử nghiệm…) và chi phí gián tiếp từ 20% đến 25% (đất đai, chủ thầu, hành chính…). Sự giảm chi phí này chỉ có thể đạt được nếu xây dựng lớn, hàng loạt hoặc xây nhiều nhà máy tại cùng một nơi. Cần phải tính đến lãi suất phát sinh lớn (intérêts intercalaires) bởi thời gian xây dựng nhà máy điện hạt nhân (ít nhất từ 5 đến 7 năm) tương đối dài hơn nhà máy chạy than (3 đến 4 năm) hay khí (2 đến 3 năm). Chi phí đầu tư tổng cộng còn phải tính đến chi phí tháo gỡ hay phá huỷ tính vào thời điểm đưa vào vận hành (giá trị thấp vì khoảng cách thời gian lớn).

Chi phí của chu trình nhiên liệu (cycle du combustible) phải tính đến, ngoài thời gian trong lò phản ứng, phần trước (lấy uranium dưới dạng U3O8, biến đổi UF4 và UF6 thành uranium làm giàu, làm giàu uranium, sản xuất các thanh nhiên liệu) và phần sau (vận chuyển các bộ lắp ghép phóng xạ, tái chế nhiên liệu, vận chuyển và lưu trữ chất thải phóng xạ, tín dụng tái chế (crédits de retraitement). So với khí, phần nhiên liệu hạt nhân trong mỗi kWh điện thấp hơn nhiều, 20 – 25% thay vì 70%.

Chi phí khai thác và bảo dưỡng, chiếm từ 15% đến 25% trong chi phí một kWh điện hạt nhân, bao gồm chi phí vận hành, nhân công, bảo trì, hành chính, thuế, bảo hiểm, bảo vệ bức xạ, xử lí chất thải.

Cũng cần tính đến chi phí bên ngoài (externalités) như CO2, tai nạn, thải chất phóng xạ, rất khó đánh giá. Ngoài chi phí môi trường, người ta còn phân biệt chi phí bên ngoài liên quan đến độc lập năng lượng, kinh tế hoặc chính trị…

Chi phí tháo gỡ một nhà máy điện hạt nhân trên lý thuyết chiếm 25% đến 40% chi phí đầu tư. Trên thực tế, chi phí này có thể lên tới và thậm chí vượt quá 100%. Đó là trường hợp nhà máy nước nặng (70 MW) Brennilis của EDF đang được phá huỷ từ 20 năm nay mà vẫn chưa xong. Chi phí dành cho nhà máy này đă lên quá 500% con số dự trù! Về kinh phí dành cho công trình tháo gỡ, EDF đưa ra con số tạm thời là 300 triệu euros cho mỗi lò. Ở Đức con số lên đến 852 triệu euros. Lẽ cố nhiên, tháo gỡ một lò bị hư hỏng nặng như Fukushima cần nhiều tiền hơn, khoảng 2,7 tỉ euros (cao hơn giá đầu tư xây cất).
Theo báo cáo ngày 31-1-2012 của Toà Kiểm toán (Cour des Comptes) Pháp, tổng kinh phí đầu tư trong lĩnh vực hạt nhân dân sự Pháp từ 1957 đến 2010 lên đến 228 tỉ euros, trong đó những nhà máy điện hạt nhân đang hoạt động chiếm 96 tỉ, chu trình nhiên liệu 40 tỉ, khâu nghiên cứu 55 tỉ (gồm lò ASTRID – Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration).

Trung bình mỗi MW thiết kế trị giá là 1,5 triệu euros (tức 2000 đôla mỗi kW) so với 3,7 triệu euros mỗi MW thiết kế của lò EPR. Như thế có nghĩa là năng lượng gió trên đất (1,45 triệu euros mỗi MW) ở Pháp đã bắt đầu cạnh tranh được với điện hạt nhân.

Kinh phí khai thác tổng quát năm 2010 (gồm nhiên liệu uranium, nhân viên, thuế má…) lên đến 8,95 tỉ euros (tức là 22 euros mỗi MWh) với một sản lượng điện hạt nhân là 407, 9 TWh.

Giá kinh tế (coût courant économique) mỗi MWh điện hạt nhân là 49,50 euros với giả thuyết một tỉ suất hiện tại hoá (taux d’actualísation) là 5% và tỉ số lạm phát 2%. Trong tương lai gần đây giá điện EDF sẽ tăng lên ít nhất là từ 10% đến 15%. Dùng giá kinh tế dễ so sánh các dạng năng lượng khác nhau dễ hơn là với giá kế toán (coût comptable).

Kinh phí đầu tư hàng năm từ đây đến 2025 cho việc bảo dưỡng những nhà máy là 3,7 tỉ euros (so với 1,5 tỉ từ 2008 đến 2010). Nếu kéo dài thời gian vận hành 58 lò từ 40 năm đến 60 năm, EDF phải đầu tư thêm 50 tỉ euros chưa kể ít nhất 10 tỉ euros bỏ ra để củng cố an toàn sau Fukushima. Kinh phí mà EDF dành cho việc xử lí 18546 tấn nhiên liệu sử dụng trong các lò là 14,4 tỉ euros. Những tấn nhiên liệu này hiện ở trong các nhà máy EDF hoặc ở La Hague để AREVA tái chế.Mỗi năm AREVA tái chế 1050 tấn. Pháp hiện đang tích trữ 82 tấn Plutonium.

Toà Kiểm toán rất dè dặt, không đồng ý với những con số của EDF đưa ra cho hai khâu tháo gỡ (18,4 tỉ euros) và lưu trữ chất thải phóng xạ (23 tỉ euros) quá thấp so với ngoại quốc. Con số 18,4 tỉ euros này nếu tính theo Mỹ thì sẽ lên đến 34, 2 tỉ, Nhật Bản 38,9 tỉ, Anh 46 tỉ và Đức 62 tỉ euros.

Đứng về phương diện pháp lý, khi có sự cố ở Âu Châu, trách nhiệm dân sự (responsabilité civile) tuy được ghi rõ trong các thoả ước Paris 1960 và Bruxelles 1963, nhưng cách áp dụng còn lu mờ. Trên lý thuyết, công ty khai thác nhà máy điện hạt nhân phải bồi thường nạn nhân. EDF chỉ dự trù 80 triệu cho mỗi sự cố, một con số tượng trưng quá nhỏ! Rốt cuộc, nhà nước cũng phải đứng ra bồi thường nạn nhân nếu xảy ra tai biến lớn. Sự thật, nếu phải bảo hiểm tất cả những nhà máy điện hạt nhân thì phải cần một số tiền khổng lồ và như thế chẳng nước nào dám xây cất! Đó là trái bom tài chánh nổ chậm của ngành hạt nhân dân sự. Thảm hoạ Fukushima đã làm nước Nhật mất ít nhất 100 tỉ euros, chưa kể hàng trăm tỉ dành cho phần bồi thường nạn nhân. Có thể một ngày gần đây TEPCO sẽ bị quốc hữu hoá.

Nếu xem xét tổng thể : điện hạt nhân không thể kinh tế được
Trong trường hợp của Việt Nam, về mặt kinh tế vĩ mô, cần phải tính đến ảnh hưởng của điện hạt nhân đến sự phát triển kinh tế, tỉ số đầu tư trên dự trữ quốc gia, cải thiện (hay không) cán cân thương mại, sức cạnh tranh kinh tế, sự đảm bảo cung cấp, sự giảm chi phí năng lượng, tạo ra công ăn việc làm, ảnh hưởng xã hội (dân chúng có chấp nhận không?)

Cơn khủng hoảng kinh tế thế giới hiện nay có nguy cơ gây nên những vấn đề nghiêm trọng về nguồn vốn nhất là khi PIB có hướng giảm và lạm phát tăng.

Ở Việt Nam, việc hoạch định chính sách năng lượng không thật sự chặt chẽ và không khả thi về mặt tài chính. Ta quá chú trọng đến điện lực mà không nghiên cứu tỉ mỉ toàn bộ lĩnh vực kinh tế năng lượng. Tiêu thụ điện của nước ta không thể đạt được con số 537 TWh (kịch bản trung bình) vào năm 2030 như đã công bố! Con số này cao hơn lượng tiêu thụ của Pháp hiện nay. Không một nước nào trên thế giới có thể chạy theo con số tăng trưởng điện năng chóng mặt là 15% mỗi năm. Điều này có nghĩa là cứ 5-6 năm phải tăng gấp đôi công suất của tất cả các nhà máy và lưới điện. Với PIB 6%, hệ số đàn hồi của ta là 2,5 một con số cao nhất nhì thế giới, chứng tỏ tiềm năng tiết kiệm năng lượng của ta rất lớn. (Xin mời các bạn xem các bài của Giáo sư Phạm Duy Hiển)

Khả năng sinh lợi của nhà máy điện hạt nhân phải được trình bày rõ ràng. Tỷ suất hiện tại hoá (taux d’actualisation) là bao nhiêu trong bài toán kinh tế? Mức lãi suất phát sinh là bao? Phương pháp nào để lựa chọn tối ưu các thiết bị sản xuất? Khi mà dự báo bị thổi phồng quá mức, thật khó để điều chỉnh cân bằng giữa cung và cầu! Sự hợp lí trong các lựa chọn phải được chứng minh và bài toán tài chính phải kể đến chi phí gây ra bởi sự sụp đổ bất ngờ của hệ thống điện (coût de la défaillance).
Khi xem xét tổng thể các khâu và nếu ta tính thêm vào chi phí dành cho chuyên gia, thiết bị, uranium làm giàu nhập cảng từ nước ngoài, chi phí xử lí nhiên liệu, lưu trữ chất thải phóng xạ và chi phí tháo gỡ khổng lồ hàng chục tỷ đôla (chi phí dự trù cho việc tháo gỡ 5 lò ở Thụy Sĩ lên đến 23 tỷ đôla), tôi khẳng định rằng điện hạt nhân Việt Nam không thể nào kinh tế được. Chọn năng lượng hạt nhân với một chương trình đầy tham vọng và phiêu lưu (8 lò phản ứng từ năm 2014 đến 2031) là một lỗi lầm hết sức lớn về mặt chiến lược kinh tế và công nghiệp. Ai đứng ra chịu trách nhiệm đối với đất nước và các thế hệ mai sau?

Nếu có một chính sách rõ ràng, quyết tâm khuếch trương mạnh và nhanh chóng năng lượng tái tạo, tiết kiệm năng lượng, sử dụng hiệu quả năng lượng, trữ lượng tài nguyên thiên nhiên của Việt Nam như than, khí đốt, dầu mỏ, thuỷ điện, gió, mặt trời sinh khối… cho phép đảm bảo nhu cầu của quốc gia trong nhiều năm tới.

Điện Hạt Nhân là Điện Hại Nước, Điện Hại Nhân
Đầu tư vào hạt nhân là đầu tư dài hạn, không phải muốn đi ra lúc nào cũng được. Ngày 2-7-2011, ở hội nghị đảng xã hội quốc tế tổ chức tại Athènes, bà Mizuho Fukushima, lãnh đạo đảng xã hội Nhật Bản, đã lên tiếng kêu gọi thế giới từ bỏ điện hạt nhân. Bà đề nghị Nhật Bản rút khỏi điện hạt nhân năm 2020 và sử dụng 100% năng lượng tái tạo vào năm 2050. Chính bà cũng đã yêu cầu chính phủ Việt Nam không nên mua lò phản ứng của nước bà vì thiếu an toàn. Dân chúng cũng đã biểu tình ở Tokyo phản đối việc bán lò cho nước ta. Chính phủ Nhật Bản đã có quyết định huỷ bỏ dự án xây cất thêm 14 lò.
Nếu ta cứ bịt tai che mắt, phung phí đồng tiền, không sợ mất thì giờ, không thấy nguy biến, coi nhẹ tính mạng đồng bào, cứ táo bạo làm điện hạt nhân thì đất nước ta có thể tiêu tàn khi phóng xạ bao trùm lãnh thổ!

Lý luận rằng bắt buộc phải làm điện hạt nhân vì ta thiếu điện, không có phương án nào khác là hoàn toàn không đứng vững. Tại sao không cấp tốc đầu tư vào các nguồn thuỷ điện, khí, than, gió, mặt trời, sinh khối, ít tốn kém, xây cất nhanh và tạo nhiều công ăn việc làm hơn cho đồng bào? Tại sao không triệt để tiết kiệm và tăng gia hiệu suất năng lượng? Vì nhiều trục trặc lúc mới khai thác, trung bình 2 lò 1000 MW của Ninh Thuận sẽ sản xuất mỗi năm tối đa là 8 hay10 TWh, con số xem như tương đương với lãng phí. Chẳng lẽ xây lò phản ứng để đáp ứng nhu cầu vứt tiền ra cửa sổ?

Đừng quên rằng trên thế giới năng lượng tái tạo đang đươc bành trướng hết sức mạnh mẽ và giá thành kWh mỗi ngày một hạ thấp. Chúng ta phải có chiến lược với tầm nhìn thật xa, đến năm 2050 chẳng hạn. Năm 2020, lúc ta bắt đầu có điện hạt nhân thì năng lượng tái tạo đã kinh tế!

Vì cớ gì ta phải đi vay hàng chục tỷ đôla (10 tỷ cho 2 lò đầu tiên ở Ninh Thuận và vài chục tỷ khác cho 6 lò nối tiếp) để vứt ra cửa sổ? Không những ta sẽ để món nợ khổng lồ cho con cháu trả mà còn tặng thêm cho chúng chất thải phóng xạ ngàn đời nhiễm độc! Đó là chưa kể hàng trăm tỷ đôla phải xuất ra nếu có một thảm hoạ lớn xẩy ra trong nước.

Theo cá nhân tôi, Điện Hạt Nhân là Điện Hại Nước, Điện Hại Nhân! Việt Nam đi lùi 50 năm (vì điện hạt nhân bắt đầu vào những năm 1950 và cất cánh vào năm 1960), sẽ kẹt một thế kỷ mà không biết (50 năm vận hành, 50 năm tháo gỡ) và sẽ bị chậm trễ, không đuổi kịp chiếc tàu năng lượng tái tạo thế giới mà kinh phi đầu tư đã lên đến 200 tỷ euros trong năm 2010.

Vì sự sống còn của đất nước, một lần nữa tôi thiết tha yêu cầu chính phủ Việt Nam huỷ bỏ ngay chương trình xây dựng những nhà máy điện hạt nhân hết sức tốn kém và vô cùng nguy hiểm để Ninh Thuận khỏi trở thành Fukushima.

Tôi cũng tha thiết yêu cầu chính phủ Nhật Bản đừng cho phép các công ty bán lò cho Việt Nam để uy tín đối với thế giới khỏi sứt mẻ và cũng để tránh cho dân chúng Nhật Bản oán hận một lần thứ hai (xin đọc thư của Giáo sư Phạm Duy Hiển gửi ngày 24-1-2011 cho Thủ tướng Naoto Kan). Tôi sẵn sàng thảo luận với bất cứ chuyên gia nào để chứng minh rằng không thể có an toàn và giá điện hạt nhân ở Việt Nam sẽ đắt hơn giá năng lượng tái tạo.

Nhân ngày kỉ niệm năm đầu tiên của thảm hoạ Fukushima, tôi thành kính nghiêng mình, cầu nguyện và tưởng nhớ đến những nạn nhân vô tội và những Anh hùng Nhật Bản đã phải hy sinh trong nhà máy, do sự điên cuồng của một nhóm người có thế lực, nhưng thiếu tinh thần trách nhiệm, coi nặng đồng tiền hơn là tính mệnh con người!

Grenoble 11-3-2012
N. K. N.


Giáo sư Nguyễn Khắc Nhẫn (ảnh: vietsciences.free.fr)
Nguyên Cố vấn Nha Kinh tế, Dự báo, Chiến lược EDF Paris,
GS Trường Đại học Bách khoa Grenoble,
GS Viện Kinh tế, Chính sách Năng lượng Grenoble.

So sánh giá thành giữa điện lưới và điện mặt trời (Compare between grid power with solar power)

What Does Regular Electricity Cost?


Elec Cost By State


Electricity prices vary by location due to type of power plants, cost of fuels, fuel transportation costs and state pricing regulations. As shown on the chart on the left, 2009 electricity prices were highest in Hawaii, $.242 per kilo-watt hour (kWh), because most of their electricity is generated using fuel oil. The lowest price was in North Dakota, $.076. The average residential household uses about 1,000 kWh yearly and the average monthly electricity bill is about $115 before taxes and fees.

Prices are higher for residential and commercial customers than industrial customers because it costs more to distribute the electricity and step the voltages down. Industrial customers use more and can take their electricity at higher voltages so it does not need to be stepped down. These factors make the price of power to industrial customers close to the wholesale price of electricity (the price from one utility to another).



















Average Electricity Prices - 2009
 Residential 11.5¢/Kwh
 Commercial10.3¢/Kwh
 Industrial6.7¢/Kwh


Cost Make Up Regular Electricity

The 2010 the average residential costs are expected to be about 12 cents per kilo-watt hour. Electricity costs in the US have been rising about 4% per year for the past ten years, primarily because of the increase in costs of fuels. The pie chart on the right shows the make up of the "average" 2009 US electricity price (9.8 cents per kilo-watt hour).  Top

What Does Solar Electricity Cost?


Module Learning Curve

As can be seen from the chart at the left, panel (module) prices for solar electricity have been coming down significantly for over 30 years. (The reason for the "bump" beween 2005 and 2008 was because of a silicon shortage.) Since follow on costs after installation are minimal for solar electricity, the relevant costs are for purchase and installation of the system (capital costs).

In the southwest installed residential solar prices are competitive with residential electricity prices after incentives. See cost example of a southwest house below. In 2013, solar residential prices without incentives are expected to reach "parity" with conventional utility prices. Cost components that make up a residential solar system are: system design, solar arrays, and the balance of system (BOS) which consists of an inverter, bi-directional billing meter, connection devices, and installation labor.




















 Installed Capital  Costs -  Mid 2011Cost Per   Watt (DC)
 Residential Rooftop$5.00
 Large Commercial$4.00
 Utility Scale$3.00


The average residential household in the southwest installs a 5 kWh system and in mid 2011 it cost about $5.00 per DC watt or $25,000 (5000 times $5.00) before incentives. Utilities on the other hand typically install systems in the 100 mega-watt or greater range. The installed utility system cost in 2011 was about $3.00 per watt (average) and is expected to drop to $2.70 by 2012.   Top

When Will PV Solar Reach Grid Parity?


Sundance Peaker Plant

There is no one cost number that defines utility grid parity. There are different levels of parity depending on what the generation system is. Solar has already penetrated the most expensive generator - the "peaking plant", also known as a "peaker". Peakers are rather small plants, ranging from 50 MW to 500 MW in size, normally about 100 MW. Peakers are mainly used in the summertime during "peak" electrical use for air conditioning late in the afternoon. They are normally single-cycle natural gas generators, meaning no boiling water; the burning natural gas directly fuels the turbine. Peakers have to be able to come up to speed on 10 to 15 minutes notice. They are very inefficient and expensive to run, but are great sources of electricity when utilities are on the verge of rolling blackouts. At that point, operating expenses are down the list of priorities. Shown at the left is a photo of APS's Sundance peaker plant near Coolidge, AZ. The site consists of ten generators, and all ten can be on the grid within 10 minutes generating 450 MW of power. Each generator consists of a converted GE Boeing 747 jet engine powered with natural gas which can be turned on with a click of a mouse and will generate 45 MW of power.

The next level of power plant available are the "load following" plants. These are intermediate size plants that are normally turned off at night but follow the increasing electrical load as the day progresses. These are generally combined cycle natural gas plants that are expensive but easy to turn on and off. Finally you have the huge "base load" plants that are operated continuously day and night except for maintenance down time. These are nuclear and coal type plants that are very efficient but can take many hours or even days, in the case of nuclear, to come up to speed and to shut down. They are the backbone of the electrical industry and will remain so for the foreseeable future.

PV Solar Parity Has Begun


LCOE Parity

Above is a chart showing the Levelized Cost Of Energy, LCOE, for various sources of electricity. The LCOE is a fair method of comparing the cost of different energy technologies. It is explained in detail in the Utility Section below. The LCOE for peakers is $.18 per kilowatt hour per the California Energy Commission (CEC). Nuclear is at $.10, coal is $.08, and natural gas is $.064. In 2010 the LCOE for PV was $.15 as calculated by cost expert Ken Zweibel of George Washington University. In 2009 the California CEC rejected a contract for a new peaker in San Diego in favor of a PV solar system. Unless there are unusual circumstances, there probably will be no more peakers approved in California. Also shown in the graph is a projection that PV costs will be reduced by 15% per year and catch up to combined cycle natural gas by the year 2015 as forecast by aggressive analysts. If costs only come down by 10% per year, PV will catch natural gas by 2018. A pessimistic forecast of a 7% decrease would have PV catching natural gas by the year 2022.

  • So how big is the Peaker electricity market? The total US electricity market in 2010 was 3,750 billion kilo-watt hours (b-kWh) according to the US EIA. The peaker portion is generally accepted to be 5% of the total market. So 5% of the total is 187.5 b-kWh. The total amount of PV generated electricity in the US in 2010 was 2.1 GW of nameplate capacity times a 21% solar capacity factor times 8760 hours in a year = 3.9 b-kWh. This is only 2.1% of just the peaker market. So there is plenty of peaker market available to solar in the US in addition to some of the load following plant market.

    When we say that PV will be at parity with natural gas and coal, that does not mean there will not be any coal or natural gas generators thereafter. Because the sun only shines during daylight hours, and wind is most prevalent at night, and both are variable, we can not be totally dependent on renewables in the foreseeable future. A target of 20% solar and 20% wind by 2030 seems reasonable and is endorsed by quite a few organizations. 20% of US electricity is the equivalent of the energy now used by all the cars and light trucks in the US. The 20% figures could be larger if there were some dramatic cost improvements in grid storage, notably large battery systems. However, battery storage at the grid level looks a long ways off at the moment. In addition, more than 20% of either solar or wind would require significant investments in transmission lines. Not only are transmission lines expensive, but they are hard to permit because of the NIMBY factor. Transmission lines also require three to four years to build versus solar or wind plants which can be easily built in two years. If by 2030, 40% of our electricity came from solar and wind renewables, most people would be happy with the situation.  Top

     Why are PV solar costs coming down rapidly?


    Price per Watt

  • As can be seen from the graph at the left, both systems prices and solar cell prices have a similar slope. Generally solar panels make up about 50% of the cost of a system (40% for thin film), the inverter is 10%, and the balance of system is 40%. Solar panels of course are made up of solar cells. Since solar cells are the major cost of a system it follows that system prices should decrease at about the same rate as solar cells. So why are solar cells decreasing in price about 15% a year? This decline is being driven by a) increasing efficiency of solar cells (ratio of electrical energy produced to sunshine energy) b) dramatic manufacturing technology improvements, and c) economies of scale. The PV solar industry globally has been growing about 25% per year including the recession year of 2009. These incredible growth rates have allowed manufacturing efficiencies that are unheard of in other industries. In addition, there are many, many competitors (probably too many) jousting for major contracts and driving prices down. However, the major players are rapidly growing and are making reasonable profits.   Top

    Long Run Solar Cost


    Long Run Cost Of PV

  • The graph on the left is very interesting. Most cost analyses are run over a 20 year period. Ken Zweibel of George Washington University says that is not the correct way to evaluate long life assets like PV systems, nuclear plants, or other large long lasting utilities. PV systems can last maybe up to a 100 years! There is only a small degradation of performance - about a half of one percent per year. So a PV system after 50 years will still produce electricity at 75% of its original performance. 50 years is perhaps a better time frame over which to evaluate the cost of this type of asset. Once installed PV systems need very little maintenance so that the total lifetime cost is mostly just the initial price of the equipment and land. This is conceptually how we think of an investment in bridges or roads. The chart uses a weighted average (weighted by annual output performance) for the cost for the current year plus all previous years for each data point. Once the initial cost of the system is paid for (assumed to be 20 years) the cost of running a PV system is almost zero, whereas for coal and other fossil fuels there is the cost of fuel each and every year. In addition, costs for fossil fuels may creep up due to raw material costs, shipping costs, and possibly carbon dioxide taxes. At $1.25 per watt, the cost of PV solar is always cheaper. At $2 per watt, it is cheaper after year 40. At $3.00 per watt, it is cheaper about year 80. As mentioned above (grid parity), an aggressive cost estimate (-15% per year) would have PV solar at parity with coal by 2014, a less aggressive forecast (-10%) would reach coal parity by 2017. As a result, very few "new" coal plants are expected to be initiated, although current coal plants will likely be upgraded.   TopSolar Learning CurvesAs shown in the chart above, cadmium telluride thin film panels are inherently cheaper to make than crystalline panels. These classical learning curves plot "module cost" on the Y axis vs. "cumulative quantity" produced on the X axis. Both axes are logarithmic scales. The chart illustrates that current crystalline panel costs will likely never catch cadmium telluride thin film costs - they are on distinctly different curves not dependent on time. However, there is a lot of research in university and company labs to develop "silicon" and other thin film materials that "will likely" be able to compete with cadmium telluride. The chart also shows that cadmium telluride (mainly First Solar) will likely reach the one dollar price per watt point (price not cost) when about 20 giga-watts have been produced. On the other hand, crystalline producers will have to hit the 120 giga-watt mark in order to achieve a one dollar per watt price. For reference, there have been approximately 33 giga-watts of all types of PV solar installed world wide by the end of 2010.   Top

    Residential Cost Example - Typical Southwest House


    A roof top solar system has no moving parts, so it has a long expected lifetime exceeding 25 years (used in this example). However inverters (which convert the panel DC current into AC) have an expected lifetime of 10 to 15 years. In our example we add the cost of a replacement inverter to the system after 12 years. We assume no other maintenance costs as the panels are usually warranted for 25 years with a degradation clause. So let us calculate a residential cost example in the southwest United States in mid 2011:

    • Residential house - Phoenix metropolitan area

    • Electricity provider - AZ Public Service Corp. (APS)

    • Average system size - 5 kW (5,000 watts)

    • Roof space required - 500 square feet

    • Installed fully loaded cost at $5.00/watt - $25,000 before incentives

    • APS 2010 incentive of $1.00 per watt - ($5,000 federally taxable)

    • Federal tax incentive 30% of total cost - ($7,500)

    • AZ State tax credit - ($1,000)

    • Sum of all incentives - ($13,500)

    • Sub-total after incentives - $11,500

    • Add back federal income tax on APS incentive (assume 22% incremental tax) - $1,100

    • Initial cost to consumer - $12,600

    • Add replacement inverter in 12 years - $2,000 ($3,500 in 2010 less ~5% per year decrease)

    • 25 year total system cost - $14,600

    • Estimated monthly savings - $77/month average over 25 years (see note below for monthly savings calculation)

    • Break even - 197 months (16.4 years)

    • Net savings over 25 years - $7,931 (excluding inflation)

    • Net Savings over 25 years - $9,914 (assuming 2%/yr. inflation)


    Note: The above calculations are approximate and for illustration purposes only. Actual costs will depend on the exact location of the home, the angle to the sun (north-south vs. east-west), the amount of shade if any, the type and angle of roof, electrical connections, additional options, etc. For an accurate estimate, please contact a local solar installation contractor and your tax accountant.Monthly Savings Calculation: A south facing roof top solar system with no shading, and with a normal yearly dessert sunlight radiance of 2,400 per square meter would produce 1,840 kWh of electricity per year per nameplate kW capacity (assuming 23.3% losses for DC to AC conversion and other system losses). With a 5 kW system installed, the first year production would be 9,200 kWh (5 x 1,840). Assuming a system degradation of 0.5% per year times 25 years yields a net 8,050 kWh yearly average electricity savings (9,200 x .875). Assuming an average 2011 residential electricity price in AZ of $.115 per kWh (excluding taxes and fees) yields a yearly savings of $925.75 (8,050 x $.115 not counting future inflation). The monthly savings would then be $77.15 ($925.75 divided by 12). This was rounded to $77.00 even.   Top

    Utility Cost Of Electricity


    The cost calculations for a utility installation are quite complex. In principle they are simple:Where: LCOE is the Levelized Cost Of Electricity. The LCOE approach allows different technologies to be compared, not only solar approaches, but fossil fuels and nuclear as well. The Total Life Cycle Cost is the present value of all the components of cost over the useful life of the installation minus the depreciation tax benefit and residual value. The Total Lifetime Energy Production is all the useful energy produced by the installation over its total life.The table below lists the estimated cost of electricity (LCOE) for several different energy sources. No subsidies are included in the calculations. The table is from a paper by noted energy cost expert Ken Zweibel of George Washington University (GWU) in Energy Policy, July, 2010.
































     Energy Plant TypeLifetime Cost  ¢ per Kwh
     Natural Gas6.4
     Wind Turbine7.5
     Conventional Coal8.0
     Advanced Nuclear10.0
     Solar PV15.0
     Solar Thermal16.0


    Total Life Cycle Cost Components For Solar Electricity




    • Initial capital investment



      • The cost of all the equipment involved in the project

      • Land related costs which depend on the number of panels, site preparation and security protection.

      • Grid connection costs such as inverters, transformers, and transmission to the nearest grid

      • Interest at 6%. All capital costs are assumed to be financed by obtaining a loan (for LCOE purposes only).


      (Note: The above costs are very sensitive to panel efficiency. Panels that are 12% efficient versus those that are 18% will need 50% more panels, 50% more inverters, 50% more land, etc.)


    • Initial Labor Cost



      • Site design, installation labor, sales and marketing, and other overhead expenses




    • Annual Costs



      • Operating costs, maintenance costs, panel cleaning, insurance, and general overhead are included




    • Depreciation



      • The present value of the depreciation tax benefit is subtracted




    • Residual Value



      • The present value of the residual price at the end of the projects life is also subtracted




    Total Lifetime Solar Energy Production


    The value of the electricity produced over the total life cycle of the system is calculated by estimating the initial annual production, called Peak Capacity, and then discounting it for future years based on previously observed annual degradation rates for the particular technology of the site. A typical degradation rate is 0.5% per year, although some rates are as high as 1.0% and as low as 0.25%. The first-year energy production of the system is expressed in kilowatt hours generated per kilowatt peak of capacity per year.

    Factors Affecting Peak Capacity:



    • How the system is mounted and oriented (i.e. flat, fixed tilt, tracking, etc.)

    • The spacing between PV panels as expressed in terms of system ground coverage ratio (GCR)

    • The energy harvest of the PV panels (i.e. performance sensitivity to high temperatures, sensitivity to low diffuse light, etc.)

    • System losses from soiling, transformers, inverters and wiring inefficiencies

    • System availability largely driven by inverter downtime


    The LCOE is highly sensitive to small changes in input variables and underpinning assumptions. For this reason, it is important to carefully assess and validate the assumptions used for different technologies when comparing LCOEs.

7 nghịch lý về giá điện ở Việt Nam

(PL&XH) - Tại hội thảo "Quản lý, điều hành giá điện theo cơ chế thị trường" được tổ chức ngày 14-3, nhiều chuyên gia đã phân tích những nghịch lý về việc tăng giá điện…


TS Nguyễn Minh Phong, Viện Nghiên cứu phát triển kinh tế-xã hội Hà Nội phân tích rõ, 7 nghịch lý về điện ở Việt Nam: Thứ nhất, điện là ngành duy nhất chỉ có tăng một chiều mà chưa bao giờ giảm, bất chấp những trồi sụt giá cả khác trên thị trường trong nước và quốc tế, trong khi chất lượng cung cấp điện có nhiều bất cập, gây thiệt hại cho doanh nghiệp.

Thứ hai doanh nghiệp đòi áp dụng giá thị trường trong khi chưa có cạnh tranh đầy đủ trên thị trường đối với điện năng; đây như là một điển hình của việc áp quy trình ngược do ngộ nhận hoặc lạm dụng cơ chế thị trường. Thực tế cho thấy, trước khi có cạnh tranh thị trường mà cho phép các doanh nghiệp tự định giá là biến độc quyền Nhà nước thành độc quyền doanh nghiệp, cục bộ thậm chí là mang lợi ích độc quyền kép cho doanh nghiệp độc quyền vì vừa không phải cạnh tranh vừa được làm giá độc quyền. Thực tế cho thấy chỉ có giá thị trường khi có cạnh tranh và kiểm soát cạnh tranh thị trường lành mạnh. Thứ ba, cả nước thiếu điện dùng, trong khi một số nhà sản xuất điện tư nhân lại không kí được hợp đồng bán điện với EVN, với lí do mà ngành điện viện dẫn là dây dẫn quá tải, không đủ sức tải lên mạng quốc gia.


    Luôn than lỗ nhưng lao động ngành điện lại có thu nhập cao    Ảnh: TL


Thứ tư, ngành điện luôn kêu lỗ và thiếu vốn đầu tư, trong khi thu nhập bình quân lao động của ngành điện là cao so với trung bình xã hội. Đồng thời ngành điện có vốn đầu tư đa ngành khá lớn và đầu tư thường không hiệu quả (ví dụ đầu tư sản xuất điện thoại để bàn lỗ hàng ngàn tỷ đồng…).

Thứ năm, các thông tin giải trình và phương án tăng giá điện mang tính áp đặt một chiều từ phía ngành điện, công tác kiểm toán và giám sát đầu tư ngành điện còn nhiều khoảng trống, đặc biệt còn nhiều hiện tượng lãng phí, thất thoát, thất thu trong sản xuất, phân phối và tiêu thụ điện năng trong khi cả nước thiếu điện. Thứ sáu, Hiệp hội năng lượng Việt Nam thay vì là công cụ tập hợp sức mạnh xã hội và hỗ trợ Nhà nước giải quyết khó khăn trong ngành năng lượng trong đó có ngành điện lại trở thành công cụ "đề nghị tăng giá điện". Thứ bẩy, nghịch lý cao nhất và khó chấp nhận nhất là thị trường điện ngày càng mở rộng và có nhiều tiềm năng phát triển trong khi các nguồn vốn tài chính và nhân lực xã hội bị tắc nghẽn và cả nước lâm vào tình trạng thiếu điện. Quan điểm của Cục Quản lý giá là giá điện phải dần bù đắp được các chi phí thực tế. Cục Quản lý giá cho biết giá than cho điện phải tiến dần đến thị trường, trong khi giá than bán cho điện hiện tại mới bằng 57-63% giá thành.Theo Tiến sĩ khoa học Nguyễn Thị Hiền, đang có một thực tế vô lý là người dân phải gánh các khoản mà ngành điện bù chéo cho các ngành sản xuất tiêu thụ nhiều điện năng.

Cũng tại hội thảo, TS Nguyễn Thị Hiền cũng thẳng thắn đưa ra ý kiến, mỗi lần điều chỉnh giá điện, chính sách luôn chú ý tới việc hỗ trợ cho người nghèo. Tuy nhiên, những khoản hỗ trợ này thực tế không lớn nếu so với những khoản mà ngành điện hỗ trợ các ngành sản xuất như thép, xi măng. Gay gắt hơn, ông Vũ Xuân Thuyên, đại diện Bộ kế hoạch đầu tư cho rằng, khi thiếu vốn đầu tư và lỗ khi kinh doanh ngoài ngành thì EVN lại đề nghị tăng giá. Ông Thuyên đưa ra thực tế, EVN hiện đang độc quyền ở hầu hết các khâu, từ phát điện, truyền tải điện tới phân phối điện. Ông Thuyên đề nghị tách một số bộ phận của EVN hiện nay và thành lập một Cty độc lập trong các khâu phát, truyền tải và phân phối điện. Trong đó, Nhà nước nắm độc quyền về hệ thống, tại các thành phố lớn có thể thành lập Cty cổ phần phân phối điện của các quận, huyện thực hiện việc bán điện cạnh tranh đến các hộ tiêu dùng.

Trong văn bản gửi đến hội thảo, Cục Quản lý giá , Bộ Tài chính có nêu rõ giá điện cần tiếp tục điều chỉnh. Theo Cục này, riêng năm 2011, giá điện bình quân được điều chỉnh hai lần từ ngày 1-3-2011 tăng thêm 15,28%, từ 20-12-2011 tăng thêm 5%. Tuy nhiên, giá điện vẫn chưa phản ánh hết được biến động của các chi phí sản xuất kinh doanh đầu vào hợp lý, hợp lệ. Cục Quản lý giá khẳng định quan điểm thời gian tới, lúc thích hợp sẽ tiếp tục thực hiện lộ trình giá điện thị trường.

Dù nhiều nghịch lý nhưng có lẽ giá điện vẫn sắp tăng.

Đừng bắt dân gánh điện cho sản xuất

TP - Đây là điều rất phi lý nhưng lại hiển nhiên tồn tại ở Việt Nam, khiến người dân luôn chịu giá điện cao.

Ngoài ra, nhiều bất hợp lý khác về giá điện cũng được các chuyên gia phân tích tại hội thảo “Quản lý, điều hành giá điện theo cơ chế thị trường tại Việt Nam” do Học viện Tài chính, Bộ Tài chính tổ chức ngày 14-3.









Theo các nhà khoa học, cần tách nhỏ EVN để hạn chế độc quyền	Ảnh: Hoàng Anh
Theo các nhà khoa học, cần tách nhỏ EVN để hạn chế độc quyền Ảnh: Hoàng Anh.

Nhiều nghịch lý

Chuyên viên cao cấp Bộ Kế hoạch & Đầu tư, ông Vũ Xuân Thuyên khẳng định: Việc EVN lại đề nghị tăng giá trong khi thiếu vốn đầu tư và lỗ do kinh doanh ngoài ngành là vô lý. Việc vung vãi tiền đầu tư ngoài ngành của ngành điện là một trong những nguyên nhân dẫn đến giá điện tăng.

Ông dẫn chứng, năm 2006, Thủ tướng cho phép tăng giá điện và EVN có ngay 18.000 tỷ đồng, nhưng họ lại dùng số tiền này đầu tư các lĩnh vực khác chứ không đầu tư phát triển điện. Việc để thị trường điện độc quyền còn dẫn đến những hệ quả như: Nhóm lợi ích chính sách, dự án không thực hiện được, thiếu điện và phải tăng giá. Cần tách một số bộ phận khỏi EVN. Cụ thể, đường truyền tải điện phải để Nhà nước làm, việc phân phối điện cho người tiêu dùng phải đấu thầu cạnh tranh. Tại các thành phố lớn cần lập các công ty cổ phần phân phối điện bán điện cạnh tranh đến người tiêu dùng.

Tiến sĩ Khoa học Nguyễn Thị Hiền cho rằng, lâu nay dư luận thường nhấn mạnh đến cơ chế “trợ cấp” cho các hộ nghèo mà ít chú ý đến tình trạng bao cấp rất lớn cho một số ngành sản xuất tiêu thụ nhiều điện như sản xuất thép, xi măng.

Thống kê cho thấy, hằng năm EVN phải dành 3,5 tỷ kWh cấp cho các dự án gang thép và phải đầu tư khoảng 35.500 tỷ đồng cho hệ thống dây dẫn, máy biến áp, nguồn điện. Trong khi đó, các dự án thép mới hoạt động 50% công suất. Ngay như điện cho sinh hoạt của mấy triệu dân thành phố Hải Phòng chỉ khoảng 3,2 triệu kWh/ngày, trong khi nhu cầu điện của 8 nhà máy lớn tại đây (trong đó có 6 nhà máy thép) đã lên tới hơn 4 triệu kWh/ngày.

Theo TS Hiền, dù dùng lượng điện lớn nhưng giá bán điện cho sản xuất thép lại quá thấp, ở mức 909,28 đ/ kWh (xấp xỉ 4,7 cent), trong khi giá bán điện cho công nghiệp, trong đó có thép, của Thái Lan là 8,12 cent, Singapore 14,1 cent, Indonesia 6,7 cent. Vì vậy, trong năm qua, Nhà nước đã phải “bù chéo” 2.547 tỷ đồng cho xuất khẩu thép và xi măng, trong đó có cả nhà đầu tư nước ngoài. “Nên có bảng giá điện phù hợp cho từng khu dân cư, từng đối tượng, không để người dân phải gánh mức giá mà ngành điện bù cho ngành sản xuất. Việc bù chéo hiện nay là vô lý, các ngành này sản xuất và còn xuất khẩu ra nước ngoài nữa thì vì sao lại được hưởng giá thấp”- Bà nói.

Tiến Sỹ Nguyễn Ngọc Tuyến, Viện Kinh tế - Tài chính cho rằng, việc giá điện chỉ tăng mà không xuống, một phần do độc quyền. Ngoài ra, kinh doanh thua lỗ trong các dự án đầu tư ra ngoài ngành, chi lương quá cao không gắn với hiệu quả sản xuất, tỷ lệ thất thoát điện cao khiến lần tăng giá nào cũng không nhận được sự đồng thuận của dư luận xã hội.

Tuyển người giỏi làm lãnh đạo EVN

Dẫn chứng khá chi tiết về việc người dân đang phải chịu nhiều gánh nặng hơn từ tăng giá điện, ông Vương Ngọc Tuấn, Phó Chủ tịch Hội bảo vệ người tiêu dùng Việt Nam đưa ra con số tính toán cho thấy nếu dùng trên 100 kWh/tháng, số tiền người dân phải trả so với trước đây tăng trên 13%. Nếu dùng từ 200 kWh/tháng trở lên thì tiền điện phải trả cao hơn 23,5% so với trước đây. “Đây là gánh nặng với người tiêu dùng. Tôi đang cầm trên tay đơn của một người tiêu dùng ở Hà Nội kêu về những gánh nặng mà người dân phải gánh chịu do giá điện tăng”- Ông nói.

Theo TS Nguyễn Minh Phong, Viện nghiên cứu kinh tế- Xã hội Hà Nội, nghịch lý lớn nhất của thị trường điện là giá bán chỉ có lên chưa bao giờ xuống, ngược hẳn với thị trường viễn thông. Để giải quyết việc này, cần tập trung vào trách nhiệm giải trình của EVN với cung ứng điện. “Thị trường ngược vì chưa có cạnh tranh thực sự nhưng đã giao giá thị trường. Đừng lấy việc dọa thiếu điện để biến lợi ích xã hội thành con tin nhằm tăng giá điện. Nên thực hiện thi tuyển cán bộ lãnh đạo EVN, ai không làm được cách chức. Cách này mới thoát được việc dọa tăng giá”- Ông Phong đề xuất.

Là đại diện duy nhất của Bộ Công Thương tham dự cuộc hội thảo, ông Đặng Huy Cường, Cục trưởng Cục Điều tiết Điện lực xác nhận, giá điện được quan tâm cũng là điều tất yếu. Nhưng cũng phải hiểu với giá bán hiện nay, ngành điện bị lỗ 120 đồng/kWh. Riêng về giá điện năm ngoái EVN bị lỗ trên 10.000 tỷ đồng.

Ông cho biết, hiện giá điện các nhà máy rất khác nhau: Nhà máy thủy điện trung bình từ 700-900 đồng/kWh, thủy điện đa mục tiêu như ở miền Trung cũng phải 1.200 đồng/kWh. Như ở Philippines một tháng một lần thay đổi giá điện, còn Trung Quốc 6 tháng một lần thay đổi giá theo thông số đầu vào. Như Hàn Quốc giá điện hiện nay là 14 cent/kWh nên họ có nguồn tiền rất lớn để đầu tư cho truyền tải. Hệ thống lưới điện của họ cũng chỉ phải truyền tải 40% công suất, trong khi lưới điện của ta thì luôn bị quá tải.

“Riêng khoản lỗ hơn 1.000 tỷ đồng do kinh doanh của EVN Telecom là khoản lỗ do đầu tư ngoài ngành. Các khoản lỗ không phải do đầu tư vào điện thì EVN sẽ không được thu hồi thông qua giá điện. Còn xử lý như thế nào thì phải tùy thuộc vào chỉ đạo của Chính phủ, yêu cầu EVN xử lý. Không bao giờ cho phép lỗ của các ngành nghề khác được đưa vào giá điện”- Ông Cường khẳng định.






Bộ ngành, EVN thờ ơ

Theo PGS.TS Hoàng Trần Hậu, Phó giám đốc Học viện Tài chính, hội thảo này được chuẩn bị từ năm 2011. Giá điện là vấn đề luôn được dư luận quan tâm, nhưng rất tiếc là hội thảo khoa học hôm nay không có nhiều đại diện của các bộ ngành và ý kiến của các doanh nghiệp ngành điện dù chúng tôi đã mời các đơn vị tham dự. Sự im lặng của Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) và các cơ quan quản lý về giá điện phần nào cho thấy có sự tế nhị và hết sức nhạy cảm trong việc phân tích, đánh giá, điều hành giá điện.

Phạm Tuyên

Tăng giá điện dễ gây sốc

Theo chuyên gia kinh tế TS Nguyễn Minh Phong, cơ chế quản lý giá điện có quá nhiều sơ hở, chưa cạnh tranh thực sự đã vội theo cơ chế giá thị trường




Chủ tọa hội thảo khoa học về quản lý, điều hành giá điện theo cơ chế thị trường ngày 14-3, Phó Viện trưởng Học viện Tài chính Hoàng Trần Hậu thốt lên: “Sự im lặng của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các cơ quan quản lý trong hội thảo này cho thấy nội dung được bàn đến mang tính nhạy cảm”.

Ảnh hưởng tiêu cực đến đời sống
Hội thảo nóng ngay với thông tin EVN đang tính tăng giá điện. Trả lời câu hỏi của phóng viên Báo Người Lao Động về khả năng tăng giá điện trong thời gian tới, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (ĐTĐL - Bộ Công Thương) Đặng Huy Cường khẳng định hiện cơ quan quản lý chưa nhận được đề xuất chính thức tăng giá của EVN, chỉ biết thông tin EVN muốn tăng giá điện trên báo chí. Về nguyên tắc, đến năm 2013, giá điện sẽ tiệm cận giá thị trường. Mỗi năm, giá điện được tăng tối đa 4 lần (theo Quyết định 24/2011 của Thủ tướng Chính phủ) nhưng cũng phải tính đến mức chịu đựng của nền kinh tế. Các khoản lỗ của EVN năm 2010 gồm 15.000 tỉ đồng do biến động tỉ giá, 8.000 tỉ đồng lỗ kinh doanh điện sẽ được hạch toán dần vào giá điện. Riêng các khoản lỗ do đầu tư ngoài ngành sẽ không được đưa vào giá điện.


Tăng giá điện sẽ ảnh hưởng rất lớn đến đời sống người dân. Trong ảnh: Kiểm tra thông số tải điện qua đường dây 500 KV trên địa bàn tỉnh Hà Tĩnh. Ảnh: HÀ THÁI

Đem đến hội thảo đơn khiếu nại của một người tiêu dùng, Phó Chủ tịch Hội Tiêu chuẩn và Bảo vệ người tiêu dùng Việt Nam Vương Ngọc Tuấn đã trích dẫn lại những nội dung chính để những người tham dự cảm nhận được gánh nặng tăng giá điện đối với cuộc sống của người dân. “Từ đơn khiếu nại này, Hội Tiêu chuẩn và Bảo vệ người tiêu dùng đã tính toán lại và thấy đúng là mức tăng giá điện đối với các hộ gia đình rất lớn chứ không phải chỉ tăng 5%-16% như Bộ Công Thương tính toán” - ông Tuấn nói. Theo ông Tuấn, tăng giá điện là ảnh hưởng tiêu cực đến đời sống của nhân dân, nhất là trong hoàn cảnh chưa thực hiện công khai, minh bạch giá thành sản xuất điện như hiện nay.

Sơ hở trong quản lý, điều hành

Mặc dù trong thực tế, điều hành của các cơ quan quản lý đã thống nhất quan điểm tăng giá để giải quyết các nút thắt đang tồn tại trong ngành điện nhưng thông điệp đưa ra tại hội thảo này lại cho thấy tăng giá không phải là giải pháp duy nhất cho bài toán điện ở Việt Nam.

Ông Vũ Xuân Thuyên, chuyên gia kinh tế cao cấp bộ Kế hoạch  - Đầu tư, cho rằng Quyết định 24 của Chính phủ là tín hiệu mở cửa thị trường bằng cách đưa ra nguyên tắc, thời gian điều chỉnh giá điện và bắt buộc thực hiện công khai, minh bạch. Tuy nhiên, quyết định này chỉ mang lại lợi ích cho EVN vì tập đoàn chỉ mua điện với giá 2,5 - 4,95 cent/kWh với những quy định rất ngặt nghèo, không quy định giá tăng thì bên bán điện được hưởng bao nhiêu.
Chỉ một lần tăng giá điện năm 2006 đã đem lại cho EVN thêm 18.000 tỉ đồng nhưng tập đoàn này lại “ném tiền” này vào chứng khoán, ngân hàng chứ không đầu tư về điện. Thế nhưng khi thiếu vốn đầu tư, EVN lại viện cớ lỗ để đòi tăng giá. Thậm chí, Bộ Công Thương còn “bật đèn xanh” cho EVN được thất thoát điện năng đến 11% trong khi Thủ tướng chỉ cho phép thất thoát 10%.


So với tốc độ tăng giá tiêu dùng, giá điện bình quân đã tăng nhanh hơn. Năm 2008, chỉ số giá tăng 22,97%, trong khi giá điện chỉ điều chỉnh tăng khoảng 1,3%. Năm 2011, chỉ số giá tăng 18,22% nhưng giá điện tăng hơn 21%. (Nguồn: Tổng cục Thống kê và tính toán của Viện Kinh tế - Tài chính). Ảnh lớn: Công nhân thi công đường dây tải điện quốc gia tại Cà Mau Ảnh: HỒNG THÚY

Trước những vấn đề ông Vũ Xuân Thuyên nêu, Cục trưởng Đặng Huy Cường cho rằng tỉ lệ thất thoát của Bộ Công thương phê duyệt cho EVN năm cao nhất cũng chỉ trên 9%. Còn việc EVN “ép” giá mua điện thì cũng nên “hiểu cho họ” vì đầu ra của EVN rất khó khăn. Lập tức, ông Vũ Xuân Thuyên đọc ngay kết quả kiểm toán năm 2007 của Kiểm toán Nhà nước cho thấy tổn thất điện của EVN năm 2007 là 10,56% trong khi quyết định của Thủ tướng Chính phủ chỉ cho phép thất thoát điện trong thời kỳ này là 8%...

TS Nguyễn Minh Phong cho rằng cơ chế quản lý giá điện có nhiều sơ hở và chỉ ra 7 nghịch lý của giá điện. Trong đó, nổi bật là giá điện tăng mãi chưa bao giờ giảm, chưa có cạnh tranh thực sự đã vội theo cơ chế giá thị trường…

Thứ Tư, 14 tháng 3, 2012

Xóm không điện giữa Sài Gòn

Xóm này ở khu vực ấp Voi, phường 15, quận Gò Vấp (TP.HCM) và cảnh tù mù diễn ra hơn 10 năm nay.



Ông Nguyễn Văn Biên (77/85/9 tổ 61, KP 8) cho biết: Do nhà ông không có điện nên ông phải câu nhờ điện của người chủ đất cũ với giá 3.000 đồng/kW. Giá cao vậy nhưng ngặt nỗi điện rất yếu. Gia đình ông chỉ dám xài bóng đèn thắp sáng và tivi; muốn dùng máy bơm để bơm nước từ giếng lên thì phải đợi lúc nửa đêm khi điện mạnh.


Do câu điện tạm nên các hộ chỉ mở tivi vào những giờ nhất định. Ảnh: T.NHÂN


Cũng giống như ông Biên, cả khu phố với khoảng 70 hộ dân chỉ xài gói gọn vài bóng đèn và một tivi. “Nhiều lúc con cái học hành cần xài máy tính nhưng điện chập chờn kiểu này đành bó tay. Ở TP mà điện còn tệ hơn cả ở quê” - bà Trần Thị Lan than thở.

Ông Nguyễn Văn Hùng kể: “Năm 2000, tôi cùng ba người em mua đất bằng giấy tay của người dân địa phương rồi xây nhà ở cho tới nay. Do đất nằm trong khu quy hoạch cây xanh nên chúng tôi không làm được giấy tờ và phải câu điện nhờ từ một hộ ở lâu năm nhà cách đây hơn 100 m. Đã nhiều lần chúng tôi nộp hồ sơ xin gắn đồng hồ điện nhưng đều không được giải quyết. Phường thì đổ cho cơ quan điện lực, còn điện lực lại đổ cho phường”.

Theo tìm hiểu của PV, với đề nghị cung cấp điện nêu trên, Công ty Điện lực Gò Vấp yêu cầu khách hàng phải có các điều kiện như nhà cửa ổn định, có hộ khẩu hoặc sổ tạm trú… Đồng thời, các hộ còn phải làm giấy cam kết có xác nhận của UBND phường về việc “nếu có giải tỏa thì công ty sẽ thu hồi điện kế, thanh lý hợp đồng mua bán điện”. Thế nhưng viện lý do không có chức năng, quyền hạn xác nhận như thế nên UBND phường đã từ chối giải quyết.

Trao đổi với PV, ông Nguyễn Thành Phát, Phó Chủ tịch UBND phường 15, nói: “Phường chúng tôi đã có công văn trả lời với Công ty Điện lực Gò Vấp rằng khu vực ấp Voi là khu quy hoạch cây xanh có quyết định phê duyệt của UBND TP từ năm 1998. Hiện nay các cơ quan chức năng đang xin ý kiến về việc thực hiện quy hoạch. Riêng đề nghị của điện lực về việc UBND phường xác nhận cam kết của người dân trong việc cung cấp điện thì phường không thể làm vì sai quy định. Nếu các hộ đã đủ điều kiện mua điện thì điện lực cứ bán điện cho họ chứ không cần cam kết đó”.

Ông Mai Thanh Tâm, Giám đốc Công ty Điện lực Gò Vấp, thông tin: “Đúng là giữa công ty với UBND phường 15 chưa có sự thống nhất về thủ tục cung cấp điện. Mới đây, công ty tiếp tục gửi văn bản đến UBND phường 15 để thông báo sẽ gắn điện kế cho các hộ dân với điều kiện phải có cam kết nhưng giấy này dân tự làm chứ không cần phường xác nhận. Hiện công ty đã gắn điện kế miễn phí cho 24 hộ và đang xem xét để giải quyết tiếp cho những hộ còn lại”.








Phải tự mua dây đồng để câu điện


Ba, bốn năm nay, nhiều hộ dân mua đất cất nhà trong khu dân cư Viet - Sing (khu vực gần đường D33, phường An Phú, thị xã Thuận An, Bình Dương) do Công ty Becamex làm chủ đầu tư phải sống trong cảnh tù mù vì hệ thống điện chưa hoàn chỉnh. Các hộ này phải tự bỏ tiền mua dây đồng để câu điện từ ngã tư đường D1 - D33 về nhà họ cách đó 500-1.000 m.

Chị Nguyễn Kim Cương (nhà 94 đường D33) than thở: “Do câu tạm nên điện luôn trong tình trạng yếu, điện năng bị hao hụt xài ít phải trả tiền nhiều. Thỉnh thoảng, dây đồng lại bị những đối tượng trộm cắp cắt, chúng tôi lại phải bỏ ra một vài triệu đồng để câu lại. Máy giặt, máy lạnh, máy bơm nước… hiếm khi sử dụng được thậm chí bóng đèn chiếu sáng cũng khi tỏ khi mờ”.

Chỉ vào đường dây điện được chủ đầu tư trồng cột để kéo dây điện vào cuối năm ngoái, anh Phạm Đức Thắng nói: “Chúng tôi khiếu nại nhiều lần thì chủ đầu tư mới cho thi công hệ thống này nhưng đến giờ chúng tôi vẫn chưa có điện xài”.

Ông Trương Minh Thi, Trưởng phòng Kinh doanh - Công ty Điện lực Thuận An, giải thích: “Do chủ đầu tư chưa chính thức bàn giao nên công ty chưa thể lắp mới hoặc dời đồng hồ điện cho các hộ dân ở khu vực trên”. Tuy nhiên, theo bộ phận phụ trách điện của Công ty Becamex, thông thường khi hệ thống điện được nghiệm thu, đóng điện thì hai bên sẽ tiến hành bàn giao tạm thời để ngành điện vận hành khai thác. Đến khi toàn bộ dự án được hoàn thành thì chủ đầu tư mới bàn giao chính thức. Chủ đầu tư sẽ trao đổi với công ty điện lực để thống nhất cách giải quyết cho bà con.

GIA NGHĨA




K.PHỤNG - T.NHÂN



P/s : Các hộ dân có thể liên hệ với chúng tôi để được tư vấn về điện năng lượng mặt trời và hỗ trợ một phần kinh phí khi lắp đặt.




Thứ Ba, 13 tháng 3, 2012

Nhật Bản giới thiệu các giải pháp năng lượng tối tân





World Smart Energy Week 2012, một trong những hội chợ thương mại lớn nhất thế giới trong lĩnh vực công nghiệp năng lượng, chuyên giới thiệu các công nghệ và sản phẩm tiết kiệm nhiên liệu mới nhất, đã được khai mạc tại nhà triển lãm Tokyo Big Sight ngày 29/2, mở cửa tới ngày 2/3.





Sự kiện này bao gồm 7 triển lãm liên quan đến năng lượng tái tạo, gồm Int’l Smart Grid Expo, Eco House & Eco Building Expo, FC Expo (Fuel Cell – Pin nhiên liệu), PV Expo (Photovoltaic Power Generation – Thế hệ điện quang), Battery Expo, Enetech Japan và PV System Expo, quy tụ 1.950 nhà sản xuất trên khắp thế giới.

Gian hàng của Toshiba đặt tại Int’l Smart Grid Expo, tập trung giới thiệu về mô hình thành phố thông minh (Smart City) hướng tới một xã hội giảm thiểu hiệu ứng carbon.

Mô hình cộng đồng thông minh và hệ thống giám sát cho thấy đóng góp của Toshiba thông qua việc sản xuất, từ các thiết bị năng lượng cho các thiết bị tiêu dùng.



Máy phát điện chạy năng lượng điện gió là một trong những giải pháp về năng lượng tái tạo.

Hệ thống “FEMINITY” HEMS (Home Energy Management System) của Toshiba, vừa cho biết lượng điện năng tiêu thụ, vừa tự tạo ra năng lượng để hỗ trợ quản lý điện năng cho gia đình.

Pin xạc thông minh SCiB của Toshiba sử sụng LTO có thể kéo dài tuổi thọ của pin tới 6.000 lần xạc, thời gian xạc nhanh, tạo ra nguồn điện áp mạnh và an toàn. SciB được dùng cho Xe điện trong mô hình cộng đồng thông minh. Toshiba có các mẫu pin từ nhỏ đến lớn, thích ứng với sử dụng trong công nghiệp hay hộ gia đình.



Gian hàng của Fujitsu có chủ đề đề xã hội thông minh lấy con người làm trung tâm, đặt tại tầng hai của Int’l Smart Grid Expo, giới thiệu giải pháp quản lý năng lượng (EMS) mới nhất của Fujitsu, giải pháp AMI và nần tảng cảm biến thông minh HEMS. Gian hàng cho thấy đóng góp của Fujitsu cho lĩnh vực giải pháp năng lượng sử dụng Công nghệ Thông tin và Truyền thông, xây dựng một xã hội thịnh vượng và an toàn cho tương lai.

Hệ thống Quản lý lưới điện EMS của Fujitsu, là giải pháp được thiết kế để tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng bằng cách điều chỉnh cung cấp và nhu cầu cộng đồng.

Giải pháp AMI của bao gồm công nghệ ad-hoc và công nghệ trung gian, cho phép dễ dàng xây dựng mạng lưới thông minh.

Fujitsu giới thiệu HEMS, nền tảng cho việc kết nối các thiết bị gia dụng và thiết bị tiêu thụ năng lượng.

Gian hàng của Hitachi đặt tại Int’l Smart Grid Expo mở hội thảo giới thiệu các nghiên cứu mới nhất của Hitachi về mạng lưới thông minh.



Cơ sở hạ tầng EV của Hitachi và giải pháp dịch vụ cho cộng đồng thông minh.

Tái tạo nguồn năng lượng thiên nhiên.



Mitshubishi giới thiệu nghiên cứu, đóng góp cho một xã hội giảm thiệu lượng carbon.

Mitsubishi giới thiệu thế hệ thống đo đạc thế hệ mới cho thị trường toàn cầu để thực hiện tối ưu hóa năng lượng.

Hệ thống ngắt đỉnh của Mitshubishi dùng cho các thiết bị điện tử gia dụng.

Panasonic biểu biễn tính năng của mô-đun quang điện hybrid ở gian hàng đặt tại PV Expo. Môđun năng lượng mặt trời HIT tạo ra năng lượng lớn hơn so với các loại mô-đun kết tinh khác.



Trình diễn tại gian hàng của Panasonic, cho thấy lợi ích của mô-đun quang điện và gói giải pháp năng lượng cho gia đình.

Kể từ sau trận động đất kinh hoàng ở phía đông Nhật Bản, mối quan tâm của quốc gia đối với năng lượng hạt nhân ngày càng tăng. Với việc luật thuế mới chính thức có hiệu lực từ tháng 7/2012, cơ hội kinh doanh cho các giải pháp năng lượng tại Nhật sẽ càng trở nên đa dạng./.