Tính từ năm 1975 đến nay, ngành điện đã tăng hơn 10 lần công suất các nhà máy điện và hơn 20 lần sản lượng điện. Tuy nhiên, do tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện của nước ta thường tăng gấp hơn 2 lần tốc độ tăng GDP nên khi làm quy hoạch điện, các nhà dự báo vẫn căn cứ theo tốc độ GDP hàng năm để tính dự báo nhu cầu mà thiếu khuyến cáo vì hệ số đàn hồi năng lượng cao, tức là tình trạng sử dụng điện còn kém hiệu quả, tiêu thụ năng lượng lớn.
Thể chế quản lý quy hoạch hạ tầng điện ở nước ta đi kèm với phân cấp ngân sách đã tạo quyền chủ động cho từng cấp chính quyền giải quyết linh hoạt nhu cầu về phát triển hạ tầng điện thuộc phạm vi trách nhiệm của mình. Nhưng trong thực tế, vẫn nảy sinh các vấn đề phối hợp liên ngành và đảm bảo tính thống nhất trong việc ra quyết định, nhất là còn nảy sinh nhiều vấn đề trong quy hoạch và kế hoạch đầu tư.
Trước tiên có thể khẳng định thể chế quản lý quy hoạch hạ tầng điện ở nước ta được tuân thủ theo Luật Điện lực. Đây là một văn bản quy phạm pháp luật có tính pháp lý cao về lĩnh vực điện được Quốc hội thông qua, góp phần hoàn thiện hệ thống pháp luật về hoạt động điện lực và sử dụng điện, tạo hành lang pháp lý cho các tổ chức, cá nhân thực hiện các hoạt động điện lực và sử dụng điện bình đẳng trước pháp luật. Riêng đối với lĩnh vực Quy hoạch phát triển điện lực, Luật Điện lực còn dành hẳn một chương để thấy tầm quan trọng của công tác này trong quá trình phát triển hạ tầng điện lực.
Tuy nhiên, do công tác quy hoạch mang tính chuyên ngành cao và có tính hệ thống thống nhất, phải thực hiện nhiều chương trình tính toán kỹ thuật ở nhiều chế độ vận hành nên hiện nay đã phát sinh ra một vài bất cập khi thực hiện quy hoạch trong lĩnh vực điện lực.
Cũng như các quy hoạch kết cấu hạ tầng, quy hoạch kết cấu hạ tầng điện được lập khi có nguồn kinh phí của Trung ương cũng như của địa phương, do vậy có thể nói tất cả các quy hoạch kết cấu hạ tầng rất khó cùng một giai đoạn quy hoạch. Đây chính là một trong những nguyên nhân gây nên sự khập khiễng khi triển khai thực hiện quy hoạch.
Về thể chế, mặc dù được quy định khá rõ ràng trong Luật Điện lực và Bộ Công nghiệp (cũ) đã có Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30/12/2005 quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập và thẩm định quy hoạch phát triển điện lực nhưng cũgn còn những văn bản khác của Chính phủ quy định về lĩnh vực này như Nghị 92/CP, Nghị định 08/CP… gây sự chồng chéo cho các đơn vị tư vấn khi lập quy hoạch trong lĩnh vực vốn mang nhiều tính nhạy cảm này.
Kinh phí lập TSĐ không quá 2 tỷ đồng ngân sách, lại thường xuyên phải “nhờ” doanh nghiệp hỗ trợ, chính vì vậy nhiều khi tư vấn cũng bị sức ép ngay từ khâu đầu tiên này.
Từ trước đến nay, các TSĐ đều chỉ do một cơ quan thực hiện, đó là Viện Năng lượng (IE) trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Quy hoạch phát triển điện lực địa phương cho 64 tỉnh, thành cũng do IE và một số đơn vị tư vấn thực hiện. Quy hoạch điện lực cấp quận, huyện do nhiều đơn vị thực hiện, chủ yếu là các đơn vị tư vấn thuộc các địa phương. Ngoài ra, các quy hoạch khác như quy hoạch xây dựng, quy hoạch phát triển công nghiệp các địa phương... đều lồng ghép các nội dung lập quy hoạch điện riêng lẻ mà không quan tâm đến tính hệ thống chuyên ngành và liên ngành, đặc biệt là trong khâu dự báo phụ tải, do đó thiếu đồng bộ và nhiều khi gây trở ngại cho nhau. Điển hình như quy hoạch hệ thống cấp điện cho huyện đảo Phú Quốc, trong khi quy hoạch xây dựng thì khẳng định đến năm 2010 nhu cầu công suất của Phú Quốc lên đến 50MW và quy hoạch chuyên ngành của Bộ Công nghiệp (cũ) khẳng định cũng tại thời điểm đó, nhu cầu công suất cực đại của Phú Quốc chỉ dao động trong khoảng 18-20MW. Từ đó hai quy hoạch này có hai phương án nguồn cấp cho Phú Quốc khác hẳn nhau ở năm 2110.
Trong công tác quy hoạch thì công tác lập kế hoạch đầu tư là khâu khó khăn nhất hiện nay vì đây là lĩnh vực yêu cầu vốn lớn, đòi hỏi phải có sự đồng bộ cao từ khâu phát điện đến khâu phân phối bán lẻ. Phần lớn khâu phát điện là do EVN và các nhà đầu tư xây dựng, khâu truyền tải là do EVN đầu tư, lưới phân phối từ 35kV trở xuống là do EVN và các địa phương đầu tư, còn các đường dây sau công tơ là do dân. Chính do cách phân chia phương thức đầu tư này khiến việc xác định thứ tự ưu tiên đầu tư trong điều kiện nguồn tài chính hạn hẹp cũng như việc tạo lập hệ thống hạ tầng điện đồng bộ gặp nhiều khó khăn.
Một vấn đề bất cập nữa là qua khảo sát thực tế tại các địa phương cho thấy tổn thất điện năng trung bình khoảng 22-25%, rất ít xã có tổn thất dưới 20%. Tuy nhiên số liệu thống kê này chưa phản ánh chính xác mức độ tổn thất thực tế vì tại rất nhiều xã-do bán kính cấp điện quá xa, công tơ được lắp đặt tại đường trục hạ áp đến vị trí bán cho cụm, tổ công tác. Nếu tính tổn thất cả trên các nhánh tiếp theo sẽ còn cao hơn nhiều. Thậm chí có nhánh tổn thất lên đến trên 40%. Ngoài ra, giá trị tổn thất trên cũng chưa phản ánh đúng tổn thất thực tế do sử dụng công tơ cũ, không được kiểm định, nên sai số lớn, đó là chưa kể đến thất thoát do quản lý ở các tổ chức điện ở nông thôn.
Nếu chỉ tính với mức tổn thất trung bình là 25% và sản lượng điện do các mô hình sản xuất kinh doanh điện nông thôn sử dụng hàng năm là 6.273 triệu kWh thì sản lượng tổn thất hàng năm lên tới 1.254 triệu kWh. Do vậy, việc giảm tổn thất xuống mức khoảng 15% sẽ tiết kiệm được 502 triệu kWh, tương đương với sản lượng điện mà EVN phấn đấu tiết kiệm trong năm 2007.
Theo đánh giá của Bộ Công Thương, tình trạng trên chủ yếu do ngân sách các cấp chính quyền thường không cấp đủ kinh phí cho quản lý vận hành, duy tu, bảo dưỡng… Thêm vào đó, nhân lực quản lý vận hành điện tại các địa phương chỉ được đào tạo với thời gian ngắn và ít đào tạo lại nên hạ tầng điện thường bị xuống cấp nhanh chóng, gây tổn thất trên lưới rất lớn và tuổi thọ công trình cũng theo đó giảm nhiều.
* Bài 2- Cần đổi mới công tác quy hoạch kết cấu hạ tầng điện