Tìm hiểu tình hình sản xuất kinh doanh ở Công ty điện lực một

trong đó có công ty điện Đông Dương (SIE) ở Bắc Bộ là tiền thân của ngành điện nước ta. Sau năm 1954, quân ta tiếp quản toàn bộ hệ thống điện của thực dân Pháp trong đó có nhà máy đèn Bờ Hồ, tiền thân của công ty ngày nay. Lúc này cơ quan này có tên là Cục điện lực trực thuộc Bộ công nghiệp nặng. Đến năm 1971, Cục điện lực đổi tên thành công ty điện lực Miền Bắc, trực thuộc Bộ Điện Than, quản lý các nhà máy điện trên toàn Miền Bắc. Năm 1991, công ty lại đổi tên thành công ty điện lực I cho đến nay Công ty điện lực I là thành viên hạch toán kinh tế độc lập của EVN, có nhiệm vụ chủ yếu là kinh doanh bán điện trên địa bàn 140.237km2 và số dân là 30.297.047 người thuộc 26 tỉnh phía Bắc. Công ty điện lực I có tổng số vốn kinh doanh khoảng gần 1.900 tỷ đồng (trong đó vốn lưu động xấp xỉ 81 tỷ đồng) và 15.110 CBCNV tham gia vào quá trình sản xuất kinh doanh. Đến hết năm 2000 tổng số khách hàng của Công ty điện lực I (CTĐLI) là 647.056 khách hàng, hàng năm số lượng khách hàng tăng từ 9 đến 14%. Năm 1995, nhà nước thực hiện sắp xếp lại tổ chức của ngành năng lượng, Tổng Công ty điện lực Việt nam (EVN) được thành lập. CTĐLI là doanh nghiệp nhà nước, trực thuộc EVN, chịu trách nhiệm bán điện cho 27 tỉnh miền Bắc (từ Hà Tĩnh trở ra, không kể Thành phố Hà Nội) và đến năm 1999 CTĐLI chỉ còn bán điện cho 26 Tỉnh (Thành phố Hải Phòng do Công ty ĐL Hải Phòng bán điện), với 3 mục đích chính: - Bán điện cho mọi đối tượng trong địa bàn mình quản lý nhằm thúc đẩy sự phát triển của toàn xã hội. - Thông qua bán điện tạo ra lợi nhuận để phát triển doanh nghiệp. - Thoả mãn nguyện vọng chính đáng của mọi cá nhân tham gia vào hoạt động sản xuất kinh doanh của Công ty. Công ty điện lực I mua điện đầu nguồn của EVN theo giá bán buôn được xác định theo từng năm và bán lẻ tới từng khách hàng dùng điện với giá bán được Chính phủ qui định thống nhất trong toàn quốc, thông qua đại diện của mình là 26 Điện lực có trụ sở taị các Tỉnh. Công ty điện lực I quản lý lưới điện từ điện áp 110 kV trở xuống đến 0,4 kV và đối tượng phục vụ là các khách hàng dùng điện. Thực chất nội dung hoạt động của CTĐLI là kinh doanh điện năng bán cho khách hàng của mình với chất lượng điện áp, tần số và với tính liên tục theo qui định của Nhà nước. Thông qua việc bán điện, CTĐLI thể hiện sự đóng góp của mình cho sự phát triển kinh tế và xã hội trên địa bàn. Công ty Điện lực I được Tổng công ty giao vốn, tài sản và các nguồn lực khác, được phép huy động mọi nguồn vốn trong và ngoài nước dưới mọi hình thức theo qui định của Nhà nước để thực hiện nhiệm vụ của mình. Công ty có trách nhiệm bảo toàn vốn được giao, không ngừng tích luỹ vốn để phát triển và làm tròn nghĩa vụ đối với Nhà nước. Công ty Điện lực I hạch toán độc lập, có con dấu riêng, được mở tài khoản tại các ngân hàng trong và ngoài nước, hoạt động theo pháp luật và sự phân cấp của Tổng công ty Điện Lực Việt Nam. Các đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực I cũng hạch toán độc lập, có con dấu và trụ sở riêng, được mở tài khoản tại các ngân hàng, có tư cách pháp nhân do Công ty phân cấp và uỷ quyền. Bảng II.1-Một số chỉ tiêu chủ yếu đã đạt được Chỉ tiêu Năm 1999 2000 2001 Điện đầu nguồn(tr kWh) 5.744,555 6.539,36 7.526,65 Điện thương phẩm(tr kWh) 5.137,356 5.920,08 6.850,00 Tỷ lệ tổn thất (%) 10,53 9,47 8,99 Doanh thu (tỷ đồng) 2.736,80 3.301,33 3.841,21 Giá bán bình quân (đ/kWh) 532,72 557,65 560,76 Số lượng khách hàng 593.807 672.986 770014 (Nguồn: Phòng kinh doanh-CTĐL I) I.1 Hiện trạng lưới điện và trạm biến áp của công ty điện lực I Bảng II.2 -Hệ thống điện của công ty điện lực I 2000 2001 Đường dây 110kV (km) 3059,287 3064,287 Đường dây 35kV (km) 12927,661 13781,661 Đường dây 10kV (km) 11112,35 11157,35 Đường dây 6kV (km) 2562,34 2562,34 Đường dây hạ thế (km) 11520 11845 TBA 110kV trở xuống (MVA) 4640 5013 (Nguồn:Phòng kỹ thuật- CTĐL I) I.1.1. Nguồn và lưới cao thế Hiện tại, Công ty điện lực I được cung cấp điện từ hệ thống điện miền Bắc Việt Nam. Nguồn điện cung cấp chủ yếu cho là nhà máy thuỷ điện Hoà Bình và nhà máy nhiệt điện Phả Lại. Hệ thống lưới điện 110KV hiện tại có chiều dài 3064,287 km, dung lượng truyền tải khá yếu, chưa đáp ứng được so với tốc độ gia tăng của phụ tải. Hiện nay có trạm đang vận hành trong tình trạng đầy tải và quá tải. Lưới điện tại một số trạm 110KV và trạm trung gian hiện đã quá cũ và chất lượng kém nên đã gây ra sự cố thiết bị và do vận hành lâu nên phần cơ bị hỏng, không có phụ tùng thay thế nên làm việc kém tin cậy. I.1.2. Lưới điện trung thế. Lưới điện trung thế của công ty điện lực I hiện nay chủ yếu tồn tại 4 cấp điện áp : 35, 22, 10, 6 kV. Trong các thành phố, thị xã lưới 10, 6kV xen kẽ lẫn nhau. Ngoài ra, thực hiện chủ trương của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam về cải tạo lưới điện trung áp 6, 10, 15 KV lên 22KV và phát triển mới lưới 22KV, Công ty Điện lực I quy hoạch lại những lộ trung áp quá dài, dần từng bước nâng điện áp từ 6KV lên 22KV cho một số khu vực sau trạm 110/22KV. Khu vực ngoại thành ngoài lưới 6KV, 10KV còn thêm cả lưới 35KV với các trạm phụ tải 35/0,4KV. Nhìn chung, lưới cấp 6KV đã được xây dựng và vận hành từ lâu, đã quá cũ nát, quá tuổi thọ sử dụng (có tuyến cáp đã vận hành từ 30-50 năm mà đến nay vẫn đang tiếp tục vận hành, cung cấp điện). Lưới 10KV xuất hiện những năm gần đây, đại đa số là lưới mới được xây dựng và cải tạo từ lưới 6KV còn phát huy tốt hiệu quả truyền tải và phân phối. Lưới điện 35KV chủ yếu vẫn đang là lưới hỗn hợp giữa truyền tải và phân phối. Số lượng các trạm 35/ 0,4KV chiếm số lượng khá lớn Các tuyến dây ngày càng kéo dài một các tuỳ tiện theo sự cần thiết, do đó làm cho tổn thất kỹ thuật khá cao. I.1.3 Lưới hạ thế. Hiện tại lưới hạ thế tồn tại 2 loại cấp điện áp là 220V và 380V. Cáp hạ thế gồm nhiều chủng loại với các thiết diện khác nhau. Các nhánh dây thường là thiết diện nhỏ và rất dài. Cùng trên một tuyến dây còn sử dụng nhiều tiết diện dây hay vật liệu thay đổi tuỳ tiện không đồng nhất một chủng loại. Có rất nhiều trường hợp nhiều khách hàng đấu nối tiếp nhau trên cùng một nhánh dây. Nhìn chung, lưới hạ áp phát triển còn mang tính chắp vá, tạm thời, đối phó. Hệ thống dây dẫn điện chằng chịt như mạng nhện, các tuyến dây hạ áp đan xen nhau, đặc biệt ở các vùng sâu, vùng xa. Còn nhiều tuyến dây dẫn nổi đi gần các khu nhà ở và cây cối, làm tăng khả năng sự cố khi mùa mưa bão hoặc vào lúc cao điểm, làm tăng mức độ nguy hiểm và cảnh quan bị cắt xé cũng như dễ bị ăn cắp điện do câu móc. Các tuyến hạ thế tại các vùng nông thôn chưa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật như bán kính cấp điện quá dài (1-2km), nhiều nơi tổn thất đến 25-40%. Công tác quản lý, vận hành, sửa chữa, cải tạo, phát triển lưới điện hạ áp gặp nhiều khó khăn. Vì vậy chất lượng điện không đảm bảo, tổn thất điện năng cao. II-Hiện trạng tổn thất điện năng ở công ty điện lực I Tổn thất điện năng là một chỉ tiêu cơ bản phản ánh hiệu quả quản lý kinh doanh của Công ty Điện lực I. Để đạt được mục tiêu giảm tổn thất là một vấn đề hết sức khó khăn, bởi trên thực tế hiện trạng lưới điện của Công ty điện lực I trải rộng, được xây dựng từ những năm 60. Sau nhiều năm vận hành, lưới điện ở nhiều nơi đã xuống cấp nhiều đường dây trung áp và hạ áp dài quá mức tiêu chuẩn. Phần đầu tư mới, nhất là lưới trung áp ( 35, 10, 6kV ) ở các tỉnh miền núi, ở nông thôn thuộc các tỉnh đồng bằng thường vận hành non tải hoặc không tải. Hơn nữa lưới điện này chủ yếu phục vụ cho sinh hoạt, do vậy thường xuyên phải vận hành trong tình trạng non tải, không tải trong các giờ bình thường, các giờ thấp điểm. Đó là một trong những nguyên nhân gây tổn thất điện năng mà việc khắc phục là khó khăn và tốn kém. Tuy nhiên,từ những năm 92 trở lại đây CTĐLI đã có những biện pháp hữu hiệu để đưa chỉ tiêu tổn thất điện năng (TTĐN) về con số 9,47% ở năm 2000 (Hình II.1). Với tinh thần phấn đấu cao, sử dụng nhiều biện pháp thích hợp nên tổn thất điện năng đã giảm liên tục và đáng kể cả về tổn thất thương mại và tổn thất kỹ thuật. Nhờ giảm tổn thất, tỷ lệ tổn thất đạt thấp hơn mức kế hoạch Tổng Công ty giao nên CTĐLI đã tiết kiệm được một khoản chi phí đáng kể tiền mua điện đầu nguồn. Năm ít nhất là 154,94 tỷ đồng (năm 1995); năm cao nhất là 215,41 tỷ đồng (năm 2000). Mặt khác nhìn tổng chi phí của CTĐLI trong hoạt động kinh doanh chúng ta thấy chi phí mua điện đầu nguồn của EVN chiểm một tỷ trọng đáng kể, do vậy để giảm chi phí chung buộc CTĐLI phải chú trọng đến việc cải tiến quản lý, đầu tư kỹ thuật đúng chỗ để giảm tỷ lệ tổn thất . Bước đầu, Công ty điện lực I chỉ chú trọng nhiều đến những biện pháp để giảm tổn thất thương mại bằng cách quản lý chặt hơn việc sử dụng điện của khách hàng, thực hiện nghiêm chỉnh việc ghi chỉ số công tơ, quản lý chặt chẽ việc giao đầu nguồn giữa Công ty và các điện lực. Từ những năm 1992, 1993, Công ty đã tập trung triển khai thực hiện chương trình giảm tổn thất điện năng từ Công ty tới các điện lực. Đột phá đầu tiên là việc củng cố toàn điện lực Hải Phòng, đảm bảo thực hiện chương trình xoá dùng điện khoán, tổng kiểm tra lập lại kỷ cương trong kinh doanh bán điện. Do vậy tỷ lệ tổn thất của điện lực Hải Phòng giảm mạnh từ 40,69 % năm 1991 đến năm 1998 tổn thất toàn điện lực Hải phòng còn 8,42% (Hình II.1) . Kế đến là điện lực Nam Định tỷ lệ tổn thất cũng giảm một cách đáng kể từ 32,27 % năm 1991 đến năm 2000 tỷ lệ tổn thất giảm còn 7,52 % (Hình II.1). Với một lượng điện nhận tương đối lớn thì chỉ một vài phần trăm tổn thất cũng gây một thiệt hại không nhỏ cho ngành điện. Mặt khác, giảm tỷ lệ tổn thất cũng là biện pháp duy nhất nhằm nâng cao lợi nhuận. Việc phấn đấu giảm tỷ lệ tổn thất xuống một vài phần trăm cũng là một công việc khó khăn đối với Công ty Điện lực I. Cách tính điện năng tổn thất của toàn Công ty: Trong đó: DAht: là điện năng tổn thất của hê thống DAn.ht: điện nhận của toàn hệ thống DAtp.ht: điện nâng thương phẩm của toàn hệ thống Aht%: tỷ lệ tổn thất của toàn hệ thống Điện năng tổn thất của toàn Công ty gồm 2 phần 1, Tổn thất phân phối: là điện năng tổn thất trong quá trình phân phối điện Cách tính: Trong đó: DAtp.ht: là tổn thất phân phối của hệ thống DApp(s): là tổng tổn thất phân phối của các Sở DAn.ht: là điện nhận của toàn hệ thống DAppht%: là tỷ lệ phân phối của hệ thống 2, Tổn thất truyền tải: là lượng điện năng tổn thất trong quá trình truyền tải điện năng Cách tính: Trong đó: DAtt.ht: là tổn thất truyền tải của hệ thống DAtt.ht: là tỷ lệ tổn thất truyền tải của hệ thống Cách tính tổn thất của các Sở DAs = An.s.kv – Atp.s.kv – Att(hộ) x K (KWh) Trong đó: DAS: là điện năng tổn thất của Sở An.s.kv: là điện nhận của Sở ( không có bán điện tại chỗ) Atp.s.kv: là điện năng thương phẩm của Sở ( không có điện thương phẩm bán tại chỗ) Att(hộ): là điện năng truyền tải hộ DAs%: là tỷ lệ tổn thất của Sở K: là hệ số tổn thất được tính thêm do có truyền tải hộ Trong đó: Anth: là điện nhận đầu đường dây truyền tải hộ DAtt(hộ): là phần tổn thất điện năng do có thêm sản lượng điện năng truyền tải hộ Hệ số K do Sở tính toán theo số liệu kỹ thuật và điện năng truyền tải hộ khách hàng và được Công ty duyệt cho từng năm một. Trong mọi thành viên của Tổng Công ty việc tính toán tổn thất cũng được xem xét đến đối với khách hàng là các nhà máy, xí nghiệp lớn mua điện từ lưới 110kV. Phần tổn thất này được tính vào trong tổn thất chung của từng Công ty và các điện lực địa phương có nhiệm vụ thay mặt Công ty trực tiếp thu tiền điện của khách hàng đó. Nguyên tắc phân tích tổn thất Triển khai các hoạt động chống tổn thất điện năng, trong đó phân tích các dữ kiện tổn thất xảy ra trên hệ thống lưới điện là một bước quan trọng. Dựa trên các kết quả phân tích người ta sẽ đặt ra nhiệm vụ đối với hệ thống, tập trung sự chú ý cho việc củng cố các trang thiết bị và đầu tư phát triển trong việc hoàn thiện lưới điện hoặc trên các quan hệ tiêu thụ. Đường dây tải điện nối giữa nhà máy và nơi tiêu thụ là rất phức tạp vì dòng điện liên tục thay đổi và việc đo lường dòng điện bị hạn chế bởi các trang thiết bị trên hệ thống có quá nhiều loại khác nhau và việc qui định đọc đồng hồ đo cũng khác nhau. Vì vậy, việc phân tích tổn thất rất khó làm hoàn hảo và giả thích tổn thất là một việc cực kỳ phức tạp Để phân tích tổn thất, cần chú ý các điểm sau đây: Điểm gửi, điểm cung cấp, điểm nhận, điểm phân phối và điểm bán là các điểm có thể đo điện năng bằng KWh. Sự chênh lệnh giữa các điểm đo tương ứng với tổn thất điện năng giữa chúng. Xu hướng thay đổi của tỷ lệ tổn thất có thể xem xét trên hai yếu tố riêng biệt là tỷ lệ tổn thất kỹ thuật và tỷ lệ tổn thất thương mại. Tỷ lệ tổn thất kỹ thuật dựa trên tình trạng hoạt động của lưới điện còn tỷ lệ tổn thất thương mại dựa trên lượng điện năng tiêu thụ ( điện thương phẩm). Tổn thất điện năng là không thể tránh khỏi. Đặc biệt, tổn thất thương mại có quan hệ mật thiết với điểm mua và điểm bán điện. Điểm mua điện đo đếm điện năng đầu nguồn được tính bằng sản lượng điện đo đếm được ở các công tơ tổng, đặt tại các trạm biến áp và các điểm ranh giới mua điện của Tổng công ty. Điểm bán điện đo đếm điện năng thương phẩm. Điện năng thương phẩm có hai loại: Thương phẩm bán tổng bao gồm tất cả điện năng đã bán qua công tơ đặt tại trạm biến áp, tính bằng kWh. Thương phẩm bán lẻ đến hộ sử dụng điện, bao gồm tất cả điện năng đã bán qua công tơ đặt tại hộ sử dụng điện. Khi tỷ lệ tổn thất càng cao thì lợi ích kinh tế của việc giảm tổn thất càng lớn. Khi tỷ lệ tổn thất thấp thì hiệu quả kinh tế của việc giảm tổn thất là không đáng kể. Vì lý do này, việc tăng cường đầu tư cho các thiết bị để giảm tổn thất là có giới hạn. Do vậy cũng cần phải tính toán xem lợi ích kinh tế do việc giảm tổn thất đem lại như thế nào thì có thể bù đắp được vốn đầu tư. Để nghiên cứu tình hình tổn thất điện năng một cách toàn diện, cần phải đi sâu phân tích tổn thất theo các góc độ khác nhau: Tổn thất điện năng qua các năm, từ năm 1991 đến 2001 Tổn thất điện năng qua các quý trong năm Tổn thất điện năng của các Điện lực ảnh hưởng của quản lý khách hàng đến tổn thất II.1 Tổn thất điện năng từ năm 1991-2001 Tỷ lệ tổn thất = ´100% Điện nhận đầu nguồn Điện nhận đầu nguồn- điện thương phẩm Công tác giảm tổn thất điện năng là một một trong những nhiệm vụ khó khăn, đòi hỏi vốn đầu tư lớn và thông thường người ta tính bằng tỷ lệ % giữa lượng điện năng giảm được và tổng lượng điện nhận: Trong đó: Điện nhận đầu nguồn là điện mua của tổng công ty điện lực Việt nam, điện năng sản xuất được từ các nhà máy của công ty và điện năng mua của các nhà máy điện độc lập ngoài ngành. Điện năng thương phẩm là lượng điện bán được cho khách hàng Ta biết rằng, tổn thất điện năng bình quân của của công ty điện lực I năm 2000 là 9,47 %, năm 2001 là 8,99 % tức là trong 1 năm chỉ giảm được 0,46%, vì vậy để thấy được sự giảm tỷ lệ % tổn thất ta phải phân tích trong thời gian dài từ năm 1991-2001. Ngoài phân tích tổn thất của công ty ta còn phân tích hai điện lực có những kết quả vượt bậc đó là điện lực Hải Phòng và điện lực Nam Định. Qua hình vẽ II.1 ta thấy rằng tổn thất điện năng của công ty giảm tương đối nhanh trong 10 năm gần đây, vào năm 1992 tổn thất của công ty là 28.12 % nhưng các năm tiếp theo tỷ lệ % tổn thất liên tục giảm và đến năm 2001 chỉ còn 8,99 %. Tức là trong vòng 10 năm tổn thất đã giảm đi hơn 3 lần. Trong khi đó theo hình II.2 sản lượng điện năng thương phẩm thì lại tăng nhanh, năm 1991 là 2,267 triệu kWh và năm 2001 là 6,75 triệu kWh, tăng gần 3 lần. Điện lực Hải phòng là một điện lực trực thuộc công ty điện lực I, nhưng từ năm 1998, theo sự sắp xếp lại tổ chức của Tổng công ty, điện lực Hải Phòng đã tách ra kinh doanh bán điện độc lập trực thuộc Tổng công ty điện lực Việt nam. Tuy nhiên, trong thời gian đầu thập niên 90, thì Hải Phòng là một trong những sở điện lực có tỷ lệ tổn thất rất cao. Nhìn vào hình vẽ II.1 ta thấy có những năm như năm 1992 tổn thất của Hải Phòng lên đến 49,80%. Quả thật đây là một con số quá lớn và nguyên nhân chủ yếu là do tổn thất thương mại bởi vì trong thời gian này mặc dầu lưới điện của Hải Phòng nói riêng và của cả nước ta nói chung rất kém, công suất không đủ cung cấp cho yêu cầu phụ tải, đặc biệt công tơ đo đếm chưa được quản lý chặt chẽ, tuy nhiên so với các điện lực khác và mặt bằng chung của công ty thì lưới điện của Hải Phòng không thua kém, thậm chí còn tốt hơn, phụ tải thì tương đối tập trung, đặc biệt là phụ tải công nghiệp tương đối lớn. Điều này có nghĩa là, tổn thất kỹ thuật của Hải Phòng sẽ tương đương với tổn thất kỹ thuật của các điện lực khác trong khi đó tổn thất năm thì lại cao gấp 1,77 lần so với mặt bằng tổn thất chung của công ty (49,8% so với 28,12 –Năm 1992). Chính vì lý do này mà công ty đã chỉ đạo, có các biện pháp cụ thể như đưa công tơ vào hộp đóng kín và đưa ra ngoài, không để ở nhà dân nữa, tăng cường công tác kiểm tra, xử lý kịp thời những vi phạm, vì vậy tình trạng câu móc điện đã hạn chế đáng kể. Cùng với các biện pháp giảm tổn thất thương mại là các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật đầu tư cải tạo lưới điện, trạm biến áp...Vì vậy, chỉ trong hai năm từ 1992-1994 tổn thất điện năng của sở điện lực Hải Phòng đã giảm 30,66% chỉ còn 19,14% thấp hơn cả tổn thất chung của toàn công ty. Đây là một kết quả thật khả quan, góp phần đẩy mạnh nhiệm vụ giảm tổn thất điện năng cho tất cả các sở điện lực trong toàn công ty. Từ năm 1994 đến năm 1998 là năm mà điện lực Hải Phòng tách ra thành công ty bán điện độc trực thuộc EVN, điện lực Hải Phòng luôn luôn đi đầu trong việc giảm tổn thất điện năng. Năm 1998, tổn thất của Hải Phòng chỉ còn 8,42%, so với năm 1992 là 49,8% thì đây là một nỗ lực đáng ghi nhận. Ngoài điện lực Hải Phòng thì điện lực Nam Định cũng là một trong những đơn vị thực hiện tốt công tác giảm tổn thất đặc biệt là từ năm 1998 đến nay tổn thất của điện lực Nam Định thấp hơn so mặt bằng tổn thất chung của công ty. Trong giai đoạn 1991-1996, biện pháp chủ yếu mà công ty áp dụng là những biện pháp giảm tổn thất thương mại và đã thu được kết quả rất khả quan, đặc biệt giai đoạn 1993 – 1995, bình quân mỗi năm giảm khoảng 5%. Từ 1/6/1996 nhà nước điều chỉnh giá bán điện, đặc biệt là việc tính thêm mức giá bậc thang đối với các hộ sử dụng điện sinh hoạt – thành phần phụ tải chiếm tỷ trọng lớn nhất và gây nhiều tổn thất. Do có nhiều yếu tố tác động nên mặc dù đã có nhiều cố gắng, năm1996 đã không thực hiện được việc cải tạo hoàn thiện lưới điện hạ thế. Tuy nhiên năm 1996 tổn thất còn 12,3% giảm hơn so với năm 1995 là 3,35%. Trong giai đoạn từ năm 1996 đến nay, tổn thất điện năng liên tục giảm, tuy nhiên tốc độ giảm không còn nhiều như trước, mỗi năm chỉ giảm được khoảng 0,5%. Để đạt được kết quả này toàn Công ty cũng đã phải cố gắng rất nhiều, bởi vì trong giai đoạn này các biện pháp giảm tổn thất thương mại tuy còn nhiều việc phải làm nhưng những biện pháp chính, hiệu quả cao đã sử dụng hết, bảo hoà, phát huy hết tác dụng. Các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật như cải tạo lưới điện, chống quá tải các trạm biến áp, lắp đặt thêm các trạm bù để công suất phản kháng... thì đòi hỏi vốn đầu tư lớn. Mô hình tổ quản lý điện nông thôn đã phát huy được nhiều ưu điểm. Do gần dân, nắm vững địa bàn quản lý nên tổ đã sửa chữa hư hỏng kịp thời , đề xuất được nhiều biện pháp chống lấy cắp công tơ, ngăn chặn kịp thời việc khách hàng lấy cắp điện hoặc có hành vi phá hoại hệ thống đo đếm điện. Các trạm công cộng có tỷ lệ tổn thất cao mặc dù đã giảm nhưng vẫn ở mức 25% trở lên. Trong giai đoạn 1996 –2000 thì công ty chủ yếu đầu tư xây dựng mới lưới điện và bắt đầu từ đầu năm 2001, công ty đã đầu tư chống quá tải các trạm biến áp. Do được đầu tư cải tạo mở rộng nâng công suất và xây dựng mới các công trình chống quá tải lưới điện truyền tải 110-35 kV và lưới điện phân phối cộng với việc đầu tư trang thiết bị quản lý tiên tiến trong khâu đo lường, thí nghiệm và hiệu chỉnh công tơ nên các điện lực đã hoàn thành tương đối tốt chỉ tiêu điện thương phẩm và giảm tổn thất điện năng. Tóm lại: Giảm tổn thất điện năng là giảm chi phí mua điện đầu nguồn, tăng điện năng thương phẩm, tăng doanh thu.Vì vậy, trong 10 năm qua công ty điện lực I đã có những nỗ lực vượt bậc trong công tác giảm tổn thất điện năng và xây dựng, cải tạo hệ thống điện. Hiện nay, tổn thất của công ty tương đối thấp dưới 10% , tuy nhiên, con số này còn khá cao bởi vì ngày nay khi mà nhu cầu điện năng ngày càng tăng nhanh, trong khi đó các nguồn năng lượng sơ cấp như than đá, dầu, khí...để sản xuất ra điện ngày càng cạn kiệt và công tác bảo vệ môi trường ngày càng được chú trọng thì các biện pháp tiết kiệm ngày càng được chú ý đầu tư nhiều hơn. Ta biết rằng đầu tư cho tiết kiệm thì rất có hiệu quả, để tăng công suất nguồn lên 1kW thì chi phí đầu tư khoảng 1000USD, trong khi đầu tư để tiết kiệm được cũng 1kW công suất thì chỉ cần khoảng 200USD. Ngày nay các tổ chức bảo vệ môi trường thế giới, các tổ chức kinh tế sẵn sàng đầu tư hoặc cho vay ưu đãi để chúng ta đầu tư tiết kiệm năng lượng. Mặt khác, so với các công ty điện lực trên thế giới và khu vực Đông Nam á có địa hình tương tự công ty điện lực I như công ty điện lực PEA của Thailand tổn thất của họ chỉ khoảng 5-6% thì ta thấy rằng tiềm năng giảm tổn thất của công ty điện lực I là rất lớn. Vì vậy trong những năm tới công ty điện lực I cần có nhiều biện pháp hơn nữa, đặc biệt là các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật như chống quá tải các trạm biến áp, cải tạo lưới điện, vận hành kinh tế lưới điện và trạm biến áp để giảm tổn thất cần phải quy hoạch lại nguồn, lưới điện và làm tốt công tác dự báo nhu cầu phụ tải để có kế hoạch phát triển hệ thống điện một cách đồng bộ, có hiệu quả. II.2 -Tổn thất điện năng qua các quý trong năm Bảng II.3-Bảng tổng hợp chỉ tiêu tổn thất năm 2001 Chỉ tiêu Quý I Quý II Quý III Quý IV Cả năm Điện nhận 1803 1961 1920 1840 7526 Điện thương phẩm 1624 1747 1771 1730 6850 Điện tổn thất 179 214 149 110 676 Tỷ lệ tổn thất 9,97 11,4 8,23 6,37 8,99 Tỷ lệ TT phân phối 7,00 7,54 6,47 3,32 6,10 Tỷ lệ tổn thất 110kV 3,00 3,75 1,77 3,08 2,89 (Nguồn: Phòng kinh doanh-CTĐL I) Tổn thất điện năng xảy ra ở tất cả các thời điểm trong năm nhưng tỷ lệ tổn thất xảy ra giữa các quý là không đều đặn. Điện năng cung cấp và tiêu thụ của các thành phần phụ tải khác nhau biến đổi theo từng thời kỳ: điện cho sinh hoạt tăng cao vào vào dịp lễ, tết, mùa hè do thời tiết nắng nóng nên nhu cầu dùng điện để quạt mát, dùng tủ lạnh nhiều hơn , điện cho nông nghiệp cũng cần nhiều vào mùa hè để chống hạn, mùa mưa để chống úng.... Do đó, cần nắm chắc đặc điểm này để quản lý điện năng tốt hơn. Qua bảng *** trên ta thấy, tỷ lệ tổn thất điện năng của quý II là cao nhất lên đến 11,7% và tỷ lệ tổn thất quý IV là thấp nhất trong năm, chỉ có 6,37%. ã Tỷ lệ tổn thất quý II tăng lên cao một phần do nhu cầu sử dụng điện thời kỳ này rất lớn. Quý II là thời gian sau Tết, các doanh nghiệp bắt đầu một chu kỳ sản xuất mới, sản lượng điện tiêu thụ tăng lên. Điện cần cho sinh hoạt cũng bắt đầu tăng lên do yếu tố thời tiết, ít nhiều gây tới tâm lý hộ sử dụng. Mặt khác, thời gian này, các biện pháp giảm tổn thất điện năng mới được xây dựng và thực hiện, chưa phát huy được hiệu quả. Do đó , sản lượng điện nhận, điện thương phẩm và tổn thất của quý II là cao nhất trong năm. ã Tỷ lệ tổn thất quý IV giảm thấp nhất trong năm. Thời kỳ này, 2 thành phần phụ tải chủ yếu là phụ tải công nghiệp và phụ tải sinh hoạt đều giảm nhu cầu tiêu thụ, điện cho nông nghiệp cũng giảm thấp. Do vậy, lượng điện tổn thất cũng giảm. Hơn nữa trong quý IV, hầu hết các công trình cải tạo lưới điện đều được hoàn thành, công tác kiểm tra sử dụng điện cũng được đẩy mạnh, do đó việc quản lý điện đạt kết quả tốt. Nhờ vậy quý IV có tỷ lệ tổn thất thấp nhất trong năm mặc dù lượng điện nhận đầu nguồn không phải là thấp . II.3- Tổn thất điện năng của các điện lực Bảng II.4 - Tổn thất điện năng (%) của các điện lực TT Tên điện lực 1998 1999 2000 2001 1 Nam Định 7,77 7,69 7,52 7,09 2 Phú Thọ 7,77 7,45 6,90 6,90 3 Quảng Ninh 8,63 8,70 8,32 7,59 4 Thái Nguyên 10,24 6,95 7,30 7,52 5 Bắc Giang 9,33 7,10 5,24 5,90 6 Hải Dương 8,64 8,10 6,53 6,53 7 Thanh Hóa 9,44 8,36 8,23 6,98 8 Hà Tây 8,97 7,88 7,9 7,79 9 Thái Bình 8,35 7,70 7,10 7,84 10 Yên Bái 8,74 10,84 8,57 7,57 11 Lạng Sơn 14,18 10,64 7,80 7,85 12 Tuyên Quang 13,07 8,39 8,51 8,06 13 Nghệ An 9,29 8,65 7,70 7,63 14 Cao Bằng 8,10 10,64 9,35 8,32 15 Sơn La 10,21 8,98 7,88 7,28 16 Hà Tĩnh 9,44 11,52 9,13 10,04 17 Hoà Bình 15,73 10,80 10,87 8,14 18 Lào Cai 11,82 9,38 8,55 8,39 19 Lai Châu 10,31 9,29 8,60 8,40 20 Hà Giang 17,47 9,35 8,86 6,89 21 Ninh Bình 11,30 7,95 7,98 7,67 22 Bắc Ninh 10,09 6,46 6,17 5,72 23 Hưng Yên 8,73 8,84 8,61 7,86 24 Hà Nam 11,41 4,49 6,90 6,81 25 Vĩnh Phúc 8,39 7,57 7,33 6,89 26 Bắc Cạn 8,80 10,06 9,60 5,84 Công ty 11,17 10,53 9,47 8,99 (Nguồn: Phòng kinh doanh- CTĐL I) Qua biểu II.3, ta thấy tỷ lệ tổn thất ở các điện lực đều giảm theo các năm. Tiêu biểu là điện lực Hà Giang, từ 17,47 % năm 1998 xuống còn 6,89% năm 2001. Các điện lực Lạng Sơn, Hoà Bình, Hà Nam cũng thu được kết quả tốt. Lạng Sơn từ 14,18% năm 1998 xuống 7,8 năm 2000, Hoà Bình từ 15,73 % xuống còn 8,14% ... Tuy nhiên, còn có một số điện lực tỷ lệ tổn thất giảm ít thậm chí còn tăng theo các năm (Điện lực Hà Tĩnh). Các điện lực như điện lực Nam Định luôn có tổn thất nhỏ hơn mặt bằng chung của toàn công ty. Trong năm 1998, khi mà tổn thất của công ty còn khá cao là 11,7 % thì tổn thất của điện lực Nam Định chỉ là 7,77% tức là nhỏ hơn 4%, từ đó đến nay tổn thất của Nam Định luôn ổn định và giảm, năm 2001 là 7,09%. Trong quá trình nghiên cứu về tổn thất không thể chỉ dựa vào tỷ lệ tổn thất hiện tại để đánh giá kết quả mà còn phải tuỳ vào địa hình, đời sống của người dân và tình trạng lưới điện hiện có của điện lực đó. Chẳng hạn, điện lực của một số tỉnh miền núi như Cao Bằng, Hà Giang ...thì dân cư rất thưa thớt, ít phụ tải công nghiệp nên công tác giảm tổn thất sẽ gặp nhiều khó khăn hơn so với các điện lực khác như Hải Dương, Hà Tây, Ninh Bình... Tóm lại: Tỷ lệ tổn thất của các nghành điện giảm dần, tỷ lệ giảm nhiều hay ít một phần tuỳ thuộc vào đặc điểm tình hình cụ thể từng điện lực. Nhưng qua đó cũng cho thấy cố gắng chung của toàn CBCNV Công ty điện lực I trong công tác kinh doanh, thực hiện giảm tổn thất điện năng. II.4 ảnh hưởng của quản lý khách hàng đến tổn thất Công ty Điện lực I bán điện cho 27 tỉnh miền Bắc (từ Hà Tĩnh trở ra, không kể Thành phố Hà Nội) và đến năm 1999 CTĐLI chỉ còn bán điện cho 26 Tỉnh (Thành phố Hải Phòng do Công ty ĐL Hải Phòng bán điện). Kinh doanh điện năng ngoài việc phục vụ các nhu cầu sản xuất, kinh doanh, phát triển kinh tế còn phải thoả mãn nhu cầu sinh hoạt của mọi tầng lớp nhân dân, đảm bảo trật tự an toàn xã hội, phục vụ công tác tuyên truyền các chủ trương chính sách của Đảng và Nhà nước. Phương thức kinh doanh của Công ty là bán điện thông qua hợp đồng mua bán điện với khách hàng, do hai bên thoả thuận. Lượng điện năng tiêu thụ hàng tháng của khách hàng được căn cứ vào chỉ số của công tơ đo đếm điện. Hiện tại, hầu hết các khách hàng mua điện của Công ty Điện lực I đều được lắp công tơ và ký hợp đồng dùng điện. Ngoài ra, công ty còn có một số lượng lớn các khách hàng gián tiếp tức là những khách hàng mua điện của công ty thông qua các cai thầu. Đối tượng này chủ yếu là ở các vùng sâu, vùng xa công ty chưa có điều kiện để đầu tư lưới điện về từng hộ gia đình mà chỉ đưa điện về trong vùng sau đó dân tự xây dựng lấy lưới điện về tận hộ gia đình. Mặc dầu đây chủ yếu là người có thu nhập thấp, đời sống còn gặp nhiều khó khăn nhưng do thông qua cai thầu nên họ mua điện với giá khá cao so với giá bán điện bình quân của công ty nhưng ngược lại giá bán điện bình mà công ty bán cho đối tượng này là rất thấp. Nguyên nhân chủ yếu của nghịch lý trên là do lưới điện phân phối đến từng hộ gia đình quá kém, dẫn đến tổn thất điện năng rất lớn và người dân phải trả tiền cho lượng điện năng tổn thất này. Do đó, trong thời gian qua và trong thời gian tới, nhiệm vụ của công ty là phải tập trung xây dựng lưới điện ở các vùng nông thôn tiến tới xoá bỏ cai thầu điện dẫn đến lượng điện năng tổn thất giảm một cách đáng kể và góp phần giảm giá bán điện cho nhân dân Qua hình vẽ II.3 ta thấy rằng số lượng khách hàng của công ty liên tục tăng. Năm 1998 là 495.714 nhưng đến năm 2001 số lượng khách hàng đã là 744.084. Để thuận tiện cho công tác quản lý và tính toán các chỉ tiêu, khách hàng của Công ty được phân loại theo một số các tiêu thức khác nhau: Theo đơn vị hành chính Theo thành phần phụ tải Theo chủ thể hợp đồng Theo nguồn cấp điện. Trong đồ án này chỉ đi sâu phân tích ảnh hưởng của khách hàng theo thành phần phụ tải Theo đơn vị hành chính: Tổng thể khách hàng của Công ty được chia thành các đơn vị tỉnh, thành, bao gồm 26 điện lực như đã trình bày ở trên. Mỗi điện lực chịu trách nhiệm bán điện, cung cấp sửa chữa sự cố cho khách hàng nằm trên địa bàn mình quản lý. Nhìn vào bảng II.5 ta thấy tỷ trọng điện thương phẩm giữa các điện lực rất không đều nhau. Một số điện lực như Thanh Hoá (12,06%), Hà Tây(9,31%), Hải Dương(8,49%), Nghệ An (6,60%) chiếm tỷ trọng rất cao nhưng ngược lại có một số điện lực như Bắc Cạn (0,26%), Hà Giang (0,41%), Lai Châu (0,42%), Cao Bằng (0,60%)...lại chiếm tỷ trọng rất thấp, chỉ chưa đến 1%. Nguyên nhân của tình trạng này là các tỉnh có sản lượng điện thương phẩm cao là những tỉnh có số mật độ dân số cao, đời sống khá ổn định và có phụ tải công nghiệp lớn. Ngược lại các tỉnh có sản lượng điện thương phẩm thấp là những tỉnh miền núi, điện chưa về hết với các vùng thôn bản, hoặc có điện thì do đời sống còn khó khăn nên nhu cầu tiêu thụ điện rất thấp. Bảng II.5- Tỷ trọng theo điện năng thương phẩm của các điện lực Tên điện lực Năm 2000 Năm2001 SL điện năng thương phẩm (tr kWh) Tỷ trọng (%) SL điện năng thương phẩm (tr kWh) Tỷ trọng (%) Nam Định 352.481 6,0 401.018 5,85 Phú Thọ 339.712 5,74 349.376 5,1 Quảng Ninh 390._.