Đón Tết ngắm Bolsai Nhật Bản

Beautiful Bonsai.

(Japan)

Read More

Đôi nét về thị trường điện cạnh tranh Việt Nam

 

Trong cơ chế thị trường, các nhà máy điện sẽ cung cấp bản chào giá bao gồm các dải công suất và giá tương ứng cho từng chu kỳ giao dịch trong ngày. Các bản chào giá này sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tiếp nhận, kiểm tra tính hợp lệ và sử dụng trong việc tính toán biểu đồ huy động của các nhà máy. Tương tự như cơ chế quản lý tập trung, mục tiêu trong việc huy động các nhà máy điện vẫn là đảm bảo tối thiểu chi phí mua điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải, tuy nhiên trong thị trường điện, biểu đồ huy động của các nhà máy sẽ được tính toán cho từng chu kỳ giao dịch (thường là từng giờ) dựa trên bản chào của các nhà máy theo nguyên tắc chào giá rẻ được huy động trước, chào giá đắt được huy động sau cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải và thỏa mãn các ràng buộc kỹ thuật của tổ máy cũng như của hệ thống. Như vậy trong thị trường điện, việc tính toán huy động các nhà máy điện theo một cơ chế rất rõ ràng, minh bạch và các nhà máy phát cao hay thấp phụ thuộc vào giá chào của bản thân nhà máy, do đó các nhà máy hoàn toàn có thể chủ động đưa ra các chiến lược vận hành trong từng thời kỳ cho phù hợp với mục tiêu tối đa lợi nhuận của mình. Ngoài việc được huy động theo giá chào, các nhà máy cũng sẽ được thanh toán một phần sản lượng theo giá thị trường cho từng chu kỳ giao dịch, do vậy để đưa ra được chiến lược chào giá phù hợp với các mục tiêu của mình, các đơn vị phát điện cần phải tự tính toán điều tiết hồ chứa thủy điện, tính toán và chịu trách nhiệm đảm bảo nước tưới tiêu cho địa phương, đánh giá khả năng cung cấp và nhu cầu sử dụng khí, đánh giá và đưa ra các kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tổ máy phù hợp, dự báo giá thị trường… điều này sẽ nâng cao trách nhiệm đối với hiệu quả sản xuất kinh doanh và phát triển của các đơn vị phát điện.

1.    Vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam

Thực hiện chủ trương của Nhà nước, thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam đã được vận hành thử nghiệm từ 01/7/2011. Sau 1 năm vận hành thí điệm kết hợp công tác chuẩn bị và hoàn thiện cơ sở hạ tầng thị trường điện, sửa đổi, bổ sung các quy trình quy định cần thiết, chuẩn bị nguồn nhân lực phục vụ vận hành, căn cứ các đánh giá kết quả vận hành trong giai đoạn thử nghiệm, Chính phủ và Bộ Công Thương đã có quyết định chính thức vận hành thị trường điện từ ngày 01/7/2012, đánh dấu một bước chuyển biến mới trong lộ trình phát triển ngành điện.

Thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3 cấp độ:

- Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005 – 2014)

- Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014 – 2022)

- Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022)

(Theo Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực)

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam bao gồm các khối: các Đơn vị phát điện, các Đơn vị cung cấp dịch vụ, các Đơn vị phân phối, Đơn vị mua duy nhất và các khách hàng, trong đó các Đơn vị phát điện sẽ cạnh tranh với nhau để bán điện trên thị trường. Các Đơn vị phát điện được chia làm hai nhóm: nhóm trực tiếp tham gia thị trường sẽ chào giá bán điện trên thị trường, nhóm gián tiếp tham gia thị trường (bao gồm các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy BOT, các nhà máy điện gió, địa nhiệt… và một số nhà máy chưa đủ điều kiện tham gia thị trường điện) sẽ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện – SMO (là Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia) tính toán và công bố biểu đồ. Đến thời điểm tháng 09/2012 đã có 32 nhà máy điện thuộc 25 Đơn vị phát điện (bao gồm cả thủy điện, nhiệt điện than và tua bin khí) trực tiếp tham gia thị trường.

Giá thị trường toàn phần thanh toán cho các nhà máy gồm hai thành phần:

§  Giá biên hệ thống (SMP) cho điện năng phát trong một chu kỳ giao dịch được xác định sau vận hành (ex-post) bằng giá chào cao nhất trong tất cả các tổ máy được xếp trong lịch huy động theo phương pháp không tính đến ràng buộc về hạn chế truyền tải điện cho chu kỳ đó. Trường hợp giá SMP này cao hơn giá trần SMP được quy định, mức giá thanh toán sẽ được tính bằng giá trần SMP.

§  Giá công suất (CAN - Capacity Add-On) cho lượng công suất được lập lịch huy động trong một chu kỳ giao dịch. Giá công suất CAN được SMO xác định cho từng chu kỳ giao dịch trong lập kế hoạch vận hành năm tới, trong đó CAN được trả cho những giờ không phải là thấp điểm đêm khi hệ thống cần công suất, cụ thể là từ 4h00 đến 22h00 hàng ngày. Giá CAN được xác định trên nguyên tắc nhà máy mới tốt nhất (BNE –Best New Entrant) có thể thu hồi chi phí cố định và biến đổi bình quân trong một năm dựa trên các giả thiết được sử dụng trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới.

Tất cả các bản chào giá điện năng trong thị trường VCGM đều được giới hạn trong mức giá trần bản chào. Các nhà máy nhiệt điện chào giá chi phí biến đổi của từng tổ máy trong giới hạn mức trần chi phí biến đổi của từng nhóm công nghệ chuẩn tính theo giá nhiên liệu và chi phí khởi động. Đối với các nhà máy thuỷ điện, mức giá chào nằm trong phạm vi từ 0% - 110% giá trị nước do SMO tính toán cho từng nhà máy của từng nhà máy bằng mô hình xác định giá trị nước.

Để đảm bảo mức giá điện phản ánh chi phí hợp lý cho xã hội, trong thị trường VCGM sẽ áp dụng mức giá trần SMP. Tất cả các nhà máy chạy đỉnh với chi phí phát điện cao hơn giá trần SMP, các nhà máy cung cấp dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội và dự phòng phải phát để do ràng buộc an ninh hệ thống điện sẽ không được thiết lập giá SMP. Tuy vậy, các nhà máy này vẫn sẽ được thanh toán theo giá chào cho phần điện năng bán vào thị trường hoặc theo giá các hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đối với các tổ máy ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với SMO.

Tất cả nhà máy được ký hợp đồng mua bán điện sẽ bán toàn bộ điện năng cho Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy không phải là SMHP hoặc BOT sẽ có các hợp đồng mua bán điện dạng hợp đồng sai khác (CfD) theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành. Các hợp đồng này sẽ quy định thanh toán theo giá hợp đồng cho 90-95% sản lượng điện dự kiến phát hàng năm của một nhà máy trong giai đoạn ban đầu của thị trường. Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng sẽ được giảm dần khi hệ thống có công suất dự phòng cao hơn, thị trường phát triển và cạnh tranh hơn.

Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu sẽ ký với SB hợp đồng mua bán điện theo mẫu riêng do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo các nhà máy này thu hồi đủ chi phí thực tế. Các nhà máy này sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố lịch huy động theo giá trị nước để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện

Các dịch vụ phụ trợ bao gồm công suất điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, khởi động nguội và vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống. Các nhà máy điện cung cấp các dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, sẽ ký hợp đồng hàng năm với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện. Chi phí cung cấp dịch vụ phụ trợ sẽ là một thành phần trong tổng doanh thu yêu cầu của SMO và sẽ được thu từ các Đơn vị phân phối thông qua Đơn vị mua buôn duy nhất.

Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được huy động và thanh toán trực tiếp thông qua thị trường điện giao ngay bằng giá SMP cho điện năng và CAN cho công suất, không qua hợp đồng.

Chu kỳ thanh toán trong thị trường VCGM là một (01) tháng. SMO có trách nhiệm tính toán và chuẩn bị các bảng kê thanh toán cho các khoản thanh toán trong thị trường giao ngay. Dựa trên các khoản thanh toán trong thị trường giao ngay và các khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện, các nhà máy điện lập chứng từ và hoá đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất đối với toàn bộ điện năng phát trong thị trường điện. Đơn vị mua buôn duy nhất sau đó sẽ thực hiện việc thanh toán cho các nhà máy điện.

 

2             Các vấn đề đạt được và đề xuất trong việc huy động các nguồn điện trong điều kiện thị trường phát điện cạnh tranh:

2.1.     Các vấn đề đạt được và đề xuất:

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam là thị trường điện rất mới so với các nước trên thế giới và đang trong các bước phát triển đầu tiên trong lộ trình do Chính phủ phê duyệt. Trong các tháng đầu vận hành chính thức thị trường, với trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia đã có những kiến nghị từ trước đối với Cục Điều tiết điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam về một số công việc để đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục khi vận hành trong môi trường TTĐ nên trong thời gian qua công tác vận hành vẫn đảm bảo tốt an toàn cung cấp điện, không có sự cố chủ quan từ khâu lập kế hoạch đến vận hành thời gian thực

Trong môi trường cạnh tranh mới, do chủ động được các chiến lược vận hành của mình, một số nhà máy thuỷ điện khi nước về đủ lớn đã chào giá rẻ để được huy động cao thậm chí tối đa, điều này vừa phù hợp với điều tiết hồ chứa của nhà máy, nâng cao doanh thu cũng như lợi nhuận của nhà máy, đồng thời góp phần giảm giá thị trường trong khoảng thời gian này (Ví dụ: DakR’tih).

Cơ chế thị trường thanh toán theo hợp đồng sai khác và giá thị trường từng giờ đã tạo động lực cho các nhà máy nhiệt điện giảm công suất tối thiểu theo đúng khả năng kỹ thuật của tổ máy, chủ động chào giá để giảm công suất phát vào các giờ thấp điểm đêm, góp phần nâng cao tính kinh tế khi vận hành hệ thống đặc biệt trong thời điểm khi phải huy động cao các nhà máy thủy điện vào mùa lũ.

Các nhà máy đã nâng cao hiệu suất công việc, rút ngắn thời gian sửa chữa để nhanh chóng đưa tổ máy vào vận hành, góp phần đảm bảo dự phòng cho hệ thống cũng như tăng doanh thu cho nhà máy nếu được huy động (ví dụ Phả Lại).

Việc không tuân thủ lệnh điều độ (phát công suất không đúng theo lệnh) sẽ giảm nhiều do các chênh lệch giữa sản lượng phát thực tế của nhà máy với sản lượng theo lệnh điều độ sẽ chỉ được thanh toán với giá rất thấp (bằng giá thấp nhất của các tổ máy tham gia chào giá trong chu kỳ tính toán).

Kết quả vận hành thị trường điện cho thấy giá thị trường bám sát nhu cầu phụ tải, giá thị trường biến động theo từng chu kỳ trong ngày và giảm vào các giờ thấp điểm đêm khi nhu cầu phụ tải thấp, tăng cao hơn trong các giờ ban ngày khi phụ tải toàn hệ thống cao. Điều này phản ánh việc tối ưu trong huy động các nguồn điện khi phụ tải thấp hệ thống chỉ cần huy động các nhà máy chào giá rẻ, tuy nhiên khi phụ tải tăng thì cần huy động thêm các nhà máy chào giá đắt hơn, thậm chí sẽ phải huy động các nhà máy có giá khá cao vào các giờ cao điểm.

Tuy nhiên, môi trường thị trường điện hiện cũng là khái niệm khá mới đối với đa số các đơn vị tham gia, do vậy trong thời gian vừa qua việc vận hành thị trường cũng như huy động các nguồn điện trong thị trường vẫn còn gặp các khó khăn, vướng mắc cần tiếp tục giải quyết thông qua các quy trình, quy định cụ thể. Một số các vướng mắc điển hình trong việc huy động các nguồn điện trong thị trường như sau:

-      Trong giai đoạn hiện nay với cơ cấu nguồn và phụ tải của hệ thống điện Việt Nam một số thời điểm sẽ xuất hiện quá tải trên các MBA 500kV, để an toàn cho vận hành hệ thống điện trong tính toán ngày tới, giờ tới sẽ phải giữ các tổ máy nhiệt điện đắt tiền nối lưới để chống quá tải.

-      Huy động các tổ máy thủy điện để đảm bảo cấp nước hạ du: việc đảm bảo cấp nước cho hạ du là trách nhiệm của các nhà máy tham gia thị trường và các nhà máy này phải thực hiện thông qua việc chào giá để được huy động, tuy nhiên một số nhà máy chào giá chưa phù hợp dẫn đến không được huy động đủ yêu cầu do vậy trong vận hành thực tế vẫn phải huy động các tổ máy thủy điện này để đảm bảo cấp nước hạ du.

-      Điều chỉnh công suất thủy điện đa mục tiêu: trong một số thời điểm nước lũ lớn về các hồ thủy điện đa mục tiêu, để tận dụng tài nguyên quốc gia tránh xả thừa cần phải điều chỉnh công suất các nhà máy thủy điện đa mục tiêu khác so với biểu đồ đã công bố.

-      Ngừng các tổ máy nhiệt điện do thừa nguồn: Với đặc điểm phụ tải hệ thống điện Việt Nam có sự chênh lệch lớn trong cao điểm và thấp điểm, một số thời điểm hệ thống thừa nguồn do thủy điện nước về nhiều và phụ tải thấp, các tổ máy nhiệt điện sẽ phải ngừng vào các giờ thấp điểm.

 

  2.2  Thị trường phát điện cạnh tranh năm 2013

Năm 2013, sẽ có tổng cộng 67 nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) - theo thông tin từ Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương).

Cụ thể, 45 nhà máy sẽ trực tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 5.344 MW. Trong đó có nhiều nhà máy có công suất lớn như Nhiệt điện Phả Lại 2, Nhiệt điện Quảng Ninh và Nhiệt điện Hải Phòng có công suất 600 MW, Nhiệt điện Cẩm Phả 670 MW, Phú Mỹ 1 (1.108,6 MW), Phú Mỹ 2.1 (893,4 MW), Phú Mỹ 4 (452,9 MW), Nhơn Trạch 1 (450 MW), Nhơn Trạch 2 (781,2 MW).

Ngoài ra, dự kiến sẽ có thêm 22 nhà máy điện với tổng công suất 3.460 MW trực tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh khi chính thức vận hành thương mại và đáp ứng đủ điều kiện.

Hầu hết các nhà máy điện dự kiến trực tiếp tham gia vào thị trường điện cạnh tranh có công suất nhỏ. Trong đó, lớn nhất là Nhà máy điện Vũng Áng 1 (công suất 600 MW), Mạo Khê (440 MW), Uông Bí mở rộng 2 (330 MW); Quảng Ninh 2, Uông Bí mở rộng 1 và Nghi Sơn 1 cùng có công suất 300 MW.

Như vậy, năm 2013 sẽ có tổng cộng 67 nhà máy điện trực tiếp tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 8.804 MW.

Cục Điều tiết Điện lực cũng công bố danh sách 25 nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 12.031 MW. Trong đó có Thuỷ điện  Hoà Bình 1.920 MW, Trị An 400 MW, Pleikrông 720 MW, Phú Mỹ 2.2 (715 MW), Phú Mỹ 3 (716,8 MW), Cà Mau 1 và Cà Mau 2 đều có công suất 772,7 MW.

Đặc biệt, Nhà máy Thủy điện Sơn La - Công trình thủy điện lớn nhất Đông Nam Á với công suất 2.400 MW vừa chính thức khánh thành ngày 23/12 cũng có tên trong danh sách này.

3 .    Kết luận:

Phát triển thị trường điện là một công việc cần thiết đối với nhiều nước trên thế giới để đảm bảo sự phát triển bền vững của hệ thống điện cũng như đem lại hiệu quả kinh tế cho toàn xã hội. Tuy nhiên phát triển phải đảm bảo ổn định và an toàn trong công tác điều độ và huy động công suất các nhà máy điện. Việt Nam là một đất nước đang phát triển, nhu cầu phụ tải tăng trưởng khá lớn và đòi hỏi sự phát triển nhanh của hệ thống điện. Với tốc độ phát triển như vậy, trong thị trường điện Trung tâm Điều độ sẽ vẫn phải điều khiển các tổ máy của các nhà máy điện, đây là một yếu tố quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cung cấp điện, nâng cao tính ổn định và kinh tế trong công tác vận hành cũng như lập phương thức. Cùng với sự phát triển của các hệ thống công nghệ thông tin, hệ thống điều độ điện tử, hệ thống SCADA/EMS, Trung tâm Điều độ có thể giám sát và vận hành hệ thống điện với một số lượng tổ máy lớn đồng thời điều khiển chính xác, kịp thời góp phần nâng cao hiệu quả cho toàn bộ hệ thống điện.

Đồng thời để đảm bảo các công tác điều độ và vận hành, các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện cũng cần liên tục được bổ sung, hoàn thiện cho phù hợp và rõ ràng với các giai đoạn phát triển của thị trường. Trung tâm điều độ cũng cần được trang bị các phần mềm tính toán, giám sát và vận hành hệ thống điện và thị trường điện cũng như hệ thống máy tính, thông tin phù hợp với sự phát triển của hệ thống điện và thị trường điện.

Đối với mỗi tổ máy hay nhà máy, để đảm bảo được công bằng cho các bên tham gia, đòi hỏi các đơn vị không ngừng tìm hiểu các cơ chế của thị trường, nâng cao tính chủ động và hiệu quả của mình, tuân thủ các quy định và lệnh điều độ của Trung tâm điều độ, đồng thời các thông tin cần phải được cung cấp đầy đủ, chính xác và kịp thời trong quá trình vận hành thì mới thực hiện được các công tác tính toán, lập lịch huy động cũng như thanh toán cho các đơn vị. Tất cả các thông tin trên cần được trao đổi giữa Trung tâm điều độ và các đơn vị thông qua các trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện.

(Tham khảo Hội Nghị KHKT ngành điện tháng 10/2012 )

Read More

Pas de deux

Read More

Huyền bí sông Hằng (Phần cuối )

Huyền bí sông Hằng ( Phần 7 

  

 (Tk Youtube)

Read More

Cây Konia

Tôi đã nhiều lần đến Tây Nguyên và tham quan thị xã Ban Mê Thuột, và mỗi lần đều kỳ vọng được chụp ảnh dưới cây Kơnia

Kơ nia là tên địa phương của một loài thực vật có tên khoa học là Irvingia malayana thuộc chi Irvingia có nguồn gốc ở châu Phi và Đông Nam Á. Người Kinh gọi loài thực vật này là cây cầy.

Kơ nia được phân bố rộng rãi tại châu Á, cây có mặt tại Lào, Campuchia, Thái Lan, Malaysia, Indonesia. Ở Việt Nam, cây này phân bố từ Quảng Nam đến một số tỉnh Nam Bộ và còn mọc ở các đảo Phú Quốc, Côn Đảo nhưng tập trung ở các tỉnh Tây Nguyên, nhiều nhất là ở Sa Thầy - Kon Tum, Lắk, Bản Đôn-Đắk Lắk...Quảng nam gọi cây này là cây cốc,ở QN có rất nhiều cây cơ nia cổ thụ.

Đặc điểm

Kơ nia là loài thực vật thân gỗ lớn, cao 15–30 m, đường kính 40–60 cm. Lá đơn hình trái xoan mọc chụm ở đầu cành. Hoa màu trắng, có từ 4 đến 5 cánh, mọc thành chùm ở kẽ lá, trổ vào thời gian từ tháng 5 đến tháng 6. Quả hình trái xoan dài 3–4 cm, có màu vàng nhạt khi chín và thường xuất hiện vào khoảng tháng 10-11. Hạt có chứa tinh dầu mùi thơm có thể dùng làm thực phẩm.

Tán cây thường có hình trứng, sậm rất đặc trưng xanh quanh năm và có sức sống mãnh liệt, chịu hạn tốt, rễ cọc ăn sâu, nhiều rễ tỏa ngang nên ít bị đổ do mưa, bão. Tuy nhiên không thể làm cây đường phố do trái rất sai, mùa trái rụng kín gốc, có dáng thon, hình e líp tròn trịa nên dễ làm trượt ngã khi dẫm phải. Ở trong rừng sau khi trái rụng một thời gian, lớp vỏ thịt mỏng sẽ bị phân hủy còn hạt được bao bọc bởi lớp vỏ xơ và vỏ gỗ nên được bảo quản đến vài năm không hư hỏng, sóc thường dùng để dự trữ và rất mê loại thực phẩm này. Khi ăn chúng khoét một lỗ nhỏ rất khéo trên vỏ khiến người ta cứ tưởng còn nguyên. Để ăn được người ta kê quả lên trên một tảng đá theo chiều mở của vỏ, đập nhẹ quả sẽ nứt làm đôi; hạt ăn sống rất thơm và bùi không khác gì hạt điều đã qua chế biến.

 

Gỗ

Gỗ Kơ nia có màu vàng nhạt, giác ròng khó phân biệt. Do có sớ gỗ dạng xoắn rất cứng nên khó cưa xẻ khi đã khô, muốn sử dụng phải chế biến khi còn tươi. Tuy nhiên, khi gỗ khô lại dễ bị mối mọt. Ở Tây Nguyên người ta hay dùng gỗ kơ nia làm thớt chặt có chất lượng không thua gì thớt gỗ nghiến ở Bắc Việt Nam. Khi được đốt, gỗ kơ nia cho loại than tốt.

Cây kơ nia ở Tây Nguyên

Loài cây này mang ý nghĩa tâm linh rất lớn đối với người đồng bào dân tộc thiểu số, họ coi chúng là nơi trú ngụ của thần thánh, của vong linh những người đã khuất, rất ít khi họ đụng chạm đến chúng, chặt phá chúng; vì vậy trên nương rẫy của đồng bào thường có các cây kơ nia cổ thụ được sử dụng như cây che mát mỗi lúc nghỉ giải lao, nghỉ trưa. Người Kinh khi làm rẫy cũng chừa lại cây Kơ nia làm bóng mát không phải vì lý do tâm linh mà vì gỗ cây này quá cứng nên rất phí công đốn hạ nó. Vì bài hát Bóng cây Kơ-nia nên du khách khi đến với các tỉnh Tây Nguyên thường kiếm tìm, xem thử tận mắt cây kơ nia. Ở trung tâm thành phố Buôn Ma Thuột có một cây kơ nia cổ thụ nằm trong khuôn viên sân sau nhà văn hoá trung tâm tỉnh, cách ngã 6 Ban Mê vài trăm mét.

Bóng cây Kơ-nia là bài thơ của nhà thơ Ngọc Anh phỏng dịch dân ca Hrê, được viết trong những năm 1957-1958. Bài thơ đã được nhiều nhạc sĩ phổ nhạc, trong đó nổi tiếng nhất phải kể đến là 2 ca khúc cùng tên của nhạc sĩ Phan Huỳnh Điểu và nhạc sĩ Phan Thanh Nam.

Trời sáng em lên rẫy

Thấy bóng cây Kơ nia

Bóng ngả che ngực em

Về nhớ anh, không ngủ…

Buổi chiều mẹ lên rẫy

Thấy bóng cây Kơ nia

Bóng tròn che lưng mẹ

Về nhớ anh mẹ khóc...

Em hỏi cây Kơ nia:

- Gió mày thổi về đâu?

- Về phương mặt trời mọc,

Mẹ hỏi cây Kơ nia:

- Rễ mày uống nước đâu?

- Uống nước nguồn miền Bắc.

Con giun sống nhờ đất

Chim phí sống nhờ rừng

Em và mẹ nhớ anh

Uống theo nguồn miền Bắc

Như bóng cây Kơ nia

Như gió cây Kơ nia.

Nhạc sĩ Phan Huỳnh Điểu sáng tác ca khúc này vào năm 1971 sau 6 năm công tác ở chiến trường miền Nam và Tây Nguyên. Ca khúc đầu tiên được Nghệ sĩ ưu tú Măng Thị Hội (lúc này vẫn đang học tại Nhạc viện Hà Nội) thể hiện thành công và được nhạc sĩ Phan Huỳnh Điểu đánh giá là người thể hiện thành công nhất. Ca khúc ra đời đã được công chúng yêu thích và đón nhận cho dến tận ngày nay 

(Tk thêm Internet và Youtube)

Read More

Asia's Nuclear Energy Growth

 
 







    

  

       



(updated October 2012)  

• Asia is the main region in the world where electricity
•  generating capacity and specifically nuclear power
•  is growing significantly. 
• In East and South Asia there are 117 operable nuclear 
• power reactors, 44 under construction and firm plans 
• to build a further 90.  Many more are proposed. 
• The greatest growth in nuclear generation is expected
•  in China, South Korea and India. 

In contrast with North America and most of Western Europe where
 growth in electricity generating capacity and particularly nuclear 
power levelled out for many years, a number of countries in East 
and South Asia are planning and building new power reactors to meet 
their increasing demands for electricity.
Through to 2010 projected new generating capacity in this region 
 involved the addition of some 38 GWe per year, and from 2010 
to 2020 it is 56 GWe/yr, up to one third of this replacing retired plant. 
 This is about 36% of the world's new capacity (current world capacity
 is about 3700 GWe, of which 370 GWe is nuclear).  Much of this growth 
will be in China, Japan, India and Korea.  The nuclear share of this to 2020
 is expected to be considerable in three of those countries, especially
 if environmental constraints limit fossil fuel expansion.
There are currently 117 nuclear power reactors operable in five countries
 of the region plus Taiwan, 44 units under construction, firm plans in place
 to build 92 more, and serious proposals for another 180.
 
In addition, there are about 56 research reactors in fourteen countries
 of the region. The only major Pacific Rim countries without any kind 
of research reactor are Singapore and New Zealand.

Japan

50 units (44 GWe) operable (though many of these shut down 
 temporarily), 3 under construction, 10 planned (total 16 GWe),
 also 17 research reactors. 
Japan has been generating up to 30% of its electricity from nuclear power.
 By 2017, nuclear contribution was expected to increase to 41%, and
 longer term plans were to double nuclear capacity (to 90 GWe) and
 nuclear share by 2050. However, following the Fukushima accident
 in March 2012, these plans are certain to be scaled back, but the
 extent of that remains to be seen.
The new reactors most recently started up include third generation
 advanced reactors, with improved safety systems. The first of these
 was connected to the grid in 1996.
Japan is committed to reprocessing its used fuel to recover uranium
 and plutonium for re-use in electricity production, both as
 mixed-oxide fuel in conventional reactors, and also in fast
 neutron reactors.
Japan has a high temperature test reactor which has reached 950°C, 
 high enough to enable thermochemical production of hydrogen. 
It expects to use some 20 GW of nuclear heat for hydrogen 
production by 2050, with the first commercial plant coming on line in 2025.

China

15 units in operation (11.9 GWe), 26 under construction (27.6 GWe),
 51 planned (57.5 GWe), 120 proposed; also 13 research reactors. 
China is moving ahead rapidly in building new nuclear power plants, 
many of them conspicuously on time and on budget.  Some are leading
new-generation western designs.
Chinese electricity demand has been growing at more than 8% per year. 
The electricity demand is strongest in the Guangdong province adjacent 
 to Hong Kong. National plans call for 80 GWe nuclear by 2020, requiring
 an average of 7000 MWe per year to be added. The Chinese industry
 projects 200 GWe by 2030.
China has built a small advanced high-temperature gas-cooled 
 demonstration reactor (HTR) with pebble bed fuel, which started 
up in 2000. A commercial prototype HTR based on it is under construction.

Republic of Korea (South Korea)

23 units in operation (20.8 GWe), 4 under construction, 5 planned
 (total 12 GWe), also 2 research reactors. 
South Korea meets 35% of its electricity needs from nuclear power,
 and this is increasing.
The national plan is to expand to 35 nuclear power reactors by 2030, 
 including advanced reactor designs, and achieve 59% nuclear supply. 
 Demand for electricity in South Korea has been increasing strongly.
In collaboration with US companies, Korea developed the 1000 MWe
 OPR-1000 nuclear reactor which is 95% locally-made, and may be 
exported to Indonesia and Vietnam.  The newer AP1400 model is based
 on it, and four have been sold to United Arab Emirates in a $20 billion
 deal against strong competition.
 
South Korea has a US$ 1 billion R&D and demonstration program aiming 
to produce commercial hydrogen using nuclear heat about 2020.

North Korea

2 units partially built but subject to political delays, also 1 research reactor. 
North Korea was moving towards commissioning one small power reactor,
 but concern focussed on attempts to develop illicit weapons capability
 caused this to be halted.
The USA and South Korea offered assistance in substituting two reactors
 which would not produce weapons-grade plutonium, and agreement for 
these was signed late in 1995. They are (South) Korean Standard 
 Nuclear Power Plant type and construction of the first was about
one third complete when construction was abandoned.

India

20 units in operation (4.4 GWe), 7 under construction, 18 planned,
 39 proposed; also 5 research reactors. 
India has achieved independence in its nuclear fuel cycle. Nuclear power
 currently supplies less than 4% of electricity in India from 20 reactors.
 The units under construction include two large Russian reactors.
 A further 18 reactors are planned beyond that, including four more
 Russian units and two modern French ones. Plans are for 20 GWe by 2020.
India is a pioneer in developing the thorium fuel cycle, and has several 
advanced facilities related to this.

Pakistan

3 reactors in operation, 2 under construction, also 1 research reactor. 
Pakistan generates almost 4% of its electricity by nuclear, its third power
 reactor started up in 2011, and two more - supplied by China - are
 under construction.
The government plans for 8.0 GWe of nuclear capacity at ten sites
 by 2030.

Bangladesh

2 units planned, 1 research reactor 
The Bangladesh Atomic Energy Commission plans to build two 1000 MWe 
Russian nuclear reactors by 2020, with Russian finance. It has one operating
 research reactor.

Indonesia

2 reactors planned, 4 proposed, 3 research reactors. 
Demand for electricity in Indonesia has been growing rapidly, and
 this promoted development of several independent power projects.
The government says that it has $8 billion earmarked for four 
nuclear plants of total 6 GWe to be in operation by 2025, with Muria
 in central Java and Bangka Island off the north coast of southern Sumatra
 being candidate sites.
There is also proposed a small power and desalination plant proposed
 for Madura, using the S. Korean SMART reactor.

Vietnam

4 reactors planned, 6 proposed, 1 research reactor. 
Two Russian reactors total 2000 MWe are planned at Phuoc Dinh
 in the southern Ninh Thuan province to come into operation
 from by 2020, followed by another 2000 MWe using Japanese technology
 at Vinh Hai in the same province. These plants would be followed 
by a further 6000 MWe by 2030, subsequently increased to having
 a total of 15,000 MWe by 2030.
Demand is growing rapidly and is expected to reach about 190 billion kWh/yr 
in 2015 - from 40 billion kWh in 2003. More than half of its power
 comes from hydro, a quarter from gas. It has a research reactor
 at Da Lat, operated with Russian assistance.
 

Thailand

2 reactors planned, 4 proposed, 1 research reactor, + 1 being built. 
Interest by Thailand in nuclear power was revived by a forecast growth 
in electricity demand of 7 per cent per year for the next twenty years
. About 70% of electricity is from natural gas. Capacity requirement
 in 2016 is forecast at 48 GWe.
In June 2007 the Energy Minister announced that it would proceed 
with plans to build a 4000 MWe nuclear power plant, and has budgeted
 funds for preparatory work. However, plans have stalled.
Thailand has had an operating research reactor since 1977 and 
a larger one is under construction.

Philippines

1 reactor proposed, 1 research reactor. 
The Philippines has one power reactor completed but its operation 
was aborted over litigation concerning bribery and safety deficiencies. 
 In 2007 the government set up a project to study the development
 of nuclear energy, in the context of an overall energy plan for 
the country, to reduce dependence on imported oil and coal. 
 In 2008 an IAEA mission commissioned by the government
 advised that the nuclear plant could be refurbished and 
economically and safely be operated for 30 years.  
As well as this, the government is considering two further 
1000 MWe Korean Standard Nuclear Plant units, using equipment from the aborted North Korean KEDO project.

Malaysia 
1 research reactor. 
In 2008 the government announced that it had no option but
 to commission nuclear power due to high fossil fuel prices,
 and set 2023 as target date. Early in 2010 the government
 said it had budgeted $7 billion funds for this, and sites are 
being investigated.

See also: country papers and Emerging Nuclear Countries paper.

Nuclear Power in Asia, and Involvement with the Nuclear Fuel Cycle

	Power Reactors operable or in Operation	Power Reactors Under Construction	Power Reactors Planned	Research Reactors	Other Stages of the Fuel Cycle
Australia				1	UM
Bangladesh			2	1
China	15	26	51	13	UM, C, E, FF
India	20	7	18	5	UM, FF, R, WM
Indonesia			2	3	FF
Japan	50	3	10	17+1	C, E, FF, R, WM
S. Korea	23	4	5	2	C, FF
N.Korea			0	1	C?,FF?,R
Malaysia			0	1
Pakistan	3	2	0	1	UM, E, FF
Philippines			0	1
Thailand			0	1+1
Vietnam			4	1
** Total	117	44	92	56*

* 54 research reactors operable, 2 under construction

** The total includes 6 reactors in operation, plus two under construction, 
on Taiwan. It also has four research reactors. Taiwan has no other 
stages of the fuel cycle.
Key: UM Uranium Mining, C Conversion, E Enrichment, FF Fuel Fabrication,
 R Reprocessing, WM Waste Management facilities for used fuel away
 from reactors.

Sources:
WNA Reactor table, country papers
OECD/IEA World Energy Outlook
Nuclear Engineering International, World Nuclear Industry Handbook

Read More