Tăng giá điện nhưng cần công khai, minh bạch

Cơ sở tăng giá điện

Điện là hàng hóa tiêu dùng đặc biệt. Người tiêu dùng được khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm tối đa và càng dùng nhiều thì phải trả giá càng cao hơn cho các đơn vị điện tiêu dùng thêm.

An ninh năng lượng điện tại Việt Nam, cũng như ở bất kỳ nơi nào trên thế giới, được xem là tối quan trọng trong việc phát triển kinh tế và bảo vệ an ninh quốc gia. Điện không những là hàng hóa khuyến khích hạn chế tiêu dùng mà còn được xem là công cụ để thực hiện phân phối lại thu nhập. 

Trên góc độ đó, thông điệp “tăng giá điện để bù lỗ cho EVN” được đưa ra và được xã hội đón nhận với yêu cầu EVN phải minh bạch về chi phí.

Theo công bố tại cuộc họp báo chiều ngày 31/3/2023 của Bộ Công thương, với khoản lỗ năm 2022 hơn 26.200 tỷ đồng do giá thành sản xuất tăng hơn 9% giá bán lẻ hiện tại thì kiến nghị tăng giá điện sau 4 năm không tăng của EVN là có cơ sở.  

Phân tích chi tiết số liệu công bố của EVN, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2022 đạt 268,442 tỷ kWh, tăng 5,26% so năm 2021. Trong đó, sản lượng điện năng từ thủy điện đạt 95,054 tỷ kWh, tăng 16,381 tỷ kWh; điện năng từ tua bin khí đạt 29.563 tỷ kWh; điện năng từ năng lượng tái tạo đạt 34,757 tỷ kWh, tăng 3,249 tỷ kWh (điện mặt trời là 25,526 tỷ kWh, điện gió là 8,852 tỷ kWh và điện sinh khối là 0, 379 tỷ kWh); điện năng từ nhiệt điện than đạt 104,921 tỷ kWh, giảm 13,153 tỷ kWh. 

Số liệu trên cho thấy, mặc dù sản xuất điện năng từ nhiệt điện than năm 2022 có giảm so với năm 2021 là 13,153 tỷ kWh, nhưng giá than tăng cao dẫn đến chi phí cho sản xuất điện năng từ nhiệt điện than tăng cao. Với cơ cấu chiếm đến 39% sản lượng điện sản xuất, chi phí sản xuất điện than là nguyên nhân chính góp phần đẩy giá thành sản xuất điện tăng cao trong năm 2022.

Bên cạnh đó, sản lượng điện năng từ nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) đạt 34,757 tỷ kWh, chiếm 12,9% tỷ trọng điện năng toàn hệ thống. Hiện tại EVN đang mua điện gió trên bờ với giá FIT là 1.928 đồng/kWh (tương đương 8,5 US cent/kWh - theo quyết định 39/2018/QĐ/TTg của Thủ tướng Chính phủ) và cho điện mặt trời (theo quyết định số 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ) đối với dự án điện mặt trời nổi là 7,69 US cent/kWh; dự án điện mặt trời mặt đất là 7,09 UScent/kWh và hệ thống điện mặt trời mái nhà là 8,38 UScent/kWh. 

Nhiều ý kiến cho rằng, mặc dù EVN đang gặp khó khăn trong khâu điều tiết và ổn định hệ thống trước sự bùng nổ của điện mặt trời và điện gió, nhưng nếu không có các nguồn điện mặt trời, điện gió, rất có thể nhiệt điện than phải phát cao công suất hơn nữa trong năm 2023. Như vậy, EVN còn lỗ nặng hơn do giá than nhập khẩu tăng cao.

Giá xăng dầu, than, khí nhập khẩu tăng mạnh dẫn đến sự gia tăng chi phí đầu vào tương ứng của các nhà máy nhiệt điện than, dầu và điện khí. Đây chính là nguyên nhân dẫn đến chi phí sản xuất điện của EVN gia tăng trong những năm qua. Đó là chưa kể đến việc EVN chưa hạch toán chênh lệch tỷ giá vào giá bán điện bình quân. 

Theo quy định, nếu giá tăng/giảm mức 3% trở lên thì EVN sẽ được điều chỉnh giá điện bán lẻ tương ứng. Tuy nhiên, trong bối cảnh kinh tế vĩ mô giai đoạn hiện tại, việc tăng giá điện như thế nào cần phải xem xét dưới nhiều góc độ và hướng tới đa mục tiêu đảm bảo: phát triển an ninh năng lượng để phát triển kinh tế, an sinh xã hội, thu hút đầu tư và thực hiện các cam kết phát triển môi trường bền vững của Việt Nam với cộng đồng quốc tế. 

EVN cần hướng tới mục tiêu không lỗ

Nếu giá bán lẻ điện vẫn giữ nguyên như hiện nay, đến hết tháng 5/2023, EVN sẽ không còn tiền trong tài khoản và đối mặt với vấn đề rủi ro thanh khoản. Nếu giá bán lẻ điện bình quân cơ sở vẫn chưa thay đổi và vẫn tiếp tục áp dụng theo mức 1.880,9 đồng/kWh, trong năm 2023 EVN, các tổng công ty điện lực và tổng công ty truyền tải điện dự kiến sẽ tiếp tục bị lỗ khoảng 64.941 tỷ đồng. Trong đó, khoảng 44.099 tỷ đồng sẽ lỗ trong 6 tháng đầu năm và 20.842 tỷ đồng trong 6 tháng cuối năm.

Việc mất cân đối dòng tiền trong hoạt động sản xuất, kinh doanh của EVN sẽ kéo theo nhiều hệ lụy nghiêm trọng. Hiện nay, EVN đang nợ tiền mua điện nhiều tháng từ các nhà máy điện, nợ tiền mua than từ các nhà cung cấp than, khí trong nước. Nếu các nhà máy điện tiếp tục không nhận được tiền bán điện, dù vẫn bán điện lên lưới và nếu các nhà cung cấp nguyên, nhiên, vật liệu đầu vào cho phát điện không nhận được thanh toán tiền nợ thì các nhà máy điện có thể sẽ dừng sản xuất cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia vì bản thân các nhà máy điện không có dòng tiền để duy trì hoạt động sản xuất điện ngoài việc nguồn thu tiền điện duy nhất từ EVN.

Bên cạnh đó, giảm sút thanh khoản đặt ra vấn đề EVN sẽ phải đối mặt ra sao với các khoản nợ ngân hàng đến hạn? Hơn nữa, xếp hạng tín dụng thấp (xấu) sẽ không chỉ ảnh hưởng ngắn hạn mà còn là vấn đề dài hạn đối với EVN trong việc thu xếp vốn cho các dự án đầu tư.

Phát triển dự án điện mới thêm khó khăn

Trong các năm 2020 - 2022, EVN đã cắt giảm chi phí sửa chữa lớn theo định mức từ 10 - 30% do không cân đối được nguồn vốn. Nếu kết quả sản xuất, kinh doanh tiếp tục bị lỗ, việc sửa chữa tài sản bị cắt giảm sẽ ảnh hưởng rất lớn đến an toàn vận hành hệ thống điện.

EVN hiện không còn nhận được bảo lãnh để vay vốn từ Chính phủ, các tổ chức tài chính trong nước và quốc tế căn cứ vào kết quả kinh doanh để đánh giá tài trợ cho các dự án đầu tư phát triển nguồn và lưới điện của EVN. Lợi nhuận âm là rào cản lớn đối với việc xem xét cho vay của các Tổ chức tín dụng, các ngân hàng sẽ không còn mặn mà đối với các dự án của EVN. 

EVN cần sớm khắc phục tình trạng này hoặc có lộ trình khắc phục lỗ rõ ràng làm cơ sở cho ngân hàng đánh giá tín nhiệm khi xem xét cho vay. Nếu EVN không thể vay vốn để tiếp tục đầu tư phát triển các dự án mới và nếu không có nguồn điện mới bổ sung theo kịp nhu cầu phát triển kinh tế, xã hội thì chắc chắn sẽ ảnh hưởng tới việc thực hiện mục tiêu tăng trưởng GDP cùng một số yếu tố hệ lụy về dân sinh.

Năng lượng tái tạo, điện gió điện mặt trời sẽ không phát triển

Không tăng giá bán điện thì các nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo sẽ khó tiếp tục phát triển. Mức giá mua điện gió, điện mặt trời cho các dự án chuyển tiếp và các dự án đầu tư mới sẽ kém hấp dẫn nhà đầu tư khi giá bán điện mà EVN chấp nhận được thấp hơn nhiều so với mức giá mà các chủ dự án kỳ vọng. 

Một số chuyên gia cho rằng giá đầu vào của thiết bị năng lượng tái tạo đã giảm rất nhiều trong nhưng năm gần đây và trong tương lai, nên cần phải có sự giảm giá mua điện đầu vào đối với các dự án này. 

Tuy nhiên, tham chiếu mức giá đàm phán cho các dự án chuyển tiếp do Bộ Công thương ban hành theo quyết định số 21/QĐ-BCT, theo đó, giá trần dự án điện mặt trời chuyển tiếp là 1.185-1.508 đồng/kWh và điện gió 1.587-1.816 đồng/kWh thì không có sức hấp dẫn đối với các nhà đầu tư.

Năng lượng tái tạo là xu hướng năng lượng của tương lai khi các nguồn nguyên liệu hóa thạch đang dần cạn kiệt và các cam kết mạnh mẽ về môi trường, giảm thiểu carbon của cộng đồng quốc tế. Xã hội hóa nguồn lực đầu tư trong lĩnh vực điện năng lượng tái tạo là con đường nhanh nhất, hiệu quả nhất thúc đẩy cam kết net Zero của Việt nam. 

Để thu hút nhà đầu tư, khung giá mua điện năng lượng tái tạo cần phải xây dựng trên quan điểm hài hòa đảm bảo lợi ích giữa các bên. Khi giá bán lẻ điện không được điều chỉnh, khung giá mua sẽ bị trói buộc ở mức bất hợp lý, không hấp dẫn với các chủ đầu tư.      

Giá điện tiêu dùng đang gánh cho giá điện sản xuất 

Giá điện của nhóm ngành sản xuất bao gồm cả các cơ sở lưu trú du lịch và các doanh nghiệp vận tải được tính theo tỷ lệ giá bán lẻ điện bình quân, áp theo khung giờ (giờ cao điểm, bình thường hay thấp điểm) và cấp điện áp (dưới 1 kV, 1-35 kV, 35-200 kV và > 220 kV). Trong đó:

Giá bán điện sản xuất cao nhất bằng 167% giá bán lẻ điện bình quân, áp dụng cho cấp hạ áp dưới 1 kV.

Giá bán điện sản xuất thấp nhất bằng 51% giá bán lẻ bình quân, áp dụng vào giờ thấp điểm ở cấp điện áp 220 kV trở lên.

Như vậy, ước tính giá bán điện sản xuất cao nhất khoảng 3.114 đồng/kWh; thấp nhất là 951 đồng/kWh (giá bán lẻ điện bình quân hiện tại 1.864,44 đồng/kWh).

Với mức giá và cách tính điện sản xuất như hiện tại, người hưởng lợi nhiều nhất từ chính sách giá điện rẻ của Việt nam là các doanh nghiệp sản xuất, đặc biệt là các doanh nghiệp FDI.

Theo báo cáo nội bộ của EVN (Bảng 1), cơ cấu tiêu thụ điện của Việt nam cho thấy khu vực công nghiệp và xây dựng chiếm 54% sản lượng điện tiêu thụ đạt 131.367 triệu kWh, trong đó điện tiêu dùng sinh hoạt chiếm 33% sản lượng đạt 80.744 triệu kWh. 

Giả sử trung bình 50% sản lượng tiêu thụ trong lĩnh vực sản xuất tương đương 65.000 triệu kWh áp dụng khung giá giờ thấp điểm là 951 đồng thì một phép toán so sánh cho thấy 1 kWh điện sinh hoạt bình quân sẽ bù giá gấp đôi cho 1 kWh điện sản xuất. 

Kết luận

Giá điện hiện tại như phân tích trên bộc lộ rất nhiều bất cập, việc tăng giá bán lẻ điện bình quân và phương pháp áp dụng giá điện cho các khu vực kinh tế cần phải xây dựng lại nhằm đảm bảo công bằng và minh bạch đối với các thành phần kinh tế và đối tượng tiêu dùng. 

Lộ trình tăng giá điện cần đưa vào trong Quy hoạch điện 8, gắn liền với các kế hoạch phát triển các dự án điện, trong đó xác định điện năng lượng tái tạo là hạt nhân. 

Giá điện phải được tính theo chi phí cận biên dài hạn để sản xuất điện thay vì đưa ra những con số tổng quát và trung bình như để làm truyền thông lâu nay. 

Ngoài ra, cần đẩy nhanh và mạnh thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hiện đang rất chậm so với kế hoạch đề ra đến năm 2025. Chỉ khi có thị trường bán lẻ điện cạnh tranh phát triển, giá điện bán lẻ mới thực sự minh bạch và mang tính cạnh tranh cao. EVN không thể mãi là nhà độc quyền từ khâu mua điện, truyền tải và phân phối.

Ngoài ra, Chính phủ cũng cần rà soát, đánh giá năng lực quản trị của Bộ Công thương và EVN vì bài toán an ninh năng lượng tác động rất lớn đến sự phát triển kinh tế xã hội bền vững của đất nước. 

Tô Văn Trường