Khung giá không biến động

EVN vừa trình lại Bộ Công thương khung giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo dở dang.

Trước đó, ngày 28/12/2022, Bộ Công thương đã có văn bản chỉ đạo EVN rà soát, tính toán lại khung giá và trình Bộ, do các kết quả tính toán trước đó chưa kèm theo hồ sơ tài liệu minh chứng, thuyết minh về các phương án và chưa phù hợp với quy định tại Thông tư 15/2022/TT-BCT quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp (Thông tư 15).

Sau đó, ngày 29/12/2022, Bộ Công thương lại nhắc lãnh đạo EVN vì chưa nhận được hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện của EVN theo quy định của Thông tư 15.

Ngày 30/12/2022, Công ty Mua bán điện (EPTC) đã có bản tính mới nhất, báo cáo EVN việc tính toán khung giá phát điện này.

Theo đối chiếu của Báo Đầu tư, trong lần trình mới nhất này, chỉ có nhà máy điện gió trên biển là có biến động về khung giá theo hướng giảm xuống một chút. Còn lại, các loại hình năng lượng tái tạo khác vẫn giữ nguyên mức giá như EVN đã trình trước đó.

EPTC cũng cho hay, tính ngày 16/12/2022, EPTC đã nhận được hồ sơ của 102 nhà máy điện mặt trời (4 nhà máy điện mặt trời nổi và 98 nhà máy điện mặt trời mặt đất) và 109 nhà máy điện gió (35 nhà máy điện gió trên biển và 74 nhà máy điện gió trong đất liền).

Trong lần tính toán đầu tiên, EVN đã gửi công văn tới hơn 240 nhà máy năng lượng tái tạo đề nghị cung cấp thông tin và tới ngày 16/11/2022, khi EVN chốt thông tin phục vụ tính toán khung giá đã đệ trình lần đầu, chỉ có 99 nhà máy điện mặt trời (95 nhà máy điện mặt trời mặt đất; 4 nhà máy điện mặt trời nổi) trong tổng số 147 nhà máy điện mặt trời đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin. Đồng thời, có 109 nhà máy điện gió trong tổng số 146 nhà máy điện gió đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin.

Căn cứ bộ số liệu do các nhà đầu tư cung cấp tính đến ngày 16/12/2022, EPTC đã tính toán khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp theo quy định tại Thông tư 15 cho các nhà máy điện và quy đổi về mức chuẩn (50 MWp với điện mặt trời và 50 MW với điện gió), tương ứng với từng loại hình nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trong đất liền, điện gió trên biển.

Bản tính toán tháng 1/2023 của EVN cũng dựa trên một số tiêu chí như tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu/vốn vay là 30/70; tỷ lệ chi phí vận hành, bảo dưỡng cố định trong suất đầu tư từ 1,5 đến 2%, tùy loại hình; thời gian trả nợ bình quân là 10 năm; tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%.

Hết hấp dẫn

“Nếu giá điện thấp như này, lại bằng VND nữa thì nhiều nhà đầu tư năng lượng tái tạo sẽ nản” là nhận xét của một số doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực năng lượng tái tạo khi trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư.

Lý giải thực tế này, một doanh nghiệp đã đầu tư 3 dự án điện mặt trời và 2 dự án điện gió đều đã đi vào hoạt động cho hay, nếu giá điện tính theo USD thì ít ra còn được, chứ tính theo VND đã thấp, lại cộng thêm tỷ lệ trượt giá nữa, thì rất khó có hiệu quả.

Sự rôm rả trong các nhóm đầu tư năng lượng tái tạo hay trên các diễn đàn về năng lượng tái tạo trước đây khi “nhà nhà làm năng lượng tái tạo” giờ đã nhạt hẳn hoặc nếu có thì chủ yếu là của mấy doanh nghiệp có dự án dở dang chuyển tiếp và đang kỳ vọng “bán lúa non”.

“Một số nhà đầu tư có dự án xin nằm trong quy hoạch điện mới rất mong có khung giá, nhưng theo hướng để bán thu tiền, chứ không mặn mà làm tiếp lâu dài”, một nhà đầu tư nhận xét.

Từng chia sẻ với phóng viên Báo Đầu tư rằng, việc các mức giá EVN đề xuất hồi tháng 11/2022 sẽ khiến “các dự án trễ mốc thời gian bị thiệt thòi quá lớn so với các dự án về kịp, khi giá giảm khoảng 25%”, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận mới cho hay, đầu tư vào năng lượng tái tạo nếu nhìn vào các khung giá mới được đề xuất này thì thấy rất khó khăn.

“Đầu vào không giảm mấy, mà đầu ra giảm sâu quá. Chưa kể, lưới điện không đảm bảo tiêu thụ hết, nên sẽ không nhiều nhà đầu tư mặn mà”, ông Thịnh nhận xét.

Trước đó, ông Thịnh đã tính toán rằng, do lãi vay ngoại tệ đang cao hơn rất nhiều, với LIBOR tăng từ mức 0,15% (năm 2020) lên gần 4% (cuối năm 2022). Nên nếu cộng tất cả các khoản lãi và phí, vay USD ở nhiều dự án đã lên tầm 9%, tức là gấp 2 lần so với mức 4,62% trong báo cáo của EVN. Còn vay nội tệ cũng không thể có mức dưới 10%. Như vậy, do nghiên cứu khả thi được lập đẹp để dễ được phê duyệt, nên khi chuyển các báo cáo này cho EVN để lấy các thông số đầu vào chính, đưa ra mức giá chuyển tiếp, thì đương nhiên, EVN đề xuất mức giá mua thấp là phù hợp, nhưng lại không đúng thực tế.

Ở một khía cạnh khác, PGS-TS Bùi Xuân Hồi, Hiệu trưởng Trường cao đẳng Điện lực miền Nam, thành viên Hội đồng Tư vấn xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp cho hay, để xây dựng khung giá theo Thông tư 15, cần phải xác định rõ “nhà máy chuẩn” theo các khái niệm, định nghĩa trong Thông tư và phải bảo vệ được phương án “nhà máy chuẩn”, được hội đồng thông qua, được Bộ Công thương chấp nhận, từ đó mới thực hiện các tính toán định lượng và chi tiết.

Hiện nay, khung giá do EVN đề xuất được xây dựng theo yêu cầu của Cục Điều tiết đang nêu các phương án và đề xuất các phương án, nhưng không có các biện luận, luận giải để nói rằng, đề xuất đó là đề xuất theo “nhà máy chuẩn” mà Thông tư 15 đã đưa ra.

“Chưa nói việc tính toán đó là đúng hay sai, nhưng việc thiếu thiết kế để xây dựng “nhà máy chuẩn” sẽ rất khó để Bộ lấy kết quả này ban hành các văn bản pháp lý về khung giá, làm cơ sở cho các bước triển khai sau đó”, PGS-TS Bùi Xuân Hồi nhận xét.

Giá đã có

Bộ Công thương đã có Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023, ban hành khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp và có hiệu lực luôn từ ngày ký.

Như vậy các nhà máy điện mặt trời, điện gió đang đầu tư dở dang mà chưa kịp hoà lưới điện sẽ tiến hành đàm phán với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) theo khung giá này để chốt được việc mua bán điện, vốn đã dở dang từ 1/11/2021 với các dự án điện gió và từ 1/1/2021 với các dự án điện mặt trời.

Trước đó, ngày 28/12/2022, Bộ Công thương đã có văn bản chỉ đạo EVN rà soát, tính toán lại khung giá và trình Bộ, do các kết quả tính toán trước đó chưa kèm theo hồ sơ tài liệu minh chứng, thuyết minh về các phương án và chưa phù hợp với quy định tại Thông tư 15/2022/TT-BCT quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp (Thông tư 15).

Sau đó, ngày 29/12/2022, Bộ Công thương lại nhắc lãnh đạo EVN vì chưa nhận được hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện của EVN theo quy định của Thông tư 15.

Ngày 30/12/2022, Công ty Mua bán điện (EPTC) đã có bản tính mới nhất, báo cáo EVN việc tính toán khung giá phát điện này và ngày 6/1/2023, EVN đã trình lại Bộ Công thương khung giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo dở dang.

EPTC cũng cho hay, tính ngày 16/12/2022, EPTC đã nhận được hồ sơ của 102 nhà máy điện mặt trời (4 nhà máy điện mặt trời nổi và 98 nhà máy điện mặt trời mặt đất) và 109 nhà máy điện gió (35 nhà máy điện gió trên biển và 74 nhà máy điện gió trong đất liền).

Trong lần tính toán đầu tiên, EVN đã gửi công văn tới hơn 240 nhà máy năng lượng tái tạo đề nghị cung cấp thông tin và tới ngày 16/11/2022, khi EVN chốt thông tin phục vụ tính toán khung giá đã đệ trình lần đầu, chỉ có 99 nhà máy điện mặt trời (95 nhà máy điện mặt trời mặt đất; 4 nhà máy điện mặt trời nổi) trong tổng số 147 nhà máy điện mặt trời đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin. Đồng thời, có 109 nhà máy điện gió trong tổng số 146 nhà máy điện gió đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin.

Căn cứ bộ số liệu do các nhà đầu tư cung cấp tính đến ngày 16/12/2022, EPTC đã tính toán khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp theo quy định tại Thông tư 15 cho các nhà máy điện và quy đổi về mức chuẩn (50 MWp với điện mặt trời và 50 MW với điện gió), tương ứng với từng loại hình nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trong đất liền, điện gió trên biển.

Bản tính toán tháng 1/2023 của EVN cũng dựa trên một số tiêu chí như tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu/vốn vay là 30/70; tỷ lệ chi phí vận hành, bảo dưỡng cố định trong suất đầu tư từ 1,5 đến 2%, tùy loại hình; thời gian trả nợ bình quân là 10 năm; tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%.

Như vậy, svới mức giá mà EVN trình, mức giá ở Quyết định 21/QĐ-BCT tiếp tục thấp hơn một chút.

Nhà đầu tư bớt nhiệt huyết

“Nếu giá điện thấp như này, lại bằng VND nữa thì nhiều nhà đầu tư năng lượng tái tạo sẽ nản” là nhận xét của một số doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực năng lượng tái tạo khi trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư.

Lý giải thực tế này, một doanh nghiệp đã đầu tư 3 dự án điện mặt trời và 2 dự án điện gió đều đã đi vào hoạt động cho hay, nếu giá điện tính theo USD thì ít ra còn được, chứ tính theo VND đã thấp, lại cộng thêm tỷ lệ trượt giá nữa, thì rất khó có hiệu quả.

Sự rôm rả trong các nhóm đầu tư năng lượng tái tạo hay trên các diễn đàn về năng lượng tái tạo trước đây khi “nhà nhà làm năng lượng tái tạo” giờ đã nhạt hẳn hoặc nếu có thì chủ yếu là của mấy doanh nghiệp có dự án dở dang chuyển tiếp và đang kỳ vọng “bán lúa non”.

“Một số nhà đầu tư có dự án xin nằm trong quy hoạch điện mới rất mong có khung giá, nhưng theo hướng để bán thu tiền, chứ không mặn mà làm tiếp lâu dài”, một nhà đầu tư nhận xét.

Từng chia sẻ với phóng viên Báo Đầu tư rằng, việc các mức giá EVN đề xuất hồi tháng 11/2022 sẽ khiến “các dự án trễ mốc thời gian bị thiệt thòi quá lớn so với các dự án về kịp, khi giá giảm khoảng 25%”, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận mới cho hay, đầu tư vào năng lượng tái tạo nếu nhìn vào các khung giá mới được đề xuất này thì thấy rất khó khăn.

“Đầu vào không giảm mấy, mà đầu ra giảm sâu quá. Chưa kể, lưới điện không đảm bảo tiêu thụ hết, nên sẽ không nhiều nhà đầu tư mặn mà”, ông Thịnh nhận xét.

Trước đó, ông Thịnh đã tính toán rằng, do lãi vay ngoại tệ đang cao hơn rất nhiều, với LIBOR tăng từ mức 0,15% (năm 2020) lên gần 4% (cuối năm 2022). Nên nếu cộng tất cả các khoản lãi và phí, vay USD ở nhiều dự án đã lên tầm 9%, tức là gấp 2 lần so với mức 4,62% trong báo cáo của EVN. Còn vay nội tệ cũng không thể có mức dưới 10%. Như vậy, do nghiên cứu khả thi được lập đẹp để dễ được phê duyệt, nên khi chuyển các báo cáo này cho EVN để lấy các thông số đầu vào chính, đưa ra mức giá chuyển tiếp, thì đương nhiên, EVN đề xuất mức giá mua thấp là phù hợp, nhưng lại không đúng thực tế.

Dẫu vậy, cũng có ý kiến cho rằng, khung giá mới được đưa ra tại Quyết định 21/QĐ-BCT chưa đủ tính thuyết phục.

Theo các ý kiến này, nhẽ ra phải xác định rõ “nhà máy chuẩn” theo các khái niệm, định nghĩa trong Thông tư 15 và phải bảo vệ được phương án “nhà máy chuẩn”, được cơ quan quản lý nhà nước chấp nhận, rồi từ đó mới thực hiện các tính toán định lượng và chi tiết

Vừa qua, khung giá do EVN đề xuất được xây dựng theo yêu cầu của Cục Điều tiết nêu các phương án và đề xuất các phương án, nhưng không có các biện luận, luận giải để nói rằng, đề xuất đó là đề xuất theo “nhà máy chuẩn” mà Thông tư 15 đã đưa ra.

“Các nhà máy điện năng lượng tái tạo thuộc nhóm chuyển tiếp không ở cùng một vùng bức xạ, vùng gió. Điều đó có nghĩa là không có kết quả về sản lượng điện năng phát giống nhau. Như vậy sẽ không thể có một chuẩn tính toán theo phương pháp bình quân hay phương pháp phân bố chuẩn để làm 1 khung giá thương thảo được. Chỉ như vậy thôi đã thấy rằng một khung giá là chưa hợp lý. Điều này có thể tạo ra nguy cơ kiện tụng hoặc đẩy sự phức tạp hoàn toàn vào quá trình thương thảo giữa các nhà máy này và EVN”, một chuyên gia nhận xét.

Các mức giá cụ thể theo Quyết định 21/QĐ-BCT

Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia cho hay, theo quy luật hàng năm, nhu cầu tiêu thụ điện toàn  quốc vào dịp Tết nguyên đán sẽ giảm thấp đáng kể so với ngày thường. Theo số liệu dự báo, trong kỳ nghỉ Tết Quý Mão 2023 công suất phụ tải toàn quốc vào giờ thấp điểm trưa có thể giảm còn 16.000 MW đến 17.000 MW, tương ứng với khoảng 60% so với ngày làm việc bình thường.

Trong khi đó, tổng công suất lắp đặt nguồn điện năng lượng tái tạo rơi vào khoảng 21.000 MW (bao gồm gần 16.200 MW điện mặt trời và gần 4.000 MW điện gió), chiếm tỷ lệ 27% tổng công suất đặt toàn hệ thống điện (khoảng 77.800 MW).

Như vậy, chỉ riêng về nguồn năng lượng tái tạo đã có công suất lắp đặt cao hơn nhiều so với công suất tiêu thụ điện toàn hệ thống trong các giờ thấp điểm trưa của ngày Tết.

Với mức tiêu thụ điện giảm thấp trong dịp nghỉ Tết, nhiều loại hình nguồn điện buộc phải giảm phát phù hợp với nhu cầu phụ tải. Trong thực tế vận hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia bắt buộc phải duy trì một số tổ máy điện truyền thống (như nhiệt điện than, turbine khí, thủy điện…) ở mức tối thiểu để đảm bảo quán tính và ổn định cho hệ thống điện cũng như có đủ công suất dự phòng trong các tình huống sự cố nguồn điện hoặc các biến động bất thường trong vận hành thực tế.

Chính vì vậy, khi phụ tải xuống quá thấp, các nguồn truyền thống đã ngừng/ giảm phát đến giới hạn kỹ thuật mà tổng công suất phát vẫn vượt nhu cầu tiêu thụ, việc điều chỉnh giảm công suất huy động từ tất cả các loại hình nguồn điện, kể cả từ các nguồn năng lượng tái tạo (như thủy điện nhỏ, điện mặt trời nối lưới, điện mặt trời mái nhà, điện gió) là yêu cầu bắt buộc để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia.

Với mục đích tăng cường công khai, minh bạch thông tin về tình hình vận hành hệ thống điện Quốc gia, từ cuối tháng 9/2021, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) đã công bố hàng ngày số liệu về dự kiến công suất nguồn điện được huy động của ngày hôm sau theo từng loại nguồn phát vào các khung giờ điển hình: (i) Khung giờ buổi trưa (bức xạ mặt trời lớn nhất nhưng công suất tiêu thụ điện thấp) và (ii) Khung giờ chiều-tối (công suất tiêu thụ điện cao nhưng bức xạ mặt trời rất thấp). Các số liệu này được công bố được đăng tải trên trang web của Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (https://www.nldc.evn.vn/FullNewsg/200/Cong-suat-huy-dong/default.aspx).

EVN đề nghị Chủ đầu tư các nhà máy điện tiếp tục phối hợp chặt chẽ với các cấp điều độ trong việc thực hiện nghiêm các mệnh lệnh điều độ để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện Quốc gia, nhất là vào dịp nghỉ Tết nguyên đán Quý Mão 2023 khi mức độ tiêu thụ điện giảm thấp hơn nhiều so với ngày bình thường.

Cũng để chủ động trong công tác vận hành hệ thống điện và cung cấp điện dịp Tết Nguyên đán Quý Mão, ngay từ cuối năm 2022, EVN và các đơn vị có liên quan đã xây dựng phương án đảm bảo cung cấp điện an toàn, phòng chống cháy nổ; tổ chức phân công, ứng trực 24/24h cũng như chuẩn bị nhân lực, phương tiện, vật tư thiết bị để sẵn sàng xử lý các tình huống sự cố hệ thống điện.

EVN đã yêu cầu các đơn vị tích cực phối hợp với các cấp chính quyền, công an, quân đội tại địa phương, xây dựng và triển khai các phương án bảo vệ an ninh trật tự, an toàn, phòng chống cháy nổ cho các công trình điện, trụ sở cơ quan, kho tàng… 

Trong các ngày Tết Nguyên đán Quý Mão 2023 (từ 0h00 ngày 20/01/2023 tức ngày 29 Tết đến hết ngày 26/01/2023 tức ngày mùng 05 Tết), không thực hiện các công tác cắt điện trên lưới, ngoại trừ trường hợp cắt điện để xử lý sự cố. Bên cạnh đó, EVN cũng yêu cầu các đơn vị quan tâm thực hiện các biện pháp việc đảm bảo phòng chống dịch bệnh theo đúng hướng dẫn của Bộ Y tế và các cơ quan chức năng địa phương.

Thứ trưởng Bộ Công Thương Đỗ Thắng Hải (Ảnh: VGP)

Trao đổi tại cuộc họp báo Chính phủ chiều tối ngày 2/2, Thứ trưởng Bộ Công thương Đỗ Thắng Hải cho biết, theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), dự kiến kết quả sản xuất kinh doanh năm 2022 lỗ khoảng 31.000 tỷ đồng.

Để đảm bảo cân bằng tài chính cho EVN, Thủ tướng Chính phủ đã giao Ủy ban quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp phối hợp các bộ, ngành, cơ quan liên quan rà soát đề xuất các giải pháp ngoài phương án điều chỉnh giá điện.

Thực hiện chỉ đạo của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp, EVN đã đề xuất một số giải pháp khác ngoài giải pháp tăng giá điện để đảm bảo cân bằng kết quả sản xuất – kinh doanh năm 2022 và các năm tiếp theo để tạo điều kiện cho EVN tháo gỡ các khó khăn tài chính và đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội trong giai đoạn tới.

Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp đang chủ trì, phối hợp với các bộ, ngành rà soát, xử lý các giải pháp do EVN đề xuất để tổng hợp báo cáo Thủ tướng Chính phủ.

Liên quan đến việc tăng giá điện, Thứ trưởng Đỗ Thắng Hải cho biết, thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương đã chỉ đạo EVN xây dựng phương án giá bán điện bình quân năm 2023 theo đúng quy trình tại Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30/6/2017.

Cụ thể, EVN cần khẩn trương hoàn thành báo cáo quyết toán chi phí sản xuất điện năm 2022, thuê các đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện kiểm toán báo cáo tài chính năm 2022 của EVN và các đơn vị thành viên để đoàn kiểm tra liên bộ (gồm Bộ Công thương, Bộ Tài chính và các cơ quan liên quan) kiểm tra và công bố công khai chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022.

Trên cơ sở kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022, kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm 2023 đã được Bộ Công thương phê duyệt tại Quyết định số 2976/QĐ-BCT ngày 30/12/2022, EVN ước kết quả sản xuất kinh doanh điện trong năm 2023 và tính toán giá bán điện bình quân.

Ngoài ra, Bộ Công thương cũng yêu cầu EVN phối hợp với các cơ quan liên quan (Tổng cục Thống kê) để đánh giá kỹ các tác động đến tình hình kinh tế vĩ mô và các nhóm khách hàng sử dụng điện để đề xuất lộ trình điều chỉnh giá bán lẻ điện năm 2023 và mức độ điều chỉnh phù hợp, đảm bảo ổn định chính trị và trật tự an toàn xã hội.

Trên cơ sở báo cáo của EVN về đề xuất điều chỉnh phương án điều chỉnh giá điện, Bộ Công thương sẽ phối hợp với Bộ Tài chính và các bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, rà soát đề xuất của EVN.

Thứ trưởng Đỗ Thắng Hải khẳng định, việc điều chỉnh giá điện sẽ được tính toán, đánh giá, cân nhắc đầy đủ tác động đến lạm phát, đời sống người dân và điều hành kinh tế vĩ mô của Chính phủ.

Mức điều chỉnh và thời điểm điều chỉnh sẽ được quyết định trong khung giá của mức bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và phải phù hợp theo thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương và EVN trên cơ sở ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ.

Tại Hội nghị Thúc đẩy sản xuất, tiêu dùng trong nước và mở rộng thị trường xuất khẩu năm 2023 do Bộ Công thương tổ chức sáng nay, ngày 3/2, Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính đã nhấn mạnh một số nhiệm vụ trọng tâm của ngành, mà trước hết là tập trung cho 4 quy hoạch ngành được giao chủ trì gồm: Quy hoạch Điện lực quốc gia; Quy hoạch Tổng thể về Năng lượng quốc gia; Quy hoạch Hạ tầng dự trữ, cung ứng xăng dầu, khí đốt quốc gia; Quy hoạch Thăm dò, khai thác, chế biến và sử dụng các loại khoáng sản.

Thủ tướng dành nhiều thời gian phân tích 5 vấn đề liên quan tới điện gồm nguồn điện, tải điện, phân phối điện, sử dụng điện và giá điện và đề nghị Bộ Công Thương phải suy nghĩ thấu đáo vấn đề giá điện theo tinh thần lợi ích hài hoà, khó khăn và rủi ro chia sẻ giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người dân – Ảnh: VGP

Đây đều là các quy hoạch ngành rất quan trọng và rất khó, nhất là Quy hoạch Điện lực quốc gia và Quy hoạch tổng thể về Năng lượng quốc gia. Cho đến nay, các quy hoạch này đã được hoàn thành và đang trong giai đoạn thẩm định để phê duyệt theo quy định.

Theo Thủ tướng, quy hoạch vừa phải bảo đảm tiến độ, vừa phải bảo đảm chất lượng, góp phần thúc đẩy phát triển đúng hướng, mang lại lợi ích cho người dân và đất nước.

“Chính phủ rất trăn trở việc này. Tiến độ rất cần nhưng cần hơn nữa là chất lượng quy hoạch, nhất là Quy hoạch Điện VIII. Ở điểm này chúng ta bình tĩnh, không nóng vội”, Thủ tướng nhấn mạnh. 

Vào ngày 11/11/2022, Bộ Công thương đã có Tờ trình 7194/TT-BTC về phê duyệt Đề án Quy hoạch Điện VIII sau khi đã làm việc với các bên liên quan và tiến hành rà soát theo chỉ đạo của Chính phủ.
Trước tờ trình này, Bộ Công thương cũng đã có các tờ trình khác về Quy hoạch Điện VIII gồm Tờ trình 1682/TTr-BCT (ngày 26/3/2021); Tờ trình 6277/TTr-BCT (ngày 8/10/2021), Tờ trình 2279/TTr-BCT (ngày 29/4/2022), Tờ trình 4778/TTr-BCT (ngày 11/8/2022), Tờ trình 4967/TTr-BCT (ngày 18/8/2022), Tờ trình 5709/TTr-BCT (ngày 23/9/2022),Tờ trình 6328/TTr-BCT (ngày 13/10/2022).
Tổng cộng đã có 8 tờ trình về Quy hoạch điện VIII, kể từ ngày 26/3/2021.

Thủ tướng cũng dành nhiều thời gian phân tích 5 vấn đề liên quan tới điện gồm nguồn điện, tải điện, phân phối điện, sử dụng điện và giá điện. Theo đó, về nguồn điện phải sử dụng tối đa tiềm năng khác biệt, cơ hội nổi trội, lợi thế cạnh tranh của đất nước, trong đó có tiềm năng điện gió, điện mặt trời.

Vấn đề truyền tải điện phải tránh tình trạng xây dựng nguồn ồ ạt nhưng không có đường dây truyền tải; phân phối điện phù hợp với điều kiện đất nước và từng khu vực; sử dụng điện hiệu quả, tiết kiệm; giá điện phù hợp với nền kinh tế và thu nhập người dân.

Đối với vấn đề giá điện, giá điện của nước ta không thể giống nước phát triển, giá quá cao thì người dân, doanh nghiệp và nền kinh tế không chịu được. Thủ tướng đề nghị Bộ Công thương phải suy nghĩ thấu đáo vấn đề này theo tinh thần lợi ích hài hoà, khó khăn và rủi ro chia sẻ giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người dân, đồng thời tránh điều hành “giật cục”, cân bằng, hài hòa, hợp lý giữa lạm phát và tăng trưởng.

Theo quan sát của phóng viên Báo điện tử Đầu tư – Baodautu.vn, mối quan tâm từ phía nhà đầu tư về việc bao giờ, Quy hoạch điện VIII sẽ được phê duyệt hiện đã giảm nhiệt, không còn sôi sục như hồi năm 2021, hay nửa đầu năm 2022.

Theo Bộ Công thương, Đề án Quy hoạch Điện VIII đã tính toán tối ưu tổng thể và 5 khâu cụ thể có quan hệ chặt chẽ với nhau là nguồn điện – truyền tải điện – phân phối điện – sử dụng điện hiệu quả – giá điện.

Mục tiêu là đạt được quy mô và cơ cấu nguồn tối ưu, cân bằng nội vùng, chi phí giá điện nhỏ nhất.

Liên quan đến việc điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân đã đứng yên gần 4 năm qua dù nhiều yếu tổ liên quan như nhiên liệu, tỷ giá, chi phí lương đều đã biến động rất mạnh, tại cuộc họp báo Chính phủ chiều tối ngày 2/2, Thứ trưởng Bộ Công thương Đỗ Thắng Hải cho biết, thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương đã chỉ đạo EVN xây dựng phương án giá bán điện bình quân năm 2023 theo đúng quy trình tại Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30/6/2017.

Cụ thể, EVN cần khẩn trương hoàn thành báo cáo quyết toán chi phí sản xuất điện năm 2022, thuê các đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện kiểm toán báo cáo tài chính năm 2022 của EVN và các đơn vị thành viên để đoàn kiểm tra liên bộ (gồm Bộ Công thương, Bộ Tài chính và các cơ quan liên quan) kiểm tra và công bố công khai chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022.

Trên cơ sở kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022, kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm 2023 đã được Bộ Công thương phê duyệt tại Quyết định số 2976/QĐ-BCT ngày 30/12/2022, EVN ước kết quả sản xuất kinh doanh điện trong năm 2023 và tính toán giá bán điện bình quân.

Ngoài ra, Bộ Công thương cũng yêu cầu EVN phối hợp với các cơ quan liên quan (Tổng cục Thống kê) để đánh giá kỹ các tác động đến tình hình kinh tế vĩ mô và các nhóm khách hàng sử dụng điện để đề xuất lộ trình điều chỉnh giá bán lẻ điện năm 2023 và mức độ điều chỉnh phù hợp, đảm bảo ổn định chính trị và trật tự an toàn xã hội. 

Ở thời điểm đầu tháng 2/2023, Bộ Công thương vẫn chưa tiến hành công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2021 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Nhiều năm qua, việc công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN đều được Bộ Công thương thực hiện sau khoảng 1 năm.
Cụ thể, kết quả hoạt động năm 2019 sẽ được công bố vào ngày 8/2/2021, kết quả hoạt động năm 2020 được công bố vào tháng 2/2022 và kết quả hoạt động năm 2021 thì hiện là tháng 2/2023 vẫn chưa được công bố. Với đà này, kết quả hoạt động của năm 2022 sẽ được công bố vào tháng 2/2024.

Trên cơ sở báo cáo của EVN về đề xuất điều chỉnh phương án điều chỉnh giá điện, Bộ Công thương sẽ phối hợp với Bộ Tài chính và các bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, rà soát đề xuất của EVN.

Thứ trưởng Đỗ Thắng Hải khẳng định, việc điều chỉnh giá điện sẽ được tính toán, đánh giá, cân nhắc đầy đủ tác động đến lạm phát, đời sống người dân và điều hành kinh tế vĩ mô của Chính phủ.

Mức điều chỉnh và thời điểm điều chỉnh sẽ được quyết định trong khung giá của mức bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và phải phù hợp theo thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương và EVN trên cơ sở ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ.

Theo báo cáo của EVN, nếu giá điện vẫn tiếp tục đứng yên, thì đến hết tháng 5/2023, Công ty mẹ – EVN sẽ không còn tiền trong tài khoản. Sau đó, từ tháng 6/2023, Công ty mẹ – EVN sẽ thiếu hụt tiền thanh toán là 3.730 tỷ đồng và đến tháng 12/2023, mức thiếu hụt lên tới 28.206 tỷ đồng.
Hậu quả của việc không được tăng giá điện ở mức hợp lý để bù đắp chi phí sẽ gây tình trạng mất cân đối dòng tiền hoạt động và kéo theo nhiều hệ lụy nghiêm trọng.
Đó là các nhà máy điện sẽ không nhận được tiền bán điện, dù vẫn bán điện lên lưới hoặc các nhà máy điện sẽ dừng cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia nếu không muốn bị nợ tiền điện lớn hoặc không có dòng tiền để duy trì hoạt động sản xuất điện vì nguồn thu tiền điện bán cho EVN không có.

Khẩn trương tính toán

Theo nguồn tin của Báo điện tử Đầu tư – Baodautu.vn, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang tiến hành triển khai tính toán giá bán lẻ điện bình quân năm 2023, sau khi Bộ Công thương yêu cầu đơn vị này khẩn trương hoàn thành xây dựng phương án giá bán lẻ điện bình quân năm 2023.

Theo đó, Bộ Công thương yêu cầu EVN tập trung nguồn lực, hoàn thành quyết toán chi phí sản xuất, kinh doanh điện 2022, báo cáo tài chính của công ty mẹ tập đoàn và các đơn vị thành viên. Mặt khác, phải làm việc với các đơn vị kiểm toán độc lập có uy tín kiểm toán báo cáo theo đúng quy định.

Trên cơ sở quyết toán chi phí sản xuất, kinh doanh điện, báo cáo tài chính năm 2022 của công ty mẹ và các đơn vị thành viên, bước tiếp theo, Bộ Công Thương sẽ công bố công khai kết quả kiểm tra chi phí sản xuất, kinh doanh điện năm 2022.

Đây cũng là căn cứ để Bộ Công Thương hoàn thành tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân năm 2023, báo cáo các cấp có thẩm quyền theo quy định.

Trước đó, vào ngày 3/2/2023, Thủ tướng Chính phủ ban hành khung giá bán lẻ điện bình quân với mức tối thiểu là 1.826,22 đồng/kWh và mức tối đa là 2.444,09 đồng/kWh.

Theo ông Trần Việt Hòa, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương), việc ban hành khung giá bán lẻ điện bình quân mới là bởi khung giá bán lẻ điện bình quân hiện tại không còn phù hợp với bối cảnh và chưa phản ánh sự biến động của các thông số đầu vào tới chi phí sản xuất, kinh doanh điện, đặc biệt là biến động của giá nhiên liệu.

Đơn cử, giá than nhập khẩu cung cấp cho các nhà máy điện đã bắt đầu tăng từ cuối năm 2021 và sản lượng điện từ nhiệt điện than chiếm tỷ trọng khoảng 40% sản lượng điện của Việt Nam, dẫn tới chi phí sản xuất, kinh doanh điện của EVN tăng cao.

Tính đến hết quý III/2022, Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam, Tổng công ty Đông Bắc nhiều lần điều chỉnh tăng giá than trộn với tổng mức tăng từ 802.000 đồng/tấn đến 986.000 đồng/tấn tùy loại than, tương ứng với mức tăng chung so với đầu năm 2022 khoảng 52%.

Cũng theo lãnh đạo Cục Điều tiết điện lực, các khoản chênh lệch tỷ giá thực hiện trong hợp đồng mua bán điện của các năm 2019 – 2020 cũng như giai đoạn năm 2021 – 2024 ước khoảng hơn 21.000 tỷ đồng cần được phân bổ, tính toán vào chi phí sản xuất điện hàng năm để tính toán khung giá.

“Các bối cảnh nêu trên đã tạo nên biến động lớn về các thông số liên quan đến chi phí mua điện, chiếm trên 80% tổng chi phí sản xuất kinh doanh điện hàng năm của EVN”, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực nhìn nhận.

Do đó, khung giá bán lẻ điện bình quân tối thiểu được điều chỉnh tăng 13,7%, lên 1.826,22 đồng/kWh; mức tối đa tăng 28,2%, lên 2.444,09 đồng/kWh.

Trong khu vực ASEAN, Việt Nam đang là quốc gia có mức giá điện bình quân thấp so với hầu hết các quốc gia trong khu vực. Thậm chí, giá bán lẻ điện của Việt Nam hiện nay chỉ bằng 51% so với Philippines – quốc gia có giá điện cao nhất khu vực (0,172 USD/kW).

Nhìn sang Indonesia, năm 2022 đã thu hút được hơn 45,6 tỷ USD vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài, tăng 44,2% so với năm 2021. Giá điện tại Indonesia quy đổi theo tỷ giá hiện là 2.310 đồng/kWh, cho thấy, sức hấp dẫn với các nhà đầu tư không phải đến từ giá điện thấp.

Giá điện hợp lý, tiết kiệm đầu tư xã hội

Thống kê của Ngân hàng Thế giới (WB) cũng cho thấy, vào tháng 3/2010, giá bán lẻ điện bình quân đã được tăng tới 11,54% so với mức trước đó. Tiếp đó, vào tháng 3/2011, giá bán lẻ điện bình quân tiếp tục được tăng 17,39% so với mức hiện hành.

Báo cáo Huy động tối đa nguồn tài chính để phát triển ngành năng lượng Việt Nam được WB xuất bản vào năm 2018 chỉ ra rằng, dù mức giá bình quân danh nghĩa đã tăng 53% từ năm 2010 đến năm 2015. Tuy nhiên, lạm phát tích lũy trong cùng kỳ cũng đã là 56%.

Với thực tế thu nhập chính của EVN là từ giá điện tính cho người dùng cuối, nên dù Chính phủ đã tăng giá lên 7,6 UScent/kWh vào tháng 11/2017, nhưng mức giá hiện tại không đủ để EVN trang trải chi phí bảo dưỡng, sửa chữa và trả nợ cũng như đầu tư trong tương lai.

Trong khi đó, báo cáo của WB hay gần đây là GIZ cũng chỉ ra thực tế, Việt Nam có mức tiêu thụ điện trên một đơn vị GDP cao bất thường, do đó, có tiềm năng lớn để tiết kiệm năng lượng, đặc biệt là trong lĩnh vực công nghiệp.

Và con đường được nhắc tới chính là giá điện hợp lý, khiến cho các hộ tiêu dùng điện sử dụng điện tiết kiệm, tránh được các khoản đầu tư mới cho ngành điện một cách tràn lan.

“Để EVN có thể thu hồi toàn bộ chi phí, mức giá bán điện bình quân cần tăng lên 12 UScent/kWh vào năm 2020”, đã được WB khuyến nghị vào năm 2018.

Hiện mức giá bán lẻ điện bình quân cơ sở vẫn là 1.864 đồng/kwh được điều chỉnh vào tháng 3/2019, tương đương với mức 0,8 UScent/kWh (theo tỷ giá ngày 5/3/2019).

Hệ quả đã nhìn thấy rõ khi năm 2022, công ty mẹ EVN, các tổng công ty điện lực và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia có số lỗ sản xuất, kinh doanh điện khoảng 28.876 tỷ đồng.

Và năm 2023, nếu giá bán lẻ điện giữ nguyên theo giá điện hiện hành, thì số lỗ dự kiến lên đến 64.941 tỷ đồng, trong đó 6 tháng đầu năm sẽ lỗ 44.099 tỷ đồng và 6 tháng cuối năm lỗ 20.842 tỷ đồng.

Như vậy, tổng lỗ sản xuất, kinh doanh của EVN luỹ kế 2 năm 2022 và 2023 là 93.817 tỷ đồng.

Thậm chí, nếu không giải quyết mức giá bán lẻ điện bình quân cơ sở thay thế cho mức giá đang áp dụng từ tháng 3/2019, thì hết tháng 5/2023, Công ty mẹ – Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sẽ không còn tiền trong tài khoản.

Nếu điều này diễn ra, thì việc EVN mua điện, nhưng phải nợ tiền sẽ không tránh khỏi. Lúc đó, các doanh nghiệp bán điện cho EVN sẽ phải đau đầu với bài toán, không bán điện thì một mình EVN không lo được đủ điện cho nền kinh tế hoạt động bình thường. Nhưng nếu bán điện mà EVN không có tiền trả thì lấy đâu tiền để trả lương người lao động và mua nhiên liệu để vận hành nhà máy, nhất là khi tình hình kinh tế chung có nhiều khó khăn, vay ngân hàng không dễ và lãi suất không thấp như hiện nay.

Về phía người tiêu dùng điện, nếu không có điện do EVN cung cấp thì có thể dùng máy nổ để phát điện nếu không chủ động được nguồn điện từ năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, phương án này cũng có những hệ lụy không nhỏ chứ không phải đơn giản ra mua xăng/dầu chạy máy phát điện. 

Theo tính toán công khai của các trang mua bán thiết bị, máy phát điện loại 2 kW mỗi giờ chạy đầy tải hết 1 lít xăng. Ở phía bên dùng điện, nếu dùng điều hòa 12.000 BTU sẽ hết 1,3 kW điện mỗi giờ.

Như vậy, mỗi giờ 1 điều hòa công suất 12.000 BTU cần khoảng 0,65 lít xăng. Nếu rơi vào thời điểm mùa nắng nóng phải hoạt động liên tục 24 giờ thì cần tới hơn 10 lít xăng.

Với giá xăng RON 95 hiện tại là hơn 23.000 đồng/lít, thì để chạy 1 điều hòa 12.000 BTU một ngày sẽ mất hơn 233.000 đồng tiền mua xăng, chưa kể đầu tư máy phát điện ban đầu và cũng chưa tính tới chỗ chứa xăng lẫn công sức tiếp xăng để máy phát điện hoạt động đều đặn.

Viễn cảnh có thể nhìn thấy nếu như mất điện vào những ngày nắng nóng là cửa hàng xăng sẽ có đông người xách can đến mua xăng để chạy máy phát điện.

Về tổng thể, chi phí xã hội sẽ tốn kém, bị đội lên rất nhiều khi ai cũng có quyền làm ra điện. Chưa kể khi các máy phát điện hoạt động thì sẽ phát thải ra lượng khí CO2 không hề nhỏ.