Giá điện Việt Nam - Nhìn lại để định hướng lộ trình mới cho tương lai

Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Chính phủ đề nghị nghiên cứu đề xuất của giới chuyên gia Thực hiện ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà, ngày 13/9/2023, Văn phòng Chính phủ có Văn bản số: 7027/VPCP-CN gửi Bộ trưởng Bộ Công Thương, Bộ trưởng Bộ Tài chính, Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về việc nghiên cứu, xử lý theo thẩm quyền và quy định trong triển khai Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn theo đề xuất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam gửi Thủ tướng Chính phủ. (Báo cáo Thủ tướng Chính phủ những vấn đề vượt thẩm quyền).

Phương pháp tính toán tác động của giá than, khí, LNG đến cơ cấu giá điện Việt Nam Bài báo dưới đây sẽ cung cấp tới bạn đọc một số thông tin về giá cả nhiên liệu than, khí, LNG cho phát điện (bao gồm giá trong nước, thị trường quốc tế), đồng thời sử dụng phương pháp tính chi phí (giá thành) san bằng suốt đời sống dự án, hay còn gọi là “chi phí quy dẫn” (Levelised Cost of Electricity - LCOE). Từ các kết quả tính toán, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam nêu một số nhận xét, cùng một số giải pháp nhằm ứng phó linh hoạt, hiệu quả cho thị trường năng lượng Việt Nam.

Như chúng ta đã biết: Ngày 26/9/2023 tại buổi tọa đàm về quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp, ông Nguyễn Xuân Nam - Phó tổng Giám đốc EVN cho biết: “Để EVN đưa điện đến các vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo, thì giá thành tổng các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện lên đến khoảng 7.000 đồng/kWh, nhưng giá điện EVN bán cho khu vực này hiện nay cũng vẫn duy trì ở mức khoảng 1.900 đồng/kWh theo đúng chính sách của Đảng, Nhà nước. Nghĩa là trong điều kiện cung cấp điện đến vùng sâu, vùng xa, nơi biên giới và hải đảo thì EVN phải bù lỗ. Đây là một trong những nguyên nhân mà EVN bị lỗ trong sản xuất, kinh doanh.

Trong năm 2022, EVN lỗ hơn 36.294 tỷ đồng trong sản xuất, kinh doanh điện. Riêng 6 tháng đầu năm 2023, với việc kinh doanh dưới giá vốn, EVN đã lỗ hơn 29.000 tỷ đồng. Nếu giá bán lẻ điện tiếp tục duy trì theo giá điện bình quân là 1.920,37đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo Quyết định 1062/QĐ-BCT ngày 4/5/2023, khả năng EVN tiếp tục bị lỗ là không thể tránh khỏi”.

Vậy, biện pháp nào để tránh cho EVN khỏi bị thua lỗ trong hoạt động sản xuất, kinh doanh điện?

Nguyên nhân dẫn đến lỗ trong sản xuất, kinh doanh của ngành điện:

Về giá mua và bán điện:

Cho đến thời điểm hiện nay, giá mua điện và giá bán điện của EVN vẫn theo quy định hiện hành - đó là giá mua điện theo cơ chế thị trường và giá bán điện theo quyết định của Chính phủ theo từng thời điểm cụ thể. Vậy điều kiện gì đã ảnh hưởng đến giá điện đầu vào để EVN tiếp tục thua lỗ?

Cơ cấu nguồn điện chính trong hệ thống điện nước ta bao gồm các nhà máy nhiệt điện (chạy than, khí), thủy điện, năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, sinh khối). Nhiệt điện chạy than và khí phụ thuộc giá nhiên liệu đầu vào (than và giá khí). Hiện nay các nhà máy nhiệt điện than sử dụng than trong nước chỉ đảm bảo cho sản xuất dưới 20% tổng sản lượng điện, nhiều nhà máy phải nhập khẩu than, hoặc sử dụng than trộn giữa than trong nước và than nhập khẩu.

Giá than trên thế giới đã bắt đầu tăng từ nửa cuối năm 2021. Trong năm 2022, do ảnh hưởng của cuộc chiến tranh Nga - Ucraina nên giá than, khí, dầu... trên thế giới tăng đột biến. Có thời điểm giá than đã tăng gấp 5 lần so với đầu năm 2021, lên đến gần 400 USD/tấn, giá dầu cũng tăng gấp đôi, do đó, giá than, khí tăng cao ảnh hưởng rất lớn đến giá thành sản xuất điện năng, gây khó khăn cho EVN trong cân bằng tài chính.

Bước sang năm 2023, tuy giá than, khí, dầu đã hạ nhiệt, nhưng vẫn ở mức cao nên giá thành sản xuất điện năng từ các nhà máy nhiệt điện vẫn cao hơn mức cơ sở tính toán giá điện hiện nay.

Nguồn thủy điện có giá thành rẻ nhất, nhưng phụ thuộc lớn vào thời tiết. Với thời tiết cực đoan trong những năm gần đây ảnh hưởng rất lớn đến huy động phát điện từ các nhà máy thủy điện hiện có trên cả nước. Năm 2022 là năm nhiều nước, sản lượng điện năng từ thủy điện huy động đạt 95,054 tỷ kWh, chiếm tỷ lệ 35,41 % điện năng toàn hệ thống. Nhưng 6 tháng đầu năm 2023 chỉ đạt 29,83 tỷ kWh, chiếm 22,1% điện năng toàn hệ thống.

Hơn nữa, tỷ lệ nguồn điện từ thủy điện đang giảm dần trong cơ cấu nguồn điện toàn hệ thống do thực tế nguồn năng lượng này đã khai thác gần hết tiềm năng, chỉ có thể tiếp tục xây dựng một số nhà máy thủy điện nhỏ. Do vậy, mặc dù thủy điện có giá rẻ, nhưng chiếm tỷ trọng nhỏ nên không đủ bù giá cho nhiệt điện, hay năng lượng tái tạo (NLTT).

Riêng NLTT của nước ta phát triển nhanh trong những năm gần đây và theo Quy hoạch điện VIII, các nguồn này đang tiếp tục tăng lên và đến năm 2050 sẽ chiếm từ 67,5 - 71,5% của hệ thống điện. Xem bảng 1 và 2:

Bảng 1: Điện năng sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2022. (Nguồn: EVN).

Bảng 2: Điện năng sản xuất và nhập khẩu 6 tháng đầu năm 2023. (Nguồn: EVN).

Từ bảng 1 và 2 cho thấy: Điện năng sản xuất từ nguồn NLTT đang tăng dần và chiếm tỷ lệ khá ấn tượng trong cơ cấu điện năng toàn hệ thống. Tuy nhiên, điện năng được sản xuất từ nguồn NLTT càng nhiều với giá theo giá FIT, nên EVN khi mua nguồn này càng phải bù lỗ (bởi giá điện bán ra thấp hơn giá mua vào). Giá điện gió, mặt trời được hưởng theo giá FIT (theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017, Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 6/4/2020 về điện mặt trời và Quyết định 39/2018/QĐ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam được ưu đãi 20 năm). Nghĩa là EVN phải mua điện với giá cố định trong 20 năm, quy đổi theo tỷ giá đô la Mỹ/VNĐ.

Cụ thể, với các dự án điện mặt trời được hưởng giá FIT là 9,35 UScent/kWh đối với điện mặt trời mặt đất và 7,09 - 8,38 UScent/kWh đối với điện mặt trời nổi; điện gió là 8,35 - 9,8 UScent/kWh. Với các quyết định này, giá FIT được áp dụng với điện mặt trời nổi tính theo giá đô la Mỹ đầu năm 2023 là 1.783 đồng/kWh; điện mặt trời mặt đất là 1.943 đồng/kWh. Trong khi đó, giá FIT áp dụng cho điện gió trong đất liền là 1.928 đồng/kWh và điện gió trên biển là 2.223 đồng/kWh.

Riêng 85 dự án NLTT không kịp tiến độ đưa vào vận hành thương mại (COD) theo quyết định nêu trên của Chính phủ, trước mắt EVN đang thỏa thuận với các chủ đầu tư đưa vào vận hành nối lưới với mức giá tạm thời bằng 50% khung giá phát điện nhà máy điện gió, mặt trời chuyển tiếp theo Quyết định số 21/QĐ-BCTngày 7/1/2023 của Bộ Công Thương.

Cũng trong bảng 2 cho thấy: Sáu tháng đầu năm 2023 nguồn điện năng sản xuất từ thủy điện giá rẻ chỉ chiếm 22,1%, số còn lại gồm nhiệt điện và NLTT chiếm 76,6% đều có giá thành đắt nên việc EVN lỗ gần 29.000 tỷ đồng là điều dễ hiểu.

Về kinh doanh điện tại vùng sâu, vùng xa, biên giới và hải đảo:

Với nhiệm vụ điện khí hóa toàn quốc, ngành điện nước ta đã thực hiện nghiêm túc và rất tốt nhiệm vụ này của Đảng và Nhà nước giao phó. Tính đến cuối năm 2022, số xã có điện trên cả nước đạt 100% và số hộ dân được sử dụng điện đạt 99,7%. Trong đó, số hộ dân nông thôn có điện đạt 99,53%.

Theo số liệu thống kê: Đến cuối tháng 12/2020 đã có 11/12 huyện đảo và 82/85 xã đảo được cấp điện. Sáu huyện đảo được cung cấp điện bằng nguồn lưới điện quốc gia gồm: Vân Đồn, Cô Tô (Quảng Ninh), Cát Hải (Hải Phòng), Lý Sơn (Quảng Ngãi), Phú Quốc, Kiên Hải (Kiên Giang) và 5 huyện đảo được cung cấp điện bằng nguồn điện tại chỗ (kết hợp máy phát điện diesel với điện gió, mặt trời) gồm: Đảo Bạch Long Vĩ (Hải Phòng), Cồn Cỏ (Quảng Trị), Trường Sa (Khánh Hòa), Phú Quý (Bình Thuận), Côn Đảo (Vũng Tàu).

Khi thực hiện tiếp nhận, quản lý bán điện trực tiếp tại các huyện đảo, xã đảo, EVN đều phải bù lỗ bởi giá thành sản xuất điện khoảng 7.000 đồng/kWh. Cá biệt, có nơi lên tới 72.552 đồng/kWh (như tại huyện đảo Trường Sa).

Việc đưa điện đến vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc thiểu số, góp phần xóa đói, giảm nghèo, thu hẹp khoảng cách phát triển, xây dựng đất nước ngày càng giàu mạnh là trách nhiệm cao cả được Đảng, Nhà nước giao phó cho EVN. Và nhiệm vụ này EVN đã thực hiện xuất sắc với 99,53% số hộ dân nông thôn có điện. Tuy nhiên, với giá thành sản xuất điện năng phục vụ cho đồng bào ở những khu vực này lên đến 7.000 đồng/kWh, nhưng EVN bán ra ở mức 1.920,37 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế VAT) thì vấn đề bù lỗ là không phải bàn cãi.

Có thể nêu ví dụ, 1 nhân viên thu ngân của công ty điện lực địa phương thuộc vùng sâu, vùng xa cả ngày đi hàng chục km mới đến được một số hộ dân để thu tiền điện, mỗi hộ nộp khoảng 50 - 100.000 đồng tiền điện/tháng và số tiền điện thu được không đủ trả lương cho nhân viên đó. Nhưng việc phải làm thì không thể không làm. Cùng với đó, tổn thất điện năng ở khu vực này cũng khá lớn do đường dây điện quá dài.

Ngoài ra, hiện nay cơ cấu giá bán điện giữa khối sản xuất với khối tiêu dùng đang khác nhau (người tiêu dùng dân cư phải mua điện giá cao hơn so với nhà sản xuất). Dù nhà nước muốn giảm giá điện để kích thích sản xuất và đầu tư, nhưng thực chất hiện nay 70% - 80% sản xuất lợi nhuận xuất, nhập khẩu vẫn thuộc về các doanh nghiệp đầu tư nước ngoài (FDI), nên giá điện thấp cho khối này là giúp họ có lãi và hưởng lợi.

Về tổn thất điện năng:

Tổn thất điện năng trên hệ thống điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện từ thanh cái các nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ sử dụng điện. Do điều kiện địa lý trải dài từ Bắc vào Nam, các phụ tải phân bố rải rác nên hệ thống lưới điện truyền tải và phân phối rất dài. Vì vậy, trong quá trình truyền tải, phân phối điện đi xa luôn có sự thất thoát (sự tỏa nhiệt của dây dẫn, tổn thất vầng quang, tổn thất trong máy biến áp...). Thực tế đã cho thấy, EVN đã quyết liệt triển khai các biện pháp cần thiết và tổn thất điện năng đã giảm rất nhiều (từ 12,23% vào năm 2003 xuống còn 6,25% vào năm 2022), đưa tỷ lệ tổn thất điện năng của nước ta sát ngưỡng kỹ thuật, ngang bằng với nhiều nước tiên tiến trên thế giới.

Để cụ thể hóa mục tiêu giảm tổn thất điện năng (TTĐN) trong năm 2023, ngành điện đã đề ra và thực hiện nhiều giải pháp nhằm cải thiện hệ thống lưới điện, tối ưu hóa vận hành hệ thống điện, thực hiện tiết kiệm điện… và thực tế đã mang lại nhiều kết quả tích cực. Năm 2023, EVN đặt mục tiêu TTĐN giảm còn 6,15%. Mặc dù vẫn còn dư địa để giảm TTĐN, nhưng EVN đang phải đối diện nhiều khó khăn, thách thức khi tỉ lệ TTĐN đã sát ngưỡng kỹ thuật. Để đạt được mục tiêu này cần thiết phải đầu tư nâng cấp hạ tầng truyền tải - nghĩa là cần bổ sung nguồn vốn. TTĐN phụ thuộc nhiều vào đặc điểm hệ thống điện và chi phí đầu tư cho hệ thống. Nếu muốn tiếp tục giảm TTĐN, sẽ cần phải đầu tư cải tạo hệ thống lưới điện, cân nhắc đến hiệu quả của dự án và khả năng thu hồi vốn đầu tư.

Giải pháp tháo gỡ khó khăn:

Là một doanh nghiệp Nhà nước, hoạt động sản xuất, kinh doanh của EVN không đơn thuần là hoạt động lãi, lỗ, mà còn là thực hiện các nhiệm vụ an sinh xã hội, là công cụ ổn định kinh tế vĩ mô. Tuy nhiên, cũng như tất cả mọi doanh nghiệp, mục tiêu cân bằng tài chính để hoạt động tiếp tục là thách thức không nhỏ đối với EVN ở chặng đường phía trước. Việc thông báo tiếp tục thua lỗ, hoặc mỗi lần thông báo tăng giá điện cũng khiến người tiêu dùng điện hoang mang, băn khoăn và không rõ lý do vì sao EVN lại bị lỗ?

Để người tiêu dùng điện hiểu thực chất giá điện đang ở mức nào thì cần có các giải pháp sau:

Thứ nhất: Công khai thu, chi của EVN.

Để người dân hiểu rõ về giá điện hiện hành, EVN cần công khai, minh bạch các khoản thu, chi, giá điện mua vào từng loại hình phát điện và giá bán ra cho từng đối tượng sử dụng điện, qua đó, người tiêu dùng sẽ hiểu được nguyên nhân vì sao cần phải điều chỉnh giá điện.

Thứ hai: Sửa Luật Điện lực, đưa giá điện sát thị trường và xóa bù chéo.

Sau gần 20 năm thi hành, các chính sách trong Luật Điện lực cần phải thay đổi nhằm đáp ứng mục tiêu phát triển ngành điện, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Theo đó:

1/ Cần hoàn thiện các quy định về điều kiện hoạt động và việc cấp, thu hồi giấy phép điện lực.

2/ Quản lý hoạt động mua, bán điện theo hướng thúc đẩy thị trường cạnh tranh minh bạch, giá theo cơ chế thị trường.

3/ Quản lý vận hành hệ thống điện, khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm, tăng cường giải pháp quản lý nhu cầu điện và điều chỉnh phụ tải điện cùng an toàn sử dụng điện.

4/ Đẩy mạnh thu hút đầu tư tư nhân vào khâu phát điện.

5/ Bổ sung quy định về chính sách giá điện để giảm dần, tiến tới xóa bỏ bù chéo giữa các nhóm khách hàng, giữa các vùng miền.

6/ Việc thực hiện chính sách giá điện cho các đơn vị điện lực được thực hiện công khai, minh bạch, bình đẳng.

7/ Vấn đề phân cấp, phân quyền trong giá điện và hoạt động mua bán điện, hoàn thiện quy định về thị trường điện lực (bổ sung về hợp đồng kỳ hạn dạng chênh lệch là một hình thức giao dịch trong thị trường điện lực cạnh tranh).

8/ Mua, bán điện trực tiếp, ưu tiên điện tái tạo giữa khách hàng sử dụng điện lớn và đơn vị phát điện…

Việc thực hiện chuyển Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) về Bộ Công Thương là bước tiến hành cần thiết nhằm tránh sự độc quyền “vừa đá bóng vừa thổi còi” của ngành điện.

Thứ ba: Thống nhất giá điện theo giá thị trường.

Việc thực hiện giá mua điện theo cơ chế thị trường và giá bán điện theo quy định của Chính phủ dẫn đến EVN (ngoài việc không thu hồi đủ vốn để tái sản xuất, mà còn tiếp tục thua lỗ lớn) dẫn đến nguy cơ thiếu điện cho nền kinh tế quốc dân do không thu hút được các thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào nguồn và lưới điện. Do vậy, cần nghiên cứu lộ trình tiến tới giá bán điện theo cơ chế thị trường.

Thay lời kết:

Ngày trước, trong hoàn cảnh chiến tranh thiếu thốn mọi bề, tất cả mọi nhu yếu phẩm đều phải phân phối, nên Bác Hồ từng căn dặn: “Không sợ thiếu, chỉ sợ không công bằng”. Ngày nay, người tiêu dùng điện cũng luôn ủng hộ và sát cánh cùng EVN, thấu hiểu những những khó khăn mà EVN đã, đang trải qua trong quá trình xây dựng và vận hành hệ thống điện, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, nỗ lực sản xuất đủ điện để cung cấp cho công cuộc phát triển kinh tế của đất nước. Dù giá bán điện ở mức nào thì người tiêu dùng điện cũng sẵn sàng chấp nhận, nếu hoạt động thu - chi của EVN được công bố công khai, minh bạch và cơ cấu giá thành được tách bạch, rõ ràng cho các khoản chi phí./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM