Kiến nghị chiến lược phát triển năng lượng Việt Nam

                     Kính gửi:     - Ban Bí thư Trung ương Đảng

                            - Thủ tướng Chính phủ

Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) xin gửi tới Ban Bí thư Trung ương Đảng và Thủ tướng Chính phủ lời chào trân trọng!

Trước những thách thức về nguồn vốn đầu tư vào các dự án điện, than, dầu khí, năng lượng mới, tái tạo theo chiến lược phát triển ngành năng lượng Việt Nam từ nay cho đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 đã được Bộ Chính trị thông qua và Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam vừa tổ chức một cuộc hội thảo quốc tế về “Giải pháp huy động nguồn vốn đầu tư phát triển năng lượng Việt Nam”.

Tại hội thảo này, ý kiến của các tập đoàn: Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam, Điện lực Việt Nam, Sông Đà, các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước, các nhà khoa học, các chuyên gia năng lượng, chuyên gia kinh tế… đã thảo luận sôi nổi về những thách thức nguồn vốn cho đầu tư phát triển theo Chiến lược phát triển năng lượng Việt Nam và các quy hoạch phát triển các chuyên ngành (điện, than, dầu khí). Trên tinh thần đó, các tập đoàn, các tổ chức tín dụng, các nhà khoa học, các chuyên gia năng lượng, chuyên gia kinh tế đã đề xuất với Hiệp hội Năng lượng Việt Nam tổng hợp ý kiến của hội thảo này để kiến nghị tới Ban Bí thư Trung ương Đảng và Thủ tướng Chính phủ.

Sau khi đã xem xét, phân tích và cân nhắc các ý kiến, VEA xin có một số kiến nghị như sau:

1. Nguồn vốn cần phải có cho đầu tư xây dựng các dự án năng lượng theo quy hoạch đã được Chính phủ phê duyệt

Chiến lược và các quy hoạch phát triển năng lượng đã được Đảng, Chính phủ định hướng và chỉ đạo là “Phát triển năng lượng phải đi trước một bước, đáp ứng được yêu cầu phát triển kinh tế xã hội và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”. Đây thật sự là nhiệm vụ quan trọng, song để thực hiện thành công là một thách thức lớn. Bởi ngành năng lượng là ngành kết cấu hạ tầng của toàn bộ nền kinh tế - xã hội, có công nghệ phức tạp, mang tính đặc thù rất cao, đặc biệt đòi hỏi nguồn vốn đầu tư rất lớn. Do đó, việc thu xếp nguồn vốn đầu tư cho phát triển năng lượng được xem là nhiệm vụ trọng tâm và phải giải quyết trước tiên.

1.1. Ngành Than:

Theo quy hoạch phát triển ngành than, sản lượng than dự kiến năm 2015 từ 60 - 65 triệu tấn và đến năm 2025 đạt trên 80 triệu tấn. Tuy nhiên, ngày 24/2/2009, Thường trực Chính phủ đã yêu cầu Tập đoàn Công Nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam nghiên cứu phương án sản lượng khai thác 100 triệu tấn vào năm 2015.

Để đáp ứng nhu cầu phát triển, từ năm 2010 trở đi, hàng năm ngành than cần huy động một lượng vốn khoảng 25 - 30 nghìn tỷ VNĐ (tương đương 1,3~1,6 tỷ USD), trong đó cho khai thác than và các dự án điện chiếm đến 70 - 80%. Việc đầu tư phát triển khai thác bể than Đồng bằng sông Hồng trên cơ sở hoàn thành thử nghiệm một số dự án theo cả hai công nghệ (khí hóa than và khai thác hầm lò) cũng đòi hỏi có thêm nguồn vốn đầu tư.

Bên cạnh đó, kế hoạch phát triển điện của Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam từ nay đến năm 2016 là phải hoàn thành 13 dự án nhiệt điện than và 1 dự án thủy điện (Đồng Nai 5, công suất 140 MW) với tổng công suất 7.092 MW, có tổng mức đầu tư ước tính lên tới 10 tỷ USD.

1.2. Ngành dầu khí:

Theo quy hoạch phát triển ngành dầu khí, sản lượng khai thác dầu khí giai đoạn 2011 - 2015 là 16~18 triệu tấn dầu thô trong nước và 1,2~3 triệu tấn ở nước ngoài, 11~15 tỷ m³ khí; giai đoạn 2016 - 2025 là 13~15 triệu tấn dầu thô trong nước và 3,5~5,5 triệu tấn ở nước ngoài, 15~16 tỷ m³ khí.

Theo định hướng kế hoạch đầu tư từ 2010 - 2015, tổng nhu cầu vốn của ngành dầu khí khoảng 75 tỷ USD, phần vốn PVN có thể thu xếp được khoảng 20 tỷ USD, phần còn lại là vốn vay.

Riêng 5 nhà máy nhiệt điện chạy than với tổng công suất 6.000MW mà Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam sẽ đưa vào vận hành các năm từ nay đến 2015 và 1 nhà máy thủy điện (Luang Prabang, công suất 1.100MW) đã cần một nguồn vốn tới gần 11 tỷ USD.

1.3. Ngành điện:

Theo tính toán của Quy hoạch Điện VI, tổng vốn đầu tư cho ngành điện là 80 tỷ USD, trong đó nguồn điện 52 tỷ USD và lưới điện 28 tỷ USD, bình quân mỗi năm cần 4 tỷ USD. Số liệu này được tính vào năm 2005, nhưng đến thời điểm này đã lớn hơn rất nhiều (do chi phí thiết bị, vật liệu, nhân công, tỷ giá ngoại tệ đều đã tăng cao…), lấy một ví dụ, nếu năm 2005 suất đầu tư dự án nhà máy nhiệt điện than khoảng 1.000USD/kW, thì hiện nay đã tăng tới 1.350~1.450 USD/kW.

Ngoài 2 dự án nhà máy điện hạt nhân đầu tiên tại Ninh Thuận, với tổng công suất 4.000MW, dự kiến sẽ đưa vào vận hành vào các năm 2020 đến 2021. Từ nay đến năm 2015, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được giao 48 dự án nguồn điện, với tổng công suất 22.748MW/59.469MW (chiếm 38,3% tổng công suất lắp đặt mới của Quy hoạch Điện VI) và hệ thống lưới điện đồng bộ với tổng vốn đầu tư ước tính 715 nghìn tỷ VNĐ (tương đương gần 40 tỷ USD).

1.4. Ngành năng lượng mới, tái tạo:

Phát triển năng lượng mới và tái tạo đã được nêu trong Quyết định số 1855/QĐ-TTg, ngày 27/12/2007 là phấn đấu tăng tỷ lệ nguồn năng lượng này lên khoảng 3% tổng sản lượng thương mại sơ cấp vào năm 2010, khoảng 5% vào năm 2020 và khoảng 11% vào năm 2050. Nguồn vốn đầu tư vào các dự án này là rất lớn, nói riêng về suất đầu tư của các dự án điện gió hiện nay khoảng 2.500 - 3.000 USD/kW.

Ngoài ra, các dự án điện của Tập đoàn Sông Đà, Tổng Công ty Xây dựng Công nghiệp Việt Nam và một số tổng công ty khác… cũng cần một nguồn vốn lên tới hàng chục tỷ USD.

2. Công tác huy động vốn cho đầu tư phát triển năng lượng trong những năm qua

Trong những năm gần đây, trước nhu cầu cấp bách về vốn, các tập đoàn hoạt động trong lĩnh vực năng lượng đã sử dụng rất nhiều kênh huy động vốn, thông qua các kênh như: tín dụng xuất khẩu, vay vốn từ các tổ chức quốc tế, vốn ODA, phát hành trái phiếu trong nước và quốc tế, bán bớt phần vốn tại một số công ty cổ phần, cổ phần hoá để bổ sung vốn đầu tư cho các công trình mới… tuy nhiên tình hình thực tế đã rất khó khăn, do thiếu vốn dẫn đến chậm tiến độ rất nhiều dự án.

2.1. Nguồn huy động trong nước

Đối với nguồn vay trong nước, do quy mô của các dự án năng lượng rất lớn, nên khả năng đáp ứng vốn của các tổ chức tài chính trong nước là không cao. Các dự án năng lượng luôn yêu cầu công nghệ, kỹ thuật phức tạp và chịu sự chi phối, ràng buộc của nhiều yếu tố, vượt quá năng lực thẩm định của các ngân hàng trong nước. Bên cạnh đó, thị trường vốn Việt Nam chưa đa dạng, chất lượng chưa cao, tính công khai, minh bạch cũng còn hạn chế, cùng với chính sách thắt chặt tiền tệ của Chính phủ khiến các doanh nghiệp tiếp cận nguồn vốn vay ngày càng khó khăn hơn.

2.2. Nguồn vốn huy động nước ngoài

Thực tế trong những năm gần đây cho thấy, việc huy động vốn từ các thị trường quốc tế cho đầu tư phát triển các dự án năng lượng cũng gặp không ít khó khăn, bởi thu xếp các khoản vay lớn từ quốc tế đòi hỏi sự tổng hợp vốn của rất nhiều ngân hàng khác nhau, trong khi vấn đề thủ tục và đàm phán phức tạp. Với hình thức vay tín dụng xuất khẩu, lại đòi hỏi phải có sự bảo lãnh của Chính phủ.

2.3. Thu hút nguồn vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI)

Đến thời điểm hiện tại chúng ta mới chỉ có 2 dự án nguồn điện 100% vốn FDI, đó là Nhà máy điện Phú Mỹ 3 và Phú Mỹ 2.2 đã đi vào hoạt động. Nguyên nhân là do suất đầu tư vào các dự án điện cao, trong khi giá bán điện đang ở mức dưới 5 USc/kWh (khung giá điện quy định tại Quyết định 2014/QĐ-BCN, ngày 13/6/2007 của Bộ Công nghiệp - nay là Bộ Công Thương, từ 2,20~5,20 USc/kWh), nên chưa hấp dẫn các nhà đầu tư.

2.4. Đầu tư theo hình thức: hợp đồng xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT)

 Trong hơn một thập kỷ qua (từ năm 1997 đến nay) nước ta không có thêm một dự án BOT nước ngoài nào đầu tư. Theo Quy hoạch điện VI có 11 dự án đầu tư theo hình thức này, nhưng chủ đầu tư chào giá rất cao so với giá bán lẻ điện hiện hành (5,7~5,8 USc/kWh), nên việc đàm phán mua điện gặp rất nhiều khó khăn. Kết quả là đến nay chúng ta mới thoả thuận về nguyên tắc hợp đồng mua điện ở 2 dự án BOT là Mông Dương 2 và Hải Dương. Hai dự án này sẽ đưa vào vận hành giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh.

3. Một số khó khăn trong hoạt động sản xuất, kinh doanh của các tập đoàn hoạt động trong lĩnh vực năng lượng

3.1. Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam

Ngành than đang chịu sức ép lớn về giá thành sản xuất do nhiều nguyên nhân, như khai thác than ngày càng xuống sâu, chi phí thăm dò, khảo sát, chi phí nhiên liệu cho sản xuất than và lương công nhân ngày càng cao, tỷ giá ngoại tệ ngày một tăng, lãi vay tăng, thuế VAT than xuất khẩu không được khấu trừ, thuế tài nguyên tăng (năm 2009 tăng gấp 10,8 lần so với năm 2005)... Trong khi đó, giá than bán trong nước hiện thấp hơn rất nhiều so với giá than xuất khẩu. Ví dụ, giá than bán cho điện, mặc dù đã được điều chỉnh tăng từ 1/3/2010, nhưng chỉ bằng 54 ~ 59% giá bán cho các hộ khác trong nước và bằng 35 ~ 40% giá xuất khẩu than cùng chủng loại. Giá than bán cho các ngành giấy, phân bón, xi măng mặc dù đã được điều chỉnh theo nguyên tắc bằng 90% giá xuất khẩu cùng thời điểm, tuy nhiên từ 1/1/2010 do giá xuất khẩu tăng và tỷ giá tăng cho nên than bán cho các hộ này hiện nay chỉ bằng 60% giá xuất khẩu có cùng chất lượng.

3.2. Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

Ngành dầu khí Việt Nam hiện đang đứng trước nhiều thách thức lớn, bởi tiềm năng dầu khí trong nước có hạn, điều kiện triển khai các dự án đang ngày càng khó khăn hơn, các mỏ đang khai thác đã bắt đầu sụt giảm về trữ lượng; Việc tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí ở nước ngoài đang đặt ra những thách thức do phải cạnh tranh trực tiếp và gay gắt với các tập đoàn dầu khí lớn trên thế giới. Đồng thời luôn phải đối phó với những nguy cơ bất ổn chính trị và xung đột quân sự ở một số nước có tiềm năng dầu khí mà Việt Nam đang tiến hành hợp tác.

Giá khí Nam Côn Sơn và Cửu Long bán cho điện hiện nay thấp, chỉ 3,55 USD/tr. BTU; giá khí PM3 biến động theo giá dầu ở thời điểm hiện tại khoảng 6,2 USD/tr. BTU. Trong thời gian tới, khi các mỏ mới đi vào hoạt động do chi phí phát triển mỏ, đầu tư các công trình khí tăng lên, do vậy giá khí từ các mỏ mới sẽ cao hơn nhiều so với giá khí hiện nay bán cho điện. Do nguồn khí trong nước không đáp ứng được nhu cầu nên dự kiến từ năm 2012, đặc biệt từ năm 2015 sẽ phải nhập khẩu một lượng lớn khí hoá lỏng (LNG), giá LNG hiện nay là trên 10 USD/tr. BTU.

3.3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Năm 2009, EVN đã thu xếp nguồn vốn đầu tư lớn nhất từ trước tới nay, với tổng giá trị trên 47.000 tỷ VND, từ phát hành trái phiếu, bán vốn cổ phần tại một số nhà máy điện, vốn vay thương mại trong nước… Nhưng theo nhận định của các chuyên gia và các nhà kinh tế, với giá điện như hiện nay thì trong những năm sắp tới EVN sẽ không thu xếp được nguồn vốn như trong năm 2009, bởi EVN không thể bán thêm nhiều cổ phần và vay thêm được nhiều vốn từ quốc tế, bởi sau cuộc khủng khoảng tài chính toàn cầu, các quốc gia như Mỹ, châu Âu đang tái cấu trúc lại hệ thống tài chính, qua đó sẽ giám sát chặt chẽ hơn việc cho vay đầu tư dài hạn ra nước ngoài.

Giá bán điện thấp, nên hiệu quả hoạt động của các nhà máy điện do EVN đầu tư, quản lý và vận hành bị ảnh hưởng, bởi chủ yếu dùng để bù điện mua ngoài EVN với giá cao hơn, dẫn đến lợi nhuận thấp (tỷ suất lợi nhuận giao động từ 2 ~ 3%/năm). Trong 6 tháng đầu năm 2010, điện sản xuất của EVN là 27,59 tỷ kWh (chiếm tỷ trọng 60%), mua các nguồn ngoài (kể cả nhập khẩu từ Trung Quốc) là 18,36 tỷ kWh (chiếm tỷ trọng 40%), với giá từ 990,1~1.158,4 VNĐ/kWh. Sau khi cộng thêm chi phí truyền tải, phân phối, phụ trợ năm 2010 là 315,7 VNĐ/kWh, so với giá bán lẻ điện bình quân năm 2010 là 1.058 VNĐ/kWh, thì trong 6 tháng đầu năm 2010 EVN đã lỗ trên 3.000 tỷ đồng.

3.4. Tập đoàn Sông Đà

Đối với các dự án thủy điện của Tập đoàn Sông Đà đầu tư cũng đã, đang gặp rất nhiều khó khăn do lãi suất bình quân của các nguồn vay trong các năm từ 2004 - 2010 luôn biến động tăng, tỷ giá ngoại tệ tăng cao (ví dụ, khi Sông Đà ký hợp đồng mua bán điện với EVN với giá 3,9 USc/kWh, tỷ giá bình quân là 16.710 VNĐ/USD, nhưng đến nay tỷ giá khoảng 19.100 VNĐ/USD, thì giá điện chỉ tương đương 3,3 USc/kWh. Theo đó, 1 kWh đã mất đi 0,6 USc/kWh (tương đương 114,6 VNĐ). Bên cạnh đó là chênh lệch thuế tài nguyên, trên cơ sở giá bán điện theo hợp đồng đã ký với EVN và giá điện theo các quyết định của Bộ Tài chính, chênh lệch tới 8,12 VNĐ; lương CBCNV tăng, chi phí mua sắm vật tư, thiết bị để vận hành, bảo dưỡng (đều liên quan đến tỷ giá), các khoản chi phí này hàng năm tăng khoảng 10%. Như vậy 1 kWh, Tập đoàn Sông Đà mất đi khoảng 1,1 USc (giá điện thực tế chỉ còn 2,2 USc/kWh).

Còn các dự án Tập đoàn Sông Đà đầu tư tại Lào và Campuchia cũng gặp khó khăn, bởi các dự án này được thực hiện theo hình thức BOT, với suất đầu tư cao hơn rất nhiều so với các dự án trong nước (giá nhân công cao gấp 2-3 lần, chi phí vận chuyển lớn, phải chịu thêm chi phí hải quan của người lao động và thiết bị, hàng hoá, tổn thất truyền tải điện từ nước bạn về Việt Nam và các khoản phí, thuế theo quy định của nước sở tại...).

4. Những nguyên nhân thiếu vốn cho đầu tư phát triển và hệ quả tất yếu sẽ xảy ra với nền an ninh năng lượng quốc gia

4.1. Theo ý kiến của các tập đoàn, các doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực năng lượng, các tổ chức tín dụng trong nước và quốc tế, cũng như các chuyên gia kinh tế, chuyên gia năng lượng đều cho rằng, trong nhiều năm qua Việt Nam duy trì giá điện quá thấp (dưới 5 USc/kWh) và không theo đúng quy luật thị trường, nên không thu hút được các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện, còn các tập đoàn kinh tế trong nước như EVN, PVN, TKV, Sông Đà - các nhà kinh doanh điện năng với tỷ suất lợi nhuận quá thấp không đủ cân bằng tài chính cho tái đầu tư, kể cả việc vay vốn cũng rất khó khăn. Do vậy, tất cả các tham luận đều cho rằng, giải pháp quan trọng nhất là phải sớm tăng giá điện, giá nhiên liệu như: giá than, giá khí - nếu không trong những năm sắp tới Việt Nam sẽ đứng trước nguy cơ không đảm bảo an ninh năng lượng cho phát triển kinh tế - xã hội.

4.2. Nếu chúng ta không điều chỉnh giá điện hợp lý, thì các dự án nguồn điện trong Quy hoạch điện VI, và Quy hoạch điện VII đang lập để trình Thủ tướng Chính phủ khó có thể thành công. Bởi thực tế lợi nhuận có được hàng năm của EVN không đáp ứng được 1/3 nhu cầu đầu tư vào các dự án. Với các tập đoàn như PVN, TKV, Sông Đà… có các dự án nguồn điện sẽ đưa vào vận hành kể từ sau năm 2012 sẽ không biết lấy từ nguồn nào để bù lỗ, bởi các dự án nguồn điện này đang đầu tư với suất đầu tư 1.350~1.450 USD/kW, trong đó có nhiều dự án sử dụng nguồn than nhập khẩu từ nước ngoài với giá rất cao.

4.3. Đối với Việt Nam, một quốc gia đang phát triển, nguồn vốn vay từ quốc tế cho đầu tư phát triển năng lượng như một sự lựa chọn bắt buộc, nhưng nếu giá điện ở mức 5 USc/kWh sẽ khó thu hút các nhà đầu tư, bởi mức giá có lãi phải từ 7-8 USc/kWh. Về nguyên tắc, tỷ suất lợi nhuận thấp dẫn đến khả năng trả nợ gốc và lãi không cao, do vậy việc vay vốn từ quốc tế cho đầu tư phát triển năng lượng của Việt Nam là hết sức khó khăn.

4.4. Điều quan trọng là, với giá điện như hiện nay sẽ kéo theo nhiều hệ luỵ cho việc phát triển nguồn năng lượng tái tạo, thậm chí có những ý kiến cho rằng, giá điện đang khống chế sự phát triển nguồn năng lượng sạch giàu tiềm năng của Việt Nam.

4.5. Việc duy trì giá điện rẻ, không chỉ hạn chế việc thu hút đầu tư phát triển điện, mà còn tạo điều kiện cho việc nhập khẩu công nghệ, thiết bị lạc hậu, sử dụng nhiều điện và vì thế không khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm trong các cơ sở sản xuất, cũng như không nâng cao ý thức sử dụng điện tiết kiệm trong sinh hoạt của nhân dân. Đây cũng chính là một trong những nguyên nhân làm tăng phụ tải trong những năm gần đây.

4.6. Nếu chúng ta không tăng giá than theo thị trường, ngành than không thể có đủ nguồn vốn đầu tư công nghệ, mở rộng sản xuất đáp ứng yêu cầu khai thác 100 triệu tấn than vào năm 2015 như chỉ đạo của Chính phủ. Để đạt được sản lượng như mục tiêu đã đề ra, ngành than ngoài việc phải tăng cường đầu tư để tăng sản lượng khai thác tại các mỏ cũ, còn phải đầu tư mở thêm hàng chục lò mới tại Quảng Ninh. Theo tính toán, để tăng sản lượng thêm 1 triệu tấn than, thì cần phải đầu tư 150 - 200 triệu USD và mở thêm được 1 lò mới, cần phải có nguồn vốn đầu tư khoảng 300 triệu USD.

4.7. Với ngành dầu khí, nếu giá khí bán cho điện thấp sẽ gây khó khăn trong công tác đầu tư các dịch vụ kỹ thuật khai thác dầu khí nhằm gia tăng sản lượng, cũng như đầu tư mở rộng các dịch vụ lọc - hoá dầu phục vụ nhu cầu tiêu dùng xăng, dầu trong nước và làm giảm nguồn lực của ngành dầu khí trong việc tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí ở nước ngoài phục vụ an ninh năng lượng quốc gia…

Vậy, làm thế nào để đảm bảo nguồn vốn cho đầu tư phát triển năng lượng, đáp ứng nhu cầu phát triển của nền kinh tế - xã hội và đời sống dân sinh, cũng như phát triển bền vững các doanh nghiệp năng lượng trong tương lai?

Hiệp hội Năng lượng Việt Nam xin kiến nghị tới Ban Bí thư Trung ương Đảng và Thủ tướng Chính phủ một số vấn đề như sau:

1. Đất nước ta vừa bước ra khỏi những khó khăn do ảnh hưởng của cuộc khủng hoảng tài chính thế giới, Chính phủ đã có những chỉ đạo kịp thời về việc bình ổn thị trường trong nước, không tăng giá các mặt hàng thiết yếu như: điện, than, đồng thời giãn các lần điều chỉnh tăng giá xăng dầu trong 6 tháng cuối năm 2010. Theo đó, đối với giá điện sẽ không tính toán bất cứ phương án điều chỉnh nào; Còn với giá than (bán cho điện, xi măng, giấy, phân bón và nhiều hộ tiêu dùng lớn) sẽ giữ ổn định tới đầu năm 2011.

Trước bối cảnh chung của đất nước, sau khi tổng hợp, cân nhắc tất cả các ý kiến, Hiệp hội xin đề xuất Thủ tướng Chính phủ hướng dẫn và chỉ đạo lộ trình phát triển năng lượng thích hợp để không gây sốc cho nền kinh tế; vừa đảm bảo lợi ích cho các hộ nghèo, gia đình chính sách… Vừa đảm bảo lợi nhuận cho các nhà sản xuất năng lượng đảm bảo cân bằng tài chính để đầu tư phát triển các dự án nguồn điện mới, cải tạo nâng cấp hệ thống truyền tải, phân phối, dịch vụ nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu dùng năng lượng đầy đủ, ổn định, với chất lượng cao trong những năm sắp tới.

2. Giá điện bậc thang được quy định tại Quyết định 2014/QĐ-BCN, ngày 13/6/2007 là nhằm mục đích hỗ trợ người nghèo và khuyến khích các hộ dân sử dụng điện tiết kiệm (tức là 50kWh đầu tiên được bán dưới giá thành sản xuất: 600 VNĐ/kWh). Tuy nhiên, sau một thời gian áp dụng trong thực tiễn, bảng giá điện bậc thang đã bộc lộ những bất cập, bởi 50 kWh đầu tiên không chỉ người nghèo, các hộ chính sách được hưởng mà cả người có thu nhập cao, kể cả người nước ngoài sinh sống tại Việt Nam cũng hưởng lợi từ cơ chế giá này, gây lãng phí trong sử dụng điện.

Vì vậy, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam kiến nghị xoá bỏ giá điện bậc thang và áp dụng 2 loại giá điện như sau:

- Giá điện có hỗ trợ của Nhà nước (50kWh đầu tiên): Mức giá bán hợp lý (thấp hơn giá thị trường và có sự hỗ trợ của Nhà nước) - bán cho các hộ nghèo, cận nghèo, gia đình chính sách, gia đình có công với cách mạng, đồng bào miền núi, vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo, cán bộ hưu trí, cán bộ công nhân viên hưởng lương không có thu nhập khác và học sinh, sinh viên…

- Giá điện theo thị trường: Là các hộ sử dụng điện có mức sống trung bình trở lên áp dụng giá bán điện theo thị trường (mức giá 7-8 USc/kWh).  

3. Trên cơ sở định hướng chỉ đạo về phát triển ngành điện đã nêu trong nhiều văn bản quan trọng của Đảng, Nhà nước và Chính phủ, trong những năm qua, EVN đã xây dựng chiến lược phát triển điện lực giai đoạn 2007 - 2015, định hướng đến năm 2025. Trong đó khẳng định việc: “Thực hiện thị trường hóa giá điện nhằm đạt mục tiêu khuyến khích đầu tư cho phát triển ngành điện, tách phần chính sách xã hội ra khỏi giá điện; Từng bước hình thành và phát triển thị trường điện lực…” là một trong những vấn đề trọng tâm, có tầm chi phối trên bước đường phát triển của một tập đoàn kinh tế.

Do vậy, Hiệp hội kiến nghị việc thành lập 1 tổng công ty quản lý giá điện cho hộ nghèo và giá điện phục vụ công ích xã hội (trực thuộc EVN).

Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, định hướng trên của EVN là phù hợp với quy luật phát triển, vì vậy cần phải sớm được triển khai thực hiện để tạo động lực khuyến khích đầu tư, đảm bảo cân bằng tài chính dài hạn, thu xếp vốn và trả nợ của EVN. Đây cũng chính là cơ sở để từng bước khẳng định sự chỉ đạo đúng đắn và tầm chiến lược của Thủ tướng Chính phủ (Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006) về lộ trình hình thành thị trường điện lực qua 3 cấp độ: thị trường phát điện cạnh tranh (2009-2014), thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015-2022), thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (sau năm 2022).

4. Để đạt được mục tiêu đặt ra, kể từ năm 2011, Chính phủ cần phải tăng giá điện ở mức 8 USc/kWh (mức giá này vẫn thấp hơn giá điện trong khu vực, với cơ cấu giá nhiên liệu đầu vào ở mức 100 USD/tấn than như hiện nay).

5. Đối với năng lượng tái tạo, Nhà nước cần có chính sách hỗ trợ cho các nhà đầu tư như: giảm giá thuê đất, thuế nhập khẩu các loại vật tư, thiết bị trong nước chưa sản xuất được, thuế VAT… Bên cạnh đó, Chính phủ cần chỉ đạo các bộ, ngành liên quan khẩn trương nghiên cứu, xây dựng khung giá năng lượng tái tạo hợp lý (đảm bảo lợi nhuận cho các nhà đầu tư) với các thành phần: mức giá tối đa EVN có thể mua, giá hỗ trợ của Nhà nước và giá bán phát thải khí nhà kính (CER) cho các chuyên ngành: gió, mặt trời, sinh khối, địa nhiệt…

6. Cùng với việc điều chỉnh giá điện, VEA kiến nghị Chính phủ điều chỉnh giá khí bán cho điện theo biến động của giá dầu; giá than bán cho điện, cũng như các hộ xi măng, giấy, phân bón… ở mức thấp hơn giá xuất khẩu (tối đa là 10%) trong năm 2011.

Nếu được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận đề xuất trên, doanh thu của các tập đoàn hoạt động trong lĩnh vực năng lượng sẽ tăng thêm đáng kể, đảm bảo cân bằng được tài chính và tạo ra lợi nhuận để đầu tư phát triển; Thu hút nhiều nhà đầu tư tham gia vào quá trình phát triển năng lượng Việt Nam trong những năm sắp tới.

VEA tin tưởng Chính phủ sẽ có các giải pháp hữu hiệu để đẩy nhanh sự nghiệp phát triển năng lượng quốc gia, đáp ứng đủ nhu cầu tiêu dùng năng lượng cho nền kinh tế - xã hội và đời sống nhân dân.

Xin trân trọng cảm ơn!