Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2023 - Hoạt động trong biến động khôn lường

EVN tổng kết năm 2023 khó khăn, bước vào năm 2024 thách thức Hội nghị tổng kết năm 2023 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ tổ chức gọn trong một buổi sáng (bao gồm cả tổng kết công tác Đảng và công tác chuyên môn). Đó là một minh chứng cho thấy nỗ lực cắt giảm chi phí của EVN.

Giá điện Việt Nam ở mức nào là hợp lý và mức nào thì EVN mới cân đối được thu, chi? Sau lần điều chỉnh giá điện ngày 9/11/2023, dư luận đặc biệt quan tâm tới câu hỏi: Giá điện Việt Nam ở mức nào là hợp lý và ở mức nào thì Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) mới có thể cân đối được thu, chi? Để làm rõ thêm nội dung này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có bài viết tổng hợp, phân tích và đề xuất giải pháp dưới đây để bạn đọc tham khảo.

Năm 2023, tình hình thế giới tiếp tục có các biến động lớn, ảnh hưởng đến chuỗi cung ứng toàn cầu đã tác động trực tiếp tới hoạt động của EVN. Trong nước, cơ cấu sản xuất điện biến động không tích cực, giá nhiên liệu đầu vào tăng cao đã làm tăng chi phí sản xuất điện, cùng với khoản lỗ tài chính năm 2022 để lại đã ảnh hưởng trực tiếp đến việc đảm bảo cân đối tài chính của EVN. Công tác đầu tư xây dựng tiếp tục gặp nhiều vướng mắc do các quy định pháp luật hiện hành về chuẩn bị đầu tư, đầu tư xây dựng còn thiếu đồng bộ, thủ tục còn nhiều mâu thuẫn phức tạp và nhiều khi không có lối ra. Công tác tổ chức tiền lương cho người quản lý và người lao động gặp nhiều biến động theo hướng khó khăn.

Mặc dù tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện thấp hơn mọi năm, nhưng xảy ra thiếu điện cục bộ trong các tháng mùa hè 2023, tạo tâm lý không thuận lợi trong ngành, thậm chí tác động tiêu cực đến cách nhìn của người dân, doanh nghiệp và của các cấp lãnh đạo đối với ngành điện.

Trước nhiều thử thách, biến động, khó khăn nối tiếp khó khăn, nhưng năm 2023 ngành điện, cũng như EVN đã kiên trì để dần ổn định và tiếp tục có những điểm sáng:

1. Về cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế, xã hội của đất nước:

Ngành điện, nòng cốt là EVN đã cố gắng chủ động điều hành sản xuất, vận hành hệ thống điện và thị trường điện bám sát nhu cầu phụ tải, khai thác hiệu quả các nguồn điện trong hệ thống. Tuy nhiên, 2 tháng đầu hè năm 2023 đã xảy ra thiếu điện tại một số khu vực miền Bắc do nhiều nguyên nhân xảy ra đồng thời (như phụ tải tăng cao, nước về các hồ thủy điện rất kém, sự cố các tổ máy nhiệt điện, thiếu than...). Đến nay, việc cung ứng điện đã trở lại bình thường, tăng trưởng điện thương phẩm 2023 so với năm 2022 tăng 3,52%.

Về quy mô hệ thống điện:

Tính đến cuối năm 2023, tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống đạt khoảng 80.555 MW, tăng ~2.800 MW so với năm 2022. (Tuy nhiên, tỷ lệ công suất đặt do EVN và các GENCOs thuộc EVN sở hữu chỉ 29.966 MW - chiếm tỷ trọng 37,2% công suất toàn hệ thống).

Trong đó, tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) là 21.664 MW, chiếm tỷ trọng 26,9%; thủy điện (bao gồm thủy điện nhỏ) là 22.872 MW, chiếm tỷ trọng 28,4%; nhiệt điện than là 26.757 MW, chiếm tỷ trọng 33,2%; nhiệt điện khí 7.160 MW, chiếm tỷ trọng 8,9%.

Như vậy, tỷ lệ năng lượng tái tạo (bao gồm điện gió, điện mặt trời, thủy điện) chiếm tỷ trọng 55,3% tổng công suất đặt của hệ thống. Quy mô hệ thống điện Việt Nam hiện đứng đầu khu vực ASEAN.

Hình dưới đây là cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống đến cuối năm 2023 (theo loại hình nguồn điện cơ cấu theo chủ sở hữu):

Về sản xuất điện:

Sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2023 là 280,6 tỷ kWh, tăng 4,56% so năm 2022. Công suất phụ tải cực đại toàn hệ thống (Pmax) năm 2023 là 46.348 MW, tăng 2,01% so với năm 2022. Điện sản xuất và mua của EVN năm 2023 ước đạt 271,1 tỷ kWh, tăng 3,45% so năm 2022 (trong đó điện sản xuất của các nhà máy điện thuộc Công ty mẹ EVN chiếm ~14,7%, các GENCO chiếm ~27,8%, mua của các nguồn ngoài chiếm 57,4%).

Bảng dưới đây là điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2023 (triệu kWh):

Điện thương phẩm toàn EVN năm 2023 đạt 251,25 tỷ kWh, tăng 3,52% so với năm 2022. Trong đó, thành phần công nghiệp - xây dựng chiếm 50,85% và giảm 2,23% so với năm 2022; quản lý tiêu dùng chiếm 36,08% và tăng 12,88% so với năm 2022; thương nghiệp, khách sạn nhà hàng chiếm 5,35%, tăng 12,33% so năm 2022; nông, lâm nghiệp, thủy sản chiếm 3,61%, tăng 8,12% so với năm 2022 và các thành phần khác chiếm 4,12%, tăng trưởng 2,46% so với năm 2022.

Điện thương phẩm trên đầu người đạt 2.517 kWh/người, tăng 3,69 % so với 2022.

Còn sản lượng điện truyền tải đạt 221.847 triệu kWh, tăng 4,9% so năm 2022 (tiếp tục khác hẳn với năm 2021 - sản lượng truyền tải tăng trưởng âm 1,47 % do các nguồn năng lượng tái tạo trực tiếp phát, tiêu thụ nhiều vào lưới phân phối).

Về vận hành hệ thống điện:

Năm 2023, hoạt động chỉ đạo điều hành hệ thống điện (HTĐ) trong tình thế vô cùng khó khăn, những tháng mùa hè việc vận hành điều tiết với nguy cơ “lực bất tòng tâm”. Đó là thủy điện thiếu nước nghiêm trọng, HTĐ thiếu công cụ điều tiết vận hành hữu hiệu.

Theo số liệu công bố của EVN cho thấy: 23 nhà máy thủy điện có hồ chứa lớn vào thời điểm ngày 9 tháng 6 năm 2023 có tổng dung tích hữu ích trung bình chỉ còn 18%, đặc biệt như hồ Lai Châu, Trung Sơn, Sê San 3, Sê San 3A mực nước trong hồ đã về mực nước chết, không còn dung tích hữu ích để phát điện. Còn các hồ Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát có dung tích hữu ích chỉ còn 1%; hồ Bản Vẽ, Thác Bà với dung tích hữu ích chỉ còn 2% và hồ Hủa Na, Thác Mơ chỉ còn 3% dung tích hữu ích. Công suất và sản lượng của các nhà máy thủy điện suy giảm trên toàn hệ thống, nhất là tháng 3 và tháng 4/2023 với lượng thiếu 20 - 50% so với trung bình nhiều năm.

Trong tháng 5 và khoảng 20 ngày đầu tháng 6, mực nước các hồ đã giảm rất nhanh, nhiều thời điểm xuống mực nước chết, lại không có lũ tiểu mãn, cùng hiện tượng nắng nóng kéo dài làm tăng cao đột biến nhu cầu tiêu thụ điện, lượng điện tiêu thụ bình quân cả nước đạt gần 820 triệu kWh một ngày trong tháng 5, tăng hơn 20% so với tháng 4 làm cho công tác vận hành đã khó khăn lại càng khó khăn.

Những tháng hè 2023 (cụ thể là cuối tháng 5 và đầu tháng 6), hệ thống điện miền Bắc đã xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cung, không đảm bảo cung cấp điện đầy đủ cho khu vực một số thời điểm đã phải thực hiện tiết giảm phụ tải điện tại nhiều địa phương khu vực miền Bắc để đảm bảo an toàn hệ thống điện.

2. Về nhiệm vụ đầu tư xây dựng các dự án điện, nâng cao năng lực hạ tầng và giải toả công suất nguồn điện năng lượng tái tạo:

Trong giai đoạn 2016 - 2020 tăng trưởng công suất cực đại Pmax đạt 9,3%, trong khi tăng trưởng nguồn điện chỉ đạt ở mức 4,7%, vì vậy nguy cơ thiếu điện năm 2023, cũng như những năm tới là hiện hữu và đã được tiên đoán trước. Nếu không có các giải pháp tích cực để đảm bảo tiến độ phát triển nguồn trong giai đoạn 2021- 2025 theo quy hoạch thì nguy cơ thiếu điện sẽ cao hơn.

Trong năm 2023, EVN và các đơn vị rất nỗ lực và đề ra nhiều giải pháp nhằm thực hiện tốt các mục tiêu, nhiệm vụ đầu tư xây dựng (ĐXTD). Tập đoàn tập trung đảm bảo tiến độ các dự án đang thi công như: Thủy điện Ialy (mở rộng), Thủy điện Hòa Bình (mở rộng), Nhiệt điện Quảng Trạch 1. Đồng thời chú trọng việc hoàn thành các thủ tục chuẩn bị đầu tư và thực hiện đầu tư các dự án Thủy điện Trị An (mở rộng), Thủy điện Tích năng Bác Ái (công trình giai đoạn 2), Nhiệt điện Quảng Trạch 2, Nhiệt điện Dung Quất 1 và 3, điện mặt trời Phước Thái 2 và 3. Đặc biệt, đã đưa vào vận hành nhiều dự án lưới điện trọng điểm để nâng cao năng lực truyền tải, phân phối điện.

Tuy nhiên, công tác đầu tư xây dựng gặp nhiều vướng mắc triển khai các thủ tục đầu tư, công tác bồi thường giải phóng mặt bằng (GPMB), chuyển đổi mục đích đất rừng, thu xếp vốn, giá vật tư, vật liệu tăng cao... Đặc biệt, xuất hiện thêm một số vướng mắc mới liên quan đến vấn đề chấp thuận nhà đầu tư các dự án điện, Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII chưa được phê duyệt, làm ảnh hưởng không nhỏ đến kết quả thực hiện kế hoạch ĐTXD năm 2023.

Trong những mục đạt được, mặc dù công tác đầu tư xây dựng lưới điện dù vô vàn khó khăn trong các khâu thủ tục, EVN và các đơn vị đã đạt được mục tiêu khởi công 1 trong 4 công trình thuộc cụm đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch - Phố Nối; hoàn thành nhiều công trình truyền tải phục vụ giải tỏa năng lượng tái tạo: Trạm biến áp 220 kV Phước Thái (mở rộng), chuẩn bị đóng điện Trạm biến áp 220 kV Vĩnh Hảo, Trạm biến áp 220 kV Vĩnh Châu. Tuy nhiên, các công trình truyền tải phục vụ giải tỏa công suất nguồn thủy điện Tây Bắc và lưới đấu nối nhập khẩu điện Lào đang gặp trở ngại (thậm chí là bế tắc) về thủ tục chuyển đổi mục đích sử dụng rừng.

Tổng giá trị khối lượng đầu tư năm 2023 toàn EVN tăng 1,9% so với năm 2022.

Đến cuối năm 2023, Fitch Ratings đã nâng mức xếp hạng tín nhiệm IDR (Long-term Issuer Default Ratings) của EVN, EVNPT và 5 Tổng công ty Điện lực từ “BB” thành “BB+” (triển vọng ổn định).

3. Về công tác bảo dưỡng sửa chữa, khắc phục sự cố và tổn thất điện năng:

Trong giai đoạn 2020 - 2022, trước áp lực về tiết giảm chi phí để giảm bớt lỗ hoạt động sản xuất, kinh doanh, EVN đã cắt giảm chi phí sửa chữa lớn theo định mức từ 10% - 50%. Hệ quả, các nhà máy nhiệt điện than do làm việc quá tải cả một thời gian khá dài, đã xảy ra sự cố trong vận hành trong những tháng đầu hè, trùng với thời gian các hồ thủy điện ở phía Bắc không có nước để phát điện, việc thiếu điện lại tăng lên do thiếu nguồn cung, đẩy tình trạng cấp điện vào tình thế họa vô đơn chí.

Ngay sau mùa hè, EVN và các đơn vị phối hợp với các nhà máy điện ngoài EVN khẩn trương khắc phục sự cố các tổ máy; đồng thời tích cực thực hiện việc lập lịch bảo dưỡng, sửa chữa định kỳ, sửa chữa lớn một cách khoa học, vì vậy, sự cố nhiệt điện than đã được khắc phục dần.

Mặc dù vậy, do nguồn cung than pha trộn trong nước từ các đơn vị cung cấp than (Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam - TKV và Tổng công ty Đông Bắc) còn hạn chế, lập kế hoạch mua than nhập khẩu bị ảnh hưởng bởi vận hành sai khác so với kế hoạch, chưa đáp ứng kịp thời cho nhu cầu sản xuất điện và ảnh hưởng bởi chất lượng than thay đổi (tăng chất bốc trong than, oxit sắt, hydro...) làm tăng số sự cố bục ống sinh hơi của các nhà máy điện. Mặt khác, ảnh hưởng của môi trường (nhiệt độ nước làm mát tăng cao so với thiết kế, nhiệt độ không khí) làm suy giảm công suất các nhà máy nhiệt điện than, dẫn đến nhiều chỉ tiêu năm 2023 về suất tiêu hao nhiệt, tỷ lệ ngừng máy sự cố, hệ số đáp ứng và hệ số khả dụng của loại hình nhiệt điện than không đạt kế hoạch giao.

Một trong các điểm sáng trong vận hành hệ thống là với tình trạng khó khăn biến động không lường, nhưng với các biện pháp kỹ thuật được áp dụng, cùng với nỗ lực của đội ngũ quản lý, vận hành, trong năm 2023 các chỉ tiêu về độ tin cậy lưới điện và suất sự cố lưới điện đều đạt yêu cầu, công tác quản lý vận hành lưới điện đều đạt yêu cầu.

Đến nay, toàn Tập đoàn đã hoàn thành xây dựng 63/63 trung tâm điều khiển, tổng số trạm biến áp 220 - 110 kV không người trực là 967/996 trạm biến áp đạt tỷ lệ 97%. Trong đó, 100% trạm biến áp 110 kV không người trực (839/839 trạm biến áp) và 81.53% trạm biến áp 220 kV không người trực (128/157 trạm biến áp).

Đặc biệt, kết quả tổn thất điện năng theo điện thương phẩm năm 2023 ước ~6,15%, giảm 0,10% so với năm 2022 (tỷ lệ tổn thất điện năng của EVN năm 2022 là 6,25% đã sát ngưỡng kỹ thuật, ngang bằng với nhiều nước tiên tiến trên thế giới), vì vậy, việc tiếp tục giảm thêm tỷ lệ này đối diện vô cùng nhiều khó khăn, thách thức. Đây là một điểm sáng lớn trong tình trạng nguồn bị thiếu, khả năng vận hành tối ưu hệ thống ở nhiều thời điểm là không thể, nhưng nhờ các biện pháp kỹ thuật công nghệ cao được áp dụng trong đầu tư và quản lý vận hành đường dây và trạm đã đảm bảo tỷ lệ tổn thất điện năng của hệ thống tiệm cận kỹ thuật (với 0,1% giảm tổn thất, đã tăng số điện năng hữu ích 251,2 triệu kWh cho hệ thống).

4. Các vấn đề khác:

Tình hình cung cấp nhiên liệu than cho sản xuất điện:

Than sản xuất trong nước: Do việc cấp than trong năm 2022 chưa đáp ứng được nhu cầu sản xuất điện, giá than thế giới tăng cao, đồng thời nguồn than nhập khẩu hạn chế nên TKV và Tổng công ty Đông Bắc không nhập khẩu đủ than để sản xuất than trộn cấp cho các nhà máy điện. Việc cấp than như trên khiến tồn kho than cuối năm 2022 rất thấp, dưới định mức tồn kho tối thiểu gây rủi ro lớn cho sản xuất điện trong mùa khô năm 2023. Chính vì vậy, những tháng mùa khô năm 2023 đã thiếu than cho sản xuất điện - đây là một yếu tố chủ quan còn tồn tại. Khắc phục tình trạng này, 6 tháng cuối năm EVN và TKV và Tổng công ty Đông Bắc đã tổ chức nhiều buổi làm việc, thống nhất kế hoạch và nâng cao tương tác, nhờ đó những vấn đề phát sinh trong cung ứng đã được giải quyết tốt hơn.

Đến cuối năm 2023, lượng than tồn kho đã cơ bản đủ định mức, đảm bảo dự trữ tốt hơn nhiều cho mùa khô 2024.

Tình hình cân bằng tài chính:

Giá nhiên liệu, mặc dù đã giảm so với năm 2022, nhưng giá nhiên liệu năm 2023 vẫn ở mức cao so với các năm trước đây. Cạnh đó cơ cấu huy động nguồn điện không thuận lợi do tình hình thủy văn nước về các hồ thủy điện làm sản lượng thuỷ điện giảm so với thực hiện năm 2022 (chỉ bằng 84,4%), trong khi sản lượng huy động các nhà máy điện khác tăng hơn nhiều so năm 2022 lại có giá thành cao hơn giá thành thủy điện. Ngoài ra, chi phí mua điện trên thị trường điện cao, chi phí thanh toán tăng so với giá điện hợp đồng.

Vì vậy, mặc dù trong năm 2023, EVN và các đơn vị cũng đã nỗ lực thực hiện các giải pháp như tiết kiệm chi phí (tiết kiệm, tiết giảm 15% chi phí thường xuyên, từ 20 - 50% chi phí sửa chữa lớn) và tiếp tục thực hiện các giải pháp để cố gắng cân bằng kết quả sản xuất, kinh doanh. Bên cạnh đó, giá bán lẻ điện bình quân đã được điều chỉnh tăng 2 lần (tăng 3,0% từ 4/5/2023 và tăng 4,5% từ 9/11/2023) giá bán điện bình quân cả năm 2023 đạt 1.950 đ/kWh (tăng 68,48 đ/kWh so với năm 2022), nhưng vẫn không đủ bù đắp chi phí mua điện tăng cao, EVN vẫn tiếp tục bị lỗ kinh doanh điện năm thứ hai liên tiếp.

Về đầu tư xây dựng:

Công tác đầu tư các dự án điện tiếp tục gặp nhiều vướng mắc trong thỏa thuận hướng tuyến, công tác bồi thường giải phóng mặt bằng, chuyển đổi đất rừng... Bên cạnh đó, trong năm 2023 phát sinh một số vướng mắc mới như: Các bộ, ngành, nhất là các địa phương còn lúng túng liên quan đến thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư. Đặc biệt, EVNNPT và các Tổng công ty Điện lực đã phải thực hiện lại thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư đối với một số dự án đã phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, hoặc đã khởi công để được giao đất triển khai thi công. Ngoài ra, việc áp dụng tiêu chuẩn mới (TCVN 2737:2023) làm tăng tổng mức đầu tư các dự án lưới điện, dẫn đến việc phải điều chỉnh lại thủ tục chủ trương đầu tư, hoặc phê duyệt lại FS dự án.

Con với công tác thu xếp vốn cho các khoản vay ODA, vay ưu đãi vướng mắc kéo dài liên quan đến việc xác định cơ quan chủ quản và sửa đổi Nghị định 114/2021/NĐ-CP thay thế nghị định 56/2020/NĐ-CP.

5. Những thách thức vẫn hiện hữu và ngày càng nan giải:

Thứ nhất: Hiện tại EVN chỉ sở hữu 37,2% công suất toàn hệ thống (cùng với PVN sở hữu 7,7%, TKV sở hữu 2,3% - tổng cộng các Tổng công ty nhà nước chỉ sở hữu 47,2%), còn lại 52,7% là do các công ty tư nhân và BOT sở hữu. Vì vậy, nhiệm vụ đảm bảo cung cấp điện đầy đủ và an toàn cho nền kinh tế là thử thách lớn, đầy khó khăn của EVN. Với tốc độ tăng trưởng phụ tải khoảng 7%, đòi hỏi mỗi năm hệ thống điện cần đưa khoảng 6.000 - 8.000 MW nguồn điện vào vận hành.

Năm 2024, tỷ trọng nguồn điện chạy nền tiếp tục giảm thấp, nguồn phát điện mới dự kiến đóng điện 2024 không đáng kể. Rút kinh nghiệm, cuối năm EVN đã lưu trữ lượng than tồn kho đầy đủ định mức, tích nước thủy điện đúng quy trình, nhưng vẫn tiềm ẩn nguy cơ cho việc đảm bảo cung ứng điện miền Bắc trong các tháng cao điểm nắng nóng.

Thứ hai: Nhiều dự án điện quan trọng tiếp tục bị chậm tiến độ, ảnh hưởng cho cả giai đoạn ngắn hạn và trung hạn đến 2030, như chưa khởi công dự án Nhiệt điện Ô Môn 4, chưa thể trình duyệt FS các dự án Nhiệt điện Dung Quất 1, 3 do chuỗi dự án khí Lô B, Cá Voi Xanh gặp vướng mắc. Công tác phê duyệt các thủ tục đầu tư các dự án Thủy điện Trị An (mở rộng), Thủy điện Tích năng Bắc Ái bị chậm với nhiều lý do về thủ tục pháp lý. Cùng với đó là các dự án điện khí LNG và điện gió ngoài khơi tiến độ 2030 vẫn chưa nhìn thấy lối ra trong một loạt vướng mắc về chính sách, thủ tục và vốn cho đầu tư.

Thứ ba: Trong đầu tư xây dựng, tiếp nối những khó khăn hiện hữu như: Thời gian thực hiện thủ tục xin chủ trương chuyển mục đích sử dụng đất rừng kéo dài, công tác thỏa thuận hướng tuyến, công tác hỗ trợ, bồi thường giải phóng mặt bằng, di dân tái định cư các dự án điện quy mô lớn gặp nhiều vướng mắc liên quan đến nhiều tỉnh, thành, địa phương. Ngoài ra, việc chuyển mục đích sử dụng đất rừng cho dự án xuất hiện thêm tình huống là chưa có quy định pháp luật về các thủ tục cho công tác đường tạm thi công bãi tập kết vật liệu, gây khó khăn, lúng túng cho chủ đầu tư và nhà thầu (như các dự án truyền tải đấu nối mua điện từ Lào, các dự án truyền tải đấu nối giải tỏa nguồn thủy điện Tây Bắc...).

Thứ tư: Công tác thu xếp nguồn vốn vay ODA, ưu đãi, nguồn vốn vay trực tiếp cho các dự án mới cũng như điều chỉnh, gia hạn các dự án vay ODA đang triển khai không được thuận lợi do các quy định pháp lý về thẩm quyền, trình tự thủ tục, chưa đầy đủ, vướng mắc kéo dài liên quan đến việc xác định cơ quan chủ quản và sửa đổi Nghị định 114/2022/NĐ-CP.

Thứ năm: Năm 2024 cũng như các năm tới, chi phí đầu vào nhiên liệu có thể tiếp tục tăng, sản lượng thủy điện chiếm tỷ trọng trong cơ cấu nguồn điện ngày càng giảm, làm giá thành điện ngày càng cao, gây sức ép việc tiếp tục điều chỉnh giá điện. Việc kinh doanh lỗ 2 năm qua đã làm thu nhập người lao động khối truyền tải và kinh doanh phân phối điện ngày càng giảm so với năm 2021, ảnh hưởng tâm lý không nhỏ đến đội ngũ lao động lành nghề và có nguy cơ “chảy chất xám”.

Thứ sáu: Những dự án cấp bách (như đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch - Phố Nối, tiến độ 2024), hoặc những dự án nguồn quan trọng, nhưng là loại hình mới (như điện gió ngoài khơi, điện khí LNG trong giai đoạn 2025 - 2030). Theo đánh giá, nếu không có cơ chế đặc thù sẽ không thể đảm bảo tiến độ theo quy hoạch, cũng như theo chỉ đạo của Chính phủ.

Tuy nhiên, tâm lý sợ sai, “không làm thì không sai” đang bao trùm trong hoạt động tại phần lớn các cơ quan quản lý (nhất là sau khi các cơ quan giám sát, thanh tra, kiểm tra chỉ ra nhiều cái sai trong thời gian vừa qua), nên khó hy vọng có được cơ chế chính, sách đột phá, hoặc chính sách thí điểm cho sự phát triển. Dự kiến, năm 2024 vẫn trong tình cảnh này.

Thứ bảy: Việc phê duyệt Quy hoạch điện VIII đã chậm 2 năm so với giai đoạn phát triển 2021 - 2030, vì vậy, Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII nếu tiếp tục chậm phê duyệt sẽ ảnh hưởng khá lớn đến tiến độ thực hiện các dự án trong quy hoạch, tiềm ẩn nguy cơ chậm các dự án quan trọng, có thể gây bất lợi trong công tác đầu tư xây dựng cả về tiến độ và tiền vốn. Nhất là hiện tại thêm một khâu lúng túng tại các địa phương về thủ tục phê duyệt chủ trương đầu tư, lựa chọn chủ đầu tư (kể cả đầu tư lưới điện truyền tải).

Thứ tám: Năm 2024 được dự đoán tiếp tục sẽ có những diễn biến bất thường của thời tiết, thủy văn, hiện tượng El Nino có thể sẽ duy trì đến năm 2024 với xác suất khoảng 70 - 80%, với xu hướng trên tình trạng ít mưa dẫn đến tình trạng hạn hán, xâm nhập mặn, thiếu nước trong những tháng đầu năm 2024 trên phạm vi toàn quốc. Với việc sản lượng thủy điện chiếm tỷ trọng ngày càng giảm, giá thành mua điện của hệ thống ngày càng cao sẽ tiếp tục đẩy EVN vào tình huống giá điện không bù đắp được chi phí mua điện cao, có nguy cơ tiếp tục lỗ kinh doanh điện.

Thứ chín: Tình hình khủng hoảng năng lượng thế giới tiếp tục diễn biến phức tạp cùng thay đổi địa chính trị thế giới, giá nhiên liệu tăng cao và bất định của giá nhiên liệu nhập khẩu sẽ ảnh hưởng lớn đến việc cung ứng nhiên liệu cho phát điện, cũng như việc cân đối tài chính của EVN.

Thay lời kết:

Từ những đánh giá trên, chúng tôi cho rằng: Hơn lúc nào hết, ngay trong 2024 việc tăng giá điện cần phải được xem xét điều hành tiệm cận hướng theo cơ chế thị trường đối với hoạt động điện lực để đảm bảo cân đối tài chính và tái đầu tư của ngành điện. Song song với giải pháp điều chỉnh giá điện, cần thúc đẩy thực hiện vận hành thị trường bán lẻ điện để đảm bảo minh bạch, công khai và tuân theo sự điều tiết của thị trường. Mục tiêu là nhà nước giảm sự can thiệp hành chính vào hoạt động của thị trường.

Đối với công tác quy hoạch và đầu tư, cấp có thẩm quyền cần không để chậm hơn nữa việc phê duyệt Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII, cũng như xem xét sửa đổi các nghị định liên quan để tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp huy động các nguồn vốn (cơ chế, chính sách cho các khoản vay trong nước, khoản vay vốn ODA, vay thương mại nước ngoài không có bảo lãnh Chính phủ và về thẩm quyền thế chấp tài sản…). Đồng thời xem xét xây dựng ban hành cơ chế đặc thù đối với dự án điện cấp bách (như đường dây 500 kV mạch 3) và đặc thù thí điểm cho các dự án quan trọng như là loại hình mới (như điện khí LNG, điện gió ngoài khơi).

Mặt khác, tạo điều kiện hỗ trợ ngành điện giải quyết các vướng mắc liên quan đến chuyển đổi mục đích sử dụng đất rừng (kể cả đường tạm cho vận chuyển phục vụ thi công) và bồi thường giải phóng mặt bằng để thúc đẩy tiến độ các công trình điện nhằm giảm mức độ chậm tiến độ các dự án đầu tư trọng điểm của ngành điện.

Tóm lại, những biến động thử thách lớn vẫn còn tiếp tục trong năm 2024, trong đó có những thử thách mà ngành điện và EVN không thể tự mình giải quyết được mà đòi hỏi sự quan tâm giải quyết của các cấp quản lý, cũng như sự đồng hành của toàn xã hội.

Hy vọng, trong năm 2024, EVN thực hiện được mục tiêu chính trị là cung cấp đủ điện cho nền kinh tế và đạt mục tiêu kinh doanh là đảm bảo khả năng cân đối tài chính có lợi nhuận để phát triển bền vững, hiệu quả./.

THƯỜNG TRỰC HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

- Báo cáo kết quả thực hiện kế hoạch năm 2023, Mục tiêu, nhiệm vụ kế hoạch năm 2024 của EVN

- Nangluongvietnam.vn/Thủy điện thiếu nước - nguyên nhân và giải pháp khắc phục, online 03/07/2023

- vietnamplus.vn/el-nino-xuat-hien-nua-cuoi-nam-2023-canh-bao-nhieu-ky-luc-ve-nhiet-do-post862949.vnp