Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2022 - Thử thách hướng phát triển

Mười sự kiện nổi bật của ngành năng lượng Việt Nam năm 2022 Dựa trên kết quả nghiên cứu, đánh giá độc lập từ cơ sở dữ liệu của Chính phủ, các bộ, ngành liên quan; cũng như các tiêu chí bình chọn (tính đột phá, sự khác biệt, nổi bật, mang lại hiệu quả kinh tế, xã hội và phù hợp với xu thế phát triển…) của các phân ngành năng lượng, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã bình chọn 10 sự kiện tiêu biểu, nổi bật trong năm 2022 của ngành năng lượng Việt Nam. Cụ thể:

Chuyên gia năng lượng phỏng vấn Chủ tịch HĐTV Tổng công ty Điện lực miền Bắc Trước thềm năm mới 2023, bà Đỗ Nguyệt Ánh - Chủ tịch HĐTV Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) đã có những chia sẻ với chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về những nỗ lực trong hoạt động sản xuất, kinh doanh, vấn đề vốn đầu tư, quản lý đầu tư xây dựng, cũng như công tác dịch vụ khách hàng, chuyển đổi số trong năm 2022 và kế hoạch phát triển năm 2023. Dưới đây là nội dung cuộc phỏng vấn.

Cập nhật tình hình giá điện một số nước trên thế giới và Việt Nam năm 2022 Do khủng hoảng năng lượng, lạm phát kéo dài và chiến sự diễn ra tại Ukraine chưa có dấu hiệu dừng lại khiến giá điện ở nhiều nước trên thế giới vẫn tăng cao. Tại Việt Nam, giá thành sản xuất điện cũng không thể tránh khỏi tăng do giá than và dầu tăng. Tuy vậy, giá điện bán lẻ cả cho sinh hoạt, sản xuất được giữ ổn định từ năm 2019 và không tăng trong năm 2022.

Năm 2022, tình hình thế giới phát sinh các biến động lớn, ảnh hưởng đến chuỗi cung ứng toàn cầu đã tác động trực tiếp tới hoạt động của EVN. Đặc biệt, giá nhiên liệu đầu vào tăng cao đã làm tăng chi phí sản xuất điện và 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 và đầu tư còn thiếu đồng bộ, thủ tục còn nhiều mâu thuẫn phức tạp.

Mặc dù nhiều khó khăn, thử thách, thậm chí có những khó khăn không thể vượt qua, nhưng năm 2022 ngành điện đã nỗ lực kiên trì để đạt được một số kết quả như sau:

1. Đảm bảo cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế, xã hội của đất nước và đời sống nhân dân:

Ngành điện, nòng cốt là EVN đã đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, đáp ứng nhu cầu điện cho sản xuất, kinh doanh và sinh hoạt của nhân dân. Hoạt động chỉ đạo điều hành sản xuất, vận hành hệ thống điện, thị trường điện đã bám sát nhu cầu phụ tải, khai thác hiệu quả các nguồn điện trong hệ thống, bao gồm:

Về quy mô hệ thống điện:

Tính đến cuối năm 2022, tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống đạt khoảng 77.800 MW, tăng ~1.400 MW so với năm 2021. Tuy nhiên, tỷ lệ công suất đặt của EVN và các GENCOs thuộc EVN chỉ còn 29.901 MW - chiếm tỷ trọng 38,4% công suất toàn hệ thống. Trong đó, tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) là 20.165 MW - chiếm tỷ trọng 26,4%, nhiệt điện than là 25.312 MW - chiếm tỷ trọng 32,5%, nhiệt điện khí 7.160 MW - chiếm tỷ trọng 9,2%, thủy điện (bao gồm thủy điện nhỏ) là 22.544 MW - chiếm tỷ trọng 29,0%. Quy mô hệ thống điện Việt Nam đứng đầu khu vực ASEAN.

Hình 1: Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống đến cuối năm 2022:

Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống đến cuối năm 2022.

Về sản xuất và cung ứng điện:

- Sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2022 là 268,4 tỷ kWh, tăng 5,26% so năm 2021.

- Công suất phụ tải cực đại toàn hệ thống năm 2022 là 45.434 MW ngày (21/6/2022), tăng 4,41% so với năm 2021 (43.518 MW).

- Sản lượng điện sản xuất và mua của EVN năm 2022 là 261,2 tỷ kWh, tăng trưởng 6,08% so với năm 2021, trong đó mua các nguồn ngoài EVN là 139,4 tỷ kWh, tăng 13,6% so với 2021, chiếm 53,4%.

Bảng 1: Điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2022 (triệu kWh):

- Điện thương phẩm toàn Tập đoàn đạt 242,3 tỷ kWh, tăng 7,53 % so với năm 2021. Trong đó: EVNHCMC tăng cao nhất 10,78 %; EVNSPC tăng 8,71 %; EVNNPC tăng 5,5 %; EVNCPC tăng 6,09 %; EVNHanoi tăng 7,38 % so với năm 2021. Điện thương phẩm trên đầu người đạt 2.428 kWh/người, tăng 6,17 % so với 2021.

- Sản lượng điện truyền tải đạt 209.380 triệu kWh, tăng 4,22 % (khác hẳn với năm 2021 sản lượng truyền tải tăng trưởng âm 1,47 % do các nguồn năng lượng tái tạo - NLTT trực tiếp phát, tiêu thụ nhiều vào lưới phân phối).

Về vận hành hệ thống điện và thị trường điện:

- Năm 2022, hoạt động chỉ đạo điều hành hệ thống điện (HTĐ) đã bám sát nhu cầu phụ tải, khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống. Các nhà máy thủy điện đã thực hiện tốt công tác điều tiết lũ, đảm bảo phát điện, đáp ứng nhu cầu nước cho sản xuất nông nghiệp. Trong đó, đã phối hợp tốt với các đơn vị thủy nông lấy nước phục vụ gieo cấy vụ Đông Xuân 2022 và đã tiết kiệm được 1,62 tỷ m3 nước so với kế hoạch. Trong bối cảnh giá nhiên liệu đầu vào tăng cao, tỷ lệ nguồn điện NLTT lớn, Trung tâm Điều độ HTĐ quốc gia đã tính toán, lập phương thức vận hành hệ thống điện và cập nhật thường xuyên, bám sát tình hình vận hành thực tế để đảm bảo an ninh cung cấp điện, đồng thời giảm tối đa chi phí vận hành hệ thống điện.

Ngành điện đã đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện, đặc biệt là HTĐ 500 kV Bắc - Nam, thực hiện các quy định về lập lịch, huy động, vận hành và điều độ các nhà máy điện trong HTĐ. Phối hợp với các đơn vị phát điện trang bị, kết nối hệ thống điều khiển công suất phát tự động (AGC) nên đã hỗ trợ hiệu quả cho công tác điều độ, vận hành tối ưu trong thời gian thực các nguồn NLTT trong trường hợp phụ tải giảm thấp, hoặc quá tải lưới điện khu vực, đảm bảo công khai, công bằng, minh bạch.

- Công tác lập kế hoạch vận hành và lập lịch huy động thị trường điện được thực hiện đúng quy định đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, liên tục, đặc biệt trong các giai đoạn phụ tải thấp, mưa lũ bất thường, hoặc phải thực hiện cắt điện thi công các công trình lưới điện truyền tải quan trọng.

Năm 2022 có thêm 4 nhà máy điện mới tham gia thị trường với tổng công suất 2.889 MW, lũy kế đến nay có 108 nhà máy điện tham gia trực tiếp trong thị trường điện với tổng công suất đặt 30.937 MW, chiếm 38% tổng công suất đặt các nguồn điện toàn quốc. Như vậy, tỷ trọng các nhà máy điện tham gia thị trường điện vẫn ở mức thấp do đa phần các nguồn mới vận hành là nguồn không phải đối tượng, hoặc chưa tham gia thị trường điện (NLTT, nhà máy điện BOT).

2. Thực hiện tốt nhiệm vụ đầu tư xây dựng các dự án điện, đưa vào vận hành nhiều dự án quan trọng, góp phần nâng cao năng lực hạ tầng, đảm bảo cung cấp điện và giải toả công suất nguồn điện NLTT:

Trong năm 2022, 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) và đạt được một số kết quả như dự án Thủy điện Ialy (mở rộng) đáp ứng mục tiêu kế hoạch năm, dự án Thủy điện Hòa Bình (mở rộng) đã được chấp thuận thi công trở lại; 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 khó khăn, vướng mắc như ảnh hưởng dịch Covid-19, 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, quy định mới về đấu thầu… ảnh hưởng đến kết quả thực hiện kế hoạch ĐTXD năm 2022 của toàn EVN.

Về đầu tư các dự án nguồn điện:

- Tiếp tục triển khai thi công 3 dự án nguồn điện gồm: Thủy điện Ialy (mở rộng) đảm bảo mục tiêu phát điện vào năm 2024, Thủy điện Hòa Bình (mở rộng) đã được cấp thẩm quyền chấp thuận thi công trở lại từ tháng 9/2022, hiện đang tập trung nguồn lực đẩy nhanh thi công nhằm đáp ứng mốc tiến độ phát điện trong năm 2025. Với Nhà máy Nhiêt điện Quảng Trạch 1, tiến độ triển khai còn chậm, hiện vướng mắc trong thủ tục điều chỉnh công suất tổ máy, phê duyệt điều chỉnh dự án, phê duyệt thiết kế kỹ thuật (TKKT), hồ sơ phòng cháy chữa cháy (PCCC), bàn giao mặt bằng ~7,9ha còn lại và thế chấp tài sản để vay vốn cho dự án.

- Tiếp tục triển khai các thủ tục đầu tư cho 7 dự án nguồn điện truyền thống (nhiệt điện, thủy điện mở rộng, thủy điện tích năng) và 2 dự án điện mặt trời gồm: Dự án Nhiệt điện Ô Môn 4, Ô Môn 3, Thủy điện Trị An (mở rộng), Thủy điện Tích năng Bác Ái, Nhiệt điện Dung Quất 1 và 3, Nhiệt điện Quảng Trạch 2, điện mặt trời Phước Thái 2 và 3.

Về đầu tư các dự án lưới điện:

Năm 2022, EVN và các đơn vị khởi công 191 công trình lưới điện 110 - 500 kV và hoàn thành đóng điện 183 công trình lưới điện 110 - 500 kV với tổng chiều dài đường dây là 3.380 km, tổng dung lượng trạm biến áp (TBA) là 14.220 MVA. Trong đó, đã đưa vào một số công trình quan trọng như:

- Tuyến đường dây (ĐD) 500 kV Vũng Áng - Quảng Trạch - Dốc Sỏi (đường dây 500 kV mạch 3), ĐD 500kV Thường Tín - Tây Hà Nội, các công trình lưới điện đồng bộ Nhiệt điện Vân Phong 1.

- Các ĐD 220 kV Nậm Mô - Tương Dương, Lào Cai - Bảo Thắng, Kiên Bình - Phú Quốc (đường dây 220 kV vượt biển dài nhất ASEAN).

- Các công trình quan trọng phục vụ giải toả NLTT như: ĐD 220 kV Ninh Phước - Thuận Nam, TBA 220 kV Cam Ranh, Chư Sê, các ĐD 110 kV mạch 2 Châu Đốc - Tịnh Biên, Mũi Né - Hòa Thắng - Lương Sơn, Phan Thiết 2 - Mũi Né.

- Các công trình đảm bảo cấp điện cho các phụ tải lớn, tập trung như: TBA 500 kV Long Thành, nâng công suất các TBA 500 kV Nho Quan, Việt Trì, Sông Mây, Nhà Bè, Ô Môn.

- Các TBA 220 kV Yên Hưng, Yên Mỹ, Duy Xuyên, Tam Phước.

- Các tổng công ty điện lực đưa vào vận hành 47 TBA 110 kV mới để tăng cường nguồn cung cấp điện cho các phụ tải với tổng dung lượng tăng thêm ~2.820 MVA, cải tạo nâng công suất 54 TBA 110 kV với tổng dung lượng tăng thêm 2.040 MVA.

Bảng 2: Thực hiện khởi công - đóng điện các công trình lưới điện 500 - 110 kV:

Về đầu tư cấp điện nông thôn, miền núi, hải đảo:

- Đầu tư cấp điện nông thôn, miền núi: Bên cạnh nguồn vốn ngân sách nhà nước, các đơn vị đã chủ động thu xếp các nguồn vốn (vốn vay thương mại, vốn tự có) để cấp điện cho các hộ dân chưa có điện tại địa bàn khó khăn thuộc các tỉnh như: Sơn La, Lào Cai, Lai Châu, Lạng Sơn, Điện Biên, Nghệ An…

- Về cấp điện huyện đảo, xã đảo: Đã đưa vào vận hành ĐD 220 kV Kiên Bình Phú Quốc, TBA 110 kV Nam Phú Quốc để đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế, xã hội huyện đảo Phú Quốc và đang triển khai thủ tục đầu tư cấp điện lưới quốc gia cho huyện Côn Đảo. Đồng thời, tiếp tục đầu tư cải tạo nâng cấp hệ thống cấp điện tại các huyện đảo, xã đảo đáp ứng nhu cầu điện phục vụ đời sống của cán bộ chiến sỹ và nhân dân trên đảo.

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%.

Thực hiện vốn đầu tư:

Giá trị khối lượng đầu tư toàn EVN năm 2022 ước đạt 89.305 tỷ đồng, bằng 92,5% kế hoạch. Giá trị giải ngân đạt 88.225 tỷ đồng, bằng 91,4% kế hoạch, trong đó giải ngân vốn đầu tư của Công ty Mẹ - EVN là 15.929 tỷ đồng, bằng 90,7% kế hoạch. Đây là những cố gắng lớn của toàn hệ thống trong tình hình khó khăn về thu xếp vốn trong thời gian vừa qua.

3. Những khó khăn, thách thức đã vượt qua và không thể vượt qua:

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

- Than sản xuất trong nước: Việc cấp than trong năm 2022 chưa đáp ứng được nhu cầu sản xuất điện. Đầu năm, giá than thế giới tăng cao, đồng thời nguồn than nhập khẩu hạn chế nên Tập đoàn CN Than - Khoảng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc không nhập khẩu đủ than để sản xuất than trộn cấp cho các nhà máy điện. Tổng công ty Đông Bắc cấp than pha trộn hoàn toàn cho các nhà máy điện và dừng cấp than cho các nhà máy điện Nghi Sơn 1, Thái Bình (theo hợp đồng chỉ cung cấp than trong nước). 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.

- Than nhập khẩu: Chỉ số giá than trên thị trường thế giới trong năm 2022 biến động mạnh so với các năm trước. Cụ thể, chỉ số NEWC đối với chủng loại than nhiệt trị 6000 kCal/kg giao tại cảng Newcatsle (Úc) bình quân khoảng 355 USD/tấn, tăng 2,6 lần so với năm 2021 và tăng gần 6 lần so với năm 2020. Đặc biệt, tháng 9/2022 chỉ số NEWC đạt đỉnh 434 USD/tấn.

Đối với chỉ số giá Indonesia Coal Index 3 (ICI3), trung bình năm 2022 là 129 USD/tấn, tăng 1,35 lần so với năm 2021 và tăng 3 lần so với năm 2020.

Đến cuối năm 2022, chỉ số giá than NEWC và ICI3 vẫn đang duy trì ở mức rất cao. Trong năm 2022, tổng khối lượng than nhập của các NMĐ dùng than nhập khẩu của EVN (Vĩnh Tân 4, Duyên Hải 3 và Duyên Hải 3 mở rộng) thấp, khoảng 1,79 triệu tấn, đồng thời tiêu thụ khoảng 2,1 triệu tấn đạt ~60% so kế hoạch năm 2022.

Thực hiện các biện pháp tiết giảm chi phí nội tại để bù đắp chi phí mua điện:

Theo báo cáo, để giảm bớt lỗ hoạt động sản xuất, kinh doanh năm 2022, EVN đã quyết liệt thực hiện các giải pháp quản trị trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Bao gồm:

- Thực hành tiết kiệm và cắt giảm chi phí quản lý của EVN: Tiết kiệm 10% các chi phí thường xuyên, cắt giảm từ 20 - 30% chi phí sửa chữa lớn tài sản cố định; thực hiện chi lương cho cán bộ công nhân viên với mức từ 80 - 90% mức lương bình quân năm 2020; giảm trừ chi phí công tơ so với chi phí tính theo định mức; tăng cường quản trị các khoản giảm giá thành điện. Nhờ đó đã tiết giảm chi phí được hơn 9.700 tỷ đồng.

- Tối ưu hóa dòng tiền, hoạt động tài chính: EVN đã thực hiện các giải pháp về tối ưu hóa dòng tiền, tăng thu tối đa cổ tức của các công ty cổ phần có vốn góp của EVN trong năm 2022 (bao gồm cả tạm ứng cổ tức trong năm 2022). Tổng doanh thu hoạt động tài chính và lãi tiền gửi của toàn EVN trong năm 2022 là hơn 7.900 tỷ đồng.

Vận hành tối ưu hệ thống điện để phát tối đa nguồn thủy điện:

Thực hiện các giải pháp tiết kiệm chi phí, vận hành kinh tế các nhà máy thuộc EVN, trong đó huy động tối đa các nguồn thủy điện (có chi phí thấp); điều phối các hợp đồng mua than cho các nguồn nhiệt điện, ưu tiên các nguồn than có giá rẻ hơn để giảm chi phí phát điện. Bên cạnh đó, do sản lượng huy động nguồn thủy điện cao hơn ~12,5 tỷ kWh so với kế hoạch Bộ Công Thương phê duyệt, đồng thời giảm huy động các nguồn nhiệt điện có giá thành cao giúp giảm chi phí mua điện của EVN khoảng 15.845 tỷ đồng.

Tổng các khoản EVN đã triển khai thực hiện để tiết giảm chi phí nêu trên là 33.445 tỷ đồng.

Theo báo cáo chính thức của EVN: Mặc dù đã nỗ lực để giảm chi phí, nhưng các giải pháp trong nội tại mà EVN đã và đang thực hiện vẫn không thể bù đắp được chi phí mua điện (tăng cao đột biến), kết quả năm 2022 lỗ khoảng 31.360 tỷ đồng (chưa bao gồm chênh lệch tỷ giá). Đây chính là thách thức mà một mình EVN không thể vượt qua.

Như vậy, trong năm 2022, các biến động lớn trên thế giới như đứt gãy chuỗi cung ứng, chính sách zero-covid tại Trung Quốc, xung đột địa chính trị tại châu Âu… gây ra tình trạng khủng hoảng năng lượng tại nhiều nước trên thế giới và đã tác động, ảnh hưởng lớn đến việc sản xuất điện của EVN (như giá nhiên liệu tăng, việc cung ứng than không đảm bảo...). Mặc dù chi phí đầu vào tăng cao, nhưng giá bán lẻ điện đã không được điều chỉnh (gần 4 năm nay) và hiện đang thấp hơn nhiều so với chi phí giá thành đang là thách thức mà tự EVN không thể vượt qua.

Tuy nhiên, với sự chỉ đạo, điều hành quyết liệt, sự nỗ lực quyết tâm của toàn thể CBCNV, EVN đã đảm bảo cung ứng điện an toàn, ổn định góp phần quan trọng cho phục hồi và phát triển kinh tế đất nước sau đại dịch Covid-19.

4. Những khó khăn, thách thức vẫn còn phía trước:

Thứ nhất: 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 ảnh hưởng lớn đến việc cung ứng nhiên liệu cho phát điện và việc cân đối tài chính của EVN.

Thứ hai: Năm 2023, tỷ trọng nguồn điện chạy nền tiếp tục giảm thấp, việc huy động tăng cao các nguồn NLTT thiếu ổn định dẫn đến khó khăn trong đảm bảo vận hành tin cậy hệ thống điện. Việc cung ứng điện tại một số thời điểm còn gặp khó khăn, đặc biệt đảm bảo cấp điện miền Bắc trong các tháng cao điểm nắng nóng (từ tháng 5 đến tháng 7).

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 (CĐMĐSDR) kéo dài, công tác thỏa thuận hướng tuyến, công tác hỗ trợ, bồi thường GPMB, di dân tái định cư các dự án điện quy mô lớn gặp nhiều vướng mắc liên quan đến nhiều tỉnh, thành, địa phương thì nảy sinh một khó khăn mới là các dự án điện gió, điện mặt trời trong thời gian vừa qua do phải chạy đua với mốc tiến độ giá FIT nên đã chấp nhận thỏa thuận về mức giá đền bù cao gấp nhiều lần so với đơn giá nhà nước, địa phương quy định. Việc này đã vô tình đẩy giá đền bù lên cao và làm gia tăng bất cập trong các chính sách, gây vô vàn khó khăn cho công tác GPMB các dự án của các tập đoàn nhà nước phải xử lý sau này.

Ngoài ra, việc CĐMĐSDR cho dự án xuất hiện thêm tình huống là chưa có quy định hướng dẫn các thủ tục CĐMĐSDR cho công tác đường tạm thi công bãi tập kết vật liệu, gây khó khăn lúng túng cho chủ đầu tư và nhà thầu. Đơn cử, dự án 500 kV Monsoon - Thạnh Mỹ, Thủ tướng đồng ý CĐMĐSDR để xây dựng cột móng dự án, nhưng lại xác định việc CĐMĐSDR cho đường vận chuyển tạm và bãi tập kết vật liệu thi công không thuộc thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ.

Thứ tư: Nhiều dự án điện quan trọng tiếp tục bị chậm tiến độ, 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 và chưa xác định tiến độ cấp khí. 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. Năm 2022 đã tiếp tục phát sinh các vướng mắc mới như: Thủ tục trình duyệt chủ trương đầu tư các dự án mới theo quy định Luật Đầu tư, công tác đấu thầu mua sắm thiết bị phải thực hiện đấu thầu nội khối mua sắm vật tư thiết bị theo quy định Nghị định 90/2022/NĐ-CP. Giá nguyên vật liệu tăng cao, trong khi đơn giá ban hành của nhà nước chưa theo kịp nên một số gói thầu phải thực hiện xử lý tình huống, hoặc hủy thầu do vượt dự toán gói thầu (đã xảy ra tình trạng có những nhà thầu trúng thầu, nhưng chấp nhận bị tịch thu bảo lãnh dự thầu và không ký hợp đồng do giá nguyên vật liệu biến động tăng quá cao).

Thứ năm: 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, đang trong quá trình điều chỉnh, bổ sung. Các dự án sử dụng nguồn vốn ODA cho vay lại quy định thủ tục, trình tự chuẩn bị dự án không rõ ràng, lúng túng trong việc xử lý, gây chậm tiến độ dự án.

Đơn cử, dự án Nhiệt điện Ô Môn 3 sử dụng vốn vay ODA Nhật Bản, EVN trình Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi xin chủ trương đầu tư từ ngày 9/1/2018. Qua hơn 4 năm, hồ sơ chuyển qua nhiều cấp quản lý nhà nước, chờ Nghị định 114/2021/NĐ-CP để xác định được quy trình và cấp thẩm quyền thẩm định phê duyệt chủ trương đầu tư dự án, đến tháng 8/2022 dự án đã được UBND Thành phố Cần Thơ chấp thuận chủ trương. Tuy nhiên, các thủ tục của phía Việt Nam về vay vốn ODA vẫn còn nhiều bất cập để hoàn thành thủ tục trình duyệt FS của dự án, hiện phải chờ sự thống nhất của các cấp quản lý nhà nước.

Thứ sáu: Năm 2022, cũng như các năm tới, chi phí đầu vào nhiên liệu đã và sẽ tiếp tục tăng, đồng thời sản luợng điện năng lượng tái tạo biến đổi (điện mặt trời, điện gió) ngày càng chiếm tỷ trọng lớn, với giá mua điện cao hơn giá bán điện trung bình hiện nay của hệ thống, làm giá thành điện ngày càng cao, trong khi 4 năm qua không được điều chỉnh giá điện. EVN trong năm 2022 đã giảm tiền lương thu nhập người lao động trong nỗ lực tiết giảm chi phí, trong đó, thu nhập người lao động khối truyền tải và kinh doanh phân phối điện đã giảm từ 20 đến 40 % so với năm 2021, ảnh hưởng tâm lý không nhỏ đến đội ngũ lao động lành nghề.

Vì vậy, hơn lúc nào hết, các cấp lãnh đạo quản lý nhà nước cần khẩn trương xem xét điều chỉnh chính sách giá bán điện. Với tình trạng giá nhiên liệu đầu vào liên tục gia tăng, tỷ trọng điện năng lượng tái tạo đã chiếm tỷ lệ cao trong cơ cấu nguồn điện, dẫn tới giá thành điện của hệ thống gia tăng đáng kể, thì việc tăng giá điện cần phải được nhanh chóng xem xét, thậm chí cần được điều hành 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 tăng 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 khẩn trương 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 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 nhà nước 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…). 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 và bồi thường GPMB 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, thử thách phía trước là rất lớn, trong đó có những thử thách mà ngành điện không thể tự mình giải quyết được mà đòi hỏi sự quan tâm giải quyết của các cấp quản lý và sự đồng hành của toàn xã hội. EVN với chủ đề năm 2023 “Thực hành tiết kiệm, chống lãng phí” nhằm mục tiêu tiết giảm chi phí, tăng doanh thu, đảm bảo khả năng cân đối tài chính để phát triển bền vững, hiệu quả, hy vọng ngành điện và EVN vẫn sẽ đảm bảo mục tiêu cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế, xã hội của đất nước, cũng như đời sống của nhân dân./.

NGUYỄN THÁI SƠN - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo: Báo cáo tổng kết thực hiện Kế hoạch năm 2022, mục tiêu nhiệm vụ kế hoạch năm 2023 của EVN - tháng 12/2022;