Giá điện tăng - Những góc nhìn đa chiều Bài 2: Đảm bảo hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, chủ đầu tư và người tiêu dùng
Kinh tế - Ngày đăng : 10:34, 20/05/2023
Bất lợi cho nhà đầu tư điện chuyển tiếp
EVN vừa thông báo miền Bắc chuẩn bị bước vào những tháng cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia có thể tăng cao hơn kế hoạch vận hành đã được phê duyệt.
Trong khi đó, nguồn cung từ thủy điện (chiếm 35,4% sản lượng điện toàn hệ thống năm 2022) đang đứng trước nguy cơ thiếu nước cho phát điện.
Đến ngày 11/5, đã có 11/47 hồ thủy điện lớn đã về mực nước chết hoặc gần mức nước chết; 21/47 hồ có dung tích còn lại dưới 20% và dung tích các hồ còn lại đều thấp hơn mực nước tối thiểu.
Từ đầu tháng 5, EVN dự kiến lượng nước còn lại trong hồ toàn hệ thống chỉ đủ để sản xuất 4,5 tỷ kWh điện, thấp hơn 1,6 tỷ kWh so với kế hoạch và thấp hơn tới 4,1 tỷ kWh so với cùng kỳ năm 2022.
Trong bối cảnh đó, cho dù các doanh nghiệp ngành dầu khí và than đảm bảo được việc cung cấp khí, than cho các nhà máy điện trên cả nước (điện than chiếm 29,1% và điện khí chiếm 11% sản lượng điện toàn hệ thống năm 2022) theo đúng Kế hoạch năm 2023 đã được phê duyệt và hợp đồng mua bán khí, than đã ký như chỉ đạo của Bộ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hồng Diên mới đây, thì việc gia tăng thêm sản lượng điện cung ứng từ năng lượng tái tạo là rất cần thiết.
Mặc dù EVN thể hiện rõ sự lo ngại về phụ tải tăng đột biến trong những tháng cao điểm (tháng 5, 6, 7/2023) nhưng việc huy động thêm từ các nguồn điện gió, điện mặt trời vẫn đang bế tắc khi mà EVN và nhiều chủ đầu tư dự án chuyển tiếp chưa thể ngã ngũ về giá điện.
Liên tiếp trong thời gian qua, các chủ đầu tư dự án điện chuyển tiếp đã gửi nhiều văn bản kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ với mong muốn được tháo gỡ những bất cập, khó khăn trong việc đàm phán hợp đồng mua bán điện và giá điện với EVN (đại diện là Công ty Mua bán Điện - EPTC).
Bởi tính đến tháng 4/2023, có 84 dự án năng lượng tái tạo (công suất hơn 4.670MW) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại so với kế hoạch.
Trong đó, có 34 dự án (28 dự án điện gió, 6 dự án điện mặt trời) với tổng công suất khoảng 2.091MW đã hoàn thành thi công, thử nghiệm, bảo đảm đủ điều kiện vận hành nhưng chưa được huy động công suất, gây thiệt hại lớn cho nhà đầu tư và lãng phí tài nguyên.
Chỉ tính riêng 34 dự án đã hoàn thành này, ước tính tổng vốn của các nhà đầu tư lên tới gần 85.000 tỷ đồng, trong đó hơn 58.000 tỷ đồng được huy động từ nguồn vốn ngân hàng.
Cần sự tường minh của ngành điện
Khó khăn chồng chất nhưng các nhà đầu tư dự án chuyển tiếp vẫn thể hiện rõ thiện chí khi đã có thời điểm, để tránh lãng phí nguồn điện tái tạo trong thời gian chờ đàm phán giá, nhà đầu tư đã kiến nghị EVN huy động điện với giá tạm tính 6,2 cent/kWh, tương đương gần 1.500 đồng/kWh.
Mức giá này cũng xấp xỉ với giá thành khâu phát điện của EVN và các đơn vị thành viên là 1.506,4 đồng/kWh năm 2021 và nếu so với giá thành khâu phát điện năm 2022 chắc chắn sẽ hấp dẫn hơn nhiều do các chi phí đầu vào của EVN như than, dầu, khí, đặc biệt là giá than trên thế giới tăng hơn 3 lần, có thời điểm tăng 4-5 lần, kéo theo giá thành sản xuất kinh doanh điện của EVN lên tới 2.032,26 đồng/kWh, tăng 9,27% so với năm 2021.
Cụ thể, giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2021 là 1.859,9 đồng/kWh, trong đó bao gồm giá thành khâu phát điện và các chi phí truyền tải điện 65,78 đồng/kWh, chi phí phân phối - bán lẻ điện 281,02 đồng/kWh, chi phí khâu phụ trợ - quản lý ngành 6,7 đồng/kWh.
Giả sử các chi phí này trong năm 2022 tăng thêm 10% thì giá thành khâu phát điện của EVN vẫn lên tới 1.643,41 đồng/kWh - cao hơn mức giá mà các nhà đầu tư dự án chuyển tiếp tạm đề xuất.
Hơn thế, mới đây, các nhà đầu tư còn đề xuất mức giá tạm thời mà EVN thanh toán bằng 50% so với khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành, tức là gần 800 đồng/kWh đối với điện gió và gần 600 đồng/kWh đối với điện mặt trời.
Bất cập càng gia tăng khi nguồn cung từ năng lượng tái tạo không được huy động trong bối cảnh nguồn cung từ thủy điện sụt giảm mạnh và EVN thì quyết định tăng giá bán lẻ điện bình quân 3% để bù đắp cho những khó khăn về tài chính ảnh hưởng đến “sức khỏe” của Tập đoàn.
Trước những yêu cầu cấp bách từ thực tiễn, Bộ Công Thương vừa có công văn khẩn chỉ đạo EVN khẩn trương phối hợp với chủ đầu tư các nhà máy điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp để thỏa thuận, thống nhất giá điện.
Trước đó, Thủ tướng Chính phủ đã chỉ đạo Bộ Công Thương phải tăng cường kiểm tra, giám sát để đẩy nhanh tiến độ đàm phán giá phát điện, đồng thời rà soát các quy định để hướng dẫn huy động tạm thời phát điện các dự án chuyển tiếp đã hoàn thành đầu tư xây dựng, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật trong thời gian các bên đàm phán giá.
Trên thực tế, việc đàm phán với nhiều chủ đầu tư vẫn chưa có kết quả và mới đây, 23 nhà đầu tư dự án chuyển tiếp đã tiếp tục gửi văn bản kiến nghị Chính phủ xem xét, chỉ đạo Bộ Công Thương, EVN có giải pháp huy động tạm thời phát điện đối với dự án đã hoàn thành đầu tư xây dựng, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật trong thời gian các bên đàm phán giá.
Trước đó (ngày 13/3/2023), 36 nhà đầu tư dự án điện chuyển tiếp đã gửi văn bản tới Thủ tướng Chính phủ kiến nghị khắc phục những khó khăn, bất cập trong việc xây dựng và ban hành cơ chế giá phát điện.
Tuy nhiên, ông Phạm Quang Huy - Phó Cục trưởng Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương) - cho biết, việc đàm phán hợp đồng mua bán điện còn khó khăn…
Nguyên Viện trưởng Viện Nghiên cứu thị trường giá cả (Bộ Tài chính) - PGS,TS. Ngô Trí Long - cho rằng, Bộ Công Thương cần chủ động tháo gỡ, đảm bảo tính công khai, minh bạch và lợi ích của các bên. Bởi các dự án đều có quy mô vốn rất lớn, nếu không xử lý tốt sẽ kéo theo hệ lụy là nợ xấu ngân hàng.
Đồng quan điểm, ông Bùi Văn Thịnh - Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Mặt trời Bình Thuận cũng nhấn mạnh, việc đàm phán giá điện cần hài hòa được lợi ích của các bên, đảm bảo tỷ suất lợi nhuận hợp lý cho các nhà đầu tư.
Tất nhiên, theo như đại diện của EVN chia sẻ, việc đàm phán sẽ chỉ thực hiện với những chủ đầu tư dự án có đầy đủ hồ sơ pháp lý và không có vi phạm trong quá trình triển khai, xây dựng dự án.
Trong vai trò nhà đầu tư, ông Phạm Minh Tuấn - Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần BCG Energy - cho rằng, khung giá hiện nay chưa phù hợp nên cần phải có đơn vị độc lập thực hiện tính toán, đồng thời cần sớm hoàn thiện quy trình mua bán điện trực tiếp để doanh nghiệp có thể đàm phán trực tiếp với khách hàng mua điện.
Theo ý kiến của các chuyên gia, với việc giá bán lẻ điện bình quân được điều chỉnh tăng 3%, người tiêu dùng phải chịu giá bán lẻ điện cao hơn là điều đã thấy rõ, nhưng các chủ đầu tư dự án điện, trong đó có các chủ đầu tư dự án chuyển tiếp có được hưởng lợi từ việc tăng giá điện hay không còn phụ thuộc rất lớn vào kết quả đàm phán với EVN. Chắc chắn chỉ có sự minh bạch, rõ ràng mới giúp đảm bảo được quyền lợi của cả Nhà nước, chủ đầu tư và người tiêu dùng!
Tính đến ngày 10/5, có 31/85 dự án điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp với tổng công suất chưa vận hành thương mại là 1.956,8MW đã nộp hồ sơ đàm phán giá điện với EVN, trong đó có 15 dự án đã hoàn thiện hồ sơ và đang thỏa thuận giá; 11 dự án chưa đầy đủ hồ sơ và cần làm rõ một số vấn đề pháp lý; 5 dự án mới gửi hồ sơ và đang được rà soát. Đến ngày 16/5, có 16 nhà đầu tư đề xuất áp dụng mức giá tạm thời, trong đó có 6 nhà máy đã thống nhất được mức giá tạm thời với EVN.
Bài 3: Quy hoạch điện VIII có giải quyết được những vấn đề tồn tại?