Tại cuộc tọa đàm về giá điện ngày 10.9, Phó cục trưởng Cục Điện lực Trịnh Quốc Vũ cho biết nhiều chi phí hợp lý, hợp lệ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn chưa được hạch toán và tính toán đủ vào giá bán lẻ điện.
Theo ông Vũ, năm 2022 và 2023 xảy ra xung đột địa chính trị giữa Nga và Ukraine làm cho thị trường năng lượng sơ cấp của thế giới biến động mạnh, giá tăng rất bất thường.
Ví dụ như với thị trường than, tỷ trọng than nhập để chạy các nhà máy điện càng ngày càng cao, lên đến khoảng 40 - 50%, tương lai còn cao nữa. Năm 2022, giá than tăng 163% so với năm 2021, tăng rất mạnh.
Đối với khí tăng ở mức 27,4% so với năm 2021. Đến năm 2023, mặt bằng giá nhiên liệu tốt hơn năm 2022 nhưng vẫn cao hơn nhiều so với năm 2021.
Ngoài ra, trong cơ cấu các nguồn điện, có khoảng 30% sản lượng điện từ thủy điện; khoảng 12% sản lượng từ các nguồn điện mặt trời và điện gió.
Mặc dù nguồn điện mặt trời, điện gió có tổng công suất đặt chiếm đến 27 - 28% công suất đặt của toàn hệ thống điện; nhưng lượng điện chỉ được 11 - 12%, bởi vì số giờ phát ít, ban ngày mới phát được điện mặt trời, ban đêm thì không.
Ông Trịnh Quốc Vũ, Phó cục trưởng Cục Điện lực
Ông Vũ cho hay theo quy định về giá điện thì các chi phí hợp lý, hợp lệ trong cấu thành chi phí giá điện đầu vào của EVN sẽ được tính vào giá bán lẻ điện bình quân để điều chỉnh. Tuy nhiên, trong bối cảnh năm 2022, Việt Nam mới bước ra từ đại dịch COVID-19. Nền kinh tế và các lĩnh vực cần có sự ổn định để phục hồi sau đại dịch, do đó chưa điều chỉnh giá điện.
“Cuối năm 2023, EVN chịu một khoản thâm hụt do chi phí, chúng ta quen gọi là lỗ lũy kế, đến khoảng 50.000 tỉ đồng. Đó là chưa tính đến khoảng 21.800 tỉ đồng chênh lệch tỷ giá. Không sớm thì muộn chúng ta phải cho doanh nghiệp hạch toán tính đúng tính đủ vào giá điện, bởi vì EVN cũng không thể chịu được mãi”, ông Vũ nói.
Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh cho hay năm 2021 - 2023, không chỉ riêng Việt Nam mà tất cả các quốc gia trên thế giới đều phải đối mặt với những biến động lớn.
Ví dụ như châu Âu, trong giai đoạn xảy ra cuộc khủng hoảng chính trị liên quan đến cuộc chiến Nga-Ukraine, giá điện bán lẻ đã tăng tối thiểu là gấp 2 lần, và có những thời điểm tăng khoảng 3 - 4 lần.
Mỹ là một quốc gia chủ động rất nhiều về mặt khí đốt và cũng là nhà xuất khẩu khí LNG lớn trên thế giới. Nhưng trong giai đoạn từ năm 2020 - 2024, giá điện bán lẻ của Mỹ cũng tăng rất cao, khoảng 13,1% và đến năm 2023 tăng thêm 5,8%.
“Như vậy, từ khu vực châu Á, châu Âu rồi đến Mỹ, cách thức điều chỉnh giá rất linh hoạt. Ngay như thị trường Singapore là một thị trường cạnh tranh rất mạnh. Nhưng đúng vào giai đoạn khủng hoảng đó, đã có những công ty bán lẻ của Singapore xin dừng hoạt động, từ chối cung cấp dịch vụ vì giá đầu vào quá cao”, ông Sơn nêu.
Theo ông Sơn, gần như các quốc gia đều phải có tác động của chính phủ để kìm giữ giá, sau đó sẽ bồi hoàn lại cho ngành điện. Tuy nhiên, kế hoạch này có thể gây ra lỗ rất lớn và sau đó họ được phép thu hồi lại bằng cách tăng giá điện về sau.
Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh
Phó viện trưởng Viện Năng lượng Lê Việt Cường cho rằng đây là một bài toán rất phức tạp. Chính sách về giá điện phải được điều chỉnh kịp thời để phản ánh các biến đổi của chi phí đầu vào, phải bù đắp được những chi phí hợp lý, hợp lệ và đảm bảo một mức lợi nhuận hợp lý để các doanh nghiệp có thể tham gia vào thị trường điện, có cơ hội tái đầu tư.
Tại Việt Nam, cấu thành giá điện phần lớn nhất phụ thuộc vào chi phí sản xuất điện, chiếm khoảng 74 - 82%. Các chi phí khác bao gồm truyền tải, phân phối, dịch vụ phụ trợ và quản lý. Những chi phí thuộc trách nhiệm quản lý của EVN có xu hướng đi ngang hoặc thậm chí giảm. Đây là điểm cần nhìn vào cơ cấu để hiểu được bản chất vấn đề.
Ông Cường cho hay ở góc độ của cơ quan làm quy hoạch, xu hướng sắp tới cơ cấu nguồn sẽ tiếp tục phụ thuộc vào những nguồn nhạy cảm với giá thị trường, như khí LNG, than nhập khẩu... Do đó, để đảm bảo các mục tiêu phát triển, thu hút đầu tư, rõ ràng việc tính toán giá điện phải phản ánh được đúng những chi phí đó theo các quy định pháp luật.
Ông Trịnh Quốc Vũ nói thêm, trong thời gian tới, EVN đứng trước một nhiệm vụ rất lớn là đầu tư các nguồn điện như nguồn điện hạt nhân Ninh Thuận 1, thủy điện tích năng Bác Ái để điều hòa giữa công suất nguồn, phụ tải, và các nguồn điện gió, nhiệt điện Quảng Trạch.
“EVN rất cần tình hình tài chính lành mạnh để có thể tiếp cận và vay vốn, không những ở các tổ chức tín dụng trong nước mà cả quốc tế nữa. Chúng tôi cho rằng, thời điểm hiện nay là thời điểm chúng ta điều chỉnh bổ sung Nghị định số 72 để cho phép EVN hạch toán được các chi phí giá thành điện năng kịp thời, tính đúng, tính đủ trong giá điện phù hợp”, ông Vũ nêu.
Không nên dùng từ "lỗ"
Chúng ta phải giải mã số lỗ của EVN do đâu và do nguyên nhân gì. Nếu không giải mã được thì rất khó đồng thuận trong xã hội.
Thực ra, chúng ta không nên dùng từ "lỗ". Chúng ta hiểu đơn giản lỗ của sản xuất kinh doanh là tổng doanh thu nhỏ hơn tổng chi phí. Mà nguyên nhân là giá bán ra nhỏ hơn giá thành sản xuất. Rất đơn giản như vậy.
Hàng hóa thông thường trong cơ chế thị trường, kinh doanh theo thị trường và giá do thị trường quyết định thì lời ăn, lỗ chịu. Nhưng điện không phải hàng hóa thông thường. Điện ở đây đang thực hiện đa mục tiêu, vừa bảo đảm an ninh năng lượng, giá phải bảo đảm cho tiết kiệm điện, phải góp phần bảo đảm ổn định kinh tế vĩ mô và kiểm soát lạm phát và an sinh xã hội.
Do đó, điện không phải do thị trường quyết định mà do Nhà nước quyết định.
Trong năm 2022 - 2023, vì nhiều lý do khách quan, giá điện bán ra thấp hơn giá thành sản xuất, đương nhiên sẽ gây ra chênh lệch dòng tiền âm. Ngành điện phải tạm thời chưa tính các yếu tố được phép theo quy định của Luật Điện lực là tính đúng, tính đủ vào giá. Do đó, một phần chi phí này chưa được tính vào thì phải được phân bổ dần trong giá thành đó. EVN phải rà soát lại tất cả những khoản chi phí đó.
Ông Nguyễn Tiến Thỏa, nguyên Cục trưởng Cục Quản lý giá (Bộ Tài chính)
Lam Thanh