Xây dựng lộ trình điều chỉnh giá điện hợp lý cho người dân

5 giờ trướcBài gốc

Xung quanh vấn đề này, KTSG Online đã có cuộc trò chuyện với PGS. TS Ngô Trí Long, nguyên Viện trưởng, Viện nghiên cứu thị trường giá cả (Bộ Tài chính).

Đóng điện công trình nâng công suất Thay máy biến áp T2-40MVA bằng 63MVA TBA 110kV tại Gò Công, Tiền Giang. Ảnh minh họa: EVN

- KTSG Online: Quan điểm của ông vềđịnh hướng áp dụng giá điện hai thành phần cho nhóm khách hàng có sản lượng sử dụng điện lớn, bắt đầu từ ngày 1-1-2026 của Bộ Công Thương?

- PGS. TS Ngô Trí Long: Giá điện hai thành phần là bước đi đúng hướng, cần triển khai “đúng – đủ – minh bạch” để giảm đỉnh phụ tải, thu hút đầu tư và bảo vệ năng lực cạnh tranh, Bộ trưởng Bộ Công Thương đã chỉ đạo áp dụng giá điện hai thành phần, gồm giá công suất và giá điện năng, cho nhóm khách hàng có sản lượng lớn từ 1-1-2026.

Trước mắt, trong năm 2025, ngành điện sẽ áp dụng song song hai hóa đơn là hóa đơn hiện hành để thanh toán và hóa đơn “tham chiếu” theo cơ chế hai thành phần để khách hàng tự theo dõi, điều chỉnh hành vi sử dụng. Đây là lộ trình hợp lý, bám sát định hướng cải cách giá điện “phản ánh đúng chi phí, giảm bù chéo, tiến tới biểu giá nhiều thành phần” đã được nêu trong chủ trương, luật và chương trình hành động gần đây.

- Vì sao nên làm ngay lúc này, thưa ông?

Do áp lực từ nhu cầu – đỉnh phụ tải. Với dự báo nhu cầu điện tăng 12,2%, phụ tải đỉnh quốc gia ước đạt 54.510 MW. Trong đó, mức tiêu thụ kỷ lục ngày dịp đầu hè 2025 là xấp xỉ 1.066,6 triệu kWh/ngày.

Trong bối cảnh nhu cầu tăng nhanh, dẫn tới đỉnh ngày càng “nhọn”, cơ chế một thành phần khó khuyến khích doanh nghiệp cắt/di dời phụ tải giờ cao điểm. Nhất là khi cơ cấu tiêu thụ điện của khối công nghiệp – xây dựng chiếm khoảng 51,3% phụ tải, là nhóm có khả năng điều chỉnh phụ tải và tối ưu công suất đặt. Do đó, tác động điều tiết của giá hai thành phần sẽ mạnh nhất ở nhóm này.

Với ràng buộc tài chính – đầu tư, hiện EVN lỗ lũy kế khoảng 44.800 tỉ đồng tính đến cuối 2024. Việc cải cách giá dựa trên chi phí, theo hướng đúng – đủ – minh bạch, là điều kiện để khơi thông đầu tư nguồn – lưới. Đồng thời tránh lặp lại thiếu hụt tài chính tích tụ. Hơn nữa, khung chính sách hiện đã được đồng bộ hóa, gồm: định hướng cấp cao yêu cầu giảm dần bù chéo và cải tiến biểu giá bán lẻ theo nhiều thành phần; cơ chế DPPA (mua bán điện trực tiếp) cho khách hàng sử dụng điện lớn đã có Nghị định hướng dẫn, tạo “hộp công cụ” để doanh nghiệp chủ động nguồn và giá.

- Phương án giá điện nào cũng có tính hai mặt, với giá hai thành phần thì sao?

Bản chất là khách hàng trả giá theo mức công suất cực đại đăng ký/thực dùng (chi trả cho khả năng sẵn sàng của hệ thống), cộng giá điện năng (kWh) cho lượng điện thực tiêu thụ. Mô hình này phổ biến với khách hàng lớn tại nhiều nước và đi kèm cơ chế điều chỉnh phụ tải (Demand Response) để “làm phẳng” đồ thị phụ tải, giảm chi phí đầu tư nguồn – lưới chỉ để phục vụ vài giờ đỉnh.

Lợi ích của phương án này với hệ thống là việc giảm đỉnh phụ tải, qua đó, giảm chi phí công suất dự phòng, tăng độ tin cậy; tín hiệu giá rõ giúp dịch chuyển phụ tải sang giờ thấp điểm, hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo và giảm rủi ro thiếu điện cục bộ.

Phương án này tác động đến doanh nghiệp có hệ số phụ tải cao, đồ thị phẳng (ít “đỉnh nhọn”). Nhiều khả năng chi phí bình quân của nhóm này sẽ giảm/ổn định nhờ tận dụng công suất hiệu quả.

Với nhóm phụ tải “nhọn” - tức đỉnh cao, thời gian sử dụng công suất thấp, thì chi phí có thể tăng do trả tiền cho công suất đỉnh. Nhưng đây là “tín hiệu giá” đúng để đầu tư/điều chỉnh công nghệ, kho bãi, ca kíp. Nhóm áp dụng trước mắt, theo đề nghị của EVN, là khách hàng sản xuất lớn, với công suất từ 200.000 kWh/tháng, đấu nối từ 22 kV trở lên – tương ứng khoảng 7.000 doanh nghiệp. Còn khách hàng sinh hoạt chưa áp dụng ngay do yêu cầu hạ tầng đo đếm.

Bộ Công Thương chuẩn bị thí điểm giá điện hai thành phần từ năm 2026. Ảnh minh họa: EVN

- Ông có thể dự báo tác động của chính sách tới bối cảnh vĩ mô?

Khi đỉnh phụ tải được “làm phẳng”, nhu cầu đầu tư nguồn/đường dây chỉ để phục vụ vài chục giờ đỉnh mỗi năm sẽ giảm, qua đó hạn chế tăng giá bình quân trong trung – dài hạn, giúp EVN củng cố tài chính, thực hiện các dự án nguồn – lưới trọng điểm. Hơn nữa, nhóm gây chi phí lớn cho hệ thống (đỉnh cao, biến động mạnh) sẽ trả nhiều hơn, đúng nguyên tắc “người gây chi phí trả tiền”.

Nhưng bên cạnh tác động trên, các cơ quan cần công khai cấu phần giá, lộ trình xử lý lỗ lũy kế và tác động tới chỉ số giá tiêu dùng (CPI) để giữ niềm tin thị trường. Đồng thời, có giải pháp bảo vệ hộ sinh hoạt bằng cách chưa áp dụng chính sách với nhóm này. Với doanh nghiệp nhỏ và vừa có phụ tải vừa, giai đoạn đầu nên cho phép gói lựa chọn (opt-in), kèm tư vấn miễn phí việc tối ưu phụ tải, tránh “sốc” chi phí ngoài ý muốn.

Tóm lại, việc chạy song song hai hóa đơn trong 2025 và chính thức áp dụng từ ngày 1-1-2026 cho khách hàng lớn là bước đi đúng hướng, đưa giá điện tiệm cận chi phí thực, giảm đỉnh phụ tải, nâng hiệu quả hệ thống và tạo nền tảng thu hút đầu tư vào nguồn – lưới.

Mấu chốt thành công nằm ở công thức tính minh bạch, hạ tầng đo đếm sẵn sàng, kịch bản truyền thông – tư vấn doanh nghiệp và đồng bộ với thị trường điện/DPPA. Nếu làm tốt, cơ chế này sẽ hỗ trợ ổn định giá điện bình quân, cải thiện năng lực cạnh tranh công nghiệp và giảm rủi ro thiếu điện cục bộ – những điều nền kinh tế đang rất cần trong bối cảnh nhu cầu tiếp tục tăng nhanh.

- Với đề xuất bổ sung quy định cho phép EVN được tính các khoản chi phí khác chưa được hạch toán đầy đủ trước đây vào giá bán lẻ điện bình quân nhằm bù lỗ, ông cho rằng có hợp lý?

Về nguyên tắc là hợp lý, nhưng chỉ nên thực hiện với các ràng buộc rất chặt để bảo đảm minh bạch, công bằng và tránh tạo cú sốc giá.

Nghị định 72 hiện hành đã có định nghĩa về “khoản chi phí khác chưa được tính”, gồm chênh lệch tỷ giá chưa phân bổ và cho phép điều chỉnh giá tối thiểu ba tháng/lần với các ngưỡng 2%–5%–10% theo thẩm quyền. Nhiều bộ, ngành và chuyên gia đồng thuận về nguyên tắc bù đắp chi phí hợp lý, nhưng yêu cầu phải tách bạch, minh bạch chi phí và có lộ trình phân bổ thích hợp.

Theo tôi, khi triển khai cần có sáu điều kiện ràng buộc. Thứ nhất, khoanh đúng phạm vi chi phí, chỉ cho phép chi phí trực tiếp của hoạt động điện (phát – truyền tải – phân phối – điều độ), loại trừ mọi khoản do hiệu quả quản trị kém, đầu tư ngoài ngành, phạt vi phạm hợp đồng…

Thứ hai, trước khi phân bổ, Kiểm toán Nhà nước/cơ quan độc lập cần rà soát chi tiết cấu phần chi phí, công bố bảng phân tích theo từng khâu và lộ trình phân bổ. Đây cũng là yêu cầu đã được nhiều bộ, ngành và chuyên gia nêu công khai.

Thứ ba, tách bạch chi phí chính sách công. các khoản giảm/miễn tiền điện giai đoạn Covid-19 với 15.233 tỉ đồng, và nhiệm vụ cấp điện vùng đảo – vùng sâu có tính dịch vụ công ích nên hạch toán riêng (ngân sách/Quỹ PSO), thay vì dàn đều cho toàn bộ khách hàng.

Thứ năm, phân bổ theo lộ trình nhiều năm, tránh sốc giá. Theo Bộ Công Thương, nếu thực hiện theo lộ trình, mặt bằng giá chỉ tăng nhẹ khoảng 2–5%, tác động CPI ước khoảng 0,03% khi tăng 3%.

Thứ năm, đi kèm “điều kiện hiệu quả” với EVN. Đơn vị này phải đặt KPI giảm tổn thất điện năng, tiết kiệm chi phí vận hành, cải thiện độ tin cậy cung cấp điện trong bối cảnh toàn EVN tổn thất khoảng 6,05% năm 2024, trong nhiều tổng công ty chỉ 3,7–3,9%. Ngoài ra, phần tiết kiệm phải bù trừ vào nhu cầu tăng giá.

Thứ sáu, bảo vệ nhóm dễ tổn thương và có tín hiệu tiết kiệm. Cần duy trì bậc thang sinh hoạt/lifeline hợp lý, mở rộng giờ thấp điểm cho hộ nghèo – cận nghèo. Đồng thời tăng tốc điện giá theo thời gian (TOU), giá hai thành phần với khách hàng tiêu thụ lớn (đã có mốc áp dụng từ 1–1–2026) để phản ánh chi phí công suất.

- Vậy cần làm gì để hạn chế tác động của việc tăng giá điện tới đời sống người dân?

Giả sử, phân bổ 44.800 tỉ đồng trên nền điện thương phẩm 2024 là khoảng 276,4 tỷ kWh. Với phương phân bổ trong hai năm, giá điện tăng 81 đ/kWh, tương ứng tăng 4,1% tính trên mức giá bán bình quân 2023 là 1.953,6 đ/kWh.

Với phương án phân bổ trong ba năm, giá điện tăng 54 đ/kWh, tương ứng ăng 2,8%. Với phương án phân bổ trong năm năm, giá điện tăng 32 đ/kWh, tương ứng tăng 1,7%.

Đây là tính toán minh họa dựa trên số lỗ lũy kế và sản lượng thương phẩm công bố. Khi triển khai thực tế, cần tính toán phần bù trừ bởi điều kiện thủy văn, nhiên liệu và phần tiết giảm chi phí.

Cùng giai đoạn, cần “giảm áp lực” bằng phía cầu và quản trị. Năm 2024, cả nước đã tiết kiệm khoảng 6,5 tỷ kWh, tương ứng 2,46% điện thương phẩm. Do đó, nếu mở rộng chương trình ESCO, tiêu chuẩn hiệu suất năng lượng bắt buộc ở khu công nghiệp, sẽ giúp hạn chế tần suất/biên độ điều chỉnh giá.

Bên cạnh đó, cần minh bạch dữ liệu giá thành - đặc biệt khâu phát điện, hiện chiếm khoảng 83%, và cơ chế mua điện LNG/than, để thị trường “đọc” được động lực chi phí.

Ngoài ra, không được bỏ qua điều kiện tiên quyết là “khoanh đúng chi phí – kiểm toán độc lập – lộ trình phân bổ 3–5 năm – KPI tiết kiệm chi phí – bảo vệ nhóm yếu thế – minh bạch dữ liệu”.

Nếu làm đúng, mức tăng nằm trong 2–5% là khả thi và tác động CPI rất hạn chế, trong khi hệ thống điện cải thiện sức khỏe tài chính để tiếp tục đầu tư.

Xin trân trọng cảm ơn ông!

Vân Phong

Nguồn Saigon Times : https://thesaigontimes.vn/xay-dung-lo-trinh-dieu-chinh-gia-dien-hop-ly-cho-nguoi-dan/