 |
| Chi phí tăng, gánh lỗ lớn, nhu cầu đầu tư cao… là những nguyên nhân khiến ngành điện đang đứng trước áp lực tăng giá. |
Chi phí sản xuất cao tạo áp lực tăng giá
Theo số liệu từ Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, nhiều ngày nắng nóng, thủy điện phải tích nước, tại miền Bắc buộc phải huy động thêm nhiệt điện than, nhiệt điện dầu với chi phí cao để bảo đảm đáp ứng đủ điện. Hiện, giá bán lẻ điện bình quân là 2.006,79 đồng/kWh, trong khi giá thành sản xuất điện năm 2023 ước tính khoảng 2.092,78 đồng/kWh, cao hơn giá bán hiện tại. Bên cạnh đó, nhiệt điện dầu huy động ước tính có giá lên tới xấp xỉ 5.000 đồng/kWh, điện khí khoảng 2.800 đồng/kWh.
Thế nên, chi phí sản xuất và phát điện tính đến thời điểm này tiếp tục tăng. Đơn cử, ngày 30/4, cơ cấu sản lượng huy động nguồn trong ngày theo báo cáo với thủy điện chỉ 72,7 triệu kWh, nhiệt điện than 504,5 triệu kWh, điện khí (gas + dầu diesel) 98,4 triệu kWh, nhiệt điện dầu 8,6 triệu kWh, điện gió 18,7 triệu kWh, điện mặt trời 74,2 triệu kWh, nhập khẩu điện 9,2 triệu kWh, nguồn khác là 3,4 triệu kWh… Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) cho biết, nguồn nhiệt điện than dự kiến sẽ huy động chiếm 52 - 60% tổng sản lượng hệ thống điện quốc gia.
So với cùng kỳ năm 2023, sản lượng theo ngày của hệ thống điện quốc gia tăng hơn 23%, tại miền Bắc tăng đến 35,5%; công suất cực đại hệ thống điện quốc gia tăng 20,2%, miền Bắc tăng gần 20%. Phụ tải trên toàn quốc tiếp tục tăng 2 con số, hơn 11,2%. Cập nhật số liệu về công suất cực đại và sản lượng điện tiêu thụ theo ngày có xu thế giảm dần, cụ thể đến ngày 29/4, công suất cực đại giảm xuống còn 41.601 MW, sản lượng điện theo ngày giảm xuống còn 879,360 triệu kWh. Tuy nhiên, EVN nhấn mạnh, các số liệu này vẫn ở mức cao, đặc biệt so với ngày cùng kỳ năm 2023.
Khó khăn hơn, theo các chuyên gia, càng huy động nguồn điện có giá cao để khắc phục tình trạng thiếu điện, rủi ro lên giá điện càng lớn. Chẳng hạn, ngay với nguồn điện khí LNG, giá LNG trung bình hiện ở mức 12 USD/triệu BTU (đơn vị đo nhiệt). Nếu tính ở mức hệ số công suất nhà máy điện là 70%, giá thành mỗi kWh điện từ loại hình này lên tới 2.780 đồng/kWh. Với giá bán lẻ bình quân năm 2023 là 2.006,79 đồng/kWh, thì lỗ riêng của EVN do chênh lệch giá mua so với giá bán lẻ là 773,21 đồng/kWh, chưa gồm các chi phí quản lý, tổn thất lưới truyền tải, phân phối…
Cần giải pháp mang tính tổng thể
 |
| Muốn bảo đảm điện cho cả nền kinh tế, cần khai thác tốt các nguồn hiện có. |
Theo quy định tại Quyết định số 5/2024 của Chính phủ về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân, có hiệu lực từ ngày 15/5/2024, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sẽ phải giảm giá điện khi chi phí bình quân đầu vào giảm 1%; điều chỉnh tăng ở mức tương ứng khi chi phí đầu vào tăng 3 - 5%. Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn giá bán điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên hoặc ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các bộ, ngành kiểm tra, rà soát và báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, cho ý kiến.
Đặc biệt, Quyết định số 5 quy định rõ thời gian điều chỉnh giá bán điện bình quân tối thiểu là 3 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất. Trong khi đó, tính từ lần điều chỉnh giá điện bình quân gần nhất đến nay đã gần 6 tháng. Đó là lý do nhiều người lo ngại, giá điện sẽ được điều chỉnh ngay sau khi Quyết định số 5 có hiệu lực.
Vì vậy, chúng ta cần tiếp tục thực hiện các giải pháp tháo gỡ khó khăn. Trong đó, triển khai những giải pháp tổng thể để kiểm soát, bình ổn mặt bằng giá, ngăn ngừa tác động của việc điều chỉnh giá điện đến mặt bằng giá của nền kinh tế với hàng hóa, dịch vụ.
Về vấn đề này, ông Nguyễn Anh Tuấn - Tổng Giám đốc EVN cho biết, việc tăng giá điện vào năm 2024 đang được nghiên cứu kỹ lưỡng, tăng giá thế nào, lộ trình ra sao còn dựa trên tính toán của các đơn vị có thẩm quyền - trên cơ sở báo cáo tài chính của EVN. Việc tăng giá điện hay không, phải có quá trình nghiên cứu khách quan, dựa trên các đánh giá tác động về kinh tế - xã hội và đời sống người dân. Theo đó, EVN đang nỗ lực thực hiện các giải pháp để tiến tới thực hiện giá bán điện theo cơ chế thị trường.
Trước tình hình áp lực tăng giá điện, Chính phủ cũng yêu cầu Bộ Công Thương khẩn trương xây dựng cơ chế áp dụng giá điện 2 thành phần. Động thái này được cho là tiến một bước để giá điện sẽ được tính đúng, tính đủ hơn.
Theo đại diện Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), việc áp dụng thêm thành phần giá công suất (đồng/kW hoặc đồng/kVA) sẽ làm thay đổi hành vi cơ bản về tính chất sử dụng điện, tác động trực tiếp đến chế độ sử dụng điện của khách hàng, hóa đơn tiền điện và cả hệ thống điện. Do đó, cần phải có lộ trình thử nghiệm trên giấy trước. Việc áp dụng thí điểm cơ chế giá bán điện 2 thành phần, bước đầu chỉ mang tính chất tính toán, nghiên cứu ứng dụng và không ảnh hưởng tới tiền điện của khách hàng sử dụng điện (do khách hàng tiếp tục trả tiền điện theo biểu giá điện hiện hành).
Cũng theo các chuyên gia ngành điện, giá điện 1 thành phần (tức là chỉ tính phần điện năng như hiện đang được áp dụng tại Việt Nam) có ưu điểm là đơn giản, nhưng không phản ánh đúng chi phí người tiêu dùng gây ra cho hệ thống.
Chính vì thế, việc áp dụng giá điện 2 thành phần (theo công suất; và điện năng tiêu thụ) sẽ đưa ra tín hiệu đúng cho cả bên sản xuất điện và bên tiêu thụ điện để nâng cao hiệu quả kinh tế từ việc phân bổ, cũng như sử dụng nguồn lực hợp lý. Trong đó, khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh có được sự công bằng hơn. Đồng thời, việc cơ cấu nhu cầu sử dụng điện hợp lý sẽ tạo sức hút các nhà đầu tư tham gia phát triển điện LNG, thủy điện tích năng, đem lại lợi ích cho nền kinh tế.
Như vậy, có thể nói đưa ra cơ chế giá điện 2 thành phần, đầu tiên là sẽ giải được bài toán khó cho cấu thành giá điện hiện nay, khi mà điện tăng giá, doanh nghiệp kinh doanh điện vẫn lỗ. Ở giai đoạn thí điểm, đối tượng sử dụng điện được áp dụng là khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh. Khả năng đối tượng này sẽ chịu mức giá cao hơn là rất lớn vì cơ chế giá điện 2 thành phần được xem như biện pháp quản lý nhu cầu phụ tải tự nhiên.
Cùng với đó, muốn bảo đảm điện cho cả nền kinh tế, cần khai thác tốt các nguồn hiện có, đã có như: thủy điện, nhiệt điện…; đồng thời, tháo gỡ nhanh vướng mắc cơ chế cho điện tái tạo, kể cả nguồn điện áp mái đang có.