Khách hàng giao dịch đăng ký gắn điện kế tại Công ty Điện lực Gò Vấp, TP.HCM – Ảnh: TỰ TRUNG

Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Hoàng Quốc Vượng – thứ trưởng Bộ Công thương – cho biết Thủ tướng đã đồng ý về mặt chủ trương tăng giá điện, với mức tăng 8,36%, dự kiến áp dụng vào nửa cuối tháng 3-2019. 

Theo các chuyên gia, với xu hướng giá điện chỉ tăng mà không giảm ở Việt Nam, cần có lộ trình điều chỉnh giá hợp lý, dài hạn gắn với sự phát triển của thị trường điện cạnh tranh, đảm bảo các yếu tố thị trường, không dồn gánh nặng lên vai người dân, doanh nghiệp.

Áp lực tăng giá đầu vào

Như vậy, sau hơn 2 năm giữ ổn định, với mức tăng dự kiến là 8,36%, giá bán lẻ điện bình quân sẽ tăng lên 1.864,49 đồng/kWh. 

Trước đó, Bộ Công thương đã phải nhiều lần xin điều chỉnh tăng giá điện khi những áp lực về tăng giá nguyên liệu, các chi phí đầu vào sản xuất, phân phối của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tăng mạnh trong thời gian qua.

Theo thông tin của Tuổi Trẻ, từ đầu năm 2019, khi nguồn cung than cho các nhà máy điện gặp căng thẳng do một số nhà máy than phía Bắc thiếu than cho sản xuất, Tập đoàn Than – khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc đã đề xuất tăng giá bán than cho ngành điện.

Đề xuất này cũng đã được Chính phủ chấp thuận và từ ngày 5-1-2019, sản phẩm than trong nước và than trộn của TKV đã tăng từ 11-18,83%, các sản phẩm của Tổng công ty Đông Bắc cũng tăng giá từ 11-15%.

Theo tính toán của EVN, nếu áp dụng giá như đề xuất, các nhà máy điện phải chi thêm khoảng 1.498,06 tỉ đồng để mua than. Trong đó với than trộn mua từ TKV tăng 1.062,89 tỉ đồng và của Tổng công ty Đông Bắc tăng 435,17 tỉ đồng. Chưa kể, trong năm 2018 giá than cũng được điều chỉnh tăng thêm 5% khiến ngành điện tăng thêm chi phí hơn 4.000 tỉ đồng.

Tại buổi họp điều hành giá cả vào tháng 9-2018, ông Đỗ Thắng Hải – thứ trưởng Bộ Công thương – cho biết tổng chi phí phát sinh vào năm 2018 trong cơ cấu tính giá điện là khoảng 5.483 tỉ đồng. 

Cụ thể, phát sinh khoản chênh lệch tỉ giá theo hợp đồng mua bán điện các nhà máy điện năm 2017 khoảng 3.071 tỉ đồng, chi phí tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước khoảng 502 tỉ đồng và dự kiến giá khí trong bao tiêu thực hiện theo thị trường tăng thêm khoảng 1.910 tỉ đồng. Tương tự với các khoản này, chi phí năm 2019 tăng lên tới 15.252 tỉ đồng.

Chưa kể, còn khoản chênh lệch tỉ giá theo hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện còn treo của năm 2015 dự kiến phân bổ cho năm 2019 khoảng 734 tỉ đồng. Như vậy, tổng chi phí tăng thêm của EVN trong năm 2019 dự kiến khoảng 20.735 tỉ đồng. 

Do đó, để đảm bảo EVN kinh doanh có lãi, tăng cường tiềm lực tài chính đầu tư vào phát điện, Bộ Công thương cho biết đã xây dựng kịch bản điều hành giá bán lẻ năm 2019 theo đúng quyết định 24/2017 của Thủ tướng về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.

Nguồn: Bộ Công thương – Đồ hoạ: T.ĐẠT

Tại phiên họp Chính phủ vào cuối năm 2018, Phó thủ tướng Vương Đình Huệ cũng đã chỉ đạo Bộ Công thương, EVN về việc xây dựng kịch bản điều hành giá năm 2019. 

Trong đó, kịch bản điều hành giá được tính đến việc thực hiện giá khí bao tiêu theo giá thị trường, các khoản chênh lệch tỉ giá chưa phân bổ, biến động vật tư đầu vào (than, dầu) và chỉ đảm bảo mức lợi nhuận tối thiểu 3% cho EVN.

Phải làm rõ nhiều chi phí

Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Trần Viết Ngãi, chủ tịch Hiệp hội Năng lượng VN, cho rằng việc giá điện được giữ ổn định trong thời gian qua đã tạo nên áp lực lớn cho ngành điện. Đặc biệt, mức tăng trong các kỳ điều chỉnh không nhiều, chỉ trên dưới 5-7% nên không tạo ra cho EVN giá trị thặng dư đủ lớn để đảm bảo vốn đầu tư, vốn đối ứng để đi vay. 

Ngành điện cần nguồn vốn lớn để triển khai các dự án, nhưng “xưa nay EVN chưa bao giờ lãi 6.000 tỉ, tức không đủ đối ứng cho 1 dự án nhiệt điện than công suất 1.200 MW với suất đầu tư khoảng 2,7 tỉ USD”.

Trong khi đó, theo tổng sơ đồ điện VII vẫn còn nhiều dự án, đường dây truyền tải, trạm… cần thực hiện để đảm bảo cung ứng đủ điện cho đất nước, đặc biệt là cho miền Nam trong thời gian tới, EVN sẽ không đủ sức để thực hiện. 

Theo ông Ngãi, với mức giá thấp chỉ tương đương trên 8 cent/kWh sẽ khó hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài vào ngành điện. Tuy nhiên, ông Ngãi đặt vấn đề là cơ chế điều chỉnh giá điện cần được nghiên cứu, tính toán kỹ lưỡng trong tổng thể bài toán tài chính của EVN.

Công ty Điện lực Củ Chi (Tổng công ty Điện lực TP.HCM) di dời trụ điện và cải tạo lưới điện trên tỉnh lộ 8, xã Bình Mỹ, huyện Củ Chi, TP.HCM – Ảnh: NGUYỄN CÔNG THÀNH

“Mỗi năm ra điều kiện cho EVN phải tiết giảm hoàn toàn các chi phí không cần thiết, giảm giá thành, đảm bảo có lợi nhuận. Đưa ra mức lợi nhuận để đảm bảo vốn đối ứng cho dự án, sau đó mới cân nhắc điều chỉnh giá. 

Việc tháo cơ chế cho ngành điện cũng cần đi kèm với việc tháo gỡ các vấn đề liên quan đến chi phí đầu vào như nguyên liệu than, khí, dầu… phải theo thị trường liên quan cung cầu trong nước, vốn, hạ tầng và nhập khẩu than” – ông Ngãi cho hay.

Tuy nhiên, chuyên gia kinh tế Cấn Văn Lực lại quan tâm đến vấn đề chi phí đầu vào của sản xuất kinh doanh điện liên quan đến tỉ giá lên đến vài nghìn tỉ đồng bị treo lại trong nhiều năm. 

Theo ông Lực, cần phải làm rõ khoản tỉ giá của EVN thực tế là gì, nguyên nhân tại sao, do khách quan hay chủ quan, giải pháp của EVN trong việc phòng ngừa rủi ro tỉ giá có đảm bảo, hiệu quả để giảm áp lực lên tình hình tài chính nói chung của tập đoàn này. 

Vị chuyện gia này cho rằng về lâu dài, EVN cần phải có cơ chế phòng ngừa tỉ giá.

Trong thực tế, EVN nhận được nhiều ưu đãi khi vay ở các tổ chức quốc tế nhưng cũng có khoản vay thương mại, nên lại cần phải có cơ chế và công cụ phù hợp. Ngoài ra, cần tiếp tục minh bạch hóa giá thành sản xuất kinh doanh điện, các yếu tố cấu thành giá điện, trong giá điện có cơ sở thuyết minh, giải trình cho người dân hiểu và chia sẻ, đồng thuận.

“EVN phải nghiên cứu giải pháp tổng thể tiết kiệm điện năng, đặc biệt liên quan đến các đối tượng sử dụng các thiết bị tiêu hao nhiều năng lượng điện trong các ngành sản xuất công nghiệp. Cần có cơ chế giá riêng cho lĩnh vực công nghiệp sử dụng công nghệ, thiết bị máy móc lạc hậu, yêu cầu giảm tiêu hao năng lượng, thay thế thiết bị, máy móc công nghệ hiện đại” – ông Lực đề nghị.

Theo quyết định 24/2017 của Thủ tướng về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân, với mức giá bán lẻ điện bình quân được điều chỉnh tăng trong khung từ 5 – 10%, do Bộ Công thương quyết định sau khi EVN báo cáo trong thời hạn 15 ngày làm việc. 

Bộ Công thương cũng có trách nhiệm trả lời bằng văn bản để EVN triển khai thực hiện và sau khi điều chỉnh, EVN sẽ có trách nhiệm báo cáo Bộ Công thương, Bộ Tài chính.