Vì sao tăng giá điện?

Giá điện tăng sau thời gian dài duy trì bán dưới giá thành sản xuất, nhằm cân bằng tài chính cho ngành điện.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa thông báo giá bán lẻ điện bình quân (giá điện) tăng từ 2.006,79 đồng lên 2.103,11 đồng một kWh (chưa gồm thuế VAT), tương đương mức tăng 4,8%.

Quyết định này được Chính phủ, Bộ Công Thương đồng ý về chủ trương. Theo Quyết định 05, về cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân, có hiệu lực từ 26/3, giá điện được điều chỉnh khi giá bán điện bình quân tăng từ 3% trở lên so với mức hiện hành.

Lý do điều chỉnh giá điện đầu tiên là giá bán bán bình quân thực tế đã biến động trên 3%, mức được điều chỉnh theo Quyết định này.

Hàng năm, Bộ Công Thương sẽ lập đoàn kiểm tra chi phí giá thành sản xuất kinh doanh điện của EVN để làm cơ sở tính toán, đề xuất điều chỉnh giá bán lẻ điện. Theo kết quả kiểm tra năm 2023, giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện là 1.953,57 đồng một kWh, tăng 3,76% so với năm 2022.

Thực tế, quy định trước đây và hiện hành đều có cơ chế để điều chỉnh giá điện mỗi 3 hoặc 6 tháng, nếu giá thành tăng từ 3% trở lên. Nhưng quá trình thực thi không diễn ra như vậy. Chẳng hạn, từ 2017 đến nay, giá điện được điều chỉnh 4 lần, vào 2017 (tăng 6,08%), 2019 là 8,36%. Giá này được giữ trong 4 năm, tới tháng 5 và 11/2023 mới tăng thêm lần lượt 3% và 4,5%.

Bộ Công Thương từng cho biết thực tế điều chỉnh giá bán điện bình quân các năm qua thường thấp hơn so với phương án đề xuất của EVN và kết quả rà soát của các cơ quan Nhà nước có thẩm quyền. Điều này dẫn tới chi phí bị dồn tích do mức điều chỉnh không đủ để thu hồi các chi phí phát sinh chưa được tính hoặc chưa được tính đủ vào giá điện.

Nhân viên điện lực thi công trên đường dây. Ảnh: EVN

Nguyên nhân tăng giá điện tiếp theo nhằm giải bài toán cân bằng tài chính cho EVN. Với giá điện bán ra của năm 2023, tập đoàn này đang bán dưới mức giá thành sản xuất kinh doanh là 135,33 đồng một kWh, tương đương với 6,92%, theo Bộ Công Thương.

Về chi phí đầu vào, Phó tổng giám đốc EVN Nguyễn Xuân Nam cho biết từ năm 2023, chỉ số giá than và khí tăng cao hơn rất nhiều năm 2021. Đến năm 2024, do xung đột Nga - Ukraine, dẫn tới làm cho thị trường than và khí, tỷ giá tăng.

Cụ thể, theo báo cáo của EVN, giá than năm 2023 tăng 22-74%, dầu thô cao hơn 39-47% so với bình quân 2020-2021. Tương tự, tỷ giá cũng tăng 1,9% so với năm 2022. Việc này làm tăng chi phí mua điện hoặc nhiên liệu theo hợp đồng bằng ngoại tệ (USD) như tại các nhà máy nhiệt điện khí, than hay nguồn nhập khẩu từ Lào và các nhà máy điện tái tạo.

Cùng đó, do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu và hiện tượng El Nino, EVN đã phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, phát dầu, thay vì nguồn thuỷ điện, để đảm bảo đủ điện. Tỷ trọng nguồn giá rẻ (thủy điện) giảm từ 38% xuống 30,5%, trong khi các nguồn đắt (nhiệt điện than, khí) tăng từ 35,5% lên 43,8%.

Tổng cộng, năm ngoái, EVN lỗ hơn 34.245 tỷ đồng từ sản xuất kinh doanh điện, nếu trừ thu nhập tài chính khác, số lỗ giảm về 21.822 tỷ đồng. Năm 2022, "ông lớn" ngành điện cũng lỗ gần 36.300 tỷ đồng từ hoạt động này. Nếu cộng cả khoản lỗ do chênh lệch tỷ giá treo từ năm 2029 (hơn 18.000 tỷ đồng), EVN lỗ hơn 76.000 tỷ đồng (khoảng 3 tỷ USD) trong hai năm.

"Đây là tình trạng mua cao, bán thấp. Tức là, đầu vào theo thị trường nhưng đầu ra lại không quyết đủ theo các chi phí đã tính đúng, đủ, hợp lý, hợp lệ trong quá trình sản xuất kinh doanh điện", Nguyên Cục trưởng Quản lý giá Nguyễn Tiến Thỏa bình luận. Theo ông Thoả, việc này dẫn tới nhiều bất cập, hệ lụy cho sản xuất, kinh doanh điện và các ngành sử dụng điện, cho cả nền kinh tế.

Cụ thể, ông Phan Đức Hiếu, Ủy viên Ủy ban Kinh tế của Quốc hội, cho rằng việc giá bán điện thấp hơn giá thành sản xuất, phân phối khiến thiệt hại dồn lên những đơn vị này. "Như vậy, không đảm bảo công bằng bởi giá điện có lợi cho một nhóm đối tượng này nhưng lại trở thành thiệt hại của người khác", ông nói.

Các chuyên gia cho rằng ngành điện thua lỗ kéo dài nguy cơ ảnh hưởng tới phát triển nguồn điện trong tương lai. "Chi phí gần như không tạo được động lực để đầu tư, thu hút vốn từ các doanh nghiệp tư nhân", TS Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh đánh giá. Trong khi đó, theo chuyên gia, EVN lỗ kéo dài sẽ ảnh hưởng uy tín tài chính khi vay vốn quốc tế. Bởi, xếp hạng tín nhiệm của doanh nghiệp này sẽ bị hạ thấp, dẫn tới khó thu xếp hoặc tiếp cận nguồn vốn có lãi suất ưu đãi. Việc này sẽ gây khó khăn cho triển khai quy hoạch phát triển điện trung, dài hạn.

Thực tế, theo Quy hoạch điện VIII, công suất hệ thống điện đạt 59.318 MW vào 2025, tăng hơn 10.000 MW so với hiện nay. Mức công suất này sẽ tăng lên 90.512 MW vào 2030. Trong đó, công suất điện gió trên bờ khoảng 21.880 MW, điện mặt trời mái nhà (tự sản, tự tiêu) tăng thêm 2.600 MW, thủy điện 29.346 MW... Việt Nam sẽ cần gần 135 tỷ USD để phát triển nguồn và lưới điện truyền tải đến 2030. Nhu cầu vốn cho phát triển nguồn, lưới tăng lên 399-523 tỷ USD vào 2050, trong đó trên 90% dành cho xây mới các nguồn điện, còn lại là lưới truyền tải.

Ở khía cạnh này, theo PGS.TS Bùi Xuân Hồi - Hiệu trưởng Trường Cao đẳng Điện lực miền Bắc, việc không có lợi nhuận sẽ không đảm bảo nguồn vốn, dòng tiền để tái đầu tư. Thậm chí, theo ông, nếu EVN bị lỗ nhiều quá, mất khả năng thanh toán còn kéo theo những doanh nghiệp khác bán điện cho tập đoàn này bị ảnh hưởng. "Quy hoạch điện VIII rất đồ sộ, tham vọng, nhưng nếu tiếp tục điều hành giá như hiện nay, việc thực hiện quy hoạch này rất xa vời", ông nói, thêm rằng điều này có thể dẫn tới thiếu điện trong tương lai.

Cũng theo TS Hà Đăng Sơn, nhìn nhận giá điện thấp hơn giá thành có thể dẫn tới tình trạng doanh nghiệp không có động lực để sử dụng năng lượng tiết kiệm, thay đổi công nghệ. "Có doanh nghiệp nói giải pháp của họ đều ngắn hạn và lượng tiết giảm điện không nhiều, muốn doanh nghiệp đầu tư dài hạn hơn với hiệu quả cao hơn cần 7-10 năm", ông nói, cho rằng như vậy không tạo động lực cho tăng trưởng xanh, phát triển bền vững.

Nhận định này từng được ông Nguyễn Xuân Thành, Giảng viên Trường Chính sách công và quản lý Fulbright Việt Nam đưa ra tại Diễn đàn Kinh tế Việt Nam cuối năm ngoái. Theo ông Thành, ngày càng nhiều nguồn cung năng lượng mới vào hệ thống điện, và những loại này đắt hơn chi phí trung bình và giá điện hiện nay. Ước tính, nếu chi phí của năng lượng tái tạo là 5-7 cent một kWh, cộng với truyền tải, giá bán lẻ cần tăng lên mức 10-12 cent một kWh (gồm chi phí bán lẻ, phân phối). Trong khi đó, giá bán lẻ điện bình quân tương đương khoảng 8 cent.

Tức là, giá điện cần được cập nhật, tính toán đầy đủ các chi phí sản xuất mới, phát sinh. "Đương nhiên khi tăng giá điện sẽ kéo theo phản ứng tiêu cực trong xã hội, nhưng sẽ không có chuyển đổi xanh, phát triển năng lượng tái tạo mà không có lộ trình tăng giá điện ở mức đủ hấp dẫn đầu tư", ông nói.

Việt Nam đang định hướng chuyển đổi sang kinh tế xanh, nên theo giảng viên Fulbirght, một trong ưu tiên chính sách là cần kiên quyết thực hiện lộ trình tăng giá điện và giá các năng lượng theo hướng tính đủ chi phí kinh tế, xã hội. Việc này nhằm hạn chế, hoặc ít nhất không ưu đãi với các ngành kinh tế thâm dụng điện năng và buộc doanh nghiệp phải đổi mới giải pháp kỹ thuật, công nghệ vào sản xuất, tăng hiệu quả sử dụng năng lượng.

Ngoài ra, giới chuyên môn nhìn nhận giá điện đang phải gánh "nhiệm vụ đa mục tiêu", gồm bù đắp chi phí, khuyến khích đầu tư, bảo đảm an sinh xã hội, an ninh năng lượng, kiểm soát lạm phát. Ngoài ra, tình trạng bù chéo kéo dài giữa các nhóm dùng điện sinh hoạt (bậc cao với bậc thấp), sinh hoạt với sản xuất, giữa vùng, miền... chưa được xử lý.

"Có những mục tiêu ngược chiều nhau, khó hài hòa. Cơ quan quản lý cần tính toán lại để đảm bảo đúng vai trò của giá điện", ông Thỏa nói, thêm rằng không có lộ trình xử lý rõ ràng những tồn tại này khi sửa luật, sẽ khó khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào ngành điện.

Cùng quan điểm, ông Phan Đức Hiếu góp ý về lâu dài, giá điện phải tách bạch các nhóm chính sách, thay vì chỉ qua giá điện nhằm hài hòa lợi ích của các bên gồm người tiêu dùng, nhà sản xuất và Nhà nước. Ông ví dụ, nhóm chính sách để tăng cạnh tranh trong phân phối điện, chính sách an sinh xã hội và trợ cấp riêng cho người nghèo. Hoặc để khuyến khích sản xuất, tiêu dùng xanh, nhà chức trách buộc phải có nhóm chính sách về thuế, thúc đẩy ứng khoa học - công nghệ, kinh tế tuần hoàn. Cùng đó, biểu thang giá điện cũng phải thiết kế hợp lý để người dân tiêu dùng điện tiết kiệm, hợp lý, hiệu quả.

Dưới góc độ cơ quan quản lý, ông Trần Việt Hòa, Cục trưởng Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), cho rằng việc điều chỉnh giá điện dựa trên cơ sở chính trị, pháp lý và thực tiễn. Trong đó, Nghị quyết 55 nêu rõ hướng tới giá năng lượng theo thị trường. "Vì vậy, thời gian qua cơ quan quản lý nhà nước đã rà soát chính sách, như Quyết định 28 về cơ cấu giá bán lẻ điện bình quân, nghiên cứu áp dụng giá điện hai thành phần", ông nói. Ông Hoà cho hay hiện Quyết định 28 đã trình Thủ tướng. Còn cơ chế giá điện hai thành phần đã hoàn thành đề án nghiên cứu, dự kiến thí điểm tại một số tỉnh, thành vào cuối năm 2024.

Dù vậy, điện vốn là mặt hàng đặc biệt, được sử dụng nhiều, ảnh hưởng lớn tới đời sống và sản xuất, kinh doanh. Bà Nguyễn Thu Oanh, Vụ trưởng Thống kê giá (Tổng cục Thống kê), đánh giá nền kinh tế đang phục hồi sau đại dịch, dự báo nhu cầu sử dụng điện cho sản xuất và tiêu dùng sẽ tăng mạnh trong thời gian tới, gây áp lực lên lạm phát. Theo tính toán của cơ quan thống kê, chỉ số giá điện sinh hoạt tăng 10% sẽ tác động làm CPI tăng 0,33 điểm phần trăm.

Vì vậy, nhiều chuyên gia cho rằng việc tăng giá mặt hàng này vẫn cần có kế hoạch và lộ trình phù hợp về mức độ và thời điểm. Điều này đảm bảo tính thị trường và mục tiêu kiểm soát lạm phát.