>>Nhiều giải pháp bù khoản lỗ của EVN ngoài việc tăng giá điện

Bộ Công Thương vừa có văn bản gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), yêu cầu khẩn trương hoàn thành xây dựng phương án giá bán lẻ điện bình quân năm 2023.

Bộ Công Thương đề nghị EVN khẩn trương kiểm toán chi phí sản xuất, kinh doanh điện. Ảnh minh hoạ: Internet

Theo đó, Bộ Công Thương đề nghị EVN tập trung nguồn lực, hoàn thành quyết toán chi phí sản xuất kinh doanh (SXKD) điện 2022, báo cáo tài chính của công ty mẹ tập đoàn và các đơn vị thành viên. Mặt khác, phải làm việc với các đơn vị kiểm toán độc lập có uy tín kiểm toán báo cáo theo đúng quy định.

Trên cơ sở quyết toán chi phí sản xuất kinh doanh điện, báo cáo tài chính năm 2022 của công ty mẹ và các đơn vị thành viên, bước tiếp theo Bộ Công thương sẽ công bố công khai kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022.

Đây cũng là căn cứ để Bộ Công Thương hoàn thành tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân năm 2023, báo cáo các cấp có thẩm quyền theo quy định.

Đề nghị này của Bộ Công Thương đưa ra trong bối cảnh EVN muốn Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét sớm chấp thuận và điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân với mức đủ lớn để EVN đảm bảo cân bằng tài chính năm 2023 và không làm mất vốn của nhà nước đầu tư tại EVN.

Ngoài ra, EVN cũng đề xuất Bộ Công thương tăng gần 4% giá điện truyền tải lên 79,09 đồng/kWh so với mức đã được duyệt từ tháng 5/2022 mức 75,85 đồng/kWh. Việc này nhằm đảm bảo Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) không bị lỗ.

Trước đó, trong báo cáo vừa gửi Bộ trưởng Bộ Công Thương EVN cho biết, ước tính năm 2022, công ty mẹ EVN, các tổng công ty điện lực và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia lỗ sản xuất kinh doanh khoảng 28.876 tỷ đồng.

Năm 2023, nếu giá bán lẻ điện giữ nguyên theo giá điện hiện hành, thì số lỗ dự kiến lên đến 64.941 tỷ đồng, trong đó 6 tháng đầu năm sẽ lỗ 44.099 tỷ đồng và 6 tháng cuối năm lỗ 20.842 tỷ đồng.

>>Khung giá mới cho điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp: Doanh nghiệp vẫn “khóc ròng”

>>Năm 2023 cần điều chỉnh giá điện phù hợp

Tổng lỗ sản xuất kinh doanh của EVN luỹ kế 2 năm 2022 và 2023 là 93.817 tỷ đồng. Ảnh minh hoạ: Internet

Như vậy, tổng lỗ sản xuất kinh doanh của EVN luỹ kế 2 năm 2022 và 2023 là 93.817 tỷ đồng. Với số lỗ dự kiến trên, EVN nhận định, nếu năm 2023 không được tăng giá điện ở mức phù hợp, EVN sẽ bị mất cân đối dòng tiền hoạt động.

Bình luận về vấn đề này chuyên gia kinh tế Vũ Vinh Phú cho rằng, việc tăng giá điện để phù hợp với chi phí đầu vào, chi phí sản xuất kinh doanh của ngành điện là cần thiết. Nhưng trước khi tăng giá điện EVN cần giải trình khoản lỗ sản xuất kinh doanh của EVN trong năm 2022 khoảng 31.000 tỉ đồng.

Trong đó làm rõ nguyên nhân chủ quan, khách quan. Chủ quan như việc hao hụt điện quá định mức, chi phí quản lý nội bộ ngành điện không nằm trong quy định, tiền lương chi sai quy định… thì EVN không đưa vào các yếu tố tính toán để đề nghị tăng giá.

“Đặc biệt, việc làm rõ khoản lỗ 31.000 tỷ đồng của EVN qua kiểm toán, nếu cần thiết thì có thể mời đơn vị kiểm toán quốc tế vào kiểm toán một cách công khai, minh bạch”, chuyên gia Vũ Vinh Phú nhấn mạnh.

Vẫn theo chuyên gia Vũ Vinh Phú, tăng giá điện đến mức nào? Tăng giá điện như thế nào là hợp lý? Tăng giá ở thời điểm nào cần phải cụ thể, xem xét hoàn cảnh thực tế từ hoạt động sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp, năng lực cạnh tranh của doanh nghiệp Việt Nam, thu nhập của người dân trong bối cảnh quý 1/2023 đang khó khăn từ ảnh hưởng của kinh tế thế giới và cả trong nước.

“Doanh nghiệp đang rất khó khăn, không có đơn hàng, nhiều doanh nghiệp lỗ vẫn phải làm. Trong bối cảnh đó, EVN phải đặt mình vào vị trí của doanh nghiệp, người dân để làm giá điện”, chuyên gia Vũ Vinh Phú bày tỏ.

[wpcc-script language=”javascript” src=”https://diendandoanhnghiep.vn/js/raty/jquery.raty.js”]

[wpcc-script]

>>Năm 2023 phát triển năng lượng tái cần tháo gỡ 3 vấn đề lớn

Thị trường điện

Việc phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo đã và đang đặt ra nhiều thách thức cho hệ thống điện của nhiều nước trên thế giới, từ khâu quy hoạch, đầu tư cho đến vận hành. Do đó chúng ta cần đổi mới sáng tạo thị trường dịch vụ phụ trợ để giải quyết các vấn đề gây ra bởi tính bất ổn định của năng lượng tái tạo.

Các khâu chính trong hệ thống điện vật lý (Nguồn hình: ERAV)

Thị trường điện là nơi diễn ra hoạt động cung cấp, mua bán điện giữa các nhà sản xuất điện, công ty mua buôn điện/bán lẻ điện và người tiêu dùng điện trên cơ sở hệ thống điện vật lý.

Thị trường điện có thể được mô tả sơ lược qua 2 khía cạnh chính: Cấu trúc thị trường điện và các hình thức, chức năng giao dịch của các mô hình thị trường điện.

Mô hình cấu trúc thị trường điện

Cấu trúc ban đầu của thị trường điện thường là mô hình tích hợp dọc, ở đó một Công ty/Tập đoàn (thường là của Chính phủ) sở hữu toàn bộ các nhà máy sản xuất điện, hệ thống truyền tải, các đơn vị phân phối và bán lẻ điện, đồng thời nắm giữ chức năng điều khiển, vận hành hệ thống điện. Người tiêu dùng điện trong một khu vực chỉ có thể mua điện từ một đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

Tuy nhiên hiện nay thị trường điện ở các nước trên thế giới đã phát triển đến các mô hình thị trường điện cạnh tranh, trong đó mô hình phổ biến là thị trường điện bán buôn cạnh tranh và mô hình hoàn thiện hơn là thị trường điện bán lẻ cạnh tranh, (2 khâu này có thể được diễn ra song song với nhau).

Mô hình cấu trúc thị trường điện bán lẻ cạnh tranh

Trong khâu bán buôn cạnh tranh của các mô hình thị trường điện trên thế giới hiện nay, có 2 loại thị trường chính: Thị trường năng lượng (Energy market) và thị trường công suất (Capacity market). Thị trường năng lượng, dựa trên các giao dịch năng lượng điện, là thị trường cơ sở và bắt buộc trong mô hình thị trường điện. Thị trường công suất, nhằm bảo đảm công suất cho hệ thống điện trong trung hạn và dài hạn, hoạt động theo cơ chế đấu thầu cạnh tranh trong đó giá đấu thầu được tính theo chi phí đầu tư phát triển nhà máy điện. Hiện tại được quy định trong một số thị trường điện của các quốc gia trên thế giới như (PJM, New England, New York, Tây Úc, Pháp, Anh, Ý, Tây Ban Nha…), tùy thuộc vào quan điểm về ổn định giá điện và việc bảo đảm công suất dự trữ trong trung và dài hạn của hệ thống điện mỗi nước là khác nhau.

Tại Việt Nam, thị trường điện bán buôn cạnh tranh có cơ chế giá công suất theo chu kỳ thị trường điện (quy định tại điều 25, 26 và 80 trong Thông tư 45/2018/TT-Bộ Công Thương). Tuy nhiên về bản chất thì cơ chế giá này nhằm phụ thêm vào giá thị trường năng lượng để hỗ trợ các nhà máy nhiệt điện mới tham gia thị trường điện bù chi phí phát điện và khác với cơ chế thị trường công suất đề cập ở trên.

>>Bất cập trong môi trường đầu tư năng lượng tái tạo tại Việt Nam

Thị trường dịch vụ phụ trợ

Theo định nghĩa của Ủy ban điều tiết Năng lượng liên bang (FERC, Mỹ), dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ cần thiết để hỗ trợ việc truyền tải công suất và năng lượng từ nguồn đến phụ tải, đồng thời duy trì vận hành tin cậy của hệ thống truyền tải phù hợp với tiêu chuẩn điện lực. Theo FERC, dịch vụ phụ trợ được chia thành 5 nhóm: dự trữ vận hành, dự trữ theo kế hoạch, điều khiển điện áp, khởi động đen, và đóng góp công suất ngắn mạch. Trong đó dịch vụ dự trữ vận hành bao gồm các dịch vụ đáp ứng quán tính, điều chỉnh tần số sơ cấp, thứ cấp, dự trữ linh hoạt, dự trữ điều chỉnh liên vùng.   

Theo Thông tư 21/2015/TT-BCT và 30/2019/TT-ĐTĐL của Bộ Công Thương, dịch vụ phụ trợ bao gồm dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, khởi động nhanh, dự phòng vận hành phải phát, điều chỉnh điện áp, và khởi động đen, được huy động theo lệnh điều độ của đơn vị điều độ hệ thống điện (HTĐ) và thị trường điện, nhằm đảm bảo tiêu chuẩn vận hành, duy trì độ tin cậy và an ninh hệ thống điện.

Trong các mô hình thị trường dịch vụ phụ trợ trên thế giới, các dịch vụ phụ trợ liên quan đến tần số cũng là các đối tượng chính của giao dịch trên thị trường cân bằng thời gian thực. Các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ tham gia thị trường bằng cách chào giá cạnh tranh các sản phẩm dịch vụ trên thị trường giao ngay ngày tới hoặc trong ngày và sau đó được đơn vị điều độ HTĐ huy động theo thời gian thực. Tuy thị trường này có khối lượng giao dịch không cao và do đó có thể ảnh hưởng không quá lớn đến giá điện bán buôn trung bình, nhưng lại có vai trò rất quan trọng trong việc vận hành HTĐ ổn định và tin cậy.

Đổi mới sáng tạo thị trường điện dịch vụ phụ trợ

Nhiều nghiên cứu trên thế giới đã chỉ ra rằng để khắc phục tính bất ổn định và biến đổi của năng lượng tái tạo (NLTT) thì HTĐ cần được nâng cao tính linh hoạt thông qua các giải pháp khác nhau. Cùng góc nhìn này, IRENA [1] đã đúc kết việc đổi mới sáng tạo thị trường dịch vụ phụ trợ, nhằm nâng cao tính linh hoạt HTĐ, trong đó nhấn mạnh 3 yếu tố sau:

Một là, chuyển đổi, tạo ra các dịch vụ mới và xem xét cơ chế định giá hợp lý, công bằng dựa trên hiệu suất dịch vụ để khuyến khích việc đầu tư vào dịch vụ phụ trợ;

Hai là, tách bạch cơ chế giá cho các dịch vụ phụ trợ liên quan chủ yếu đến cung cấp công suất và chủ yếu cung cấp năng lượng một cách hợp lý; Ba là, thay đổi về mặt chính sách và công nghệ để tận dụng chính các nguồn NLTT tập trung và phân tán tham gia thị trường dịch vụ phụ trợ, góp phần giải quyết thách thức được tạo ra bởi phần NLTT còn lại.

Theo báo cáo của IRENA, hầu hết các giải pháp đổi mới sáng tạo trên đều đã được triển khai thực tế trên thế giới, đem lại những lợi ích sau:

Các nội dung đổi mới sáng tạo thị trường dịch vụ phụ trợ do IRENA đúc kết

Giúp tăng/giảm công suất nhanh để đáp ứng tốc độ tăng/giảm phụ tải: Dịch vụ được áp dụng lần đầu năm 2016 ở lưới điện California, với loại hình sản phẩm là lượng công suất phát (MW) tăng/giảm trong 5 phút và 15 phút, và giá dịch vụ quy đổi là 247 $/MWh và 152 $/MWh, lần lượt áp dụng cho dịch vụ tăng và giảm công suất.

Đáp ứng tần số nhanh bởi hệ thống lưu trữ điện hóa (BESS), vào năm 2016, lưới điện quốc gia Anh đã triển khai gói thầu đáp ứng tần số nhanh trong đó dịch vụ đáp ứng tần số nhanh dưới một giây được cung cấp bởi 8 hệ thống BESS trong vòng 4 năm. Trong khi đó dịch vụ đáp ứng tần số sơ cấp được cung cấp từ các máy phát truyền thống thường có thời gian đáp ứng khoảng vài giây. Tương tự, trước 2018, lưới điện Nam Úc đã bắt đầu dùng dịch vụ đáp ứng tần số cung cấp bởi BESS 100MW/129MWh của Tesla, và việc đưa dịch vụ mới này vào thị trường dịch vụ phụ trợ đã giảm giá trung bình dịch vụ đến 90% chỉ sau 4 tháng. Điều độ lưới điện PJM (US) đã đưa ra quy định tách sản phẩm dịch vụ phụ trợ điều khiển tần số thành hai loại hình đáp ứng nhanh và chậm, lần lượt cho BESS và nguồn điện truyền thống.

Kinh nghiệm cho Việt Nam

Việt Nam đã vận hành thị trường phát điện cạnh tranh từ năm 2012, và đến năm 2019 đã chuyển sang thị trường điện bán buôn cạnh tranh và hiện đang trong quá trình hoàn thiện mô hình thị trường điện bán buôn cạnh tranh này. Việt Nam đặt mục tiêu sẽ tiến tới thị trường điện bán lẻ cạnh tranh sau 2023. Mô hình thị trường điện bán buôn cạnh tranh của Việt Nam hiện chỉ có thị trường năng lượng, và trong thị trường năng lượng chưa hình thành thị trường dịch vụ phụ trợ. Các dịch vụ phụ trợ hiện đang được huy động trực tiếp bởi Trung tâm điều độ quốc gia, với giá huy động được xác định trước qua hợp đồng hoặc theo quy định thị trường điện.

Trong bối cảnh phải đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon năm 2050, trong đó có việc phát triển các nguồn NLTT, giảm và tiến tới ngừng sử dụng hoàn toàn điện than vào những năm 2040, Việt Nam vừa phải đối mặt với các thách thức do tích hợp NLTT, vừa bị giảm các nguồn truyền thống có khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ. Trong bối cảnh như vậy, việc vận dụng quy luật thị trường cạnh tranh, sự phát triển công nghệ và tư duy đổi mới sáng tạo vào thị trường dịch vụ phụ trợ, như các giải pháp trong báo cáo của IRENA, có thể là một gợi ý tốt để từ đó nghiên cứu xây dựng các giải pháp thực tiễn góp phần giải quyết các thách thức của tích hợp NLTT.

[wpcc-script language=”javascript” src=”https://diendandoanhnghiep.vn/js/raty/jquery.raty.js”]

[wpcc-script]

>> Tăng giá điện – Cần đảm bảo hài hòa lợi ích

Theo Quyết định 02/2023 về khung giá bán lẻ điện bình quân vừa được Chính phủ ban hành, từ ngày 3/2, giá bán lẻ điện bình quân tối thiểu tăng 220 đồng/KWh và tối đa tăng 538 đồng/KWh, tương đương tỷ lệ tăng lần lượt là 13,7% và 28,2%. Đây chỉ là cơ sở cho các đơn vị, cơ quan liên quan xem xét, hiệp thương để đưa ra mức tăng riêng cho từng khu vực tiêu dùng.

Việc điều chỉnh giá điện hiện nay là nhu cầu tương đối cấp bách – Ảnh minh họa: BCT

Trước khi Quyết định 02/2023/QĐ-TTg có hiệu lực, giá điện bán lẻ bình quân của Việt Nam là 1.864,44 đồng một kWh (tương đương 0,08 USD/kWh). Như vậy với lộ trình điều chỉnh khung giá điện mới, giá bán lẻ điện của Việt Nam sẽ tăng trong thời gian tới.

Thông tin về nguyên nhân khiến khung giá bán lẻ điện tăng, ông Trần Việt Hòa – Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Bộ Công Thương cho hay, do tác động của tình hình khủng hoảng năng lượng, căng thẳng địa chính trị tại châu Âu, biến động tỷ giá giữa đồng USD và nhiều đồng tiền khác, áp lực của lạm phát, gia tăng chi phí sản xuất kinh doanh trên toàn cầu dẫn đến việc tăng giá năng lượng tại nhiều nước trên thế giới, trong đó có Việt Nam.

“Khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân hiện tại không còn phù hợp với bối cảnh và chưa phản ánh sự biến động của các thông số đầu vào tới chi phí sản xuất kinh doanh điện, đặc biệt là biến động của giá nhiên liệu, Bộ Công Thương nhận thấy cần thiết sửa đổi, bổ sung, thay thế Quyết định số 34/2017/QĐ-TTg và đây là một trong những vấn đề cấp bách hiện nay”, ông Hòa chia sẻ.

Thực tế, báo cáo mới nhất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho thấy, ước tính năm 2022, Công ty mẹ EVN, các Tổng công ty điện lực và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia lỗ sản xuất kinh doanh khoảng 28.876 tỷ đồng.

Nguyên nhân được Tập đoàn này cho biết là do giá nhiên liệu toàn cầu tăng cao như giá than nhập, giá than pha trộn, giá khí, giá dầu thế giới; chi phí của các nhà máy sản xuất điện tăng mạnh, làm tăng chi phí mua điện trên thị trường điện của EVN, mặc cho những nỗ lực tiết giảm chi phí của tập đoàn.

Đáng nói, năm 2023, nếu giá bán lẻ điện giữ nguyên theo giá điện hiện hành, thì EVN lỗ dự kiến lên đến 64.941 tỷ đồng; trong đó 6 tháng đầu năm sẽ lỗ 44.099 tỷ đồng và 6 tháng cuối năm lỗ 20.842 tỷ đồng. Như vậy, tổng lỗ sản xuất kinh doanh của EVN luỹ kế 2 năm 2022 và 2023 là 93.817 tỷ đồng. Điều này sẽ gây mất cân đối trong hoạt động sản xuất kinh doanh của Tập đoàn này.

>> Khó có thể điều chỉnh giá điện như giá xăng dầu

Tuy nhiên, theo chuyên gia, cần có sự tính toán kỹ lưỡng mức tăng để tránh tạo “cú sốc” về giá cho người dân, doanh nghiệp – Ảnh minh họa: EVN

Trước thực tế đã nêu, theo các chuyên gia, việc tăng giá điện là khó tránh khỏi, tuy nhiên, cần tính toán kỹ về mức tăng cụ thể, trong đó, cần cân đối giữa nhu cầu phát triển của nền kinh tế, sức chịu đựng của người dân, doanh nghiệp sản xuất – kinh doanh với chi phí, giá thành kinh doanh điện của EVN.

Thông tin với báo chí, TS. Cấn Văn Lực – Chuyên gia kinh tế trưởng ngân hàng BIDV cho rằng, tăng giá điện là việc không mong muốn nhưng vẫn phải làm. Chúng tôi đã lượng hóa sơ bộ tác động của tăng giá điện thì thấy rằng tác động tương đối nhiều. Vì vậy chúng tôi đề xuất nên chăng tăng khoảng 5-7% vào thời điểm cần cân nhắc, không rơi vào cao điểm.

Năm 2022 EVN cung cấp hơn 242 tỷ kWh điện thương phẩm. Với giá bình quân hiện nay 1.864 đồng/kwh, tổng doanh thu từ kinh doanh điện của EVN đạt khoảng 452 nghìn tỷ đồng. Nếu tính trên cơ sở năm 2022, cứ với 1% giá điện bình quân tăng thêm, EVN sẽ tăng thu 4.500 tỷ đồng. Như vậy ở mức tăng giá 7% EVN sẽ tăng thu 31,5 nghìn tỷ – đủ để không lỗ. Còn ở mức tăng 10%, EVN sẽ tăng thu 45 nghìn tỷ – có lãi 14 nghìn tỷ đồng.

Tuy vậy, năm 2023 EVN có thể sẽ thu được nhiều hơn mức dự tính ở trên, bởi sản lượng điện thương phẩm dự kiến tăng thêm 9 tỷ Kwh trong khi chi phí sản xuất được dự báo giảm: Theo WB giá than, khí năm nay sẽ giảm từ mức tăng kỷ lục năm ngoái. Dự báo giá năng lượng sẽ giảm khoảng 11%.

Xoay quanh câu chuyện về mức tăng, một số chuyên gia cũng cho rằng, sau 4 năm chưa được tăng giá, EVN đang lỗ nặng, sẽ phải tính toán một mức tăng phù hợp để bù đắp, bảo đảm cho hoạt động của doanh nghiệp ngành điện và tái đầu tư. Tuy nhiên, mức tăng đó cũng phải hài hòa khi doanh nghiệp và người dân đang gặp khó khăn trong quá trình phục hồi kinh tế – xã hội.

Theo đại biểu Nguyễn Thị Việt Nga – đoàn đại biểu Quốc hội tỉnh Hải Dương, lộ trình tăng cần được EVN, các cơ quan có thẩm quyền tính toán kỹ lưỡng. Bên cạnh bảo đảm mục tiêu điều hành kinh tế vĩ mô, duy trì ổn định hoạt động của doanh nghiệp, thì giảm thiểu tác động đến đời sống người dân cũng là mục tiêu cần đặc biệt lưu ý.

Còn theo chuyên gia kinh tế – TS. Lê Đăng Doanh, cần cân nhắc đầy đủ các yếu tố, trong đó có bảo đảm cân bằng tài chính cho “nhà đèn”, cân nhắc yếu tố điều hành kinh tế vĩ mô, lạm phát, đời sống người dân. Mức tăng và lộ trình phải bảo đảm tác động nhỏ nhất tới các đối tượng chịu tác động khi điều chỉnh giá.

“Năm 2023 được dự báo khó khăn, thách thức lớn hơn rất nhiều, nên cần tránh tạo “cú sốc” về giá điện cho các ngành sản xuất cũng như đời sống của người dân”, TS. Lê Đăng Doanh lưu ý.

[wpcc-script language=”javascript” src=”https://diendandoanhnghiep.vn/js/raty/jquery.raty.js”]

[wpcc-script]