Nền kinh tế Việt Nam đang đặt ra rất nhiều bài toán khó, trong đó nổi cộm nhất vẫn là bài toán về điện. Bởi lẽ, hơn tất cả các sản phẩm khác, điện tác động trực tiếp và toàn diện đến từng người dân, đến mọi mặt đời sống xã hội.
Quyết định số 24/2011/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường đã giải quyết được bài toán công khai và minh bạch về giá điện cũng như những tồn tại của mô hình ngành điện hiện tại.
Mô hình hiện tại
Từ trước đến nay, hoạt động của các khâu phát điện, truyền tải, phân phối và kinh doanh điện trong mô hình ngành điện chưa được tách bạch nên không thể hạch toán riêng giá thành của từng khâu nhằm áp dụng cơ chế xây dựng và điều tiết giá từng khâu minh bạch, hiệu quả.
Ngành điện đang vận hành theo mô hình độc quyền liên kết dọc truyền thống. Trong đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được giao quản lý và chi phối tất cả các khâu từ phát điện, truyền tải điện, điều độ vận hành hệ thống tới phân phối bán lẻ điện đến từng hộ tiêu thụ cuối cùng.
Riêng khâu phát điện đã có sự tham gia của một số nhà đầu tư ngoài EVN, bao gồm các tập đoàn hoặc tổng công ty Nhà nước, các nhà đầu tư tư nhân trong nước và nước ngoài. Tuy nhiên, EVN vẫn chiếm khoảng 70% tổng công suất đặt của hệ thống (gồm các nhà máy do EVN sở hữu và các nhà máy đã cổ phần hóa EVN giữ cổ phần chi phối).
Trong khi đó, khâu truyền tải điện hiện do EVN nắm giữ. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đã được thành lập và đưa vào hoạt động từ tháng 7/2008 nhưng vẫn hoạt động mang tính độc lập tương đối trong nội bộ EVN. Lợi nhuận, các chi phí và định mức sản xuất được thực hiện theo điều hành chung toàn Tập đoàn.
Khâu phân phối điện hiện do các Tổng công ty Điện lực thuộc EVN nắm toàn bộ tới cấp điện áp trung thế trên địa bàn các thành phố lớn và phần lớn nông thôn đồng bằng tới cấp điện áp hạ thế. Khâu bán lẻ ở hầu hết địa bàn thành phố và nông thôn, chỉ một phần nông thôn và miền núi do các doanh nghiệp nhỏ dưới dạng Công ty cổ phần, doanh nghiệp tư nhân, hợp tác xã… mua điện từ các Công ty Điện lực ở cấp hạ thế để bán lẻ lại tới khách hàng cuối cùng.
Việc một doanh nghiệp lớn nắm giữ và chi phối hầu hết các khâu trên là một trong những nguyên nhân làm cho không thể minh bạch được chi phí cho từng khâu dẫn đến không thể đưa cạnh tranh vào hoạt động của từng khâu. Điều này đã làm cho hoạt động của ngành điện trở nên kém hiệu quả.
Để giải quyết được tận gốc nhiều vấn đề, trước hết, giá điện phải được vận hành theo cơ chế thị trường làm cơ sở để tiến hành tái cơ cấu ngành điện ở những bước tiếp theo.
Có thể tăng hoặc giảm
Giá bán điện bình quân là giá bán điện được xác định theo nguyên tắc tính bình quân cho 1 kWh điện thương phẩm, bao gồm 4 thành phần là giá phát điện, giá truyền tải điện, giá phân phối điện, chi phí điều hành-quản lý dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Tuy nhiên, theo Quyết định 24/2011/QĐ-TTg, các yếu tố giá truyền tải điện, giá phân phối điện, chi phí điều hành-quản lý và dịch vụ phụ trợ hệ thống điện có thể điều chỉnh tăng hoặc giảm sau khi có báo cáo quyết toán, kiểm toán độc lập hàng năm theo quy định.
Riêng đối với yếu tố phát điện sẽ phải chịu ảnh hưởng các yếu tố đầu vào luôn thay đổi, như giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ, cơ cấu sản lượng điện phát. Trên thực tế, các yếu tố này không thể kiểm soát được, vì vậy, các yếu tố đầu vào này sẽ được chọn để tính giá phát điện và qua đó điều chỉnh giá bán điện.
Theo Quyết định mới điều chỉnh giá điện theo cơ chế thị trường, ngoài giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ được tính toán theo biến động so với thông số đã được sử dụng còn phải căn cứ vào cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi so với kế hoạch phát điện đã được Bộ Công Thương phê duyệt. Như vậy, giá điện có thể điều chỉnh tăng hoặc giảm trong trường hợp các yếu tố đầu vào tăng hoặc giảm so với kế hoạch đã duyệt.
Giá phát điện không phụ thuộc nhiều vào công suất đặt các thành phần nguồn điện của hệ thống, mà phụ thuộc vào cơ cấu sản lượng điện phát. Đơn cử, năm 2010, tổng công suất đặt của hệ thống điện là 21.545 MW, trong đó, thủy điện là 8.092 MW, chiếm 38% công suất hệ thống; nhiệt điện than 3.940 MW, chiếm 18% công suất hệ thống; nhiệt điện tuabin khí 6.682 MW, chiếm 31% công suất hệ thống; nhiệt điện dầu (FO và DO) 1.203 MW, chiếm 6% công suất hệ thống và nguồn khác là 1.628 MW, chiếm 8% công suất hệ thống.
Nhưng do hạn hán nên năm 2010, tổng sản lượng điện phát đạt hơn 100 tỷ kWh, trong khi đó sản lượng thủy điện chỉ đạt 28%/38% công suất đặt, còn lại là phát điện các nguồn giá cao.
Yếu tố đầu vào này đã khiến cho năm 2010, EVN bị lỗ khoảng 8.000 tỷ đồng. Như vậy cho thấy, trong điều kiện “thiên thời địa lợi” nước về tốt hơn, sản lượng thủy điện phát cao hơn so với kế hoạch đã phê duyệt, thì giá điện sẽ có xu hướng giảm.
Thông thường, trong 6 tháng mùa khô, do ít nước nên sẽ phát điện các nguồn giá cao như khí, than, dầu, nhưng nếu điện phát trong khuôn khổ kế hoạch đã duyệt cũng không phải điều chỉnh giá phát và theo đó cũng không phải điều chỉnh tăng hoặc giảm giá bán điện (trong điều kiện những yếu tố về giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ cũng không thay đổi).
Công khai và minh bạch
Vì mục tiêu ổn định vĩ mô và nâng cao vai trò điều tiết Nhà nước, Quyết định 24 quy định rõ: EVN được quyết định điều chỉnh giảm giá bán điện tương ứng khi giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ và cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi so với kế hoạch đã phê duyệt làm giá bán điện giảm từ 5% trở lên so với giá bán điện hiện hành, nhưng đồng thời phải báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính để giám sát.
Trong trường hợp giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ và cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi làm giá bán điện tăng trên 5% thì EVN báo cáo Bộ Công Thương và gửi Bộ Tài chính để thẩm định.
Trong vòng 5 ngày làm việc kể từ khi nhận được Tờ trình của EVN, Bộ Tài chính có trách nhiệm thẩm định và gửi ý kiến thẩm định đến Bộ Công Thương. Bộ Công Thương các trách nhiệm tổng hợp, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt sau 5 ngày làm việc kể từ khi nhận được ý kiến thẩm định của Bộ Tài chính.
Bên cạnh đó, Bộ Công Thương có trách nhiệm kiểm tra, giám sát việc thực hiện điều chỉnh giá bán điện. Trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương có văn bản yêu cầu EVN tạm dừng việc tăng giá bán điện hoặc hiệu chỉnh cho lần điều chỉnh kế tiếp. Bộ Công Thương được phép mời tư vấn độc lập để thẩm tra hồ sơ điều chỉnh giá bán điện.
Bộ Tài chính có trách nhiệm theo dõi việc thực hiện điều chỉnh giá bán điện; tham gia, phối hợp với Bộ Công Thương kiểm tra các khoản chênh lệch chi phí hợp lý, hợp lệ so với số liệu tính toán trong phương án giá bán điện sau khi có số liệu quyết toán và kiểm toán.
Để việc điều chỉnh giá bán điện không gây xáo trộn lớn đến các hoạt động sản xuất kinh doanh và đời sống nhân dân, Quyết định 24 cũng quy định, thời gian điều chỉnh giá bán điện giữa hai lần liên tiếp tối thiểu là 3 tháng. Bộ Tài chính sẽ phối hợp với Bộ Công Thương để hướng dẫn cơ chế hình thành, quản lý và sử dụng Quỹ bình ổn giá điện./.
Quyết định số 24/2011/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường đã giải quyết được bài toán công khai và minh bạch về giá điện cũng như những tồn tại của mô hình ngành điện hiện tại.
Mô hình hiện tại
Từ trước đến nay, hoạt động của các khâu phát điện, truyền tải, phân phối và kinh doanh điện trong mô hình ngành điện chưa được tách bạch nên không thể hạch toán riêng giá thành của từng khâu nhằm áp dụng cơ chế xây dựng và điều tiết giá từng khâu minh bạch, hiệu quả.
Ngành điện đang vận hành theo mô hình độc quyền liên kết dọc truyền thống. Trong đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được giao quản lý và chi phối tất cả các khâu từ phát điện, truyền tải điện, điều độ vận hành hệ thống tới phân phối bán lẻ điện đến từng hộ tiêu thụ cuối cùng.
Riêng khâu phát điện đã có sự tham gia của một số nhà đầu tư ngoài EVN, bao gồm các tập đoàn hoặc tổng công ty Nhà nước, các nhà đầu tư tư nhân trong nước và nước ngoài. Tuy nhiên, EVN vẫn chiếm khoảng 70% tổng công suất đặt của hệ thống (gồm các nhà máy do EVN sở hữu và các nhà máy đã cổ phần hóa EVN giữ cổ phần chi phối).
Trong khi đó, khâu truyền tải điện hiện do EVN nắm giữ. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đã được thành lập và đưa vào hoạt động từ tháng 7/2008 nhưng vẫn hoạt động mang tính độc lập tương đối trong nội bộ EVN. Lợi nhuận, các chi phí và định mức sản xuất được thực hiện theo điều hành chung toàn Tập đoàn.
Khâu phân phối điện hiện do các Tổng công ty Điện lực thuộc EVN nắm toàn bộ tới cấp điện áp trung thế trên địa bàn các thành phố lớn và phần lớn nông thôn đồng bằng tới cấp điện áp hạ thế. Khâu bán lẻ ở hầu hết địa bàn thành phố và nông thôn, chỉ một phần nông thôn và miền núi do các doanh nghiệp nhỏ dưới dạng Công ty cổ phần, doanh nghiệp tư nhân, hợp tác xã… mua điện từ các Công ty Điện lực ở cấp hạ thế để bán lẻ lại tới khách hàng cuối cùng.
Việc một doanh nghiệp lớn nắm giữ và chi phối hầu hết các khâu trên là một trong những nguyên nhân làm cho không thể minh bạch được chi phí cho từng khâu dẫn đến không thể đưa cạnh tranh vào hoạt động của từng khâu. Điều này đã làm cho hoạt động của ngành điện trở nên kém hiệu quả.
Để giải quyết được tận gốc nhiều vấn đề, trước hết, giá điện phải được vận hành theo cơ chế thị trường làm cơ sở để tiến hành tái cơ cấu ngành điện ở những bước tiếp theo.
Có thể tăng hoặc giảm
Giá bán điện bình quân là giá bán điện được xác định theo nguyên tắc tính bình quân cho 1 kWh điện thương phẩm, bao gồm 4 thành phần là giá phát điện, giá truyền tải điện, giá phân phối điện, chi phí điều hành-quản lý dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Tuy nhiên, theo Quyết định 24/2011/QĐ-TTg, các yếu tố giá truyền tải điện, giá phân phối điện, chi phí điều hành-quản lý và dịch vụ phụ trợ hệ thống điện có thể điều chỉnh tăng hoặc giảm sau khi có báo cáo quyết toán, kiểm toán độc lập hàng năm theo quy định.
Riêng đối với yếu tố phát điện sẽ phải chịu ảnh hưởng các yếu tố đầu vào luôn thay đổi, như giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ, cơ cấu sản lượng điện phát. Trên thực tế, các yếu tố này không thể kiểm soát được, vì vậy, các yếu tố đầu vào này sẽ được chọn để tính giá phát điện và qua đó điều chỉnh giá bán điện.
Theo Quyết định mới điều chỉnh giá điện theo cơ chế thị trường, ngoài giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ được tính toán theo biến động so với thông số đã được sử dụng còn phải căn cứ vào cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi so với kế hoạch phát điện đã được Bộ Công Thương phê duyệt. Như vậy, giá điện có thể điều chỉnh tăng hoặc giảm trong trường hợp các yếu tố đầu vào tăng hoặc giảm so với kế hoạch đã duyệt.
Giá phát điện không phụ thuộc nhiều vào công suất đặt các thành phần nguồn điện của hệ thống, mà phụ thuộc vào cơ cấu sản lượng điện phát. Đơn cử, năm 2010, tổng công suất đặt của hệ thống điện là 21.545 MW, trong đó, thủy điện là 8.092 MW, chiếm 38% công suất hệ thống; nhiệt điện than 3.940 MW, chiếm 18% công suất hệ thống; nhiệt điện tuabin khí 6.682 MW, chiếm 31% công suất hệ thống; nhiệt điện dầu (FO và DO) 1.203 MW, chiếm 6% công suất hệ thống và nguồn khác là 1.628 MW, chiếm 8% công suất hệ thống.
Nhưng do hạn hán nên năm 2010, tổng sản lượng điện phát đạt hơn 100 tỷ kWh, trong khi đó sản lượng thủy điện chỉ đạt 28%/38% công suất đặt, còn lại là phát điện các nguồn giá cao.
Yếu tố đầu vào này đã khiến cho năm 2010, EVN bị lỗ khoảng 8.000 tỷ đồng. Như vậy cho thấy, trong điều kiện “thiên thời địa lợi” nước về tốt hơn, sản lượng thủy điện phát cao hơn so với kế hoạch đã phê duyệt, thì giá điện sẽ có xu hướng giảm.
Thông thường, trong 6 tháng mùa khô, do ít nước nên sẽ phát điện các nguồn giá cao như khí, than, dầu, nhưng nếu điện phát trong khuôn khổ kế hoạch đã duyệt cũng không phải điều chỉnh giá phát và theo đó cũng không phải điều chỉnh tăng hoặc giảm giá bán điện (trong điều kiện những yếu tố về giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ cũng không thay đổi).
Công khai và minh bạch
Vì mục tiêu ổn định vĩ mô và nâng cao vai trò điều tiết Nhà nước, Quyết định 24 quy định rõ: EVN được quyết định điều chỉnh giảm giá bán điện tương ứng khi giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ và cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi so với kế hoạch đã phê duyệt làm giá bán điện giảm từ 5% trở lên so với giá bán điện hiện hành, nhưng đồng thời phải báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính để giám sát.
Trong trường hợp giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ và cơ cấu sản lượng điện phát thay đổi làm giá bán điện tăng trên 5% thì EVN báo cáo Bộ Công Thương và gửi Bộ Tài chính để thẩm định.
Trong vòng 5 ngày làm việc kể từ khi nhận được Tờ trình của EVN, Bộ Tài chính có trách nhiệm thẩm định và gửi ý kiến thẩm định đến Bộ Công Thương. Bộ Công Thương các trách nhiệm tổng hợp, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt sau 5 ngày làm việc kể từ khi nhận được ý kiến thẩm định của Bộ Tài chính.
Bên cạnh đó, Bộ Công Thương có trách nhiệm kiểm tra, giám sát việc thực hiện điều chỉnh giá bán điện. Trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương có văn bản yêu cầu EVN tạm dừng việc tăng giá bán điện hoặc hiệu chỉnh cho lần điều chỉnh kế tiếp. Bộ Công Thương được phép mời tư vấn độc lập để thẩm tra hồ sơ điều chỉnh giá bán điện.
Bộ Tài chính có trách nhiệm theo dõi việc thực hiện điều chỉnh giá bán điện; tham gia, phối hợp với Bộ Công Thương kiểm tra các khoản chênh lệch chi phí hợp lý, hợp lệ so với số liệu tính toán trong phương án giá bán điện sau khi có số liệu quyết toán và kiểm toán.
Để việc điều chỉnh giá bán điện không gây xáo trộn lớn đến các hoạt động sản xuất kinh doanh và đời sống nhân dân, Quyết định 24 cũng quy định, thời gian điều chỉnh giá bán điện giữa hai lần liên tiếp tối thiểu là 3 tháng. Bộ Tài chính sẽ phối hợp với Bộ Công Thương để hướng dẫn cơ chế hình thành, quản lý và sử dụng Quỹ bình ổn giá điện./.
Mai Phương (TTXVN/Vietnam+)