Các chuyên gia cho rằng việc giá điện tính thêm các khoản lỗ, chênh lệch tỷ giá của EVN là hợp lý, song cần phân bổ có lộ trình để tránh giá tăng sốc.
Theo dự thảo sửa đổi Quyết định 24/2017 cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân được Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng, trong đó phương pháp lập giá điện có thay đổi so với trước.
Cụ thể, công thức tính giá điện bình quân ngoài các chi phí của khâu phát, truyền tải, phân phối và dịch vụ phụ trợ, còn tính thêm các yếu tố gắn với giá thành sản xuất, như chênh lệch tỷ giá, lỗ từ sản xuất kinh doanh và các chi phí khác chưa được tính vào giá bán lẻ. Các thông số mới được bổ sung sẽ lấy căn cứ trên báo cáo tài chính được kiểm toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN.
Năm ngoái, EVN ghi nhận lỗ hơn 26.000 tỷ đồng do biến động quá cao của giá nhiên liệu (than, dầu, khí) cho phát điện. Ngoài ra, tập đoàn này còn khoản lỗ từ chênh lệch tỷ giá khoảng 14.725 tỷ đồng trong 4 năm (2019-2022) chưa được hạch toán, theo công bố kết quả kiểm tra giá thành sản xuất điện năm 2022 của Bộ Công Thương.
Như vậy, lỗ sản xuất kinh doanh 2022 và chênh lệch tỷ giá của EVN dồn từ các năm chưa được hạch toán lên khoảng 40.925 tỷ đồng. Trong khi giá bán đầu ra tăng 3% từ ngày 4/5 giúp EVN bớt căng thẳng dòng tiền, nhưng khó khăn tài chính vẫn còn, theo Bộ Công Thương.
Ước tính với giá điện tăng 3%, tập đoàn này thu khoảng 8.000 tỷ đồng trong 7 tháng cuối 2023, mức này bằng 1/5 số lỗ và chênh lệch tỷ giá ghi nhận của "ông lớn" ngành điện. Việc phải cộng thêm các khoản này vào giá điện bình quân, theo PGS.TS Trần Văn Bình (Viện Kinh tế và quản lý, Đại học Bách khoa Hà Nội) là không còn cách nào khác do những hậu quả từ điều hành giá thiếu linh hoạt vừa qua.
"Nếu thực hiện theo đúng Quyết định 24, ngành điện đã tiến một bước tới thị trường điện, giá sát thị trường hơn. Nhưng vừa rồi, việc thực thi quyết định này chưa được tuân thủ đúng và trong bối cảnh thị trường còn nhiều bất cập, việc thay đổi cơ chế điều chỉnh là hợp lý", ông nói.
Công nhân Điện lực miền Bắc sửa chữa trên đường dây, tháng 7/2023. Ảnh: EVN.
Đồng quan điểm, ông Nguyễn Anh Tuấn, nguyên Phó viện trưởng Viện Năng lượng cũng đồng tình nếu Bộ Công Thương tính phân bổ dần khoản chênh lệch tỷ giá "treo" từ các năm vào giá bán lẻ điện bình quân. "Muốn hay không cũng cần đưa khoản chênh lệch tỷ giá này vào giá bán lẻ điện. Bởi nếu bắt EVN gánh lỗ từ trượt giá đồng tiền là bất hợp lý", ông nhìn nhận.
Với khoản lỗ sản xuất kinh doanh, theo ông Tuấn, thực chất do giá điện đầu ra chưa thay đổi kịp với diễn biến giá đầu vào. Giá điện đang được xác định dựa vào giá bán lẻ bình quân do Chính phủ quy định trên cơ sở tính đủ các chi phí đầu vào (phát điện, truyền tải, phân phối, quản lý...) nhằm đảm bảo ngành điện có lãi để tái đầu tư.
Cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ theo Quyết định 24, trong đó thời gian giữa hai lần điều chỉnh là 6 tháng nếu rà soát, kiểm tra các chi phí đầu vào khiến giá thành tăng từ 3% trở lên. Dẫu vậy quá trình thực thi quyết định này không diễn ra định kỳ. Chẳng hạn, từ 2017 đến nay, giá điện được điều chỉnh 3 lần, vào 2017 (tăng 6,08%), 2019 là 8,36%. Giá này được giữ trong 4 năm, tới tháng 5/2023 mới tăng thêm 3%.
Bên cạnh đó, khi biến động chi phí sản xuất điện tăng 3-5%, EVN được điều chỉnh nhưng thực tế họ không tự động được thay đổi giá mà vẫn phải xin ý kiến các cấp có thẩm quyền. Việc này, theo ông Tuấn, dẫn tới hệ lụy giá điện đầu ra thấp hơn giá thành khiến EVN thua lỗ. Trong khi giá điện duy trì ở mức thấp khó thu hút nguồn lực vào lĩnh vực năng lượng, còn đơn vị sản xuất sử dụng nhiều điện năng không chịu đổi mới công nghệ, khuyến khích việc chuyển đổi hay tiết kiệm năng lượng.
"Doanh nghiệp đầu tư phải có lời, tỷ suất hoàn vốn thường dao động 10-12% mới đảm bảo trả lãi vay, nhưng giá điện thấp nên không thu hút được nguồn lực đầu tư vào ngành điện", ông Tuấn nói thêm.
Bộ Công Thương - cơ quan chủ trì soạn thảo quyết định sửa đổi, giải thích Quyết định 24 chưa quy định cụ thể việc xem xét giá thành thực tế sản xuất kinh doanh điện trong tính toán giá kế hoạch, gây khó khăn cho EVN trong thu hồi chi phí, bù đắp lỗ của năm cũ. Việc này ảnh hưởng tới phát triển, bảo toàn vốn Nhà nước nếu hoạt động sản xuất kinh doanh của EVN thua lỗ kéo dài. Do đó, điều chỉnh công thức tính giá bán điện bình quân để làm rõ hơn yếu tố gắn với giá thành sản xuất kinh doanh điện.
Tác động của việc sửa này, theo Bộ Công Thương, ngân sách phát sinh chi phí khi sửa đổi, bổ sung văn bản pháp luật. Nhưng ngân sách tăng thu từ vốn đầu tư của nhà nước tại doanh nghiệp khi có cơ chế cho EVN được thu hồi đủ chi phí sản xuất, kinh doanh điện.
Tuy vậy, theo các chuyên gia, việc cộng thêm các khoản lỗ, chênh lệch tỷ giá hàng chục nghìn tỷ đồng vào giá bán lẻ điện bình quân có thể khiến giá tăng sốc. Để tránh nguy cơ này, các chuyên gia khuyến nghị dự thảo sửa đổi cần bổ sung quy định về tỷ lệ, lộ trình phân bổ phù hợp.
PGS.TS Trần Văn Bình đề nghị chia nhỏ các đợt để tránh giá tăng mạnh vào một thời điểm hoặc dồn nén quá lâu. "Việc sửa đổi Quyết định 24 cho thấy tín hiệu giá điện gần thị trường hơn, nhưng liệu Bộ Công Thương và Chính phủ có dũng cảm thực hiện đúng theo quy định là cứ 3 tháng rà soát nếu giá tăng từ 3% trở lên sẽ điều chỉnh hay không?", ông Bình đặt vấn đề và thêm rằng, không để ngành điện bị dồn lỗ quá lớn, tránh tạo gánh nặng về giá cho người dân, còn EVN có đủ sức khỏe tài chính phát triển, đầu tư và cung ứng điện.
Ở góc độ vĩ mô, TS Nguyễn Quốc Việt, Phó viện trưởng Viện nghiên cứu Kinh tế và chính sách (VEPR) cho rằng suy giảm tổng cầu thế giới gây áp lực lớn cho tăng trưởng Việt Nam, khó khăn của doanh nghiệp, người dân. "Nếu để giá điện tăng sốc sẽ gây lạm phát kỳ vọng, khiến kiểm soát lạm phát khó khăn hơn khi giá các mặt hàng khác tăng theo", ông Việt nói. Theo ông, nhà chức trách cần tránh những đợt tăng quá mạnh, dù việc tăng để bù đắp các khoản lỗ của EVN do biến động tỷ giá, chi phí đầu vào là cần thiết.
Về dài hạn, Phó viện trưởng VEPR góp ý, cơ quan quản lý cần bóc tách các khâu phát điện, truyền tải và phân phối trong giá thành điện để minh bạch, rõ ràng hơn. Và giá điện cần nằm trong tổng thể chiến lược phát triển thị trường điện, để dần sát thị trường hơn.
"Phải tách bạch và thị trường hóa các khâu trong sản xuất, kinh doanh điện, trừ truyền tải do yếu tố đặc thù kỹ thuật, an ninh năng lượng. Còn phân phối, bán lẻ điện cần được thị trường hóa để tăng tỷ trọng đầu tư vào các dự án điện, cạnh tranh và giảm lỗ, chi phí khi tối ưu hóa sản xuất, kinh doanh", ông bình luận.
Việc cơ chế biểu giá bán lẻ điện bình quân không thay đổi gần 7 năm qua, theo các chuyên gia, đã bộc lộ những hạn chế, như cơ cấu điều chỉnh giá điện chưa bù đắp được chi phí đầu vào, đồng bộ với thực tế phát triển thị trường điện. Họ cũng đề nghị điều chỉnh cần kịp thời hơn, sửa cách tính để giá điện theo đúng tín hiệu thị trường.
"Cần cơ chế điều chỉnh giá để mang tín hiệu thị trường, khi đó mới nghĩ tới thị trường bán lẻ cạnh tranh", PGS. TS Bùi Xuân Hồi, Hiệu trưởng Cao đẳng Điện lực miền Bắc, nhận xét.
Anh Minh
