Chia sẻ tại Tọa đàm "Giá thành điện - Thực trạng và giải pháp" do Báo điện tử Chính phủ vừa tổ chức, TS Hà Đăng Sơn - Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh cho biết, có thể thấy trong cơ cấu chi phí giá điện vừa rồi mà Bộ Công Thương cùng đoàn kiểm tra đã đánh giá thì cấu thành các nguồn điện khá rõ, với hơn một nửa là từ nhiệt điện như điện than và điện khí. Khoảng 1/3 cơ cấu là từ thủy điện và phần còn lại (hơn 20%) là từ các nguồn tái tạo như điện gió và điện mặt trời.

TS Hà Đăng Sơn: Nếu chúng ta vẫn tiếp tục duy trì một cơ chế giá bán điện có sự trợ giá, bù lỗ thì EVN sẽ không có đủ nguồn lực đầu tư các dự án lớn.

Tuy nhiên, có một thách thức rất lớn là chi phí. Ông cho biết đã làm việc với nhiều đơn vị như Tập đoàn Điện lực Việt Nam, doanh nghiệp tư nhân, truyền tải thì thấy rất rõ là chi phí gần như không tạo được động lực để đầu tư. Giá chi trả cho truyền tải điện quá thấp. Trừ cơ cấu sản xuất với thủy điện thì còn lại các cơ cấu nguồn khác nhau thì chi phí đều phản ánh giá thành quốc tế. Ví dụ như điện than, phần nguyên liệu trong nước không nhiều, chủ yếu là nhà máy của TKV, còn lại các nhà máy khác dùng than nhập khẩu với chất lượng cao thì bán theo giá nhập khẩu, tức là giá thị trường quốc tế. Khí cũng vậy. Mỏ khí của chúng ta sử dụng cho phát điện giá rẻ thì sản lượng không đáp ứng được nhu cầu nữa và chúng ta phải nhập khẩu nhiều. Theo quy hoạch điện lực thì chúng ta đang hướng đến đầu tư cho các dự án khí LNG. Vừa qua, dự án Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 của Petrovietnam đã ký được hợp đồng mua bán điện với EVN.

Petrovietnam và EVN, là hai tập đoàn lớn của nhà nước, trong việc đàm phán hợp đồng mua bán điện là cực kỳ khó khăn nhưng không liên quan đến thủ tục hay quy trình mà chủ yếu liên quan đến giá bao nhiêu, sản lượng mua cam kết là bao nhiêu, quy trình chuyển chi phí từ việc mua khí đưa vào cam kết sản xuất điện là gì. Đó là những điều khoản gây tắc nghẽn rất lớn. Đối với các nhà đầu tư nhân thì họ còn gặp nhiều khó khăn hơn và sẽ gặp vấn đề lớn nếu không giải quyết được bài toán là giá mà EVN có thể chấp nhận ký kết hợp đồng để mua điện.

Về kinh nghiệm của quốc tế, những quốc gia khác nhau có quy trình tính toán khác nhau nhưng chi phí cho sản xuất điện đóng một tỷ trọng rất lớn. Ngoài ra các quốc gia này còn đưa thêm nhiều chi phí khác vào. Theo ông, chi phí truyền tải của chúng ta gần như không đáng kể cho cơ cấu giá thành điện, nhưng các quốc gia khác như Australia, Đức, Áo… họ tính chi phí liên quan đến điều hành hệ thống, truyền tải chiếm tỷ trọng rất lớn so với chi phí phát điện. Chi phí phát điện ở các quốc gia này chỉ chiếm khoảng từ 20 - 30%, còn lại là các chi phí khác liên quan đến truyền tải, điều độ, phụ trợ…

Chúng ta đã thấy rõ nỗ lực rất lớn của Chính phủ là làm sao cố gắng thông qua các doanh nghiệp chủ chốt có vai trò hỗ trợ điều hành như EVN và Petrovietnam để đạt các mục tiêu về an sinh xã hội, ổn định chi phí vì điện năng là yếu tố cực kỳ quan trọng trong việc đảm bảo chi phí sản xuất ở mức độ phù hợp cho doanh nghiệp.

Tuy nhiên, nếu chúng ta vẫn tiếp tục duy trì một cơ chế giá bán điện có sự trợ giá, bù lỗ thì EVN sẽ không có đủ nguồn lực đầu tư các dự án lớn. Chúng ta thấy vừa qua, việc xây dựng đường dây 500 kV mạch 3 có nỗ lực rất lớn của EVN để làm sao đạt được được tiến độ nhanh nhất. Nhưng EVN có thể gồng được bao nhiêu với các dự án tương tự như thế? Sắp tới chúng ta thấy rõ thách thức rất lớn đối với xây dựng các nguồn điện mang tính chủ đạo để bảo đảm an ninh năng lượng, như Chính phủ chỉ đạo là không để thiếu điện trong bất cứ hoàn cảnh nào. Thế thì nguồn lực trong trường hợp này của EVN là gì nếu như EVN vẫn liên tiếp bị lỗ?

Ông nhấn mạnh, nếu chúng ta tiếp tục không có cải cách giá điện thì EVN chắc chắn sẽ lỗ và uy tín tài chính để vay vốn sẽ bị xếp hạng thấp, do đó, cực kỳ khó khăn trong thu xếp vốn và khó có được lãi suất ưu đãi, mà phải trả lãi cao do rủi ro cao. Với mức giá điện hiện nay thì không thể thu hút vốn từ các nhà đầu tư tư nhân. Duy trì giá điện như này thì gây khó khăn cho triển khai quy hoạch phát triển điện trung, dài hạn.