Có thể xảy ra cắt điện luân phiên từ tháng 5

Thời tiết nắng nóng, tình hình cung ứng điện ngày một căng thẳng, người dân đang lo ngại sẽ bị cắt điện trong tháng 5 và 6-những tháng cao điểm của mùa nắng nóng…

Người dân lo ngại

Từ đầu tháng 4 đến nay, người dân Hà Nội đã chứng kiến cảnh bị cắt điện một số nơi với thời gian dài ngắn khác nhau. Chị Nguyễn Thị Hương-trú tại ngõ 173 Hoàng Hoa Thám (Ba Đình, Hà Nội) cho biết, cách đây 2 tuần, nơi chị sinh sống đã bị cắt điện.

Chị Hương và những người dân sống tại đây đã không khỏi lo lắng, tới đây nếu thời tiết nắng nóng nữa thì tình trạng cắt điện có diễn ra nữa không? Và mặc dù được Phòng điều độ Điện lực quận Ba Đình cho biết, việc cắt điện thời điểm đó không phải là nguyên nhân thiếu điện mà do rơi vào định kỳ sửa chữa đường dây trước mùa hè, chị vẫn băn khoăn việc bị cắt điện.

“Tôi thấy báo chí đưa nhiều việc thiếu điện, căng thẳng điện mùa khô năm nay mà lo vì tôi có con nhỏ, nếu bị cắt điện thì sẽ rất khổ”-chị Hương nói.

giá điện, tăng, cắt điện
Nâng công suất trạm 500kV Phú Lâm phục vụ cấp điện cho miền Nam trong mùa khô 2013.

Cũng từ cuối tháng 3 đến nay, tại TP.HCM và 21 tỉnh thành phía Nam, nhiều nơi đã xảy ra tình trạng cắt điện do sự cố, quá tải đường dây truyền dẫn… Người dân miền Nam cũng không khỏi lo ngại, nóng nực mà lại bị cắt điện. Tuy nhiên, theo Tổng Công ty Điện lực TP.HCM (EVN HCMC), việc cắt điện là do tình trạng quá tải cục bộ, do thời tiết nắng nóng, người dân sử dụng nhiều điện và cho rằng đây là sự cố ngoài tầm kiểm soát.
Thực tế, lo ngại của người dân về một mùa hè bị cắt điện là hoàn toàn có cơ sở khi Tập đoàn Điện lực VN (EVN) liên tục cảnh báo tình trạng thiếu điện do thiếu nước, EVN phải chạy nguồn điện giá cao. EVN cho biết, từ tháng 4 tới hết tháng 6 sẽ là thời gian cao điểm về tiêu thụ điện trong năm.

Dự kiến, sản lượng điện trên toàn hệ thống sẽ vào khoảng 34,35 tỷ kWh, tăng 11% so với cùng kỳ năm 2012. Ông Đặng Huy Cường- Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) còn cho biết, nguồn thủy điện đang bị đe dọa ảnh hưởng do nước cạn.

Cụ thể, trong mùa khô năm 2013, nguồn thủy điện cả nước chỉ phát được khoảng 20 tỷ kWh trong tổng số gần 54 tỷ kWh cả năm. Cấp điện ở các tỉnh miền Nam còn căng thẳng hơn từ nay tới tháng 6.2013. Miền Nam có thể sẽ không tự cân đối được công suất nội miền và luôn phải nhận công suất từ miền Bắc và miền Trung qua hệ thống truyền tải điện 500-220kV liên kết miền Trung-Nam.

Lý do tăng giá điện

Năm 2012, sản lượng điện chạy dầu cả năm được lên kế hoạch là 0,506 tỷ kWh, trong đó dầu FO là 0,271 tỷ kWh (chỉ trong mùa mưa) và dầu DO là 0,235 tỷ kWh (chỉ trong mùa mưa). Tuy nhiên, thực tế nhiệt điện dầu đã huy động trong năm 2012 là 0,159 tỷ kWh (trong đó chạy dầu FO là 0,079 tỷ kWh). Như vậy, năm 2013, kế hoạch huy động nhiệt điện chạy dầu lớn hơn hẳn so với năm 2012.

Với những khó khăn của ngành điện liên tục được “gióng” lên như hiện nay, cho thấy, áp lực thiếu điện và tăng giá điện là rất lớn. EVN tính toán ngay từ tháng 3.2013, tập đoàn này phải huy động 281 triệu kWh điện chạy dầu có giá cao, từ 3.000-5.000 đồng/kWh, trong khi giá bán điện bình quân hiện nay là 1.304 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế VAT).

Đến tháng 4.2013, lượng điện chạy dầu phải huy động để đảm bảo điện khoảng 294 triệu kWh. Tính chung cả mùa khô, EVN sẽ phải huy động 1,1 tỷ kWh trong tổng số 1,57 tỷ kWh điện chạy dầu cả năm. Chưa kể, để đảm bảo đủ điện mùa khô, EVN sẽ mua tới 2,07 tỷ kWh điện từ Trung Quốc với giá không thấp.

Bộ Công Thương cũng đã nhiều lần lên tiếng rằng, đề phòng thiếu điện, Cục Điều tiết điện lực đã lên các phương án dự phòng, trong đó sẽ vận hành tối đa liên tục các nhà máy nhiệt điện tuabin khí từ tháng 4-5-6, tương ứng là 4.095 triệu kWh, 4.215 triệu kWh và 4.112 triệu kWh. Kèm theo đó là khoảng hơn 3.000 triệu kWh nhiệt điện than mỗi tháng.

Trong trường hợp khẩn cấp, có thể phát thêm các nguồn điện giá cao như nhiệt điện dầu DO hay dầu FO và mua điện từ nước ngoài. Nếu vậy, giá điện sẽ khó tránh nguy cơ tăng giá.

Advertisements

Dự kiến nhập khẩu 3,7 tỷ KWh điện trong năm 2013

Theo Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm 2013 đã được Bộ Công Thương ban hành, trên 133,4 tỷ kWh là tổng sản lượng điện sản xuất của các nhà máy điện và nhập khẩu toàn quốc của năm nay, tăng 11% so với năm 2012; trong đó, điện nhập khẩu từ Trung Quốc gần 3,7 tỷ kWh, tăng 1 tỷ kWh so với mức nhập khẩu năm trước.

Trong cơ cấu sản xuất điện toàn quốc, sản lượng thủy điện chiếm khoảng 40%, nhiệt điện tua bin khí 33%, nhiệt điện than 22%, còn lại là nhiệt điện dầu và điện nhập khẩu. Cũng trong năm, sẽ có thêm 2.683MW công suất các nhà máy điện mới được đưa vào vận hành. Như vậy, so với tổng nhu cầu của hệ thống điện quốc gia, năm nay, tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của cả nước.

Công nhân Tổng công ty Truyền tải Điện Quốc gia tăng cường công tác vận hành tại Trạm biến áp 500 kV Sơn La. Ảnh: Ngọc Hà – TTXVN

Để đảm bảo cung-cầu điện trong năm 2013, Bộ Công Thương yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phối hợp với các đơn vị phát điện quản lý các nhà máy nhiệt điện dầu FO đảm bảo khả năng sẵn sàng huy động và thực hiện yêu cầu vận hành; đồng thời phối hợp với các đơn vị phát điện quản lý các nhà máy điện tua bin khí Phú Mỹ, Bà Rịa, Nhơn Trạch, Cà Mau sẵn sàng chuyển đổi sang phát điện bằng dầu DO, đáp ứng nhu cầu điện của hệ thống điện quốc gia khi thiếu khí cho phát điện trong thời gian bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống cung cấp khí Nam Côn Sơn, PM3-CAA. Đặc biệt ưu tiên huy động cao nhất khả năng phát điện của cụm nhà máy điện Cà Mau. Chi phí tăng thêm do huy động từ nhà máy này sẽ được xem xét, chấp nhận là các chi phí phát sinh hợp lý nhằm sử dụng tối ưu tài nguyên khí của quốc gia.

Bộ Công Thương cũng yêu cầu EVN nâng cao công suất khả dụng các nhà máy điện do Tập đoàn đầu tư, quản lý vận hành; đồng thời huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu, các nguồn điện dự phòng của khách hàng sử dụng điện để nâng cao khả năng cung ứng điện năm 2013.

Đối với Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) có nhiệm vụ tập trung nguồn lực để đưa vào vận hành các công trình điện trọng điểm tăng cường cho lưới điện miền Nam và các công trình nâng cấp lưới truyền tải miền Nam đúng tiến độ.

Bên cạnh đó, đẩy nhanh tiến độ nâng cấp tụ bù dọc đường dây 500kV Nho Quan-Hà Tĩnh-Đà Nẵng trước mùa lũ ở miền Bắc, cũng như đẩy nhanh tiến độ thay dây siêu nhiệt các đường dây 220kV Phả Lại-Hải Dương, Phả Lại-Phố Nối và hoàn thành mạch 2 đường dây 220kV Thái Bình-Nam Định trước tháng 3 tới.

Song song với đó, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) và NPT cùng nghiên cứu, triển khai thực hiện các giải pháp kỹ thuật để huy động tối đa công suất phát của các nhà máy nhiệt điện than khu vực Đông Bắc và điện nhập khẩu từ Trung Quốc, đảm bảo mục tiêu giảm chi phí phát điện toàn hệ thống.

Bộ Công Thương yêu cầu Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chỉ đạo Tổng Công ty Khí Việt Nam (PVGas) đảm bảo duy trì sản lượng khí Nam Côn Sơn và PM3-CAA ở mức cao để cung cấp khí cho các nhà máy điện tua bin khí vận hành phát điện năm 2013 theo kế hoạch huy động các nhà máy. Trong trường hợp thiếu khí, sẽ ưu tiên sử dụng khí cho phát điện, cần thiết có thể giảm sản lượng khí cấp cho các hộ tiêu thụ khác để đáp ứng nhu cầu khí cho phát điện.

PVGas cũng phối hợp với A0 sử dụng khí PM3-CAA một cách hợp lý, hạn chế phải huy động các nguồn điện giá cao cũng như vận hành an toàn hệ thống cung cấp khí.

Đối với Tập đoàn Công nghiệp Than Khoáng sản Việt Nam có nhiệm vụ đảm bảo cung cấp than đầy đủ, liên tục cho các nhà máy nhiệt điện than ở miền Bắc để đảm bảo phát điện tối đa trong năm 2013. Mặt khác, vận hành ổn định và nâng cao công suất khả dụng các nhà máy điện do Tập đoàn đầu tư, quản lý.

Trong trường hợp hệ thống điện miền Nam mất cân đối cung-cầu điện, hai Tổng Công ty Điện lực miền Nam và thành phố Hồ Chí Minh sẽ rà soát, đề xuất các phương án tiết giảm nhu cầu điện trong khu vực, tập trung vào các hộ sử dụng nhiều điện như sắt, thép, xi măng…

Mai Phương

Điện nội ế vẫn nhập điện từ Trung Quốc

Nhiều nhà máy nhiệt điện không thuộc Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) trong năm 2012 chỉ được huy động 70-80% công suất, trong khi EVN vẫn đều đặn nhập khẩu điện từ Trung Quốc.

Theo Tập đoàn than khoáng sản Việt Nam (Vinacomin), sản xuất và tiêu thụ điện của các nhà máy điện thuộc tập đoàn này năm 2012 đạt 6,3 tỉ kWh, chỉ bằng 94% so với năm 2011. Các nhà máy nhiệt điện Na Dương, Cao Ngạn, Sơn Động, Cẩm Phả hoạt động ổn định, nhưng chỉ huy động được khoảng 70% công suất thiết kế, chủ yếu do nhu cầu giảm. Còn theo ông Vũ Huy Quang, Tổng giám đốc Tổng công ty điện lực dầu khí (PVN), trong năm qua các nhà máy nhiệt điện của dầu khí cũng chỉ được huy động khoảng 70 – 80% công suất so với dự kiến kế hoạch của Trung tâm điều độ.

Ông Đặng Hoàng An, Phó tổng giám đốc EVN, cho biết hiện vẫn huy động hết công suất các nhà máy điện của Vinacomin. “Công suất huy động không thể dùng chung một con số tỷ lệ, tùy từng thời điểm trong năm có thể thay đổi. Ví dụ, mùa lũ thì ngay cả các nhà máy nhiệt điện của EVN cũng nằm im, thủy điện bên ngoài EVN cũng chạy. Đã là thị trường thì nhà máy nào rẻ hơn sẽ được huy động trước”, ông An nói.

Thực ra, việc các nhà máy này không được huy động tối đa công suất có một phần là bởi các nhà máy của Vinacomin hay PVN chủ yếu là nhiệt điện than, khí, dầu, giá bán cao hơn thủy điện. Trong khi năm 2012, khai thác thủy điện của EVN đạt tới 52,96 tỉ kWh, vượt 5,5 tỉ kWh và nhờ vậy, EVN đã giảm được sản lượng nhiệt điện phát bằng dầu (giảm 125 triệu kWh so với kế hoạch). Chính việc huy động khối lượng thủy điện lớn giá rẻ là một trong những nguyên nhân quan trọng mang lại khoản lãi 6.000 tỉ đồng cho EVN trong năm 2012. Riêng sản lượng điện của EVN đạt 54,4 tỉ kWh, vượt kế hoạch 3,58 tỉ kWh, nên lượng điện phải mua ngoài của EVN chỉ xấp xỉ 63,19 tỉ kWh điện.

Nhưng điều khiến nhiều nhà máy điện ngoài EVN băn khoăn là dù đã giảm sản lượng huy động nhiệt điện do trong nước thừa điện, nhưng lượng mua điện từ Trung Quốc vẫn rất lớn. Báo cáo của EVN năm 2012 không nói rõ lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc là bao nhiêu. Nhưng theo số liệu chính thức được EVN công bố trước đó, 7 tháng đầu năm 2012, EVN đã mua tới 1,571 tỉ kWh điện từ Trung Quốc. Nếu tính bình quân cả năm, con số điện nhập khẩu từ Trung Quốc có thể khoảng 2,5-2,8 tỉ kWh hoặc cao hơn. Đây là con số nhập khẩu tại một năm thừa điện, còn theo kế hoạch năm 2013 khi nguồn cung được dự báo có những căng thẳng nhất định do thủy văn không thuận lợi, EVN dự kiến sẽ nhập tới 3,6 tỉ kWh điện từ Trung Quốc.

 

Điện nội ế vẫn nhập điện Trung Quốc
Nguồn điện trong nước thừa nhưng EVN vẫn nhập khẩu điện từ Trung Quốc – Ảnh: Ngọc Thắng

 

Cần xem lại cơ cấu mua

Giá mua điện từ Trung Quốc của EVN đã tăng mạnh trong các năm gần đây. Theo số liệu của Bộ Công thương, năm 2011 Việt Nam ký hợp đồng mua điện của Trung Quốc với giá 5,8 cent/kWh thì sang năm 2012, giá mua điện từ Trung Quốc đã tăng lên 6,08 cent/kWh (tương đương khoảng 1.300 đồng/kWh). Trong khi đó, giá mua điện từ các nhà máy thủy điện nhỏ trong nước chỉ khoảng 800 – 900 đồng/kWh (mùa lũ mức giá mua còn thấp hơn chỉ từ 500 – 600 đồng/kWh – PV), giá mua điện từ các nhà máy nhiệt điện than khoảng 1.280 – 1.300 đồng/kWh.

Hợp đồng đàm phán mua điện EVN ký với Trung Quốc hằng năm là hợp đồng bao tiêu với sản lượng cụ thể, và EVN mua ít hay mua thêm nhiều cũng đều bị phạt. Do nguồn cung điện trong nước vài năm qua thiếu hụt, nên nhiều thời điểm, việc xác định nhập khẩu tối đa điện từ Trung Quốc luôn là một trong những giải pháp lớn để giải quyết bài toán cân đối cung cầu.

Tuy nhiên, ông Vũ Huy Quang cho rằng việc ký hợp đồng mua điện Trung Quốc do những năm trước đây nguồn cung điện trong nước còn hạn chế. Nhưng với nguồn cung trong nước mỗi năm đang được bổ sung nhiều hơn, việc mua điện Trung Quốc với mức giá cao hơn thủy điện và xấp xỉ nhiệt điện chạy than, là thiệt thòi cho các nguồn điện này. Theo ông Quang, do hợp đồng mua của EVN với Trung Quốc có những cam kết về sản lượng, nếu không mua đủ sẽ bị phạt, dẫn tới ngay cả khi nguồn trong nước dồi dào như năm 2012, thậm chí có giai đoạn thừa điện, vẫn phải nhập điện từ Trung Quốc.

Một chuyên gia ngành điện cho rằng, bất cập ở chỗ hợp đồng mua điện với Trung Quốc xác định sản lượng cũng như giá cả thường làm gộp từ đầu năm. Điều này khiến không chỉ các nhà máy nhiệt điện lớn chịu thiệt, mà còn khiến các thủy điện nhỏ và vừa lao đao. Với các nhà máy thủy điện nhỏ và vừa dưới 30 MW (không được tham gia thị trường phát điện cạnh tranh), việc có được huy động hay không phụ thuộc hoàn toàn vào EVN. Đây cũng là các nhà máy “tố khổ” nhiều nhất khi thường xuyên bị phân biệt đối xử, bị ép giá bán thấp, thường xuyên không được huy động hết công suất, nhất là vào giờ cao điểm.

Theo chuyên gia trên, những bất cập này cùng với khó khăn khi mua bán với Trung Quốc đặt ra yêu cầu EVN cần phải tính toán lại hiệu quả của việc nhập khẩu điện dài hạn từ Trung Quốc, cũng như phải cơ cấu hợp lý, minh bạch hơn các nguồn mua điện trong nước, tránh tình trạng thừa điện vẫn phải đi mua.

Mai Hà

Theo Thanhnienonline 

EVN tiếp tục đề xuất tăng giá điện

Việc vay vốn ODA để đầu tư các công trình điện nếu không được tính toán kỹ lưỡng thì con cháu của chúng ta có nguy cơ phải “còng lưng” làm để trả nợ

Công luận đang xôn xao trước thông tin theo hạch toán, năm 2012, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lãi khoảng 4.000 tỉ đồng nhưng tổng lỗ năm 2010 và 2011 cộng lại là 11.000 tỉ đồng; phần lãi của năm nay sẽ bù lỗ 3.500 tỉ đồng cho năm trước; bởi vậy, phải tiếp tục tăng giá điện lên 5%. Có thể hiểu rằng việc tăng giá điện là qua quá trình tính toán chi tiết và cân nhắc của EVN trước khi đề xuất các bộ liên quan và Chính phủ phê duyệt.
Còn độc quyền thì còn tùy tiện
Kêu ca của người tiêu dùng, giải thích của EVN – ai cũng có lý cả. Có điều dễ thấy rõ là với mô hình doanh nghiệp Nhà nước nói chung thì cứ mập mờ vai trò kinh doanh (để giải thích về tính tự chủ của doanh nghiệp khi có vẻ đang thắng thế và chi tiêu quá tay) của một doanh nghiệp với vai trò xã hội (để giải thích khi làm ăn thất bát). Riêng một số tập đoàn (như EVN) thì còn độc quyền sẽ còn sự tùy tiện và khi không có cạnh tranh thì khó nói tới hiệu quả.
Đứng về góc độ người tiêu dùng, việc tăng giá điện tại thời điểm cận Tết Nguyên đán là gây khó khăn thêm cho người dân, bởi vì gần cả năm qua, họ đã quá chật vật với tình hình kinh tế khó khăn; nhiều người bị thất nghiệp, đồng lương thực tế giảm do vật giá leo thang hằng ngày…
Công nhân thuộc EVN cải tạo lưới điện trên đường Lý Thái Tổ, quận 10 – TPHCM. Ảnh: TẤN THẠNH
Dưới góc độ khoa học, có thể thấy cách tính hạch toán của EVN không giống ai vì lãi của một năm sao lại để trả cho các năm lỗ trước đây? Lãi cần được tích tụ trong một số năm để trả dần nợ ngân hàng nếu lỗ thật. Nếu giá điện không tăng thì năm sau lại có thể lãi 4.000 tỉ đồng nữa, nếu trả hết nợ rồi thì có giảm giá điện không? Phân tích, đối chiếu với biểu đồ so sánh giữa đường tăng trưởng về điện thì rất trớ trêu là chẳng có tương quan gì đến đường biểu thị tăng trưởng kinh tế từ năm 2000 đến 2009!
Hiệu quả năng lượng thấp
Điện chỉ là một trong các thành phần của năng lượng, bên cạnh dầu, khí, than. Một trong những chỉ số để đánh giá mức hiệu quả năng lượng là cường độ năng lượng (CĐNL), tính bằng lượng năng lượng cần thiết để sản sinh ra một đơn vị GDP. Năm 2006, CĐNL của Việt Nam là 5.938 KWh/1.000 USD, hơn gấp đôi so với trung bình thế giới là 2.920 KWh/1.000 USD.
Trong các nước phát triển thì Nhật Bản đứng đầu về hiệu quả năng lượng với CĐNL năm 2006 là 1.280 KWh/1.000 USD; tức hiệu quả năng lượng của Nhật gấp 4,6 lần của Việt Nam (tính từ số liệu của U.S Energy Information Administration 2009). Thực ra, điều đáng lo hơn là theo số liệu của Bộ Công Thương, CĐNL của Việt Nam lại có khuynh hướng tăng lên chứ không giảm xuống. Một trong những biện pháp làm giảm CĐNL của quốc gia chính là tiết kiệm điện.
Hiện tại, giá điện của Việt Nam thấp hơn giá điện của các nước trong khu vực nhưng lại không theo sự điều tiết của thị trường đầy đủ. Điều này gây khó khăn cho công việc tái đầu tư các dự án nguồn và lưới điện, không khuyến khích được các nhà đầu tư đầu tư các công trình năng lượng tái tạo (như năng lượng gió, pin mặt trời…). Năm 2012 là năm tương đối khó khăn của ngành điện trong việc thu xếp vốn cho các dự án nguồn và lưới điện. Việc vay vốn ODA để đầu tư các công trình điện nếu không được tính toán, cân nhắc kỹ lưỡng và đầy đủ thì con cháu của chúng ta có nguy cơ phải “còng lưng” làm để trả nợ!
Giá các sản phẩm độc quyền (điện, xăng, than) của Việt Nam hiện đang thuộc loại thấp nhất thế giới, do đó gây ra nhiều vấn đề, điển hình là: Khuyến khích sử dụng điện quá mức (sản xuất thép, xi măng giá điện rẻ); không khuyến khích đầu tư; phí phạm ngân sách rất lớn vì bù lỗ và cho phép các công ty độc quyền này đầu tư ngoài ngành hoặc phá hoại tài nguyên thiên nhiên như khai thác loạn thủy điện… Theo tính toán của chuyên gia Vũ Quang Việt, để sử dụng điện tạo ra 1 USD GDP thì Việt Nam tốn gấp 3-4 lần so với Philippines, Singapore và cao hơn nữa so với Úc. Không những thế, mức độ tốn kém ngày càng tăng và hệ số dùng cao nhất châu Á.
Đừng để EVN phù phép làm giàu
Chính phủ cần kiểm soát giá sản phẩm mang tính độc quyền bằng các chính sách vi mô nhằm bảo vệ người tiêu dùng; không cho phép doanh nghiệp phù phép làm giàu, đồng thời, không cản trở sự vận hành hữu hiệu của doanh nghiệp và nền kinh tế. Gọi là chính sách vì nó đặt ra khung pháp lý để các việc điều chỉnh giá tự vận hành mà không cần đến sự chỉ đạo hay can thiệp trực tiếp, tùy tiện của cơ quan Nhà nước. Để việc điều chỉnh giá không bị can thiệp chính trị, các nước trên thế giới đều phải dựa vào một ủy ban chuyên gia họp định kỳ, quyết định giá, bằng việc áp dụng công thức dựa trên cơ sở kỹ thuật.
EVN tiếp tục muốn độc quyền nhưng lại không muốn bị kiểm soát, để họ có thể đem tiền đầu tư ra ngoài ngành. Người dân thì chỉ muốn giá rẻ. Có nhiều biện pháp giải quyết vấn đề năng lượng, hoặc là tăng cung hoặc là giảm cầu bằng cách tăng hiệu năng. Cầu khó giảm và hiệu năng khó tăng nếu như giá năng lượng rẻ như hiện nay.
Điều này chưa được phân tích kỹ lưỡng ở Việt Nam vì không thấy nơi nào cung cấp đủ số liệu đáng tin cậy. Nhưng cách tính của EVN như nói ở trên thì chẳng khác nào đời cha đi đánh bạc thua, bắt đời con trả nợ vậy. Công ty Nhà nước nào cũng làm vậy thì toàn dân phải oằn lưng làm trả nợ cho các tập đoàn, tổng công ty và cả các ngân hàng thương mại quốc doanh, không biết đời kiếp nào mới hết nợ.
Trên công luận, các chuyên gia, người dân góp ý, hiến kế đã nhiều. Chính phủ và EVN cần nghiên cứu tiếp thu đưa ra giải pháp ngắn hạn và dài hạn. Có thể còn nhiều biến số ẩn chưa được rõ. Giá điện thấp thì không khuyến khích đầu tư sẽ dẫn đến thiếu điện, giá cao thì lại quá sức chịu đựng của người dân và ảnh hưởng đến nhiều thứ vì điện cũng là một loại hàng hóa đặc biệt. Đương nhiên, cũng khó chấp nhận cung cách điều hành giật cục không chỉ của EVN mà của nhiều ngành khác.
“Bóng ma” thuế, phí
Nhìn vào bức tranh tổng thể là ngân sách không đủ chi nhiều khoản, người dân lại lo lắng giá đủ thứ mặt hàng sẽ tăng và “đẻ” thêm các loại phí giao thông để bù lại. Hiện nay, nhiều địa phương đang gặp khó khăn về tiền trả lương cho cán bộ phường, xã do doanh nghiệp đóng cửa, bà con tiểu thương làm ăn không có lãi và hầu như không thu được phí trước bạ chuyển nhượng đất đai. Liệu sẽ còn nhiều loại phí khác ra đời trong năm 2013 theo hướng này?
Lời thì hưởng, lỗ bắt dân chịu!
Hầu hết bạn đọc rất bức xúc trước việc tăng giá điện. Tình hình kinh tế đang khó khăn, hàng loạt doanh nghiệp đóng cửa, thất nghiệp ngày càng nhiều, sức mua của thị trường giảm mà tăng giá điện thì rất khổ cho người dân.
Bạn đọc Lê Bằng phân tích: “Hiện nay, các doanh nghiệp đang đau đầu về việc tăng lương định kỳ cho công nhân. Hàng hóa thì tồn kho, nợ đọng ngân hàng chưa trả hết… TPHCM và các tỉnh có KCN đang vận động chủ nhà trọ không tăng giá nhà trọ cho công nhân vậy mà ngành điện lưc lại tăng giá. Ngành điện đang có lãi lớn, lương của ngành điện cao thì hãy nghĩ cho người dân và các doanh nghiệp vừa và nhỏ một chút đi”.
Bạn đọc Sao Mai bày tỏ: “Lương chưa kịp tăng, giá điện lại tăng rồi. Ngành điện lấy cớ gì để tăng giá bán điện trong lúc này, trong khi ngành này hoạt động bằng nguồn lợi thiên nhiên sẵn có. Nhiều năm qua, hàng loạt dự án phá rừng làm thủy điện thì ai hưởng lợi chứ người dân luôn chịu thua thiệt vì phải mua điện theo giá bán tùy hứng của ngành điện. “Ông” giao thông thu phí, “ông” điện lực tăng giá, vật giá sẽ ồ ạt tăng theo, làm sao ngăn chặn được lạm phát”.
Trước lý lẽ của ngành điện là tăng giá để trả nợ cho những năm trước, bạn đọc Lê An cho biết: “Thật là phi lý. Tại sao người dân phải gánh chịu khoản bù lỗ ở những năm trước do EVN đầu tư chứng khoán, bất động sản? Nếu đầu tư sai dẫn đến thua lỗ thì lãnh đạo EVN phải móc tiền túi ra mà đền, thậm chí phải bị truy cứu trách nhiệm. Kinh doanh bị lỗ thì không được phép bắt người dân – cũng là khách hàng gánh nợ cho EVN? Đó là điều không thể chấp nhận”.
Bạn đọc Trương Văn Quận dẫn chứng thêm: “Đâu chỉ có giá điện tăng mà còn các thứ khác cũng tăng theo. Lập luận như Bộ Công Thương và EVN là tăng giá điện, người dân không bị tác động lớn trong sinh hoạt, chỉ có chịu thêm mỗi tháng vài chục ngàn thì chúng tôi nói thẳng rằng các ông nói “bừa” và bất chấp nỗi khổ của người dân. Chỉ có kinh doanh theo kiểu độc quyền Nhà nước mới có chuyện này”.
Phạm Hồ
TS TÔ VĂN TRƯỜNG

Hợp tác công – tư : tháo nút thắt cho năng lượng tái tạo

Cứu cánh được cho là hiệu quả nhất hiện nay chính là áp dụng hình thức “đối tác công tư” vào các dự án năng lượng tái tạo – mà hai đối tác này ở Việt Nam hiện vẫn chưa tìm được tiếng nói chung.

Với những khó khăn từ việc quản lý và bù lỗ cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thời gian qua bắt nguồn từ cơ chế quốc doanh không còn phù hợp đã đặt ra bài toán nan giải cho ngành năng lượng Việt Nam. Thêm vào đó, những dự án hàng tỷ USD về nguồn năng lượng tái tạo lần lượt chào thua khi đầu tư vào Việt Nam càng khiến bài toán đi vào bế tắc. Cứu cánh được cho là hiệu quả nhất hiện nay trong dài hạn chính là áp dụng hình thức “đối tác công tư” (Public – Private Partnership, viết tắt là PPP) vào các dự án năng lượng tái tạo – nguồn năng lượng của thế giới trong tương lai.

Đối tác hai bên chưa thuyết phục

Quyết định 71/2010/QĐ-TTg chính thức mở màn cho phong trào đầu tư hình thức đối tác công – tư tại Việt Nam, trong đó năng lượng là một vấn đề được chú trọng đẩy mạnh như một yếu tố thí điểm chiến lược. Tuy nhiên, PPP Việt Nam gặp quá nhiều thách thức, mà nguyên nhân chính xuất phát từ việc triển khai dự án PPP năng lượng tái tạo thiếu thuyết phục đối phương từ cả hai phía: nhà nước lẫn nhà đầu tư tư nhân.

Thứ nhất, phía chủ đầu tư tư nhân hay các yếu tố đầu tư ngoài nhà nước chưa được thuyết phục về những lợi ích sẽ được đảm bảo từ dự án. Cụ thể, với số vốn rót vào cùng với công nghệ và nguồn lực quản lý tư nhân, các doanh nghiệp ngoài nhà nước chưa tìm thấy khả năng thu hồi vốn, lợi nhuận… do chính sách khuyến khích cùng các quy định pháp lý từ phía Chính phủ chưa hấp dẫn, chưa hợp lí và tồn tại nhiều vấn đề chưa minh bạch.

 

Dự án điện mặt trời của tập đoàn Mỹ First Solar tại Củ Chi (TP.HCM) đến nay vẫn gặp khó.

Điển hình, Tờ trình số 57/TTr-CP ngày 03/04/2012 của Chính phủ trình Quốc hội cùng với Dự thảo Luật điện lực sửa đổi vẫn “lờ đi” vấn đề năng lượng tái tạo. Theo đó, các nhà đầu tư phải chịu các khoản phí cho hoạt động sản xuất điện tái tạo không cần thiết, cơ sở vật chất chưa được hỗ trợ, thiếu mặt bằng, chưa được ưu đãi lãi suất… Bên cạnh đó, chính EVN vẫn chưa xếp năng lượng điện tái tạo vào khung sản xuất phân phối khiến giá điện tái tạo “đội” cao ngất ngưởng, từ đó mất đi khả năng cạnh tranh so với điện hóa thạch cũng như điện tái tạo “siêu rẻ” từ Trung Quốc nhập vào.

Như vậy, thay vì cố gắng chào mời và tăng cường niềm tin đầu tư cho tư nhân, nhà nước lại hướng tư nhân nghĩ đến hoạt động “từ thiện” vì lợi ích cộng đồng. Vì thế, với nguồn vốn khổng lồ đổ vào nhưng các yếu tố về chính sách không đảm bảo khiến đầu ra và sức cạnh tranh của điện tái tạo do các công ty tư nhân sản xuất vẫn còn gặp nhiều khó khăn, đi vào ngõ cụt khiến nhà đầu tưu tư nhân… từ bỏ.

Thứ hai, chính các nhà đầu tư tư nhân chưa thuyết phục được nhà nước có thể “an tâm” giao phó một phần vai trò quản lý của các doanh nghiệp quốc doanh đến với các doanh nghiệp tư nhân. Những dự án đổ vào năng lượng tái tạo thường chứa đựng những “tham vọng” kiếm lời và thu hồi vốn nhanh, với khối lượng tiền ban đầu đổ ra quá “khủng”.

Ví dụ, tập đoàn điện mặt trời của Mỹ First Solar đến Việt Nam với dự án 1,2 tỷ USD ở Củ Chi, TP.HCM. Với dự án này, First Solar có thể cung cấp đến hơn 250MW điện mặt trời cho khu vực TP.HCM, “tham vọng” cả ở thị trường miền Nam hay toàn quốc. Tuy nhiên, hầu như chưa có những báo cáo cụ thể về một dự án nhỏ thí điểm nào. Những con số tiềm năng của nhà máy đưa ra đa phần dựa trên các nghiên cứu tính toán trên giấy chứ chưa triển khai tại Việt Nam trước đó, điều này không khỏi gây lo ngại cho Chính phủ về các yếu tố: giá điện đầu ra, vấn đề môi trường trong quá trình xây dựng nhà máy, hiệu quả đảm bảo cho người dân khu vực Sài thành.

Hơn thế nữa, khi tham gia xây dựng, First Solar chưa công bố một công trình nghiên cứu nào về khả năng vận dụng các yếu tố tự nhiên, cũng như mục đích phục vụ có phù hợp với tình hình và đặc thù kinh tế khu vực hay không. Bên cạnh đó, chưa có một mô hình “mẫu mực” nào từ các quốc gia khác được đưa ra nhằm tham mưu cho Chính phủ từ việc xây dựng, vận hành đến quy trình sản xuất, quá trình đưa điện tái tạo vào mạng lưới điện chung của quốc gia… Thay vào đó, lại là các tính toán dự trù cho việc hoàn vốn, có lời và yêu cầu chính sách.

Như vậy, ngay từ khâu thuyết phục Nhà nước, ngoài việc bỏ tiền đầu tư thì công ty tư nhân vẫn chưa làm rõ lợi ích mà họ mang lại cho quốc gia. Hệ quả tất yếu là các chính sách đưa ra khiến đầu tư tư nhân chưa cảm thấy “mặn mà”.

Như vậy, thay vì chỉ cho đối tác thấy được lợi ích họ nhận được thì cả yếu tố nhà nước lẫn tư nhân đang chạy theo những lợi ích của mình. Hơn thế nữa, những rủi ro từ dự án vẫn chưa được hai bên làm rõ để củng cố tinh thần cho nhau. Thế nên việc đi đến tiếng nói chung cho PPP năng lượng tái tạo Việt Nam gặp khó là điều tất yếu.

Bài học Indonesia

Với 35% người dân chưa có khả năng tiếp cận nguồn năng lượng điện, Indonesia đã và đang đẩy mạnh công tác triển khai sử dụng nguồn năng lượng điện tái tạo. Để thuyết phục Chính phủ cho phép xây dựng và khai thác nguồn năng lượng tái tạo, rất nhiều doanh nghiệp tư nhân Indonesia tiến hành mô hình thí điểm nhỏ, từ đó nghiên cứu thành dự án lớn với các phương pháp định lượng rõ ràng cùng lộ trình thay thế điện hóa thạch bằng điện tái tạo một cách bài bản.

Trước hết, họ tiến hành nghiên cứu thực hiện mô hình hữu cơ E3i. Đó là: Energy (năng lượng) – Economy (kinh tế) – Environment (môi trường), nghĩa là mô hình này đảm bảo được việc cung cấp lượng năng lượng cho xã hội trên nền kinh tế phù hợp, đồng thời đảm bảo được yếu tố môi trường. Theo đó, họ tiến hành nghiên cứu 4 yếu tố chính để cho ra giải pháp. Đó là: chính sách khu vực (Policy), kinh tế khu vực yêu cầu gì (Economy), nhận thức người dân về năng lượng tái tạo (Social Awareness), công nghệ đáp ứng phục vụ sản xuất (Technology).

Từ đó, các chuyên gia cho một ra công thức chung về lợi ích khi đầu tư vào năng lượng tái tạo.

Tổng kết dự án thí điểm, các nhà nghiên cứu sẽ cho ra những mô hình tham mưu với các nội dung chính như: sản lượng điện sản xuất, nguồn lợi mang lại, khả năng áp dụng tài nguyên tại chỗ, khả năng đảm bảo sản lượng đầu ra, đề xuất giá bán ra hợp lý, phản hồi từ người dân, bộ mặt hạ tầng khu vực… rồi kiến nghị mở rộng dự án đầu tư ra khu vực, tiến đến toàn quốc. Như vậy, những rủi ro mà nhà nước phải đối mặt sẽ phải đối mặt sẽ được tối thiểu hóa, thay vào đó là lợi ích được tối đa.

Cơ hội cho các nhà đầu tư ở Việt Nam

Trong khi các nhà đầu tư tư nhân cố gắng thuyết phục Chính phủ từ những mô hình thật với những con số thật và lợi ích “nhìn thấy sờ được” thì Chính phủ cũng có những phản hồi vô cùng tích cực. Ngoài các giải pháp chính sách thu hút đầu tư như giải phóng mặt bằng ưu tiên, chỉ điểm các khu vực thuận lợi tài nguyên phát triển năng lượng tái tạo, hỗ trợ vốn vay lãi suất thấp thì Chính phủ Indonesia tăng cường đảm bảo đầu ra cho sản phẩm điện tái tạo này.

Đầu tiên, Indonesia đưa ra một lộ trình trong dài hạn nhằm thay thế dần diện hóa thạch bằng điện tái tạo. Song song đó, với tính toán từ các dự án thí điểm, Chính phủ áp dụng mức khung giá cho điện tái tạo nhằm đảm bảo cho người dân được xài, nhà cung hàng bán được. Cuối cùng, nghiên cứu chính sách “bán điện theo thời giá”, nghĩa là khi nhu cầu điện tăng cao thì chính phủ tạo điều kiện cho năng lượng điện tái tạo đi vào thị trường nhanh hơn, nhiều hơn nhằm giúp người dân “tập làm quen” với năng lượng điện tái tạo.

Mô hình từ Indonesia là một trong rất nhiều giải pháp mà quốc gia tiến hành mô hình PPP trong năng lượng tái tạo. Với Việt Nam, ngoài những bài học quý giá đó, cần đưa ra các giải pháp mang tính ngắn hạn lẫn dài hơi. Trong đó không thể kể đến việc hỗ trợ người dân sử dụng lẫn nhà sản xuất điện tái tạo trong thời gian dài hạn.

Tại Cộng hòa liên bang Đức, người dân khi sử dụng pin năng lượng mặt trời trong vòng 20 năm sẽ nhận được giá cả ưu đãi. Điều này đồng nghĩa tất cả các nhà sản xuất điện mặt trời có thể được đảm bảo về đầu ra khi có thể bán điện với giá cao hơn giá điện thị trường 50cent/kWh.

Như vậy, sở dĩ PPP năng lượng tái tạo chưa tiến hành “ngọt ngào” ở Việt Nam bởi cả hai đối tác “công” lẫn “tư” chưa thuyết phục được nhau trong việc tìm đến tiếng nói chung. Nguyên nhân bởi cả hai còn quá chạy theo lợi ích và “đùn đẩy” hoặc chưa làm giảm tối thiểu rủi ro cho đối tác. Bài học từ Indonesia cùng các quốc gia phát triển châu Âu như Đức, Tây Ban Nha… về một lộ trình dài hạn cho năng lượng tái tạo cần được Việt Nam chú ý và áp dụng một cách hiệu quả nhất.