EVN độc quyền như thế nào

Chủ nhật, 28/04/2024 | 06:50 GMT +7

| 024.221.47474

Thông tin báo chí

EVN độc quyền như thế nào

08/09/2023

Là bên mua duy nhất trên thị trường bán buôn, độc quyền hệ thống truyền tải, bán lẻ nhưng EVN chỉ nắm một phần ba nguồn điện và không được quyền định giá.

Trước năm 2006, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nắm giữ toàn bộ nguồn phát điện nhưng hiện họ không còn độc quyền ở khâu sản xuất này. Trong gần 80.000 MW điện toàn hệ thống (theo công suất đặt), EVN nắm trực tiếp và gián tiếp khoảng 37,6%. Họ sở hữu trực tiếp khoảng 15%, chủ yếu là các nhà máy thủy điện đa mục tiêu (Lai Châu, Sơn La, Hòa Bình, Trị An). Sở hữu gián tiếp tại ba tổng công ty phát điện (Genco 1, Genco 2 và Genco3) thuộc EVN chiếm 22,6% công suất hệ thống. Theo lộ trình, tập đoàn này sẽ thoái vốn tiếp tại 3 Genco nhưng tiến độ cổ phần hóa gặp khó.

Phần còn lại, trên 62%, EVN vẫn phải mua từ các chủ sở hữu nguồn khác, như Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than và khoáng sản Việt Nam (TKV), các nhà đầu tư BOT và tư nhân.

Mười năm trước, tư nhân sở hữu chưa tới 10% nguồn điện, nhưng tỷ lệ này tăng nhanh 5 năm qua nhờ sự bùng nổ của năng lượng tái tạo. Theo Quy hoạch điện VIII, đến 2030, tư nhân đầu tư, sở hữu nguồn điện có thể chiếm một nửa khi điện tái tạo phát triển mạnh.

Ở khâu truyền tải, về cơ bản, đến nay, vẫn là độc quyền của Nhà nước, theo Luật Điện lực (tức Nhà nước chi phối, quản lý, vận hành lưới truyền tải) vì EVN vẫn nắm hầu hết hệ thống. Tổng công ty truyền tải điện (EVNNPT), đơn vị trực thuộc EVN, được giao đầu tư, vận hành và quản lý hệ thống đường dây truyền tải siêu cao áp 500 kV, cao áp 220 kV và trạm biến áp tương ứng.

Năm 2022, Luật Điện lực sửa đổi có hiệu lực đã mở đường cho phép tư nhân đầu tư vào lưới truyền tải điện. Tuy nhiên, gần hai năm trôi qua, vẫn chỉ có một nhà đầu tư tư nhân rót vốn làm đường truyền tải siêu cao áp (500 kV) và trạm biến áp 500 kV, cùng một số đoạn đường dây và trạm biến áp 220 kV đấu nối từ nhà máy của họ tới điểm trung chuyển để phát điện lên lưới quốc gia.

Giải phóng mặt bằng và giá truyền tải thấp, theo chuyên gia, là nút thắt lớn nhất trong đầu tư truyền tải điện. Bên cạnh đó, thủ tục đầu tư qua nhiều cấp phê duyệt cũng là rào cản lớn trong triển khai các dự án truyền tải điện.

Ở khâu này, ông Nguyễn Minh Đức, Ban Pháp chế (thuộc VCCI) gọi là "độc quyền tự nhiên của Nhà nước" chứ không phải của riêng EVN. Theo ông, hệ thống truyền tải quốc gia mang trọng trách đảm bảo an ninh năng lượng, nên buộc Nhà nước phải nắm giữ, điều hành. Ở mọi quốc gia, truyền tải điện là dịch vụ có tính độc quyền tự nhiên. Nếu để doanh nghiệp độc quyền tự do (lạm dụng vị trí độc quyền để thu lợi mà không có sự kiểm soát của Nhà nước), họ sẽ tăng giá lên cao để hưởng lợi nhuận còn người tiêu dùng chịu thiệt. Giá truyền tải điện vẫn do Bộ Công Thương - cơ quan quản lý năng lượng quyết định hằng năm, và giá này theo ông Đức hiện khá thấp, trên 79 đồng một kWh, chưa gồm thuế VAT.

Ở khâu phân phối bán lẻ, EVN hiện quản lý vận hành hệ thống lưới điện 110 kV, 35 kV và 22 kV thông qua các tổng công ty, điện lực địa phương. Tập đoàn này bán cho 92% khách hàng, 8% còn lại (phần lớn ở khu vực nông thôn) do 900 hợp tác xã, các công ty cổ phần mua buôn điện từ EVN rồi bán lại cho người dân.

Năm 2005, EVN từng thí điểm cổ phần hoá Công ty điện lực Khánh Hoà, mở đầu cho việc xã hội hoá khâu phân phối nhưng không thành. Lý do chủ yếu vì EVN có nhiệm vụ quan trọng là đưa điện tới vùng sâu, vùng xa. Một lãnh đạo ngành điện từng tham gia vào quá trình lên kế hoạch thí điểm xã hội hoá khâu phân phối cho biết, nếu cổ phần hoá, ở doanh nghiệp tư nhân, các cổ đông sẽ khó chấp thuận đầu tư vào khu vực nhìn rõ không có lợi nhuận, thu hồi vốn thấp như vậy.

Trên thị trường bán lẻ hiện có EVN và 900 người bán khác, song theo ông Minh Đức đây vẫn là thị trường độc quyền. Bởi, các nhà cung cấp này đang phân chia địa bàn, họ không cạnh tranh với nhau. "Khách hàng không có lựa chọn, không ai chuyển nhà đến nơi khác chỉ vì muốn đổi nhà cung cấp điện", ông bình luận.

PGS.TS Trần Văn Bình, Viện Quản lý kinh tế (Đại học Bách Khoa Hà Nội) cũng cho rằng, ở Việt Nam, bản chất là Nhà nước nắm độc quyền sản xuất, kinh doanh và phân phối điện, chứ không phải EVN.

Ông phân tích, một doanh nghiệp được giữ vị thế độc quyền thể hiện ở việc điều tiết sản xuất, ấn định giá bán cao để thu lợi. Với EVN, họ không được định giá bán. Giá điện bình quân được thực hiện theo Quyết định 24/2017 của Thủ tướng, với thẩm quyền và tỷ lệ điều chỉnh thuộc EVN, Bộ Công Thương và Chính phủ, trên cơ sở tính toán, báo cáo về chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN. Chẳng hạn, năm 2022, giá thành sản xuất của EVN được Bộ Công Thương công bố sau kiểm tra, rà soát tăng 9,27% so với 2021, tương đương giá sản xuất 2.032,26 đồng một kWh. Nhưng mức tăng thực tế được nhà chức trách đồng thuận là 3%, giá bán lẻ bình quân 1.920,73 đồng một kWh. Tức mỗi kWh bán ra, EVN lỗ gần 112 đồng.

Thị trường điện cạnh tranh được tính theo 3 cấp độ: phát điện cạnh tranh, bán buôn cạnh tranh và bán lẻ cạnh tranh. Hơn 10 năm vận hành thị trường điện, đến nay thị trường bán buôn vẫn chưa hoàn chỉnh, còn bán lẻ (nơi người dân được tự do lựa chọn nhà phân phối, cung cấp điện) chưa thí điểm, chậm so với lộ trình.

Lộ trình 3 cấp độ thị trường điện cạnh tranh và thực tế triển khai tại Việt Nam.

Thị trường bán buôn, về bản chất vẫn là một người mua (single buyer) - EVN. Nguyên tắc vận hành thị trường phát điện là EVN mua các nguồn từ giá thấp đến cao. Tức là nhà máy phát điện nào chào giá thấp trên thị trường được huy động trước, giá cao sẽ huy động cuối cùng. Hiện 26% trong 419 nhà máy điện (không gồm các nhà máy thuỷ điện nhỏ, điện mặt trời mái nhà và xuất, nhập khẩu điện) trực tiếp chào giá trên thị trường, chiếm trên 37% công suất đặt của hệ thống. Còn lại là các nguồn không trực tiếp chào giá, gồm các nhà máy thủy điện đa mục tiêu, các nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời), BOT (nhà máy được cam kết mua bao tiêu sản lượng điện huy động tại hợp đồng mua bán điện để đảm bảo khả năng thu hồi vốn, thu hút đầu tư).

Theo Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), tỷ trọng nguồn điện được bao tiêu hoặc mua giá cố định, không trực tiếp tham gia vào thị trường bán buôn ngày một lớn (chiếm 62%) đã làm giảm cạnh tranh, hiệu quả vận hành. Giá không phản ánh chính xác chi phí biên phát điện của hệ thống.

Trong khi đó, khâu phát điện cạnh tranh vận hành từ 2012 nhưng điều chỉnh giá bán lẻ vẫn do Nhà nước điều tiết, chưa theo thị trường. Điều này có lợi cho người thu nhập thấp khi giá điện thấp, song với biến động chi phí sản xuất điện tăng vọt, như năm 2022, lại khiến EVN lỗ đậm, trên 26.000 tỷ đồng.

Ngoài ra, theo quy định hiện nay, thị trường duy trì mức giá trần giao ngay để điều tiết, hạn chế tăng giá trong khâu mua điện. Giá này biến động theo mùa và đặc điểm vận hành phối hợp tối ưu giữa nguồn nhiệt và thủy điện, tức tăng cao trong mùa khô và ở ngưỡng thấp vào mùa mưa khi nguồn thuỷ điện được tăng khai thác.

Nhưng giá trần ở mức thấp sẽ làm giảm động lực sẵn sàng phát điện của các nhà máy, tính hấp dẫn của thị trường.

Ông Nguyễn Minh Đức, Ban Pháp chế VCCI, cho rằng giá trần phải "tương đối xông xênh" để nhà đầu tư thấy có lãi. Cùng đó, cần có cơ chế để đưa các nguồn gián tiếp, như các nhà máy BOT, năng lượng tái tạo tham gia trực tiếp trên thị trường điện, bên cạnh các yếu tố như ổn định tỷ giá, vĩ mô.

Mặt khác, sự tham gia ngày càng nhiều của năng lượng tái tạo vào cơ cấu nguồn dẫn tới rủi ro tăng chi phí hệ thống. Hệ quả là có thể tác động mạnh tới giá bán lẻ điện.

TS. Nguyễn Đình Cung, nguyên Viện trưởng Viện Quản lý kinh tế trung ương (CIEM), dẫn dự báo mới đây của Tổ chức Sáng kiến về chuyển dịch năng lượng Việt Nam (VIET.SE) rằng, tổng chi phí sản xuất - kinh doanh điện, nhất là giá phát điện, sẽ tăng lên đáng kể, nên giá bán lẻ điện bình quân sẽ tăng lên tương ứng. Trong bối cảnh đó, nếu vẫn tiếp tục quản lý, điều hành như hiện nay, EVN sẽ tiếp tục thua lỗ lớn, hao mòn và suy yếu tài chính. Điều này, theo ông Cung, cũng làm giảm sút nghiêm trọng khả năng huy động vốn đầu tư phát điện và truyền tải điện.

Khâu phát điện hiện chiếm tỷ trọng lớn nhất (83%) trong chi phí sản xuất mỗi kWh điện, tiếp đến là khâu phân phối 12%, truyền tải 4% và còn lại là dịch vụ phụ trợ. Tỷ trọng chi phí phát điện tăng vọt trong những năm gần đây chủ yếu bởi biến động giá nguyên liệu và tỷ giá, từ đó kéo theo tỷ trọng chi phí phân phối và truyền tải giảm mạnh.

Theo các chuyên gia, để tiến tới thị trường bán lẻ, trước tiên cần hoàn thiện thị trường bán buôn và cải cách giá, đưa mặt hàng này sát thị trường hơn. Đây cũng là điều kiện tiên quyết nếu Việt Nam muốn cải tổ, phát triển thị trường bán lẻ cạnh tranh.

Số liệu của Global Petro Prices cho thấy, giá điện bình quân thế giới cho hộ gia đình là 0,18 USD/kWh ( tương đương 4.260 đồng), trong khi giá điện Việt Nam là 0,08 USD/kWh (tương đương 1.890 đồng). Giá điện Việt Nam thấp thứ 45 thế giới, theo dữ liệu vào cuối năm 2022.

So với Italy, nơi giá bán điện cao nhất thế giới, giá điện Việt Nam bằng một phần mười. Một số quốc gia phát triển mạnh năng lượng tái tạo ở châu Âu như Đức, Pháp, Anh... có giá điện bình quân gấp 3-8 lần Việt Nam.

Theo ông Nguyễn Đình Cung, cách thức quản lý giá điện hiện nay khiến xã hội kỳ vọng giá điện luôn thấp và ổn định, từ đó, tạo nên "bức xúc xã hội" trước mọi thay đổi, điều chỉnh. "Cách thức này cũng không khuyến khích, mà trái lại, tạo tâm lý dè dặt, không dự tính được của các nhà đầu tư phát triển triển ngành điện, nhất là các nguồn mới và đường dây truyền tải", ông nhận xét.

Thực tế cơ chế giá bán điện hiện nay tại Việt Nam, theo nhận xét của giới phân tích, chưa phản ánh đúng chi phí sản xuất, phân phối điện trên thị trường phát điện cạnh tranh, quan hệ cung - cầu. Tình trạng này kéo dài có thể dẫn tới nguy cơ làm ách tắc các dự án đầu tư, cũng như kinh doanh điện. Hệ luỵ là không đảm bảo nguồn điện cho phát triển kinh tế và đời sống nhân dân.

"Không thể đặt ra một lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh quá tham vọng về thời gian khi các yếu tố nền tảng - chính sách giá bán lẻ điện - vẫn chịu sự điều tiết của Nhà nước", ông Bùi Xuân Hồi, Hiệu trưởng Cao đẳng Điện lực miền Bắc, nói.

Cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ điện được các chuyên gia cho là giải pháp tốt nhất giải quyết mâu thuẫn này. Nhưng ông Nguyễn Minh Đức nhìn nhận, điều này không có nghĩa là không còn độc quyền tự nhiên về đường dây truyền tải, chỉ là khách hàng của doanh nghiệp độc quyền đó thay đổi.

Ông giải thích, theo mô hình cạnh tranh, sẽ có một số doanh nghiệp trung gian, mua điện từ nguồn của các nhà máy, thuê đường dây của công ty truyền tải điện độc quyền "chở" điện đến và bán cho khách hàng. Người tiêu dùng khi đó sẽ được lựa chọn giữa nhiều công ty bán lẻ điện như vậy.

Các công ty bán lẻ điện này vẫn phải thuê đường dây của một doanh nghiệp độc quyền. Họ không được lựa chọn như người tiêu dùng. Nhưng lúc này, khách hàng của công ty độc quyền không còn là hàng triệu người, mà là vài doanh nghiệp bán lẻ điện - những đơn vị có chuyên môn và có động lực yêu cầu công ty độc quyền truyền tải này tiết kiệm. Nhà nước lúc này chỉ cần can thiệp để bảo đảm rằng công ty bán lẻ điện nào "lớn tiếng" yêu cầu công ty truyền tải tiết kiệm không bị đối xử bất bình đẳng so với các công ty bán lẻ khác.

Như vậy, cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ điện sẽ có tác dụng chống lãng phí về đầu tư, vận hành hệ thống truyền tải. Ở chiều ngược lại, cạnh tranh hoá sẽ làm tăng chi phí và toàn bộ phần này sẽ được cộng vào giá, người tiêu dùng phải trả.

"Tại nhiều quốc gia khi phát triển thị trường bán lẻ điện, người dân thường kỳ vọng giá giảm khi không còn độc quyền. Nhưng thực tế không phải vậy. Giá điện chắc chắn sẽ tăng khi thị trường hoá hoàn toàn. Điều này cũng xảy ra tương tự với Việt Nam", TS Trần Văn Bình nói với VnExpress.

Ông phân tích, điện năng được sản xuất chủ yếu từ các nguồn nguyên liệu hoá thạch (than, dầu, khí) và đây là những nguồn không tái tạo, đang ngày một cạn kiệt. Chi phí sản xuất ra một đơn vị năng lượng ngày một tăng, tương tự chi phí sản xuất một tấn nhiên liệu ngày một đắt đỏ. Chưa kể hiện tỷ trọng nguồn từ các nhà máy thủy điện sẽ giảm khi đã khai thác tới hạn, trong khi đây là nguồn điện có chi phí rẻ nhất. Vì vậy có xu hướng giá điện năm sau cao hơn năm trước, theo chuyên gia.

Mặt khác, cạnh tranh hoá hoàn toàn cũng dẫn tới nguy cơ "chỗ ngon thì tư nhân nhảy vào kiếm lời, nơi xương xẩu vẫn để Nhà nước độc quyền đi làm phúc lợi", theo ông Nguyễn Minh Đức. Tức là, các doanh nghiệp bán lẻ cũng sẽ chỉ cạnh tranh với nhau ở thành phố, nơi có sản lượng điện lớn và chi phí thuê đường dây trên mỗi đơn vị điện bán thấp. Còn tại vùng sâu vùng xa, sản lượng điện nhỏ, chi phí cấp điện cao mà doanh thu thấp, họ sẽ không mặn mà. Lúc đó, Nhà nước phải can thiệp, có thể trực tiếp hoặc thông qua công ty truyền tải, để cung cấp điện cho vùng sâu vùng xa.

Dù vậy, cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ vẫn là cái đích mà bất cứ quốc gia nào cũng đặt mục tiêu tiến tới, dù nhanh hay chậm.

Theo VnExpress.

Tags:
EVN

Mức sử dụng trong tháng	Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50	1.806
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100	1.866
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200	2.167
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300	2.729
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400	3.050
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên	3.151

Đọc nhiều

Thay đổi lịch ghi chỉ số công tơ điện về ngày cuối tháng

06/01/2024

Xem thêm

Thông tin báo chí

EVN độc quyền như thế nào

Cùng chuyên mục

Hỗ trợ kịp thời, tối đa để đẩy nhanh tiến độ các dự án năng lượng trọng điểm

giá điện sinh hoạt