Các rào cản về cơ chế điều tiết

Chƣơng 3 : NHỮNG RÀO CẢN GIA NHẬP VÀO THỊ TRƢỜNG PHÁT ĐIỆN

3.2. Những rào cản gia nhập vào thị trƣờng phát điện

3.2.2. Các rào cản về cơ chế điều tiết

Về chức năng quản lý nhà nƣớc đối với ngành điện, Chính phủ thực hiện quyền sở hữu vốn, tài sản nhà nƣớc tại các doanh nghiệp điện lực. Dƣới Chính phủ, Bộ Cơng thƣơng là đơn vị quản lý, điều tiết hoạt động điện lực và Cục Điều tiết điện lực là đơn vị giúp việc cho Bộ trƣởng Bộ Công thƣơng (xem Phụ lục 4). Cơ chế quản lý Nhà nƣớc và cơ chế điều hành của ngành điện đƣợc thiết lập nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp hoạt động nhƣng đơi khi nó cũng tạo ra một số trở ngại với chính các doanh nghiệp.

Chất lượng của các Quy hoạch phát triển điện lực

Quy hoạch điện do Viện năng lƣợng soạn thảo, trình Thủ tƣớng chính phủ phê duyệt mỗi 5 năm một lần cho giai đoạn 10 năm và tầm nhìn cho 10 năm tiếp theo. Quy hoạch điện VI

9

dự kiến đƣợc Chính phủ phê duyệt vào năm 2006, nhƣng đã bị lùi lại một năm làm cho các quyết định của các nhà đầu tƣ bị dở dang.

Về phƣơng pháp dự báo nhu cầu sử dụng điện, các Quy hoạch điện sử dụng phƣơng pháp Hệ số đàn hồi theo thu nhập (Công thức 3.1).

Nguồn: Viện Năng lượng (2010)

Phƣơng pháp này dựa trên dự báo các kịch bản tăng trƣởng kinh tế trung và dài hạn để dự đoán tốc độ tăng nhu cầu điện theo một hệ số đàn hồi điện nhất định.10

Dựa trên 2 kịch bản tăng trƣởng GDP (8,5% và 7,5%), Quy hoạch điện VI mà Viện Năng lƣợng lập dự báo 3 kịch bản tăng trƣởng nhu cầu sử dụng điện (thấp, cơ sở, cao) là 15%, 16% và 17% cho giai đoạn 2006-2010 (Viện Năng lƣợng, 2010, tr. II-1/15). Trong khi đó, phƣơng án mà Chính phủ phê duyệt cho Quy hoạch điện VI cao hơn cả 3 kịch bản này. Tuy nhiên, mức tăng trƣởng tiêu thụ điện thực tế trong 4 năm 2005-2009 chỉ là 13,6%, thấp hơn cả dự báo của Viện Năng lƣợng và phê duyệt của Chính phủ. Nhƣ vậy, phƣơng pháp Hệ số đàn hồi dựa vào dự báo tăng trƣờng GDP có ƣu điểm là đơn giản, cho kết quả nhanh và không phải sử dụng nhiều số liệu thống kê. Tuy nhiên, kết quả dự báo nhu cầu điện lại khơng chính xác bởi dự báo tăng trƣởng kinh tế có thể khơng đúng, và hệ số đàn hồi bằng 2 mà chúng ta đang áp dụng cũng chỉ con số lấy từ thực nghiệm.

Bên cạnh đó, kể từ quy hoạch điện VI trở về trƣớc khi còn trực thuộc EVN, Viện Năng lƣợng có thể xây dựng quy hoạch theo hƣớng thiên vị cho tập đồn của mình. Tuy nhiên, từ ngày 1/1/2010, với việc Viện Năng lƣợng chính thức đƣợc chuyển về trực thuộc Bộ Công Thƣơng, Quy hoạch điện VII và các quy hoạch điện về sau do đơn vị này soạn thảo hy vọng sẽ tạo ra sự công bằng với tất cả các nhà đầu tƣ.

Thủ tục cấp phép đầu tư phức tạp, kéo dài

10

Hệ số đàn hồi đƣợc xác định dựa trên phân tích chuỗi số liệu quá khứ.

Tốc độ tăng nhu cầu điện (%)

Hệ số đàn hồi theo thu nhập = (3.1)

Quyết định số 32/2006/QĐ-BCN11 ngày 6/9/2006 của Bộ trƣởng Bộ Cơng Nghiệp quy định về trình tự, thủ tục cấp phép hoạt động điện lực. Theo đó, Bộ Cơng Thƣơng sẽ cấp phép cho các dự án phát điện có cơng suất từ 3MW trở lên, còn UBND cấp tỉnh trực tiếp hoặc ủy quyền cho Sở Công Thƣơng cấp phép các dự án điện công suất dƣới 3MW đặt tại địa phƣơng. Tuy nhiên, các doanh nghiệp đầu tƣ vào nguồn điện vẫn luôn phải đối mặt với nhiều thủ tục hành chính phức tạp, kéo dài. Để đầu tƣ vào một dự án phát điện, doanh nghiệp phải xin phép các ban ngành, chính quyền địa phƣơng nơi đặt nhà máy, lập quy hoạch trình lên các bộ xin phép làm chủ đầu tƣ, đánh giá tác động môi trƣờng, rồi đến giải phóng mặt bằng, đền bù,… mất từ nửa năm đến một năm, có khi kéo dài nhiều năm. Chẳng hạn, thủy điện Sơn La kéo dài đến hơn 10 năm mới đƣợc phê duyệt đầu tƣ. Đối với các nhà đầu tƣ nƣớc ngồi, quy trình thủ tục cịn phức tạp hơn nhiều. Trƣớc hết EVN sẽ giới thiệu danh mục các dự án cần đầu tƣ, nhà đầu tƣ sẽ lựa chọn dự án để đấu thầu, nếu thắng thầu thì mất khoảng 2 năm để hoàn thành các thủ tục cấp phép, rồi mất thêm nhiều thời gian để đàm phán hợp đồng mua bán điện với EVN. Dự án điện BOT Phú Mỹ 2.2 mất khoảng 6 năm để đàm phán và Phú Mỹ 3 cũng không kém hơn bao nhiêu với 3 năm, cịn dự án BOT Mơng Dƣơng 2 cũng mất đến 4 năm để đàm phán hợp đồng và hơn 1 năm nữa để đƣợc cấp phép đầu tƣ, cam kết bảo lãnh của Chính phủ (Yên Hƣng, 2011). Điều này làm cho các dự án khi mới bắt đầu thì đầy tiềm năng nhƣng khi đƣợc chấp thuận đầu tƣ thì giá cả vật tƣ, tỷ giá biến động làm cho chi phí tăng lên, hiệu quả của dự án giảm. Theo phỏng vấn của tác giả, thủ tục cấp phép hiện nay vẫn tồn tại nhiều bất cập, chẳng hạn nhƣ Điều 20 Quyết định 32/2006/QĐ-BCN mới chỉ nêu thời hạn thẩm định hồ sơ và trả lời chấp nhận hay từ chối cấp phép mà chƣa nêu rõ thời hạn giải quyết thủ tục này; hồ sơ yêu cầu nộp sơ đồ tổ chức, danh sách các đơn vị chi nhánh là khơng hợp lý vì đây là yếu tố thƣờng xuyên thay đổi theo quyết định của doanh nghiệp.12

Đền bù, giải phóng mặt bằng

Với mong muốn thu hút các dự án điện, chính quyền các địa phƣơng ln tạo điều kiện về mặt bằng cho chủ đầu tƣ thực hiện dự án. Tuy nhiên, một số nhà máy điện vẫn bị chậm tiến độ do ngƣời dân khơng đồng tình với mức giá đền bù, hỗ trợ tái định cƣ, mức đền bù

11

Đã đƣợc sửa đổi, bổ sung theo Quyết định số 15/2008/QĐ-BCT ngày 1/7/2008 của Bộ trƣởng Bộ Công Thƣơng.

12

Tác giả phỏng vấn trực tiếp chị Ngô Thị Minh tại Văn phòng Ban Quản lý Khu kinh tế Vũng Áng – Hà Tĩnh ngày 13/2/2012.

không công bằng giữa các đối tƣợng và giữa các thời điểm khác nhau. Thông thƣờng, các dự án chậm tiến độ từ 6 tháng đến vài năm do cơng tác đền bù, giải phóng mặt bằng, điển hình nhƣ nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch 1, Nghi Sơn 1, Thái Bình 2, thủy điện Tuyên Quang,… Việc chậm tiến độ sẽ làm cho chi phí đầu tƣ tăng lên, khơng hồn thành mục tiêu Quy hoạch điện đề ra, gây nên áp lực thiếu điện.

Đánh giá tác động môi trường và xã hội của nhà máy điện

Việc xây dựng và vận hành các nhà máy điện sẽ dẫn đến những tác động tiêu cực đến môi trƣờng và đời sống xã hội. Cụ thể, mức phát thải khí CO2, SO2, bụi và các khí nhà kính khác sẽ ảnh hƣởng đến sức khỏe cộng đồng và góp phần vào biến đổi khí hậu (xem Phụ lục

3). Trong các loại nguồn phát điện, nhiệt điện than là nguồn phát thải CO2 và gây ô nhiễm lớn nhất. Tuy nhiên, các nhà đầu tƣ muốn đƣợc cấp phép xây dựng nhà máy điện thì báo cáo đánh giá tác động môi trƣờng (ĐTM) của họ phải đƣợc chấp thuận. Hơn nữa, trong giá thành sản xuất điện đã tính đến chi phí về mơi trƣờng, do vậy, các nhà máy nhiệt điện than vẫn nên tiến hành nếu hiệu quả về mặt kinh tế. Đối với các dự án phải di dời dân cƣ, tác động xã hội của các dự án đƣợc giảm thiểu thơng qua chƣơng trình đền bù, tái định cƣ. Nhƣ vậy, tác động môi trƣờng và xã hội của các nhà máy điện đã đƣợc phản ánh trong giá thành sản xuất để làm căn cứ quyết định đầu tƣ. Do vậy, đây không phải là một rào cản lớn đối với nhà đầu tƣ nếu dự án vẫn hiệu quả về mặt kinh tế.

Nguồn cung và cơ chế giá nhiên liệu cho phát điện

Than và khí là hai nhiên liệu chủ yếu sử dụng cho phát điện ở Việt Nam. Hiện nay, tập đoàn PVN là đơn vị độc quyền cung cấp khí và tập đồn Vinacomin độc quyền cung cấp than cho các dự án phát điện. Với vị thế này, PVN và Vinacomin sẽ ƣu tiên cung ứng nguyên liệu cho các nhà máy điện của mình rồi mới đến các nhà máy điện bên ngoài. Chẳng hạn, kế hoạch cung cấp khí năm 2012 là 6,6 tỷ m3, tuy nhiên PVN chỉ cung cấp 5,7 tỷ m3, trong khi tổng mức khai thác của đơn vị này là 9 tỷ m3 khí/năm (Phạm Uyên, 2011). Về cơ chế giá, hiện nay than và khí cho phát điện đƣợc bán theo cơ chế đàm phán có sự điều tiết của Nhà nƣớc và có giá thấp hơn thị trƣờng nhằm khuyến khích đầu tƣ phát triển nguồn điện. Tuy nhiên, xung đột lợi ích xảy ra khi các nhà máy điện muốn đƣợc mua than, khí trong nƣớc với giá rẻ, còn đơn vị độc quyền cung cấp các tài nguyên này lại khơng muốn bán vì giá thấp hơn so với thị trƣờng. Chẳng hạn, PVN bán khí cho EVN phát điện với mức giá từ 2-5 USD/triệu BTU, trong khi bán cho các nhà máy cơng nghiệp có thể lên

mức giá 10 USD/triệu BTU.13 Rõ ràng, bán khí ra bên ngoài PVN thu lãi càng lớn. Hay trƣờng hợp của Vinacomin, Chính phủ giao cho tập đoàn này khai thác và nhập khẩu than cho các dự án phát điện, song khơng có nhà đầu tƣ ngành điện nào muốn sử dụng than nhập khẩu vì giá cao hơn so với than nội địa.

Nhƣ vậy, việc Nhà nƣớc kiểm sốt giá nhiên liệu là nhằm khuyến khích đầu tƣ vào nguồn điện, tuy nhiên cơ chế này không đảm bảo đáp ứng đủ nhiên liệu cho phát điện. Kiểm soát giá nhiên liệu là vấn đề phức tạp vì nó liên quan đến an ninh năng lƣợng quốc gia, do vậy, giải pháp cho bài toán năng lƣợng cần một nghiên cứu cụ thể, đầy đủ và mang tính tổng thể hơn so với phạm vi của nghiên cứu này.

Giá điện và việc đàm phán giá điện

Ở Việt Nam, Nhà nƣớc kiểm soát giá điện nhằm kiềm chế lạm phát, ổn định kinh tế vĩ mô và an sinh xã hội. Trong giai đoạn đầu của thị trƣờng phát điện cạnh tranh, Công ty mua bán điện (EPTC) trực thuộc EVN sẽ chịu trách nhiệm đàm phán, thỏa thuận hợp đồng mua bán điện. Với vị thế này, EPTC sẽ có những hợp đồng có lợi về giá và sản lƣợng huy động cho “ngƣời nhà” của mình là các nhà máy điện của EVN.

Từ năm 2011 về trƣớc, giá bán lẻ điện đƣợc điều chỉnh hàng năm vào ngày 1/3. Theo đó, năm 2009 giá điện tăng 8,92%, năm 2010 là 6,8% và từ ngày 1/3/2011, mức tăng kỷ lục với 15,28%. Giá thành sản xuất kinh doanh điện bình quân năm 2010 là 1.080,4 đồng/kWh, trong khi giá bán điện bình quân là 1.061 đồng/kWh làm cho EVN bị lỗ. Theo Bộ Công Thƣơng, mức giá bán lẻ điện hiện nay cịn thấp, nếu tính đủ chi phí và để EVN khơng bị lỗ thì mức tăng phải đạt 62% (Tơ Hà, 2011). Khó khăn lớn nhất của EVN là vừa phải đảm bảo đàm phán giá mua điện để kinh doanh có lãi, đồng thời chịu sự kiểm sốt về giá bán lẻ theo quy định của Chính phủ. Đây có thể xem là hai nhiệm vụ gần nhƣ ngƣợc chiều nhau. Hiện nay, giá điện bán lẻ điện bình quân khoảng hơn 6 cents/kWh, thấp hơn giá điện của hầu hết các nƣớc trong khu vực và trên thế giới (xem Phụ lục 5). Giá bán lẻ

điện thấp buộc EVN phải thƣơng thảo tìm mua các nguồn điện giá rẻ, nhiều nhà đầu tƣ buộc phải bỏ cuộc ngay từ đầu. Chẳng hạn, cuối những năm 90, công ty Oxbow của Mỹ xin xây dựng nhà máy nhiệt điện 650MW ở Quảng Ninh, đƣợc lãnh đạo Chính phủ ủng hộ, nhƣng cuối cùng phải từ bỏ vì giá điện chƣa đến 4 cents/kWh (Huy Đức, 2009).

13

Tác giả phỏng vấn trực tiếp Ông Tạ Tố Xuân (Liên doanh Vietsovpetro) qua điện thoại (0913157758) ngày 12/3/2012.

Thông tin tác giả thu thập từ 85 hộ sử dụng điện14 cho thấy có 74% số ngƣời đƣợc hỏi quan tâm đến giá điện và hóa đơn thanh tốn tiền điện hàng tháng. Về giá điện sinh hoạt, 32% cho rằng giá điện hiện nay cao, 29% cho là thấp và 39% đánh giá vừa phải. Để đƣợc bảo đảm cung cấp điện ổn định, mức giá cao nhất mà các hộ gia đình sẵn lịng trả là 1.456 đồng/kWh, cao hơn mức giá bình quân hiện nay. Nghĩa là, ngƣời tiêu dùng sẵn lòng chi trả cho việc sử dụng điện cao hơn mức giá hiện tại, miễn là không bị cắt điện giữa chừng. Mức chi tiêu cho tiền điện cũng chỉ chiếm một tỷ lệ nhỏ so với tổng thu nhập của các hộ gia đình đƣợc khảo sát với 4,4%.

Với Quyết định 24/2011/QĐ-Ttg của Thủ tƣớng Chính phủ, giá bán điện lẻ đƣợc điều chỉnh tối thiểu 3 tháng một lần khi giá các đầu vào cơ bản nhƣ tỷ giá, giá nhiên liệu và cơ cấu sản lƣợng phát điện biến động. Theo đó, nếu các thơng số dùng để xác định giá bán điện biến động làm giá bán điện giảm từ 5% trở lên thì EVN quyết định giảm giá tƣơng ứng đồng thời báo cáo Bộ Cơng Thƣơng, Bộ Tài Chính giám sát; giá điện tăng dƣới 5% thì EVN đƣợc phép điều chỉnh tăng giá tƣơng ứng và báo cáo Bộ Công Thƣơng chấp thuận; và giá điện tăng trên 5% thì EVN báo cáo Bộ Cơng Thƣơng và gửi Bộ Tài Chính thẩm định, sau đó trình Chính phủ xem xét, phê duyệt. Việc điều chỉnh giá bán điện theo yếu tố đầu vào cơ bản đƣợc xem là lối mở để khuyến khích đầu tƣ vào nguồn điện.

Bảng 3.2: Cơ cấu giá thành sản xuất kinh doanh điện của toàn ngành (2006-2009)

Nguồn: Viện Năng lượng (2010)

14

Thông tin tác giả thu thập từ 85 hộ sử dụng điện theo phƣơng pháp điều tra chọn mẫu thuận tiện dựa trên danh sách thƣ điện tử của ngƣời thân, bạn bè, đồng nghiệp. Ngƣời đƣợc hỏi điền thông tin trả lời tại địa chỉ: https://docs.google.com/spreadsheet/viewform?formkey=dGkydVk4dnlQU1N1a2FPR00yVEhRelE6MQ (xem nội dung câu hỏi Phụ lục 8).

Chỉ tiêu Giá thành (đồng/kWh) Cơ cấu giá thành (%)

2006-2009 2006 2007 2008 2009 Sản xuất 511,2 571,8 604,6 564,5 61-69% Truyền tải 66,7 62,7 56,9 68,7 6-9% Phân phối 165,8 172,3 189,5 241,5 21-26% Phụ trợ và quản lý 10,6 9,4 7,1 9,3 1% Chênh lệch tỷ giá 12,2 18,4 37,4 41,8 2-5% Cộng 766,5 834,6 895,4 925,7 100,0%

Về giá mua điện các nhà máy, thông tƣ 41/2010/TT-BCT của Bộ Công Thƣơng quy định phƣơng pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện. Theo đó, khung giá điện là một dải giá trị từ không (0) đến giá trần, đƣợc xây dựng và ban hành hàng năm làm cơ sở cho đàm phán hợp đồng mua bán điện trong năm đó. Tuy nhiên, ngƣời mua duy nhất là EVN cũng đồng thời là đơn vị đƣợc giao tính tốn các thơng số đầu vào cơ bản để xác định giá phát điện. Cơ chế này tạo ra cho EVN một sức mạnh áp đặt giá rất lớn trong đàm phán. Bên cạnh đó, một điều bất hợp lý là việc điều chỉnh giá điện mới chỉ áp dụng đối với các nhà máy điện mới, còn các nhà máy hiện có vẫn duy trì mức giá 4-5 cents/kWh trong suốt một thời gian dài cho dù giá bán lẻ liên tục tăng trong thời gian qua.15

So sánh mức giá này với giá thành sản xuất của các nhà máy điện (xem Phụ lục 6) rõ ràng có nhiều nhà máy rơi vào tình trạng

thua lỗ. Trong cơ cấu giá thành toàn ngành điện, khâu sản xuất chiếm tỷ trọng lớn nhất với 61-69%, phân phối 21-26%, phần cịn lại bao gồm chi phí truyền tải, quản lý, các dịch vụ phụ trợ và chênh lệch tỷ giá (Bảng 3.2). Giá thành khâu phát điện thay đổi lớn do phụ

thuộc vào sự biến động giá các yếu tố đầu vào, cịn chi phí truyền tải, quản lý, các dịch vụ