Nhiều sức ép, dồn nén tăng giá điện

19 năm trợ giá khí cho điện

Nhiệt điện khí hiện nay chiếm tới hơn 13% trong cơ cấu huy động nguồn điện của Việt Nam, nhu cầu khoảng 7,5 tỷ m3/năm.

Cho đến nay, khí bán cho các nhà máy điện của EVN và hai nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2 và BOT Phú Mỹ 3... vẫn đang duy trì cơ chế "trợ giá". Tại đây, giá khí bán cho các nhà máy điện có 2 hình thức là trong bao tiêu và ngoài bao tiêu (trong và ngoài khối lượng đã ký theo hợp đồng)

Năm 2013, giá khí ngoài bao tiêu ở mức 5,19 USD/triệu BTU, bằng 63% giá thị trường. Với khối lượng 2,6 tỷ m3/năm, tương đương 88,9 triệu BTU, nếu giá khí ngoài bao tiêu vẫn giữ nguyên thì mức chênh lệch so với thị trường được hỗ trợ lên tới 267,5 triệu USD.

Năm 2010, Thủ tướng đã phê duyệt giá khí ngoài bao tiêu cho điện với lộ trình tăng dần. Năm 2014, giá khí mới bằng 65,7% giá thị trường, năm 2015, bằng 68,4% giá thị trường. Từ năm 2016, giá khí được tăng trung bình 2%/năm. Với lộ trình này thì phải đến năm 2034, giá khí ngoài bao tiêu bán cho điện mới bằng giá thị trường hiện nay.

Cho đến nay, khí bán cho các nhà máy điện của EVN và hai nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2 và BOT Phú Mỹ 3... vẫn đang duy trì cơ chế "trợ giá".

Đối với giá khí trong bao tiêu, các mức đã được quy định cụ thể trong hợp đồng mà PVN đã ký với EVN và các nhà máy BOT trên. Năm 2013, giá khí này bán cho điện chỉ ở mức 3,75 USD/triệu BTU và tăng rất chậm, đến tận năm 2023, mới lên mức 4,45 USD/triệu BTU, bằng có 45% giá thị trường.

Với nhu cầu 3,55 tỷ m3/năm, tương đương 103,76 triệu BTU/năm, con số chênh lệch trên sẽ đồng nghĩa với việc Nhà nước đang phải trợ giá khí trong bao tiêu tới 490 triệu USD, khoảng 10.000 tỷ đồng/năm và kéo dài tới tận năm 2023.

Trong khi đó, năm 2015, Thủ tướng đã yêu cầu giá điện theo cơ chế thị trường. Cùng đó, EVN sẽ phải mua của các nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3 cũng theo mức thị trường. Vì vậy, theo các cơ quan quản lý, không có lý do gì mà đầu vào của các nhà máy nhiệt điện khí lại không thể sớm thị trường hoá cho đồng bộ và phù hợp.

Ước tính, tổng mức chênh lệch hay có thể hiểu chính là một hình thức bao cấp của Nhà nước đối với giá khí cho điện cả trong bao tiêu và ngoài bao tiêu đã vào khoảng 757,5 triệu USD/năm. Rõ ràng, trong bối cảnh ngân sách luôn khó khăn, Nhà nước sẽ không thể kéo dài tình trạng trợ giá này.

Giá điện sẽ tăng bao nhiêu?

Theo thông báo mới nhất của Văn phòng Chính phủ về vấn đề này, Thủ tướng đã đồng ý lộ trình tăng giá khí ngoài bao tiêu với tốc độ sớm hơn tới 19 năm so với trước.

Cụ thể, thay vì phải chờ tới năm 2034, ngay từ 1/1/2015, giá khí ngoài bao tiêu bán cho điện sẽ phải bằng 100% giá thị trường, nghĩa là 8,2 USD/triệu BTU.

Riêng trong năm nay, giá khí này sẽ tăng thành 3 đợt. Từ ngày 1/4, bằng 70% giá thị trường, từ ngày 1/7, bằng 80%, từ ngày 1/10, bằng 90% giá thị trường.

Năm 2014, giá khí tăng sẽ làm giá điện tăng 20 đồng/kWh so với giá bình quân hiện hành

Theo tính toán trước đây của cơ quan quản lý, nếu giá khí ngoài bao tiêu thị trường hoàn toàn năm 2014 thì sẽ làm tăng chi phí của EVN mua nhiệt điện khí năm nay lên khoảng 2.600 tỷ đồng. Năm 2015, mức chi phí này của EVN cũng sẽ đội lên tới 6.000 tỷ đồng.

Kéo theo, năm 2014, giá khí tăng sẽ làm giá điện tăng 20 đồng/kWh so với giá bình quân hiện hành, kéo theo, mức tăng giá điện do khí sẽ vào khoảng 1,33%.

Năm 2015, mức tăng giá điện do khí sẽ vào khoảng 46 đồng/kWh, tương ứng mức tăng khoảng 3,06%.

Tuy nhiên, đối với việc thị trường hoá giá khí trong bao tiêu, hiện chưa có thông tin chính thức từ Chính phủ. Nhưng hiện nay, các nhà soạn thảo chính sách đang đề xuất, cần phải sớm đưa giá khí này tiệm cận thị trường từ năm 2015 để đồng bộ với giá điện, qua đó, sớm chấm dứt việc trợ giá của Nhà nước.

Không chỉ có khí, ngành điện cũng đang gánh hàng loạt khoản chi phí đầu vào tăng chóng mặt do cơ chế chính sách, kể từ lần tăng giá điện cuối cùng hôm 1/8/2013.

Đầu năm, than bán cho điện đã ngang thị trường với mức tăng khoảng từ 4-10% tuỳ loại. Kéo theo, các chuyên gia của Vincomin và EVN đều tính toán, mức tác động chi phí từ than bán cho điện tăng lên khoảng 1.500 - 1.800 tỷ đồng, nếu EVN tiêu thụ hết lượng than đăng ký.

Kế đến, với việc tăng thuế tài nguyên nước từ 2-4% trong khi, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn nhất hiện nay của cơ cấu nguồn điện thì EVN sẽ bị đội chi phí thêm gần 1.500 tỷ đồng.

Chưa hết, EVN còn có kế hoạch phân bổ hơn 1.000 tỷ đồng chi phí tiếp nhận lưới điện nông thôn trong năm nay.

Với tất cả các dữ liệu trên, chi phí sản xuất điện cho năm nay sẽ đội lên từ khoảng 6.500- 7.000 tỷ đồng. Con số này gấp đôi số tiền mà EVN tính toán thu về sau mỗi đợt điều chỉnh giá điện vừa qua chỉ ở mức 5%.

Trong khi đó, theo khung giá điện bình quân Thủ tướng đã phê duyệt, EVN sẽ được phép tăng giá điện tới năm 2015. lên tới 21,6% so với giá hiện hành, cán mốc giá cao nhất là 1.835 đồng/kWh. Trung bình năm 2014-2015, mỗi năm, EVN có thể được tăng giá hơn 10%.

Đồng thời, theo cơ chế điều chỉnh giá điện mới, EVN có quyền điều chỉnh giá điện tới 7%, Bộ Công Thương có thể thông qua mức tăng giá điện 10% và 2 lần điều chỉnh liên tiếp là 6 tháng.

Vấn đề còn lại là, khi nào thì EVN sẽ công bố thời gian áp giá mới và trong đó, tập đoàn này sẽ có kế hoạch phân bổ các khoản chi phí trên ở mức bao nhiêu vào giá điện?

Theo VEF