Sáng 16/9, Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế của Quốc hội Vũ Hồng Thanh đã báo cáo Ủy ban Thường vụ Quốc hội một số nội dung chính của phiên giải trình “Thực trạng, giải pháp phát triển điện lực đến năm 2030 nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội" được tổ chức ngày 7/9 vừa qua.

Bên cạnh kết quả, báo cáo nêu những hạn chế từ xây dựng, ban hành chính sách, cơ chế giá đến huy động vốn cho các dự án điện...

Chưa theo cơ chế thị trường

Kết quả phiên giải trình cho thấy, hiện nay, Việt Nam chưa có giá điện hai thành phần, giá mua điện theo miền, theo khu vực để đưa ra định hướng đầu tư và phát triển phụ tải. Trong quá trình điều hành, chưa thực hiện được đầy đủ việc điều chỉnh giá điện theo cơ chế thị trường do ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô ở một số thời điểm nên còn treo một số khoản chi phí (các khoản chênh lệch tỷ giá thực hiện theo hợp đồng mua bán điện của các năm trước).

Giá bán lẻ điện chưa thu hút được đầu tư, cơ cấu biểu giá bán lẻ điện thực hiện theo Luật Điện lực, còn duy trì bù chéo giữa khách hàng sản xuất với khách hàng sinh hoạt, thương mại.

Cơ cấu biểu giá bán lẻ điện được xây dựng từ năm 2014, nên chưa phù hợp với thực tế tiêu thụ điện của các nhóm khách hàng, ông Thanh nhấn mạnh.

Hạn chế nữa được Ủy ban Kinh tế chỉ ra sau phiên giải trình là giá điện từ nguồn năng lượng tái tạo hiện cao hơn so với nguồn điện từ nguồn năng lượng truyền thống (nhiệt điện, thủy điện lớn…).

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang được nhà nước giao thực hiện mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện năng lượng tái tạo với mức giá do nhà nước quy định. Như vậy, chi phí bù giá cho năng lượng tái tạo đang được hòa chung với chi phí của ngành điện, chưa tách rõ ràng trong hóa đơn tiền điện. Khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng lên thì thành phần bù giá sẽ ngày càng tăng và ảnh hưởng lớn đến chi phí giá thành ngành điện, ông Thanh phân tích.

Việt Nam đối mặt với nguy cơ thiếu điện  

Trong tổ chức thực hiện quy hoạch, Ủy ban Kinh tế cho rằng, chưa bảo đảm sự cân đối giữa cơ cấu nguồn điện và lưới điện, Việt Nam đối mặt với nguy cơ thiếu điện.

Cụ thể, trong giai đoạn 2011 - 2015, tỷ lệ hoàn thành đầu tư nguồn điện theo công suất trên toàn quốc đạt 81,4%, trong đó cao nhất là miền Trung đạt 95,9%, miền Nam đạt thấp nhất với 62,7%. Giai đoạn 2016 - 2020, tỷ lệ hoàn thành đạt 93,7%. Tuy nhiên, cơ cấu tỷ lệ công suất đưa vào vận hành lại rất khác biệt. Các nguồn điện truyền thống là nhiệt điện (chủ yếu là nhiệt điện than) thực hiện được khá thấp, chỉ đạt 57,6% so với quy hoạch.

Hạn chế tiếp theo được Ủy ban Kinh tế nhấn mạnh là sự phát triển nguồn điện của từng miền (Bắc - Trung - Nam) có những điểm không hợp lý. Trong các năm từ 2015 – 2019, sản lượng phát điện của các nguồn điện miền Nam luôn thấp hơn nhu cầu phụ tải. Sự phát triển của nguồn điện không cân đối với nhu cầu phụ tải của từng vùng miền đã gây ra áp lực lớn cho hệ thống lưới điện truyền tải 500 kV liên miền.

Nhiều dự án nguồn điện lớn, đóng vai trò quan trọng trong bảo đảm nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2016-2020 bị chậm tiến độ. Hầu hết các dự án BOT do nước ngoài thực hiện đều bị chậm so với tiến độ trong quy hoạch. Nhiều dự án đang trong quá trình triển khai thi công cũng bị chậm tiến độ như Long Phú 1, Sông Hậu 1, Thái Bình 2... Theo kết quả rà soát mới đây, tổng công suất các dự án nguồn điện có thể đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 15.500 MW/21.650 MW theo quy hoạch (đạt gần 72%), báo cáo nêu.

Đối với điện năng lượng tái tạo, cơ quan tổ chức giải trình phân tích: do phụ thuộc nhiều vào điều kiện thời tiết, địa hình, khí hậu… nên tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo thường tập trung ở một số địa phương, mặt khác, hệ thống lưới điện chưa đáp ứng yêu cầu về truyền tải công suất. Trong hệ thống điện có tích hợp số lượng lớn các nguồn điện không ổn định như điện gió và điện năng lượng mặt trời cần phải xây dựng nguồn điện dự phòng lớn làm tăng chi phí đầu tư cho hệ thống.

Trong khi đó, tiến độ xây dựng một số công trình lưới điện để đảm bảo giải tỏa công suất các nhà máy điện gió, điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch tại những tỉnh có tiềm năng lớn về điện gió, điện mặt trời còn chậm.

Sự phát triển chưa đồng bộ giữa nguồn điện, lưới điện và việc chậm tiến độ các dự án lớn dẫn đến thực tế công suất nguồn điện tại nhiều nơi còn dư thừa, chưa giải tỏa hết trong khi đó lại có nguy cơ thiếu điện cục bộ trên diện rộng, Ủy ban Kinh tế nhận xét.

Trước đó, ngày 7/9/220, Báo cáo tại phiên giải trình trước Ủy ban Kinh tế của Quốc hội, khẳng định thời gian qua ngành điện đảm bảo cung cấp đủ điện an toàn, song Bộ trưởng Bộ Công thương Trần Tuấn Anh cũng nêu không ít hạn chế từ quy hoạch đến đầu tư các dự án điện.

Đó là, nhiều dự án nguồn điện chậm tiến độ so với quy hoạch làm ảnh hưởng nghiêm trọng tới việc đảm bảo cung ứng điện trong thời gian tới. Tổng công suất các nguồn điện truyền thống có thể đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt gần 60%. Đây là nguyên nhân cơ bản dẫn đến nguy cơ thiếu điện 2020- 2025, Bộ trưởng nhấn mạnh.

Hạn chế tiếp theo là mất cân đối nguồn cung điện giữa các vùng miền. Ở miền Bắc và miền Trung xảy ra tình trạng thừa cung, trong khi đó, ở miền Nam nguồn cung chỉ đáp ứng được khoảng 80% nhu cầu.

Huy động vốn cho các dự án điện gặp nhiều khó khăn, cũng là một hạn chế. Cụ thể, trung bình mỗi năm nhu cầu vốn đầu tư cho nguồn và lưới điện khoảng 8-10 tỷ USD. Các tập đoàn nhà nước đều gặp khó khăn về tài chính nên việc huy động vốn cho các dự án của họ cũng gặp khó khăn. Các dự án nguồn điện do tư nhân và nhà đầu tư nước ngoài cũng gặp khó khăn do yêu cầu cao từ các bên cho vay (bảo lãnh Chính phủ, chuyển đổi ngoại tệ …)

Với kế hoạch năm 2024 sẽ đưa thị trường điện bán lẻ cạnh tranh vào vận hành, Bộ trưởng Bộ Công thương Trần Tuấn Anh cũng cho hay, người dùng điện dù là sản xuất hay tiêu dùng sinh hoạt khi đó đều có điều kiện trực tiếp đàm phán và ký hợp đồng với người bán lẻ điện. Cơ chế giá điện này sẽ có tăng, có giảm đúng theo thực tế cơ cấu giá thành đầu vào, giá thành của sản xuất điện. Nhà nước khi đó sẽ chỉ quản lý về phí truyền tải, phân phối.