>> “Thả” giá điện theo thị trường từ 1/7

Chưa "cắt" độc quyền của EVN

Theo mô hình vận hành thị trường được Bộ Công thương giới thiệu tại Hội nghị triển khai TTPĐCT thí điểm ngày 18/5, thì các nhà máy điện có công suất từ 30 MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc gia (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt) đều tham gia TTPĐCT thí điểm. Thị trường này được triển khai theo 2 giai đoạn: từ 1/7/2011 vận hành thí điểm và từ năm 2012 - 2014 vận hành chính thức. Giá bán điện được phân tách thành 4 khâu rạch ròi là: phát điện; truyền tải; điều hành, quản lý ngành và dịch vụ phụ trợ; phân phối, bán lẻ điện.

Các DN phát điện cho rằng, mô hình tổ chức TTPĐCT chưa khắc phục được sự độc quyền quá lớn của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Điều này được thể hiện qua việc tất cả các DN phát điện đều phải bán điện qua đầu mối duy nhất là Công ty mua bán điện trực thuộc EVN.

Với cơ chế "trăm người bán, một người mua" như vậy, các DN phát điện khó chủ động chào giá ở mức tốt nhất. Mặt khác, theo cơ chế điều chỉnh giá điện thì hàng tháng EVN theo dõi để đánh giá sự sai lệch các thông số đầu vào cơ bản của khâu phát điện, để tính toán mức độ tăng hoặc giảm chi phí phát điện làm cơ sở điều chỉnh giá bán điện.

Khi giá bán điện bình quân giảm từ 5% trở lên so với giá bán điện hiện hành, thì EVN điều chỉnh giảm giá bán điện xuống mức bằng giá bán điện bình quân tính toán. Khi tích luỹ chi phí phát điện phát sinh trong các tháng đã qua kể từ lần điều chỉnh trước đủ lớn, dẫn đến giá bán điện bình quân biến động bằng hoặc lớn hơn 5% so với giá hiện hành, thì EVN được điều chỉnh giá bán điện bình quân tăng đến 5% sau khi trình hồ sơ cho Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) kiểm tra và được Bộ này chấp thuận.

Theo ông Hoàng Xuân Quốc, Tổng giám đốc CTCP Điện Nhơn Trạch 2, cơ chế này quá ưu ái cho EVN, vì trao cho họ quyền được chủ động điều chỉnh giá bán lẻ điện, trong khi không làm rõ DN phát điện được phép điều chỉnh tăng giá điện như thế nào, với mức bao nhiêu khi chi phí đầu vào tăng?

Doanh nghiệp khó có lợi

Theo ông Quốc, cơ chế vận hành TTPĐCT như vậy chủ yếu mang lại lợi ích cho EVN, trong khi các DN sản xuất điện khó có lợi, do giá bán điện vẫn chịu sự chi phối lớn từ EVN.

Đại diện Tổng công ty Điện lực Dầu khí cũng cho rằng, cơ chế tính toán giá bán điện của TTPĐCT khó đảm bảo bù đắp được chi phí sản xuất cho các DN phát điện. Nếu điều này không được điều chỉnh, thì sẽ khó thu hút đầu tư cho ngành điện.

Lãnh đạo một DN điện đang niêm yết bức xúc, nỗi khổ nhất mà các DN phát điện đang phải đối mặt là luôn phải trầy trật khi đàm phán giá bán điện cho EVN. Việc đàm phán kéo dài cả năm, nên tại nhiều kỳ ĐHCĐ, DN không thể đưa ra kế hoạch doanh thu, lợi nhuận, cổ tức, khiến cổ đông nghi ngờ sự minh bạch của DN.

Với cơ chế vận hành TTPĐCT thí điểm vừa công bố, thì khó khăn trong đàm phán giá bán điện cho EVN vẫn khó được khắc phục. Sự bất bình đẳng được thể hiện rõ khi EVN được chủ động điều chỉnh giá bán lẻ điện, nhưng các DN phát điện thì chỉ được xem xét điều chỉnh giá khi được EVN chấp nhận.

"EVN mua giá nào, DN phát điện phải chịu mức giá ấy, vì với mô hình tổ chức chỉ có một đơn vị mua điện buôn là Công ty mua bán điện thuộc EVN, thì nếu không bán, các DN sản xuất sẽ bị… ế điện", vị lãnh đạo DN trên nói.

Đại diện cơ quan quản lý thừa nhận, lo ngại của DN phát điện là có cơ sở, khi ông Trần Tuệ Quang, Trưởng phòng giá điện và phí, Cục Điều tiết điện lực cho biết, nguồn gốc của mô hình điều hành giá điện trong TTPĐCT thí điểm là để hỗ trợ EVN sớm thoát khỏi tình trạng thua lỗ lớn kéo dài hiện nay.

Tình hình tài chính của EVN đang ngày càng không lành mạnh, nên nếu không tạo cơ chế cho EVN được chủ động điều chỉnh giá bán lẻ điện, thì khó "cứu" được EVN. Ông Quang cũng trấn an, các DN phát điện được điều chỉnh giá bán điện khi chi phí đầu vào như giá nhiên liệu, biến động tỷ giá… tăng, nhưng việc điều chỉnh phải có lộ trình, để không gây sức ép tài chính cho EVN!