|
Năm 2024: Chính sách nổi bật ngành điện
Năm 2024, ngành điện lực chứng kiến nhiều sự kiện cũng như thay đổi về chính sách. EVN được phép tăng giá điện 3 tháng/lần, Luật điện lực Sửa đổi được thông qua, hay các quy định về điện tái tạo… là những điểm nổi bật trong năm qua.
Chỉ 1 lần tăng giá điện dù EVN được phép điều chỉnh giá 3 tháng/lần
Ngày 26/3, Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt Quyết định số 05/2024/QĐ-TTg về cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân.
Quyết định mới nhất cho phép rút ngắn thời gian tối thiểu giữa 2 lần điều chỉnh giá điện từ 6 tháng xuống 3 tháng, nhưng cần đáp ứng một số điều kiện. Cụ thể hơn, khi giá bán điện bình quân giảm từ 1% hoặc tăng từ 3% trở lên so với giá hiện hành thì được phép điều chỉnh tương ứng.
Dù được chủ động tăng giá nhưng EVN mới tăng 1 lần trong năm 2024
|
Quyết định cũng nêu rõ, trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán điện bình quân tính toán thấp hơn từ 1% trở lên hoặc cao hơn từ 3% đến dưới 5% so với giá hiện hành, EVN có trách nhiệm điều chỉnh giá bán điện bình quân ở mức tương ứng.
Trường hợp mức tăng từ 5% đến dưới 10%, EVN được phép tăng giá sau khi báo cáo và được Bộ Công Thương chấp thuận. Trường hợp tăng từ 10% trở lên, sẽ cần đến góp ý của Bộ Tài chính và các Bộ, ban ngành liên quan, hoặc phải báo cáo Ban Chỉ đạo điều hành giá trước khi báo cáo Thủ tướng Chính phủ.
Dù vậy, suốt cả năm qua, EVN chỉ 1 lần điều chỉnh tăng giá điện. Kể từ 11/10/2024, giá bán lẻ điện bình quân tăng từ mức 2,006.8 đồng/kWh lên mức 2,103.1 đồng/kWh (chưa bao gồm VAT), tương đương mức tăng 4.8% từ ngày 11/10/2024. Trong khi đó, năm 2023, giá điện đã có 2 lần điều chỉnh tăng, lần thứ nhất vào ngày 4/5/2023 với mức điều chỉnh tăng hơn 55.9 đồng/kWh (tăng 3%) và lần điều chỉnh tăng thứ 2 vào ngày 9/11/2023 là hơn 86.4 đồng/kWh (tương ứng mức tăng 4.5%).
Câu chuyện tăng giá điện của EVN cũng không phải điều bất ngờ khi Tập đoàn vẫn đang nặng gánh tài chính. Theo Bộ Công Thương công bố, EVN lỗ trên 34 ngàn tỷ đồng về hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2023. Thu nhập từ các hoạt động có liên quan đến sản xuất kinh doanh điện trong năm 2023 là 12,423 tỷ đồng, tổng cộng lỗ gần 22 ngàn tỷ đồng. 6 tháng đầu năm 2024, Tập đoàn tiếp tục lỗ khoảng 13 ngàn tỷ đồng.
Tính đến cuối năm 2023, EVN bán lẻ điện dưới giá vốn khoảng 135 đồng/kWh, tức thấp hơn 6.92%.
Thông qua cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) dành cho điện tái tạo
Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) là một trong số những vấn đề được nêu nhiều năm qua, và phần nào được giải quyết trong năm 2024.
Cụ thể, vào ngày 3/7/2024, Chính phủ ban hành Nghị định về cơ chế DPPA giữa Đơn vị sản xuất năng lượng tái tạo (RE Gencos) với khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích sản xuất.
Nghị định nêu rõ, mua bán điện trực tiếp là hoạt động mua bán giao nhận điện năng, được thực hiện thông qua 2 hình thức: Mua bán điện trực tiếp qua Đường dây kết nối riêng, và Mua bán điện trực tiếp qua Lưới điện quốc gia.
Theo Chứng khoán Rồng Việt (VDSC), khách hàng lớn hiện tại đang có khoảng 7,700 khách thực tế, với tối thiểu 200,000 kWh/tháng, chiếm 36.5% tổng lượng tiêu thụ điện tại Việt Nam. DPPA là cơ chế để các chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo (NLTT) bắt đầu khởi động đầu tư các dự án điện sau thời gian dài không có cơ chế triển khai từ sau đợt ban hành cơ chế giá ưu đãi FiT-2 năm 2020.
Cơ chế DPPA sẽ áp dụng cho các dự án NLTT nhận chứng chỉ vận hành thương mại (CoD) sau tháng 11/2021, bao gồm các dự án tái tạo chuyển tiếp, và thay cho các cơ chế giá cố định và giá FiT áp dụng cho các dự án trước đây.
Chứng khoán SSI cho rằng, sự xuất hiện của DPPA được kỳ vọng giảm sự phụ thuộc vào EVN và lưới điện quốc gia, đồng thời tạo ra môi trường cạnh tranh tốt hơn cho các bên tham gia cũng như giải quyết vấn đề tài chính của EVN. Bên cạnh đó, Quy hoạch điện 8 (QHĐ8) đặt mục tiêu đạt Net Zero vào năm 2050, cũng như tiếp tục mở rộng công suất điện (đạt trên 150,000 MW vào năm 2030 và đạt gần 600,000 MW vào năm 2050), thì NLTT dự kiến sẽ đóng vai trò chính trong quá trình thực hiện lộ trình này.
Tuy nhiên, việc triển khai DPPA được dự báo sẽ gặp nhiều thách thức. Đối với hình thức DPPA vật lý, các chủ đầu tư sẽ còn gặp vướng mắc trong việc bổ sung lưới điện vào quy hoạch tỉnh, quy hoạch vùng. Trong khi đó, DPPA ảo gặp thách thức khi phải tối ưu hiệu quả đàm phán sản lượng và giá hợp đồng forward (cfD) với các khách hàng tiêu thụ điện lớn. Việc xác định giá hợp đồng cố định cả năm hay điều chỉnh theo ngày, tháng, hoặc mùa để đảm bảo cân bằng cung – cầu là một vấn đề.
Bên cạnh đó, phần điện dư không phát hết cho các khách hàng ký kết hợp đồng DPPA, các chủ đầu tư sẽ gặp khó khi vận hành chào giá trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM), với chu trình giao dịch 48 phiên/ngày và mỗi phiên kéo dài 30 phút. Ngoài ra, việc tối ưu hiệu suất đầu tư khi chào giá trên thị trường bán buôn điện không hiệu quả cũng cần xem xét.
Điện mặt trời mái nhà dư thừa: từ đề xuất 0 đồng đến được bán tối đa 20%
Bài toán điện mặt trời mái nhà dư thừa cũng gây nhức nhối trong năm qua. Theo dự thảo hồi tháng 4/2024, các cơ quan, tổ chức, cá nhân được quyền phát hoặc không phát sản lượng điện dư (nếu có) của điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu vào hệ thống điện quốc gia. Tuy nhiên, đơn vị điện lực ghi nhận sản lượng điện với giá 0 đồng và không được thanh toán. Nói cách khác là chỉ được dùng, không được bán.
Điện mặt trời dư thừa được bán lên hệ thống tối đa 20% công suất
|
Tuy vậy, đề xuất đã được thay đổi khi Nghị định số 135/2024/NĐ-CP được thông qua vào 22/10. Nghị định có cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Đáng chú ý, các hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản – tự tiêu đấu nối với hệ thống điện quốc gia có công suất dưới 100 kWh nếu không sử dụng hết có thể được bán lại, nhưng không quá 20% công suất lắp đặt thực tế.
Bên cạnh đó, các dự án điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu còn được hưởng ưu đãi về thuế, thủ tục hành chính rút gọn... Hộ gia đình, nhà ở riêng lẻ được miễn hoặc không phải điều chỉnh giấy phép kinh doanh. Ngoài ra, tổ chức, cá nhân được khuyến khích tự lắp hệ thống lưu trữ điện (BESS) để bảo đảm vận hành an toàn, ổn định.
Thông qua Luật Điện lực (sửa đổi)
Chiều 30/11, Luật Điện lực (sửa đổi) chính thức được thông qua, bao gồm 9 chương với 81 điều, quy định về quy hoạch phát triển điện lực và đầu tư xây dựng dự án điện lực; phát triển điện năng lượng tái tạo và điện năng lượng mới; giấy phép hoạt động điện lực; thị trường điện cạnh tranh, giá điện, hoạt động mua bán điện; trách nhiệm, quyền và nghĩa vụ của tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực và sử dụng điện; vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện lực; bảo vệ công trình điện lực và an toàn trong lĩnh vực điện; quản lý nhà nước về điện lực.
Một trong những nội dung đáng chú ý là Luật Điện lực (sửa đổi) giúp giải quyết bất cập trong giao dịch mua bán điện, thông qua việc bổ sung hợp đồng kỳ hạn điện. Đây là hợp đồng tài chính phái sinh để các bên quản lý rủi ro tham gia thị trường điện. Việc quy định hợp đồng kỳ hạn điện tại luật là cơ sở pháp lý để hướng dẫn cơ chế thuế giá trị gia tăng (VAT) đối với hợp đồng này.
Bộ Công Thương cho rằng đây là yêu cầu cần thiết để xử lý các vấn đề bất cập của thị trường bán buôn điện hiện nay, tạo điều kiện mở rộng phạm vi thị trường bán buôn điện cạnh tranh, là tiền đề cho thị trường bán lẻ điện sau này.
Đề xuất áp dụng giá điện 2 thành phần từ 2025
Cũng trong năm 2024, EVN đưa ra đề xuất xây dựng hệ thống giá bán điện 2 thành phần – bao gồm giá công suất và giá điện năng – cùng lộ trình áp dụng cho ngành điện.
Trong đó EVN cho biết, đơn vị tư vấn cho rằng phương án lý tưởng nhất để áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần là từ 1/1/2025, nếu như giai đoạn thử nghiệm được triển khai và kết thúc như dự kiến. Đối tượng hướng đến trước mắt là các khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất mua trực tiếp từ EVN (khách hàng sản xuất) gồm: tại cấp cao áp (từ 110 kV trở lên), trung áp (từ 6 kV đến dưới 110 kV), hạ áp (dưới 6 kV).
Bảng giá điện 2 thành phần được kỳ vọng sẽ giúp vá những lỗ hổng trong cơ cấu tính giá điện
|
Thực tế, biểu giá điện 2 thành phần đã từng xuất hiện trong các văn bản yêu cầu nghiên cứu từ Chính phủ cách đây hơn 10 năm nhưng chưa thực hiện được. Các chuyên gia cho rằng, cơ chế tính giá điện 2 thành phần sẽ công bằng hơn, vì nó phản ánh chính xác chi phí của mỗi khách hàng, tránh hiện tượng bù chéo giữa các khách hàng như hiện tại.
Ngoài ra, cơ chế mới sẽ tránh các khách hàng đăng ký công suất lớn rồi không dùng, hoặc nhà máy đăng ký công suất lớn, yêu cầu điện lực chuẩn bị đường dây, trạm biến áp nhưng nhiều năm không sử dụng. Chi phí đường dây, trạm biến áp trong những năm đó bị lãng phí, và đổ lên đầu các khách hàng khác.
Đề xuất điều chỉnh kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện 8 (QHĐ8)
Sau hơn 1 năm kể từ khi QHĐ8 được thông qua tháng 5/2023), Bộ Công Thương đã có văn bản đề xuất điều chỉnh kế hoạch thực hiện.
Có nhiều nguyên nhân đứng sau. Bộ Công Thương cho biết, tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm đã nhanh hơn đáng kể so với dự báo của QHĐ8, dẫn đến việc các mục tiêu trở nên khó khả thi.
Trong từng loại hình sản xuất điện cũng còn nhiều khó khăn. Điện khí mục tiêu đến 2030 đạt hơn 30 ngàn MW với 23 dự án khí trong nước và LNG, nhưng tình hình đầu tư, xây dựng gặp nhiều thách thức, dẫn đến nguy cơ thiếu điện.
Đối với nhiệt điện than, QHĐ8 đặt mục tiêu đến 2030 cần đưa vào nguồn gần 3.4 ngàn MW, và không sử dụng điện than từ 2050. Hiện tại, có 5 dự án điện than chậm tiến độ. Hơn nữa với định hướng giảm, nhiều dự án gặp khó khăn, không được địa phương và các tổ chức tín dụng chấp thuận, dẫn đến khó thu xếp vốn và tạo ra nguồn điện mới.
Trong khi đó, thủy điện có thể phát triển theo quy hoạch (hơn 29 ngàn MW đến 2030), nhưng kém thuận lợi vì không còn nhiều dung lượng phát triển, chưa tính đến các rủi ro về biến đổi khí hậu là bất khả kháng.
Với điện gió, Bộ Công Thương đánh giá rất khó khăn để đạt quy mô công suất theo QHĐ8 (2030 đạt gần 22 ngàn MW, 2050 từ 60-77 ngàn MW). Bởi tính đến tháng 9, chưa có dự án điện gió ngoài khơi nào được cấp chủ trương đầu tư, trong khi thời gian thực hiện kể từ lúc khảo sát có thể lên đến 6-8 năm, do đó rất khó khả thi.
Về mặt trời, Bộ Công Thương nhận định quy mô phát triển đến năm 2030 không nhiều. Trong bối cảnh các nguồn điện lớn là khí và than khó đáp ứng tiến độ, việc triển khai điện mặt trời thêm để đáp ứng nhu cầu là cần thiết.
Ngoài ra, Bộ Công Thương đánh giá lưới điện hiện tại còn bị động, lúng túng, nhiều công trình nguồn chậm triển khai, khó đáp ứng tiến độ QHĐ8.
Châu An
FILI
|
