Đứng yên... chờ đợi

Nhà máy điện Phú Mỹ 3 được đầu tư xây dựng theo hình thức BOT.

5 năm qua, việc gia tăng chi phí “đầu vào” giá thành sản xuất điện, và “đầu ra” là giá bán điện bình quân không được tăng,thậm chígiảm đi do điều chỉnh giá bán điện giảm xuống ở khu vực đầu tư nước ngoài và bán điện cho người nước ngoài đang sinh sống và làm việc tại Việt Nam đã làm cho hy vọng của các nhà đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực nguồn điện giảm dần và đang ở tình trạng đứng yên... chờ đợi.

Tiềm năng mạnh, sức hút yếu

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dự báo, đến năm 2015, để đáp ứng nhu cầu điện dự tính gấp gần 4 lần hiện nay (khoảng 190 tỷ kWh), tổng công suất các nhà máy điện của nước ta tương ứng sẽ lên tớihơn 42.000 MW (hiện khoảng 11.000 MW). Như vậy, đồng nghĩa với việc trong vòng 5 năm 2011-2015, Việt Nam sẽ phải xây mới một loạt nhà máy điện với tổng công suất khoảng 30.000 MW. Để xây dựng 1 MW công suất điện năng phải chi phí khoảng 1 triệu USD, như vậy, trước mắt, chỉ tính vốn cho riêng các công trình nguồn điện đang xây dựng đến năm 2010, đã vào khoảng hơn 25.000 MW, tương đương với tổng vốn đầu tư cho nguồn điện khoảng 25 tỷ USD (chưa kể đầu tư cho lưới điện đồng bộ với tỷ lệ 50% đầu tư cho nguồn). Cùng với việc tìm kiếm nguồn vốn vay từ các ngân hàng thương mại trong và ngoài nước, việc thu hút đầu tư nước ngoài để xây dựng các nhà máy điện được coi là một trong những giải pháp quan trọng.

Thế nhưng hiện nay, các nhà đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực nguồn điện lại đang do dự và chờ đợi mà nguyên nhân cơ bản do giá điện của Việt Nam quá thấp, không đủ sức thu hút. Từ tháng 10-2002, giá điện được quy định là 5,09 cent/kWh (chưa bao gồm thuế VAT). Đến nay, qua 5 năm, mặc dù giá cả các nguyên nhiên liệu “đầu vào” để tính giá thành điện đã tăng lên nhiều lần, nhưng giá điện vẫn không thay đổi theo lộ trình. Cụ thể, giá than cho sản xuất điện tăng 6,41%-7,02%, giá dầu DO tăng 115%, dầu FO tăng 122%, khí Nam Côn Sơn tăng 8%, sắt thép (xây dựng các công trình điện) tăng 80%... Hiện nay, EVN mua điện từ các nhà máy IPP và BOT bình quân là 768,4 đ/kWh, nếu tính cả chi phí phân phối, truyền tải và tổn thất, giá cuối cùng là 1.073 đ/kWh. So với giá bán bình quân đến tận hộ tiêu thụ là 787 đ/kWh, thì cứ 1 kWh điện mua ngoài, EVN phải bù lỗ hơn 280đ. Theo tính toán, năm 2007 EVN sẽ mua của các nhà máy IPP và BOT khoảng 17,74 tỷ kWh (trong tổng sản lượng điện sản xuất và mua ngoài dự kiến khoảng 66,56 tỷ kWh), EVN sẽ phải tăng chi phí lên 4.526 tỷ đồng.

Giải pháp “kích” cung bằng giá

Năm 2007, nhu cầu điện thương phẩm dự tính tăng 15% (tăng hơn 8 tỷ kWh) so với ước thực hiện năm 2006 là khoảng 58,4 tỷ kWh. Tổng cộng các nguồn điện chuẩn bị đưa vào, gồm: điện mua Trung Quốc, điện sản xuất và mua ngoài. Kết quả tính toán cho thấy, tùy thời điểm và tần suất nước về, khả năng lượng điện thiếu hụt năm 2007 sẽ dao động trong khoảng 431 triệu-780 triệu kWh. Dự báo năm 2008-2010, với phương án tăng trưởng phụ tải 15%, tần suất thủy điện 65%, lượng điện thiếu hụt tiếp tục gia tăng tương ứng. Nếu năm 2006, doanh thu của EVN bị giảm 571,85 tỷ đồng, năm 2007 dự kiến lỗ 4.024 tỷ đồng (do lượng điện thiếu hụt lớn, phải mua điện của các nhà máy điện ngoài với giá và sản lượng quá cao), thì các năm 2008-2010, EVN sẽ lỗ khoảng 3.500-5.500 tỷ đồng.

Mặc dù những năm gần đây EVN đầu tư xây dựng hàng chục công trình nguồn điện, đồng thời một số nhà đầu tư trong nước cũng bắt đầu tham gia đầu tư xây dựng nhà máy điện và bán điện cho EVN song tổng công suất các công trình đã và chuẩn bị đưa vào vận hành dự tính đến hết năm 2007 cũng chỉ thêm được 1.200-1.500 MW. Với tình hình trên, trước mắt để bảo đảm đáp ứng nhu cầu điện cho năm 2007, EVN chủ động đưa ra các giải pháp như: giảm tổn thất, giảm chi phí, giữ nguyên lương 2007 bằng lương 2005 (mặc dù sản lượng điện thương phẩm tăng 15% và mức lương tối thiểu cũng đã được Chính phủ cho phép tăng lên 450.000 đ/tháng)... Tuy nhiên, đó mới chỉ là những giải pháp tình thế, còn về lâu dài, vấn đề cơ bản cần giải quyết là nhanh chóng bổ sung nguồn cung cấp điện. Các nhà đầu tư cho biết, một trong những giải pháp quan trọng nhằm thu hút đầu tư nước ngoài vào khâu phát điện là “kích” cung bằng giá bán điện.

Cục trưởng Cục Điều tiết(Bộ Công nghiệp)Đặng Hùng cho biết, để có được công suất 1 MWcung cấp cho khách hàng sử dụng điện vào giờ cao điểm, phải đầu tư tương đương 800 ngàn-1,1 triệu USD. Việc đầu tư cho phát triển điện nhằm đáp ứng nhu cầu kinh tế - xã hội là cần thiết, nhưng trong tình hình tài chính hiện nay của Việt Nam là rất khó khăn; đặc biệt trong trường hợp chủ yếu để phục vụ 2-3 giờ cao điểm sẽ là sự đầu tư lãng phí.

Việt Nam đã gia nhập WTO, các sản phẩm sản xuất trong nước sẽ phải cạnh tranh với sản phẩm của tất cả các quốc gia và trong thực tế, giá điện sẽ là yếu tố quan trọng trong giá thành sản phẩm. Vì vậy, việc tăng giá bán điện bình quân phải được xem xét chủ yếu ở khu vực giá bán điện sinh hoạt theo đúng định hướng của Bộ Chính trị là: giảm bù chéo giá điện giữa các khu vực để tăng sức cạnh tranh của các sản phẩm sản xuất trong nước khi Việt Nam gia nhập WTO và tham gia vào thị trường quốc tế.

Minh Quang