Giá bán lẻ điện trong mối quan hệ giữa thị trường và sự điều tiết của Nhà nước: thực trạng và giải pháp

TÓM TẮT:

Giá bán lẻ điện luôn thu hút sự quan tâm đặc biệt ở Việt Nam do sản phẩm điện năng là một hàng hóa thiết yếu đặc biệt. Với cấu trúc ngành Điện hiện nay, phần nguồn điện đã hoạt động theo cơ chế thị trường trong khi khâu bán lẻ vẫn hoàn toàn được điều tiết bởi Nhà nước. Bài báo tập trung phân tích hiện trạng hệ thống giá bán lẻ điện ở Việt Nam trong mối quan hệ giữa thị trường và quá trình điều tiết của Nhà nước, từ đó đề xuất các định hướng cải tiến hoàn thiện cơ chế điều tiết giá bán lẻ điện theo hướng phản ánh tốt hơn các tín hiệu của thị trường điện.

Từ khóa: giá bán lẻ điện, thị trường điện, cơ chế điều tiết giá điện.

1. Đặt vấn đề

Điện năng là một hàng hóa đặc biệt. Về phương diện sản xuất, quá trình cung cấp điện đòi hỏi vốn đầu tư ban đầu lớn, rủi ro cao, kết nối hệ thống là tuyệt đối, an ninh trong cung cấp điện luôn được xem xét với tham chiếu là chi phí ngừng cung cấp điện. Về phương diện tiêu dùng, sản phẩm điện năng là hàng hóa thiết yếu đặc biệt đối với quá trình phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Do đó, hoạt động của ngành Điện luôn có sự điều tiết, kiểm soát chặt chẽ từ Nhà nước cho dù mô hình tổ chức là độc quyền truyền thống hay mô hình cạnh tranh. Ở Việt Nam, ngành Điện đang trong lộ trình tái cấu trúc khi khâu sản xuất cơ bản đã được tổ chức theo mô hình cạnh tranh, nhưng quá trình điều tiết của Nhà nước vẫn rất chặt chẽ, đặc biệt là khâu bán lẻ điện. Những khó khăn của ngành Điện đặc biệt ở giai đoạn gần đây khi giá nhiên liệu đầu vào liên tục tăng, nhưng giá bán lẻ được điều tiết bởi Nhà nước đã 4 năm liên tục không điều chỉnh (3/2019-4/2023). Mới đây, việc điều chỉnh giá cũng chỉ ở mức tăng 3% và hệ lụy là EVN thua lỗ năm 2022 và nhiều khả năng sẽ tiếp tục thua lỗ trong năm 2023.

Bài báo tập trung nghiên cứu thực trạng về mối liên hệ giữa cơ chế thị trường và hoạt động điều tiết của Nhà nước vào hệ thống giá bán lẻ điện ở Việt Nam giai đoạn hiện nay. Mục tiêu của bài báo nhằm xác định các bất cập, khó khăn, từ đó đề xuất giải pháp để hài hòa hơn mối quan hệ giữa các quy luật khách quan của thị trường và hoạt động điều tiết về giá điện, từng bước điều chỉnh và hoàn thiện hoạt động điều tiết đồng hành cùng quá trình tái cấu trúc để đảm bảo thị trường điện vận hành hiệu quả.

Để đạt được các mục tiêu này, bài báo được cấu trúc thành 4 phần: sau phần đặt vấn đề với mục tiêu nghiên cứu (i) là tổng quan nghiên cứu với các nền tảng lý thuyết, xây dựng khung phân tích về tương tác giữa cơ chế thị trường và hoạt động điều tiết của nhà nước vào các lĩnh vực điện lực, (ii) phân tích thực trạng mối quan hệ giữa thị trường và hoạt động điều tiết của Nhà nước vào ngành Điện Việt Nam nhằm rút ra các tồn tại và hạn chế, (iii) đề xuất các gợi ý chính sách nhằm hài hòa hơn hoạt động điều tiết trong lộ trình tái cấu trúc của ngành Điện Việt Nam theo hướng cạnh tranh.

2. Tổng quan nghiên cứu về cơ chế thị trường và điều tiết của nhà nước trong ngành Điện

Về phương diện lý thuyết, khi để thị trường tự do hoạt động, giá cả được hình thành đơn thuần từ áp lực cung cầu, hay trạng thái cân bằng cung cầu sẽ quyết định mức giá. Thông thường, giá thị trường sẽ biến động mạnh. Điều này đặc biệt đúng với ngành Điện khi lượng cầu và lượng cung về điện rất ít co dãn so với sự thay đổi của giá, đồng thời quá trình cung ứng mang đặc trưng kinh tế - kỹ thuật rất khác biệt (Picard, 1990).

Tuy nhiên, với đặc điểm của một hàng hóa thiết yếu đặc biệt, là đầu vào quan trọng của hoạt động kinh tế - xã hội của mọi quốc gia, việc giữ giá điện ổn định, hay chính sách bình ổn giá để tránh các tác động tiêu cực của cơ chế thị trường là điều được nhiều quốc gia sử dụng. Hơn nữa về phương diện điều hành vĩ mô, ở từng giai đoạn, việc ưu tiên phát triển các ngành nghề, lĩnh vực kinh tế khác nhau được thực hiện thông qua các ưu đãi đầu vào, giá điện được sử dụng như một công cụ hữu hiệu. Cả hai lý do đó dẫn đến việc hệ thống giá bán điện thường có sự điều tiết của Nhà nước, thay vì hình thành hoàn toàn theo cơ chế thị trường tự do như các hàng hóa thông thường khác (Bùi Xuân Hồi, 2008; Munasinghe, 2009). Tuy vậy, tùy theo đặc điểm kinh tế - xã hội của từng nước mà tổ chức ngành Điện cũng rất khác nhau, dẫn tới quá trình điều tiết vào ngành Điện, vào hệ thống giá điện khác nhau, cho dù vẫn phải tuân thủ một số nguyên tắc chung để đảm bảo sự phát triển bền vững của Ngành. Bảng  tổng hợp kinh nghiệm của các nước trên thế giới về mối quan hệ giữa cạnh tranh và hoạt động điều tiết của Nhà nước vào giá điện. Kết quả cho thấy, về cơ bản, việc điều tiết giá bán lẻ là cần thiết, nhưng phải được thực hiện theo định kỳ để phản ánh kịp thời các biến động của thị trường. Các nước hầu như không có cơ chế bù chéo trong giá bán lẻ điện và chính sách xã hội trực tiếp trong giá điện (Bùi Xuân Hồi và cộng sự, 2021).

Bảng 1. Tổng hợp kinh nghiệm của các nước về quan hệ giữa thị trường 

và điều tiết giá bán lẻ điện

Nguồn: Tác giả tổng hợp.

Lý thuyết về thị trường cạnh tranh, về hoạt động điều tiết của Nhà nước, các bài học kinh nghiệm về mối liên hệ giữa kết quả của thị trường điện cạnh tranh và hoạt động điều tiết của Nhà nước hệ thống giá bán lẻ điện là các nền tảng lý thuyết để chúng tôi thực hiện các phân tích hiện trạng hệ thống giá điện Việt Nam.

3. Giá điện Việt Nam: Hiện trạng cơ chế điều tiết và vấn đề phản ánh tín hiệu thị trường

Ở Việt Nam, hoạt động của ngành Điện được quy định trong các văn bản pháp lý từ Luật Điện lực tới các  Nghị định, Thông tư của Chính phủ, các Bộ, liên Bộ và các cơ quan hữu quan khác. Một cách tổng quan, theo Phụ lục số 02, Luật Giá số 16/2023/QH15, điện thuộc danh mục hàng hóa dịch vụ thực hiện bình ổn giá, theo Luật Điện lực và Luật Sửa đổi bổ sung một số điều của Luật Điện lực, mức giá bán điện bình quân, cơ chế điều chỉnh giá và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện do Thủ tướng Chính phủ quy định. Tới thời điểm hiện tại, quá trình tái cấu trúc đã được thực hiện ở khâu phát điện, điều đó có nghĩa là giá mua buôn điện đầu vào cơ bản đã theo thị trường, tức là giá cạnh tranh và biến động mạnh (Hình 1). Về bán lẻ điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) - doanh nghiệp nhà nước vẫn giữ vai trò then chốt trong nhiệm vụ đảm bảo cung cấp điện cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Ngoài sở hữu một phần trong cơ cấu các nguồn điện, EVN và các đơn vị thành viên sở hữu toàn bộ hệ thống truyền tải và đảm nhiệm toàn bộ khâu phân phối và bán lẻ điện.

a) Các cơ chế điều tiết giá bán lẻ điện hiện hành

Như đã đề cập, hệ thống giá bán lẻ điện được điều tiết thông qua các quy định của Nhà nước. Theo đó, giá bán lẻ điện cho các hộ tiêu dùng được xây dựng dựa trên nguyên tắc của chỉ tiêu giá bán điện bình quân toàn ngành, trên cơ sở cơ cấu biểu giá bán lẻ điện để tính toán ra mức giá chi tiết cho từng nhóm hộ tiêu thụ đang được phân loại theo tính chất tiêu dùng điện (bao gồm 4 nhóm hộ: sản xuất, kinh doanh, hành chính sự nghiệp và sinh hoạt, theo các cấp điện áp khác nhau: cao áp, trung áp và hạ áp). Cơ cấu biểu giá bán lẻ điện thuộc thẩm quyền quyết định của Thủ tướng và văn bản có hiệu lực tới thời điểm hiện tại là Quyết định số 28/2014/QĐ-TTg (Quyết định số 28) quy định cơ cấu giá chi tiết cho từng hộ tiêu thụ theo tỷ lệ % của mức giá bán điện bình quân. Do đó, việc điều chỉnh giá bán lẻ điện cho các hộ tiêu thụ cuối cùng bản chất là điều chỉnh giá bán điện bình quân. Quy định phương pháp lập giá bán điện bình quân và cơ chế điều chỉnh giá bán điện bình quân cũng thuộc thẩm quyền của Thủ tướng và đang được quy định tại Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng (Quyết định 24). Trong Quyết định này, các vấn đề quan trọng được đề cập gồm: (i) Phương pháp lập mức giá bán điện bình quân hàng năm, (ii) Cơ chế điều chỉnh giá bán điện bình quân hàng năm và trong năm, (iii) Thẩm quyền ra quyết định về điều chỉnh giá bán điện bình quân: gồm thẩm quyền của EVN (với mức điều chỉnh cần thiết <5%), thẩm quyền của Bộ Công Thương (với mức điều chỉnh cần thiết từ 5% tới dưới 10%) và thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ là trên 10%.

Một cách tổng quan, Quyết định số 28 về cơ cấu biểu giá bán điện được xây dựng từ năm 2014 đến nay đã 9 năm. Rõ ràng sau 9 năm áp dụng, điều kiện cung cầu đã thay đổi, các điều chỉnh phụ tải của hệ thống (như khung cao thấp điểm), mức độ ưu tiên giữa các hộ tiêu thụ theo chính sách vĩ mô cũng đã thay đổi, đã đến lúc cần thực hiện cải tiến cơ cấu biểu giá bán lẻ điện phù hợp với điều kiện hiện hành, đảm bảo hài hòa nhất nguyên tắc tính đúng, tính đủ chi phí hộ tiêu thụ gây ra cho hệ thống điện, từng bước loại bỏ bù chéo. Với Quyết định số 24, với việc tính toán giá bán lẻ điện cho các hộ theo chỉ tiêu giá bán lẻ điện bình quân, về nguyên tắc Quyết định này là căn cứ điều hành giá theo tín hiệu của thị trường, nhưng quá trình áp dụng không dễ dàng.

Như vậy, hệ thống giá bán lẻ điện Việt Nam về nguyên tắc đang được điều hành bởi các cơ chế điều tiết của Nhà nước, bao gồm: (i) các quy định về tính toán cơ cấu biểu giá, mức giá bán lẻ bình quân, (ii) các thẩm quyền về điều chỉnh giá bán điện bình quân theo các biến động của điều kiện cung ứng điện mà bản chất là giá điện phản ánh gần nhất chi phí - tức là điều chỉnh theo các tín hiệu của thị trường, đồng thời duy trì mức độ ổn định nhất định của giá bán lẻ tránh tác động tiêu cực tới nền kinh tế, các hộ gia đình nói riêng. Do đó, giá bán lẻ điện hiện hành phản ánh nhiều hay ít "cơ chế thị trường" hoàn toàn phục thuộc vào tần suất điều chỉnh và biên độ điều chỉnh mức giá bán điện bình quân.

b) Quá trình điều chỉnh giá thực tế: những khó khăn trong phản ánh tín hiệu thị trường

Mặc dù cơ chế là vậy, nhưng thực tế của quá trình điều hành giá điện gặp rất nhiều khó khăn, dẫn tới việc giá bán lẻ chưa phản ánh đầy đủ và kịp thời các tín hiệu từ thị trường. Thật vậy, Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ban hành từ năm 2017, nhưng quá trình triển khai điều chỉnh giá bán điện bình quân thực tế lại không diễn ra mang tính định kỳ, hay theo các quy định đã nêu trong Quyết định này. Đến hết tháng 3/2023 là đúng 4 năm, chỉ tiêu giá bán điện bình quân đã không có bất cứ sự điều chỉnh nào, ngoại trừ các đợt giảm giá do bệnh dịch Covid-19 trong 2 năm 2020 và 2021 - tức là điều tiết có tính chất tình huống, chứ không phải điều tiết theo tín hiệu của thị trường. Hình 1 thống kê số liệu về các lần điều chỉnh chỉ tiêu giá bán điện bình quân (đồng nghĩa với điều chỉnh mức giá bán lẻ chi tiết cho các hộ tiêu thụ) từ năm 2009 đến tháng 4/2023 cho thấy một nghịch lý trong hoạt động điều tiết giá theo tín hiệu của thị trường. Ở giai đoạn trước đó, khi khâu phát điện còn chưa tổ chức theo mô hình cạnh tranh (2009 - 2012), các lần điều chỉnh giá lại được thực hiện một cách đều đặn, thậm chí có những năm điều chỉnh 2 lần, với mức điều chỉnh lên tới 20.28% (năm 2011). Điều đó có nghĩa, tín hiệu thị trường được phản ánh khá kịp thời và đầy đủ thông qua việc duy trì tần suất và biên độ điều chỉnh sát theo chi phí cung ứng điện. Nhưng từ năm 2013 đến nay, khi thị trường phát điện cạnh tranh vận hành, tức là tính chất thị trường trong giao dịch ở phần nguồn điện tăng lên, nhưng tần suất điều chỉnh giá bán lẻ lại ít hơn và không còn theo các tín hiệu của thị trường. Năm 2022 là năm điển hình cho nghịch lý này, khi phần nguồn điện phải chịu các chi phí nhiên liệu đầu vào tăng cao, do ảnh hưởng từ bên ngoài, nhưng tín hiệu thị trường này đã không phản ánh trong giá bán lẻ khi lần điều chỉnh gần đây nhất (ngày 4/5/2023), giá bán lẻ điện bình quân chỉ điều chỉnh tăng ở mức 3%, trong khi để giá bán lẻ phản ánh các tín hiệu của thị trường mức tăng cần thiết phải trên 10%.

Thực tế này dẫn tới rủi ro cho EVN trong quá trình triển khai hoạt động kinh doanh bán lẻ điện. Thứ nhất, việc không điều chỉnh quá lâu dẫn tới việc giá điện không phản ánh tín hiệu của thị trường và nguy cơ lỗ lớn xảy ra (năm 2022 số lỗ được tính toán khoảng 26 ngàn tỷ đồng). Khi đó, EVN không có khả năng tái đầu tư mở rộng hệ thống điện và thậm chí không có khả năng thanh toán cho các đơn vị bán điện trên thị trường dẫn tới nguy cơ an ninh trong cung cấp điện không được đảm bảo, tức là không đảm bảo nhiệm vụ chính trị trong cung ứng điện thuộc trách nhiệm của EVN. Thứ hai, càng không tuân thủ kỳ điều chỉnh giá (trong năm và hàng năm) sẽ gây áp lực lớn cho các lần điều chỉnh giá tiếp theo, vì như thế giá bán bình quân buộc phải điều chỉnh tăng cao để cân bằng tài chính cho EVN, điều này cũng đồng thời gây ra các áp lực lớn cho nền kinh tế khi điện là hàng hóa thiết yếu đặc biệt.

Vì sao đã có cơ chế và thẩm quyền điều chỉnh nhưng việc thực hiện điều chỉnh giá vẫn rất khó khăn để giá không phản ánh kịp thời tín hiệu thị trường? Ngoài các vấn đề về cân đối vĩ mô bắt buộc, điểm mấu chốt nhất theo chúng tôi nằm chủ yếu ở việc phương pháp lập giá bán điện bình quân hàng năm và đặc biệt là cơ chế điều chỉnh giá hàng năm và trong năm đang quy định trong Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg. Theo đó, tất cả việc tính toán, điều chỉnh đều dựa trên dữ liệu dự báo (kế hoạch cung cấp và vận hành hệ thống điện hàng năm, ước kết quả sản xuất - kinh doanh điện trong năm đối với điều chỉnh giá bán điện bình quân hàng năm; ước sản lượng thương phẩm các tháng còn lại, chi phí các tháng còn lại để thực hiện việc điều chỉnh trong năm). Vấn đề chính nằm ở chỗ kế hoạch cung cấp và vận hành hệ thống điện, các ước lượng  thông thường không đảm bảo độ chính xác liên quan đến lượng nước về các hồ thủy điện, biến động giá nhiên liệu nên rất khó để có kế hoạch chi phí có độ chính xác (về phía cung); mức độ biến động của phụ tải (về phía cầu). Ngay cả khi việc lập kế hoạch vận hành theo quý thì sự sai khác giữa kế hoạch và thực tế vận hành có thể lên tới 20%.

Chính vì nguy cơ sai khác giữa kế hoạch và thực tế vận hành nên dẫn tới việc mặc dù có thẩm quyền, nhưng các chủ thể đã không thể triển khai điều chỉnh giá điện theo định kỳ, vì nếu điều chỉnh theo kế hoạch mà thực tế lại không diễn ra như vậy thì chủ thể điều chỉnh sẽ gặp các khó khăn trong việc giải thích với các cơ quan quản lý, cơ quan kiểm tra giám sát hoạt động kinh doanh điện năng. Thật vậy, khi lập kế hoạch tính toán chỉ tiêu giá bán điện bình quân, nếu như các dự báo về tăng trưởng phụ tải cao và lưu lượng nước về các hồ thủy điện không tốt, dẫn tới việc lập phương án vận hành thị trường là buộc phải khai thác các nhà máy nhiệt điện dầu (có chi phí rất cao). Giá điện bình quân được lập theo phương thức sản xuất như vậy sẽ rất cao. Tuy nhiên, khi thực tế vận hành nước các hồ thủy điện về tốt hơn dự báo, đồng thời lượng cầu không tăng như dự kiến, dẫn tới việc thực tế vận hành không huy động đến điện dầu và giá thành thực tế thấp hơn giá thành kế hoạch. Khi đó, EVN phải đối diện với các ý kiến từ các đơn vị thanh tra kiểm tra đến dư luận là lập kế hoạch chi phí cao để tăng giá bán điện bình quân. Đó là lý do dẫn đến các khó khăn của quá trình điều chỉnh giá điện trong thời gian vừa qua.

Như vậy, một quyết định ở thẩm quyền Thủ tướng nhưng việc vận dụng vào thực tế lại không hề dễ dàng, do các hạn chế của phương pháp xây dựng và phương thức điều chỉnh giá bán điện bình quân. Do đó, việc cải tiến phương pháp lập và cơ chế điều chỉnh giá bán điện bình quân là rất cần thiết, hướng đến việc điều chỉnh giá điện một cách kịp thời, phù hợp, phản ánh một cách sát thực nhất với chi phí phát sinh, biến động trên thị trường phát điện cạnh tranh, đồng thời hạn chế các rủi ro trong việc ra các quyết định điều chỉnh giá của EVN và các cấp có thẩm quyền khác. Điều này còn đặc biệt cần thiết khi lộ trình triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh đang được thực hiện và Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt, đòi hỏi tín hiệu thị trường phải được thể hiện thường xuyên trong giá điện áp dụng cho hộ tiêu dùng cuối cùng.

4. Điều chỉnh giá điện theo tín hiệu thị trường: Các định hướng cải tiến cơ chế điều tiết

Thực tế việc cải tiến cơ cấu biểu giá bán lẻ điện trong Quyết định số 28 là điều cần thiết để phản ánh điều kiện cung cầu của ngành Điện và các chính sách vĩ mô giai đoạn hiện nay. Tuy vậy, điểm quan trọng nhất vẫn là, khi vẫn duy trì cơ chế giá bán lẻ điện như hiện nay, tức là việc phiên giá chi tiết cho các hộ tiêu thụ theo cơ cấu biểu giá từ mức giá bán điện bình quân, thì việc điều chỉnh chỉ tiêu này theo tín hiệu của thị trường là điều bắt buộc. Điều này đồng nghĩa cần phải cải tiến cơ chế điều chỉnh hiện hành (Quyết định số 24) theo hướng linh hoạt hơn theo thị trường. Các kỳ điều chỉnh giá phải được luật hóa cao hơn để đảm bảo tính tuân thủ và hạn chế các rủi ro cho các chủ thể thực hiện điều chỉnh.

4.1. Phân tích các thành phần chi phí trong cấu trúc giá thành cung ứng điện

Với hiện trạng và lộ trình cải tổ ngành Điện Việt Nam, hoàn toàn có thể xây dựng cơ chế điều chỉnh giá điện theo tín hiệu của thị trường và thực hiện việc luật hóa chặt chẽ. Phân tích cấu trúc giá thành cung ứng điện ở giai đoạn hiện tại cho thấy đặc điểm của từng thành phần chi phí như sau:

(i) Chi phí khâu truyền tải điện: về mặt pháp lý, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) đã là một đơn vị độc lập cung cấp dịch vụ truyền tải điện mang tính độc quyền tự nhiên và dịch vụ này được định giá bởi cơ quan nhà nước có thẩm quyền như một dạng dịch vụ công (Thông tư số 02/BCT). Giá truyền tải - được tính bình quân cho 1 kWh điện năng truyền tải, thống nhất toàn quốc, cố định theo năm và thực hiện hiệu chỉnh (nếu có vào cuối năm) - được xem là cố định và chỉ điều chỉnh (nếu có) vào cuối năm theo các quy định. Với căn cứ này, chi phí truyền tải điện chỉ khoảng 5% trong cấu trúc giá thành điện thương phẩm (Bảng 2), đơn giá truyền tải (đồng/kWh) giữ cố định để thanh toán trong năm.

(ii) Chi phí phân phối và bán lẻ điện: được hạch toán tại 5 Tổng công ty điện lực vùng với tỷ trọng khoảng 16-17% (Bảng 2) trong tổng giá thành điện thương phẩm. Hiện tại, để phục vụ lộ trình tái cấu trúc, chi phí phân phối và chi bán lẻ được đề nghị bóc tách hàng năm theo số phát sinh thực tế. Kết quả, 75% nằm ở khâu phân phối và chỉ 25% ở khâu bán lẻ điện, tương ứng với khoảng 13% và 4% tổng giá thành. Chức năng phân phối điện cũng là khâu độc quyền tự nhiên có thể xem xét tính toán giá thành phân phối bán lẻ điện là cố định trong năm và điều chỉnh vào cuối năm. Phần chi phí phụ trợ và quản lý ngành cũng phân bổ đều theo sản lượng điện năng thương phẩm cũng có thể xác định và cố định từ đầu năm.

Bảng 2. Cấu trúc chi phí giá thành theo sản lượng thương phẩm giai đoạn 2019-2020

Nguồn: Ban Tài chính Kế toán EVN

(iii) Chi phí phát điện là thành phần chi phí quan trọng nhất và biến động theo cơ chế thị trường (khoảng 77-80% tổng giá thành). Chi phí phát điện có thể được chia thành 2 nhóm: (1) các nhà máy tham gia trực tiếp thị trường điện và (2) nhóm các nhà máy đặc thù được huy động theo lệnh điều độ hệ thống. Sự biến động của chi phí phát điện đến từ 2 hiệu ứng: (*) các yếu tố đầu vào gồm giá nhiên liệu, lưu lượng nước về các hồ, điều kiện thời tiết ảnh hưởng tới tất cả các nhà máy phát điện và (**) hiệu ứng thị trường đối với các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường. Với cơ chế vận hành đang áp dụng, phần lớn các biến động của chi phí phát điện vẫn là những biến động có kiểm soát bao gồm: chi phí/giá thành cung ứng của các nhà máy điện đa mục tiêu, các nhà máy điện hạch toán phụ thuộc, các nhà máy điện năng lượng tái tạo thanh toán theo giá FIT, phần điện nhập khẩu, phần thanh toán cho các nhà máy BOT, phần thanh toán theo Qc, Pc theo hợp đồng sai khác cho các nhà máy tham gia trực tiếp thị trường. Với các quy định hiện nay về giá trị Qc (khoảng 80% Qm) thì các biến động của khâu phát điện đều có thể coi là có kiểm soát. Hơn nữa, với cơ chế thanh toán cho các nhà máy điện hiện nay theo tháng, nên cơ chế điều chỉnh giá bán điện bình quân hoàn toàn có thể dựa theo các biến động thực thế ở khâu phát (khâu truyền tải, phân phối bán lẻ cố định theo năm), thay vì tính toán theo các số liệu dự báo, dữ liệu kế hoạch của toàn bộ chi phí cung ứng điện như hiện nay.

4.2. Định hướng cải tiến cơ chế điều tiết giá điện theo tín hiệu của thị trường

Với việc phân tích bản chất các thành phần chi phí trong cấu trúc giá thành cung cấp điện ở trên, trước hết cần xem xét cải tiến phương pháp lập giá bán điện bình quân theo hướng sau:

- Phân tách cấu trúc giá bán điện bình quân thành 2 phần riêng biệt: (i) thành phần cố định hàng năm (giá cố định) liên quan đến các dịch vụ hệ thống, bao gồm: dịch vụ truyền tải, dịch vụ phân phối bán lẻ điện, dịch vụ phụ trợ và quản lý ngành do các chi phí này là các thành phần chi phí phi thị trường, ổn định theo tính chất dịch vụ hệ thống điện, cơ bản đã được tính toán theo các quy định của Nhà nước; và (ii) thành phần biến đổi (giá biến đổi) liên quan đến chi phí nguồn điện điều chỉnh theo tín hiệu thị trường.

- Thành phần giá biến đổi được tính hoàn toàn số liệu thực tế phát sinh thực tế ở khâu phát điện thay vì tính toán theo các số liệu dự báo, số liệu kế hoạch. Số liệu phát sinh thực sẽ đảm bảo: (*) mức độ chính xác, rõ ràng, minh bạch, tin cậy và an toàn, (**) loại bỏ các tính toán mang tính dự báo dễ gây ra các rủi ro liên quan đến mức độ chính xác của chỉ tiêu giá bán điện bình quân theo phương pháp tính toán hiện hành.

Về cơ chế điều chỉnh giá bán điện bình quân, việc cải tiến phải hướng đến các mục tiêu chính của quá trình điều tiết: (i) đảm bảo tính linh hoạt phù hợp hơn với biến động về chi phí, mối quan hệ giữa chi phí - giá thành và giá bán điện phù hợp theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước như đã làm với sản phẩm xăng dầu; (ii) đảm bảo giảm thiểu các rủi ro trong quá trình áp dụng liên quan đến nhiệm vụ điều chỉnh giá điện của EVN và Bộ Công Thương, như: rủi ro tài chính, rủi ro trong thanh kiểm tra, cùng các rủi ro khác.

Do đó, phương pháp điều chỉnh giá bán điện bình quân có thể nghiên cứu cải tiến là: (i) chỉ điều chỉnh thành phần giá biến đổi trong cấu trúc giá thành và được tính toán theo số liệu thực tế phát sinh, thành phần giá cố định được tính toán và công bố từ đầu năm có thể giữ nguyên không điều chỉnh, chỉ điều chỉnh vào cuối năm (nếu cần); (ii) điều chỉnh hồi tố để cân bằng tài chính với độ trễ theo kỳ điều chỉnh giá. Nguyên tắc điều chỉnh phần biến đổi như sau:

Bước 1: Xác định doanh thu biến đổi trong kỳ này = Sản lượng điện thương phẩm trong kỳ này NHÂN giá biến đổi kỳ trước (là số thực tế phát sinh kỳ trước).

Bước 2: Xác định giá biến đối thực tế trong kỳ này = tổng chi phí phát điện thanh toán trong kỳ này CHIA cho sản lượng điện thương phẩm trong kỳ này.

Bước 3: Xác định mức điều chỉnh giá biến đổi = (Doanh thu biến đổi trong kỳ này TRỪ tổng chi phí phát điện thanh toán trong kỳ) CHIA sản lượng điện năng trong kỳ này.

Bước 4: Xác định giá biến đổi áp dụng kỳ tiếp theo = Giá biến đổi trong kỳ này (+/-) mức điều chỉnh giá biến đổi.

Với phương pháp điều chỉnh hồi tố như trên, toàn bộ các sai lệch giữa giá biến đổi thực tế của kỳ này với mức giá biến đổi của kỳ trước được áp dụng tính toán doanh thu trong kỳ này sẽ điều chỉnh sang kỳ tiếp theo. Chu kỳ điều chỉnh giá hoàn toàn có thể thực hiện theo quý. Ở cuối mỗi năm, sẽ tiến hành vi chỉnh toàn bộ các thành phần chi phí khác trong cấu trúc giá điện bình quân dựa trên số liệu phát sinh thực trong năm đó theo cùng một nguyên tắc điều chỉnh hồi tố. Một phương án khác là chỉ lấy đúng diễn biến của giá biên thị trường (SMP) làm tín hiệu điều chỉnh. Khi đó, có thể điều chỉnh chu kỳ điều chỉnh giá theo tháng lấy mức biến thiên của giá biên thị trường điện hàng tháng là căn cứ để điều chỉnh phần giá biến đổi. Toàn bộ các sai lệch xem xét điều chỉnh vào cuối hàng năm. Với cách thức điều chỉnh hồi tố dựa trên số liệu phát sinh thực tế như trên sẽ không còn các rủi ro điều chỉnh và đặc biệt giá điện sẽ có tăng, có giảm trong năm theo diễn biến của giá cả thị trường thay vì chỉ điều chỉnh tăng như hiện nay.

Tất nhiên, các đề xuất ở trên mới dừng lại ở mức định hướng, cần phải xem xét mức độ sẵn sàng của dữ liệu, thực hiện các mô phỏng tính toán kỹ lưỡng dựa trên giải số liệu từ 3-5 năm để từ đó đánh giá tác động của các phương án cải tiến một cách kỹ lưỡng, cũng như ra các quy định liên quan đến thẩm quyền điều chỉnh giá, khi đó mới đề xuất cải tiến văn bản pháp lý về điều tiết hệ thống giá bán lẻ điện Việt Nam.

TÀI LIỆU THAM KHẢO:

1. Bùi Xuân Hồi (2008). Lý thuyết giá năng lượng, NXB Thống kê.
2. Bùi Xuân Hồi (chủ nhiệm đề án), (2021). Nghiên cứu cải tiến cơ cấu biểu giá bán lẻ điện hiện hành cho ngành Điện Việt Nam, Đề án Bộ Công Thương.
3. Thủ tướng Chính phủ (2017). Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ban hành Quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.
4. Thủ tướng Chính phủ (2014). Quyết định số 28/2014/QĐ-TTg ngày 07/4/2014 ban hành Quy định về cơ cấu giá bán lẻ điện.
5. Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia, (2022). Báo cáo vận hành hệ thống và vận hành thị trường điện năm 2022.
6. Ban Tài chính - Kế toán EVN (2021). Các báo cáo tài chính năm 2019, 2020.
7. Thủ tướng Chính phủ (2023). Quyết định số 500/QĐ-TTg, ngày 15/5/2023 phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII).
8. Munasinghe (2009). Electric power pricing policy. Staff working paper; SWP 340. Washington, D.C. The World Bank.
9. Picard P. (1990). Eléments de microéconomie: Théorie et applications. Montchrestien, Paris.

Retail price of electricity in the relationship between market signals and regulations: Situation and solutions

Assoc.Prof. Ph.D Bui Xuan Hoi¹

Eng. Nguyen Huy Hoang²

¹Northern Electricity College

²National Load Dispatch Center

Abstract

The retail price of electricity has always attracted special attention in Vietnam because electrical products are special essential goods. With the electricity industry’s current structure, the power supply sector has operated according to the market mechanism, while the power retail sector is still completely regulated by the state. This paper analyzes the current status of Vietnam's electricity retail price system in the relationship between market signals and the regulatory process. Based on the paper’s findings, some orientations are proposed to improve the electricity price regulation mechanism in order to better reflect the signals of the electricity market.

Keywords: electricity retail price, electricity market, electricity price regulation mechanism.  

[Tạp chí Công Thương - Các kết quả nghiên cứu khoa học và ứng dụng công nghệ, Số 16 tháng 7 năm 2023]