Tại sao Việt Nam phải nhập khẩu điện từ Trung Quốc và Lào?
15:43 02.06.2023 (Đã cập nhật: 11:00 05.06.2023)
© Fotolia / Soonthorn
Đăng ký
HÀ NỘI (Sputnik) – Đây không phải lần đầu Việt Nam nhập khẩu điện từ Trung Quốc và Lào. Mua điện tại các vùng biên giới giáp ranh là điều phổ biến ở nhiều nước với tính toán hiệu quả nhất các bên. Hơn nữa, sản lượng nhập khẩu hiện chiếm tỷ trọng rất nhỏ. TS. Ngô Đức Lâm, chuyên gia năng lượng độc lập nêu quan điểm khi trao đổi với Sputnik.
Mới đây, câu chuyện liên quan nhiều dự án điện điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp chậm được vận hành, phát điện gây lãng phí, trong khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN tăng mua điện từ Lào, Trung Quốc đã gây nóng nghị trường Quốc hội.
Người dân chịu cảnh cắt điện luân phiên do thiếu điện và phải đối mặt với khả năng mất điện diện rộng. Thậm chí, EVN đề xuất tiếp tục tăng giá điện vào tháng 9/2023 do mức tăng giá điện 3% thực hiện từ đầu tháng 5/2023 chưa cân đối được chi phí. Trong khi Việt Nam phải nhập khẩu nguồn điện từ Lào, Trung Quốc thì việc đàm phán mua điện gió, điện mặt trời vẫn chưa đến hồi kết.
Lỗ sao vẫn làm?
Trao đổi với Sputnik, bà Bùi Thị An, Đại biểu Quốc hội khóa XIII cho rằng cần phải xem những khúc mắc, tại sao EVN lỗ triền miên từ năm nay qua năm khác? Cùng một hệ sinh thái nhưng công ty mẹ thì báo lỗ, trong khi các công ty con vẫn công bố lãi? Đồng thời, cần phải minh bạch mức chi tiêu, thu nhập của lãnh đạo doanh nghiệp này.
“EVN luôn nói giá điện Việt Nam rẻ hơn so với nhiều nước, nhưng bảo minh bạch về giá thì họ không làm được. Một doanh nghiệp nhà nước độc quyền, tại sao báo lỗ mà bộ máy cán bộ vẫn tồn tại? Trách nhiệm của EVN là phải dự báo được năng lượng của nước mình, lường trước được các tình huống phát sinh và phải có mục tiêu chiến lược trong từng giai đoạn để quản lý”, bà An nêu quan điểm.
Liên quan vấn đề này, TS. Ngô Đức Lâm, chuyên gia năng lượng độc lập cũng bày tỏ ý kiến, cần phải xem xét lại Luật Điện lực hiện nay. Bởi trước năm 2012, ngành điện được bao cấp hoàn toàn. Về kinh doanh và quản lý Nhà nước nhập nhằng cùng nhau, chuyện không minh bạch, gây nên lỗ lãi không rõ ràng.
TS. Ngô Đức Lâm, Nguyên Phó Viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công thương), chuyên gia năng lượng độc lập thuộc Liên minh Năng lượng bền vững Việt Nam
© Ảnh : TS. Ngô Đức Lâm
“Từ năm 2012, Luật Điện lực sửa đổi đã dần tách rõ là kinh doanh nền kinh tế thị trường, có điều tiết của Nhà nước. Theo cơ chế thị trường thì phải có tăng, có giảm. Có những vấn đề cần minh bạch, rõ ràng, không thể lợi dụng cơ chế thị trường để làm không đúng với bản chất của cạnh tranh thị trường”, TS Lâm nói rõ.
Nhập khẩu điện: Chuyện không mới
Từ ngày 24/5, toàn bộ TP Móng Cái và huyện Hải Hà (Quảng Ninh) sẽ sử dụng điện từ phía Trung Quốc cấp trong các tháng 5, 6, 7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng đang đẩy mạnh nhập khẩu điện từ Lào qua cụm nhà máy thủy điện Nậm Kông và nhà máy thủy điện Nậm San.
Chuyên gia Ngô Đức Lâm cho biết, việc nhập khẩu điện là điều hoàn toàn dễ hiểu. Đây không phải lần đầu tiên Việt Nam đi nhập khẩu điện. Cũng không phải thiếu điện bí bách phải nhập khẩu.
Từ năm 2005, Việt Nam đã mua điện của Trung Quốc qua đường dây truyền tải Lào Cai, Hà Giang. Điện nhập khẩu từ Lào chủ yếu là thủy điện, thông qua thỏa thuận hợp tác liên Chính phủ năm 2016.
Như vậy, theo tổng sơ đồ điện lực Việt Nam, từ sơ đồ VII Việt Nam đã phải nhập điện. Sản lượng điện hàng năm của Việt Nam phát ra trong nước khoảng 280 tỷ kw/h, nhưng nhập chỉ khoảng 10-15 tỷ kw/h. Tức là tỷ trọng điện nhập rất thấp. Nhưng tại sao Việt Nam vẫn phải nhập?
“Tại vùng sâu vùng xa, sát biên giới Trung Quốc, nếu không nhập điện sẽ phải xây dựng đường điện lên tận nơi. Để điện từ đồng bằng, từ miền Nam, miền Trung đưa ra đó sẽ tổn thất rất nhiều. Việc nhập khẩu điện tại các vùng biên giới giáp ranh là điều phổ biến ở các nước với tính toán hiệu quả nhất cho hai nước. Hơn nữa, việc nhập từ thủy điện giá thường sẽ rẻ hơn”, chuyên gia năng lượng phân tích với Sputnik.
Chuyên gia năng lượng nói thêm, điện nhập từ Trung Quốc hay như Lào chỉ phục vụ điện cho vùng biên giới giáp ranh với Việt Nam, chứ không kéo điện xuống Hà Nội hay vào TP.HCM. Việc mua này là theo các thỏa thuận hợp tác với các nước trong khu vực tiểu vùng sông Mekong mở rộng.
Thậm chí, tới đây, Việt Nam có kế hoạch mở rộng liên kết lưới điện chung với các nước trong khu vực ASEAN và Quy hoạch điện VIII cũng đưa ra định hướng xuất khẩu năng lượng tái tạo sang các nước láng giềng.
“Xét về dài hạn, Việt Nam còn đặt vấn đề nối lưới với thế giới, có thể bán cho Campuchia, cùng Thái Lan hình thành thành mạng lưới Đông Nam Á, để hỗ trợ lẫn nhau khi có sự cố. Ở Châu Âu họ vẫn có mạng lưới chung của các nước. Bởi vậy, vấn đề nhập khẩu đôi khi còn có lợi cho các bên”, TS. Lâm nhấn mạnh.
Tiếp tục đàm phán để phát điện tái tạo
Với Quy hoạch điện VIII, nhà nước chủ trương đưa năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng khoảng gần 30% về công suất và sản lượng 10%, còn sản lượng than giảm từ 53% còn 20%. Đây là bước đột phá, đi đúng với xu hướng thế giới. Thế nhưng, tại sao 4.600 MW đã xây dựng xong mà chưa hòa lưới điện Quốc gia?
“Ở đây chúng ta cần phân biệt rõ. Trong quy hoạch nhà nước có bao nhiêu đưa tất cả rồi. 17.000 MW (cả điện gió và điện mặt trời) đều đã đưa vào vận hành. Chỉ còn gần 5.000 MW năng lượng tái tạo chuyển tiếp”, ông Ngô Đức Lâm nói.
Trong Quy hoạch điện VII, Nhà nước đưa ra cơ chế, chính sách ưu đãi khuyến khích đẩy mạnh phát triển năng lượng tái tạo, một loạt doanh nghiệp đã ồ ạt đi theo phong trào. Tuy nhiên, có 87 dự án đã không kịp hoàn thiện nghiệm thu để hưởng giá FIT (theo chính sách cũ) nên phải chấp thuận chuyển tiếp sang cơ chế mới với mức giá thấp hơn 20-30%.
Nguyên nhân sản lượng này chưa hòa lưới điện Quốc gia, một mặt, do nhiều chủ đầu tư vi phạm các quy định pháp luật về quy hoạch, đất đai, đầu tư xây dựng. Số khác chưa hoàn thiện hồ sơ để được cấp giấy phép hoạt động điện lực, nên dự án chưa đáp ứng thủ tục pháp lý.
“Mặc khác, trong quá trình đàm phán giá điện với EVN theo khung giá phát điện của Bộ Công Thương những doanh nghiệp này chưa thỏa thuận được về giá. Vòng luẩn quẩn trong giai đoạn vừa qua là vấn đề về giá, nhà đầu tư và cơ chế quản lý đều có vấn đề không minh bạch rõ ràng”.
Sau sự chỉ đạo của Chính phủ, đến chiều 31/5, 9 dự án điện tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ công nhận ngày vận hành thương mại (COD) - đây là điều kiện để các dự án phát điện lên lưới. Ngoài 7 dự án với tổng công suất hơn 430,2 MW được phát điện lên lưới; đang có 40 dự án khác được Bộ Công Thương phê duyệt giá tạm.
Về phía Bộ Công Thương, cơ quan này đã nghiệm thu công trình, một phần công trình cho 19 dự án; cấp giấy phép hoạt động điện lực (thủ tục cần thiết theo Luật Điện lực để dự án điện được khai thác) cho 27 dự án và 22 dự án khác được gia hạn chủ trương đầu tư.
Trong những ngày gần đây, việc gỡ vướng liên quan tới hồ sơ, trình tự thủ tục đàm phán giá tạm, hợp đồng mua bán điện được Bộ Công Thương, EVN và các đơn vị liên quan đẩy nhanh để sớm đưa các dự án điện tái tạo vận hành thương mại, phát điện trong bối cảnh nguy cơ thiếu điện mùa khô 2023.
Cần bộ phận độc lập giám sát ngành điện
Theo TS. Ngô Đức Lâm, cách giải quyết của Bộ Công thương hiện nay chỉ là giải pháp tình thế trước mắt. Về lâu dài phải giải quyết triệt để.
“Quản lý hệ thống điện Việt Nam đang bộc lộ nhiều vấn đề, kể cả cơ chế, chính sách, trong đó có cơ chế đấu thầu. Ở đây Nhà nước phải tổ chức giám sát chặt chẽ. Cụ thể, Quốc hội nên có Nghị quyết riêng giám sát chuyên đề về ngành điện và giao cho Ủy ban Kinh tế thực hiện, từ vấn đề đầu tư, giá thành, quản lý,... để tình trạng này không còn lặp đi lặp lại”.
