EVN độc quyền như thế nào

(Ảnh minh họa).

Là bên mua duy nhất trên thị trường bán buôn, độc quyền hệ thống truyền tải, bán lẻ nhưng EVN chỉ nắm một phần ba nguồn điện và không được quyền định giá.

Ai sản xuất – định giá – phân phối điện?

Trước năm 2006, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nắm giữ toàn bộ nguồn phát điện nhưng hiện họ không còn độc quyền ở khâu sản xuất này. Trong gần 80.000 MW điện toàn hệ thống (theo công suất đặt), EVN nắm trực tiếp và gián tiếp khoảng 37,6%. Họ sở hữu trực tiếp khoảng 15%, chủ yếu là các nhà máy thủy điện đa mục tiêu (Lai Châu, Sơn La, Hòa Bình, Trị An). Sở hữu gián tiếp tại ba tổng công ty phát điện (Genco 1, Genco 2 và Genco3) thuộc EVN chiếm 22,6% công suất hệ thống. Theo lộ trình, tập đoàn này sẽ thoái vốn tiếp tại 3 Genco nhưng tiến độ cổ phần hóa gặp khó.

Phần còn lại, trên 62%, EVN vẫn phải mua từ các chủ sở hữu nguồn khác, như Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than và khoáng sản Việt Nam (TKV), các nhà đầu tư BOT và tư nhân.

Mười năm trước, tư nhân sở hữu chưa tới 10% nguồn điện, nhưng tỷ lệ này tăng nhanh 5 năm qua nhờ sự bùng nổ của năng lượng tái tạo. Theo Quy hoạch điện VIII, đến 2030, tư nhân đầu tư, sở hữu nguồn điện có thể chiếm một nửa khi điện tái tạo phát triển mạnh.

Ở khâu truyền tải, về cơ bản, đến nay, vẫn là độc quyền của Nhà nước, theo Luật Điện lực (tức Nhà nước chi phối, quản lý, vận hành lưới truyền tải) vì EVN vẫn nắm hầu hết hệ thống. Tổng công ty truyền tải điện (EVNNPT), đơn vị trực thuộc EVN, được giao đầu tư, vận hành và quản lý hệ thống đường dây truyền tải siêu cao áp 500 kV, cao áp 220 kV và trạm biến áp tương ứng.

Năm 2022, Luật Điện lực sửa đổi có hiệu lực đã mở đường cho phép tư nhân đầu tư vào lưới truyền tải điện. Tuy nhiên, gần hai năm trôi qua, vẫn chỉ có một nhà đầu tư tư nhân rót vốn làm đường truyền tải siêu cao áp (500 kV) và trạm biến áp 500 kV, cùng một số đoạn đường dây và trạm biến áp 220 kV đấu nối từ nhà máy của họ tới điểm trung chuyển để phát điện lên lưới quốc gia.

Giải phóng mặt bằng và giá truyền tải thấp, theo chuyên gia, là nút thắt lớn nhất trong đầu tư truyền tải điện. Bên cạnh đó, thủ tục đầu tư qua nhiều cấp phê duyệt cũng là rào cản lớn trong triển khai các dự án truyền tải điện.

Ở khâu này, ông Nguyễn Minh Đức, Ban Pháp chế (thuộc VCCI) gọi là "độc quyền tự nhiên của Nhà nước" chứ không phải của riêng EVN. Theo ông, hệ thống truyền tải quốc gia mang trọng trách đảm bảo an ninh năng lượng, nên buộc Nhà nước phải nắm giữ, điều hành. Ở mọi quốc gia, truyền tải điện là dịch vụ có tính độc quyền tự nhiên. Nếu để doanh nghiệp độc quyền tự do (lạm dụng vị trí độc quyền để thu lợi mà không có sự kiểm soát của Nhà nước), họ sẽ tăng giá lên cao để hưởng lợi nhuận còn người tiêu dùng chịu thiệt. Giá truyền tải điện vẫn do Bộ Công Thương - cơ quan quản lý năng lượng quyết định hằng năm, và giá này theo ông Đức hiện khá thấp, trên 79 đồng một kWh, chưa gồm thuế VAT.

Ở khâu phân phối bán lẻ, EVN hiện quản lý vận hành hệ thống lưới điện 110 kV, 35 kV và 22 kV thông qua các tổng công ty, điện lực địa phương. Tập đoàn này bán cho 92% khách hàng, 8% còn lại (phần lớn ở khu vực nông thôn) do 900 hợp tác xã, các công ty cổ phần mua buôn điện từ EVN rồi bán lại cho người dân.

Năm 2005, EVN từng thí điểm cổ phần hoá Công ty điện lực Khánh Hoà, mở đầu cho việc xã hội hoá khâu phân phối nhưng không thành. Lý do chủ yếu vì EVN có nhiệm vụ quan trọng là đưa điện tới vùng sâu, vùng xa. Một lãnh đạo ngành điện từng tham gia vào quá trình lên kế hoạch thí điểm xã hội hoá khâu phân phối cho biết, nếu cổ phần hoá, ở doanh nghiệp tư nhân, các cổ đông sẽ khó chấp thuận đầu tư vào khu vực nhìn rõ không có lợi nhuận, thu hồi vốn thấp như vậy.

Trên thị trường bán lẻ hiện có EVN và 900 người bán khác, song theo ông Minh Đức đây vẫn là thị trường độc quyền. Bởi, các nhà cung cấp này đang phân chia địa bàn, họ không cạnh tranh với nhau. "Khách hàng không có lựa chọn, không ai chuyển nhà đến nơi khác chỉ vì muốn đổi nhà cung cấp điện", ông bình luận.

PGS.TS Trần Văn Bình, Viện Quản lý kinh tế (Đại học Bách Khoa Hà Nội) cũng cho rằng, ở Việt Nam, bản chất là Nhà nước nắm độc quyền sản xuất, kinh doanh và phân phối điện, chứ không phải EVN.

Ông phân tích, một doanh nghiệp được giữ vị thế độc quyền thể hiện ở việc điều tiết sản xuất, ấn định giá bán cao để thu lợi. Với EVN, họ không được định giá bán. Giá điện bình quân được thực hiện theo Quyết định 24/2017 của Thủ tướng, với thẩm quyền và tỷ lệ điều chỉnh thuộc EVN, Bộ Công Thương và Chính phủ, trên cơ sở tính toán, báo cáo về chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN. Chẳng hạn, năm 2022, giá thành sản xuất của EVN được Bộ Công Thương công bố sau kiểm tra, rà soát tăng 9,27% so với 2021, tương đương giá sản xuất 2.032,26 đồng một kWh. Nhưng mức tăng thực tế được nhà chức trách đồng thuận là 3%, giá bán lẻ bình quân 1.920,73 đồng một kWh. Tức mỗi kWh bán ra, EVN lỗ gần 112 đồng.

Thị trường điện cạnh tranh

Thị trường điện cạnh tranh được tính theo 3 cấp độ: phát điện cạnh tranh, bán buôn cạnh tranh và bán lẻ cạnh tranh. Hơn 10 năm vận hành thị trường điện, đến nay thị trường bán buôn vẫn chưa hoàn chỉnh, còn bán lẻ (nơi người dân được tự do lựa chọn nhà phân phối, cung cấp điện) chưa thí điểm, chậm so với lộ trình.

Thị trường bán buôn, về bản chất vẫn là một người mua (single buyer) - EVN. Nguyên tắc vận hành thị trường phát điện là EVN mua các nguồn từ giá thấp đến cao. Tức là nhà máy phát điện nào chào giá thấp trên thị trường được huy động trước, giá cao sẽ huy động cuối cùng. Hiện 26% trong 419 nhà máy điện (không gồm các nhà máy thuỷ điện nhỏ, điện mặt trời mái nhà và xuất, nhập khẩu điện) trực tiếp chào giá trên thị trường, chiếm trên 37% công suất đặt của hệ thống. Còn lại là các nguồn không trực tiếp chào giá, gồm các nhà máy thủy điện đa mục tiêu, các nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời), BOT (nhà máy được cam kết mua bao tiêu sản lượng điện huy động tại hợp đồng mua bán điện để đảm bảo khả năng thu hồi vốn, thu hút đầu tư).

Theo Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), tỷ trọng nguồn điện được bao tiêu hoặc mua giá cố định, không trực tiếp tham gia vào thị trường bán buôn ngày một lớn (chiếm 62%) đã làm giảm cạnh tranh, hiệu quả vận hành. Giá không phản ánh chính xác chi phí biên phát điện của hệ thống.

Trong khi đó, khâu phát điện cạnh tranh vận hành từ 2012 nhưng điều chỉnh giá bán lẻ vẫn do Nhà nước điều tiết, chưa theo thị trường. Điều này có lợi cho người thu nhập thấp khi giá điện thấp, song với biến động chi phí sản xuất điện tăng vọt, như năm 2022, lại khiến EVN lỗ đậm, trên 26.000 tỷ đồng.

Ngoài ra, theo quy định hiện nay, thị trường duy trì mức giá trần giao ngay để điều tiết, hạn chế tăng giá trong khâu mua điện. Giá này biến động theo mùa và đặc điểm vận hành phối hợp tối ưu giữa nguồn nhiệt và thủy điện, tức tăng cao trong mùa khô và ở ngưỡng thấp vào mùa mưa khi nguồn thuỷ điện được tăng khai thác.

Nhưng giá trần ở mức thấp sẽ làm giảm động lực sẵn sàng phát điện của các nhà máy, tính hấp dẫn của thị trường.

Ông Nguyễn Minh Đức, Ban Pháp chế VCCI, cho rằng giá trần phải "tương đối xông xênh" để nhà đầu tư thấy có lãi. Cùng đó, cần có cơ chế để đưa các nguồn gián tiếp, như các nhà máy BOT, năng lượng tái tạo tham gia trực tiếp trên thị trường điện, bên cạnh các yếu tố như ổn định tỷ giá, vĩ mô.

Mặt khác, sự tham gia ngày càng nhiều của năng lượng tái tạo vào cơ cấu nguồn dẫn tới rủi ro tăng chi phí hệ thống. Hệ quả là có thể tác động mạnh tới giá bán lẻ điện.

TS. Nguyễn Đình Cung, nguyên Viện trưởng Viện Quản lý kinh tế trung ương (CIEM), dẫn dự báo mới đây của Tổ chức Sáng kiến về chuyển dịch năng lượng Việt Nam (VIET.SE) rằng, tổng chi phí sản xuất - kinh doanh điện, nhất là giá phát điện, sẽ tăng lên đáng kể, nên giá bán lẻ điện bình quân sẽ tăng lên tương ứng. Trong bối cảnh đó, nếu vẫn tiếp tục quản lý, điều hành như hiện nay, EVN sẽ tiếp tục thua lỗ lớn, hao mòn và suy yếu tài chính. Điều này, theo ông Cung, cũng làm giảm sút nghiêm trọng khả năng huy động vốn đầu tư phát điện và truyền tải điện.

Khâu phát điện hiện chiếm tỷ trọng lớn nhất (83%) trong chi phí sản xuất mỗi kWh điện, tiếp đến là khâu phân phối 12%, truyền tải 4% và còn lại là dịch vụ phụ trợ. Tỷ trọng chi phí phát điện tăng vọt trong những năm gần đây chủ yếu bởi biến động giá nguyên liệu và tỷ giá, từ đó kéo theo tỷ trọng chi phí phân phối và truyền tải giảm mạnh.

Giá điện – điểm nghẽn của thị trường cạnh tranh

Theo các chuyên gia, để tiến tới thị trường bán lẻ, trước tiên cần hoàn thiện thị trường bán buôn và cải cách giá, đưa mặt hàng này sát thị trường hơn. Đây cũng là điều kiện tiên quyết nếu Việt Nam muốn cải tổ, phát triển thị trường bán lẻ cạnh tranh.

Số liệu của Global Petro Prices cho thấy, giá điện bình quân thế giới cho hộ gia đình là 0,18 USD/kWh ( tương đương 4.260 đồng), trong khi giá điện Việt Nam là 0,08 USD/kWh (tương đương 1.890 đồng). Giá điện Việt Nam thấp thứ 45 thế giới, theo dữ liệu vào cuối năm 2022.

So với Italy, nơi giá bán điện cao nhất thế giới, giá điện Việt Nam bằng một phần mười. Một số quốc gia phát triển mạnh năng lượng tái tạo ở châu Âu như Đức, Pháp, Anh... có giá điện bình quân gấp 3-8 lần Việt Nam.

Theo ông Nguyễn Đình Cung, cách thức quản lý giá điện hiện nay khiến xã hội kỳ vọng giá điện luôn thấp và ổn định, từ đó, tạo nên "bức xúc xã hội" trước mọi thay đổi, điều chỉnh. "Cách thức này cũng không khuyến khích, mà trái lại, tạo tâm lý dè dặt, không dự tính được của các nhà đầu tư phát triển triển ngành điện, nhất là các nguồn mới và đường dây truyền tải", ông nhận xét.

Thực tế cơ chế giá bán điện hiện nay tại Việt Nam, theo nhận xét của giới phân tích, chưa phản ánh đúng chi phí sản xuất, phân phối điện trên thị trường phát điện cạnh tranh, quan hệ cung - cầu. Tình trạng này kéo dài có thể dẫn tới nguy cơ làm ách tắc các dự án đầu tư, cũng như kinh doanh điện. Hệ luỵ là không đảm bảo nguồn điện cho phát triển kinh tế và đời sống nhân dân.

"Không thể đặt ra một lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh quá tham vọng về thời gian khi các yếu tố nền tảng - chính sách giá bán lẻ điện - vẫn chịu sự điều tiết của Nhà nước", ông Bùi Xuân Hồi, Hiệu trưởng Cao đẳng Điện lực miền Bắc, nói.

Cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ điện được các chuyên gia cho là giải pháp tốt nhất giải quyết mâu thuẫn này. Nhưng ông Nguyễn Minh Đức nhìn nhận, điều này không có nghĩa là không còn độc quyền tự nhiên về đường dây truyền tải, chỉ là khách hàng của doanh nghiệp độc quyền đó thay đổi.

Ông giải thích, theo mô hình cạnh tranh, sẽ có một số doanh nghiệp trung gian, mua điện từ nguồn của các nhà máy, thuê đường dây của công ty truyền tải điện độc quyền "chở" điện đến và bán cho khách hàng. Người tiêu dùng khi đó sẽ được lựa chọn giữa nhiều công ty bán lẻ điện như vậy.

Các công ty bán lẻ điện này vẫn phải thuê đường dây của một doanh nghiệp độc quyền. Họ không được lựa chọn như người tiêu dùng. Nhưng lúc này, khách hàng của công ty độc quyền không còn là hàng triệu người, mà là vài doanh nghiệp bán lẻ điện - những đơn vị có chuyên môn và có động lực yêu cầu công ty độc quyền truyền tải này tiết kiệm. Nhà nước lúc này chỉ cần can thiệp để bảo đảm rằng công ty bán lẻ điện nào "lớn tiếng" yêu cầu công ty truyền tải tiết kiệm không bị đối xử bất bình đẳng so với các công ty bán lẻ khác.

Như vậy, cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ điện sẽ có tác dụng chống lãng phí về đầu tư, vận hành hệ thống truyền tải. Ở chiều ngược lại, cạnh tranh hoá sẽ làm tăng chi phí và toàn bộ phần này sẽ được cộng vào giá, người tiêu dùng phải trả.

"Tại nhiều quốc gia khi phát triển thị trường bán lẻ điện, người dân thường kỳ vọng giá giảm khi không còn độc quyền. Nhưng thực tế không phải vậy. Giá điện chắc chắn sẽ tăng khi thị trường hoá hoàn toàn. Điều này cũng xảy ra tương tự với Việt Nam", TS Trần Văn Bình nói với VnExpress.

Ông phân tích, điện năng được sản xuất chủ yếu từ các nguồn nguyên liệu hoá thạch (than, dầu, khí) và đây là những nguồn không tái tạo, đang ngày một cạn kiệt. Chi phí sản xuất ra một đơn vị năng lượng ngày một tăng, tương tự chi phí sản xuất một tấn nhiên liệu ngày một đắt đỏ. Chưa kể hiện tỷ trọng nguồn từ các nhà máy thủy điện sẽ giảm khi đã khai thác tới hạn, trong khi đây là nguồn điện có chi phí rẻ nhất. Vì vậy có xu hướng giá điện năm sau cao hơn năm trước, theo chuyên gia.

Mặt khác, cạnh tranh hoá hoàn toàn cũng dẫn tới nguy cơ "chỗ ngon thì tư nhân nhảy vào kiếm lời, nơi xương xẩu vẫn để Nhà nước độc quyền đi làm phúc lợi", theo ông Nguyễn Minh Đức. Tức là, các doanh nghiệp bán lẻ cũng sẽ chỉ cạnh tranh với nhau ở thành phố, nơi có sản lượng điện lớn và chi phí thuê đường dây trên mỗi đơn vị điện bán thấp. Còn tại vùng sâu vùng xa, sản lượng điện nhỏ, chi phí cấp điện cao mà doanh thu thấp, họ sẽ không mặn mà. Lúc đó, Nhà nước phải can thiệp, có thể trực tiếp hoặc thông qua công ty truyền tải, để cung cấp điện cho vùng sâu vùng xa.

Dù vậy, cạnh tranh hoá thị trường bán lẻ vẫn là cái đích mà bất cứ quốc gia nào cũng đặt mục tiêu tiến tới, dù nhanh hay chậm.

Lo ngại những ngành 'trắng' giáo sư

Tổng số ứng viên được đề nghị xét công nhận đạt tiêu chuẩn chức danh Giáo sư (GS), Phó Giáo sư (PGS) của 26/28 Hội đồng GS cơ sở năm 2023 là 695 người, tăng 249 người so với năm 2022. Tuy nhiên, có những ngành “trắng” ứng viên GS đến nay là 2 năm liên tiếp.

Vắng ứng viên ngành Khoa học xã hội

Theo danh sách ứng viên được Hội đồng GS cơ sở đề nghị xét công nhận đạt tiêu chuẩn chức danh GS, PGS năm 2023 vừa được Hội đồng GS Nhà nước công bố, Hội đồng GS ngành kinh tế có số lượng ứng viên đông nhất với 102 ứng viên gồm 10 GS, 92 PGS. Xếp thứ 2 trong 26 hội đồng GS ngành, liên ngành được công khai, Hội đồng GS ngành Y học với 82 ứng viên. Xếp thứ 3 là Hội đồng GS liên ngành Hóa học - Công nghệ thực phẩm với 60 ứng viên.

Ngành Luyện Kim, ngành Sử học - Khảo cổ học - Dân tộc học và Văn học có tổng số lượng ứng viên GS, PGS ít nhất, lần lượt là 3, 4, 5. Trong đó, ngành Luyện kim, Triết học - Xã hội học - Chính trị học không có ứng viên GS. Đặc biệt có ngành “trắng” ứng viên GS 2 năm liên tiếp là ngành Ngôn ngữ học, Giáo dục học, Dược học và Văn học.

Mặc dù năm nay số lượng ứng cử viên tăng hơn so với năm 2022 nhưng ghi nhận thực tế từ năm 2019 tới năm 2022, số ứng viên tham gia xét GS, PGS giảm mạnh so với thời gian trước đó. Nguyên nhân do từ năm 2019, việc xét công nhận đạt tiêu chuẩn chức danh GS, PGS được thực hiện theo Quyết định 37/2018 của Thủ tướng với những tiêu chuẩn cao hơn trước đó.

GS.TS Nguyễn Văn Chính (Trường ĐH Khoa học xã hội và nhân văn - ĐH Quốc gia Hà Nội) là ứng cử viên duy nhất tại liên ngành Sử học - Khảo cổ học - Dân tộc học được công nhận đạt chuẩn chức danh GS năm 2022 bày tỏ nỗi trăn trở về đội ngũ kế cận. Ông phân tích, sau hơn nửa thế kỷ phát triển của ngành học này, cho đến nay Dân tộc học mới chỉ có 2 người được phong hàm GS là GS Phan Hữu Dật - nguyên Hiệu trưởng Trường ĐH Tổng hợp Hà Nội và GS Ngô Văn Lệ - nguyên Hiệu trưởng Trường ĐH Khoa học xã hội và nhân văn (ĐH Quốc gia TPHCM).

Ông Chính lo ngại trong vòng 5 năm nữa, ngành Dân tộc học/Nhân học Việt Nam chưa có ai hội đủ các tiêu chí để được công nhận đạt chuẩn GS, điều này ảnh hưởng tới việc nâng cao chất lượng đội ngũ chuyên gia đầu ngành, đồng thời tạo ra những thách thức không nhỏ với những người làm nghiên cứu Khoa học xã hội.

Có nên hạ chuẩn?

Theo GS.TS Nguyễn Văn Chính, đối với Khoa học xã hội, việc nghiên cứu và xuất bản công trình khoa học trên các tạp chí chuẩn mực của thế giới không hề dễ dàng. Việc này đòi hỏi nhà nghiên cứu phải tích lũy tri thức, thông tin và hội nhập vào xu hướng lý thuyết và phương pháp nghiên cứu của thế giới trong khi chương trình và nội dung đào tạo của Việt Nam lại chưa hội nhập.

Người trẻ dù nhiệt huyết và sức khỏe nhưng thiếu kinh nghiệm và trải nghiệm cuộc sống, xã hội nên khó có được những công bố khoa học đỉnh cao ở khối khoa học xã hội, rất khó để người trẻ đạt được khi còn thiếu trải nghiệm. Thêm nữa, để xuất bản một bài báo khoa học cần khá nhiều thời gian nên có thể ứng cử viên đạt được chuẩn về xuất bản cũng là lúc đến tuổi về hưu.

Liên quan tới vấn đề này, GS.TS Vũ Dũng - Chủ tịch Hội đồng GS ngành Tâm lý học cho rằng, việc yêu cầu phải có bài báo quốc tế uy tín đối với ứng viên GS, PGS tất cả các ngành/liên ngành có phần cứng nhắc, dẫn đến tình trạng nhiều nhà khoa học mất đi động lực phấn đấu, khiến số lượng giảng viên chức danh PGS, GS ở trường ĐH những năm gần đây giảm nhiều.

Thực tế, sau 5 năm áp dụng quy định tiêu chuẩn mới, theo một số chuyên gia cần có những đánh giá, nhìn nhận lại để điều chỉnh những bất cập phát sinh trong thực tế, trong đó có khó khăn cho lĩnh vực khoa học xã hội có những đặc thù riêng. Trong đó, có ý kiến đề xuất thay thế bài báo quốc tế bằng tạp chí trong nước được công nhận hoặc xếp hạng. Dẫu vậy, để công khai, minh bạch và quan trọng nhất là hướng tới chất lượng thực sự thay vì chỉ công nhận cho có, vẫn cần được xem xét thấu đáo đề xuất này trong bối cảnh công bằng với tất cả những ngành/liên ngành khác khi xét công nhận đạt tiêu chuẩn chức danh GS, PGS.

Sử dụng hơn 600ha rừng làm hồ thủy lợi ở Bình Thuận: Được và mất gì?

(Ảnh minh họa).

Tỉnh Bình Thuận sẽ phải sử dụng hơn 600 ha rừng (trong đó có hơn 137ha rừng đặc dụng) chuyển mục đích sử dụng để làm dự án hồ thủy lợi Ka Pét, chặn sông Bà Bích ở xã Mỹ Thạnh và Hàm Cần, huyện Hàm Thuận Nam.

Chống lũ, cấp nước, phát triển du lịch…

Dự án hồ chứa nước Ka Pét được Quốc hội quyết định chủ trương đầu từ tháng 11/2019 và điều chỉnh, bổ sung chủ trương đầu tư ngày 24/6/2023. Quy mô dự án gồm hồ điều tiết dung tích toàn bộ 51,21 triệu m3, tổng mức đầu tư hơn 874 tỷ đồng và thời gian thực hiện dự án từ năm 2019- 2025.

Tổng diện tích sử dụng đất của dự án là 697,73 ha. Trong đó, diện tích đất lâm nghiệp là 679,72 ha (đất có rừng là 619,58 ha, gồm rừng đặc dụng là 137,95 ha; rừng sản xuất là 440,4 ha và rừng phòng hộ là 0,51 ha; đất nằm ngoài quy hoạch 3 loại rừng là 40,72 ha và đất không có rừng 60,14 ha).

Đây là dự án quan trọng cấp Quốc gia, cấp quyết định chủ trương đầu tư là Quốc hội, cấp quyết định đầu tư là Thủ tướng Chính phủ và chủ đầu tư là UBND tỉnh Bình Thuận. Thực hiện Nghị quyết 101 của Quốc hội, ngày 14/7/2023, UBND tỉnh Bình Thuận có Công văn số 2554 gửi Bộ Kế hoạch - Đầu tư đề nghị báo cáo Thủ tướng Chính phủ về giao nhiệm vụ chủ đầu tư dự án. Đến nay, dự án đã hoàn thành điều tra, kiểm kê đánh giá hiện trạng rừng vào tháng 12/2020, cập nhật kết quả kiểm tra hiện trạng rừng vào tháng 4/2022.

Theo tỉnh UBND Bình Thuận, mục tiêu đầu tư dự án là cấp nước tưới cho khoảng 7.762 ha đất sản xuất nông nghiệp của huyện Hàm Thuận Nam, cấp nước thô cho khu công nghiệp Hàm Kiệm II là 2,63 triệu m3/năm, tạo nguồn nước thô để cấp cho sinh hoạt của khoảng 120.000 người dân khu vực huyện Hàm Thuận Nam và thành phố Phan Thiết. Đồng thời, phòng chống lũ và cải tạo môi trường, điều tiết nước cho vùng hạ du khu vực huyện Hàm Thuận Nam và tỉnh Bình Thuận, tăng dòng chảy trong mùa khô, góp phần cải thiện môi trường sinh thái vùng hạ du, nhất là đoạn qua thành phố Phan Thiết, góp phần phát triển du lịch, dịch vụ của Bình Thuận.

Báo cáo đánh giá tác động môi trường (ĐTM) của dự án hồ chứa nước Ka Pét do đơn vị tư vấn là Cty TNHH Mỏ Địa chất Miền Nam và Cty TNHH Môi trường Dương Huỳnh (TPHCM) thực hiện.

Theo báo cáo ĐTM này, huyện Hàm Thuận Nam nằm trong vùng nhiều nắng, gió, khô hạn nhất nước. Trong khi đó, các công trình thủy lợi ở khu vực hiện mới đáp ứng tưới khoảng 26% đất trồng cây hằng năm. Nếu chỉ tính riêng sản xuất nông nghiệp, khu vực này đang thiếu khoảng 100 triệu/m3/năm.

Việc xây dựng hồ Ka Pét để điều tiết nước trong năm khắc phục tình trạng thiếu nước mùa khô, phục vụ phát triển kinh tế - xã hội ở địa phương. Dự án hồ chứa nước Ka Pét là công trình quy hoạch liên hoàn, có tính chất bổ trợ nguồn nước cho các công trình thủy lợi khác như: Hồ Sông Móng, đập dâng Ba Bàu… để phát huy hết diện tích đất canh tác. Hồ Ka Pét cũng là nơi trung chuyển nước từ sông La Ngà về, bổ sung cho phía Nam tỉnh Bình Thuận.

Không còn vị trí nào khác?

Sáng 6/9, đoàn công tác của tỉnh Bình Thuận đã đi kiểm tra thực địa khu vực rừng được phê duyệt làm dự án hồ chứa nước Ka Pét, ở xã Mỹ Thạnh, huyện Hàm Thuận Nam. Đoàn khảo sát có ông Lê Thanh Sơn - Phó giám đốc Sở Nông nghiệp - Phát triển nông thôn (NN-PTNT) dẫn đầu và đại diện Chi cục Kiểm lâm tỉnh Bình Thuận tham gia.

Trước đó, đoàn công tác của Cục Kiểm lâm (Bộ NN-PTNT) đã vào tới thành phố Phan Thiết, nhưng do lịch giám sát thay đổi nên không đi cùng đoàn khảo sát như dự kiến trước đó.

Trao đổi với báo chí tại hiện trường, ông Lê Thanh Sơn cho biết: Việc sử dụng hơn 600 ha rừng để làm hồ chứa nước đã được các nhà khoa học phân tích, tính toán rất kỹ và thẩm định bởi Hội đồng thẩm định cấp Nhà nước và được Quốc hội thông qua.

“Đây là việc đã tính toán hết rồi, đã được các nhà khoa học, chuyên gia tính toán phân tích kỹ lưỡng và được báo cáo qua rất nhiều kỳ họp, báo cáo Hội đồng thẩm định cấp Nhà nước; qua rất nhiều đoàn kiểm tra của cơ quan Trung ương thì không còn vị trí nào khác để thực hiện hồ Ka Pét này nữa. Việc thực hiện dự án hồ này rất cần thiết và được cơ quan Quốc hội thống nhất thông qua”, ông Sơn nói.

Nói về vị trí xây dựng hồ Ka Pét ảnh hưởng đến hàng trăm hecta rừng tự nhiên, ông Lê Thanh Sơn cho biết xung quanh rừng vẫn là rừng. “Chúng ta chỉ làm cái hồ ở diện tích đã chọn và không làm công trình nào khác. Khu vực rừng xung quanh vẫn được bảo tồn, phát triển tự nhiên”, ông Sơn khẳng định.

Sẽ có phương án để khai thác gỗ rừng

Theo vị Phó giám đốc Sở NN-PTNT tỉnh Bình Thuận, khi các thủ tục của dự án được Trung ương phê duyệt, phương án khai thác gỗ sẽ được lập, trình Sở NN-PTNT tỉnh Bình Thuận thẩm định, phê duyệt.

Về trữ lượng gỗ, lãnh đạo Sở NN-PTNT tỉnh Bình Thuận cho biết, khu vực này bước đầu khi lập hồ sơ nghiên cứu tiền khả thi, đơn vị tư vấn là Phân viện điều tra quy hoạch rừng Nam Bộ thuộc Bộ NN-PTNT đã từng bước khảo sát, ban đầu thì trữ lượng cũng không quá lớn.

Khu vực này từ năm 1983 đến năm 2002 được nhà nước cho phép khai thác. Theo đó, nơi đây là khu vực khai thác gỗ cung cấp cho thị trường. Do đó, nhiều cây gỗ quý, gỗ lớn đã được khai thác.

Do vậy, hiện nay những cây gỗ quý, lớn gần như không còn. Việc thống kê trữ lượng và chủng loại gỗ, sắp tới đây đơn vị tư vấn tiến hành thực hiện và phương án khai thác là phải đo đếm từng cây. Những cây có đường kính từ 10 cm trở lên phải được đo đếm thống kê từng cây và phải có đơn vị tư vấn xác định giá trị của các chủng loại gỗ.

Phó giám đốc Sở NN-PTNT Bình Thuận cũng khẳng định, việc xây dựng hồ Ka Pét về nguyên tắc là tích nước tự nhiên, ngăn dòng chảy để nước dâng lên chứ không phải đào rừng lên để tạo thành cái hồ chứa nước.

Nói về việc trồng rừng thay thế, ông Lê Thanh Sơn cho hay: “Trồng rừng mới, theo quy định pháp luật thì khi chuyển 1ha rừng tự nhiên thì phải trồng lại 3 ha rừng trồng. Với hồ chứa nước Ka Pét này thì chúng ta phải thực hiện trồng hơn 1.844 ha rừng.

Hiện sở đã chỉ đạo các đơn vị quản lý rừng trên địa bàn để rà soát tất cả quỹ đất trống trên địa bàn toàn tỉnh đăng ký chuyển về sở. Từ đó, Sở giao Chi cục Kiểm lâm tỉnh phúc tra lại hiện trạng, hiện trường như thế nào, có đảm bảo được tiêu chí trồng rừng hay không.

Sau khi đầy đủ các nội dung, Sở sẽ tham mưu UBND tỉnh phê duyệt thực hiện trồng rừng thay thế trên địa bàn tỉnh từ đây đến năm 2025”.

Vì sao nhà ở xã hội càng làm càng giảm?

Sau hơn 10 năm thực hiện chiến lược phát triển nhà ở quốc gia giai đoạn 2011 - 2020, tính đến hết năm 2022, cả nước đã hoàn thành 307 dự án nhà ở xã hội khu vực đô thị với 157.100 căn, chỉ đạt 41,7% kế hoạch và đang triển khai thực hiện 418 dự án với 432.400 căn.

Sau nhiều năm triển khai, chương trình xây dựng nhà ở xã hội (NOXH) ngày càng giảm.

Nhiều quy định chưa hợp lý

Được biết, 307 dự án với 157.100 căn hộ NOXH đã hoàn thành đưa vào sử dụng là số lượng lũy kế từ năm 2011 đến nay. Trong khi theo báo cáo tổng kết năm 2020, 2021, 2022 của Bộ Xây dựng cũng đã cho thấy công tác phát triển NOXH của cả nước tiếp tục sụt giảm mạnh, chỉ hoàn thành 19 dự án đưa vào sử dụng với 4.671 căn. Trong đó năm 2020 chỉ hoàn thành 8 dự án với 1.677 căn, năm 2021 chỉ hoàn thành 5 dự án với 1.694 căn và năm 2022 cũng chỉ hoàn thành được 6 dự án với 1.300 căn. Tính riêng trong 6 tháng đầu năm 2023, số lượng NOXH và cả nhà ở cho công nhân được khởi công là 9 dự án, với tổng số khoảng 18.768 căn.

Sở dĩ các chương trình, kế hoạch phát triển NOXH luôn không đạt kế hoạch, không về đích, theo ông Lê Hoàng Châu, Chủ tịch Hiệp hội Bất động sản TP.HCM, là do cơ quan chức năng "tự lấy đá ghè chân mình". Điển hình như quy định bắt buộc sử dụng gạch không nung cho dự án NOXH, hay quy định suất vốn đầu tư xây dựng NOXH phải thấp hơn khoảng 30% so với suất vốn đầu tư xây dựng nhà ở thương mại là chưa hợp lý.

Ngoài ra, quy định pháp luật hiện hành chỉ cho phép hộ gia đình, cá nhân đầu tư xây dựng các khu nhà trọ cho công nhân, lao động thuê ở, nhưng chưa cho phép doanh nghiệp (DN) bất động sản thực hiện các dự án khu nhà trọ cho công nhân, lao động thuê ở. Nếu cho phép DN được tham gia thì đảm bảo chất lượng xây dựng khu nhà trọ và các tiện ích, dịch vụ phục vụ công nhân, người lao động tốt hơn, tạo "áp lực" cạnh tranh lành mạnh buộc các hộ gia đình, cá nhân đang sở hữu các khu nhà trọ phải đảm bảo chất lượng công trình và tăng các tiện ích, dịch vụ phục vụ người thuê tốt hơn; và cũng phù hợp với định hướng khuyến khích việc chuyển đổi các hộ kinh doanh cá thể lên thành DN.

Thực tế thời gian qua, DN kinh doanh nhà trọ phải "núp" dưới danh nghĩa cá nhân người chủ DN. Điển hình như khu nhà trọ gồm 2 tòa nhà 5 tầng rất khang trang với 285 phòng trọ, mỗi phòng có diện tích 19 m2 dành cho 2 người thuê ở (không tính trẻ nhỏ) với giá thuê khoảng 1,5 triệu đồng/tháng (tại TP.HCM) thực chất là do Công ty TNHH Lê Thành đầu tư xây dựng, kinh doanh và trực tiếp quản lý vận hành.

Nhưng phải núp dưới danh nghĩa cá nhân ông Lê Hữu Nghĩa là chủ của DN đứng tên dự án khu nhà trọ này. Khu nhà trọ này có phòng sinh hoạt chung, phương tiện nghe nhìn và được Công ty Lê Thành quản lý vận hành, thực hiện đầy đủ đăng ký tạm trú, tạm vắng nên bảo đảm an ninh trật tự, nhất là đã phòng chống dịch Covid-19 hiệu quả.

Nhưng ông Lê Hữu Nghĩa cũng như các chủ nhà trọ khác chưa được hưởng bất kỳ chính sách hỗ trợ nào của nhà nước và phải nộp thuế khoán là 7%/doanh thu (tương tự cách thu thuế doanh thu trước đây). Trong lúc đó dự án NOXH của DN thì chủ đầu tư được hưởng nhiều chính sách ưu đãi như được vay tín dụng với lãi suất ưu đãi 4,8 - 5%/năm, được giảm 50% thuế giá trị gia tăng (VAT), được giảm 50% thuế thu nhập DN, được miễn tiền sử dụng đất, được nhà nước đầu tư hạ tầng kết nối đến ranh dự án… Ngoài ra, theo quy định của pháp luật, UBND cấp tỉnh phải bố trí đủ quỹ đất dành để phát triển NOXH. Nhưng qua báo cáo của Bộ Xây dựng mới đây cho thấy trong giai đoạn 2011 - 2020, cả nước chỉ quy hoạch, bố trí được 3.359,07 ha đất, chỉ đạt 36,34% kế hoạch.

Cần chính sách thông thoáng để DN tham gia

Luật sư Trần Minh Cường (Đoàn luật sư TP.HCM) cho rằng hiện nay dự thảo luật Đất đai (sửa đổi) quy định UBND cấp tỉnh có trách nhiệm trình HĐND cùng cấp quyết định phân bổ tối thiểu 10% tiền sử dụng đất, tiền thuê đất hằng năm của địa phương cho quỹ phát triển đất. Như vậy, cả hai nguồn vốn ngân sách nhà nước này thực chất chỉ là 1 nguồn vốn ngân sách của địa phương.

Hiện nay, các địa phương đều có quỹ đầu tư phát triển và sau khi luật Đất đai 2013 có hiệu lực thì nhiều tỉnh, TP trực thuộc T.Ư đã thành lập quỹ phát triển đất, nhưng cũng có một số tỉnh giao cho quỹ đầu tư phát triển đảm nhiệm chức năng của quỹ phát triển đất, không thành lập quỹ phát triển đất. Hơn nữa, dự thảo luật Nhà ở (sửa đổi) quy định dành một tỷ lệ nhất định nguồn tiền thu được từ tiền sử dụng đất, tiền thuê đất thì không rõ là bao nhiêu. Điều này gây khó cho các địa phương. Trong khi đó dự thảo luật Đất đai (sửa đổi) quy định rất cụ thể phân bổ tối thiểu 10% tiền sử dụng đất, tiền thuê đất.

"Đề nghị dự thảo luật Nhà ở (sửa đổi) cần kế thừa tinh thần của luật Nhà ở 2014 quy định trách nhiệm chủ đầu tư dự án xây dựng nhà ở thương mại có nghĩa vụ nộp thêm vào ngân sách nhà nước một khoản tiền bằng 20% tiền sử dụng đất của dự án được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt để phát triển NOXH. Khoản tiền này nộp vào quỹ phát triển đất của địa phương để cung ứng vốn cho tổ chức phát triển quỹ đất (trung tâm phát triển quỹ đất) để thực hiện bồi thường giải phóng mặt bằng tạo quỹ đất để phát triển NOXH. Khoản tiền này phải được hạch toán riêng, không được hòa chung vào ngân sách nhà nước và toàn bộ số tiền phải được dành để xây NOXH", luật sư Cường kiến nghị.

Theo ông Lê Hoàng Châu, để đẩy mạnh chương trình xây dựng NOXH, mới đây Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 338 phê duyệt đề án đầu tư xây dựng ít nhất 1 triệu căn NOXH giai đoạn 2021 - 2030. Trong đó đặt ra mục tiêu phát triển 428.000 căn trong giai đoạn 2021 - 2025 và 572.000 căn trong giai đoạn 2026 - 2030. Nhưng kết quả đạt được còn rất khiêm tốn khi từ năm 2021 đến ngày 18.5.2023, cả nước mới hoàn thành 41 dự án ở khu vực đô thị, với khoảng 19.516 căn, chỉ đạt 4,55% kế hoạch của giai đoạn 2021 - 2025 và đang triển khai thực hiện 294 dự án với khoảng 288.499 căn.

Để đạt được mục tiêu phát triển 428.000 căn NOXH vào năm 2025, vấn đề quan trọng nhất hiện nay là cần phải tập trung nỗ lực xây dựng, hoàn thiện chính sách về NOXH của dự thảo luật Nhà ở (sửa đổi) để tháo gỡ vướng mắc, khó khăn về cơ chế, chính sách, tạo quỹ đất, tạo nguồn vốn ưu đãi tín dụng NOXH để hỗ trợ người mua, thuê mua NOXH và huy động thêm nhiều nguồn lực xã hội hóa từ khu vực tư nhân tham gia đầu tư phát triển NOXH. Đồng thời tạo điều kiện cho các tập đoàn và DN bất động sản lớn thực hiện cam kết đầu tư phát triển khoảng 1,5 triệu căn NOXH đến năm 2030.

Nguồn: Vnexpress; Soha; Tiền Phong; Thanh Niên