Vì sao EVN lỗ hơn 31.000 tỷ đồng?

Than, khí – nhiên liệu đầu vào quan trọng của sản xuất điện – đã tăng giá rất cao trên thị trường thế giới trong năm nay, trước những tác động từ xung đột Nga – Ukraine, khủng hoảng năng lượng tại châu Âu… Số liệu của IAE cho thấy, giá than thế giới năm nay đã tăng gấp 6 lần so với 2020, và 2,6 lần so với 2021. Giá khí đốt cũng tăng 27 lần trong 2 năm qua tại châu Âu.

Cơn sốt giá nhiên liệu thế giới đã ảnh hưởng tới giá thành điện trong nước, khi mỗi năm Việt Nam nhập 35-36 triệu tấn than cho sản xuất điện. Còn giá khí được tính neo theo giá dầu thế giới, nên khi giá dầu tăng 2,2 lần so với 2020 và 1,3 lần so với năm ngoái, đã làm tăng chi phí mua điện từ các nhà máy điện khí trong nước.

Theo số liệu của EVN, giá mua điện bình quân từ điện than tăng 408 đồng một kWh so với 2021; riêng với nhà máy dùng than nhập khẩu, mức tăng này là 2.062 đồng một kWh. Giá mua điện khí cũng tăng hơn 183 đồng mỗi kWh so với năm ngoái.

Năm nay, sản lượng điện mua từ điện than (than trong nước, than nhập khẩu) khoảng 84 triệu kWh, và điện khí gần 29 triệu kWh. Vì thế, giá nhiên liệu than, khí tăng vọt đã khiến chi phí mua điện của EVN tăng gần 40.000 tỷ đồng.

Ông Lê Văn Danh, Tổng giám đốc Tổng công ty Phát điện 3 (Genco 3, đơn vị chiếm hơn 12% lượng điện phát) cho biết, giá nhiên liệu, nhất là giá than tăng cao trong nửa đầu năm, khi than nhập khẩu tăng hơn 2 lần so với năm ngoái, khiến doanh nghiệp này gặp khó khăn trong cung ứng than cho Nhà máy điện Vĩnh Tân 2.

“Nguồn than khó khăn, giá lại tăng cao trong quý I, II nên có nhiều thời điểm nhà máy của tổng công ty bị thiếu than cho sản xuất điện”, ông chia sẻ.

Yếu tố nữa là đồng USD đắt lên sau khi Ngân hàng Nhà nước nới biên độ tỷ giá cũng làm tăng chi phí mua nhiên liệu nhập khẩu cho sản xuất điện, khiến lỗ do chênh lệch tỷ giá lên tới hàng nghìn tỷ đồng.

Như với Genco 3, năm nay doanh nghiệp ước lãi hơn 2.400 tỷ đồng. Tuy nhiên chỉ tiêu tài chính này tới cuối năm “giữ hay phải xem xét lại” hay không phụ thuộc vào tỷ giá ngoại tệ những ngày cuối tháng 12. “Nếu tỷ giá tăng và dao động mạnh như tháng 11 vừa rồi thì chỉ tiêu này phải xem xét lại”, Tổng giám đốc Genco 3 cho biết.

Giá nhiên liệu tăng cao và tỷ giá biến động đã ảnh hưởng tới giá chào bán trên thị trường điện, làm chi phí mua điện của EVN tăng rất cao. Theo ông Nguyễn Đức Ninh, Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), giá công suất năm 2022 (giá để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trên thị trường) tăng 252% so với 2021 và tăng gần 3 lần so với 2020. Còn giá trần trên thị trường điện cũng đạt kỷ lục 1.612 đồng, tăng 7% so với 2021 và 19% so với 2019.

Hai loại giá này đã tác động làm giá thanh toán trên thị trường cho mỗi kWh tăng gần 20% so với năm ngoái và 36% so với 2019.

“Phần lớn giá chào các nhà máy trên thị trường đều cao hơn mức giá bán lẻ điện bình quân đang áp dụng từ 2019, là 1.864,44 đồng một kWh. Có tổ máy giá lên tới 3.000-4.000 đồng”, ông Ninh cho biết.

Để tối ưu chi phí, A0 đã huy động tối đa nguồn thuỷ điện giá thấp hơn, sản lượng 95-96 tỷ kWh, cao nhất 10 năm và gấp gần 8 lần kế hoạch (12,5 tỷ kWh). Nhưng nửa cuối năm tình hình thuỷ văn diễn biến thất thường, nước về các hồ ít hơn đầu năm và các nhà máy thuỷ điện phải xả hơn 10 tỷ m3 nước (tương đương khoảng 2 tỷ kWh) phục vụ đổ ải, đáp ứng quy trình liên hồ chứa… nên cơ cấu nguồn từ thuỷ điện năm nay chỉ chiếm khoảng 36%.

Trong khi đó, để đủ điện cung ứng, nhà vận hành phải huy động từ các nguồn điện khác là than, năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng lớn… Đây là các nguồn điện giá cao hơn, cùng giá nhiên liệu biến động làm chi phí giá thành tăng.

Chưa kể, khí cung cấp cho các nhà máy điện khí chỉ đáp ứng 70% năng lực của các tổ máy, nên để đảm bảo cung ứng điện, nhiều thời điểm A0 phải huy động thêm các nhà máy điện chạy dầu DO giá cao.

EVN là đơn vị sản xuất điện chính, chiếm khoảng 40% sản lượng điện sản xuất mỗi năm. Nắm tỷ trọng còn lại trong cung ứng sản xuất điện là các tập đoàn Nhà nước khác như PVN, TKV… Tuy nhiên, “ông lớn” ngành điện đang giữ vị thế trong khâu truyền tải điện, phân phối và vận hành hệ thống điện.

Hiện Việt Nam chưa có thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, nên khâu phân phối (bán lẻ) điện vẫn do các đơn vị thuộc EVN đảm trách. Theo kế hoạch của Bộ Công Thương, thị trường bán lẻ điện cạnh tranh dự kiến thí điểm trong 2022 -2024 và sau năm 2024 sẽ người tiêu dùng sẽ được lựa chọn đơn vị bán lẻ điện. Song hiện việc thí điểm và thúc đẩy thị trường này bị chậm so với kế hoạch.

Vì thế, chi phí mua điện tăng cũng khiến khâu phân phối bán lẻ bị lỗ. Bà Đỗ Nguyệt Ánh, Chủ tịch Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC, đơn vị quản lý, vận hành phân phối điện tại 27 tỉnh, thành phía Bắc) cho biết, giá mua điện theo kế hoạch là 1.809 đồng một kWh, nhưng thực tế doanh nghiệp này phải trả tới 2.400 đồng một kWh mua buôn từ các đơn vị phát điện, tức tăng 685 đồng một kWh. Vì thế, số tiền phải trả thêm do giá mua điện cao là 3.700 tỷ đồng.

Bên cạnh đó, sản lượng bán điện thương phẩm cho các hộ tiêu thụ điện lớn cũng sụt giảm mạnh, chỉ đạt 85,4 tỷ kWh, tương đương tăng trưởng hơn 5,4%, thấp hơn thời điểm trước dịch Covid-19. Lý do, phần lớn doanh nghiệp sản xuất công nghiệp như Hoà Phát, Samsung đã giãn, giảm và thậm chí tạm dừng sản xuất trong những tháng cuối năm.

Giá mua điện cao và giảm lượng bán điện thương phẩm cho các hộ tiêu thụ điện lớn làm EVNNPC lỗ 4.700 tỷ đồng năm nay.

Trong bối cảnh này, nhiều giải pháp về quản trị, cắt giảm, tiết kiệm được ngành điện áp dụng để giảm lỗ. Ông Nguyễn Tài Anh cho biết, EVN đã giảm 20-30% chi phí sửa chữa lớn, chi lương cán bộ nhân viên 80-90% mức bình quân 2020, giảm 10% chi phí thường xuyên; tối ưu hoá dòng tiền… với tổng chi phí giảm hơn 33.400 tỷ đồng.

Tài chính khó khăn nên EVNNPC đã tiết giảm tối đa chi phí sửa chữa lớn (40%), giảm tiền lương cán bộ nhân viên gần 40%…

Chi phí sản xuất điện tăng cao trong năm nay đã được EVN hơn một lần cập nhật, báo cáo Bộ Công Thương. Tính toán của tập đoàn này hồi tháng 6 cho thấy, giá bán lẻ điện bình quân năm 2022 lên mức 1.915,59 đồng một kWh (không gồm khoản chênh lệch tỷ giá hợp đồng mua bán điện còn lại 2019-2021 của các đơn vị phát điện). Mức này cao hơn 2,74% so với giá bán lẻ điện bình quân đang áp dụng từ năm 2019, là 1.864,44 đồng một kWh từ tháng 3/2019, tức gần 4 năm và chưa được điều chỉnh.

Tuy nhiên, hiện với mức tăng của các chi phí đầu vào tạo áp lực tài chính đè nặng, EVN kiến nghị Bộ Công Thương tăng giá bán lẻ điện bình quân theo Quyết định 24 trong năm 2022. Việc này để giảm bớt khó khăn và đảm bảo cân bằng tài chính năm 2023 và các năm tiếp theo do giá nhiên liệu tăng cao.

Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh, cho rằng giải pháp phù hợp nhất là điều chỉnh giá điện, nhưng lộ trình tăng giá cần rõ ràng để vừa bù đắp được chi phí cho ngành điện, vừa tránh cú sốc về giá cho người dân.

“Tăng giá điện là cần thiết, và cơ chế ra quyết định phải được cơ quan quản lý đưa ra thật rõ ràng, tránh chi phí bị nén quá lâu sẽ tác động xấu tới phát triển ngành điện”, ông Sơn bình luận.

Hệ quả của việc chưa được điều chỉnh giá điện kịp thời, theo EVN sẽ khiến tập đoàn này rơi vào nguy cơ mất cân đối tài chính, dòng tiền để thanh toán chi phí mua điện cho các đơn vị phát điện. Việc này sẽ ảnh hưởng tới khả năng hoạt động liên tục của các nhà máy, ảnh hưởng tới cung cấp đủ điện cho sản xuất, kinh doanh và tiêu dùng.

Doanh nghiệp ngành điện cũng sẽ gặp khó khăn huy động, cân đối vốn để đầu tư các dự án điện, sửa chữa bảo dưỡng các công trình điện, đảm bảo vận hành, cung ứng điện cho các năm tiếp theo.

Theo Anh Minh/vnexpress.net