Chi phí sản xuất điện tăng mạnh

Theo công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất, kinh doanh điện năm 2018 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), năm 2018, EVN chỉ lãi 698,7 tỷ đồng, tương ứng tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên vốn chủ sở hữu năm 2018 là 0,47%.

Điều nhìn thấy rõ nhất qua kết quả kiểm tra là chi phí sản xuất điện tăng mạnh, do có sự biến động mạnh về cơ cấu nguồn điện huy động được trên thực tế so với năm 2017.

Cụ thể, năm 2018, tổng lượng nước về hồ chứa thủy điện đạt khoảng 365 tỷ m3, thấp hơn khoảng 12 tỷ m3 so với năm 2017. Do đó, sản lượng điện từ thủy điện năm 2018 thấp hơn năm 2017, dẫn đến phải huy động nhiều hơn từ các nguồn điện khác như nhiệt điện than, tua-bin khí, năng lượng tái tạo… có giá cao hơn so với thuỷ điện, khiến chi phí sản xuất điện đội lên.

Đơn cử, tuy giá than nội địa năm 2018 ổn định, nhưng giá than nhập khẩu lại tăng mạnh. Cụ thể, giá than Coalfax và NewCastle Index bình quân năm 2018 tăng so với năm 2017 lần lượt là 20,42% và 21,34%, làm tăng chi phí mua điện từ các nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu như Formosa Đồng Nai, Formosa Hà Tĩnh và Duyên Hải 3.

Giá dầu trong nước gồm Diesel (DO), dầu Mazut (FO) bình quân năm 2018 tăng so với 2017 lần lượt là 22% và 20,7% cũng làm tăng chi phí mua điện khi huy động các nhà máy nhiệt điện chạy dầu.

Thêm vào đó, giá dầu HSFO thế giới năm 2018 tăng cao so với năm 2017 khoảng 31,9%, trong khi lại được dùng để tham chiếu tính giá khí thị trường cho các nhà máy điện, cũng làm gia tăng chi phí mua điện từ Nhà máy Nhiệt điện Cà Mau và các nhà máy nhiệt điện có giá khí theo thị trường.

Ngoài ra, có một số nhà máy điện quy đổi giá bán điện theo ngoại tệ, nên đã phải chịu thêm tác động từ tỷ giá. Với mức tỷ giá USD bình quân năm 2018 tăng 1,37% so với năm 2017, áp lực tăng chi phí từ chênh lệch tỷ giá của các nhà máy điện là con số không nhỏ.

Theo công bố của đoàn kiểm tra, do năm 2018 không điều chỉnh giá điện, nên khoản chênh lệch tỷ giá theo hợp đồng mua bán điện của năm 2015 và khoản chênh lệch tỷ giá của cả năm 2017 với tổng giá trị khoảng 3.090,9 tỷ đồng vẫn được treo lại và chưa tính vào giá thành sản xuất, kinh doanh điện năm 2018.

Mối lo dài hơi

Năm 2019, dù giá bán lẻ điện bình quân đã được tăng lên mức 1.864,44 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế GTGT) từ ngày 20/3/2019, giúp ngành điện thu thêm được hơn 20.000 tỷ đồng, nhưng phần EVN “để dành” được lại không nhiều.

Tại cuộc họp báo tăng giá điện hồi tháng 3/2019, các quan chức của EVN cho hay, số tiền chênh này được EVN dành trả hết cho các bên cung cấp nhiên liệu hay chênh lệch tỷ giá ngoại tệ. Trong đó, riêng ngân sách nhà nước sẽ nhận khoảng 6.000 tỷ đồng từ việc thay đổi giá khí từ trong bao tiêu ra theo thị trường.

Đáng nói là, trong khi nguồn thu từ bán điện tăng không đáng kể, thì chi phí mua điện của EVN vẫn tiếp đà tăng trong năm 2019, cũng do tình hình lưu lượng nước về các hồ thuỷ địện trong mùa lũ 2019 rất kém, nên EVN phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện than, khí. Đặc biệt, việc huy động nguồn điện chạy dầu với giá cao đã lên tới xấp xỉ 2 tỷ kWh, cao hơn nhiều so với thực tế năm 2018.

Bên cạnh đó, với khoảng 4.500 MW điện mặt trời được bổ sung trong 6 tháng đầu năm 2019, hiện mỗi ngày sản lượng điện mặt trời phát lên hệ thống khoảng 23 - 25 triệu kWh. Giá điện bán lẻ bình quân hiện là 1.864,4 đồng/kWh, nhưng lại phải mua điện mặt trời với giá 9,35 UScent/kWh (khoảng 2.086 đồng/kWh), khiến EVN bị lõm khoảng 221,6 đồng/kWh, tương đương mỗi ngày doanh nghiệp phải bù chi phí khoảng 4 tỷ đồng.

Giá điện hiện nay khó có thể tăng nhanh lên 11 - 12 UScent/kWh như khuyến cáo của các chuyên gia Ngân hàng Thế giới, nên việc lo vốn đầu tư cho các dự án điện mới của EVN cũng đương đầu với những thách thức không nhỏ.

“Hiện đã có các đơn vị của EVN tự vay mà không cần bảo lãnh, nhưng mới thực hiện được ở trong nước. Tuy nhiên, ngay cả vay các ngân hàng trong nước thì cũng gặp khó khăn, bởi các dự án nguồn điện có vốn đầu tư lớn, nên bị vướng quy định tổng mức dư nợ cấp tín dụng đối với một khách hàng không được vượt quá 15% vốn tự có của ngân hàng”, một quan chức của EVN cho hay.