Theo số liệu của EVN, tổng chi phí bình quân các khâu phát điện, truyền tải và phân phối điện đang cao hơn giá điện bán lẻ bình quân Ảnh: Đ.T

Đề xuất tăng giá điện

Đề xuất này được đại diện Bộ Công thương đưa ra tại cuộc họp của Ban chỉ đạo điều hành giá hôm 23/1 do Phó thủ tướng Lê Minh Khái chủ trì.

Theo đó, việc điều chỉnh giá điện để đảm bảo phản ánh biến động của các thông số đầu vào của giá điện, đồng thời để EVN có nguồn thanh toán cho chủ đầu tư các nhà máy điện.

Đại diện Bộ Công thương cho hay, sẽ hướng dẫn EVN điều hành phương án giá điện theo đúng quy định.

Các thông tin gần đây cũng nhắc tới việc EVN lỗ gần 38.000 tỷ đồng trong năm 2022-2023 do chi phí đầu vào (than, dầu, khí) biến động. Tuy nhiên, để có chính xác số lỗ của năm 2023, phải chờ công bố của Đoàn kiểm tra liên ngành về chi phí sản xuất - kinh doanh điện hoặc Báo cáo soát xét tài chính của doanh nghiệp.

Theo Báo cáo tài chính đã kiểm toán riêng, năm 2022, công ty mẹ - EVN ghi nhận lỗ từ hoạt động sản xuất - kinh doanh là 26.755 tỷ đồng. Còn nếu tính theo Báo cáo tài chính hợp nhất toàn EVN, lỗ từ hoạt động sản xuất - kinh doanh là 19.515 tỷ đồng.

Năm 2023, dù chưa có dữ liệu chính xác, nhưng EVN từng đề cập việc ghi nhận lỗ trước thuế hợp nhất 17.000 tỷ đồng năm 2023 (trong đó, lỗ công ty mẹ gần 24.600 tỷ đồng). 

Bên cạnh đó, còn có 15.000 tỷ đồng là chênh lệch tỷ giá thực hiện theo hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện trong các năm 2019-2020-2022-2022 vẫn được treo, chưa tính vào giá thành sản xuất điện.

Theo thống kê của EVN, tổng chi phí bình quân các khâu phát điện, truyền tải và phân phối là 2.092,78 đồng/kWh, nhưng giá bán lẻ điện bình quân được áp dụng hiện nay là 1.950,32 đồng/kWh, khiến EVN vẫn tiếp tục lỗ năm thứ 2 liên tiếp.

Năm 2023, sau 4 năm bất động, giá điện đã được điều chỉnh tăng 2 lần, vào tháng 5 và 11.

Hiện tại, cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện thực hiện theo Quyết định 24/2017/QĐ-TTg. Theo đó, thời gian giữa hai lần điều chỉnh là 6 tháng nếu rà soát, kiểm tra các chi phí đầu vào khiến giá thành tăng từ 3% trở lên.

Tại cuộc họp triển khai kế hoạch năm 2024 của EVN ngày 2/1, ông Nguyễn Hoàng Anh, Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp cũng nhận xét, không tăng giá điện thì không giải quyết được lỗ luỹ kế và các vấn đề khác cũng khó theo.

“Quan điểm của chúng tôi là Thủ tướng cho phép rồi, Bộ cũng có cơ chế rồi, thì Ủy ban chỉ đạo Tập đoàn phải làm, nếu không giải quyết trong những năm tới và để tình trạng vẫn lỗ lũy kế như này, thì chúng ta không có cách nào vượt qua được và mãi mãi vẫn xảy ra”, Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp nói.

Các nguyên nhân chính làm tăng chi phí trong khâu sản xuất điện được Tổng giám đốc EVN Nguyễn Anh Tuấn liệt kê là giá nhiên liệu vẫn ở mức cao hơn nhiều so với các năm trước đây, cơ cấu huy động nguồn điện không thuận lợi do tình hình nước về các hồ thủy điện kém, chi phí mua điện trên thị trường điện cao, chi phí thanh toán tăng so với giá điện hợp đồng.

Ngoài ra, EVN và 3 tổng công ty phát điện của mình chỉ chủ động được khoảng 37,5% nguồn điện. Còn lại (62,5%) phụ thuộc vào Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và nhà đầu tư bên ngoài (BOT, tư nhân). Do vậy, tỷ trọng mua điện của EVN hiện chiếm 80% chi phí giá thành, cao gấp đôi các nước. Đó là bất cập trong tiêu thụ điện.

“EVN còn 20% để điều tiết các khâu còn lại như truyền tải, phân phối, nên rất khó khăn trong tối ưu tài chính, nếu không muốn nói là bất khả thi”, ông Tuấn nói.

Cũng theo ông Tuấn, chính sách thị trường, giá điện cần được cấp có thẩm quyền xem xét, thay đổi để hỗ trợ tập đoàn này trong cân đối tài chính.

Theo thị trường, giá điện khó giảm

Theo chuyên gia Đào Nhật Đình, chuyện giá điện theo thị trường nói thì dễ, nhưng không dễ làm, bởi với thực trạng EVN đang phải gánh lỗ khi mua cao, bán thấp như hiện nay, thì giá điện khi tính đúng, tính đủ sẽ chỉ có tăng trong trước mắt.

Về lâu dài, theo Quy hoạch Điện VIII, dự kiến bổ sung khoảng 10 dự án điện từ khí trong nước với tổng công suất 7.900 MW; 13 dự án điện từ khí LNG nhập khẩu với tổng công suất 22.824 MW và 6.000 MW điện gió ngoài khơi. “Các dự án điện mới này đều tính toán giá điện cỡ 12-13 USCent/kWh, nên nếu bổ sung nguồn cung lớn này vào hệ thống, thì chi phí sản xuất điện chắc chắn tăng so với giá bán lẻ điện bình quân cho nền kinh tế như hiện nay”, ông Nhật Đình nói.

Nhìn vào thực tế đàm phán giá điện để triển khai các dự án điện từ khí LNG nhập khẩu hay điện khí khai thác trong nước hiện nay, có thể thấy rõ điều đó.

Đơn cử, chuỗi khí điện Lô B - Ô Môn, Dự án điện Ô Môn 2 được phát triển bởi Tổng công ty cổ phần Thương mại Xây dựng (Vietracimex) và Tập đoàn Marubeni hồi năm 2020 đã đề xuất vận hành nhà máy vào năm 2023 với giá điện là 2.884 đồng/kWh.

Theo các chuyên gia của nangluongvietnam.vn, giá khí Lô B miệng giếng năm 2017 là khoảng 9,36 USD/1 triệu BTU và trượt giá 2%. Nếu cộng thêm khoảng 1,37 USD/triệu BTU phí vận chuyển đường ống, thì tới thì tới năm 2026, giá khí chân hàng rào sẽ cỡ 13,1 USD/1 triệu BTU. Muộn hơn thì giá tiếp tục tăng lên.

Điều này cũng có nghĩa, nếu nhà máy đưa vào hoạt động năm 2026-2027 sẽ phải chịu mức giá khí đầu vào cao hơn và giá điện cũng sẽ cao hơn mức 2.884 đồng/kWh mà nhà đầu tư dự kiến cho vận hành năm 2023.

Tại các dự án điện khí LNG, theo Quy hoạch Điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/1 triệu BTU trong giai đoạn 2021-2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/1 triệu BTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất vào khoảng 9,2 UScent/kWh.

Tuy nhiên, trong thời gian khủng hoảng giá năng lượng năm 2022, giá khí LNG có lúc lên tới 30 USD/1 triệu BTU.

Khi đó, nếu theo giá thị trường chắc chắn giá điện bán ra phải gánh hết các tác động này và ngay lập tức chuyển sang người tiêu dùng, như đã từng diễn ra ở các nước châu Âu trong năm 2022-2023.