Sau khi tăng giá điện hồi tháng 5, số lỗ của EVN dự kiến trong 8 tháng đầu năm 2023 đã bớt khoảng 6.700 tỉ đồng nhưng vẫn ở mức hơn 28.700 tỉ đồng. Đại diện Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) cho rằng, để đảm bảo cân bằng được tài chính cho EVN, quan trọng nhất vẫn là giảm giá nhiên liệu bán cho điện từ các nhà cung cấp trong nước, sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả và cho phép điều chỉnh giá điện để thu hồi các chi phí chưa được tính đầy đủ vào giá điện.
Tiếp tục lỗ chồng lỗ
Trao đổi với Báo Lao Động về tình hình tài chính của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), một đại diện tập đoàn này cho biết, theo số liệu báo cáo tài chính, 8 tháng đầu năm 2023, EVN dự kiến lỗ tới hơn 28.700 tỉ đồng. Như vậy, cùng với số lỗ 26.500 tỉ đồng của năm 2022, tính đến thời điểm hiện tại, công ty mẹ EVN lỗ tổng cộng khoảng trên 55.000 tỉ đồng.
Lý do khiến EVN tiếp tục lỗ lớn trong 8 tháng năm 2023 là do kinh doanh dưới giá vốn; giá nguyên, nhiên liệu đầu vào tăng cao trong mấy tháng đầu năm 2023 (mặc dù có giảm so với năm 2022).
Trao đổi với Lao Động, ông Trần Việt Hoà – Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) – cho biết, hiện nay, diễn biến giá nhiên liệu cho sản xuất điện vẫn còn nhiều bất lợi cho ngành điện mặc dù đã có giảm so với năm 2022 nhưng vẫn giữ giá ở mức cao so với các năm trước đó.
Cụ thể, giá than nhập khẩu bình quân 6 tháng đầu năm 2023 khoảng 210USD/tấn, thấp hơn bình quân năm 2022 (khoảng 360USD/tấn), nhưng vẫn cao hơn nhiều so với bình quân các năm 2019 – 2021 (khoảng 92USD/tấn). Giá dầu HSFO trên thế giới dùng để xác định giá khí thị trường 6 tháng đầu năm 2023 khoảng 423USD/tấn, thấp hơn năm 2022 (522USD/tấn), nhưng vẫn cao hơn nhiều so với bình quân các năm 2019 – 2021 (khoảng 344USD/tấn).
“Việc giá nhiên liệu giữ ở mức cao tiếp tục ảnh hưởng đến chi phí mua điện của năm 2023. Đặc biệt trong 6 tháng đầu năm 2023 vừa qua thời tiết nắng nóng, phụ tải tăng cao, đồng thời thủy văn gặp nhiều bất lợi, nên sản lượng điện từ các nhà máy thủy điện thấp, dẫn đến hệ thống phải huy động tối đa các nhà máy nhiệt điện (than, khí và dầu)” – ông Trần Việt Hoà cho hay.
Nói về việc cung cấp than cho sản xuất điện của Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV), theo ông Hoà, từ năm 2019 việc khai thác, cung cấp than sản xuất trong nước của TKV, Tổng Công ty Đông Bắc gặp nhiều khó khăn, cơ bản đã tới hạn, nên các nhà cung cấp phải nhập khẩu than về để phối trộn với than trong sản xuất trong nước (than pha trộn để bán cho sản xuất điện).
Hiện nay TKV, Tổng Công ty Đông Bắc chỉ cung cấp than trong nước cho một số ít nhà máy điện. Đó là các Nhà máy điện BOT (Mông Dương 2, Vĩnh Tân 1, Hải Dương); các nhà máy của TKV Power (Na Dương, Cao Ngạn, Sơn Động, Cẩm Phả, Mạo Khê). Các nhà máy còn lại (công suất chiếm phần lớn của EVN, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam, EVNGENCO, nhà đầu tư IPP – dự án điện độc lập) thì TKV, Tổng Công ty Đông Bắc cung cấp than pha trộn.
“Tỉ trọng than nhập khẩu trong than trộn khoảng 40 – 60%” – ông Hoà nói và khẳng định, cơ bản giá than pha trộn sẽ biến động theo giá than nhập khẩu. Trường hợp nếu TKV điều chỉnh giá than trong nước thì đồng thời chi phí mua điện của EVN từ các nguồn điện sử dụng than trong nước, than pha trộn sẽ tăng lên.
Hiện hữu nguy cơ tăng giá điện
Nói về các giải pháp giúp EVN có thể tiến tới cân bằng tài chính, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực cho rằng, thực tế thời gian qua và hiện nay EVN đã tiến hành nhiều giải pháp để góp phần cân bằng tài chính như phát động phong trào tiết kiệm điện trên toàn quốc, giải pháp về tiết kiệm điện.
“Tuy nhiên, những giải pháp nêu trên chỉ mang tính chất hỗ trợ, để đảm bảo cân bằng được tài chính thì quan trọng nhất vẫn là giảm giá nhiên liệu bán cho điện từ các nhà cung cấp trong nước, huy động tối ưu các nguồn phát điện, sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả và cho phép điều chỉnh giá điện để thu hồi các chi phí chưa được tính đầy đủ vào giá điện” – ông nói.
