Mặc dù đã hai lần tăng giá điện nhưng Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn ghi nhận mức lỗ lũy kế liên tục trong suốt hơn 2 năm rưỡi qua. Vì sao?
Cụ thể, mức lỗ lũy kế trong 2 năm liên tiếp 2022 – 2023 là 47.500 tỉ đồng, 6 tháng đầu năm lỗ khoảng 13.000 tỉ đồng. Mặc dù mức lỗ này đã giảm so với cùng kỳ năm trước là 15.000 – 16.000 tỉ đồng, nhưng tập đoàn vẫn sẽ khó quay trở lại mức lợi nhuận dương, dù đã nỗ lực tối ưu vận hành, tiết kiệm chi phí ở mức tối đa.
Mua các nguồn điện giá đắt tăng
Theo tìm hiểu của Tuổi Trẻ, một trong những chi phí lớn nhất trong cơ cấu giá thành điện hiện nay là nguồn điện, chiếm tới 80% mà EVN mua vào đang có sự thay đổi theo hướng: các nguồn mua giá cao ngày càng gia tăng và ngược lại. Điều này tạo áp lực chi phí rất lớn cho EVN trong việc cân đối các khoản tài chính khi nhiều chi phí trước đây còn neo lại thì nay lại phát sinh chi phí mới.
Cụ thể, hiện thủy điện là loại hình duy nhất có giá thành điện thương phẩm bình quân thấp, thấp hơn giá bán điện cho người dùng. Tuy nhiên, sản lượng từ thủy điện giảm mạnh trong năm 2023 so với 2022 (giảm 16,3 tỉ kWh, từ 38% giảm xuống còn 30% năm 2023 trong tổng sản lượng) do hạn hán kéo dài, mực nước về hồ thủy điện ít hơn. Trong khi đó, sản lượng điện từ các nguồn điện còn lại như nhiệt điện than, tuốc bin khí, năng lượng tái tạo có giá thành cao hơn nhiều so với giá bán điện thì tăng tỉ trọng từ 62% năm 2022 lên 70% năm 2023.
Ngoài ra, trữ lượng khí giá rẻ tại lô 06.1 (có giá khí tại mỏ là gần 3 USD/triệu BTU) bị suy giảm mạnh. Vì vậy, các nhà máy nhiệt điện tuốc bin khí phải tiếp nhận khí từ các mỏ như Hải Thạch – Mộc Tinh, Sao Vàng – Đại Nguyệt, Đại Hùng – Thiên Ưng với mức giá cao. Dù vậy, nguồn khí được tiếp nhận từ các mỏ này cũng không đủ để đáp ứng khả năng phát điện của các nhà máy tuốc bin khí theo yêu cầu vận hành hệ thống.
Cùng với đó, nhu cầu tiêu dùng điện tăng cao qua các năm trong khi không có nhiều các công trình nguồn điện mới giá rẻ đưa vào vận hành. Số liệu của EVN ghi nhận năm 2023, tổng sản lượng điện mua, nhập khẩu tại điểm giao nhận tăng thêm 11,8 tỉ kWh so với năm 2022, tương ứng với mức tăng 4,6%. EVN cũng phải mua điện bổ sung từ các nguồn có giá thành sản xuất cao hơn nhiều so với giá bán lẻ điện, bao gồm các nguồn nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu và nhiệt điện chạy dầu có giá cao.
Nhiều áp lực từ chi phí đầu vào
Ngoài ra, áp lực từ các khoản tỉ giá cũng là gánh nặng lớn cho EVN. Theo đó, tỉ giá USD bình quân năm 2023 là 23.978,4 đồng/USD, tăng 448,5 đồng/USD so với tỉ giá USD bình quân năm 2022 (23.529,9 đồng/USD), tương ứng với tỉ lệ tăng 1,9%.
Tỉ giá tăng đã làm tăng chi phí mua điện từ các nguồn điện có giá mua theo hợp đồng bằng ngoại tệ (USD) hoặc giá mua nhiên liệu bằng ngoại tệ (USD).
Chưa kể, giá than pha trộn (giữa than nội và than nhập khẩu) năm 2023 của TKV và Tổng công ty Đông Bắc cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện vẫn đang duy trì ở mức cao. Cụ thể, mức giá bán ra cao hơn từ 29 – 35% (tùy từng chủng loại than) so với giá than pha trộn áp dụng năm 2021 (giai đoạn trước khi giá than tăng đột biến trong các năm 2022 – 2023).
Bên cạnh đó, trong năm 2023 TKV đã chuyển phần lớn các nhà máy nhiệt điện (như Quảng Ninh 1&2, Phả Lại 1&2, Mông Dương 1, Duyên Hải 1…) sử dụng than x.10 sang than x.14 có giá than cao hơn, từ khoảng 170.000 đến 350.000 đồng/tấn tùy thuộc từng loại than.
Điều đáng chú ý là trong cơ cấu tỉ trọng các nguồn điện hiện nay, EVN và các công ty thành viên chỉ còn chiếm 37% công suất nguồn. Còn nếu chỉ tính các nhà máy trực thuộc EVN, tỉ trọng này chỉ chiếm 20%, 80% còn lại mua từ các nhà máy điện độc lập. Điều đó có nghĩa các chi phí đầu vào từ nguồn điện mà EVN đang mua vào là phải chịu lỗ, tức là đang “gánh lỗ” thay cho các nhà máy điện độc lập bởi EVN phải mua điện đầu vào theo giá thị trường, nhưng lại bán ra mức giá thấp hơn giá thành.
Mới đây, tại cuộc họp của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước, lãnh đạo EVN cho hay 82% chi phí giá thành của EVN đến từ nguồn điện. Mặc dù tập đoàn đã tiết kiệm được 2.000 tỉ đồng, còn lại 18% nguồn chi phí giá thành điện là các khoản khác. Do đó, dù đã nỗ lực tối ưu hóa hệ thống, nhưng tỉ lệ các chi phí khác chỉ chiếm 18% này cũng không thể nào bù đắp được các chi phí mua điện.
Các thông số đầu vào cho quá trình sản xuất điện (tỉ giá ngoại tệ, nhiên liệu than, khí, dầu) thì cơ bản đã biến động theo thị trường, tác động ngay tới chi phí mua điện từ các nhà máy điện theo quy định tại các hợp đồng mua bán điện giữa EVN và các nhà máy điện. Tuy nhiên, EVN phải thực hiện chính sách điều hành giá điện của Chính phủ là việc điều chỉnh giá điện phải đảm bảo không giật cục, có lộ trình, ổn định chính trị và trật tự an toàn xã hội, hài hòa lợi ích giữa doanh nghiệp và người dân.
Vì thế, dù đã hai lần được điều chỉnh tăng giá điện vào năm 2023, nhưng với các chi phí đầu vào liên tục tăng trong khi giá bán lẻ điện không được điều chỉnh tương ứng theo biến động thị trường, nên dẫn tới EVN tiếp tục lỗ.
Lo nguồn vốn đầu tư cho tương lai
Với những khó khăn kể trên, dễ thấy ngay những thách thức to lớn về vốn cho phát triển nguồn điện. Theo Tổng sơ đồ điện 8, đến năm 2030 nhu cầu này là 119,8 tỉ USD, có nghĩa hằng năm cần đến 11 – 12 tỉ USD. Theo ông Lê Minh – chuyên gia lĩnh vực dầu khí, với tình hình hiện nay, khả năng thu xếp vốn của EVN sẽ rất hạn chế do không còn cơ chế bảo lãnh Chính phủ. Trong khi đó, tiếp cận nguồn vốn ODA cần có các cam kết cơ bản, vay vốn thương mại thì cần chứng minh hiệu quả dự án nên sẽ không dễ để huy động vốn.
“Trong lúc huy động vốn khó khăn thì các chính sách đang được xây dựng để thu hút nhà đầu tư tham gia vào ngành điện vẫn chưa hoàn thiện. Nếu cứ duy trì như hiện tại, EVN sẽ khó vực dậy khi phải mua điện giá cao và bán giá thấp. Khó khăn hơn khi nhà đầu tư thì không mặn mà rót vốn vào dự án nguồn và lưới, vì biên độ lợi nhuận của ngành rất thấp, chỉ từ 5 – 8%. Khi đó, chỉ cần không huy động hết công suất phát thì lợi nhuận bằng 0 hoặc thua lỗ là rất lớn. Về lâu dài cần giải quyết các vấn đề này” – ông Minh phân tích.
Đồng tình, TS Nguyễn Huy Hoạch – chuyên gia năng lượng – cho rằng để huy động được nguồn vốn khổng lồ thì cần phải có cơ chế để thu hút các cơ quan tài chính, nhà đầu tư nước ngoài tham gia. Tuy vậy, hiện chính sách giá điện và hợp đồng mua bán điện chưa thực sự đủ hấp dẫn với nhà đầu tư, nên sẽ rất khó để xây dựng và đưa vào vận hành gấp đôi công suất nguồn điện đến năm 2030 theo mục tiêu đã đề ra.
Do đó, ông khuyến nghị cần sớm triển khai thực hiện cơ chế giá điện hai thành phần, thực hiện thử nghiệm từ năm nay như một hy vọng sẽ là lối ra cho EVN và các nhà đầu tư nguồn điện, đảm bảo tiền điện được “trả đúng, trả đủ” với thực tế sử dụng điện. Lâu dài, cần hoàn thiện chính sách trên cơ sở xây dựng Luật Điện lực hoàn chỉnh, có cơ chế dài hơi để thu hút nhà đầu tư tham gia.
