Công nhân Công ty Truyền tải Điện 2 sử dụng thiết bị bay (UAV) kiểm tra định kỳ thiết bị đường dây và trạm biến áp 500kV. Ảnh: Ngọc Hà/TTXVN
Nhiều yếu tố tác động
Theo EVN, do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu, hiện tượng El Nino dẫn tới tình hình thủy văn không thuận lợi; nước về các hồ thủy điện rất thấp đặc biệt tại khu vực miền Bắc nên vào thời kỳ cuối mùa khô (từ giữa tháng 5 đến giữa tháng 6), hầu hết các hồ thủy điện lớn miền Bắc đã suy giảm về mức nước chết, bao gồm Lai Châu, Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát, Hủa Na, Thác Bà...
Trong khi đó, một số tổ máy nhiệt điện lớn như S6 - Phả Lại 2, S1 - Vũng Áng 1, S1 - Cẩm Phả, S1 - Nghi Sơn 2 bị sự cố kéo dài, không đảm bảo khả năng huy động theo nhu cầu hệ thống...
Do đó, EVN đã phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, kể cả phát dầu để đảm bảo việc cung cấp điện cho người dân và hoạt động sản xuất của các doanh nghiệp cả nước.
Bên cạnh tình hình thuỷ văn không thuận lợi, biến động về sản lượng phát điện của các loại hình nguồn điện mà giá nhiên liệu trong năm 2023 cũng ảnh hưởng lớn tới giá thành sản xuất điện của EVN.
Theo EVN, mặc dù giá nhiên liệu các tháng vừa qua của năm 2023 có giảm so với năm 2022, song vẫn ở mức cao so với giai đoạn các năm 2020-2021. Trong đó, giá than nhập tăng 2,97 lần so với năm 2020, tăng 1,30 lần so với năm 2021; giá dầu HSFO tăng 1,86 lần so với năm 2020 và tăng 1,13 lần so với năm 2021.
Đồng thời, giá than nhập khẩu NewC Index dự kiến năm 2023 tăng 186% so với 2020 và 25% so với năm 2021. Than phan trộn của Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) dự kiến năm 2023 tăng bình quân từ 29,6 - 46,0% so với giá than áp dụng năm 2021. Trong khi đó, than pha trộn Tổng công ty Đông Bắc dự kiến năm 2023 tăng bình quân từ 40,6 - 49,8% so với giá than áp dụng năm 2021. Giá dầu thô Brent dự kiến tăng 86% so với giá dầu thô Brent bình quân năm 2020 và tăng 13% so với năm 2021.
Hiện nay do khí Nam Côn Sơn giá gần 3 USD/triệu BTU suy giảm sản lượng mạnh nên các nhà máy nhiệt điện khí (Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng, Phú Mỹ 4, Nhơn Trạch 1&2 và Bà Rịa) tiếp nhận khí từ mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt và khí Đại Hùng, Thiên Ưng có giá cao, khoảng 10 - 12 USD/triệu BTU.
"Việc phải tăng cường huy động các nguồn nhiệt điện có giá mua cao để bù đắp sản lượng thiếu hụt của nguồn thủy điện dẫn đến chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN cập nhật quý III/2023 tiếp tục tăng cao.
Ngoài ra, có nhiều nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp được đưa vào vận hành từ tháng 6/2023 (tổng số là 21 nhà máy với tổng công suất 1.201,42 MW) nên sản lượng điện của các nhà máy điện năng lượng tái tạo trong phương án giá bán lẻ điện bình quân cập nhật quý III cũng tăng so với phương án giá điện cơ sở (phương án điều chỉnh giá điện ngày 4/5/2023)", EVN cho hay.
Khó cân đối tài chính
Vận hành hoạt động tại trung tâm điều khiển của Trạm biến áp 500kV Vĩnh Tân (Bình Thuận). Ảnh: Huy Hùng/TTXVN
Trong các năm 2022-2023, EVN cho biết đã thực hiện các giải pháp tiết kiệm, tiết giảm chi phí với kết quả thực hiện được tiết kiệm chi phí trong 9 tháng năm 2023 hơn 4.300 tỷ đồng.
Tuy nhiên, do cơ cấu chi phí phát điện chiếm tỉ trọng lớn (82,8%), cơ cấu sản lượng thay đổi theo hướng bất lợi (các nguồn mua có giá rẻ giảm, nguồn mua có giá đắt tăng), giá các loại nhiên liệu năm 2023 vẫn ở mức cao so với năm 2020-2021, dẫn tới chi phí sản xuất và mua điện vẫn tăng cao.
Do vậy, giá thành sản xuất điện năm 2023 được ước tính khoảng 2.098 đồng/kWh, cao hơn giá bán lẻ điện bình quân khoảng 178 đồng/kWh.
"Mặc dù giá bán lẻ điện đã được điều chỉnh tăng 3% từ ngày 4/5/2023, doanh thu của EVN năm 2023 tăng thêm khoảng 8.000 tỷ đồng, tuy nhiên điều này cũng chỉ giải quyết được một phần khó khăn về tài chính và EVN vẫn phải tiếp tục đối mặt với rất nhiều khó khăn trong cân bằng tài chính", đại diện EVN cho hay.
Hiện nay, theo quy định tại Luật giá, về quyền của tổ chức, cá nhân sản xuất, kinh doanh: "Điều chỉnh giá hàng hóa, dịch vụ do mình sản xuất, kinh doanh phù hợp với biến động của yếu tố hình thành giá" và "Bảo đảm bù đắp chi phí sản xuất, kinh doanh thực tế hợp lý, có lợi nhuận phù hợp với mặt bằng giá thị trường và chủ trương, chính sách phát triển kinh tế - xã hội của Nhà nước trong từng thời kỳ".
Theo Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045: "Xoá bỏ mọi rào cản để bảo đảm giá năng lượng minh bạch do thị trường quyết định".
Tại Điều 3, Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30/6/2017 quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân quy định: Trong năm, giá bán điện bình quân được xem xét điều chỉnh khi thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện biến động so với thông số đã được sử dụng để xác định giá bán điện bình quân hiện hành. Khi các thông số đầu vào theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này biến động làm giá bán điện bình quân tăng từ 3% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh tăng.
Theo chuyên gia Nguyễn Tiến Thỏa, Nguyên Cục trưởng Cục Quản lý giá (Bộ Tài chính), giá điện vừa qua được vận hành nhằm mục tiêu ổn định kinh tế vĩ mô, kiểm soát lạm phát, tác động ở mức thấp nhất đến sản xuất, đời sống nên phải xử lý theo hướng "đầu vào cho sản xuất hình thành giá điện thì theo thị trường nhưng đầu ra thì phi thị trường".
Giá điện vì thế đã không được tuân thủ đúng nguyên tắc định giá của Nhà nước quy định tại Điều 20 Luật giá năm 2012 là giá phải "bù đắp chi phí sản xuất kinh doanh thực tế hợp lý, có lợi nhuận phù hợp với mặt bằng giá thị trường…" và phải "kịp thời điều chỉnh giá khi các yếu tố hình thành giá thay đổi". Đây là nguyên nhân sinh ra thâm hụt dòng tiền trong sản xuất kinh doanh của EVN.
Vị chuyên gia này cho rằng, bản chất dòng tiền âm của EVN không phải là lỗ trong sản xuất kinh doanh do doanh nghiệp sản xuất kinh doanh điện làm ăn yếu kém gây ra, mà là do Nhà nước chủ động điều tiết giá phục vụ mục tiêu ổn định kinh tế vĩ mô. Vì thế, Nhà nước phải có cơ chế xử lý cho doanh nghiệp, không để thâm hụt dòng tiền.
Khoản này cần được phân bổ dần vào các kỳ điều chỉnh giá tiếp theo. Đề nghị bổ sung một khoản mới, đó là "chi phí chờ phân bổ". Đó là một giải pháp để giảm dần khoản lỗ của EVN, trong khi vẫn đảm bảo đúng Luật Giá, chuyên gia Nguyễn Tiến Thỏa đề xuất.