Chi phí sản xuất điện tăng cao

Năm 2023, do ảnh hưởng của hiện tượng El Nino, tình trạng nắng nóng, hạn hán, nên nước về các hồ thủy điện rất thấp đặc biệt tại khu vực miền Bắc. Đáng nói, 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. Bên cạnh 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.

Để đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao trong bối cảnh nắng nóng diễn ra trên diện rộng và kéo dài... EVN đã phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, trong đó có cả nhiệt điện dầu.

Ước tính cả năm 2023, sản lượng huy động thủy điện giảm khoảng 13,9 tỷ kWh so với với kế hoạch Bộ Công Thương duyệt và giảm 22,5 tỷ kWh so với năm 2022; nhiệt điện than tăng khoảng 9,3 tỷ kWh so với kế hoạch và tăng 28,2 tỷ kWh so với năm 2022; nhiệt điện dầu tăng khoảng 1,2 tỷ kWh so với kế hoạch và tăng 1,2 tỷ kWh so với năm 2022; năng lượng tái tạo tăng 1,3 tỷ kWh so với kế hoạch và tăng 2,8 tỷ kWh so với năm 2022.

Trong khi nhiệt điện than, dầu huy động cao, thì giá nhiên liệu các tháng vừa qua của năm 2023 mặc dù có giảm so với năm 2022 nhưng vẫn ở mức cao so với giai đoạn 2020-2021. Cụ thể, giá than nhập gbNewC 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.

Các thông số đầu vào cho các nhà máy điện sử dụng than nhập, than pha trộn, các nhà máy điện tuabin khí như các chỉ số gbNewC, ICI3, dầu HSFO, dầu Brent cũng tiếp tục duy trì ở mức cao so với các năm trước đây. Cụ thể, năm 2023, giá than nhập khẩu NewC Index dự kiến tăng 186% so với 2020 và 25% so với năm 2021; giá than pha trộn bình quân của Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam dự kiến tăng từ 29,6%- 46,0% so với năm 2021; giá than pha trộn bình quân của Tổng công ty Đông Bắc tăng từ 40,6% - 49,8% so với năm 2021; giá dầu thô Brent dự kiến tăng 86% so với năm 2020 và tăng 13% so với năm 2021.

Hiện nay, do khí Nam Côn Sơn 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 nhiều khí Hải Thạch – Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt và khí Đại Hùng, Thiên Ưng có giá cao, đặc biệt khí Thiên Ưng, Sao Vàng - Đại Nguyệt có giá rất cao.

Cùng với đó, tỷ giá ngoại tệ cũng tăng mạnh, bình quân năm 2023 dự kiến tăng 4% so với năm 2021.

Giá thành cao hơn giá bán

Hiện nay, trong cơ cấu giá thành sản xuất điện, khâu phát điện chiếm tỷ trọng tới 82,8% giá thành. Đáng nói, cơ cấu sản lượng thay đổi theo hướng bất lợi khi các nguồn mua có giá rẻ giảm, nguồn mua có giá đắt tăng, dẫn tới chi phí sản xuất và mua điện của EVN tiếp tục tăng cao (năm 2023, các nhà máy nhiệt điện than và khí chiếm tỷ trọng sản lượng điện phát lên tới 55% tổng sản lượng điện phát toàn hệ thống). 

Trong bối cảnh tình hình tài chính gặp nhiều khó khăn, từ năm 2022 đến nay, EVN đã quyết liệt thực hiện các giải pháp tiết kiệm, tiết giảm chi phí. Cụ thể, tiết kiệm tối thiểu 10% các chi phí thường xuyên theo kế hoạch định mức; Cắt giảm từ 20-30% chi phí sửa chữa lớn tài sản cố định của tất cả các đơn vị thành viên của EVN,... Riêng 9 tháng đầu năm 2023, tập đoàn tiết kiệm khoảng hơn 4300 tỷ đồng.

Dù đã quyết liệt các giải pháp tiết kiệm chi phí, nhưng do yếu tố đầu vào tăng cao, giá thành sản xuất điện năm 2023 được ước tính khoảng 2098 đồng/kWh, cao hơn giá bán lẻ điện bình quân khoảng 178 đồng/kWh.

Tháng 4/2023, mặc dù giá bán lẻ điện đã được điều chỉnh tăng 3% từ ngày 4/5/2023, giúp doanh thu của tăng EVN thêm khoảng 8000 tỷ đồng. Tuy nhiên điều này chỉ giải quyết được một phần khó khăn về tài chính, khi mức tăng này chưa bù đắp được chi phí đầu vào…

Giá điện cần theo cơ chế thị trường

Có thể nói, điều hành giá nói chung, giá điện nói riêng theo cơ chế thị trường là chủ trương của Đảng, Nhà nước ta. 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 nêu rõ, “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 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 TS. Nguyễn Tiến Thỏa, tính đúng, tính đủ là yêu cầu bắt buộc trong sản xuất khi tiến tới cơ chế thị trường. Nguyên tắc nhất quán của Luật giá là bảo đảm bù đắp chi phí thực tế, hợp lý và có lợi nhuận; điều chỉnh kịp thời khi các yếu tố hình thành giá thay đổi. Và ngành nào cũng phải thực hiện nó. Tuy nhiên, thời gian qua, vì thực hiện quá nhiều mục tiêu, nên giá điện chưa được thực thi. Đã đến lúc chúng ta phải vươn ra nguyên tắc thị trường để hạch toán, tính toán giá điện làm sao bảo đảm được nguyên tắc mà chúng ta đã đề ra.

PGS.TS Trần Đình Thiên cũng cho rằng, hiện nay là cơ hội chín muồi để có chính sách giá điện theo thị trường. Đã đến lúc phải xem xét, bàn bạc một cách nghiêm túc và thực tế vấn đề giá điện, bởi chúng ta đang tiến đến một nền kinh tế thị trường, cạnh tranh quốc tế.

Trong bối cảnh hiện nay, các chuyên gia, nhà quản lý cũng cho rằng, đã đến lúc cần phải điều chỉnh giá điện theo chi phí đầu vào, nhưng vẫn cần đảm bảo thực hiện ổn định kinh tế vĩ mô theo đúng chủ trương của Đảng và Chính phủ.