"Soi" chi tiết khoản lỗ hơn 44.000 tỷ đồng của EVN

Theo dõi KT&TD trên

Ngày 9/9, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có báo cáo liên quan đến những tranh cãi ở dự thảosửa đổi Nghị định 72 năm 2025 về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân. Trong đó, cho phép phân bổ chi phí chưa được tính đúng, tính đủ ở giai đoạn 2022-2023 khiến EVN lỗ hơn 44.000 tỷ đồng.

Ở báo cáo này, EVN phân tích các nguyên nhân chính dẫn đến hoạt động sản xuất kinh doanh của EVN giai đoạn 2022-2023 gặp nhiều khó khăn.

Chi phí sản xuất điện tăng mạnh

Theo EVN, cơ cấu giá thành khâu phát điện chiếm tới 83%, trong khi truyền tải, phân phối, bán lẻ và quản lý ngành chỉ chiếm khoảng 17% và ngày càng giảm nhờ nỗ lực tiết kiệm chi phí.

Trong giai đoạn 2022-2023, giá than, dầu, khí và tỷ giá ngoại tệ tăng vọt do căng thẳng Nga - Ukraine và nhu cầu năng lượng sau đại dịch Covid-19.

Cụ thể, chỉ số giá than nhập NewC bình quân năm 2022 tăng 3,65 lần; năm 2023 tăng 1,73 lần so với bình quân giai đoạn 2020-2021; có những thời điểm chỉ số NewC tăng lên 440 USD/tấn (thông thường chỉ 90 USD/tấn).

Giá than trong nước mua từ TKV và Tổng công ty Đông Bắc năm 2022-2023 cũng tăng mạnh, cao hơn 35-46% so với năm 2021. Đặc biệt, năm 2023 nhiều nhà máy phải chuyển từ than x.10 sang x.14, khiến chi phí tăng thêm khoảng 170.000 đồng/tấn.

Giá dầu thô Brent bình quân năm 2022 cao gấp 1,79 lần và năm 2023 cao gấp 1,46 lần so với mức bình quân giai đoạn 2020-2021. Dầu HFSO cũng tăng mạnh, năm 2022 cao gấp 1,58 lần và năm 2023 cao gấp 1,38 lần.

Trong khi đó, nguồn khí giá rẻ từ mỏ Lô 06.1 (bể Nam Côn Sơn) suy giảm nhanh, buộc các nhà máy phải tiếp nhận khí từ Hải Thạch - Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt, Đại Hùng và Thiên Ưng, vốn có giá cao hơn nhiều.

Nhiệt điện giá thành cao vẫn chiếm tỷ trọng lớn

Đáng nói, thủy điện - nguồn điện giá rẻ giảm sản lượng từ 38% năm 2022 xuống 30,5% năm 2023 trong cơ cấu sản lượng điện mua vì thời tiết, buộc hệ thống phải huy động nhiều nguồn điện chi phí cao.

Nguồn điện năng lượng tái tạo được huy động tăng lên hơn 14% từ mức không đáng kể.

Nhiệt điện than chiếm 35,5% năm 2022 và tăng lên 43,7% vào năm 2023; nhiệt điện khí chiếm khoảng 10-11% cơ cấu sản lượng điện mua.

Như vậy, tổng nguồn nhiệt điện chiếm khoảng 46,6% năm 2022 và tăng lên 53,7% năm 2023. Đây là nguồn mua điện chịu ảnh hưởng của giá nhiên liệu đầu vào (than, dầu, khí).

Từ những phân tích trên, EVN khẳng định: khi có sự biến động tăng đột biến của giá nhiên liệu đầu vào làm chi phí khâu phát điện của EVN (chiếm 83% giá thành sản xuất điện) tăng cao, đặc biệt trong giai đoạn 2022-2023.

Bán điện dưới giá thành kéo dài

Cũng theo EVN, để ổn định kinh tế vĩ mô và an sinh xã hội trong bối cảnh đất nước đang đối diện với nạn dịch Covid-19, giá bán lẻ điện bình quân năm 2022 vẫn giữ nguyên kể từ lần điều chỉnh ngày 20/3/2019.

Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện là 1.882,73 đồng/kWh; giá thành sản xuất kinh doanh điện là 2.032,26 đồng/kWh (trong đó giá thành khâu phát điện theo điện thương phẩm là 1.698,45 đ/kWh, bằng 83,57% giá thành). Tức là, giá bán điện thấp hơn giá thành điện 149,53 đồng/kWh.

Năm 2023, để tránh gây "sốc" cho nền kinh tế, giá bán lẻ điện chỉ được điều chỉnh 2 lần theo lộ trình: ngày 4/5 tăng 3% và ngày 9/11 tăng 4,5%. Mức tăng này thấp hơn nhiều so với tính toán giá điện bình quân, nên doanh thu thêm không đủ bù chi phí.

Thực tế, giá bán điện bình quân năm 2023 là 1.953,57 đồng/kWh, trong khi giá thành sản xuất kinh doanh là 2.088,90 đồng/kWh (riêng khâu phát điện 1.744,12 đồng/kWh, chiếm hơn 83%). Như vậy, mỗi kWh điện bán ra lỗ 135,33 đồng.

Chưa kể, giai đoạn 2020-2021, để chia sẻ khó khăn với khách hàng bị ảnh hưởng bởi dịch Covid-19, EVN đã 5 lần giảm giá, giảm tiền và hỗ trợ tiền điện, với tổng số tiền hơn 15.233 tỷ đồng.

Nặng gánh chi phí cấp điện vùng sâu, vùng xa

EVN cũng đang cung cấp điện đến vùng sâu, xa, biên giới, hải đảo, bảo đảm quyền tiếp cận dịch vụ thiết yếu cho người dân và góp phần phát triển kinh tế - xã hội. Tuy nhiên, chi phí sản xuất ở những nơi này cao gấp nhiều lần giá bán chung. Tại Phú Quý, Côn Đảo, Bạch Long Vĩ, giá thành 7.000-12.000 đồng/kWh, trong khi giá bán chỉ khoảng 2.000 đồng/kWh, khiến EVN lỗ 387 tỷ đồng năm 2022 và 428 tỷ đồng năm 2023. Ở miền núi và vùng sâu, xa, tình trạng bán điện dưới giá thành cũng diễn ra.

Trong giai đoạn 2022-2023, EVN có thêm nguồn thu khoảng 10.000-12.000 tỷ đồng từ các hoạt động liên quan, giúp giảm bớt áp lực chi phí. Tuy nhiên, vẫn còn hơn 44.000 tỷ đồng chi phí chưa được tính hoặc chưa tính đầy đủ vào giá điện.

EVN cho hay, Bộ Công thương đã tổ chức các đoàn kiểm tra chi phí điện theo quy định, đồng thời năm 2024 Kiểm toán Nhà nước cũng kiểm toán chuyên đề về quản lý giá điện giai đoạn 2022-2023.

Ngoài ra, thời gian tới, EVN sẽ triển khai loạt dự án trọng điểm như điện hạt nhân Ninh Thuận 1, LNG Quảng Trạch 2-3, thủy điện tích năng Bác Ái, mở rộng thủy điện và điện gió ngoài khơi. Đây là các dự án then chốt cho an ninh năng lượng, đòi hỏi nhu cầu vốn rất lớn.

Do đó, EVN cho rằng, việc sửa đổi Nghị định 72 để cho phép tính chi phí còn treo giai đoạn 2022-2023 vào giá điện là cần thiết.

Giá điện Việt Nam ở đâu so với thế giới?

Theo thống kê của Global Petrol Prices, giá bán lẻ điện sinh hoạt tại Việt Nam giai đoạn 2023-2025 ở mức 7,8 cents/kWh, xếp thứ 42 trong 144 quốc gia và vùng lãnh thổ.

So với khu vực Đông Nam Á, giá điện Việt Nam cao hơn Lào và Malaysia nhưng vẫn thấp hơn đáng kể so với Indonesia (9,2 cents/kWh), Thái Lan (12,7 cents/kWh), Philippines (20,3 cents/kWh) và Singapore (23 cents/kWh).