Chi phí đầu vào ngành điện tăng mạnh

Chuyên gia Melissa Brown, Giám đốc nghiên cứu tài chính năng lượng khu vực châu Á, và chuyên viên phân tích tài chính năng lượng Thu Vũ thuộc Viện Kinh tế năng lượng và phân tích tài chính (IEEFA), vừa có báo cáo với chủ đề “EVN đối diện tương lai: Thời cơ để triển khai đúng cách nguồn điện tái tạo”.

Báo cáo này dựa vào việc phân tích bức tranh doanh thu của Tập đoàn điện lực VN (EVN) giai đoạn từ 2015 - 2019. Theo đó, với doanh thu thuần năm 2019 đạt 394.900 tỉ đồng (16,9 tỉ USD), EVN được coi là đơn vị kinh doanh có lợi nhuận, dù khiêm tốn, nhờ vào những lần tăng giá điện.

Trong giai đoạn này, doanh thu thuần tăng mạnh với tốc độ tăng trưởng gộp hằng năm là 13,2% nhờ lượng điện bán ra tăng gần 10% mỗi năm và giá bán điện bình quân thực tế tăng 14,4%. Tuy nhiên, theo báo cáo trên, EVN năm 2019 ghi nhận sự sụt giảm mạnh về biên lợi nhuận gộp xuống 2,8%, chi phí phát điện tăng do các nhà máy nhiệt điện độc lập (IPP), cụ thể là nhiệt điện than. Báo cáo ghi: “Đà giảm này sẽ còn tiếp tục khi ngày càng có nhiều nhà máy IPP với các khoản thanh toán công suất cố định sẽ được hòa lưới trong những năm tới”.

Tất cả các yếu tố đầu vào để tính giá các loại hình năng lượng như điện than mua bao nhiêu, điện gió, điện mặt trời mua thế nào, chi phí sản xuất, truyền tải… EVN cần công khai để cơ quan chức năng và các nhà khoa học tính toán xem giá điện bình quân hiện nay đã hợp lý hay chưa PGS-TS Bùi Thị An (Viện trưởng Viện Tài nguyên - Môi trường và Phát triển cộng đồng)

Theo lý giải của chuyên gia, do nguồn vốn trong nước hạn hẹp và không thể tự tiếp cận trực tiếp với các thị trường vốn quốc tế, EVN đã dựa vào các nhà phát triển dự án quốc tế. Hiện EVN chỉ giữ lại toàn quyền kiểm soát các hoạt động truyền tải và phân phối. Nên trong vòng 5 năm qua, công suất nguồn điện do EVN sở hữu đã giảm từ 61% xuống 52% toàn hệ thống. IEEFA dự đoán tỷ lệ này sẽ còn giảm nhanh hơn.

Trong khi đó, dự báo các nhà máy điện IPP sẽ hòa lưới điện khoảng 4,4 GW công suất mỗi năm trong giai đoạn 2020 - 2022 và tăng lên khoảng 6,1 GW vào năm 2023, phần lớn trong đó là các nguồn năng lượng tái tạo và nhiệt điện than. Theo đó, chi phí mua điện của EVN dự kiến sẽ tăng 70,5% trong 2 năm tới, lên 335.300 tỉ đồng (14,4 tỉ USD) và chiếm 60,1% chi phí hoạt động của EVN.

“Hệ quả của tình trạng này là thay vì đi vay để mở rộng tài sản nền của bản thân, EVN nay phải đối mặt với tình huống nếu giá điện tăng không đủ nhanh thì tập đoàn sẽ phải đi vay nợ để chi trả cho các khoản thanh toán IPP ngày một lớn... Một phần chi phí IPP gia tăng là do có sự thay đổi trong cơ cấu điện năng sản xuất. Thủy điện là nguồn có chi phí rẻ nhất, nhưng độ tin cậy và khả năng tận dụng nguồn điện này đã giảm đi trong những năm gần đây do rủi ro biến đổi khí hậu và các rủi ro thủy văn do con người gây ra đều gia tăng. Trong nửa đầu năm 2020, thủy điện chỉ chiếm 18% tổng sản lượng điện phát ra, thấp hơn mức 25% cùng kỳ năm trước”, báo cáo viết.

Trước tình hình này, dự kiến EVN sẽ lỗ ròng trong năm 2020 cũng như sẽ ghi nhận nguồn tiền mặt sụt giảm. Như vậy, vấn đề tài chính của EVN có thể bị ảnh hưởng nếu không điều chỉnh tăng giá điện.

Theo TS Ngô Đức Lâm - nguyên Viện phó Viện Năng lượng (Bộ Công thương), về nguyên tắc, khi các yếu tố đầu vào như giá nhiên liệu, giá nhân công, tỷ giá… thay đổi thì đầu ra cũng thay đổi, EVN có quyền đề xuất điều chỉnh giá điện cho phù hợp. Cơ cấu phát điện năm nay cũng có nhiều chuyển biến, thủy điện ít hơn, nhường chỗ cho sự tham gia mạnh mẽ của các loại hình năng lượng điện tái tạo như điện gió, điện mặt trời... đang có giá mua cao, nên giá điện đầu ra có thể sẽ tăng tương ứng.

Lý giải vì sao nguồn cung điện ngày càng có nhiều sự tham gia từ các nhà đầu tư, nhưng giá điện lại dự báo tăng lên, ông Lâm phân tích: Thực tế, thị trường nguồn cung đầu vào hiện chưa có sự cạnh tranh đúng nghĩa.

Thứ nhất, các công ty con của EVN vẫn chiếm phần lớn cổ phần tại các công ty phát điện, chiếm tỷ lệ chi phối hơn 50%. Các nhà máy thủy điện nhỏ, thủy điện kết hợp tưới tiêu và nhà máy sản xuất năng lượng tái tạo hiện vẫn chưa tham gia vào cuộc cạnh tranh này, số có tham gia cũng chiếm tỷ trọng rất nhỏ so với EVN.

Thứ hai, do thiếu điện nên thời gian qua, Chính phủ VN phải ký hiệp định, hợp đồng mua điện từ các đơn vị quốc tế, trong đó có nhiều thỏa thuận yêu cầu phải ưu tiên mua điện từ các nhà đầu tư nước ngoài trước, hoặc tiêu thụ hết của họ rồi mới tính đến các nhà đầu tư trong nước. “Thị trường cạnh tranh chưa đúng nghĩa, chưa công khai hoàn toàn”, ông Lâm nói.

PGS-TS Bùi Thị An, đại biểu Quốc hội khóa 13 - Viện trưởng Viện Tài nguyên - Môi trường và Phát triển cộng đồng, đánh giá điện là nhu cầu thiết yếu và vô cùng quan trọng đối với sản xuất và sinh hoạt của người dân. Tuy nhiên suốt thời gian qua, ngành điện của VN mang tính chất độc quyền từ các yếu tố đầu vào cho đến truyền tải, không có sự cạnh tranh về giá, ảnh hưởng rất nhiều đến lợi ích của tất cả những người tiêu dùng điện. Bằng chứng là giá điện đã được điều chỉnh tăng trong suốt gần 10 năm qua, chủ yếu là để đảm bảo bài toán tài chính cho EVN.

“Quan trọng nhất trong nền kinh tế thị trường là đảm bảo hài hòa lợi ích giữa 3 bên: Nhà nước, doanh nghiệp và người dân. Không thể chỉ vì tình trạng “sức khỏe” của doanh nghiệp

mà để người dân phải chịu thiệt”, bà An nêu quan điểm và nói thêm: “Tất cả các yếu tố đầu vào để tính giá các loại hình năng lượng như điện than mua bao nhiêu, điện gió, điện mặt trời mua thế nào, chi phí sản xuất, truyền tải… EVN cần công khai để cơ quan chức năng và các nhà khoa học tính toán xem giá điện bình quân hiện nay đã hợp lý hay chưa”.