Tăng giá điện giữa thời điểm nhu cầu sử dụng tăng cao; công ty mẹ chìm trong thua lỗ nhưng các công ty con vẫn có tiền gửi ngân hàng; trong nước sản xuất điện gió, điện tái tạo nhưng phải mua điện của Lào, Trung Quốc và mối lo miền Bắc thiếu điện vẫn canh cánh... là những băn khoăn mà cộng đồng đặt ra đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trong nhiều năm qua.
Mới đây, lấy số liệu 2022 như một điển hình minh họa, Bộ Công thương đã luận giải cụ thể về gam màu tương phản kết quả kinh doanh lợi nhuận của EVN với các đơn vị thành viên.
Theo đó, Bộ Công thương thông tin, năm 2022, trước các biến động dị biệt trên thế giới và yếu tố cung – cầu thị trường, giá các loại nhiên liệu như than, xăng dầu, khí đều tăng rất cao, chi phí nhiên liệu mà Việt Nam phải nhập khẩu để sản xuất điện cũng tăng theo giá thế giới, chi phí mua điện từ các nhà máy cũng tăng tương tự.
Cụ thể, trong chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2022 của EVN, chi phí mua điện chiếm tỷ trọng lớn nhất với giá trị khoảng 83%. Chi phí mua điện từ các nhà máy nhiệt điện than lớn nhất trong cơ cấu chi phí mua điện toàn hệ thống với gần 48%, xếp trên chi phí mua điện từ nhiệt điện khí với gần 13%.
Giá than pha trộn bình quân từng loại năm 2022 tăng khoảng 35 - 46% so với năm 2021. Giá than nhập khẩu 2022 cũng tăng mạnh so với năm liền trước (theo chỉ số giá than nhập NEWCastle Index năm 2022 tăng 163% so bình quân năm 2021). Tương tự giá khí tăng theo giá dầu quốc tế HSFO bình quân 27% so năm 2021.
Trong diễn biến này, hiện EVN vẫn là đơn vị duy nhất mua điện từ các nhà máy điện, sau đó qua hệ thống truyền tải và phân phối – bán lẻ cung cấp điện cho khách hàng. Do đó, Bộ Công thương xác định, EVN cũng là đơn vị gánh toàn bộ chi phí sản xuất kinh doanh điện.
Đáng chú ý, trong số này, chủ yếu là chi phí mua điện dù các nhà máy của EVN chỉ chiếm khoảng 36% tổng công suất toàn hệ thống điện, 64% còn lại là các nhà máy điện của PVN, TKV, các nhà máy điện theo hình thức BOT và IPP, nhập khẩu điện.
Trong khi chi phí đầu vào EVN tăng cao với chủ yếu là chi phí mua điện tăng vì giá nhiên liệu thì giá bán lẻ điện đầu ra do Nhà nước điều tiết (cần đảm bảo các mục tiêu kinh tế vĩ mô, ổn định chính trị – xã hội). Đây là một trong những lý do dẫn đến khoản lỗ hơn 26.200 tỷ đồng trong hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2022.
Đặc biệt, khoản lỗ này đã tính đến thu nhập từ các hoạt động có liên quan đến sản xuất kinh doanh điện (hoạt động tài chính và tiền bán công suất phản kháng) lên tới 10.000 tỷ đồng.
Thông tư số 15/2014 của Bộ Công thương có quy định về mua bán công suất phản kháng như sau: Bên mua điện có trạm biến áp hoặc không có trạm biến áp riêng nhưng có công suất sử dụng cực đại đăng ký tại hợp đồng mua bán điện từ 40kW trở lên và có hệ số công suất cosφ < 0,9 thì phải mua công suất phản kháng. Trong đó, hệ số công suất cosφ dùng để xác định việc mua công suất phản kháng của bên mua điện được tính trên cơ sở số liệu đo đếm được tại công tơ đo đếm điện năng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ.
Trường hợp bên mua điện có công suất sử dụng cực đại đăng ký tại hợp đồng dưới 40kW nhưng có công suất sử dụng điện thực tế cực đại từ 40kW trở lên trong 3 chu kỳ ghi chỉ số công tơ liên tiếp thì bên mua điện thuộc đối tượng phải mua công suất phản kháng kể từ chu kỳ ghi chỉ số kế tiếp của ba chu kỳ ghi chỉ số trên.
Ở chiều ngược lại, Bộ Công thương cũng luận giải căn nguyên có lãi của các công ty con của EVN xuất phát từ nguyên lý mua buôn và bán lại điện của EVN.
Cụ thể, trong bối cảnh giá nhiên liệu đầu vào tăng cao (như năm 2022) dẫn đến chi phí sản xuất điện tăng cao thì EVN vẫn phải mua điện từ các đơn vị phát điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải theo nguyên tắc trên để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
EVN mua các nguồn điện theo giá điện từ thấp đến cao (đối với các nhà máy điện không tham gia thị trường) và theo giá chào của các nhà máy điện (đối với các nhà máy điện tham gia thị trường điện, hiện chiếm khoảng 38% tổng công suất đặt của toàn hệ thống điện) cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải của hệ thống điện quốc gia.
Tức, EVN đóng vai trò đơn vị mua buôn duy nhất các nguồn thủy điện, than, khí, dầu, năng lượng tái tạo để bán lại cho khách hàng. Bộ Công thương cho biết, để đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải ngày càng tăng, EVN phải mua thêm điện từ các tổ máy có chi phí nhiên liệu cao (giá nhiên liệu tăng cao theo giá thị trường nhiên liệu sơ cấp).
Trong khi đó, giá bán điện của EVN tới khách hàng do Nhà nước điều tiết. Điều này đồng nghĩa giá đầu vào theo giá thị trường còn đầu ra bị khống chế, chưa liên thông và đồng bộ với giá thị trường nhiên liệu sơ cấp. Đây là nguyên nhân chính khiến EVN phải “gánh” lỗ.
Việc EVN chỉ được bán điện theo giá bị khống chế nhưng vẫn phải mua điện từ các đơn vị phát điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải đã dẫn đến tình trạng EVN lỗ còn các công ty phát điện, bao gồm cả công ty thành viên của EVN vẫn lãi.
Liên quan tới nhập khẩu, việc mua điện từ Trung Quốc và Lào là một phần trong cam kết kết nối mạng lưới điện các nước tiểu vùng sông Mê Kông mở rộng, Bộ Công thương cho biết. Phần điện nhập khẩu từ Lào và Trung Quốc có tỷ trọng rất nhỏ so với mức tiêu thụ điện ở miền Bắc. Mùa khô 2023 vừa qua tại miền Bắc đã xảy ra thiếu điện gây ảnh hưởng đển sản xuất và sinh hoạt.
Đặc biệt, Bộ Công thương nhấn mạnh, dự báo miền Bắc sẽ tiếp tục đối diện nguy cơ thiếu điện mùa khô các năm 2024-2025. Vì vậy, việc nhập khẩu điện từ Lào có thể bổ sung cấp điện cho phụ tải miền Bắc.
Một lý do khác, giá trần điện nhập khẩu từ Lào đến năm 2025 chỉ chưa đầy 7cent, tức thấp hơn giá phát điện từ điện than, điện khí cũng như điện gió, điện mặt trời, qua đó mang lại hiệu quả kinh tế cho Việt Nam. Việc nhập khẩu điện cũng giúp Việt Nam không bị ảnh hưởng về xã hội, dân cư, môi trường khi xây dựng các nhà máy điện mới.
Việc gia tăng mua điện từ nước ngoài, từ trong năm 2023 khi EVN đàm phán với Công ty lưới điện Phương Nam (CSG/YNIC) để tăng sản lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc về khu vực phía Bắc với công suất khoảng 515MW, sản lượng khoảng 1,6 tỷ kWh. Ngoài ra, EVN cũng kiến nghị Bộ Công thương sớm trình Thủ tướng phê duyệt chủ trương nhập khẩu 225MW thủy điện tại Lào.
Theo tính toán của EVN, việc cân đối cung cầu điện năm 2024 được tính toán với dự báo tăng trưởng phụ tải điện cơ sở, trong đó xem xét 2 kịch bản lưu lượng nước về. Với phương án lượng nước về bình thường, hệ thống điện quốc gia cơ bản đáp ứng cung ứng điện.
Tuy nhiên, do công suất dự phòng của hệ thống điện miền Bắc thấp nên vẫn phải đối mặt với tình trạng căng thẳng về công suất đỉnh tại một số thời điểm cao điểm sử dụng điện những ngày nắng nóng.
Trong nhóm các giải pháp đảm bảo cung ứng điện thời gian tới, Bộ Công thương và Chính phủ đặc biệt nhấn mạnh yêu cầu bắt buộc phải hoàn thành đường dây 500kV mạch 3 Quảng Trạch – Phố Nối kéo dài qua địa bàn 9 tỉnh.
Dự án có tổng mức đầu tư gần 1 tỷ USD giữ trọng trách nâng cao năng lực truyền tải điện từ miền Trung ra miền Bắc lên hơn 5.000MW, qua đó giảm áp lực đảm bảo cung ứngđiện khu vực phía Bắc nói chung và Hà Nội nói riêng nhiều năm qua.
