Bộ Công Thương đề xuất tăng tiếp giá điện vì EVN vẫn lỗ hàng chục nghìn tỉ

Tại cuộc họp Ban Chỉ đạo giá đầu tuần này, Bộ Công Thương kiến nghị tăng giá điện trong năm nay, để phản ánh biến động các chi phí đầu vào và giúp Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có nguồn lực thanh toán cho chủ đầu tư các nhà máy điện.

Tính chung 2 năm 2022-2023, tập đoàn này lỗ gần 38.000 tỉ đồng, chưa gồm khoản chênh lệch tỷ giá vẫn treo từ các năm trước (khoảng 14.000 tỉ đồng). Đưa ra đề xuất này, Bộ Công Thương cho rằng để phản ánh biến động các chi phí đầu vào và giúp (EVN) có nguồn lực thanh toán cho chủ đầu tư các nhà máy điện.

Trong năm 2023, giá điện có 2 lần tăng. Cụ thể, ngày 4.5, giá giá bán lẻ điện bình quân tăng từ 1.864,44 đồng/kWh lên 1.920,3732 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế GTGT). Mức điều chỉnh này tương đương mức tăng 3% (hơn 55,9 đồng/KWh).

Đến ngày 9.11, mức giá bán lẻ điện bình quân lại được điều chỉnh tăng từ 1.920,37 đồng/kWh lên mức giá mới là 2.006,79 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế GTGT) - tức tăng 4,5%.

Tại hội nghị tổng kết công tác năm 2023, triển khai nhiệm vụ năm 2024 mới đây, ông Nguyễn Anh Tuấn - Tổng giám đốc EVN cho biết trong năm 2023, giá bán lẻ điện bình quân đã được điều chỉnh tăng 2 lần, tuy nhiên không đủ bù đắp được chi phí sản xuất điện (do các thông số đầu vào vẫn duy trì ở mức cao) nên EVN tiếp tục bị lỗ sản xuất kinh doanh điện năm thứ 2 liên tiếp. Con số lỗ cụ thể chưa được EVN công bố.

Đối với các nguyên nhân chính làm tăng chi phí khâu sản xuất điện, ông Nguyễn Anh Tuấn cho biết giá nhiên liệu vẫn ở mức cao, mặc dù đã giảm so với năm 2022 nhưng giá nhiên liệu năm 2023 vẫn cao hơn nhiều so với các năm trước đây.

Cơ cấu huy động nguồn điện không thuận lợi do tình hình nước về các hồ thủy điện kém làm sản lượng thủy điện giảm, trong khi tăng huy động các nhà máy nhiệt điện than, dầu, năng lượng tái tạo có giá thành cao hơn giá thành thủy điện. Cùng với đó, chi phí mua điện trên thị trường điện cao, chi phí thanh toán tăng so với giá điện hợp đồng.

Theo Tổng giám đốc EVN, hiện EVN và các tổng công ty phát điện chỉ chủ động được khoảng 37,5% nguồn điện, còn lại (62,5%) phụ thuộc vào Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và nhà đầu tư bên ngoài (BOT, tư nhân). Như vậy, tỷ trọng mua điện của EVN hiện chiếm 80% chi phí giá thành, cao gấp đôi các nước, là bất cập trong tiêu thụ điện.

"Với cơ cấu nguồn như vậy, giá thành điện của chúng ta chủ yếu sử dụng các nguồn tài nguyên thiên nhiên, kể cả nguồn thủy điện (nước) cũng là tài nguyên thiên nhiên. Trong khi tài nguyên của chúng ta ngày càng cạn kiệt, do vậy giá thành chỉ có tăng, không có chuyện xuống. Vấn đề này cần được giải thích rõ để khách hàng thấu hiểu và chia sẻ với ngành điện và cũng giải thích cho câu hỏi của dư luận tại sao giá điện chỉ tăng, không giảm", ông Tuấn cho hay.

Theo Tổng giám đốc EVN, tổng chi phí bình quân các khâu phát điện. truyền tải, phân phối là 2.092,78 đồng/kWh, trong khi đó, giá bán ra là 1.950 đồng/kWh. "Mặc dù chúng tôi đang cố gắng tối ưu hóa các chi phí để tiết giảm, nhưng việc cân đối tài chính của tập đoàn hết sức khó khăn. Do vậy, năm 2024 cần có sự điều chỉnh chính sách về giá bán lẻ điện thì mới giải quyết được những khó khăn về tài chính của EVN", ông Tuấn nói.

Dự báo có thêm đợt điều chỉnh giá điện năm nay cũng được nhóm phân tích của Công ty Chứng khoán Vietcombank (VCBS) đưa ra trong một báo cáo gần đây. Theo VCBS, hiện tượng El Nino xuất hiện nửa cuối 2023 và kéo dài tới nửa đầu năm nay là nguyên nhân khiến nước về các hồ thủy điện thấp, nhất là tại miền Bắc. Theo đó, điện than, khí giá thành cao buộc phải được tăng huy động, trong khi năng lượng tái tạo và nhập khẩu hạn chế. Việc này khiến tài chính của EVN tiếp tục khó khăn.

Nhóm nghiên cứu của VCBS kỳ vọng áp lực tăng giá điện sẽ giảm khi chu kỳ La Nina (ngược với El Nino) quay trở lại vào 2025, giúp giá nguyên vật liệu đầu vào (than, khí) giảm nhiệt về mức tương đương 2020-2021.

Để tránh bị động, tại cuộc họp Ban Chỉ đạo điều hành giá, Phó thủ tướng Lê Minh Khái yêu cầu Bộ Công Thương chuẩn bị sớm phương án và thời điểm điều chỉnh cần tính toán phù hợp với diễn biến, thị trường và mục tiêu kiểm soát lạm phát.