EVN có thể sẽ tăng giá điện

Nhóm nghiên cứu của Công ty cổ phần Chứng khoán SSI vừa đưa ra báo cáo về chi phí ngành điện. Theo đó, các nhà máy nhiệt điện chịu tác động bất lợi do sản lượng hợp đồng thấp, trong khi giá than và khí tăng.

Chi phí đầu vào cho hệ thống điện tăng chủ yếu do giá bán cao từ nhóm năng lượng tái tạo, cùng với đó là giá khí cũng tăng khiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phải cố gắng kiểm soát chi phí. Do đó, nhóm công ty năng lượng truyền thống có thể gặp khó khăn trong việc đàm phán/điều chỉnh hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN.

Ngoài ra, áp lực để EVN tăng giá điện bán lẻ có xác suất cao do chi phí đầu vào tăng bởi nhóm năng lượng tái tạo giá khí tăng, các mỏ khí giá rẻ dần cạn kiệt và các mỏ khí mới có giá bán khí cao hơn khi đi vào khai thác như Sao Vàng Đại Nguyệt, sẽ làm giá khí tăng.

"Theo quan điểm của chúng tôi, khả năng EVN sẽ phải tăng giá điện bán lẻ để bù đắp một phần chi phí đầu vào tăng, mặc dù EVN chưa có quyết định chính thức cho năm 2021", chuyên gia SSI nhận định.

Theo nhóm chuyên gia SSI, giá bán trung bình (ASP) của nguồn điện truyền thống gồm: thủy điện, khí đốt và nhiệt điện than là 1.169 đồng/kwh.

Nếu so sánh giá bán điện sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo (FIT) với giá bán trung bình, chuyên gia của SSI đưa ra 2 kịch bản. Kịch bản 1, nếu sử dụng giá FIT hiện tại, khoản chi phí tăng thêm để sử dụng nguồn năng lượng tái tạo ước tính khoảng 12.700 tỉ đồng (tổng cộng 17.700 tỉ đồng, bao gồm cả điện gió). Kịch bản 2, nếu sử dụng giá FIT như dự thảo quy định (7 cents/kwh), khoản chi phí tăng thêm sẽ thấp hơn, ở mức 7.800 tỉ đồng (tổng cộng 10.700 tỉ đồng, bao gồm cả điện gió).

Từ 2 kịch bản trên, SSI dự báo rằng sản lượng phát điện từ nhiệt điện có khả năng bị giảm huy động do một phần sản lượng mới tăng thêm từ nhóm năng lượng tái tạo và nguồn sản lượng dồi dào từ nhóm thủy điện.

Bộ Công Thương cho biết năm 2019 lợi nhuận từ nhờ bán điện chỉ là 523 tỉ đồng, thấp hơn con số gần 700 tỉ đồng của năm 2018.

Theo Bộ Công Thương, mức doanh thu và lợi nhuận kể trên có thể sẽ khác nếu hạch toán đầy đủ một số chi phí hợp lý khác. Cụ thể, các khoản chưa hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2019 gồm: khoản chênh lệch tỷ giá (CLTG) năm 2018 với số tiền khoảng 3.716 tỉ đồng (theo quy định tại các hợp đồng mua bán điện; khoản CLTG phát sinh của năm 2018 sẽ được thanh toán vào năm 2019, tuy nhiên năm 2019 không tính toán khoản CLTG này vào phương án giá điện năm 2019 để thanh toán cho các đơn vị phát điện). Cùng với đó là khoản CLTG theo hợp đồng mua bán điện phát sinh năm 2019 với số tiền khoảng 4.415 tỉ đồng; khoản CLTG thực hiện theo hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện năm 2015 còn treo với số tiền khoảng 1.117 tỉ đồng (sau khi EVN rà soát, chuẩn xác lại số liệu).

Bộ Công Thương cho hay các khoản CLTG theo hợp đồng mua bán điện còn treo năm 2015 và 2018 sẽ được xem xét hạch toán vào năm 2020.

Như vậy có thể thấy áp lực từ các khoản chi phí đầu vào và chênh lệch tỷ giá có thể gây áp lực vào việc điều chỉnh giá điện của EVN, theo hướng tăng.