Áp lực chi phí: EVN kiến nghị điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

Theo đại diện EVN, dù đã nỗ lực cố gắng nhưng với các giải pháp trong nội tại mà EVN đã thực hiện vẫn không thể bù đắp được chi phí mua điện do giá nhiên liệu tăng cao đột biến nên kết quả năm 2022.

Hội nghị tổng kết và triển khai nhiệm vụ năm 2023 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. (Ảnh: PV/Vietnam )

Tại buổi họp tổng kết năm 2022 và triển khai nhiệm vụ năm 2023 do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức ngày 21/12, tại Hà Nội, đại diện tập đoàn đã kiến nghị Bộ Công Thương chấp thuận và điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân theo quy định tại Quyết định 24/2017/QĐ/TTg để giảm bớt khó khăn và đảm bảo cân bằng tài chính năm 2023.

Cùng với đó, áp dụng cơ chế thị trường đối với hoạt động điện lực, kịp thời điều chỉnh giá điện khi các yếu tố đầu vào thay đổi.

Dự kiến lỗ hơn 31.300 tỷ đồng

Theo đại diện EVN, đến cuối năm 2022, tổng công suất đặt nguồn điện (đã COD) toàn hệ thống đạt xấp xỉ 77.800 MW, tăng gần 1.400 MW so với năm 2021, trong đó tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo là 20.165MW chiếm tỷ trọng 26,4%. Quy mô hệ thống điện Việt Nam đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện.

Cũng trong năm 2020, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống là 268,4 tỷ kWh, tăng 5,26% so 2021. Công suất phụ tải cực đại toàn hệ thống là 45.434 MW, tăng 4,41%. Sản lượng điện sản xuất và mua của EVN là 261,2 tỷ kWh, tăng 6,08%, còn điện thương phẩm toàn Tập đoàn đạt 242,3 tỷ kWh, bằng 99,97% kế hoạch và tăng 7,53% so với năm 2021.

Ông Nguyễn Tài Anh, Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông tin thêm, đến cuối năm 2022 có 108 nhà máy điện tham gia trực tiếp trong thị trường điện với tổng công suất đặt 30.937MW, chiếm 38% nguồn điện toàn quốc.

Mặc dù luôn nỗ lực để đảm bảo đủ điện cho phát triển kinh tế-xã hội, song trong năm 2022, các biến động lớn trên thế giới đã tác động, ảnh hưởng lớn đến việc sản xuất điện của EVN. Công tác đầu tư xây dựng các dự án điện gặp nhiều vướng mắc về cơ chế chính sách, khó khăn trong thu xếp vốn… Bên cạnh đó, chi phí đầu vào tăng cao nhưng giá bán lẻ điện đã không được điều chỉnh gần 4 năm và hiện đang thấp hơn nhiều so với chi phí giá thành.

Theo ông Nguyễn Tài Anh, dù đã tiết giảm chi phí khoảng 33.445 tỷ đồng từ các khoản chi, nhưng tập đoàn vẫn không thể bù đắp được chi phí mua điện do giá nhiên liệu tăng cao đột biến, nên kết quả năm 2022 dự kiến EVN sẽ lỗ khoảng 31.360 tỷ đồng.

– Cơ cấu nguồn phát điện trong 10 tháng 2022:

Còn với các đơn vị trực tiếp sản xuất kinh doanh, những biến động của chi phí đầu vào đã được phản ánh rõ nét trong bức tranh tài chính cuối năm.

Chia sẻ tại hội nghị, ông Lê Văn Danh, Tổng Giám đốc Tổng Công ty phát điện 3 (GENCO3) cho biết, nhờ tối ưu hóa các hoạt động sản xuất-kinh doanh nên trong năm 2022, đơn vị đã đạt được tổng lợi nhuận ước là 2.406 tỷ đồng.

Song việc này còn phụ thuộc nhiều vào chênh lệch tỷ giá, bởi theo thống kê của đơn vị, có những thời điểm lỗ chênh lệch tỷ giá của đơn vị lên tới 2.600 tỷ đồng.

“Nếu trong 10 ngày còn lại của năm 2022 tỷ giá bình ổn thì chỉ tiêu này đạt được, trường hợp tỷ giá biến động thì chỉ tiêu này sẽ phải xem xét lại,” đại diện GENCO3 cho hay.

Ngoài ra, ông Lê Văn Danh cũng nêu khó khăn khi nguyên liệu đầu vào tăng cao, trong đó giá than nhập khẩu quý 1 và 2 đã tăng 4,2 lần so với năm 2020 và tăng 2,2 lần so với năm 2021, đã gây áp lực lớn cho việc sản xuất điện.

Chưa kể lượng khí cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện khí chỉ đáp ứng 70% năng lực của các tổ máy. Do vậy, để đảm bảo cung ứng điện, nhiều thời điểm Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia đã phải huy động thêm các nhà máy điện chạy dầu DO, điều này đã tác động tới trần chi phí cho EVN.

Còn theo bà Đỗ Nguyệt Ánh, Chủ tịch Tổng Công ty điện Miền Bắc (EVNNPC), nhiều doanh nghiệp lĩnh vực công nghiệp tiết giảm sản xuất do đại dịch COVID-19 đã khiến Tổng Công ty có thể phải chịu khoản lỗ năm nay khoảng 4.700 tỷ đồng, điều này sẽ gây áp lực lên bức tranh tài chính và hiệu quả huy động vốn để triển khai các dự án điện của ngành.

“Ở khu vực miền Bắc nguy cơ thiếu điện luôn thường trực do cơ cấu nguồn điện cũng như cung-cầu của năm 2023 rất khó khăn nên phía EVN và các bộ ngành quan tâm, xem xét để đẩy nhanh tiến độ các dự án nguồn điện và lưới điện để EVNNPC sớm thực hiện và hoàn thành nhiệm vụ được giao,” bà Đỗ Nguyệt Anh kiến nghị thêm.

Tập trung đảm bảo đủ điện phát triển kinh tế-xã hội

Theo đánh giá, nhu cầu sử dụng điện trong những năm tới sẽ tiếp tục tăng cao. Điều này đòi hỏi ngành điện và cơ quan chức năng phải có nhiều giải pháp để tính toán, cân đối đủ nguồn để bổ sung kịp thời cho nhu cầu sử dụng.

Về phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam, để vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia, đảm bảo cung cấp điện cho phát triển kinh tế-xã hội và sinh hoạt của người dân trong năm tới, EVN đang tập trung thi công 3 dự án nguồn điện, gồm: Thủy điện Ialy mở rông, Thủy điện Hòa Bình mở rộng, Nhiệt điện Quảng Trách 1, đồng thời khởi công và hoàn thành phát điện thương mại các dự án điện Mặt Trời Phước Thái 2, Phước Thái 3; Phấn đấu khởi công dự án Nhiệt điện Ô Môn 4 và hoàn thành 243 công trình lưới điện từ 110-500kV…

Đại diện EVN cũng kiến nghị Thủ tướng Chính phủ sớm xem xét, phê duyệt Quy hoạch điện 8, đồng thời phê duyệt sửa đổi Quyết định 28/2014/QĐ-TTg ngày 07/4/2014 quy định về cơ cấu biểu giá bán lẻ điện.

EVN cũng đề xuất xem xét sửa đổi các nghị định liên quan để tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp nhà nước như EVN huy động các nguồn vốn, chỉ đạo các bộ, ngành, địa phương hỗ trợ EVN và các đơn vị giải quyết các vướng mắc liên quan đến công tác bồi thường giải phóng mặt bằng các dự án điện.

Thông tin thêm, ông Nguyễn Đức Ninh, Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) cho hay, trong đầu năm 2022, sản lượng thiếu hụt của các hồ thủy điện ở miền Bắc hơn 800 triệu kWh đã gây ảnh hưởng đến việc cung ứng điện cho các tháng cao điểm mùa khô năm 2022.

Trong khi đó, hệ thống điện của Việt Nam ngoài 3 hệ thống điện miền Bắc-Trung-Nam, hiện còn có thêm hệ thống điện của Campuchia, với phần nối điện với Việt Nam khoảng gần 2.000 MW công suất đạt và đang liên kết với hệ thống điện Việt Nam qua đường dây 220 kV Châu Đốc-Tà Keo.

Ngoài ra, do biến động từ nguồn cung năng lượng tại châu Âu nên các quốc gia đều tăng cường việc tiết kiệm điện, điều chỉnh lại các quy định về thị trường điện, đấu nối… để đảm bảo an toàn cho hệ thống.

Từ đánh giá trên, để đảm bảo cung cấp điện cho phát triển kinh tế-xã hội năm 2023, đại diện A0 khẳng định sẽ tiếp tục phối hợp và báo cáo EVN và Bộ Công Thương kế hoạch vận hành hệ thống và thị trường năm 2023 để đảm bảo tối ưu nhất vận hành của thệ thống điện.

Ngoài ra, ông Nguyễn Đức Ninh cũng kiến nghị cơ quan chức năng xem xét điều chỉnh quy trình điều tiết liên hồ chứa và kế hoạch đổ ải năm tới tối ưu nhất.

“Với 11 quy trình đã được thiết lập trong giai đoạn chưa có phần năng lượng tái tạo, nhưng bây giờ thay đổi nên rất nhiều điểm cần phải điều chỉnh cho phù hợp,” đại diện A0 kiến nghị.

Phát biểu tại hội nghị, Ông Nguyễn Hoàng Anh, Chủ tịch Ủy ban quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp, đánh giá cao các kết quả đạt được của EVN trong năm vừa qua.

Tuy vậy, với những khó khăn, thách thức khiến cho tập đoàn lỗ hơn 31.000 tỷ đồng, ông cho rằng đây là yếu tố đáng lưu tâm, do vấn đề khách quan, thực hiện nhiệm vụ chính trị, nên cần có ý kiến, tạo sự đồng thuận, mong nhân dân chia sẻ hoạt động của tập đoàn.

Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp cũng yêu cầu EVN tiếp tục chủ động đưa ra giải pháp nội bộ, tối ưu hóa công tác quản trị, giúp cho tập đoàn tiết giảm chi phí nhiều hơn, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Cùng với đó, kịp thời ứng biến với tình hình thực tế, báo cáo Thủ tướng Chính phủ có giải pháp, trong đó có vấn đề tăng giá điện. Cần rút kinh nghiệm và tính toán theo chu kỳ, các yếu tố tác động đến chi phí đầu vào.

Với những bất cập trên thị trường điện cạnh tranh, ông Nguyễn Hoàng Anh cũng yêu cầu EVN đánh giá kỹ lưỡng, tổng hợp số liệu nhằm báo cáo cơ quan quản lý nhà nước về mô hình thị trường điện cạnh tranh, ký hợp đồng dài hạn về cung cấp than, khí…/.

Theo Vietnamplus