Mặc dù con số này đã giảm so với cùng kỳ năm trước, nhưng tập đoàn vẫn khó có thể quay trở lại mức lợi nhuận dương trong tương lai gần.
Nguyên nhân chính dẫn đến tình trạng này bao gồm:
- Chi phí đầu vào tăng cao: Giá nhiên liệu như than và khí đốt đã tăng mạnh, với giá than pha trộn tăng 29-35% so với năm 2021. Tỷ giá USD/VND tăng 1,9% trong năm 2023 cũng góp phần làm tăng chi phí mua điện và nhiên liệu.
- Cơ cấu nguồn điện bất lợi: Sản lượng thủy điện giá rẻ giảm mạnh do hạn hán, trong khi tỷ trọng các nguồn điện giá cao như nhiệt điện, điện gió, và điện mặt trời tăng lên. Trữ lượng khí giá rẻ cũng suy giảm, buộc các nhà máy phải mua khí đắt hơn từ các mỏ mới.
- Giá bán lẻ điện không được điều chỉnh kịp thời: Mặc dù đã tăng giá hai lần trong năm 2023, nhưng vẫn không đủ để bù đắp chi phí đầu vào tăng cao. Chính sách điều hành giá điện của Chính phủ yêu cầu đảm bảo ổn định kinh tế - xã hội và hạn chế tác động đến lạm phát.
- Cơ cấu sở hữu nguồn điện bất lợi: EVN chỉ sở hữu 37% công suất nguồn, buộc phải mua 63% từ các nhà máy điện độc lập với giá cao hơn. Điều này dẫn đến 82% chi phí của EVN đến từ việc mua điện đầu vào.
- Khó khăn trong huy động vốn đầu tư: Không còn cơ chế bảo lãnh Chính phủ, khó vay vốn ODA và thương mại do thua lỗ, trong khi chính sách thu hút đầu tư tư nhân chưa đủ hấp dẫn.
Theo ông Lê Minh, chuyên gia lĩnh vực dầu khí, "Nếu cứ duy trì như hiện tại, EVN sẽ khó phục hồi khi phải mua điện giá cao và bán giá thấp. Khó khăn hơn khi nhà đầu tư không mặn mà với các dự án nguồn và lưới điện, vì biên lợi nhuận của ngành rất thấp, chỉ từ 5-8%."
TS Nguyễn Huy Kế, chuyên gia về năng lượng, đề xuất: "Cần sớm phát triển và thực hiện cơ chế giá điện hai thành phần, thực hiện thử nghiệm từ năm nay. Điều này sẽ giúp đảm bảo tiền điện được 'trả đúng, trả đủ' với thời gian sử dụng điện thực tế."
Để cải thiện tình hình, một số giải pháp được đề xuất:
- Hoàn thiện cơ chế giá điện hai thành phần.
- Xây dựng Luật Điện lực mới với cơ chế thu hút đầu tư dài hạn.
- Điều chỉnh giá bán lẻ điện phù hợp với biến động chi phí đầu vào.
- Tối ưu hóa cơ cấu nguồn điện, tăng tỷ trọng các nguồn giá rẻ.
- Cải thiện cơ chế huy động vốn cho ngành điện.
Theo Tổng sơ đồ điện 8, đến năm 2030, ngành điện cần khoảng 119,8 tỷ USD đầu tư, tương đương 11-12 tỷ USD mỗi năm. Việc thu hút đầu tư và cải thiện hiệu quả hoạt động của EVN sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và phát triển kinh tế của Việt Nam trong những năm tới.
Bộ Công Thương: phải huy động các nguồn dự phòng giá cao
Theo Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), việc cung ứng điện cơ bản được đáp ứng trong thời gian qua. Với tình hình thủy văn thuận lợi, cơ quan vận hành điện đang ưu tiên huy động thủy điện để tận dụng nguồn nước, hạn chế tối đa xả thừa. Các nhà máy điện than, điện khí sẽ được huy động theo yêu cầu của hệ thống, song với nguồn năng lượng tái tạo sẽ huy động cao nhất có thể.
Tuy nhiên, trong những thời điểm nhu cầu điện tăng cao vào những ngày nắng nóng, các tổ máy đang dự phòng đã được lệnh khởi động. Đây là những tổ máy tuốc bin khí miền Nam dự phòng, được huy động để tăng cường công suất truyền tải ra Bắc vào các khung giờ cao điểm.
Theo đánh giá, việc phải huy động đến các nguồn giá cao như năng lượng tái tạo và các nguồn đang dự phòng như điện khí sẽ càng tạo áp lực làm tăng chi phí đầu vào cho EVN trong thời gian tới.
Khó có chuyện giảm giá điện
TS Nguyễn Huy Hoạch cho rằng trong khi giá đầu vào đang áp theo thị trường, nhưng giá đầu ra lại chưa được điều chỉnh theo, cộng thêm nguồn cung ít hơn cầu, đã tạo áp lực lớn cho EVN trong việc cân đối tài chính.
Đơn cử, vừa qua Bộ Công Thương vừa duyệt khung giá phát điện nhà máy nhiệt điện khí sử dụng khí hóa lỏng (LNG) là hơn 2.500 đồng, đây là mức giá cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra cho người dùng là hơn 2.000 đồng/kWh. Vì thế, ông Hoạch cho rằng dù có cơ chế cho phép EVN được điều chỉnh giá điện 3 tháng mỗi lần ở mức dưới 5% thì cũng là giải pháp mang tính tình thế và không đúng theo quy luật thị trường.
"Để thị trường vận hành theo quy luật thì phải đảm bảo tính cung cầu, nhưng từ năm 2016 đến nay nguồn điện ở miền Bắc không phát triển được, nguồn cung ít hơn cầu thì rất khó để giảm giá điện. Mặc dù Quy hoạch điện 8 đã được ban hành, nhưng đến nay vẫn chưa có nguồn mới được khởi công (vừa qua chúng ta mới làm được lưới điện với đường dây 500kV mạch 3). Việc thiếu cung (nguồn điện) dẫn tới tình trạng thiếu điện như năm 2023, hoặc phải chấp nhận huy động các nguồn điện giá cao, nên khi thua lỗ EVN phải đề xuất tăng giá điện" - ông Hoạch nói.
Trong khi đó, ông Lê Minh cho rằng với tình hình hiện nay, EVN không chỉ lỗ liên tiếp trong hai năm mà với khoản lỗ 6 tháng đầu năm, dự kiến năm nay EVN cũng sẽ khó thoát lỗ. Gánh nặng tài chính sẽ tiếp tục đặt ra với tập đoàn này, nếu duy trì cơ chế vận hành thị trường điện và giá điện như hiện nay. Tới đây, thực hiện lộ trình chuyển dịch năng lượng theo Tổng sơ đồ điện 8 thì giá điện sẽ có xu hướng tiếp tục tăng và khó giảm trong thời gian tới khi tỉ trọng nguồn thủy điện, điện than giảm và các nguồn nhiệt điện khí, điện năng lượng tái tạo giá cao sẽ đóng vai trò quan trọng trong cơ cấu nguồn điện.
Tách A0 ra khỏi EVN: giảm tải áp lực và tháo gỡ khó khăn cho EVN
Việc tách Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) ra khỏi EVN để thành lập Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO) và đưa về Bộ Công Thương từ ngày 12-8 vừa qua được kỳ vọng sẽ giúp thị trường điện minh bạch hơn.
Theo TS Nguyễn Huy Hoạch, nhiều quan điểm cho rằng khi A0 trực thuộc EVN sẽ là "vừa đá bóng vừa thổi còi", song cơ quan này đang vận hành trong thế khó khi cơ cấu nguồn ít. Vì vậy, việc vận hành hệ thống cũng chỉ "loay hoay" trong nguồn hiện có. Tuy nhiên, ông Hoạch cho rằng việc tách A0 ra khỏi EVN sẽ giúp thị trường minh bạch hơn dù cũng không giải quyết nhiều trong ngắn hạn do cơ cấu nguồn hạn chế. Vì vậy, để thị trường vận hành hiệu quả thì cần có nhiều chủ thể - các nhà máy điện được tham gia vào thị trường với giá cạnh tranh và huy động trên cơ sở chào giá thấp.
Trong khi đó, ông Lê Minh cho rằng việc tách A0 ra khỏi EVN nhằm giảm tải áp lực cho EVN, giúp tập đoàn "rảnh tay" hơn khi không thể thực hiện cơ chế bao tiêu hay ưu ái cho doanh nghiệp trực thuộc, từ đó giúp giảm rủi ro và minh bạch trong huy động nguồn điện.
Chính phủ cũng đã ban hành quy định, sửa đổi cơ cấu tổ chức hoạt động của EVN. Điểm đáng chú ý là việc sửa đổi các ngành nghề kinh doanh chính của EVN sẽ bao gồm: sản xuất, truyền tải, phân phối (bao gồm điều độ hệ thống điện phân phối) và kinh doanh mua bán điện năng; xuất nhập khẩu điện năng; đầu tư và quản lý vốn đầu tư các dự án điện... tức là chỉ xoay quanh và tập trung vào lĩnh vực điện. Điều này sẽ giúp giảm tải áp lực và tháo gỡ khó khăn cho EVN trong huy động và tham gia vào các dự án đầu tư quy mô lớn.
Ông Trần Anh Thái - nguyên giám đốc A0 - cho rằng thị trường bán buôn điện Việt Nam đã được EVN triển khai giữa các tổng công ty phân phối và một số nhà máy điện trong nội bộ. Việc mua bán điện trực tiếp của các tổng công ty điện lực từ các nhà máy chỉ chiếm tỉ lệ nhỏ (5-10%) với giá dựa trên giá hạch toán nội bộ và phân bổ chi phí, chứ chưa phải được chào mua/bán trên thị trường điện. Vì vậy, quy định về thị trường chưa đáp ứng được yêu cầu minh bạch trong hoạt động thị trường điện với xã hội.
"Việc tách A0 độc lập với EVN sẽ giúp người dân và các doanh nghiệp đánh giá công tác điều hành hệ thống điện, thị trường điện của A0 được đảm bảo tính minh bạch hơn, không chịu tác động của EVN như là một bên tham gia có đặc quyền để thao túng thị trường. Như vậy, EVN sẽ bớt đi độc quyền trong con mắt của các doanh nghiệp tham gia thị trường điện và người sử dụng điện" - ông Thái nói.
Theo các chuyên gia, EVN hiện không còn vai trò độc quyền ở khâu phát điện khi đã có tới 63% nguồn mua từ các nhà máy điện độc lập. Vì vậy, nếu A0 được chuyển về Bộ Công Thương, EVN cũng không còn giữ vai trò là nhà mua điện duy nhất, không còn độc quyền vận hành hệ thống. Các nguồn điện sẽ được huy động trên cơ sở chào giá cạnh tranh nhất, công khai minh bạch nhất để tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh có lợi cho người tiêu dùng.
