Bộ Công Thương đề xuất sửa Nghị định 72, cho phép Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tính toán và phân bổ vào giá điện những khoản chi phí sản xuất, cung ứng chưa được bù đắp từ năm 2022 đến nay. Khoản này tương ứng với số lỗ khoảng 44.792 tỷ đồng tính tới cuối năm ngoái.
Nhiều ý kiến chuyên gia, bộ ngành cho rằng EVN cần làm rõ nguyên nhân và minh bạch các chi phí cấu thành lỗ, lộ trình điều chỉnh nếu được tính khoản lỗ vào cơ cấu giá điện.
Tại báo cáo ngày 9/9, EVN cho biết các khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng lũy kế tới cuối 2024 đến hai nguyên nhân chính.Một là, các khoản chi phí chưa được tính, hoặc tính chưa đủ trong các lần điều chỉnh giá điện trước đây.
Trong đó, năm 2022, giá bán điện thương phẩm (khâu phát điện, truyền tải, phân phối, bán lẻ...) bình quân là 1.882,73 đồng một kWh, nhưng chi phí sản xuất lên tới 2.032,26 đồng. Như vậy, giá bán thấp hơn giá thành khoảng 149,53 đồng một kWh. Trong khi đó, giá bán lẻ điện tới người tiêu dùng không được điều chỉnh, giữ nguyên từ tháng 3/2019, để ổn định kinh tế vĩ mô.
Năm 2023, giá bán lẻ điện được điều chỉnh hai lần với mức tăng tổng cộng 7,5%, nhưng vẫn thấp hơn so với tính toán giá điện bình quân. Giai đoạn này, mỗi kWh bán ra, EVN lỗ khoảng 135,33 đồng.
Giá thành sản xuất điện tăng trong bối cảnh các chi phí nhiên liệu đều đi lên. Cụ thể, giá than pha trộn tăng 35-46%, than nhập khẩu đắt thêm 1,7-3,6 lần, dầu thô tăng 1,4-1,7 lần do xung đột Nga - Ukraine. Tỷ giá cũng tăng 1,9% làm chi phí nhập khẩu điện, than, khí... đi lên.
Công nhân Điện lực Hà Nội kéo dây sửa chữa. Ảnh: Ngọc Thành
Ngoài ra, điều kiện thủy văn bất lợi do El Nino khiến nguồn thủy điện - vốn có giá rẻ - bị giảm tỷ trọng, từ 38% xuống còn 30,5%. Để đủ điện cung ứng cho sản xuất, đời sống người dân, EVN buộc phải tăng huy động nguồn giá cao, phụ thuộc biến động chi phí nhiên liệu, như nhiệt điện than, chạy dầu DO giá cao hơn, với tỷ trọng tăng từ 35,5% lên 43,8%, hay điện khí 10-11%.
"Khi đầu vào giá nhiên liệu biến động, chi phí khâu phát điện - chiếm 83% giá thành sản xuất - tăng vọt", theo EVN. Điều này làm giá thành đội lên, trong khi đầu ra không được điều chỉnh kịp thời.
Hai là, chi phí hỗ trợ khách hàng do dịch Covid-19 và cung cấp điện tới các vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Theo EVN, giai đoạn 2020-2021, họ đã 5 lần giảm giá điện, tiền điện và hỗ trợ trực tiếp với khách hàng bị ảnh hưởng bởi dịch Covid-19 (doanh nghiệp sản xuất, cơ sở kinh doanh, lưu trú du lịch...), với tổng số tiền khoảng 15.233 tỷ đồng.
Cùng với đó, tập đoàn cũng thực hiện nhiệm vụ chính trị cung cấp điện tới các vùng sâu, xa, khu vực biên giới và hải đảo. Chi phí sản xuất điện tại những khu vực này thường cao hơn nhiều mức giá bán lẻ điện chung cả nước.
Chẳng hạn, tại các đảo Phú Quý, Côn Đảo hay Bạch Long Vĩ, giá thành sản xuất dao động 7.000-12.000 đồng một kWh, trong khi giá bán bình quân khoảng 2.000 đồng. Doanh thu bán điện ở các khu vực này bị âm do chênh lệch lớn giữa chi phí sản xuất và giá bán. Chẳng hạn năm 2022, phần chênh lệch này tại các huyện đảo, xã đảo là 387 tỷ đồng, con số này tăng lên 428 tỷ vào 2023.
Theo EVN, trong hai năm này doanh thu từ các hoạt động liên quan đến sản xuất kinh doanh điện của họ khoảng 10.000-12.000 tỷ đồng, giúp giảm bớt phần nào áp lực chi phí. Song sau khi trừ đi phần bù đắp này, họ vẫn còn khoảng 44.000 tỷ đồng chi phí chưa được tính hoặc chưa được tính đủ trong các lần điều chỉnh giá điện.
Do đó, việc bị treo khoản lỗ lớn, theo đại diện EVN, khiến ảnh hưởng tới bảo toàn, phát triển vốn đầu tư của Nhà nước tại doanh nghiệp, vay vốn làm các dự án nguồn điện lớn, cấp bách giai đoạn tới như nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuật 1 và 2, LNG Quảng Trạch 2 và 3, mở rộng các nhà máy thủy điện hiện hữu...
Thực tế, giới chuyên gia, bộ, ngành cho rằng việc có cơ chế bù đắp để EVN huy động nguồn lực phục vụ sản xuất kinh doanh, đầu tư là phù hợp. Song nhiều ý kiến cũng lo ngại tác động tăng giá điện tới người tiêu dùng, doanh nghiệp và nền kinh tế.
Trong báo cáo giải trình, Bộ Công Thương cho biết việc điều hành giá điện sẽ được thực hiện trên cơ sở EVN đánh giá tác động đến các hộ sử dụng, lạm phát. Nhà điều hành sẽ xác định mức phân bổ các chi phí, khoản lỗ vào giá phù hợp thực tế. Sau khi phân bổ hết các chi phí, giá điện được thực hiện như cơ chế hiện hành.
Bộ này cũng cho biết nhờ điều kiện thủy văn thuận lợi trong 7 tháng đầu năm, kết quả kinh doanh của EVN khả quan hơn dự kiến. Do đó, nếu họ được bổ sung quy định tính khoản lỗ vào giá, mặt bằng giá điện cuối năm gần như không thay đổi, hoặc chỉ tăng 2-5%. Trường hợp giá điều chỉnh 3% từ tháng 10, chỉ số CPI cả năm nhích thêm khoảng 0,03 điểm phần trăm.
Bộ cũng khẳng định việc điều chỉnh giá điện được thực hiện theo lộ trình, tránh "giật cục", nhằm ổn định kinh tế - xã hội và cân bằng lợi ích doanh nghiệp, người dân.
Phương Dung
