EVN vừa có báo cáo giải thích lý do kiến nghị sửa đổi Nghị định 72/2025 và đề xuất cho phép đưa khoản lỗ (chi phí chưa được tính đủ), ước khoảng 44.800 tỷ đồng vào giá điện.

“Bão giá” nhiên liệu và áp lực chi phí sản xuất

Theo EVN, trong cơ cấu giá thành điện hiện nay, khâu phát điện chiếm tỷ trọng tới 83%; các khâu còn lại (truyền tải, phân phối - bán lẻ, quản lý ngành - phụ trợ) chiếm khoảng 17% giá thành điện và có xu hướng giảm dần qua các năm, do EVN và các đơn vị thành viên tiết kiệm, cắt giảm chi phí thường xuyên.

Năm 2022-2023 là thời điểm “bão giá” đối với ngành điện khi hàng loạt nhiên liệu đầu vào sản xuất điện than, dầu, khí, tỷ giá ngoại tệ tăng cao do ảnh hưởng của sự kiện địa chính trị Nga- Ukraine và nhu cầu nhiên liệu của giai đoạn phục hồi sau đại dịch COVID-19.

Cụ thể, chỉ số giá than nhập NewC bình quân năm 2022 tăng 3,65 lần; năm 2023 tăng 1,73 lần so với bình quân giai đoạn 2020-2021; giá than trong nước mua từ Tập đoàn Than Khoáng sản Việt Nam (TKV) cao hơn khoảng 35% đến 46% (tuỳ từng loại than) so với năm 2021... Giá dầu thô Brent bình quân năm 2022 tăng 1,79 lần; năm 2023 tăng 1,46 lần so với bình quân giai đoạn 2020-2021. Trong khi đó, tỷ trọng sản lượng thủy điện giảm (thủy điện là nguồn điện giá rẻ), vì vậy phải thay thế vào đó là các nguồn điện có giá cao tăng lên.

Kết quả, giá thành sản xuất - kinh doanh điện luôn cao hơn giá bán lẻ bình quân. Năm 2022, giá thành 2.032 đồng/kWh, trong khi giá bán 1.882,7 đồng/kWh, tức doanh nghiệp lỗ 149,5 đồng/kWh. Năm 2023, giá thành 2.088,9 đồng/kWh, trong khi giá bán 1.953,5 đồng/kWh, chênh lệch lỗ 135,3 đồng/kWh. Cộng dồn, các chi phí chưa được tính hoặc tính đủ trong 2 năm lên tới 44.000 tỷ đồng.

Gánh nặng an sinh xã hội và nhu cầu đầu tư tương lai

Ngoài yếu tố chi phí, một trong những vấn đề khiến EVN thua lỗ còn do thực hiện nhiều nhiệm vụ an sinh xã hội. Trong đại dịch COVID-19, doanh nghiệp đã thực hiện 5 đợt giảm giá điện, với tổng số tiền 15.233 tỷ đồng để hỗ trợ doanh nghiệp và người dân.

Tập đoàn vẫn phải cấp điện cho vùng sâu, vùng xa, hải đảo, nơi giá thành sản xuất điện cao gấp nhiều lần giá bán. Ví dụ, tại Trường Sa, giá thành lên tới 30.395-55.943 đồng/kWh, còn tại đảo Phú Quý, Côn Đảo, Bạch Long Vĩ giá thành sản xuất từ 7.000 đồng/kWh đến 12.000 đồng/kWh, trong khi giá bán điện bình quân theo biểu giá chung toàn quốc khoảng 2.000 đồng/kWh. Chênh lệch doanh thu bán điện và chi phí sản xuất điện sản xuất tại các huyện đảo, xã đảo năm 2022 là âm 387 tỷ đồng và năm 2023 là âm 428 tỷ đồng. Ngoài ra, ở các khu vực vùng sâu, vùng xa, miền núi hiện nay doanh nghiệp cũng đang bán điện với giá bán thấp hơn giá thành sản xuất.

Theo EVN, cơ chế hiện nay chưa cho phép tính đầy đủ các chi phí thực tế phát sinh vào giá bán điện. Điều này khiến doanh nghiệp không được bù đắp chi phí đầu vào, làm suy giảm vốn nhà nước đầu tư tại doanh nghiệp, ảnh hưởng khả năng tái đầu tư cho các dự án nguồn điện lớn.

Trong khi đó, ngành điện sắp triển khai hàng loạt dự án trọng điểm như nhà máy điện khí LNG Quảng Trạch 2&3, thủy điện tích năng Bác Ái, điện gió ngoài khơi, thậm chí có cả dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1. Nhu cầu vốn đầu tư cho những dự án này rất lớn, buộc tập đoàn phải bảo toàn và phát triển vốn theo yêu cầu của Luật Điện lực và Luật Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp.

Tập đoàn này cho rằng, việc sửa đổi Nghị định 72 để cho phép tính toán, phân bổ dần các khoản chi phí chưa được tính trước đây vào giá điện các kỳ sau là cần thiết và phù hợp quy định pháp luật.

EVN Hà Nội thay đổi lịch ghi chỉ số công tơ điện vào ngày cuối tháng

Quốc hội thông qua Luật Điện lực (sửa đổi)

EVNHANOI lên phương án cung cấp điện ổn định, liên tục trong năm 2025