Những thách thức trong cân đối tài chính – dòng tiền và cung ứng điện của EVN

Năm 2022, với khoản lỗ hơn 26.200 tỷ đồng đã làm cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có nguy cơ không còn tiền để tiếp tục hoạt động. Sang đầu năm 2023, do ảnh thời tiết khô hạn, thủy điện vận hành cầm chừng ở mực nước chết, thậm chí thấp hơn mực nước chết, dẫn đến việc không thể huy động được nguồn điện giá rẻ nhất. Để đáp ứng nhu cầu phụ tải, EVN phải huy động điện than, điện khí và dầu (nguồn điện có chi phí đắt đỏ), do vậy, giá thành sản xuất điện năng càng chênh lệch cao hơn so với giá bán ra… Góc nhìn của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Năm 2022, EVN lỗ là hơn 26.200 tỷ đồng, do giá thành sản xuất điện (2.032,26 đồng /kWh) cao hơn giá bán lẻ (1.864,44 đồng /kWh) là 9%. Bước sang năm 2023, vào ngày 4/5/2023, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 1062/QĐ-BCT quy định về giá bán điện. Theo đó, giá bán lẻ điện tăng 3% so với mức hiện hành kể từ ngày 4/5/2023. Việc tăng giá điện lần này sẽ giảm bớt phần chênh lệch mức giá thành sản xuất và giá bán lẻ điện năng, nhưng chưa đủ giúp EVN tiến tới cân đối tài chính.

Về cung ứng điện năng:

Theo tính toán của EVN, năm nay việc đảm bảo cung ứng điện cho cả nước sẽ gặp rất nhiều khó khăn do thời tiết cực đoan dẫn đến phụ tải tăng cao (năm 2023 dự báo diễn biến El Nino tương tự năm 2009, gây nên hiện tượng nắng nóng gay gắt và có khả năng kéo dài đến tháng 8, tập trung tại khu vực Bắc bộ và Trung bộ).

Tháng 5/2023, mặc dù chưa phải là tháng cao điểm của mùa nắng nóng, nhưng ngày 19/5/2023, tiêu thụ của hệ thống điện quốc gia đã tăng lên mức kỷ lục mới là 923,9 triệu kWh (cao nhất từ đầu năm đến nay và tăng 21,9% so với bình quân ngày tháng 5/2022), công suất cực đại đạt 44.620 MW (cao nhất từ đầu năm đến nay và tăng 8,5% so với cùng kỳ tháng 5/2022).

1/ Về nguồn thủy điện: Do thời tiết diễn biến phức tạp, lưu lượng nước về các hồ thủy điện trong vài tháng trở lại đây có nhiều diễn biến bất lợi, thấp hơn đáng kể so với trung bình nhiều năm, làm suy giảm công suất và sản lượng của các nhà máy thủy điện trên toàn hệ thống.

Tính đến ngày 25/5/2023, trên cả nước có 16/47 hồ, riêng miền Bắc có 8/12 hồ thủy điện lớn có mực nước trong hồ đã về mực nước chết, hoặc cận kề mực nước chết. Tổng số hồ thủy điện có dung tích hữu ích còn lại dưới 20% trên toàn hệ thống là 22/47 hồ chứa và 18/34 hồ chứa có mực nước thấp hơn mực nước tối thiểu/khoảng mực nước tối thiểu của Quy trình vận hành liên hồ chứa.

Việc các hồ thiếu nước đã ảnh hưởng nghiêm trọng đến việc cung cấp điện cho khu vực miền Bắc. Trong điều kiện các nhà máy thủy điện khác hạn chế vận hành do khô hạn thì việc điều tần và điều áp dồn cả lên Nhà máy Thuỷ điện Hoà Bình nhằm đảm bảo an toàn cho hệ thống điện quốc gia.

Từ trung tuần của tháng 6 đến nay, do có mưa, các hồ chứa thủy điện ở khu vực Bắc bộ bắt đầu tăng khá nhanh, đến ngày 26/6 mực nước tại các hồ đã cao hơn mực nước chết từ 7 đến 20 mét. Tuy nhiên, có thể các thủy điện miền Bắc vẫn phải phát điện cầm chừng do các đợt nắng nóng sẽ còn tiếp tục diễn ra thời gian tới.

2/ Về nguồn điện than: Việc cấp than cho sản xuất điện không đáp ứng được yêu cầu vận hành, mặc dù giá than có giảm so với năm ngoái. Theo các nhà phân tích dự đoán chỉ số giá than tiêu chuẩn Newcastle (Newcastle coal index, than có nhiệt trị 6.000 kcal/kg) sẽ đạt trung bình 175 – 212 USD/tấn trong năm 2023, tuy đã giảm hơn 50% so với mức cao nhất của tháng 9/2022 là 440 USD/tấn, nhưng vẫn cao hơn nhiều so với mức trung bình 86 USD/tấn trong 10 năm trước đây. Thời gian qua, một số nhà máy nhiệt điện phải ngừng, hoặc giảm công suất do thiếu than.

3/ Về nguồn điện khí: Khả năng cấp khí cho phát điện trong năm 2023 tiếp tục có xu hướng giảm so với các năm trước.

4/ Về cung cấp dầu để phát điện: Trong những ngày qua, nhu cầu hệ thống cần lượng dầu lớn để phát điện nên lượng dự trữ dầu của các nhà máy điện đồng thời giảm mạnh. Các nhà máy đã ngay lập tức đặt hàng mua bổ sung lượng dầu đã tiêu hao, nhưng do khối lượng đặt hàng lớn, thị trường không đáp ứng đủ nguồn dầu để cung cấp ngay lập tức.

Riêng đối với dầu FO, phải đặt hàng từ Singapore nên thời gian chờ cung cấp lên tới 60 ngày.

5/ Về nguồn năng lượng tái tạo (NLTT): Công suất và sản lượng điện phát từ các nguồn NLTT thấp hơn nhiều so với kế hoạch do ảnh hưởng của thời tiết.

Trong điều kiện như vậy, EVN đã quyết liệt thực hiện các giải pháp (tăng nguồn cung nhiên liệu cho các nhà máy điện, đẩy mạnh tiết kiệm điện, huy động tối ưu nguồn thủy điện) để đảm bảo cung ứng đủ điện trong thời gian tiếp theo như chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ.

Thời gian các tháng cao điểm mùa khô năm nay (từ tháng 5 đến tháng 7/2023) EVN sẽ tiếp tục khai thác tối đa các nguồn điện khác nhau để đảm bảo cung ứng đủ điện cả nước và nhất là cho khu vực miền Bắc. Tuy nhiên, do một số nguyên nhân như: Phụ tải tăng cao do nắng nóng ở miền Bắc và với tình hình thuỷ văn khô hạn vẫn tiếp tục mà phải duy trì công suất khả dụng cho các nhà máy thuỷ điện và đảm bảo an ninh năng lượng sẽ còn khó khăn trong việc đảm bảo đủ điện cho miền Bắc.

Về cân bằng tài chính và cân đối dòng tiền hoạt động của EVN:

Năm 2023, EVN vẫn sẽ tiếp tục gặp nhiều khó khăn, thách thức trong hoạt động sản xuất, kinh doanh do những hạn chế như sau:

Thứ nhất: Về sản xuất điện năng từ thủy điện: Đây là nguồn điện có giá thành rẻ nhất, nhưng do hiện tượng El Nino, tình hình thủy văn không thuận lợi, nước về các hồ thủy điện rất thấp, nắng nóng diễn ra trên diện rộng và kéo dài nên khả năng huy động sản lượng điện từ nguồn thủy điện sẽ giảm nhiều so với các năm trước đây.

Thứ hai: Về nhiệt điện: Do giá nhiên liệu (than, dầu, khí) trên thế giới đang ở mức cao và tỷ giá đồng USD/VNĐ vẫn đang ở mức cao, giá thành nhiệt điện vẫn bị tác động tăng hơn giai đoạn trước năm 2022.

Nếu hoạt động sản xuất, kinh doanh năm 2023 tiếp tục bị lỗ, EVN sẽ gặp rất nhiều khó khăn trong năm 2023 và các năm tiếp theo, cụ thể như sau:

1/ Nếu thanh toán tiền điện theo đúng hợp đồng, theo tính toán dự kiến bắt đầu từ tháng 7/2023 đến tháng 12/2023 EVN sẽ thiếu hụt dòng tiền. Để đảm bảo dòng tiền thanh toán chi phí mua than, dầu, khí phục vụ sản xuất điện, các nhà máy điện cần phải có tiền thanh toán, nhưng EVN hiện đang nợ tiền của các đơn vị phát điện. Trong thời gian tới EVN có khả năng không cân đối đủ tiền để thanh toán chi phí mua điện cho các đơn vị phát điện, ảnh hưởng đến khả năng hoạt động liên tục của các nhà máy điện và do đó ảnh hưởng đến việc cung cấp đủ điện cho sản xuất và sinh hoạt.

2/ Giai đoạn 2020 – 2022 EVN đã cắt giảm chi phí sửa chữa lớn theo định mức từ 10% – 50% do không cân đối được nguồn vốn. Năm 2023, do không cân đối được tài chính, EVN sẽ phải tiếp tục cắt giảm chi phí sửa chữa. Nếu việc sửa chữa tài sản tiếp tục bị cắt giảm sẽ ảnh hưởng rất lớn đến an toàn vận hành hệ thống điện, như thực tế đã xảy ra trong thời gian vừa qua.

3/ Do thiếu vốn và khó khăn trong việc huy động vốn, cân đối nguồn vốn để đầu tư các dự án điện nhằm đảm bảo vận hành an toàn, cung ứng điện cho các năm tiếp theo. Cụ thể là:

– Việc không cân bằng được kết quả sản xuất, kinh doanh sẽ ảnh hưởng đến các chỉ số tài chính của EVN và các đơn vị thành viên dẫn đến khó duy trì được kết quả đánh giá hệ số tín nhiệm hàng năm của EVN và các tổng công ty (NPT và 5 tổng công ty phân phối điện) ngang bằng với hệ số tín nhiệm quốc gia.

– Kế hoạch đầu tư xây dựng của EVN trong năm 2023 là 94.860 tỷ đồng. Với kết quả sản xuất, kinh doanh đang lỗ, EVN không thể trả nợ đúng hạn, đồng thời các ngân hàng, các tổ chức tín dụng sẽ khó khăn hơn trong việc phê duyệt các khoản cho vay, hạn mức vay cho EVN.

Ngoài ra, chi phí, lãi suất các khoản vay sẽ tăng lên do đánh giá mức độ rủi ro tăng thêm đối với bên cho vay, từ đó tăng thêm chi phí cho EVN.

– Ảnh hưởng đến thu nhập của gần 90.000 người lao động trong EVN và các đơn vị đã nỗ lực sản xuất, kinh doanh để đảm bảo cung cấp đủ điện, ổn định, liên tục cho phát triển kinh tế, xã hội.

Khó khăn trong đầu tư xây dựng:

Thứ nhất: Đối với nguồn điện: Chưa thể trình duyệt Báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) các dự án nhiệt điện Dung Quất 1 và 3 do việc triển khai Chuỗi dự án khí, điện Lô B – Ô Môn, Cá Voi Xanh đang gặp vướng mắc và chưa xác định được tiến độ cấp khí.

Ngoài ra, hiện công tác phê duyệt thủ tục các bước đầu tư các dự án Thủy điện Trị An mở rộng, Thủy điện Tích năng Bắc Ái đang bị chậm trễ.

Thứ hai: Công tác đầu tư các dự án lưới điện gặp nhiều khó khăn, vướng mắc trong thỏa thuận hướng tuyến, công tác đền bù giải phóng mặt bằng, chuyển đổi đất rừng…

Thứ ba: Quy hoạch điện VIII đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 15/5/2023, nhưng EVN hiện đang gặp vướng mắc về việc xác định chủ đầu tư các dự án nguồn và lưới điện truyền tải do trong Quy hoạch chưa được xác định cụ thể và chưa có quy định, hướng dẫn để EVN và các đơn vị có đủ thời gian chuẩn bị dự án nhằm đáp ứng tiến độ theo Quy hoạch.

Thay cho lời kết:

Trong thời gian qua, EVN đã thực hiện tốt nhiệm vụ chính trị được giao, chịu trách nhiệm chính trong việc đảm bảo cung cấp điện cho phát triển kinh tế, xã hội của đất nước. Tuy nhiên, các yếu tố bất lợi trong năm 2022 và do thời tiết cực đoan ngay trong sáu tháng đầu năm 2023 đã ảnh hưởng trực tiếp tới các hoạt động của EVN nói riêng và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia nói chung. Để đảm bảo cân đối tài chính của EVN, cũng như đảm bảo việc cung ứng điện cho phát triển kinh tế, xã hội đất nước trong năm 2023 và những năm tiếp theo, kiến nghị Chính phủ, Bộ Công Thương và các địa phương xem xét một số nội dung như sau:

Một là: Về tháo gỡ khó khăn tài chính cho EVN: Kiến nghị Chính phủ và các bộ, ngành cho phép EVN tiếp tục được sớm điều chỉnh giá bán lẻ điện trong thời gian tới để đảm bảo cân bằng kết quả sản xuất, kinh doanh. Quyết định số 1062/QĐ-BCT ngày 4/5/2023 của Bộ Công Thương về giá bán lẻ điện chỉ tăng 3% trong khi giá sản xuất điện năng (năm 2022) so với mức giá bán lẻ tăng 9%.

Trong tương lai nên nghiên cứu, xem xét giá mua điện theo giá thị trường, thì giá bán điện cũng theo giá thị trường, Nhà nước chỉ quản lý khâu truyền tải, như cách Trung Quốc đang thực hiện [1].

Hai là: Về tháo gỡ vướng mắc trong quá trình thực hiện đầu tư các dự án cung ứng điện của EVN: Hiện nay, các dự án đầu tư xây dựng trạm biến áp và đường dây 110 – 500 kV, 220 kV trên địa bàn các tỉnh, thành phố đều gặp vướng mắc về việc liên quan đến thủ tục “giao đất, cho thuê đất không thông qua hình thức đấu giá quyền sử dụng đất, không thông qua đấu thầu dự án có sử dụng đất” trong khi các quy định hiện hành đều chưa có quy định về việc tổ chức đấu giá quyền sử dụng đất và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư của các khu đất đã được quy hoạch để xây dựng trạm và đường dây tải điện, gây ảnh hưởng đến khả năng đảm bảo cung cấp điện trong thời gian tới.

Vì vậy, kiến nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét bổ sung cơ chế đặc thù: “Đối với các dự án xây dựng cơ sở hạ tầng kỹ thuật như đầu tư các công trình đường dây tải điện và trạm biến áp nhằm đáp ứng yêu cầu cung cấp điện trên địa bàn các tỉnh, thành phố, căn cứ vào Luật Điện lực, quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, UBND các tỉnh, thành phố có thẩm quyền quyết định cho ngành điện thuê đất không thông qua đấu giá quyền sử dụng đất, không thông qua đấu thầu dự án có sử dụng đất”.

Ba là: Để có cơ sở cho triển khai nhập khẩu điện từ nước bạn Lào (giai đoạn sau năm 2025) theo mục tiêu tại Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt, kiến nghị Bộ Công Thương xây dựng và trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt khung giá điện nhập khẩu từ Lào cho các loại hình nguồn điện (điện gió, mặt trời, thủy điện, nhiệt điện…) và khung giá nhập khẩu theo hình thức liên kết hệ thống cho giai đoạn sau năm 2025./.