Bộ Công Thương ngày 8/2/2021 đã công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2019 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Theo Bộ Công Thương, sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2019 là 209,77 tỷ kWh, tăng 9,05% so với năm 2018. Doanh thu bán điện năm 2019 là 388.355,63 tỷ đồng, tăng 16,63% so với năm 2018. Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện năm 2019 là 1.851,36 đ/kWh, tăng 6,95% so với năm 2018.

Năm 2019 EVN lãi 523,37 tỷ đồng, tương ứng tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên vốn chủ sở hữu năm 2019 là 0,35%.

Đối với giá thành sản xuất kinh doanh điện của EVN, Bộ Công Thương cho biết, về khâu phát điện, tổng chi phí khâu phát điện là 309.866,81 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu phát điện theo điện thương phẩm là 1.477,19 đ/kWh. So với năm 2018, chi phí khâu phát điện năm 2019 tăng do một số yếu tố.

Thứ nhất, năm 2019, tổng lượng nước về hồ chứa thủy điện đạt khoảng 237,4 tỷ m3, thấp hơn khoảng 128 tỷ m3 so với năm 2018, do đó, sản lượng điện từ thủy điện năm 2019 thấp hơn năm 2018, sản lượng điện huy động từ các nguồn điện khác như nhiệt điện than, khí và đặc biệt là dầu (ngoài các nhà máy nhiệt điện chạy dầu như Thủ Đức, Cần Thơ, Ô Môn còn phải huy động nhà máy điện tua bin khí chạy dầu), năng lượng tái tạo (mặt trời) cao hơn so với 2018.

Thứ hai, về giá than, theo đó giá than trong nước năm 2019 được điều chỉnh tăng 2 lần. Lần thứ nhất tăng từ ngày 5/1/2019 (theo các Quyết định số 19/QĐ-TKV và Quyết định số 58/QĐ-ĐB); lần thứ hai tăng từ ngày 22-23/3/2019 theo các Quyết định số 471/QĐ-TKV và Quyết định số 1525/QĐ-ĐB. Năm 2019, Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Đông Bắc lần đầu thực hiện cung cấp than pha trộn giữa than trong nước và than nhập khẩu có giá than cao hơn giá than trong nước, điều này đã tác động đến chi phí mua điện hầu hết các nhà máy nhiệt điện than của các Tổng công ty phát điện 1,2, 3.

Thứ ba, về giá dầu, cụ thể giá dầu Mazut (FO) bình quân năm 2019 tăng 0,9% so với năm 2018. Giá dầu FO tăng đã ảnh hưởng đến chi phí khi huy động các nhà máy nhiệt điện chạy dầu (Thủ Đức, Cần Thơ và Ô Môn).

Thứ 4 là giá khí. Cụ thể, từ 20/3/2019, các nhà máy điện sử dụng khí Nam Côn Sơn trong bao tiêu thực hiện giá khí theo thị trường có giá khí cao hơn nhiều so với giá khí Nam Côn Sơn trong bao tiêu làm chi phí mua điện từ các nhà máy này sẽ tăng rất lớn. Giá khí Thiên Ưng, Đại Hùng tăng 2%/năm theo hợp đồng mua bán khí sẽ tác động đến chi phí mua điện từ các nhà máy Phú Mỹ EVN, Nhơn Trạch 1&2 và Bà Rịa.

Ngoài ra là yếu tố về tỷ giá và các khoản thuế, phí và tiền phải nộp theo quy định. Trong đó, tỷ giá đô la Mỹ bình quân năm 2019 tăng khoảng 0,97% so với năm 2018. Tỷ giá tăng làm tăng chi phí mua điện từ các nguồn điện có giá mua điện theo hợp đồng bằng USD hoặc giá mua nhiên liệu bằng USD.

Trong có cấu giá thành sản xuất kinh doanh điện còn phải kể đến khâu truyền tải điện. Báo cáo của Bộ Công Thương cho biết, tổng chi phí khâu truyền tải điện năm 2019 của EVN là 17.193,92 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu truyền tải điện theo điện thương phẩm là 81,97 đ/kWh. 

Tổng chi phí khâu truyền tải điện bao gồm khoản phân bổ số dư chênh lệch tỷ giá chưa được tính vào giá thành điện tại 31/12/2015 của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia với giá trị phân bổ năm 2019 là 112,08 tỷ đồng.

Tiếp đến là khâu phân phối - bán lẻ điện. Cụ thể, tổng chi phí khâu phân phối - bán lẻ điện trong năm 2019 của EVN là 59.250,17 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu phân phối - bán lẻ điện theo điện thương phẩm là 282,46 đ/kWh.

Ngoài ra EVN cũng phải bù giá cho chi phí sản xuất kinh doanh điện tại các xã, huyện đảo chưa nối lưới điện quốc gia được hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2019 là 300,75 tỷ đồng.