EVN muốn đưa khoản lỗ 45.000 tỷ vào giá điện, khách hàng sản xuất công nghiệp chịu ảnh hưởng mạnh nhất?

Như VnEconomy đưa tin, trong năm 2022-2023, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chịu khoảng lỗ sau thuế lũy kế khoảng 45 nghìn tỷ đồng, đến từ việc giá mua điện của công ty cao gần bằng giá bán, với giá mua điện trong giai đoạn 2022 và 2023 bằng 93% giá bán lẻ bình quân.

Điều này đến từ giá nhiên liệu than leo cao trong giai đoạn hậu Covid. Trong năm 2022 và 2023, nhiệt điện than chiếm tỷ trọng lớn, lần lượt 36% và 44%, trong cơ cấu nguồn điện. Trong giai đoạn này giá nhiên liệu than có nhiều sự biến động với giá than nhập khẩu tăng 28% so với cùng kỳ trong năm 2022 và giá than nội địa tăng 28% trong năm 2023.

Khả năng huy động năng lượng thủy điện giá rẻ bị hạn chế trong năm 2023, do ảnh hưởng của chu kỳ thời tiết EI-Nino, trong năm 2023, hệ thống chỉ huy động 81,6 tỷ kWh thủy điện giảm 16% so với cùng kỳ, tương đương 30% cơ cấu hệ thống.

Nguồn thủy điện hạn chế buộc hệ thống phải phụ thuộc vào các nguồn nhiệt điện than và nhiệt điện khí.

Dù giá vốn phát điện tăng cao, trong giai đoạn 2022 và 2023, do khó khăn kinh tế tạo ra bởi đại dịch Covid, Bộ Công Thương hạn chế khả năng tăng giá bán lẻ của EVN, tạo áp lực tài chính lớn lên Tập đoàn và khiến cho tập đoàn lỗ lũy kế 45 nghìn tỷ đồng trong giai đoạn này.

EVN hiện đang đề xuất phân bổ các khoản lỗ này vào giá bán lẻ điện trong thời gian tới, tuy nhiên Tập đoàn chưa có phương pháp cụ thể trong việc phân bổ chi phí vào giá bán cũng như khung thời gian thực hiện của đề xuất này.

Luật Điện Lực 2024 giao cho Bộ Công Thương trách nhiệm tái cơ cấu cơ chế giá điện thành phần (tối thiểu 2 thành phần) nhằm tăng tính minh bạch trong xác định chi phí điện.

Trong đề xuất của Bộ Công Thương, chi phí điện phải trả của khách hàng thành 2 thành phần. Thành phần điện năng tiêu thụ thực tế: Tính theo sản lượng điện mà khách hàng sử dụng, nhân với giá bán lẻ điện do EVN và Bộ Công Thương quy định. Tương tự cách tính điện 1 thành phần hiện tại.

Thành phần công suất đăng ký: Tính dựa trên mức công suất cực đại khối lượng điện tối đa mà khách hàng lấy từ lưới tại một thời điểm bất kỳ mà khách hàng đăng ký trước với nhà bán lẻ điện. Thành phần này phản ánh chi phí duy trì hạ tầng để luôn sẵn sàng đáp ứng mức tải cao nhất. Nếu khách hàng vượt quá công suất đăng ký, họ phải trả thêm phụ phí cho phần vượt mức.

Mô hình giá điện 2 thành phần giúp phân bổ đúng chi phí duy trì hệ thống (nhà máy điện, lưới điện, điều độ), đảm bảo khách hàng công nghiệp - vốn có nhu cầu sử dụng điện với công suất cao và ổn định - chịu chi phí tương xứng, thay vì dồn gánh nặng chi phí này sang cho người dùng hộ gia đình. Theo để xuất của Bộ Công Thương, cơ chế điện 2 thành phần sẽ được vận hành thử nghiệm chính thức từ tháng 7/2026 tới tháng 7/2027 và mở rộng từ tháng 8/2027.

Trong cập nhật mới đây, Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) đánh giá việc áp dụng các đề xuất điều chỉnh giá điện trên sẽ làm tăng chi phí điện đối với toàn bộ khách hàng của EVN. Tuy nhiên, nhóm khách hàng sản xuất công nghiệp, vốn tiêu thụ điện với công suất rất lớn, sẽ chịu tác động mạnh nhất do phải gánh thêm phần chi phí công suất đăng ký.

Tác động của việc điều chỉnh giá điện không chỉ dừng lại ở phạm vi doanh nghiệp, mà còn lan tỏa đến kinh tế vĩ mô. Việc tăng giá điện có thể đẩy chi phí sản xuất chung lên, gây áp lực lạm phát và ảnh hưởng đến năng lực cạnh tranh Việt Nam so với các nước trong khu vực.

Dù vậy, ở chiều ngược lại, cải thiện doanh thu sẽ giúp EVN ổn định tài chính, mở rộng biên lợi nhuận gộp và tăng nguồn vốn cho các dự án đầu tư lớn. Đây là yếu tố quan trọng đề EVN có thể triển khai những dự án trọng điểm quốc gia như mở rộng hệ thống truyền tải 500kV, phát triển hạ tầng năng lượng tái tạo tại Ninh Thuận, cũng như nâng cao năng lực đảm bảo an ninh năng lượng dài hạn.