Giá nhiên liệu neo cao, giá thành sản xuất điện cao hơn giá bán lẻ

Giá than, dầu, khí cho sản xuất điện đều cao

Theo số liệu cập nhật từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), giá nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện các tháng vừa qua của năm 2023 mặc dù có giảm so với năm ngoái, nhưng vẫn ở mức cao so với giai đoạn các năm 2020-2021 (giai đoạn chưa biến động đột biến).

Cụ thể, giá than nhập theo chỉ số gbNewc tăng 2,97 lần so với năm 2020, tăng 1,30 lần so với năm 2021. Dự kiến cả năm 2023, giá than nhập tăng 186% so với 2020 và 25% so với năm 2021.

Nguồn than nội địa cho sản xuất điện được cung cấp bởi Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc cũng tăng cao do từ năm 2019 việc khai thác, cung cấp than sản xuất trong nước gặp nhiều khó khăn, nên các nhà cung cấp phải nhập khẩu than về để phối trộn với than sản xuất trong nước (than pha trộn để bán cho sản xuất điện).

Ước tính, bình quân giá than pha trộn của TKV năm 2023 tăng từ 29,6-46% (tuỳ từng chủng loại than) so với giá than áp dụng năm 2021. Còn của Đông Bắc là từ 40,6-49,8%.

Tỷ trọng than nhập khẩu trong than trộn khoảng 40-60%, do đó, giá than đầu vào cho cung ứng điện vẫn tăng theo giá than nhập khẩu dù than sản xuất trong nước cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện giữ nguyên từ tháng 3/2019 đến nay.

Ngoài giá than, thì giá khí và giá dầu cũng neo cao. Giá dầu HSFO tăng 1,86 lần so với năm 2020 và tăng 1,13 lần so với năm 2021. Còn giá khí, hiện do khí Nam Côn Sơn suy giảm (giá gần 3 USD/ triệu BTU) nên nhà máy nhiệt điện khí Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng, Phú Mỹ 4, Nhơn Trạch 1&2 phải tiếp nhận khí từ mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt, khí Đại Hùng, Thiên Ưng có giá cao (khoảng 10-12 USD/triệu BTU).

Giá thành sản xuất cao hơn giá điện bán lẻ

Ước tính cả năm 2023, sản lượng phát điện thực tế của các nhà máy nhiệt điện than tăng khoảng 9,3 tỷ kWh so với kế hoạch đã được Bộ Công thương duyệt; nhiệt điện dầu tăng khoảng 1,2 tỷ kWh và năng lượng tái tạo tăng 1,3 tỷ kWh; trong khi thủy điện giảm khoảng 13,9 tỷ kWh.

EVN giải thích là do, ảnh hưởng của biến đổi khí hậu và hiện tượng El Nino dẫn tới tình hình thủy văn không thuận lợi, nước về các hồ thủy điện rất thấp, đặc biệt tại khu vực miền Bắc nên vào thời kỳ cuối mùa khô (từ giữa tháng 5 đến giữa tháng 6), hầu hết các hồ bị sự cố kéo dài, không đảm bảo để huy động theo nhu cầu hệ thống, nắng nóng diễn ra trên diện rộng và kéo dài... do đó EVN đã phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, kể cả phát dầu để đảm bảo việc cung cấp điện.

Như vậy, do cơ cấu chi phí phát điện chiếm tỷ trọng lớn (82,8% giá thành sản xuất điện), cơ cấu sản lượng thay đổi theo hướng bất lợi (các nguồn mua có giá rẻ giảm, nguồn mua có giá đắt tăng), giá các loại nhiên liệu năm 2023 vẫn ở mức cao so với năm 2020-2021, dẫn tới chi phí sản xuất và mua điện vẫn tăng cao.

EVN tính toán giá thành sản xuất điện năm 2023 khoảng 2.098 đồng/kWh, cao hơn giá bán lẻ điện bình quân khoảng 178 đồng/kWh. Giá này là đã nhờ hỗ trợ một phần từ các biện pháp tiết kiệm chi phí của EVN.

Năm nay, giá điện đã tăng thêm 3% từ ngày 4/5 sau khi giữ giá suốt 4 năm (từ tháng 3/2019). Tuy nhiên, chỉ giúp doanh thu cả năm 2023 của EVN tăng thêm khoảng 8.000 tỷ đồng. Do đó, EVN vẫn phải tiếp tục đối mặt với rất nhiều khó khăn trong cân bằng tài chính trước diễn biến giá nhiên liệu biến động như hiện nay.

TKV cũng đã có đề nghị tăng giá bán than trong nước cho sản xuất điện. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) Trần Việt Hòa lo lắng việc giá than tăng gây áp lực lớn lên tài chính của EVN khi chi phí mua điện của từ các nguồn điện than sẽ còn tăng lên.

Do đó, theo ông Hòa, để đảm bảo cân bằng được tài chính thì quan trọng nhất vẫn là giảm giá nhiên liệu bán cho điện từ các nhà cung cấp trong nước, huy động tối ưu các nguồn phát điện, điều chỉnh giá điện để thu hồi các chi phí chưa được tính đầy đủ vào giá điện…