Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa có báo cáo cập nhật về các yếu tố đầu vào tác động tới giá thành sản xuất điện năm 2023. Theo EVN, bên cạnh tình hình thuỷ văn không thuận lợi, biến động về sản lượng phát điện của các loại hình nguồn điện, giá nhiên liệu trong năm 2023 cũng ảnh hưởng lớn tới giá thành sản xuất điện.
Báo cáo của EVN cho biết: Do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu, 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 thủy điện lớn miền Bắc đã suy giảm về mức nước chết. Cụ thể là các hồ thủy điện: Lai Châu, Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát, Hủa Na, Thác Bà... Trong khi đó, một số tổ máy nhiệt điện lớn như S6 - Phả Lại 2, S1 - Vũng Áng 1, S1 - Cẩm Phả, S1 - Nghi Sơn 2 bị sự cố kéo dài, không đảm bảo khả năng huy động theo nhu cầu hệ thống. Do đó, EVN đã phải huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, kể cả phát dầu để đảm bảo việc cung cấp điện cho người dân và hoạt động sản xuất của các doanh nghiệp cả nước.
Bên cạnh tình hình thuỷ văn không thuận lợi, biến động về sản lượng phát điện của các loại hình nguồn điện, mà giá nhiên liệu trong năm 2023 cũng ảnh hưởng lớn tới giá thành sản xuất điện của EVN.
Mặc dù giá nhiên liệu các tháng vừa qua của năm 2023 có giảm so với năm 2022, song vẫn ở mức cao so với giai đoạn các năm 2020 - 2021. Trong đó, giá than nhập tăng 2,97 lần so với năm 2020, tăng 1,30 lần so với năm 2021; giá dầu HSFO tăng 1,86 lần so với năm 2020 và tăng 1,13 lần so với năm 2021.
Còn giá than nhập khẩu NewC Index dự kiến năm 2023 tăng 186% so với 2020 và 25% so với năm 2021. Than phan trộn của Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) dự kiến năm 2023 tăng bình quân từ 29,6 - 46,0% so với giá than áp dụng năm 2021. Trong khi đó, than pha trộn Tổng công ty Đông Bắc dự kiến năm 2023 tăng bình quân từ 40,6 - 49,8% so với giá than áp dụng năm 2021.
Giá dầu thô Brent dự kiến tăng 86% so với giá dầu thô Brent bình quân năm 2020 và tăng 13% so với năm 2021.
Hiện nay do khí Nam Côn Sơn giá gần 3 USD/triệu BTU suy giảm sản lượng mạnh nên các nhà máy nhiệt điện khí như: Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 (mở rộng), Phú Mỹ 4, Nhơn Trạch 1 và 2, Bà Rịa tiếp nhận khí từ mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt và khí Đại Hùng, Thiên Ưng có giá cao, khoảng 10 - 12 USD/triệu BTU.
Báo cáo của EVN cho rằng: Việc phải tăng cường huy động các nguồn nhiệt điện có giá mua cao để bù đắp sản lượng thiếu hụt của nguồn thủy điện dẫn đến chi phí sản xuất, kinh doanh điện của EVN cập nhật quý III/2023 tiếp tục tăng cao.
Ngoài ra, có nhiều nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp được đưa vào vận hành từ tháng 6/2023 (tổng số là 21 nhà máy, với tổng công suất 1.201,42 MW) nên sản lượng điện của các nhà máy điện năng lượng tái tạo trong phương án giá bán lẻ điện bình quân cập nhật quý III/2023 cũng tăng so với phương án giá điện cơ sở (phương án điều chỉnh giá điện ngày 4/5/2023).
Về cân đối tài chính, báo cáo của EVN cho biết: Trong các năm 2022 - 2023, đã thực hiện các giải pháp tiết kiệm, tiết giảm chi phí với kết quả thực hiện được tiết kiệm chi phí trong 9 tháng năm 2023 hơn 4.300 tỷ đồng. Tuy nhiên, do cơ cấu chi phí phát điện chiếm tỉ trọng lớn (82,8%), 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. Do vậy, giá thành sản xuất điện năm 2023 được ước tính khoảng 2.098 đồng/kWh, cao hơn giá bán lẻ điện bình quân khoảng 178 đồng/kWh.
Mặc dù giá bán lẻ điện đã được điều chỉnh tăng 3% từ ngày 4/5/2023, doanh thu của EVN năm 2023 tăng thêm khoảng 8.000 tỷ đồng. Tuy nhiên, điều này cũng chỉ giải quyết được một phần khó khăn về tài chính và EVN vẫn phải tiếp tục đối mặt với rất nhiều khó khăn trong cân bằng tài chính./.