Cứ hè đến là thiếu điện, trách nhiệm EVN ở đâu?

Vì đâu thiếu điện?

Mới đây, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã thông báo hệ thống điện không còn công suất dự phòng, dự báo cả nước có nguy cơ thiếu điện, trong khi đó, nhu cầu sử dụng điện đang có xu hướng tăng cao, đặc biệt vào cao điểm mùa nắng nóng (tháng 5, 6, 7).

Chính phủ cũng đã giao trách nhiệm cho Bộ Công thương phải bảo đảm nguồn điện cho sản xuất, tiêu dùng.

Gần đây, một số địa phương đã xuất hiện việc cắt điện luân phiên, khiến các nhà sản xuất và người dân kêu trời giữa mùa nắng nóng.

Tại buổi họp báo ngày 18/5 do Thứ trưởng Bộ Công thương Đỗ Thắng Hải chủ trì, ông Trần Việt Hòa - Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực giải thích lý do cắt điện là vì hệ thống có nhiều nguồn thủy điện đang cạn đến mực nước chết, gây khó khăn cho việc vận hành, cung ứng điện.

Một trong những biện pháp mà Bộ Công thương đưa ra là phát động phong trào tiết kiệm điện. Bộ này cũng phát công văn tới các địa phương và kiến nghị chỉ đạo thực hiện tiết kiệm điện.

Nhiều địa phương đã có những động thái kêu gọi người dân tiết kiệm điện nhưng tình trạng thiếu điện đã làm ảnh hưởng lớn đến việc sản xuất - kinh doanh và sinh hoạt của người dân.

Hay như, EVN cho biết đã đàm phán và ký kết các hợp đồng mua bán điện với Nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) Thái Bình 2, Nhà máy Thủy điện (NMTĐ) Sông Lô 7, NMTĐ Nậm Củm 3, Nhà máy điện BOT Vân Phong 1 để bổ sung nguồn điện cho hệ thống. Tại khu vực phía Nam, thời gian qua các nhà máy nhiệt điện chạy dầu (nguồn điện có chi phí đắt đỏ) đã phải tái khởi động để đảm bảo cung ứng điện. Trong đó, nhà máy điện chạy dầu tại Thủ Đức, Ô Môn, Cần Thơ, Cà Mau đã hoạt động và phát lên lưới sản lượng lớn.

Thậm chí, EVN còn lên kế hoạch nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc để giải bài toán thiếu điện. Trong đó, Tập đoàn đang đàm phán mua điện từ Lào qua Cụm Nhà máy thủy điện Nậm Kông, Thủy điện Nậm San, dự kiến sẽ vận hành thương mại trong tháng 5; mua điện của Trung Quốc qua đường dây 110kV Thâm Câu - Móng Cái (Quảng Ninh) với công suất 70MW.

Một thực tế, dù thiếu điện phải đi nhập điện, phát động người dân tiết kiệm điện nhưng nguồn điện dự phòng của nước ta vẫn còn quá nhiều nhà máy điện tái tạo đang "đắp chiếu" không phát được lên lưới điện quốc gia.

Đến nay có 85 dự án điện tái tạo (gồm 8 dự án điện mặt trời và 77 dự án điện gió), với tổng công suất hơn 4.700MW đã và đang đầu tư, xây dựng và “lỡ hẹn” giá ưu đãi vì giá FiT cho điện gió kết thúc vào tháng 31/10/2021 và điện mặt trời kết thúc vào tháng 12/2020.

Tuy nhiên, tính đến 19h00 ngày 30/5/2023, mới có 6/85 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ công nhận ngày vận hành thương mại (COD); trong đó có 5 dự án với tổng công suất 304,72MW đã hoàn thành thủ tục COD, chính thức được phát điện thương mại lên lưới.

Trong khi đó mới có 48 dự án (tổng công suất 2.691,611MW) đã đề nghị giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá. Trong đó, EVN và chủ đầu tư đã hoàn thành đàm phán giá và ký tắt hợp đồng PPA với 40/48 dự án. Như vậy còn tới 26 dự án chủ đầu tư chưa gửi hồ sơ cho Công ty Mua bán điện để đám phán giá điện và hợp đồng mua bán điện.

Việc chưa thể thống nhất giá mua bán điện với các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp khiến các nhà đầu tư mắc kẹt, các nhà máy điện “đắp chiếu” không thể vận hành thương mại, nguy cơ vỡ nợ cực lớn. Trong khi đó việc thiếu điện vẫn xảy ra, EVN phải kêu gọi người dân tiết kiệm điện, hay vẫn phải nhập khẩu điện từ nước ngoài.

Thua lỗ do đầu tư thiếu hiệu quả?

Đầu tháng 5/2023, giá điện bán lẻ điện bình quân được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) điều chỉnh tăng 3% lên mức 1.920,3732 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng).

Sau chưa đầy một chu kỳ thanh toán điện, mới đây EVN lại tiếp tục đề xuất cho phép được điều chỉnh giá bán lẻ điện vào tháng 9/2023. EVN cho rằng, việc điều chỉnh giá điện để đảm bảo cân bằng tài chính cho Tập đoàn.

Kết quả sản xuất kinh doanh của EVN cho thấy, tổng chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2021 là 419.032 tỷ đồng; năm 2022 là 493.265 tỷ đồng (bao gồm chi phí sản xuất kinh doanh điện của các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện và phụ trợ - quản lý ngành).

Theo đó, giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2021 là 1.859,9 đồng/kWh, tăng 1,84% so với năm 2020; giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2022 là 2.032,26 đồng/kWh, tăng 9,27% so với năm 2021.

Sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2021 là 225,30 tỷ kWh, tăng 3,8% so với năm 2020. Doanh thu bán điện thương phẩm năm 2021 là 418.056,49 tỷ đồng, tăng 5,9% so với năm 2020. Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện năm 2021 là 1.855,57 đồng/kWh, tăng 1,94% so với năm 2020.

Sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2022 là 242,72 tỷ kWh, tăng 7,73% so với năm 2021. Doanh thu bán điện thương phẩm năm 2022 là 456.971,15 tỷ đồng, tăng 9,31% so với năm 2021. Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện năm 2022 là 1.882,73 đồng/kWh, tăng 1,46% so với năm 2021.

Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2022 của EVN lỗ 36.294 tỷ đồng. Thu nhập từ các hoạt động có liên quan đến sản xuất kinh doanh điện trong năm 2022 là 10.058 tỷ đồng.

Tổng cộng hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2022 và các hoạt động liên quan đến sản xuất kinh doanh điện năm 2022 của EVN lỗ 26.235 tỷ đồng (tương đương 1,1 tỷ USD).

Tình trạng EVN kinh doanh thua lỗ đã diễn ra nhiều năm nay. Trong rất nhiều cuộc họp, các lãnh đạo EVN đều cho rằng, nguyên nhân dẫn tới lợi nhuận âm của Tập đoàn là từ giá chi phí đầu vào, giá khí, giá dầu, giá than tăng đều tăng cao, đồng thời nhấn mạnh vào việc giá bán điện vẫn giữ bình ổn từ suốt năm 2019 là một nguyên nhân dẫn đến kết quả kinh doanh thua lỗ.

Còn nhớ trước đây (năm 2013), Thanh tra Chính phủ đã từng chỉ ra kết quả kinh doanh của EVN lỗ là do đầu tư ngoài ngành thiếu hiệu quả, lỗ do “biếu không” đơn vị khác cả chục nghìn tỷ đồng… Thậm chí, giá thành bán điện còn bao gồm cả giá thành xây biệt thự, sân tennis…

Tuy nhiên, về thông tin cho rằng giá điện “gánh” các chi phí, lỗ đầu tư ngoài nghành của EVN, năm 2019 EVN đã có báo cáo thông tin các khoản đầu tư ngoài ngành cơ bản đã được EVN thoái hết vốn nên không có các khoản lỗ đầu tư ngoài ngành.