Về cơ sở chính trị, triển khai Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, trong đó có yêu cầu: “áp dụng giá thị trường đối với mọi loại hình năng lượng” và “xoá bỏ mọi rào cản để bảo đảm giá năng lượng minh bạch do thị trường quyết định”.
Về cơ sở pháp lý, theo EVN, việc điều chỉnh giá bán lẻ lần này được thực hiện theo Quyết định số 05/2024/QĐ-TTg ngày 26/3/2024 của Thủ tướng Chính phủ Quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.
Cụ thể, tại Điều 3 khoản 2 quy đinh: Trong năm, giá bán điện bình quân được xem xét điều chỉnh trên cơ sở cập nhật chi phí khâu phát điện, chi phí mua điện từ các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ theo thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện và các khoản chi phí khác chưa được tính vào giá điện.
Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), cơ sở để điều chỉnh giá điện tăng lần này EVN dựa trên 3 cơ sở quan trọng: Chính trị, pháp lý và thực tiễn. (Ảnh: EVN)
Tại Điều 3 khoản 5 Quyết định quy định: Thời gian điều chỉnh giá bán điện bình quân tối thiểu là 03 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất.
Tại Điều 5, khoản b cũng ghi rõ: Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 3% đến dưới 5% so với giá bán điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định điều chỉnh tăng giá bán điện bình quân ở mức tương ứng.
Cuối cùng là cơ sở thực tiễn, theo EVN, giá thành sản xuất điện chịu ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố đầu vào về sản lượng điện phát, giá than, dầu, khí, tỷ giá ngoại tệ,…
Đối với các yếu tố đầu vào nêu trên khi có biến động lớn sẽ tác động lớn đến giá thành khâu phát điện (chiếm 83% giá thành) cũng như giá thành điện thương phẩm.
Thứ nhất, cơ cấu nguồn biến động theo chiều hướng bất lợi các nguồn mua điện có giá thành rẻ giảm, các nguồn mua điện có giá thành đắt tăng so với năm 2022
Năm 2023, 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 thủy điện lớn miền Bắc đã suy giảm về mức nước chết bao gồm Lai Châu, Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát, Hủa Na, Thác Bà; một số tổ máy nhiệt điện lớn (như S6 - Phả Lại 2, S1 - Vũng Áng 1, S1 - Cẩm Phả, S1 - Nghi Sơn 2, v.v...) bị sự cố kéo dài, không đảm bảo khả dụng 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 cho đời sống nhân dân và hoạt động sản xuất của các doanh nghiệp cả nước.
Tỷ trọng nguồn điện năm 2023 diễn biến theo chiều hướng bất lợi, cụ thể: các nguồn có giá mua rẻ là thủy điện giảm từ 38% xuống 30,5%, tỷ trọng các nguồn điện có giá mua đắt (nhiệt điện than) và giá mua rất đắt (nhiệt điện dầu) tăng từ 35,5% lên 43,8%.
Bên cạnh đó nhu cầu phụ tải tăng cao qua các năm trong khi không có nhiều các công trình nguồn điện mới giá rẻ vào vận hành. Tổng sản lượng điện mua, nhập khẩu tại điểm giao nhận tăng thêm 11,8 tỷ kWh so với năm 2022, tương ứng với mức tăng 4,6%. Để đáp ứng nhu cầu điện tăng cao trong khi các nguồn điện giá rẻ hiện hữu chỉ đáp ứng được một phần, EVN phải mua điện bổ sung từ các nguồn có giá thành sản xuất cao hơn nhiều so với giá bán lẻ điện như các nguồn nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu và nhiệt điện dầu.
Thứ hai, giá các loại nhiên liệu than, khí năm 2023 mặc dù giảm so với năm 2022 tuy nhiên vẫn ở mức cao so với giai đoạn các năm 2020-2021
Có thể thấy chỉ số giá than nhập năm 2023 có giảm so với 2022 nhưng vẫn ở mức cao so với bình quân năm 2020-2021 (tăng 73,64% với NewC và tăng 22,47% so với ICI3). Tương tự các chỉ số khác như chỉ số giá dầu HFSO và giá dầu thô Brent đều cao hơn nhiều so với bình quân 2020-2021.
Thứ ba, giá than pha trộn của TKV và TCT Đông Bắc cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện vẫn duy trì ở mức cao và có sự điều chỉnh việc sử dụng than pha trộn của các nhà máy nhiệt điện từ than rẻ hơn sang than có giá cao hơn.
Theo đó, giá than pha trộn (giữa than nội và than nhập khẩu) năm 2023 của TKV và TCT Đông Bắc cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện tuy vẫn đang duy trì ở mức cao, cao hơn từ 29% đến 35% (tuỳ từng chủng loại than) so với giá than pha trộn áp dụng năm 2021 (giai đoạn trước khi giá than tăng đột biến trong các năm 2022-2023).
Bên cạnh đó, trong năm 2023, TKV đã chuyển phần lớn các nhà máy nhiệt điện (như Quảng Ninh 1&2, Phả Lại 1&2, Mông Dương 1, Duyên Hải 1...) sử dụng than x.10 sang than x.14 có giá than cao hơn. Giá than x.14 cao hơn giá than x.10 từ khoảng 170.000 đ/tấn đến 350.000 đ/tấn tuỳ thuộc theo từng loại than.
Thứ tư, tỷ giá ngoại tệ (USD) năm 2023 tăng mạnh so với năm 2022
Tỷ giá đô la Mỹ được tính bình quân theo ngày của tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, tỷ giá đô la Mỹ bình quân năm 2023 là 23.978,4 đồng/USD, tăng 448,5 đồng/USD so với tỷ giá đô la Mỹ bình quân năm 2022 (23.529,9 đồng/USD), tương ứng với tỷ lệ tăng 1,9%.
Tỷ giá tăng đã làm tăng chi phí mua điện từ các nguồn điện có giá mua theo hợp đồng bằng ngoại tệ (USD) hoặc giá mua nhiên liệu bằng ngoại tệ (USD) như các nhà máy nhiệt điện khí (cụm nhà máy điện Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3, Nhơn Trạch 1&2, Bà Rịa, Cà Mau 1&2), nhiệt điện than sử dụng than nhập khẩu (cụm nhà máy điện Formosa Đồng Nai, Formosa Hà Tĩnh, Duyên Hải 3, Duyên Hải 3 MR, Vĩnh Tân 4 & 4MR, BOT Nghi Sơn 2, BOT Duyên Hải 2, BOT Vân Phong 1, Sông Hậu 1), nhập khẩu điện từ Lào và các nhà máy điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, sinh khối, rác).
Trước đó, ngày 10/10/2024, Bộ Công Thương đã công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2023 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Theo đó, tổng chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2023 của EVN là 528.604,24 tỉ 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, chi phí đã tăng 35.338,94 tỷ đồng (tương ứng tăng 7,16%) so với năm 2022.
Giá thành sản xuất, kinh doanh điện năm 2023 là 2.088,90 đồng/kWh, tăng 2,79% so với năm 2022.
Trong đó các khoản thu của EVN và các đơn vị thành viên từ thanh lý, nhượng bán tài sản cố định và vật tư thu hồi, thu nhập từ hoạt động cho thuê cột điện đã được giảm trừ vào chi phí sản xuất, kinh doanh của EVN và các đơn vị thành viên.
Năm 2023, sản lượng điện thương phẩm thực hiện là 253,05 tỉ kWh, tăng 4,26% so với năm 2022.
Doanh thu bán điện thương phẩm năm 2023 là 494.359,28 tỉ đồng, tăng 8,18% so với năm 2022. Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện là 1.953,57 đồng/kWh, tăng 3,76% so với năm 2022.
Như vậy, hiện nay EVN đang bán lẻ điện dưới mức giá thành sản xuất kinh doanh là 135,33 đồng/kWh, tương đương với 6,92%.
Theo Bộ Công Thương, kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2023 của EVN lỗ trên 34.244 tỉ đồng. Thu nhập từ các hoạt động có liên quan đến sản xuất kinh doanh điện trong năm 2023 là 12.423 tỉ đồng.
Tổng cộng hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2023 và các hoạt động liên quan đến sản xuất kinh doanh điện năm 2023 của EVN (thu nhập từ hoạt động tài chính và từ tiền bán công suất phản kháng) lỗ 21.821,56 tỉ đồng (không tính tới thu nhập từ sản xuất khác).
Ngoài khoản lỗ trên, kết quả kiểm tra của đoàn kiểm tra liên ngành cũng cho hay các khoản chưa hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2023 khoảng 18.032 tỉ đồng. Đây chủ yếu là khoản chênh lệch tỉ giá được treo lại từ năm 2019 đến 2023 chưa phân bổ vào giá thành.
