Độc quyền và thực hư lỗ, lãi của ngành Điện lực Việt Nam

Thiếu điện - Những thách thức không mới của ngành điện Việt Nam Trong bối cảnh các hồ thủy điện thiếu nước nghiêm trọng, thì một số tổ máy nhiệt điện than trong hệ thống cũng bị suy giảm công suất, hoặc bị sự cố do vận hành liên tục nhiều giờ trong điều kiện thời tiết nóng gay gắt kéo dài, dẫn đến thiếu hụt nguồn điện nghiêm trọng. Dưới đây là phân tích, đánh giá của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về những thách thức cung ứng điện trong cao điểm nắng nóng của Việt Nam năm 2023.

Hệ thống điện ‘bị bỏ quên’ ở Nam Phi và bài học cho Việt Nam Như chúng ta đều biết, hồi đầu tháng 2/2023, Tổng thống Nam Phi tuyên bố tình trạng “thảm họa quốc gia” vì thiếu điện. Trong khi đó, hệ thống điện của quốc gia này đã từng khá mạnh, có quy mô tương đương với hệ thống điện của Việt Nam hiện nay. Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích quá trình phát triển hệ thống điện Nam Phi để tìm nguyên nhân và rút ra bài học cho chúng ta.

Khâu phát điện:

Sau ngày thống nhất đất nước đến nay, Nhà nước luôn khuyến khích tất cả các thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia đầu tư vào ngành điện. Các nhà đầu tư nước ngoài đã vào rất sớm tìm hiểu khảo sát, tính toán thời gian thu hồi vốn, lợi nhuận, rủi ro… Cuối cùng, họ cũng chỉ đầu tư có 8 nhà máy BOT (xây dựng, vận hành, chuyển giao), với tổng công suất chiếm khoảng 9,7% trong hệ thống điện. Nhà máy BOT vận hành sớm nhất là Phú Mỹ 2 vào năm 2004, sau đó là Phú Mỹ 3 vào năm 2005.

Quá trình đàm phán với nhà đầu tư BOT phải rất trường kỳ (thường trên 10 năm mới xong hợp đồng BOT), vì họ đưa ra các điều kiện gần như bất khả kháng, trong đó có thiên tai, địch họa, quyền chuyển đổi ngoại tệ, rủi ro về chính trị và lợi nhuận trên 15%, nên phía Việt Nam khó đáp ứng.

Về phía các nhà đầu tư trong nước, đầu tư mạnh mẽ nhất như Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và rất nhiều nhà đầu khác cũng tham gia. Tính đến nay, có 426 nhà máy điện, trong đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có 20 nhà máy, các Tổng công ty Phát điện điện (GENCO 1,2,3) thuộc EVN có 37 nhà máy và 369 nhà máy khác của các tập đoàn, tổng công ty và tư nhân. Loại hình nhà máy cũng rất đa dạng (bao gồm nhiệt điện, thủy điện, điện mặt trời, điện gió) đều có mặt của tất cả các thành phần kinh tế trong nước và nước ngoài.

Hiện nay, EVN chiếm 38,5% tổng công suất toàn hệ thống, các đơn vị ngoài chiếm 61,5%.

Các Tổng công ty Phát điện điện (GENCO 1,2,3), hiện đã cổ phần hóa GENCO 2 và 3. GENCO 1 đang quá trình lập hồ sơ cổ phần hóa, nhưng sau khi được cấp trên duyệt giá, chào bán trên sàn thì cổ đông bên ngoài mua rất ít. GENCO 3 bán ra được 0,87% số cổ phần chào bán, GENCO2 bán ra được 0,13%. Có nhiều lý do như vốn quá lớn, trong khi nhà đầu tư Việt Nam thì vốn không nhiều và trở ngại chính vẫn là giá đầu ra thấp, nguy cơ lỗ.

Vài năm qua, Chính phủ có cho đầu tư năng lượng tái tạo với giá lên tới 9,35 USD cent/kWh, thu hút được nhiều nhà đầu tư tham gia và công suất tăng thêm 20.000 MW. Phải nói, đây là đợt đầu tư nhanh, lượng lớn công suất, huy động được nguồn lực trong xã hội. Nhờ đó mà đáp ứng được yêu cầu của người dùng điện phía Nam.

Nhìn chung, khâu phát điện gần 50 năm nay thực hiện theo đúng chủ trương của Nhà nước, luôn muốn có nhiều nhà đầu tư tham gia đầu tư vào ngành điện để đủ điện cho dân dùng.

Với phân tích trên cho thấy: Khâu phát điện đã được xã hội hóa.

Khâu phân phối điện:

EVN đã thực hiện thí điểm cổ phần hóa Công ty Điện lực Khánh Hoà từ năm 2005. Tiếp đó, EVN đề xuất cổ phần hóa tất cả các công ty điện lực tỉnh, nhưng cấp trên cho rằng: Vùng nông thôn chịu nhiều gian khổ trong chiến tranh, không có điện là thiệt thòi cho dân, cần phải điện khí hóa (lúc đó vùng nông thôn cả nước mới có điện 50 - 70%). EVN hiểu rõ, đấy là sự tri ân của Nhà nước đối với đồng bào đã cống hiến trong các cuộc kháng chiến, nên đã không tính toán thiệt hơn, nên vốn đầu tư hầu như không thu hồi được, vì suất đầu tư trên hộ dân rất cao, giá điện rẻ dẫn đến lỗ nặng.

Với lý do này, nếu khi cổ phần hóa, các cổ đông sẽ không đồng ý bỏ vốn đầu tư điện nông thôn. Nhưng nay EVN đã đưa điện về 100% số xã và 99,58% số hộ nông thôn. Như vậy, cơ bản điện khí hóa xong cho cả thành thị, lẫn nông thôn và điều đó cũng đồng nghĩa với việc hiện nay rất thuận lợi cho việc cổ phần hóa. Và đương nhiên, EVN rất muốn cổ phần hóa nhanh để có nguồn vốn đầu tư tiếp...

Khâu truyền tải điện:

Truyền tải - nói nôm na giống như động mạch chủ trong cơ thể người. Để đảm bảo an ninh năng lượng, nhiều quốc gia do Nhà nước nắm giữ, nhưng gần đây cũng có một số quốc gia đã cổ phần hóa lưới truyền tải.

Những năm vừa qua, Nhà nước Việt Nam cũng đã cho phép Tập đoàn Trung Nam và 3 đơn vị khác xây dựng lưới truyền tải siêu cao áp (đường dây và trạm 500 kV). Cùng với đó, các khách hàng cũng tự xây dựng rất nhiều đường dây và trạm 110 kV và 220 kV, đấu nối vào lưới điện quốc gia. Như vậy, khâu truyền tải điện cũng đang được xã hội hóa.

Tóm lại, EVN không muốn và không độc quyền cả 3 khâu (phát điện, truyền tải điện và phân phối điện). Hiện nay, Nhà nước cũng giao EVN quản lý từng cấp độ về nguồn, truyền tải, cũng như phân phối điện để đảm bảo lợi ích Nhà nước và nhân dân.

Với tình hình đầu tư chậm và giá điện như hiện nay, nguy cơ thiếu điện có thể tiếp diễn. Theo kinh nghiệm của một số quốc gia, thì việc thành lập thị trường điện là cấp thiết, sẽ giúp giải quyết được vấn đề thiếu điện. Bài học thành công thị trường điện tại Philippine và Úc cho thấy rất rõ. Do đó, cần khẩn trương thiết lập thị trường điện tại một tổng công điện lực, hoặc chọn một miền để thực hiện thí điểm cùng lúc cả 2 bước - mua buôn điện cạnh tranh và bán lẻ điện cạnh tranh. (Trên thực tế, hiện nay chúng ta cũng đã có một vài công ty tư nhân về phân phối điện, bán lẻ điện cũng rất cạnh tranh với công ty điện lực Nhà nước). Sau 1 năm sẽ tổng kết, đánh giá và hoàn chỉnh hệ thống quản lý, sau đó triển khai trên toàn quốc.

Tất cả các mặt hàng đều theo thị trường, duy nhất chỉ có sản phẩm điện không theo thị trường thì không thể tồn tại ổn định và phát triển được. Một thực tế đang hiện hữu, cuộc sống luôn vận động, vừa làm vừa hoàn chỉnh, chắc chắn sẽ mở ra hướng mới, đừng để tình hình như hiện nay.

Giá điện nhập khẩu:

Dư luận cũng phản ứng khá gay gắt với việc EVN phải mua điện của nước ngoài với giá đắt. Vậy, thực tế thế nào?

Hiện nay EVN có mua, bán điện với 3 nước láng giềng (Lào, Campuchia và Trung Quốc) - đây là những chia sẻ quý báu, hỗ trợ nhau.

Với Lào, EVN mua điện cao áp, giá mua của Nhà máy điện Xekaman 3 là 5,62 USDcent/kWh và Xekaman 1 với giá 1,493 đ/kWh để bán điện ở cấp điện áp 35 - 22 kV cho vùng biên giới với giá 9,48 USDcent/kWh.

Với Campuchia, EVN bán điện cao áp 220 kV đến PhnomPenh giá theo giờ và theo mùa. Trong mùa khô - giờ cao điểm (12,87 USDcent/kWh), giờ bình thường (11,44 USDcent/kWh), giờ thấp điểm (9,72 USDcent/kWh). Mùa mưa, giá thấp hơn một ít.

Với Trung Quốc, trong khoảng thời gian từ năm 2005 - 2006, theo tính toán, thì 6 tỉnh phía Bắc phải cắt điện vì thiếu điện nghiêm trọng. Đây là các tỉnh biên giới có liên quan đến an ninh và đời sống người dân vùng cao, EVN tính sơ bộ 2 phương án cấp điện: Lắp 6 nhà máy diesel tại 6 tỉnh, vốn đầu tư khoảng 1.000 -1.500 tỷ đồng, chạy dầu DO, giá thành 2.500 - 3.000đ/kWh, thời gian thiết kế, đặt hàng thiết bị, xây dựng 2 - 3 năm; hoặc xây dựng nhà máy chạy than, thời gian xây dựng 5 - 6 năm, vốn đầu tư khoảng 7.000 - 9.000 tỷ đồng công suất 1.000 MW (tùy công nghệ) để kết hợp cấp điện cho một số địa phương khác.

Nhưng cả 2 phương án trên đều không khả thi, vì số vốn đầu tư lớn và không kịp nhu cầu cấp bách. Trước tình hình đó, EVN đã đàm phán với nước bạn và Trung Quốc sẵn sàng xây dựng đường dây 220 kV cấp điện cho Việt Nam.

Hai bên mua và bán điện đã thống nhất để ký các thỏa thuận về xây dựng, đấu nối lưới, phương thức vận hành, các điều khoản hợp đồng mua bán điện. Hai bên cam kết thi công nhanh nhất, ngay sau đó 2 bên khảo sát, phóng tuyến, thiết kế xong móng nào là duyệt ngay để thi công móng đó. Địa hình xây dựng cả 2 bên đều hiểm trở. Hai bên trao đổi đưa ra các biện pháp thi công sáng tạo và táo bạo nhất, cùng nhau cùng xây dựng đường dây điện mỗi bên. Cuối cùng cả hai bên đều đạt tiến độ.

Phía Việt Nam có 2 xuất tuyến (Hà Giang đi Malutang và Cao Bằng đi Guman). Tổng giá trị xây dựng 2 đường dây 220 kV phía Việt Nam là khoảng 215 tỷ đồng.

Hợp đồng mua bán điện có hiệu lực thi hành ngay, với giá có thể nói là hữu nghị 4,5 USDcent/kWh (hàng năm có tính trượt giá theo thông lệ quốc tế). Điều đáng mừng là 6 tỉnh phía Bắc không bị cắt điện trong suốt những năm qua. Đến nay, việc mua điện của các nước láng giềng vẫn duy trì. EVN đàm phán mua sản lượng điện 220 kV theo mùa (mùa khô giá 6,32 USD cent/kWh, mùa mưa giá 5.17 USD cent/kWh), thấp hơn giá nhiệt điện FO, DO, kể cả với giá tại một số nhiệt điện than và giá mua điện mặt trời trong nước.

Về lâu dài, EVN nên xem xét giải pháp liên kết mua, bán điện với các nước trong khu vực ASEAN, ngoài Trung Quốc, Lào và Campuchia như hiện nay để lợi dụng thời tiết và giờ cao điểm chênh lệch nhau ở các quốc gia để phối hợp điều độ lưới điện, tương tự như Liên minh châu Âu.

Thực hư lỗ, lãi:

Có thông tin cho rằng: Năm tổng công ty điện lực (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Hà Nội, Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh) năm 2021 có tiền gửi ngân hàng, mà EVN lại kêu lỗ để đòi tăng giá điện.

Năm 2021 EVN có lãi.

Năm 2022 EVN báo cáo lỗ trên 26.000 tỷ đồng do chi phí đầu vào tăng cao (hợp đồng mua điện thì chi phí nhiên liệu theo nguyên tắc chuyển ngang).

Hầu hết mọi người đều hiểu rằng: Hoạt động của bất cứ doanh nghiệp nào cũng luôn có dòng tiền luân chuyển trong tài khoản để thanh toán các khoản nợ ngắn hạn, dài hạn đến kỳ phải trả (bao gồm nợ vay ngân hàng để đầu tư phải trả gốc và lãi, nợ mua nguyên, nhiên, vật liệu, trả lương, nộp thuế, nộp phạt, cấp vốn thanh toán đầu tư… đặc biệt khoản lớn nhất là trả tiền mua điện hàng tháng).

Theo định mức tính toán, 5 tổng công ty điện lực cần phải có dòng tiền trên 40.000 tỷ đồng.

Năm 2021, doanh thu của 5 tổng công ty điện lực khoảng trên 400.000 tỷ đồng, bình quân mỗi tháng thu trên 33.000 tỷ đồng (thu rải ra theo chu kỳ ghi chữ số hàng tháng của trên 20 triệu khách hàng dùng điện). Tiền về, đương nhiên phải gửi vào tài khoản ngân hàng rồi trả cho các khoản nói trên. Chưa nói đến tiền cổ tức từ cổ phần hóa các nhà máy điện, trích lập quỹ đầu tư phát triển 30%, quỹ khen thưởng phúc lợi, 3 tháng lương… Khi gửi tiền, doanh nghiệp phải tính toán thời điểm chi ra và khôn nhất là gửi lấy lãi có kỳ hạn, hoặc không có kỳ hạn từ những khoản chờ thanh toán, để cuối năm cộng gộp vào lợi nhuận của doanh nghiệp.

Năm 2022, EVN lỗ, nhưng vẫn có dòng tiền trên 400.000 tỷ đồng ra vào tài khoản, vẫn có lãi tiền gửi.

Năm 2023 lỗ nặng hơn, nhưng vẫn bán điện, vẫn thu tiền trên ra vào tài khoản, vẫn có lãi tiền gửi. Nếu tiếp tục lỗ, đến thời điểm nào đó mất khả năng thanh toán, không còn dòng tiền thì lúc đó mới hết lãi tiền gửi. Lúc đó, đồng nghĩa với việc EVN hết khả năng bán điện (tình huống này chắc là khó xảy ra).

Nó cũng giống như máu lưu thông trong người, hết máu thì tim cũng ngừng đập.

Theo nguyên tắc kế toán, phải hạch toán rành mạch lãi (lỗ) kinh doanh điện riêng, lãi tiền gửi riêng, lãi kinh doanh khác riêng, cuối cùng sẽ cộng, trừ ra lãi (lỗ) của doanh nghiệp.

Lãi, lỗ, số dư tiền gửi, nợ quá hạn, nợ xấu, thuế phải nộp là những nội dung quan trọng mà các đoàn thanh kiểm tra cấp trên khó có thể bỏ sót.

Là tập đoàn kinh tế lớn của Nhà nước, EVN không thể lãi mà báo lỗ 26.000 tỷ đồng.

Hơn bao giờ hết, đây cũng là thời điểm rất mong tất cả bàn tay, khối óc tập trung giúp EVN và ngành Điện lực Việt Nam các kế sách, giải pháp cứu nguy cho tình trạng thiếu điện như năm nay và có thể sẽ xảy ra trong thời gian sắp tới./.

ĐÀO VĂN HƯNG