Theo thông tin từ Tập đoàn điện lực Việt Nam, giá nhiên liệu các tháng vừa qua của năm 2023 mặc dù có giảm so với năm 2022 nhưng vẫn ở mức cao so với giai đoạn 2020-2021. Các thông số đầu vào mặc dù đã giảm so với năm 2022 nhưng vẫn tiếp tục duy trì ở mức cao so với các năm trước đây (bao gồm các thông số đầu vào cho các nhà máy điện sử dụng than nhập, than pha trộn, các nhà máy điện tuabin khí). Cụ thể, giá than nhập khẩu NewC Index dự kiến năm 2023 tăng 186% so với 2020 và 25% so với năm 2021; Than phan trộn Tập đoàn Than Khoáng sản Việt Nam dự kiến mức tăng từ 29,6% đến 46,0% (tùy từng chủng loại than) so với giá than áp dụng năm 2021; Than pha trộn Tổng công ty Đông Bắc mức bình quân dự kiến từ 40,6% đến 49,8% (tùy từng chủng loại than) 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. Bên cạnh đó, hiện nay do khí Nam Côn Sơn suy giảm sản lượng mạnh nên các 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 và Bà Rịa) tiếp nhận nhiều khí từ các mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh, Sao Vàng - Đại Nguyệt và khí Đại Hùng, Thiên Ưng có giá cao, đặc biệt khí Thiên Ưng, Sao Vàng - Đại Nguyệt có giá rất cao. Chưa kể, tỷ giá ngoại tệ cũng tăng mạnh, bình quân năm 2023 dự kiến tăng 4% so với năm 2021. Theo đại diện EVN, năm nay, do giá nhiên liệu tăng cao, làm cho giá thành các nguồn nhiệt điện than và tua bin khí tăng rất cao - trong khi các nhà máy nhiệt điện than và khí chiếm tỷ trọng sản lượng điện phát lên tới 55% tổng sản lượng điện phát toàn hệ thống. Tuy giá than nhập tính toán trong phương thức vận hành tháng 10/2023 có giảm so với số liệu sử dụng trong tính toán phương thức vận hành tháng 3/2023 (giá dầu tăng) nhưng 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 do không đủ nước theo kế hoạch dẫn đến chi phí sản xuất kinh doanh điện cập nhật quý 3 năm 2023 của EVN 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 1.201,42MW) 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 3 cũng tăng so với phương án giá điện cơ sở (phương án điều chỉnh giá điện ngày 4/5/2023). Hiện nay, trong cơ cấu giá thành sản xuất điện, giá thành khâu phát điện chiếm tỷ trọng tới 82,8% giá thành nên những biến động của giá thành khâu phát điện sẽ ảnh hướng rất lớn đến giá thành sản xuất điện. Giá truyền tải điện giảm Trong bối cảnh tình hình tài chính gặp nhiều khó khăn, trong các năm 2022-2023, EVN đã đề ra và quyết liệt 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 là khoảng hơn 4300 tỷ đồng. Trong đó có một số biện pháp tiết kiệm chi phí điển hình đã được thực hiện như tiết kiệm tối thiểu 10% các chi phí thường xuyên theo kế hoạch định mức; Cắt giảm từ 20-30% chi phí sửa chữa lớn tài sản cố định của tất cả các đơn vị thành viên của EVN... Theo đó, giá thành khâu truyền tải, phân phối - bán lẻ và phụ trợ giảm dần qua các năm. Năm 2020, giá thành các khâu này là 392,9 đ/kWh nhưng ước năm 2023 vào khoảng 347 đ/kWh. Ước tính cả năm 2023, sản lượng phát thực tế của các loại hình nguồn điện ước tính cả năm 2023 so với phương án kế hoạch 2023 đã được Bộ Công Thương duyệt như sau:,. Cũng theo EVN, do cơ cấu chi phí phát điện chiếm tỷ trọng lớn, cơ cấu sản lượng thay đổi theo hướng bất lợi. Cụ thể, các nguồn mua có giá rẻ giảm (thủy điện giảm khoảng 13,9 tỷ kWh so với kế hoạch), nguồn mua có giá đắt tăng (nhiệt điện than tăng khoảng 9,3 tỷ kWh, nhiệt điện dầu tăng khoảng 1,2 tỷ kWh và năng lượng tái tạo tăng 1,3 tỷ kWh), 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. Với một số yếu tố đầu vào cơ bản ảnh hưởng giá thành như ở trên cũng như các biện pháp tiết kiệm chi phí đã được thực hiện, thì giá thành sản xuất điện năm 2023 được ước tính khoảng 2098 đồng/kWh, cao hơn giá bán lẻ điện bình quân khoảng 178 đồng/kWh. Theo EVN, 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 8000 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. Bộ trưởng Bộ Công thương vừa ban hành Quyết định 2503 về việc phê duyệt khung giá phát điện năm 2023. Căn cứ khung giá này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và đơn vị phát điện đàm phán giá mua bán điện trên cơ sở tuân thủ quy định pháp luật về phương pháp xác định giá phát điện, đảm bảo giá điện không vượt quá khung giá do Bộ Công thương ban hành. Theo đó, khung giá phát điện cho nhà máy nhiệt điện than là 0 - 1.559,7 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng). Như vậy, so với khung giá phát điện năm 2022, giá trần của điện than giảm khoảng hơn 200 đồng/kWh (khung giá năm 2022 là 1.773,76 đồng/kWh).  Khung giá phát điện mới cho nhà máy nhiệt điện than là 0 - 1.559,7 đồng/kWh, thủy điện từ 0 - 1.110 đồng/kWh CTV Các thông số được tính toán cho quy định này dựa trên giá than dự kiến (chưa bao gồm thuế VAT và chi phí vận chuyển) là 1,808 triệu đồng/tấn. Tỷ giá là 24.885 đồng/USD. So với khung giá của năm 2022, thì mức giá than này chỉ giảm nhẹ (năm 2022 là 1.845.000 đồng/tấn) trong khi tỷ giá của năm 2022 thấp hơn đáng kể. Năm 2022, tỷ giá tính toán cho giá điện than là 23.090 đồng/USD. Khung giá phát điện cho nhà máy thủy điện là 0 - 1.110 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền phí dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước và thuế giá trị gia tăng). Khung giá thủy điện giữ nguyên so với các năm 2022 và 2021. Ngày 5.10, EVN cập nhật, sản lượng điện sản xuất toàn hệ thống tháng 9.2023 đạt 23,5 tỉ kWh (trung bình 784,9 triệu kWh/ngày), tăng 6,7% với cùng kỳ năm 2022; sản lượng ngày cao nhất đạt 869,9 triệu kWh và công suất cao nhất đạt 42.054 MW (ngày 22.9). Lũy kế 9 tháng, sản lượng toàn hệ thống đạt 209,9 tỉ kWh, tăng 3,1% so với cùng kỳ năm trước. Trong đó tỷ lệ huy động một số loại hình nguồn điện cụ thể như sau: Thủy điện 58,05 tỉ kWh, chiếm 27,7% do vào đầu tháng 9, lưu lượng nước về các hồ tốt trên cả 3 miền nên thủy điện được khai thác tăng, đặc biệt là các hồ thủy điện đa mục tiêu; nhiệt điện than 97,2 tỉ kWh, chiếm 46,3%; tua bin khí: 20,82 tỉ kWh, chiếm 9,9%; nhiệt điện dầu 1,23 tỉ kWh, chiếm 0,6%; năng lượng tái tạo: 29,13 tỉ kWh, chiếm 13,9% (trong đó điện mặt trời đạt 20,45 tỉ kWh, điện gió đạt 8,01 tỉ kWh); điện nhập khẩu 3,1 tỉ kWh, chiếm 1,5%. |
