Các chuyên gia lĩnh vực năng lượng cho rằng cần làm rõ nguyên nhân các khoản lỗ, đảm bảo minh bạch trước khi phân bổ vào giá điện – Ảnh: T.PH.
Trước đó, tại dự thảo nghị định 72 (sửa đổi) quy định về cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân vừa được đưa ra lấy ý kiến, Bộ Công Thương đã đề xuất đưa các khoản lỗ của EVN vào giá điện nhằm cho phép thu hồi các khoản chi phí phục vụ trực tiếp vào việc sản xuất, cung ứng điện chưa được tính toán.
Các thông tin công bố vẫn chưa minh bạch
Trao đổi với Tuổi Trẻ, TS Nguyễn Huy Hoạch – chuyên gia Hội đồng khoa học, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam – cho rằng nghị định 72 mới được Chính phủ ban hành và có hiệu lực từ ngày 28-3, tức là mới chỉ vài tháng trước đó. Thế nhưng, cơ quan tham mưu xây dựng nghị định là Bộ Công Thương đã không tính toán, đánh giá hết các vấn đề liên quan tới cơ cấu tính giá, đặt vấn đề khoản lỗ của EVN.
“Dù nghị định mới thi hành được gần 5 tháng đã phải đề xuất sửa đổi, với những cơ sở đề xuất xuất phát từ khoản lỗ của EVN, bao gồm các khoản lỗ chi phí sản xuất kinh doanh điện và lỗ tỉ giá, để làm căn cứ sửa đổi cơ cấu tính giá… là không thuyết phục”, ông Hoạch nhấn mạnh.
Dù ủng hộ việc hạch toán đầy đủ các chi phí trực tiếp hợp lý, hợp lệ làm tăng giá điện… nhằm đảm bảo hiệu quả kinh doanh của EVN và ngành điện, đảm bảo an ninh năng lượng điện và nguồn điện. Tuy nhiên, ông Hoạch đề nghị Bộ Công Thương cần có kiểm tra và công bố nguyên nhân cụ thể gây ra khoản lỗ của EVN.
“Chỉ khi các nguyên nhân cụ thể dẫn đến khoản lỗ của EVN mà Bộ Công Thương đưa ra đảm bảo được tính thuyết phục với người sử dụng điện, việc sửa đổi quy định để hợp thức hóa khoản lỗ của EVN mới được đồng thuận của người dân”, ông Hoạch nói và cho biết rằng dù hằng năm Bộ Công Thương đều công bố chi phí giá thành sản xuất kinh doanh điện của EVN, song các thông tin công bố vẫn chưa đảm bảo tính minh bạch, rõ ràng.
Dẫn chứng trong cơ cấu các nguồn điện, ông Hoạch nhìn nhận tỉ trọng nguồn điện than có tăng lên và chi phí sản xuất điện than tăng do có thời điểm biến động giá than thế giới tăng cao. Tuy nhiên, vẫn còn khoảng 25 – 30% cơ cấu nguồn là thủy điện với chi phí thấp, nên có thể giúp bù đắp được chi phí giá thành điện. Vì vậy, việc lý giải biến động đầu vào do giá than và giá nhiên liệu thế giới là chưa thực sự thuyết phục.
Cũng theo ông Hoạch, điện là ngành độc quyền khi EVN vẫn sản xuất nguồn điện hơn 30% và có vai trò chính trong truyền tải, phân phối điện. Trong khi trước đó, giá điện đã liên tục được điều chỉnh tăng ba lần liên tiếp từ năm 2023 trở lại đây, giờ lại đề xuất được hạch toán vào chi phí khác với khoản lỗ hơn 44.000 tỉ đồng, sẽ đặt ra hoài nghi và người tiêu dùng cảm thấy không minh bạch.
“Khách hàng cần được giải thích rõ hơn khoản lỗ ấy xuất phát từ các yếu tố nào, chủ quan hay khách quan, có phải do chậm điều chỉnh giá, biến động giá đầu vào, hay do đầu tư chưa hợp lý, quản lý vận hành chưa phù hợp?”, TS Hoạch đặt câu hỏi.
Theo các chuyên gia, thủy điện với chi phí thấp vẫn đang chiếm từ 25 – 30% trong cơ cấu nguồn điện – Ảnh: NAM TRẦN
Cần làm rõ các nguyên nhân gây lỗ
Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Hà Đăng Sơn – Trung tâm nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh – cho hay việc sửa đổi quy định tại nghị định 72 là cần thiết, để đảm bảo làm rõ các chi phí được đưa vào giá điện. Đặc biệt là các chi phí phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, truyền tải, cung ứng, phân phối điện chưa được bù đắp đầy đủ vào giá bán lẻ, cùng với chi phí chênh lệch tỉ giá đánh giá lại chưa được phân bổ.
Việc này nhằm đảm bảo chi phí hợp lý, hợp lệ được bù đắp đầy đủ và bảo toàn, phát triển vốn nhà nước tại EVN, cũng như đảm bảo cho sự phát triển ngành điện, an ninh năng lượng quốc gia. Tuy vậy, ông Sơn cho rằng đề xuất “tính hết” khoản lỗ vào giá điện trong khi tập đoàn này chưa có một báo cáo, giải trình đẩy đủ về nguyên nhân gây ra các khoản lỗ là “chưa thỏa mãn”.
“Cơ cấu giá thành sản xuất kinh doanh điện được tính toán dựa vào các yếu tố gồm sản xuất, truyền tải, phân phối điện, chi phí dịch vụ quản lý ngành… Trong các yếu tố này, nguyên nhân gây ra khoản lỗ cho EVN chưa được tách bạch rõ đâu là nguyên nhân chủ quan, nguyên nhân khách quan do chính sách điều hành giá hay do yếu tố quản lý điều hành còn bất cập”, ông Sơn nói.
Tuy nhiên, theo các chuyên gia trong lĩnh vực năng lượng, khoản lỗ của EVN được thông tin là do biến động giá nguyên liệu đầu vào, các chi phí sản xuất kinh doanh điện tăng cao như giá than, giá khí, chi phí mua các nguồn điện giá cao, lỗ tỉ giá chưa được phân bổ. Giá thành sản xuất kinh doanh điện cũng bị dồn tích lại từ nhiều năm.
Trong khi đó, giá điện không được điều chỉnh kịp thời, khiến cho khoản lỗ của EVN càng tăng thêm, đặc biệt là giai đoạn 2022 – 2023. Tuy nhiên, có các chi phí khác như tỉ lệ tổn thất điện năng, yếu tố phân phối, truyền tải quản lý vận hành chưa hợp lý gây nên lỗ ngành điện là chưa được làm rõ.
Cụ thể, theo ông Sơn, trong báo cáo tài chính đã kiểm toán của EVN chưa làm rõ các hạng mục cụ thể với các chi phí liên quan, yếu tố nào làm tăng chi phí so với kế hoạch sản xuất kinh doanh, yếu tố nào đã được tối ưu, tiết giảm. Ví dụ như giai đoạn này EVN hỗ trợ người dân tiền điện do ảnh hưởng dịch COVID-19, hoặc biến động giá nguyên liệu gây ra lỗ thế nào…
“Cần làm rõ hơn để phân bổ chi phí hợp lý, trực tiếp tác động giá thành sản xuất điện vào giá bán lẻ điện bình quân. Còn nếu do tổn thất điện năng, chi phí vận hành chưa hợp lý, điều hành quản lý chưa tốt, thì phải tìm cách điều chỉnh, tái cơ cấu lại… mà cũng hạch toán lỗ để phân bổ vào giá điện là chưa hợp lý”, ông Sơn nói.
Các chi phí sản xuất, cung ứng điện chưa được tính đủ?
Theo Bộ Công Thương, cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân đang được thực hiện theo nghị định 72. Tuy nhiên, nghị định này cần được sửa đổi, bổ sung nhằm cho phép thu hồi các khoản chi phí phục vụ trực tiếp vào việc sản xuất, cung ứng điện chưa được tính toán, bù đắp đầy đủ trong giá bán lẻ điện bình quân trước đây.
Dẫn báo cáo của EVN, Bộ Công Thương cho biết do ảnh hưởng của tình hình địa chính trị trên thế giới, chi phí mua điện tăng cao trong giai đoạn 2022 – 2023, khiến EVN gặp nhiều khó khăn trong hoạt động sản xuất kinh doanh với số lỗ lũy kế hai năm này khoảng 50.029 tỉ đồng. Đến năm 2024, số lỗ lũy kế của công ty mẹ EVN vẫn còn khoảng 44.792 tỉ đồng. Do đó, nếu không được tính toán để thu hồi trong giá điện, sẽ không bù đắp kịp thời phần vốn đầu tư nhà nước giảm trong các năm trước đây.
Trước đó, EVN cũng đã kiến nghị Bộ Công Thương báo cáo Chính phủ cho phép tính toán khoản lỗ lũy kế, các chi phí phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, cung ứng điện chưa được tính toán, bù đắp trong giá bán lẻ điện bình quân được tính vào giá bán lẻ điện.
Chi phí quản lý doanh nghiệp của EVN tăng cao
Theo báo cáo tài chính năm 2024 được EVN công bố, tập đoàn này ghi nhận lỗ lũy kế 45.374 tỉ đồng, giảm 10% so với năm trước, nhờ việc ghi nhận lãi sau thuế 5.237 tỉ đồng trong năm 2023. Phần lớn khoản lỗ lũy kế của EVN hình thành trong giai đoạn 2022 – 2023, với mức lỗ lần lượt 26.498 tỉ đồng và 23.529 tỉ đồng.
Phân tích báo cáo kết quả kinh doanh cho thấy trong cả hai năm lỗ nặng nhất, công ty mẹ EVN đều rơi vào tình trạng bán dưới giá vốn, tức doanh thu không bù đắp được chi phí. Đơn cử năm 2023, doanh thu đạt 405.466 tỉ đồng, trong khi giá vốn hàng bán lên tới 433.173 tỉ đồng, cao hơn gần 7%. Tương tự năm 2022, doanh thu của EVN đạt 373.187 tỉ đồng, còn giá vốn cao hơn gần 8%.
Bước sang năm 2024, EVN ghi nhận doanh thu 479.835 tỉ đồng còn giá vốn 470.910 tỉ đồng. Do vậy, EVN đã có lợi nhuận gộp dương 8.924 tỉ đồng so với cùng kỳ âm 27.707 tỉ đồng. Kết quả, công ty mẹ EVN đã báo lãi sau thuế 5.237 tỉ đồng, còn cùng kỳ lỗ rất lớn. Có thể thấy sau khi tăng giá bán điện, lợi nhuận gộp từ hoạt động bán điện của EVN đã cải thiện đáng kể với mức hơn 46.400 tỉ đồng.
Do đó, EVN vẫn ghi nhận lợi nhuận trước thuế hợp nhất đạt tới 9.436 tỉ đồng, bất chấp việc lợi nhuận từ công ty liên kết và doanh thu tài chính sụt giảm, trong khi chi phí bán hàng và quản lý doanh nghiệp gia tăng. Cụ thể, trong năm 2024, chi phí bán hàng của EVN đạt 7.308 tỉ đồng, tăng gần 11% so với năm 2023. Trong khi đó, chi phí quản lý doanh nghiệp “đội” thêm hơn 930 tỉ đồng, lên mức 15.734 tỉ đồng.
