Than, dầu khí kêu lỗ vì EVN
EVN có thể lãi lớn, còn các Tập đoàn than, dầu khí phải chịu lỗ vì những thua thiệt trong thị trường phát điện cạnh tranh.
Hầu hết, các nhà máy nhiệt điện chỉ được huy động 30-40% công suất, giá bán điện cho EVN thấp hơn tới cả nghìn đồng/kWh so với giá thành.
Lỗ kép vì điện
Trong báo cáo mới đây gửi Chính phủ, Hiệp hội Năng lượng đã cho biết, qua khảo sát các nhà máy nhiệt điện của 3 Tập đoàn EVN, PVN và TKV thì thấy, các nguồn điện chạy than, khí được huy động với giá không cao, thấp hơn giá thành rất nhiều.
Trung bình, mức giá nhiệt điện than bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ giao động từ 800 - 1.000đ/kWh.
Ví dụ như nhà máy nhiệt điện Cẩm Phả I, Cẩm Phả II của Tập đoàn Than- Khoáng sản Việt Nam (TKV), công suất 670MW chỉ bán được giá khoảng 800đồng/kWh. Với hai nhà máy điện Na Dương, Cao Ngạn, TKV bán cho EVN đạt giá cao hơn nhưng cũng chỉ trên ngưỡng 800 đồng/kWh một chút.
Nếu tính cả trượt giá về ngoại tệ và tính đủ giá than các nhà máy điện chạy này thì TKV đã lỗ tới hàng nghìn tỷ đồng khi bán điện cho EVN.
Trong khi đó, dù đã được tăng kỷ lục hôm 15/9 vừa qua lên 28-40%, giá than bán cho EVN mới chỉ bằng 70% giá thành than năm 2011. Nếu tính theo giá thành sản xuất than của năm 2012 thì TKV còn chịu thiệt hơn, chỉ bằng 50-60%. Hiện giá thành than đã là khoảng 1.248.000đ/tấn. Do sản lượng tiêu thụ giảm trong 10 tháng qua nên dự kiến, giá thành thực tế có thể tăng lên gần 1,3 triệu đồng/tấn.
Trong báo cáo mới đây gửi Chính phủ, Hiệp hội Năng lượng đã cho biết, qua khảo sát các nhà máy nhiệt điện của 3 Tập đoàn EVN, PVN và TKV thì thấy, các nguồn điện chạy than, khí được huy động với giá không cao, thấp hơn giá thành rất nhiều.
Trung bình, mức giá nhiệt điện than bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ giao động từ 800 - 1.000đ/kWh.
Ví dụ như nhà máy nhiệt điện Cẩm Phả I, Cẩm Phả II của Tập đoàn Than- Khoáng sản Việt Nam (TKV), công suất 670MW chỉ bán được giá khoảng 800đồng/kWh. Với hai nhà máy điện Na Dương, Cao Ngạn, TKV bán cho EVN đạt giá cao hơn nhưng cũng chỉ trên ngưỡng 800 đồng/kWh một chút.
Nếu tính cả trượt giá về ngoại tệ và tính đủ giá than các nhà máy điện chạy này thì TKV đã lỗ tới hàng nghìn tỷ đồng khi bán điện cho EVN.
Trong khi đó, dù đã được tăng kỷ lục hôm 15/9 vừa qua lên 28-40%, giá than bán cho EVN mới chỉ bằng 70% giá thành than năm 2011. Nếu tính theo giá thành sản xuất than của năm 2012 thì TKV còn chịu thiệt hơn, chỉ bằng 50-60%. Hiện giá thành than đã là khoảng 1.248.000đ/tấn. Do sản lượng tiêu thụ giảm trong 10 tháng qua nên dự kiến, giá thành thực tế có thể tăng lên gần 1,3 triệu đồng/tấn.
Hiệp hội Năng lượng nhìn nhận, ngành than đang bị lỗ kép trong việc vừa phải bán than thấp hơn giá thành cho EVN, vừa bị EVN mua điện cũng với giá thấp khi tham gia thị trường.
Một thực tế bất lợi khác là thời gian huy động trong thị trường phát điện vừa qua ở cả 5 nhà máy Cao Ngạn, Na Dương I, Cẩm Phả I, Cẩm Phả II, Mạo Khê rất khiêm tốn. Hầu hết, các nhà máy này chỉ được huy động 30-40% công suất, nhiều tổ máy phải dừng hoạt động.
Tình trạng thua thiệt trên cũng tượng tự đối với các nhà máy điện khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Mức chênh lệch giữa giá bán điện cho EVN và giá thành điện khí lên tới 1.000 đồng/kWh.
Cụ thể, ở 2 nhà máy Nhơn Trạch I (450MW), Nhơn Trạch II (750MW) hiện đã tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, giá thành gần 1.200đồng/kWh. Đây là các nhà máy điện công nghệ chu trình hỗn hợp, hiện đại, có tỷ suất đầu tư cao, chi phí khấu hao lớn. Giá khí phải mua ở mức 4,8- 5USD/triệu BTU, cao hơn giá khí tại Trung tâm Điện lực Phú Mỹ.
Đối với hai nhà máy chưa tham gia thị trường là Cà Mau I và Cà Mau II (2x750MW), giá khí lấy từ lô PM3 còn cao hơn rất nhiều, tới 8,96USD/triệu BTU. Điều này kéo theo, giá thành sản xuất điện khí ở 2 nhà máy này lên tới 9USc/kWh.
Thế nhưng, mức giá điện bán được cho EVN của các nhà máy trên luôn thấp hơn giá thành.
Trong thị trường, giá bán điện của Nhơn Trạch II trên 1.000đồng/kWk, của Nhơn Trạch I nhỉnh hơn, trên 1.100đồng/kWh. Riêng 2 nhà máy Cà Mau I và II, giá bán điện cũng chỉ đạt 1.100 đồng/kWh, tương đương khoảng trên 5USc/kWh, thấp hơn tới 4 USc/kWh so với giá thành.
Hậu quả là sau quá trình tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, cả 2 nhà máy điện Nhơn Trạch I và II cũng như kết quả kinh doanh của Công ty Điện lực Dầu khí Cà Mau đều bị lỗ.
Sự thua thiệt này còn xuất phát từ cơ chế huy động nguồn trong thị trường phát điện cạnh tranh. Khi chào giá lên hệ thống, công ty mua bán điện của EVN sẽ chỉ chọn lựa nhà cung cấp điện có giá thấp nhất để mua. Như vậy, nguồn thuỷ điện giá thấp sẽ luôn chiếm ưu thế, còn nguồn điện than, khí, dầu chắc chắn sẽ bị hạn chế mua.
Trong bối cảnh hiện nay, EVN đang được lợi nhiều nhất. Hầu hết, các nguồn thủy điện lớn đều thuộc EVN. Năm nay, EVN còn khẳng định đang dư thừa điện nhờ nước nhiều. Công ty mua bán điện duy nhất và Tđơn vị vận hành thị trường điện cũng thuộc EVN. Rõ ràng, khi huy động nguồn điện, EVN có đủ lý do chính đáng để ưu tiên các nguồn giá rẻ của mình trước.
Ông Đặng Huy Cường, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực đã khẳng định, riêng chi phí khâu phát điện trong 3 tháng 7, 8, 9 vừa qua đã thấp hơn nhiều so với kế hoạch.
Có thể thấy, trong khi các nhà máy điện than, khí của 2 Tập đoàn PVN, TKV chịu lỗ kép thì năm nay, EVN sẽ lãi lớn.
Giá cao do quản lý kém
Chỉ ra những nghịch lý trên, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam còn cho hay, hệ thống tổ chức sản xuất, kinh doanh ở các nhà máy điện tồn tại nhiều điểm bất hợp lý làm tăng giá thành điện.
Chẳng hạn như, các nhà máy nhiệt điện khí Cà Mau I và II của PVN rất bị động trong việc nhận khí. Lượng khí theo thiết kế đường ống hiện nay không đủ cung cấp đồng thời cho cả 2 nhà máy vận hành tối đa công suất cùng một lúc. Đường ống cung cấp khí này chỉ thiết kế phục vụ đủ cho 1 t nhà máy điện công suất 750MW và nhà máy đạm Cà Mau.
Vì lẽ đó, khi thiếu khí, nguồn khí sẽ phải ưu tiên cấp khí cho nhà máy đạm trước, hoặc khi xảy ra sự cố đường ống dẫn khí, 2 nhà máy Cà Mau I và Cà Mau II sẽ phải chạy dầu FO. Tới lúc đó, giá thành sản xuất điện tăng cao trên 3.000 đồng là tất yếu.
Hay như trường hợp nhà máy nhiệt điện Ô Môn I (2 x 330MW) của EVN. Đến nay, nhà máy vẫn chưa có nguồn khí cung cấp nên phải chạy dầu FO, giá thành lên tới 3.500đ - 4.500đ/kWh. Dù vậy, EVN vẫn phải khai thác vì đây là nguồn cung cấp điện lớn cho khu vực Cần Thơ và miền Tây Nam bộ.
Chưa kể, mỗi đợt thiếu khí, các nhà máy điện chu trình hỗn hợp tại Bà Rịa - Vũng Tàu, Phú Mỹ, Nhơn Trạch của EVN đều phải chạy dầu DO, đẩy giá thành lên tới 5.000-6.000 đồng/kWh nên chính EVN cũng chịu lỗ tới hàng ngàn tỷ đồng.
Những yếu kém khác trong tổ chức nhà máy điện cũng làm tăng giá thành điện. Hiệp hội Năng lượng Việt Nam phân tích, ở nhà máy nhiệt điện Phả Lại của EVN, công suất 1040MW có 4 tổ máy cũ vận hành đã 28 năm, mức tiêu hao than cao hơn 1,5 lần các tổ máy mới. Tổng biên chế nhân lực lên tới 1.400 người nên hệ số biên chế quá cao. Để hạ được giá thành điện, nhà máy này sẽ phải nghiên cứu để tinh giảm bộ máy, nhằm giảm chi phí tiền lương v.v...
Ngoài ra, những tình huống trong điều độ hệ thống điện như liên tục có việc ngừng máy và khởi động máy nhiệt điện than vừa qua cũng gây tốn kém lớn cho các nhà máy điện. Mỗi lần khởi động như vậy, chi phí tốn kém từ 3- 4 tỷ đồng. Điều này cho thấy, mối quan hệ giữa Trung tâm điều độ A0 của EVN với các nhà máy điện than của TKV không chặt chẽ.
Các chuyên gia của Hiệp hội Năng lượng kiến nghị, EVN cần sớm minh bạch và công khai giá thành giá đầu vào và giá đầu ra, lỗ lãi.
Việc hạch toán giá thành điện hiện nay có nhiều thuận lợi hơn trước. Ba Tổng Công ty Phát điện (3 GENCO) trực thuộc EVN đã được thành lập. Cơ cấu nguồn của từng GENCO gồm đủ các loại thủy điện, nhiệt điện than, khí, dầu nên có thể xác định chính xác giá thành của từng nhà máy. Qua việc cân đối bù trừ giữa giá cao và giá thấp của từng nhà máy, ngành điện có thể xác định được một mức giá hợp lý khi tham gia thị trường.
Tính toán có cơ sở thực tế và được công khai minh bạch, các quyết định điều chỉnh giá điện đưa ra mới có thể nhận được sự đồng thuận trong dư luận, nhân dân mới đồng tình, Hiệp hội Năng lượng nhấn mạnh.
/kWh so với giá thành.
Một thực tế bất lợi khác là thời gian huy động trong thị trường phát điện vừa qua ở cả 5 nhà máy Cao Ngạn, Na Dương I, Cẩm Phả I, Cẩm Phả II, Mạo Khê rất khiêm tốn. Hầu hết, các nhà máy này chỉ được huy động 30-40% công suất, nhiều tổ máy phải dừng hoạt động.
Tình trạng thua thiệt trên cũng tượng tự đối với các nhà máy điện khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Mức chênh lệch giữa giá bán điện cho EVN và giá thành điện khí lên tới 1.000 đồng/kWh.
Cụ thể, ở 2 nhà máy Nhơn Trạch I (450MW), Nhơn Trạch II (750MW) hiện đã tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, giá thành gần 1.200đồng/kWh. Đây là các nhà máy điện công nghệ chu trình hỗn hợp, hiện đại, có tỷ suất đầu tư cao, chi phí khấu hao lớn. Giá khí phải mua ở mức 4,8- 5USD/triệu BTU, cao hơn giá khí tại Trung tâm Điện lực Phú Mỹ.
Đối với hai nhà máy chưa tham gia thị trường là Cà Mau I và Cà Mau II (2x750MW), giá khí lấy từ lô PM3 còn cao hơn rất nhiều, tới 8,96USD/triệu BTU. Điều này kéo theo, giá thành sản xuất điện khí ở 2 nhà máy này lên tới 9USc/kWh.
Thế nhưng, mức giá điện bán được cho EVN của các nhà máy trên luôn thấp hơn giá thành.
Trong thị trường, giá bán điện của Nhơn Trạch II trên 1.000đồng/kWk, của Nhơn Trạch I nhỉnh hơn, trên 1.100đồng/kWh. Riêng 2 nhà máy Cà Mau I và II, giá bán điện cũng chỉ đạt 1.100 đồng/kWh, tương đương khoảng trên 5USc/kWh, thấp hơn tới 4 USc/kWh so với giá thành.
Hậu quả là sau quá trình tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, cả 2 nhà máy điện Nhơn Trạch I và II cũng như kết quả kinh doanh của Công ty Điện lực Dầu khí Cà Mau đều bị lỗ.
Sự thua thiệt này còn xuất phát từ cơ chế huy động nguồn trong thị trường phát điện cạnh tranh. Khi chào giá lên hệ thống, công ty mua bán điện của EVN sẽ chỉ chọn lựa nhà cung cấp điện có giá thấp nhất để mua. Như vậy, nguồn thuỷ điện giá thấp sẽ luôn chiếm ưu thế, còn nguồn điện than, khí, dầu chắc chắn sẽ bị hạn chế mua.
Trong bối cảnh hiện nay, EVN đang được lợi nhiều nhất. Hầu hết, các nguồn thủy điện lớn đều thuộc EVN. Năm nay, EVN còn khẳng định đang dư thừa điện nhờ nước nhiều. Công ty mua bán điện duy nhất và Tđơn vị vận hành thị trường điện cũng thuộc EVN. Rõ ràng, khi huy động nguồn điện, EVN có đủ lý do chính đáng để ưu tiên các nguồn giá rẻ của mình trước.
Ông Đặng Huy Cường, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực đã khẳng định, riêng chi phí khâu phát điện trong 3 tháng 7, 8, 9 vừa qua đã thấp hơn nhiều so với kế hoạch.
Có thể thấy, trong khi các nhà máy điện than, khí của 2 Tập đoàn PVN, TKV chịu lỗ kép thì năm nay, EVN sẽ lãi lớn.
Giá cao do quản lý kém
Chỉ ra những nghịch lý trên, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam còn cho hay, hệ thống tổ chức sản xuất, kinh doanh ở các nhà máy điện tồn tại nhiều điểm bất hợp lý làm tăng giá thành điện.
Chẳng hạn như, các nhà máy nhiệt điện khí Cà Mau I và II của PVN rất bị động trong việc nhận khí. Lượng khí theo thiết kế đường ống hiện nay không đủ cung cấp đồng thời cho cả 2 nhà máy vận hành tối đa công suất cùng một lúc. Đường ống cung cấp khí này chỉ thiết kế phục vụ đủ cho 1 t nhà máy điện công suất 750MW và nhà máy đạm Cà Mau.
Vì lẽ đó, khi thiếu khí, nguồn khí sẽ phải ưu tiên cấp khí cho nhà máy đạm trước, hoặc khi xảy ra sự cố đường ống dẫn khí, 2 nhà máy Cà Mau I và Cà Mau II sẽ phải chạy dầu FO. Tới lúc đó, giá thành sản xuất điện tăng cao trên 3.000 đồng là tất yếu.
Hay như trường hợp nhà máy nhiệt điện Ô Môn I (2 x 330MW) của EVN. Đến nay, nhà máy vẫn chưa có nguồn khí cung cấp nên phải chạy dầu FO, giá thành lên tới 3.500đ - 4.500đ/kWh. Dù vậy, EVN vẫn phải khai thác vì đây là nguồn cung cấp điện lớn cho khu vực Cần Thơ và miền Tây Nam bộ.
Chưa kể, mỗi đợt thiếu khí, các nhà máy điện chu trình hỗn hợp tại Bà Rịa - Vũng Tàu, Phú Mỹ, Nhơn Trạch của EVN đều phải chạy dầu DO, đẩy giá thành lên tới 5.000-6.000 đồng/kWh nên chính EVN cũng chịu lỗ tới hàng ngàn tỷ đồng.
Những yếu kém khác trong tổ chức nhà máy điện cũng làm tăng giá thành điện. Hiệp hội Năng lượng Việt Nam phân tích, ở nhà máy nhiệt điện Phả Lại của EVN, công suất 1040MW có 4 tổ máy cũ vận hành đã 28 năm, mức tiêu hao than cao hơn 1,5 lần các tổ máy mới. Tổng biên chế nhân lực lên tới 1.400 người nên hệ số biên chế quá cao. Để hạ được giá thành điện, nhà máy này sẽ phải nghiên cứu để tinh giảm bộ máy, nhằm giảm chi phí tiền lương v.v...
Ngoài ra, những tình huống trong điều độ hệ thống điện như liên tục có việc ngừng máy và khởi động máy nhiệt điện than vừa qua cũng gây tốn kém lớn cho các nhà máy điện. Mỗi lần khởi động như vậy, chi phí tốn kém từ 3- 4 tỷ đồng. Điều này cho thấy, mối quan hệ giữa Trung tâm điều độ A0 của EVN với các nhà máy điện than của TKV không chặt chẽ.
Các chuyên gia của Hiệp hội Năng lượng kiến nghị, EVN cần sớm minh bạch và công khai giá thành giá đầu vào và giá đầu ra, lỗ lãi.
Việc hạch toán giá thành điện hiện nay có nhiều thuận lợi hơn trước. Ba Tổng Công ty Phát điện (3 GENCO) trực thuộc EVN đã được thành lập. Cơ cấu nguồn của từng GENCO gồm đủ các loại thủy điện, nhiệt điện than, khí, dầu nên có thể xác định chính xác giá thành của từng nhà máy. Qua việc cân đối bù trừ giữa giá cao và giá thấp của từng nhà máy, ngành điện có thể xác định được một mức giá hợp lý khi tham gia thị trường.
Tính toán có cơ sở thực tế và được công khai minh bạch, các quyết định điều chỉnh giá điện đưa ra mới có thể nhận được sự đồng thuận trong dư luận, nhân dân mới đồng tình, Hiệp hội Năng lượng nhấn mạnh.
/kWh so với giá thành.
Theo Phạm Huyền
Vietnamnet
CÙNG CHUYÊN MỤC
