 |
| Các dự án điện tái tạo phát triển “nóng” khiến hệ thống truyền tải quá tải. |
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang đứng trước rủi ro tiềm ẩn về tài chính trong bối cảnh áp lực thanh toán cho các hợp đồng mua điện dài hạn từ các nhà máy điện độc lập đang ngày càng lớn, Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA) cho biết trong một báo cáo công bố hôm nay (22/9).
Báo cáo “EVN Đối diện tương lai: Thời cơ để triển khai đúng cách nguồn điện tái tạo” đã đi sâu phân tích và dự báo tình hình tài chính của EVN đồng thời đề xuất một số cách tiếp cận để tập đoàn giảm được gánh nặng tài chính có thể gặp phải.
Với doanh thu thuần năm 2019 đạt 394,9 nghìn tỷ đồng (16,9 tỷ USD), EVN là đơn vị kinh doanh có lợi nhuận, dù khiêm tốn, do đã thành công trong việc bù đắp các chi phí vận hành và tài chính thông qua những lần tăng giá điện. Doanh thu thuần tăng trưởng mạnh với tốc độ tăng trưởng gộp hàng năm là 13,2% trong giai đoạn 2015 đến 2019, nhờ lượng điện bán ra tăng trưởng lành mạnh ở mức 9.9% mỗi năm và giá bán điện bình quân thực tế tăng 14.4% trong giai đoạn này.
Tuy nhiên, trong năm 2019, EVN đã ghi nhận sự sụt giảm mạnh về biên lợi nhuận gộp, phản ánh chi phí phát điện tăng do các nhà máy nhiệt điện độc lập (IPP), cụ thể là nhiệt điện than. Hệ quả là biên lợi nhuận gộp của Tập đoàn giảm 2.8 điểm phần trăm, và đà giảm này sẽ còn tiếp tục khi ngày càng nhiều nhà máy IPP với các khoản thanh toán công suất cố định sẽ được hoà lưới trong những năm tới.
Do nguồn vốn trong nước hạn hẹp trong khi không thể tự mình tiếp cận trực tiếp với các thị trường vốn quốc tế, EVN đã phải dựa vào các nhà phát triển dự án quốc tế để phát triển các dự án nguồn điện tại Việt Nam. EVN chỉ giữ lại toàn quyền kiểm soát các hoạt động truyền tải và phân phối. Do đó, trong vòng 5 năm qua, công suất nguồn điện do EVN sở hữu đã giảm từ 61% xuống 52% toàn hệ thống, một tỷ lệ mà IEEFA dự đoán sẽ còn giảm nhanh hơn nữa trong những năm tới.
Trong khi đó, dự báo các nhà máy điện IPP sẽ hoà lưới điện khoảng 4,4 GW công suất mỗi năm trong giai đoạn 2020-2022, và tăng lên khoảng 6,1 GW vào năm 2023, phần lớn trong đó là các nguồn năng lượng tái tạo và nhiệt điện than.
Chi phí mua điện của EVN theo đó cũng sẽ tăng 70,5% trong giai đoạn dự báo, lên 335,3 nghìn tỷ đồng (14,4 tỷ USD), và chiếm 60,1% chi phí hoạt động của EVN.
“Hệ quả của tình trạng này là thay vì đi vay để mở rộng tài sản nền của bản thân, EVN nay phải đối mặt với nguy cơ nếu giá điện tăng không đủ nhanh thì Tập đoàn sẽ phải đi vay nợ để chi trả cho các khoản thanh toán IPP ngày một lớn,” báo cáo viết.
Điều chỉnh giá điện, theo IEEFA, là biến số nhạy cảm nhất trong kịch bản dự báo về triển vọng tài chính của EVN trong những năm tới. Tổ chức xếp hạng tín nhiệm Fitch Ratings thường coi giá điện như một rào cản tiềm tàng đối với việc nâng hạng cho EVN. Họ cho rằng hồ sơ tài chính của EVN có thể bị ảnh hưởng đáng kể nếu giá điện không được điều chỉnh thường xuyên trước những rủi ro lớn về thủy văn, tiền tệ và nhu cầu tiêu thụ điện.
Tuy nhiên, khả năng tăng giá điện đang trở nên khó khăn, nhất là trong bối cảnh dịch bệnh COVID-19 đang ảnh hưởng nặng nề đến tăng trưởng kinh tế và cuộc sống của người dân.
Giá điện trung bình thực tế đã tăng 12,6% trong hai năm 2018 và 2019, và EVN đã có kế hoạch cho một đợt tăng giá khác vào đầu năm nay. Tuy nhiên, kế hoạch này chưa được Chính phủ chấp thuận sau khi Việt Nam ghi nhận các ca bệnh COVID-19 vào đầu năm nay. Không chỉ hoạt động trong điều kiện phải giữ nguyên giá điện trong năm 2020, EVN còn phải cắt giảm 10% hoá đơn tiền điện cho khách hàng từ tháng 4 đến tháng 7/2020, khiến tập đoàn hụt một khoản thu lên đến 6.800 tỷ đồng (291 triệu USD) tính đến tháng 6/2020, tương đương 1,7% doanh thu năm 2019.
Trong khi đó, sản lượng điện thương phẩm dự kiến sẽ chỉ tăng 2.2% trong năm nay so với mức tăng trưởng gần hai con số thường thấy những năm gần đây. Trước tình hình này, dự kiến EVN sẽ lỗ ròng trong năm 2020 cũng như sẽ ghi nhận nguồn tiền mặt sụt giảm.
Việt Nam đang soạn thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2021-2030 (QHĐ 8). Theo phân tích của IEEFA, có ba vấn đề lớn cần đặc biệt lưu ý khi xây dựng và triển khai QHĐ 8 để giúp EVN trở thành một nhà vận hành hệ thống hiệu quả với một hồ sơ tài chính bền vững:
Thứ nhất là đầu tư lưới điện mới. Một hệ thống truyền tải đáng tin cậy không chỉ giúp tối ưu hoá các nguồn năng lượng tái tạo có tính biến đổi trong danh mục nguồn điện mà còn rất quan trọng để giảm chi phí mua điện cho EVN. Khi Việt Nam chuyển sang cơ chế đấu giá điện mặt trời và điện gió, dự kiến từ năm 2021, khả năng để EVN đạt được mức giá mua điện cạnh tranh nhất sẽ phụ thuộc vào niềm tin của các nhà phát triển dự án rằng rủi ro điều độ được giảm thiểu và thiết kế lưới điện trong tương lai sẽ hỗ trợ tích hợp các loại năng lượng tái tạo có giá cạnh tranh. Sức hấp dẫn của các dự án lưới điện “xanh” hỗ trợ cho các nguồn năng lượng tái tạo sẽ giúp thu hút các nguồn tài chính quốc tế, qua đó, giúp giải quyết được bài toán tiếp cận vốn của EVN và cho phép EVN an tâm với các khoản đầu tư vào năng lượng tái tạo có chiến lược và hiệu quả về mặt chi phí, bao gồm cả hệ thống lưu trữ điện.
“Với các chính sách đúng đắn hỗ trợ phát triển thị trường, EVN đang đứng trước cơ hội có một không hai để thu hút nguồn vốn đầu tư với mức giá cạnh tranh vào các công nghệ năng lượng tái tạo hiệu quả nhất về mặt chi phí và vào hạ tầng lưới điện hiện đang rất thiếu,” các tác giả viết.
Thứ hai là khai thác hiệu suất kinh tế. IEEFA cho rằng Việt Nam hiện ở vị thế thuận lợi để nắm bắt được các lợi ích kinh tế từ việc phát triển chuỗi cung ứng và đấu giá điện cạnh tranh. Các doanh nghiệp trong ngành nhìn chung đều đồng ý rằng Việt Nam đã sẵn có một nền tảng kỹ thuật xây dựng dân dụng, đồng thời có triển vọng mở rộng nguồn cung ứng tại chỗ và tận dụng lợi suất theo quy mô. Các thông tin hiện tại khẳng định Việt Nam sẽ áp dụng các thông lệ tốt nhất để đảm bảo rằng các nguồn năng lượng tái tạo sẽ ngày càng cạnh tranh về giá.
Thứ ba là giữ hệ thống linh hoạt. Một thách thức mà Ban soạn thảo QHĐ 8 rõ ràng đã tích cực nghiên cứu để giải quyết là làm sao thiết lập được một hệ thống điện linh hoạt với các cấu trúc thị trường có thể cho phép EVN tối ưu hoá một cơ cấu nguồn điện ngày càng đa dạng. Chuyển đổi từ cơ chế vận hành hệ thống dựa trên công suất nền sang một hệ thống điện linh hoạt hơn sẽ đòi hỏi các kỹ năng quản lý và dịch vụ hệ thống mới. Dự thảo QHĐ 8 đã nhấn mạnh chính xác tầm quan trọng của việc xét đến chi phí vận hành cấp hệ thống, bao gồm toàn bộ chi phí phát điện và truyền tải, tác động môi trường và các dịch vụ hệ thống như hệ thống lưu trữ điện.
“Chìa khoá quyết định sự thành công của chiến lược lần này sẽ nằm ở khả năng của EVN có thể linh hoạt tiếp nhận các nguồn công nghệ năng lượng tái tạo mới và tránh để mắc kẹt trong các nguồn điện hoá thạch,” báo cáo cho biết.
Bình luận về sự chuyển hướng sang phát triển nguồn nhiệt điện khí LNG và làn sóng quan tâm đầu tư vào lĩnh vực này trong thời gian gần đây, các tác giả cũng đặt ra câu hỏi về khả năng của EVN trong việc xử lý các chi phí liên quan đến các nhà máy nhiệt điện khí độc lập trong tương lai. “Việc xây dựng các hạ tầng LNG cần thiết chắc chắn sẽ rất tốn kém; liệu bao nhiêu phần trong tổng kinh phí này sẽ được chuyển cho EVN gánh chịu?”