Những quan ngại đằng sau thành tựu năm 2020 của EVN

2020 thành công nhờ tận dụng cơ cấu điện với chi phí hợp lý

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã ghi nhận những cải thiện đáng kể về biên lợi nhuận trong hoạt động kinh doanh, và lợi nhuận gộp trong năm 2020 cho dù phải đối mặt với nhiều thách thức do đại dịch Covid-19 mang lại, theo báo cáo mới đây từ Viện Kinh tế năng lượng và phân tích tài chính (IEEFA).

Tác giả báo cáo Thu Vũ, chuyên viên phân tích tài chính năng lượng, đánh giá thành công này có được chủ yếu do EVN đã tăng sản lượng huy động từ thủy điện – một nguồn điện có chi phí thấp nhất trong cơ cấu nguồn điện đa dạng của Việt Nam.

Cụ thể, do tác động của đại dịch, tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện năm 2020 rơi xuống mức thấp nhất trong một thập kỷ trở lại đây, khi nhu cầu điện của các nhóm khách hàng như công nghiệp, du lịch, dịch vụ suy giảm.

Doanh thu bán hàng của EVN đạt 403,3 nghìn tỷ đồng, tương đương 17,4 tỷ USD, chỉ tăng nhẹ 2,2% so với mức trung bình 13,2%/năm trong giai đoạn 2015 – 2019.

Theo tác giả, sự tăng trưởng khiêm tốn này có nguyên nhân đến từ việc EVN không được phép tăng giá bán lẻ điện như các năm trước. Đây là phép thử thật sự của đại dịch lần này với EVN khi những năm gần đây, tập đoàn này phụ thuộc rất nhiều vào việc tăng giá bán lẻ điện để cải thiện biên lợi nhuận gộp.

Tập đoàn này thậm chí còn thực hiện hai chương trình hỗ trợ giảm giá điện, giảm tiền điện cho khách hàng với tổng số tiền 12,3 nghìn tỷ đồng nhằm hỗ trợ doanh nghiệp và người dân vượt qua khó khăn Covid-19.

Trong bối cảnh đó, EVN đã đưa ra những thay đổi trong cơ cấu nguồn điện nhằm tiết giảm chi phí. Nhờ tình hình thủy văn thuận lợi, sản lượng thủy điện huy động đã tăng 10,2% so với năm 2019, chiếm đến 30% sản lượng toàn hệ thống, theo IEEFA.

Huy động từ các nguồn năng lượng tái tạo khác như điện mặt trời cũng tăng mạnh (105,2%), dẫn đến việc giảm sản lượng các nguồn như nhiệt điện khí và các nhà máy nhiệt điện chạy dầu giá cao.

Trong năm 2020, nhiệt điện than vẫn là nguồn chủ đạo trong cơ cấu nguồn điện tại Việt Nam với mức huy động tăng nhẹ 2,5% so với năm 2019.

Sự thay đổi trong cơ cấu nguồn điện đã góp phần giúp EVN cải thiện đáng kể biên lợi nhuận gộp của tập đoàn, tăng 600 điểm cơ bản so với mức suy giảm 2.800 điểm cơ bản trong năm trước đó.

Những vấn đề quan ngại

IEEFA cho rằng cần ghi nhận những thành tựu của EVN trong việc vận hành hiệu quả nguồn điện giúp cải thiện tình hình tài chính của tập đoàn trong năm 2020.

Tuy nhiên, viện nghiên cứu này lưu ý rằng thành công của EVN chủ yếu bắt nguồn từ việc tăng sản lượng huy động từ thủy điện trong điều kiện thủy văn thuận lợi và, qua đó, giảm được huy động các nguồn điện giá cao.

“Đây không phải là kết quả của một thay đổi có tính chiến lược và bền vững trong vận hành. Tuy là một diễn biến tích cực, nhưng không thể đảm bảo rằng EVN sẽ luôn gặp điều kiện thủy văn thuận lợi”, IEEFA phân tích.

Fitch trong đánh giá cập nhật về EVN hồi tháng 9 năm ngoái cũng lưu ý: “Khi chưa thể tăng giá bán lẻ điện, tình hình tài chính của EVN có thể xấu đi nhanh hơn các doanh nghiệp khác cùng ngành do phụ thuộc nhiều vào nguồn thủy điện không ổn định và tỷ lệ nợ bằng ngoại tệ cao”.

Thủy điện chiếm đến 30% sản lượng toàn hệ thống, tạo ra nguy cơ tiềm ẩn cho EVN.

Dù vậy, sự gia tăng sản lượng từ các nguồn năng lượng tái tạo, cùng với sự cắt giảm sản lượng một số nguồn sử dụng nhiên liệu hóa thạch “có hàm ý quan trọng đối với việc quy hoạch hệ thống điện Việt Nam cho tương lai”.

Sự thống trị của các nguồn điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch trong cơ cấu điện quốc gia có thể sẽ thay đổi trong bối cảnh sản lượng từ các nhà máy năng lượng tái tạo đang gia tăng mạnh mẽ.

“Thay đổi này đòi hỏi phải đánh giá lại những giả định kinh tế đã và đang giúp định hình các đề xuất dự án nhiệt điện quy mô lớn mà EVN sẽ khó có thể huy động một cách linh hoạt trong tương lai”, IEEFA nhấn mạnh.

Cụ thể, EVN cũng như các nhà đầu tư nhiệt điện vẫn sử dụng hệ số công suất được áp dụng xưa nay khi lập phương án tài chính và trong thỏa thuận hợp đồng mua bán điện.

“Việc này có thể đem lại rủi ro cho cả hai phía. Với giá bán điện đề xuất dao động trong khoảng 0,089 – 0,097 USD/KWh và biến động theo giá nhiên liệu đầu vào, rất khó để các nhà máy này có thể cạnh tranh được về giá khi đi vào vận hành, sớm nhất là trong vòng 5 đến 7 năm tới”, IEEFA phân tích.

IEEFA cũng bày tỏ quan ngại về việc EVN có thể tiếp tục hạn chế đầu tư vào các dự án truyền tải điện, nhất là trong bối cảnh các nguồn điện tái tạo đang đối mặt với rủi ro cắt giảm công suất.

Trong năm 2020, EVN tiếp tục kiểm soát chặt chẽ chi phí vốn và sử dụng dòng tiền để thanh toán nợ. Tổng vốn vay của EVN tiếp tục giảm trong khi nhu cầu đầu tư các dự án nguồn điện đang gia tăng, dẫn đến khả năng vốn đầu tư cho truyền tải điện có thể bị hạn chế.

EVN hiện có một danh mục đầu tư gồm 10 nhà máy điện quy mô lớn, trong đó có các dự án thủy điện, nhiệt điện than và nhiệt điện khí, dự kiến khởi công trong giai đoạn 2021 – 2023. Tổng giá trị đầu tư các các dự án lên tới 9 tỷ USD, trong đó khoảng 25 – 30% sẽ được tài trợ bằng vốn chủ sở hữu của EVN.

Bên cạnh nguồn vốn hạn chế, các vướng mắc về thủ tục chuẩn bị đầu tư và những phức tạp trong công tác đền bù và giải phóng mặt bằng cũng là những thách thức lớn ngăn cản việc phát triển kịp thời, nhanh chóng của các dự án hạ tầng lưới điện của EVN.

IEEFA đánh giá tương tự ở các quốc gia khác, quy mô của các vấn đề này thậm chí có thể còn phức tạp hơn các dự án phát triển nguồn điện, do độ bao phủ về mặt địa lý và các cấp hành chính liên quan của đường dây điện nói chung.

Sự phân bổ địa lý của các nguồn điện và trung tâm phụ tải cũng đặt ra những thách thức cho việc quyết định các khoản đầu tư lưới điện ưu tiên.

Công suất điện mặt trời hiện có và điện gió đang hình thành (dự kiến sẽ đạt 5 – 6GW vào tháng 11) tập trung chủ yếu ở nửa phía Nam, trong khi nhu cầu điện đang tăng trưởng nhanh nhất ở các tỉnh phía Bắc – nơi hầu như không có thêm công suất điện mới nào đi vào hoạt động trong 2 – 3 năm tới.

Nhật Minh