Công thức tính giá điện mới sẽ bỏ quy định về lợi nhuận định mức?

Bộ Công Thương đã có tờ trình dự thảo quyết định sửa đổi quyết định 24/2017 với nhiều điểm mới, trong đó một số chi phí lợi nhuận định mức sẽ được loại ra khỏi công thức tính giá.

Chênh lệch tỷ giá cũng được tính vào chi phí

Theo báo Tuổi trẻ, Bộ Công Thương đã có tờ trình dự thảo quyết định sửa đổi quyết định 24/2017 với nhiều điểm mới. Cụ thể, về cơ chế điều chỉnh giá, dự thảo đề xuất khi giá bán điện bình quân giảm từ 1% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành, giá điện được phép điều chỉnh giảm tương ứng.

Ở chiều ngược lại, khi giá điện bình quân tăng từ 3% trở lên so với giá hiện hành thì được phép điều chỉnh tăng. Trường hợp giá điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 10% trở lên so với mức hiện hành, có ảnh hưởng đến kinh tế vĩ mô, Bộ Công Thương sẽ chủ trì, kiểm tra rà soát, gửi lấy ý kiến Bộ Tài chính và các cơ quan liên quan.

Trên cơ sở đó Bộ Công Thương tổng hợp, hoàn thiện và báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, cho ý kiến cụ thể. Căn cứ ý kiến của Chính phủ, Bộ Công Thương thông báo để EVN thực hiện điều chỉnh giá.

Thời gian điều chỉnh giá bán điện bình quân tối thiểu là 3 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất. Việc này theo Bộ Công Thương là thực hiện theo chỉ đạo của Thường trực Chính phủ về việc điều chỉnh giá điện theo lộ trình, tránh giật cục, có thể điều chỉnh nhiều lần trong năm.

Nguyên tắc điều chỉnh giá bán điện bình quân được thực hiện trên cơ sở hằng năm sau khi kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN, giá bán điện bình quân năm được xem xét điều chỉnh theo biến động khách quan, thông số đầu vào của tất cả các khâu.

Cụ thể, việc lập giá bán điện bình quân sẽ trên cơ sở các chi phí phát điện, chi phí mua các dịch vụ truyền tải điện, phân phối, bán lẻ điện, điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện, chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, chi phí điều hành, quản lý ngành và các khoản chi phí khác được phân bổ, chỉ bao gồm những chi phí được phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, cung ứng điện của EVN, đảm bảo khả năng vận hành, cung ứng điện.

Một nội dung khác trong dự thảo đó là phân bổ tỷ giá vào giá điện, thay đổi quy định lợi nhuận định mức. Với nội dung này, Bộ Công Thương bảo lưu quan điểm về quy định liên quan tới tổng các chi phí khác được tính vào giá điện. Đó là việc giữ nguyên nội dung “bao gồm cả chênh lệch tỷ giá đánh giá lại chưa được phân bổ” để đảm bảo tính thống nhất, không có cách hiểu khác.

Tuy nhiên, điều đáng chú ý là trong phương pháp tính giá điện bình quân, về lợi nhuận định mức, dự thảo quyết định không quy định cụ thể về việc xác định lợi nhuận định mức trong một số chi phí đã được đưa vào công thức tính giá bán điện bình quân của quyết định cũ.

Ví dụ như chi phí mua điện và lợi nhuận định mức của khâu dịch vụ phụ trợ; chi phí mua điện dịch vụ truyền tải điện và dịch vụ phân phối - bán lẻ điện; chi phí mua dịch vụ điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện...

Việc kiểm tra, rà soát giá thành, chi phí… sản xuất kinh doanh điện sẽ do Bộ Công Thương chủ trì, Bộ Tài chính tham gia với vai trò là cơ quan quản lý nhà nước về giá

Sắp đến kỳ điều chỉnh giá điện mới?

Báo Tuổi trẻ cũng dẫn thông tin từ một nguồn tin cho biết, vào đầu năm 2024, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã có báo cáo Bộ Công Thương về phương án giá bán lẻ điện bình quân năm 2024. Các phương án cụ thể vẫn đang được tiếp tục hoàn thiện, nhưng với tình hình tài chính của EVN, giá điện có thể sẽ tiếp tục được điều chỉnh tăng.

Trong thực tế, dù tăng giá 2 lần trong năm 2023 với mức 3% và 4,5%, EVN vẫn lỗ khi chi phí tài chính tăng cao, khiến tập đoàn này gặp khó khăn trong cân bằng tài chính.

Cụ thể, theo công bố của EVN vào tháng 12/2023, giá thành sản xuất điện là 2.092,78 đồng/kWh và giá bán lẻ bình quân là 1.950 đồng/kWh. Trong khi đó, chi phí giá thành nguồn điện được mua từ đơn vị EVN và nguồn ngoài EVN lên tới gần 1.620 đồng/kWh, tương đương với tỉ trọng của nguồn phát điện chiếm tới 80% chi phí giá thành.

Trong cơ cấu giá thành sản xuất điện, khâu phát điện chiếm tỷ trọng tới 82,8% giá thành. Trong khi đó, cơ cấu sản lượng thay đổi theo hướng bất lợi khi các nguồn mua có giá rẻ giảm, nguồn mua có giá đắt tăng, dẫn tới chi phí sản xuất và mua điện của EVN tiếp tục tăng cao. Việc huy động thủy điện - nguồn điện có giá thành rẻ - chỉ chiếm tỉ trọng khoảng 20%.

Đặc biệt, trước tình hình hạn hán diễn ra, EVN phải áp dụng các biện pháp tiết kiệm nước nhằm đảm bảo cung ứng điện cho mùa khô sắp tới. Các nhà máy điện than cũng tăng cường nhập khẩu than, đảm bảo dự trữ để huy động tối đa nguồn điện này theo điều độ hệ thống. Điều này càng tạo áp lực lớn lên EVN trong việc cân bằng tài chính khi các nguồn điện giá cao ngày càng tăng.