EVN đối mặt nguy cơ đi vay nợ để chi trả các khoản thanh toán

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.

Chi phí mua điện chiếm 60,1% chi phí hoạt động của EVN

Với doanh thu thuần năm 2019 đạt 394,9 ngàn tỉ đồng (16,9 tỉ đô la Mỹ), 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.

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.

Chi phí mua điện của EVN theo đó cũng sẽ tăng 70,5% trong giai đoạn dự báo, lên 335,3 ngàn tỉ đồng (14,4 tỉ đô la), và chiếm 60,1% chi phí hoạt động của EVN.

EVN dự kiến lỗ ròng trong năm 2020?

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.

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. 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 tỉ đồng (291 triệu đô la) tính đến tháng 6-2020, tương đương 1,7% doanh thu năm 2019.

Tránh để mắc kẹt trong các nguồn điện hoá thạch

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:

“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 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.

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?”