Giá bán lẻ điện bình quân, theo quy định hiện là 1.864,44 đồng một kWh, áp dụng từ năm 2019 đến nay. Mức này được Chính phủ quy định cứng (theo từng thời kỳ, năm) và là căn cứ để tính toán giá bán lẻ điện sinh hoạt cho từng đối tượng và mức độ sử dụng.

Tuy nhiên, theo tính toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), giá bán lẻ điện bình quân năm 2022 cao hơn 2,74% so với mức trên, tức 1.915,59 đồng một kWh. Giá này chưa gồm các khoản chênh lệch tỷ giá hợp đồng mua bán điện còn lại trong 3 năm 2019-2021 của các đơn vị phát điện.

Chi phí sản xuất và giá bán lẻ điện bình quân tăng nhưng EVN cho biết vẫn kiến nghị chưa tăng giá điện. Bộ Công Thương ủng hộ việc này và đề nghị EVN tiết kiệm các khoản chi, chi phí thường xuyên để tiếp tục giữ ổn định giá bán điện, đảm bảo kiểm soát lạm phát, hỗ trợ doanh nghiệp, người dân.

Việc không tăng giá điện dù phải chấp nhận lợi nhuận bằng 0 cũng từng được ông Nguyễn Tài Anh, Phó tổng giám đốc EVN đề cập hồi giữa tháng 4. Tuy nhiên, ông cũng cho biết EVN sẽ khó cân đối trong các năm tiếp theo nếu giá nhiên liệu đầu vào vẫn tăng mạnh như hiện nay.

Báo cáo Bộ Công Thương, EVN cho biết giá nhiên liệu đầu vào để tính toán vận hành hệ thống, thị trường điện đã tăng mạnh so với cuối năm ngoái - thời điểm lập kế hoạch vận hành cho năm 2022 và được Bộ Công Thương phê duyệt.

Chẳng hạn, bình quân giá than trộn của TKV, Tổng công ty Đông Bắc đã tăng 63%. Giá than nhập khẩu cũng tăng hơn gấp đôi, lên 304,8 USD một tấn. Dầu thô Brent lên 104,4 USD một thùng, gấp gần 2,5 lần.

Hiện tại hệ thống điện đã thay đổi lớn về số lượng lẫn loại hình nhà máy điện, về nguồn, giá nhiên liệu cấp cho các nhà máy. Ví dụ, một số nhà máy nhiệt điện dùng than nội địa hầu hết đã chuyển sang than pha trộn nhập khẩu do TKV, Tổng công ty Đông Bắc không đáp ứng đủ lượng than nội địa như yêu cầu. Vì thế, theo EVN, giá điện ngày càng phụ thuộc vào giá than nhập khẩu và có thể biến động nhiều trong năm.

Các nhà máy điện dùng khí Đông Nam Bộ đã áp dụng giá khí theo thị trường, biến động theo giá dầu thế giới. Các nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2, Phú Mỹ 3 trước đây được hưởng giá khí trong bao tiêu, có giá bán cạnh tranh so với các nhà máy điện khí, điện than khác, nhưng hiện đã áp dụng giá khí thị trường.

Bên cạnh đó, sự tham gia ngày càng lớn của các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời hiện chiếm 25% tổng công suất đặt toàn hệ thống) có sản lượng biến động lớn, không ổn định theo thời gian thực, nhưng lại được ưu tiên huy động... Điều này dẫn tới khó khăn trong vận hành, đảm bảo an ninh hệ thống điện khi yêu cầu dự phòng công suất ngày càng lớn.

Chưa kể, tới đây khi các nguồn điện theo quy hoạch nhưng có giá nhiên liệu đầu vào cao như khí Lô B, khí LNG nhập khẩu... tham gia thị trường điện, sẽ khó đảm bảo tính khả thi của dự án nếu không có cơ chế mua bán điện, nhiên liệu, vận hành đặc thù do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành.

Với tình hình hiện tại, dự báo của các đơn vị tư vấn quốc tế cho thấy, giá nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện sẽ tiếp tục biến động mạnh trong các tháng còn lại của năm 2022.

Cập nhật giá các nhiên liệu đầu vào sản xuất điện (giá dầu, than nhập khẩu...), Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) tính toán, tổng sản lượng điện sản xuất và mua tăng 1,5 tỷ kWh so với kế hoạch. Sản lượng điện dự kiến huy động cả năm nay giảm 7,16 tỷ kWh nhiệt điện than, tăng 9,03 tỷ kWh thuỷ điện và điện khí so với kế hoạch Bộ Công Thương duyệt cuối năm 2021.

Trước biến động quá lớn từ giá nhiên liệu sản xuất, EVN kiến nghị Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt lại kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia. Đây là cơ sở vận hành hệ thống điện, thị trường điện, đàm phán lại sản lượng hợp đồng các tháng còn lại năm 2022.

Tập đoàn này cũng đề nghị sửa đổi các quy định vận hành hệ thống và thị trường điện, để đảm bảo cam kết trong vận hành các nhà máy điện BOT; bổ sung cơ chế, khắc phục các bất cập trong cạnh tranh, mức độ lợi nhuận giữa các loại hình nguồn điện, đơn vị phát điện và chi phí mua điện của các thành viên tham gia thị trường hiện nay.

Anh Minh