Đề xuất đưa khoản lỗ hơn 44.700 tỷ đồng vào chi phí tính giá điện

Tại dự thảo tờ trình gửi Chính phủ về dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung Nghị định 72/2025 về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân, Bộ Công Thương cho biết theo báo cáo của EVN, do ảnh hưởng tình hình địa chính trị, chi phí mua điện tăng cao trong giai đoạn 2022-2023 khiến doanh nghiệp gặp nhiều khó khăn, lỗ lũy kế khoảng 50.029 tỷ đồng. Đến hết năm 2024, lỗ lũy kế của công ty mẹ EVN vẫn còn khoảng 44.792 tỷ đồng.

Điều này làm giảm vốn đầu tư Nhà nước vào EVN và không bảo toàn vốn Nhà nước tại doanh nghiệp. Do đó nếu không được tính toán để thu hồi trong giá điện thì sẽ không bù đắp kịp thời phần vốn đầu tư Nhà nước giảm trong giai đoạn trước.

"EVN kiến nghị Bộ trưởng Công Thương báo cáo Thủ tướng cho phép tính toán khoản lỗ lũy kế này là một khoản chi phí được phép tính vào giá bán lẻ điện bình quân", dự thảo tờ trình nêu rõ.

Ngoài ra, các chi phí khác chưa được tính đầy đủ vào giá điện cũng được đề xuất phân bổ, gồm chi phí phục vụ trực tiếp cho sản xuất, cung ứng điện được xác định theo báo cáo tài chính kiểm toán hàng năm từ 2022 trở đi. EVN đề xuất phương án phân bổ các khoản chi phí này, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, cần thiết sẽ lấy ý kiến Bộ Tài chính.

Bên cạnh đó, còn có chênh lệch tỷ giá đánh giá lại chưa được phân bổ và chênh lệch tỷ giá chưa được ghi nhận và thanh toán cho các nhà máy điện theo hợp đồng mua bán điện.

Bộ Công Thương đánh giá thời gian qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã xây dựng, tính toán và điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân đúng quy định, giúp minh bạch hơn, thuận tiện và linh hoạt trong cập nhật, điều chỉnh giá.

Tuy nhiên, cơ quan quản lý cho rằng qua thực tế triển khai vẫn còn một số nội dung cần được xem xét, điều chỉnh để đảm bảo nguyên tắc toàn bộ các chi phí hợp lý, hợp lệ cần được đưa vào tính toán, điều chỉnh giá bán lẻ điện.

Do đó, Bộ Công Thương cho biết EVN kiến nghị cần được sửa đổi, bổ sung để cho phép thu hồi khoản chi phí phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, cung ứng điện chưa được tính toán, bù đắp đầy đủ trong giá bán lẻ điện bình quân trước đây, dựa trên kết quả công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện hoặc báo cáo tài chính kiểm toán hàng năm.

"Giá bán lẻ điện cần giải quyết kịp thời cho đơn vị điện lực trong việc thu hồi đủ chi phí, góp phần bảo toàn và phát triển vốn kinh doanh của doanh nghiệp", dự thảo tờ trình của Bộ Công Thương nêu rõ.

Cơ quan soạn thảo cho biết, dự thảo nghị định nhằm sửa đổi, bổ sung quy định để doanh nghiệp điện lực được thu hồi đủ chi phí hợp lý, minh bạch và có căn cứ, kể cả các khoản phát sinh do yếu tố khách quan chưa được tính hết trong giá điện.

Theo báo cáo tài chính hợp nhất đã kiểm toán năm 2024, doanh thu hợp nhất của EVN năm ngoái đạt 580.537 tỷ đồng, tăng gần 16% so với năm 2023. Trong đó, doanh thu từ bán điện trong năm vừa qua đạt hơn 572.936 tỷ đồng, chiếm hơn 98%.

EVN ghi nhận lãi sau thuế hơn 8.237 tỷ đồng, trong khi năm 2023 lỗ 26.772 tỷ đồng. Trong đó, lợi nhuận sau thuế cổ đông công ty mẹ là hơn 7.222 tỷ đồng. Tuy nhiên, tính đến cuối năm ngoái, "ông lớn" này đang lỗ lũy kế hơn 38.688 tỷ đồng.

Trong năm vừa qua, EVN đã điều chỉnh tăng giá điện vào 11/10/2024 với mức tăng 4,8%. Lần tăng giá điện gần nhất của EVN là trong tháng 5 năm nay. Khi đó, EVN thông báo giá bán lẻ điện bình quân tăng từ 2.103,11 đồng lên 2.204,07 đồng một kWh (chưa gồm thuế VAT), tương đương tăng 4,8%.

EVN còn nhiều tồn tại, thiếu sót trong công tác quản lý giá điện

Tiến hành kiểm toán chuyên đề công tác quản lý giá điện giai đoạn 2022-2023, Kiểm toán Nhà nước chỉ ra 11 điểm tồn tại, thiếu sót của Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN).

Cụ thể, theo Kiểm toán Nhà nước (KTNN), công tác quản lý giá điện giai đoạn 2022-2023 tại Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có một số tồn tại, thiếu sót.

Thứ nhất, trong năm 2022, EVN chưa tính toán giá phát điện của Nhà máy Nhiệt điện Sông Hậu 1 khi xây dựng khung giá phát điện của nhà máy nhiệt điện than.

Thứ hai, EVN chưa đề xuất lựa chọn Nhà máy điện chuẩn và tính toán khung giá phát điện của nhà máy nhiệt điện than năm 2023 theo quy định.

Thứ ba, EVN đã hợp nhất giá điện của Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 và Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng chưa có cơ sở pháp lý.

Thứ tư, EVN đã xây dựng khung giá bán buôn điện năm 2022, 2023 trình Cục Điều tiết điện lực (Cục ĐTĐL) với một số nguyên tắc chưa phù hợp.

Cụ thể, EVN tiết giảm định mức chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài và chi phí bằng tiền khác tại khung giá trần (10%) thêm 2,5% so với khung giá sàn (7,5%); tiết giảm định mức chi phí sửa chữa lớn tại khung giá trần (30%) thêm 22,5% so với khung giá sàn (7,5%); tiết giảm định mức chi phí phát triển khách hàng (10%) tại khung giá trần thêm 2,5% so với khung giá sàn (7,5%); tiết giảm định mức chi phí công tơ tại khung giá trần (30%) thêm 22,5% so với khung giá sàn (7,5%); tỷ suất lợi nhuận tại khung giá trần là 0%, tại khung giá sàn là 3%... Trong khi các nguyên tắc này không được quy định tại Quyết định số 2806/QĐ-BCT ngày 23/4/2019 của Bộ Công Thương về việc nguyên tắc xác định khung giá bán buôn điện của EVN bán cho các Tổng công ty Điện lực năm 2019 và các năm tiếp theo.

Thứ năm, lãi tiền gửi sử dụng để tính toán giá truyền tải điện năm 2022, 2023 được EVN dự kiến cho năm tính toán (năm N) mà không phải là lãi tiền gửi của năm N-2 là không phù hợp.

Thứ sáu, còn vướng mắc về cơ sở hạch toán chi phí vận hành liên quan đến Sân phân phối 500KV Sông Hậu và Sân phân phối 500/220KV Long Phú.

Cụ thể, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đầu tư và sở hữu 02 sân phân phối trên được Bộ Công Thương bàn giao cho Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) tiếp nhận, vận hành. Đối với Sân phân phối 500KV Sông Hậu: Năm 2020, theo hướng dẫn của Bộ Công Thương, EVNNPT “tạm hạch toán chi phí thuê vào chi phí truyền tải của EVNNPT”.

Tuy nhiên, năm 2021 sau khi nghiên cứu các quy định hiện hành, Cục ĐTĐL, EVN thống nhất kết luận “không tính chi phí vận hành Sân phân phối 500KV Sông Hậu vào chi phí truyền tải điện năm 2020 của EVNNPT để đợi quyết định của cơ quan có thẩm quyền” và EVNNPT đã hạch toán tăng doanh thu vận hành thuê từ năm 2020 đến năm 2023 và ghi nhận khoản Phải thu khách hàng đối với Ban QLDA Điện lực Sông Hậu 1.

Năm 2023, EVNNPT gửi xác nhận công nợ chi phí quản lý vận hành sân phân phối Sông Hậu cho Ban QLDA Điện lực Sông Hậu 1 nhưng không được xác nhận và được đề nghị thực hiện như hướng dẫn trước đó của Bộ Công Thương. Theo đó, năm 2023 EVNNPT lại hạch toán chi phí quản lý vận hành sân phân phối Sông Hậu vào chi phí SXKD của đơn vị. Đối với Sân phân phối 500/220KV Long Phú: EVNNPT tiếp nhận vận hành từ PVN năm 2023 và hạch toán chi phí vận hành vào chi phí SXKD năm 2023 của EVNNPT.

Thứ bảy, công suất hoạt động của một số nhà máy điện 685 dưới 50%.

Cụ thể, Công suất hoạt động năm 2022, năm 2023 của: Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 và Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng – Công ty mẹ EVN lần lượt là 22,5% và 40,07%; Nhà máy Nhiệt điện Duyên Hải 3 mở rộng - Công ty mẹ EVN là 6,5% và 30%; Nhà máy Nhiệt điện Duyên Hải 3 - EVNGENCO1 là 15,82% và 29,24%; Nhà máy Nhiệt điện Phả Lại - EVNGENCO2 là 42,5% và 47,1%.

Thứ tám, tổn thất điện năng tại một số đơn vị cao hơn kế hoạch được giao.

Cụ thể, Cụ thể, tỷ lệ điện tự dùng hàng năm (bao gồm cả tổn thất điện năng) tại Nhà máy nhiệt điện Phả Lại 1 - EVNGENCO2 năm 2022, năm 2023 lần lượt vượt 17% và 39% kế hoạch; tổn thất điện năng thực tế của EVNNPT năm 2022, năm 2023 lần lượt vượt 0,39% và 0,25% kế hoạch.

Thứ chín, EVN chưa ban hành đầy đủ định mức kinh tế kỹ thuật.

Thứ mười, EVN đã xây dựng định mức chi phí SXKD điện chưa sát thực tế thực hiện về chi phí vật liệu, chi phí sửa chữa lớn TSCĐ, chi phí công tơ,… tại EVNCPC và EVNNPC.

Mười một, công tác giao, phê duyệt kế hoạch sửa chữa lớn TSCĐ chưa phù hợp, thực hiện sửa chữa lớn đạt tỷ lệ thấp, phải điều chỉnh tiến độ thực hiện là một trong những nguyên nhân ảnh hưởng đến giá phát điện khi đàm phán hợp đồng điện những năm tiếp theo.

Cụ thể, tại Công ty mẹ - Tập đoàn EVN, EVNHCMC đã giao kế hoạch chi phí sửa chữa lớn TSCĐ theo nguyên tắc tính tỷ lệ % trên nguyên giá TSCĐ mà không xuất phát từ việc phân tích thực trạng TSCĐ và nhu cầu sửa chữa lớn TSCĐ của đơn vị; Tại EVNCPC, doanh nghiệp phê duyệt danh mục kế hoạch sửa chữa lớn TSCĐ bao gồm công trình sửa chữa chuyển tiếp từ năm trước nhưng chưa có báo cáo giải trình theo quy định của EVNCPC.

Tại Công ty CP Nhiệt điện Phả Lại - EVNGENCO2 giá trị sửa chữa lớn năm 2022, năm 2023 lần lượt đạt 21,1% và 58,75% so với kế hoạch giao; Công ty CP Thủy điện A Vương là 69,33% và 42,72%; Công ty CP thủy điện Sông Ba Hạ - EVNGENCO2 là 55,63% và 61,08%...