Kiểm toán Nhà nước chỉ ra 11 tồn tại, thiếu sót của EVN trong công tác quản lý giá điện

Cụ thể, theo Kiểm toán Nhà nước (KTNN), 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%...