Không tăng giá điện, vì sao EVN vẫn làm ăn tốt trong năm 2020?

Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính (IEEFA) vừa đưa ra một báo cáo đáng chú ý về kết quả kinh doanh năm 2020 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

“Gặp may” vì tiêu thụ điện thấp, thủy văn thuận lợi

Theo báo cáo, trong phần lớn năm 2020, EVN tiếp tục phải vận hành một hệ thống điện với tỷ lệ dự phòng thô mỏng, do tổng công suất lắp đặt của hệ thống gần như không thay đổi. Ngoài một nhà máy điện than 660MW, hầu như không có thêm nhà máy thủy điện, nhiệt điện than hay nhiệt điện khí đáng kể nào đi vào vận hành thương mại.

Sự bùng nổ của nguồn năng lượng tái tạo có thể xem là điểm nhấn của năm 2020 nhưng đa số 12GW công suất điện mặt trời, chủ yếu là điện mặt trời mái nhà, được bổ sung chỉ hoà lưới vào hai tháng cuối năm, do đó đóng góp ít vào tổng sản lượng điện năm.

Tuy nhiên, EVN đã “gặp may” khi tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện năm 2020 ở mức thấp nhất trong một thập kỷ trở lại đây.

Năm 2020, sản lượng điện thương phẩm của EVN đạt 217 tỷ kWh, tăng 3,4% so với năm trước đó. Mặc dù vẫn tăng trưởng dương, song đây là sự giảm tốc đáng kể so với giai đoạn trước đại dịch. Mức tiêu thụ điện của nhóm khách hàng công nghiệp, nhóm khách hàng lớn nhất của EVN, và của nhóm du lịch, dịch vụ đã chịu ảnh hưởng lớn từ đại dịch.

Doanh thu bán hàng đạt 403,3 nghìn tỷ đồng (17,4 tỷ USD), chỉ tăng nhẹ 2,2% so với mức trung bình năm 13,2% trong giai đoạn 2015-2019. Do đó, giá bán lẻ điện bình quân thực tế đã giảm xuống còn 1.851 đồng/kWh (0,08 USD), mức tăng trưởng âm đầu tiên (-1,3%) kể từ năm 2017.

Tăng trưởng doanh thu năm 2020 của EVN bị giới hạn do không thể tăng giá bán lẻ điện và hai chương trình hỗ trợ giảm giá điện, giảm tiền điện cho khách hàng với tổng số tiền 12,3 nghìn tỷ đồng.

Việc Chính phủ tiếp tục giữ vững chủ trương này trong năm 2021 khiến EVN không còn lựa chọn nào khác ngoài việc phải kiểm soát chặt chẽ chi phí sản xuất và mua điện.

EVN đã đạt được thành công này trong năm 2020, thể hiện ở biên lợi nhuận gộp được cải thiện (tăng 600 điểm cơ bản) sau khi sụt giảm mạnh năm trước đó, do chi phí hoạt động được kiểm soát.

Giá vốn bán hàng chỉ tăng 1,4% so với tốc độ tăng trưởng hai chữ số thông thường, nhờ huy động được thuỷ điện giá rẻ và chi phí mua điện từ bên ngoài được kiểm soát tốt (chỉ tăng 1,6%).

Sự thay đổi trong cơ cấu điện sản xuất EVN đã giúp tiết kiệm chi phí. Trong năm 2020, tình hình thuỷ văn thuận lợi vào mùa mưa đã cho phép EVN tăng đáng kể lượng thuỷ điện huy động (+10,2%) so với năm 2019, đóng góp 30% vào tổng sản lượng toàn hệ thống.

Việc tích hợp các nguồn điện mặt trời cũng dẫn đến việc giảm huy động các nhà máy nhiệt điện khí (-18,4%) và các nhà máy điện chạy dầu giá cao (-44,0%). Sản lượng điện than tăng nhẹ (+2,5%) và vẫn là nguồn điện chủ đạo, chiếm một nửa tổng sản lượng điện của hệ thống.

“Diễn biến năm 2020 đã lời gợi nhắc rằng vị thế tài chính của EVN rất nhạy cảm với những thay đổi trong cơ cấu điện sản xuất hàng năm”, IEEFA nhận định.

Các nhà máy nhiệt điện than, dầu, khí đối diện rủi ro lớn

Theo IEEFA, hệ thống điện Việt Nam là một danh mục đa dạng bao gồm một phần đáng kể các nguồn thuỷ điện—chiếm 20,7GW, tương đương khoảng 1/3 tổng công suất lắp đắt toàn hệ thống—nhưng khả năng huy động lại có tính mùa vụ.

Mặc dù ngày càng không ổn định và chịu tác động từ nhiều yếu tố ngoài tầm kiểm soát của các nhà quản lý Việt Nam, khi sẵn sàng, thuỷ điện sẽ được ưu tiên huy động vì có chi phí rẻ nhất. Sự linh hoạt của các nguồn điện còn lại, do đó, là rất quan trọng để có thể ưu tiên thuỷ điện khi có thể, qua đó giúp đạt được chi phí sản xuất và mua điện tối ưu.

Ở một khía cạnh khác, cơ cấu điện sản xuất năm 2020 cũng cho thấy những dấu hiệu bước đầu về bối cảnh cạnh tranh mới mà các nhà máy điện sử dụng năng lượng hoá thạch đang phải đối mặt, khi các nguồn năng lượng tái tạo ngoài thuỷ điện bắt đầu thâm nhập thị trường. Các nhà máy nhiệt điện than, nhiệt điện khí và chạy dầu đang đứng trước rủi ro mới về doanh thu và các thách thức trong vận hành.

Số liệu cho thấy, các nhà máy nhiệt điện khí và chạy dầu đã bị giảm huy động, sản lượng được thay thế bằng nguồn điện mặt trời. Một số nhà máy nhiệt điện khí không thuộc EVN đã ghi nhận doanh thu sụt giảm vào năm 2020 do bị giảm huy động, điều mà các chủ đầu tư lý giải không chỉ do nhu cầu tiêu thụ điện giảm mà còn do cạnh tranh từ các nguồn năng lượng tái tạo.

Ví dụ, nhà máy nhiệt điện khí 1.500MW Cà Mau 1&2 thuộc Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam, cũng là nhà máy nhiệt điện khí lớn nhất cả nước hiện nay, trong năm 2020 đã giảm 14% sản lượng so với năm trước, dẫn tới doanh thu giảm 1.965 tỷ đồng (84,9 triệu USD).

Tương tự, nhà máy nhiệt điện khí 450MW Nhơn Trạch 1 cũng đã ghi nhận sản lượng giảm 65% so với năm trước đó, và doanh thu giảm 3.383 tỷ đồng (146,2 triệu USD).

Năm 2021, mặc dù nhu cầu điện bắt đầu phục hồi, EVN dự kiến rằng các nhà máy nhiệt điện than có thể sẽ ghi nhận mức giảm sản lượng năm đáng kể đầu tiên trong lịch sử, với sản lượng giảm 4% so với năm trước. Trong sáu tháng đầu năm, sản lượng điện khí tiếp tục giảm (-18,6%) trên nền vốn đã thấp của năm ngoái, trong khi các nhà máy điện chạy dầu có chi phí cao gần như đã không được sử dụng.

Các rủi ro về kỹ thuật bắt đầu xuất hiện trong giai đoạn chuyển dịch này, khi một số tổ máy nhiệt điện khí không thích ứng tốt với những đòi hỏi mới của hệ thống. Một số sự cố đã được ghi nhận tại nhà máy nhiệt điện khí Bà Rịa và Phú Mỹ tại Bà Rịa - Vũng Tàu, cũng như nhiều phản ánh từ các nhà máy không quen vận hành ở chế độ chờ nay phải đối mặt với chi phí hoạt động và rủi ro sự cố tăng cao.

Theo Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, cơ quan vận hành hệ thống điện thuộc EVN, tần suất các lần tắt máy và khởi động lại các tổ máy nhiệt điện có xu hướng tăng, từ 74 lần năm 2019 lên 192 lần năm 2020 và lên hơn 334 lần chỉ tính riêng trong bốn tháng đầu năm 2021. Mỗi lần như vậy có thể tiêu tốn của chủ đầu tư cả chục tỷ đồng (430 nghìn USD).

Đầu tư cho lưới điện hạn chế là điểm quan ngại chính

IEEFA cho biết công tác nâng cấp hệ thống lưới điện của EVN tiếp tục được các nhà đầu tư năng lượng tái tạo theo dõi sát sao. Đây cũng là vấn đề then chốt quyết định triển vọng phát triển của ngành trong tương lai.

Các công bố chính thức cho thấy EVN cũng nhìn nhận đây là vấn đề cấp bách và Tập đoàn cũng đang tập trung mạnh mẽ vào việc nâng cấp các trạm biến áp và các đường dây truyền tải và phân phối ở các vùng trọng điểm.

Tuy vậy, rất khó để có thể đánh giá chính xác quy mô của các công trình đang thực hiện. Dựa trên các dữ liệu trong báo cáo tài chính năm 2020, có thể thấy rằng EVN tiếp tục hạn chế chi đầu tư cho tài sản cố định và dài hạn (capex), thay vào đó, sử dụng dòng tiền để chi trả nợ. Chiến lược này sẽ gây bất lợi trong ngắn hạn nhưng có thể giúp cải thiện các chỉ số nợ trước khi đối mặt với nhu cầu đầu tư capex cấp bách.

Chi đầu tư capex của EVN gần như không thay đổi trong năm 2020, vẫn ở mức 49,1 nghìn tỷ đồng (2,1 tỷ USD). Con số này thấp hơn dự báo trước đó của tổ chức xếp hạng tín dụng Fitch Ratings (59 nghìn tỷ đồng).

Dù tổng chi đầu tư hợp nhất toàn tập đoàn không thay đổi, nhưng khoản chi này tại công ty con là Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT), đơn vị phụ trách hạ tầng lưới điện truyền tải 220-500kV, đã có sự cải thiện đáng kể khi chi capex tăng 23,8% lên 13,2 nghìn tỷ đồng (570,7 triệu USD). Tuy vậy, đà tăng này có lẽ sẽ không kéo dài do NPT chỉ dự kiến capex năm 2021 dừng ở mức 12,8 nghìn tỷ đồng, thấp hơn nhiều mức đầu tư trung bình năm (47,8 nghìn tỷ đồng) cho hệ thống truyền tải điện giai đoạn 2021-2025 được đề xuất tại dự thảo Quy hoạch điện VIII.

Tập đoàn tiếp tục tập trung vào việc chi trả nợ và giảm các khoản vay dài hạn mới, khiến cho tổng dư nợ tiếp tục chiều hướng giảm trong năm 2020. Hệ số tổng kinh phí từ hoạt động trên nợ chi trả (FFO-to-cash debt service) đã tăng lên mức 1,5 lần, do nghĩa vụ nợ giảm.

IEEFA lưu ý rằng việc đầu tư nâng cấp lưới điện có thể tiếp tục gặp trở ngại trong vài năm tới khi một số dự án nguồn điện quy mô lớn của EVN bước vào giai đoạn đầu tư.

Cụ thể, sau một thời gian lặng lẽ rút lui khỏi việc đầu tư vào các nhà máy điện, EVN hiện có một danh mục đầu tư gồm 10 nhà máy điện quy mô lớn được lên kế hoạch khởi công trong giai đoạn 2021-2023. Đây là một danh mục đa dạng gồm một số dự án thuỷ điện cũng như nhiệt điện than và điện khí, với tổng giá trị đầu tư lên tới 9 tỷ USD, và khoảng 25-30% trong số đó sẽ phải đến từ vốn chủ sở hữu của EVN.

Mặc dù triển vọng của các dự án nhiệt điện khí sẽ còn nhiều bất định, EVN đã và đang tích cực đẩy nhanh công tác chuẩn bị đầu tư các dự án nhiệt điện than Quảng Trạch 1&2, và thu xếp vốn tín dụng từ ngân hàng quốc doanh trong nước.

Trong khi đó, các dự án nhà máy thuỷ điện cũng đã nhận được vốn vay ưu đãi không bảo lãnh chính phủ từ Cơ quan Phát triển Pháp AFD và điều này có thể giúp các dự án đảm bảo đúng tiến độ triển khai.

Bên cạnh nguồn vốn hạn chế, các vướng mắc về thủ tục chuẩn bị đầu tư và những phức tạp trong công tác đền bù và giải phóng mặt bằng cũng là những thách thức lớn ngăn cản việc phát triển kịp thời, nhanh chóng của các dự án hạ tầng lưới điện của EVN.

Tương tự ở các quốc gia khác, quy mô của các vấn đề này thậm chí có thể còn phức tạp hơn các dự án phát triển nguồn điện, do độ bao phủ về mặt địa lý và các cấp hành chính liên quan của đường dây điện nói chung. Tuy vậy, bất kể nguyên nhân cản trở là gì, việc chậm trễ nâng cấp lưới điện đang làm tăng rủi ro ngăn hạn và dài hạn đối với việc tích hợp hiệu quả các nguồn điện tái tạo ngày một lớn vào hệ thống

Sự phân bổ địa lý của các nguồn điện và trung tâm phụ tải cũng đặt ra những thách thức cho việc quyết định các khoản đầu tư lưới điện ưu tiên. Công suất điện mặt trời hiện có và điện gió đang hình thành (dự kiến sẽ đạt 5-6GW vào tháng 11) tập trung chủ yếu ở nửa phía nam, trong khi nhu cầu điện đang tăng trưởng nhanh nhất ở các tỉnh phía bắc nơi hầu như không có thêm công suất điện mới nào đi vào hoạt động trong 2-3 năm tới.

Các dự án nhiệt điện đang đề xuất, bao gồm cả khí tự nhiên hoá lỏng (LNG), cũng đều nằm ở khu vực miền trung và miền nam, càng cho thấy việc tập trung nâng cấp hệ thống lưới điện, đặc biệt là đường dây truyền tải bắc – trung – nam, sẽ mang lại lợi ích dài lâu cho toàn hệ thống.

Các nhà lập pháp Việt Nam đã đặt nền móng cho việc tư nhân hoá việc đầu tư vào hạ tầng lưới điện tại Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công – tư, hiệu lực từ tháng 01 năm 2021. Tuy vậy, các văn bản pháp luật hướng dẫn thi hành và một khung pháp lý hoàn chỉnh giúp đảm bảo triển khai quy định này hiện vẫn đang còn thiếu. Các hướng dẫn chi tiết này có lẽ sẽ chỉ được ban hành sau khi Quy hoạch điện 8 được thông qua.

Khái quát lại thành tựu của EVN trong năm 2020, IEEFA cho rằng việc vận hành hiệu quả nguồn điện đa dạng đem lại kết quả tài chính lành mạnh cho EVN. Tuy vậy, cần lưu ý rằng thành công này có được là do một cơ cấu điện chi phí thấp nhờ vào tình hình thuỷ văn thuận lợi và EVN đã huy động được sản lượng thuỷ điện cao hơn, cắt giảm các nguồn điện giá cao.

“Đây không phải là kết quả của một thay đổi có tính chiến lược và bền vững trong vận hành. Tuy là một diễn biến tích cực, nhưng không thể đảm bảo rằng EVN sẽ luôn gặp tình hình thuỷ văn thuận lợi. Do đó, những cải thiện về biên lợi nhuận của EVN trong năm 2020 nên được xem xét cẩn trọng, và không đồng nghĩa với việc các chỉ số tín nhiệm đã cải thiện.

Như Fitch đã lưu ý trong báo cáo đánh giá cập nhật về EVN vào tháng 09 năm 2020, ‘Khi chưa thể tăng giá bán lẻ điện, tình hình tài chính của EVN có thể xấu đi nhanh hơn các doanh nghiệp khác cùng ngành do phụ thuộc nhiều vào nguồn thuỷ điện không ổn định và tỷ lệ nợ bằng ngoại tệ cao’”, IEEFA nhận xét.

Tổ chức này cũng đồng tình rằng việc tăng giá bán lẻ điện vẫn sẽ là chìa khoá để củng cố một cách bền vững vị thế tài chính của EVN. Mặc dù tình hình thuỷ văn có vẻ tiếp tục thuận lợi trong năm 2021, EVN có thể phải đối mặt với áp lực chi phí mới tùy thuộc vào xu hướng tiêu dùng và cơ cấu điện sản xuất. Một biến số sẽ tiếp tục đóng vai trò quan trọng là việc các nhà máy điện mặt trời sẵn có và công suất điện gió đang hình thành sẽ được tích hợp như thế nào vào các quyết định huy động nguồn điện của nhà vận hành hệ thống

Tuy nhiên, có một điều chắc chắn là những giả định lạc quan về khả năng điều chỉnh giá bán lẻ điện trong thời gian tới là hoàn toàn không phù hợp trong bối cảnh chống dịch và phục hội sau đại dịch COVID-19 ở Việt Nam.

So với các chương trình hỗ trợ khác của nhà nước đối với người dân, việc bình ổn giá điện và các chương trình hỗ trợ giảm giá điện, giảm tiền điện được xem là phương thức hiệu quả hơn vì không có các thủ tục hành chính rườm rà. Cho đến nay, lãnh đạo Bộ Công Thương đã rất nhanh chóng phủ nhận các tin đồn về việc tăng giá điện, ngay cả trong các giai đoạn hoạt động kinh tế phục hồi giữa những làn sóng COVID-19.