Yếu tố mới xuất hiện, lo giá điện sẽ tăng mạnh

Bộ Tài chính vừa có văn bản góp ý cho hồ sơ nghiên cứu tiền khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Ô Môn III và Ô Môn IV, do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) làm chủ đầu tư.

Dự án Ô Môn III và IV dự kiến vận hành trong giai đoạn 2022-2023, với công suất trên 1.050 MW (+-10%), cao hơn đáng kể so với công suất đề ra ban đầu là 750 MW.

Theo báo cáo nghiên cứu tiền khả thi, việc đầu tư các dự án nguồn điện tại Trung tâm điện lực Ô Môn sử dụng khí Lô B cho phát điện nhằm giảm bớt phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu, ổn định nguồn điện quốc gia, hạn chế nguy cơ thiếu điện trong giai đoạn tới, đặc biệt là khu vực miền Nam.

Theo nội dung báo cáo nghiên cứu tiền khả thi, nhà máy nhiệt điện Ô Môn III có tổng mức đầu tư sơ bộ hơn 25,4 nghìn tỷ đồng và Ô Môn IV là 25,7 nghìn tỷ đồng. Tổng mức đầu tư hai dự án trên là hơn 50 nghìn tỷ đồng.

Dự án nhiệt điện Ô Môn III và IV sử dụng nhiên liệu khí nên giá thành cao hơn so với nhiệt điện chạy than và dầu Diesel. Do đó, EVN đề xuất mức giá bán điện ở mức 2.355 đồng/kWh và tối đa là khoảng 2.840 đồng/kWh. Mức giá này mới đảm bảo hiệu quả tài chính của dự án Ô Môn III và IV.

Dù khung giá phát điện áp dụng cho dự án nhiệt điện chạy khí chưa được ban hành, nhưng Bộ Tài chính đánh giá “mức giá này là khá cao” so với khung giá phát điện áp dụng cho các dự án nhiệt điện than do Bộ Công Thương quy định (1.568,7 đồng/kWh).

Hiện nay, giá bán lẻ điện bình quân được Bộ Công Thương công bố là 1.720,65 đồng/kWh. Mức giá bán điện của dự án Ô MÔn III và IV, theo đề xuất của EVN, nếu tính thêm giá truyền tải (104 đồng/kWh) và chi phí phân phối (bình quân khoảng 300 đồng/kWh) thì mức chi phí để sử dụng 1 kWh điện từ dự án Ô Môn III và IV này cao hơn 1,6-1,9 lần so với giá bán lẻ điện bình quân.

“Với mức giá bán điện như đề xuất của EVN, thì sản lượng điện sản xuất của dự án Ô Môn III và IV sẽ là một trong những yếu tố gây áp lực tăng giá bán lẻ điện bình quân”, Bộ Tài chính lưu ý.

Do đó, Bộ Tài chính đề nghị Bộ Công Thương chỉ đạo EVN bổ sung, đánh giá, phân tích các kịch bản về lộ trình tăng giá điện trong giai đoạn tới khi các dự án nhiệt điện lớn chuẩn bị đầu tư vào đi vào vận hành, tác động của các dự án nhiệt điện khí đối với giá bán điện bình quân.

Ngoài ra, theo báo cáo của EVN, tình hình cân đối tài chính, thu xếp vốn phục vụ nhu cầu đầu tư giai đoạn 2017-2025 sẽ gặp một số khó khăn. Để huy động vốn cho nhu cầu đầu tư, EVN xây dựng đề án đánh giá lại tài sản của 3 nhà máy thủy điện (Hòa Bình, Trị An, Ialy) với giá trị còn lại của tài sản tăng thêm sau đánh giá là hơn 26,1 nghìn tỷ đồng.

Nguồn vốn khấu hao tăng thêm do đánh giá lại tài sản được EVN dự kiến sử dụng để cân đối vốn đầu tư cho các dự án nằm trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh, gồm nhiệt điện Ô Môn III và IV, nhiệt điện Dung Quất 1, Dung Quất 3 và cơ sở hạ tầng Dung Quất.

Tuy nhiên, Bộ Tài chính lo ngại việc đánh giá lại tài sản của ba nhà máy thủy điện sẽ có tác động không nhỏ tới kết quả sản xuát kinh doanh của EVN. Trường hợp giá bán lẻ điện không được tăng tương ứng với chi phí khấu hao phát sinh thêm do đánh giá lại tài sản của ba nhà máy thủy điện, thì “kết quả sản xuất kinh doanh của EVN sẽ bị lỗ”.

Điều này ảnh hưởng đến khả năng thu xếp và huy động vốn phục vụ kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư của EVN.

Bên cạnh đó, Bộ Tài chính cho rằng, báo cáo nghiên cứu tiền khả thi chưa phân tích, đánh giá độ nhạy của dự án trên cơ sở giả định thay đổi các yếu tố đầu vào để khẳng định tính hiệu quả của dự án. Mặt khác, việc triển khai dự án còn nhiều rủi ro về biến động lãi suất, tỷ giá,... nên Bộ Tài chính đề nghị EVN bổ sung đánh giá tổng thể các rủi ro trong quá trình tính toán, phân tích tính khả thi và hiệu quả tài chính của dự án.

Theo Lương Bằng (VietNamNet)