Tiết lộ chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN

Bộ Công Thương vừa công bố kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2019 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Theo đó, tổng chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2019 là 387.828,78 tỉ đồng bao gồm chi phí sản xuất kinh doanh điện của các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện và phụ trợ - quản lý ngành. Giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2019 là 1.848,85 đ/kWh, tăng 7,03% so với năm 2018.

Các khoản thu của EVN và các đơn vị thành viên từ thanh lý, nhượng bán tài sản cố định và vật tư thu hồi, thu nhập từ hoạt động cho thuê cột điện, cho thuê nhà khu nhà ở, nhà quản lý vận hành của các dự án nguồn điện của EVN đã được giảm trừ vào chi phí sản xuất kinh doanh của EVN và các đơn vị thành viên.

Tổng chi phí khâu phát điện là 309.866,81 tỉ đồng, tương ứng với giá thành khâu phát điện theo điện thương phẩm là 1.477,19 đ/kWh.

So với năm 2018, chi phí khâu phát điện năm 2019 tăng do một số yếu tố như sản lượng thuỷ điện năm 2019 thấp hơn năm 2018, sản lượng điện huy động từ các nguồn điện khác như nhiệt điện than, khí và đặc biệt là dầu, năng lượng tái tạo (mặt trời) cao hơn so với 2018. Trong khi đó, giá than trong nước năm 2019 được điều chỉnh tăng 2 lần.

Điều này đã tác động đến chi phí mua điện hầu hết các nhà máy nhiệt điện than của các Tổng Công ty phát điện 1,2, 3.

Giá dầu Mazut (FO) bình quân năm 2019 tăng 0,9% so với năm 2018, đã ảnh hưởng đến chi phí khi huy động các nhà máy nhiệt điện chạy dầu (Thủ Đức, Cần Thơ và Ô Môn).

Ngoài ra, tỉ giá đô la Mỹ bình quân năm 2019 tăng khoảng 0,97% so với năm 2018.

Tỉ giá tăng làm tăng chi phí mua điện từ các nguồn điện có giá mua điện theo hợp đồng bằng USD hoặc giá mua nhiên liệu bằng USD như nhà máy thủy điện Cần Đơn, các nhà máy nhiệt điện khí (cụm nhà máy điện Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3, Nhơn Trạch 1&2, Bà Rịa, Cà Mau 1&2), nhiệt điện than sử dụng than nhập khẩu (cụm nhà máy điện Formosa Đồng Nai, Formosa Hà Tĩnh, Duyên Hải 3, Vĩnh Tân 4), nhập khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và các nhà máy điện gió, mặt trời.

Theo báo cáo của đoàn kiểm tra, tổng chi phí khâu truyền tải điện là 17.193,92 tỉ đồng, tương ứng với giá thành khâu truyền tải điện theo điện thương phẩm là 81,97 đ/kWh.

Tổng chi phí khâu truyền tải điện bao gồm khoản phân bổ số dư chênh lệch tỷ giá chưa được tính vào giá thành điện tại 31.12.2015 của Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia với giá trị phân bổ năm 2019 là 112,08 tỉ đồng.

EVN lãi 523,37 tỉ đồng từ sản xuất kinh doanh điện

Báo cáo cho biết, sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2019 là 209,77 tỉ kWh, tăng 9,05% so với năm 2018. Doanh thu bán điện năm 2019 là 388.355,63 tỉ đồng, tăng 16,63% so với năm 2018. Giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện năm 2019 là 1.851,36 đ/kWh, tăng 6,95% so với năm 2018.

Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2019 của EVN lãi 523,37 tỉ đồng, tương ứng tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên vốn chủ sở hữu năm 2019 là 0,35%.

Các khoản chênh lệch tỷ giá đã hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2019 bao gồm: Chênh lệch tỉ giá (CLTG) thực hiện theo hợp đồng mua bán điện của năm 2017 với số tiền khoảng 2.949,52 tỉ đồng; một phần khoản CLTG năm 2015 còn treo với số tiền khoảng 753,97 tỉ đồng.

Các khoản chưa hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2019 bao gồm: Khoản CLTG năm 2018 với số tiền khoảng 3.716,6 tỉ đồng (theo quy định tại các hợp đồng mua bán điện, khoản CLTG phát sinh của năm 2018 sẽ được thanh toán vào năm 2019 tuy nhiên, năm 2019 không tính toán khoản CLTG này vào phương án giá điện năm 2019 để thanh toán cho các đơn vị phát điện); khoản CLTG theo hợp đồng mua bán điện phát sinh năm 2019 với số tiền khoảng 4.415,8 tỉ đồng; khoản CLTG thực hiện theo hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện năm 2015 còn treo với số tiền khoảng 1.117,12 tỉ đồng (sau khi EVN rà soát, chuẩn xác lại số liệu).

Các khoản CLTG theo hợp đồng mua bán điện còn treo năm 2015 và 2018sẽ được xem xét hạch toán vào năm 2020.