Các nhà máy điện đang chịu áp lực giá nhiên liệu đầu vào tăng.
Ðầu năm 2019, khi nguồn cung than cho các nhà máy điện gặp căng thẳng do một số nhà máy than phía Bắc thiếu than cho sản xuất, Tập đoàn Than khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Ðông Bắc đã đề xuất tăng giá bán than cho ngành điện.
Ðề xuất này được Chính phủ chấp thuận và từ ngày 5/1/2019, sản phẩm than trong nước và than trộn của TKV đã tăng từ 11 - 18,83%, các sản phẩm của Tổng công ty Ðông Bắc cũng tăng giá từ 11 - 15%.
Theo tính toán của EVN, năm 2019, các nhà máy điện sẽ phải chi thêm khoảng 1.498 tỷ đồng để mua than. Trước đó, trong năm 2018, giá than cũng được điều chỉnh tăng thêm 5% khiến ngành điện tăng thêm chi phí hơn 4.000 tỷ đồng.
Dữ liệu từ các tổ chức quốc tế cho thấy, giá than sẽ tiếp tục dao động ở mức cao do Trung Quốc có kế hoạch cắt giảm cả lượng cung và cầu than đá bằng cách đóng cửa một số mỏ than và nhà máy nhiệt điện sử dụng than. Theo World Bank, giá than trong các năm tới tiếp tục dao động quanh mốc 100 USD/tấn.
Trong khi đó, Việt Nam đang phải nhập khẩu than rất nhiều để đáp ứng nhu cầu trong nước. Lượng nhập khẩu đến năm 2025 dự báo lớn hơn 2 lần nhu cầu tiêu thụ hiện nay.
Với các nhà máy điện khí, dự kiến giá khí cũng tăng cao hơn. Ðáng ngại hơn là tình trạng thiếu khí cho sản xuất. Ông Lê Như Linh, Tổng giám đốc PV Power cho biết, có nhiều thời điểm, nhà nước phải điều tiết ở tầm vĩ mô khí cho sản xuất điện, cho sản xuất đạm… Thiếu nguyên liệu đầu vào dẫn tới sản lượng hợp đồng của các doanh nghiệp thấp hơn làm giảm lợi nhuận.
Một ẩn số khác nữa là khoản lỗ tỷ giá của các doanh nghiệp có vay nợ bằng ngoại tệ. Ông Hồ Công Kỳ, Chủ tịch Hội đồng quản trị PV Power cho hay, tỷ giá biến động 1%, thì PV Power sẽ chịu khoản chi phí thêm khoảng 60 tỷ đồng, tính trên khoản vay khoảng 400 triệu USD đầu tư nhà máy nhiệt điện Vũng Áng.
Việc sản lượng thấp hơn hợp đồng đã được ghi nhận ở nhiều nhà máy điện trong năm 2018. Ðơn cử như Nhiệt điện Phả Lại, Qc trong quý 3/2018 thấp hơn cùng kỳ năm ngoái khi ở mức 920 triệu kWh ( giảm 13%). Ðến quý IV, nhờ lượng than tồn trữ lớn từ trước nên doanh nghiệp đã tận dụng, tăng mạnh được Qc.
Không chỉ giảm nguồn cung nguyên liệu đầu vào và giá tăng, ảnh hưởng từ thời tiết như mưa lớn tập trung vào một số dịp nhất định cũng tạo cho các công ty nhiệt điện khó khăn trong việc tăng sản lượng điện.
Các doanh nghiệp sản xuất điện còn có thêm khoản lợi nhuận bất thường từ khoản hoàn nhập chi phí tài chính từ chênh lệch tỷ giá trong các hợp đồng ký với EVN được treo từ các năm 2016, 2017, 2018.
Tuy nhiên, theo chia sẻ của lãnh đạo một doanh nghiệp lớn, để thu được khoản tiền này trong bối cảnh EVN đang chật vật về tài chính như hiện nay không hề dễ dàng. Ví dụ có thể thấy ngay là mặc dù Bộ Công thương đã ra quyết định chính thức về việc EVN hoàn trả khoản chi phí từ chênh lệch tỷ giá đã thực hiện trong năm 2016 cho các nhà máy điện, nhưng cho đến nay, các doanh nghiệp vẫn chưa thể hoàn tất thủ tục hoàn trả.
Có lẽ dự phòng trước cho những khó khăn nên các doanh nghiệp điện đều đặt kế hoạch kinh doanh thận trọng cho năm 2019, đặc biệt là chỉ tiêu lợi nhuận. Ðơn cử, tại PV Power, năm 2018, doanh nghiệp đạt sản lượng điện 21,007 tỷ kWh, doanh thu 24.272 tỷ đồng và lãi trước thuế của công ty mẹ là 2.565 tỷ đồng. Sang năm 2019, PV Power đặt mục tiêu sản lượng điện đạt 21,6 tỷ kWh, doanh thu 32.770 tỷ đồng và lợi nhuận trước thuế 2.500 tỷ đồng.
Các doanh nghiệp như Công ty cổ phần Nhiệt điện Bà Rịa; Công ty cổ phần Nhiệt điện Ninh Bình còn chưa công bố kế hoạch 2019 do chưa đàm phán được giá bán điện mới với EVN, trong khi hợp đồng đã kết thúc từ đầu năm 2018, giá tạm tính theo hợp đồng trước đó khiến lợi nhuận 2018 của các doanh nghiệp giảm mạnh.
