Có nên cổ phần hóa công ty điện lực 3 ?

Thí điểm CPH Điện lực Khánh Hoà

PC3 là doanh nghiệp mà lĩnh vực hoạt động chính là kinh doanh điện năng, nên việc tổng kết công tác CPH Điện lực Khánh Hoà để từ đó nhân rộng mô hình này cho các Điện lực khác là rất có ý nghĩa.

Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hoà (KHPC) chính thức hoạt động từ ngày 1.7.2005, không chỉ là Điện lực đầu tiên của PC3 mà còn là đơn vị đầu tiên trong lĩnh vực phân phối của ngành Điện Việt Nam được chọn CPH với 51% số cổ phần do PC3 (đại diện ngành Điện, đại diện Nhà nước) nắm giữ, 36% cổ phần là của người lao động trong đơn vị và 13% là của các cổ đông bên ngoài (Đến nay cơ cấu này đã có sự thay đổi do người lao động trong đơn vị chuyển nhượng ra bên ngoài, ước tính khoảng 10% - tức là bên ngoài đã nắm giữ khoảng 23%). KHPC được chọn thí điểm CPH là do hệ thống lưới điện phân phối nơi đây đã được đầu tư vốn lớn; tỷ lệ điện dùng truyền tải, phân phối khoảng 6,5%, cũng đã tiệm cận đến tổn thất kỹ thuật của các nước tiên tiến trong khu vực Đông Nam á. Đặc biệt, với cơ cấu phụ tải công nghiệp, du lịch chiếm tỷ trọng khá nên giá bán bình quân khá cao 800 đ/kWh (toàn EVN là khoảng 789 đ/kWh, của PC3 khoảng 715đ/kWh...); giá mua điện của EVN là 610 đ/kWh. Tuy khởi đầu với điều kiện khá thuận lợi, nhưng qua thời gian vận hành với mô hình mới, đã có những bất cập xảy ra. Chẳng hạn như: Thực hiện Luật Điện lực từ 1/7/2005 không thu tiền khách hàng khi lắp đặt công tơ làm tăng chi phí SXKD (chỉ trong 6 tháng cuối năm 2005 tăng chi phí hơn 2 tỷ đồng); Thực hiện điều chỉnh giảm giá điện bán cho cá nhân, tổ chức nước ngoài từ 1/1/2005 của Chính phủ làm giảm doanh thu trên 3 tỷ đồng; việc cung cấp điện bằng nguồn diesel cho các đảo Vũng Ngán, Bình Hưng giá thành cao phải chịu lỗ hơn 500 triệu đồng; điện thương phẩm năm 2005 tăng thấp, chỉ đạt 6,3% so với mức tăng 13% khi xây dựng phương án CPH cũng làm ảnh hưởng đến các chỉ tiêu tài chính, lợi nhuận; Việc tiếp nhận tài sản lưới điện nông thôn trước CPH làm tăng tỷ lệ điện truyền tải và phân phối, đồng thời là áp lực lớn cho KHPC về nhu cầu vốn để sửa chữa cải tạo, về quản lý, nhân lực; cuối năm mưa dầm kéo dài cũng làm giảm đáng kể mức tiêu thụ điện, giá điện do các hoạt động kinh doanh dịch vụ, du lịch giảm sút.

Để vượt qua những khó khăn, bất lợi trên, hoàn thành nhiệm vụ chính trị là đảm bảo việc cung ứng điện trên địa bàn tỉnh Khánh Hoà được ổn định, đảm bảo mức cổ tức như phương án SXKD được duyệt cũng như mức thu nhập của CBCNV, Ban lãnh đạo, KHPC đã triển khai đồng thời nhiều giải pháp như sắp xếp lại bộ máy làm việc, lấy tiền lương, thu nhập làm đòn bẩy kích thích sản xuất phát triển, đồng thời ban hành hàng loạt qui chế, qui định về quản lý các lĩnh vực hoạt động; qui chế làm việc giữa HĐQT và Ban Giám đốc, giữa tổ chức Đảng, Công đoàn, Thanh niên với Ban Giám đốc; ý thức trách nhiệm và tinh thần làm việc của CBCNV được nâng lên. Kết thúc năm tài chính 2005; KHPC không chỉ đảm bảo được thu nhập bình quân của CBCNV là 2,63 triệu đồng/người/ tháng, mức chia cổ tức 5,83% (vượt 0,01% mức cổ tức kế hoạch 6 tháng cuối năm 2005), mà còn góp phần đáng kể trong việc tăng giá trị cổ phiếu trên thị trường chứng khoán.

Có thể xem, hoạt động của KHPC trong 6 tháng cuối năm 2005 là bước khởi đầu và kết quả mang lại làm cho các cổ đông khá thoả mãn. Có một nhận xét chung là, cổ đông luôn đòi hỏi ở Ban lãnh đạo làm việc năng động, hiệu quả, tiết kiệm chi phí và không ngần ngại chấp thuận lương cao cho Ban Giám đốc. Cạnh đó, Ban Giám đốc còn chịu nhiều áp lực khác liên quan đến hoạt động sản xuất kinh doanh, kể cả những thay đổi từ chính sách Nhà nước, KHPC phải gánh chịu thua thiệt mà chưa có cơ chế đảm bảo loại trừ những yếu tố khách quan này. Tuy nhiên, việc nhân rộng mô hình này cho các Điện lực tỉnh khác cần phải được xem xét.

Có nhân rộng mô hình CPH cho đồng loạt các Điện lực khác được không?

Trước khi CPH Điện lực Khánh Hoà, PC3 có 13 Điện lực trực thuộc, hạch toán phụ thuộc; có Điện lực lãi do giá bán cao hơn giá thành như Khánh Hoà, Đà Nẵng, Thừa Thiên Huế do cơ cấu phụ tải công nghiệp, dịch vụ, du lịch có tỷ trọng cao; có Điện lực lỗ do cơ cấu phụ tải đa phần là ánh sáng sinh hoạt, phục vụ nông nghiệp, nông thôn, miền núi nên giá bán còn thấp hơn giá thành. Nhờ bù chéo giữa các Điện lực lãi và lỗ nên khi hạch toán tập trung tại PC3 thì PC3 là doanh nghiệp kinh doanh có lãi trong EVN. Theo lộ trình đã được EVN phê duyệt, PC3 đang chuẩn bị các hồ sơ, thủ tục để triển khai CPH tiếp 3 Điện lực là Quảng Trị, Bình Định, Gia Lai. Đặc thù của các Điện lực này có giá trị tài sản đánh giá lại thì lớn, sản lượng điện thương phẩm không cao (do cơ cấu phụ tải điện nông thôn, miền núi lớn). Để đảm bảo các Điện lực này sau CPH hoạt động được, đồng thời đảm bảo mức cổ tức 12%/năm (nhằm thu hút nhà đầu tư) cùng với cách xác định giá trị doanh nghiệp như các qui định hiện hành, thì giá mua điện đầu vào của EVN ở khoảng 160đ/kWh đối với Điện lực Quảng Trị, 440đ/kWh đối với Điện lực Bình Định và 190 đ/kWh đối với Điện lực Gia Lai. Trong khi đó, EVN thoả thuận mua từ các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ ở khu vực miền Trung, Tây Nguyên tại thanh cái với mức bình quân 3,8 cent/kWh (khoảng 610 đ/kWh, nếu bán cho Điện lực phải cao hơn vì còn phải cộng chi phí truyền tải điện). Vừa rồi, EVN có văn bản gửi Bộ Tài chính đề nghị xem xét, xác định giá trị doanh nghiệp một số tài sản, công cụ, dụng cụ mang tính đặc thù của ngành Điện như: đối với  tài sản cố định (TSCĐ) là các đường dây và trạm biến áp thuộc lưới điện trung áp nông thôn nhận bàn giao, giá trị còn lại của các tài sản này khi tiếp nhận là 10%, nhưng theo qui định tại Thông tư 126/2004/TT-BTC ngày 24.12.04 của Bộ Tài chính thì khi xác định giá trị doanh nghiệp để CPH, tỷ lệ còn lại của tài sản phải không nhỏ hơn 20%. Rõ ràng, cách đánh giá lại như trên sẽ làm giá trị tài sản thuộc lưới điện trung áp nông thôn tăng lên đáng kể, chi phí phân phối của Điện lực cao, sẽ gia tăng áp lực tăng giá điện. Trong khi đó, kinh doanh điện nông thôn chủ yếu là công ích, hiệu quả kinh tế rất thấp; đồng thời cũng sẽ gây nên sự xáo trộn đáng kể vì xuất hiện giá trị chênh lệch này. Do đó, phần giá trị tài sản này cùng với phần TSCĐ là đường dây và trạm biến áp thuộc lưới điện trung áp nông thôn do ngành Điện đầu tư trở về trước đã hết khấu hao, tài sản là nhà cửa, vật kiến trúc là các trạm điện thuộc lưới điện trung áp nông thôn đã hết khấu hao nhưng còn sử dụng được, kiến nghị giữ nguyên giá trị còn lại, không đánh giá lại. Với tài sản là công cụ, dụng cụ đã phân bố hết giá trị (theo Luật Điện lực, các chi phí công tơ, hộp bảo vệ công tơ được tính vào chi phí) nên đề nghị không đánh giá lại, lấy nguyên theo giá trị sổ sách, nhưng Bộ Tài chính đã có văn bản không chấp thuận đề nghị này.

Như vậy, để EVN không lỗ, thì các Điện lực này sẽ bị lỗ lớn sau CPH; còn để CPH được các Điện lực này với việc đảm bảo cổ tức 12%/năm thì hàng năm ,EVN phải rót vào đây cả núi tiền (tất nhiên có cả phần thu được từ cổ tức của các nhà đầu tư bên ngoài). Vì lý giải trên, phương án CPH cho từng Điện lực trong PC3 sẽ có những Điện lực không CPH được.

Ngoài ra, còn mô hình nữa để Điện lực chuyển đổi là Công ty TNHH một thành viên do Nhà nước (ngành Điện) làm chủ sở hữu; Thực chất mô hình này đối với đặc thù ngành Điện không tạo ra bước đột phá trong quản lý, tạo động lực phát triển mà chỉ là thay đổi tên gọi, nên đề nghị các cấp có thẩm quyền xem xét, cân nhắc kỹ trước khi quyết định.

Cổ phần hoá cả Công ty Điện lực 3, tại sao không?

Theo kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh 5 năm trở lại đây, năm nào PC3 cũng lãi, năm lãi cao nhất là 162 tỷ đồng, năm lãi thấp nhất gần 35 tỷ đồng. Với qui mô là một công ty phân phối điện khu vực miền Trung - Tây Nguyên, có tình hình tài chính khá vững mạnh, có thương hiệu tốt, đủ sức để tham gia thị trường điện lực sau này và với ý nghĩa CPH để tạo nội lực và là giải pháp nâng hiệu quả hoạt động của doanh nghiệp, đồng thời Nhà nước sẽ thu được khoản tiền lớn qua CPH thì CPH toàn PC3 là điều có thể thực hiện được. Mô hình này vừa đảm bảo thực hiện nghiêm túc Luật Doanh nghiệp, Luật Điện lực, thực hiện đúng chủ trương lớn của Đảng, Nhà nước và quan trọng hơn là tài chính được xử lý tập trung. Quyền lợi của cổ đông mua tại Đăk Nông hay tại Thừa Thiên Huế đều đảm bảo như nhau. Và trong chừng mực nào đấy, việc bù lỗ cho hoạt động công ích (nếu có) cũng dễ xử lý hơn vì sẽ tập trung một đầu mối (Ví dụ trong 5 tỷ kWh điện của PC3 có 1 tỷ kWh hay 20%- dùng phục vụ công ích thì ngoài phần bù chéo giữa kinh doanh- công ích trong nội bộ PC3 theo qui định hiện hành, phần thiếu Chính phủ hoặc ngân sách địa phương sẽ bù cho PC3), hoặc những thay đổi từ chủ trương chính sách Nhà nước có thể gây thiệt hại (điều chỉnh giảm giá điện cho đối tượng nước ngoài, không thu chi phí lắp đặt công tơ như vừa qua) hoặc lợi (Chính phủ tăng giá điện bán lẻ) cho doanh nghiệp cũng sẽ được tính toán sòng phẳng hơn. Theo lộ trình phát triển thị trường điện đã được Chính phủ phê duyệt, sẽ đến lúc các công ty phân phối trực tiếp ký kết hợp đồng mua điện với các công ty sản xuất điện. Việc PC3 với tình hình tài chính vững mạnh sẽ là đối tác tin cậy của các công ty sản xuất điện (có thể mua được điện với giá hợp lý hơn so với công ty phân phối có tài chính không tốt) và cũng sẽ là đối tác quan trọng, tin cậy của các nhà đầu tư vào nguồn điện, vì sẽ cung cấp được nhiều thông số sát đúng để nhà đầu tư quyết định đầu tư hay không? Một thực tế khác, nhu cầu đầu tư điện cho từng địa phương trong khu vực có khác nhau. Một số tỉnh, thành, thời gian qua đã được quan tâm đầu tư nhiều, một số khác thì chưa; với mô hình tập trung tài chính này thì mới có thể xử lý hợp lý yêu cầu đó. Trong nội tại PC3, trước áp lực của cổ đông, Ban Lãnh đạo của PC3 cũng như bộ phận giúp việc chắc chắn sẽ phải năng nỗ hơn so với mô hình hiện nay; Việc quản lý giữa PC3 và các đơn vị thành viên chắc chắn sẽ phải đổi mới, linh hoạt để tạo hiệu quả cao nhất.