Khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng mà EVN đưa ra lý giải nguyên nhân đã một lần nữa cho thấy những bất cập trong cơ chế điều hành giá điện hiện nay.
Gần 45.000 tỷ đồng chi phí còn treo ngoài giá điện
Bộ Công Thương hiện đang lấy ý kiến để hoàn thiện Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định 72/2025/NĐ-CP về cơ chế và thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân.
Điểm đáng chú ý trong dự thảo là đề xuất cho phép Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được đưa vào giá điện những khoản chi phí sản xuất và cung ứng điện chưa được tính đủ trước đây. Nói cách khác, giá điện trong tương lai có thể phải “gánh” thêm những chi phí tồn đọng từ quá khứ.
Theo Bộ Công Thương, việc chưa kịp thời hạch toán đầy đủ chi phí đã khiến EVN lỗ lũy kế khoảng 50.029 tỷ đồng trong giai đoạn 2022 – 2023. Đến cuối năm 2024, nhờ có lãi, số lỗ này giảm xuống còn 44.792 tỷ đồng. Trong báo cáo ngày 9/9, EVN nêu rõ khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng chủ yếu xuất phát từ hai nguyên nhân.
Thứ nhất, giá bán lẻ điện trong nhiều năm qua không theo kịp chi phí sản xuất. Năm 2022, chi phí sản xuất bình quân 2.032,26 đồng/kWh, trong khi giá bán chỉ 1.882,73 đồng/kWh. Suốt từ tháng 3/2019, giá bán lẻ điện giữ nguyên để hỗ trợ ổn định kinh tế vĩ mô, mãi đến năm 2023 mới tăng hai lần, tổng cộng 7,5%, song vẫn thấp hơn giá thành thực tế. Tính bình quân, mỗi kWh điện EVN bán ra trong năm này bị lỗ hơn 135 đồng.
Nguyên nhân khiến giá thành tăng chủ yếu do giá nhiên liệu leo thang. Than pha trộn tăng 35 – 46%, than nhập khẩu đắt gấp 1,7 – 3,6 lần, dầu thô tăng 1,4 – 1,7 lần vì xung đột Nga – Ukraine, trong khi tỷ giá tăng thêm 1,9% làm chi phí nhập khẩu điện, than, khí cũng đội lên.
Điều kiện thủy văn bất lợi do El Nino khiến thủy điện vốn là nguồn giá rẻ, giảm từ 38% xuống 30,5%. Để bù đắp, EVN phải tăng huy động các nguồn điện giá cao như nhiệt điện than, dầu DO, khí, khiến tỷ trọng nhiệt điện than tăng từ 35,5% lên 43,8%. Trong cơ cấu giá thành, riêng chi phí phát điện chiếm tới 83% nên biến động nhiên liệu đã khiến tổng chi phí đội lên mạnh mẽ, trong khi giá bán không được điều chỉnh kịp thời.
Thứ hai, EVN còn gánh thêm chi phí hỗ trợ khách hàng trong dịch COVID-19 và nhiệm vụ chính trị cung cấp điện cho vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Giai đoạn 2020 – 2021, tập đoàn đã năm lần giảm và hỗ trợ giá điện với tổng số tiền 15.233 tỷ đồng.
Ngoài ra, chi phí sản xuất tại các vùng đặc thù này thường cao hơn nhiều so với mặt bằng chung. EVN cũng khẳng định đã thoái toàn bộ vốn ngoài ngành, do đó các khoản lỗ không bắt nguồn từ đầu tư ngoài lĩnh vực chính.
Theo Bộ Công Thương, tình trạng lỗ hàng chục nghìn tỷ đồng không chỉ ảnh hưởng đến khả năng bảo toàn vốn nhà nước mà còn đe dọa nguồn lực đầu tư cho những dự án trọng điểm như điện hạt nhân Ninh Thuận, cụm điện Quảng Trạch, điện gió ngoài khơi, mở rộng thủy điện… phục vụ nhu cầu năng lượng giai đoạn 2025 – 2030. Vì vậy, việc sửa đổi Nghị định 72/2025/NĐ-CP được coi là cần thiết và cấp bách để tháo gỡ những vướng mắc hiện nay.
Dự kiến, nếu nghị định mới được ban hành kịp thời, giá bán lẻ điện bình quân những tháng cuối năm 2025 sẽ giữ ổn định hoặc chỉ tăng nhẹ trong khoảng 2 – 5%. Trong kịch bản tăng 3% vào tháng 10, chỉ số giá tiêu dùng (CPI) cả năm 2025 dự kiến chỉ tăng thêm khoảng 0,03 điểm phần trăm.
Khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng mà EVN đưa ra lý giải nguyên nhân đã một lần nữa cho thấy những bất cập trong cơ chế điều hành giá điện hiện nay.
Lời giải cho bài toán dài hạn
Việc có cơ chế bù đắp để EVN duy trì sản xuất, kinh doanh và đầu tư đang nhận được sự đồng thuận của nhiều chuyên gia cũng như các bộ ngành, bởi đây là giải pháp trước mắt nhằm tháo gỡ khó khăn về dòng tiền.
Tuy nhiên, giải pháp căn cơ hơn, theo giới chuyên môn, chính là sớm đưa thị trường bán lẻ điện cạnh tranh vào vận hành thực chất, thay thế cơ chế “nửa vời” hiện nay.
TS. Nguyễn Huy Hoạch, Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng, việc sửa đổi Nghị định 72 theo nguyên tắc “tính đúng, tính đủ” mọi chi phí hợp lý vào giá điện là bước đi cần thiết để xử lý tình trạng mất cân đối tài chính. Nhưng về lâu dài, nếu không triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thì ngành điện vẫn sẽ mắc kẹt trong vòng luẩn quẩn: giá mua điện theo cơ chế thị trường nhưng giá bán lại do Nhà nước quy định.
Ông Hoạch nhấn mạnh, giá điện cần phản ánh đúng chi phí sản xuất, còn phần hỗ trợ người nghèo, hộ chính sách hay các nhóm yếu thế phải được tách riêng thành chính sách an sinh xã hội. Nếu tiếp tục dồn cả gánh nặng này vào giá điện, ngành điện không thể minh bạch tài chính, còn người tiêu dùng vẫn bị chi phối bởi một cơ chế thiếu công bằng.
Theo mô hình thị trường bán lẻ cạnh tranh, khách hàng có thể tự lựa chọn đơn vị cung cấp điện, giá bán được thỏa thuận trên cơ sở cung – cầu, trong khi Nhà nước chỉ quy định biểu giá cho nhóm khách hàng không tham gia thị trường.
Cách làm này sẽ đảm bảo doanh nghiệp điện lực kinh doanh có lãi, vốn nhà nước được bảo toàn và đủ nguồn lực để tái đầu tư. Đồng thời, sự xuất hiện của nhiều nhà cung cấp sẽ thu hút thêm dòng vốn xã hội vào phát triển nguồn và lưới điện – điều mà một mình EVN khó có thể gánh vác.
Cũng cần nhìn thẳng rằng, khi vận hành thị trường bán lẻ cạnh tranh, giá điện có thể tăng hoặc giảm tùy thời điểm, chứ chưa chắc đã “rẻ” như kỳ vọng. Nhưng đổi lại, người dùng sẽ được quyền lựa chọn, dịch vụ điện sẽ đa dạng và chuyên biệt hơn, chẳng hạn như các gói sản phẩm “điện xanh” phục vụ doanh nghiệp chế biến, xuất khẩu cần đáp ứng tiêu chuẩn bền vững quốc tế.
Đáng chú ý, định hướng này đã được khẳng định trong Nghị quyết 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Ban Chấp hành Trung ương về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Bộ Chính trị nhấn mạnh yêu cầu phát triển thị trường điện cạnh tranh, minh bạch, đồng bộ với an ninh năng lượng, đồng thời thúc đẩy cơ chế mua bán điện trực tiếp (PPA) để tăng quyền lựa chọn của khách hàng.
TS. Nguyễn Quốc Việt, giảng viên Trường Đại học Kinh tế (ĐHQGHN) nhận định, lợi ích lớn nhất khi thị trường bán lẻ điện được mở rộng chính là người tiêu dùng. Khi nhiều nhà cung cấp cùng tham gia, cơ chế bù chéo giá điện sẽ bị xóa bỏ, giá cả phản ánh đúng chi phí thực, tạo động lực cho doanh nghiệp điện lực nâng cao chất lượng dịch vụ.
Đặc biệt, trong bối cảnh Việt Nam đã cam kết Net Zero vào năm 2050, cơ chế PPA sẽ mở rộng lựa chọn cho khách hàng lớn, gia tăng khả năng tiếp cận các nguồn năng lượng sạch, qua đó nâng cao năng lực cạnh tranh của doanh nghiệp Việt trên thị trường toàn cầu.
Có thể nói, bài toán tài chính của EVN chỉ là bề nổi. Giải pháp bền vững không phải là “vá víu” cơ chế giá, mà là thực hiện đúng cam kết lộ trình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, để ngành điện thoát khỏi cái bóng độc quyền và tiến tới minh bạch, hiệu quả hơn.
Quang Anh