Từ khoản lỗ 45.000 tỷ của EVN: Cần đẩy nhanh lộ trình bán lẻ điện cạnh tranh

Bộ Công Thương đang lấy ý kiến để hoàn thiện Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 72/2025/NĐ-CP ngày 28/3/2025 của Chính phủ về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân.

Trong đó, dự thảo đề xuất cho phép Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tính toán và phân bổ vào giá điện thu hồi chi phí phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, cung ứng điện nhưng chưa được tính toán, bù đắp đầy đủ trong giá bán lẻ điện bình quân trước đây. Nói cách khác, giá điện sẽ "cõng" thêm một khoản chi phí nữa xuất phát từ quá khứ.

Gần 45.000 tỷ đồng chi phí chưa tính vào giá điện

EVN khẳng định khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng do các khoản chi phí chưa được tính, hoặc tính chưa đủ trong các lần điều chỉnh giá điện trước đây.

Theo Bộ Công Thương, thời gian qua có một số khoản chi phí sản xuất, cung ứng điện của EVN chưa được tính toán, bù đắp đầy đủ trong giá bán lẻ điện bình quân dẫn đến việc Tập đoàn này có khoản lỗ lũy kế hai năm 2022 - 2023 là khoảng 50.029 tỷ đồng. Đến hết năm 2024, do EVN có lãi nên số lỗ lũy kế của Tập đoàn còn khoảng 44.792 tỷ đồng.

Tại báo cáo ngày 9/9, EVN nêu rõ khoản lỗ gần 45.000 tỷ đồng đến từ hai nguyên nhân chính.

Thứ nhất là các khoản chi phí chưa được tính, hoặc tính chưa đủ trong các lần điều chỉnh giá điện trước đây. Năm 2022, giá bán điện thương phẩm (khâu phát điện, truyền tải, phân phối, bán lẻ...) bình quân là 1.882,73 đồng/kWh, nhưng chi phí sản xuất lên tới 2.032,26 đồng.

Trong khi đó, giá bán lẻ điện tới người tiêu dùng không được điều chỉnh, giữ nguyên từ tháng 3/2019, để ổn định kinh tế vĩ mô. Năm 2023, giá bán lẻ điện được điều chỉnh hai lần với mức tăng tổng cộng 7,5%, nhưng vẫn thấp hơn so với tính toán giá điện bình quân. Giai đoạn này, mỗi kWh bán ra, EVN lỗ khoảng 135,33 đồng.

EVN cho biết giá thành sản xuất điện tăng trong bối cảnh các chi phí nhiên liệu đều đi lên như giá than pha trộn tăng 35 - 46%, than nhập khẩu đắt thêm 1,7 - 3,6 lần, dầu thô tăng 1,4 - 1,7 lần do xung đột Nga - Ukraine. Tỷ giá cũng tăng 1,9% làm chi phí nhập khẩu điện, than, khí... đi lên.

Ngoài ra, điều kiện thủy văn bất lợi do El Nino khiến nguồn thủy điện - vốn có giá rẻ - bị giảm tỷ trọng, từ 38% xuống còn 30,5%. Để đủ điện cung ứng cho sản xuất, đời sống người dân, EVN buộc phải tăng huy động nguồn giá cao, phụ thuộc biến động chi phí nhiên liệu, như nhiệt điện than, chạy dầu DO giá cao hơn, với tỷ trọng tăng từ 35,5% lên 43,8%, hay điện khí 10 - 11%.

Khi đầu vào giá nhiên liệu biến động, chi phí khâu phát điện - chiếm 83% giá thành sản xuất - tăng vọt, theo EVN, làm giá thành đội lên, trong khi đầu ra không được điều chỉnh kịp thời.

Nguyên nhân thứ hai là chi phí hỗ trợ khách hàng do dịch COVID-19 và cung cấp điện tới các vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo.

Theo Tập đoàn, giai đoạn 2020 - 2021, họ đã 5 lần giảm giá điện, tiền điện và hỗ trợ trực tiếp với khách hàng bị ảnh hưởng bởi dịch COVID-19 (doanh nghiệp sản xuất, cơ sở kinh doanh, lưu trú du lịch...), với tổng số tiền khoảng 15.233 tỷ đồng.

Cùng với đó, Tập đoàn thực hiện nhiệm vụ chính trị cung cấp điện tới các vùng sâu, xa, khu vực biên giới và hải đảo. Chi phí sản xuất điện tại những khu vực này thường cao hơn nhiều mức giá bán lẻ điện chung cả nước. EVN cũng khẳng định đã thực hiện thoái hết vốn đầu tư ngoài ngành nên các khoản lỗ trên không xuất phát từ các hoạt động này.

Theo Bộ Công Thương, việc lỗ hàng chục nghìn tỷ dẫn đến không bảo toàn và phát triển được vốn đầu tư của nhà nước tại doanh nghiệp. Nếu không được tính toán để thu hồi trong giá điện thì sẽ không được bù đắp kịp thời.

Bên cạnh đó, EVN cần đảm bảo nguồn lực đầu tư các dự án điện hạt nhân Ninh Thuận, cụm nhà máy điện Quảng Trạch, nhà máy điện gió ngoài khơi, các nhà máy thủy điện mở rộng và các nguồn điện được Chính phủ, Bộ ngành giao nhiệm vụ, phục vụ cung cấp điện cho đất nước giai đoạn 2025 - 2030.

Bộ Công Thương nhận thấy việc xây dựng Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 72/2025/NĐ-CP để tiếp tục hoàn thiện quy định về cơ chế, đảm bảo cơ sở thực hiện là cần thiết, cấp bách nhằm giải quyết vấn đề phát sinh trong thực tiễn.

Dự kiến nếu Dự thảo Nghị định được ban hành kịp thời thì việc điều hành giá điện các tháng cuối năm 2025 chưa ảnh hưởng tới giá bán lẻ điện bình quân hiện hành hoặc tăng từ 2% đến dưới 5%.

Nếu điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân tăng 3% vào tháng 10/2025 thì sẽ tác động làm tăng CPI năm 2025 khoảng 0,03 điểm phần trăm.

Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh là lời giải

Việc có cơ chế bù đắp để EVN huy động nguồn lực phục vụ sản xuất kinh doanh, đầu tư được nhiều ý kiến chuyên gia và các bộ ngành đánh giá đồng tình, phù hợp.

Theo TS. Nguyễn Huy Hoạch, Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam, việc sửa Nghị định 72 theo nguyên tắc tính đúng, tính đủ các chi phí hợp lý, hợp lệ vào giá để không xảy ra các trường hợp mất cân đối dòng tiền là một bước giải quyết cơ bản vấn đề cân đối tài chính của EVN.

Đáng chú ý, chuyên gia cho rằng cần đẩy nhanh lộ trình thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh nhằm chấm dứt tình trạng “đầu vào là giá mua điện theo cơ chế thị trường”, nhưng “đầu ra là giá bán điện lại theo quy định của Chính phủ”.

“Giá điện phải đảm bảo được khâu sản xuất điện, còn phần hỗ trợ của Nhà nước cho các đối tượng yếu thế trong xã hội cần tách riêng vào phần an sinh xã hội, chứ không thể hạch toán vào giá điện như hiện nay”, ông Hoạch nhận định.

Theo chuyên gia, trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, đơn vị bán lẻ điện và khách hàng sử dụng điện sẽ thỏa thuận, thống nhất về giá điện, Nhà nước chỉ quy định về biểu giá điện đối với các đối tượng khách hàng không tham gia mua điện trên thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Ngoài ra, giá điện theo cơ chế thị trường sẽ đảm bảo ngành điện kinh doanh có lãi, dòng vốn Nhà nước tại doanh nghiệp ổn định và có đủ nguồn vốn để tái đầu tư. Giá điện hợp lý cũng sẽ thu hút được các thành phần kinh tế tham gia đầu tư phát triển nguồn và lưới điện.

“Có thể, khi vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, giá điện sẽ tăng, hoặc giảm (chứ chưa thể khẳng định rẻ, hay đắt), nhưng khách hàng sử dụng điện có sự lựa chọn nguồn cung và EVN sẽ không bị khoác cho cái áo “độc quyền” nữa.

Vì vậy, đây là thời điểm tốt nhất để Việt Nam thực hiện lộ trình tiến tới giá bán điện theo cơ chế thị trường”, chuyên gia kết luận.

Mới đây, tại Nghị quyết 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Ban Chấp hành Trung ương về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, Bộ Chính trị đã yêu cầu phát triển thị trường điện theo hướng tăng cường tính cạnh tranh, minh bạch, hiệu quả, đồng bộ với bảo đảm an ninh năng lượng; triển khai thực hiện hiệu quả cơ chế mua bán điện trực tiếp, tăng cường quyền lựa chọn của khách hàng sử dụng điện trong việc tiếp cận và lựa chọn đơn vị cung cấp điện phù hợp với nhu cầu.

Bình luận về nội dung này, TS Nguyễn Quốc Việt, chuyên gia kinh tế, giảng viên Trường Đại học Kinh tế, Đại học Quốc gia Hà Nội nhấn mạnh, khi thị trường bán lẻ điện được mở rộng, lợi ích lớn nhất sẽ thuộc về người tiêu dùng.

“Nhiều nhà cung cấp cạnh tranh sẽ xóa bỏ tình trạng bù chéo giá điện, làm giá phản ánh đúng chi phí, đồng thời mang lại dịch vụ đa dạng và chuyên biệt hơn, chẳng hạn các gói sản phẩm điện xanh phục vụ nhu cầu sản xuất, tiêu dùng bền vững - đặc biệt với doanh nghiệp chế biến xuất khẩu", ông Việt dẫn chứng.

Ngoài ra, các cơ chế như hợp đồng mua bán điện trực tiếp (PPA) giữa khách hàng lớn và nhà phát điện cũng sẽ phối hợp với thị trường bán lẻ, gia tăng lựa chọn cho người dùng trong bối cảnh Việt Nam cam kết Net Zero vào năm 2050.

Đỗ Kiều