Thế khó của EVN

EVN thực sự lỗ lũy kế bao nhiêu?

Sự khác nhau về con số lỗ luỹ kế của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cộng dồn tính đến hết 2025 trong các tài liệu có liên quan gần đây khiến dư luận đặc biệt chú ý.

Nguồn cơn dẫn tới sự việc này khởi phát từ thông tin Bộ Công thương đưa ra trong tài liệu thẩm định dự thảo Luật Điện lực sửa đổi do Bộ Tư pháp công khai ngày 11/5/2026. Cụ thể, Bộ Công thương nêu: “Theo báo cáo của EVN, số lỗ luỹ kế hai năm 2022–2023 khoảng 50.029 tỷ đồng. Đến hết năm 2024, do hoạt động sản xuất kinh doanh có lãi, số lỗ luỹ kế của công ty mẹ – EVN còn khoảng 44.792 tỷ đồng”.

Tuy nhiên, ba ngày sau, EVN gửi công văn tới Bộ Công thương nhằm bổ sung, làm rõ chỉ số lỗ luỹ kế. Theo EVN, trong các năm 2024 và 2025, hoạt động sản xuất kinh doanh của tập đoàn đã được cải thiện đáng kể; đến hết năm 2025, số lỗ luỹ kế của công ty mẹ – EVN chỉ còn khoảng 5.611 tỷ đồng.

Thế nhưng, hồi tháng 3/2026, một tài liệu nội bộ của EVN ban hành lại cho thấy ước tính đến hết năm 2025, khoản lỗ luỹ kế của công ty mẹ – EVN vẫn còn khoảng 12.976 tỷ đồng, phần lỗ này chưa được xử lý dứt điểm và tiếp tục tạo áp lực tài chính trong giai đoạn 2026–2030.

Là một trong những tập đoàn nhà nước hàng đầu, sự không thống nhất về con số lỗ luỹ kế của EVN khiến cho dư luận đặc biệt quan tâm.

Về vấn đề này, trao đổi với TheLEAER, đại diện Ban Truyền thông và văn hoá doanh nghiệp EVN cho biết, tại thời điểm biên soạn tài liệu sinh hoạt chuyên đề theo Công văn số 488-CV/ĐU ngày 4/3/2026 của Đảng ủy tập đoàn, EVN và các đơn vị thành viên đang trong quá trình lập báo cáo tài chính, do đó số liệu tại thời điểm đó được ước tính trên cơ sở dự kiến thực hiện quý IV/2025.

Trong khi đó, theo quy định hiện hành về việc hoàn thiện báo cáo tài chính năm của các tập đoàn, tổng công ty nhà nước hoặc công ty mẹ (theo mô hình tập đoàn), thời hạn chậm nhất là 90 ngày kể từ ngày kết thúc năm tài chính (thường là 31/3 năm sau).

Do EVN là doanh nghiệp có quy mô tài sản rất lớn, nhiều đơn vị thành viên và có nhiều số liệu, nghiệp vụ hạch toán kế toán, hợp đồng mua bán điện với các đơn vị phát điện và các khách hàng sử dụng điện, nên nội dung, số liệu báo cáo tài chính cần có quá trình rà soát, hoàn thiện trước khi được kiểm toán để bảo đảm phù hợp với chuẩn mực và chế độ kế toán, đồng thời phản ánh trung thực thực trạng tài chính của doanh nghiệp.

Số lỗ luỹ kế của công ty mẹ – EVN đến hết năm 2025 khoảng 5.611 tỷ đồng tại công văn EVN gửi Bộ Công thương được căn cứ trên kết quả sản xuất kinh doanh năm 2025 từ báo cáo tài chính công ty mẹ – EVN đã được kiểm toán, sau khi được cấp có thẩm quyền thông qua sẽ được công bố công khai theo quy định.

Theo lý giải của EVN, khoản lỗ lũy kế rất lớn nêu trên chủ yếu bắt nguồn từ nghịch lý “mua cao – bán thấp” trong giai đoạn trước. Đặc biệt, năm 2022, khủng hoảng năng lượng toàn cầu đẩy giá than nhập khẩu tăng vọt gấp ba lần, giá khí tăng mạnh, trong khi giá bán lẻ điện bình quân bị giữ ổn định trong thời gian dài nhằm duy trì ổn định vĩ mô và hỗ trợ người dân sau đại dịch.

Việc đề xuất phân bổ dần các khoản lỗ hợp lý này vào giá điện trong dự thảo Luật Điện lực sửa đổi được xem là một cách tiếp cận trực diện hơn của cơ quan quản lý, phản ánh đúng thực tế chi phí của ngành điện.

Đáng chú ý, trong quá trình thẩm định dự án Luật sửa đổi Luật Điện lực, cơ quan soạn thảo đã đề xuất bổ sung các quy định nhằm phản ánh kịp thời biến động chi phí đầu vào trong giá bán lẻ điện, đồng thời bù đắp chi phí hợp lý để bảo toàn và phát triển vốn kinh doanh của doanh nghiệp.

Đến nay, các đợt điều chỉnh giá điện theo nhịp độ phù hợp, cùng với các giải pháp tối ưu hóa vận hành, đã giúp EVN thu hẹp đáng kể tổn thất trên bảng cân đối kế toán.

Tiềm tàng nguy cơ lỗ mới trong tương lai?

Ngay cả trong kịch bản xử lý “xóa lỗ” diễn ra nhanh chóng, điều này cũng khó tạo ra sức bật đủ lớn để EVN bước vào chặng đường đầu tư dài hơi mang tên Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh vạch ra lộ trình tham vọng: dịch chuyển mạnh sang năng lượng tái tạo, phát triển điện khí LNG làm nguồn điện nền và hiện đại hóa hệ thống truyền tải. Mục tiêu tăng trưởng hai con số kéo theo nhu cầu điện tăng tối thiểu 11 - 12,5% mỗi năm.

Để đáp ứng tốc độ này, dòng vốn cần đổ vào ngành điện mỗi năm lên tới nhiều chục tỷ USD. Riêng EVN ước tính phải thu xếp khoảng 5 tỷ USD/năm trong giai đoạn 2026–2030.

Dù cơ cấu nguồn điện đã được đa dạng hóa với sự tham gia của khu vực tư nhân và FDI, EVN vẫn giữ vai trò “xương sống” trong khâu truyền tải và vận hành hệ thống điện quốc gia.

Thực tế, hệ số nợ trên vốn chủ sở hữu của EVN đã tiệm cận ngưỡng an toàn. Nhiều ngân hàng thương mại trong nước đã chạm trần hạn mức cấp tín dụng đối với tập đoàn và các đơn vị thành viên. Với nền tảng này, để tiếp cận các nguồn vốn vay quốc tế có chi phí hợp lý, EVN cần duy trì báo cáo tài chính lành mạnh và xếp hạng tín nhiệm cao.

Trong bối cảnh đó, một doanh nghiệp còn đang ôm một khoản lỗ lũy kế lớn, hoặc kể cả khi vừa mới thoát lỗ sẽ gặp bất lợi đáng kể trên bàn đàm phán tài chính quốc tế nếu không có bảo lãnh của Chính phủ, trong khi xu hướng quản lý nợ công ngày càng chặt chẽ.

Một trong những thách thức lớn với EVN nằm ở cơ chế vận hành thị trường điện hiện nay. EVN đang đảm nhiệm vai trò “người mua duy nhất” đồng thời là đơn vị bán điện chủ đạo trên thị trường.

Theo đó, EVN đứng ra ký kết các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) với các nhà máy điện tư nhân, điện BOT và điện khí LNG, kèm theo các cam kết nghiêm ngặt về sản lượng bao tiêu và cơ chế chuyển giao rủi ro giá nhiên liệu.

Đối với các dự án điện khí LNG – vốn được xem là nguồn điện nền quan trọng trong giai đoạn tới – nhà đầu tư nước ngoài thường yêu cầu EVN cam kết bao tiêu sản lượng ở mức 70–80% và cho phép giá điện biến động theo giá khí quốc tế.

Đây là một bài toán rủi ro lớn đối với EVN. Các tính toán tài chính cho thấy, với giá LNG nhập khẩu biến động ở mức cao, giá thành sản xuất mỗi kWh điện khí (chưa bao gồm chi phí truyền tải) có thể dao động từ 2.400–2.800 đồng/kWh. Trong khi đó, tại các dự án điện khí sử dụng nguồn khí nội địa quy mô lớn như chuỗi dự án khí lô B (Ô Môn), giá điện khí dự kiến cũng nằm trong khoảng 2.100–2.400 đồng/kWh.

Không chỉ điện khí, nhiều nguồn điện mới quy mô lớn được định hướng phát triển trong tương lai cũng có mức giá phát điện cao hơn mặt bằng hiện tại. Điện gió ngoài khơi, do suất đầu tư ban đầu lớn và công nghệ phức tạp, được các tổ chức quốc tế ước tính giá thành vòng đời dự án giai đoạn đầu có thể lên tới 2.500–3.000 đồng/kWh.

Ngay cả điện hạt nhân, dù có lợi thế về nhiên liệu ổn định, nhưng chi phí xây dựng, vận hành và bảo đảm an toàn nghiêm ngặt cũng khiến giá thành phát điện ước tính không dưới 2.300–2.600 đồng/kWh.

Đặt các mức giá này cạnh giá bán lẻ điện bình quân hiện hành mà Chính phủ cho phép áp dụng (khoảng hơn 2.000–2.100 đồng/kWh), nghịch lý “mua cao – bán thấp” tiếp tục hiện hữu. EVN phải mua điện với giá cao hơn mức bán ra cho nền kinh tế.

Bối cảnh này rõ ràng thể hiện áp lực tài chính đặt lên EVN ngay trong tương lai gần.

Nếu giá LNG thế giới tăng mạnh hoặc chi phí đầu tư công nghệ mới duy trì ở mức cao, chi phí mua điện của EVN sẽ gia tăng tương ứng, trong khi giá bán lẻ điện đầu ra không thể điều chỉnh linh hoạt theo biến động ngắn hạn để bù đắp.

Có thể thấy, EVN đang và sẽ tiếp tục đứng trước thế tiến thoái lưỡng nan trong câu chuyện vận hành và phát triển thị trường điện.

Nếu không chấp nhận các điều kiện khắt khe của nhà đầu tư, nhiều dự án nguồn điện quy mô lớn có nguy cơ chậm tiến độ, ảnh hưởng đến khả năng thực hiện Quy hoạch điện VIII. Ngược lại, nếu ký kết hợp đồng trong khi cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện chưa đủ linh hoạt, nguy cơ tái diễn những khoản lỗ lớn như giai đoạn 2022 vẫn hiện hữu.

Mê cung cơ chế giá và điểm nghẽn truyền tải

Một trong những thách thức lớn nhất với EVN nằm ở cơ chế vận hành thị trường điện hiện nay, khi tập đoàn vừa là “người mua duy nhất” vừa là đơn vị bán điện chủ đạo.

EVN đứng ra ký kết các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) với các nhà máy điện tư nhân, điện BOT và điện khí LNG, kèm theo các cam kết bao tiêu sản lượng và cơ chế chuyển giao rủi ro giá nhiên liệu.

Đối với các dự án điện khí LNG, nhà đầu tư thường yêu cầu EVN cam kết bao tiêu 70–80% sản lượng và cho phép giá điện biến động theo giá khí quốc tế. Với giá LNG biến động mạnh, giá thành điện khí có thể dao động 2.400–2.800 đồng/kWh, cao hơn đáng kể so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành.

Ngay cả các nguồn điện khác như điện gió ngoài khơi hay điện hạt nhân, do suất đầu tư lớn và yêu cầu kỹ thuật cao, cũng có mức giá phát điện cao hơn mặt bằng hiện tại. Đặt trong tương quan này, nghịch lý “mua cao – bán thấp” tiếp tục hiện hữu.

Áp lực tài chính đặt lên EVN vì vậy phản ánh đặc thù của mô hình thị trường và cơ chế chia sẻ rủi ro, hơn là vấn đề năng lực hay quyết định riêng lẻ của doanh nghiệp.

Mối lo của EVN không chỉ nằm ở tiền bạc hay cơ chế giá, mà còn ở thủ tục đầu tư và triển khai dự án, đặc biệt là các dự án lưới điện truyền tải.

Giai đoạn 2021–2024, kể từ khi Luật Đầu tư 2020 có hiệu lực, nhiều dự án lưới điện của EVN và các đơn vị thành viên gặp khó khăn trong khâu chấp thuận chủ trương đầu tư, dẫn tới chậm tiến độ so với Quy hoạch điện VIII.

Điểm nghẽn lớn nhất tập trung ở các dự án lưới điện truyền tải đi qua địa bàn từ hai tỉnh trở lên. Trước đây, do quy định pháp luật chưa phân cấp rõ ràng và chưa xác định cụ thể cơ quan chủ trì lập hồ sơ đề xuất chủ trương đầu tư, các đơn vị chủ yếu thực hiện theo cơ chế tự lập khi có nhu cầu, thiếu tính chủ động và đồng bộ toàn diện.

Giai đoạn 2026–2030, khi Việt Nam đặt mục tiêu tăng trưởng cao, điện không còn là yếu tố đầu vào thông thường mà trở thành biến số then chốt của tăng trưởng.

EVN không phải là chủ thể duy nhất chịu trách nhiệm bảo đảm điện cho nền kinh tế. Tuy nhiên, với vai trò doanh nghiệp nhà nước nòng cốt, tập đoàn này vẫn đang gánh phần lớn các dự án nguồn điện cấp thiết trong ngắn hạn, đồng thời độc lập đảm nhiệm hệ thống truyền tải – lĩnh vực có suất đầu tư lớn, thời gian hoàn vốn dài và ít hấp dẫn khu vực tư nhân.

Thực tế đó cho thấy áp lực đặt lên EVN không chỉ xuất phát từ nội tại doanh nghiệp, mà phản ánh giới hạn của mô hình phân bổ trách nhiệm trong ngành điện. Khi nhu cầu điện tăng nhanh hơn khả năng mở rộng nguồn lực và cơ chế chia sẻ rủi ro chưa theo kịp, câu hỏi đặt ra không chỉ là EVN có thể làm thêm bao nhiêu, mà là hệ thống hiện tại có đủ linh hoạt để đáp ứng một giai đoạn tăng trưởng ngày càng đòi hỏi cao về điện năng hay không.

Mục tiêu tăng trưởng vĩ mô giai đoạn 2026–2030 đòi hỏi sản lượng điện tăng 10,3–12,5%/năm. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, hệ thống cần bổ sung 93.000–150.000 MW nguồn điện trong vòng 5 năm tới.

Trong đó, EVN trực tiếp đầu tư khoảng 5.800 MW, phần còn lại phụ thuộc vào khu vực tư nhân và FDI. Rà soát của Bộ Công thương đầu tháng 4/2026 cho thấy nhiều dự án nguồn ngoài EVN đối mặt nguy cơ chậm tiến độ do vướng thủ tục và thu xếp vốn.