Sau hai năm liên tiếp năm 2022- 2023 đối mặt với những khoản lỗ lớn do giá nhiên liệu tăng vọt, thủy văn bất lợi, bức tranh tài chính của EVN đã dần cải thiện trong năm 2024 đã và có thay đổi đáng kể trong năm 2025.

Theo báo cáo tài chính kiểm toán, Công ty mẹ EVN đạt lợi nhuận sau thuế 39.762 tỷ đồng, kéo lỗ lũy kế giảm xuống còn 5.611 tỷ đồng. Trên phạm vi hợp nhất, EVN ghi nhận lợi nhuận sau thuế gần 51.882 tỷ đồng và không còn lỗ lũy kế.

Điều gì đã tạo nên sự đảo chiều mạnh mẽ này và liệu kết quả năm 2025 có thể lặp lại trong những năm tới hay không.

Báo Tài chính - Đầu tư đã trao đổi với ông Nguyễn Đình Phước, Phó tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Thưa ông, kết thúc năm 2023, Công ty Mẹ - EVN có số lỗ lũy kế là hơn 50.029 tỷ đồng. Năm 2024, số lỗ lũy kế giảm xuống còn hơn 45.000 tỷ đồng. Đến hết. năm 2025, theo Báo cáo tài chính (BCTC) riêng của Công ty Mẹ - EVN, lỗ luỹ kế đã giảm mạnh và chỉ còn lỗ 5.611 tỷ đồng. Đâu là nguyên nhân quyết định nhất tạo ra sự thay đổi này trong tài chính của Công ty Mẹ - EVN?

Theo Báo cáo tài chính riêng Công ty mẹ - EVN được kiểm toán, lợi nhuận sau thuế Công ty mẹ - EVN năm 2025 là 39.762 tỷ đồng, góp phần giảm lỗ lũy kế đến hết năm 2025 của Công ty mẹ - EVN xuống còn -5.611 tỷ đồng.

Còn theo Báo cáo tài chính hợp nhất được kiểm toán, lợi nhuận sau thuế toàn Tập đoàn năm 2025 là 51.881,9 tỷ đồng, không còn lỗ lũy kế hợp nhất đến hết năm 2025.

Kết quả sản xuất kinh doanh năm 2025 thuận lợi như vậy xuất phát từ một số nguyên nhân chính.

Trước hết  là do cơ cấu nguồn điện năm 2025 có nhiều thuận lợi, nguồn điện thủy điện là nguồn điện có giá mua điện rẻ nhất trong hệ thống có tỷ trọng tăng cao, đông thời giảm tỷ trọng sản lượng điện huy động từ các nguồn điện có giá mua điện cao.

Năm 2025 ghi nhận điều kiện thủy văn đặc biệt thuận lợi. Mưa lớn có sự gia tăng ở cả về tần suất và cường độ tại nhiều khu vực trên cả nước, đặc biệt là tại các khu vực có hồ lớn. Sản lượng điện từ các nhà máy thủy điện đạt tới 105,7 tỷ kWh, mức cao nhất từ trước tới nay, cao hơn 17,5 tỷ kWh so với năm 2024 và vượt xa các năm trước đó (sản lượng thủy điện năm 2024 chỉ đạt 88,2 tỷ kWh và năm 2023 cũng chỉ đạt 81 tỷ kWh).

Khi nguồn điện có giá thành thấp nhất trong hệ thống tăng mạnh, giúp EVN đồng thời giảm được lượng điện phải huy động từ than, khí và dầu - những nguồn điện có chi phí cao hơn đáng kể.

Tiếp theo đó là giá các loại nhiên liệu đầu vào như than, khí, dầu năm 2025 có sự ổn định, không có biến động đột biến.

Sau cú sốc năng lượng toàn cầu giai đoạn 2022-2023 khi xảy ra chiến sự Nga - Ukraina, năm 2025 là một năm hiếm hoi EVN không phải đối mặt với những biến động bất thường của thị trường nhiên liệu.  Than, khí và dầu được cung cấp đầy đủ, giá cả duy trì ổn định, giúp doanh nghiệp tránh được áp lực chi phí từng khiến kết quả kinh doanh lao dốc trong những năm trước.

Song song đó là nỗ lực tiết kiệm, tiết giảm chi phí được triển khai trên toàn hệ thống, từ chi phí thường xuyên đến sửa chữa lớn. Từ đầu năm 2025, EVN và các đơn vị thành viên đã tích cực, nỗ lực tiết kiệm chi phí thường xuyên tối thiểu 10% (bao gồm vật liệu, dịch vụ mua ngoài, chi phí khác bằng tiền, chi phí công tơ, chi phí phát triển khách hàng, chi phí chăm sóc khách hàng và truyền thông...); thực hiện rà soát các danh mục sửa chữa lớn cần thiết phải thực hiện, triển khai tiết kiệm, tiết giảm chi phí sửa chữa lớn từ 20% để góp phần trong việc đảm bảo cân đối tài chính toàn Tập đoàn.

Cùng với đó, việc điều chỉnh giá bán lẻ điện theo quy định tại Nghị định số 72/2025/NĐ-CP với thời gian thực hiện từ ngày 10/5/2025 cũng góp phần giúp EVN có thể cân đối và cải thiện được tình hình tài chính trong bối cảnh nhu cầu đầu tư cho nguồn và lưới điện ngày càng lớn.

Trong tổng lợi nhuận năm 2025 của Công ty Mẹ - EVN, phần đóng góp của hoạt động sản xuất - kinh doanh điện cốt lõi chiếm tỷ trọng ra sao, thưa ông?

Trong tổng lợi nhuận năm 2025 của Công ty mẹ - EVN, lợi nhuận hoạt động sản xuất kinh doanh điện chiếm tỷ trọng lớn (hơn 91%); các hoạt động tài chính, thu cổ tức từ các khoản đầu tư vào các công ty chiếm khoảng 9%.

Ông có nói rằng, năm 2025 ghi nhận điều kiện thủy văn đặc biệt thuận lợi. Vậy thực tế vận hành hệ thống đã tận dụng được sự thuận lợi thủy văn này thế nào để hỗ trợ kết quả kinh doanh của EVN?

Trong năm 2025, tình hình thủy văn rất thuận lợi, mưa lớn có sự gia tăng ở cả về tần suất và cường độ tại nhiều khu vực trên cả nước. Sản lượng điện tại điểm giao nhận từ nguồn thủy điện năm 2025 đạt mức kỷ lục 105,7 tỷ kWh, tăng 17,5 tỷ kWh so với năm 2024 (sản lượng thủy điện năm 2024 chỉ đạt 88,2 tỷ kWh và năm 2023 cũng chỉ đạt 81 tỷ kWh).

Nhờ vậy mà việc huy động các nguồn điện có giá mua đắt tiền hơn giảm đi. Tổng sản lượng tại điểm giao nhận các nhà máy nhiệt điện than và tua bin khí năm 2025 đạt 149,1 tỷ kWh, giảm 8,9 tỷ kWh so với năm 2024.

Việc sản lượng thủy điện tăng cao góp phần làm giảm huy động từ các nguồn điện từ than, khí, dầu - có giá mua cao hơn thủy điện đã góp phần giảm chi phí mua điện, cải thiện được tình hình tài chính năm 2025 của EVN.

Ông đánh giá thế nào về tính bền vững của lợi nhuận năm 2025 của EVN? Đâu là những rủi ro lớn nhất có thể ảnh hưởng đến kết quả kinh doanh năm 2026?

Như đã phân tích ở trên, kết quả sản xuất kinh doanh năm 2025 của EVN thuận lợi đến từ nguyên nhân chính là tình hình thủy văn rất tốt, giá các loại nhiên liệu ổn định, không có biến động đột biến.

Tuy nhiên, yếu tố thủy văn này là khách quan, có tính thời điểm và rất khó có thể lặp lại trong tương lai.

Trong quá trình hoạt động từ đầu năm 2026 tới nay, đã có những diễn biến khó lường, có thể gây ảnh hưởng lớn đến kết quả sản xuất kinh doanh của EVN.

Đầu tiên là tình hình thủy văn diễn biến khó lường. Tổ chức Khí tượng Thế giới (WMO) ngày 02/6/2026 cảnh báo El Nino có 80% khả năng hình thành trước tháng 9/2026 và 90% trước tháng 11/2026, dẫn đến thời tiết khô hạn hơn và sản lượng thủy điện năm nay dự kiến sẽ thấp hơn nhiều so với năm 2025.

Như vậy, mỗi kWh sản lượng thủy điện suy giảm sẽ phải bù đắp bằng sản lượng của các nhà máy điện đắt tiền hơn như nhiệt điện dầu hay tuabin khí LNG.

Thứ hai là giá nhiên liệu đầu vào khâu phát điện đang có xu hướng tăng cao. Do ảnh hưởng bởi xung đột giữa Iran và Mỹ/Israel cùng với việc hạn chế lưu thông tàu thuyền qua eo biển Hormuz đã làm tăng chi phí vận chuyển và bảo hiểm, tăng giá dầu và các loại nhiên liệu thay thế, dẫn đến chi phí mua điện từ các nhà máy điện của EVN tăng, gây áp lực lớn lên cân đối tài chính của EVN trong năm 2026. Bình quân 5 tháng đầu năm 2026, các chỉ số than nhập khẩu ICI3 và gc Newc tăng 16%-18%, giá khí thị trường theo giá dầu thế giới tăng 36%, giá dầu DO trong nước tăng 38% so với năm 2025.

Đây là những biến động có thể nhanh chóng bào mòn thành quả tài chính nếu kéo dài.

Tiếp đó là biến động của tỷ giá ngoại tệ, lãi suất vay cũng là một rủi ro cần lưu ý; ảnh hưởng đến chi phí mua nhiên liệu nhập khẩu, vay vốn phục vụ sản xuất và đầu tư.

Khi công bố giá thành điện năm 2024 của EVN vẫn còn các khoản chưa hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện lũy kế đến hết năm 2024 là 21.848,14 tỷ đồng, bao gồm khoản chênh lệch tỷ giá chưa được ghi nhận và thanh toán cho các nhà máy điện của năm 2019 (phần còn lại) và giai đoạn 2020-2024.

Vậy các khoản này đã được tính toán thế nào trong BCTC năm 2025 thưa ông? Nếu chưa thì hiện trạng đang được ghi nhận là thế nào?

Trong năm 2025, EVN đã ghi nhận một phần giá trị chênh lệch tỷ giá chưa được hạch toán vào giá thành các năm trước đây, tương ứng với khoản chênh lệch tỷ giá phần còn lại của năm 2019, năm 2020 và một phần của năm 2021. Khoản tiền chênh lệch tỷ giá này EVN có nghĩa vụ thanh toán cho các Chủ đầu tư các nhà máy điện theo quy định.

Đến hết năm 2025, khoản chênh lệch tỷ giá chưa được ghi nhận vào chi phí sản xuất, ước tính còn khoảng 17.500 tỷ đồng, tương ứng với phần còn lại của năm 2021, năm 2022-2024 và phần phát sinh của năm 2025.

Khoản chênh lệch tỷ giá này sẽ được ghi nhận và thanh toán sau khi có ý kiến của cấp có thẩm quyền.

Trong BCTC của EVN có ghi nhận con số 152.400 tỷ đồng gửi ngân hàng trong khi đang vay 341.300 tỷ đồng. Nhiều người không hiểu vì sao lại có dòng tiền nhàn rỗi lớn như vậy. Ông có thể giải thích rõ hơn con số này không?

Theo báo cáo tài chính hợp nhất năm 2025 của EVN, tại ngày 31/12/2025 số dư tiền gửi không kỳ hạn và có kỳ hạn của EVN và các đơn vị thành viên là khoảng 152.400 tỷ đồng.

Trước tiên phải làm rõ đây không phải là tiền nhàn rỗi, khoản tiền nêu trên phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh và được luân chuyển thường xuyên, thanh toán cho các nhà cung cấp, đơn vị phát điện, trả nợ gốc vay, … EVN và các đơn vị phải cân đối thời gian các khoản thanh toán để tối ưu hóa hiệu quả sử dụng vốn bằng cách gửi có kỳ hạn, tạo thêm các khoản thu nhập tài chính.

Trên thực tế, số liệu này nhỏ hơn nhiều so với số dư nợ ngắn hạn tại cùng thời điểm (hơn 227.000 tỷ đồng), bao gồm các khoản nợ phải trả cho các nhà cung cấp (đơn vị cung cấp khí, than, dầu, đơn vị bán điện … lên tới hơn 118.000 tỷ đồng) và trả nợ vay đến hạn (hơn 47.000 tỷ đồng).

Điều này phản ánh nhu cầu vốn cho đầu tư và sản xuất của EVN và các đơn vị thành viên là rất lớn và EVN cùng các đơn vị thành viên có trách nhiệm phải đảm bảo dòng tiền để đáp ứng, không để ảnh hưởng tới nhiệm vụ cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội và đời sống nhân dân, đảm bảo tiến độ các dự án đầu tư xây dựng, trong đó có nhiều dự án cấp bách, trọng điểm.

Trong hoạt động, EVN và các đơn vị thành viên có rất nhiều các khoản phải trả như thanh toán cho các đơn vị cung cấp nhiên liệu, thanh toán cho các đơn vị phát điện, thanh toán chi phí đầu tư xây dựng, trả nợ gốc lãi vay … với giá trị lớn và kỳ hạn thanh toán cũng đa dạng và trải dài.

Hiện nay EVN đã và đang chuẩn bị đầu tư cho các dự án có quy mô đặc biệt lớn như Nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch II, Nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch III, Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận. Bên cạnh việc vay vốn từ các ngân hàng, tổ chức tín dụng thì EVN cần phải có nguồn vốn tự có để thực hiện đầu tư dự án theo quy định.

Việc gửi tiền không phải là hoạt động chính của doanh nghiệp và giá trị tiền gửi này cũng biến động tùy thuộc vào tình hình thanh toán từng thời điểm, nên EVN vẫn cần phải thực hiện vay vốn dài hạn để phục vụ hoạt động đầu tư xây dựng.

Việc có lãi trong năm 2025 nhờ thủy văn tốt, thời tiết cũng thuận lợi nên không phải chạy các nguồn điện có giá cao hay giá than cho điện cũng neo ở mức thuận lợi.

Vậy theo ông cơ chế giá điện hiện nay cần tiếp tục điều chỉnh ra sao để không phụ thuộc vào nhiều yếu tố khách quan như nước hay thời tiết?

Yếu tố khách quan được đề cập đến như tình hình thủy văn hay giá nhiên liệu than dầu khí là một trong các thông số đầu vào cơ bản trong hoạt động sản xuất điện, tác động trực tiếp tới chi phí khâu phát điện và kết quả sản xuất kinh doanh của EVN; đây là các yếu tố khách quan mà đơn vị điện lực không kiểm soát được.

Trong giai đoạn 2022-2023 thì giá nhiên liệu đầu vào tăng đột biến do ảnh hưởng bởi chiến sự Nga - Ukraina, tình hình thủy văn không thuận lợi làm chi phí sản xuất kinh doanh tăng rất mạnh, là nguyên nhân chính gây lỗ sản xuất kinh doanh điện.

Còn trong năm 2025, do tình hình thủy văn tốt, sản lượng điện phát của các nhà máy thủy điện tăng mạnh làm giảm chi phí mua điện nên có lãi sản xuất kinh doanh điện.

Theo quy định tại Khoản 2 Điều 52 của Luật Điện lực, giá bán lẻ điện được phản ánh và điều chỉnh kịp thời theo biến động thực tế của thông số đầu vào, bù đắp chi phí hợp lý, hợp lệ với lợi nhuận hợp lý để bảo toàn, phát triển vốn kinh doanh của doanh nghiệp phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của từng thời kỳ và cấp độ thị trường điện cạnh tranh.

Chính phủ cũng đã ban hành Nghị định số 72/2025/NĐ-CP ngày 28/3/2025 và Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 22/2025/TT-BCT ngày 26/4/2025 quy định phương pháp tính toán và điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân. Vì vậy công tác điều hành giá điện trong thời gian tới sẽ thực hiện theo quy định tại Luật Điện lực, Nghị định số 72/2025/NĐ-CP, Thông tư số 22/2025/TT-BCT.

Nhiều chuyên gia đã đề xuất, cần sớm thực hiện giá điện hai thành phần nhằm giúp giá điện phản ánh đúng hơn chi phí cung ứng điện, đồng thời khuyến khích khách hàng sử dụng điện hiệu quả hơn, đặc biệt trong các giờ cao điểm.   

Đây cũng là tiết kiệm một cách thiết thực khi chỉ một đợt nóng vào cuối tháng 5/2026, tăng trưởng công suất phụ tải cực đại của cả hệ thống đã cao hơn kỷ lục được lập năm 2025 là trên 3.000 MW, gần gấp đôi Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 (1.600 MW) mà đầu tư một nhà máy điện vậy cũng mất tầm 5 năm mới xong.

Từ góc độ EVN, ông thấy đề xuất này thế nào?

Bản chất của giá điện hai thành phần là tách rõ chi phí công suất và chi phí điện năng. Trong thực tế, hệ thống điện không chỉ phát sinh chi phí theo từng kWh điện tiêu thụ, mà còn phải đầu tư nguồn và lưới để sẵn sàng đáp ứng công suất cực đại, nhất là vào các giờ cao điểm. Đây là phần chi phí cố định rất lớn mà biểu giá điện hiện nay chưa phản ánh đầy đủ.

Giá điện hai thành phần sẽ giúp khách hàng nhìn rõ hơn chi phí do nhu cầu công suất cực đại gây ra. Một khách hàng có sản lượng điện không quá lớn nhưng thường xuyên tạo đỉnh công suất vào giờ cao điểm có thể làm phát sinh chi phí hệ thống cao hơn so với khách hàng sử dụng điện ổn định.

Khi có tín hiệu giá đúng hơn, khách hàng sẽ có động lực đầu tư quản lý phụ tải, dịch chuyển sản xuất, sử dụng thiết bị hiệu suất cao hoặc hệ thống lưu trữ nếu phù hợp.

Tuy vậy, đây là chính sách tác động rộng đến người sử dụng điện nên việc triển khai cần có đánh giá cụ thể, lộ trình phù hợp.

Xin cảm ơn ông!