Các chuyên gia ngành điện cho rằng, việc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đạt lợi nhuận kỷ lục trong năm 2025 cần được nhìn nhận trong bối cảnh nền kinh tế Việt Nam đang hướng tới mức tăng trưởng hai con số trong những năm tới. Thông tin này được đưa ra sau khi báo cáo tài chính của EVN gây chú ý với khoản lợi nhuận sau thuế hợp nhất lên tới 51.881 tỷ đồng.
Phân tích từ chuyên gia
Nguyên tổng giám đốc một doanh nghiệp nhà nước lớn trong ngành công thương, người đã nghiên cứu kỹ báo cáo tài chính của EVN, chỉ ra 6 vấn đề liên quan đến cơ chế hoạt động của tập đoàn. Ông cho biết, EVN đang phải gánh vác nhiều nhiệm vụ trong khi giá bán điện do Nhà nước quyết định. Việc chỉ nhìn vào các con số lợi nhuận mà bỏ qua công nợ ngắn hạn, dài hạn và các khoản thanh toán sẽ không thấy được bức tranh tài chính tổng thể.
Vị chuyên gia này nhấn mạnh, vốn Nhà nước đầu tư vào EVN tính đến cuối năm 2025 là gần 233.000 tỷ đồng, chỉ tăng thêm 71.000 tỷ đồng sau 10 năm. Dù tổng doanh thu tăng trưởng mạnh qua các năm, nhưng biên lợi nhuận của EVN rất thấp. Biên lợi nhuận gộp của công ty mẹ EVN giai đoạn 2016-2024 chưa bao giờ đạt 2,5% doanh thu. Năm 2025, lợi nhuận sau thuế hợp nhất toàn EVN là 51.881 tỷ đồng, trong đó phần thuộc công ty mẹ là 39.762 tỷ đồng, tương đương tỷ suất lợi nhuận 7,6%.
“EVN có lợi nhuận là điều đáng mừng. Nếu tình trạng thua lỗ tiếp diễn và không có giải pháp đẩy nhanh các nguồn điện quy mô lớn, tình trạng thiếu điện cục bộ có thể xảy ra do việc xây dựng nhà máy điện mất nhiều năm”, vị chuyên gia chia sẻ.
Yếu tố tạo nên lợi nhuận đột biến
Chuyên gia năng lượng và môi trường Đào Nhật Đình cho rằng có 4 yếu tố chính giúp công ty mẹ EVN đạt lợi nhuận 39.762 tỷ đồng năm 2025. Đầu tiên là lượng nước về các hồ thủy điện rất lớn do năm 2025 có bão, lũ lụt nghiêm trọng, giúp thủy điện vận hành ổn định và sản lượng tăng 16-18 tỷ kWh so với năm 2024. Nhờ đó, chi phí mua điện của EVN giảm ước tính 16.000-18.000 tỷ đồng, trong khi các công ty con thu được thêm tiền từ sản xuất điện giá cao.
Thứ hai, EVN ít phải chạy dầu để phát điện trong năm 2025, giúp tiết kiệm đáng kể chi phí. Thứ ba, giá than nhiệt phát điện năm 2025 thuận lợi, chỉ hơn 80 USD/tấn, tương đương 2 triệu đồng/tấn, giúp EVN giảm chi phí mua điện khoảng 10.000 tỷ đồng so với năm 2023. Cuối cùng, việc tăng giá điện năm 2025 đã mang lại nguồn thu ước tính 8.000 tỷ đồng cho EVN.
“Các yếu tố trên, đặc biệt là mưa lũ nhiều, đã giúp tài chính EVN có một năm đột biến kỷ lục”, ông Đình nhận định.
Giải thích về khoản tiền gửi 152.000 tỷ đồng
Liên quan đến số dư tiền gửi ngân hàng hợp nhất cuối năm 2025 lên tới 152.000 tỷ đồng, các chuyên gia cho rằng con số này không có gì ngạc nhiên. Đây là tổng số tiền từ báo cáo tài chính của tất cả đơn vị thành viên EVN, bao gồm các đơn vị phát điện, truyền tải, phân phối và dịch vụ phụ trợ, không phải riêng công ty mẹ.
Số tiền này được dùng để thanh toán nợ cho nhà cung cấp, trả tiền mua điện từ các nhà máy điện mặt trời mái nhà và thủy điện nhỏ theo hợp đồng, đầu tư hệ thống phân phối - bán lẻ và chi phí sản xuất kinh doanh. Tuy nhiên, so với số dư nợ ngắn hạn hơn 227.000 tỷ đồng, mức tiền gửi 152.000 tỷ vẫn chưa đủ để trả nợ ngay cho các nhà cung cấp nhiên liệu và mua điện từ các nhà máy ngoài EVN (tổng cộng hơn 118.000 tỷ đồng), cùng nợ vay đến hạn hơn 47.000 tỷ đồng.
EVN khẳng định việc duy trì số dư tiền gửi lớn là cần thiết để đảm bảo nguồn lực cho sản xuất kinh doanh và hoàn thành các nhiệm vụ được giao.
Thách thức cho ngành điện
Tại hội thảo “Chuyển dịch năng lượng - Động lực cho mục tiêu tăng trưởng hai con số” do Báo Lao Động phối hợp với Bộ Công Thương tổ chức ngày 9/6, TS Nguyễn Quốc Việt - giảng viên Trường Đại học Kinh tế, Đại học Quốc gia Hà Nội, cho rằng ngành điện đang đối mặt với thách thức phải đáp ứng đồng thời ba yêu cầu: bảo đảm nguồn cung, ổn định vĩ mô với giá điện hợp lý, và chuyển đổi xanh.
Việc EVN có lãi trở lại là tín hiệu tích cực, nhưng phía sau vẫn còn áp lực lớn về cân đối tài chính, bảo đảm nguồn cung và đầu tư cho hệ thống điện tương lai. Ông Việt nhấn mạnh cần xây dựng cơ chế thị trường điện hài hòa lợi ích giữa các bên, giải quyết rủi ro về biến động chính sách, cắt giảm công suất và thay đổi cơ chế mua bán điện.
