Giảm giá điện có trách nhiệm và an ninh năng lượng quốc gia trong dài hạn

Nguyên tắc minh bạch giá, phân bổ rủi ro, bảo vệ quyền lợi của các bên khi sửa đổi Luật Điện lực (năm 2026) Việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực là cơ hội tháo gỡ vướng mắc đầu tư, phát triển nguồn, lưới điện, đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Tuy nhiên, thu hút đầu tư không chỉ là tạo điều kiện để dự án tiếp cận vốn, mà còn phải bảo đảm chi phí hợp lý, hợp đồng minh bạch, phân bổ rủi ro công bằng giữa nhà nước, nhà đầu tư, bên mua điện và người sử dụng điện. Trong bối cảnh đó, cơ chế thanh toán công suất, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc) đối với điện khí LNG và cách xử lý rủi ro trong hợp đồng mua bán điện cần được xem xét thận trọng. Nếu thiếu điều kiện kiểm soát, những cơ chế được thiết kế để hỗ trợ đầu tư có thể trở thành nghĩa vụ thanh toán kéo dài (kể cả khi hệ thống không nhận được đầy đủ giá trị tương ứng).

Một chỉ đạo có ý nghĩa thiết thực:

Ngày 27/10/2026, tại cuộc họp về các kịch bản điều hành giá xăng dầu và điện, Phó Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Văn Thắng yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) khẩn trương rà soát, tính toán, tiết kiệm tối đa chi phí để có phương án giảm giá bán lẻ điện bình quân, áp dụng từ ngày 1/11/2026 đến hết ngày 31/3/2027. EVN có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương kiểm tra, rà soát và cho ý kiến. Bộ Công Thương phải bảo đảm tiến độ thực hiện, kịp thời báo cáo cấp có thẩm quyền đối với những nội dung vượt thẩm quyền [1].

Cùng với yêu cầu xem xét giảm thuế tiêu thụ đặc biệt đối với xăng về 0% trong cùng thời gian, chỉ đạo này cho thấy Chính phủ đang chủ động sử dụng các công cụ điều hành giá nhằm giảm áp lực chi phí năng lượng, hỗ trợ người dân và doanh nghiệp.

Đối với điện, ý nghĩa của việc giảm giá không chỉ nằm ở khoản tiền tiết kiệm được trên hóa đơn hàng tháng của mỗi hộ gia đình. Điện còn là đầu vào thiết yếu của hầu hết các hoạt động sản xuất, kinh doanh. Vì vậy, giảm được chi phí điện hợp lý sẽ góp phần cải thiện giá thành sản phẩm, nâng cao sức cạnh tranh của doanh nghiệp và hỗ trợ kiểm soát mặt bằng giá trong nền kinh tế.

Đặc biệt, trong bối cảnh Việt Nam đang đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế cao, nhu cầu điện tiếp tục gia tăng, việc giảm chi phí đầu vào cho sản xuất và sinh hoạt có ý nghĩa thiết thực. Tuy nhiên, cần phân biệt rõ: Chỉ đạo hiện nay là yêu cầu EVN khẩn trương xây dựng phương án giảm giá điện, chưa phải quyết định công bố mức giảm cụ thể. Việc thực hiện phải có căn cứ tính toán và tuân thủ cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân hiện hành. Vấn đề đặt ra không đơn thuần là giảm giá bao nhiêu, mà quan trọng hơn là giảm trên cơ sở nào, lợi ích được tạo ra từ đâu và có bảo đảm được sự ổn định tài chính của ngành điện hay không?

Giá thành điện năm 2025 thấp hơn giá bán - Một tín hiệu cần được xem xét:

Một trong những căn cứ đáng chú ý để đánh giá dư địa giảm giá điện là kết quả công bố chi phí sản xuất, kinh doanh điện năm 2025 của EVN.

Theo số liệu được EVN công bố ngày 8/9/2026: Tổng sản lượng điện thương phẩm năm 2025 đạt 287,51 tỷ kWh, tổng chi phí sản xuất, kinh doanh điện là 601.680,1 tỷ đồng, tương ứng giá thành bình quân 2.092,70 đồng/kWh [2]. Trong khi đó, giá bán lẻ điện bình quân hiện hành là 2.204,0655 đồng/kWh, chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng (VAT), được áp dụng từ ngày 10/5/2025 [3].

Nếu đặt hai mức giá này cạnh nhau, giá thành sản xuất, kinh doanh điện năm 2025 thấp hơn giá bán lẻ điện bình quân hiện hành khoảng 111,37 đồng/kWh, tương đương 5,05% so với giá thành, hoặc 5,32% so với giá bán lẻ bình quân. Đây là một dữ liệu đáng chú ý, cho thấy có cơ sở để xem xét khả năng điều chỉnh giảm giá điện.

Tuy nhiên, không nên hiểu phần chênh lệch này là lợi nhuận thực tế, hoặc mặc nhiên là nguồn tiền có thể sử dụng để giảm giá. Trước hết, cần lưu ý rằng giá thành 2.092,70 đồng/kWh là mức bình quân của cả năm 2025, còn giá bán lẻ bình quân 2.204,0655 đồng/kWh là mức được áp dụng từ tháng 5/2025.

Vì vậy, phép so sánh trên chỉ phản ánh tương quan giữa hai chỉ tiêu, chưa phải kết quả cân đối doanh thu và chi phí của cùng một kỳ tính toán. Mặt khác, giá thành sản xuất, kinh doanh điện được cấu thành từ nhiều khâu. Trong tổng chi phí năm 2025, khâu phát điện chiếm 498.362,70 tỷ đồng, tương ứng 1.733,35 đồng/kWh; truyền tải điện là 22.141,86 tỷ đồng, tương ứng 77,01 đồng/kWh; phân phối - bán lẻ điện là 78.993,21 tỷ đồng, tương ứng 274,75 đồng/kWh. Phần còn lại thuộc chi phí phụ trợ, quản lý ngành và dịch vụ điều độ vận hành hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện [2]. Điều này cho thấy việc kiểm soát giá thành phải được nhìn nhận trên toàn bộ chuỗi hoạt động của ngành điện, chứ không chỉ tập trung vào một khâu riêng lẻ.

Đáng chú ý hơn, EVN cho biết: Đến hết năm 2025 vẫn còn 17.506,64 tỷ đồng chi phí chưa được hạch toán vào giá thành sản xuất, kinh doanh điện. Khoản này bao gồm chênh lệch tỷ giá chưa được ghi nhận và thanh toán cho các nhà máy điện của năm 2021 (phần còn lại) và giai đoạn 2022-2025 [2].

Ngoài ra, chênh lệch chưa tính đến số thuế thu nhập doanh nghiệp mà EVN phải trả vào cuối năm và EVN còn treo tiền thanh toán cho 172 dự án điện năng lượng tái tạo vướng quyết định của Thanh tra Chính phủ về nghiệm thu công trình. Đây là nghĩa vụ chi phí cần được tính đến khi đánh giá đầy đủ tình hình tài chính và khả năng cân đối giá điện. Nếu chỉ nhìn vào chênh lệch giữa giá thành và giá bán mà không xem xét những khoản chi phí còn tồn đọng, rất dễ đưa ra nhận định chưa đầy đủ về dư địa giảm giá.

Nói cách khác, kết quả công bố chi phí năm 2025 là một tín hiệu tích cực, nhưng chưa đủ để kết luận EVN có thể giảm giá điện tương ứng với toàn bộ phần chênh lệch nêu trên.

EVN đã phục hồi lợi nhuận, nhưng nhu cầu vốn đầu tư vẫn rất lớn:

Trong bài viết “Lợi nhuận của EVN đã phục hồi, nhưng bài toán tài chính chưa khép lại”, đăng trên Năng lượng Việt Nam ngày 14/10/2026 [4], tác giả đã phân tích quá trình cải thiện tình hình tài chính của EVN sau giai đoạn khó khăn kéo dài. Từ khoản lỗ lũy kế trên 45.000 tỷ đồng vào cuối năm 2024, kết quả kinh doanh năm 2025 đã giúp Công ty mẹ EVN đạt 39.762 tỷ đồng lợi nhuận sau thuế, đưa số lỗ lũy kế xuống còn 5.611 tỷ đồng. Đà phục hồi tiếp tục được duy trì trong 6 tháng đầu năm 2026. Công ty mẹ EVN đạt hơn 8.631 tỷ đồng lợi nhuận sau thuế, tăng khoảng 26% so với cùng kỳ năm trước.

Đáng chú ý, lợi nhuận sau thuế chưa phân phối tại ngày 30/6/2026 đã chuyển sang dương hơn 3.000 tỷ đồng [4]. Đây là những kết quả đáng ghi nhận, cho thấy tình hình tài chính của EVN đã có sự cải thiện rõ rệt. Tuy nhiên, phục hồi lợi nhuận không đồng nghĩa với việc mọi khó khăn tài chính đã được giải quyết. Một chi tiết cần lưu ý là trong 6 tháng đầu năm 2026, mặc dù doanh thu thuần của Công ty mẹ EVN đạt hơn 295.000 tỷ đồng, tăng khoảng 14%, lợi nhuận gộp lại giảm khoảng 30% so với cùng kỳ. Trong khi đó, lợi nhuận sau thuế vẫn tăng nhờ tác động của các khoản doanh thu tài chính, chi phí tài chính và những khoản mục khác [4]. Điều này cho thấy cần đánh giá chất lượng và khả năng duy trì lợi nhuận, thay vì chỉ nhìn vào con số lợi nhuận cuối cùng.

Bên cạnh đó, tại ngày 30/6/2026, tổng nợ phải trả của Công ty mẹ EVN là hơn 304.851 tỷ đồng; trong đó, vay và nợ thuê tài chính khoảng 124.376 tỷ đồng. Tổng tài sản đạt hơn 542.269 tỷ đồng, nhưng chi phí xây dựng cơ bản dở dang vẫn còn hơn 41.326 tỷ đồng [4]. Những con số này phản ánh đặc thù của một doanh nghiệp điện có quy mô tài sản lớn; đồng thời phải duy trì nguồn lực tài chính cho hoạt động sản xuất, kinh doanh và đầu tư phát triển.

Trong những năm tới, nhu cầu vốn cho các dự án nguồn điện, lưới truyền tải, thủy điện mở rộng, thủy điện tích năng, điện LNG và điện hạt nhân sẽ tiếp tục rất lớn. Đây đều là những lĩnh vực đòi hỏi vốn đầu tư cao, thời gian chuẩn bị và thực hiện dài, trong khi yêu cầu về khả năng huy động vốn ngày càng khắt khe. Các nguồn điện mới như LNG và điện hạt nhân, các nguồn lưu trữ điện như BESS và thủy điện tích năng đều có giá thành điện cao hơn giá bán lẻ điện hiện nay.

Vì vậy, lợi nhuận phục hồi là điều kiện thuận lợi để EVN củng cố năng lực tài chính và tham gia chu kỳ đầu tư mới. Nhưng cũng chính vì nhu cầu đầu tư lớn, việc sử dụng nguồn lực tài chính cần được cân nhắc trên cơ sở dài hạn. Không nên lấy kết quả lợi nhuận của một kỳ kinh doanh để suy ra rằng toàn bộ phần lợi nhuận đó có thể chuyển thành giảm giá điện. Ngược lại, cũng không nên vì yêu cầu củng cố tài chính mà bỏ qua cơ hội chia sẻ lợi ích với người sử dụng điện khi chi phí thực tế cho phép.

Giảm giá từ tiết kiệm chi phí, không phải bằng cách chuyển gánh nặng sang tương lai:

Điểm đáng chú ý trong chỉ đạo của Phó Thủ tướng Nguyễn Văn Thắng là yêu cầu EVN rà soát, tính toán và tiết kiệm tối đa chi phí trước khi xây dựng phương án giảm giá điện. Đây là cách tiếp cận phù hợp, bởi dư địa giảm giá bền vững phải được hình thành trước hết từ hiệu quả sản xuất, kinh doanh và quản trị của ngành điện. Theo đó, việc rà soát cần tập trung vào những lĩnh vực có khả năng tạo ra hiệu quả thực chất.

Trước hết là tối ưu hóa hoạt động mua điện và vận hành hệ thống. Cơ cấu nguồn điện, giá nhiên liệu, khả năng đáp ứng của các nhà máy và điều kiện truyền tải đều ảnh hưởng trực tiếp đến chi phí cung ứng điện. Việc nâng cao chất lượng dự báo phụ tải, tối ưu phương thức huy động nguồn và giảm những chi phí không cần thiết có thể tạo thêm dư địa cho việc giảm giá thành. Tuy nhiên, tối ưu vận hành phải đặt trong yêu cầu bảo đảm an toàn, ổn định hệ thống và cung ứng điện liên tục. Không thể chỉ lựa chọn nguồn có giá thấp mà bỏ qua khả năng đáp ứng công suất, tính linh hoạt và các yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện.

Tiếp đó là kiểm soát chi phí truyền tải, phân phối và kinh doanh bán lẻ. Giảm tổn thất điện năng, nâng cao hiệu suất sử dụng tài sản, ứng dụng công nghệ số trong quản lý vận hành và cải thiện năng suất lao động đều có thể góp phần giảm chi phí.

Hiệu quả đầu tư cũng cần được xem xét nghiêm túc. Những dự án chậm tiến độ, kéo dài thời gian xây dựng, hoặc đầu tư chưa đồng bộ có thể làm tăng chi phí tài chính và giảm hiệu quả sử dụng vốn. Kiểm soát tiến độ, tổng mức đầu tư, chất lượng đấu thầu và hiệu quả khai thác sau đầu tư vì vậy cũng là những nội dung quan trọng của bài toán giảm giá thành điện.

Một vấn đề khác là cần phân biệt rõ “chi phí khách quan” với “chi phí có thể kiểm soát”. Biến động giá nhiên liệu, tỷ giá và lãi suất là những yếu tố mà EVN khó có thể tự quyết định. Trong khi đó, chi phí quản lý, tổn thất vượt chuẩn, hiệu quả mua sắm, tiến độ đầu tư và năng suất vận hành là những lĩnh vực có thể cải thiện thông qua quản trị. Việc phân định rõ hai nhóm chi phí này sẽ giúp đánh giá công bằng hơn hiệu quả hoạt động của EVN; đồng thời tránh chuyển những khoản chi phí có thể tiết giảm sang người sử dụng điện.

Đặc biệt, cần tránh một cách làm có thể tạo ra lợi ích trước mắt, nhưng để lại hệ quả về sau: Giảm giá bằng cách trì hoãn thanh toán, chuyển chi phí sang kỳ tiếp theo, hoặc làm suy giảm nguồn lực cần thiết cho đầu tư. Một khoản giảm giá chỉ thực sự có ý nghĩa khi được hình thành từ hiệu quả thực chất, không phải từ việc chuyển gánh nặng tài chính từ hiện tại sang tương lai.

Giảm giá bình quân phải đem lại lợi ích thực chất cho người sử dụng điện:

Giá bán lẻ điện bình quân là cơ sở để xây dựng biểu giá cụ thể cho các nhóm khách hàng sinh hoạt, sản xuất và kinh doanh. Vì vậy, khi điều chỉnh giảm giá bình quân, vấn đề không chỉ là tỷ lệ giảm chung, mà còn là mức độ chuyển hóa lợi ích đó đến từng nhóm khách hàng. Đối với hộ sinh hoạt, mức tiết kiệm tiền điện hàng tháng phụ thuộc vào lượng điện tiêu thụ và biểu giá áp dụng. Đối với doanh nghiệp sản xuất, hiệu quả giảm chi phí còn liên quan đến nhóm khách hàng, cấp điện áp và cơ cấu giá điện.

Do đó, cùng với phương án giảm giá bình quân, cần bảo đảm việc điều chỉnh giá bán điện cụ thể phản ánh hợp lý lợi ích mà chính sách mang lại cho người sử dụng điện. Việc công khai mức giá (sau điều chỉnh) tác động đến từng nhóm khách hàng và những ví dụ tính toán hóa đơn trước, sau khi giảm giá sẽ giúp người dân, doanh nghiệp nhận biết rõ hơn lợi ích thực tế.

Đây cũng là cách tăng tính minh bạch và tạo điều kiện để xã hội giám sát kết quả thực hiện. Mặt khác, cần bảo đảm cơ chế hỗ trợ phù hợp đối với các hộ nghèo, hộ chính sách và những nhóm khách hàng dễ bị tổn thương. Chính sách giá điện không chỉ hướng đến hiệu quả kinh tế, mà còn phải quan tâm đến mục tiêu an sinh xã hội.

Giảm giá điện có trách nhiệm, vì lợi ích lâu dài:

Theo Nghị định số 278/2026/NĐ-CP ngày 9/7/2026 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 72/2025/NĐ-CP, việc điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân phải được thực hiện theo cơ chế, trình tự và thẩm quyền quy định [5]. Vì vậy, yêu cầu giảm giá điện từ ngày 1/11/2026 đã được triển khai, nhưng vẫn phải bảo đảm đầy đủ căn cứ tính toán, kiểm tra và giám sát theo quy định pháp luật.

Thời gian dự kiến áp dụng chính sách chỉ kéo dài 5 tháng, nhưng những vấn đề đặt ra có ý nghĩa dài hạn hơn nhiều. Khi kết thúc thời gian này, việc điều hành giá điện vẫn phải dựa trên diễn biến chi phí, hiệu quả sản xuất, kinh doanh và yêu cầu đầu tư của hệ thống điện, chứ không nên tạo ra một cơ chế tăng giá tự động chỉ vì chính sách hỗ trợ đã hết thời hạn. Theo chúng tôi, chủ trương xem xét giảm giá điện lần này nên được nhìn nhận trên ba khía cạnh có quan hệ chặt chẽ.

Thứ nhất: Người dân và doanh nghiệp cần được chia sẻ lợi ích khi ngành điện có điều kiện giảm chi phí. Giá điện hợp lý là một yếu tố quan trọng góp phần nâng cao sức cạnh tranh của nền kinh tế và cải thiện đời sống.

Thứ hai: EVN phải tiếp tục nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh, minh bạch chi phí và quản trị tài chính. Việc phục hồi lợi nhuận là kết quả đáng ghi nhận, nhưng cũng đặt ra yêu cầu sử dụng nguồn lực hiệu quả hơn, tạo nền tảng cho đầu tư phát triển.

Thứ ba: Hệ thống điện phải có đủ nguồn lực để đầu tư nguồn, lưới điện, bảo đảm cung ứng điện an toàn, liên tục trước nhu cầu phụ tải ngày càng tăng và những biến động khó lường của thị trường năng lượng. Cần tuyên truyền để người dùng biết là giá điện sẽ tiếp tục tăng trong tương lai.

Ba mục tiêu này không đối lập nhau. Ngược lại, nếu được giải quyết hài hòa, chúng sẽ hỗ trợ lẫn nhau: Hiệu quả đầu tư và quản trị tốt hơn giúp giảm chi phí; chi phí hợp lý tạo điều kiện giảm giá cho người sử dụng điện; nền tài chính lành mạnh giúp ngành điện có khả năng đầu tư và bảo đảm an ninh cung cấp điện.

Chủ trương giảm giá điện từ ngày 1/11/2026 là cơ hội để ngành điện chia sẻ lợi ích từ những kết quả cải thiện hiệu quả sản xuất, kinh doanh với người dân và doanh nghiệp. Nhưng điều quan trọng hơn là phải biến cơ hội này thành động lực thúc đẩy tiết kiệm chi phí, minh bạch tài chính và nâng cao hiệu quả hoạt động của toàn ngành. Giảm giá điện có trách nhiệm, chia sẻ lợi ích từ hiệu quả thực chất, không đánh đổi năng lực tài chính và an ninh năng lượng dài hạn. Đó không chỉ là nguyên tắc cần bảo đảm khi thực hiện chủ trương lần này, mà còn là định hướng cần thiết để xây dựng một cơ chế giá điện hợp lý, hài hòa lợi ích giữa nhà nước, doanh nghiệp điện lực, người dân và nền kinh tế./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

[1] Cổng Thông tin điện tử Chính phủ (2026): “Phó Thủ tướng yêu cầu EVN có phương án giảm giá điện, áp dụng từ 1/11”, thông tin kết luận cuộc họp ngày 27/10/2026. https://vtv.vn/pho-thu-tuong-yeu-cau-evn-co-phuong-an-giam-gia-dien-ap-dung-tu-1-11-100261027204318129.htm

[2] Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) (2026): “Công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2025”, ngày 8/9/2026. https://www.evn.com.vn/d/vi-VN/news/Cong-bo-chi-phi-san-xuat-kinh-doanh-dien-cua-Tap-doan-Dien-luc-Viet-Nam-nam-2025-60-142-510040

[3] Bộ Công Thương (2025): “Điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân từ ngày 10/5/2025”, ngày 9/5/2025. https://moit.gov.vn/tin-tuc/phat-trien-nang-luong/dieu-chinh-gia-ban-le-dien-binh-quan-tu-ngay-10-5-2025.html

[4] TS. Nguyễn Huy Hoạch (2026): “Lợi nhuận của EVN đã phục hồi, nhưng bài toán tài chính chưa khép lại”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam, ngày 14/10/2026. https://nangluongvietnam.vn/loi-nhuan-cua-evn-da-phuc-hoi-nhung-bai-toan-tai-chinh-chua-khep-lai-36615.html

[5] Chính phủ (2026): Nghị định số 278/2026/NĐ-CP ngày 9/7/2026 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 72/2025/NĐ-CP về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân. https://chinhphu.vn/?classid=1&docid=218849&pageid=27160