Việc áp dụng cơ chế giá điện theo thời gian sử dụng (TOU - Time of Use) đang được đánh giá là giải pháp kỹ thuật nhằm tái cấu trúc nhu cầu phụ tải. Phân tích dưới góc nhìn tài chính và năng lượng dành cho nhà đầu tư tại Trade247.
Hiện tượng thực tế và những mảnh ghép thông tin
Theo bài viết trên Tuổi Trẻ phản ánh, suốt hai tháng qua công suất cao nhất hệ thống điện đã đạt gần 58.500 MW. Con số này cho thấy mức huy động tối đa của hệ thống trong bối cảnh phụ tải liên tục lập đỉnh.
Phân tích biên độ giá điện giờ cao điểm so với giờ thấp điểm được xem là tín hiệu đầu vào cho các quyết định tiết giảm chi phí năng lượng của doanh nghiệp. Trong đó, cơ chế TOU đã áp dụng cho hộ sản xuất, kinh doanh tại Việt Nam nhiều năm qua, và đang được cân nhắc mở rộng sang hộ sinh hoạt.
| Chỉ số | Giá trị (Nguồn: Tuổi Trẻ, NSMO) |
|---|---|
| Công suất cao nhất hệ thống | Gần 58.500 MW |
| Công suất năng lượng tái tạo năm 2018 | 583 MW |
| Công suất năng lượng tái tạo cuối 2025 | Gần 23.833 MW (tăng >40 lần) |
| Tỷ trọng điện năng khu vực công nghiệp | Trên 50% tổng sản lượng thương phẩm (từ 30%) |
| Tỷ trọng điện sinh hoạt | 33% (từ 50%) |
Bản chất dòng tiền đang vận hành ra sao
Áp lực vận hành hệ thống điện dịch chuyển rõ rệt sang khung giờ 18h-19h tối. Đây là thời điểm điện mặt trời suy giảm nhanh, trong khi nhu cầu sinh hoạt tăng mạnh. Hệ quả là hệ thống phải huy động các nguồn điện linh hoạt chi phí cao (tuabin khí chu trình hỗn hợp, LNG, dầu dự phòng).
Theo ông Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh, không phải mọi kWh điện đều có cùng chi phí. 1 kWh vào ban ngày (có điện mặt trời) khác biệt hoàn toàn về chi phí cận biên so với 1 kWh tiêu thụ vào buổi tối.
Từ góc nhìn tài chính, sự thay đổi này tạo ra hai tác động chính:
- Chi phí vận hành hệ thống tăng - là yếu tố làm tăng biên lợi nhuận của các nhà máy nhiệt điện khí / LNG (nếu được huy động).
- Áp lực lên các doanh nghiệp sản xuất tiêu thụ điện lớn, nhất là các doanh nghiệp trong khu công nghiệp hoạt động ca tối.
Cơ chế TOU mở rộng ra hộ sinh hoạt sẽ kích hoạt hành vi điều chỉnh nhu cầu. Tuy nhiên, tác động thực sự phụ thuộc vào mức độ 'rẻ' của giá giờ thấp điểm. Nếu chênh lệch giữa giờ cao điểm và thấp điểm không đủ lớn, hiệu quả thay đổi hành vi sẽ suy giảm.
Bối cảnh và các dữ kiện cần theo dõi
Dữ liệu cho thấy sự thay đổi cấu trúc phía cung và phía cầu điện Việt Nam đã diễn ra mạnh mẽ:
- Công suất năng lượng tái tạo tăng >40 lần (từ 583 MW lên gần 23.833 MW) - đây là yếu tố cung tạo ra biến động giá điện tức thời.
- Tỷ trọng điện năng công nghiệp vượt 50%, trong khi sinh hoạt giảm còn 33%, phản ánh sự dịch chuyển cơ cấu kinh tế.
- Thời điểm phụ tải cực đại vào mùa nắng nóng tập trung vào giờ chiều tối, khi nguồn điện mặt trời (giá rẻ) rút khỏi hệ thống nhanh chóng.
Đối với nhà đầu tư, các yếu tố cần tích hợp vào mô hình định giá doanh nghiệp dựa trên chi phí năng lượng:
Nhóm ngành hưởng lợi (khi giá điện cao điểm tăng) có thể bao gồm: cổ phiếu của các nhà máy nhiệt điện khí (LNG) và vận hành hạ tầng lưới điện do được huy động nhiều hơn.
Nhóm chịu áp lực chi phí gồm: doanh nghiệp sản xuất khu công nghiệp (thuỷ tinh, thép, xi măng, dệt may) hoạt động ca tối khi giá điện giờ cao điểm tăng.
Độ trễ chính sách (policy lag) của việc mở rộng cơ chế TOU sang hộ sinh hoạt có thể kéo dài từ 12-24 tháng nếu không có lộ trình giá hợp lý. Đồng thời, cần theo dõi các phiên điều chỉnh giá bán lẻ điện do Bộ Công Thương công bố để đánh giá tác động thực tế.