isear

60 Quốc gia trên toàn thế giới sẽ tham gia Hội nghị Thượng đỉnh quốc tế về tương lai của An ninh Năng lượng tại London

Cùng với Chính phủ Vương quốc Anh vào ngày 24–25 tháng 4, Hội nghị Thượng đỉnh sẽ quy tụ 120 nhân vật cấp cao, bao gồm Bộ trưởng, Giám đốc điều hành, lãnh đạo các tổ chức quốc tế, đại diện xã hội dân sự và nhiều người khác

Cơ quan Năng lượng Quốc tế hôm nay thông báo rằng khoảng 60 chính phủ từ các quốc gia trên toàn thế giới – phần lớn là ở cấp Bộ trưởng hoặc tương đương – sẽ tham gia Hội nghị Thượng đỉnh quốc tế về Tương lai của An ninh Năng lượng, được tổ chức phối hợp với chính phủ Vương quốc Anh tại London vào ngày 24–25 tháng 4.

Các Bộ trưởng và quan chức cấp cao của chính phủ tham gia Hội nghị đến từ các quốc gia ở châu Phi, châu Mỹ, châu Á - Thái Bình Dương, châu Âu và Trung Đông – bao gồm cả những người đang ở tuyến đầu của hàng loạt thách thức năng lượng, bao gồm khả năng tiếp cận, khả năng chi trả, độ tin cậy và biến đổi khí hậu.

Các nhà lãnh đạo từ toàn bộ ngành năng lượng – bao gồm dầu mỏ, khí đốt, năng lượng tái tạo, điện, hạt nhân, khoáng sản quan trọng và nhiều lĩnh vực khác – cũng như từ các tổ chức quốc tế và xã hội dân sự, cũng sẽ tham gia vào các cuộc thảo luận trong và xung quanh Hội nghị. Những cuộc thảo luận này nhằm xây dựng sự đồng thuận về một cách tiếp cận toàn diện đối với an ninh năng lượng và đảm bảo rằng các chính phủ có các công cụ cần thiết để phòng ngừa và ứng phó với các thách thức đa dạng trong bối cảnh luôn thay đổi nhanh chóng. Tổng cộng có 120 khách mời cấp cao sẽ tham gia trực tiếp Hội nghị, cùng với nhiều người khác trong các sự kiện liên quan.

Bộ trưởng An ninh Năng lượng và Mục tiêu Phát thải Ròng Bằng 0 của Vương quốc Anh Ed Miliband và Giám đốc Điều hành IEA Fatih Birol sẽ đồng chủ trì sự kiện và là diễn giả chính tại hội nghị.

IEA đã giữ vai trò trung tâm trong an ninh năng lượng quốc tế suốt 50 năm – giúp ngăn ngừa, giảm thiểu và quản lý các gián đoạn và khủng hoảng trong cung cấp năng lượng. Khi thế giới thay đổi, những thách thức liên quan đến an ninh năng lượng cũng thay đổi theo.

Hội nghị Thượng đỉnh sẽ xem xét các yếu tố địa chính trị, công nghệ và kinh tế ảnh hưởng đến an ninh năng lượng ở cấp quốc gia và quốc tế. Sự kiện này sẽ mang đến cho các nhà lãnh đạo và người ra quyết định trên toàn thế giới cơ hội để xem xét các xu hướng định hình an ninh năng lượng toàn cầu – và suy ngẫm về các công cụ cần thiết để giải quyết các rủi ro an ninh năng lượng truyền thống và mới nổi.

Các lĩnh vực trọng tâm bao gồm thay đổi trong nhu cầu, cung ứng và thương mại các loại nhiên liệu chính; khả năng tiếp cận và chi phí năng lượng; vai trò ngày càng mở rộng của điện trong nhiều hệ thống năng lượng; sự phát triển của các công nghệ năng lượng sạch và chuỗi cung ứng của chúng; khả năng cung ứng các khoáng sản và kim loại cần thiết cho nhiều công nghệ năng lượng sạch; khả năng phục hồi hệ thống năng lượng trước tác động của thời tiết cực đoan và biến đổi khí hậu; đổi mới công nghệ và sự trỗi dậy của trí tuệ nhân tạo (AI).

Vào ngày 23 tháng 4, các đại diện chính phủ, ngành công nghiệp và các chuyên gia khác sẽ tập trung tại London cho chuỗi phiên họp chuẩn bị và hội thảo kỹ thuật về các chủ đề chính – bao gồm khoáng sản chiến lược, an ninh khí đốt, giới tính, khí methane và hệ thống năng lượng của Ukraine – những nội dung này sẽ đóng góp vào các cuộc thảo luận tại Hội nghị.

Theo IEA

Thủ tướng Chính phủ quyết định tách Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia khỏi EVN

Phó Thủ tướng Trần Lưu Quang vừa ký Quyết định số 752/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về việc tách Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và chủ trương thành lập Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và Thị trường điện quốc gia trực thuộc Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp.

Quyết định nêu rõ, tách Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) từ EVN và phê duyệt chủ trương thành lập doanh nghiệp mới Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV) Vận hành hệ thống điện và Thị trường điện quốc gia (NSMO) trực thuộc Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp.

NSMO là doanh nghiệp nhà nước do Nhà nước nắm giữ 100% vốn điều lệ

Sau khi thành lập, NSMO là doanh nghiệp nhà nước do Nhà nước nắm giữ 100% vốn điều lệ, tổ chức theo mô hình Công ty TNHH MTV do Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp làm cơ quan đại diện chủ sở hữu.

NSMO có nhiệm vụ là đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện lực theo quy định tại Luật Điện lực và pháp luật liên quan, bao gồm những nhiệm vụ:

- Lập phương thức chỉ huy vận hành hệ thống điện quốc gia với mục tiêu an toàn, ổn định, tin cậy; điều hành giao dịch thị trường điện đảm bảo công bằng, minh bạch; góp phần đảm bảo mục tiêu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục cho các hoạt động kinh tế, chính trị, xã hội, an ninh, quốc phòng.

- Đầu tư, quản lý, vận hành, bảo trì và bảo dưỡng hạ tầng hệ thống viễn thông công nghệ thông tin chuyên ngành phục vụ vận hành hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện và năng lượng tái tạo.

- NSMO đảm bảo hoạt động bền vững, hiệu quả; tối ưu hóa chi phí, quản lý và sử dụng vốn, tài sản của nhà nước đầu tư tại NSMO hiệu quả và đúng quy định.

- Các nhiệm vụ khác theo quy định của pháp luật.

Vốn điều lệ của NSMO tại thời điểm thành lập là 776 tỷ đồng.

Về cách thức tách A0 từ EVN thành lập NSMO: Tách nguyên trạng phần tài sản, quyền, nghĩa vụ của EVN đang giao A0 quản lý, thực hiện để chuyển sang NSMO theo quy định.

Thời hạn thực hiện tách trong vòng tối đa 7 ngày kể từ ngày hiệu lực của Quyết định 752/QĐ-TTg (ngày 1/8/2024).

Chuyển giao quyền đại diện chủ sở hữu vốn nhà nước tại NSMO từ Ủy ban Quản lý vốn về Bộ Công Thương sau khi hoàn thành việc tách, thành lập NSMO

Phó Thủ tướng Trần Lưu Quang cũng ký ban hành Quyết định số 753/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương chuyển giao quyền đại diện chủ sở hữu vốn nhà nước tại NSMO từ Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp về Bộ Công Thương sau khi hoàn thành việc tách, thành lập NSMO theo quy định.

Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp và Bộ Công Thương chịu trách nhiệm về nội dung báo cáo, đề xuất; quyết định, thực hiện chuyển giao quyền đại diện chủ sở hữu vốn nhà nước tại NSMO từ Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp về Bộ Công Thương theo đúng quy định của pháp luật ngay sau khi hoàn thành việc tách, thành lập theo Quyết định số 752/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ.

Bộ Công Thương chịu trách nhiệm chính về chuẩn bị đầy đủ các điều kiện cần thiết để tiếp nhận NSMO, bao gồm cả cơ chế bảo đảm vốn lưu động cho NSMO phù hợp với quy định pháp luật, bảo đảm NSMO tiếp tục vận hành ổn định, liên tục, hiệu quả sau chuyển giao.

Chủ trì, phối hợp với các bộ, ngành liên quan để ban hành theo thẩm quyền hoặc trình cấp có thẩm quyền ban hành các văn bản quy phạm pháp luật phục vụ cho quá trình hoạt động của NSMO, đảm bảo NSMO hoạt động ổn định, liên tục, hiệu quả.

NSMO chủ động nghiên cứu, đề xuất, dự báo các khó khăn, vướng mắc trong quá trình hoạt động, có các đề xuất cụ thể, nêu rõ thẩm quyền để sửa đổi, bổ sung, ban hành mới các văn bản pháp luật, hướng dẫn có liên quan phục vụ hoạt động hiệu quả, an toàn của hệ thống điện.

Theo Báo Chinhphu.vn

Bộ trưởng Bộ Công Thương chủ trì cuộc họp về giá điện hai thành phần

Ngày 8/9/2025 tại trụ sở Bộ Công Thương, đồng chí Nguyễn Hồng Diên - Uỷ viên Trung ương Đảng, Bí thư Đảng ủy, Bộ trưởng Bộ Công Thương đã chủ trì buổi làm việc với các đơn vị trực thuộc Bộ; lãnh đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các Tổng công ty Điện lực về giá điện 2 thành phần.

Phát biểu tại buổi làm việc, Bộ trưởng Bộ Công Thương cho biết, gần đây Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết 70-NQ/TW (Nghị quyết 70), trong đó đã chỉ ra nhiều nhiệm vụ, giải pháp giao cho Chính phủ, Bộ Công Thương cùng các bộ, ngành liên quan phải khẩn trương triển khai, nhằm bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030 và tầm nhìn đến 2045. Từ Nghị quyết 70 của Bộ Chính trị, Chính phủ đã chỉ đạo Bộ Công Thương dự thảo Nghị quyết của Chính phủ để triển khai và phải trình Chính phủ trước ngày 20/9.

Ngay sau khi Nghị quyết 70 công bố, Bộ Công Thương đã tổ chức hội nghị để quán triệt triển khai quyết liệt. Hiện nay, Cục Điện lực và Vụ Dầu khí và Than đang được giao nhiệm vụ, trong hai ngày tới sẽ lấy ý kiến các đơn vị liên quan và dự kiến trình Chính phủ trước ngày 18/9.

Một trong những nội dung quan trọng được nhấn mạnh tại hội nghị triển khai Nghị quyết 70 của Bộ Chính trị do Bộ Công Thương tổ chức là tiếp tục đẩy nhanh tiến độ triển khai thực hiện chủ trương áp dụng giá điện 2 thành phần đã được quy định trong Điều 50 Luật Điện lực (sửa đổi) năm 2024 và nghị định số 146/2025/NĐ-CP của Chính phủ.

Theo báo cáo của Cục Điện lực, giá điện 2 thành phần là cơ cấu giá phải trả cho công suất đăng ký sử dụng và điện năng thực tế sử dụng. Đây là điểm khác biệt so với cơ chế giá hiện nay là giá bán theo một thành phần điện năng tiêu dùng, tức là tính theo lượng điện năng thực tế sử dụng. Việc áp dụng cách tính giá điện theo bậc thang như hiện nay mới chỉ phản ánh lượng điện năng tiêu thụ là chính và chưa đúng bản chất của giá bán điện cho từng đối tượng.

Nhằm thực hiện Luật Điện lực cũng như các Nghị quyết của Trung ương về chiến lược đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, trong đó có việc hoàn thiện khung khổ pháp lý cho thị trường điện theo hướng công khai minh bạch, lành mạnh, bình đẳng vì lợi ích của quốc gia, dân tộc, Bộ Công Thương tổ chức cuộc họp nhằm đánh giá quá trình triển khai cơ chế giá điện 2 thành phần.

Tại buổi làm việc, ông Nguyễn Anh Tuấn, Tổng Giám đốc EVN đã báo cáo, trình bày về việc triển khai áp dụng cơ chế giá bán lẻ điện 2 thành phần, trong đó tóm lược về quá trình nghiên cứu, xây dựng cơ chế giá bán lẻ điện 2 thành phần, đề xuất điều kiện và lộ trình áp dụng, trong đó có phương pháp tính, đối tượng khách hàng đủ điều kiện kỹ thuật để áp dụng. EVN đề xuất, trước mắt chỉ xem xét đối tượng áp dụng là khách hàng sản xuất lớn, có sản lượng tiêu thụ điện từ 200.000 kWh/tháng trở lên đấu nối cấp điện áp từ 22 kV trở lên (là tệp khách hàng được áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp - DPPA theo quy định), chưa áp dụng đối với khách hàng sinh hoạt do phải đầu tư thay thế toàn bộ hệ thống công tơ đo đếm.

Việc nghiên cứu, chuyển đổi cơ chế giá bán lẻ điện từ giá bán lẻ điện 1 thành phần (theo điện năng sử dụng) sang giá bán lẻ điện 2 thành phần (theo giá công suất và giá điện năng) ở giai đoạn hiện nay là cần thiết, phù hợp để thu đúng, thu đủ chi phí của ngành điện bỏ ra để cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện (bao gồm chi phí sử dụng hạ tầng ngành điện (nguồn, lưới điện) và chi phí điện năng). Điều này tạo ra sự minh bạch, công bằng giữa các khách hàng sử dụng điện, phản ánh đúng bản chất việc sử dụng điện của khách hàng trong hệ thống điện. Tuy nhiên, đây là phương pháp chưa từng được áp dụng ở Việt Nam, sẽ làm thay đổi căn bản ngành điện và giá bán điện, nên cần thời gian nghiên cứu, xây dựng và đánh giá tác động cụ thể, kỹ lưỡng.

Tại cuộc họp, lãnh đạo các đơn vị thuộc Bộ, đơn vị tư vấn và các Tổng Công ty Điện lực đã báo cáo, góp ý thêm về các nội dung liên quan đến cơ sở pháp lý; đối tượng triển khai; công tác phối hợp đẩy mạnh truyền thông về giá điện 2 thành phần tới các khách hàng sử dụng điện để các khách hàng có nhận thức và thông tin đầy đủ về cơ chế, để khách hàng hiểu và quản lý, điều chỉnh được hành vi sử dụng điện phù hợp khi áp dụng giá bán lẻ điện 2 thành phần trong thực tế.

Sau khi nghe báo cáo và ý kiến của các đơn vị liên quan, kết luận cuộc họp, Bộ trưởng Bộ Công Thương cho biết, các ý kiến tại cuộc họp hôm nay đều thống nhất việc cần thiết cần sớm thực hiện cơ chế giá điện 2 thành phần (giá công suất và giá điện năng) theo quy định của Luật Điện lực. Trước mắt áp dụng cho nhóm khách hàng có sản lượng sử dụng điện lớn, bắt đầu từ 1/1/2026.

Bộ trưởng cũng ghi nhận Tập đoàn EVN và các đơn vị thuộc Bộ đã nghiêm túc triển khai chỉ đạo của Chính phủ và lãnh đạo Bộ Công Thương trong việc xây dựng đề án cơ chế giá điện 2 thành phần cũng như công tác chuẩn bị các điều kiện cần thiết để triển khai.

Để triển khai áp dụng sớm cơ chế giá điện 2 thành phần một cách hiệu quả, đáp ứng yêu cầu mới. Bộ trưởng chỉ đạo các Cục Điện lực, EVN và các Tổng công ty Điện lực triển khai 5 nhiệm vụ trọng tâm trong thời gian tới.

Thứ nhất, Cục Điện chủ trì phối hợp với EVN và các đơn vị liên quan rà soát hoàn thiện Đề án về việc triển khai giá điện 2 thành phần trình lãnh đạo Bộ và cơ quan có thẩm quyền trước ngày 5/10/2025; đi kèm đó phải có báo cáo đánh giá tác động của đề án, cung cấp thông tin đầy đủ để báo cáo Chính phủ.

Thứ hai, Cục Điện lực chủ trì với các đơn vị liên quan và EVN khẩn trương nghiên cứu đề xuất sửa đổi Quyết định số 14/2025/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về cơ cấu biểu giá bán lẻ điện dựa trên các căn cứ pháp lý hiện hành và quá trình triển khai trong thực tiễn. Đồng thời, phải khẩn trương triển khai xây dựng Thông tư sửa đổi Thông tư 16 để quy định cách thức xây dựng khung giá. Việc này phải làm song song với lộ trình xây dựng khung giá cho cơ chế giá điện hai thành phần. Trong đó, EVN phải giữ vai trò chủ công trong việc đề xuất phương pháp xây dựng khung giá, bảo đảm nguyên tắc tính đúng, tính đủ, tính hết chi phí trong quá trình sản xuất, kinh doanh điện, bao gồm cả chi phí truyền tải.

Thứ ba, tiếp tục tham mưu cho Chính phủ (hoặc Bộ trưởng) quyết định nhóm đối tượng áp dụng cơ chế giá điện 2 thành phần. EVN cần thuê tư vấn, xây dựng phần mềm vận hành minh bạch thông suốt, hoàn thành trước 20/10/2025 nhưng phải bám sát Luật Điện lực, Nghị quyết 70, Nghị định sắp tới của Chính phủ thực hiện Nghị quyết 70 của Bộ Chính trị. Trước mắt, cơ chế này áp dụng cho khách hàng sử dụng điện lớn, không loại trừ trường hợp nào. Từ nay đến 31/12, sẽ chạy song song hai hóa đơn, một theo cơ chế hiện nay để thanh toán thực tế, một theo cơ chế hai thành phần để khách hàng tham khảo và tự điều chỉnh.

Thứ tư, EVN phải chủ động thuê tư vấn, xây dựng phần mềm quản lý để việc vận hành thông suốt ngay từ đầu. Tất cả các việc này phải hoàn thành trước ngày 20/10.

Thứ năm, song song với việc hoàn thiện Đề án giá điện 2 thành phần; từ 15/9, cần xây dựng kế hoạch truyền thông đầy đủ, trong đó cung cấp thông tin cốt lõi như: Luật Điện lực, Nghị quyết 70, dự thảo Nghị quyết của Chính phủ, so sánh giá điện trong khu vực và quốc tế.

“Chúng ta không còn thời gian chần chừ. Đây là ý chí, nguyện vọng của toàn Ngành. Khi đã có cơ sở chính trị, pháp lý đầy đủ, thì việc còn lại là hành động quyết liệt” – Bộ trưởng nhấn mạnh.

Bộ Công Thương cũng mong muốn các cơ quan thông tấn, báo chí tiếp tục tích cực phối hợp với Bộ Công Thương trong việc tuyên truyền các thông tin liên quan đến việc áp dụng cơ chế giá bán lẻ điện 2 thành phần, để nâng cao nhận thức của khách hàng về sự cần thiết áp dụng giá bán lẻ điện 2 thành phần, đồng thời giúp khách hàng quản lý và điều chỉnh hành vi sử dụng điện phù hợp khi áp dụng thực tế cơ chế giá điện mới.

Theo Báo Công thương

Viện iSEAR đào tạo chuyên sâu về bài toán đầu tư và vận hành điện gió ngoài khơi cho cán bộ chủ chốt Petrovietnam

Tiếp nối khóa đào tạo “Chuỗi giá trị điện gió ngoài khơi” tổ chức ngày 18–19/11/2025 tại Vũng Tàu dành cho các học viên Chương trình Lãnh đạo Tương lai Petrovietnam 2025, ngày 18/12/2025 tại Hà Nội, Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh iSEAR tiếp tục triển khai chương trình đào tạo chuyên đề nâng cao dành cho các cán bộ chủ chốt của Tập đoàn Công nghiệp – Năng lượng Quốc gia Việt Nam.

Chương trình do Ông Nguyễn Ngọc Tú – Phó Giám đốc Viện iSEAR trực tiếp giảng dạy, tập trung vào hai trụ cột chính của chuỗi giá trị điện gió ngoài khơi:

- Bài toán đầu tư và phát triển dự án điện gió ngoài khơi (Investment considerations and offshore wind development)

- Đấu nối hệ thống và vận hành dự án (Grid connection and Operations)

Nội dung đào tạo đi sâu phân tích các vấn đề cốt lõi như: cấu trúc vốn và xem xét hiệu quả tài chính dự án; quản trị rủi ro trong phát triển điện gió ngoài khơi; cấu hình công nghệ, yêu cầu kỹ thuật – thi công biển; chiến lược đấu nối lưới điện; mô hình vận hành, bảo trì và tối ưu hóa hiệu suất dài hạn.

Chương trình không chỉ cung cấp kiến thức chuyên môn cập nhật theo thông lệ quốc tế mà còn đặt trong bối cảnh chiến lược chuyển dịch năng lượng của Việt Nam, giúp đội ngũ lãnh đạo và quản lý cấp cao có góc nhìn tổng thể để phục vụ công tác hoạch định và triển khai các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn.

Việc Viện iSEAR tiếp tục được Petrovietnam tin tưởng lựa chọn đồng hành trong các chương trình đào tạo chuyên sâu đã khẳng định năng lực chuyên môn, tính thực tiễn và vai trò tư vấn chiến lược của Viện trong lĩnh vực năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió ngoài khơi – một lĩnh vực đòi hỏi sự tích hợp giữa hàng hải, năng lượng, quản lý dự án, và tài chính đầu tư.

Thông qua hoạt động đào tạo và chia sẻ tri thức, Viện iSEAR cam kết tiếp tục góp phần nâng cao năng lực đội ngũ lãnh đạo ngành năng lượng, đóng góp tích cực vào tiến trình chuyển dịch năng lượng bền vững tại Việt Nam.

Sửa đổi Luật Điện lực: Đảm bảo phân cấp, phân quyền và tháo gỡ điểm nghẽn cho người dân, doanh nghiệp

Vừa qua, tại trụ sở Bộ Công Thương, Bộ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hồng Diên đã chủ trì cuộc họp với Ban soạn thảo, Tổ biên tập và các đơn vị liên quan để rà soát, hoàn thiện Dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi). Đây là nhiệm vụ trọng tâm nhằm tháo gỡ những "điểm nghẽn" về thể chế, tạo hành lang pháp lý thông thoáng cho sự phát triển của ngành điện trong giai đoạn mới.

Tại cuộc họp, Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên nhấn mạnh, việc sửa đổi Luật Điện lực không chỉ là yêu cầu cấp thiết để khắc phục những bất cập của luật hiện hành (ban hành từ năm 2004) mà còn là bước đi chiến lược nhằm thể chế hóa Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị. Mục tiêu cao nhất là đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, thúc đẩy chuyển dịch năng lượng bền vững và thực hiện cam kết Net Zero vào năm 2050.

Báo cáo về tiến độ xây dựng dự thảo, đại diện Cục Điều tiết Điện lực cho biết nội dung sửa đổi tập trung vào 6 nhóm chính sách lớn đã được Chính phủ thông qua:

Quy hoạch và đầu tư: Đơn giản hóa thủ tục, rút ngắn thời gian triển khai các dự án điện cấp bách.
Phát triển năng lượng tái tạo: Thiết lập cơ chế pháp lý rõ ràng cho điện gió ngoài khơi và điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu.
Thị trường điện cạnh tranh: Xây dựng cơ chế giá điện minh bạch, phản ánh đúng giá trị thị trường và xóa bỏ bù chéo.
Vận hành và điều độ: Nâng cao tính an toàn, ổn định của hệ thống khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng cao.
An toàn điện và đập thủy điện: Siết chặt quản lý an toàn kỹ thuật.
Quản lý nhà nước: Nâng cao hiệu quả kiểm tra, giám sát.

Một trong những điểm mới mang tính đột phá được thảo luận là cơ chế phân cấp, phân quyền. Dự thảo mới hướng tới việc trao quyền chủ động nhiều hơn cho các địa phương trong việc phê duyệt, quản lý dự án điện, giúp giảm thiểu thủ tục hành chính rườm rà tại Trung ương. Đồng thời, dự thảo cũng bổ sung quy định về phát triển điện hạt nhân – một nguồn năng lượng nền quan trọng cho tương lai.

Kết luận buổi làm việc, Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên khẳng định tinh thần của Luật sửa đổi là phải "tháo gỡ khó khăn cho người dân và doanh nghiệp". Bộ trưởng chỉ đạo Ban soạn thảo tập trung vào các nhiệm vụ trọng tâm:

Rà soát thực tiễn: Tiếp thu tối đa ý kiến từ các chuyên gia, hiệp hội và doanh nghiệp để luật đi vào cuộc sống, tránh tình trạng "luật treo".
Hoàn thiện khung pháp lý cho năng lượng mới: Đặc biệt là cơ chế cho điện gió ngoài khơi và các loại hình năng lượng sạch mới (Hydro, Amoniac).
Đảm bảo tính đồng bộ: Luật Điện lực (sửa đổi) phải thống nhất với Luật Quy hoạch, Luật Đầu tư và các quy định liên quan khác.
Tiến độ khẩn trương: Yêu cầu các đơn vị phối hợp chặt chẽ để hoàn thiện hồ sơ, trình Chính phủ và Quốc hội theo đúng lộ trình đã đề ra.

Bộ trưởng nhấn mạnh: "Sửa đổi Luật Điện lực lần này phải tạo ra được động lực mới cho thị trường điện, thu hút mạnh mẽ nguồn lực đầu tư từ mọi thành phần kinh tế, đảm bảo công bằng và minh bạch".

Theo Báo Công thương

Việt Nam chính thức trở thành quốc gia liên kết của IEA

Hội nghị Bộ trưởng Cơ quan năng lượng Quốc tế (IEA) năm 2026 diễn ra tại thủ đô Paris, Cộng hòa Pháp, đã chính thức thông qua đề xuất đưa Việt Nam trở thành quốc gia liên kết của tổ chức này.

Phát biểu tại hội nghị, Đại sứ Việt Nam tại Pháp Trịnh Đức Hải nhấn mạnh quyết định của IEA là minh chứng rõ nét, ghi nhận những nỗ lực không ngừng nghỉ và quyết tâm cao của Việt Nam trong hành trình chuyển dịch năng lượng và hành động vì khí hậu toàn cầu. Việc gia nhập IEA đặc biệt quan trọng khi Việt Nam bước vào giai đoạn phát triển mới, kiên định với mục tiêu trung hòa carbon và chuyển đổi năng lượng xanh.

Khẳng định sự ủng hộ mạnh mẽ của Việt Nam đối với tầm nhìn chung trong việc xây dựng một tổ chức năng lượng toàn cầu thực thụ-nơi phản ánh đúng các xu hướng năng lượng mới nổi và cân bằng lợi ích giữa các nước thành viên và nước liên kết, Đại sứ Trịnh Đức Hải tuyên bố Việt Nam sẵn sàng và sẽ đóng góp một cách chủ động, tích cực vào các cuộc đối thoại năng lượng toàn cầu.

Trước đó, trong bài phát biểu khai mạc hội nghị, Tiến sĩ Fatih Birol, Giám đốc Điều hành IEA khẳng định các nước thành viên đánh giá cao mối quan hệ hợp tác ngày càng sâu rộng với Việt Nam, hướng tới hệ thống năng lượng toàn cầu an toàn, bền vững và giá cả hợp lý. Ông nhấn mạnh Việt Nam-quốc gia hơn 100 triệu dân với tiềm năng điện mặt trời, thủy điện, khí đốt cùng triển vọng điện hạt nhân sắp tới-sẽ là thành viên liên kết quan trọng của IEA.

Theo Giám đốc Điều hành IEA, sự kiện này một lần nữa khẳng định cam kết mạnh mẽ của Việt Nam trong việc đóng góp tích cực vào các đối thoại năng lượng toàn cầu, cùng xây dựng một tương lai năng lượng an toàn, bền vững và thịnh vượng.

IEA là diễn đàn năng lượng hàng đầu thế giới. Đây không chỉ là một tổ chức quốc tế uy tín mà còn là diễn đàn then chốt trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy chuyển dịch năng lượng sạch bền vững. Việc trở thành quốc gia liên kết giúp Việt Nam tiếp cận gần hơn với các nguồn lực, phân tích chính sách và kinh nghiệm quốc tế trong bối cảnh toàn cầu hóa năng lượng.

Được tổ chức tại Paris vào ngày 18-19/2, Hội nghị Bộ trưởng IEA 2026 quy tụ gần 60 bộ trưởng, lãnh đạo cấp cao từ các quốc gia thành viên và liên kết, cùng sự tham gia đối thoại của hàng chục giám đốc điều hành đến từ các tập đoàn năng lượng và công nghệ hàng đầu thế giới như EDF, TotalEnergies, Shell...

Hội nghị nhằm thống nhất các định hướng chiến lược giúp tăng cường an ninh năng lượng trong kỷ nguyên điện khí hóa, đồng thời đảm bảo quá trình chuyển đổi năng lượng diễn ra an toàn, bền vững và hợp lý về chi phí cho tất cả các quốc gia.

Tại hội nghị lần này, IEA đã chính thức công nhận Colombia trở thành thành viên thứ 33, khởi động quy trình gia nhập nhằm kết nạp Brazil thành thành viên chính thức, đồng thời thông báo Ấn Độ bước vào giai đoạn cuối cùng của tiến trình gia nhập thành viên chính thức.

Theo TTXVN

Sửa Nghị định 61: Cắt giảm thủ tục, gỡ điểm nghẽn cấp phép điện lực

Dự thảo sửa đổi Nghị định 61/2025/NĐ-CP đề xuất cắt giảm mạnh thủ tục cấp phép điện lực, tháo gỡ chồng chéo, thúc đẩy đầu tư và phát triển năng lượng.

Cắt giảm 46 nội dung điều kiện, hồ sơ cấp phép

Chiều 28/1, Bộ Công Thương tổ chức họp tổ soạn thảo Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 61/2025/NĐ-CP về cấp phép hoạt động điện lực. Thứ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hoàng Long chủ trì cuộc họp, với sự tham dự của các thành viên Tổ soạn thảo và đại diện các đơn vị liên quan.

*Thứ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hoàng Long chủ trì cuộc họp.*

Báo cáo tại cuộc họp, ông Trần Minh Đức - Phòng Cấp phép (Cục Điện lực) đã trình bày báo cáo tổng hợp các vướng mắc, điểm nghẽn trong công tác cấp phép hoạt động điện lực, đồng thời đề xuất nhiều nội dung sửa đổi mang tính cải cách mạnh mẽ, thực chất.

Theo Phòng Cấp phép, việc sửa đổi Nghị định 61 được triển khai trên cơ sở bám sát các chủ trương lớn của Đảng, Nhà nước, đặc biệt là các nghị quyết của Bộ Chính trị về phát triển khoa học công nghệ, hội nhập quốc tế, đổi mới công tác xây dựng pháp luật, phát triển kinh tế tư nhân và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Trên cơ sở rà soát, các vấn đề liên quan lĩnh vực cấp phép điện lực được nhận diện thành ba nhóm trọng tâm, đó là, cải cách thủ tục hành chính; tháo gỡ điểm nghẽn thể chế trong quy hoạch, cấp phép, huy động vốn; và thực hiện phân cấp mạnh mẽ, rõ ràng.

*Ông Trần Minh Đức - Phòng Cấp phép (Cục Điện lực) đã trình bày báo cáo tổng hợp tại cuộc họp.*

Song song đó, Phòng Cấp phép cũng tổng hợp nhiều kiến nghị từ các địa phương, tổ chức, tập trung vào các vấn đề như thẩm quyền cấp phép đối với hoạt động phân phối, bán buôn, bán lẻ điện trên địa bàn từ hai tỉnh trở lên; thủ tục liên quan đến điện mặt trời mái nhà; cũng như cách xác định các trường hợp cấp mới hay cấp sửa đổi, bổ sung giấy phép.

Trên cơ sở này, Cục Điện lực đã xây dựng các nội dung sửa đổi, bổ sung Nghị định 61/2025/NĐ-CP, bảo đảm nằm trong phạm vi điều chỉnh của Luật Điện lực năm 2024, đồng thời kiến nghị các nội dung cần sửa đổi ở cấp Luật để tiếp tục hoàn thiện trong thời gian tới.

Một trong những điểm nhấn lớn của Dự thảo Nghị định là việc cắt giảm mạnh mẽ và thực chất thủ tục hành chính trong lĩnh vực cấp phép hoạt động điện lực. Thực hiện Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia và Quyết định số 2671/TTg-CP ngày 10/12/2025 của Thủ tướng Chính phủ về phương án cắt giảm, đơn giản hóa thủ tục hành chính, Cục Điện lực đã rà soát toàn diện các điều kiện, thành phần hồ sơ trong Nghị định 61.

Theo đó, Dự thảo Nghị định đề xuất bãi bỏ 46 khoản và sửa đổi, thay thế 30 khoản liên quan đến điều kiện và thành phần hồ sơ trong thủ tục cấp phép. Nhiều loại giấy tờ được đánh giá là trùng lặp, không còn cần thiết đã được đề xuất loại bỏ. Đặc biệt, Dự thảo cũng bãi bỏ yêu cầu nộp giấy chứng nhận đăng ký phát triển điện mặt trời mái nhà trong hồ sơ cấp phép, nhằm đồng bộ với các Nghị định sửa đổi số 57 và 58 đang được xây dựng.

Kết quả rà soát cho thấy số lượng điều kiện, thành phần hồ sơ tại nhiều điều của Nghị định 61 được cắt giảm đáng kể. Có điều khoản giảm từ 9 đầu mục điều kiện xuống còn 2. Nhiều điều về hồ sơ giảm một nửa số đầu mục so với quy định hiện hành.

Làm rõ phân cấp và miễn trừ giấy phép

Bên cạnh cải cách thủ tục, Dự thảo Nghị định sửa đổi Nghị định 61 cũng tập trung xóa bỏ quy định chồng chéo, thiếu đồng bộ, đặc biệt trong phát triển điện mặt trời mái nhà. Thực tiễn triển khai cho thấy, quy định tại Nghị định 61 yêu cầu dự án điện mặt trời mái nhà tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) phải có giấy chứng nhận đăng ký phát triển, trong khi Nghị định 58 lại chưa quy định rõ trình tự cấp giấy này cho mô hình DPPA. Sự thiếu đồng bộ này đã được nhiều địa phương phản ánh.

Toàn cảnh cuộc họp tổ soạn thảo Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 61/2025/NĐ-CP về cấp phép hoạt động điện lực.

Để khắc phục, Cục Điện lực đề xuất bãi bỏ yêu cầu về giấy chứng nhận đăng ký phát triển điện mặt trời mái nhà trong thành phần hồ sơ cấp phép, bảo đảm thống nhất giữa các văn bản quy phạm pháp luật và đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong phương án cắt giảm thủ tục hành chính.

Một nội dung quan trọng khác là việc phân định rõ thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với lĩnh vực phân phối, bán buôn, bán lẻ điện có phạm vi hoạt động từ hai tỉnh trở lên. Theo đề xuất đã được Thứ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hoàng Long đồng ý, thẩm quyền này sẽ thuộc cơ quan quản lý nhà nước ở Trung ương, nhằm tạo thuận lợi cho doanh nghiệp và phù hợp với Luật Tổ chức chính quyền địa phương năm 2025.

Dự thảo cũng mở rộng diện miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực. Đối với công trình phát điện để tự sử dụng, không bán điện, đề xuất miễn trừ giấy phép không giới hạn quy mô công suất, kể cả trường hợp có đấu nối với hệ thống điện quốc gia, do không phát điện ngược lên lưới. Đối với điện mặt trời mái nhà có bán điện dư hoặc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, mức công suất được miễn trừ giấy phép được đề xuất nâng lên đến 3 MW, nhằm thúc đẩy phát triển loại hình này và góp phần thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Đáng chú ý, Dự thảo Nghị định cũng lần đầu tiên làm rõ việc cấp phép đối với hệ thống lưu trữ điện (BESS). Theo đề xuất, các hệ thống BESS có mục đích phát điện, dù lắp đặt kèm dự án phát điện hay hoạt động độc lập, đều phải thực hiện cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, trong khi hệ thống BESS tự dùng, không bán điện, không phát lên lưới sẽ được xem xét theo hướng phù hợp với thực tiễn vận hành.

Ngoài các nội dung lớn nêu trên, Dự thảo Nghị định sửa đổi Nghị định 61 còn đề xuất bãi bỏ một số điều khoản chuyển tiếp làm gia tăng thủ tục hành chính, bổ sung quy định về hình thức thuê, sử dụng mặt bằng đối với dự án điện mặt trời mái nhà, làm rõ hồ sơ trong trường hợp mua bán, sáp nhập, tách tổ chức và tài sản điện lực, cũng như bổ sung tài liệu để xác định thời hạn hoạt động còn lại của dự án khi cấp lại giấy phép.

Các điều chỉnh kỹ thuật về thời hạn bổ sung hồ sơ, nộp phí thẩm định cũng được đề xuất theo hướng kéo dài, tạo thuận lợi hơn cho tổ chức, doanh nghiệp trong quá trình thực hiện thủ tục hành chính.

Song song với việc sửa đổi Nghị định 61, Cục Điện lực cũng đang triển khai sửa đổi Luật Điện lực, trong đó tiếp tục đề xuất đơn giản hóa thủ tục, phân cấp triệt để, đồng thời bảo đảm đồng bộ với các quy định về quy hoạch và phát triển năng lượng tái tạo.

Với hàng loạt đề xuất mang tính cải cách sâu rộng, Dự thảo Nghị định sửa đổi Nghị định 61/2025/NĐ-CP được kỳ vọng sẽ tháo gỡ nhiều điểm nghẽn trong công tác cấp phép hoạt động điện lực, tạo môi trường đầu tư, kinh doanh minh bạch, thuận lợi hơn cho các dự án năng lượng, qua đó góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong giai đoạn tới.

Nguồn: Báo Công Thương

5 điều bạn nên biết về hóa đơn điện

Bạn có biết rằng hóa đơn tiền điện không chỉ bao gồm chi phí cho lượng điện bạn sử dụng? Nói một cách đơn giản, nó có 3 thành phần chính:

Giá bán điện: Khoản phí mà nhà cung cấp năng lượng tính cho lượng điện bạn tiêu thụ. Đây là phần lớn nhất trong hóa đơn, trung bình chiếm gần 49% tại Châu Âu vào năm 2024.
Phí mạng lưới: Được áp dụng bởi các công ty quản lý lưới điện. Lưới điện vận chuyển điện từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ. Khoản phí này đóng góp vào chi phí mở rộng, bảo trì, nâng cấp và quản lý hệ thống lưới điện.
Thuế và các khoản phụ phí: Thường do nhà nước áp dụng vì mục tiêu môi trường, tăng ngân sách công, phát triển năng lượng sạch và đảm bảo an ninh cung ứng.

Dưới đây là 5 điều bạn nên biết về hóa đơn tiền điện của mình:

1. Hóa đơn tiền điện khác nhau ở mỗi quốc gia

Tại EU, hóa đơn điện sinh hoạt khác biệt giữa các quốc gia, thậm chí giữa các vùng. Sự khác biệt này phụ thuộc vào nhiều yếu tố:

Địa lý: Lưới điện là hạ tầng thiết yếu nhưng rất tốn kém để xây dựng và bảo trì. Những quốc gia rộng lớn hoặc dân cư thưa thớt cần nhiều đường dây dài hơn. Các vùng đảo hoặc vùng sâu vùng xa cần thêm hạ tầng và đôi khi là nguồn điện dự phòng. Hơn nữa, vị trí địa lý cũng ảnh hưởng tới địa điểm đặt các dự án năng lượng tái tạo.
Cơ cấu nguồn điện hỗn hợp: Các nước EU sản xuất điện theo những cách khác nhau như gió, mặt trời, hạt nhân, thủy điện hoặc nhiên liệu hóa thạch. Lựa chọn nguồn năng lượng ảnh hưởng đặc biệt tới giá điện trên thị trường điện. Chi phí xây dựng một nhà máy điện thay đổi đáng kể tùy thuộc vào công nghệ được sử dụng, trong đó gió và mặt trời hiện là những lựa chọn rẻ nhất để sản xuất điện. Ngoài chi phí đầu tư, còn có chi phí vận hành thực tế của chính nhà máy điện đó. Khi xem xét cả chi phí đầu tư và vận hành, điện sản xuất từ các nhà máy điện khí hoặc than có xu hướng đắt hơn điện sản xuất từ năng lượng hạt nhân hoặc năng lượng tái tạo, đặc biệt là gió và mặt trời. Các nhà máy điện khí và than có chi phí vận hành cao và biến động liên quan đến việc nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch, đồng thời còn phải trả giá cho lượng khí nhà kính mà chúng phát thải.
Kết nối với các nước láng giềng: Các quốc gia có kết nối tốt có thể xuất nhập khẩu điện dễ dàng và hiệu quả hơn, đảm bảo rằng các nguồn lực rẻ hơn và sạch hơn được sử dụng trước tiên. Kết nối liên lưới tốt hơn cũng giúp giữ giá điện ổn định hơn và tăng cường an ninh. Điều này rất quan trọng khi xem xét mức giá cao kỷ lục của những năm gần đây.
Sự cạnh tranh giữa các nhà cung cấp: Một quy tắc cơ bản của bất kỳ thị trường tự do nào là khi một số nhà cung cấp có thể cạnh tranh với nhau, mỗi bên đưa ra các mức giá, hợp đồng và dịch vụ khác nhau, điều này sẽ mang lại lợi ích cho khách hàng. Mỗi nhà cung cấp có chiến lược mua điện riêng khi một số mua trước, trong khi số khác mua gần với thời gian thực. Điều này ảnh hưởng đến khả năng họ quản lý những thay đổi đột ngột của giá điện bán buôn. Kết quả là, người tiêu dùng có thể tiếp cận với nhiều lựa chọn hơn và có thể chọn hợp đồng phù hợp nhất với nhu cầu và sở thích của mình.
Thuế và phụ phí: Thuế chủ yếu là trách nhiệm của các chính phủ quốc gia. Điều này có nghĩa là họ có thể áp dụng các mức thuế VAT và mức thuế tiêu thụ đặc biệt của EU khác nhau đối với điện, bao gồm cả các mức giảm trong giới hạn của các quy tắc chung đã được thống nhất tại EU. Nhưng thông thường họ cũng áp dụng các loại thuế, phí hoặc lệ phí quốc gia được cộng vào hóa đơn tiền điện và không được thống nhất trên toàn EU, bao gồm cả các loại thuế và phí không liên quan đến năng lượng (ví dụ: các khoản phí liên quan đến truyền hình công cộng).

Mặc dù tất cả các yếu tố này làm cho việc hiểu hóa đơn tiền điện cuối cùng trở nên phức tạp hơn, nhưng các quy tắc của EU mang lại cho người dân quyền được thông tin rõ ràng, minh bạch về các chi tiết trong hóa đơn của họ. Ví dụ, hóa đơn nên bao gồm thông tin về sự đóng góp của từng nguồn năng lượng vào cơ cấu năng lượng tổng thể của nhà cung cấp, so sánh mức tiêu thụ điện của khách hàng với năm trước, thông tin về ngày kết thúc hợp đồng (nếu có), cũng như khả năng và lợi ích của việc chuyển đổi nhà cung cấp, cùng các thông tin khác.

2. Các hộ gia đình có thể ảnh hưởng đến hóa đơn tiền điện của mình

Các nhà cung cấp điện đưa ra các loại hợp đồng khác nhau. Trong một số trường hợp, giá là cố định, nghĩa là một hộ gia đình trả cùng một số tiền cho mỗi kWh điện họ sử dụng, ngay cả khi giá điện thay đổi theo thời gian. Một số hợp đồng có giá biến đổi, ví dụ theo tháng, trong khi những hợp đồng khác có thể linh hoạt , nghĩa là chúng phản ánh sự thay đổi của giá thị trường bán buôn, ví dụ theo giờ.

Gần 3/4 (73%) hộ gia đình và một số lượng đáng kể các doanh nghiệp vừa và nhỏ tại EU đang sử dụng hợp đồng điện giá cố định. Đây có thể là một lựa chọn an toàn cho những người lo ngại về việc tăng giá không lường trước được. Tuy nhiên, điều đó cũng có nghĩa là họ không thể hưởng lợi từ bất kỳ đợt giảm giá điện ngắn hạn nào. Điều này đặc biệt đúng đối với những người tiêu dùng sở hữu xe điện hoặc máy bơm nhiệt, những người có khả năng dịch chuyển và điều chỉnh mức tiêu thụ điện của mình để đáp ứng với những thay đổi giá điện ngắn hạn.

Có một số điều bạn có thể làm để giảm hóa đơn tiền điện của mình:

Chuyển sang nhà cung cấp cạnh tranh hơn: Các ước tính gần đây cho thấy việc này có thể giúp tiết kiệm trung bình hơn 150€ mỗi năm. Nhờ các quy tắc của EU, khách hàng có quyền truy cập miễn phí vào các công cụ độc lập ở mỗi quốc gia để so sánh các đề xuất giữa các nhà cung cấp khác nhau. Các quy tắc của EU cũng trao cho khách hàng quyền chuyển đổi nhà cung cấp năng lượng mà không mất phí. Việc chuyển sang nhà cung cấp mới có hiệu lực trong vòng 3 tuần sau khi ký hợp đồng mới. Thậm chí, thời hạn này sẽ phải được rút ngắn xuống còn 24 giờ vào ngày 31 tháng 12 năm 2026.
Chọn hợp đồng với mức giá biến đổi và sử dụng điện khi giá rẻ hơn: Các hộ gia đình có thể giảm hóa đơn bằng cách chuyển từ hợp đồng giá cố định sang hợp đồng giá biến đổi hoặc giá linh hoạt để điều chỉnh mức phí dựa trên giá thị trường bán buôn điện. Tóm lại, giá điện thị trường thay đổi ngay cả trong một ngày và phụ thuộc vào loại nguồn năng lượng được sử dụng để sản xuất điện cũng như nhu cầu. Thông thường, lượng điện cần thiết trong một khoảng thời gian nhất định càng nhiều thì chi phí càng cao vì sẽ cần sử dụng các nguồn năng lượng đắt tiền hơn để đảm bảo đáp ứng nhu cầu điện. Nếu bạn có thể dịch chuyển mức tiêu thụ của mình sang các khoảng thời gian khác trong ngày, bạn sẽ trả ít tiền hơn. Để giảm hóa đơn, các hộ gia đình có thể theo dõi mức tiêu thụ và giá cả thông qua công tơ thông minh và sử dụng điện vào những thời điểm giá thấp hơn, trong cái gọi là 'giờ thấp điểm'. Ví dụ, các khách hàng ở Thụy Điển sử dụng hợp đồng sưởi và điện theo giờ đã giảm hóa đơn tiền điện của họ xuống 42% trong giai đoạn 2021-2023 so với hợp đồng giá cố định. Sử dụng điện khi giá rẻ hơn cũng hỗ trợ việc tích hợp năng lượng tái tạo và giảm chi phí mạng lưới. Tuy nhiên, lợi ích của việc định giá linh hoạt phụ thuộc vào khả năng của người tiêu dùng trong việc dịch chuyển mức tiêu thụ điện sang thời điểm giá rẻ hơn.
Tự sản xuất điện: Ngày càng có nhiều hộ gia đình cắt giảm hóa đơn bằng cách tự sản xuất, lưu trữ và/hoặc bán điện tái tạo hoặc bằng cách tham gia vào một 'cộng đồng năng lượng'. Thông qua các cộng đồng năng lượng, người dân, doanh nghiệp nhỏ và chính quyền địa phương có thể tập hợp lại để sản xuất, chia sẻ và thậm chí bán điện tái tạo, chẳng hạn từ các tấm pin mặt trời mái nhà. Các hộ gia đình hoặc doanh nghiệp cá thể tự sản xuất và tự tiêu thụ năng lượng mặt trời của chính mình có thể tiết kiệm từ 260€ đến 550€ mỗi năm cho hóa đơn năng lượng. Các cộng đồng hộ gia đình cùng nhau sản xuất và chia sẻ năng lượng gió và mặt trời có thể tiết kiệm từ 440€ đến 930€ mỗi năm.
Sử dụng các sản phẩm và thiết bị tiết kiệm năng lượng hơn: Chỉ đơn giản bằng cách chuyển sang các sản phẩm tiết kiệm năng lượng hơn như tủ lạnh, TV và đèn chiếu sáng, bạn sẽ sử dụng ít điện hơn và tiết kiệm hóa đơn tiền điện. Ngoài ra, các thiết bị thông minh có thể giúp bạn tiêu thụ điện vào những thời điểm có giá phải chăng hơn. Các quy tắc về thiết kế sinh thái và dán nhãn năng lượng của EU thiết lập các tiêu chuẩn hiệu quả năng lượng cao, giúp người tiêu dùng tiết kiệm chi phí hơn trong suốt vòng đời của sản phẩm. Các quy tắc này ước tính giúp mỗi hộ gia đình EU tiết kiệm trung bình gần 320€ mỗi năm (số liệu năm 2024), tương đương với khoảng 8% hóa đơn năng lượng được tiết kiệm! Những cải thiện trong gia đình như cách nhiệt hoặc thay thế nồi hơi gas bằng máy bơm nhiệt sẽ mang lại hiệu quả chỉ sau vài năm, đặc biệt là thông qua việc giảm chi phí sưởi ấm và tiêu thụ năng lượng. Mọi bước đi và hành động đều có giá trị.

3. Các quy tắc thị trường điện EU phản ánh cung và cầu thực tế

Điện là một loại hàng hóa chịu ảnh hưởng bởi động lực cung và cầu. Nếu nhu cầu cao hơn, giá tăng và ngược lại. Như đối với bất kỳ hàng hóa nào khác, việc định giá điện dựa trên thị trường bắt đầu từ chi phí sản xuất ra nó ('giá biên').

Các nhà sản xuất điện tham gia chào giá vào thị trường với các mức giá phản ánh chi phí sản xuất của họ. Việc chào giá đi từ các nguồn năng lượng rẻ nhất (năng lượng tái tạo, hạt nhân) đến đắt nhất (thường là khí đốt hoặc than đá). Một khi nhu cầu được đáp ứng đầy đủ, mọi người đều nhận được mức giá của nhà sản xuất cuối cùng mà từ đó điện được mua, đó có thể là điện mặt trời trong những giờ trưa nắng hoặc các nhà máy điện chạy bằng nhiên liệu hóa thạch trong những buổi tối mùa đông. Điều này đảm bảo rằng thị trường lựa chọn các nguồn rẻ nhất hiện có trước tiên. Điện sản xuất từ khí đốt thường đắt hơn. Khí đốt sẽ xác định giá khi nhu cầu điện vượt quá lượng điện được sản xuất từ năng lượng tái tạo và hạt nhân. Nếu không, một số khách hàng sẽ không có được lượng điện họ cần.

Bản thân các quy tắc thị trường điện của EU không tạo ra giá cao. Chúng giúp kết nối cung và cầu điện một cách hiệu quả trong thời gian thực. Chúng giúp xác định và dự báo bất kỳ tình trạng thiếu hụt nào có thể xảy ra, và khuyến khích tính linh hoạt trong cả sản xuất và tiêu thụ điện. Các quy tắc này chuyển chi phí năng lượng, đặc biệt là chi phí nhiên liệu (ví dụ chi phí khí tự nhiên), khi chúng cần thiết để đảm bảo việc cung cấp điện. Thị trường điện nội bộ EU cũng đảm bảo rằng điện chảy từ nơi sản xuất rẻ nhất đến nơi cần thiết nhất. Điều này cho phép tích hợp hiệu quả năng lượng sạch và giá cả phải chăng vào hệ thống điện và đảm bảo cung cấp năng lượng an toàn. Sự thiếu hụt ở một quốc gia có thể được bù đắp bởi các quốc gia khác, những biến động do thời tiết được cân bằng giữa các khu vực và lưới điện, và các khoản đầu tư cung ứng được sử dụng một cách tối ưu. Nó làm giảm nguy cơ mất điện, làm dịu các đợt tăng giá cực đoan và giảm sự phụ thuộc của Châu Âu vào các nhà cung cấp đơn lẻ. Nhờ thị trường năng lượng nội bộ, ước tính người tiêu dùng tiết kiệm được 34 tỷ Euro hàng năm. Với việc tăng cường tích hợp thị trường, con số này có thể tăng lên mức 40-43 tỷ Euro vào năm 2030.

4. Giảm sự phụ thuộc của EU vào nhiên liệu hóa thạch có thể ngăn ngừa các cuộc khủng hoảng giá trong tương lai

Trong cuộc khủng hoảng năng lượng năm 2022, giá khí tự nhiên toàn cầu đã đạt mức cao kỷ lục, phần lớn là do Nga vũ khí hóa hoạt động xuất khẩu năng lượng của mình. Điều này đã làm tăng hóa đơn tiền điện, vì Châu Âu nhập khẩu một khối lượng lớn nhiên liệu hóa thạch như khí đốt, vốn thường được sử dụng để sản xuất điện như đã đề cập ở trên.

Sản xuất điện từ các nguồn năng lượng sạch và tự sản xuất trong nước, như năng lượng tái tạo, giúp giảm thiểu tác động của giá nhiên liệu hóa thạch cao đối với giá điện. Bằng cách áp giá lên lượng khí thải carbon, Hệ thống Mua bán Phát thải của EU (ETS) tạo ra doanh thu để đầu tư vào năng lượng sạch và công nghiệp, đồng thời kích thích việc sử dụng các nguồn rẻ hơn không phải trả giá carbon. Tại những nơi năng lượng tái tạo và hạt nhân có sẵn và đủ để đáp ứng nhu cầu điện, chúng dẫn đến giá thị trường bán buôn điện thấp hơn. Năng lượng sạch đã tạo ra 70% lượng điện tại EU vào năm 2025. Đặc biệt, gió và mặt trời đã tạo ra 30% lượng điện, vượt qua nhiên liệu hóa thạch (26%). Ví dụ tại Tây Ban Nha, nhờ sự gia tăng của năng lượng tái tạo, giá điện bán buôn đã thấp hơn gần một phần ba so với mức trung bình của EU vào năm 2024.

5. EU đang hỗ trợ đầu tư vào năng lượng bền vững và giá cả phải chăng

Quá trình chuyển đổi sang nền kinh tế trung hòa về khí hậu giúp năng lượng trở nên vừa túi tiền cho tất cả mọi người. Để bảo vệ những người tiêu dùng dễ bị tổn thương và giúp các hộ gia đình quản lý chi phí nâng cấp nhà cửa, EU đã thiết lập một số quỹ và chương trình được thiết kế để giảm hóa đơn tiền điện thông qua việc đầu tư vào hiệu quả năng lượng, chẳng hạn như cách nhiệt nhà tốt hơn, máy bơm nhiệt và tấm pin mặt trời.

Quỹ Khí hậu Xã hội: Bắt đầu từ năm 2026, quỹ này sẽ cung cấp 86,7 tỷ Euro để hỗ trợ các hộ gia đình và doanh nghiệp siêu nhỏ dễ bị tổn thương. Quỹ sẽ giúp tài trợ cho các khoản đầu tư mang tính cấu trúc, như cải tạo tòa nhà và triển khai hệ thống sưởi và làm mát không phát thải, giúp trực tiếp giảm tiêu thụ và chi phí năng lượng.
Quỹ Hiện đại hóa: Chương trình này hỗ trợ 13 quốc gia EU có thu nhập thấp hơn trong việc hiện đại hóa hệ thống năng lượng của họ. Dự kiến chương trình sẽ chuyển tới 57 tỷ Euro vốn đầu tư hỗ trợ mục tiêu này vào năm 2030. Như vậy, nó giúp cải thiện việc sản xuất và sử dụng năng lượng từ các nguồn tái tạo, cũng như giảm tổng lượng năng lượng sử dụng thông qua hiệu quả năng lượng, bao gồm cả trong giao thông và xây dựng. Giống như Quỹ Khí hậu Xã hội, quỹ này được tài trợ từ doanh thu định giá carbon.
Quỹ Chuyển đổi Công bằng: Với tổng ngân sách 19,32 tỷ Euro giai đoạn 2021-2027, quỹ này hỗ trợ các vùng vốn dựa vào hoạt động nhiên liệu hóa thạch từ trước tới nay, như các vùng khai thác than. Nó giúp các cộng đồng này đa dạng hóa nền kinh tế và cung cấp các khoản tài trợ cho nhà ở tiết kiệm năng lượng và các dự án năng lượng sạch, đảm bảo không có vùng nào bị bỏ lại phía sau khi Châu Âu rời xa than và khí đốt.
Cơ chế Phục hồi và Kháng khởi (RRF): Là một phần của NextGenerationEU, RRF đã phân bổ 106,5 tỷ Euro cụ thể cho hiệu quả năng lượng. Số tiền này hiện đang tài trợ cho các chương trình phiếu mua hàng (voucher) quốc gia cho các tấm pin mặt trời, máy bơm nhiệt và cách nhiệt. Đến năm 2026, các khoản đầu tư này đặt mục tiêu tiết kiệm đủ năng lượng để đáp ứng nhu cầu điện của hơn 20 triệu người Châu Âu.
Các Quỹ Chính sách Gắn kết: Với 20 tỷ Euro dành riêng cho cải tạo năng lượng giai đoạn 2021-2027, các quỹ này nhắm tới việc nâng cấp cho ít nhất 723.000 hộ gia đình. Vì được quản lý theo khu vực, chúng nhằm mục đích tiếp cận các cộng đồng địa phương và cung cấp các khoản tài trợ cho nhà ở xã hội, giúp đỡ những người không thể chi trả chi phí cải tạo trả trước. Việc cải tạo đúng cách để cách nhiệt cho một tòa nhà và cải thiện hiệu suất năng lượng của nó là chìa khóa để giảm nghèo năng lượng và kéo hóa đơn tiền điện xuống.

Kết luận

Các quy tắc của EU giúp giữ cho hóa đơn tiền điện có tính cạnh tranh bằng cách đảm bảo các nguồn điện rẻ nhất (và sạch nhất) được sử dụng trước tiên và bằng cách cho phép điện năng chảy tự do khắp châu lục.

Các thành phần khác trong hóa đơn của bạn – thuế, phí và phí mạng lưới – phần lớn được xác định bởi các lựa chọn quốc gia. Đây là lý do tại sao hóa đơn khác nhau giữa các quốc gia và tại sao những thay đổi giá bán buôn không phải lúc nào cũng chuyển đổi ngay thành những thay đổi trong hóa đơn hộ gia đình, hoặc được chuyển đổi nhưng với độ trễ vài tháng.

Theo thời gian, các cải cách của EU nhằm mục đích làm cho hóa đơn trở nên vừa túi tiền và ổn định hơn, mở rộng năng lượng sạch với chi phí vận hành thấp, làm cho thị trường điện hoạt động hiệu quả hơn và tăng cường quyền lợi của người tiêu dùng, để người dân được bảo vệ tốt hơn trước các cú sốc giá đột ngột trong khi vẫn được hưởng lợi từ một hệ thống điện hiệu quả và an toàn.

Nguồn: European Commission

Link: 5 things you should know about your electricity bill - Energy

Ông Trump sẽ triệu tập sếp Amazon, Google, buộc tự cấp điện cho trung tâm dữ liệu

Các gã khổng lồ công nghệ Amazon, Google, Meta sẽ gặp Tổng thống Trump tuần tới, ký cam kết “tự cung tự cấp” điện cho các trung tâm dữ liệu của họ.

Taylor Rogers, phát ngôn viên Nhà Trắng, xác nhận với CNBC về cuộc triệu tập các giám đốc điều hành Amazon, Google, Meta, Microsoft, xAI, Oracle và OpenAI ngày 25/2. Cam kết "tự cung tự cấp" điện nói trên được đặt ra trong bối cảnh người Mỹ phản đối dữ dội các trung tâm dữ liệu, cho rằng chúng là nguyên nhân khiến hóa đơn tiền điện gia đình tăng cao.

Tổng thống Mỹ Donald Trump đọc Thông điệp Liên bang tại Điện Capitol, Washington, Mỹ, ngày 24/2. Ảnh: Reuters — *Tổng thống Mỹ Donald Trump đọc Thông điệp Liên bang tại Điện Capitol, Washington, Mỹ, ngày 24/2.*

Cuộc triệu tập sẽ diễn ra ngày 4/3. Theo cam kết, các công ty công nghệ phải xây dựng, hoặc tự mua nguồn điện riêng khi xây mới các trung tâm dữ liệu phục vụ trí tuệ nhân tạo (AI). Phát ngôn viên Nhà Trắng cho biết động thái trên nhằm đảm bảo hóa đơn tiền điện của người Mỹ không tăng trong cuộc đua công nghệ.

Cam kết này được ông Trump tiết lộ sơ lược trong bài phát biểu Thông điệp Liên bang hôm thứ Ba, được gọi là một "cam kết bảo vệ người tiêu dùng". "Chúng tôi nói với các tập đoàn công nghệ rằng họ có nghĩa vụ tự đáp ứng nhu cầu điện năng. Họ có thể xây dựng nhà máy điện riêng để không ảnh hưởng tới túi tiền của người dân", ông Trump nói.

Các trung tâm dữ liệu đang phải đối mặt với sự phản đối của cộng đồng dân cư khắp nước Mỹ. Họ cho rằng hóa đơn tiền điện tăng cao là do lượng điện tiêu thụ khổng lồ của các cơ sở này.

Chính quyền Trump coi AI là một động lực thúc đẩy tăng trưởng kinh tế và là trụ cột của an ninh quốc gia Mỹ. Đây là một liên minh tiềm ẩn rủi ro chính trị cho Nhà Trắng trước thềm cuộc bầu cử giữa nhiệm kỳ. Tháng 11 năm ngoái, Thống đốc New Jersey Mikie Sherrill và Thống đốc Virginia Abigail Spanberger đã giành chiến thắng áp đảo các đối thủ đảng Cộng hòa trong cuộc bầu cử, bằng cách vận động chống lại giá điện tăng cao.

Bộ trưởng Năng lượng Chris Wright thêm rằng họ đã cảnh báo các công ty công nghệ về nguy cơ phản ứng dữ dội từ công chúng với niềm tin rằng các trung tâm dữ liệu đang làm tăng chi phí năng lượng. "Chúng tôi muốn thấy các trung tâm dữ liệu được phát triển. Nhưng để làm được điều đó, chúng ta cần khoản đầu tư ban đầu vào cơ sở hạ tầng lưới điện", ông nói.

Bộ trưởng Nội vụ Doug Burgum gọi cam kết này là BYOP (Bring your own power - hãy tự phát triển điện cho bạn), một cách chơi chữ theo phong trào BYOB (Bring your own bottle - hãy tự mang chai nước của bạn).

Ông Burgum thêm rằng không hóa đơn tiền điện nào tăng lên bởi các trung tâm dữ liệu, trừ một số bang tập trung phát triển năng lượng tái tạo với chính sách "ảo tưởng về khí hậu" như Virginia. Bởi lẽ họ chọn điện gió và mặt trời, thay vì các nguồn năng lượng rẻ hơn.

Google đã tiến một bước trên lộ trình "tự cung tự cấp điện". Hai ngày trước, họ thông báo sẽ xây dựng một trung tâm dữ liệu mới tại Pine Island, bang Minnesota. Cơ sở này được cung cấp 1,9 GW điện gió và mặt trời, kết hợp với hệ thống pin lưu trữ 300 MW, được cho là lớn nhất thế giới.

Để đẩy nhanh các dự án năng lượng sạch mà không làm tăng hóa đơn tiền điện của người dân, Google và Xcel Energy ký kết tại Minnesota Phí Tăng tốc Năng lượng Sạch (Clean Energy Accelerator Charge). Theo đó, gã khổng lồ công nghệ sẽ đầu tư 50 triệu USD để hỗ trợ Xcel lắp đặt nhiều pin lưu trữ nhỏ hơn trên toàn lưới điện, nhằm tăng công suất điện và giúp hệ thống ổn định hơn. Hợp đồng giữa hai bên sẽ giúp cộng đồng người dân trong khu vực tiếp cận điện sạch với giá cả phải chăng hơn, theo Google.

Nguồn:

VnExpress; CNBC

Báo cáo biến động quan trọng hằng ngày của IEMOP ngày 26/02/2026.

1. Tổng quan thị trường (Market Outcomes)
Giá điện bình quân theo phụ tải (Load Weighted Average Price)
- Toàn hệ thống: 4.73 Php/kWh
- Luzon: 4.21 Php/kWh
- Visayas: 4.42 Php/kWh
- Mindanao: 7.73 Php/kWh
➤ Phân tích
- Mindanao có giá cao nhất, gần gấp đôi Luzon → khả năng do:
+ Hạn chế truyền tải
+ Nguồn điện chi phí cao (nhiệt điện/diesel)
+ Căng thẳng cung – cầu cục bộ
- Luzon là vùng có giá thấp nhất → hệ thống nguồn lớn, cạnh tranh cao hơn.

Cung và cầu
- Cung bình quân: 20,545 MW
- Nhu cầu bình quân: 14,112 MW

➤ Nhận xét
- Biên dự phòng hệ thống khá lớn (~6,400 MW)
- Không có dấu hiệu thiếu điện toàn hệ thống.
- Tuy nhiên, giá cao ở Mindanao cho thấy mất cân bằng cục bộ, không phải thiếu điện toàn quốc.

2. Cơ cấu nguồn điện (Generation Mix)
Tổng sản lượng trong ngày:
- Non-renewables: 254.9 GWh (74.6%)
- Renewables: 86.3 GWh (25.3%)
- Energy Storage: 0.4 GWh (0.1%)
➤ Phân tích
- Hệ thống Philippines vẫn phụ thuộc chủ yếu vào nguồn nhiệt điện (~75%)
- Tỷ lệ RE ~25% → mức trung bình
- ESS gần như chưa đóng vai trò đáng kể
Theo vùng:

Vùng	Non-Renewable Resouces	Renewable Resouces
Luzon	81.78%	18.09%
Mindanao	61.30%	38.61%
Visayas	50.10%	49.80%

➤ Điểm đáng chú ý:
- Visayas gần 50% RE → khu vực chuyển dịch năng lượng mạnh
- Mindanao có RE cao (~39%) nhưng giá lại cao → có thể do hạn chế truyền tải hoặc tính không ổn định của RE
- Luzon phụ thuộc nhiệt điện nhiều hơn.

3. Đỉnh phụ tải (Peak Demand).

Daily Peak

Vùng	MW
Luzon	11,572
Mindanao	2,307
Visayas	2,326

→ Đỉnh xảy ra khoảng 13:00–18:25.

Year-to-Date Peak

Vùng	MW
Luzon	14,011
Mindanao	2,782
Visayas	2,679

➤ Phân tích
- Phụ tải hiện tại chưa đạt đỉnh năm
- Hệ thống còn dư địa vận hành.

4. Dòng công suất HVDC (Liên kết vùng)
- Luzon ↔ Visayas
+ Luzon → Visayas: 64.41 MW (57.5% thời gian)
+ Visayas → Luzon: 57.96 MW (42.1%)
- Visayas ↔ Mindanao
+ Visayas → Mindanao: 24.76 MW
+ Mindanao → Visayas: 230.14 MW (91.9% thời gian)

➤ Phân tích quan trọng
- Mindanao xuất điện sang Visayas phần lớn thời gian
- Nhưng giá Mindanao lại cao → khả năng:

+ Xuất điện làm giảm nguồn nội vùng
+ Hoặc cấu trúc thị trường tách biệt về giá (zonal pricing)
+ Hạn chế truyền tải nội bộ
- Hệ thống Philippines có cấu trúc multi-island grid → phụ thuộc mạnh vào HVDC.

5. Biểu đồ Cung – Cầu – Giá
Quan sát:
- Capacity available cao hơn energy requirement
- Khoảng 18:00 có spike giá rõ rệt
- Thời điểm chiều tối → nhu cầu tăng, RE giảm (solar sunset effect)
➤ Đây là hiện tượng giống “duck curve”
- Ban ngày giá thấp
- Buổi tối giá tăng

6. Nhận định chuyên sâu (Góc nhìn thị trường điện)
Cấu trúc thị trường
- Philippines vận hành theo:
+ Wholesale Electricity Spot Market (WESM)
+ Zonal pricing
+ Market-based dispatch
Vấn đề nổi bật:
1. Chênh lệch giá giữa các đảo
2. Hạn chế truyền tải ảnh hưởng đến giá
3. Tỷ lệ RE tăng nhưng chưa có đủ ESS
4. Cơ chế điều tiết liên vùng rất quan trọng

7. Kết luận tổng hợp
- Hệ thống không thiếu điện toàn quốc
- Có mất cân bằng cục bộ
- Phụ thuộc lớn vào nhiệt điện
- RE đang tăng nhưng chưa đủ linh hoạt
- Giá biến động mạnh vào chiều tối
- Truyền tải liên đảo đóng vai trò quyết định

Nguồn: IEMOP

An ninh năng lượng: Đảm bảo nguồn điện xuyên suốt quá trình chuyển dịch năng lượng (QLD)

Rainer Korte, Ủy viên

Chuỗi hội thảo về An ninh năng lượng của CEDA

Ngày 26 tháng 2 năm 2026 - Pullman, King George Square, Brisbane

Lần cuối cùng khu phố của bạn bị mất điện là khi nào? Đèn tắt. Máy giặt ngừng chạy… và ôi không! Wi-Fi mất kết nối. Thật là một thảm họa. Đột nhiên, bạn được nhắc nhở về việc cuộc sống hằng ngày phụ thuộc nhiều như thế nào vào nguồn cung cấp điện ổn định và tin cậy. Nhưng đã bao nhiêu lần bạn thực sự nghĩ về điều đó?

Gần đây, vào ngày Quốc khánh Australia, tôi đã trải qua một đợt mất điện tại nhà… thật trớ trêu, đó là lúc tôi đang chuẩn bị cho bài phát biểu này. Đó là một buổi tối nóng nực kỷ lục ở Adelaide — trên 40 độ C. Điện bị mất trong khoảng 4 giờ do lỗi mạng lưới phân phối.

Mất điện ở quy mô hộ gia đình hay khu phố có thể gây bực bội, khó chịu, và thậm chí đe dọa đến tính mạng của một số người trong cộng đồng. Thông thường, những sự cố này được khắc phục nhanh chóng. Nhưng ở quy mô lớn hơn, mất điện có thể gây ra những hậu quả kinh tế và xã hội nghiêm trọng hơn nhiều. Nó không chỉ đơn thuần là vài giờ thiếu Wi-Fi.

Tôi đã sống qua đợt mất điện toàn bang Nam Úc vào tháng 9 năm 2016 và tham gia các cuộc điều tra sau đó. May mắn thay, trong trường hợp đó, khoảng 80–90% nguồn cung tại các khu vực đô thị và ngoại ô đã được khôi phục trong vòng tám giờ. Tuy nhiên, các khu vực vùng sâu vùng xa phải mất đến một tuần mới có điện trở lại. Đợt mất điện đó được báo cáo đã gây ra thiệt hại kinh tế từ 450 đến 500 triệu đô la.

Các sự cố mất điện nhắc nhở chúng ta rằng an ninh năng lượng là yếu tố thiết yếu cho sự duy trì của doanh nghiệp, sự thịnh vượng kinh tế và an toàn xã hội. Nó là nền tảng cho lối sống của chúng ta.

Như quý vị đã biết, Australia đang ở giữa cuộc chuyển đổi cấu trúc hệ thống năng lượng lớn nhất trong một thế kỷ qua

Trong quá trình chuyển đổi này, chúng ta đang cố gắng thực hiện đồng thời ba mục tiêu: đảm bảo nguồn điện không bị ngắt quãng, giữ cho hóa đơn tiền điện ở mức hợp lý và cắt giảm lượng khí thải carbon. Điều này không hề dễ dàng!

Tại Ủy ban Thị trường Năng lượng Australia (AEMC), chúng tôi đang nỗ lực giải quyết những thách thức này bằng cách triển khai các thay đổi quy tắc thực tiễn và cung cấp lời khuyên đúng đắn cho các nhà hoạch định chính sách, phù hợp với tầm nhìn về một hệ thống năng lượng Net Zero lấy người tiêu dùng làm trung tâm.

Vậy, chúng ta đang ở đâu trong việc đảm bảo nguồn điện luôn được duy trì xuyên suốt quá trình chuyển dịch năng lượng?

Quá trình chuyển dịch năng lượng đang diễn ra mạnh mẽ

Trong Thị trường Điện Quốc gia (NEM), quá trình chuyển dịch năng lượng đang diễn ra rất khẩn trương. Australia ngày càng phụ thuộc vào các nguồn năng lượng tái tạo quy mô lưới điện và năng lượng tái tạo phía khách hàng. Đồng thời, đội ngũ các nhà máy điện than cũ kỹ đang dần đóng cửa.

Nhu cầu sử dụng điện đang tăng lên do xu hướng điện hóa trong công nghiệp, hộ gia đình và giao thông, cũng như sự phát triển của các ngành công nghiệp tiêu thụ nhiều năng lượng mới, chẳng hạn như các trung tâm dữ liệu. Tính tổng cộng, tiêu thụ điện trong NEM được dự báo sẽ tăng gần gấp đôi vào năm 2050.

Vào tháng 12 năm 2025, Cơ quan Vận hành Thị trường Năng lượng Australia (AEMO) đã công bố Dự thảo Quy hoạch Hệ thống Tích hợp (ISP) năm 2026. Dự thảo tái khẳng định rằng: nguồn phát năng lượng tái tạo, được kết nối bởi hệ thống truyền tải và phân phối, được củng cố bằng lưu trữ và hỗ trợ bởi nguồn phát chạy bằng khí đốt, là lộ trình có chi phí thấp nhất cho Australia.

Lộ trình Phát triển Tối ưu (ODP) của ISP thiết lập cơ cấu nguồn lực quy mô lưới điện với chi phí thấp nhất cần thiết để thay thế các nhà máy than đóng cửa, đáp ứng nhu cầu điện tăng gần gấp đôi và đạt được các mục tiêu của Chính phủ về năng lượng tái tạo và phát thải, đồng thời tính đến sự tăng trưởng dự kiến của Nguồn năng lượng phía khách hàng (CER).

Theo kịch bản chuyển đổi trọng tâm ("step-change"), Dự thảo ISP dự kiến nhu cầu:

Tăng gấp 5 lần điện gió và điện mặt trời quy mô lưới điện vào năm 2050.
Tăng gấp 4 lần điện mặt trời áp mái, lưu ý rằng hiện nay cứ 3 hộ gia đình thì có 1 hộ đã lắp đặt pin năng lượng mặt trời.
Tăng gấp 18 lần công suất lưu trữ.
Cần thêm các nguồn phát điện chạy bằng khí linh hoạt để cung cấp nguồn dự phòng khi cần thiết.
Bổ sung thêm 6.000 km đường dây truyền tải.

Quy mô đầu tư yêu cầu là rất lớn. Chi phí vốn hàng năm cho cơ sở hạ tầng nguồn phát quy mô lớn, lưu trữ, truyền tải và phân phối ước tính đạt 128 tỷ đô la vào năm 2050. Dù đã có những đà phát triển đáng kể để thực hiện các khoản đầu tư này, nhưng thách thức vẫn còn đó trong việc triển khai đủ nhanh. Các dự án phải đối mặt với sự chậm trễ do các quyết định quy hoạch và phê duyệt kéo dài, rào cản từ chuỗi cung ứng, việc đảm bảo sự đồng thuận của xã hội và sự chậm trễ trong thi công.

Một phát hiện quan trọng trong báo cáo Xu hướng Giá Điện Sinh hoạt mới nhất của AEMC là giá năng lượng có nguy cơ tăng lên trừ khi các dự án năng lượng tái tạo mới, lưu trữ pin và truyền tải được thực hiện nhanh hơn dự kiến hiện tại.

Các chính sách của Chính phủ, chẳng hạn như Lộ trình Cơ sở Hạ tầng Điện của New South Wales, đang được triển khai để đảm bảo có đủ cơ sở hạ tầng quy mô lưới điện trước khi các nhà máy than đóng cửa, từ đó giảm thiểu rủi ro về độ tin cậy và an ninh hệ thống.

Ngoài việc cung cấp lộ trình cho sự chuyển dịch năng lượng của NEM, ISP còn định hướng cho các quy trình quản lý và chương trình quy hoạch của các bang. AEMC đang tiến hành rà soát khung ISP vào năm 2026 để đảm bảo nó vẫn phù hợp với mục đích và tiếp tục dẫn dắt các quyết định đầu tư hàng tỷ đô la một cách tin cậy.

Duy trì độ tin cậy và an ninh hệ thống là yếu tố sống còn

Việc duy trì độ tin cậy và an ninh hệ thống trong quá trình chuyển dịch năng lượng là vô cùng quan trọng. Khi nhiệt điện than rút lui, chúng ta cần đủ nguồn phát thay thế, nguồn linh hoạt, lưu trữ, truyền tải và phân phối để duy trì độ tin cậy. Để đảm bảo an ninh, hệ thống điện phải vận hành an toàn trong các giới hạn kỹ thuật đã định sẵn, chịu được các nhiễu động và có khả năng khởi động lại sau một đợt mất điện diện rộng.

Để duy trì an ninh hệ thống, chúng ta cần đủ các dịch vụ hệ thống thiết yếu, chẳng hạn như quán tính (inertia) và độ bền hệ thống (system strength), để hấp thụ các cú sốc và giữ cho hệ thống ổn định. Đầu tư sớm vào các nguồn lực thay thế là điều cần thiết để giảm bớt tác động từ việc đóng cửa các nhà máy than.

Kế hoạch Chuyển đổi An ninh Hệ thống của AEMO, công bố vào tháng 12, đã xác định các khoảng trống an ninh mới nổi đòi hỏi hành động phối hợp giữa AEMO, các chính phủ, các đơn vị vận hành mạng lưới và các bên tham gia thị trường để hỗ trợ chuyển dịch năng lượng trong 10 năm tới.

Kế hoạch này nêu bật một vấn đề lớn chưa được giải quyết đối với Queensland: quản lý an ninh hệ thống trong điều kiện nhu cầu hệ thống tối thiểu với xác suất thấp. Việc triển khai các cơ chế ngắt khẩn cấp (backstop mechanisms) để chủ động quản lý các hệ thống điện mặt trời (PV) quy mô nhỏ khi cần thiết có thể giúp giải quyết vấn đề này.

Các cải cách lớn gần đây đối với khung an ninh hệ thống trong Quy tắc Điện Quốc gia đang tiếp tục được triển khai và hoàn thiện. AEMC đã nhận được hai đề xuất thay đổi quy tắc để tăng cường các khung hiện có. AEMO đã đề xuất các phương án nhằm cho phép xác định và quản lý tình trạng thiếu hụt độ bền hệ thống và quán tính hiệu quả hơn, cải thiện sự chắc chắn trong quy hoạch và điều chỉnh khung thời gian quản lý để phù hợp hơn với quá trình gia nhập và rút lui của các nguồn lực.

Chúng tôi dự kiến sẽ bắt đầu thực hiện các thay đổi quy tắc này vào tháng tới. AEMO cũng đang tiến hành triển khai các dịch vụ chuyển đổi mới được giới thiệu theo các cải cách quản lý gần đây để hỗ trợ khả năng vận hành và thử nghiệm các công nghệ mới như biến tần tạo lưới (grid-forming inverters) của pin lưu trữ nhằm cung cấp các dịch vụ an ninh hệ thống thiết yếu.

Đầu tư chiến lược trước thời hạn để đảm bảo lưới điện sẵn sàng cho những gì sắp tới sẽ tốt hơn là cố gắng đầu tư theo kiểu "vừa kịp lúc", vì mỗi sự chậm trễ đều làm tăng rủi ro đối với độ tin cậy và an ninh hệ thống.

Nguồn năng lượng phía khách hàng giúp cắt giảm chi phí và cải thiện khả năng phục hồi

Một trong những phần thú vị nhất – và cũng đầy thách thức nhất – của chuyển dịch năng lượng là sự gia tăng của CER (Nguồn năng lượng phía khách hàng). Điện mặt trời mái nhà. Pin lưu trữ gia đình. Xe điện. Thiết bị thông minh. Queensland đang tiến gần mốc 1,2 triệu hệ thống điện mặt trời áp mái. Cơ hội là rất lớn:

Các hộ gia đình và doanh nghiệp có thể giảm hóa đơn bằng cách chủ động quản lý nhu cầu năng lượng của mình.
Các cộng đồng địa phương có thể xây dựng khả năng phục hồi thông qua lưới điện siêu nhỏ (microgrids) và khả năng dự phòng.
Hàng ngàn thiết bị có thể được điều phối để hoạt động như một nhà máy điện ảo (VPP).
Giảm bớt nhu cầu đầu tư vào cơ sở hạ tầng tập trung đắt đỏ.

Nhưng cũng có những thách thức đáng kể:

Nhu cầu lưới điện tối thiểu đang giảm xuống mức gây khó khăn cho an ninh hệ thống.
Quản lý điện áp và mạng lưới địa phương trở nên phức tạp hơn.
Các đơn vị vận hành hệ thống cần khả năng hiển thị và một mức độ kiểm soát khẩn cấp đối với hàng triệu thiết bị nhỏ.
Quy tắc thị trường và các khuyến khích phải thay đổi để CER tạo ra công suất tổng hợp ổn định hơn, chứ không chỉ là sự biến động không được quản lý.

Australia đang đi đầu thế giới trong việc giải quyết những thách thức này – không có một "sách hướng dẫn" sẵn có nào để chúng ta làm theo. Khi việc ứng dụng CER tiếp tục phát triển, khả năng hiển thị và điều phối các nguồn lực CER trở nên then chốt để duy trì an ninh hệ thống và thực hiện chuyển dịch năng lượng với chi phí thấp nhất. Chủ sở hữu CER được hưởng lợi trực tiếp từ khoản đầu tư của họ và giúp giảm chi phí hệ thống cho tất cả người tiêu dùng. Nếu được tích hợp tốt, CER có thể mang lại khoản tiết kiệm lên tới 45 tỷ đô la (giá trị hiện tại ròng) bằng cách giảm nhu cầu đầu tư vào năm 2050.

Báo cáo Xu hướng Giá Điện Sinh hoạt mới nhất của AEMC cho thấy điện hóa là một trong những công cụ mạnh mẽ nhất mà các hộ gia đình có để cắt giảm hóa đơn năng lượng

Lắp đặt điện mặt trời áp mái và pin lưu trữ, chuyển sang xe điện và thay thế các thiết bị dùng gas bằng các thiết bị điện hiệu quả có thể giảm tổng chi phí năng lượng hộ gia đình lên tới 90% mỗi năm.

Một cuộc chuyển dịch năng lượng công bằng

Chuyển dịch năng lượng phải mang lại lợi ích cho tất cả người tiêu dùng. Cách tiếp cận hiện tại về việc thu phí khách hàng cho việc sử dụng cột điện và đường dây đang góp phần gây ra kết quả bất lợi cho một số khách hàng trong bối cảnh CER phát triển nhanh chóng. Điều này là do chi phí mạng lưới phần lớn được thu hồi thông qua phí sử dụng (theo sản lượng), và khi khách hàng lắp đặt điện mặt trời và pin, lượng điện lưới họ sử dụng giảm xuống, kéo theo mức đóng góp của họ vào chi phí mạng lưới giảm. Nhưng chi phí duy trì lưới điện vẫn giữ nguyên. Khi xu hướng này tiếp tục, một nhóm khách hàng không có CER sẽ phải gánh vác phần chi phí mạng lưới ngày càng tăng.

Làm thế nào để giải quyết vấn đề này? Hiện nay, khoảng 70% chi phí mạng lưới được thu hồi qua phí sử dụng. Nếu phí cố định được tăng lên để thu hồi tỉ lệ chi phí mạng lưới lớn hơn, tất cả khách hàng (bao gồm cả những người có CER) sẽ thấy mức tăng tương đối nhỏ. Tuy nhiên, nếu thay vào đó lại tăng phí sử dụng, những khách hàng không có CER và hoàn toàn phụ thuộc vào lưới điện sẽ phải trả nhiều hơn rất nhiều, đặc biệt là những người không thể chuyển đổi thời gian sử dụng điện ra khỏi các khung giờ cao điểm.

Tình trạng hiện tại là không bền vững và cần hành động để giải quyết các mối quan ngại về sự công bằng. Dự thảo báo cáo Rà soát Định giá của AEMC đề xuất cải cách các quy tắc định giá mạng lưới để hỗ trợ tốt hơn cho một lưới điện có chi phí thấp nhất và chia sẻ chi phí công bằng hơn giữa những người tiêu dùng.

Quá trình chuyển dịch năng lượng có đang mang lại kết quả?

Vậy, liệu quá trình chuyển dịch năng lượng có đang đáp ứng được các chỉ số chính về độ tin cậy, chi phí và tính bền vững? AEMO gần đây đã công bố báo cáo động lực năng lượng cho quý 4 năm 2025. Quý 4 đã được mô tả là một "thời điểm mang tính bước ngoặt", với giá điện bán buôn giảm mạnh, năng lượng tái tạo lần đầu tiên đáp ứng một nửa tổng nhu cầu của NEM, sản lượng pin lưu trữ tăng vọt và sản lượng điện than rơi xuống mức thấp mới.

Giá điện bán buôn trung bình giảm gần một nửa so với một năm trước đó, nhờ vào sản lượng kỷ lục từ năng lượng tái tạo và lưu trữ. Sản lượng điện than giảm 4,6% so với cùng kỳ năm ngoái, mức thấp nhất lịch sử tính theo quý. Sản lượng điện khí giảm 27% xuống mức thấp nhất trong 25 năm. Đây là những dấu hiệu tích cực cho thấy chúng ta đang đi đúng hướng về chi phí và tính bền vững.

Còn về an ninh năng lượng? Độ tin cậy và an ninh hệ thống được thử nghiệm dưới các áp lực của hệ thống: những đêm nóng nực, gió lặng, nhu cầu cao hoặc trong các nhiễu động lớn. Vào ngày Quốc khánh, Nam Úc đã chịu đựng một bài thử nghiệm áp lực trong một đợt nắng nóng chưa từng có. Mặc dù có những đợt mất điện cục bộ trên mạng lưới phân phối, nhưng về tổng thể hệ thống vẫn duy trì được độ tin cậy. Khi mặt trời lặn và pin lưu trữ xả hết, các nhà máy khí đỉnh và máy phát điện diesel đã cung cấp nguồn dự phòng.

Điều này nhấn mạnh nhu cầu về các hệ thống lưu trữ có dung lượng lớn và thời gian xả dài hơn, cũng như giá trị của đội ngũ các dự án pin lớn đang được triển khai trên khắp NEM. Vào năm 2025, Australia đã lắp đặt nhiều pin lưu trữ trên mỗi đơn vị tiêu thụ điện hơn bất kỳ quốc gia nào khác trên thế giới.

Các thông báo vận hành pin lớn gần đây tại Queensland bao gồm pin Swanbank 250 MW và 500 MWh gần Ipswich và pin Tarong 300 MW và 600 MWh của Stanwell. Những hệ thống pin này giúp giảm giá điện bằng cách lưu trữ năng lượng tái tạo để sử dụng trong giờ cao điểm và cung cấp các dịch vụ thiết yếu để hỗ trợ an ninh hệ thống.

Vì vậy, chúng ta đã có kế hoạch và đang đạt được những tiến bộ thực sự. Năng lượng tái tạo đang tăng thị phần, lưu trữ đang mở rộng quy mô và các dịch vụ hệ thống thiết yếu mới đang xuất hiện. Nhưng chúng ta phải tăng tốc đầu tư, đầu tư sớm và duy trì tầm nhìn rõ ràng đối với các dịch vụ hệ thống thiết yếu giúp hệ thống ổn định.

An ninh năng lượng không thể là một ý nghĩ nảy ra sau cùng — nó là yếu tố then chốt cho phép chuyển dịch năng lượng thành công. Mỗi cải cách, mỗi khoản đầu tư, mỗi sự thay đổi quy tắc cuối cùng đều nhằm đảm bảo rằng người dân Australia có thể tin tưởng vào hệ thống năng lượng của họ, bất kể đêm nóng thế nào, nhu cầu cao ra sao hay công nghệ phát triển nhanh đến mức nào.

Chuyển dịch năng lượng là đầy thách thức, nhưng hoàn toàn có thể đạt được. Và nếu chúng ta làm đúng, chúng ta sẽ mang đến một hệ thống không chỉ an ninh mà còn có chi phí thấp nhất, phát thải thấp nhất và đủ năng lực để hỗ trợ các ngành công nghiệp và cộng đồng của tương lai.

Nguồn: AEMC

Hướng dẫn Thực hành tốt nhất cho Hệ thống Điện mặt trời và Pin lưu trữ - Phiên bản 3.0

Tóm tắt

Trong bối cảnh chuyển dịch năng lượng đang tăng tốc, ngành công nghiệp điện đang chuyển dịch từ các dự án điện mặt trời (PV) độc lập sang việc triển khai các dự án hỗn hợp (hybrid) thông minh hơn. Phiên bản hướng dẫn này tổng hợp các thực hành tốt nhất trong ngành cho việc triển khai hệ thống hỗn hợp PV+BESS (Điện mặt trời + Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin), đồng thời tái khẳng định các nguyên tắc cơ bản về tính toàn vẹn của thiết kế, phân bổ rủi ro và hiệu suất có thể kiểm chứng. Những đổi mới chính bao gồm việc mở rộng các chương về quản lý rủi ro (bao gồm khả năng huy động vốn và rủi ro khí hậu) và cập nhật cách tiếp cận về HSSE (Sức khỏe, An toàn, An ninh và Môi trường) có tích hợp an ninh mạng và đa dạng sinh học. Tài liệu này được thiết kế để củng cố khả năng huy động vốn và niềm tin của các bên liên quan trong suốt vòng đời tài sản, phù hợp với các hướng dẫn của SolarPower Europe về O&M (Vận hành & Bảo trì), Quản trị tài sản và Thẩm định kỹ thuật.

Tóm tắt các chương

Chương 1: Giới thiệu

Đưa ra bối cảnh về sự tăng trưởng kỷ lục của điện mặt trời PV (597 GW được kết nối vào năm 2024) và giải thích tại sao các hệ thống hỗn hợp kết hợp với BESS hiện nay là thiết yếu để cung cấp tính linh hoạt cho lưới điện và tối ưu hóa lợi nhuận từ mức giá thị trường cao hơn.
Chương 2: Quản lý rủi ro

Hệ thống hóa các kỹ thuật để xác định và giảm thiểu rủi ro tài chính, pháp lý, hợp đồng, kỹ thuật và khí hậu. Chương này nhấn mạnh rằng các dự án hỗn hợp tạo ra thêm các tầng phức tạp mới, chẳng hạn như sự không chắc chắn về mức độ suy giảm của pin và các lỗi về khả năng tương tác giữa các hệ thống.
Chương 3: Sức khỏe, An toàn, An ninh và Môi trường (HSSE)

Phác thảo cách tiếp cận toàn diện dựa trên vòng đời đối với HSSE, tập trung vào thiết kế an toàn nội tại, an ninh công trường và các cấp phép về môi trường. Chương này bao gồm các cân nhắc an toàn cụ thể cho BESS như ngăn ngừa hiện tượng quá nhiệt mất kiểm soát (thermal runaway).
Chương 4: Nhân sự và Đào tạo

Xác định các kỹ năng đa dạng cần thiết cho việc triển khai EPC hiện đại, bao gồm chuyên môn về STEM, năng lực kỹ thuật số (BIM, cặp song sinh kỹ thuật số - digital twins), và vai trò đang nổi lên của robot và tự động hóa trong xây dựng.
Chương 5: Chuyển tiếp từ Phát triển dự án sang EPC

Giải quyết điểm bàn giao quan trọng nơi các quyết định ở giai đoạn đầu về mặt bằng, cấp phép và đấu nối lưới điện được chuyển đổi thành việc thực thi kỹ thuật và phạm vi hợp đồng.
Chương 6: Thẩm định kỹ thuật

Giải thích việc đánh giá có cấu trúc các rủi ro kỹ thuật và vận hành được sử dụng để hỗ trợ tài trợ dự án và mua bán sáp nhập (M&A). Chương này nêu bật cách các quyết định EPC ảnh hưởng trực tiếp đến hồ sơ rủi ro được đánh giá bởi các bên cho vay và bảo hiểm.
Chương 7: Thiết kế kỹ thuật

Mô tả quy trình thiết kế lặp từ khái niệm kỹ thuật đến hồ sơ hoàn công. Đối với các dự án hỗn hợp, chương này chi tiết về việc xác định quy mô hệ thống lưu trữ (ESS), cấu trúc đấu nối (xoay chiều AC hoặc một chiều DC), và tích hợp logic điều khiển.
Chương 8: Thu mua

Tập trung vào lựa chọn nhà cung cấp, quản lý chất lượng và khả năng phục hồi đặc thù của địa điểm. Chương này thiết lập các yêu cầu cụ thể cho các thành phần chính, bao gồm tấm pin, biến tần, và các hệ thống pin lithium-ion hoặc pin dòng chảy redox.
Chương 9: Thi công

Chia quá trình thi công thành các giai đoạn lập kế hoạch chuẩn bị và thực hiện. Chương này bao gồm các công tác dân dụng và cơ điện, nhấn mạnh vào hậu cần đặc thù cho BESS, xử lý các thành phần nặng và lắp đặt hệ thống phòng cháy chữa cháy.
Chương 10: Chạy thử và Nghiệm thu

Thiết lập các quy trình và "cổng kiểm soát chất lượng" cần thiết để chuyển đổi từ công trình đã hoàn thành sang một tài sản vận hành đầy đủ. Chương này chi tiết các giai đoạn chạy thử không tải (cold commissioning) và có tải (hot commissioning), bao gồm tích hợp lưới điện và thiết lập đường cơ sở hiệu suất.
Chương 11: Bàn giao cho O&M

Định nghĩa việc bàn giao là một quy trình chuyển giao kiến thức có cấu trúc và lũy tiến, bắt đầu từ giai đoạn ký kết hợp đồng và chạy song song với quá trình chạy thử để ngăn ngừa các lỗ hổng vận hành.
Chương 12: Chỉ số hiệu suất chính

Giới thiệu một khung làm việc để theo dõi việc triển khai dự án trong quá trình thi công (ví dụ: thời gian, ngân sách, chất lượng) và kết quả sau bàn giao. Các KPI đặc thù cho hệ thống hỗn hợp được bổ sung để phản ánh sự phức tạp gia tăng của hệ thống.
Chương 13: Khung hợp đồng

Xem xét các hợp đồng EPC tiêu chuẩn (trọn gói đối ứng với chia nhỏ), phân bổ rủi ro hợp đồng và trách nhiệm pháp lý tập trung vào một đầu mối (single point of liability). Chương này cũng bao gồm việc chấm dứt hợp đồng, bất khả kháng và chuyển giao bảo hành.

Tải tài liệu đầy đủ tại đây: 20260218-EPC-Solar-amp-BESS_Best-Practice-Guidelines_v3

Trí tuệ nhân tạo giúp khai phá làn sóng tích hợp năng lượng tái tạo tiếp theo tại ASEAN

Báo cáo này xem xét ứng dụng ngày càng tăng của trí tuệ nhân tạo (AI) trong các hệ thống điện, dựa trên các trường hợp sử dụng đã được chứng minh trên toàn cầu. Báo cáo phân tích năm lĩnh vực chính mà AI có thể mang lại giá trị to lớn: cải thiện độ chính xác của dự báo,dự báo triển khai bảo trì, tối ưu hóa vận hành điều độ hệ thống, DLR và tăng cường an ninh cũng như độ tin cậy của hệ thống.

Ngoài ra, báo cáo cũng đánh giá tiềm năng tiết kiệm chi phí và giảm phát thải từ việc áp dụng AI trong ngành điện của ASEAN, đồng thời tiếp cận các rủi ro liên quan về kỹ thuật, quy định và thể chế.

Tóm tắt
AI trong hệ thống điện ASEAN: Quản lý giai đoạn tăng trưởng năng lượng tái tạo tiếp theo

Các hệ thống điện của ASEAN đang bước vào một giai đoạn chuyển dịch năng lượng phức tạp hơn về mặt cấu trúc.

Sản lượng điện mặt trời và điện gió đã mở rộng từ mức 2,3% nguồn cung điện vào năm 2020 lên khoảng 5% vào năm 2025. Các dự báo dài hạn cho thấy năng lượng tái tạo biến đổi (VRE) có thể chiếm từ 42–47% sản lượng điện vào năm 2045, với một số kịch bản vượt quá 60%. Khi tỷ trọng VRE tăng lên, các hệ thống điện phải quản lý tính biến đổi lớn hơn, sự không chắc chắn của dự báo, tình trạng nghẽn mạch và các yêu cầu về cân bằng hệ thống.

Mặc dù tỷ trọng VRE cao hơn làm tăng độ phức tạp của hệ thống, nhưng các bằng chứng toàn cầu cho thấy những thách thức này là có thể quản lý được. Quá trình chuyển dịch năng lượng vẫn đầy hứa hẹn với danh mục giải pháp ngày càng mở rộng.

Trí tuệ nhân tạo (AI) đang ngày càng được áp dụng trong các hệ thống điện trên toàn cầu để giải quyết các thách thức vận hành. Các mô hình AI hiện đang được sử dụng để cải thiện dự báo phát điện tái tạo, cho phép bảo trì dự báo, tối ưu hóa điều độ và huy động tổ máy, hỗ trợ kiểm soát lưới điện thời gian thực và vận hành định mức đường dây động. Các ứng dụng này đã chứng minh được những cải thiện vận hành có thể đo lường được ở nhiều khu vực pháp lý, đặc biệt là trong các hệ thống có tỷ trọng năng lượng tái tạo đang tăng trưởng.

Tác động tiềm tàng về kinh tế và giảm phát thải của việc triển khai AI rộng rãi hơn trong ngành điện ASEAN là rất lớn. Với việc áp dụng rộng rãi, AI có thể mang lại khoản tiết kiệm chi phí lên tới 67 tỷ USD và giảm gần 400 triệu tấn khí thải CO2 trong giai đoạn từ năm 2026 đến 2035 (theo lộ trình triển khai VRE cao), so với chi phí cơ sở ước tính khi không áp dụng AI.

ASEAN cho thấy mức độ sẵn sàng mạnh mẽ cho việc tích hợp AI. Kinh tế số của khu vực đang mở rộng nhanh chóng, công suất trung tâm dữ liệu đang tăng trưởng và một số thị trường điện lớn bao gồm Indonesia, Việt Nam, Thái Lan, Malaysia và Philippines có chỉ số sẵn sàng cho AI cao hơn mức trung bình toàn cầu. Các đơn vị điện lực trong khu vực đã bắt đầu triển khai các ứng dụng thí điểm trong dự báo, bảo trì dự báo và tối ưu hóa vận hành.

Tuy nhiên, việc triển khai hiện tại vẫn không đồng đều và phần lớn chỉ giới hạn ở các dự án thí điểm hoặc các tài sản cụ thể. AI vẫn chưa được đưa vào một cách có hệ thống trong quy hoạch toàn hệ thống, thiết kế thị trường hoặc các khung phối hợp xuyên biên giới. Điều này làm hạn chế quy mô của các lợi ích có thể đạt được ở cấp độ hệ thống.

Đồng thời, việc tích hợp AI cũng tạo ra những rủi ro nhất định. Chúng bao gồm các hạn chế về chất lượng dữ liệu, sự không chắc chắn về quy định, lỗ hổng an ninh mạng, sự mơ hồ về trách nhiệm pháp lý và sự kháng cự từ các tổ chức trong cơ sở hạ tầng quan trọng đòi hỏi tính an toàn cao. Sự tăng trưởng nhanh chóng của các trung tâm dữ liệu cũng có thể làm tăng nhu cầu điện và gây áp lực lên lưới điện nếu không được điều chỉnh phù hợp với nguồn cung năng lượng sạch. Những yếu tố này có thể làm chậm hoặc hạn chế việc áp dụng AI.

Screenshot-2026-03-04-at-12.59.10

Tài liệu: Link

Nguồn: EMBER

Giới thiệu về CAISO và Báo cáo tổng hợp thị trường ngày tới CAISO - Ngày 06/03/2026

Giới thiệu chung về ISO/RTO của Mỹ:

Tại Hoa Kỳ, có tổng cộng 7 tổ chức chính vận hành hệ thống độc lập (ISO - Independent System Operator) hoặc tổ chức truyền tải khu vực (RTO - Regional Transmission Organization).

Danh sách 7 tổ chức này bao gồm:

CAISO: California ISO (Bang California và một phần Nevada).
ERCOT: Electric Reliability Council of Texas (Hầu hết bang Texas - tổ chức này độc lập hoàn toàn, không chịu sự quản lý của liên bang FERC).
ISO New England (ISO-NE): Khu vực New England (gồm 6 bang: Connecticut, Maine, Massachusetts, New Hampshire, Rhode Island và Vermont).
MISO: Midcontinent Independent System Operator (Khu vực Trung Tây Mỹ và một phần miền Nam).
NYISO: New York ISO (Toàn bộ bang New York).
PJM Interconnection: Quản lý khu vực Trung Đại Tây Dương (gồm 13 bang và Quận Columbia).
SPP: Southwest Power Pool (Khu vực các bang miền Trung và Tây Nam).

Dưới đây là mô tả trực quan về phạm vi quản lý của các ISO/RTO trên nước Mỹ:

Về CAISO:

Tổ chức Vận hành Hệ thống Điện Độc lập California (CAISO) vận hành thị trường điện bán buôn cạnh tranh và quản lý độ tin cậy của lưới điện truyền tải trong phạm vi điều hành. CAISO cung cấp quyền truy cập mở vào hệ thống truyền tải và thực hiện quy hoạch dài hạn. Trong công tác quản lý lưới điện, CAISO thực hiện điều độ tập trung các nguồn phát và phối hợp sự lưu thông của điện năng bán buôn tại California và một phần bang Nevada. Các thị trường của CAISO bao gồm điện năng (thị trường ngày tới và thời gian thực), các dịch vụ phụ trợ và quyền thu nhập do nghẽn mạch (CRR). CAISO cũng vận hành Thị trường Mất cân bằng Năng lượng (EIM), hiện bao gồm CAISO và các khu vực điều hành cân bằng (balancing authority areas) khác tại miền Tây Hoa Kỳ.

CAISO được thành lập vào năm 1998 và chính thức trở thành một ISO hoạt động đầy đủ vào năm 2008. Thị trường Mất cân bằng Năng lượng (EIM) được triển khai vào năm 2014 với PacifiCorp là thành viên đầu tiên (Đơn vị EIM). Hiện nay, EIM phục vụ một phần các bang Arizona, Oregon, Nevada, Washington, California, Utah, Wyoming và Idaho.

BÁO CÁO TỔNG HỢP THỊ TRƯỜNG NGÀY TỚI - CAISO Ngày 06/03/2026

1. Phân tích Nhu cầu

Nhu cầu phụ tải trong ngày hôm nay cho thấy những đặc tính điển hình của lưới điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao:

Nhu cầu thực tế và Dự báo: Tại thời điểm 07:05 PT, nhu cầu thực tế đạt 23.759 MW. Nhu cầu đỉnh (Peak Demand) dự báo cho thị trường ngày tới đạt 26.220 MW, dự kiến rơi vào lúc 18:30 PT – thời điểm mặt trời lặn và nhu cầu sinh hoạt tăng cao.

Net Demand & Duck Curve: Net Load đang trở thành chỉ số quan trọng hơn load tổng. CAISO dự báo nhu cầu tịnh sẽ xuống mức thấp nhất vào giữa trưa (khi solar phát đỉnh) và tăng vọt cực nhanh vào chiều tối. Khoảng cách giữa Peak Demand và Peak Net Demand ngày càng nới rộng, đòi hỏi sự linh hoạt lớn từ các tổ máy nhiệt điện và pin lưu trữ.

2. Phân tích Cung ứng

Cơ cấu nguồn cung của CAISO hiện nay rất đa dạng, với sự đóng góp lớn từ năng lượng sạch và nhập khẩu:

Cơ cấu nguồn:
- Năng lượng tái tạo: Chiếm khoảng 21% tổng cung. Trong đó, điện gió đang đóng góp chủ đạo (khoảng 3.500 MW, chiếm 72% lượng điện năng lượng tái tạo). Điện mặt trời sẽ tăng mạnh và chiếm ưu thế từ 07:00 đến 17:00.
- Nhập khẩu (Imports): Đóng vai trò then chốt, chiếm khoảng 35% (khoảng 8.100 MW) để cân bằng hệ thống.
- Thủy điện lớn & Hạt nhân: Duy trì ổn định ở mức lần lượt là 13% và 10%.
- Khí tự nhiên (Natural Gas): Đang huy động khoảng 8% (1.800 MW) và sẽ tăng cường mạnh mẽ vào khung giờ cao điểm tối để bù đắp sự sụt giảm của solar.
Hệ thống lưu trữ pin (BESS): Đang đóng góp khoảng 13,6% vào tổng công suất. Vai trò của pin lưu trữ trong DAM chủ yếu là sạc vào giờ trưa (giá thấp) và xả vào giờ cao điểm tối để tối ưu hóa doanh thu và hỗ trợ an ninh hệ thống.

3. Giá cả thị trường

Giá biên tại các nút trong thị trường ngày tới chịu ảnh hưởng mạnh bởi chi phí nhiên liệu và tính sẵn có của nguồn biến đổi:

Xu hướng LMP: Giá trong DAM thường ổn định hơn so với thị trường thời gian thực (RTM). Tuy nhiên, có sự phân hóa rõ rệt giữa các Hub chính như NP15 (Bắc) và SP15 (Nam).
Biến động theo giờ:
- Giờ trưa: Giá có xu hướng giảm sâu, đôi khi chạm mức âm do dư thừa điện mặt trời (overgeneration).
- Giờ cao điểm chiều tối: Giá tăng mạnh do sự kết hợp của nhu cầu đỉnh và sự sụt giảm của solar, cộng với giá khí tự nhiên đầu vào đang có xu hướng tăng.
Cơ chế điều tiết: CAISO áp dụng các biện pháp giảm thiểu giá (price mitigation) để ngăn chặn tình trạng thao túng giá tại các khu vực nghẽn mạch truyền tải.

Nguồn: CAISO

Giới thiệu về PJM và Báo cáo tổng hợp thị trường điện ngày tới - Ngày 7/3/2026

Giới thiệu chung về ISO/RTO của Mỹ: Link

Về PJM:

Screenshot-2026-03-07-at-13.33.03

Tổ chức Liên kết PJM (PJM Interconnection) vận hành một thị trường điện bán buôn cạnh tranh và quản lý độ tin cậy của lưới điện truyền tải trong phạm vi điều hành. PJM cung cấp quyền truy cập mở vào hệ thống truyền tải và thực hiện quy hoạch dài hạn. Trong công tác quản lý lưới điện, PJM thực hiện điều độ tập trung các nguồn phát và phối hợp sự lưu thông của điện năng bán buôn tại toàn bộ hoặc một phần của 13 tiểu bang (Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia và West Virginia) cùng Đặc khu Columbia. Các thị trường của PJM bao gồm điện năng (thị trường ngày tới và thời gian thực), công suất và các dịch vụ phụ trợ.

PJM được thành lập vào năm 1927 dưới hình thức là một nhóm liên kết nguồn điện (power pool) gồm ba công ty điện lực phục vụ khách hàng tại Pennsylvania và New Jersey. Vào năm 1956, với việc bổ sung thêm hai công ty điện lực từ Maryland, tổ chức này chính thức mang tên Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection, hay còn gọi là PJM. PJM trở thành một Tổ chức Vận hành Hệ thống Độc lập (ISO) hoạt động đầy đủ vào năm 1996 và đến năm 1997, tổ chức này đã triển khai các thị trường với cơ chế chào giá (bid-based pricing) và giá biên tại các nút (LMP). PJM chính thức được chỉ định là một Tổ chức Truyền tải Khu vực (RTO) vào năm 2001.