Bộ Công Thương đang nghiên cứu áp dụng giá bán lẻ điện sinh hoạt theo ba khung giờ: cao điểm, bình thường và thấp điểm, khi điều kiện kỹ thuật cho phép. Đây là bước mở rộng của cơ chế giá theo thời gian sử dụng trong ngày (TOU), vốn được áp dụng nhiều năm với nhóm khách hàng sản xuất, kinh doanh.
Khác với biểu giá bậc thang hiện nay, TOU không phụ thuộc chủ yếu vào tổng sản lượng điện tiêu thụ trong tháng mà còn tính đến thời điểm sử dụng. Thông thường, điện dùng vào giờ thấp điểm có thể rẻ hơn, còn vào cao điểm đắt hơn. Như vậy, hai hộ cùng tiêu thụ 500 kWh mỗi tháng nhưng sử dụng vào thời điểm khác nhau có thể trả hóa đơn khác nhau.
Theo TS Nguyễn Huy Hoạch, chi phí để cung cấp 1 kWh điện không còn giống nhau ở mọi thời điểm trong ngày. Vào giờ thấp điểm hoặc khi nguồn năng lượng tái tạo dồi dào, chi phí huy động nguồn điện thường thấp hơn. Ngược lại, trong các khung giờ nhu cầu tăng cao, đặc biệt vào buổi tối những ngày nắng nóng, hệ thống phải huy động thêm các nguồn điện có giá thành cao hơn.
“TOU phản ánh tốt hơn chi phí cung cấp điện theo từng thời điểm trong ngày”, ông Hoạch đánh giá.
Song chuyên gia cho rằng việc điều chỉnh không đơn thuần là thay đổi cách tính tiền mà hướng tới vận hành hệ thống điện.
Trước đây, các chương trình điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện chủ yếu hướng tới doanh nghiệp sản xuất – nhóm tiêu thụ điện lớn nhất trong nhiều năm qua. Tuy nhiên, nhóm khách hàng sinh hoạt trở thành nhân tố có ảnh hưởng lớn tới toàn hệ thống.
Nguyên nhân do sự phát triển của năng lượng mặt trời khiến nguồn điện dồi dào vào giữa trưa, trong khi nhu cầu sử dụng của các hộ gia đình lại tăng mạnh vào cuối buổi chiều và buổi tối – thời điểm các nguồn năng lượng tái tạo suy giảm.
“Kết quả là đỉnh phụ tải của hệ thống ngày càng dịch chuyển sang khung giờ từ khoảng 17h30 đến 22h30”, ông Hoạch nói. Đây cũng là lúc hàng triệu gia đình đồng thời bật điều hòa, nấu ăn, tắm nước nóng, sử dụng tivi và nhiều thiết bị điện khác.
Thực tế, những ngày nắng nóng cuối tháng 6 vừa qua, công suất tiêu thụ điện lớn nhất của hệ thống quốc gia liên tục xuất hiện trong khung 20-22h thay vì buổi trưa như nhiều năm trước. Điều này buộc hệ thống phải huy động thêm các nguồn điện có chi phí cao để đáp ứng nhu cầu chỉ trong vài giờ.
Theo chuyên gia năng lượng Đào Nhật Đình, mục tiêu lớn nhất của việc áp dụng TOU là điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện vào đúng những khung giờ hệ thống chịu áp lực lớn nhất. Hiện nay ngoài đỉnh tiêu thụ vào buổi chiều, miền Bắc còn xuất hiện thêm đỉnh vào khoảng 21h. Đây là thời điểm không còn điện mặt trời nên chi phí cung ứng điện rất cao.
“Giá điện theo giờ là công cụ để khuyến khích người dân chuyển một phần nhu cầu sử dụng điện sang thời điểm giá rẻ hơn, qua đó giảm áp lực cho hệ thống”, ông Đình nói.
Chuyên gia Nguyễn Huy Hoạch ước tính nếu hàng triệu hộ gia đình cùng dịch chuyển một phần nhu cầu sử dụng điện ra khỏi giờ cao điểm, tổng công suất lớn nhất của hệ thống có thể giảm hàng nghìn MW. Mức này tương đương xây mới một hoặc nhiều nhà máy điện quy mô lớn nhưng với chi phí thấp hơn nhiều. Qua đó, hệ thống sẽ giảm nhu cầu đầu tư thêm nguồn điện và lưới điện chỉ để phục vụ giờ cao điểm mỗi ngày. Lợi ích này về lâu dài sẽ góp phần giảm chi phí cung cấp điện cho toàn xã hội.
Trong bối cảnh nhu cầu điện tăng nhanh, vai trò này càng trở nên quan trọng. Theo tính toán, mỗi năm hệ thống điện Việt Nam cần bổ sung khoảng 4.000-5.000 MW công suất nguồn mới để đáp ứng tăng trưởng nhu cầu. Trong khi đó, để xây dựng một dự án điện khí LNG hoặc điện gió ngoài khơi quy mô khoảng 1.000 MW thường mất ít nhất 3-4 năm chuẩn bị và thi công.
Để triển khai mô hình này, giới chuyên môn cho rằng ngành điện cần đầu tư đồng bộ cả hạ tầng kỹ thuật và công nghệ. Theo chuyên gia Đào Nhật Đình, Việt Nam hiện cơ bản đã đáp ứng điều kiện kỹ thuật để triển khai cơ chế này khi hơn 90% khách hàng đã sử dụng công tơ điện tử. Vấn đề còn lại chủ yếu là hoàn thiện hệ thống phần mềm và cách thức vận hành.
Tuy nhiên, khó khăn lớn nhất không nằm ở công nghệ mà ở khả năng thay đổi hành vi của người sử dụng điện.
Ông Đình cho rằng chưa đến một nửa số hộ gia đình thực sự có điều kiện dịch chuyển thời gian sử dụng điện. Phần lớn người lao động chỉ trở về nhà sau 18h, trong khi khoảng thời gian từ 19-22h – giờ cao điểm của hệ thống – lại là lúc nấu ăn, tắm giặt, sử dụng điều hòa và các thiết bị sinh hoạt khác. Vì vậy, nhiều hộ gia đình gần như không có cơ hội chuyển việc sử dụng điện sang khung giờ thấp điểm.
Do vậy, chuyên gia nhìn nhận việc thay đổi hành vi sẽ hiệu quả hơn với các thiết bị tiêu thụ điện lớn thay vì thiết bị dùng ít năng lượng. Chẳng hạn, người dân có thể hẹn giờ bình nước nóng, làm mát nhà trước khi về hoặc chuyển thời gian sạc ôtô điện, xe máy điện sang ban đêm.
Về lộ trình, ông đề xuất trước mắt nên áp dụng tại các đô thị lớn – nơi đã phổ biến công tơ điện tử và có hạ tầng kỹ thuật phù hợp. Đồng thời, ngành điện cần minh bạch dữ liệu, cho phép khách hàng theo dõi lượng điện tiêu thụ theo từng giờ thay vì chỉ xem tổng sản lượng theo ngày như hiện nay, từ đó chủ động điều chỉnh thói quen sử dụng.
Ông cũng cho rằng giá điện theo thời gian chỉ là một trong nhiều công cụ quản lý nhu cầu điện, cần được triển khai đồng bộ với các cơ chế khác. Trong dài hạn, khi thị trường bán lẻ điện cạnh tranh được hình thành, có thể nghiên cứu cho phép khách hàng tự lựa chọn giữa nhiều phương án tính giá như giá điện đồng nhất, biểu giá bậc thang hoặc giá điện theo thời gian sử dụng, tùy nhu cầu và khả năng tối ưu chi phí của từng hộ.
Đến nay tổng giá trị sản lượng thực hiện của dự án Cảng hàng không quốc tế Long Thành đạt khoảng 67.069/86.348 tỉ đồng, tương đương với 77,6% tổng giá trị hợp đồng - ông Nguyễn Đức Hùng, Quyền Tổng giám đốc ACV, báo cáo tại Hội nghị sơ kết 6 tháng đầu năm của Ban Chỉ đạo Nhà nước các công trình, dự án trọng điểm, quan trọng quốc gia (chuyên đề về lĩnh vực giao thông vận tải) vào chiều 27-6.
Theo ông Nguyễn Đức Hùng, sau các cuộc họp tháo gỡ khó khăn của Chính phủ, công tác thi công trên công trường đã được đẩy mạnh đáng kể.
Các nhà thầu đang nỗ lực tăng cường nhân lực, thiết bị, cam kết thực hiện vượt tiến độ ở nhiều hạng mục đường găng. Tổng số lượng công trực tiếp tại công trường đạt bình quân 7.300 người.
Hạng mục quan trọng nhất là nhà ga hành khách (gói thầu 5.10) đang ghi nhận sự tăng trưởng tích cực về sản lượng, đảm bảo sẵn sàng khai thác nhà ga vào tháng 9.
Về kịch bản chuyển đổi khai thác từ Tân Sơn Nhất sang Long Thành, ông Nguyễn Đức Hùng cho biết ACV xây dựng phương án phân chia và khai thác hài hòa giữa Long Thành và Cảng Tân Sơn Nhất theo nguyên lý "phân vai theo thị trường" thay vì dịch chuyển cơ học toàn bộ sản lượng.
Đây là cách tiếp cận để đồng thời đạt hai mục tiêu: giữ cho Tân Sơn Nhất tiếp tục hoạt động có lãi và đưa Long Thành vào khai thác có hiệu quả ngay từ giai đoạn đầu.
Tân Sơn Nhất sẽ được giữ lại toàn bộ mạng bay nội địa, mạng quốc tế tầm ngắn - trung.
Đến nay, ACV đã chủ động làm việc với các hãng hàng không, các đối tác về phương án, kịch bản khai thác Cảng hàng không quốc tế Long Thành đồng thời tổ chức nhiều đoàn làm việc, khảo sát tại công trường dự án.
Đa số các ý kiến của các hãng hàng không trong nước và quốc tế đều bày tỏ mong muốn được khai thác tại sân bay Long Thành.
"ACV cam kết sẽ hoàn thành xây dựng toàn bộ 13 gói thầu xây lắp chính của dự án đảm bảo đủ cơ sở hạ tầng để Cảng hàng không quốc tế Long Thành khai thác thương mại, an toàn trong tháng 12", ông Hùng khẳng định.
Báo cáo tại hội nghị, đại diện lãnh đạo UBND TP.HCM cho biết trên địa bàn thành phố có 8 dự án trọng điểm đang được triển khai.
Trong đó TP.HCM là cơ quan chủ quản của 5 dự án và phối hợp thực hiện công tác giải phóng mặt bằng cho 3 dự án còn lại.
Đối với dự án vành đai 3 TP.HCM đoạn đi qua thành phố có chiều dài khoảng 55km. Hiện 20 km đã được thảm bê tông nhựa, 35 km còn lại đang trong giai đoạn đắp gia tải, dự kiến sẽ dỡ tải trong tháng 7 để thi công lớp mặt, đảm bảo hoàn thành toàn tuyến vào cuối năm 2026 theo đúng cam kết.
Dự án vành đai 4 dài hơn 200 km đã khởi công. Thành phố đã phê duyệt phương án bồi thường với tổng kinh phí hơn 10.000 tỉ đồng và đang tiến hành chi trả.
Dự kiến báo cáo nghiên cứu khả thi sẽ được phê duyệt trước ngày 15-7 tới đây, sau đó lựa chọn nhà đầu tư để khởi công vào đầu quý IV - vượt tiến độ so với kế hoạch đề ra.
Cao tốc TPHCM - Long Thành khởi công tháng 2-2025, hiện khối lượng thi công toàn dự án đã đạt 10%, GPMB đạt 90%. Thành phố đang tập trung các biện pháp quyết liệt để hoàn thành công tác GPMB trong tháng 7.
Cao tốc TPHCM - Mộc Bài đã GPMB đã đạt 85%, nhà đầu tư đã được lựa chọn. Dự án sẽ được khởi công vào ngày 2-7 để chào mừng 50 năm ngày Thành phố Sài Gòn - Gia Định.
Ngoài ra TP.HCM đang triển khai quy hoạch 10 tuyến đường sắt đô thị với tổng chiều dài 346 km.
Về khó khăn, vướng mắc, đại diện TP.HCM chỉ ra tình trạng nguồn cung nhựa đường và cát đang khan hiếm khi các dự án đồng loạt bước vào giai đoạn thảm mặt đường. Thành phố đang tập trung các giải pháp để tháo gỡ vấn đề này, đảm bảo tiến độ chung của các công trình.
Theo kế hoạch, Thủ đô có thể thu tối thiểu 63.031 tỷ đồng từ đấu giá 306 dự án, khu đất trên địa bàn. Việc đấu giá quyền sử dụng đất nhằm khai thác có hiệu quả quỹ đất, đáp ứng nhu cầu sử dụng của người dân và doanh nghiệp.
Đồng thời, nó cũng giúp tăng nguồn thu cho ngân sách các cấp, tạo nguồn vốn đầu tư xây dựng hạ tầng kỹ thuật - xã hội và thực hiện chương trình xây dựng nông thôn mới.
UBND TP Hà Nội giao chính quyền các xã, Trung tâm Phát triển quỹ đất chịu trách nhiệm xác định và đề xuất các dự án, khu đất đưa ra đấu giá đúng quy định, quy hoạch được duyệt.
Thành phố dự kiến tổng thu từ đất đai (gồm đấu giá, giao hoặc cho thuê, chuyển nhượng quyền sử dụng đất...) cả năm nay khoảng 150.000 tỷ đồng, tăng gần 40% so với 2025. Năm ngoái, Thủ đô ghi nhận thu từ đất 107.900 tỷ đồng, vượt dự toán gần 125% và gấp hơn 2,6 lần năm 2024. Nguồn thu từ đất chiếm khoảng 15% tổng thu ngân sách của Hà Nội năm 2025.
Trong thời gian tới, nhiều dự án bất động sản quy mô được triển khai, dự kiến đóng góp lớn vào thu tiền từ sử dụng đất tại Hà Nội. Từ nay đến 2035, Thủ đô lên kế hoạch triển khai thêm 5 khu đô thị mới với tổng vốn trên 4 triệu tỷ đồng, diện tích đất gần 50.000 ha.
Lãi suất ngân hàng tiếp tục xu hướng giảm khi Ngân hàng TMCP Sài Gòn Thương Tín (Sacombank) và Ngân hàng TNHH MTV Việt Nam Hiện Đại (MBV) đồng loạt điều chỉnh hạ lãi suất huy động.
Tại Sacombank, đây là lần thứ 3 trong tháng ngân hàng điều chỉnh biểu lãi suất tiết kiệm sau một lần tăng và một lần giảm. Nhiều khoản tiền gửi dài hạn được giảm 0,2-0,3 điểm phần trăm, đưa lãi suất kỳ hạn 12 tháng về 7%/năm và kỳ hạn 24-60 tháng còn 7,1%/năm trong thời gian ưu đãi đầu kỳ.
Với tiền gửi tại quầy, lãi suất kỳ hạn 1-5 tháng dao động 4,5-4,75%/năm tùy số tiền gửi, trong khi kỳ hạn 6-36 tháng giảm còn 6,2-6,9%/năm. Lãi suất tiền gửi trực tuyến cũng giảm đồng loạt 0,2 điểm phần trăm, mức cao nhất hiện là 7,1%/năm cho kỳ hạn 24-36 tháng.
Cùng ngày, MBV cũng giảm 0,2 điểm phần trăm lãi suất huy động kỳ hạn 6-36 tháng. Hiện ngân hàng niêm yết mức 7%/năm cho tiền gửi trực tuyến kỳ hạn 6-36 tháng, trong khi lãi suất kỳ hạn ngắn 1-5 tháng giữ nguyên từ 4,6-4,75%/năm.
Đối với tiền gửi tại quầy, MBV áp dụng lãi suất 6,5%/năm cho kỳ hạn 6-11 tháng và 7%/năm cho kỳ hạn 12-36 tháng. Trước đó, MB - ngân hàng mẹ của MBV - cũng đã giảm 0,1-0,2 điểm phần trăm lãi suất các kỳ hạn 13-24 tháng trong tháng 5.
Ngoài Sacombank và MBV, các ngân hàng trong tháng 5 điều chỉnh lãi suất gồm MB, Saigonbank, ACB, LPBank.
Theo biểu lãi suất công bố của các ngân hàng, ở kỳ hạn 1 tháng, mặt bằng lãi suất huy động trực tuyến dao động khá rộng, từ 1,6%/năm đến 4,75%/năm. Nhóm ngân hàng quốc doanh Big4 gồm Agribank, BIDV, Vietcombank và VietinBank cùng niêm yết mức 4,75%/năm, thuộc nhóm cao nhất thị trường. Nhiều ngân hàng tư nhân như OCB, PGBank, MSB, BaovietBank, BVBank và VIB cũng áp dụng mức tương tự. Trong khi đó, SCB tiếp tục duy trì mức thấp nhất chỉ 1,6%/năm.
Ở kỳ hạn 3 tháng, mức cao nhất vẫn là 4,75%/năm, được nhiều ngân hàng duy trì như nhóm Big4, OCB, PGBank, Nam A Bank, NCB hay VIB. Một số ngân hàng như LPBank, SHB, MB và Techcombank niêm yết quanh vùng 4,65-4,7%/năm.
Tại kỳ hạn 6 tháng, cuộc đua lãi suất trở nên sôi động hơn khi nhiều ngân hàng niêm yết từ 6,5%/năm trở lên. LPBank và PGBank dẫn đầu với mức 6,9%/năm. Theo sau là Bac A Bank với 6,85%/năm, trong khi nhóm Agribank, Vietcombank và VietinBank cùng niêm yết 6,6%/năm. Các ngân hàng như OCB, BVBank và BaovietBank duy trì từ 6,6-6,7%/năm.
Ở kỳ hạn 9 tháng, LPBank và PGBank dẫn đầu với lãi suất 6,9%/năm. Bac A Bank đứng kế tiếp với 6,85%/năm. Agribank, Vietcombank và VietinBank cùng giữ mức 6,6%/năm, trong khi BIDV chỉ niêm yết 5,8%/năm. Mặt bằng chung của kỳ hạn này chủ yếu dao động từ 6-6,7%/năm.
Đối với kỳ hạn 12 tháng, lãi suất cao nhất trên thị trường hiện thuộc về LPBank, PGBank và VIB với mức 7%/năm. Nhiều ngân hàng khác cũng niêm yết quanh vùng 6,7-6,9%/năm như OCB, BVBank, Bac A Bank, MSB và Agribank, Vietcombank, VietinBank với mức 6,8%/năm.
Tại kỳ hạn 18 tháng, LPBank đang dẫn đầu thị trường với lãi suất 7,1%/năm. Nhóm theo sau gồm Nam A Bank với 6,9%/năm, Agribank, Vietcombank và VietinBank cùng ở mức 6,8%/năm. OCB, PGBank, BVBank và BaovietBank cũng duy trì mức lãi suất từ 6,5-6,8%/năm.
