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.
Giá vàng trong nước tiếp tục điều chỉnh, đặc biệt vàng nhẫn và trang sức giảm nhanh, về dưới mốc 160 triệu đồng/lượng.
Hiện, giá vàng miếng SJC được niêm yết giá ở mức 159 triệu đồng/lượng mua vào và 162 triệu đồng/lượng bán ra. Giá vàng nhẫn và vàng trang sức cũng lùi sâu hơn về 158 triệu đồng/lượng chiều mua vào và 161 triệu đồng/lượng chiều bán ra. Chênh lệch hai chiều vẫn neo cao 3 triệu đồng mỗi lượng.
Trong vòng một phiên, giá vàng trong nước giảm mạnh nhất tới 2,5 triệu đồng/lượng. Chiều mua vào chỉ còn 158 triệu đồng, như vậy những người mua vàng ở vùng đỉnh 190-191 triệu đồng/lượng hồi cuối tháng 1 có thể lỗ hơn 30 triệu đồng mỗi lượng nếu bán ra.
Trên thế giới, giá vàng đang là 4.543 USD/ounce, tăng trở lại so với mức thấp nhất trong phiên đêm qua là 4.460 USD/ounce.
Sự phục hồi của giá vàng được thúc đẩy bởi thông tin các cuộc đàm phán ngoại giao giữa Mỹ và Iran đang bước vào giai đoạn cuối cùng, cùng với dấu hiệu hoạt động vận chuyển dầu qua eo biển Hormuz dần được nối lại. Tổng thống Mỹ Donald Trump khẳng định đàm phán đang tiến triển và cảnh báo rằng nếu thất bại, xung đột quân sự mới có thể xảy ra.
Một số tàu chở dầu thô đã di chuyển qua eo biển, với tổng lượng khoảng 6 triệu thùng. Đây là lượng dầu xuất khẩu hàng ngày lớn nhất từ vùng Vịnh kể từ khi xung đột Mỹ - Iran bùng phát vào tháng 2.
Diễn biến này đưa giá dầu thô giảm gần 6%, xuống còn 98 USD/thùng, qua đó làm giảm lo ngại về lạm phát, hỗ trợ giá vàng hôm nay phục hồi.
Theo Kitco News, vàng chịu áp lực điều chỉnh mạnh khi lợi suất trái phiếu kho bạc Mỹ tăng cao, đồng USD mạnh lên và những lo ngại dai dẳng về lạm phát liên quan đến giá dầu lấn át nhu cầu trú ẩn an toàn xuất phát từ căng thẳng tại eo biển Hormuz.
Trong báo cáo mới đây, các chuyên gia phân tích của Goldman Sachs cho biết đã điều chỉnh mô hình dự báo nhu cầu vàng từ các ngân hàng trung ương nhằm phản ánh đầy đủ hơn những khoảng trống trong dữ liệu thương mại chính thức.
Hồi tháng 3, ngân hàng đầu tư này đã nâng ước tính mua vàng của các ngân hàng trung ương lên khoảng 50 tấn/tháng tính theo trung bình động 12 tháng, tăng mạnh so với mức 29 tấn theo phương pháp tính cũ.
Hiện Goldman Sachs dự báo các ngân hàng trung ương sẽ duy trì tốc độ mua khoảng 60 tấn vàng mỗi tháng xuyên suốt năm 2026, nhờ nhu cầu đa dạng hóa dự trữ tiếp tục gia tăng trong bối cảnh bất ổn địa chính trị kéo dài.
Ngân hàng này tái khẳng định mục tiêu giá vàng đạt 5.400 USD/ounce vào cuối năm 2026, song cũng cảnh báo kim loại quý vẫn có thể chịu áp lực ngắn hạn nếu nhà đầu tư buộc phải bán các tài sản có tính thanh khoản cao để bổ sung tiền mặt trong giai đoạn thị trường biến động mạnh.
Đồng USD giảm tiếp, rời đỉnh 6 tuần
Đồng USD giảm giá khỏi mức cao nhất trong 6 tuần vào ngày thứ Tư, khi kỳ vọng gia tăng rằng Mỹ đang tiến gần tới một thỏa thuận với Iran nhằm chấm dứt cuộc xung đột tại Trung Đông.
Trên thị trường Mỹ, chỉ số US Dollar Index (DXY) đo lường biến động đồng bạc xanh với 6 đồng tiền chủ chốt (EUR, JPY, GBP, CAD, SEK, CHF) giảm 0,22%, hiện ở mức 99,11.
Ngân hàng Nhà nước công bố tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với USD tăng 2 đồng, hiện ở mức 25.135 đồng.
Theo bản đăng ký trên Cổng thông tin quốc gia về đăng ký doanh nghiệp, Công ty cổ phần Điện gió Ngoài khơi Sông Hậu được thành lập vào ngày 20/6, với vốn điều lệ 2.000 tỷ đồng. Công ty này có trụ sở chính tại thành phố Cần Thơ, hoạt động trong lĩnh vực sản xuất điện gió điện mặt trời.
Về cơ cấu cổ đông, tập đoàn Hòa Phát cùng Công ty cổ phần Đầu tư KVS là hai nhà đầu tư lớn nhất, với tỷ lệ sở hữu 30% vốn mỗi đơn vị. Tỷ phú Trần Đình Long, Chủ tịch Hòa Phát, cũng góp 400 tỷ đồng vào công ty này, tương đương nắm giữ 20% cổ phần.
Theo thống kê của Forbes, ông Trần Đình Long hiện sở hữu khối tài sản 2,6 tỷ USD, xếp thứ 1.600 trên thế giới. Doanh nhân này trực tiếp nắm giữ 1,9 tỷ cổ phiếu HPG, tương đương 25,8% vốn Hòa Phát.
Chủ tịch kiêm Tổng giám đốc của Điện gió Ngoài khơi Sông Hậu là ông Trần Đăng Khoa, sinh năm 1970. Bên cạnh đó, doanh nhân này cũng sở hữu 20% công ty.
Trước đây, Hòa Phát cũng đã đầu tư vào một số dự án điện, nhưng chủ yếu phục vụ cho các nhà máy của doanh nghiệp này. Tại Khu liên hợp gang thép Dung Quất, công ty đã chi 600 tỷ đồng để triển khai dự án điện mặt trời áp mái, với quy mô 79,2 MWp.
Tính đến nay, Hòa Phát vẫn chưa công bố chiến lược sẽ tham gia mảng năng lượng tái tạo. Hoạt động trong nhiều lĩnh vực như bất động sản, nông nghiệp, sản xuất container, đồ điện gia dụng... nhưng thép vẫn là nguồn thu chính, đóng góp trên 95% doanh thu.
Hồi tháng 4, tỷ phú Trần Đình Long chia sẻ công ty tiếp tục mở rộng và đầu tư sâu vào mảng thép. Doanh nghiệp cũng có kế hoạch phát triển mảng bất động sản, nhưng sẽ tập trung vào những dự án vị trí đắc địa, giá cả hợp lý và quan trọng nhất là đáp ứng nhu cầu thực.
Theo Nghị định 243/2026 sửa Nghị định 57 và 58 về phát triển năng lượng tái tạo, Chính phủ mở rộng phạm vi áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Ngoài khách hàng sử dụng điện lớn cho sản xuất, cơ chế này được áp dụng thêm với các trung tâm dữ liệu và doanh nghiệp kinh doanh dịch vụ sạc, đổi pin cho phương tiện giao thông điện.
Đây là lần đầu tiên hai nhóm mới này được tham gia cơ chế DPPA. Việc bổ sung diễn ra trong bối cảnh nhu cầu điện của các trung tâm dữ liệu và hạ tầng sạc xe điện được dự báo tăng nhanh cùng quá trình chuyển đổi số và điện hóa giao thông. Nghị định cũng bổ sung đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) được tham gia cơ chế DPPA. Theo đó, đơn vị bán lẻ điện tại khu công nghiệp, kinh tế, chế xuất, cụm công nghiệp, nông nghiệp công nghệ cao có thể mua điện trực tiếp từ đơn vị phát năng lượng tái tạo và cung cấp lại cho khách hàng sử dụng điện lớn trong khu, cụm. Họ cũng có thể đầu tư nguồn năng lượng tái tạo để bán trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn trong khu, cụm.
Cơ chế DPPA được Chính phủ ban hành từ năm 2025 nhằm cho phép khách hàng sử dụng lớn mua trực tiếp từ các nhà máy điện tái tạo thay vì chỉ mua toàn bộ qua EVN. Mục tiêu là tạo điều kiện để doanh nghiệp tiếp cận nguồn điện xanh, đáp ứng yêu cầu giảm phát thải trong chuỗi cung ứng toàn cầu và thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo theo cơ chế thị trường.
Hiện, Samsung Thái Nguyên (SEVT) và Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 là đơn vị đầu tiên hoàn tất thủ tục kỹ thuật, pháp lý để chính thức vận hành theo cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Trong đó, SEVT đóng vai trò bên mua, còn TTC Đức Huệ 2 là bên bán điện.
Theo khảo sát cuối năm 2023 của Bộ Công Thương, khoảng 20 doanh nghiệp lớn mong muốn mua điện trực tiếp, tổng nhu cầu gần 1.000 MW. Cùng với đó, có 24 dự án năng lượng tái tạo với công suất 1.773 MW muốn bán điện qua cơ chế DPPA, 17 dự án có công suất 2.836 MW cân nhắc tham gia.
