Thực hiện giá điện hai thành phần ở Việt Nam: Ai được lợi?

Tính ‘độc lập’ của cơ quan pháp quy hạt nhân và hoạt động hỗ trợ kỹ thuật trong bối cảnh Việt Nam Trong những ngày qua, trên mạng xã hội, có ý kiến cho rằng: Viện Năng lượng Nguyên tử Việt Nam (VINATOM) không thể vừa làm Tổ chức hỗ trợ kỹ thuật (TSO) cho cơ quan pháp quy hạt nhân, vừa hỗ trợ kỹ thuật cho chủ đầu tư/tổ chức vận hành. Trao đổi, làm rõ thêm nội dung này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam đặt ra ba câu hỏi, với các phân tích, trả lời, kết luận dưới đây để chúng ta cùng tham khảo.

Cơ chế giá điện hai thành phần (Two-Part Tariff) là xu hướng được nhiều quốc gia áp dụng trong tiến trình hình thành thị trường điện cạnh tranh, nhằm phản ánh đúng chi phí cung ứng và khuyến khích sử dụng điện hiệu quả. Mô hình này tách giá cung cấp điện thành hai phần: Phần cố định (giá công suất) và phần biến đổi (giá điện năng).

Việc xác định giá điện hợp lý luôn là một trong những vấn đề trung tâm của chính sách năng lượng quốc gia. Trong bối cảnh chi phí sản xuất - truyền tải - phân phối điện ngày càng biến động, đặc biệt do sự gia tăng của các nguồn năng lượng tái tạo không ổn định (như điện gió, điện mặt trời), mô hình giá điện một thành phần (chỉ tính theo kWh) dần bộc lộ những hạn chế. Hệ thống điện phải duy trì công suất dự phòng lớn để đảm bảo cung cấp điện vào các thời điểm phụ tải cực đại, song chi phí duy trì này chưa được phản ánh đầy đủ trong giá điện hiện hành. Điều này dẫn đến tình trạng một số khách hàng có phụ tải không ổn định (cao điểm - thấp điểm chênh lệch lớn) gây áp lực lên hệ thống, nhưng vẫn trả tiền cùng mức giá điện như những khách hàng sử dụng điện ổn định. Do đó, cơ chế giá điện hai thành phần được xem là một hướng tiếp cận hợp lý nhằm phản ánh đúng chi phí đầu tư hạ tầng điện; khuyến khích khách hàng điều chỉnh biểu đồ phụ tải và hỗ trợ vận hành thị trường điện cạnh tranh minh bạch, công bằng hơn.

Trên thế giới, mô hình này đã được áp dụng ở nhiều quốc gia như Nhật Bản, Hàn Quốc, Đức, Hoa Kỳ, Trung Quốc, Thái Lan, Indonesia… với các biến thể khác nhau (tùy thuộc vào cấu trúc thị trường điện). Việt Nam đang từng bước hướng tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (theo lộ trình trong Quyết định số 63/QĐ-TTg năm 2013 và cập nhật tại Quy hoạch điện VIII), nên việc áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần là xu thế tất yếu. Tuy nhiên, câu hỏi được đặt ra là: Ai thực sự được lợi khi thực hiện mô hình giá điện hai thành phần?

Để trả lời, cần phân tích (không chỉ góc độ kinh tế, mà cả kỹ thuật hệ thống, hành vi tiêu dùng và khả năng thực thi chính sách).

Cơ sở về lý luận giá điện hai thành phần:

Giá điện hai thành phần bao gồm:

1. Phần cố định (giá công suất và các chi phí cố định khác) - là khoản tiền khách hàng trả dựa trên công suất cực đại (kW) mà họ đăng ký, hoặc thực tế sử dụng trong kỳ. Khoản này phản ánh chi phí đầu tư và duy trì năng lực cung ứng điện của hệ thống (nhà máy điện, lưới truyền tải…).

2. Phần biến đổi (giá điện năng) - tính theo sản lượng điện tiêu thụ (kWh), phản ánh chi phí nhiên liệu, vận hành và tổn thất.

Công thức tổng quát - tổng tiền điện = (Giá công suất × Công suất cực đại) + (Giá điện năng × Sản lượng điện). Cơ chế này tương tự các ngành hạ tầng khác (nước, viễn thông) - nơi có chi phí cố định lớn để đảm bảo khả năng cung cấp liên tục.

Cơ sở kinh tế - kỹ thuật:

Theo lý thuyết kinh tế năng lượng, chi phí cung ứng điện có 2 phần chính:

1. Chi phí công suất (Capacity Cost) - liên quan đến đầu tư ban đầu và duy trì hạ tầng sẵn sàng cung cấp điện (ngay cả khi không sử dụng).

2. Chi phí biến đổi (Energy Cost) - phát sinh khi vận hành nhà máy để sản xuất điện.

Nếu chỉ tính giá điện theo kWh, hệ thống điện không thể thu hồi đủ chi phí công suất, đặc biệt trong điều kiện phụ tải dao động mạnh. Ngược lại, việc tách riêng phần giá công suất giúp thu hồi phần đầu tư và bảo đảm đủ công suất sẵn sàng cung cấp, đồng thời tạo động lực cho khách hàng điều chỉnh phụ tải, giảm nhu cầu đầu tư công suất đỉnh.

Hiện nay, nước ta vẫn áp dụng cơ chế giá điện một thành phần, chia theo bậc thang cho khách hàng sinh hoạt dân dụng, còn biểu giá thời gian (TOU) cho khách hàng công nghiệp. Tuy nhiên, trong lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh giai đoạn 2026-2030, Bộ Công Thương định hướng chuyển dần sang mô hình giá hai thành phần, đặc biệt với khách hàng trung - cao áp. Cơ chế này sẽ giúp:

1. Minh bạch hóa chi phí cung ứng điện.

2. Giảm áp lực đầu tư vào nguồn đỉnh.

3. Tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống trong điều kiện tỷ trọng năng lượng tái tạo cao.

Tuy nhiên, việc triển khai đòi hỏi hệ thống đo đếm thông minh, cơ sở dữ liệu phụ tải thời gian thực và cơ chế hợp đồng điện rõ ràng để tránh rủi ro cho cả bên mua và bên bán. Việc triển khai thí điểm này thể hiện bước chuyển quan trọng trong chính sách điều hành giá điện của Việt Nam, giúp chuẩn bị nền tảng kỹ thuật và hành chính cho giai đoạn thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh sau năm 2030. Tuy nhiên, để mô hình này thành công, cần đảm bảo ba điều kiện tiên quyết:

1. Cơ sở hạ tầng đo đếm thông minh (Smart Metering) để xác định chính xác công suất cực đại.

2. Khung pháp lý rõ ràng về hợp đồng mua bán điện và quyền lợi - nghĩa vụ giữa các bên.

3. Cơ chế công bố minh bạch kết quả thí điểm, tạo niềm tin cho người sử dụng điện và có thể triển khai mở rộng.

Phân tích các nhóm đối tượng được lợi - bị tác động:

Giá điện hai thành phần tác động khác nhau tùy vào đặc tính phụ tải, mục đích sử dụng và quy mô tiêu thụ điện của từng nhóm khách hàng.

Đối với hộ dân cư:

Đa số hộ gia đình có mức tiêu thụ thấp và biến động theo thời gian - cao điểm buổi tối, thấp điểm ban ngày. Phụ tải của nhóm này có hệ số sử dụng công suất (Load Factor) thấp - tức là mức tiêu thụ trung bình nhỏ so với công suất cực đại.

Với mô hình giá hai thành phần, hộ dân cư có thể bị tăng chi phí điện tổng thể, bởi phần “giá công suất” sẽ được tính dựa trên công suất cực đại trong tháng, dù thời gian sử dụng chỉ vài giờ mỗi ngày. Điều này đặc biệt rõ ở các hộ dùng nhiều thiết bị công suất cao (máy lạnh, bếp từ, bình nóng lạnh…). Tuy nhiên, nhóm hộ sử dụng điện đều và tiết kiệm, có biểu đồ phụ tải phẳng sẽ ít bị ảnh hưởng, hoặc thậm chí hưởng lợi nhẹ. Trong dài hạn, cơ chế này thúc đẩy người dân điều chỉnh hành vi tiêu dùng điện - hạn chế dùng điện vào giờ cao điểm, chuyển sang các thiết bị tiết kiệm năng lượng, hoặc lắp đặt điện mặt trời mái nhà kết hợp với pin lưu trữ (BESS) để giảm công suất cực đại.

Tại một số nước như Thái Lan, Indonesia, họ không tính công suất cực đại theo thời gian thực cho điện sinh hoạt, mà đặt ra mấy mức công suất yêu cầu, từ đó lắp loại đồng hồ điện thích hợp. Các hộ dân cư không sử dụng điện thường xuyên sẽ không bị cắt điện sau ba tháng nếu họ vẫn trả tiền công suất theo mức đã đăng ký.

Đối với doanh nghiệp sản xuất công nghiệp:

Đây là nhóm được lợi nhiều nhất từ cơ chế giá điện hai thành phần nếu có phụ tải ổn định. Các nhà máy hoạt động liên tục theo ca thường có hệ số sử dụng công suất cao (0,7-0,9). Khi tách riêng phần giá công suất, chi phí biến đổi theo kWh sẽ giảm, giúp doanh nghiệp dễ dự báo và kiểm soát chi phí năng lượng. Tuy nhiên, với các cơ sở sản xuất theo mùa vụ (như chế biến nông sản, thực phẩm, dệt may), việc duy trì công suất đăng ký lớn, nhưng không sử dụng hết trong các tháng thấp điểm có thể làm tăng chi phí cố định. Kết quả mô phỏng chi phí điện theo hai cơ chế giá đối với doanh nghiệp sản xuất tiêu thụ trung bình 200.000 kWh/tháng, xem bảng 1.

Bảng 1. Mô phỏng chi phí điện theo hai cơ chế giá đối với doanh nghiệp sản xuất điển hình, đăng ký công suất cực đại 500 kW, tiêu thụ điện năng trung bình 200.000 kWh/tháng:

Nhận xét: Với công suất đăng ký 500 kW và mức tiêu thụ trung bình 200.000 kWh/tháng, cơ chế giá điện hai thành phần giúp doanh nghiệp tiết kiệm khoảng 20 triệu đồng/tháng (tương đương 4,55%) so với cơ chế giá một thành phần.

Đối với các cơ sở thương mại - dịch vụ:

Các cơ sở dịch vụ (trung tâm thương mại, khách sạn, nhà hàng) có phụ tải dao động mạnh theo thời gian trong ngày, thường đạt đỉnh vào buổi trưa và tối. Với đặc điểm này, chi phí công suất có thể chiếm 25-35% tổng hóa đơn điện khi áp dụng mô hình hai thành phần. Tuy nhiên, nhờ khả năng điều chỉnh phụ tải linh hoạt (ví dụ tắt bớt thiết bị lạnh, chiếu sáng thông minh, điều khiển HVAC tự động), nhóm này có cơ hội tối ưu biểu đồ tiêu thụ điện để giảm công suất cực đại và tiết kiệm chi phí dài hạn.

Đối với EVN và hệ thống điện quốc gia:

Về phía EVN, cơ chế giá điện hai thành phần giúp ổn định dòng doanh thu, giảm rủi ro biến động sản lượng điện tiêu thụ, đồng thời phản ánh chính xác chi phí đầu tư hạ tầng. Ngoài ra, việc tách riêng phần giá công suất tạo động lực cho khách hàng giảm phụ tải đỉnh, giúp hệ thống điện vận hành hiệu quả hơn, hạn chế đầu tư thêm nguồn và lưới cho các giờ cao điểm - một vấn đề đang gây áp lực lớn hiện nay - khi tỷ lệ năng lượng tái tạo tăng nhanh, nhưng thiếu hệ thống lưu trữ (BESS).

Tuy nhiên, EVN cũng sẽ phải đối mặt với thách thức truyền thông và minh bạch: Người tiêu dùng cần được giải thích đầy đủ, rành mạch khi thấy xuất hiện thêm một thành phần “phí công suất” trong hóa đơn, dù tổng chi phí có thể không tăng đáng kể.

Từ cơ chế giá điện hai thành phần cho bên tiêu dùng, EVN và có thể là bất cứ nhà bán lẻ điện nào trong tương lai sẽ có thể tiến tới áp dụng giá điện hai thành phần cho bên bán điện (phí công suất) bằng cách chi trả dịch vụ hỗ trợ hệ thống điện cho các nguồn điện sẵn sàng phát vào lúc cần.

Bảng 2. Tổng hợp đánh giá định tính khi thực hiện giá điện hai thành phần:

Đánh giá lợi ích, rủi ro - từ góc nhìn kinh tế, kỹ thuật:

Lợi ích kinh tế vĩ mô:

Cơ chế giá điện hai thành phần được đánh giá là bước chuyển tất yếu trong lộ trình cải cách giá điện theo thị trường. Khi phần giá công suất được tách riêng, chi phí sử dụng điện của khách hàng phản ánh đúng mức độ gây áp lực lên hệ thống điện, từ đó giúp phân bổ chi phí đầu tư công bằng hơn.

Theo tính toán sơ bộ của các chuyên gia thuộc Viện Năng lượng (2025): Nếu áp dụng đại trà cơ chế này cho khách hàng công nghiệp và thương mại, EVN có thể giảm được 8-10% công suất cực đại của hệ thống điện quốc gia, tương đương 4.000-5.000 MW. Điều này đồng nghĩa với việc giảm đầu tư hàng chục nghìn tỷ đồng vào nguồn và lưới điện chỉ để phục vụ vài giờ cao điểm mỗi ngày.

Ngoài ra, cơ chế này tạo động lực cho các doanh nghiệp đầu tư hệ thống quản lý năng lượng (EMS), điều khiển phụ tải theo thời gian thực, hoặc kết hợp hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) để tối ưu chi phí công suất.

Rủi ro trong giai đoạn thí điểm:

Bộ Công Thương giao EVN bắt đầu triển khai thí điểm từ tháng 10/2025, áp dụng cho nhóm khách hàng sản xuất có mức tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh/tháng trong 12 tháng gần nhất, chỉ tính toán trên hóa đơn mà chưa thu tiền thực tế. Đây là giai đoạn quan trọng để kiểm chứng tính khả thi và phản ứng của thị trường. Tuy nhiên, rủi ro lớn nhất trong giai đoạn này là thiếu thông tin và hiểu biết của khách hàng:

1. Nhiều doanh nghiệp chưa nắm rõ cách tính hai thành phần giá, dễ hiểu nhầm là tăng giá điện.

2. Thiếu đồng bộ giữa dữ liệu đo đếm (AMR/MDMS) và phần mềm hóa đơn có thể dẫn đến sai lệch tạm thời.

Nếu không có chiến lược truyền thông phù hợp, EVN có thể sẽ gặp phản ứng tiêu cực tương tự như khi áp dụng biểu giá bậc thang điện sinh hoạt năm 2014 (dù bản chất chính sách là hợp lý).

Tác động đến hiệu quả sử dụng năng lượng:

Về lâu dài, giá điện hai thành phần sẽ khuyến khích khách hàng tiết kiệm điện có chọn lọc. Thay vì chỉ giảm tổng lượng tiêu thụ (kWh), người dùng sẽ quan tâm hơn đến giảm công suất cực đại (kW) - yếu tố ảnh hưởng trực tiếp đến đầu tư nguồn và lưới điện. Để giảm chi phí tiền sử dụng điện, các doanh nghiệp có thể chuyển sản xuất sang giờ thấp điểm, hoặc sử dụng bộ lưu điện công nghiệp để san bằng phụ tải, hoặc lắp điện mặt trời mái nhà kết hợp BESS để giảm nhu cầu từ lưới trong giờ cao điểm.

Theo mô phỏng của nhóm nghiên cứu Đại học Bách khoa Hà Nội (2025): Nếu 20% khách hàng công nghiệp lớn điều chỉnh phụ tải đỉnh giảm 10%, hệ thống điện có thể tiết kiệm khoảng 1,2 tỷ kWh/năm, tương đương giảm 900.000 tấn CO₂ phát thải.

Tác động xã hội và tính công bằng:

Một trong những lo ngại của dư luận là tính công bằng khi hộ dân cư phải trả thêm chi phí “công suất” dù chỉ sử dụng điện không đều. Tuy nhiên, về nguyên tắc, người dùng gây ra phụ tải đỉnh cho hệ thống phải chia sẻ chi phí tương ứng. Cơ chế giá điện hai thành phần vì vậy phản ánh đúng bản chất kinh tế của điện năng - vừa là hàng hóa tiêu thụ, vừa là dịch vụ sẵn sàng cung cấp công suất. Để đảm bảo công bằng xã hội, giai đoạn đầu nên áp dụng cho nhóm khách hàng lớn, sau đó mở rộng dần khi hạ tầng đo đếm thông minh hoàn thiện. Song song, Nhà nước có thể xây dựng quỹ hỗ trợ hộ nghèo, hộ chính sách (tương tự như cơ chế bù chéo hiện nay), nhằm tránh tác động tiêu cực đến nhóm dễ tổn thương.

Bảng 3. Tổng hợp lợi ích, rủi ro của cơ chế giá điện hai thành phần:

Định hướng triển khai chính thức và khuyến nghị chính sách:

Lộ trình triển khai chính thức giai đoạn 2025-2030:

Theo kế hoạch của Bộ Công Thương: Năm 2025-2026 là giai đoạn thí điểm và đánh giá mô hình giá điện hai thành phần trước khi tiến tới áp dụng chính thức trên phạm vi rộng hơn. Trong đó:

Giai đoạn 1: Từ tháng 10/2025, EVN bắt đầu thí điểm tính toán mô phỏng trên hóa đơn (chưa thu tiền) đối với khách hàng sản xuất tiêu thụ trên 200.000 kWh/tháng.

Giai đoạn 2: Tháng 1-6/2026, truyền thông và thí điểm trên giấy. Cụ thể, cơ quan chức năng sẽ phát hành hóa đơn song song (không thanh toán thực tế) với toàn bộ khách hàng tham gia thí điểm, kèm hướng dẫn về giá bán lẻ điện hai thành phần.

Giai đoạn 3: Cơ chế giá hai thành phần sẽ được thử nghiệm chính thức trong 1 năm (tháng 7/2026-7/2027). Từ đó, cơ quan quản lý theo dõi, đánh giá mức độ thay đổi nhu cầu, hành vi sử dụng điện, phản ứng của khách hàng, doanh thu bán điện, cũng như nghiên cứu điều chỉnh các thành phần trong cấu trúc biểu giá...

Giai đoạn 4: Từ tháng 8/2027, Bộ Công Thương sẽ đánh giá, mở rộng áp dụng giá điện hai thành phần với các nhóm khách hàng.

Việc mở rộng này đòi hỏi hệ thống đo đếm hiện đại (Smart Metering System) và hạ tầng dữ liệu quản lý phụ tải (MDMS) phải được đầu tư đồng bộ. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh: Đến năm 2030, Việt Nam dự kiến đạt tối thiểu 80% công tơ điện tử kết nối dữ liệu tập trung, là điều kiện tiên quyết để triển khai rộng mô hình giá điện hai thành phần.

Mối liên hệ với thị trường bán lẻ điện cạnh tranh:

Giá điện hai thành phần chính là bước trung gian cần thiết trước khi vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh. Trong mô hình đó, khách hàng sẽ ký hợp đồng mua điện song phương với các đơn vị cung cấp điện, hoặc nhà sản xuất và phải trả hai khoản riêng biệt:

1. Giá công suất (Capacity charge) - chi trả cho quyền được sử dụng công suất cực đại đã đăng ký.

2. Giá điện năng (Energy charge) - chi trả theo sản lượng điện thực tế.

Do đó, cơ chế đang thí điểm của EVN không chỉ mang ý nghĩa kỹ thuật, mà còn là bước thử nghiệm chính sách cho giai đoạn thị trường điện tự do, minh bạch và có tính cạnh tranh cao hơn sau năm 2030.

Khuyến nghị chính sách:

Từ kết quả phân tích và mô phỏng ở các phần trên, có thể đề xuất một số khuyến nghị chính sách chủ chốt như sau:

1. Hoàn thiện khung pháp lý và quy chuẩn kỹ thuật:

- Sớm ban hành thông tư hướng dẫn cụ thể cách tính giá điện hai thành phần, phương pháp xác định công suất cực đại, quy định về thiết bị đo đếm và quản lý dữ liệu.

- Chuẩn hóa hợp đồng mua bán điện theo cơ chế hai thành phần, làm cơ sở để các đơn vị điện lực triển khai thống nhất.

2. Tăng cường truyền thông và đào tạo cho khách hàng sử dụng điện:

- Thực hiện chương trình truyền thông quốc gia về giá điện mới, giúp khách hàng hiểu rõ lợi ích, cơ chế tính toán và cách tối ưu phụ tải.

- Đào tạo đội ngũ cán bộ kỹ thuật tại các tổng công ty điện lực để tư vấn và hỗ trợ doanh nghiệp áp dụng hiệu quả.

3. Hỗ trợ đầu tư và khuyến khích công nghệ tiết kiệm năng lượng:

- Ban hành các gói tín dụng ưu đãi cho doanh nghiệp đầu tư thiết bị san tải, lưu trữ năng lượng, hoặc hệ thống điều khiển thông minh.

- Kết hợp chính sách khuyến khích điện mặt trời mái nhà - BESS - quản lý phụ tải như một công cụ giảm công suất đỉnh.

4. Bảo đảm công bằng xã hội trong lộ trình mở rộng:

Giai đoạn sau (khi triển khai cho các loại hộ tiêu thụ khác), cần thiết lập ngưỡng miễn, hoặc giảm giá công suất cho nhóm thu nhập thấp, hộ chính sách, vùng sâu vùng xa.

5. Minh bạch dữ liệu và đánh giá định kỳ:

- EVN cần công bố công khai kết quả thí điểm định kỳ (bao gồm mức độ biến động chi phí, phản ứng của khách hàng và hiệu quả giảm phụ tải đỉnh).

- Bộ Công Thương thiết lập cơ chế đánh giá độc lập có sự tham gia của viện nghiên cứu, hiệp hội doanh nghiệp và người tiêu dùng.

Kết luận:

Giá điện hai thành phần là công cụ kinh tế - kỹ thuật tiên tiến, giúp phân bổ chi phí công bằng hơn giữa các nhóm khách hàng và phản ánh đúng bản chất dịch vụ điện năng. Thí điểm của EVN từ tháng 10/2025 là bước đi chiến lược hướng tới một thị trường điện minh bạch, hiệu quả và bền vững hơn. Với công cụ này, người được hưởng lợi là mọi người dân - khi mà hạ tầng điện lực giảm bớt được những đầu tư chưa cần thiết, lãng phí, còn các hộ tiêu thụ thì giảm chi phí khi sử dụng điện hợp lý, hiệu quả và tiết kiệm hơn. Tuy nhiên, thành công của mô hình này không chỉ phụ thuộc vào phương pháp tính toán, mà còn ở mức độ chuẩn bị hạ tầng kỹ thuật, hành lang pháp lý và sự đồng thuận xã hội. Nếu được triển khai đúng lộ trình và có các biện pháp hỗ trợ phù hợp, ngành điện có thể giảm đáng kể chi phí đầu tư hệ thống điện, thúc đẩy tiết kiệm năng lượng và tăng năng lực cạnh tranh quốc gia trong tiến trình chuyển đổi năng lượng công bằng./.

TS.NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. TS. Nguyễn Huy Hoạch: Giá điện 2 thành phần - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam. NangluongVietNam online.15:33 | 19/02/2024.

2.Bộ Công Thương (2025): Báo cáo tổng kết thí điểm giá điện hai thành phần, Hà Nội.

3. Cục Điều tiết Điện lực - ERAV (2024): Lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh Việt Nam.

4. Viện Năng lượng (2025): Đánh giá tác động cơ chế giá điện hai thành phần đến phụ tải hệ thống điện quốc gia.

5. EVN (2025): Thông cáo báo chí về chương trình thí điểm giá điện hai thành phần - tháng 10/2025.