Bộ Công Thương đề xuất thí điểm giá điện 2 thành phần từ 2026

Theo dõi KT&TD trên

Bộ Công Thương đang lấy ý kiến dự thảo quyết định về lộ trình áp dụng giá bán lẻ điện hai thành phần (gồm phí công suất và tiền điện năng), với mục tiêu thử nghiệm từ đầu năm 2026, thanh toán thực tế trong một năm từ tháng 7/2026 đến tháng 7/2027 và đánh giá để mở rộng áp dụng từ tháng 8/2027. Theo dự thảo, cơ chế mới hướng tới phản ánh sát hơn chi phí cung ứng điện (đầu tư nguồn, lưới, trạm, đường dây…), giảm bù chéo giữa các nhóm khách hàng như tinh thần Nghị quyết 70 về bảo đảm an ninh năng lượng. Lộ trình được thiết kế theo bốn giai đoạn có truyền thông, “hóa đơn song song” trước khi bước vào giai đoạn thanh toán thật, qua đó hạn chế xáo trộn và tạo đồng thuận xã hội.

Cụ thể, giai đoạn 1 diễn ra từ năm 2025 đến giữa năm 2026: Bộ Công Thương phối hợp EVN khảo sát, thu thập dữ liệu đo đếm (phụ tải cực đại, sản lượng, biểu đồ phụ tải) và thí điểm ở phạm vi hẹp với nhóm khách hàng sản xuất đang thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp với đơn vị phát năng lượng tái tạo. Đây là bước xây nền dữ liệu và khung pháp lý trước khi chuyển sang thí điểm rộng hơn.

Giai đoạn 2 (1–6/2026) là giai đoạn “thí điểm trên giấy” nhằm giúp khách hàng làm quen cơ chế mới: cơ quan chức năng dự kiến phát hành hóa đơn song song (chỉ mang tính tham khảo, không thanh toán) kèm hướng dẫn phương pháp tính. Mục đích là kiểm chứng quy trình, công cụ và cách hiểu của người dùng trước khi áp dụng thanh toán thật.

Giai đoạn 3 (7/2026–7/2027) chuyển sang thử nghiệm chính thức có thanh toán thực tế cho nhóm khách hàng được lựa chọn. Kết quả sẽ được theo dõi để đánh giá thay đổi phụ tải, hành vi sử dụng điện, phản ứng của khách hàng, tác động tới doanh thu bán điện và điều chỉnh các tham số giá cho phù hợp.

Từ tháng 8/2027 (giai đoạn 4), Bộ Công Thương dự kiến đánh giá, tổng kết và mở rộng áp dụng cơ chế giá bán lẻ điện hai thành phần sang các nhóm khách hàng khác theo mức độ sẵn sàng của hệ thống và xã hội. EVN được giao trách nhiệm tính toán, đề xuất phương án giá chi tiết, đồng thời tổ chức truyền thông để người dùng hiểu rõ cách tính và quyền lợi, nghĩa vụ khi đăng ký công suất.

Về nguyên tắc tính, giá điện hai thành phần gồm: (i) phần công suất (đồng/kW/tháng) gắn với mức công suất cực đại mà khách hàng đăng ký, phản ánh chi phí duy trì khả năng cung cấp; và (ii) phần điện năng (đồng/kWh) tính trên sản lượng tiêu thụ, có thể tiếp tục áp dụng theo khung giờ (cao điểm, bình thường, thấp điểm) với khách hàng sản xuất/kinh doanh như hiện hành. So với cơ chế một thành phần (chỉ trả theo kWh), cách tính mới dự kiến phân bổ chi phí công bằng hơn theo mức “chiếm dụng” hạ tầng của từng khách hàng. Tuy nhiên, số tiền phải trả có thể tăng hoặc giảm tùy cấu hình phụ tải, thói quen sử dụng và mức công suất đăng ký.

Lý do đưa ra cải cách này xuất phát từ yêu cầu minh bạch hóa chi phí, tiến tới giảm bù chéo giữa nhóm sinh hoạt—sản xuất, giữa vùng/miền; đồng thời phù hợp lộ trình thị trường điện bán buôn—bán lẻ cạnh tranh. Cơ chế hai thành phần được nhiều chuyên gia đánh giá sẽ khuyến khích sử dụng điện hiệu quả hơn: cơ sở sản xuất có động lực tối ưu phụ tải cực đại; hộ kinh doanh—dịch vụ cân nhắc đầu tư thiết bị tiết kiệm hoặc điều chỉnh giờ vận hành để giảm công suất đỉnh.

Tuy vậy, để triển khai suôn sẻ, cần đáp ứng một số điều kiện tiên quyết. Thứ nhất, hạ tầng đo đếm—đọc số phải bảo đảm chính xác theo thời gian thực hoặc gần thực, đủ để xác định phụ tải cực đại theo hợp đồng. Thứ hai, cần có cơ chế “hóa đơn song song” đủ lâu và dễ hiểu để người dân và doanh nghiệp làm quen, hạn chế sốc tiền điện khi chuyển sang thanh toán thật. Thứ ba, công tác truyền thông—tư vấn phải đi trước một bước: giải thích cách lựa chọn mức công suất hợp lý, cách tính tiền khi vượt công suất đăng ký, cũng như rủi ro khi đăng ký quá thấp hoặc quá cao. Thứ tư, cần bộ tiêu chí đánh giá khách quan sau một năm thử nghiệm chính thức (7/2026–7/2027) trước khi mở rộng từ 8/2027.

Về đối tượng áp dụng, dự thảo nêu ưu tiên triển khai trước với nhóm khách hàng ngoài sinh hoạt (đặc biệt là sản xuất, dùng điện lớn), sau đó mới mở rộng sang các nhóm khác khi hệ thống, công cụ và người dùng đã sẵn sàng. Cách đi này giúp giảm rủi ro vận hành, vì nhóm sản xuất thường đã quen với biểu giá theo giờ và có thiết bị đo đếm phù hợp. Cùng với đó, EVN có trách nhiệm xây dựng phương án giá chi tiết, mô phỏng các kịch bản tác động—bao gồm trường hợp giá bán lẻ bình quân không đổi nhưng cấu trúc tính tiền thay đổi—để báo cáo Bộ Công Thương xem xét.

Tác động dự kiến gồm cả tích cực và thách thức. Về tích cực, cơ chế mới có thể giúp ngành điện thu hồi chi phí hạ tầng theo đúng người gây chi phí, cải thiện tín hiệu giá để doanh nghiệp đầu tư tiết kiệm năng lượng, đồng thời hỗ trợ mục tiêu an ninh năng lượng trong bối cảnh phụ tải tăng nhanh. Về thách thức, rủi ro lớn nhất nằm ở khâu lựa chọn công suất đăng ký: nếu đăng ký thấp so với thực tế, khách hàng có thể chịu phí/phạt vượt công suất; nếu đăng ký quá cao, chi phí cố định hàng tháng sẽ tăng không cần thiết. Vì vậy, giai đoạn hóa đơn song song và tư vấn kỹ thuật là “bộ giảm chấn” quan trọng trước khi thanh toán thật.

Quang Đức