Trong giai đoạn 31/8-6/9, điều kiện thời tiết trên khắp Trung Quốc có sự chuyển biến rõ rệt, nhiệt độ giảm dần ở các khu vực phía bắc trong khi miền Đông và miền Nam vẫn chịu ảnh hưởng của mưa liên quan đến bão. Bão số 18 “Saudel” trở thành hiện tượng thời tiết đáng chú ý nhất trong tuần. Sau khi suy yếu và bị hạ cấp vào ngày 30/8, hoàn lưu còn lại của bão di chuyển vào Biển Đông, mạnh trở lại thành bão có tên vào ngày 1/9 và đổ bộ lần thứ ba gần Cổ Lôi, huyện Chương Phố, Phúc Kiến vào ngày 3/9, đánh dấu một đợt hiếm gặp với hai lần phân loại riêng biệt và ba lần đổ bộ. Trong bối cảnh đó, những thay đổi về thời tiết, sản lượng năng lượng tái tạo và chi phí năng lượng sơ cấp đã gây ra biến động lớn về giá điện giao ngay tại các tỉnh. Giá trung bình thời gian thực của Sơn Đông phục hồi từ mức thấp 192 NDT/MWh lên 376 NDT/MWh vào cuối tuần; giá thời gian thực của Quảng Đông tăng vọt từ mức thấp 206 NDT/MWh lên 578 NDT/MWh; giá trước ngày và trong ngày của Giang Tô tăng mạnh vào nửa cuối tuần; phía tây Nội Mông chứng kiến giá phía phát điện thời gian thực dao động trong khoảng 220-432 NDT/MWh; giá trước ngày của Sơn Tây tăng lên 427 NDT/MWh vào ngày 5/9 trước khi giảm trở lại; trong khi thị trường trước ngày của Thiểm Tây vẫn trầm lắng dù giá thời gian thực tăng lên 407 NDT/MWh vào cuối tuần. Về phía nhiên liệu, giá than nhiệt CCTD Tần Hoàng Đảo 5.500 kcal/kg đạt 741 NDT/tấn tính đến ngày 4/9, với hạn chế nguồn cung, chi phí vận chuyển tăng và tồn kho cảng giảm đã củng cố hỗ trợ cho chi phí phát điện than. Giá LNG cập cảng Trung Quốc theo SMM dao động từ 24,61-25,91 USD/MMBtu, trong khi giá LNG phía đông Quảng Đông không đổi ở mức 5.860 NDT/tấn. Khi tháng 9 bắt đầu và nhu cầu do nắng nóng giảm dần, sản lượng năng lượng tái tạo, chi phí năng lượng sơ cấp và độ lệch giữa dự báo trước ngày với điều kiện hệ thống thời gian thực đang trở thành những yếu tố ngày càng quan trọng chi phối giá điện.
Giá Sơn Đông giảm trước rồi phục hồi, do sản lượng năng lượng tái tạo mạnh kéo giá đầu tuần xuống thấp trong khi chi phí phát điện than cao hơn hạn chế đà giảm thêm. Giá trung bình phía phát điện thời gian thực của tỉnh bắt đầu ở mức 191,87 NDT/MWh vào ngày 31/8, phục hồi lên 295,10-301,31 NDT/MWh trong các ngày 1-3/9, sau đó tăng mạnh lên 412,94 NDT/MWh vào ngày 5/9 trước khi kết thúc tuần ở mức 376,43 NDT/MWh. Giá trung bình tuần khoảng 321,24 NDT/MWh. Nhu cầu làm mát giảm đáng kể so với mức đỉnh của đợt nắng nóng tháng 8, trong khi thời tiết tương đối quang đãng hỗ trợ sản lượng điện mặt trời và nới lỏng cân bằng cung-cầu vào giữa trưa, góp phần khiến giá ở mức thấp vào đầu tuần. Trong khi đó, giá than nhiệt CCTD Tần Hoàng Đảo 5.500 kcal/kg tăng lên 741 NDT/tấn, đẩy chi phí cơ sở của các tổ máy nhiệt điện than lên cao và hỗ trợ mức giá chào bán tối thiểu của họ. Do đó, dù phụ tải do nhiệt độ cao suy yếu, giá không duy trì ở mức thấp, và những thay đổi về sản lượng năng lượng tái tạo cùng nhu cầu hệ thống đã thúc đẩy giá phục hồi nhanh chóng vào cuối tuần.
Quảng Đông ghi nhận diễn biến đảo chiều mạnh hình chữ V, khi lượng mưa liên quan đến bão Saudel ban đầu kìm hãm phụ tải trước khi giá thời gian thực tăng vọt khi điều kiện thời tiết cải thiện. Giá trung bình ngày tới giảm từ 394,81 NDT/MWh xuống 299,82 NDT/MWh vào ngày 2 tháng 9 trước khi phục hồi lên 415,08 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9. Giá thời gian thực còn biến động mạnh hơn, giảm từ 306,81 NDT/MWh xuống 205,59 NDT/MWh vào ngày 2 tháng 9 trước khi tăng vọt lên 578,06 NDT/MWh vào ngày 5 tháng 9 và duy trì ở mức cao 443,57 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9. Trong các ngày 1-3 tháng 9, bão Saudel và hoàn lưu ngoại vi của nó mang đến lượng mưa lớn cho miền đông Quảng Đông, tạm thời làm giảm nhu cầu điều hòa không khí. Khi lượng mưa suy yếu từ ngày 5 tháng 9, nhiệt độ và nhu cầu điện phục hồi, nhanh chóng thắt chặt cân bằng thời gian thực. Giá than nhiệt cao hơn đã hỗ trợ phần nào cho các tổ máy nhiệt điện than, nhưng giá LNG miền đông Quảng Đông vẫn ổn định ở mức 5.860 NDT/tấn, cho thấy đà tăng gần đây của giá LNG quốc tế chưa truyền tải đáng kể vào chi phí khí đốt trong nước. Do đó, biến động mạnh của giá điện Quảng Đông vẫn chủ yếu do thời tiết, phụ tải thời gian thực và khả năng phát điện chi phối hơn là chỉ riêng chi phí nhiên liệu.
Giá điện Giang Tô tăng sau khởi đầu đầy biến động, khi chi phí phát điện than cao hơn tạo hỗ trợ dù nhu cầu mùa hè suy giảm, trong khi điều kiện cung-cầu thắt chặt hơn vào cuối tuần. Giá trung bình gia quyền ngày tới tăng từ 319,71 NDT/MWh lên 396,10 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9, trung bình khoảng 349,91 NDT/MWh trong tuần. Giá trong ngày tăng từ 330,54 NDT/MWh, đạt 391,22 NDT/MWh vào ngày 5 tháng 9 và duy trì ở mức 374,84 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9, với trung bình tuần khoảng 353,11 NDT/MWh. Lượng mưa và sự hạ nhiệt do hoàn lưu bão và không khí lạnh gây ra đã làm suy yếu nhu cầu điều hòa không khí vào đầu tuần. Khi lượng mưa giảm dần, mức tiêu thụ điện công nghiệp phục hồi và những thay đổi trong sản lượng năng lượng tái tạo lại thắt chặt thị trường. Đồng thời, giá than nhiệt tăng đã nâng mức sàn chi phí cho các tổ máy phát điện biên chạy than. Sự kết hợp giữa nhu cầu do thời tiết giảm và chi phí phát điện cao hơn có nghĩa là giá Giang Tô không giảm theo nhiệt độ mà thay vào đó tăng lên trong nửa cuối tuần.
Nội Mông vẫn biến động mạnh, với sản lượng điện gió và mặt trời vẫn là động lực chính trong khi giá than mạnh hơn khuếch đại độ nhạy cảm về giá khi sản lượng năng lượng tái tạo suy yếu. Giá bình quân gia quyền thời gian thực phía phát điện giảm từ 385,83 NDT/MWh xuống mức thấp nhất tuần là 220,04 NDT/MWh vào ngày 3 tháng 9, sau đó phục hồi nhanh chóng lên 432,29 NDT/MWh vào ngày 5 tháng 9 trước khi hạ xuống 358,12 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9. Giá bình quân số học toàn hệ thống phía người dùng biến động cùng chiều, giảm từ 424,26 NDT/MWh xuống 253,17 NDT/MWh trước khi phục hồi lên 455,99 NDT/MWh. Giá trung bình tuần khoảng 321,48 NDT/MWh ở phía phát điện và 349,31 NDT/MWh ở phía người dùng. Với đội ngũ điện gió và mặt trời quy mô lớn ở phía tây Nội Mông, giá thời gian thực vẫn chủ yếu do sản lượng năng lượng tái tạo và nhu cầu truyền tải ra ngoài chi phối. Tuy nhiên, khi sản lượng năng lượng tái tạo giảm và các tổ máy nhiệt điện than bổ sung được huy động, chi phí than cao hơn làm tăng chi phí phát điện biên. Do đó, sự phục hồi từ khoảng 220 NDT/MWh lên trên 430 NDT/MWh cho thấy tác động kết hợp của biến động năng lượng tái tạo và hỗ trợ chi phí nhiệt điện than mạnh hơn.
Sơn Tây tăng vọt trước khi thoái lui, với giá than vững hơn hỗ trợ sàn thị trường trong khi kỳ vọng ngày tới thắt chặt hơn không được hiện thực hóa đầy đủ trong giao dịch thời gian thực. Giá bình quân số học ngày tới tăng từ 266,17 NDT/MWh lên 374,80 NDT/MWh vào ngày 4 tháng 9 và tiếp tục lên 426,54 NDT/MWh vào ngày 5 tháng 9, trước khi giảm trở lại 305,91 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9. Giá trung bình tuần khoảng 319,65 NDT/MWh. Giá trong ngày chủ yếu giao dịch trong khoảng 276-343 NDT/MWh, trung bình khoảng 314,99 NDT/MWh. Sơn Tây vẫn phụ thuộc nặng nề vào nhiệt điện than, vì vậy giá than nhiệt tăng củng cố sàn chi phí cho phát điện biên và hạn chế dư địa giảm của giá giao ngay. Tuy nhiên, vào ngày 5 tháng 9, giá trung bình ngày tới vượt giá trung bình trong ngày hơn 130 NDT/MWh, cho thấy kỳ vọng về sản lượng tái tạo thắt chặt hơn, phụ tải hoặc xuất khẩu liên tỉnh đã không được hiện thực hóa đầy đủ trong vận hành thực tế của hệ thống. Do đó, chi phí than cung cấp hỗ trợ nhiều hơn cho giới hạn dưới của giá, trong khi mức tăng ngắn hạn vẫn phần lớn được quyết định bởi điều kiện cung cầu thời gian thực.
Thị trường ngày tới của Thiểm Tây vẫn trầm lắng trong khi giá thời gian thực tăng mạnh vào cuối tuần, do chi phí nhiên liệu cao hơn đã khuếch đại tác động của sai lệch dự báo năng lượng tái tạo. Giá trung bình gia quyền ngày tới chủ yếu giao dịch trong khoảng 208-246 NDT/MWh, trung bình khoảng 226,61 NDT/MWh trong tuần. Giá thời gian thực tăng từ 199,42 NDT/MWh vào ngày 31 tháng 8 lên 346,76 NDT/MWh vào ngày 4 tháng 9 và tiếp tục lên 407,46 NDT/MWh vào ngày 6 tháng 9, dẫn đến trung bình tuần khoảng 276,90 NDT/MWh. Nguồn cung tái tạo dồi dào giữ giá ngày tới ở mức thấp vào đầu tuần, trong khi điều kiện thực tế của hệ thống thắt chặt đáng kể so với dự báo ngày tới vào cuối kỳ. Đồng thời, giá than nhiệt cao hơn làm tăng chi phí biên của phát điện than. Trong những giờ sản lượng tái tạo kém hơn dự kiến và các tổ máy than được huy động nhiều hơn, nền chi phí nhiên liệu cao hơn trở nên rõ ràng hơn. Do đó, biến động giá trong tuần không chỉ đơn thuần là kết quả của giá than tăng; đúng hơn, sai lệch dự báo tái tạo làm tăng nhu cầu phát điện than biên, với chi phí nhiên liệu cao hơn khuếch đại biến động giá thời gian thực.
Nhìn chung, thị trường giao ngay tại nhiều tỉnh trải qua biến động giá rộng trong tuần này. Nhu cầu do nhiệt độ thúc đẩy đang dần giảm vai trò chi phối, trong khi ảnh hưởng của phát điện tái tạo, chi phí năng lượng sơ cấp và sai lệch cung cầu thời gian thực đang tăng lên. Sơn Đông bắt đầu tuần ở mức thấp trong bối cảnh sản lượng điện mặt trời mạnh và phụ tải yếu hơn, nhưng chi phí phát điện than tăng đã hạn chế đà giảm thêm. Quảng Đông ghi nhận sự đảo chiều hình chữ V sâu dưới ảnh hưởng của mưa liên quan đến bão Saudel, trong khi giá LNG ổn định ở phía đông Quảng Đông có nghĩa là phụ tải và điều kiện thời gian thực của hệ thống vẫn là yếu tố chi phối chính. Giang Tô mạnh lên vào cuối tuần bất chấp thời tiết mát mẻ hơn, làm nổi bật tầm quan trọng ngày càng tăng của chi phí phát điện than và sự thay đổi cân bằng hệ thống. Tây Nội Mông, Sơn Tây và Thiểm Tây đều cho thấy mức độ tương tác khác nhau giữa biến động sản lượng điện tái tạo và chi phí nhiệt điện. Khi nhiệt độ tiếp tục giảm vào tháng 9, chi phí than, sản lượng điện gió và mặt trời, giao dịch liên tỉnh và chênh lệch giữa dự báo trước ngày và điều kiện thời gian thực sẽ trở thành những biến số ngày càng quan trọng cần theo dõi.
Năng lượng sơ cấp
31/8-6/9
Than nhiệt: Hạn chế nguồn cung và giảm tồn kho tại cảng củng cố lẫn nhau, giữ giá vững.
Giá than nhiệt tiếp tục tăng trong tuần này. Tính đến ngày 4/9, than Tần Hoàng Đảo CCTD 5.500 kcal/kg ở mức 741 NDT/tấn, tăng 10 NDT/tấn so với ngày 28/8; than 5.000 kcal/kg đạt 673 NDT/tấn, tăng 11 NDT/tấn so với tuần trước; và than 4.500 kcal/kg tăng 10 NDT/tấn lên 606 NDT/tấn. Mặc dù nhu cầu than của ngành điện giảm dần sau cao điểm mùa hè, giá vẫn tiếp tục mạnh lên, cho thấy động lực chính của thị trường đang chuyển từ nhu cầu cao điểm sang nguồn cung thắt chặt hơn. Kiểm tra an toàn nghiêm ngặt hơn tại các khu vực sản xuất chính, bảo trì mỏ tạm thời, chi phí vận chuyển cao hơn và tồn kho giảm tại các cảng phía bắc đang cùng củng cố hỗ trợ giá.
Nhu cầu: Khi nhiệt độ miền bắc giảm sau khi kết thúc giai đoạn nóng nhất của mùa hè, lượng than đốt của các nhà máy điện ven biển đang giảm dần từ đỉnh. Tuy nhiên, nhiệt độ cao gián đoạn vẫn còn ở một số khu vực phía nam Trung Quốc, khiến nhu cầu nhiệt điện không giảm quá nhanh. Các ngành luyện kim, hóa chất và các ngành phi điện khác cũng duy trì mức mua giao ngay nhất định. Tuy nhiên, mức tồn kho của các nhà máy điện đã được cải thiện, than hợp đồng dài hạn vẫn là nguồn cung chính, và mua giao ngay phần lớn giới hạn ở nhu cầu tức thời. Do đó, người dùng cuối vẫn thận trọng trước giá thị trường tăng nhanh, nghĩa là nhu cầu không phải là động lực duy nhất của đợt tăng giá hiện tại.
Nguồn cung: Hạn chế nguồn cung đã trở thành động lực ngày càng quan trọng cho giá than mạnh lên. Giám sát an toàn vẫn nghiêm ngặt trên khắp Sơn Tây, Thiểm Tây và Nội Mông, trong khi bảo trì và gián đoạn thời tiết đã hạn chế sản lượng mỏ ngắn hạn và xuất hàng. Khi giá tại cửa mỏ tăng, chi phí vận chuyển đến các cảng phía bắc cũng tăng, nén biên lợi nhuận giao dịch trên một số tuyến và giảm ý chí của thương nhân trong việc đưa hàng đến cảng. Trong khi đó, thay đổi về nguồn cung nước ngoài và chi phí vận chuyển đã thu hẹp lợi thế giá của than nhập khẩu, hạn chế khả năng cung cấp nguồn cung tăng thêm chi phí thấp đáng kể và tiếp tục hỗ trợ sàn giá trong nước.
Tồn kho: Tồn kho tại các cảng phía bắc tiếp tục giảm, thắt chặt nguồn hàng giao ngay. Với dòng vào từ các khu vực sản xuất yếu hơn trong khi người mua hạ nguồn duy trì mức nhu cầu lấy hàng nhất định, tồn kho tại các cảng lớn quanh vịnh Bột Hải vẫn chịu áp lực. Mặc dù tồn kho của người dùng cuối vẫn đủ đệm, việc giảm tồn kho liên tục tại cảng đã củng cố ý chí giữ giá của người bán. Nhìn về phía trước, sự suy giảm theo mùa của nhu cầu điện tháng 9 có thể hạn chế tốc độ tăng giá tiếp theo. Tuy nhiên, nếu phục hồi sản xuất vẫn chậm và dòng vào cảng vẫn yếu, giá than nhiệt có khả năng giữ được hỗ trợ chi phí vững chắc trong ngắn hạn.
LNG: Giá đến Trung Quốc vẫn ở mức cao, trong khi giá phía đông Quảng Đông chưa theo kịp mức tăng.
Giá LNG đến Trung Quốc của SMM vẫn ở mức cao trong tuần này. Giá ở mức 24,61 USD/MMBtu vào ngày 31/8, tăng lên 25,06 USD/MMBtu vào ngày 1/9 và tiếp tục lên 25,91 USD/MMBtu vào ngày 2/9, trước khi giảm nhẹ xuống 25,54 USD/MMBtu vào ngày 3/9. Trung tâm giá vẫn cao hơn cuối tháng 8. Ngược lại, giá LNG trung bình phía đông Quảng Đông không đổi ở mức 5.860 NDT/tấn, cho thấy giá giao ngay quốc tế cao hơn chưa được truyền tải đáng kể đến giá người dùng cuối trong nước. Thị trường khí quốc tế vẫn được hỗ trợ bởi rủi ro nguồn cung và kỳ vọng bổ sung tồn kho mùa đông, trong khi thị trường trong nước Trung Quốc vẫn trong mùa thấp điểm truyền thống. Hợp đồng LNG dài hạn và khí đường ống cũng đang làm giảm nhu cầu nhập khẩu giao ngay. Do đó, chi phí nhiên liệu cho phát điện khí tại Quảng Đông hiện vẫn ổn định về cơ bản, mặc dù giá LNG nước ngoài mạnh kéo dài cuối cùng có thể làm tăng chi phí nhập khẩu và nâng chi phí biên của phát điện khí.
Đánh giá thời tiết
Trong giai đoạn 31/8-6/9, hình thái thời tiết Trung Quốc chuyển từ nắng nóng cao điểm mùa hè sang điều kiện mát mẻ hơn ở phía bắc và mưa liên quan đến bão ở phía nam. Bão số 18 "Saudel" suy yếu và bị hạ cấp vào ngày 30/8, nhưng hoàn lưu còn lại sau đó di chuyển vào Biển Đông và mạnh trở lại thành bão có tên vào ngày 1/9. Lúc 6h30 ngày 3/9, bão đổ bộ lần thứ ba gần Cổ Lôi, Chương Phố, Phúc Kiến, trước khi di chuyển về phía tây và suy yếu dần. Trong toàn bộ vòng đời, Saudel trải qua ba lần đổ bộ, hai lần được phân loại và hai lần bị hạ cấp, một diễn biến phức tạp bất thường.
Hoàn lưu còn lại của Saudel, độ ẩm gió mùa và không khí lạnh đã mang mưa lớn kéo dài đến một số khu vực Đông và Nam Trung Quốc, bao gồm Phúc Kiến, Quảng Đông, Chiết Giang và nam Giang Tô, với một số nơi có mưa rất to. Nhiệt độ tối đa của Sơn Đông nhìn chung khoảng 30-33°C trong tuần, đánh dấu sự rút lui rõ rệt của phụ tải do nắng nóng. Quảng Đông ấm dần trở lại sau khi ảnh hưởng của bão suy yếu vào cuối tuần, trong khi Giang Tô có nhiều mưa hơn vào đầu giai đoạn trước khi điều kiện cải thiện. Nhìn về phía trước, hoạt động không khí lạnh mạnh lên dự kiến sẽ tiếp tục giảm đóng góp của nhiệt độ vào nhu cầu điện toàn quốc. Tuy nhiên, bão mùa thu và thời tiết đối lưu mạnh có thể tiếp tục khuếch đại biến động giá giao ngay ngắn hạn bằng cách đồng thời ảnh hưởng đến cả phụ tải điện và sản lượng điện tái tạo.
II. Tin tức thị trường điện trong nước
Ngày 31/8, Tổng cục Cục Năng lượng Quốc gia đã công bố Thông báo về việc lấy ý kiến công chúng đối với Biện pháp sửa đổi về công bố thông tin của doanh nghiệp cung cấp điện. Bản sửa đổi tiếp tục hoàn thiện Biện pháp công bố thông tin của doanh nghiệp cung cấp điện hiện hành (Quy định giám sát Quốc năng phát [2021] số 56), với thời gian lấy ý kiến kéo dài 30 ngày kể từ khi công bố. Bản sửa đổi tập trung vào việc cải thiện tính chuẩn hóa và minh bạch của công bố thông tin từ các nhà cung cấp điện. Khi số lượng người dùng thị trường, đơn vị bán lẻ và thành viên thị trường mới tiếp tục tăng, công bố thông tin tốt hơn sẽ giảm bất cân xứng thông tin và tăng cường khả năng tiếp cận thông tin của người dùng về dịch vụ cung cấp điện và các khoản phí liên quan.
Ngày 31/8, Cục Giám sát Trung Trung Quốc của Cục Năng lượng Quốc gia đã công bố cập nhật về tháng đầu tiên giao dịch hỗ trợ điện liên tỉnh giữa bốn tỉnh phía đông Trung Trung Quốc. Hà Nam, Hồ Bắc, Hồ Nam và Giang Tây đã khởi động vận hành thử nghiệm quyết toán liên tục cho giao dịch hỗ trợ vào ngày 1/7. Trong tháng 7, 653 thành viên thị trường đã hoàn tất giao dịch, với khối lượng giao dịch vượt 500 triệu kWh và công suất hỗ trợ liên tỉnh tối đa đạt 3,533 GW. Hai mươi chín trạm lưu trữ năng lượng và một nhà máy điện ảo đã được thanh toán trên thị trường, trong khi 327 máy phát điện tái tạo đã tăng sản lượng phát ra ngoài gần 100 triệu kWh mà nếu không có thể đã bị cắt giảm. Do đó, thị trường liên tỉnh ngắn hạn đang mở rộng từ cân bằng dựa trên phát điện truyền thống sang sự tham gia của năng lượng tái tạo, lưu trữ và nhà máy điện ảo.
Ngày 4/9, Ủy ban Cải cách và Phát triển Quốc gia đã công bố Thông báo về việc lấy ý kiến công chúng đối với Dự thảo Biện pháp quản lý đơn vị bán lẻ điện. Dự thảo tiếp tục hoàn thiện khung quản lý đơn vị bán lẻ điện hiện hành, với sự nhấn mạnh hơn vào đăng ký, bảo lãnh thực hiện, công bố thông tin và quản lý rủi ro vận hành. Khi biến động giá giao ngay tăng, năng lực cạnh tranh của các đơn vị bán lẻ sẽ ngày càng phụ thuộc vào quản lý hợp đồng trung và dài hạn, dự báo phụ tải và quản lý rủi ro thị trường giao ngay thay vì chênh lệch giá bán buôn-bán lẻ đơn thuần.
Ngày 4/9, Quốc vụ viện đã công bố Quy định sửa đổi về ứng phó khẩn cấp, điều tra và xử lý sự cố an toàn điện lực. Quy định sửa đổi tiếp tục chuẩn hóa quy trình ứng phó khẩn cấp và điều tra sự cố đồng thời tăng cường trách nhiệm an toàn cho các thành viên thị trường liên quan. Khi phát điện tái tạo, lưu trữ năng lượng mới và các nguồn nối lưới khác mở rộng nhanh chóng, trách nhiệm an toàn rõ ràng hơn sẽ giúp củng cố sự phối hợp giữa vận hành theo thị trường và an ninh hệ thống điện.
Ngày 4/9, Cục Năng lượng Quốc gia đã công bố Thông báo về các dự án phát điện tái tạo đăng ký mới trên toàn quốc trong tháng 7/2026 (không bao gồm điện mặt trời áp mái dân dụng). Tổng cộng 4.276 dự án tái tạo được đăng ký mới trong tháng 7, bao gồm 38 dự án điện gió, 4.236 dự án điện mặt trời và hai dự án sinh khối. Điện mặt trời áp mái công nghiệp và thương mại chiếm 4.207 dự án. Việc mở rộng liên tục phát điện tái tạo phân tán sẽ làm tăng áp lực tích hợp điện tái tạo giữa trưa và cân bằng ngắn hạn lên lưới phân phối, tiếp tục nâng cao tầm quan trọng của lưu trữ năng lượng, đáp ứng nhu cầu và quản lý phụ tải phía bán lẻ.
