Công thức định giá thống nhất gắn giá điện bán lẻ với thị trường bán buôn
Theo Hướng dẫn, phần năng lượng của tất cả các gói điện bán lẻ tại Giang Tô năm 2027 sẽ tuân theo một công thức thống nhất:
Giá năng lượng của gói bán lẻ = Giá thị trường bán buôn + Mức điều chỉnh giá thương lượng + Kₐₗₗₒc × Giá phân bổ chi phí hàng tháng
Giá thị trường bán buôn phản ánh khối lượng và giá mua điện theo giờ tổng thể của đơn vị bán lẻ điện trên các thị trường trung và dài hạn, thị trường ngày tới và thị trường thời gian thực, được công bố hàng tháng. Mức điều chỉnh giá thương lượng do đơn vị bán lẻ điện và khách hàng bán lẻ thỏa thuận. Kₐₗₗₒc xác định tỷ lệ chi phí phân bổ hàng tháng liên quan được chuyển cho khách hàng.
So với mô hình kết hợp năm 2026 giữa giá cố định và sản lượng điện gắn với thị trường, công thức mới loại bỏ các tham số như tỷ trọng điện giá cố định và tỷ trọng điện gắn với giá giao ngay. Toàn bộ sản lượng điện sẽ được thanh toán theo giá thị trường bán buôn cộng với mức điều chỉnh thương lượng, chịu thành phần phân bổ chi phí áp dụng. Các đơn vị bán lẻ điện vẫn có thể giảm chi phí mua điện thông qua năng lực giao dịch của mình, nhưng sẽ không còn khả năng đặt cược vào chênh lệch giữa giá bán lẻ cố định và biến động của thị trường bán buôn.
Cơ cấu giá cao điểm – thấp điểm vẫn được duy trì, giá cơ sở theo giờ cũng lấy từ thị trường bán buôn
Năm 2027, Giang Tô sẽ tiếp tục cho phép khách hàng và đơn vị bán lẻ điện lựa chọn gói giá theo giờ hoặc không theo giờ và thỏa thuận các mức điều chỉnh giá khác nhau cho từng khung giờ. Do đó, cơ cấu giá cao điểm, bình thường và thấp điểm sẽ vẫn được giữ nguyên khi giá cố định dần bị loại bỏ.
Thay đổi nằm ở chỗ giá cơ sở cho từng khung giờ trong gói giá theo giờ cũng sẽ được xác định từ thị trường bán buôn. Việc định giá sẽ ngày càng tuân theo “giá bán buôn hàng tháng của khung giờ tương ứng cộng với mức điều chỉnh thương lượng tương ứng”, thay vì ba mức giá tuyệt đối cao điểm, bình thường và thấp điểm được chốt trước khi giao hàng.
Cho đến khi Giang Tô chính thức ban hành thông báo về cơ chế giao dịch điện năm 2027, các tham số như tỷ lệ điều chỉnh giá theo giờ, ngưỡng cảnh báo và hệ số trần giá sẽ tham chiếu theo mức năm 2026. Các tham số này có thể được điều chỉnh sau đó để phản ứng với thay đổi chính sách và điều kiện thị trường.
Hướng dẫn cũng giữ lại cơ chế trần đối với phần năng lượng. Do đó, mức độ rủi ro về giá của khách hàng chịu một số giới hạn nhất định, nhưng trần giá đóng vai trò là bộ đệm rủi ro chứ không phải là sự quay lại với giá cố định. Khách hàng vẫn cần đánh giá cách giá bán buôn, chi phí phân bổ và hồ sơ tiêu thụ của chính họ cùng tác động đến giá thanh toán bình quân hàng tháng.
Giang Tô nằm trong xu hướng chuyển đổi rộng hơn: 11 tỉnh, thành phố đã thúc đẩy thay đổi đối với biểu giá theo giờ cố định
Điều chỉnh của Giang Tô không phải là diễn biến đơn lẻ. Rà soát thông tin công khai cho thấy 11 tỉnh, thành phố đã ban hành thông báo quy định khách hàng tham gia thị trường điện sẽ không còn chịu biểu giá theo giờ cố định do chính phủ quy định. Chín địa phương đã triển khai thay đổi, trong khi cơ chế tại Giang Tô và Sơn Tây trước đó vẫn đang trong quá trình hoàn thiện.
Chín địa phương đã triển khai việc bãi bỏ gồm:
Quý Châu, Hà Bắc – chủ yếu là khu vực lưới điện phía nam Hà Bắc – Hồ Bắc, Thiểm Tây, Cát Lâm, Vân Nam, Trùng Khánh, Liêu Ninh và Hà Nam.
Cách tiếp cận triển khai có sự khác biệt. Hồ Bắc, Trùng Khánh, khu vực lưới điện phía nam Hà Bắc, Thiểm Tây và Cát Lâm đã quy định rằng đối với các đơn vị trực tiếp tham gia giao dịch điện trung và dài hạn, khung giờ và mức giá theo giờ sẽ không còn do cơ quan hành chính quy định. Giá theo giờ sẽ do thị trường xác định.
Hà Nam, Quý Châu và Vân Nam đã quy định trong các điều chỉnh mới nhất đối với biểu giá theo giờ cho khách hàng thương mại và công nghiệp rằng khách hàng tham gia thị trường sẽ không còn chịu biểu giá theo giờ cố định. Giang Tô đang chuyển tải giá thị trường bán buôn bằng cách sửa đổi công thức gói bán lẻ. Cách tiếp cận theo giai đoạn của tỉnh này giữ lại biểu giá theo giờ do cơ quan hành chính quy định như một cơ chế dự phòng trong khi tăng dần tỷ trọng điện chịu định giá theo giờ dựa trên thị trường.
Cơ sở chính sách rất rõ ràng. Quy tắc cơ bản đối với thị trường điện trung và dài hạn, do Ủy ban Cải cách và Phát triển Quốc gia và Cục Năng lượng Quốc gia cùng ban hành vào tháng 12 năm 2025, quy định rằng từ ngày 1 tháng 3 năm 2026, các đơn vị trực tiếp tham gia giao dịch thị trường sẽ không còn chịu mức giá và khung giờ theo biểu giá do chính phủ quy định. Điều này đánh dấu sự khởi đầu của quá trình loại bỏ có hệ thống khung biểu giá theo giờ cố định đã tồn tại hơn bốn thập kỷ.
Về dài hạn, thị trường điện giao ngay tại Sơn Tây, Quảng Đông, Sơn Đông, Cam Túc, Nội Mông, Hồ Bắc, Chiết Giang, khu vực lưới điện phía nam Hà Bắc và An Huy đã đi vào vận hành thường xuyên, trong khi Thiểm Tây và Liêu Ninh đang tiến hành thử nghiệm thanh toán liên tục. Các thị trường giao ngay trưởng thành hơn tạo nền tảng cho việc liên kết giá bán buôn – bán lẻ.
Định hướng quốc gia rất rõ ràng: tên gói, cơ chế trần và phương pháp phân bổ chi phí có thể khác nhau, nhưng các kênh chuyển tải chi phí bán buôn sang khách hàng bán lẻ đang ngày càng được xác định rõ ràng hơn.
Phí dịch vụ bán lẻ khác biệt đáng kể giữa các tỉnh, Giang Tô ở mức tương đối cao
Theo theo dõi hàng ngày của SMM về phí dịch vụ bình quân của các gói điện bán lẻ trung và dài hạn đại diện, báo giá mẫu dao động từ 0,60 NDT/MWh đến 8,50 NDT/MWh tính đến ngày 16 tháng 10 năm 2026, cho thấy sự khác biệt đáng kể giữa các tỉnh.
Gói “giá gắn thị trường cộng chênh lệch cố định” của Sơn Tây ở mức 8,50 NDT/MWh, cao nhất trong mẫu. Tại Giang Tô, các gói giá thả nổi theo giờ và không theo giờ được báo giá lần lượt ở mức 7,40 NDT/MWh và 7,20 NDT/MWh, chênh lệch chỉ 0,20 NDT/MWh.
Tại Quảng Tây, gói gắn thị trường được báo giá 4,20 NDT/MWh, so với 1,65 NDT/MWh của gói giá cố định, cho thấy khoảng cách rõ rệt giữa hai sản phẩm. Gói gắn giá giao ngay điện xanh của Chiết Giang ở mức 1,50 NDT/MWh, so với 1,30 NDT/MWh của gói điện không xanh, hàm ý mức phụ trội điện xanh khoảng 0,20 NDT/MWh.
Gói “giá bình quân trung và dài hạn cộng liên kết giao ngay” của Giang Tây được báo giá 1,05 NDT/MWh, trong khi gói “giá cố định cộng liên kết giao ngay” ở mức 0,85 NDT/MWh. Gói phân bổ cạnh tranh của Quảng Đông được báo giá 0,60 NDT/MWh, thấp nhất trong mẫu.
Những khác biệt lớn này không nhất thiết có nghĩa là các tỉnh có phí dịch vụ thấp hơn sẽ có tổng chi phí điện thấp hơn. Chuẩn giá bán buôn, trách nhiệm đối với mất cân bằng, mức độ bảo hiểm rủi ro, thuộc tính điện xanh, cơ chế phân bổ chi phí và yêu cầu khối lượng giao dịch tối thiểu đều khác nhau giữa các gói.
Đơn vị bán lẻ điện phải điều chỉnh trọng tâm hoạt động, khách hàng cần đánh giá lại rủi ro
Đối với đơn vị bán lẻ điện, quản lý danh mục mua điện, dự báo phụ tải, giao dịch giao ngay, quản lý mất cân bằng và dịch vụ khách hàng sẽ ngày càng trở nên quan trọng. Mô hình thu nhập của họ sẽ chuyển từ việc gánh chịu rủi ro chênh lệch giá cố định sang việc kiếm tiền từ mức điều chỉnh giá thương lượng và năng lực giao dịch chuyên nghiệp. Liên kết giá bán buôn – bán lẻ không loại bỏ rủi ro của đơn vị bán lẻ điện: yêu cầu bảo đảm thực hiện, sai số dự báo, dòng tiền và quản lý khách hàng sẽ tiếp tục ảnh hưởng trực tiếp đến kết quả kinh doanh.
Đối với khách hàng thương mại và công nghiệp, việc lựa chọn gói không chỉ dừng lại ở so sánh mức điều chỉnh giá thương lượng. Tối thiểu, khách hàng nên xem xét bốn yếu tố: cách tính giá thị trường bán buôn; giá trị và quy ước dấu của Kₐₗₗₒc; có áp dụng trần giá hay không; và các điều khoản hợp đồng quy định về hồ sơ tiêu thụ theo giờ, mất cân bằng và chấm dứt sớm. Đối với khách hàng sử dụng điện lớn, mức độ phù hợp giữa hồ sơ phụ tải của họ với danh mục khách hàng tổng hợp của đơn vị bán lẻ điện có thể quan trọng hơn việc tiết kiệm một hoặc hai NDT mỗi MWh phí dịch vụ.
Đối với các dự án lưu trữ năng lượng thương mại, công nghiệp và điện mặt trời phân tán, các đánh giá doanh thu dựa trên chênh lệch giá cao điểm – thấp điểm cố định hàng năm sẽ cần được cập nhật. Quyết định sạc và xả của hệ thống lưu trữ nên ngày càng phản ánh hồ sơ giá thanh toán thực tế thay vì các khung giờ cao điểm và thấp điểm tĩnh. Giá trị tự tiêu thụ của điện mặt trời phân tán cũng phải được đánh giá lại theo chi phí điện tránh được khi giá bán buôn giữa trưa giảm. Mô hình dự án nên bao gồm phần năng lượng, phí dịch vụ, chi phí phân bổ và các thành phần khác của hóa đơn tiền điện, thay vì ngoại suy tổng lợi nhuận dự án chỉ từ giá năng lượng trong gói bán lẻ.
