Cụ thể, tại dự thảo này, Bộ Công thương đề xuất khung giờ cao điểm của hệ thống điện quốc gia tính từ tháng 1 – 4 và từ tháng 9 – 12, khung giờ cao điểm tính từ 14 – 19 giờ (5 giờ) trong các ngày từ thứ hai đến thứ bảy; từ tháng 5 – 8, khung giờ cao điểm từ 14 giờ 30 – 16 giờ 30 và từ 19 giờ 30 đến 22 giờ 30 (5 giờ) trong các ngày từ thứ hai đến thứ bảy.
Ngày chủ nhật không có giờ cao điểm.
Khung giờ thấp điểm áp dụng từ 0 – 6 giờ sáng tất cả các ngày trong tuần (6 giờ).
Khung giờ bình thường áp dụng cho các khung giờ còn lại trong ngày (13 giờ/ngày đối với các ngày từ thứ hai đến thứ bảy và 18 giờ/ngày đối với ngày chủ nhật).
Theo Thông tư 16/2014 của Bộ Công thương, thời gian sử dụng điện trong ngày được quy định từ thứ hai đến thứ bảy như sau:
Khung giờ cao điểm từ thứ hai đến thứ bảy vào các khung giờ như sau: từ 9 giờ 30 – 11 giờ 30 (2 giờ) và từ 17 – 20 giờ (3 giờ).
Khung giờ thấp điểm từ 22 – 4 giờ sáng ngày hôm qua (6 giờ) và chủ nhật không có giờ cao điểm.
Khung giờ bình thường có 3 khung giờ từ thứ hai đến thứ bảy gồm: từ 4 – 9 giờ 30 phút (5 giờ 30 phút), từ 11 giờ 30 đến 17 giờ ( 5 giờ 30 phút), từ 20 – 22 giờ (2 giờ); ngày chủ nhật có 18 giờ thấp điểm, từ 4 – 22 giờ.
Quy định về khung giờ nói trên theo Thông tư 16 đã được áp dụng 12 năm qua.
Theo Bộ Công thương, việc điều chỉnh các khung giờ sử dụng điện của hệ thống điện quốc gia xuất phát trong bối cảnh vận hành thực tế và yêu cầu nâng cao hiệu quả vận hành toàn hệ thống điện. Từ năm 2019, với sự thâm nhập mạnh mẽ và gia tăng tỷ trọng của nguồn điện mặt trời trong cơ cấu nguồn điện, biểu đồ công suất các loại hình nguồn điện đã có sự thay đổi đáng kể. Đồng thời, cơ cấu các thành phần phụ tải cũng có sự thay đổi lớn, khi thành phần phụ tải công nghiệp tăng từ xấp xỉ 30% đến hơn 50% tổng phụ tải, thành phần phụ tải dân dụng – sinh hoạt giảm từ khoảng 50% xuống còn xấp xỉ 33% đã làm thay đổi đáng kể biểu đồ phụ tải.
Do đó, trong bối cảnh cơ cấu nguồn điện đã có nhiều thay đổi, đặc biệt là sự gia tăng nhanh chóng của các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời và điện gió, việc điều chỉnh khung giờ là cần thiết để phản ánh đúng đặc điểm cung-cầu điện năng trong bối cảnh mới.
Bộ Công thương cũng cho rằng, việc xác định hợp lý các khung giờ cao điểm, thấp điểm và giờ bình thường của hệ thống điện quốc gia cũng góp phần nâng cao hệ số phụ tải điện (tỷ lệ giữa điện năng sử dụng với công suất cực đại), giúp tối ưu hiệu quả sử dụng năng lượng. Thông qua cơ chế giá điện theo khung giờ, các khách hàng sẽ có động cơ điều chỉnh hành vi tiêu thụ điện để giảm chi phí mua điện; giảm sử dụng vào giờ cao điểm và chuyển dịch sang khung giờ thấp điểm, giờ bình thường. Điều này giúp làm phẳng biểu đồ phụ tải, giảm chênh lệch giữa công suất cực đại và công suất trung bình, nâng cao hiệu quả khai thác các nguồn điện, giảm áp lực cho hệ thống điện trong thời gian cao điểm.
Với các hệ thống điện có tỷ lệ năng lượng tái tạo đáng kể như Việt Nam, thiết kế khung giờ cao điểm ngược với giờ phát cao của các nguồn năng lượng tái tạo (lệch khỏi khung giờ có nguồn năng lượng tái tạo đang phát cao và/hoặc trùng vào thời điểm các nguồn năng lượng tái tạo đang giảm) sẽ tạo động lực để các khách hàng phát triển thiết bị lưu trữ công suất nhằm tự cân đối lại nguồn phát năng lượng tái tạo vào những thời điểm hệ thống cần bổ sung nguồn.
Theo quy định tại Quyết định số 14/2025 của Thủ tướng Chính phủ, cơ chế giá điện theo khung giờ cao điểm, thấp điểm, giờ bình thường của hệ thống điện được áp dụng cho các thành phần phụ tải điện sản xuất và kinh doanh (công nghiệp, thương mại – dịch vụ, nhà hàng – khách sạn…) còn thành phần phụ tải điện sinh hoạt được tính giá theo bậc thang tăng dần. Do đó, việc áp dụng khung giờ cao điểm, thấp điểm, giờ bình thường của hệ thống điện sẽ chỉ ảnh hưởng đến hành vi sử dụng của phụ tải điện sản xuất và kinh doanh.
Bộ Công thương cũng cho biết, qua phân tích biểu đồ thành phần phụ tải điện, công suất phụ tải công nghiệp khá cao (công suất tải công nghiệp thấp nhất thậm chí vẫn cao hơn công suất tải Sinh hoạt cao nhất). Như vậy, khi quy định khung giờ cao điểm vào cao điểm của phụ tải sinh hoạt sẽ tác động dịch chuyển hành vi sử dụng điện của các khách hàng sản xuất – kinh doanh (nhất là công nghiệp) sang các khung giờ khác, nhường công suất nguồn cho phụ tải sinh hoạt.
Ngày 7.4, Chủ tịch HĐTV EVN Đặng Hoàng An chủ trì cuộc họp với các Chủ tịch, Tổng giám đốc công ty điện lực, lãnh đạo Ban Quản lý dự án Điện 1 bàn giải pháp triển khai BESS trên lưới điện.
Theo ông Đặng Huy Cường, Thành viên HĐTV EVN, đến năm 2025, tổng công suất BESS được đầu tư trên toàn cầu khoảng 300.000 MW, cho thấy BESS đang trở thành xu thế tất yếu trong quá trình chuyển dịch năng lượng.
Tại Việt Nam, khi tỷ trọng năng lượng tái tạo trong cơ cấu nguồn điện ngày càng cao, BESS sẽ phát huy hiệu quả rõ ràng trong việc nâng cao tính ổn định của hệ thống điện. BESS góp phần phủ đỉnh phụ tải, qua đó có thể giảm hoặc thay thế một phần nhu cầu đầu tư vào các nguồn điện chạy đỉnh truyền thống và có thể hỗ trợ cung cấp điện, giảm nguy cơ quá tải trong các giai đoạn cao điểm...
Thực hiện chỉ đạo của Bộ Công thương tại Thông báo kết luận số 198/TB-BCT ngày 8.8.2025, để đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh, đảm bảo khả năng cung ứng điện năm 2026 và các năm tiếp theo, EVN giao các Tổng công ty, đơn vị chủ động đầu tư lắp đặt BESS trên lưới điện.
Bà Đỗ Nguyệt Ánh, Chủ tịch HĐTV Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC), cho biết qua rà soát, khảo sát, các trạm biến áp 110 kV có khả năng triển khai BESS với tổng công suất có thể lắp đặt khoảng 530 MW, với thời gian lưu trữ 2 giờ, tương đương 1.060 MWh.
EVNNPC đã trao đổi, phối hợp với Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO), trong giai đoạn 1 đầu tư BESS với tổng công suất 305 MW, dự kiến hoàn thành cuối tháng 6 và tiếp tục triển khai những năm tới.
EVN giao Tổng công ty Điện lực TP.Hà Nội (EVNHANOI) phát triển BESS với tổng công suất 275 MW. EVNHANOI đang thí điểm triển khai BESS với công suất 50 MW tại 5 trạm biến áp.
Ông Nguyễn Phước Đức, Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC), cho biết đơn vị đang làm việc với các doanh nghiệp để nghiên cứu, triển khai BESS tại đảo Phú Quý. Trên lưới truyền tải điện, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia dự kiến đến tháng 1.2027 sẽ hoàn tất lắp đặt 100 MW BESS đầu tiên tại các trạm biến áp. Ban Quản lý dự án Điện 1 (EVNPMB1) được EVN giao nghiên cứu đầu tư BESS với tổng quy mô từ 300 - 500 MW, đến nay đã khảo sát và bước đầu xác định 4 vị trí tiềm năng tại miền Bắc.
Trong Quy hoạch điện 8 điều chỉnh, pin lưu trữ năng lượng đến năm 2030 đạt từ 10.000 - 16.300 MW. Theo EVN, triển khai các dự án BESS vẫn đang đối mặt với một số khó khăn, cần sớm được tháo gỡ từ quy hoạch, loại hình đầu tư, đến lựa chọn vị trí lắp đặt, hệ thống tiêu chuẩn - quy chuẩn áp dụng… Ngoài ra, vấn đề an toàn cháy nổ trong lắp đặt, vận hành BESS đặt ra yêu cầu đặc biệt nghiêm ngặt.
Chủ tịch HĐTV EVN Đặng Hoàng An nhấn mạnh, phát triển BESS được xác định là một trong những giải pháp quan trọng trong quá trình vận hành và phát triển hệ thống điện. Có ưu điểm nổi bật với thời gian triển khai lắp đặt nhanh, dù chi phí đầu tư hiện vẫn ở mức tương đối cao nhưng khi đặt trong tương quan tổng thể với các nguồn điện truyền thống, BESS không hẳn kém lợi thế, đặc biệt nếu xét đến các giá trị về tính linh hoạt và hiệu quả vận hành hệ thống.
Chủ tịch HĐTV EVN yêu cầu các đơn vị cần nhìn nhận BESS trong tổng thể nhiều vai trò và chức năng, không chỉ giới hạn ở 2 mục tiêu là phủ đỉnh phụ tải và giảm quá tải hệ thống điện; và cần xây dựng lộ trình phát triển BESS bài bản, đồng bộ, bảo đảm hiệu quả đầu tư.
EVN sẽ cùng Viện Năng lượng và NSMO kiến nghị Bộ Công thương xem xét, tháo gỡ các vướng mắc về cơ chế, chính sách để tạo điều kiện triển khai BESS trên diện rộng.
Cử tri Đoàn đại biểu Quốc hội TP.Hà Nội vừa qua có kiến nghị trình Chính phủ và các bộ, ngành Trung ương tiếp tục nghiên cứu, hoàn thiện cơ chế điều hành thị trường vàng theo hướng ổn định, minh bạch, kịp thời khắc phục tình trạng chênh lệch lớn giữa giá vàng trong nước và thế giới, bảo đảm ổn định kinh tế vĩ mô và tâm lý thị trường. Ngân hàng Nhà nước (NHNN) cho biết đang triển khai các giải pháp quản lý thị trường vàng nhằm ổn định thị trường vàng, theo lộ trình phù hợp với điều kiện của Việt Nam.
Nghị định 232/2025 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 24/2012 của Chính phủ về quản lý hoạt động kinh doanh vàng, có hiệu lực từ ngày 10.10.2025 (Nghị định 232) đã quy định NHNN cấp phép sản xuất vàng miếng cho các doanh nghiệp, ngân hàng thương mại đủ điều kiện. Các doanh nghiệp, ngân hàng thương mại được cấp phép sản xuất vàng miếng sẽ được NHNN xem xét cấp phép nhập khẩu vàng. Ngay sau khi Nghị định 232 được ban hành, NHNN đã ban hành Thông tư số 34/2025 hướng dẫn một số điều của Nghị định số 24/2012 và chuẩn bị các điều kiện cần thiết để quản lý thị trường vàng theo quy định mới. Hiện nay, NHNN đang phối hợp với các bộ, ngành, cơ quan liên quan cấp phép sản xuất vàng miếng cho các đơn vị. Sau khi các đơn vị được cấp giấy phép sản xuất vàng miếng, NHNN sẽ xem xét cấp phép nhập khẩu vàng cho các đơn vị đáp ứng đầy đủ điều kiện theo quy định.
Hiện NHNN tiếp tục theo dõi sát tình hình thị trường vàng, kịp thời thực hiện báo cáo các cấp; phối hợp với các đơn vị liên quan tăng cường công tác thanh tra, kiểm tra hoạt động của các doanh nghiệp kinh doanh mua, bán vàng; chỉ đạo các NHNN khu vực thanh tra, kiểm tra đột xuất các doanh nghiệp kinh doanh mua, bán vàng miếng, vàng trang sức, mỹ nghệ trên địa bàn; yêu cầu các tổ chức hoạt động kinh doanh vàng thực hiện nghiêm các quy định của pháp luật. Đồng thời, phối hợp cung cấp thông tin trả lời cử tri, đại biểu Quốc hội về chính sách quản lý hoạt động kinh doanh vàng; phối hợp triển khai công tác truyền thông để người dân hiểu, đồng thuận với chính sách nhà nước đối với công tác quản lý thị trường vàng.
Bên cạnh đó, thời gian qua, thực hiện chỉ đạo của các cấp có thẩm quyền, NHNN đã phối hợp với các bộ, ngành liên quan xem xét, nghiên cứu thành lập Sở giao dịch vàng tại Việt Nam và đã có báo cáo Thủ tướng Chính phủ. Thực hiện ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, NHNN đã có văn bản lấy ý kiến các bộ, ngành, cơ quan liên quan về việc thành lập sàn, Sở giao dịch vàng tại Việt Nam. NHNN đang tiếp tục phối hợp cùng các cơ quan hữu quan khẩn trương nghiên cứu, đảm bảo kỹ lưỡng, chuẩn bị tốt nhất cho việc đề xuất phương án, kế hoạch thành lập Sở giao dịch vàng tại Việt Nam.
NHNN cũng thông tin Việt Nam không phải là nước khai thác vàng nên vàng tiêu thụ trong nước chủ yếu từ nguồn nhập khẩu. Do đó, giá vàng trong nước phụ thuộc vào diễn biến giá vàng thế giới. Thời gian qua, giá vàng thế giới liên tục biến động, chủ yếu theo xu hướng tăng do nguyên nhân căng thẳng địa chính trị, ngoại giao, xung đột vũ trang tại nhiều quốc gia trên thế giới leo thang khiến nhu cầu tiêu thụ vàng vật chất ở một số nước và dự trữ vàng của nhiều ngân hàng trung ương tăng mạnh… Như vậy, giá vàng diễn biến tăng cả trên thế giới chứ không chỉ có ở Việt Nam.
Theo luật Giá năm 2012 và luật Giá sửa đổi năm 2023, vàng không phải mặt hàng thiết yếu, không thuộc danh mục hàng hóa, dịch vụ thực hiện bình ổn giá. Giá mua, bán vàng do các tổ chức tín dụng, doanh nghiệp kinh doanh mua, bán vàng miếng chủ động niêm yết. NHNN chỉ thực hiện can thiệp, bình ổn thị trường vàng trong trường hợp giá vàng biến động bất lợi ảnh hưởng đến thị trường ngoại tệ, tỷ giá, chính sách tiền tệ.
Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná (phía nam tỉnh Khánh Hòa) là một trong những dự án LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) đầu tiên được lựa chọn nhà đầu tư thông qua đấu thầu quốc tế theo định hướng của Quy hoạch điện 8. Dự án góp phần hiện thực hóa mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
Theo quy hoạch, Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná có công suất 1.500 MW, sử dụng công nghệ tua-bin khí chu trình hỗn hợp, dự kiến cung cấp khoảng 9 tỉ kWh điện mỗi năm cho hệ thống điện quốc gia. Dự án còn bao gồm hệ thống kho cảng LNG và tái hóa khí công suất từ 1 đến 1,2 triệu tấn/năm, bồn chứa dung tích 220.000 m³, bến cảng nhập LNG cùng các hạng mục hạ tầng kỹ thuật đồng bộ.
Tổng diện tích sử dụng đất và mặt nước của dự án khoảng 139,7 ha, trong đó phần đất hơn 28 ha và mặt nước hơn 111 ha. Tổng mức đầu tư dự kiến đạt 57.385 tỉ đồng. Theo kế hoạch, dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná sẽ hoàn thành xây dựng và đưa vào vận hành vào năm 2030.
Không chỉ dừng lại ở một nhà máy điện, dự án LNG Cà Ná còn được định hướng phát triển thành tổ hợp công nghiệp - năng lượng quy mô lớn tại khu vực nam Trung bộ. Với lợi thế cảng nước sâu và điều kiện tự nhiên thuận lợi, khu vực này được kỳ vọng trở thành trung tâm trung chuyển LNG, góp phần nâng cao năng lực cạnh tranh của ngành năng lượng Việt Nam.
Song song với dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná, tại buổi lễ cũng diễn ra ký kết hợp đồng tín dụng cho Dự án Khu bến cảng Cà Ná giai đoạn 1 - Cảng biển tổng hợp Cà Ná giữa chủ đầu tư và Ngân hàng Phát triển Việt Nam. Tổng mức vốn huy động tối đa 3.000 tỉ đồng, với cam kết giải ngân trước ngày 30.6.2027.
Cảng biển tổng hợp Cà Ná được định hướng là cảng nước sâu, có khả năng tiếp nhận tàu trọng tải lớn từ 300.000 đến 500.000 tấn. Khi hoàn thành, cảng sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển hệ thống logistics, phục vụ vận chuyển hàng hóa, đặc biệt là các thiết bị siêu trường siêu trọng phục vụ ngành năng lượng, điện gió ngoài khơi.
Đại diện nhà đầu tư, ông Nguyễn Tâm Thịnh, Chủ tịch Tập đoàn Trung Nam, cho biết việc ký kết các hợp đồng lần này là bước tiến quan trọng trong quá trình hiện thực hóa chuỗi dự án gồm cảng biển, kho LNG, nhà máy điện và khu công nghiệp xanh tại Cà Ná. Đây là bước tiến quan trọng trong việc hiện thực hóa cam kết của doanh nghiệp nội địa trong các dự án trọng điểm của khu vực và của đất nước theo tinh thần Nghị quyết 68-NQ/TW và chiến lược phát triển của tỉnh Khánh Hòa trong giai đoạn mới.
Phát biểu tại buổi lễ, ông Trịnh Minh Hoàng, Phó chủ tịch UBND tỉnh Khánh Hòa, cho rằng việc triển khai Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná không chỉ cung cấp nguồn điện nền ổn định cho khu vực nam Trung bộ và Tây nguyên, giảm thiểu nguy cơ thiếu hụt điện năng mà còn góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Đồng thời, dự án là bước tiến quan trọng nhằm thực hiện cam kết của Việt Nam tại Hội nghị COP26 về giảm dần điện than và chuyển sang các nguồn năng lượng sạch hơn.
“Về phía tỉnh Khánh Hòa, dự án sẽ tạo động lực lớn cho tổ hợp công nghiệp - cảng biển - năng lượng tại khu vực phía nam tỉnh. Khi đi vào vận hành, dự án không chỉ đóng góp quan trọng cho ngân sách mà còn tạo ra hàng nghìn việc làm, thúc đẩy chuyển dịch cơ cấu kinh tế theo hướng hiện đại, xanh và bền vững”, ông Hoàng nhấn mạnh.
