Trung Quốc thay đổi quy định thị trường điện giao ngay

14:24 | 27/10/2026

(PetroTimes) - Ngày 19/10, Trung Quốc công bố dự thảo quy định thị trường điện giao ngay, trong đó đề xuất cho phép các nhà máy điện mặt trời và điện gió kết hợp hệ thống pin lưu trữ cùng tham gia đấu thầu kể từ ngày 1/1/2027. Điều này giúp tối ưu doanh thu nhưng đồng thời chuyển thêm rủi ro biến động giá sang các đơn vị phát điện. Hiệu quả thực tế sẽ phụ thuộc vào quy định triển khai của từng tỉnh.

Trung Quốc thay đổi quy định thị trường điện giao ngay

Thời hạn góp ý dự thảo là 18/11/2026. Những chi tiết quan trọng như cách đo đếm điện, tính điện dùng để sạc pin và quyết toán doanh thu vẫn chưa được quy định cụ thể. (Ảnh minh họa)

Những thay đổi chính

Cho phép điện tái tạo và pin lưu trữ đấu thầu chung. Điều 8 của dự thảo cho phép nhà máy điện mặt trời, điện gió và pin lưu trữ đặt cùng địa điểm tham gia chung các khâu đấu thầu, điều độ, thanh toán và đánh giá hiệu suất. Cơ chế này giúp nhà máy phối hợp dự báo sản lượng với lịch sạc, xả pin, chuyển điện năng sang thời điểm giá cao và giảm chi phí do chênh lệch giữa sản lượng dự báo với thực tế.

Trước đây, quy định tạm thời năm 2023 chủ yếu xem hệ thống lưu trữ là tài sản tham gia thị trường riêng biệt. Dự thảo mới mở rộng cơ chế đấu thầu chung trên toàn quốc, dựa trên mô hình đã được áp dụng tại Sơn Đông. Tuy nhiên, lợi nhuận thực tế vẫn phụ thuộc vào cách từng tỉnh quy định việc đo đếm và thanh toán.

Tái thiết kế thị trường điện

Dự thảo cũng đề xuất: Ưu tiên áp dụng định giá biên theo vị trí (LMP), phản ánh chi phí cung cấp điện tại từng nút lưới, bao gồm cả tình trạng tắc nghẽn truyền tải.

Mở rộng đối tượng tham gia, gồm hệ thống lưu trữ năng lượng mới, nhà máy điện ảo, đơn vị tổng hợp phụ tải và lưới điện siêu nhỏ thông minh. Tăng cường phối hợp giữa thị trường giao ngay, hợp đồng trung và dài hạn, cùng các dịch vụ phụ trợ như điều tần và dự phòng.

Giao dịch theo ngày, lập hóa đơn theo tháng và từng bước chuyển sang cơ chế thanh toán chênh lệch giá. Tăng minh bạch thông tin và quyền can thiệp khi thị trường xảy ra bất thường.

Các quy định dự kiến có hiệu lực trong 5 năm. Tuy nhiên, nhiều chi tiết quyết định lợi nhuận vẫn do chính quyền cấp tỉnh xác định.

Vì sao Trung Quốc thúc đẩy cơ chế này?

Sản lượng điện mặt trời tập trung vào giữa trưa có thể khiến giá điện giảm xuống gần 0, thậm chí âm. Khi đó, các nhà máy điện tái tạo có thể mất doanh thu hoặc phải cắt giảm sản lượng. Theo báo cáo, Sơn Đông ghi nhận hơn 1.000 giờ giá điện âm trong cả năm 2023 và 2024, dù con số này chưa được xác minh độc lập.

Pin lưu trữ có thể sạc khi điện rẻ vào ban ngày và bán điện vào giờ cao điểm buổi tối. Khi pin và nhà máy điện tái tạo được vận hành như một hệ thống thống nhất, khả năng tối ưu chênh lệch giá có thể tốt hơn so với vận hành riêng rẽ.

Cơ chế LMP cũng khiến vị trí kết nối lưới trở nên quan trọng: pin ở khu vực dư thừa điện mặt trời có thể sạc với giá thấp, trong khi pin gần trung tâm phụ tải bị hạn chế truyền tải có thể bán điện với giá cao hơn.

Thông báo số 136 năm 2025 của Trung Quốc đã thúc đẩy việc chuyển giá điện hòa lưới của năng lượng tái tạo sang cơ chế thị trường. Các dự án vận hành từ ngày 1/6/2025 thuộc khuôn khổ mới, trong đó các tỉnh quyết định mức giá cơ chế, sản lượng áp dụng và thời hạn.

Cơ chế thanh toán hai chiều tương tự hợp đồng chênh lệch giá (CfD) giúp giảm bớt rủi ro: nếu giá thị trường thấp hơn mức giá cơ chế, đơn vị lưới điện bù phần chênh lệch; nếu giá thị trường cao hơn, phần vượt được thu hồi. Tuy vậy, cơ chế bảo vệ này không loại bỏ hoàn toàn rủi ro. Phần sản lượng ngoài phạm vi được bảo vệ vẫn chịu ảnh hưởng trực tiếp từ giá thị trường địa phương.

Rủi ro cần theo dõi

Thực tiễn tại các tỉnh cho thấy quy định có thể khác nhau đáng kể. Tại Sơn Đông, đề xuất tham vấn được SMM đưa tin ngày 11/9/2026 muốn hạ mức giá sàn chào mua năng lượng từ -80 xuống -120 nhân dân tệ/MWh, đồng thời hạ giá sàn thanh toán từ -100 xuống -140 nhân dân tệ/MWh. Các con số này chưa được xác minh độc lập.

Giá điện âm sâu hơn có thể tạo cơ hội kinh doanh chênh lệch giá cho pin lưu trữ, nhưng làm giảm lợi nhuận của các nhà máy điện mặt trời không có pin đi kèm.

Các rủi ro chính gồm. Cạnh tranh làm giảm doanh thu: công suất điện mặt trời tăng khiến giá điện giữa trưa giảm sâu hơn. Quy định phân mảnh giữa các tỉnh: mức giá sàn, điều kiện tham gia và phương thức thanh toán không đồng nhất. Khó khăn trong định giá LMP: cần dữ liệu lưới điện chính xác và hệ thống đo đếm theo từng nút. Cắt giảm sản lượng: đặc biệt bất lợi tại các tỉnh có tình trạng dư thừa điện tái tạo. Thanh khoản thị trường thấp: một số thị trường vẫn đang trong giai đoạn thử nghiệm, chưa hình thành giá minh bạch và ổn định.

Kinh nghiệm từ California, Texas và thị trường điện quốc gia Australia cho thấy các hệ thống điện kết hợp pin lưu trữ cần quy định rõ về chào giá, trạng thái sạc, dữ liệu vận hành và cách tính điện dùng để sạc. Pin có thể tạo doanh thu từ cả giao dịch điện năng lẫn dịch vụ phụ trợ, nhưng vẫn phải đối mặt với biến động giá thị trường.

Dự thảo xác lập định hướng quốc gia cho thị trường điện Trung Quốc: tăng cường định giá theo thị trường, cho phép điện tái tạo kết hợp pin lưu trữ đấu thầu chung và mở rộng đối tượng tham gia. Tuy nhiên, quy định cấp tỉnh mới là yếu tố quyết định lợi nhuận thực tế.

Nhà đầu tư cần đánh giá từng địa phương dựa trên chênh lệch giá điện, giới hạn chu kỳ sạc xả, mức độ suy giảm pin và cơ chế thanh toán, thay vì chỉ dựa vào thông báo chính sách chung.