ERC đình chỉ thị trường dự phòng Philippines khi chi phí cao đẩy hóa đơn tiền điện tăng

Lệnh đình chỉ từ ngày 14/10 nhắm vào các khoản mua dự phòng giao ngay đắt đỏ

Ủy ban Điều tiết Năng lượng Philippines (ERC) đã ra lệnh đình chỉ hoạt động thị trường dự phòng từ 00:05 ngày 14/10/2026, sau khi nhận thấy việc mua điện dự phòng qua thị trường làm tăng chi phí người tiêu dùng. Riêng tại Visayas, lượng điện dự phòng mua trên thị trường đạt tổng cộng 19,59 tỷ peso năm 2025, làm tăng giá điện thêm 1,29 peso mỗi kilowatt giờ (kWh), so với mức 0,02 peso/kWh từ nguồn dự phòng theo hợp đồng.

Biện pháp này dừng việc điều độ thương mại và thanh toán dự phòng giao ngay, chứ không đình chỉ thị trường điện giao ngay. Các nguồn dự phòng đã được bảo đảm thông qua hợp đồng được phê duyệt vẫn tiếp tục hoạt động. Tập đoàn Lưới điện Quốc gia Philippines (NGCP), Công ty Thị trường Điện lực Philippines (PEMC) và Đơn vị Điều hành Thị trường Điện lực Độc lập Philippines (IEMOP) phải đề xuất thiết kế lại thị trường dự phòng trong vòng sáu tháng.

Lệnh đình chỉ sẽ có hiệu lực cho đến khi ERC ban hành chỉ thị mới. Vì vậy, thời hạn sáu tháng là hạn chót nộp đề xuất, không phải ngày giao dịch được xác nhận sẽ khởi động lại. Cơ quan quản lý cho biết đã phối hợp hành động này với Bộ Năng lượng (DOE).

Chủ tịch kiêm Giám đốc điều hành ERC Francis Saturnino C. Juan mô tả quyết định này là biện pháp ứng phó tạm thời trước tình trạng giá duy trì ở mức cao, đặc biệt tại Visayas, kể từ khi thị trường chính thức đi vào hoạt động.

"Đây là biện pháp can thiệp khắc phục tạm thời, không phải rút lui khỏi thị trường dự phòng", ông Juan nói.

Mục tiêu trước mắt là loại bỏ các khoản mua dự phòng giao ngay đắt đỏ khỏi phí dịch vụ phụ trợ, đồng thời duy trì đủ công suất dự phòng để ổn định lưới điện. Việc này có giúp giảm đáng kể tổng hóa đơn của hộ gia đình hay không còn tùy thuộc vào chi phí phát điện, các khoản phí dự phòng còn lại và những cấu phần khác trong hóa đơn.

Những gì dừng lại và những gì vẫn hoạt động

Dịch vụ phụ trợ là công suất dự phòng và các dịch vụ khác giúp cân bằng cung cầu điện. Chúng hỗ trợ lưới điện ứng phó khi nhà máy phát điện đột ngột ngừng hoạt động hoặc nhu cầu thay đổi. Đây là các dịch vụ khác với lượng điện thường xuyên được mua để cung cấp cho hộ gia đình và doanh nghiệp.

NGCP có thể mua các dịch vụ này thông qua thị trường dự phòng hoặc các thỏa thuận mua sắm dịch vụ phụ trợ (ASPA). Các thỏa thuận này bảo đảm công suất từ nhà cung cấp theo mức giá được phê duyệt. Thị trường dự phòng, bắt đầu hoạt động thương mại vào tháng 1/2024, cho phép mua bán điện dự phòng thông qua WESM.

Phó Chủ tịch phụ trách Vận hành giao dịch của IEMOP Isidro E. Cacho Jr. cho biết lệnh đình chỉ tháng 10 áp dụng với nguồn dự phòng giao ngay, trong khi nguồn theo hợp đồng vẫn hoạt động. Việc lập lịch và điều độ phần dự phòng giao ngay sẽ chấm dứt.

Các nguồn tin mô tả khác nhau về phương án tạm thời. Một số cho biết việc mua sắm dự phòng sẽ chỉ giới hạn ở công suất trong các hợp đồng hiện có. Một nguồn tin khác cũng nêu công suất vận hành bắt buộc được chỉ định, với chi phí được thu hồi, là phương án đáp ứng nhu cầu mà các hợp đồng chưa bao phủ. Các nguồn công suất này sẽ phải vận hành để hỗ trợ độ tin cậy, thay vì thu lợi từ giá trên thị trường dự phòng.

Sự khác biệt này quan trọng vì chấm dứt mua điện giao ngay không làm mất đi nhu cầu dự phòng của lưới điện. Các hợp đồng hiện có và mọi công suất được chỉ định vẫn phải đáp ứng yêu cầu vận hành đó.

Các số liệu chi phí theo vùng làm cơ sở cho quyết định

Đánh giá của ERC cho thấy chênh lệch đáng kể giữa lượng điện mua trên thị trường và nguồn dự phòng theo hợp đồng trong năm 2025. Luzon chi 24,53 tỷ peso cho thị trường dự phòng, được mô tả là gấp đôi chi phí dịch vụ phụ trợ mua theo hợp đồng song phương. Visayas chi 19,59 tỷ peso, trong khi Mindanao chi 3,71 tỷ peso.

Tổng chi phí thị trường dự phòng của ba vùng là 47,83 tỷ peso. Luzon chiếm khoảng 51% và Visayas khoảng 41%. Tổng chi cao nhất là ở Luzon, nhưng số liệu Visayas cho thấy tác động đặc biệt lớn đến giá điện.

Mức tác động 1,29 peso/kWh tại Visayas cao gấp 64,5 lần mức 0,02 peso/kWh được quy cho nguồn dự phòng theo hợp đồng. Giá dự phòng tại đây lên đến khoảng 21 peso/kWh. Giá mua dịch vụ dự phòng và mức đóng góp của dịch vụ này vào hóa đơn người tiêu dùng là hai thước đo khác nhau, vì vậy không nên hiểu mức 21 peso là khoản cộng thêm vào mỗi đơn vị điện của mọi hộ gia đình.

Mindanao có bức tranh so sánh phức tạp hơn. Chi phí thị trường dự phòng 3,71 tỷ peso thấp hơn 190 triệu peso so với mức 3,90 tỷ peso phát sinh qua các ASPA, tức thấp hơn khoảng 4,9%. Dù vậy, ERC cho biết thị trường tác động đến giá người tiêu dùng ở cả ba vùng nhiều hơn. Chỉ riêng tổng chi tiêu không đủ xác định tác động tương đối lên hóa đơn nếu thiếu số lượng tương ứng và chi tiết phân bổ.

Một số liệu riêng được công bố cho thấy giá dự phòng bình quân tại Mindanao đạt 21,11 peso/kWh năm 2025, tăng từ 4,39 peso/kWh vào cuối năm 2024. Mức này cao gấp khoảng 4,8 lần trước đó. Không nên nhầm giá dự phòng với giá điện năng WESM tại Mindanao trong tháng 9 là 12,61 peso/kWh.

Vì sao hạ giá trần vẫn chưa đủ

Trước khi đình chỉ thị trường, cơ quan quản lý đã hạ giá chào bán dự phòng tối đa từ 32.000 xuống 25.000 peso mỗi megawatt giờ (MWh). Một MWh bằng 1.000 kWh, nên các mức trần này tương ứng 32 và 25 peso/kWh. Mức giảm khoảng 21,9%, nhưng ERC cho biết vấn đề vẫn chưa được giải quyết.

Cơ quan quản lý chỉ ra vấn đề về hợp đồng bên cạnh vấn đề giá cả: khoản thanh toán cao trên thị trường giao ngay khiến các nhà cung cấp không muốn ký ASPA cố định với giá thấp hơn. Điều đó khiến nhu cầu dự phòng phụ thuộc nhiều hơn vào các giao dịch thị trường biến động.

Giá trần quy định mức chào bán tối đa được phép. Bản thân mức trần không bảo đảm đủ công suất theo hợp đồng, cũng không loại bỏ các điều kiện khiến giá duy trì gần ngưỡng đó. Vì vậy, yêu cầu thiết kế lại không chỉ là điều chỉnh thêm mức trần, mà còn bao gồm nhu cầu dự phòng, quy tắc mua sắm và cách chuyển chi phí sang người tiêu dùng.

ERC cũng muốn hoạt động mua sắm dựa trên dự báo nhu cầu dự phòng trong tương lai để hỗ trợ đầu tư, trong đó có lưu trữ pin và các nguồn công suất linh hoạt khác. Thách thức là bảo đảm khoản thanh toán ổn định cho các nguồn lực lưới điện cần đến mà không lặp lại mức phí cao cho người tiêu dùng vốn dẫn đến lệnh đình chỉ.

30 ngày để xác định thiếu hụt dự phòng

NGCP được chỉ đạo đánh giá các nhu cầu dự phòng chưa được đáp ứng theo những phương án hiện có và chỉ định công suất vận hành bắt buộc trong vòng 30 ngày. Cơ quan này cũng phải xúc tiến ký hợp đồng cho toàn bộ nhu cầu dự phòng, căn cứ vào các dự báo tính đến nhu cầu tương lai.

Nhiệm vụ này tách biệt với yêu cầu thiết kế lại trong sáu tháng, được giao chung cho NGCP, PEMC và IEMOP. Thời hạn ngắn hơn nhằm xử lý khoảng trống vận hành trước mắt; thời hạn dài hơn liên quan đến cấu trúc thị trường.

Các chỉ thị được đưa tin không nêu ngày cụ thể trên lịch cho những thời hạn này, và lệnh đình chỉ không có ngày kết thúc cố định. Quy mô nhu cầu dự phòng chưa được đáp ứng, các cơ sở được chỉ định và khoản thanh toán thu hồi chi phí tương ứng vẫn chưa được công bố.

Ông Juan cho biết ERC và DOE dự định duy trì nguồn dự phòng theo hợp đồng và công suất vận hành bắt buộc, đồng thời thay đổi quy tắc mua sắm và thu phí người tiêu dùng. Ông cũng nêu mục tiêu mà cơ quan quản lý đặt ra cho thị trường sau khi mở cửa trở lại.

"Chúng tôi đình chỉ thị trường ngay lúc này để thị trường có thể trở lại vững mạnh hơn, với thiết kế tốt hơn và nguồn dự phòng đáng tin cậy ở mức giá người tiêu dùng có thể chi trả", ông Juan nói.

Hợp đồng pin tại Cebu cho thấy một phương án thay thế

Một quyết định phê duyệt riêng của ERC tại Cebu cho thấy cơ quan quản lý đang thúc đẩy các hợp đồng dự phòng cố định. Ủy ban đã cấp phép tạm thời cho ASPA thời hạn năm năm giữa NGCP và Công ty East Asia Utilities (EAUC) tại Mactan, thành phố Lapu-Lapu.

Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin công suất 44,72 MW của EAUC sẽ cung cấp tối đa 13 MW dự phòng điều tần và 13 MW dự phòng sự cố. Dự phòng điều tần giúp xử lý những thay đổi thông thường của cung cầu; dự phòng sự cố hỗ trợ lưới điện sau khi nguồn phát đột ngột bị mất. Pin có thể đáp ứng nhanh cả hai nhu cầu.

Số liệu được công bố về nguồn dự phòng cố định tại Visayas là 40 MW dự phòng điều tần, so với nhu cầu 67 MW, và 67,3 MW dự phòng sự cố, so với nhu cầu 75 MW. Các số liệu này cho thấy lần lượt thiếu hụt 27 MW và 7,7 MW. Theo hợp đồng, công suất cố định phải luôn sẵn sàng, kèm theo chế tài nếu không đáp ứng.

Nếu luôn sẵn sàng đầy đủ và được cộng thêm vào các số liệu trên, phần đóng góp 13 MW dự phòng điều tần của EAUC sẽ giảm mức thiếu hụt xuống còn 14 MW. Phần dự phòng sự cố của công ty sẽ vượt mức thiếu hụt 7,7 MW được nêu, dù lịch điều độ thực tế và khả năng sẵn sàng vẫn quyết định lưới điện sử dụng được bao nhiêu dự phòng.

Mức giá tạm thời là 5,28 peso/kWh cho cả hai dịch vụ, bằng khoảng một phần tư mức chuẩn khoảng 21 peso/kWh của thị trường dự phòng Visayas. So sánh này cho thấy mức giá dịch vụ được báo thấp hơn đáng kể, chứ không bảo đảm hóa đơn hộ gia đình cũng giảm theo cùng tỷ lệ.

Từ tháng 1 đến đầu tháng 9/2026, Visayas ghi nhận 123 lần cảnh báo vàng và đỏ. Ông Juan cho biết hồ sơ được ưu tiên vì nguồn dự phòng cố định bổ sung có thể giảm nguy cơ cảnh báo và gián đoạn.

Giá điện năng tăng dù nguồn cung nhiều hơn

Lệnh đóng băng thị trường dự phòng được đưa ra cùng lúc giá điện năng tăng, cho thấy phí dịch vụ phụ trợ giảm chưa chắc sẽ kéo tổng hóa đơn giảm tương ứng. Trong kỳ tính hóa đơn từ ngày 26/8 đến 25/9, giá WESM bình quân toàn hệ thống tăng từ 7,21 lên 7,43 peso/kWh, tương đương 3,1%.

Nguồn cung bình quân tăng 2,4%, lên 20.209 MW, trong khi nhu cầu tăng 1,8%, lên 14.188 MW. Nhà phân tích thị trường điện năng của IEMOP Rica O. Cagnayo quy biến động giá cho các sự cố tại nhà máy điện, hạn chế lưới điện và thay đổi luồng điện một chiều cao áp (HVDC).

Các báo cáo cũng đưa ra một số liệu riêng về biên cung bình quân là 3.957 MW, tăng từ 3.779 MW trong tháng 8. Biên này không bằng phép trừ trực tiếp giữa tổng nguồn cung và nhu cầu được báo cáo, vốn cho kết quả 6.021 MW. Cách tính không được giải thích, nên không nên coi hai thước đo này là tương đương.

Giá tại Luzon tăng 5,7%, từ 4,90 lên 5,18 peso/kWh. Nguồn cung tăng 4,3%, lên 15.114 MW, còn nhu cầu tăng 2,6%, lên 9.899 MW. Dù nguồn cung dồi dào hơn, các sự cố lớn tại nhà máy điện vẫn góp phần đẩy giá lên cao.

Tại Visayas, nguồn cung giữ nguyên ở mức 2.201 MW, trong khi nhu cầu nhích 0,2%, lên 2.099 MW. Giá tăng 5,2%, từ 11,81 lên 12,42 peso/kWh, trong bối cảnh nhà máy gặp sự cố, đơn vị vận hành can thiệp và xuất hiện cảnh báo vàng, đỏ. Các sự cố khiến công suất lên tới 777,2 MW không thể sử dụng trong vùng.

Đường dây truyền tải giúp lý giải chênh lệch giá

Điện dư thừa ở một vùng không phải lúc nào cũng có thể truyền đến vùng khác đang cần. Các kết nối HVDC truyền tải điện giữa các lưới, nhưng giới hạn vận hành có thể hạn chế lượng điện truyền đi và ngăn nguồn điện rẻ hơn kéo giá ở nơi khác xuống.

Đường dây liên kết Luzon-Visayas vận hành trong điều kiện tách biệt giá suốt 77,6% kỳ tính hóa đơn tháng 9. Các giới hạn vận hành vì an ninh hệ thống chiếm 73,5% thời gian trong kỳ. Những điều kiện này giúp lý giải vì sao giá điện năng tại Visayas vẫn cao hơn nhiều so với Luzon, dù nguồn cung bình quân toàn quốc tăng.

Đường dây liên kết Mindanao-Visayas vận hành trong điều kiện truyền tải tự do suốt 92,82% thời gian trong kỳ, tăng từ 91,16% trong tháng 8. Luồng điện truyền tải mạnh hơn giúp giá hai vùng xích lại gần nhau: Mindanao bình quân 12,61 peso/kWh, chỉ cao hơn Visayas 0,19 peso.

Giá tại Mindanao giảm 1,4% so với mức 12,79 peso/kWh, trong khi các sự cố khiến 1.022,6 MW không thể sử dụng. Các báo cáo không thống nhất về biến động cung cầu. Một nguồn cho biết nguồn cung là 2.190 MW, giảm 0,2%, và nhu cầu là 2.893 MW, giảm 5%. Một nguồn khác đảo ngược các tỷ lệ, cho rằng nguồn cung giảm 5% còn nhu cầu giảm 0,2%. Cả hai đều ghi nhận cung và cầu giảm, nhưng cần làm rõ mức biến động chính xác.

Ông Cacho cho biết việc các nhà máy lớn hoạt động trở lại có thể đưa giá điện năng tại Visayas về khoảng 9-10 peso/kWh, nhưng lưu ý mức giảm có thể không lớn. Dự báo này liên quan đến khả năng cung cấp điện năng, chứ không phải kết quả được bảo đảm từ việc đình chỉ giao dịch dự phòng.

Giảm phí dự phòng chưa giải quyết toàn bộ hóa đơn

Ông Cacho dự đoán việc loại bỏ các khoản thanh toán dự phòng giao ngay sẽ làm giảm phí dịch vụ phụ trợ mà các đơn vị phân phối điện và hợp tác xã điện phải gánh. Ông mô tả tác động trước mắt đối với phí truyền tải.

"Trên thực tế, phí truyền tải sẽ giảm vì chúng ta không còn phải trả tiền cho thị trường dự phòng", ông Cacho nói.

Chi phí dự phòng theo hợp đồng vẫn còn, và các thỏa thuận vận hành bắt buộc có thể phát sinh khoản thanh toán thu hồi chi phí. Chưa có mức giảm định lượng nào cho một hộ gia đình điển hình, cũng như lịch điều chỉnh hóa đơn được xác nhận.

Số liệu điện năng tháng 9 cũng cho thấy tỷ trọng thị trường giao ngay giảm không nhất thiết kéo giá thanh toán giao ngay xuống. Khối lượng giao ngay giảm từ 13,4% xuống 12,2% tổng lượng giao dịch, trong khi giá thanh toán giao ngay hiệu dụng tăng từ 8,48 lên 9,32 peso/kWh. Tổng giá trị giao dịch tăng từ 13,94 tỷ lên 26,62 tỷ peso.

Cơ cấu nguồn phát cũng thay đổi. Năng lượng tái tạo chiếm 28% sản lượng. Tỷ trọng than giảm từ 56% xuống 51,7%, trong khi khí tự nhiên đạt 17%, thủy điện 11,3%, điện mặt trời 5,3% và địa nhiệt 8,3%. Những thay đổi này diễn ra cùng các sự cố và hạn chế truyền tải, nên không thể tự chúng giải thích mức tăng giá.

Đợt đình chỉ thứ hai sau quá trình khởi động lại năm 2024

Biện pháp tháng 10 tiếp nối một lần tạm dừng trước đó, không lâu sau khi thị trường dự phòng bắt đầu hoạt động thương mại. Lần đình chỉ trước liên quan đến việc chưa đáp ứng các yêu cầu của ERC về phương pháp định giá, chứ không phải lý do được nêu lần này là chi phí dự phòng kéo dài ở mức cao.

• Tháng 1/2024: Thị trường dự phòng bắt đầu hoạt động thương mại.
• Ngày 26/3/2024: ERC đình chỉ giao dịch dự phòng, ngoại trừ nguồn dự phòng được chào bán và điều độ theo các ASPA thuộc phạm vi các phán quyết của cơ quan này.
• Ngày 26/7/2024: Thông báo nghị quyết của ERC xác định các căn cứ cho lệnh đình chỉ đó không còn tồn tại sau khi PEMC và IEMOP tuân thủ chỉ thị.
• Ngày 30/7/2024: ERC thông báo dỡ bỏ lệnh đình chỉ Mục 8 về lập hóa đơn và thanh toán trong Phương pháp xác định giá WESM.
• 00:05 ngày 14/10/2026: IEMOP cho biết lệnh đình chỉ mới nhất đối với hoạt động dự phòng giao ngay sẽ bắt đầu có hiệu lực.

Trong quá trình năm 2024, IEMOP được yêu cầu tính lại các khoản giao dịch dự phòng cho kỳ thanh toán tháng 2 và tháng 3, đồng thời điều chỉnh 70% còn lại của tháng 3. Khi đó, Chủ tịch ERC Monalisa Dimalanta giải thích DOE kiểm soát hoạt động, còn ERC thực thi phương pháp định giá; DOE sẽ công bố ngày nối lại hoạt động có hiệu lực.

Hiệp hội các Nhà sản xuất Điện Độc lập Philippines hoan nghênh việc dỡ bỏ lệnh đình chỉ năm 2024, coi đây là bước tiến hướng tới an ninh năng lượng. Chủ tịch hiệp hội Anne Escoro Montelibano đại diện cho tổ chức gồm 28 công ty điện lực, với tổng công suất lắp đặt nối lưới là 18.132 MW. Lệnh đình chỉ mới nhất đặt sự chắc chắn cho nhà đầu tư bên cạnh khả năng chi trả và nguồn dự phòng đáng tin cậy trong quá trình thiết kế lại.

Điểm chính

• Việc điều độ và thanh toán dự phòng giao ngay bị đình chỉ từ 00:05 ngày 14/10/2026 cho đến khi ERC ban hành chỉ thị mới.
• Nguồn dự phòng theo hợp đồng vẫn hoạt động; công suất vận hành bắt buộc cũng được nêu là phương án đáp ứng nhu cầu chưa được bao phủ.
• Các khoản mua trên thị trường dự phòng tại Luzon, Visayas và Mindanao đạt tổng cộng 47,83 tỷ peso năm 2025.
• Tác động của thị trường dự phòng tại Visayas là 1,29 peso/kWh, so với 0,02 peso từ nguồn dự phòng theo hợp đồng.
• NGCP có 30 ngày để đánh giá nhu cầu dự phòng, trong khi NGCP, PEMC và IEMOP phải đề xuất thiết kế lại trong vòng sáu tháng.
• Hợp đồng pin tại Cebu có mức giá tạm thời 5,28 peso/kWh và có thể cung cấp tối đa 13 MW cho mỗi loại dự phòng điều tần và dự phòng sự cố.
• Giá điện năng WESM tháng 9 tăng lên 7,43 peso/kWh trên toàn quốc. Mức và thời điểm hộ gia đình tiết kiệm được nhờ lệnh đóng băng thị trường dự phòng vẫn chưa được xác định.