Trong bối cảnh nhu cầu sử dụng điện tái tạo ngày càng gia tăng, cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn ( “Cơ Chế DPPA”), cùng với cơ chế phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, đang được nhiều doanh nghiệp quan tâm như một giải pháp nhằm chủ động nguồn điện, đáp ứng các mục tiêu về môi trường và tối ưu hóa chi phí năng lượng. Tuy nhiên, việc triển khai các cơ chế này trên thực tế phụ thuộc vào nhiều yếu tố, bao gồm phạm vi chủ thể được tham gia, phương thức xác định giá điện, giới hạn bán điện dư, yêu cầu kỹ thuật về đấu nối và các thủ tục đăng ký có liên quan với cơ quan có thẩm quyền.
Ngày 26/06/2026, Chính phủ ban hành Nghị định số 243/2026/NĐ-CP (“Nghị Định 243”) sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03/03/2025 của Chính phủ quy định về Cơ Chế DPPA (“Nghị Định 57”) và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP ngày 03/03/2025 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới (“Nghị Định 58”). Nghị Định 243 đưa ra một số thay đổi đáng chú ý đối với cơ chế mua bán điện trực tiếp và hoạt động phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ
Trên cơ sở đó, bài viết này cập nhật và phân tích một số thay đổi đáng chú ý theo Nghị Định 243 có ảnh hưởng trực tiếp đến doanh nghiệp tham gia Cơ Chế DPPA và chủ đầu tư điện mặt trời mái nhà theo Nghị Định 243. Bài viết đồng thời đưa ra một số nhận định về tác động của các quy định mới đối với hoạt động đầu tư, mua bán và sử dụng điện năng lượng tái tạo, cũng như một số vấn đề pháp lý mà doanh nghiệp cần lưu ý trong quá trình triển khai trên thực tế.
- Mở rộng phạm vi tham gia Cơ Chế DPPA đối với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm
Trước đây, theo Nghị Định 57, đối với cả hai hình thức của Cơ Chế DPPA, về cơ bản, pháp luật chỉ cho phép bên mua điện là khách hàng sử dụng điện lớn[1]. Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm chưa được tham gia với tư cách độc lập, mà chỉ được tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia trên cơ sở được khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền mua điện và ký kết hợp đồng kỳ hạn điện với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo[2].
Nghị Định 243 có sự thay đổi đáng chú ý khi ghi nhận đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm là một chủ thể tham gia Cơ Chế DPPA. Theo đó, đơn vị bán lẻ điện có thể:
(i) Đối với Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng: Đơn vị bán lẻ điện được trực tiếp mua điện từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo hoặc tự đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo để bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn trong khu, cụm[3];
(ii) Đối với Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia: Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, trừ khu đô thị và khu thương mại tự do, được trực tiếp ký kết hợp đồng kỳ hạn điện với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực[4].
Sự thay đổi này có ý nghĩa đáng kể đối với các doanh nghiệp sử dụng điện trong khu công nghiệp, khu chế xuất và các mô hình khu, cụm có lưới điện nội bộ. Trên thực tế, các doanh nghiệp này thường không mua điện trực tiếp từ Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực mà mua điện thông qua đơn vị bán lẻ điện quản lý hệ thống phân phối nội bộ. Trong khi đó, theo Nghị Định 57, đơn vị bán lẻ điện chỉ được tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia trên cơ sở được khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền. Việc Nghị Định 243 đưa đơn vị bán lẻ điện khu, cụm trở thành một chủ thể trực tiếp của Cơ Chế DPPA giúp đơn giản hóa cấu trúc giao dịch và phù hợp hơn với mô hình cung cấp điện thực tế tại các khu, cụm.
Theo đó, đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm có thể đóng vai trò là bên mua điện từ nguồn năng lượng tái tạo, và bán lại điện cho khách hàng sử dụng điện lớn và thực hiện các nghĩa vụ liên quan đến đo đếm, vận hành, thanh toán và báo cáo. Doanh nghiệp, khi tham gia giao dịch, cần rà soát đồng thời hợp đồng mua bán điện, thỏa thuận sử dụng lưới điện nội bộ, phương án đo đếm và nguyên tắc phân bổ sản lượng điện, cũng như trách nhiệm của từng bên trong chuỗi giao dịch, nhằm bảo đảm các thỏa thuận và hợp đồng phản ánh đúng vai trò của từng chủ thể.
- Mở rộng nhóm khách hàng sử dụng điện lớn tham gia Cơ Chế DPPA qua lưới điện quốc gia
Đối với Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia, Nghị Định 57 quy định khách hàng sử dụng điện lớn phải mua điện từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực hoặc đơn vị bán lẻ điện, đấu nối ở cấp điện áp từ 22 kV trở lên và thuộc một trong các nhóm sau đây[5]:
(i) Khách hàng sử dụng điện phục vụ mục đích sản xuất; hoặc
(ii) Khách hàng sử dụng điện phục vụ mục đích kinh doanh dịch vụ sạc điện cho phương tiện giao thông sử dụng điện.
Nghị Định 243 bổ sung khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ hoạt động của trung tâm dữ liệu vào nhóm đối tượng được tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia. Đồng thời, đối với nhóm khách hàng kinh doanh dịch vụ sạc điện đã được ghi nhận tại Nghị Định 57, Nghị Định 243 cụ thể hóa các hình thức sử dụng điện, bao gồm trạm sạc điện, trụ sạc điện và tủ đổi pin xe điện[6].
Việc bổ sung khách hàng sử dụng điện cho hoạt động của trung tâm dữ liệu và cụ thể hóa các loại hình hạ tầng phục vụ kinh doanh dịch vụ sạc điện cho thấy phạm vi áp dụng của Cơ Chế DPPA đang được điều chỉnh để phù hợp hơn với sự phát triển của các nhóm phụ tải điện lớn ngoài lĩnh vực sản xuất truyền thống, đặc biệt trong lĩnh vực hạ tầng số và hạ tầng phục vụ phương tiện giao thông sử dụng điện. Đối với doanh nghiệp hoạt động trong các lĩnh vực này, việc mở rộng và làm rõ phạm vi đối tượng áp dụng tạo cơ sở để xem xét khả năng tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia và chủ động đánh giá các phương án cung ứng điện phù hợp.
- Đơn giản hóa trình tự tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia
Nghị Định 243 đã sửa đổi và sắp xếp lại trình tự tham gia Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia theo hướng tập trung hồ sơ thông qua một đơn vị đại diện. Trình tự mới có thể được khái quát như sau[7]:
(i) Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn hoặc đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm đàm phán, ký kết bộ hợp đồng mua bán điện trực tiếp theo quy định. Thời điểm các hợp đồng có hiệu lực do các bên thỏa thuận, nhưng Cơ Chế DPPA chỉ được áp dụng từ thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo việc các bên chính thức tham gia cơ chế;
(ii) Các bên thống nhất, ủy quyền cho một đơn vị đại diện gửi hồ sơ đăng ký tham gia Cơ Chế DPPA đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Hồ sơ bao gồm bộ hợp đồng đã ký kết, hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các tài liệu kỹ thuật và văn bản thống nhất tỷ lệ sản lượng điện được phân bổ cho từng khách hàng sử dụng điện lớn hoặc đơn vị bán lẻ điện; và
(iii) Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra tính đầy đủ, hợp lệ của hồ sơ, rà soát tỷ lệ phân bổ sản lượng điện, báo cáo Bộ Công Thương và thông báo thời điểm các bên chính thức tham gia Cơ Chế DPPA.
Việc tập trung hồ sơ thông qua một đơn vị đại diện góp phần thống nhất đầu mối thực hiện thủ tục. Tuy nhiên, các bên cần thống nhất từ sớm về đơn vị đại diện và tỷ lệ phân bổ sản lượng điện, bởi đây là các nội dung phải được hoàn thiện trong hồ sơ đăng ký và có ảnh hưởng trực tiếp đến việc triển khai Cơ Chế DPPA.
- Tăng quyền thỏa thuận giá điện trong hợp đồng mua bán điện theo Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng
Trước đây, Nghị Định 57 quy định giá bán điện trong hợp đồng mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng “do các bên tự đàm phán thỏa thuận và không vượt mức giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình nguồn điện tương ứng”[8]. Trong đó, khung giá phát điện có phạm vi giữa mức giá tối thiểu (0 đồng/kWh) và mức giá tối đa[9], được Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt cho từng loại hình nhà máy điện, làm cơ sở xác định hoặc giới hạn giá điện trong các trường hợp pháp luật quy định[10].
Nghị Định 243 đã sửa đổi quy định này thành: “Giá điện tại hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện đàm phán, thỏa thuận”[11]. Theo đó, giá điện trong hợp đồng mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng không còn bị giới hạn bởi mức giá tối đa của khung giá phát điện mà sẽ thực hiện theo thỏa thuận của các bên.
Thay đổi này tạo điều kiện để bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận mức giá phù hợp với đặc điểm của từng giao dịch, chẳng hạn thời hạn hợp đồng, sản lượng điện cam kết, chi phí đầu tư và vận hành lưới điện kết nối riêng, đặc tính của nguồn điện và cơ chế phân bổ rủi ro giữa các bên. Qua đó, các bên có thể chủ động hơn trong việc xây dựng phương án giá và phương án tài chính phù hợp với đặc điểm của dự án, cũng như đánh giá khả năng thu hồi vốn của dự án.
Tuy nhiên, việc loại bỏ giới hạn giá nêu trên không áp dụng trong trường hợp đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán sản lượng điện dư cho Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực. Đối với phần sản lượng điện dư này, giá mua bán điện dư vẫn không được vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện tương ứng. Do đó, khi xây dựng phương án tài chính, đơn vị phát điện cần xác định riêng mức giá và doanh thu dự kiến từ phần sản lượng điện dư bán cho Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực.
- Mở rộng giới hạn bán điện dư của nguồn điện mặt trời mái nhà
Nghị Định 243 đã nâng giới hạn bán sản lượng điện dư của nguồn điện mặt trời mái nhà từ 20% lên 50% trong cả Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng và cơ chế điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Cụ thể:
(i) Đối với Cơ Chế DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng: Trước đây, Nghị Định 57 quy định sản lượng điện dư từ nguồn điện mặt trời mái nhà của đơn vị phát điện được bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực không được vượt quá 20% sản lượng điện thực phát[12]. Nghị Định 243 đã nâng giới hạn này lên không quá 50% sản lượng điện thực phát[13].
(ii) Đối với nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ: Trước đây, Nghị Định 58 giới hạn sản lượng điện dư được mua bán ở mức không quá 20% sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ[14]. Nghị Định 243 đã nâng tỷ lệ này lên 50%. Ngoài ra, từ ngày Nghị Định 243 có hiệu lực đến hết ngày 31/12/2030, bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận tỷ lệ cao hơn 50% nếu lưới điện tại khu vực có khả năng tiếp nhận và đáp ứng các yêu cầu về vận hành an toàn[15].
Việc nâng giới hạn bán điện dư từ 20% lên 50% tạo thêm dư địa để khai thác và thương mại hóa phần sản lượng điện không được sử dụng hết tại nguồn điện mặt trời mái nhà. Đối với các dự án có sản lượng điện dư đáng kể, thay đổi này có thể góp phần cải thiện hiệu quả tài chính của dự án do cho phép tăng tỷ lệ sản lượng điện có thể bán ra. Đặc biệt, đối với cơ chế điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, khả năng thỏa thuận tỷ lệ bán điện dư cao hơn 50% đến hết ngày 31/12/2030, nếu đáp ứng điều kiện về khả năng tiếp nhận và vận hành an toàn của lưới điện, tạo thêm dư địa để các bên xây dựng phương án đầu tư và khai thác nguồn điện phù hợp với đặc điểm phụ tải và khả năng tiếp nhận của hệ thống điện.
- Bổ sung khái niệm thiết bị bật tắt phát ngược (Zero-Export)
Trước đây, Nghị Định 58 chưa quy định một khái niệm riêng về thiết bị Zero-Export, mặc dù việc cho phép hoặc ngăn nguồn điện phát công suất hữu công lên lưới có ý nghĩa quan trọng đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà có đấu nối với hệ thống điện quốc gia.
Nghị Định 243 đã bổ sung khái niệm: “Thiết bị bật tắt phát ngược (tên tiếng Anh là Zero-Export) là một thiết bị có chức năng điều khiển được thiết kế để cho phép (chế độ tắt chống phát ngược) hoặc ngăn chặn (chế độ bật chống phát ngược) phát công suất hữu công lên lưới điện theo cơ chế bật hoặc tắt. Thiết bị này có thể được tích hợp trong bộ chuyển đổi nghịch lưu (Inverter) hoặc được tích hợp trong thiết bị giám sát, điều khiển hoặc là một thiết bị độc lập”[16].
Việc luật hóa khái niệm này góp phần thống nhất cách hiểu giữa chủ đầu tư, đơn vị điện lực, nhà thầu thiết kế và cơ quan quản lý trong quá trình thẩm định, đấu nối và vận hành hệ thống. Các bên liên quan cần lưu ý sử dụng đúng thuật ngữ “thiết bị bật tắt phát ngược” trong hồ sơ pháp lý, thay vì chỉ gọi là “thiết bị bám tải” thường gặp trong tài liệu kỹ thuật.
- Chuyển thủ tục thông báo và đăng ký phát triển nguồn điện sang phương thức điện tử
Trước đây, Nghị Định 58 quy định tổ chức, cá nhân thuộc diện thông báo phát triển nguồn điện gửi Thông báo theo mẫu đến Sở Công Thương, đơn vị điện lực và các cơ quan quản lý có liên quan tại địa phương[17]. Đối với thủ tục đăng ký phát triển nguồn điện, hồ sơ có thể được nộp trực tiếp tại cơ quan tiếp nhận, gửi qua đường bưu điện hoặc nộp qua cổng thông tin điện tử của cơ quan tiếp nhận theo hình thức dịch vụ công trực tuyến[18].
Nghị Định 243 đã sửa đổi theo hướng thực hiện thủ tục trên môi trường điện tử. Theo đó, tổ chức, cá nhân gửi Thông báo phát triển nguồn điện trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia. Trường hợp đến trực tiếp Bộ phận Một cửa của cơ quan tiếp nhận, tổ chức, cá nhân được hướng dẫn, hỗ trợ gửi Thông báo trực tuyến trên một trong hai nền tảng này[19].
Tương tự, hồ sơ đề nghị cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển được nộp trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia. Trường hợp tổ chức, cá nhân đến Bộ phận Một cửa, cán bộ tiếp nhận có trách nhiệm hướng dẫn, hỗ trợ nộp hồ sơ trực tuyến; tài liệu nộp trên môi trường điện tử phải là bản sao điện tử từ bản chính[20].
Việc chuyển sang phương thức điện tử phù hợp với định hướng cải cách thủ tục hành chính và chuyển đổi số trong hoạt động của cơ quan nhà nước, qua đó góp phần chuẩn hóa quy trình tiếp nhận, xử lý hồ sơ và tăng tính minh bạch trong quá trình thực hiện thủ tục.
[1] Điều 2.1 Nghị Định 57.
[2] Điều 2.2(c) Nghị Định 57.
[3] Điều 1.2(a) và 1.4 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 2.1 và Điều 4.1 Nghị Định 57.
[4] Điều 1.2(b) và 1.4 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 2.2(c) và Điều 4.2 Nghị Định 57.
[5] Điều 2.2(b) Nghị Định 57.
[6] Điều 1.2(b) Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 2.2(b) Nghị Định 57.
[7] Điều 1.22 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 26 Nghị Định 57.
[8] Điều 6.1(b) Nghị Định 57.
[9] Điều 3.1 và 3.2 Thông tư số 09/2025/TT-BCT ngày 01/02/2025 của Bộ Công thương quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện; quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục xây dựng, phê duyệt khung giá nhập khẩu điện (“Thông Tư 09”).
[10] Điều 10.2 và Điều 10.4 Thông Tư 09.
[11] Điều 1.6(b) Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 6.1(b) Nghị Định 57.
[12] Điều 6.3 Nghị Định 57.
[13] Điều 1.6(d) Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 6.3 Nghị Định 57.
[14] Điều 14.2 Nghị Định 58.
[15] Điều 2.8 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 14 Nghị Định 58.
[16] Điều 2.1 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị Định 58.
[17] Điều 15.2 và Điều 15.3 Nghị Định 58.
[18] Điều 17.3 Nghị Định 58.
[19] Điều 2.9 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 15 Nghị Định 58.
[20] Điều 2.11 Nghị Định 243, sửa đổi, bổ sung Điều 17 Nghị Định 58.
Quyền miễn trừ trách nhiệm: Bài viết này được chuẩn bị bởi Công ty Luật TNHH PTN (“PTN Legal”) chỉ nhằm mục đích cung cấp thông tin tham khảo cho người đọc. PTN Legal không cam kết hay đảm bảo về tính chính xác hay đầy đủ của các thông tin này. Nội dung của bài viết có thể được thay đổi, điều chỉnh, hoặc cập nhật mà không cần báo trước. PTN Legal không chịu trách nhiệm về bất kỳ lỗi hoặc thiếu sót nào trong bài viết này hoặc thiệt hại phát sinh từ việc sử dụng bài viết này trong bất kỳ trường hợp nào. Vui lòng truy cập website của PTN Legal để xem các bài viết trước đây của chúng tôi tại đây.
Nếu người đọc có nhu cầu được nhận bài viết của PTN Legal qua email, vui lòng đăng ký thông tin tại đây.
Bài viết được chuẩn bị bởi Vũ Lê Hiền Thảo, Trợ lý Luật sư.