CẬP NHẬT PHÁP LÝ VỀ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP (DPPA)

LEGAL UPDATE

Nguyễn Ánh Hường – Luật sư Cộng sự Cao cấp

Cơ chế mua bán điện trực tiếp (“DPPA”) lần đầu tiên được quy định tại Nghị định 80/2024/NĐ-CP ngày 03/07/2024 (“Nghị định 80/2024”), và sau đó được thay thế bởi Nghị định 57/2025/NĐ-CP ngày 03/03/2025 (“Nghị định 57/2025”). Một số điều của Nghị định 57/2025 được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định 243/2026/NĐ-CP sửa đổi bổ sung một số điều của Nghị định 57/2025 và Nghị định 58/2025. Nghị định 243/2026 có hiệu lực từ ngày 26/06/2026.

Bài viết này cập nhật về những thay đổi của cơ chế pháp lý liên quan đến DPPA.

DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng

1. Đối tượng tham gia DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng gồm có: Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn (khách hàng dùng lớn hơn 20.000 kWh/tháng theo quy định tại Thông tư 29/2026/TT-BCT) và Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm. DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng có thể giao kết giữa Đơn vị phát điện – Khách hàng sử dụng điện lớn; hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (gọi tắt là Đơn vị bán lẻ điện) – Khách hàng sử dụng điện lớn.
2. Giá bán điện giữa các bên trong DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng do hai bên đàm phán, thoả thuận, và không bị hạn chế bởi khung giá tối đa của loại hình nguồn điện tương ứng. Phụ lục I Nghị định 243/2026 (thay thế Phụ lục IV Nghị định 57/2025) cung cấp hướng dẫn chi tiết việc tính toán Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm, trong đó, mức trần đơn giá chênh lệch tối đa (PCL tối đa (N)) bằng giá chênh lệch năm trước liền kề nhân hệ số 1,05 (tăng tối đa 5%/năm). Trong trường hợp chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N thực tế (PCLtt(N)) > PCL tối đa (N), phần chênh lệch phát sinh được coi là chi phí hợp lệ, hợp lý tính vào giá bán lẻ điện bình quân năm N.   
3. Lượng điện dư được bán cho EVN với sản lượng và giá do hai bên thoả thuận, với giá bán không vượt quá khung giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình nguồn điện tương ứng.
4. Trường hợp Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị bán lẻ điện đầu tư, lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà để bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế DPPA qua lưới kết nối riêng, thì được bán sản lượng điện dư không quá 50% sản lượng điện thực phát. Giá mua bán sản lượng này là giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề và không vượt quá khung giá phát điện của loại hình điện mặt trời mặt đất tương ứng.
5. Đơn vị phát điện đầu tư, lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho Khách hàng sử dụng điện lớn trong mô hình khu, cụm được bán sản lượng điện dư cho Đơn vị bán lẻ điện tại đó với giá và sản lượng do hai bên thoả thuận

DPPA thông qua lưới điện quốc gia 

1. Đối tượng được tham gia DPPA thông qua lưới điện quốc gia gồm có: Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có công suất từ 10MW trở lên đấu nối vào hệ thống điện quốc gia trực tiếp tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Khách hàng sử dụng điện lớn (khách hàng dùng lớn hơn 200.000 kWh/tháng, mua điện ở cấp điện áp từ 22kV trở lên), và Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).
2. Khách hàng sử dụng điện lớn đã được mở rộng theo mục đích sử dụng điện của khách hàng, bao gồm sử dụng điện cho trung tâm dữ liệu hoặc trạm, trụ sạc điện, tủ đổi pin xe điện phục vụ mục đích kinh doanh dịch vụ sạc điện cho phương tiện giao thông mua điện từ Tổng Công ty Điện lực/Công ty Điện lực hoặc đơn vị bán lẻ điện cấp điện áp từ 22 kV trở lên.
3. Hình thức DPPA thông qua lưới điện quốc gia gồm ba thành phần hợp đồng:
   • Đơn vị phát điện bán toàn bộ điện năng sản xuất trên thị trường điện giao ngay và nhận thanh toán cho sản lượng điện theo hợp đồng với EVN;
   • Khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm ký hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện;
   • Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện ký hợp đồng mua bán điện với Tổng Công ty Điện lực, Công ty Điện lực.  
4. Thành phần thứ nhất – Hợp đồng Đơn vị phát điện bán điện cho EVN:
   • Đơn vị phát điện chào bán toàn bộ công suất vào thị trường điện cạnh tranh theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành. 
   • Đơn vị phát điện dự báo công suất của nhà máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Căn cứ bản chào giá ngày tới, chào giá chu kỳ giao dịch tới của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh.   
   • Tập đoàn Điện lực Việt Nam thanh toán tiền điện cho đơn vị phát điện cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm của Đơn vị phát điện trong chu kỳ dựa trên giá thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch.
5. Thành phần thứ hai – Hợp đồng Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện mua điện từ Đơn vị phát điện:
   • Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện ký hợp đồng mua điện từ Đơn vị phát điện thông qua hợp đồng kỳ hạn điện.
   • Hợp đồng giữa Khách hàng sử dụng điện lớn và Đơn vị phát điện phải thoả thuận về phân bổ sản lượng điện thực phát (tại điểm giao nhận/sản lượng đo đếm) của Đơn vị phát điện cho khách hàng. Thời hạn hợp đồng, giá hợp đồng và sản lượng cam kết do hai bên thoả thuận, thống nhất. Tổng sản lượng đo đếm phân bổ không được cao hơn sản lượng đo đếm của đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch tương ứng.
   • Công thức thanh toán cho sản lượng cam kết giao nhận trong chu kỳ giao dịch được thoả thuận dựa trên giá hợp đồng – (trừ đi) giá tham chiếu. Giá hợp đồng do hai bên thoả thuận mà không phụ thuộc vào giá điện theo khung giá của loại hình phát điện tương ứng. Các bên chỉ sử dụng giá tham chiếu là giá thị trường điện giao ngay để làm cơ sở tính toán số tiền phải trả mỗi kỳ thanh toán; và không được chọn chỉ số giá tham chiếu khác.
6. Thành phần thứ ba – Hợp đồng Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ Tổng Công ty Điện lực/Công ty Điện lực:
   • Khách hàng sử dụng điện lớn/Đơn vị bán lẻ điện ký hợp đồng mua điện từ Tổng Công ty Điện lực/Công ty Điện lực.
   • Trong trường hợp sản lượng tiêu thụ điện của bên mua thấp hơn sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện đã phân bổ thì toàn bộ sản lượng điện tiêu thụ thực tế được thanh toán theo các thành phần chi phí gồm có: (1) chi phí điện năng theo giá thị trường điện giao ngay (áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện) + (2) chi phí sử dụng hệ thống điện (gồm có dịch vụ truyền tải, phân phối, điều độ và điều hành giao dịch thị trường điện, điều hành – quản lý) + (3) chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch.
   • Trong trường hợp sản lượng tiêu thụ lớn hơn sản lượng đã được phân bổ thì: (1) Phần sản lượng điện tiêu thụ tương đương sản lượng thực phát đã phân bổ được thanh toán như mục (ii) nói trên; và (2) Phần sản lượng điện tiêu thụ chênh lệch được áp dụng bằng giá bán lẻ điện. Trong trường hợp Đơn vị bán lẻ điện ký hợp đồng với Đơn vị phát điện, sản lượng chênh lệch cao hơn sẽ được thanh toán theo giá bán buôn điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
   • Chi phí mà bên mua phải trả cho mỗi chu kỳ thanh toán gồm có: (1) chi phí điện năng theo giá thị trường điện giao ngay + (2) chi phí sử dụng hệ thống điện (gồm có dịch vụ truyền tải, phân phối, điều độ và điều hành giao dịch thị trường điện, điều hành – quản lý) + (3) chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch + (4) chi phí mua điện trong mỗi chu kỳ giao dịch theo giá bán lẻ điện.

Một vài lưu ý cho các bên tham gia DPPA

1. Thứ nhất, các bên tham gia DPPA cần lưu ý thực hiện các quy định về chế độ báo cáo áp dụng cho từng loại hình DPPA và đối tượng cụ thể. Ví dụ, Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia DPPA thông qua lưới điện kết nối riêng phải gửi Báo cáo về việc mua bán điện trực tiếp cho Bộ Công Thương, Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh, Tổng Công ty Điện lực, Công ty Điện lực trong vòng 10 ngày kể từ ngày ký DPPA, và phải gửi báo cáo kết quả mua điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng năm cho Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh trước ngày 15/12.
2. Thứ hai, kiểm tra điều kiện về Khách hàng sử dụng điện lớn được tham gia DPPA. Các quy định về sản lượng điện tiêu thụ hàng tháng, mua điện qua đường dây cấp điện áp 22kV trở lên, mục đích sử dụng điện, cần được kiểm tra và đánh giá kĩ lưỡng để đảm bảo phù hợp với quy định pháp luật.
3. Thứ ba, một trong các nội dung cần đàm phán trong DPPA là quyền sở hữu chứng chỉ năng lượng (REC) và tín chỉ carbon. Trong cơ chế DPPA thông qua lưới điện quốc gia,  không có việc giao nhận điện vật lý giữa Đơn vị phát điện và Khách hàng sử dụng điện lớn. Do đó, quyền sở hữu chứng chỉ năng lượng và tín chỉ carbon không tự động được chuyển giao từ Đơn vị phát điện cho Khách hàng sử dụng điện lớn.
4. Thứ tư, thoả thuận phân định trách nhiệm đầu tư và đảm bảo nghĩa vụ tự tuân thủ của mỗi bên trong DPPA. Nghĩa vụ chung của Đơn vị phát điện, Khách hàng sử dụng điện lớn và Đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm là nghĩa vụ tuân thủ pháp luật liên quan đến đầu tư, xây dựng, kinh doanh điện lực. Ngoài ra, trong cơ chế DPPA thông qua kết nối riêng, Đơn vị phát điện có nghĩa vụ tuân thủ các quy định pháp luật có liên quan về điện, đầu tư, xây dựng, phòng cháy chữa cháy, môi trường và các quy định có liên quan về mua bán điện. Khách hàng sử dụng điện lớn có nghĩa vụ tuân thủ quy định về an toàn trong sử dụng điện, tuân thủ Quy chuẩn quốc gia, quy định về bảo vệ công trình điện lực và an toàn điện lực nếu Khách hàng đầu tư, quản lý vận hành trạm điện và hạ tầng lưới điện. Do đó, Đơn vị phát điện và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm cần đàm phán cụ thể về phạm vi, ranh giới đầu tư hệ thống lưới điện kết nối riêng để phân định rõ trách nhiệm của từng bên trong việc bảo đảm tuân thủ pháp luật có liên quan.