Nghị định 243/2026/NĐ-CP sửa đổi Nghị định 57/2025/NĐ-CP và Nghị định 58/2025/NĐ-CP mới nhất

• Số hiệu: 243/2026/NĐ-CP
• Loại văn bản: Nghị định
• Nơi ban hành: Chính phủ
• Người ký: Phạm Gia Túc
• Ngày ban hành: 26/06/2026

CHÍNH PHỦ -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 243/2026/NĐ-CP	Hà Nội, ngày 26 tháng 6 năm 2026

NGHỊ ĐỊNH

SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA NGHỊ ĐỊNH SỐ 57/2025/NĐ-CP NGÀY 03 THÁNG 3 NĂM 2025 CỦA CHÍNH PHỦ QUY ĐỊNH CƠ CHẾ MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP GIỮA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN VÀ NGHỊ ĐỊNH SỐ 58/2025/NĐ-CP NGÀY 03 THÁNG 3 NĂM 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

Căn cứ Luật Tổ chức Chính phủ số 63/2025/QH15;

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15;

Căn cứ Nghị quyết số 253/2025/QH15 của Quốc hội về các cơ chế, chính sách tháo gỡ khó khăn phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030;

Theo đề nghị của Bộ trưởng Bộ Công Thương;

Chính phủ ban hành Nghị định sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn (Nghị định số 57/2025/NĐ-CP) và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 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 số 58/2025/NĐ-CP).

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP

1. Sửa đổi, bổ sung Điều 1 như sau:

“Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Nghị định này quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm.”.

2. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 và khoản 2 Điều 2 như sau:

a) Bổ sung điểm c vào sau điểm b khoản 1 Điều này như sau:

“c) Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm.”;

b) Sửa đổi, bổ sung điểm b và điểm c khoản 2 Điều này như sau:

“b) Khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích sản xuất hoặc khách hàng sử dụng điện lớn để sử dụng cho hoạt động của các trung tâm dữ liệu hoặc khách hàng sử dụng điện lớn để sử dụng cho trạm, trụ sạc điện, tủ đổi pin xe điện phục vụ mục đích kinh doanh dịch vụ sạc điện cho phương tiện giao thông sử dụng điện mua điện từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực và các đơn vị bán lẻ điện đấu nối cấp điện áp từ 22 kV trở lên;

c) Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).”.

3. Sửa đổi khoản 3, khoản 5, khoản 6, khoản 11, khoản 17 và bổ sung khoản 21, khoản 22, khoản 23 vào sau khoản 20 Điều 3 như sau:

“3. Điện mặt trời mái nhà là điện được sản xuất từ các tấm quang điện theo nguyên lý biến đổi từ quang năng thành điện năng, được lắp đặt trên mái của công trình xây dựng là nhà hoặc có kết cấu dạng nhà, kết nối với thiết bị điện và phục vụ cho hoạt động phát điện.

5. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo là đơn vị điện lực sở hữu nhà máy điện hoặc nguồn điện năng lượng tái tạo quy định tại khoản 14 Điều 4 Luật Điện lực số 61/2024/QH15.

6. Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này.

11. Lưới điện kết nối riêng là lưới điện được đầu tư, lắp đặt, xây dựng và vận hành để bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, bao gồm:

a) Hệ thống đường dây tải điện trên không hoặc cáp điện ngầm, máy biến áp và trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau để truyền dẫn điện;

b) Lưới điện kết nối nguồn điện mặt trời mái nhà đến điểm nhận điện của bên mua điện.

17. Sản lượng điện dư là:

a) Phần sản lượng điện của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, bao gồm sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo và sản lượng điện từ hệ thống lưu trữ điện (nếu có) phát vào lưới điện quốc gia, lưới điện của các mô hình khu, cụm khi không bán hết cho khách hàng sử dụng điện lớn thông qua lưới điện kết nối riêng;

b) Phần sản lượng điện của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, bao gồm sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo và sản lượng điện từ hệ thống lưu trữ điện (nếu có) phát vào lưới điện quốc gia khi không bán hết cho đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm thông qua lưới điện kết nối riêng;

c) Phần sản lượng điện của đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trong trường hợp đơn vị này đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng), bao gồm sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo và sản lượng điện từ hệ thống lưu trữ điện (nếu có) phát vào lưới điện quốc gia khi không bán hết cho các khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm này; được xác định là sản lượng đo đếm tại điểm giao, nhận điện giữa đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực theo chiều phát lên lưới điện quốc gia cho mỗi chu kỳ thanh toán.

21. Mô hình khu, cụm là khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, cụm công nghiệp, khu công nghệ cao, khu công nghệ số tập trung, khu nông nghiệp ứng dụng công nghệ cao, khu đô thị, khu thương mại tự do.

22. 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.

23. Trung tâm dữ liệu là cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin toàn diện được thiết kế đặc biệt để lưu trữ, xử lý và phân tích dữ liệu quy mô lớn, phức tạp bao gồm máy chủ, thiết bị lưu trữ, mạng lưới kết nối thông tin, các hệ thống phụ trợ, phần mềm bảo đảm khả năng hoạt động liên tục và an toàn cho các ứng dụng và dịch vụ số quy mô lớn.”.

4. Sửa đổi, bổ sung Điều 4 như sau:

“Điều 4. Các cơ chế mua bán điện trực tiếp

Mua bán điện trực tiếp là hoạt động mua bán điện được thực hiện giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm thực hiện thông qua các hình thức sau:

1. Mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng là hoạt động giao kết hợp đồng mua bán điện và giao nhận điện năng trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm theo quy định tại Chương II Nghị định này, bao gồm:

a) Hoạt động mua bán điện giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn;

b) Hoạt động mua bán điện giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm;

c) Hoạt động mua bán điện giữa đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và khách hàng sử dụng điện lớn trong trường hợp đơn vị bán lẻ điện đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo để bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn.

2. Mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia là hoạt động giao kết hợp đồng mua bán điện và giao nhận điện năng giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) và các đơn vị có liên quan theo quy định tại Chương III Nghị định này, bao gồm:

a) Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán toàn bộ điện năng sản xuất trên thị trường điện giao ngay của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

b) Khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) ký hợp đồng kỳ hạn điện với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo;

c) Khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) ký hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực.

3. Khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm thực hiện mua bán điện trực tiếp theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này được ký hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực để mua điện năng đáp ứng nhu cầu sử dụng điện phù hợp với quy định của pháp luật khác có liên quan.”

5. Sửa đổi, bổ sung Điều 5 như sau:

a) Sửa đổi tên Điều 5 như sau:

“Điều 5. Các yêu cầu chung đối với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm”;

b) Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trong trường hợp đơn vị này đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng)” vào sau cụm từ “khách hàng sử dụng điện lớn” tại khoản 1 Điều 5.

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 5 như sau:

“2. Khách hàng sử dụng điện lớn có trách nhiệm thực hiện quy định tại khoản 1 Điều này và các quy định sau:

a) Tại thời điểm bắt đầu tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (năm N):

Đối với khách hàng sử dụng điện lớn đã sử dụng điện từ 12 tháng trở lên: tổng sản lượng điện tiêu thụ bình quân tháng trong 12 tháng gần nhất (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.

Đối với khách hàng sử dụng điện lớn có thời gian sử dụng điện dưới 12 tháng: Sản lượng điện đăng ký tính theo sản lượng tiêu thụ điện dự kiến hằng tháng mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.

b) Tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1:

Đối với khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp dưới 12 tháng (tính tới ngày 01 tháng 11 năm N): được tiếp tục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1.

Đối với khách hàng sử dụng điện lớn đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp từ 12 tháng trở lên (tính tới ngày 01 tháng 11 năm N): phải có sản lượng tiêu thụ điện bình quân tháng từ tháng 11 năm N-1 đến hết tháng 10 năm N (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.”.

d) Bổ sung khoản 3 vào sau khoản 2 Điều 5 như sau:

“3. Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm có trách nhiệm thực hiện quy định tại khoản 1 Điều này và các quy định sau:

a) Tại thời điểm bắt đầu tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (năm N):

Đối với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm đã mua điện từ 12 tháng trở lên: tổng sản lượng điện mua bình quân tháng trong 12 tháng gần nhất (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.

Đối với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm có thời gian mua điện dưới 12 tháng: Sản lượng điện đăng ký tính theo sản lượng tiêu thụ điện dự kiến hằng tháng mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.

b) Tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1:

Đối với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp dưới 12 tháng (tính tới ngày 01 tháng 11 năm N): được tiếp tục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1.

Đối với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp từ 12 tháng trở lên (tính tới ngày 01 tháng 11 năm N): phải có sản lượng điện mua bình quân tháng từ tháng 11 năm N-1 đến hết tháng 10 năm N (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp do Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định.”.

6. Sửa đổi, bổ sung Điều 6 như sau:

a) Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm” vào sau cụm từ “khách hàng sử dụng điện lớn” tại đoạn mở đầu của khoản 1 và điểm a khoản 1 Điều 6;

b) Sửa đổi, bổ sung điểm b khoản 1 Điều 6 như sau:

“b) Giá điện tại hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện đàm phán, thỏa thuận.”;

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 6 như sau:

“2. Trừ trường hợp quy định tại khoản 3 và khoản 4 Điều này, sản lượng điện dư và giá mua bán sản lượng điện dư giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trong trường hợp đơn vị này đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng) và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực do các bên thỏa thuận nhưng không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình tương ứng.”;

d) Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều 6 như sau:

“3. Sản lượng điện dư của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trong trường hợp đơn vị này đầu tư nguồn điện mặt trời mái nhà bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng) đầu tư, lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà bán cho Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực không quá 50% sản lượng điện thực phát. Giá mua bán sản lượng điện dư là giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố nhưng không cao hơn mức giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình điện mặt trời mặt đất tương ứng.”;

đ) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều 6 như sau:

“4. Trường hợp đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn nằm trong các mô hình khu, cụm và bán sản lượng điện dư cho đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, phần sản lượng điện dư và giá mua bán sản lượng điện dư do hai bên đàm phán, thỏa thuận.”.

7. Bổ sung điểm đ vào sau điểm d khoản 1 Điều 7 như sau:

“đ) Đầu tư, trang bị thiết bị đo đếm, thiết bị bật tắt phát ngược (nếu có), phương tiện thu thập, giám sát và điều khiển.”.

8. Bổ sung khoản 3 vào sau khoản 2 Điều 7 như sau:

“3. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn không phải thực hiện thủ tục đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà.”.

9. Bổ sung Điều 8a vào sau Điều 8 như sau:

“Điều 8a. Trách nhiệm của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm

1. Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm có trách nhiệm tuân thủ quy định tại Điều 63 Luật Điện lực và các quy định sau đây:

a) Tạo điều kiện thuận lợi để khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng cho khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định pháp luật;

b) Tuân thủ các quy định về điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia, hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;

c) Chịu trách nhiệm quản lý, theo dõi, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện mua bán điện trực tiếp trong khu vực quản lý bảo đảm tuân thủ Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện; tuân thủ quy định về bảo vệ công trình điện lực và an toàn trong lĩnh vực điện lực. Trường hợp phát hiện vi phạm, thông báo đến cơ quan có thẩm quyền để kiểm tra, xử lý theo quy định;

d) Thỏa thuận, thống nhất để sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực để mua điện năng đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của các khách hàng sử dụng điện trong các mô hình khu, cụm này.

2. Trường hợp khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm có văn bản thông báo gửi đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm về việc mua điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, trong thời hạn 07 ngày, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với khách hàng sử dụng điện lớn về:

a) Sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu;

b) Chi phí sử dụng lưới điện hằng tháng trong phạm vi các mô hình khu, cụm căn cứ sản lượng điện thực tế mua hằng tháng thông qua hợp đồng mua bán điện trực tiếp của khách hàng sử dụng điện lớn và mức chênh lệch giữa giá bán điện cho đơn vị bán lẻ điện và giá bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định về thực hiện giá bán điện hiện hành;

c) Phương án đấu nối từ nguồn điện năng lượng tái tạo của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo.

3. Trường hợp đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm mua điện trực tiếp từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, đơn vị bán lẻ điện này có trách nhiệm thỏa thuận và thực hiện phân bổ sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm này có nhu cầu mua điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo. Việc phân bổ sản lượng điện phải bảo đảm tổng sản lượng điện phân bổ không vượt quá sản lượng điện đơn vị bán lẻ điện này mua từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo.

4. Ngoài các trách nhiệm quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng thực hiện trách nhiệm của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy định tại Điều 7 Nghị định này.”.

10. Sửa đổi, bổ sung Điều 14 như sau:

a) Thay thế cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại khoản 1 và đoạn mở đầu khoản 2 Điều này;

b) Thay thế cụm từ “(hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm)” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại đoạn mở đầu khoản 3 và điểm a khoản 3 Điều này;

c) Sửa đổi, bổ sung điểm b khoản 3 Điều này như sau:

“b) Phần sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn chênh lệch so với sản lượng điện mua từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy đổi về điểm giao nhận được thanh toán bằng giá bán lẻ điện áp dụng cho nhóm khách hàng tương ứng về đối tượng, mục đích sử dụng, cấp điện áp và thời gian sử dụng điện trong ngày theo Quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành. Phần sản lượng điện tiêu thụ của đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) chênh lệch so với sản lượng điện mua từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo được thanh toán theo giá bán buôn điện theo quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.”.

11. Thay thế cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại Điều 15.

12. Sửa đổi, bổ sung Điều 16 như sau:

a) Thay thế cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại Điều 16;

b) Sửa đổi, bổ sung định nghĩa về Q_KH(i), Q_KHhe(i), Q_m(i) tại Điều 16 như sau:

“Q_KH(i): Sản lượng tiêu thụ thực tế của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) trong chu kỳ i (kWh);

Q_KHhc(i): Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) trong chu kỳ giao dịch i (kWh), được xác định như sau:

Q_KHhc(i) = MIN (Q_KH(i); Q_m(i))

Trong đó Q_m(i) là sản lượng thực phát của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy đổi về điểm giao nhận điện của khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do), được xác định như sau:”;

13. Sửa đổi, bổ sung Điều 17 như sau:

a) Thay thế cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại Điều 17;

b) Bổ sung khoản 5 vào sau khoản 4 Điều 17 như sau:

“5. Trường hợp đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) giao kết hợp đồng kỳ hạn điện với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình này:

a) Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này có trách nhiệm thỏa thuận và thực hiện phân bổ sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo (quy đổi tại điểm giao nhận) cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm này có nhu cầu mua điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo;

b) Việc phân bổ sản lượng điện quy định tại điểm a khoản này phải bảo đảm tổng sản lượng điện phân bổ không vượt quá sản lượng điện năng mà Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đã thỏa thuận tại hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này.”.

14. Thay thế cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại Điều 18.

15. Sửa đổi, bổ sung Điều 19 như sau:

a) Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” vào sau cụm từ “Khách hàng sử dụng điện lớn” tại điểm b, điểm c và điểm d khoản 2 Điều này;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều 19 như sau:

“4. Trước ngày 20 tháng 3 năm N, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện trên một đơn vị điện năng (C_DPPAdv) và chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch trên một đơn vị điện năng (P_CL) trong 05 năm gần nhất để công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện”.

16. Sửa đổi, bổ sung Điều 20 như sau:

a) Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” vào sau cụm từ “Khách hàng sử dụng điện lớn” tại khoản 1, khoản 3 và khoản 4 Điều này;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 6 Điều này như sau:

“6. Trước ngày 15 tháng 11 của năm N, trên cơ sở danh sách khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1 do Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực gửi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp danh sách, báo cáo Bộ Công Thương.”;

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 7 Điều này như sau:

“7. Trước ngày 30 tháng 11 năm N, công bố danh sách khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia năm N+1.”.

17. Sửa đổi, bổ sung Điều 21 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều này như sau:

“4. Ký kết Hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị được ủy quyền); ký kết hợp đồng kỳ hạn điện với khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).”;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 5 Điều này như sau:

“5. Thống nhất tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) theo nguyên tắc quy định tại Điều 26 Nghị định này.”.

18. Sửa đổi, bổ sung Điều 22 như sau:

a) Thay thế cụm từ “(hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền)” thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại khoản 1, khoản 2 Điều này;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều này như sau:

“3. Trước ngày 10 tháng 11 của năm N, rà soát và lập danh sách khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) (trong phạm vi quản lý) không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”;

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều này như sau:

“4. Trước ngày 15 tháng 11 năm N, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tại cấp điện áp từ 22 kV đến dưới 110 kV và từ 110 kV trở lên năm N-2 của Tổng công ty Điện lực.”;

d) Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” vào sau cụm từ “Khách hàng sử dụng điện lớn” tại khoản 5 Điều này.

19. Sửa đổi, bổ sung Điều 23 như sau:

“Điều 23. Trách nhiệm của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)

1. Trường hợp đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) mua điện trực tiếp từ Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, đơn vị bán lẻ điện có trách nhiệm:

a) Đàm phán, giao kết hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, trong đó thỏa thuận, thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng lượng tái tạo phân bổ theo nguyên tắc quy định tại Điều 26 Nghị định này;

b) Thỏa thuận, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực bảo đảm nhu cầu sử dụng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo của các khách hàng sử dụng điện lớn và nhu cầu sử dụng điện của các khách hàng còn lại trong các mô hình khu, cụm này;

c) Thỏa thuận và thực hiện phân bổ sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm này có nhu cầu mua điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo. Việc phân bổ sản lượng điện phải bảo đảm tổng sản lượng điện phân bổ không vượt quá sản lượng điện đơn vị bán lẻ điện này mua từ đơn vị phát điện năng lượng tái tạo.

2. Trường hợp nhận ủy quyền của khách hàng sử dụng điện lớn để tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) có trách nhiệm:

a) Đàm phán, giao kết hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực theo quy định tại Nghị định này;

b) Thoả thuận, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với khách hàng sử dụng điện lớn trong phạm vi các khu, cụm trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị và các tài liệu có liên quan theo quy định pháp luật để bảo đảm cung cấp sản lượng điện theo nhu cầu của khách hàng sử dụng điện lớn này; thỏa thuận, thống nhất chi phí sử dụng lưới điện hằng tháng cho khách hàng sử dụng điện lớn này căn cứ sản lượng điện tiêu thụ thực tế hằng tháng của khách hàng sử dụng điện lớn và mức chênh lệch giữa giá bán điện cho đơn vị bán lẻ điện và giá bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định về thực hiện giá bán điện hiện hành; thỏa thuận, thống nhất với khách hàng sử dụng điện lớn về chi phí phát sinh (nếu có) từ các hợp đồng kỳ hạn điện ký với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực;

c) Thỏa thuận, sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực bảo đảm nhu cầu sử dụng điện của các khách hàng còn lại trong các mô hình khu, cụm này.

3. Trường hợp khách hàng sử dụng điện lớn trong mô hình khu, cụm có văn bản thông báo về việc ký kết hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và đề nghị phối hợp thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp, trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị, đơn vị bán lẻ điện trong các mô hình khu, cụm này có trách nhiệm:

a) Thỏa thuận thống nhất với khách hàng sử dụng điện lớn về việc chấm dứt hợp đồng mua bán điện đã ký giữa hai bên;

b) Thỏa thuận, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực bảo đảm nhu cầu sử dụng điện của các khách hàng còn lại trong các mô hình khu, cụm này;

c) Thỏa thuận, thống nhất chi phí sử dụng lưới điện hằng tháng trong phạm vi các mô hình khu, cụm căn cứ sản lượng điện thực tế mua hằng tháng thông qua hợp đồng mua bán điện trực tiếp của khách hàng sử dụng điện lớn và mức chênh lệch giữa giá bán điện cho đơn vị bán lẻ điện và giá bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định về thực hiện giá bán điện hiện hành.

4. Trong quá trình tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, trường hợp các thông tin theo quy định tại Điều 26 Nghị định này thay đổi, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực.

5. Cung cấp thông tin về tình hình thực hiện, các vấn đề phát sinh, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.”.

20. Sửa đổi, bổ sung Điều 24 như sau:

a) Bỏ cụm từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” tại khoản 1 Điều này.

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều này như sau:

“3. Khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực có trách nhiệm thực hiện quy định tại khoản 2 Điều này và các quy định sau:

a) Thống nhất với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) để sửa đổi hoặc chấm dứt hợp đồng mua bán điện hiện hữu bảo đảm cung cấp sản lượng điện theo nhu cầu của khách hàng sử dụng điện lớn quy định tại Điều 23 Nghị định này;

b) Thống nhất với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm về: chi phí sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm, chi phí phát sinh (nếu có) từ các hợp đồng kỳ hạn điện ký với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực quy định tại Nghị định này.”;

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều này như sau:

“4. Trong quá trình tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, trường hợp các thông tin theo quy định tại Điều 26 Nghị định này thay đổi, khách hàng sử dụng điện lớn có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực.”.

21. Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm” vào sau cụm từ “Khách hàng sử dụng điện lớn” tại Điều 25.

22. Sửa đổi, bổ sung Điều 26 như sau:

“Điều 26. Trình tự tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia

1. Đơn vị đại diện và phương thức nộp hồ sơ

a) Khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) và đơn vị phát điện năng lượng tái tạo thống nhất, ủy quyền cho một đơn vị đại diện theo quy định của pháp luật để gửi hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Hồ sơ đăng ký được gửi qua Cổng Dịch vụ trực tuyến của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc qua dịch vụ bưu chính.

2. Bộ hợp đồng khi tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia thực hiện theo quy định tại Điều 4 Nghị định này. Thời điểm bộ hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định có hiệu lực theo thỏa thuận của các bên; thời điểm áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp tính từ thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố chính thức việc các bên tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

3. Hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia

Đơn vị đại diện gửi hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, bao gồm các tài liệu sau:

a) Văn bản đề nghị tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp;

b) Bản sao đầy đủ bộ hợp đồng quy định tại khoản 2 Điều này;

c) Thông tin của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện trong phạm vi mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do), bao gồm: địa điểm, quy mô công suất, phụ tải, cơ sở hạ tầng đo đếm và kết nối phục vụ tham gia thị trường điện;

d) Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;

đ) Văn bản thống nhất tỷ lệ sản lượng điện đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) không vượt quá 100% đối với trường hợp 01 đơn vị phát điện năng lượng tái tạo ký hợp đồng kỳ hạn điện với 01 Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc 01 đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do). Trường hợp 01 đơn vị phát điện năng lượng tái tạo ký hợp đồng kỳ hạn điện với nhiều khách hàng sử dụng điện lớn, nhiều đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) thì tổng các tỷ lệ sản lượng điện đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) không vượt quá 100%;

e) Văn bản hoàn thành các điều kiện kỹ thuật, trang bị cơ sở hạ tầng đo đếm và công nghệ thông tin theo quy định;

g) Văn bản thỏa thuận thống nhất với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực về trách nhiệm lắp đặt công tơ đo đếm của khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) mua bán điện trực tiếp đáp ứng các điều kiện kỹ thuật theo quy định;

h) Trường hợp khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) chấm dứt hợp đồng với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này để mua điện trực tiếp của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực: bao gồm các văn bản thỏa thuận thống nhất về dự kiến chấm dứt hợp đồng mua bán điện đã ký giữa khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm với đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này, văn bản thoả thuận, thống nhất về chi phí sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm;

i) Trường hợp khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền cho đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp: bao gồm văn bản thỏa thuận thống nhất về sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với khách hàng sử dụng điện lớn; hợp đồng mua bán điện hiện hữu sửa đổi giữa đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm này với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực; văn bản thỏa thuận, thống nhất về chi phí sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm; văn bản thỏa thuận, thống nhất về chi phí phát sinh (nếu có) từ các hợp đồng kỳ hạn điện ký với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực;

k) Trường hợp đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) mua điện trực tiếp từ Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo: bao gồm hợp đồng mua bán điện hiện hữu sửa đổi với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực (để bảo đảm nhu cầu sử dụng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo của các khách hàng sử dụng điện lớn và nhu cầu sử dụng điện của các khách hàng còn lại trong các mô hình khu, cụm này); văn bản thỏa thuận, thực hiện phân bổ sản lượng điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm này có nhu cầu mua điện từ nguồn điện năng lượng tái tạo.

4. Tiếp nhận và xử lý hồ sơ

Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định tại khoản 2 và 3 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Kiểm tra tính đầy đủ, hợp lệ của hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp;

b) Rà soát tính đáp ứng tỷ lệ sản lượng điện đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do). Trường hợp chưa đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có văn bản hướng dẫn đơn vị đại diện gửi hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thống nhất tỷ lệ sản lượng điện đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) theo nguyên tắc quy định tại điểm đ khoản 3 Điều này;

c) Trường hợp hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp đầy đủ, hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện kiểm tra, tổng hợp thông tin, báo cáo Bộ Công Thương và có văn bản thông báo thời điểm chính thức tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp và gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn và đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).

5. Trong thời gian từ khi nộp hồ sơ đến trước thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố chính thức việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực và đơn vị có liên quan có trách nhiệm phối hợp bảo đảm đo đếm, giao nhận và thanh toán điện năng liên tục, không gián đoạn cho đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) theo cơ chế giao dịch hiện hành, phù hợp với pháp luật về điện lực và quy định vận hành thị trường điện.”.

23. Sửa đổi, bổ sung Điều 27 như sau:

“Điều 27. Tạm ngừng, chấm dứt, khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

1. Tạm ngừng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Tạm ngừng việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp đối với khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do), đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong các trường hợp: một trong các hợp đồng của cơ chế mua bán điện trực tiếp bị tạm ngừng hoặc hết hiệu lực, gây ảnh hưởng đến lợi ích của các bên liên quan; có hành vi lợi dụng cơ chế, chính sách để trục lợi; khách hàng sử dụng điện lớn đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N nhưng không đáp ứng điều kiện về việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp trong năm N+1 theo quy định tại khoản 2 Điều 5 Nghị định này; đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N nhưng không đáp ứng điều kiện về việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp trong năm N+1 theo quy định tại khoản 3 Điều 5 Nghị định này;

b) Thanh toán trong trường hợp tạm ngừng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp: khách hàng sử dụng điện lớn thanh toán theo biểu giá bán lẻ điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành; đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) thanh toán theo biểu giá điện hiện hành; trường hợp hợp đồng kỳ hạn điện với khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) bị tạm ngừng hoặc hết hiệu lực: Giá mua điện cho đơn vị phát điện năng lượng tái tạo được xác định bằng giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình tương ứng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.

2. Trường hợp tạm ngừng thị trường điện giao ngay

a) Giá điện năng thanh toán cho đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và giá tham chiếu trong hợp đồng kỳ hạn điện được xác định bằng giá thị trường điện trong các chu kỳ của ngày tương ứng trong tuần gần nhất mà thị trường điện giao ngay còn vận hành;

b) Các hợp đồng theo quy định tại khoản 2 Điều 4 Nghị định này tiếp tục thực hiện theo các thỏa thuận đã ký.

3. Chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Các bên chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp khi có một trong các trường hợp sau: Tự nguyện chấm dứt theo yêu cầu của các bên tham gia; có hành vi lợi dụng cơ chế, chính sách để trục lợi và hậu quả gây ra không thể khắc phục. Trường hợp chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, các khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do), Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực có trách nhiệm đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định hiện hành;

b) Trong thời hạn 12 tháng kể từ thời điểm khách hàng sử dụng điện lớn, đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện năng lượng tái tạo tiếp tục thực hiện Hợp đồng mua bán điện trên thị trường giao ngay và có trách nhiệm hoàn thành đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định hiện hành, bảo đảm cung cấp điện ổn định của hệ thống điện, không gián đoạn vận hành, huy động nguồn điện năng lượng tái tạo. Giá mua điện trong thời gian này được xác định bằng giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình tương ứng do Bộ Công Thương ban hành.

4. Khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Các bên khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp khi có một trong các trường hợp sau: khôi phục thị trường điện giao ngay, các hành vi vi phạm đã được khắc phục và được cơ quan có thẩm quyền ra quyết định về việc khôi phục tham gia cơ chế;

b) Trường hợp khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, các đơn vị có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện đã ký kết.

5. Thẩm quyền trong việc tạm dừng, chấm dứt, khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Bộ trưởng Bộ Công Thương có ý kiến đối với việc tạm ngừng và khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) trên cơ sở báo cáo, kiến nghị của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc các cơ quan, tổ chức liên quan khác;

b) Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) sau khi lấy ý kiến bằng văn bản của các cơ quan có liên quan”.

24. Sửa đổi, bổ sung Điều 28 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung một số nội dung tại điểm a khoản 1 Điều này như sau:

“Đối tượng báo cáo: Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực (chỉ nhận báo cáo của Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm trong địa bàn quản lý);”;

b) Bổ sung điểm a1 vào sau điểm a khoản 1 Điều này như sau:

“a1) Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện kết nối riêng tháng M-1 theo Mẫu số 05 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định này như sau:

Tên báo cáo: Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp của tháng trước liền kề;

Nội dung báo cáo: Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp; các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua, bên bán); sản lượng điện năng mua bán trong tháng; chi phí mua điện trực tiếp trong tháng; cấp điện áp đấu nối của nguồn điện mặt trời mái nhà; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị giải pháp (nếu có);

Đối tượng báo cáo: Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương;

Phương thức gửi báo cáo: Qua thư điện tử hoặc qua dịch vụ bưu chính;

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M;

Tần suất gửi báo cáo: Hằng tháng.”;

c) Sửa đổi, bổ sung một số nội dung tại điểm b khoản 1 Điều này như sau:

“Đối tượng báo cáo: Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương (chỉ nhận báo cáo của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực), Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố (chỉ nhận báo cáo của Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm trong địa bàn quản lý);

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 15 tháng 12 năm N;”;

d) Sửa đổi, bổ sung một số nội dung tại điểm a khoản 2 Điều này như sau:

“Nội dung báo cáo: Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp; các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua, bên bán); sản lượng điện năng mua bán trong tháng; chi phí mua điện trực tiếp trong tháng; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị giải pháp (nếu có);

Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do);

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương (chỉ nhận báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực), Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố (chỉ nhận báo cáo của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) trên địa bàn quản lý);”;

đ) Sửa đổi, bổ sung một số nội dung tại điểm b khoản 2 Điều này như sau:

“Nội dung báo cáo: Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp; các thông tin về Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do); sản lượng điện năng mua bán trong năm; chi phí mua điện trực tiếp trong năm; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị giải pháp (nếu có);

Đối tượng báo cáo: Tập đoàn Điện lực Việt Nam; Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do);

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương (chỉ nhận báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực), Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố (chỉ nhận báo cáo của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) trên địa bàn quản lý);

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 15 tháng 12 năm N;”.

25. Bổ sung cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” vào sau cụm từ “khách hàng sử dụng điện lớn” tại tên Mục 2 Chương 3.

26. Thay thế cụm từ “hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” thành cụm từ “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” tại tên Mục 3 Chương 3.

27. Thay thế Phụ lục IV và Mẫu số 01, Mẫu số 02, Mẫu số 03, Mẫu số 04 Phụ lục V và bổ sung Mẫu số 1A vào sau Mẫu số 01 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn.

28. Bãi bỏ khoản 3 Điều 31.

Điều 2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 58/2025/NĐ-CP

1. Sửa đổi, bổ sung Điều 3 như sau:

“Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Nghị định này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện dư là tổ chức, cá nhân sở hữu nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ hoặc tổ chức, cá nhân tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của tổ chức, cá nhân nêu trên theo quy định của pháp luật.

2. Bên mua điện dư là đơn vị điện lực thuộc một trong các đối tượng sau:

a) Công ty con của Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

b) Đơn vị trực thuộc Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

c) Đơn vị sở hữu lưới điện riêng theo quy định tại khoản 7 Điều này.

3. Đấu nối với hệ thống điện quốc gia là đấu nối điện được xác định như sau:

a) Đấu nối điện trực tiếp giữa phụ tải điện hoặc nguồn điện của tổ chức, cá nhân với hệ thống điện quốc gia (sau đây gọi là đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia);

b) Đấu nối điện giữa phụ tải điện hoặc nguồn điện của tổ chức, cá nhân với lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng và lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia (sau đây gọi là đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng).

4. Điện mặt trời mái nhà là điện được sản xuất từ các tấm quang điện theo nguyên lý biến đổi từ quang năng thành điện năng, được lắp đặt trên mái của công trình xây dựng là nhà hoặc có kết cấu dạng nhà, kết nối với thiết bị Điện và phục vụ cho hoạt Động phát Điện.

5. Sản lượng điện dư là sản lượng điện được sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mới theo hình thức tự sản xuất, tự tiêu thụ nhưng không sử dụng hết cho phụ tải và phát vào lưới điện thuộc sở hữu của Bên mua điện dư.

6. 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.

7. Đơn vị sở hữu lưới điện riêng là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện hoặc bán lẻ điện có quyền sở hữu hoặc có quyền sử dụng hợp pháp đối với lưới điện mà nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện này.

8. Mô hình khu, cụm là các khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, cụm công nghiệp, khu công nghệ cao, khu công nghệ số tập trung, khu nông nghiệp ứng dụng công nghệ cao, khu đô thị, khu thương mại tự do có hoạt động phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.”.

2. Sửa đổi, bổ sung khoản 2, khoản 3 Điều 7 như sau:

“2. Chế độ báo cáo:

a) Chủ sở hữu nhà máy điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới thuộc dự án do Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chấp thuận hoặc quyết định chủ trương đầu tư báo cáo số liệu quy định tại khoản 1 Điều này về Ủy ban nhân dân cấp tỉnh trước ngày 10 tháng 12 hằng năm; Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo về Bộ Công Thương trước ngày 15 tháng 12 hằng năm; số liệu báo cáo phải bảo đảm tính liên tục về thời gian giữa các kỳ báo cáo;

b) Chủ sở hữu nhà máy điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới thuộc dự án do Quốc hội, Thủ tướng Chính phủ chấp thuận hoặc quyết định chủ trương đầu tư báo cáo số liệu quy định tại khoản 1 Điều này về Bộ Công Thương trước ngày 10 tháng 12 hằng năm; số liệu báo cáo phải bảo đảm tính liên tục về thời gian giữa các kỳ báo cáo;

c) Báo cáo số liệu quy định tại điểm a, điểm b khoản này được gửi dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc bằng văn bản giấy.

3. Sử dụng, khai thác số liệu:

Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tổng hợp, lưu giữ số liệu do chủ sở hữu nhà máy điện báo cáo theo khoản 1 và khoản 2 Điều này phục vụ cho đánh giá tiềm năng phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới; cung cấp dữ liệu cho công tác điều tra cơ bản quy định tại Điều 21 Luật Điện lực; phục vụ công tác tính toán, dự báo nguồn điện, vận hành hệ thống điện và mục đích khác theo quy định pháp luật.”.

3. Sửa đổi, bổ sung Điều 9 như sau:

“Điều 9. Dự án đầu tư điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới thuộc thẩm quyền chấp thuận chủ trương đầu tư của Thủ tướng Chính phủ theo quy định tại khoản 19 Điều 24 Luật Đầu tư

Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương đầu tư đối với các dự án điện năng lượng tái tạo, dự án điện năng lượng mới có đề nghị Nhà nước giao khu vực biển nhưng không thuộc thẩm quyền chấp thuận chủ trương đầu tư của Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh theo quy định tại khoản 3 Điều 25 Luật Đầu tư.”.

4. Sửa đổi, bổ sung một số nội dung tại Điều 10 như sau:

a) Sửa đổi tên Điều 10 như sau:

“Điều 10. Quy định chung về phát triển điện tự sản xuất, tự tiêu thụ”.

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 5 Điều 10 như sau:

“ 5. Yêu cầu vận hành đối với nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia:

a) Nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ được vận hành bảo đảm an toàn hệ thống điện quốc gia, được huy động bình đẳng như các nguồn điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới khác có cùng loại hình;

b) Đối với nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và có bán sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện có trách nhiệm trang bị thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển của cấp điều độ có quyền điều khiển theo yêu cầu kỹ thuật do Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai trên trang thông tin điện tử và thỏa thuận với Bên mua điện dư việc trang bị công tơ đo đếm điện hai chiều theo quy định;

c) Đối với nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và không bán sản lượng điện dư, tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện có trách nhiệm trang bị thiết bị bật tắt phát ngược vào hệ thống điện quốc gia. Thiết bị bật tắt phát ngược được vận hành thường xuyên ở chế độ tắt (cho phép phát công suất hữu công lên lưới) và được bật (không phát công suất hữu công lên lưới) theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển trong trường hợp cần thiết để bảo đảm an toàn hệ thống điện;

d) Đối với nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp, tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện không phải trang bị thiết bị, phương tiện quy định tại điểm b, điểm c khoản này. Trường hợp có bán sản lượng điện dư, tổ chức, cá nhân thỏa thuận với Bên mua điện dư việc trang bị công tơ đo đếm điện hai chiều theo quy định;

đ) Trường hợp nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng không có đơn vị điều độ, yêu cầu vận hành chỉ giới hạn trong phạm vi bảo đảm an toàn lưới điện do Đơn vị sở hữu lưới điện riêng quản lý;

e) Cấp điện áp đấu nối nguồn điện với hệ thống điện quốc gia được xác định tại điểm đấu nối giữa phụ tải điện hoặc nguồn điện của tổ chức, cá nhân với hệ thống điện quốc gia trong trường hợp đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia; hoặc được xác định tại điểm đấu nối có cấp điện áp cao nhất giữa phụ tải điện, nguồn điện, lưới điện của tổ chức, cá nhân với lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng trong trường hợp đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng;

g) Tổ chức, cá nhân quy định tại điểm b, điểm c, điểm d, điểm đ khoản này phải tuân thủ lệnh điều độ, điều khiển của các cấp điều độ có quyền điều khiển;

h) Trường hợp xảy ra tình huống đe dọa đến khả năng bảo đảm cung cấp điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển quyết định việc huy động hoặc ngừng, giảm công suất phát lên lưới từ các nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên để bảo đảm an toàn, an ninh cung cấp điện.”.

5. Sửa đổi, bổ sung Điều 11 như sau:

“Điều 11. Công suất phát triển nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ

1. Quy mô công suất phát triển nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ thực hiện theo quy hoạch phát triển điện lực, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh, trừ công suất của nguồn điện quy định tại điểm a, điểm b khoản 5 Điều 10 Luật Điện lực.

2. Tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ có trách nhiệm tính toán, xác định quy mô công suất lắp đặt theo quy định tại khoản 3 Điều này và phù hợp với nhu cầu phụ tải điện của mình. Khuyến khích tổ chức, cá nhân lắp đặt hệ thống lưu trữ điện phù hợp với quy mô công suất nguồn điện và nhu cầu phụ tải điện.

3. Công suất lắp đặt nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ của tổ chức, cá nhân quy định tại khoản 2 Điều này không được vượt quá công suất P_max được tính toán theo công thức như sau:

a) Đối với tổ chức, cá nhân sử dụng công tơ đo đếm 01 pha:

P_max = U_dđmax x I_dđmax x k_c

Trong đó:

U_dđmax là điện áp danh định lớn nhất của công tơ đo đếm (được ghi tại nhãn công tơ đo đếm);

I_dđmax là dòng điện danh định lớn nhất của công tơ đo đếm (được ghi tại nhãn công tơ đo đếm);

k_c là hệ số nhân được tính toán theo công thức sau:

k_c = k_I x k_U

Trong đó:

k_I là hệ số biến dòng đo lường, bằng tỷ số giữa dòng điện sơ cấp danh định (I_1dđ) của thiết bị biến dòng đo lường và dòng điện thứ cấp danh định (I_2dđ) của thiết bị biến dòng đo lường, được tính toán theo công thức sau: k_I = I_1dđ/I_2dđ. Trường hợp không lắp đặt thiết bị biến dòng đo lường thì k_I = 1;

k_U là hệ số biến áp đo lường, bằng tỷ số giữa điện áp sơ cấp danh định (U_1dđ) của thiết bị biến áp đo lường và điện áp thứ cấp danh định (U_2dđ) của thiết bị biến áp đo lường, được tính toán theo công thức sau: k_U = U_1dđ/ U_2dđ. Trường hợp không lắp đặt thiết bị biến áp đo lường thì k_U = 1;

b) Đối với tổ chức, cá nhân sử dụng công tơ đo đếm 03 pha:

Trong đó:

U_dđmax là điện áp danh định lớn nhất của công tơ đo đếm (được ghi tại nhãn công tơ đo đếm);

I_dđmax là dòng điện danh định lớn nhất của công tơ đo đếm (được ghi tại nhãn công tơ đo đếm);

k_c là hệ số nhân được tính toán theo công thức sau:

k_c = k_I x k_U

Trong đó:

k_I là hệ số biến dòng đo lường, bằng tỷ số giữa dòng điện sơ cấp danh định (I_1dđ) của thiết bị biến dòng đo lường và dòng điện thứ cấp danh định (I_2dđ) của thiết bị biến dòng đo lường, được tính toán theo công thức sau: k_I = I_1dđ/I_2dđ. Trường hợp không lắp đặt thiết bị biến dòng đo lường thì k_I = 1;

k_U là hệ số biến áp đo lường, bằng tỷ số giữa điện áp sơ cấp danh định (U_1dđ) của thiết bị biến áp đo lường và điện áp thứ cấp danh định (U_2dđ) của thiết bị biến áp đo lường, được tính toán theo công thức sau: k_U = U_1dđ/U_2dđ. Trường hợp không lắp đặt thiết bị biến áp đo lường thì k_U = 1;

c) Trường hợp phát triển nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ không đấu nối với hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân tự tính toán, xác định công suất lắp đặt phù hợp với nhu cầu phụ tải điện của mình.

6. Sửa đổi, bổ sung một số khoản, điểm của Điều 12 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 1 như sau:

“a) Trừ nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, trước khi đầu tư xây dựng, lắp đặt nguồn điện, tổ chức, cá nhân có nghĩa vụ gửi thông báo tới Ủy ban nhân dân cấp tỉnh các thông tin về: Tên tổ chức, cá nhân; loại hình nguồn điện, quy mô công suất; mục đích, địa điểm, thời điểm bắt đầu thực hiện, thời điểm hoàn thành việc lắp đặt nguồn điện, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm tổng hợp, hằng năm báo cáo Bộ Công Thương;”;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 2 như sau:

“2. Đối với nguồn điện có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và không bán sản lượng điện dư, tổ chức, cá nhân đầu tư phát triển nguồn điện thực hiện quy định tại điểm a, điểm b khoản 1 Điều này và quy định sau:

b) Trường hợp đã có điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia để phục vụ mua bán điện, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho Đơn vị quản lý lưới điện về các nội dung thay đổi dự kiến (nếu có) liên quan đến Thỏa thuận đấu nối, Hợp đồng mua bán điện đã ký kết và đề nghị sửa đổi, bổ sung trước khi đầu tư xây dựng, lắp đặt nguồn điện. Đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm xem xét, hướng dẫn tổ chức, cá nhân thực hiện sửa đổi, bổ sung Thỏa thuận đấu nối, Hợp đồng mua bán điện theo quy định của pháp luật về điện lực trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được thông báo. Trường hợp phát sinh vướng mắc trong quá trình thực hiện mà vượt thẩm quyền giải quyết, các bên báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để được hướng dẫn theo quy định.

Trường hợp chưa có điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân thực hiện Thỏa thuận đấu nối với Đơn vị quản lý lưới điện theo quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng;

c) Tùy theo quy mô công suất phát triển và cấp điện áp đấu nối, tổ chức, cá nhân phải thực hiện yêu cầu kỹ thuật, điều khiển, giám sát, bảo vệ theo quy định tại Nghị định này và quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng.”;

c) Sửa đổi, bổ sung đoạn mở đầu của khoản 3 như sau:

“3. Đối với nguồn điện có bán sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân thực hiện theo quy định tại điểm a, điểm b khoản 1; điểm b, điểm c khoản 2 Điều này và quy định sau:”;

d) Bổ sung điểm d vào sau điểm c khoản 4 như sau:

“d) Hợp đồng mua bán sản lượng điện dư do các bên thỏa thuận ký kết, bảo đảm tuân thủ quy định pháp luật về điện lực và pháp luật có liên quan.”

7. Sửa đổi, bổ sung Điều 13 như sau:

“Điều 13. Quy định chung

1. Công trình xây dựng là nhà hoặc có kết cấu dạng nhà bảo đảm tuân thủ quy định về an toàn điện, phòng cháy và chữa cháy được lắp đặt nguồn điện mặt trời trên mái nhà theo hình thức tự sản xuất, tự tiêu thụ.

2. Hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp và có bán sản lượng điện dư được miễn hoặc không phải điều chỉnh Giấy chứng nhận đăng ký hộ kinh doanh.

3. Công trình xây dựng là nhà hoặc có kết cấu dạng nhà bảo đảm tuân thủ quy định về an toàn điện, phòng cháy và chữa cháy được lắp đặt nguồn điện mặt trời trên bề mặt bao che công trình theo hình thức tự sản xuất, tự tiêu thụ và được áp dụng quy định tại Nghị định này giống như nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

4. Nguồn điện mặt trời tự sản xuất, tự tiêu thụ lắp đặt trên công trình sử dụng đất kết hợp đa mục đích theo quy định pháp luật về đất đai được bán sản lượng điện dư theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 10 Nghị định này và được áp dụng quy định khác tại Nghị định này giống như nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

5. Công suất phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo quy định tại Nghị định này được xác định theo công suất tại bộ chuyển đổi nghịch lưu (inverter).”.

8. Sửa đổi, bổ sung Điều 14 như sau:

“Điều 14. Cơ chế mua bán sản lượng điện dư

1. Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ được bán sản lượng điện dư theo quy định tại Nghị định này gồm:

a) Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ của hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ;

b) Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp;

c) Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ lắp đặt tại khu vực miền núi, biên giới, hải đảo có lưới điện nhưng chưa đấu nối, liên kết với hệ thống điện quốc gia;

d) Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ lắp đặt tại công trình là tài sản công. Việc mua bán sản lượng điện dư của nguồn điện này phải bảo đảm tuân thủ quy định tại Nghị định này, quy định pháp luật về quản lý, sử dụng tài sản công, quy định pháp luật khác có liên quan và phù hợp với chức năng, nhiệm vụ của Bên bán điện dư;

đ) Nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ khác có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và thuộc quy mô công suất phát triển trong quy hoạch phát triển điện lực, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh.

2. Sản lượng điện dư được mua bán giữa Bên mua điện dư và Bên bán điện dư bao gồm sản lượng điện dư của nguồn điện mặt trời mái nhà và sản lượng điện từ hệ thống lưu trữ điện được tích điện từ nguồn điện mặt trời mái nhà (nếu có). Sản lượng điện dư được xác định tại đầu ra của bộ chuyển đổi nghịch lưu (inverter) và được mua bán theo quy định sau:

a) Sản lượng điện dư được mua bán theo thỏa thuận giữa hai bên nhưng không vượt quá 50% sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ;

b) Từ ngày Nghị định này có hiệu lực đến hết ngày 31 tháng 12 năm 2030, hai bên được thỏa thuận để mua bán sản lượng điện dư với tỷ lệ cao hơn 50% sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ trong trường hợp lưới điện tại khu vực đấu nối bảo đảm khả năng tiếp nhận, việc mua bán sản lượng điện dư đáp ứng điều kiện vận hành an toàn lưới điện và phương thức vận hành hệ thống điện theo quy định;

c) Đối với khu vực miền núi, biên giới, hải đảo chưa được cấp điện từ hệ thống điện quốc gia thì không giới hạn sản lượng điện dư được mua bán. Sản lượng điện dư được thanh toán là toàn bộ điện năng phát lên lưới điện của Bên mua điện dư được đo đếm tại công tơ. Kể từ thời điểm khu vực này được cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, việc mua bán sản lượng điện dư thực hiện theo quy định tại điểm a hoặc điểm b khoản này tùy theo thời điểm áp dụng.

3. Sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ hằng tháng được tính toán như sau:

A_i = PVout_(i) x P_lđ

Trong đó:

A_i là sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ trong tháng thứ i, đơn vị là kWh;

PVout_(i) là hệ số đặc trưng thể hiện lượng điện năng trung bình phát ra trên 01 kWp của nguồn điện mặt trời mái nhà trong tháng thứ i tại từng tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, đơn vị là kWh/kWp. Hệ số PVout lý thuyết của 12 tháng trong năm tại từng tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương do Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai sau khi có ý kiến của Bộ Công Thương;

P_lđ là tổng công suất định mức của các tấm quang điện lắp đặt thực tế của nguồn điện mặt trời mái nhà, đơn vị là kWp.

4. Việc thanh toán tiền mua bán sản lượng điện dư hằng tháng giữa Bên mua điện dư và Bên bán điện dư được thực hiện theo quy định sau:

a) Trường hợp sản lượng điện dư thực tế phát vào lưới điện của Bên mua điện dư lớn hơn sản lượng điện dư theo thỏa thuận thì sản lượng điện dư được thanh toán bằng sản lượng điện dư theo thỏa thuận, đơn vị tính là kWh;

b) Trường hợp sản lượng điện dư thực tế phát vào lưới điện của Bên mua điện dư nhỏ hơn sản lượng điện dư theo thỏa thuận thì sản lượng điện dư được thanh toán là toàn bộ điện năng phát lên lưới điện của Bên mua điện dư được đo đếm tại công tơ, đơn vị tính là kWh;

c) Sản lượng điện dư theo thỏa thuận được xác định như sau:

A_tt = k x A_i

Trong đó:

A_tt là sản lượng điện dư theo thỏa thuận, đơn vị là kWh;

k là tỷ lệ phần trăm được hai bên thỏa thuận theo quy định tại điểm a hoặc điểm b khoản 2 Điều này;

A_i là sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ được tính toán theo quy định tại khoản 3 Điều này.

5. Giá mua bán sản lượng điện dư là giá điện năng thị trường điện bình quân trong năm trước liền kề do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện công bố, được tính bằng đơn vị Đồng Việt Nam/kWh. Trường hợp giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề cao hơn mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình điện mặt trời mặt đất không có pin lưu trữ tương ứng theo miền áp dụng, giá mua bán sản lượng điện dư được xác định bằng mức giá tối đa (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) của khung giá phát điện đó.

6. Tổ chức, cá nhân bán sản lượng điện dư phải thực hiện thủ tục cấp giấy phép hoạt động điện lực, trừ trường hợp được miễn giấy phép hoạt động điện lực theo quy định.”.

9. Sửa đổi, bổ sung Điều 15 như sau:

“Điều 15. Thông báo phát triển nguồn điện

1. Tổ chức, cá nhân lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có công suất từ 100 kW trở lên và không đấu nối với hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm gửi thông báo tới Ủy ban nhân dân cấp xã nơi lắp đặt nguồn điện các thông tin về: Tên tổ chức, cá nhân; quy mô công suất; địa điểm, thời điểm bắt đầu thực hiện, thời điểm hoàn thành và đưa nguồn điện vào sử dụng. Thông tin được gửi dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc gửi thông qua Cổng dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia. Ủy ban nhân dân cấp xã có trách nhiệm tổng hợp, hằng năm báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh.

2. Tổ chức, cá nhân lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp có trách nhiệm gửi Thông báo theo Mẫu số 01 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này đến Ủy ban nhân dân cấp xã nơi lắp đặt nguồn điện. Trường hợp tổ chức, cá nhân lắp đặt nguồn điện có công suất nhỏ hơn 01 kW tính theo công suất của bộ chuyển đổi nghịch lưu (inverter) thì không bắt buộc thực hiện quy định tại khoản này.

3. Tổ chức, cá nhân lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và không đăng ký bán sản lượng điện dư có trách nhiệm gửi Thông báo theo Mẫu số 02 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này đến Ủy ban nhân dân cấp tỉnh.

4. Việc gửi, tiếp nhận, xử lý Thông báo theo quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều này được thực hiện như sau:

a) Tổ chức, cá nhân gửi Thông báo trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia trước ngày bắt đầu lắp đặt nguồn điện ít nhất 10 ngày làm việc, trừ trường hợp tổ chức, cá nhân thực hiện gửi Thông báo theo Quyết định xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực của người có thẩm quyền. Trường hợp gửi Thông báo trực tiếp tại Bộ phận Một cửa của cơ quan tiếp nhận, tổ chức, cá nhân đề nghị người tiếp nhận hướng dẫn, hỗ trợ gửi Thông báo trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia;

b) Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được Thông báo, cơ quan tiếp nhận có trách nhiệm gửi bản sao điện tử của Thông báo thông qua Hệ thống thông tin giải quyết thủ tục hành chính hoặc thông qua môi trường điện tử phù hợp đến cơ quan, đơn vị quản lý nhà nước tại địa phương về xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường, Đơn vị quản lý lưới điện để theo dõi, hướng dẫn tổ chức, cá nhân thực hiện theo quy định và đăng tải Thông báo công khai trên trang thông tin điện tử của cơ quan mình;

c) Trường hợp tổ chức, cá nhân gửi Thông báo theo quy định tại khoản 2 Điều này đăng ký bán sản lượng điện dư, Ủy ban nhân dân cấp xã có trách nhiệm gửi bản sao điện tử của Thông báo thông qua Hệ thống thông tin giải quyết thủ tục hành chính hoặc thông qua môi trường điện tử phù hợp đến Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để quản lý theo quy định trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được Thông báo.

5. Trường hợp việc lắp đặt nguồn điện có khả năng gây quá tải trạm biến áp, lưới điện hạ áp, lưới điện phân phối tại khu vực đăng ký phát triển, Đơn vị quản lý lưới điện gửi ý kiến phản hồi dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc thông qua Hệ thống thông tin giải quyết thủ tục hành chính hoặc thông qua môi trường điện tử phù hợp cho cơ quan tiếp nhận Thông báo trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được Thông báo để cơ quan này thông tin tới tổ chức, cá nhân tạm dừng việc lắp đặt, vận hành nguồn điện.

6. Sau 10 ngày làm việc kể từ ngày gửi Thông báo mà không nhận được ý kiến phản hồi từ cơ quan tiếp nhận, tổ chức, cá nhân được phép lắp đặt nguồn điện mặt trời theo nội dung đã thông báo và quy định pháp luật có liên quan.”.

10. Sửa đổi, bổ sung Điều 16 như sau:

“Điều 16. Đối tượng đăng ký phát triển, thẩm quyền cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà

1. Đối tượng đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ gồm:

a) Tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và có bán sản lượng điện dư;

b) Tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia không thuộc đối tượng quy định tại điểm a khoản này có nhu cầu cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển.

2. Đối tượng quy định tại khoản 1 Điều này chỉ được lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ sau khi được cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển, trừ trường hợp đối tượng thực hiện thủ tục cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển theo Quyết định xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực của người có thẩm quyền.

3. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh là cơ quan có thẩm quyền cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển cho đối tượng quy định tại khoản 1 Điều này.

4. Điều kiện cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển:

a) Có đủ hồ sơ đăng ký phát triển theo quy định tại Điều 17 Nghị định này;

b) Công suất của nguồn điện đăng ký phát triển đáp ứng quy định tại khoản 1 Điều 11 Nghị định này;

c) Có ý kiến của Đơn vị quản lý lưới điện xác nhận việc lắp đặt nguồn điện không gây quá tải trạm biến áp, lưới điện hạ áp, lưới điện phân phối tại khu vực đăng ký phát triển.”.

11. Sửa đổi, bổ sung Điều 17 như sau:

“Điều 17. Hồ sơ đề nghị cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển

1. Thành phần hồ sơ đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ gồm:

a) Giấy đăng ký theo Mẫu số 03 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này;

b) Sơ đồ lắp đặt, đấu nối nguồn điện với phụ tải điện và với lưới điện;

c) Văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu về phòng cháy và chữa cháy của công trình dự kiến lắp đặt nguồn điện trong trường hợp công trình đã đưa vào sử dụng hoặc văn bản thẩm định thiết kế về phòng cháy và chữa cháy của công trình trong trường hợp công trình được xây dựng mới có thiết kế để lắp đặt nguồn điện.

Công trình dự kiến lắp đặt nguồn điện không thuộc diện thẩm định thiết kế về phòng cháy và chữa cháy thì không phải nộp thành phần hồ sơ quy định tại điểm này.

2. Cơ quan tiếp nhận hồ sơ: Ủy ban nhân dân cấp tỉnh.

3. Hình thức nộp hồ sơ:

a) Hồ sơ được nộp trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia. Trường hợp nộp hồ sơ trực tiếp tại Bộ phận Một cửa của cơ quan tiếp nhận hồ sơ, tổ chức, cá nhân đề nghị người tiếp nhận hướng dẫn, hỗ trợ nộp hồ sơ trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia;

b) Tài liệu nộp trên môi trường điện tử là bản sao điện tử từ bản chính.

4. Số lượng hồ sơ: 01 bộ.”

12. Sửa đổi, bổ sung Điều 18 như sau:

“Điều 18. Trình tự, thủ tục cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển

1. Trường hợp hồ sơ không đầy đủ hoặc không hợp lệ theo quy định hoặc công suất của nguồn điện đăng ký phát triển không đáp ứng quy định tại khoản 1 Điều 11 Nghị định này, trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh gửi thông báo dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc gửi thông báo trên Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia theo mã hồ sơ tiếp nhận nêu rõ lý do và trả toàn bộ hồ sơ để tổ chức, cá nhân điều chỉnh, bổ sung và nộp lại hồ sơ theo quy định.

2. Trường hợp hồ sơ đầy đủ và hợp lệ, việc xử lý hồ sơ được thực hiện như sau:

a) Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tiếp nhận và gửi bản sao điện tử của hồ sơ thông qua Hệ thống thông tin giải quyết thủ tục hành chính hoặc thông qua môi trường điện tử phù hợp đến Đơn vị quản lý lưới điện đề nghị cho ý kiến về các nội dung sau: Xác nhận việc lắp đặt nguồn điện có hoặc không gây quá tải trạm biến áp, lưới điện hạ áp, lưới điện phân phối tại khu vực đăng ký phát triển; đánh giá mức độ ảnh hưởng đến chất lượng điện năng đối với lưới điện phân phối; yêu cầu đối với tổ chức, cá nhân khi triển khai lắp đặt nguồn điện để bảo đảm vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện; các nội dung khác có liên quan (nếu có);

b) Đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm trả lời bằng văn bản điện tử thông qua Hệ thống thông tin giải quyết thủ tục hành chính hoặc thông qua môi trường điện tử phù hợp cho Ủy ban nhân dân cấp tỉnh trong thời hạn tối đa 03 ngày làm việc;

c) Đơn vị quản lý lưới điện được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh lấy ý kiến là đơn vị điện lực đang quản lý trạm biến áp, lưới điện thuộc hệ thống quốc gia tại điểm đấu nối trong trường hợp nguồn điện đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia hoặc Đơn vị sở hữu lưới điện riêng trong trường hợp nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng, đơn vị này có trách nhiệm phối hợp với đơn vị điện lực quản lý lưới điện quốc gia (nếu cần thiết) để bảo đảm có ý kiến đầy đủ theo các nội dung quy định tại điểm a khoản này.

3. Trong thời hạn 10 ngày làm việc, kể từ ngày tiếp nhận hồ sơ đầy đủ và hợp lệ, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển theo Mẫu số 04 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này. Trường hợp không đủ điều kiện cấp Giấy chứng nhận, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh thông báo dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc thông báo trên Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia theo mã hồ sơ tiếp nhận và nêu rõ lý do.

Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm gửi bản sao điện tử của Giấy chứng nhận đăng ký phát triển kèm theo hồ sơ đăng ký đến cơ quan, đơn vị quản lý nhà nước tại địa phương về xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường, Đơn vị quản lý lưới điện để theo dõi, hướng dẫn tổ chức, cá nhân thực hiện theo quy định.

4. Trong quá trình giải quyết, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm xác định thời điểm tiếp nhận hồ sơ gồm ngày, giờ, phút và giải quyết hồ sơ theo thứ tự tiếp nhận.”.

13. Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều 19 như sau:

“3. Trường hợp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển bị mất, hư hỏng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh cấp bản sao từ sổ gốc theo quy định cho tổ chức, cá nhân có yêu cầu.”.

14. Sửa đổi, bổ sung khoản 1, khoản 2 Điều 20 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung đoạn mở đầu của khoản 1 như sau:

“1. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh xem xét, quyết định thu hồi Giấy chứng nhận đăng ký phát triển trong các trường hợp sau:”;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 2 như sau:

“2. Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh ban hành quyết định thu hồi Giấy chứng nhận đăng ký phát triển trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này; cơ quan nhà nước, cá nhân có thẩm quyền khác ban hành quyết định thu hồi Giấy chứng nhận đăng ký phát triển theo quy định pháp luật về xử lý vi phạm hành chính.”.

15. Sửa đổi, bổ sung Điều 21 như sau:

“Điều 21. Hoạt động đầu tư, xây dựng, lắp đặt nguồn điện

1. Đối với hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ: Thực hiện thiết kế, lắp đặt nguồn điện theo sơ đồ lắp đặt, đấu nối nguồn điện; công suất nguồn điện lắp đặt theo Thông báo hoặc theo Giấy chứng nhận đăng ký phát triển được cấp; sử dụng, trang bị thiết bị theo quy định tại Nghị định này.

2. Đối với tổ chức, cá nhân không phải hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ: Thực hiện thiết kế, lắp đặt nguồn điện theo sơ đồ lắp đặt, đấu nối nguồn điện; công suất lắp đặt theo Thông báo hoặc theo Giấy chứng nhận đăng ký phát triển được cấp; sử dụng, trang bị thiết bị theo quy định tại Nghị định này. Trường hợp bán sản lượng điện dư, tổ chức, cá nhân phải thực hiện thêm quy định có liên quan của pháp luật về đầu tư và điện lực.

3. Tổ chức, cá nhân được đề nghị cơ quan quản lý nhà nước hướng dẫn thực hiện theo quy định pháp luật chuyên ngành. Trường hợp có đấu nối với hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân đề nghị đơn vị điện lực quản lý lưới điện hướng dẫn công tác lắp đặt, đấu nối kỹ thuật điện nhằm bảo đảm an toàn điện trong quá trình vận hành. Cơ quan quản lý nhà nước, đơn vị điện lực có trách nhiệm hướng dẫn trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được Thông báo hoặc Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện của tổ chức, cá nhân.”

16. Sửa đổi, bổ sung Điều 23 như sau:

“Điều 23. Nghiệm thu đầu tư xây dựng, lắp đặt nguồn điện

1. Đối với hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ: Thực hiện công tác an toàn điện, an toàn xây dựng, yêu cầu về phòng cháy và chữa cháy trước khi đưa nguồn điện vào khai thác, sử dụng.

2. Đối với tổ chức, cá nhân không phải hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ:

a) Tổ chức, cá nhân thực hiện nghiệm thu đầu tư xây dựng theo quy định pháp luật về xây dựng, điện lực, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường trước khi đưa nguồn điện vào khai thác, sử dụng; bảo đảm chất lượng điện năng theo quy định pháp luật về điện lực;

b) Trường hợp bán sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia, tổ chức, cá nhân thực hiện thủ tục cấp giấy phép hoạt động điện lực, trừ trường hợp được miễn giấy phép hoạt động điện lực theo quy định.

3. Việc nghiệm thu thiết bị giám sát, điều khiển, kết nối thông tin được thực hiện theo quy trình do Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai trên trang thông tin điện tử và theo quy định sau:

a) Đối với nguồn điện đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và có bán sản lượng điện dư, cấp điều độ có quyền điều khiển phối hợp nghiệm thu hệ thống thiết bị giám sát, điều khiển tại chỗ, kết nối thông tin với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển của mình; Bên mua điện dư phối hợp nghiệm thu thiết bị đo đếm, đồng thời kết nối với hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa của mình (nếu có);

b) Đối với nguồn điện đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên và không bán sản lượng điện dư, đơn vị điện lực phối hợp nghiệm thu hệ thống thiết bị bật tắt phát ngược vào hệ thống điện quốc gia;

c) Đối với nguồn điện đấu nối trực tiếp với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp và có bán sản lượng điện dư, Bên mua điện dư phối hợp nghiệm thu thiết bị đo đếm, đồng thời kết nối với hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa của mình (nếu có);

d) Đối với nguồn điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia thông qua lưới điện của Đơn vị sở hữu lưới điện riêng thì Đơn vị sở hữu lưới điện riêng phối hợp nghiệm thu theo yêu cầu vận hành, đấu nối đã thỏa thuận với tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện;

đ) Trường hợp Nhà nước chưa ban hành các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật đối với thiết bị giám sát, điều khiển, đo đếm, kết nối thông tin quy định tại điểm a, điểm b, điểm c khoản này thì được áp dụng tiêu chuẩn quốc tế, tiêu chuẩn khu vực, tiêu chuẩn nước ngoài hoặc tiêu chuẩn cơ sở theo quy định pháp luật về tiêu chuẩn và quy chuẩn kỹ thuật;

e) Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được đề nghị của tổ chức, cá nhân, đơn vị điện lực có trách nhiệm tổ chức phối hợp nghiệm thu nội dung quy định tại điểm a, điểm b, điểm c, điểm d khoản này.”.

17. Sửa đổi, bổ sung một số khoản của Điều 24 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung khoản 1 như sau:

“1. Sau khi hoàn thành lắp đặt nguồn điện, tổ chức, cá nhân gửi hồ sơ đề nghị bán sản lượng điện dư gồm:

a) Văn bản đề nghị bán điện;

b) Tài liệu kỹ thuật, chứng nhận xuất xứ hàng hóa (CO), chứng nhận chất lượng (CQ) của các thiết bị gồm tấm quang điện, bộ chuyển đổi nghịch lưu, pin lưu trữ (nếu có lắp đặt pin lưu trữ) và các thiết bị cấu thành khác;

c) Bản sao Thông báo hoặc Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện.”;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 2 như sau:

“2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ theo quy định tại khoản 1 Điều này, Bên mua điện dư có trách nhiệm phối hợp với Bên bán điện dư kiểm tra hiện trạng kỹ thuật, lắp đặt công tơ đo đếm sản lượng điện, chốt chỉ số công tơ và ký hợp đồng mua bán điện.”;

c) Bổ sung khoản 5 vào sau khoản 4 như sau:

“5. Hồ sơ đề nghị bán sản lượng điện dư, hợp đồng mua bán điện được tạo lập bằng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc bằng văn bản giấy. Tài liệu trên môi trường điện tử là bản sao điện tử từ bản chính, tài liệu bằng văn bản giấy là bản chính hoặc bản sao. Bên bán điện dư chịu trách nhiệm về tính chính xác, đầy đủ và hiệu lực pháp lý của các tài liệu trong hồ sơ đề nghị bán sản lượng điện dư làm căn cứ ký hợp đồng mua bán điện.”.

18. Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 1 Điều 26 như sau:

“a) Có đề án triển khai hoạt động khảo sát phục vụ phát triển dự án điện gió ngoài khơi rõ ràng, phù hợp, khả thi. Quy mô công suất và khu vực biển đề xuất khảo sát phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực hoặc kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực được phê duyệt.

Đề án khảo sát phải bao gồm các nội dung chính sau: Thông tin về đơn vị thực hiện, khu vực biển đề xuất khảo sát và đánh giá sự phù hợp với các quy hoạch liên quan; Kế hoạch và phương án thực hiện các nội dung khảo sát quy định tại khoản 1 Điều 27 Nghị định này; dự kiến kinh phí và phương án huy động vốn; thông tin các nhà thầu dự kiến tham gia khảo sát; các nội dung khác liên quan đến vị trí khu vực biển cụ thể;”.

19. Sửa đổi, bổ sung một số điểm, khoản của Điều 27 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung điểm b khoản 3 như sau:

“b) Đơn vị khảo sát được sử dụng kết quả đã được nghiên cứu, khảo sát để phát triển dự án do mình làm chủ đầu tư hoặc để liên danh, liên kết phát triển dự án theo quy định pháp luật.”

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 4 như sau:

“4. Doanh nghiệp do Nhà nước nắm giữ 100% vốn điều lệ được Bộ Nông nghiệp và Môi trường giao thực hiện nhiệm vụ khảo sát theo quy định tại điểm a khoản 2 Điều 27 Luật Điện lực có trách nhiệm xây dựng định mức kinh tế - kỹ thuật, đơn giá khảo sát trình cấp có thẩm quyền phê duyệt, ban hành. Bộ Nông nghiệp và Môi trường chủ trì, phối hợp với Bộ Xây dựng và cơ quan liên quan phê duyệt, công bố định mức kinh tế - kỹ thuật, đơn giá khảo sát.”

c) Sửa đổi, bổ sung khoản 5 như sau:

“5. Bộ Công Thương phối hợp với các cơ quan, tổ chức có liên quan xây dựng và công bố định mức diện tích sử dụng khu vực biển để khảo sát và để đầu tư, xây dựng dự án điện gió ngoài khơi phù hợp với công nghệ điện gió từng thời kỳ và điều kiện khu vực biển cụ thể.”.

20. Sửa đổi, bổ sung đoạn mở đầu của khoản 1 Điều 28 như sau:

“1. Nhà đầu tư nước ngoài, tổ chức kinh tế có vốn đầu tư nước ngoài quy định tại khoản 1 Điều 20 Luật Đầu tư thực hiện, tham gia thực hiện đầu tư, tham gia đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án điện gió ngoài khơi phải đáp ứng các điều kiện sau:”.

21. Sửa đổi, bổ sung Điều 34 như sau:

“Điều 34. Trách nhiệm của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh

1. Tổ chức triển khai thực hiện, kiểm tra việc thi hành Nghị định này tại địa phương; được phân cấp cho cơ quan chuyên môn, tổ chức hành chính thuộc Ủy ban nhân dân tỉnh theo quy định pháp luật để thực hiện các quy định tại Nghị định này.

2. Chỉ đạo cơ quan, đơn vị chuyên môn hướng dẫn thực hiện, kiểm tra việc tuân thủ quy định về an toàn, điện lực, xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường trong quá trình lắp đặt, vận hành nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ; xử lý vi phạm theo quy định pháp luật. Trường hợp cần thiết, ban hành văn bản hướng dẫn để tổ chức, cá nhân áp dụng thống nhất tại địa phương.

3. Chỉ đạo việc rà soát, cập nhật và công bố trên cổng thông tin điện tử các thông tin sau:

a) Tổng công suất điện mặt trời mái nhà được phân bổ theo quy hoạch phát triển điện lực, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực;

b) Tổng công suất nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đã được cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển ngay sau khi có sự thay đổi;

c) Tổng công suất nguồn điện mặt trời mái nhà chưa phát triển ngay sau khi có sự thay đổi;

d) Giấy chứng nhận đăng ký phát triển đã cấp cho tổ chức, cá nhân.

4. Báo cáo Bộ Công Thương về tình hình phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại địa phương trước ngày 15 tháng 12 hằng năm theo Mẫu số 06 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này; thông tin, số liệu báo cáo phải bảo đảm tính liên tục về thời gian giữa các kỳ báo cáo.

5. Căn cứ quy mô công suất phát triển được phân bổ trong quy hoạch phát triển điện lực, quyết định việc phân bổ, giới hạn công suất phát triển điện mặt trời mái nhà tại các mô hình khu, cụm tại địa phương trên cơ sở đánh giá nhu cầu phát triển và báo cáo của đơn vị quản lý, chủ đầu tư mô hình khu, cụm để bảo đảm an toàn lưới điện và chất lượng điện năng trong khu vực phát triển.

6. Ứng dụng công nghệ thông tin, chuyển đổi số để thực hiện tiếp nhận, xử lý thủ tục hành chính, quản lý Thông báo, hồ sơ đăng ký và Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên môi trường điện tử; xây dựng biểu mẫu điện tử tương tác thực hiện thủ tục thông báo và đăng ký phát triển để tổ chức, cá nhân khai báo thông tin trực tuyến trên môi trường điện tử và xây dựng cơ sở dữ liệu đồng bộ về nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại địa phương.”.

22. Bổ sung Điều 34a vào sau Điều 34 như sau:

“Điều 34a. Trách nhiệm của Ủy ban nhân dân cấp xã

1. Tổ chức triển khai thực hiện, kiểm tra việc thi hành Nghị định này tại địa phương; xử lý vi phạm theo quy định pháp luật.

2. Báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh về tình hình phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại địa phương trước ngày 10 tháng 12 hằng năm theo Mẫu số 07 tại Phụ lục kèm theo Nghị định này; thông tin, số liệu báo cáo phải bảo đảm tính liên tục về thời gian giữa các kỳ báo cáo.

3. Ứng dụng công nghệ thông tin, chuyển đổi số để thực hiện tiếp nhận, xử lý, quản lý Thông báo phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên môi trường điện tử.”.

23. Sửa đổi, bổ sung khoản 7 Điều 35 như sau:

“7. Xây dựng, công bố yêu cầu kỹ thuật về thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển của cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại điểm b khoản 5 Điều 10 Nghị định này; xây dựng, công bố quy trình nghiệm thu thiết bị giám sát, điều khiển, kết nối thông tin theo quy định tại khoản 3 Điều 23 Nghị định này. Trước ngày 15 tháng 12 hằng năm, công bố hệ số PVout quy định tại khoản 3 Điều 14 Nghị định này để phục vụ tính toán sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà cho năm tiếp theo.”.

24. Sửa đổi, bổ sung một số điểm, khoản của Điều 36 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung điểm c, điểm d khoản 2 như sau:

“c) Theo dõi nguồn điện có đấu nối với hệ thống điện quốc gia, bảo đảm tuyệt đối an toàn trong vận hành đối với lưới điện thuộc phạm vi quản lý. Chịu trách nhiệm theo dõi vận hành công tơ điện tử, hệ thống kết nối với hệ thống thu thập dữ liệu từ xa của nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia. Trường hợp có bất thường trong sử dụng điện của khách hàng, thông báo đến cơ quan có thẩm quyền để kiểm tra, xử lý theo quy định;

d) Thường xuyên theo dõi, tổng hợp, đánh giá các nguồn điện phát sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia để bảo đảm vận hành an toàn lưới điện thuộc phạm vi quản lý. Trường hợp việc phát triển nguồn điện có khả năng gây quá tải trạm biến áp, lưới điện hạ áp, lưới điện phân phối tại khu vực đăng ký phát triển, phải kịp thời báo cáo cơ quan có thẩm quyền để có biện pháp xử lý;”;

b) Sửa đổi, bổ sung khoản 3 như sau:

“3. Có quyền từ chối mua sản lượng điện dư của tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trong trường hợp việc mua điện gây ra quá tải lưới điện hạ áp, trung áp tại khu vực.”.

25. Sửa đổi, bổ sung một số điểm của khoản 2 Điều 37 như sau:

a) Sửa đổi, bổ sung điểm a như sau:

“a) Tuân thủ các quy định tại Nghị định này, thực hiện yêu cầu đấu nối, vận hành của Đơn vị quản lý lưới điện để bảo đảm an toàn lưới điện. Sau khi hoàn thành xây dựng, lắp đặt và đưa vào vận hành nguồn điện, tổ chức, cá nhân phải gửi thông tin đến cơ quan tiếp nhận Thông báo hoặc cơ quan cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển;”;

b) Sửa đổi, bổ sung điểm d như sau:

“d) Trang bị thiết bị, phương tiện theo quy định tại Nghị định này, bảo đảm vận hành an toàn, ổn định, chịu trách nhiệm về an toàn, an ninh thông tin theo quy định của pháp luật;”;

c) Sửa đổi, bổ sung điểm g như sau:

“g) Có nghĩa vụ phối hợp với Ủy ban nhân dân cấp tỉnh, đơn vị điện lực tuân thủ quy mô công suất được phân bổ tại địa phương theo quy hoạch phát triển điện lực, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực khi phát triển nguồn điện;”.

26. Sửa đổi, bổ sung Điều 38 như sau:

“Điều 38. Trách nhiệm của đơn vị quản lý, chủ đầu tư mô hình khu, cụm và Đơn vị sở hữu lưới điện riêng

1. Thực hiện phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới theo quy định tại Nghị định này và quy định pháp luật có liên quan.

2. Thực hiện phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ như sau:

a) Không cản trở, tạo điều kiện thuận lợi để tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trong khu vực quản lý theo quy định pháp luật;

b) Phối hợp với cơ quan có thẩm quyền, đơn vị điện lực đánh giá nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có phát sản lượng điện dư vào lưới điện để bảo đảm vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia và lưới điện thuộc phạm vi quản lý;

c) Theo dõi, kiểm tra, đánh giá hoạt động phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trong khu vực quản lý. Trường hợp cần thiết, báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để phân bổ, giới hạn công suất phát triển nhằm bảo đảm an toàn lưới điện và chất lượng điện năng trong khu vực quản lý;

d) Hỗ trợ, tư vấn tổ chức, cá nhân để kiểm tra ban đầu khi đấu nối, trong quá trình lắp đặt và trong quá trình vận hành nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia;

đ) Chịu trách nhiệm quản lý, theo dõi, hướng dẫn và kiểm tra tổ chức, cá nhân thực hiện phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo quy định tại Nghị định này thuộc phạm vi lưới điện quản lý. Trường hợp phát hiện vi phạm, thông báo đến cơ quan có thẩm quyền để kiểm tra, xử lý theo quy định.”.

27. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 Điều 39 như sau:

“1. Tổ chức, cá nhân đang bán điện cho đơn vị điện lực từ nguồn điện mặt trời mái nhà lắp đặt trước ngày 01 tháng 01 năm 2021 được phát triển thêm nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ nhưng không được làm tăng quy mô công suất của nguồn điện mặt trời mái nhà lắp đặt trước ngày 01 tháng 01 năm 2021 theo hợp đồng mua bán điện đã ký kết với đơn vị điện lực.”.

28. Thay thế Phụ lục kèm theo Nghị định số 58/2025/NĐ-CP bằng Phụ lục III kèm theo Nghị định này.

29. Bãi bỏ điểm a khoản 2 Điều 12, khoản 6 Điều 29 và Điều 22.

Điều 3. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với các hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực và phù hợp quy định, các bên tiếp tục thực hiện hợp đồng mua bán điện đã ký đến hết thời hạn hợp đồng hoặc đàm phán, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Nghị định này.

2. Tổ chức, cá nhân được cấp Giấy chứng nhận đăng ký hoặc đã gửi Thông báo phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo quy định tại Nghị định số 135/2024/NĐ-CP hoặc Nghị định số 58/2025/NĐ-CP trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục thực hiện theo nội dung của Giấy chứng nhận đã được cấp hoặc Thông báo đã gửi; trường hợp điều chỉnh, bổ sung Giấy chứng nhận hoặc gửi lại Thông báo thì thực hiện theo quy định tại Nghị định này.

3. Hồ sơ đề nghị cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ được tiếp nhận trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực thi hành được tiếp tục xử lý theo quy định tại Nghị định số 58/2025/NĐ-CP.

4. Hợp đồng mua bán sản lượng điện dư đã được ký kết và có hiệu lực trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã được ký kết hoặc hai bên thỏa thuận điều chỉnh nội dung hợp đồng đã ký kết theo quy định tại Nghị định này.

5. Trong thời hạn 15 ngày kể từ thời điểm Nghị định này có hiệu lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch trên một đơn vị điện năng, Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm 2026 theo quy định tại Nghị định này.

6. Hồ sơ tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp đã và đang triển khai trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực thi hành được tiếp tục xử lý theo quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP.

7. Đối với hồ sơ đề nghị giao khu vực biển để khảo sát, thực hiện dự án điện gió ngoài khơi đã tiếp nhận trước ngày Nghị định này có hiệu lực thi hành hoặc trường hợp cơ quan nhà nước có thẩm quyền chưa công bố định mức diện tích sử dụng khu vực biển để khảo sát và để đầu tư, xây dựng dự án điện gió ngoài khơi, cơ quan có thẩm quyền giao khu vực biển áp dụng quy định về diện tích khu vực biển để khảo sát, thực hiện dự án điện gió ngoài khơi tại khoản 5 Điều 27 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP trước khi được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định này để thẩm định hồ sơ và quyết định giao khu vực biển.

Điều 4. Điều khoản thi hành

Nghị định này có hiệu lực thi hành từ ngày 26 tháng 6 năm 2026.

Nơi nhận: - Ban Bí thư Trung ương Đảng; - Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ; - Các bộ, cơ quan ngang bộ; - HĐND, UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; - Văn phòng Trung ương và các Ban của Đảng; - Văn phòng Tổng Bí thư; - Văn phòng Chủ tịch nước; - Hội đồng Dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội; - Văn phòng Quốc hội; - Tòa án nhân dân tối cao; - Viện kiểm sát nhân dân tối cao; - Kiểm toán nhà nước; - Ủy ban Trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam; - Cơ quan trung ương của các tổ chức chính trị - xã hội; - VPCP: BTCN, các PCN, Trợ lý TTg, các Vụ, Cục, Công báo; - Lưu: VT, CN (2b).

TM. CHÍNH PHỦ KT. THỦ TƯỚNG PHÓ THỦ TƯỚNG Phạm Gia Túc

PHỤ LỤC I

THAY THẾ PHỤ LỤC IV BAN HÀNH KÈM THEO NGHỊ ĐỊNH SỐ 57/2025/NĐ-CP NGÀY 03 THÁNG 3 NĂM 2025 CỦA CHÍNH PHỦ QUY ĐỊNH CƠ CHẾ MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP GIỮA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN
(Kèm theo Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26 tháng 6 năm 2026 của Chính phủ)

PHỤ LỤC IV

CHI PHÍ THANH TOÁN BÙ TRỪ CHÊNH LỆCH NĂM

Phụ lục này hướng dẫn việc tính toán Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng) quy định tại khoản 1 Điều 16 Nghị định này, cụ thể như sau:

1. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng) được xác định như sau:

Trong đó:

C_CL(N): Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;

Q_KHhc(i)- Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu tự do thương mại) trong chu kỳ giao dịch i (kWh), xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 16 Nghị định này;

P_CL(N): Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N trên một đơn vị điện năng tính cho các Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu tự do thương mại), (đồng/kWh), được tính toán theo Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N thực tế (P_CLtt(N)) nhưng không cao hơn chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch tối đa năm N (P_{CLtối đa(N)}).

Việc xác định P_CL(N), P_CLtt(N), P_{CLtối đa(N)} được xác định theo quy định tại khoản 2, khoản 3, khoản 4 Phụ lục này.

2. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (P_CL(N)) được xác định như sau:

a) Trường hợp kết quả tính toán P_CLtt(N) nhỏ hơn hoặc bằng P_{CLtối đa(N)}: P_CL(N) được lấy bằng kết quả tính toán P_CLtt(N);

b) Trường hợp kết quả tính toán P_CLtt(N) lớn hơn P_{CLtối đa (N)}: P_CL(N) được lấy bằng P_{CLtối đa (N)}. Phần chi phí chênh lệch phát sinh do P_CLtt(N) lớn hơn P_{CLtối đa (N)} là khoản chi phí hợp lý, hợp lệ và được phép đưa vào tính toán giá bán lẻ điện bình quân năm N;

c) Trong trường hợp P_CL năm N chưa xác định được, các đơn vị tiếp tục áp dụng P_CL năm trước liền kề.

3. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N thực tế (P_CLtt(N)) được xác định theo số liệu chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 theo công thức sau:

P_CLtt(N) ^= P_CLTTBOT + P_CLTTGT + P_CLTTSMHP + P_CLTTDVPT + P_CLTTK + P_CLTTNMĐkh + P_CLTTBCTC

Trong đó:

a) P_CLTTBOT: Là chênh lệch thanh toán thành phần BOT liên quan đến các nhà máy điện BOT năm N (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện BOT theo các hợp đồng mua bán điện (PPA) ký kết với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (đồng);

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện BOT nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j (đồng);

j: Chu kỳ giao dịch thứ j trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

J: Tổng số chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

b) P_CLTTGT: Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện, ngoại trừ các nhà máy điện BOT được quy định tại điểm a, c, d và e khoản 2 Phụ lục này (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên theo các PPA có thời hạn có giá điện được Chính phủ, Bộ Công Thương quy định và giám sát (đồng);

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j của tất cả các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện nêu trên trong các tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (đồng);

j: Chu kỳ giao dịch thứ j trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

J: Tổng số chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

c) P_CLTTSMHP: Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam khác chưa tham gia thị trường điện (SMHP) trong năm N (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

R_SMHP: Tổng chi phí sản xuất điện (bao gồm lợi nhuận, nếu có) từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các SMHP được xác định theo chi phí ghi nhận tại các Báo cáo tài chính Quý trong giai đoạn tương ứng của Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam/Đơn vị trực thuộc (đồng);

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các SMHP nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j cho tất cả các SMHP từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

d) P_DVPT: Là chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng năm N (đồng/kWh) được xác định từ chi phí dịch vụ điều chỉnh tần số hệ thống điện được mua trên thị trường điện giao ngay, chi phí dịch vụ khởi động nhanh, vận hành phải phát để đảm bảo khả năng cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen được mua thông qua các hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1, áp dụng cho Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện trong năm N, được xác định như sau:

P_DVPT = P_DVPT(đt) + P_DVPT(hđ)

Trong đó:

- P_DVPT(đt) là chi phí dịch vụ điều chỉnh tần số tính trên đơn vị điện năng (đồng/kWh) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh);

R_g(j): là khoản thanh toán cho dịch vụ điều chỉnh tần số trong từng chu kỳ giao dịch j của đơn vị phát điện được xác định và công bố theo quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (đồng);

j: là chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 có cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

J: là Tổng số chu kỳ giao dịch từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

g: là nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

G: là tổng số nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1.

- P_DVPT(hđ): là chi phí dịch vụ khởi động nhanh, vận hành phải phát để đảm bảo khả năng cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen được mua qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ tính trên đơn vị điện năng được tính toán theo quy định tại điểm c khoản này (đồng/kWh).

Trong đó:

g: là nhà máy điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện;

G: là tổng số nhà máy điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện;

j: là chu kỳ giao dịch của nhà máy điện g trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện;

J: là tổng số chu kỳ giao dịch của nhà máy điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh);

R_c(g): là chi phí mua điện trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 từ nhà máy điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, được tính toán theo quy định trong hợp đồng dịch vụ phụ trợ đã ký kết với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (đồng);

Q_m,i(g): là sản lượng đo đếm của đơn vị phát điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ trong chu kỳ giao dịch j (kWh);

FMP_i: là giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành (đồng/kWh).

đ) P_CLTTK: Là chênh lệch thanh toán khác trên một đơn vị điện năng (đ/kWh) từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 do các khoản chi phí được phép tính nhưng chưa tính vào giá điện, bao gồm cả chênh lệch tỷ giá đánh giá lại chưa được phân bổ, được tính toán phân bổ vào giá bán lẻ điện hiện hành theo cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Chính phủ ban hành. Chênh lệch thanh toán này được xác định như sau:

Trong đó:

C_CLTTK: Chi phí chênh lệch thanh toán khác (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh)

e) P_CLTTNMĐkh: Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy điện thuộc danh sách nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng chưa tham gia thị trường điện, các nhà máy điện thử nghiệm trước vận hành thương mại mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải thanh toán chi phí thử nghiệm, điện mua từ các nguồn diesel khách hàng, điện tự sản xuất của các Tổng công ty Điện lực, được xác định như sau:

Trong đó:

P_NMĐkh: Tổng chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên (đồng), trong đó:

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện thuộc danh sách nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng chưa tham gia thị trường điện được xác định theo PPA.

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện thử nghiệm trước vận hành thương mại mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải thanh toán chi phí thử nghiệm được xác định theo PPA/Thỏa thuận thanh toán (nếu có).

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của điện mua từ các nguồn diesel khách hàng, điện tự sản xuất của các Tổng công ty Điện lực được xác định theo chi phí ghi nhận tại các Báo cáo tài chính Quý trong giai đoạn tương ứng của Tổng công ty Điện lực/Công ty Điện lực.

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện nêu trên nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j (đồng);

j: là chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên;

J: là Tổng số chu kỳ giao dịch từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

g) P_CLTTBCTC: Là chênh lệch chi phí điện mua và điện sản xuất (nếu có) tính trên một đơn vị điện năng giữa số liệu theo Báo cáo tài chính năm N-2 đã được kiểm toán với chi phí lũy kế từ tháng 01 năm N-2 đến tháng 12 năm N-2 đã được sử dụng để tính toán chênh lệch thanh toán.

Trong đó:

C_CLTTK: Chi phí chênh lệch giữa số liệu theo Báo cáo tài chính năm N-2 đã được kiểm toán với chi phí lũy kế từ tháng 01 năm N-2 đến tháng 12 năm N-2 đã được sử dụng trong tính toán chênh lệch thanh toán (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 đã được sử dụng trong tính toán chênh lệch thanh toán (kWh).

h) Sản lượng của các nhà máy điện/nguồn điện trong từng chu kỳ giao dịch trong tháng được xác định như sau:

- Đối với các nhà máy điện có số liệu đo xa: Sản lượng từng chu kỳ lấy theo số liệu đã được công bố trên trang thông tin thị trường điện.

- Đối với sản lượng điện mặt trời áp mái: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo tổng sản lượng điện mặt trời áp mái và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng phát từng chu kỳ của tổng các nhà máy điện mặt trời có đo xa.

- Đối với nhập khẩu điện: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo sản lượng điện nhập khẩu điện tháng và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng điện từng chu kỳ của công tơ đo đếm tại phía Việt Nam. Trường hợp không thu thập được số liệu công tơ đo đếm phía Việt Nam thì sử dụng theo số liệu công tơ đo đếm phía đối tác để phân bổ sản lượng từng chu kỳ.

- Đối với các nhà máy có điểm đo đếm không cùng vị trí với điểm giao nhận: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo tổng sản lượng điện giao tháng và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng điện phát từng chu kỳ theo số liệu đo xa tại điểm đo đếm.

- Đối với các nhà máy điện/nguồn điện khác không đủ cơ sở xác định sản lượng từng chu kỳ thì sẽ được phân bổ từng chu kỳ theo biểu đồ sản lượng điện phát của tổng sản lượng các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện.

4. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch tối đa năm N (P_{CLtối đa (N)}) được xác định bằng Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm trước liền kề tăng thêm 5%, theo công thức sau:

P_{CLtối đa (N)} = P_{CL (N-1)} x 1,05

PHỤ LỤC II

THAY THẾ MẪU SỐ 01, MẪU SỐ 02, MẪU SỐ 03, MẪU SỐ 04 PHỤ LỤC V VÀ BỔ SUNG MẪU SỐ 1A VÀO SAU MẪU SỐ 01 PHỤ LỤC V BAN HÀNH KÈM THEO NGHỊ ĐỊNH SỐ 57/2025/NĐ-CP NGÀY 03 THÁNG 3 NĂM 2025 CỦA CHÍNH PHỦ QUY ĐỊNH CƠ CHẾ MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP GIỮA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN
(Kèm theo Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26 tháng 6 năm 2026 của Chính phủ)

Phụ lục V

MẪU BÁO CÁO

Mẫu số 01

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN, ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN TẠI CÁC MÔ HÌNH KHU, CỤM) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ..../….	……., ngày … tháng … năm ……

BÁO CÁO

Về các thông tin liên quan khi bắt đầu thực hiện mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng

Kính gửi:

- Bộ Công Thương; - Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm).

Các nội dung báo cáo:

1. Các thông tin về hợp đồng mua bán điện trực tiếp (bên bán điện, bên mua điện).

2. Sản lượng điện năng thỏa thuận.

3. Giá điện.

4. Các thông tin liên quan khác.

Nơi nhận: - Như trên; - ……

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

Mẫu số 1A

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ..../….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Về kết quả mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng của tháng
M-1

Kính gửi: Cơ quan nhận báo cáo.

Các nội dung báo cáo của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua điện, bên bán điện).

3. Sản lượng điện năng mua bán và chi phí mua điện trực tiếp trong tháng; cấp điện áp đấu nối của nguồn điện mặt trời mái nhà.

4. Các khó khăn, vướng mắc.

5. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - ……

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

Mẫu số 02

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP(nếu có) (TÊN KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN BÁO CÁO, ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN TẠI CÁC MÔ HÌNH KHU, CỤM) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ..../….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng của năm N

Kính gửi:

- Bộ Công Thương; - Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố (nơi có Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm).

Các nội dung báo cáo:

1. Các thông tin về hợp đồng mua bán điện trực tiếp (bên bán điện, bên mua điện).

2. Sản lượng điện năng mua bán trong năm.

3. Chi phí mua điện trong năm.

4. Các khó khăn, vướng mắc.

5. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - ……

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

Mẫu số 03

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ..../….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia của tháng M-1

Kính gửi: Cơ quan nhận báo cáo.

A. Các nội dung báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

B. Nội dung báo cáo của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực gửi Bộ Công Thương:

1. Thông tin về Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm theo quy định.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

C. Nội dung báo cáo của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm gửi Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố (nơi có Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm):

1. Thông tin về Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và Khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm, tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và Khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm, theo quy định.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - ……

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

Mẫu số 04

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ..../….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia của năm N

Kính gửi: Cơ quan nhận báo cáo.

A. Các nội dung báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

B. Các nội dung báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của các Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp trên thị trường điện.

3. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của các Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).

4. Các khó khăn, vướng mắc.

5. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

C. Các nội dung báo cáo của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực gửi Bộ Công Thương:

1. Thông tin về Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) theo thị trường điện và theo biểu giá bán lẻ điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

D. Nội dung báo cáo của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) gửi Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)):

1. Thông tin về Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) và Khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm, tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do) và Khách hàng sử dụng điện lớn nằm trong các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do).

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - ……

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

PHỤ LỤC III

BIỂU MẪU PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ TỰ SẢN XUẤT, TỰ TIÊU THỤ
(Kèm theo Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26 tháng 6 năm 2026 của Chính phủ)

Mẫu số 01	Thông báo lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp
Mẫu số 02	Thông báo lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên
Mẫu số 03	Giấy đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia
Mẫu số 04	Giấy chứng nhận đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ
Mẫu số 05	Hợp đồng mua bán điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ
Mẫu số 06	Báo cáo tình hình thực hiện phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương
Mẫu số 07	Báo cáo tình hình phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên địa bàn xã, phường

Mẫu số 01

TÊN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
	……., ngày … tháng … năm …

THÔNG BÁO

Lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp

Kính gửi: Ủy ban nhân dân xã/phường …….

Căn cứ Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số …../2026/NĐ-CP.

[Tên tổ chức/cá nhân] thông báo lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp gồm các nội dung sau:

I. THÔNG TIN CHUNG

1. Thông tin về tổ chức/cá nhân:

a) Tên: …………………………………………………………………………………………….

b) Số định danh cá nhân/CCCD (đối với cá nhân): ………………………………………….

Mã số doanh nghiệp (đối với tổ chức): ………………………………………………………..

c) Địa chỉ: …………………………………………………………………………………………

d) Số điện thoại: …………………………………………………………………………………

đ) Email (nếu có): ………………………………………………………………………………..

e) Mã số khách hàng sử dụng điện: ……………………………………………………………

2. Vị trí lắp đặt: ……………………………………………………………………………………

3. Thông tin mô tả sơ bộ về công trình xây dựng:

a) Kết cấu: Bê tông cốt thép/Khung thép/...; mái bê tông/mái tôn/ …………………………

b) Chiều cao công trình: …………………………………………………………………………

c) Diện tích mái: ………………………………………………………………………………….

4. Công suất lắp đặt:

- Tổng công suất tấm quang điện (kWp): ……………………………………………………..

- Tổng sản lượng điện lưu trữ tại hệ thống lưu trữ điện (nếu có, kWh): …………………..

- Tổng công suất định mức của các bộ chuyển đổi nghịch lưu - inverter (kW): …………..

5. Phương án xử lý sản lượng điện dư (đánh dấu X vào phương án chọn):

	Đồng ý bán sản lượng điện dư và thỏa thuận với Bên mua điện dư về trách nhiệm đầu tư, lắp đặt công tơ đo đếm điện năng và kết nối với hệ thống thu thập dữ liệu từ xa của đơn vị điện lực, bảo đảm thiết bị phù hợp với quy định của pháp luật.
	Không bán sản lượng điện dư và chịu trách nhiệm kiểm định về an toàn điện, tuân thủ quy định về quản lý, vận hành công trình điện và các quy định về điều kiện kỹ thuật, nghiệm thu an toàn theo quy định.

6. Thời gian dự kiến lắp đặt và thời gian hoàn thành: ………………………………………

II. CAM KẾT

[Tên tổ chức/cá nhân] cam kết thực hiện xây dựng, lắp đặt, vận hành nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ như sau:

- Bảo đảm an toàn công trình, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường trước và trong quá trình lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ;

- Sử dụng, lắp đặt các thiết bị phục vụ phát điện bảo đảm tuân thủ tiêu chuẩn, quy chuẩn theo quy định pháp luật. Không nhập khẩu các tấm quang điện, thiết bị chuyển đổi điện một chiều thành điện xoay chiều đã qua sử dụng;

- Thực hiện đúng tiến độ đã đăng ký phát triển tại điểm 6 Mục I nêu trên;

- Bảo đảm an toàn xây dựng, an toàn môi trường, phòng cháy và chữa cháy trong quá trình vận hành;

- Không vi phạm các quy định trong quá trình phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

III. ĐỀ NGHỊ

Căn cứ quy định tại khoản 3 Điều 21 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……./2026/NĐ-CP, tôi/chúng tôi đề nghị các cơ quan, đơn vị quản lý nhà nước hướng dẫn thực hiện theo quy định pháp luật về xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường; đề nghị đơn vị điện lực quản lý lưới điện hướng dẫn công tác lắp đặt, đấu nối kỹ thuật điện nhằm bảo đảm an toàn điện trong quá trình vận hành.

Ý kiến hướng dẫn đề nghị gửi dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc gửi thông qua Cổng dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia theo mã hồ sơ điện tử của Thông báo, đồng thời thông báo theo thông tin liên hệ ghi tại Mục I của Thông báo này để kịp thời triển khai lắp đặt nguồn điện.

Nơi nhận: - Như trên; - Lưu: VT.

ĐẠI DIỆN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN THÔNG BÁO (Ký, ghi rõ họ tên)

Mẫu số 02

TÊN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
	……., ngày … tháng … năm …

THÔNG BÁO

Lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên

Kính gửi: Ủy ban nhân dân tỉnh/thành phố ……

Căn cứ Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……../2026/NĐ-CP.

[Tên tổ chức/cá nhân] thông báo phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đấu nối với hệ thống điện quốc gia tại cấp điện áp từ trung áp trở lên gồm các nội dung sau:

I. THÔNG TIN CHUNG

1. Thông tin về tổ chức/cá nhân:

a) Tên: …………………………………………………………………………………………….

b) Số định danh cá nhân/CCCD (đối với cá nhân): ………………………………………….

Mã số doanh nghiệp (đối với tổ chức): ………………………………………………………..

c) Địa chỉ: …………………………………………………………………………………………

d) Số điện thoại: …………………………………………………………………………………

đ) Email (nếu có): ………………………………………………………………………………..

e) Mã số khách hàng sử dụng điện: ……………………………………………………………

2. Vị trí lắp đặt: ……………………………………………………………………………………

3. Thông tin mô tả sơ bộ về công trình xây dựng:

a) Kết cấu: Bê tông cốt thép/Khung thép/...; mái bê tông/mái tôn/ …………………………

b) Chiều cao công trình: …………………………………………………………………………

c) Diện tích mái: ………………………………………………………………………………….

4. Công suất lắp đặt:

- Tổng công suất tấm quang điện (kWp): ……………………………………………………..

- Tổng sản lượng điện lưu trữ tại hệ thống lưu trữ điện (nếu có, kWh): …………………..

- Tổng công suất định mức của các bộ chuyển đổi nghịch lưu - inverter (kW): …………..

5. Phương án xử lý sản lượng điện dư: Không bán sản lượng điện dư và chịu trách nhiệm kiểm định về an toàn điện, tuân thủ quy định về quản lý, vận hành công trình điện và các quy định về điều kiện kỹ thuật, nghiệm thu an toàn theo quy định.

6. Thời gian dự kiến lắp đặt và thời gian hoàn thành: ………………………………………...

II. CAM KẾT

[Tên tổ chức/cá nhân] cam kết thực hiện xây dựng, lắp đặt, vận hành nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ như sau:

- Bảo đảm an toàn công trình, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường trước và trong quá trình lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ;

- Sử dụng, lắp đặt các thiết bị phục vụ phát điện bảo đảm tuân thủ tiêu chuẩn, quy chuẩn theo quy định pháp luật. Không nhập khẩu các tấm quang điện, thiết bị chuyển đổi điện một chiều thành điện xoay chiều đã qua sử dụng;

- Thực hiện đúng tiến độ đã đăng ký phát triển tại điểm 6 Mục I nêu trên;

- Bảo đảm an toàn xây dựng, an toàn môi trường, phòng cháy chữa cháy trong quá trình vận hành;

- Không vi phạm các quy định trong quá trình phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

III. ĐỀ NGHỊ

Căn cứ quy định tại khoản 3 Điều 21 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……/2026/NĐ-CP, tôi/chúng tôi đề nghị các cơ quan, đơn vị quản lý nhà nước hướng dẫn thực hiện theo quy định pháp luật về xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường; đề nghị đơn vị điện lực quản lý lưới điện hướng dẫn công tác lắp đặt, đấu nối kỹ thuật điện nhằm bảo đảm an toàn điện trong quá trình vận hành.

Ý kiến hướng dẫn đề nghị gửi dưới dạng thông điệp dữ liệu theo quy định pháp luật về giao dịch điện tử hoặc gửi thông qua Cổng dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia theo mã hồ sơ điện tử của Thông báo, đồng thời thông báo theo thông tin liên hệ ghi tại Mục I của Thông báo này để kịp thời triển khai lắp đặt nguồn điện.

Nơi nhận: - Như trên; - Lưu: VT.

ĐẠI DIỆN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN THÔNG BÁO (Ký, ghi rõ họ tên)

Mẫu số 03

TÊN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
	……., ngày … tháng … năm …

GIẤY ĐĂNG KÝ

Phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia

Kính gửi: Ủy ban nhân dân tỉnh/thành phố …….

Căn cứ Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……./2026/NĐ-CP.

Căn cứ Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;

Căn cứ Quy hoạch tỉnh …….

[Tên tổ chức/cá nhân] đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia gồm các nội dung sau:

I. THÔNG TIN CHUNG

1. Thông tin tổ chức/cá nhân đăng ký:

a) Tên: …………………………………………………………………………………………….

b) Số định danh cá nhân/CCCD (đối với cá nhân): ………………………………………….

Mã số doanh nghiệp (đối với tổ chức): ………………………………………………………..

c) Địa chỉ: …………………………………………………………………………………………

d) Số điện thoại: …………………………………………………………………………………

đ) Email (nếu có): ………………………………………………………………………………..

e) Mã số khách hàng sử dụng điện: ……………………………………………………………

2. Vị trí lắp đặt: ……………………………………………………………………………………

3. Thông tin mô tả sơ bộ về công trình xây dựng:

a) Cấp công trình: ………………………………………………………………………………..

b) Kết cấu: Bê tông cốt thép/Khung thép/...; mái bê tông/mái tôn/ …………………………

c) Chiều cao công trình: …………………………………………………………………………

d) Diện tích mái: ………………………………………………………………………………….

đ) Các hoạt động sản xuất, kinh doanh đang thực hiện: …………………………………….

4. Công suất lắp đặt:

- Tổng công suất tấm quang điện (kWp): ………………………………………………….…..

- Tổng sản lượng điện lưu trữ tại hệ thống lưu trữ điện (nếu có, kWh): ……………………

- Tổng công suất định mức của các bộ chuyển đổi nghịch lưu - inverter (kW): ……………

5. Công suất sử dụng lớn nhất ……. (kW) và công suất sử dụng trung bình ……. (kW) của phụ tải tại thời điểm đăng ký.

6. Vị trí, điểm dự kiến đấu nối: ………………………………………………………………….

7. Cấp điện áp đấu nối: ………………………………………………………………………….

8. Phương án bảo đảm an toàn hệ thống điện: ………………………………………………

9. Phương án xử lý sản lượng điện dư (đánh dấu x vào phương án chọn):

	Đồng ý bán sản lượng điện dư và thỏa thuận với Bên mua điện dư về trách nhiệm đầu tư, lắp đặt công tơ đo đếm điện năng và kết nối với hệ thống thu thập dữ liệu từ xa của đơn vị điện lực, bảo đảm thiết bị phù hợp với quy định của pháp luật.
	Không bán sản lượng điện dư và chịu trách nhiệm kiểm định về an toàn điện, tuân thủ quy định về quản lý, vận hành công trình điện và các quy định về điều kiện kỹ thuật, nghiệm thu an toàn theo quy định.

10. Thời gian dự kiến lắp đặt và thời gian hoàn thành: ……………………………….

11. Thông tin thay đổi so với Giấy chứng nhận đã được cấp (chỉ khai mục này bằng cách đánh dấu X vào ô tương ứng khi làm thủ tục điều chỉnh, bổ sung Giấy chứng nhận đăng ký phát triển):

□ Chủ sở hữu công trình điện mặt trời mái nhà

□ Quy mô công suất

□ Thời gian hoàn thành lắp đặt

□ Hình thức lựa chọn phát, bán sản lượng điện dư

II. HỒ SƠ KÈM THEO

1. Sơ đồ lắp đặt, đấu nối nguồn điện với phụ tải điện và với lưới điện.

2. Văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu về phòng cháy và chữa cháy hoặc văn bản thẩm định thiết kế về phòng cháy và chữa cháy của công trình dự kiến lắp đặt nguồn điện (nếu có).

III. CAM KẾT

Nếu được cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển, [Tên tổ chức/cá nhân] cam kết thực hiện xây dựng, lắp đặt, vận hành nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ như sau:

- Bảo đảm an toàn công trình, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường trước và trong quá trình lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ;

- Sử dụng, lắp đặt các thiết bị phục vụ phát điện bảo đảm tuân thủ tiêu chuẩn, quy chuẩn theo quy định pháp luật. Không nhập khẩu các tấm quang điện, thiết bị chuyển đổi điện một chiều thành điện xoay chiều đã qua sử dụng;

- Thực hiện đúng tiến độ đã đăng ký phát triển tại điểm 10 Mục I nêu trên;

- Bảo đảm an toàn xây dựng, an toàn môi trường, phòng cháy chữa cháy trong quá trình vận hành;

- Không vi phạm các quy định trong quá trình phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

IV. ĐỀ NGHỊ (nếu có)

Căn cứ quy định tại khoản 3 Điều 21 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……../2026/NĐ-CP, tôi/chúng tôi đề nghị các cơ quan quản lý nhà nước hướng dẫn thực hiện theo quy định pháp luật về xây dựng, phòng cháy và chữa cháy, bảo vệ môi trường; đề nghị đơn vị điện lực quản lý lưới điện hướng dẫn công tác lắp đặt, đấu nối kỹ thuật điện nhằm bảo đảm an toàn điện trong quá trình vận hành.

Văn bản hướng dẫn đề nghị gửi về [Tên tổ chức/cá nhân] theo thông tin ghi tại Mục I của Thông báo này để kịp thời triển khai lắp đặt nguồn điện.

V. THÔNG TIN TRẢ KẾT QUẢ HỒ SƠ

1. Tên cơ quan, tổ chức đăng ký: …………………………………………………………….

2. Địa chỉ: ……………………………………………..………………………………………….

3. Đề nghị trả kết quả qua email: ………………………………………………………………

Để có cơ sở triển khai thực hiện lắp đặt nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, [Tên tổ chức/cá nhân] đề nghị UBND tỉnh/thành phố... tiếp nhận, xử lý hồ sơ đăng ký phát triển theo quy định.

Nơi nhận: - Như trên; - Lưu: VT.

ĐẠI DIỆN TỔ CHỨC/CÁ NHÂN ĐĂNG KÝ (Ký, ghi rõ họ tên)

Mẫu số 04

UBND TỈNH/THÀNH PHỐ … -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: ….….	……., ngày … tháng … năm …

GIẤY CHỨNG NHẬN

Đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ

Căn cứ Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số ……/2026/NĐ-CP;

Căn cứ Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;

Căn cứ Quy hoạch tỉnh …….

Căn cứ Giấy đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ của [Tên tổ chức/cá nhân] ngày ... tháng... năm ...và các tài liệu kèm theo;

Căn cứ ý kiến của đơn vị điện lực, UBND tỉnh/thành phố ... chứng nhận:

Tên tổ chức/cá nhân: ……………………………………………………………………………

Số định danh cá nhân/CCCD (đối với cá nhân): ……………………………………………..

Mã số doanh nghiệp (đối với tổ chức): ………………………………………………………..

Địa chỉ: ……………………………………………………………………………………………

Điện thoại: ……………………………. Email: …………………………………………………

Đã đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia.

I. NỘI DUNG ĐĂNG KÝ PHÁT TRIỂN

1. Phương án xử lý sản lượng điện dư: ……… (Có bán/Không bán) sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia.

2. Mái của công trình (nhà ở/nhà xưởng sản xuất/trụ sở...): ……………………………..

Diện tích mái nhà (m^2): ………………………………………………………………………….

Địa chỉ tại: …………………………………………………………………………………………

3. Công suất được lắp đặt:

- Tổng công suất tấm quang điện (kWp): ………………………………………………………

- Tổng sản lượng điện lưu trữ tại hệ thống lưu trữ điện (nếu có, kWh): ……………………

- Tổng công suất định mức của các bộ chuyển đổi nghịch lưu - inverter (kW): ……………

4. Thời gian hoàn thành lắp đặt (theo Giấy đăng ký): ………………………………………

II. YÊU CẦU ĐỐI VỚI TỔ CHỨC/CÁ NHÂN

1. Thực hiện các thủ tục về đầu tư, xây dựng nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo quy định pháp luật về đầu tư, xây dựng, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường, điện lực và pháp luật khác có liên quan.

2. Các yêu cầu khác (nếu có, theo yêu cầu của cơ quan quản lý nhà nước).

III. YÊU CẦU ĐỐI VỚI CƠ QUAN QUẢN LÝ, ĐƠN VỊ ĐIỆN LỰC

Căn cứ quy định tại khoản 3 Điều 21 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số …../2026/NĐ-CP, UBND tỉnh/thành phố... đề nghị: ……….

(Yêu cầu cụ thể đối với các cơ quan quản lý nhà nước tại địa phương về xây dựng, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường, UBND cấp xã, đơn vị điện lực theo chức năng, nhiệm vụ được giao hướng dẫn tổ chức, cá nhân phát triển nguồn điện)

Giấy chứng nhận có hiệu lực kể từ ngày ký ban hành (trường hợp cấp điều chỉnh, bổ sung Giấy chứng nhận thì ghi rõ Giấy chứng nhận này thay thế cho Giấy chứng nhận đã cấp).

Nơi nhận: - Tổ chức/cá nhân đăng ký phát triển; - Các cơ quan quản lý nhà nước về xây dựng, phòng cháy chữa cháy, môi trường, Công ty điện lực, cơ quan liên quan; - Lưu: VT.

CHỦ TỊCH (Ký, ghi rõ họ tên và đóng dấu)

Mẫu số 05

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
--------------

HỢP ĐỒNG MUA BÁN
ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ TỰ SẢN XUẤT, TỰ TIÊU THỤ

Số: ............

Căn cứ Bộ luật Dân sự ngày 24 tháng 11 năm 2015;

Căn cứ Luật Thương mại ngày 14 tháng 6 năm 2005;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

Căn cứ Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số …../2026/NĐ-CP;

Căn cứ Giấy chứng nhận số ………. của UBND tỉnh/thành phố... (nếu có);

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai bên.

Hôm nay, ngày ……. tháng ……… năm ………, tại ………………………………………..

Chúng tôi gồm:

Bên bán điện (Bên A): ………………………………………………………………………..

Địa chỉ: …………………………………………………………………………………………..

Điện thoại: ……………………… Email: …………………… Fax: …………………………..

Mã số thuế: …………………..… Giấy ĐKKD/ĐKDN: ……………………………………….

Tài khoản: ……………………… Ngân hàng: ………………………………………………...

Mã khách hàng sử dụng điện: …………………………………………………………………

Đại diện: ………………………………………………………………………………………….

Số CCCD/CMND/Hộ chiếu: …………………………………………………………………….

Chức vụ: ………………………………………………………………………………………….

(Được sự ủy quyền của ... theo Văn bản ủy quyền số ... ngày... tháng ... năm ...).

Bên mua điện (Bên B): ………………………………………………………………………..

Địa chỉ: …………………………………………………………………………………………..

Điện thoại: ……………………… Email: …………………… Fax: …………………………..

Mã số thuế: …………………..… Giấy ĐKKD/ĐKDN: ……………………………………….

Tài khoản: ……………………… Ngân hàng: ………………………………………………...

Đại diện: ………………………………………………………………………………………….

Chức vụ: ………………………………………………………………………………………….

(Được sự ủy quyền của ... theo Văn bản ủy quyền số: ... ngày... tháng ... năm ...).

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện (sau đây gọi là Hợp đồng) để mua, bán điện năng được sản xuất từ nguồn điện mặt trời mái nhà (sau đây gọi là Hệ thống), có tổng công suất định mức của bộ chuyển đổi nghịch lưu - inverter là ……….. kW, tổng công suất tấm quang điện là ……. kWp do Bên A đầu tư xây dựng và vận hành tại [...địa điểm xây dựng ...] với những điều khoản sau đây:

Điều 1. Điện năng mua bán

1. Bên A đồng ý bán cho Bên B và Bên B đồng ý mua của Bên A sản lượng điện năng dư từ Hệ thống của Bên A phát lên lưới của Bên B thông qua công tơ đo đếm lắp đặt tại điểm giao nhận điện (chi tiết tại Phụ lục của hợp đồng này).

2. Bên B thanh toán cho Bên A sản lượng điện năng dư tại khoản 1 nêu trên theo giá mua điện quy định tại Điều 2 của Hợp đồng này.

3. Điện năng Bên A nhận từ lưới của Bên B được hai bên ký hợp đồng mua bán điện riêng và không thuộc phạm vi của Hợp đồng này.

Điều 2. Giá mua bán điện

Giá mua bán sản lượng điện dư phát lên hệ thống điện quốc gia của nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ thực hiện theo quy định tại khoản 4 Điều 14 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số …./2026/NĐ-CP.

Điều 3. Xác nhận chỉ số công tơ, điện năng phát lên lưới và lập hóa đơn

1. Xác nhận chỉ số công tơ, điện năng phát lên lưới:

- Thời gian bắt đầu chốt chỉ số công tơ để tính toán điện năng dư phát lên lưới được hai bên thống nhất.

- Bên B thực hiện thu thập dữ liệu đo đếm từ xa.

- Trước ngày 05 hàng tháng, Bên B sẽ thông báo cho Bên A lượng điện năng phát lên lưới của tháng trước liền kề được thanh toán trong tháng qua hình thức:

+ Email: …………………………………………………………………………………………

+ Website: ………………………………………………………………………………………

- Trường hợp Bên A không thống nhất với lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán do Bên B thông báo, Bên A có trách nhiệm phản hồi trong vòng 01 ngày làm việc kể từ khi nhận thông báo của Bên B qua email: ………………………………………………………………………………

- Sau thời hạn trên, nếu Bên A không có ý kiến phản hồi cho Bên B thì được hiểu là Bên A thống nhất với lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán do Bên B thông báo.

2. Tiền điện thanh toán:

a) Tiền điện: Căn cứ sản lượng điện hai Bên đã thống nhất tại khoản 1 Điều này và giá mua điện tại Điều 2 của Hợp đồng này, định kỳ hàng tháng Bên B sẽ thanh toán cho Bên A tiền điện (chưa bao gồm thuế GTGT) như sau:

T(n) = Ag(n) x G(n)

Trong đó:

- T(n): Tiền điện thanh toán trong tháng n (đồng);

- Ag(n): Lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán trong tháng n (kWh) (chi tiết tại Phụ lục của Hợp đồng này);

- G(n): Giá điện áp dụng cho tháng n theo quy định tại Điều 2 (đồng/kWh) của Hợp đồng này.

Trường hợp Bên A thuộc đối tượng kê khai thuế GTGT theo phương pháp trực tiếp hoặc đối tượng được cơ quan thuế cấp hóa đơn điện tử có mã của cơ quan thuế theo từng lần phát sinh thì G(n) là giá điện đã bao gồm thuế GTGT (ký hiệu Gl(n)). G1(n) được tính như sau:

G1(n) = G(n) x (1 - Tỷ lệ Thuế suất thuế GTGT (3%))

b) Thuế GTGT:

- Trường hợp Bên A thuộc đối tượng kê khai thuế GTGT theo phương pháp khấu trừ hoặc phương pháp trực tiếp, ngoài tiền điện thanh toán tại điểm a khoản 2 Điều này, Bên B phải thanh toán cho Bên A tiền thuế GTGT theo quy định hiện hành.

- Trường hợp Bên A là cá nhân, hộ gia đình có bán điện dư từ điện mặt trời mái nhà, đồng thời có nhận điện từ lưới điện quốc gia thì khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm, Bên A có trách nhiệm khai báo, nộp thuế GTGT, thuế thu nhập cá nhân với cơ quan quản lý thuế của Nhà nước đối với doanh thu phát sinh từ Hệ thống và phối hợp với Bên B trong việc quyết toán tiền điện, thuế GTGT theo quy định của pháp luật hiện hành.

c) Thanh toán trong trường hợp sự cố hệ thống đo đếm:

Trong trường hợp hệ thống đo đếm sản lượng điện bị sự cố (do cháy, hỏng, mất hoặc hoạt động không chính xác), Bên A cần thông báo ngay cho Bên B về sự cố của hệ thống đo đếm, các bên lập biên bản về sự cố, thực hiện thỏa thuận về sản lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán trên cơ sở tham khảo sản lượng của các kỳ thanh toán trước đó.

Điều 4. Thanh toán

1. Hồ sơ thanh toán:

a) Trường hợp Bên A là tổ chức, cá nhân có phát hành hóa đơn hàng tháng, hồ sơ gồm:

- Bảng kê sản lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán hàng tháng của Bên A.

- Hóa đơn theo quy định do Bên A cung cấp với giá trị tiền điện thanh toán được xác định tại khoản 2 Điều 3 Hợp đồng này.

- Trường hợp hóa đơn do Bên A phát hành không có dòng thuế suất và tiền thuế GTGT trên hóa đơn thì Bên A phải gửi cho Bên B cả bảng kê và giấy nộp tiền thuế GTGT của phần tiền điện tương ứng với sản lượng điện đã mua bán để Bên B thanh toán phần tiền thuế GTGT cho Bên A.

b) Trường hợp Bên A là tổ chức, cá nhân không phát hành hóa đơn hàng tháng:

- Hàng tháng, Bên B sẽ căn cứ Bảng kê điện năng Bên B thanh toán cho Bên A, giá trị tiền điện thanh toán được xác định tại điểm a khoản 2 Điều 3 Hợp đồng này.

- Hàng năm, chậm nhất sau 15 ngày kể từ ngày kết thúc năm hoặc kết thúc Hợp đồng tùy thời điểm nào đến trước, Bên B lập và gửi Bên A xác nhận “Biên bản xác nhận sản lượng điện và tiền điện thanh toán” của năm theo mẫu do Bên B ban hành.

- Trường hợp Bên A có mức doanh thu thuộc đối tượng chịu thuế nêu tại điểm b khoản 2 Điều 3, Bên A có trách nhiệm gửi Bên B hóa đơn bán hàng, bảng kê và giấy nộp tiền thuế GTGT của phần tiền điện tương ứng với sản lượng điện đã mua bán để Bên B thanh toán phần tiền thuế GTGT cho Bên A.

2. Hình thức thanh toán:

Chuyển khoản (Bên A chịu phí chuyển khoản).

Thông tin chuyển khoản:

Tài khoản: …………………………. Ngân hàng: ……………………………………………

Người thụ hưởng: ……………………………………………………………………………..

3. Thời hạn thanh toán:

a) Trong vòng 07 ngày làm việc sau ngày Bên A thống nhất lượng điện năng phát lên lưới được thanh toán (do Bên B thông báo) và nộp đủ hồ sơ thanh toán quy định tại khoản 1 Điều này.

b) Sau thời hạn nêu trên, Bên B không thanh toán cho Bên A thì Bên B có trách nhiệm trả lãi phạt chậm trả cho toàn bộ khoản tiền chậm trả tính từ ngày sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày Bên B thanh toán. Hai Bên tự thỏa thuận về lãi phạt chậm trả trên cơ sở phù hợp với quy định của pháp luật.

Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của các bên

1. Quyền và nghĩa vụ của Bên A:

a) Chịu trách nhiệm hoàn toàn về việc đầu tư, lắp đặt, vận hành điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đảm bảo tuân thủ đúng quy định của pháp luật về: quy hoạch, đầu tư, xây dựng, đất đai, bảo vệ môi trường, an toàn phòng chống cháy nổ, quy định về cấp giấy phép hoạt động điện lực; an toàn trong vận hành phát điện và sử dụng điện; quy chuẩn kỹ thuật, quy định của pháp luật hiện hành về chất lượng điện năng; quy định về mua bán điện, hợp đồng và các quy định pháp luật khác có liên quan.

b) Đầu tư, lắp đặt hệ thống công tơ đo đếm (trừ trường hợp có thỏa thuận khác), thiết bị truyền dữ liệu từ xa tại điểm giao nhận điện và kết nối tương thích với hệ thống thu thập dữ liệu từ xa của Bên B. Cùng với Bên B ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện dư phát lên lưới của Bên B.

Trường hợp có thỏa thuận với Bên B, Bên B hỗ trợ cung cấp và lắp đặt công tơ đo đếm điện hai chiều để đo đếm sản lượng điện mua bán giữa hai bên.

c) Không được tự ý tăng công suất Hệ thống hoặc đấu nối các nguồn điện khác ngoài Hệ thống vào sau công tơ mà không được sự đồng ý của Bên B.

d) Bên A có trách nhiệm thực hiện đầy đủ các nghĩa vụ thuế theo các quy định của Nhà nước.

đ) Thực hiện điều chỉnh công suất phát điện theo yêu cầu của Đơn vị Điều độ Hệ thống điện và các quy định của pháp luật.

e) Không được chuyển giao quyền, nghĩa vụ theo quy định tại Hợp đồng cho bất kỳ chủ thể nào khác nếu không thông báo và được Bên B chấp thuận.

g) Trong trường hợp thiết bị của Bên A bị hư hỏng, Bên A có quyền thay thế thiết bị khác nhưng không làm tăng công suất.

h) Đầu tư, lắp đặt và tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai trên trang thông tin điện tử.

i) Tuân thủ các quy định về vận hành hệ thống điện phân phối; trang bị và lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

k) Kiểm định các thiết bị theo quy định của Bộ Công Thương; kiểm định hệ thống đo đếm theo quy định của Bộ Khoa học và Công nghệ.

l) Tạo mọi điều kiện cho Bên B được kiểm tra công suất điện mặt trời mái nhà (inverter và tấm quang điện) khi có yêu cầu.

m) Trong quá trình thực hiện Hợp đồng, trường hợp Bên A không là chủ thể hợp pháp tại địa điểm đầu tư xây dựng nguồn điện mặt trời mái nhà, Bên A phải thông báo cho Bên B để chấm dứt Hợp đồng đã ký kết.

n) Bên A chịu trách nhiệm về tính trung thực, hợp pháp, hiệu lực (nếu có) và sự phù hợp bản gốc của các thông tin, tài liệu, hồ sơ cung cấp cho Bên B (gồm bản giấy, bản sao, bản điện tử). Trường hợp có bất kỳ sai lệch, giả mạo, không hợp lệ hoặc hết hiệu lực, Bên A chịu toàn bộ trách nhiệm và phải hoàn trả, bồi hoàn cho Bên B mọi khoản tiền đã nhận và mọi thiệt hại, chi phí, nghĩa vụ tài chính phát sinh trong thời hạn không quá 05 ngày làm việc từ khi Bên B yêu cầu. Bên B được khấu trừ, bù trừ các khoản phải trả (nếu có) để thu hồi.

o) Các nghĩa vụ khác theo quy định của Hợp đồng và pháp luật.

2. Quyền và nghĩa vụ của Bên B:

a) Cùng với Bên A ghi nhận, thông báo, thống nhất và theo dõi sản lượng điện dư từ Hệ thống phát lên lưới của Bên B.

b) Kiểm tra, theo dõi vận hành và xử lý sự cố theo quy định hiện hành.

c) Bên B có quyền không thanh toán cho Bên A hoặc đơn phương đình chỉ thực hiện Hợp đồng này khi Bên A không tuân thủ các quy định tại khoản 1 Điều này và không phải bồi thường thiệt hại.

d) Trong phạm vi quan hệ hợp đồng và trong phạm vi pháp luật cho phép, Bên B không chịu trách nhiệm đối với mọi khiếu nại, xử phạt, truy thu, tranh chấp, thiệt hại phát sinh từ việc Bên A cung cấp hồ sơ không đúng sự thật, sai lệch, giả mạo hoặc không hợp lệ. Bên A có nghĩa vụ giải quyết, phối hợp làm việc với cơ quan có thẩm quyền hoặc bên thứ ba và bồi hoàn đầy đủ cho Bên B mọi khoản tiền, chi phí, nghĩa vụ tài chính mà Bên B phải chi trả hoặc bị tổn thất do nguyên nhân từ Bên A.

Điều 6. Giải quyết tranh chấp

1. Giải quyết tranh chấp bằng thương lượng:

Trường hợp có tranh chấp xảy ra giữa các Bên trong Hợp đồng này, thì Bên đưa ra tranh chấp phải thông báo cho Bên kia bằng văn bản về nội dung tranh chấp và các yêu cầu trong thời hiệu quy định. Các bên sẽ thương lượng giải quyết tranh chấp trong vòng 30 ngày kể từ ngày nhận được thông báo của Bên đưa ra tranh chấp. Việc giải quyết tranh chấp liên quan đến thanh toán tiền điện được thực hiện trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày có thông báo của bên yêu cầu.

Trường hợp hai Bên không thể thống nhất được các tranh chấp, các Bên có quyền gửi văn bản đến cơ quan nhà nước có thẩm quyền để hỗ trợ các Bên giải quyết vướng mắc.

Cơ chế giải quyết tranh chấp này không áp dụng với những tranh chấp không phát sinh trực tiếp từ Hợp đồng này giữa một Bên trong Hợp đồng với các Bên thứ ba.

2. Giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật:

Trường hợp tranh chấp không thể giải quyết bằng biện pháp thương lượng theo quy định tại khoản 1 Điều này hoặc một trong các Bên không tuân thủ kết quả đàm phán thì một hoặc các Bên gửi văn bản đến tòa án nhân dân có thẩm quyền để được xem xét, giải quyết theo quy định.

Điều 7. Các thỏa thuận khác

Các Bên bổ sung quy định để làm rõ nghĩa vụ, trách nhiệm, quyền hạn của các Bên. Nội dung bổ sung phải thống nhất, không trái với quy định của pháp luật hiện hành và nội dung của mẫu hợp đồng này.

Điều 8. Điều khoản thi hành

1. Hiệu lực, thời hạn Hợp đồng:

a) Hợp đồng có hiệu lực kể từ ngày đại diện có thẩm quyền của các Bên ký chính thức, trừ trường hợp các Bên có thỏa thuận khác.

b) Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm dứt trước thời hạn Hợp đồng theo các điều khoản của Hợp đồng, thời hạn Hợp đồng này được tính từ ngày ... tháng ... năm ... đến hết ngày ... tháng ... năm ...

Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các nội dung của Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực trong ... ngày để các Bên thực hiện việc lập hóa đơn lần cuối, điều chỉnh hóa đơn, thanh toán, các quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng này.

2. Trong thời gian thực hiện, một trong hai Bên có yêu cầu sửa đổi, bổ sung hoặc chấm dứt Hợp đồng, Bên có yêu cầu phải thông báo cho Bên kia trước 15 ngày để cùng nhau giải quyết.

3. Hợp đồng này được lập thành 02 bản có giá trị pháp lý như nhau, mỗi Bên giữ 01 bản.

BÊN BÁN ĐIỆN

BÊN MUA ĐIỆN

Phụ lục

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN SẢN LƯỢNG ĐIỆN THANH TOÁN CHO KHÁCH HÀNG PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ TỰ SẢN XUẤT, TỰ TIÊU THỤ

(Kèm theo Hợp đồng mua bán điện số: ………….)

1. Cơ sở pháp lý: Điều 14 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số …./2026/NĐ-CP.

2. Phương pháp tính toán (ví dụ tỷ lệ mua sản lượng điện dư là 50%).

Sản lượng điện tính toán trong tháng i (A_i) được xác định theo công suất lắp đặt tại từng khu vực, cụ thể như sau:

A_i = PV_outL(i) x P_lđ

Trong đó:

- A_i: Sản lượng điện tính toán trong tháng i, đơn vị kWh;

- PV_outL(i): là sản lượng điện do 01 (một) kWp điện mặt trời mái nhà tạo ra trong tháng i, có đơn vị là kWh/kWp. Hệ số này do Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai theo từng tỉnh, thành phố;

- P_lđ: Tổng công suất định mức lắp đặt thực tế của các tấm quang điện, đơn vị là kWp.

Gọi A_tp là điện năng phát vào hệ thống điện quốc gia được đo đếm qua công tơ trong tháng i, điện năng được thanh toán trong tháng i xác định như sau:

- Trường hợp A_tp ≥ 50% x A_i, điện năng thanh toán = 50% x A_i.

- Trường hợp A_tp < 50% x A_i, điện năng thanh toán = A_tp.

3. Đối với khu vực miền núi, biên giới, hải đảo chưa được cấp điện từ hệ thống điện quốc gia không giới hạn sản lượng điện dư mua của tổ chức, cá nhân bán điện dư. Sản lượng điện dư được thanh toán là toàn bộ lượng điện năng phát lên lưới điện của Bên mua điện dư được đo đếm tại công tơ.

4. Từ ngày Nghị định này có hiệu lực đến ngày 31 tháng 12 năm 2030, Bên bán điện dư và Bên mua điện dư được mua bán sản lượng điện dư với tỷ lệ cao hơn 50% sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ.

Mẫu số 06

UBND TỈNH/THÀNH PHỐ … -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …./BC-….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Tình hình thực hiện phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên địa bàn tỉnh ... từ ngày ... đến ngày ...

Kính gửi: Bộ Công Thương.

I. BÁO CÁO SỐ LIỆU PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ TỰ SẢN XUẤT, TỰ TIÊU THỤ

1. Số lượng hệ thống phát triển (chi tiết tại Bảng 1 của Phụ lục)

2. Công suất phát triển (chi tiết tại Bảng 2 của Phụ lục)

3. Nhận xét, đánh giá

II. ĐỀ XUẤT, KIẾN NGHỊ

1. Khó khăn, vướng mắc

2. Đề xuất, kiến nghị

Nơi nhận: - Như trên; - Lưu: VT.

CHỦ TỊCH (Ký, ghi rõ họ tên và đóng dấu)

Thông tin người báo cáo:

- Họ và tên:

- Đơn vị:

- Điện thoại:

- Email:

Phụ lục

(Kèm theo Báo cáo số ……… ngày ……. tháng ……… năm …… của UBND tỉnh/thành phố...)

Bảng 1. Báo cáo số lượng hệ thống điện mặt trời mái nhà trên địa bàn tỉnh/thành phố ... từ ngày ... đến ngày ...

TT	Loại nguồn điện	Số lượng (hệ thống)								Ghi chú
		Tổng cộng	Lũy kế đến kỳ báo cáo	Trong đó:
				Hộ gia đình	Tổ chức, cá nhân khác	Đã cấp GCN	Đã thông báo	Đấu nối hạ áp	Đấu nối trung áp
1	Không đấu nối với hệ thống điện quốc gia
2	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và có bán sản lượng điện dư
3	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và không bán sản lượng điện dư

Bảng 2. Báo cáo công suất phát triển điện mặt trời mái nhà trên địa bàn tỉnh/thành phố ... từ ngày ... đến ngày ...

TT

Loại nguồn điện

Tổng công suất inverter (kW)

Tổng công suất tấm quang điện (kWp)

Tổng sản lượng pin lưu trữ (kWh)

Ghi chú

Tổng cộng

Lũy kế đến kỳ báo cáo

Trong đó:

Hộ gia đình

Tổ chức, cá nhân khác

Đã cấp GCN

Đã thông báo

Đấu nối hạ áp

Đấu nối trung áp

1

Không đấu nối với hệ thống điện quốc gia

2

Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và có bán sản lượng điện dư

3

Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và không bán sản lượng điện dư

Mẫu số 07

UBND XÃ/PHƯỜNG… -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …./BC-….	……., ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO

Tình hình phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ trên địa bàn xã/phường ... từ ngày ... đến ngày ...

Kính gửi: Ủy ban nhân dân tỉnh/thành phố………..

I. BÁO CÁO SỐ LIỆU PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ TỰ SẢN XUẤT, TỰ TIÊU THỤ

1. Số lượng hệ thống phát triển (chi tiết tại Bảng 1 của Phụ lục)

2. Công suất phát triển (chi tiết tại Bảng 2 của Phụ lục)

3. Nhận xét, đánh giá

II. ĐỀ XUẤT, KIẾN NGHỊ

1. Khó khăn, vướng mắc

2. Đề xuất, kiến nghị

Nơi nhận: - Như trên; - Lưu: VT.

CHỦ TỊCH (Ký, ghi rõ họ tên và đóng dấu)

Thông tin người báo cáo:

- Họ và tên:

- Đơn vị:

- Điện thoại:

- Email:

Phụ lục

(Kèm theo Báo cáo số ……… ngày ……. tháng ……… năm …….. của UBND xã/phường...)

Bảng 1. Báo cáo số lượng hệ thống điện mặt trời mái nhà trên địa bàn xã/phường ... từ ngày ... đến ngày ...

TT	Loại nguồn điện	Số lượng (hệ thống)					Ghi chú
		Tổng cộng	Lũy kế đến kỳ báo cáo	Trong đó:
				Hộ gia đình	Tổ chức, cá nhân khác	Đã thông báo
1	Không đấu nối với hệ thống điện quốc gia
2	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và có bán sản lượng điện dư
3	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và không bán sản lượng điện dư

Bảng 2. Báo cáo công suất phát triển điện mặt trời mái nhà trên địa bàn xã/phường... từ ngày ... đến ngày ...

TT	Loại nguồn điện	Tổng công suất inverter (kW)					Tổng công suất tấm quang điện (kWp)	Tổng sản lượng pin lưu trữ (kWh)	Ghi chú
		Tổng cộng	Lũy kế đến kỳ báo cáo	Trong đó:
				Hộ gia đình	Tổ chức, cá nhân khác	Đã thông báo
1	Không đấu nối với hệ thống điện quốc gia
2	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và có bán sản lượng điện dư
3	Có đấu nối với hệ thống điện quốc gia và không bán sản lượng điện dư

Tiếng Anh (English)

GOVERNMENT OF VIETNAM -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 243/2026/ND-CP	Hanoi, June 26, 2026

DECREE

AMENDMENTS TO DECREE NO. 57/2025/ND-CP DATED MARCH 3, 2025 OF GOVERNMENT OF VIETNAM ON MECHANISMS FOR DIRECT POWER TRADING BETWEEN RENEWABLE ENERGY GENERATION UNITS AND LARGE ELECTRICITY CONSUMERS AND DECREE NO. 58/2025/ND-CP DATED MARCH 3, 2025 OF GOVERNMENT OF VIETNAM ELABORATING LAW ON ELECTRICITY PERTAINING TO DEVELOPMENT OF RENEWABLE ENERGY POWER AND NEW ENERGY POWER

Pursuant to the Law on Government Organization No. 63/2025/QH15;

Pursuant to the Law on Electricity No. 61/2024/QH15;

Pursuant to Resolution No. 253/2025/QH15 of the National Assembly of Vietnam on mechanisms and policies for national energy development during 2026-2030;

At the request of the Minister of Industry and Trade of Vietnam;

The Government of Vietnam hereby promulgates the Decree on amendments to Decree No. 57/2025/ND-CP dated March 3, 2025 of the Government of Vietnam on mechanisms for direct power trading between renewable energy generation units and large electricity consumers (Decree No. 57/2025/ND-CP) and Decree No. 58/2025/ND-CP dated March 3, 2025 of the Government of Vietnam elaborating the Law on Electricity pertaining to development of renewable energy power and new energy power (Decree No. 58/2025/ND-CP).

Article 1. Amendments to Decree No.  57/2025/ND-CP

...

...

...

“Article 1. Scope  

This Decree provides for the mechanisms for direct power trading among renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones.”

2. Amendments to Clauses 1 and 2 Article 2:  

a) Addition of Point c after Point b Clause 1 of this Article:

“c) Electricity retailers in clusters and zones.”;

b) Amendments to Points b and c Clause 2 of this Article:  

“b) Large electricity consumers using electricity for production purposes, or large electricity consumers using electricity for the operation of data centers, or large electricity consumers using electricity for electric vehicle charging stations, charging posts, or battery swapping stations for the business of providing charging services for electric transport vehicles, who purchase electricity from power corporations, power companies, and electricity retailers connecting and providing voltage levels from 22 kV or higher;

c) Electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones).”.

3. Amendments to Clauses 3, 5, 6, 11, and 17 Article 3, and addition of Clauses 21, 22, and 23 after Clause 20 Article 3:

...

...

...

5. “Renewable energy generation units” refer to electricity units possessing power plants or renewable energy sources prescribed in Clause 14 Article 4 of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15.

6. “Electricity retailers in clusters and zones” are electricity units licensed to engage in electricity operations concerning electricity retail in such clusters and zones.

11. “Private connection grids” are power grids invested in, installed, developed, and operated for the direct sale of electricity to large electricity consumers or electricity retailers in clusters and zones, including:

a) Overhead power line systems or underground cables, transformers, and supporting equipment linked together for electricity transmission;

b) The grid connecting the roof-top solar power source to the electricity receiving point of the electricity purchaser.

17. “Surplus electricity” refers to:

a) The portion of electricity generated by renewable energy generation units, including electricity generated from renewable energy sources and electricity generated from electricity storage systems (if any), delivered to the national grid or the grids of clusters and zones when not all such electricity is sold to large electricity consumers through private connection grids;

b) The portion of electricity generated by renewable energy generation units, including electricity generated from renewable energy sources and electricity generated from electricity storage systems (if any), delivered to the national grid when not all such electricity is sold to electricity retailers in clusters and zones through private connection grids;

c) The portion of electricity generated by electricity retailers in clusters and zones (where such retailers invest in renewable energy sources to sell electricity to large electricity consumers under the direct power trading mechanism through private connection grids), including electricity generated from renewable energy sources and electricity generated from electricity storage systems (if any), delivered to the national grid when not all such electricity is sold to large electricity consumers within such clusters and zones. Such electricity shall be determined based on the metered electricity at the electricity delivery and receipt point between electricity retailers in clusters and zones and power corporations or power companies in the direction of electricity delivered to the national grid for each billing period.

...

...

...

22. “Zero-Export device” refers to a control device designed to permit (anti-export OFF mode) or prevent (anti-export ON mode) the export of active power to the electricity grid through an ON/OFF mechanism. This device may be integrated into an inverter, integrated into a supervision and control device, or operate as a standalone device.

23. “Data center” refers to a comprehensive information technology infrastructure specifically designed to store, process, and analyze large-scale, complex data, including servers, storage equipment, information connectivity networks, auxiliary systems, and software, ensuring the continuous and secure operation of large-scale digital applications and services.”.

4. Amendments to Article 4:

“Article 4. Direct power trading mechanisms

Direct power trading refers to activities of electricity trading carried out among renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones through the following forms:

1. Direct power trading through private connection grids means activities of concluding agreements on power purchase and electricity delivery through private connection grids among renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones under Chapter II of this Decree, including:

a) Electricity trading between renewable energy generation units and large electricity consumers;

b) Electricity trading between renewable energy generation units and electricity retailers in clusters and zones;

c) Electricity trading between electricity retailers in clusters and zones and large electricity consumers, where electricity retailers in clusters and zones invest in renewable energy sources to sell electricity directly to large electricity consumers.

...

...

...

a) Renewable energy generation units selling all of their produced electricity on the spot electricity market of the competitive wholesale electricity market;  

b) Large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) concluding forward power purchase agreements with renewable energy generation units;

c) Large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) concluding power purchase agreements with power corporations and power companies.

3. Large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones participating in direct power trading under Clauses 1 and 2 of this Article may conclude power purchase agreements with power corporations and power companies to purchase electricity meeting their electricity demand in accordance with other relevant laws.”

5. Amendments to Article 5:

a) Amendments to the title of Article 5:  

“Article 5. General requirements for renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones”

b) The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trong trường hợp đơn vị này đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo bán điện cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng)” (electricity retailers in clusters and zones (where such retailers invest in renewable energy sources to sell electricity to large electricity consumers under the direct power trading mechanism through private connection grids)) is added immediately after the phrase “khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in Clause 1 Article 5.

c) Amendments to Clause 2 Article 5:

...

...

...

a) At the time of commencing participation in the direct power trading mechanism (Year N):

Regarding large electricity consumers using electricity for 12 months or more: the total average monthly electricity consumption during the latest 12 months (determined based on the total electricity purchased from a power corporation, power company, or electricity retailer in clusters and zones) shall not be lower than the electricity consumption threshold applicable to large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism as prescribed by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.

Regarding large electricity consumers using electricity for less than 12 months: the registered electricity shall be calculated based on the expected monthly electricity consumption purchased from a power corporation, power company, or electricity retailer in clusters and zones, and shall not be lower than the electricity consumption threshold applicable to large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism as prescribed by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.

b) Participation in the direct power trading mechanism in Year N+1:

Large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism for less than 12 months (as of November 1 of Year N) may continue to participate in the direct power trading mechanism in Year N+1.

Large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism for 12 months or more (as of November 1 of Year N) shall have an average monthly electricity consumption from November of Year N-1 through the end of October of Year N (determined based on the total electricity purchased from a power corporation, power company, renewable energy generation unit, or electricity retailer in clusters and zones) that is not lower than the electricity consumption threshold applicable to large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism as prescribed by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.”.

d) Addition of Clause 3 after Clause 2 Article 5:  

“3. Electricity retailers in clusters and zones shall comply with Clause 1 of this Article and the following regulations:

a) At the time of commencing participation in the direct power trading mechanism (Year N):

...

...

...

Regarding electricity retailers in clusters and zones purchasing electricity for less than 12 months: the registered electricity shall be calculated based on the expected monthly electricity purchased from a power corporation or power company, and shall not be lower than the electricity consumption threshold applicable to large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism as prescribed by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.

b) Participation in the direct power trading mechanism in Year N+1:

Electricity retailers in clusters and zones participating in the direct power trading mechanism for less than 12 months (as of November 1 of Year N) may continue to participate in the direct power trading mechanism in Year N+1.

Electricity retailers in clusters and zones participating in the direct power trading mechanism for 12 months or more (as of November 1 of Year N) shall have an average monthly purchased electricity from November of Year N-1 through the end of October of Year N (determined based on the total electricity purchased from a power corporation, power company, or renewable energy generation unit) that is not lower than the electricity consumption threshold applicable to large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism as prescribed by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.”.

6. Amendments to Article 6:

a) The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm” (electricity retailers in clusters and zones) is added immediately after the phrase “khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in the opening paragraph of Clause 1 and Point a Clause 1 Article 6;

b) Amendments to Point b Clause 1 Article 6:

“b) The electricity price in the power purchase agreement shall be negotiated and agreed upon by the electricity seller and the electricity purchaser.”;

c) Amendments to Clause 2 Article 6:

...

...

...

d) Amendments to Clause 3 Article 6:

 “3. The surplus electricity from renewable energy generation units and electricity retailers in clusters and zones (where such retailers invest in and install roof-top solar power sources to sell electricity to large electricity consumers under the direct power trading mechanism through private connection grids) investing in and installing roof-top solar power sources and selling electricity to power corporations or power companies shall not exceed 50% of the actual generated electricity. The purchase price of the surplus electricity shall be the average electricity market price of the immediately preceding year announced by the electricity system and market operation units, but shall not exceed the maximum price of the electricity generation price bracket applicable to the corresponding terrestrial solar power source type.” ;

dd) Amendments to Clause 4 Article 6:  

“4. Where renewable energy generation units invest in and install roof-top solar power sources to sell electricity directly to large electricity consumers located within clusters and zones, and sell surplus electricity to electricity retailers in clusters and zones, the quantity of surplus electricity and its purchase price shall be negotiated and agreed upon by the two parties.”.

7. Addition of Point dd after Point d Clause 1 Article 7:

“dd) Invest in and equip metering devices, Zero-Export devices (if any), and facilities for data collection, monitoring, and control.”.

8. Addition of Clause 3 after Clause 2 Article 7:  

“3. Renewable energy generation units investing in and installing roof-top solar power sources to sell electricity directly to large electricity consumers are not required to carry out procedures for registration of the development of roof-top solar power sources.”.

9. Addition of Article 8a after Article 8:  

...

...

...

1. Electricity retailers in clusters and zones shall comply with Article 63 of the Law on Electricity and the following regulations:

a) Facilitate the participation of large electricity consumers within clusters and zones, and renewable energy generation units investing in and installing facilities to sell electricity directly through private connection grids to large electricity consumers within such clusters and zones, in the direct power trading mechanism in accordance with the law;

b) Comply with regulations on dispatching and operating the national electricity system and electricity transmission, distribution, and metering systems promulgated by the Minister of Industry and Trade of Vietnam;

c) Assume responsibility for managing, monitoring, guiding, and inspecting the implementation of direct power trading within their management scope, ensuring compliance with the National Technical Regulation on electricity safety and regulations on the protection of electricity works and electricity safety. Where violations are detected, notify the competent authorities for inspection and handling in accordance with regulations;

d) Negotiate and come to terms on amendments to the existing power purchase agreements with power corporations and power companies to purchase electricity meeting the electricity demand of electricity consumers within such clusters and zones.

2. Where a large electricity consumer within a cluster or zone sends a written notice to an electricity retailer in such cluster or zone regarding the direct purchase of electricity through private connection grids from a renewable energy generation unit, within 7 days, such electricity retailer in clusters and zones shall negotiate and come to terms with the large electricity consumer regarding:

a) Amendments to the existing power purchase agreement;

b) The monthly cost of using the electricity grid within the clusters and zones, determined based on the actual monthly electricity purchased under the direct power purchase agreement by the large electricity consumer and the difference between the electricity selling price applicable to the electricity retailer and the retail electricity price applicable to the large electricity consumer under current regulations on electricity prices;

c) The grid connection plan for the renewable energy source of the renewable energy generation unit.

...

...

...

4. In addition to the responsibilities prescribed in Clauses 1 and 2 of this Article, electricity retailers in clusters and zones investing in renewable energy sources to sell electricity to large electricity consumers under the direct power trading mechanism through private connection grids shall fulfill the responsibilities of renewable energy generation units prescribed in Article 7 of this Decree.”.

10. Amendments to Article 14:

a) The phrase “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) in Clause 1 and the opening paragraph of Clause 2 of this Article;

b) The phrase “(hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm)” ((or authorized electricity retailers in clusters and zones)) is replaced with “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) in the opening paragraph of Clause 3 and Point a Clause 3 of this Article.

c) Amendments to Point b Clause 3 of this Article:

“b) The electricity consumption of large electricity consumers that differs from the electricity purchased from renewable energy generation units, converted at the delivery point, shall be paid according to the retail electricity price applicable to the corresponding consumers with respect to consumer category, electricity use purpose, voltage level, and time-of-use under the Regulations on Electricity Prices promulgated by the Minister of Industry and Trade of Vietnam. The electricity consumption of electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) that differs from the electricity purchased from renewable energy generation units shall be paid according to the wholesale electricity price under the Regulations on Electricity Prices promulgated by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.”.

11. The phrase “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) throughout Article 15.

12. Amendments to Article 16:

a) The phrase từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) throughout Article 16;

...

...

...

 “Q_KH(i): Actual electricity consumption of large electricity consumers or electricity purchased by electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) during trading period i (kWh);

Q_KHhc(i): Adjusted electricity consumption of large electricity consumers or electricity purchased by electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) during trading period i (kWh), determined as follows:

Q_KHhc(i) = MIN (Q_KH(i); Q_m(i))

Where Q_m(i) is the actual electricity generated by renewable energy generation units, converted at the electricity delivery points of large electricity consumers or electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), determined as follows:”;

13. Amendments to Article 17:

a) The phrase từ “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) throughout Article 17;

b) Addition of Clause 5 after Clause 4 Article 17:  

“5. Where an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) concludes a forward power purchase agreement with a renewable energy generation unit and sells electricity to large electricity consumers within such a cluster or zone:

a) Such electricity retailer shall negotiate and allocate the electricity generated from the renewable energy source (converted at the delivery point) among large electricity consumers within such a cluster or zone wishing to purchase electricity generated from renewable energy sources;

...

...

...

14. The phrase “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) throughout Article 18.

15. Amendments to Article 19:

a) The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) is added immediately after the phrase “Khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in Points b, c, and d Clause 2 of this Article.

b) Amendments to Clause 4 Article 19:

“4. Before March 20 of Year N, provide the electricity system and market operation units with information on the cost of electricity system services per unit of electricity (C_DPPAdv) and the cost of offsetting differences per unit of electricity (P_CL) for the latest 5 years for announcement on the electricity market website.”

16. Amendments to Article 20:

a) The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) is added immediately after the phrase “Khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in Clauses 1, 3, and 4 of this Article;

b) Amendments to Clause 6 of this Article:

“6. Before November 15 of Year N, based on the list of large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) that are ineligible to participate in the direct power trading mechanism in Year N+1 submitted by power corporations and power companies, compile lists and report them to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.”;

...

...

...

“7. Before November 30 of Year N, announce lists of large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) that are ineligible to participate in the direct power trading mechanism through the national grid in Year N+1.”.

17. Amendments to Article 21:

a) Amendments to Clause 4 of this Article:  

“4. Conclude power purchase agreements in the electricity market with EVN (or its authorized units); conclude forward power purchase agreements with large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones).”;

b) Amendments to Clause 5 of this Article:  

“5. Agree on the percentage (%) of electricity generated by renewable energy generation units to be allocated to large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) in accordance with the principles prescribed in Article 26 of this Decree.”.

18. Amendments to Article 22:

a) The phrase “(hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền)” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with thành “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) in Clauses 1 and 2 of this Article.

b) Amendments to Clause 3 of this Article:  

...

...

...

c) Amendments to Clause 4 of this Article:  

“4. Before November 15 of Year N, report to EVN the electricity loss rate of the distribution grid at voltage levels from 22 kV to below 110 kV and from 110 kV and above in Year N-2 of power corporations.”;

d) The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) is added immediately after the phrase “Khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in Clause 5 of this Article.

19. Amendments to Article 23:

“Article 23. Responsibilities of electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)

1. Where an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) purchases electricity directly from a renewable energy generation unit, such electricity retailer shall:

a) Negotiate and conclude a forward power purchase agreement with the renewable energy generation unit, including agreement on the percentage of renewable electricity to be allocated in accordance with the principles prescribed in Article 26 of this Decree;

b) Negotiate and come to terms on amendments to the existing power purchase agreement with the power corporation or power company to ensure the electricity demand from renewable energy sources of large electricity consumers and the electricity demand of the remaining customers within the cluster or zone;

c) Negotiate and allocate electricity generated from renewable energy sources to large electricity consumers within the cluster or zone wishing to purchase electricity generated from renewable energy sources. The allocated electricity shall ensure that the total allocated electricity does not exceed the electricity purchased by such electricity retailer from the renewable energy generation unit.

...

...

...

a) Negotiate and conclude a forward power purchase agreement with the renewable energy generation unit, and a power purchase agreement with the power corporation or power company in accordance with this Decree;

b) Negotiate and come to terms on amendments to the existing power purchase agreement with the large electricity consumer within the cluster or zone within 30 days from the date of receipt of the written request and relevant documents in accordance with law, to ensure the supply of electricity meeting the demand of such large electricity consumer; negotiate and agree on the monthly electricity grid usage charge for such large electricity consumer, based on its actual monthly electricity consumption and the difference between the electricity selling price applicable to the electricity retailer and the retail electricity price applicable to the large electricity consumer under the current regulations on electricity prices; negotiate and agree with the large electricity consumer on any additional costs (if any) arising from the forward power purchase agreement concluded with the renewable energy generation unit and the power purchase agreement concluded with the power corporation or power company;

c) Negotiate and come to terms on amendments to the existing power purchase agreement with the power corporation or power company to ensure the electricity demand of the remaining customers within the cluster or zone.

3. Where a large electricity consumer within a cluster or zone provides written notice of entering into a direct power purchase agreement with a renewable energy generation unit and requests cooperation in implementing the direct power trading mechanism, within 30 days from the date of receipt of such written request, the electricity retailer within such cluster or zone shall:

a) Negotiate and come to terms with the large electricity consumer on the termination of the power purchase agreement concluded between the two parties;

b) Negotiate and come to terms on amendments to the existing power purchase agreement with the power corporation or power company to ensure the electricity demand of the remaining customers within the cluster or zone;

c) Negotiate and agree on the monthly electricity grid usage charge within the cluster or zone, based on the actual monthly electricity purchased under the direct power purchase agreement by the large electricity consumer and the difference between the electricity selling price applicable to the electricity retailer and the retail electricity price applicable to the large electricity consumer under the current regulations on electricity prices.

4. During participation in the direct power trading mechanism, upon any changes to information prescribed in Article 26 of this Decree, electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) shall notify, in writing, electricity system and market operation units, power corporations, and power companies.

5. Electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) shall provide information on the implementation status, issues arising, and difficulties encountered during implementation at the request of the competent authorities.”.

...

...

...

a) The phrase “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is removed from Clause 1 of this Article.

b) Amendments to Clause 3 of this Article:  

“3. Large electricity consumers within clusters and zones purchasing electricity from power corporations or power companies shall comply with Clause 2 of this Article and the following regulations:

a) Come to terms with electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) to amend or terminate existing power purchase agreements to ensure the supply of electricity meeting the demand of large electricity consumers as prescribed in Article 23 of this Decree;

b) Come to terms with electricity retailers in clusters and zones regarding: the cost of using the electricity grid within the clusters and zones; and any additional costs (if any) arising from the forward power purchase agreements concluded with renewable energy generation units and the power purchase agreements concluded with power corporations or power companies as prescribed in this Decree.”;

c) Amendments to Clause 4 of this Article:  

“4. During participation in the direct power trading mechanism, upon any changes to information prescribed in Article 26 of this Decree, large electricity consumers shall notify, in writing, electricity system and market operation units, power corporations, and power companies.”.

21. The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm” (electricity retailers in clusters and zones) is added immediately after the phrase “Khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) throughout Article 25.

22. Amendments to Article 26:

...

...

...

1. Representative entity and method of dossier submission

a) Large electricity consumers, electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), and renewable energy generation units shall agree to authorize representative entities in accordance with the law to submit registration dossiers for participation in the direct power trading mechanism to the electricity system and market operation units;

b) The registration dossier shall be submitted via the Online Public Service Portal of the electricity system and market operation unit or by postal service.

2. The set of agreements for participation in the direct power trading mechanism through the national grid shall comply with Article 4 of this Decree. The effective date of the set of direct power purchase agreements shall be determined as agreed by the parties; the direct power trading mechanism shall apply from the time the electricity system and market operation unit officially announces the parties' participation in direct power trading.

3. Registration dossier for participation in direct power trading through the national grid

The representative entity shall submit the registration dossier for participation in the direct power trading mechanism to the electricity system and market operation unit, comprising the following documents:

a) Written request for participation in the direct power trading mechanism;

b) Complete copy of the set of agreements prescribed in Clause 2 of this Article;

c) Information on the renewable energy generation unit, large electricity consumer, and electricity retailer within the cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones), including location, installed capacity, load, metering infrastructure, and connection infrastructure for participation in the electricity market;

...

...

...

dd) Written agreement on the percentage of electricity generated by the renewable energy generation unit allocated to the large electricity consumer or electricity retailer in the cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones), which shall not exceed 100% where 1 renewable energy generation unit concludes a forward power purchase agreement with 1 large electricity consumer or 1 electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones). Where 1 renewable energy generation unit concludes forward power purchase agreements with multiple large electricity consumers or multiple electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), the aggregate allocation percentages of electricity generated by such renewable energy generation unit to those large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones shall not exceed 100%;

e) Document certifying the completion of technical requirements and the installation of metering infrastructure and information technology facilities in accordance with regulations;

g) Written agreement with the power corporation or power company regarding responsibility for the installation of electricity meters for large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) participating in direct power trading, satisfying the prescribed technical requirements;

h) Where a large electricity consumer within a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) terminates its agreement with the electricity retailer in the cluster or zone to purchase electricity directly from the renewable energy generation unit and the power corporation or power company: documents shall include written agreements on the proposed termination of the power purchase agreement concluded between the large electricity consumer and the electricity retailer in the cluster or zone, together with a written agreement on the cost of using the electricity grid within such a cluster or zone;

i) Where a large electricity consumer authorizes an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) to participate in the direct power trading mechanism: documents shall include a written agreement on amendments to the existing power purchase agreement with the large electricity consumer; the amended existing power purchase agreement between such electricity retailer in the cluster or zone and the power corporation or power company; a written agreement on the cost of using the electricity grid within such cluster or zone; and a written agreement on any additional costs (if any) arising from the forward power purchase agreements concluded with the renewable energy generation unit and the power purchase agreement concluded with the power corporation or power company;

k) Where an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) purchases electricity directly from a renewable energy generation unit: documents shall include the amended existing power purchase agreement with the power corporation or power company (to ensure the electricity demand from renewable energy sources of large electricity consumers and the electricity demand of the remaining customers within such cluster or zone); and a written agreement on the allocation of electricity generated from renewable energy sources to large electricity consumers within such cluster or zone wishing to purchase electricity generated from renewable energy sources.

4. Receipt and processing of dossiers

Within 5 working days from the date of receipt of the registration dossier for participation in the direct power trading mechanism as prescribed in Clauses 2 and 3 of this Article, the electricity system and market operation unit shall:

a) Inspect the completeness and validity of the registration dossier for participation in the direct power trading mechanism;

...

...

...

c) Where the registration dossier is complete and valid, the electricity system and market operation units shall examine and consolidate the information, report it to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, issue a written notice of the official commencement date of participation in the direct power trading mechanism, and send such notice to EVN, power corporations, power companies, renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones).

5. During the period from the submission of the registration dossier until the electricity system and market operation unit officially announces participation in the direct power trading mechanism through the national grid, EVN, power corporations, power companies, and relevant units shall cooperate to ensure continuous and uninterrupted electricity metering, electricity delivery, and payment for renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) under the current transaction mechanism, in accordance with the law on electricity and the regulations on electricity market operation.”.

23. Amendments to Article 27:

“Article 27. Suspension, termination, and resumption of participation in direct power trading  

1. Suspension of participation in the direct power trading mechanism

a) Participation in the direct power trading mechanism shall be suspended for large electricity consumers, electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), and renewable energy generation units in the following cases: where any agreement under the direct power trading mechanism is suspended or expires, affecting the interests of the relevant parties; where there are acts of abusing the mechanism or policies for unlawful gain; where a large electricity consumer participating in the direct power trading mechanism in Year N fails to satisfy the conditions for participation in the direct power trading mechanism in Year N+1 as prescribed in Clause 2 Article 5 of this Decree; or where an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) participating in the direct power trading mechanism in Year N fails to satisfy the conditions for participation in the direct power trading mechanism in Year N+1 as prescribed in Clause 3 Article 5 of this Decree;

b) Payment during the suspension of participation in the direct power trading mechanism shall be made as follows: large electricity consumers shall make payments according to the retail electricity tariff promulgated by the Minister of Industry and Trade of Vietnam; electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) shall make payments according to the current electricity tariff; where a forward power purchase agreement with a large electricity consumer or an electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) is suspended or expires, the purchase price payable to the renewable energy generation unit shall be determined based on the average electricity market price of the immediately preceding year as announced by the electricity system and market operation unit, but shall not exceed the maximum price of the corresponding electricity generation price bracket promulgated by the Minister of Industry and Trade of Vietnam.

2. Suspension of the spot electricity market  

a) The electricity price payable to the renewable energy generation unit and the reference price under the forward power purchase agreement shall be determined based on the electricity market price for the corresponding trading intervals of the nearest preceding week during which the spot electricity market was still in operation;

...

...

...

3. Termination of participation in the direct power trading mechanism

a) The parties shall terminate their participation in the direct power trading mechanism in any of the following cases: voluntary termination at the request of the participating parties; or acts of abusing the mechanism or policies for unlawful gain where the resulting consequences cannot be remedied. Upon termination of participation in the direct power trading mechanism, large electricity consumers, electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), power corporations, and power companies shall negotiate and conclude power purchase agreements in accordance with the current regulations;

b) Within 12 months from the date on which the large electricity consumer or electricity retailer in a cluster or zone (excluding urban areas and free trade zones) terminates participation in the direct power trading mechanism, EVN and the renewable energy generation unit shall continue to perform the power purchase agreement in the spot electricity market and complete the negotiation and conclusion of a power purchase agreement in accordance with the current regulations to ensure stable electricity supply for the power system without interruption to system operation or the dispatch of renewable energy sources. During this period, the electricity purchase price shall be determined based on the average electricity market price of the immediately preceding year as announced by the electricity system and market operation unit, but shall not exceed the maximum price of the corresponding electricity generation price bracket promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

4. Resumption of participation in the direct power trading mechanism

a) The parties may resume participation in the direct power trading mechanism in the following cases: the spot electricity market resumes operation; or the violations have been remedied, and the competent authority issues a decision permitting the resumption of participation in the mechanism;

b) Upon resumption of participation in the direct power trading mechanism, the relevant units shall continue to perform the agreements under the concluded power purchase agreements.

5. Authority regarding suspension, termination, and resumption of participation in the direct power trading mechanism

a) The Minister of Industry and Trade of Vietnam shall provide opinions on the suspension and resumption of participation in the direct power trading mechanism by renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones), based on reports and recommendations from the electricity system and market operation units or other relevant agencies or organizations;

b) The Minister of Industry and Trade of Vietnam shall decide the termination of participation in the direct power trading mechanism by renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) after obtaining written opinions from the relevant agencies”.

...

...

...

a) Amendments to Point a Clause 1 of this Article:

 “Reporting entities: Large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones participating in direct power trading through private connection grids;

Recipients of reports: The Ministry of Industry and Trade of Vietnam, the People's Committees of provinces and cities, power corporations, and power companies (which shall only receive reports from large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones within their management areas);”;

b) Addition of Point a1 after Point a Clause 1 of this Article:

“a1) Report on the results of direct power trading through private connection grids for Month M-1, using Form No. 05 in Appendix V enclosed with this Decree, as follows:

Name of the report: Report on the results of direct power trading for the immediately preceding month;

Content: Total number of renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones participating in the direct power trading mechanism; information on the contracting parties (seller and purchaser); electricity traded during the month; costs of direct electricity purchases during the month; connection voltage level of the roof-top solar power source; difficulties, obstacles, and proposed solutions (if any);

Reporting entities: Power corporations and power companies;

Recipient of reports: The Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

...

...

...

Submission time limit: Before the 20th day of Month M;

Submission frequency: Every month.”;

c) Amendments to Point a Clause 1 of this Article:

 “Reporting entities: Power corporations, power companies, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones participating in direct power trading through private connection grids;

Recipients of reports: The Ministry of Industry and Trade of Vietnam (which shall only receive reports from power corporations and power companies); the People's Committees of provinces and cities (which shall only receive reports from large electricity consumers and electricity retailers in clusters and zones within their management areas);

Submission time limit: Before December 15 of Year N;”;

d) Amendments to Point a Clause 2 of this Article:

 “Content: Total number of renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) participating in the direct power trading mechanism; information on the contracting parties (seller and purchaser); electricity traded during the month; costs of direct electricity purchases during the month; difficulties, obstacles, and proposed solutions (if any);

Reporting entities: The electricity system and market operation units, power corporations, power companies, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones);

...

...

...

dd) Amendments to Point b Clause 2 of this Article:

 “Content: Total number of renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) participating in the direct power trading mechanism; information on the renewable energy generation units, large electricity consumers, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones); electricity traded during the year; costs of direct electricity purchases during the year; difficulties, obstacles, and proposed solutions (if any);

Reporting entities: EVN; the electricity system and market operation units, power corporations, power companies, and electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones);

Recipients of reports: The Ministry of Industry and Trade of Vietnam (which shall only receive reports from the electricity system and market operation units, power corporations, and power companies); the People's Committees of provinces and cities (which shall only receive reports from electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones) within their management areas);

Submission time limit: Before December 15 of Year N;”.

25. The phrase “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) is added immediately after the phrase “khách hàng sử dụng điện lớn” (large electricity consumers) in the title of Section 2 of Chapter III.

26. The phrase “hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền” (or authorized electricity retailers in clusters and zones) is replaced with “đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (trừ khu đô thị, khu thương mại tự do)” (electricity retailers in clusters and zones (excluding urban areas and free trade zones)) in the title of Section 3 of Chapter III.

27. Appendix IV and Forms No. 01, No. 02, No. 03, and No. 04 of Appendix V are replaced, and Form No. 1A is added immediately after Form No. 01 of Appendix V, enclosed with Decree No. 57/2025/ND-CP dated March 3, 2025 of the Government of Vietnam.

28. Clause 3 Article 31 is annulled.

...

...

...

1. Amendments to Article 3:

“Article 3. Interpretation of terms

For the purpose of this Decree, the following terms shall be construed as follows:

1. “Surplus seller” means an organization or individual owning a self-produced, self-consumed power source, or an organization or individual assuming the rights and obligations of such organization or individual in accordance with the law.

2. “Surplus buyer” means an electricity unit falling into one of the following categories:

a) A subsidiary of a Power Corporation under Vietnam Electricity (EVN);

b) A unit affiliated with a Power Corporation under EVN;

c) A private grid owner as prescribed in Clause 7 of this Article.

3. “Connection to the national power system” means an electrical connection determined as follows:

...

...

...

b) An electrical connection between an electricity load or power source of an organization or individual and the grid of a private grid owner, where the grid of such private grid owner is directly connected to the national power system (hereinafter referred to as “connection to the national power system through the grid of a private grid owner”).

4. “Roof-top solar power” refers to electricity generated from photovoltaic panels based on the principle of converting solar energy into electrical energy, installed on the roof of a building or a structure in the form of a building, connected to electrical equipment, and serving power generation activities.

5. “Surplus electricity” refers to electricity generated from renewable energy or new energy sources under the self-production and self-consumption model, but not fully consumed by the load and transmitted into the grid owned by the surplus buyer.

6. “Zero-Export device” refers to a control device designed to permit (anti-export OFF mode) or prevent (anti-export ON mode) the export of active power to the electricity grid through an ON/OFF mechanism. This device may be integrated into an inverter, integrated into a supervision and control device, or operate as a standalone device.

7. “Private grid owner” means an electricity unit licensed to conduct electricity activities in the field of electricity distribution or electricity retail that owns or has lawful rights to use a power grid through which a self-produced, self-consumed power source is connected to the national power system.

8. “Clusters and zones" include industrial parks, economic zones, export-processing zones, industrial clusters, hi-tech parks, centralized digital technology parks, hi-tech application agricultural parks, urban areas, and free trade zones where self-produced, self-consumed rooftop solar power is developed.”.

2. Amendments to Clauses 2 and 3 Article 7:

“2. Reporting:

a) Owners of renewable energy power plants or new energy power plants under projects for which the President of the provincial People's Committee has approved or issued a decision on investment guidelines shall report the data prescribed in Clause 1 of this Article to the provincial People's Committee before December 10 each year. The provincial People's Committee shall consolidate and submit such reports to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam before December 15 each year. The reported data shall ensure chronological continuity between reporting periods;

...

...

...

c) The reports specified in Points a and b of this Clause shall be submitted in the form of data messages in accordance with the law on electronic transactions or in paper form.

3. Use and utilization of data:

The Ministry of Industry and Trade of Vietnam and provincial People's Committees shall consolidate and retain the data reported by power plant owners in accordance with Clauses 1 and 2 of this Article for the assessment of the development potential of renewable energy power and new energy power, for provision of data for basic surveys as prescribed in Article 21 of the Law on Electricity, and for power source calculation, forecasting, power system operation, and other purposes in accordance with the law.”.

3. Amendments to Article 9:

“Article 9. Renewable energy power and new energy power investment projects subject to Prime Minister of Vietnam's authority to approve investment guidelines as prescribed in Clause 19 Article 24 of Law on Investment

The Prime Minister of Vietnam shall approve the investment guidelines for renewable energy power projects and new energy power projects that request the State to allocate sea areas but do not fall under the authority of the President of the provincial People's Committee to approve investment guidelines as prescribed in Clause 3 Article 25 of the Law on Investment.”.

4. Amendments to Article 10:

a) Amendments to the title of Article 10:

“Article 10. General provisions on development of self-produced, self-consumed power”

...

...

...

“5. Operational requirements applicable to a self-produced, self-consumed power source connected to the national power system:

a) A self-produced, self-consumed power source shall be operated in a manner that ensures the safety of the national power system and shall be dispatched on an equal basis with other renewable energy and new energy power sources of the same type;

b) For a power source connected to the national power system at the medium-voltage level or above and selling surplus electricity to the national power system, the organization or individual developing the power source shall be responsible for equipping devices and facilities for connection to the data acquisition, supervision, and control system of the dispatch units with control authority in accordance with the technical requirements announced by EVN on its website, and shall agree with the surplus buyer on the installation of a bidirectional electricity meter as prescribed;

c) For a power source connected to the national power system at the medium-voltage level or above and not selling surplus electricity, the organization or individual developing the power source shall be responsible for installing a zero-export device connected to the national power system. The zero-export device shall be operated continuously in OFF mode (allowing active power export to the grid) and shall be switched to ON mode (preventing active power export to the grid) at the request of the dispatch unit with control authority, where necessary to ensure the safety of the power system;

d) For a power source connected to the national power system at the low-voltage level, the organization or individual developing the power source is not required to install the devices and facilities specified in Points b and c of this Clause. Where surplus electricity is sold, the organization or individual shall agree with the surplus buyer on the installation of a bidirectional electricity meter as prescribed;

dd) Where a power source is connected to the national power system through the grid of a private grid owner, and there is no dispatch unit, operational requirements shall be limited to ensuring the safety of the grid managed by the private grid owner;

e) The voltage level at which the power source is connected to the national power system shall be determined at the point of connection between the electricity load or power source of the organization or individual and the national power system in the case of a direct connection to the national power system, or at the point of connection having the highest voltage level among the electricity load, power source, and grid of the organization or individual and the grid of the private grid owner in the case of a connection to the national power system through the grid of a private grid owner;

g) The organizations and individuals specified in Points b, c, d, and dd of this Clause shall comply with dispatch and control instructions issued by dispatch units with control authority;

h) Where circumstances arise that threaten the security of electricity supply, the dispatch unit with control authority shall decide the dispatch, suspension, or reduction of power output transmitted to the grid from power sources connected to the national power system at the medium-voltage level or above to ensure the safety and security of electricity supply.”.

...

...

...

“Article 11. Development capacity of self-produced and self-consumed power sources

1. The capacity scale for the development of self-produced and self-consumed power sources shall comply with the power development planning, the implementation plan for the power development planning, and the power supply network development plan under the provincial planning, except for the capacity of the power sources specified in Points a and b Clause 5 Article 10 of the Law on Electricity.

2. Organizations and individuals developing self-produced and self-consumed power sources shall calculate and determine the installed capacity in accordance with Clause 3 of this Article and in line with their load demands. Organizations and individuals are encouraged to install electricity storage systems appropriate to the power source's capacity scale and their load demands.

3. The installed capacity of self-produced and self-consumed power sources of the organizations and individuals specified in Clause 2 of this Article shall not exceed P_max, calculated according to the following formula:

a) For organizations and individuals using single-phase electricity meters:

P_max = U_dđmax x I_dđmax x k_c

Where:

U_dđmax means the maximum rated voltage of the electricity meter (indicated on the electricity meter label);

I_dđmax means the maximum rated current of the electricity meter (indicated on the electricity meter label);

...

...

...

k_c = k_I x k_U

Where:

k_I means the current transformer ratio, being the ratio between the rated primary current (I_1dđ)  and the rated secondary current (I_2dđ) of the current transformer, calculated as: k_I = I_1dđ/I_2dđ. Where no current transformer is installed, k_I = 1;

k_U means the voltage transformer ratio, being the ratio between the rated primary voltage (U_1dđ) and the rated secondary voltage (U_2dđ) of the voltage transformer, calculated as: k_U = U_1dđ/ U_2dđ. Where no voltage transformer is installed, k_U = 1;

b) For organizations and individuals using three-phase electricity meters:

Where:

U_dđmax means the maximum rated voltage of the electricity meter (indicated on the electricity meter label);

I_dđmax means the maximum rated current of the electricity meter (indicated on the electricity meter label);

...

...

...

k_c = k_I x k_U

Where:

k_I means the current transformer ratio, being the ratio between the rated primary current (I_1dđ)  and the rated secondary current (I_2dđ) of the current transformer, calculated as: k_I = I_1dđ/I_2dđ. Where no current transformer is installed, k_I = 1;

k_U means the voltage transformer ratio, being the ratio between the rated primary voltage (U_1dđ) and the rated secondary voltage (U_2dđ) of the voltage transformer, calculated as: k_U = U_1dđ/U_2dđ. Where no voltage transformer is installed, k_U = 1;

c) Where self-produced and self-consumed power sources are developed without connection to the national power system, organizations and individuals shall determine the installed capacity appropriate to their load demands.

6. Amendments to Article 12:

a) Amendments to Point a Clause 1:

 “a) Except for self-produced and self-consumed roof-top solar power sources, before investing in the construction and installation of a power source, organizations and individuals shall notify the provincial People's Committee of the following information: the name of the organization or individual; the type and capacity scale of the power source; the purpose, location, commencement date, and completion date of installation. The provincial People's Committee shall consolidate such information and annually report it to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;”;

b) Amendments to Clause 2:

...

...

...

b) Where a connection point to the national power system already exists for electricity trading, organizations and individuals shall notify the grid management unit in writing of any anticipated changes (if any) relating to the concluded grid connection agreement and power purchase agreement, and request amendments and supplements before investing in the construction and installation of the power source. Within 5 working days from the date of receipt of the notification, the grid management unit shall consider and guide the organizations and individuals in amending and supplementing the grid connection agreement and power purchase agreement in accordance with the law on electricity. Where difficulties arise beyond the parties' authority to resolve, they shall report to the provincial People's Committee for guidance in accordance with regulations.

Where no connection point to the national power system exists, organizations and individuals shall enter into a grid connection agreement with the grid management unit in accordance with the regulations of the Minister of Industry and Trade of Vietnam on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering;

c) Depending on the capacity scale and connection voltage level, organizations and individuals shall comply with the technical, control, supervision, and protection requirements prescribed in this Decree and the regulations of the Minister of Industry and Trade of Vietnam on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering.”;

c) Amendments to the opening paragraph of Clause 3:

“3. For power sources selling surplus electricity to the national power system, organizations and individuals shall comply with Point a and Point b Clause 1, Point b and Point c Clause 2 of this Article, and the following provisions:”;

d) Addition of Point d after Point c Clause 4:

“d) The agreement for the sale and purchase of surplus electricity shall be concluded by mutual agreement between the parties, ensuring compliance with the law on electricity and other relevant laws.”

7. Amendments to Article 13:

“Article 13. General provisions

...

...

...

2. Households using detached houses that install self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system at the low-voltage level and selling surplus electricity shall be exempt from, or not required to amend, their household business registration certificates.

3. Buildings or structures having a building-like structure that comply with regulations on electrical safety and fire prevention and fighting may install self-produced and self-consumed solar power sources on the building envelope, and such power sources shall be subject to the same provisions of this Decree as self-produced and self-consumed roof-top solar power sources.

4. Self-produced and self-consumed solar power sources installed on land used for multiple purposes in accordance with the law on land shall be permitted to sell surplus electricity as prescribed in Point b Clause 1 Article 10 of this Decree and be subject to the other provisions of this Decree applicable to self-produced and self-consumed roof-top solar power sources.

5. The development capacity of self-produced and self-consumed roof-top solar power under this Decree shall be determined based on the capacity of the inverter.”.

8. Amendments to Article 14:

“Article 14. Mechanism for sale and purchase of surplus electricity

1. Self-produced and self-consumed roof-top solar power sources eligible to sell surplus electricity under this Decree include:

a) Self-produced and self-consumed roof-top solar power sources installed by households using detached houses;

b) Self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system at the low-voltage level;

...

...

...

d) Self-produced and self-consumed roof-top solar power sources installed on public property. The sale and purchase of surplus electricity from such power sources shall comply with this Decree, the law on the management and use of public property, other relevant laws, and be consistent with the functions and tasks of the surplus seller;

dd) Self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system and falling within the development capacity scale provided for in the power development planning, the implementation plan for the power development planning, and the power supply network development plan under the provincial planning.

2. The surplus electricity traded between the surplus buyer and the surplus seller includes the surplus electricity generated by the roof-top solar power source and the electricity discharged from an electricity storage system charged by the roof-top solar power source (if any). The surplus electricity shall be determined at the output of the inverter and traded as follows:

a) The surplus electricity traded shall be agreed upon by the parties but shall not exceed 50% of the electricity generated at the output of the roof-top solar power source based on solar irradiance;

b) From the effective date of this Decree until December 31, 2030, the parties may agree to trade surplus electricity at a rate exceeding 50% of the electricity generated at the output of the roof-top solar power source based on solar irradiance, provided that the power grid at the connection location has adequate absorption capacity and that the sale and purchase of surplus electricity satisfy the requirements for safe grid operation and power system operation dispatch in accordance with regulations;

c) For mountainous, border, and island areas not yet supplied with electricity from the national power system, there shall be no limit on the surplus electricity that may be traded. The surplus electricity eligible for payment shall be the total electricity transmitted to the Surplus Buyer's grid as measured by the meter. From the time such areas are supplied with electricity from the national power system, the sale and purchase of surplus electricity shall comply with Point a or Point b of this Clause, as applicable.

3. The monthly electricity generated at the output of the roof-top solar power source based on solar irradiance shall be calculated as follows:

A_i = PVout_(i) x P_lđ

Where:

...

...

...

PVout_(i) means the characteristic coefficient representing the average electricity generated per 1 kWp of the roof-top solar power source in month i in each province or centrally affiliated city, expressed in kWh/kWp. The theoretical PVout coefficients for the 12 months of the year for each province or centrally affiliated city shall be announced by EVN after obtaining the opinion of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

P_lđ means the total rated capacity of the photovoltaic panels actually installed for the roof-top solar power source, expressed in kWp.

4. Monthly settlement of payments for the sale and purchase of surplus electricity between the surplus buyer and the surplus seller shall be carried out as follows:

a) Where the actual surplus electricity transmitted to the surplus buyer's grid exceeds the agreed surplus electricity, the payable surplus electricity shall be the agreed surplus electricity, expressed in kWh;

b) Where the actual surplus electricity transmitted to the surplus buyer's grid is lower than the agreed surplus electricity, the payable surplus electricity shall be the total electricity transmitted to the surplus buyer's grid as measured by the meter, expressed in kWh;

c) The agreed surplus electricity shall be determined as follows:

A_tt = k x A_i

Where:

A_tt means the agreed surplus electricity, expressed in kWh;

...

...

...

A_i means the electricity generated at the output of the roof-top solar power source based on solar irradiance, calculated in accordance with Clause 3 of this Article.

5. The purchase price for surplus electricity shall be the average electricity market price of the immediately preceding year, as announced by the electricity market transaction operator, expressed in Vietnam Dong per kWh (VND/kWh). Where the average electricity market price of the immediately preceding year exceeds the maximum price under the electricity generation price bracket applicable to ground-mounted solar power without battery storage for the relevant region, the purchase price for surplus electricity shall be equal to the maximum price (exclusive of value-added tax) under such electricity generation price bracket.

6. Organizations and individuals selling surplus electricity shall carry out procedures for obtaining an electricity operation license, except where exempted from such licensing requirements in accordance with regulations.”.

9. Amendments to Article 15:

“Article 15. Notification of power source development

1. Organizations and individuals installing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources with a capacity of 100 kW or more that are not connected to the national power system shall send a notification to the commune-level People's Committee where the power source is installed, providing the following information: the name of the organization or individual; capacity scale; location; commencement date; completion date; and the date the power source is put into operation. Such information shall be submitted in the form of a data message in accordance with the law on electronic transactions or via the National Public Service Portal or the National Identification Application. The commune-level People's Committee shall compile such information and annually report it to the provincial People's Committee.

2. Organizations and individuals installing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system at the low-voltage level shall submit a notification using Form No. 01 in the Appendix enclosed with this Decree to the commune-level People's Committee where the power source is installed. Organizations and individuals installing power sources with a capacity of less than 1 kW, calculated based on the capacity of the inverter, are not required to comply with this Clause.

3. Organizations and individuals installing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system at the medium-voltage level or above and not registering to sell surplus electricity shall submit a notification using Form No. 02 in the Appendix enclosed with this Decree to the provincial People's Committee.

4. The submission, receipt, and processing of the notifications specified in Clauses 2 and 3 of this Article shall be carried out as follows:

...

...

...

b) Within 3 working days from the date of receipt of the notification, the receiving authority shall send an electronic copy of the notification via the Administrative Procedure Settlement Information System or another appropriate electronic means to the local state management agency or unit responsible for construction, fire prevention and fighting, environmental protection, and the grid management unit for monitoring and provision of guidance to the organization or individual in accordance with regulations, and publish the notification on its official website;

c) Where an organization or individual submitting a notification under Clause 2 of this Article registers to sell surplus electricity, the commune-level People's Committee shall, within 5 working days from the date of receipt of the notification, send an electronic copy of the notification via the Administrative Procedure Settlement Information System or another appropriate electronic means to the provincial People's Committee for management in accordance with regulations.

5. Where the installation of a power source is likely to overload transformers, the low-voltage grid, or the distribution grid in the registered development area, the grid management unit shall send its response in the form of a data message in accordance with the law on electronic transactions or via the Administrative Procedure Settlement Information System or another appropriate electronic means to the authority receiving the notification within 33 working days from the date of receipt of the notification, so that the receiving authority may notify the organization or individual to suspend the installation and operation of the power source.

6. If, after 10 working days from the date of submission of the notification, no response is received from the receiving authority, the organization or individual may install the roof-top solar power source in accordance with the notified contents and the relevant laws.”.

10. Amendments to Article 16:

“Article 16. Entities required to register development of roof-top solar power sources and authority to issue certificates of registration for roof-top solar power source development

1. The entities required to register the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources include:

a) Organizations and individuals developing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system at the medium-voltage level or above and selling surplus electricity;

b) Organizations and individuals developing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system that do not fall within the entities specified in point a of this Clause but wish to obtain a certificate of development registration.

...

...

...

3. The provincial People's Committee is the competent authority to issue the certificate of development registration to the entities specified in Clause 1 of this Article.

4. Conditions for the issuance of a certificate of development registration:

a) A complete dossier for registration is submitted in accordance with Article 17 of this Decree;

b) The capacity of the power source registered for development complies with Clause 1 Article 11 of this Decree;

c) The grid management unit has confirmed that the installation of the power source will not overload transformers, the low-voltage grid, or the distribution grid in the registered development area.”.

11. Amendments to Article 17:

“Article 17. Dossier for certificates of development registration

1. The dossier for registration of the development of a self-produced and self-consumed roof-top solar power source shall comprise:

a) Written registration using Form No. 03 in the Appendix enclosed with this Decree;

...

...

...

c) Written approval of the fire prevention and fighting commissioning results for the work where the power source is proposed to be installed, in the case of a work already put into operation; or written appraisal of the fire prevention and fighting design for the work, in the case of a newly constructed work designed for the installation of the power source.

Where the work proposed for installation of the power source is not subject to fire prevention and fighting design appraisal, the document specified in this Point is not required.

2. The receiving authority: the provincial People's Committee.

3. Method of submission:

a) The dossier shall be submitted online via the National Public Service Portal or the National Identification Application. Where the dossier is submitted in person to the Single-Window Department of the receiving authority, the organization or individual shall request the receiving officer to provide guidance and assistance in submitting the dossier online via the National Public Service Portal or the National Identification Application;

b) Documents submitted electronically shall be electronic copies made from the originals.

4. Number of dossiers: 1.”

12. Amendments to Article 18:

“Article 18. Procedures for issuance of certificates of development registration

...

...

...

2. Where the dossier is complete and valid, it shall be processed as follows:

a) The provincial People's Committee shall receive the dossier and send an electronic copy thereof via the Administrative Procedure Settlement Information System or another appropriate electronic means to the grid management unit, requesting its opinion on the following matters: confirmation as to whether the installation of the power source will overload transformers, the low-voltage grid, or the distribution grid in the registered development area; assessment of the impact on the quality of electricity supplied by the distribution grid; requirements applicable to the organization or individual during installation of the power source to ensure the safe and stable operation of the power system; and other relevant matters (if any);

b) The grid management unit shall provide its response in the form of an electronic document via the Administrative Procedure Settlement Information System or another appropriate electronic means to the provincial People's Committee within 3 working days;

c) The grid management unit consulted by the provincial People's Committee shall be the electricity unit managing the transformer substation and the grid of the national power system at the connection point where the power source is directly connected to the national power system; or the private grid owner where the power source is connected to the national power system through the grid of the private grid owner. Such unit shall cooperate with the electricity unit managing the national power grid (where necessary) to ensure that complete opinions are provided on the matters specified in Point a of this Clause.

3. Within 10 working days from the date of receipt of a complete and valid application dossier, the provincial People's Committee shall issue the certificate of development registration using Form No. 04 in the Appendix enclosed with this Decree. Where the conditions for issuance are not satisfied, the provincial People's Committee shall issue a notification, in the form of a data message, to the applicant in accordance with the law on electronic transactions or via the National Public Service Portal or the National Identification Application under the received dossier identification number, specifying the reasons.

The provincial People's Committee shall send an electronic copy of the certificate of development registration, together with the registration dossier, to the local state management agency or unit responsible for construction, fire prevention and fighting, environmental protection, and the grid management unit for monitoring and provision of guidance to the organization or individual in accordance with regulations.

4. During the processing of the dossier, the provincial People's Committee shall record the date and time of receipt, including the hour and minute, and process dossiers following their order of receipt.”.

13. Amendments to Clause 3 Article 19:

“3. Where the certificate of development registration is lost or damaged, the provincial People's Committee shall issue a copy from the original register in accordance with regulations upon request of the organization or individual.”.

...

...

...

a) Amendments to the opening paragraph of Clause 1:

“1. The provincial People's Committee shall consider deciding the revocation of the certificate of development registration in the following cases:”

b) Amendments to Clause 2:

“2. The President of the provincial People's Committee shall issue a decision revoking the certificate of development registration in the cases specified in Clause 1 of this Article; other competent state authorities or competent persons shall issue decisions revoking the certificate of development registration in accordance with the law on the handling of administrative violations.”.

15. Amendments to Article 21:

“Article 21. Investment, construction, and installation of power sources

1. For households using detached houses: the design and installation of the power source shall comply with the installation and power source connection diagram; the installed capacity shall conform to the notification or the issued certificate of development registration; and equipment shall be used and installed in accordance with this Decree.

2. For organizations and individuals other than households using detached houses: the design and installation of the power source shall comply with the installation and power source connection diagram; the installed capacity shall conform to the notification or the issued certificate of development registration; and equipment shall be used and installed in accordance with this Decree. Where surplus electricity is sold, organizations and individuals shall additionally comply with the relevant provisions of the law on investment and electricity.

3. Organizations and individuals may request guidance from state management agencies on implementation in accordance with specialized laws. Where the power source is connected to the national power system, organizations and individuals shall request the electricity unit managing the power grid to provide guidance on installation and electrical connection to ensure electrical safety during operation. The state management agency and electricity unit shall provide such guidance within 5 working days from the date of receipt of the notification or the certificate of registration for power source development of the organization or individual.

...

...

...

“Article 23. Commissioning for investment, construction, and installation of power sources

1. For households using detached houses: carry out electrical safety, construction safety, and fire prevention and fighting requirements before putting the power source into operation and use.

2. For organizations and individuals other than households using detached houses:

a) Organizations and individuals shall conduct commissioning for investment and construction in accordance with construction, electricity, fire prevention and fighting, and environmental protection laws before putting the power source into operation and use, and ensure power quality in accordance with the law on electricity;

b) Where surplus electricity is sold into the national power system, organizations and individuals shall carry out procedures for obtaining an electricity operation license, except where exempted from such licensing requirements in accordance with regulations.

3. Commissioning for supervision, control, and information connection equipment shall be carried out in accordance with the procedures announced by EVN on its official website and as follows:

a) For power sources directly connected to the national power system at the medium-voltage level or above and selling surplus electricity, the dispatch unit with control authority shall cooperate in the commissioning of the on-site supervision and control system and its information connection to its data acquisition, supervision, and control system; the surplus buyer shall cooperate in the commissioning of metering equipment and connect it to its remote metering data acquisition system (if any);

b) For power sources directly connected to the national power system at the medium-voltage level or above and not selling surplus electricity, the electricity unit shall cooperate in the commissioning of the zero-export system connected to the national power system;

c) For power sources directly connected to the national power system at the low-voltage level and selling surplus electricity, the surplus buyer shall cooperate in the commissioning of metering equipment and connect it to its remote metering data acquisition system (if any);

...

...

...

dd) Where the State has not promulgated standards or technical regulations for the supervision, control, metering, and information connection equipment specified in Points a, b, and c of this Clause, international standards, regional standards, foreign standards, or organizational standards may be applied in accordance with the law on standards and technical regulations;

e) Within 5 working days from the date of receipt of a request from an organization or individual, the electricity unit shall organize and cooperate in the commissioning of the contents specified in Points a, b, c, and d of this Clause.

17. Amendments to Article 24:

a) Amendments to Clause 1:

“1. After completing the installation of the power source, the organization or individual shall submit a dossier for the sale of surplus electricity, including:

a) Written request for electricity sale;

b) Technical documents, certificates of origin (CO), certificates of quality (CQ) for equipment including photovoltaic panels, inverters, energy storage batteries (if installed), and other constituent equipment;

c) Copy of the notification or the certificate of registration for power source development.”

b) Amendments to Clause 2:

...

...

...

c) Addition of Clause 5 after Clause 4:

 “5. The dossier for the sale of surplus electricity and the power purchase agreement may be established in the form of data messages in accordance with the law on electronic transactions or in paper form. Electronic documents shall be electronic copies made from the originals; paper documents shall be originals or copies. The surplus seller shall be responsible for the accuracy, completeness, and legal validity of the documents in the dossier for the sale of surplus electricity, serving as the basis for signing the power purchase agreement.”.

18. Amendments to Point a Clause 1 Article 26:

 “a) Clear, appropriate, and feasible plans for conducting surveys serving the development of off-shore wind power projects are prepared. The proposed capacity scale and sea area for the survey must be consistent with the approved power development planning or the implementation plan for power development planning.

The survey plan must include the following principal contents: information on the implementing unit; the proposed sea area for survey and assessment of its consistency with relevant planning schemes; plans and methods for implementing the survey contents specified in Clause 1 Article 27 of this Decree; estimated costs and financing arrangements; information on contractors expected to participate in the survey; and other contents related to the specific sea area location;”.

19. Amendments to Article 27:

a) Amendments to Point b Clause 3:

“b) The survey unit may use the survey and research results to develop a project for which it is the project owner or to form a consortium or partnership to develop the project in accordance with the law.”

b) Amendments to Clause 4:

...

...

...

c) Amendments to Clause 5:

“5. The Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall cooperate with relevant agencies and organizations in developing and announcing norms on the sea area required for surveys and for investment and construction of off-shore wind power projects, in line with wind power technology applicable to each relevant period and the specific conditions of each sea area.”

20. Amendments to the opening paragraph of Clause 1 Article 28:

“1. Foreign investors and foreign-invested economic organizations specified in Clause 1 Article 20 of the Law on Investment that carry out, participate in carrying out investment, or participate in bidding for the selection of investors for off-shore wind power projects must satisfy the following conditions:”

21. Amendments to Article 34:

“Article 34. Responsibilities of provincial People’s Committees

1. Organize the implementation of, and inspect compliance with, this Decree within their areas; and may delegate specialized agencies or administrative organizations under their management, in accordance with the law, to perform the tasks prescribed in this Decree.

2. Direct specialized agencies and units to provide guidance on, and inspect compliance with, regulations on safety, electricity, construction, fire prevention and fighting, and environmental protection during the installation and operation of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources; and handle violations in accordance with the law. Where necessary, issue guidance documents to ensure uniform application by organizations and individuals within the local areas.

3. Direct the review, updating, and announcement on the web portal of the following information:

...

...

...

b) The total capacity of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources for which certificates of development registration have been issued, immediately upon any change;

c) The total remaining undeveloped capacity of roof-top solar power, immediately upon any change;

d) The certificates of development registration issued to organizations and individuals.

4. Report to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam on the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power within the local areas before December 15 each year, using Form No. 06 in the Appendix enclosed with this Decree. Reported information and data must ensure continuity between reporting periods.

5. Based on the allocated development capacity under the power development planning, decide the allocation and limitation of roof-top solar power development capacity for local clusters and zones, taking into account development demand and reports of the management units or project owners of clusters and zones, to ensure grid safety and power quality within the development area.

6. Apply information technology and digital transformation to receive and process administrative procedures, and to manage notifications, registration dossiers, and certificates of registration for development for self-produced and self-consumed roof-top solar power sources in the electronic environment; develop interactive electronic forms for notification and development registration procedures to enable organizations and individuals to submit information online; and establish a synchronized database on self-produced and self-consumed roof-top solar power sources within the local areas.”.

22. Addition of Article 34a after Article 34:

 “Article 34a. Responsibilities of commune-level People's Committees

1. Organize the implementation of, and inspect compliance with, this Decree within their areas; and handle violations in accordance with the law.

...

...

...

3. Apply information technology and digital transformation in receiving, processing, and managing notifications on the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources in the electronic environment.”.

23. Amendments to Clause 7 Article 35:

 “7. Develop and announce technical requirements for devices and facilities connected to the data acquisition, supervision, and control system of the dispatch unit with control authority as prescribed in Point b Clause 5 Article 10 of this Decree; develop and announce procedures for the commissioning of supervision, control, and information connection equipment as prescribed in Clause 3 Article 23 of this Decree. Before December 15 each year, announce the PVout coefficient prescribed in Clause 3 Article 14 of this Decree for calculating the electricity at the inverter output of roof-top solar power sources for the following year.”.

24. Amendments to Article 36:

a) Amendments to Points c and dd of Clause 2:

 “c) Monitor power sources connected to the national power system and ensure absolute operational safety of the power grid under their management. Be responsible for monitoring the operation of electronic meters and systems connected to the remote data acquisition system of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system. Where abnormalities are detected in a client's electricity use, notify the competent authority for inspection and handling in accordance with the law;

d) Regularly monitor, compile, and assess power sources supplying surplus electricity to the national power system to ensure the safe operation of the power grid under their management. Where the development of a power source is likely to overload transformer substations, low-voltage grids, or distribution grids within the registered development area, promptly report to the competent authority so that appropriate measures may be taken;”;

b) Amendments to Clause 3:

“3. Have the right to refuse to purchase surplus electricity from organizations and individuals developing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources where such purchase may cause overloading of the low-voltage or medium-voltage grid in the area.”.

...

...

...

a) Amendments to Point a: 

 “a) Organizations and individuals developing power sources are to comply with this Decree and satisfy the connection and operational requirements of the grid management unit to ensure grid safety. After completing the construction, installation, and operation of the power sources, organizations and individuals shall submit relevant information to the authority receiving the notification or the authority issuing the certificate of development registration;";

b) Amendments to Point d:

“d) Organizations and individuals developing power sources are to install devices and facilities as prescribed in this Decree; ensure safe and stable operation; and take responsibility for information safety and cybersecurity in accordance with the law;”

c) Amendments to Point g:

 “g) Organizations and individuals developing power sources have the obligation to cooperate with the provincial People's Committee and the electricity unit in complying with the development capacity allocated within the local area under the power development planning and the implementation plan for the power development planning when developing power sources;”.

26. Amendments to Article 38:

“Article 38. Responsibilities of management units, project owners of clusters and zones, and private grid owners

1. Develop renewable energy power and new energy power in accordance with this Decree and other relevant laws.

...

...

...

a) Refrain from obstructing and facilitate organizations and individuals in developing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources within the areas under their management in accordance with the law;

b) Cooperate with competent authorities and electricity units in assessing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources supplying surplus electricity to the grid to ensure the safe operation of the national power system and the power grid under their management;

c) Monitor, inspect, and assess the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power within the areas under their management. Where necessary, report to the provincial People's Committee for the allocation or limitation of development capacity to ensure grid safety and power quality within the managed area;

d) Provide support and advice to organizations and individuals in conducting initial inspections upon grid connection, during installation, and during the operation of self-produced and self-consumed roof-top solar power sources connected to the national power system;

dd) Assume responsibility for managing, monitoring, guiding, and inspecting organizations and individuals in developing self-produced and self-consumed roof-top solar power sources in accordance with this Decree within the scope of the grid under their management. Where violations are detected, notify the competent authority for inspection and handling in accordance with the law.”.

27. Amendments to Clause 1 Article 39:

“1. Organizations and individuals currently selling electricity to an electricity unit from roof-top solar power sources installed before January 1, 2021 may further develop self-produced and self-consumed roof-top solar power sources, provided that such development does not increase the capacity scale of the roof-top solar power source installed before January 1, 2021, as specified in the power purchase agreement concluded with the electricity unit.”

28. The Appendix enclosed with Decree No. 58/2025/ND-CP is replaced by Appendix III enclosed with this Decree.

29. Point a Clause 2 Article 12, Clause 6, Article 29, and Article 22 are annulled.

...

...

...

1. For power purchase agreements concluded before the effective date of this Decree and compliant with applicable regulations, the parties shall continue performing such agreements until their expiry or negotiate and agree to amend them in accordance with this Decree.

2. Organizations and individuals that have been granted a certificate of registration or have submitted a notification on the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power under Decree No. 135/2024/ND-CP or Decree No. 58/2025/ND-CP before the effective date of this Decree shall continue implementing the contents of the issued certificate or submitted notification. Any amendment or supplementation of the certificate, or resubmission of the notification, shall comply with this Decree.

3. Dossiers for the issuance of a certificate of registration for the development of self-produced and self-consumed roof-top solar power received before the effective date of this Decree shall continue to be processed in accordance with Decree No. 58/2025/ND-CP.

4. Agreements for the purchase and sale of surplus electricity that have been concluded and have taken effect before the effective date of this Decree shall continue to be performed, or the parties may agree to amend the agreements in accordance with this Decree.

5. Within 15 days from the effective date of this Decree, EVN shall calculate the cost of offsetting differences per unit of electricity and the annual cost of offsetting differences in 2026 in accordance with this Decree.

6. Dossiers for participation in the direct power purchase mechanism that have been submitted and are being processed before the effective date of this Decree shall continue to be processed in accordance with Decree No. 57/2025/ND-CP.

7. For dossiers for the allocation of sea areas for surveys and off-shore wind power projects received before the effective date of this Decree, or where the competent state authority has not yet announced the norms on the sea area required for surveys and for investment in and construction of off-shore wind power projects, the authority competent to allocate sea areas shall apply the provisions on sea area allocation for surveys and off-shore wind power projects specified in Clause 5 Article 27 of Decree No. 58/2025/ND-CP, before its amendment and supplementation by this Decree, as the basis for appraising the dossier and deciding the allocation of the sea area.

Article 4. Implementation provisions

This Decree comes into force as of June 26, 2026.

...

...

...

ON BEHALF OF THE GOVERNMENT
PP. PRIME MINISTER
DEPUTY PRIME MINISTER




Pham Gia Tuc