Nghị định 243/2026/NĐ-CP: Chính thức cho bán 50% điện mặt trời mái nhà

1. Nghị định 243/2026/NĐ-CP là gì?

Nghị định 243/2026/NĐ-CP là văn bản do Chính phủ ban hành ngày 26/6/2026 và có hiệu lực ngay trong ngày ký, nhằm sửa đổi, bổ sung một số quy định của hai nghị định quan trọng trong lĩnh vực phát triển điện năng lượng tái tạo và cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA).

Đây không phải là một nghị định hoàn toàn mới mà là văn bản cập nhật, hoàn thiện khung pháp lý hiện hành, giúp tháo gỡ nhiều vướng mắc trong quá trình triển khai các dự án điện mặt trời mái nhà, đặc biệt là cơ chế bán phần điện dư lên lưới điện quốc gia.

Hai nghị định được sửa đổi, bổ sung

• Nghị định 57/2025/NĐ-CP (ban hành ngày 03/03/2025): Quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện từ nguồn năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn.
• Nghị định 58/2025/NĐ-CP (ban hành ngày 03/03/2025): Quy định chi tiết về phát triển điện năng lượng tái tạo và điện năng lượng mới, bao gồm toàn bộ cơ chế đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

Điểm thay đổi quan trọng nhất của Nghị định 243/2026/NĐ-CP

Điểm được thị trường đặc biệt quan tâm nằm tại Điều 1 (sửa đổi Điều 6 của Nghị định 57/2025/NĐ-CP) và Điều 2 (sửa đổi Điều 14 của Nghị định 58/2025/NĐ-CP).

Theo đó, tỷ lệ sản lượng điện dư được phép bán lên lưới điện quốc gia được nâng lên mức tối đa 50% tổng sản lượng điện thực phát. Đây là thay đổi mang tính bước ngoặt so với cơ chế trước đây khi tỷ lệ bán điện dư còn bị giới hạn chặt chẽ và chưa tạo đủ động lực để doanh nghiệp đầu tư các hệ thống điện mặt trời quy mô lớn.

Ngoài ra, Nghị định còn bổ sung cơ chế cho phép thỏa thuận bán vượt mức 50% đến hết ngày 31/12/2030 nếu đơn vị vận hành hệ thống điện xác nhận lưới điện khu vực vẫn đủ khả năng tiếp nhận công suất phát lên.

2. Vì sao Chính phủ sửa đổi chính sách điện mặt trời?

Việc ban hành Nghị định 243/2026/NĐ-CP không phải là một điều chỉnh mang tính kỹ thuật đơn thuần mà xuất phát từ nhiều yêu cầu thực tiễn của ngành điện và mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Sau hơn một năm triển khai các quy định tại Nghị định 57/2025/NĐ-CP và Nghị định 58/2025/NĐ-CP, nhiều bất cập đã bộc lộ, khiến việc phát triển điện mặt trời mái nhà chưa đạt được kỳ vọng.

2.1. Cơ chế cũ chưa khuyến khích đầu tư hệ thống công suất lớn

Nguyên nhân đầu tiên đến từ việc Nghị định 58/2025/NĐ-CP quy định khá thận trọng đối với phần sản lượng điện dư của hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Điều này khiến nhiều doanh nghiệp và hộ đầu tư không dám thiết kế hệ thống theo đúng nhu cầu dài hạn vì lo ngại phần điện phát vượt sẽ không thể bán lên lưới điện.

Thực tế, vào những thời điểm như buổi trưa nắng mạnh hoặc khi nhà máy giảm tải, nghỉ ca sản xuất, lượng điện dư có thể rất lớn. Nếu không được phép bán hoặc tỷ lệ bán quá thấp, công suất phát sẽ bị lãng phí, kéo dài thời gian hoàn vốn và làm giảm hiệu quả đầu tư của toàn bộ dự án.

2.2. Đáp ứng áp lực bảo đảm nguồn điện giai đoạn 2026–2030

Một động lực quan trọng khác là yêu cầu bảo đảm an ninh năng lượng trong giai đoạn 2026–2030. Theo định hướng của Nghị quyết số 253/2025/QH15, Việt Nam cần nhanh chóng huy động thêm các nguồn điện sạch nhằm đáp ứng tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện cho sản xuất và dịch vụ.

Nhu cầu tiêu thụ điện đang tăng nhanh từ nhiều lĩnh vực như:

• Các nhà máy sản xuất công nghiệp.
• Trung tâm dữ liệu (Data Center).
• Hệ thống trạm sạc xe điện.
• Các khu công nghiệp và khu công nghệ cao.

Trong khi đó, việc phát triển các nguồn điện nền như thủy điện hoặc nhiệt điện gặp nhiều hạn chế về quỹ đất, nhiên liệu và thời gian đầu tư. Vì vậy, điện mặt trời mái nhà phân tán được xem là nguồn điện có thể triển khai nhanh, huy động vốn xã hội hóa và tận dụng hạ tầng sẵn có mà không cần thêm diện tích đất xây dựng.

2.3. Mở rộng phạm vi áp dụng cho khu và cụm công nghiệp

Một điểm mới đáng chú ý của Nghị định 243/2026/NĐ-CP là mở rộng cơ chế áp dụng đối với khu công nghiệp, cụm công nghiệp và các mô hình sử dụng điện tập trung. Đây là nội dung gần như chưa được quy định rõ trong các nghị định trước.

Thay đổi này phản ánh nhu cầu thực tế khi nhiều chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp mong muốn đầu tư hệ thống điện mặt trời để cung cấp điện cho các doanh nghiệp thuê đất hoặc khách hàng sử dụng điện lớn ngay trong khuôn viên khu công nghiệp, góp phần giảm áp lực lên hệ thống điện quốc gia và nâng cao khả năng đáp ứng các tiêu chuẩn phát triển xanh.

3. Những điểm mới quan trọng của Nghị định 243/2026/NĐ-CP

So với khung pháp lý trước đây tại Nghị định 58/2025/NĐ-CP, Nghị định 243/2026/NĐ-CP đã bổ sung và sửa đổi nhiều quy định quan trọng nhằm tạo điều kiện thuận lợi hơn cho việc phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ cũng như cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA).

Dưới đây là những thay đổi có ảnh hưởng lớn nhất đến doanh nghiệp, chủ đầu tư và người sử dụng điện.

Những thay đổi nổi bật

• Nâng trần bán điện dư lên 50% sản lượng điện phát tại đầu ra inverter theo cường độ bức xạ, thay cho cơ chế tính theo công suất hợp đồng trước đây vốn phức tạp và thường giới hạn ở mức thấp hơn.
• Cho phép thỏa thuận bán vượt mức 50% kể từ ngày Nghị định có hiệu lực đến hết 31/12/2030 nếu lưới điện tại khu vực đấu nối vẫn đáp ứng khả năng tiếp nhận và bảo đảm vận hành an toàn hệ thống điện.
• Không giới hạn sản lượng điện dư được mua bán đối với các khu vực miền núi, biên giới, hải đảo chưa được kết nối với lưới điện quốc gia. Toàn bộ sản lượng điện phát lên lưới của bên mua đều được thanh toán theo quy định.
• Chuẩn hóa công thức tính sản lượng điện phát theo bức xạ (Ai) trên phạm vi toàn quốc, sử dụng hệ số PVout do EVN công bố định kỳ theo từng tháng và từng tỉnh, sau khi có ý kiến của Bộ Công Thương.
• Mở rộng đối tượng được tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, bổ sung nhóm đơn vị bán lẻ điện trong khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, khu công nghệ cao, khu đô thị, cụm công nghiệp và các mô hình tương tự.
• Miễn thủ tục đăng ký phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà đối với đơn vị phát điện đầu tư hệ thống để bán trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn theo cơ chế DPPA, giúp rút ngắn đáng kể thời gian thực hiện dự án.
• Bãi bỏ một số quy định không còn phù hợp, bao gồm điểm a khoản 2 Điều 12, khoản 6 Điều 29và Điều 22 của Nghị định 58/2025/NĐ-CP nhằm đơn giản hóa thủ tục hành chính.

4. Được bán bao nhiêu điện?

Đây là nội dung được doanh nghiệp và chủ đầu tư quan tâm nhiều nhất khi tìm hiểu Nghị định 243/2026/NĐ-CP. Theo quy định tại Điều 14 (đã được sửa đổi) của Nghị định 58/2025/NĐ-CP, tỷ lệ sản lượng điện dư được phép bán lên lưới điện được chia thành ba trường hợp cụ thể.

Bảng tỷ lệ sản lượng điện dư được phép bán

Công thức tính sản lượng điện phát theo bức xạ

Sản lượng điện phát theo cường độ bức xạ (ký hiệu Ai) được chuẩn hóa theo công thức:

• Ai: Sản lượng điện phát tại đầu ra của hệ thống điện mặt trời trong tháng thứ i (kWh).
• PVout(i): Hệ số sản lượng điện trung bình trên mỗi 1kWp trong tháng thứ i theo từng tỉnh, thành phố do EVN công bố sau khi có ý kiến của Bộ Công Thương.
• Pđm: Tổng công suất định mức thực tế của toàn bộ các tấm pin mặt trời được lắp đặt (kWp).

Việc thanh toán sản lượng điện dư hàng tháng được thực hiện theo nguyên tắc lấy giá trị nhỏ hơn giữa:

• Sản lượng điện dư thực tế được đo tại công tơ.
• Sản lượng điện dư theo thỏa thuận (Ath = k × Ai, trong đó k là tỷ lệ bán điện đã được hai bên thống nhất).

5. Những ai được hưởng chính sách?

Theo khoản 1 Điều 14 (đã được sửa đổi), Nghị định 243/2026/NĐ-CP mở rộng phạm vi các đối tượng được phép bán sản lượng điện dư từ hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Chính sách không chỉ áp dụng cho hộ gia đình mà còn bao phủ nhiều loại hình tổ chức, doanh nghiệp và công trình đặc thù.

Các nhóm đối tượng được phép bán điện dư

Mở rộng đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA)

Bên cạnh việc mở rộng phạm vi bán điện dư từ hệ thống điện mặt trời mái nhà, Nghị định 243/2026/NĐ-CP còn sửa đổi Nghị định 57/2025/NĐ-CP, bổ sung thêm nhóm đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng.

Việc mở rộng này tạo cơ sở pháp lý cho nhiều chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp và khu kinh tế triển khai các dự án điện mặt trời quy mô lớn nhằm cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện lớn trong cùng khu vực.

6. Giá mua điện được tính như thế nào?

Một trong những điểm dễ gây nhầm lẫn nhất của Nghị định 243/2026/NĐ-CP là cơ chế xác định giá mua điện dư. Khác với các cơ chế Feed-in Tariff (FIT) trước đây, Nghị định không quy định một mức giá cố định mà chỉ quy định nguyên tắc tính giá và mức giá trần áp dụng.

Nguyên tắc xác định giá mua điện dư

• Giá mua điện dư được xác định bằng giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề, do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện công bố và tính bằng đồng Việt Nam trên mỗi kWh.
• Nếu giá điện thị trường bình quân cao hơn mức giá tối đa trong khung giá phát điện của loại hình điện mặt trời mặt đất không có hệ thống lưu trữ theo từng miền, thì giá mua điện dư sẽ được tính bằng mức giá trần của khung giá đó (chưa bao gồm VAT).
• Điều này đồng nghĩa với việc giá mua điện dư luôn bị giới hạn bởi khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành hàng năm, thay vì biến động hoàn toàn theo giá thị trường.

Về mặt thực tế, cơ chế này giúp giá mua điện phản ánh diễn biến của thị trường điện nhưng vẫn bảo đảm giới hạn chi phí mua điện thông qua khung giá do cơ quan quản lý nhà nước ban hành.

Đối với các doanh nghiệp đang xây dựng phương án đầu tư điện mặt trời, điều này cũng đồng nghĩa với việc không nên sử dụng một mức giá bán điện cố định cho toàn bộ vòng đời dự án 15–20 năm. Thay vào đó, cần thường xuyên cập nhật:

• Giá điện năng thị trường điện bình quân được công bố hàng năm.
• Khung giá phát điện điện mặt trời do Bộ Công Thương ban hành.
• Các quy định điều chỉnh liên quan đến thị trường điện trong từng giai đoạn.

7. Điều kiện để được bán điện

Không phải mọi hệ thống điện mặt trời mái nhà đều được phép bán phần điện dư lên lưới điện quốc gia. Theo Nghị định 243/2026/NĐ-CP và các quy định liên quan, chủ đầu tư cần đáp ứng đồng thời nhiều điều kiện về loại hình hệ thống, đấu nối, đo đếm và thủ tục hành chính trước khi ký thỏa thuận mua bán điện với đơn vị điện lực.

Các điều kiện bắt buộc

Quy trình bán điện dư theo Nghị định 243/2026/NĐ-CP

8. Hệ thống cũ có được áp dụng không?

Một trong những câu hỏi được quan tâm nhiều nhất sau khi Nghị định 243/2026/NĐ-CP được ban hành là liệu các hệ thống điện mặt trời đã lắp đặt trước đó có được tiếp tục hưởng quyền lợi hay phải chuyển sang cơ chế mới. Nội dung này được quy định khá rõ tại Điều 3 của Nghị định với các quy định chuyển tiếp nhằm bảo đảm tính ổn định của các dự án đang vận hành.

Các trường hợp chuyển tiếp

• Hợp đồng mua bán điện đã ký trước ngày Nghị định có hiệu lực và phù hợp quy định pháp luật sẽ tiếp tục được thực hiện đến hết thời hạn hợp đồng hoặc được hai bên thỏa thuận sửa đổi để áp dụng theo cơ chế mới.
• Tổ chức, cá nhân đã được cấp Giấy chứng nhận đăng ký hoặc đã gửi Thông báo phát triển nguồn điện theo Nghị định 135/2024/NĐ-CP hoặc Nghị định 58/2025/NĐ-CP trước thời điểm Nghị định 243 có hiệu lực sẽ tiếp tục thực hiện theo nội dung đã được cấp hoặc đã thông báo. Nếu có nhu cầu điều chỉnh, bổ sung thì áp dụng quy định mới.
• Hồ sơ đề nghị cấp Giấy chứng nhận đã được cơ quan nhà nước tiếp nhận trước thời điểm Nghị định 243 có hiệu lực vẫn tiếp tục được giải quyết theo quy định của Nghị định 58/2025/NĐ-CP.
• Hợp đồng mua bán sản lượng điện dư đã ký và đang có hiệu lực tiếp tục được thực hiện theo nội dung hợp đồng hoặc được các bên thống nhất điều chỉnh theo cơ chế mới.

9. Tác động tới doanh nghiệp

Đối với doanh nghiệp sản xuất, chủ nhà máy và chủ đầu tư khu công nghiệp, Nghị định 243/2026/NĐ-CP không chỉ thay đổi cơ chế bán điện dư mà còn tác động trực tiếp đến hiệu quả đầu tư, mô hình kinh doanh và chiến lược phát triển năng lượng trong dài hạn.

Nhìn tổng thể, những thay đổi này có thể được chia thành ba nhóm tác động chính.

9.1. Tác động đến hiệu quả tài chính của dự án

Việc nâng trần bán điện dư lên 50% (và có thể cao hơn đến hết năm 2030 nếu đáp ứng điều kiện kỹ thuật) giúp doanh nghiệp mạnh dạn thiết kế hệ thống với công suất lớn hơn nhu cầu tiêu thụ tức thời.

Trước đây, nhiều dự án phải giới hạn công suất lắp đặt để tránh phát sinh lượng điện dư không thể bán lên lưới. Quy định mới giúp giảm đáng kể rủi ro này, từ đó:

• Tăng sản lượng điện được khai thác hiệu quả.
• Cải thiện dòng tiền từ phần điện dư.
• Rút ngắn thời gian hoàn vốn (Payback Period) của các dự án rooftop quy mô từ khoảng 200kWp đến nhiều MWp.
• Tăng sức hấp dẫn của các dự án đầu tư điện mặt trời trong doanh nghiệp.

9.2. Tác động đến vận hành kỹ thuật

Song song với cơ hội tăng doanh thu, doanh nghiệp cũng cần đầu tư và chuẩn bị tốt hơn về hạ tầng kỹ thuật để đáp ứng yêu cầu của Nghị định.

9.3. Mở ra mô hình kinh doanh mới cho khu công nghiệp

Một trong những thay đổi có giá trị chiến lược nhất là việc bổ sung đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm vào nhóm được tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA).

Nhờ đó, các chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp có thể:

• Đầu tư hệ thống điện mặt trời trên mái các nhà xưởng cho thuê.
• Bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn trong cùng khu công nghiệp.
• Tạo thêm nguồn doanh thu từ dịch vụ năng lượng bên cạnh hoạt động cho thuê đất và nhà xưởng.
• Tăng sức cạnh tranh trong việc thu hút các doanh nghiệp có yêu cầu về ESG, RE100 hoặc phát thải carbon thấp.

10. Tác động tới hộ gia đình

Đối với các hộ gia đình lắp đặt điện mặt trời mái nhà, Nghị định 243/2026/NĐ-CP mang lại lợi ích rõ rệt khi lần đầu tiên tạo cơ chế pháp lý rõ ràng để bán phần điện dư phát sinh trong quá trình tự sử dụng.

Điều này đặc biệt có ý nghĩa với các hộ gia đình thường xuyên vắng nhà vào ban ngày, khi hệ thống phát điện mạnh nhất nhưng nhu cầu tiêu thụ lại ở mức thấp.

Những điểm cần lưu ý

• Hệ thống có công suất inverter dưới 1kW được miễn thủ tục gửi Thông báo phát triển nguồn điện.
• Nếu muốn bán điện dư chính thức lên lưới, hộ gia đình cần lắp đặt công tơ hai chiều và thực hiện các thủ tục về giấy phép hoạt động điện lực nếu thuộc diện phải cấp phép.
• Giá bán điện dư được xác định theo cơ chế thị trường tham chiếu nên thường sẽ thấp hơn giá điện sinh hoạt bậc thang mà hộ gia đình đang mua điện từ EVN.

11. So sánh trước và sau Nghị định 243

Để dễ hình dung những thay đổi của chính sách, bảng dưới đây tổng hợp các điểm khác biệt quan trọng giữa Nghị định 58/2025/NĐ-CP và Nghị định 243/2026/NĐ-CP.

12. Những lưu ý quan trọng khi đầu tư

Mặc dù Nghị định 243/2026/NĐ-CP mở ra nhiều cơ hội mới cho điện mặt trời mái nhà, chủ đầu tư vẫn cần đánh giá kỹ cả lợi ích và những hạn chế trước khi quyết định quy mô đầu tư. Việc lập phương án tài chính chỉ dựa trên kỳ vọng bán điện dư có thể dẫn đến sai lệch lớn trong hiệu quả dự án.

Ưu điểm và những điểm cần lưu ý

Những khuyến nghị trước khi đầu tư

13. Góc nhìn chuyên gia

Dưới góc nhìn của đơn vị tư vấn và triển khai điện mặt trời mái nhà cho khách hàng doanh nghiệp, Nghị định 243/2026/NĐ-CP là bước tiến tích cực trong việc tháo gỡ các rào cản của chính sách trước đây. Tuy nhiên, hiệu quả thực tế của Nghị định sẽ phụ thuộc rất lớn vào quá trình triển khai tại từng địa phương.

1. Khả năng tiếp nhận của lưới điện vẫn là yếu tố quyết định

Mặc dù Nghị định cho phép thỏa thuận bán điện vượt mức 50%, nhưng điều kiện tiên quyết vẫn là lưới điện khu vực phải đủ khả năng tiếp nhận.

Trên thực tế, khả năng này có thể khác nhau đáng kể giữa các tỉnh, thậm chí giữa các trạm biến áp trong cùng một khu công nghiệp. Vì vậy, doanh nghiệp không nên mặc định mọi dự án đều được áp dụng tỷ lệ vượt trần mà cần khảo sát kỹ điều kiện đấu nối ngay từ giai đoạn lập dự án.

2. Hệ số PVout là biến số cần được cập nhật thường xuyên

Một điểm dễ bị bỏ qua trong quá trình lập phương án tài chính là công thức:

Trong đó, PVout không phải giá trị cố định mà được EVN công bố theo từng tỉnh, thành phố và từng tháng. Điều này đồng nghĩa với việc mô hình tài chính của dự án cũng cần được cập nhật định kỳ thay vì sử dụng một hệ số cố định trong toàn bộ vòng đời 15–20 năm.

14. Câu hỏi thường gặp (FAQ)

Dưới đây là những câu hỏi được doanh nghiệp và hộ gia đình quan tâm nhiều nhất khi tìm hiểu Nghị định 243/2026/NĐ-CP.

15. Kết luận

Nghị định 243/2026/NĐ-CP đánh dấu một bước chuyển quan trọng trong chính sách phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam. Lần đầu tiên, cơ chế bán điện dư được quy định với tỷ lệ rõ ràng, phương pháp tính sản lượng được chuẩn hóa dựa trên dữ liệu bức xạ thực tế và mở ra cơ chế linh hoạt cho phép thỏa thuận vượt mức 50% đến hết năm 2030 nếu hệ thống điện khu vực đáp ứng điều kiện kỹ thuật.

Bên cạnh đó, việc mở rộng đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp sang các mô hình khu, cụm công nghiệp tạo thêm động lực để doanh nghiệp đầu tư các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn, góp phần đáp ứng các mục tiêu chuyển đổi xanh, ESG và RE100.

Đối với doanh nghiệp, chủ nhà máy và chủ đầu tư khu công nghiệp, đây là thời điểm phù hợp để rà soát lại các dự án đang vận hành cũng như xây dựng phương án đầu tư mới dựa trên khung pháp lý cập nhật. Tuy nhiên, trước khi quyết định quy mô hệ thống, vẫn cần làm việc trực tiếp với Công ty Điện lực địa phương nhằm đánh giá khả năng tiếp nhận của lưới điện tại điểm đấu nối.