Trong hai ngày 25–26/6/2026, nhân sự của iCapital đã tham gia khóa đào tạo ngắn hạn “Cơ chế DPPA và Thị trường điện tại Việt Nam” do EAVCED tổ chức với sự tham gia của các chuyên gia đầu ngành. Dưới đây là tổng kết một phần nội dung của Chuyên đề 5: “Hướng dẫn đăng ký tham gia DPPA”, được đội ngũ iCapital đúc rút dưới góc nhìn một nhà đầu tư sở hữu dự án năng lượng tái tạo có nhu cầu tham gia cơ chế DPPA.
Với chủ đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) qua lưới điện quốc gia mở thêm lựa chọn tìm kiếm khách hàng và thỏa thuận các điều kiện thương mại dài hạn. Cẩm nang này đi theo các bước chuẩn bị của bên bán, từ rà soát dự án, lựa chọn khách hàng và đàm phán hợp đồng đến hoàn thiện hạ tầng kỹ thuật, đăng ký tham gia và quản lý dòng tiền sau vận hành.
Các quy định được đối chiếu theo Nghị định 57/2025/NĐ-CP, đã được sửa đổi bởi Nghị định 243/2026/NĐ-CP, cùng các văn bản chuyên ngành liên quan. Trong bài, cụm từ “NĐ 57 sửa đổi” chỉ nội dung nghị định sau khi cập nhật; Văn bản hợp nhất 53/VBHN-BCT được sử dụng để thuận tiện tra cứu.
1. Hiểu đúng quan hệ giao dịch và dòng thanh toán
Hình 1. Cơ chế giao dịch qua lưới điện quốc gia.
DPPA qua lưới điện quốc gia được thực hiện thông qua ba quan hệ hợp đồng:
- Đơn vị phát điện – EVN hoặc đơn vị được ủy quyền: nhà máy bán toàn bộ điện năng sản xuất trên thị trường điện giao ngay, theo hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay.
- Khách hàng – Tổng công ty Điện lực/Công ty Điện lực: khách hàng tiếp tục mua và nhận điện qua hệ thống điện quốc gia; thanh toán theo hợp đồng mua bán điện áp dụng cơ chế DPPA.
- Đơn vị phát điện – khách hàng: hai bên giao kết hợp đồng kỳ hạn điện, xác định giá cam kết, sản lượng cam kết và nghĩa vụ thanh toán chênh lệch.
Điện năng vật lý được giao nhận qua hệ thống điện quốc gia. Quan hệ thương mại trực tiếp giữa nhà máy và khách hàng được thể hiện qua hợp đồng kỳ hạn điện, thường được gọi là hợp đồng chênh lệch (CfD) trong thực tiễn.
NSMO – Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia thực hiện điều độ, vận hành thị trường điện, quản trị đăng ký và công bố thời điểm chính thức tham gia. Chủ đầu tư cần phân biệt vai trò này với vai trò mua điện và thanh toán theo hợp đồng của EVN hoặc đơn vị được ủy quyền.
Căn cứ: khoản 2 Điều 4; Điều 9, Điều 15, Điều 17 và Điều 20 NĐ 57 sửa đổi.
2. Rà soát điều kiện của nhà máy điện (bên bán) và lựa chọn khách hàng (bên mua)
2.1. Đối với nhà máy điện (bên bán)
Chủ đầu tư cần lập danh mục điều kiện để bảo đảm dự án có thể tham gia DPPA:
- Đối tượng tham gia: đơn vị phát điện năng lượng tái tạo từ gió, mặt trời hoặc sinh khối, có công suất từ 10 MW trở lên, đấu nối vào hệ thống điện quốc gia và trực tiếp tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
- Pháp lý dự án: rà soát quy hoạch, chủ trương đầu tư, đất đai, môi trường, xây dựng, phòng cháy chữa cháy và các chấp thuận có liên quan.
- Đấu nối và vận hành: kiểm tra thỏa thuận đấu nối, kết quả thử nghiệm, nghiệm thu, giấy phép hoạt động điện lực và tình trạng vận hành thương mại.
- Điều kiện thị trường điện: đánh giá khả năng chào giá, tiếp nhận lệnh điều độ, truyền dữ liệu vận hành, đo đếm, đối soát và thanh toán.
- Hợp đồng hiện hữu: nếu nhà máy đang có hợp đồng mua bán điện, cần xử lý việc chấm dứt để chuyển sang DPPA theo quy định và thỏa thuận liên quan; rà soát nghĩa vụ đã phát sinh và điều kiện của bên cho vay.
Mỗi điều kiện nên có người phụ trách, thời hạn hoàn thành và văn bản chứng minh. Cách quản lý này giúp chủ đầu tư xác định công việc nào có thể chuẩn bị trước, công việc nào phải hoàn thành trước khi chính thức vận hành.
2.2. Đối với khách hàng lớn sử dụng điện (bên mua)
Chủ đầu tư cần kiểm tra cả tư cách tham gia và mức độ phù hợp thương mại của khách hàng:
- Khách hàng sử dụng điện lớn phải đáp ứng đối tượng và mục đích sử dụng điện theo NĐ 57 sửa đổi; cấp điện áp đấu nối từ 22 kV trở lên.
- Ngưỡng sản lượng tiêu thụ điện bình quân tháng đối với DPPA qua lưới điện quốc gia là từ 200.000 kWh:
- Với khách hàng đã sử dụng điện từ 12 tháng trở lên, đối chiếu bình quân tháng của 12 tháng gần nhất; trường hợp dưới 12 tháng, đối chiếu sản lượng dự kiến theo quy định.
- Điều kiện này còn được rà soát khi tiếp tục tham gia các năm sau.
- Dữ liệu sản lượng thực tế hoặc dự kiến được xác định phù hợp với thời gian sử dụng điện của khách hàng. Biểu đồ phụ tải, lịch sản xuất và kế hoạch mở rộng phù hợp với đặc tính phát điện của nhà máy.
- Năng lực tài chính, lịch sử thanh toán và khả năng cam kết dài hạn của khách hàng.
Căn cứ: khoản 2 Điều 2, Điều 5 và Điều 21 NĐ 57 sửa đổi; điểm b khoản 51 Điều 3 Thông tư 29/2026/TT-BCT.
3. Đàm phán hợp đồng và cơ chế thanh toán
3.1. Xác định phương án giá của chủ đầu tư
Chủ đầu tư cần xây dựng mức giá có thể chấp nhận trên cơ sở:
- Tổng mức đầu tư và cơ cấu nguồn vốn;
- Chi phí vận hành, bảo dưỡng và bảo hiểm;
- Sản lượng dự kiến, suy giảm hiệu suất và khả năng bị cắt giảm huy động;
- Chi phí tham gia, vận hành thị trường điện và quản lý giao dịch;
- Nghĩa vụ trả nợ, nhu cầu vốn lưu động và lợi nhuận kỳ vọng.
Theo Điều 17 NĐ 57 sửa đổi, giá hợp đồng, thời hạn và sản lượng điện cam kết cho các chu kỳ giao dịch tương lai do hai bên thỏa thuận. Chủ đầu tư có thể xem xét những cấu trúc thương mại sau:
| Cấu trúc giá | Nội dung cần chốt |
|---|---|
| Giá cố định | Mức giá và khoảng thời gian cố định; điều kiện đàm phán lại, nếu có. |
| Giá điều chỉnh theo lộ trình | Giá khởi điểm, thời điểm điều chỉnh và mức tăng/giảm từng giai đoạn. |
| Giá điều chỉnh theo chỉ số | Chỉ số tham chiếu, nguồn dữ liệu, công thức, chu kỳ cập nhật và giới hạn điều chỉnh. |
| Giá có sàn và trần | Công thức xác định giá cam kết và giới hạn dao động; cơ chế chia sẻ biến động giữa hai bên. |
3.2. Xác định nghĩa vụ thanh toán hai chiều
- Trong chu kỳ i, khoản thanh toán kỳ hạn bằng: Rc = [Pc(i) − FMP(i)] × Qc(i); tổng kỳ thanh toán bằng tổng các khoản theo chu kỳ. Pc là giá cam kết, FMP là giá tham chiếu, Qc là sản lượng điện cam kết. Chu kỳ giao dịch là 30 phút.
- Nếu khoản tính toán dương (Rc > 0), khách hàng thanh toán cho bên bán; nếu âm (Rc < 0), bên bán thanh toán cho khách hàng.
- Hợp đồng cần quy định rõ:
- Nguồn số liệu và thời điểm chốt số liệu;
- Kỳ thanh toán, thời hạn lập hóa đơn/chứng từ và ngày đến hạn;
- Cách điều chỉnh khi giá thị trường hoặc số liệu đo đếm được hiệu chỉnh;
- Cơ chế bù trừ, nếu được áp dụng;
- Bảo lãnh, ký quỹ, hạn mức tín dụng và lãi chậm trả;
- Trình tự thông báo vi phạm, thời gian khắc phục và biện pháp xử lý.
- Bảo đảm thanh toán cần được xem xét cho cả hai chiều nghĩa vụ, vì bên bán có thể phải thanh toán cho khách hàng khi giá tham chiếu cao hơn giá cam kết.
Căn cứ: Điều 17–18 và Phụ lục III NĐ 57 sửa đổi.
3.3. Làm rõ tổng chi phí mua điện của khách hàng
Để thuyết phục bên mua, chủ đầu tư cần trình bày tổng chi phí mua điện sau khi tham gia DPPA, thay vì chỉ giới thiệu giá Pc. Theo cơ chế thanh toán, tiền mua điện khách hàng trả cho đơn vị điện lực gồm các cấu phần:
| Cấu phần | Cách hiểu và nội dung cần đối chiếu |
|---|---|
| CĐN – Chi phí điện năng theo giá thị trường | Tính theo cơ chế giá thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện và các hệ số quy đổi/tổn thất. Không mặc nhiên dùng nguyên giá FMP của nhà máy để thay giá mua điện của đơn vị mua buôn. |
| CDPPA – Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện | Bao gồm các khâu dịch vụ theo Điều 16: truyền tải, phân phối – bán lẻ, điều độ, điều hành thị trường và điều hành – quản lý ngành. Đối chiếu thông số công bố, tạm tính và quyết toán nếu có. |
| CCL – Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch | Xác định theo Phụ lục IV đã sửa đổi. Đây không phải khoản chênh lệch CfD giữa bên bán và khách hàng. |
| CBL – Chi phí mua điện theo giá bán lẻ | Áp dụng cho phần sản lượng tiêu thụ chênh lệch theo Điều 14, với nhóm khách hàng, mục đích, cấp điện áp và thời gian sử dụng tương ứng. |
Ngoài các khoản trên, khách hàng còn thanh toán hoặc nhận thanh toán phần chênh lệch theo hợp đồng kỳ hạn điện. Khi đàm phán, hai bên cần thống nhất thêm:
- Giá và chi phí được trình bày trước hay sau thuế;
- Bên chịu chi phí đo đếm, kết nối, bảo đảm thanh toán và chứng chỉ năng lượng tái tạo;
- Cách xử lý khi thông số chi phí hệ thống được cập nhật hoặc quyết toán;
- Điều kiện điều chỉnh giá hợp đồng khi chi phí hoặc quy định thay đổi;
- Chi phí sử dụng lưới trong phạm vi khu, cụm nếu khách hàng sử dụng hạ tầng của đơn vị bán lẻ điện.
Căn cứ: Điều 14–16, Điều 18–19, Điều 23–24; Phụ lục IV NĐ 57 sửa đổi.
4. Đàm phán phân bổ sản lượng
4.1. Lựa chọn phương án phân bổ
Chủ đầu tư có thể xem xét:
- Phân bổ toàn bộ sản lượng cho một khách hàng;
- Phân bổ một tỷ lệ sản lượng cho một khách hàng;
- Phân bổ cho nhiều khách hàng phù hợp với nhu cầu và chiến lược thương mại.
Tổng tỷ lệ phân bổ phải đáp ứng giới hạn theo quy định; văn bản thống nhất tỷ lệ phân bổ là một thành phần của hồ sơ đăng ký.
Phân bổ 100% sản lượng nhà máy cho khách hàng không đồng nghĩa nhà máy đáp ứng 100% nhu cầu điện của khách hàng. Phần nhu cầu ngoài sản lượng được phân bổ, quy đổi vẫn được thanh toán theo cơ chế tương ứng.
4.2. Xử lý biến động sản lượng
Hợp đồng cần xác định trách nhiệm khi:
- Nhà máy phát thấp hơn dự kiến;
- Có cắt giảm huy động hoặc sự cố;
- Nhà máy bảo trì theo kế hoạch;
- Khách hàng giảm phụ tải hoặc ngừng sản xuất;
- Một khách hàng thay đổi hoặc chấm dứt giao dịch;
- Dữ liệu đo đếm được điều chỉnh sau kỳ thanh toán.
Việc chuyển sản lượng giữa các khách hàng phải phù hợp với thỏa thuận và yêu cầu cập nhật thông tin liên quan. Chủ đầu tư cần mô phỏng rủi ro trên từng chu kỳ để đánh giá mức độ phù hợp giữa điện phát, điện tiêu thụ và sản lượng tính CfD.
Căn cứ: khoản 1 Điều 16; Điều 17–18; khoản 3 Điều 20 và điểm đ khoản 3 Điều 26 NĐ 57 sửa đổi.
5. Hoàn thiện bộ hợp đồng và quyền đối với điện tái tạo
5.1. Đồng bộ ba hợp đồng
Chủ đầu tư trực tiếp hoàn thiện hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay và hợp đồng kỳ hạn điện với khách hàng; đồng thời phối hợp để khách hàng hoàn thiện hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực/Công ty Điện lực. Các hợp đồng cần được đối chiếu về:
- Ngày ký, ngày hiệu lực và thời điểm bắt đầu áp dụng DPPA;
- Định nghĩa sản lượng, giá và dữ liệu thanh toán;
- Lịch đối soát, lập hóa đơn và thanh toán;
- Quyền tạm ngừng, chấm dứt và xử lý nghĩa vụ tồn đọng;
- Cơ chế giải quyết tranh chấp và bồi thường.
5.2. Thỏa thuận thuộc tính điện xanh
Hai bên cần làm rõ:
- Quyền sở hữu chứng chỉ năng lượng tái tạo;
- Sản lượng và kỳ phát điện được cấp, chuyển giao chứng chỉ;
- Chi phí đăng ký, phát hành, chuyển giao hoặc hủy chứng chỉ;
- Quyền công bố sử dụng điện tái tạo;
- Nghĩa vụ cung cấp dữ liệu và lưu chứng cứ;
- Biện pháp tránh ghi nhận trùng.
Đối với khách hàng có mục tiêu RE100 hoặc báo cáo phát thải, cần đối chiếu thêm yêu cầu của hệ thống chứng nhận và chuẩn báo cáo mà khách hàng sử dụng.
Căn cứ: Điều 9, Điều 15, Điều 17 và Phụ lục I–III NĐ 57 sửa đổi.
6. Hoàn thiện hạ tầng kỹ thuật song song với đàm phán hợp đồng
Hệ thống kỹ thuật phải bảo đảm nhà máy có thể tham gia thị trường, thực hiện điều độ và cung cấp dữ liệu phục vụ thanh toán.
| Hạng mục | Nội dung chủ đầu tư cần chuẩn bị |
|---|---|
| Hệ thống chào giá | Tài khoản, phần mềm, định dạng dữ liệu, kiểm thử gửi nhận và quy trình xử lý lỗi |
| DIM | Hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ điện tử; phân quyền, nhận lệnh, phản hồi và lưu vết |
| SCADA/EMS | Danh mục tín hiệu, công suất, trạng thái thiết bị, cảnh báo và kiểm thử kết nối |
| Đo đếm | Công tơ chính/dự phòng, mã điểm đo, đồng bộ thời gian và thu thập dữ liệu |
| WAN/CNTT | Đường truyền, kết nối dự phòng, quyền truy cập và an toàn thông tin |
| Chữ ký số | Chứng thư số và quyền thực hiện giao dịch, xác nhận bảng kê |
| BESS (nếu có) | Tín hiệu, đo đếm, thử nghiệm, giới hạn vận hành và trách nhiệm phối hợp |
Sau kiểm thử, từng hạng mục cần có biên bản hoặc văn bản xác nhận hoàn thành. Chủ đầu tư nên theo dõi riêng cấu hình, người phụ trách và yêu cầu thông báo khi thay đổi.
Căn cứ: Thông tư 29/2026/TT-BCT; Thông tư 05/2025/TT-BCT và Thông tư 06/2025/TT-BCT, được sửa đổi bởi Thông tư 46/2025/TT-BCT.
7. Hoàn thiện hồ sơ đăng ký và làm việc với NSMO
7.1. Thống nhất đơn vị đại diện
Các bên thống nhất, ủy quyền cho một đơn vị đại diện gửi hồ sơ tới NSMO. Phạm vi ủy quyền nên bao gồm:
- Nộp và bổ sung hồ sơ;
- Phối hợp giải trình, xử lý tồn tại;
- Nhận thông báo, kết quả và lưu trữ hồ sơ;
- Làm việc với EVN, đơn vị điện lực và các bên liên quan trong phạm vi được giao.
7.2. Chuẩn bị hồ sơ chính thức
Bộ hồ sơ đăng ký chính thức theo khoản 3 Điều 26 gồm:
- Văn bản đề nghị tham gia DPPA;
- Bản sao đầy đủ bộ hợp đồng;
- Thông tin nhà máy và khách hàng về địa điểm, công suất, phụ tải, đo đếm và kết nối;
- Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh của nhà máy;
- Văn bản thống nhất tỷ lệ phân bổ sản lượng;
- Văn bản hoàn thành điều kiện kỹ thuật, đo đếm và công nghệ thông tin;
- Thỏa thuận với đơn vị điện lực về trách nhiệm lắp đặt công tơ phía khách hàng;
- Các giấy tờ bổ sung tương ứng nếu giao dịch có đơn vị bán lẻ điện tại mô hình khu, cụm.
7.3. Theo dõi thời điểm chính thức tham gia
- Khoản 4 Điều 26 quy định trách nhiệm của NSMO trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận hồ sơ: kiểm tra tính đầy đủ, hợp lệ và tỷ lệ phân bổ; hướng dẫn nếu tỷ lệ chưa đáp ứng; trường hợp hồ sơ đầy đủ, hợp lệ thì tổng hợp, báo cáo Bộ Công Thương và thông báo thời điểm chính thức tham gia. Không nên diễn giải thành cam kết hoàn tất mọi công việc dự án trong 05 ngày.
- Trong thời gian từ khi nộp hồ sơ đến trước khi công bố chính thức, các bên phối hợp bảo đảm đo đếm, giao nhận và thanh toán liên tục theo cơ chế hiện hành. Cần lập kế hoạch chuyển đổi để không bỏ trống nghĩa vụ mua bán điện trong giai đoạn này.
- Thời điểm áp dụng DPPA tính từ thời điểm NSMO công bố chính thức việc tham gia. Cần phân biệt ba mốc: ngày ký/hiệu lực hợp đồng; ngày vận hành thương mại nhà máy; ngày bắt đầu áp dụng DPPA. Các mốc này có thể khác nhau.
Căn cứ: Điều 26 NĐ 57 sửa đổi.
8. Vận hành và quản trị rủi ro sau khi tham gia
8.1. Phân công công việc thường xuyên
| Nhóm phụ trách | Công việc trọng tâm |
|---|---|
| Thị trường điện | Dự báo, chào giá, kiểm tra kết quả huy động/giá thị trường và bảng kê; phối hợp xử lý sai lệch. |
| Kỹ thuật và vận hành | Tuân thủ điều độ, duy trì kết nối, đo đếm và chất lượng điện năng; xử lý sự cố, bảo trì và thông báo thay đổi. |
| Tài chính và kế toán | Đối soát giao ngay/CfD, hóa đơn và thuế theo áp dụng; công nợ, bảo lãnh, hạn mức tín dụng và vốn lưu động. |
| Pháp chế và thương mại | Quản lý điều khoản, thay đổi giá/sản lượng, thông báo, tranh chấp, chấm dứt và phối hợp khách hàng. |
| Dữ liệu điện xanh | Theo dõi chứng chỉ, quyền công bố, đối chiếu kỳ phát điện và chứng cứ chuyển giao theo hợp đồng. |
- Thiết lập lịch công việc nội bộ theo ngày/tháng và các hạn pháp lý/hợp đồng thực tế.
- Với bảng kê hoặc dữ liệu điều chỉnh, làm rõ thời hạn phản hồi, thứ tự ưu tiên dữ liệu và cách hiệu chỉnh hóa đơn/thanh toán. Theo dõi riêng thời điểm thu tiền giao ngay và thời điểm phải trả CfD, vì chênh lệch có thể tạo nhu cầu vốn lưu động.
- Thực hiện nghĩa vụ cung cấp thông tin theo Điều 21 và quy định thị trường. Khi đề cập báo cáo tháng/năm tại Điều 28, phải xác định đúng đối tượng báo cáo; không mặc nhiên gán mọi mẫu báo cáo tổng hợp cho chủ đầu tư nhà máy.
Căn cứ: Điều 10–13, Điều 18, Điều 21 và Điều 28 NĐ 57 sửa đổi; Thông tư 29/2026/TT-BCT.
8.2. Chuẩn bị phương án tạm ngừng hoặc chấm dứt
- Điều 27 quy định riêng việc tạm ngừng tham gia DPPA, tạm ngừng thị trường giao ngay, chấm dứt và khôi phục. Cần đưa vào mô hình dòng tiền các trường hợp hợp đồng bị tạm ngừng/hết hiệu lực hoặc khách hàng không còn đáp ứng điều kiện tiếp tục tham gia.
- Khi hợp đồng kỳ hạn bị tạm ngừng hoặc hết hiệu lực, cơ chế giá mua điện cho bên bán có thể chuyển sang giá điện năng thị trường bình quân năm trước liền kề, không vượt mức tối đa khung giá loại hình tương ứng theo trường hợp tại Điều 27.
- Khi khách hàng chấm dứt tham gia, Điều 27 quy định khoảng thời gian 12 tháng để EVN và nhà máy tiếp tục thực hiện hợp đồng giao ngay, hoàn thành đàm phán hợp đồng theo quy định hiện hành; giá mua điện trong thời gian này áp dụng cơ chế riêng. Đây không phải bảo đảm duy trì mức doanh thu của hợp đồng kỳ hạn cũ.
- Khuyến nghị về hợp đồng: xác định sự kiện vi phạm, thời hạn khắc phục, nghĩa vụ thanh toán tồn đọng, xử lý chứng chỉ, bảo đảm và trách nhiệm khi chấm dứt. Đồng bộ phương án với hợp đồng mua bán điện và điều kiện tài trợ dự án.
Căn cứ: Điều 27 NĐ 57 sửa đổi.
9. Danh mục công việc để chủ đầu tư theo dõi
| Đầu việc | Kết quả cần kiểm tra |
|---|---|
| Điều kiện tham gia | Nhà máy và bên mua thuộc đối tượng; pháp lý/giấy phép/đấu nối và tình trạng vận hành được rà soát. |
| Dữ liệu thương mại | Dự báo phát điện, biểu đồ phụ tải, dữ liệu đo đếm, lịch sử giá và cơ sở tính chi phí. |
| Thỏa thuận thương mại | Pc, Qc, tỷ lệ phân bổ, điều chỉnh giá, thời hạn, chi phí, tín dụng và chứng chỉ. |
| Mô hình hiệu quả | Doanh thu nhà máy, tổng chi phí khách hàng, kịch bản bất lợi và nhu cầu vốn lưu động. |
| Bộ hợp đồng | Giao ngay, kỳ hạn và hợp đồng phía khách hàng; phương án xử lý hợp đồng hiện hữu. |
| Hạ tầng kỹ thuật | Các hệ thống được kiểm thử; đầy đủ văn bản xác nhận và phương án dự phòng. |
| Đăng ký | Ủy quyền, hồ sơ đầy đủ, thông tin phân bổ thống nhất và theo dõi thông báo NSMO. |
| Sau vận hành | Người phụ trách, lịch đối soát, công nợ/chứng chỉ và phương án tạm ngừng/chấm dứt. |