Nghị định 243/2026/NĐ-CP là văn bản quan trọng với doanh nghiệp năng lượng. Văn bản này tác động đến điện mặt trời mái nhà, DPPA, BESS và chiến lược sử dụng năng lượng tái tạo. Nghị định được Chính phủ ban hành ngày 26/6/2026, sửa đổi, bổ sung một số nội dung của Nghị định 57/2025/NĐ-CP và Nghị định 58/2025/NĐ-CP.

Với doanh nghiệp sản xuất, vấn đề không chỉ là “được bán bao nhiêu điện dư”. Quan trọng hơn, Nghị định mở rộng hành lang pháp lý cho DPPA, điện mặt trời mái nhà, BESS và mô hình năng lượng phân tán.

Bài viết này tóm tắt những thay đổi đáng chú ý nhất và phân tích tác động thực tế đối với doanh nghiệp.

Nghị định 243/2026/NĐ-CP sửa đổi những quy định nào?

Nghị định 243/2026/NĐ-CP tập trung sửa đổi hai nhóm quy định lớn:

• Nghị định 57/2025/NĐ-CP về 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 58/2025/NĐ-CP về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới và cơ chế điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.

Do đó, phạm vi tác động của Nghị định không chỉ giới hạn ở chủ đầu tư điện mặt trời. Văn bản còn liên quan đến doanh nghiệp trong khu công nghiệp và đơn vị bán lẻ điện. Khách hàng sử dụng điện lớn và các dự án Solar + BESS cũng thuộc nhóm cần quan tâm.

1. Mở rộng và làm rõ cơ chế mua bán điện trực tiếp – DPPA

DPPA (Direct Power Purchase Agreement) là cơ chế cho phép đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn tham gia mua bán điện trực tiếp theo các hình thức được pháp luật quy định.

Nghị định 243 làm rõ hơn vai trò của đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm. Nhóm này gồm khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, cụm công nghiệp, khu công nghệ cao và một số mô hình tương tự.

Về mặt thực tế, điều này có thể mở thêm các mô hình giao dịch như:

• Nguồn năng lượng tái tạo bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn qua lưới điện kết nối riêng.
• Nguồn năng lượng tái tạo bán điện cho đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm để phân phối cho khách hàng sử dụng điện lớn.
• Đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm đầu tư nguồn năng lượng tái tạo và bán điện cho khách hàng trong phạm vi được phép.

Đây là thay đổi đáng quan tâm với các doanh nghiệp FDI, đặc biệt là doanh nghiệp có mục tiêu tăng tỷ lệ sử dụng năng lượng tái tạo, giảm Scope 2 hoặc đáp ứng yêu cầu ESG từ tập đoàn mẹ và khách hàng quốc tế.

2. Điện mặt trời mái nhà được làm rõ hơn về phạm vi áp dụng

Nghị định tiếp tục làm rõ khái niệm điện mặt trời mái nhà và cơ chế tự sản xuất, tự tiêu thụ. Do đó, doanh nghiệp cần xác định đúng loại công trình, phương án đấu nối và phạm vi sử dụng điện. Các yếu tố này liên quan trực tiếp đến:

• thủ tục thông báo hoặc đăng ký phát triển nguồn điện;
• điều kiện đấu nối;
• quản lý công suất;
• khả năng bán điện dư;
• yêu cầu về xây dựng, an toàn điện, phòng cháy chữa cháy và môi trường.

Doanh nghiệp đã có hệ thống điện mặt trời mái nhà nên rà soát lại hồ sơ pháp lý thay vì chỉ quan tâm tới phần kỹ thuật của hệ thống.

3. Tăng tỷ lệ điện dư được bán từ 20% lên 50%

Đây là một trong những thay đổi được doanh nghiệp quan tâm nhất.

Theo cơ chế mới, sản lượng điện dư được mua bán theo thỏa thuận. Mức thông thường là không quá 50% sản lượng điện phát tính toán tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ. Trước đây, giới hạn này là 20%.

Ví dụ, một hệ thống có sản lượng điện phát tính toán 100.000 kWh/tháng. Với giới hạn 50%, sản lượng điện dư được xem xét mua bán có thể lên tới 50.000 kWh/tháng. Trước đây, mức tương ứng chỉ là 20.000 kWh nếu áp dụng giới hạn 20%.

Điều này giúp cải thiện bài toán kinh tế đối với các nhà máy có phụ tải ban ngày không ổn định hoặc thường xuất hiện điện mặt trời dư vào cuối tuần, ngày nghỉ hoặc thời gian giảm tải sản xuất.

4. Có thể thỏa thuận bán trên 50% điện dư đến hết năm 2030

Mức 50% không phải lúc nào cũng là giới hạn tuyệt đối.

Trong giai đoạn đến hết ngày 31/12/2030, các bên có thể thỏa thuận sản lượng mua bán điện dư cao hơn 50% nếu đáp ứng được các điều kiện liên quan đến:

• khả năng tiếp nhận của lưới điện tại khu vực đấu nối;
• an toàn vận hành hệ thống điện;
• phương thức vận hành và các yêu cầu kỹ thuật liên quan.

Doanh nghiệp cần lưu ý rằng điều này không đồng nghĩa với việc mọi hệ thống điện mặt trời đều tự động được bán trên 50%. Khả năng tiếp nhận của lưới điện và điều kiện tại điểm đấu nối vẫn là yếu tố quyết định.

5. Điện từ hệ thống lưu trữ BESS có thể tham gia bài toán điện dư

Một điểm đáng chú ý là điện dư có thể bao gồm điện từ hệ thống lưu trữ năng lượng. Tuy nhiên, phần điện này phải được tích từ nguồn điện mặt trời mái nhà và đáp ứng điều kiện quy định.

Điều này làm mô hình Solar + BESS trở nên đáng nghiên cứu hơn.

Thay vì chỉ có mô hình Solar → phụ tải → điện dư lên lưới, doanh nghiệp có thể nghiên cứu cách vận hành linh hoạt hơn. Một phương án là Solar → phụ tải + BESS → xả BESS theo chiến lược → lưới điện / phụ tải.

BESS khi đó có thể phục vụ nhiều mục tiêu cùng lúc. Ví dụ, hệ thống có thể hỗ trợ Peak Shaving và Load Shifting. Ngoài ra, BESS còn giúp tăng tỷ lệ tự tiêu thụ, giảm điện mua lưới giờ cao điểm, lưu điện mặt trời dư và dự phòng phụ tải quan trọng.

Doanh nghiệp muốn đánh giá bài toán này có thể tham khảo thêm bài Khi nào nên đầu tư pin lưu trữ BESS? 5 dấu hiệu từ hóa đơn điện.

6. Giá mua điện dư gắn với tín hiệu của thị trường điện

Giá mua bán điện dư không nên được hiểu là một mức giá cố định dài hạn cho mọi dự án.

Theo Nghị định 243, cơ chế xác định giá mua điện dư có liên hệ với giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề, đồng thời chịu giới hạn theo khung giá phát điện tương ứng trong trường hợp được quy định.

Điều này có hai hệ quả quan trọng khi lập mô hình tài chính:

• Không nên giả định toàn bộ điện dư sẽ luôn bán được với một mức giá cố định.
• Cần chạy nhiều kịch bản doanh thu thay vì chỉ sử dụng một giá mua điện duy nhất.

Doanh nghiệp nên ưu tiên thiết kế hệ thống theo nguyên tắc tối ưu tự tiêu thụ trước, doanh thu điện dư là phần giá trị bổ sung.

7. Không phải mọi hệ thống đều đương nhiên được bán điện dư

Việc nâng giới hạn lên 50% không đồng nghĩa rằng mọi hệ thống điện mặt trời mái nhà đều có quyền bán điện dư ngay lập tức.

Tùy loại nguồn điện và phương án đấu nối, doanh nghiệp vẫn phải đáp ứng nhiều điều kiện. Các yêu cầu có thể gồm phạm vi áp dụng, thông báo hoặc đăng ký phát triển nguồn điện và điều kiện đấu nối. Ngoài ra, doanh nghiệp cần đáp ứng yêu cầu đo đếm, khả năng tiếp nhận của lưới, an toàn điện và các thủ tục pháp lý liên quan.

Vì vậy, khi lập phương án đầu tư, không nên chỉ dùng công thức “công suất mái × sản lượng × giá bán điện” mà bỏ qua khả năng tiêu thụ nội bộ và điều kiện đấu nối thực tế.

Nghị định 243 có làm điện mặt trời mái nhà hấp dẫn hơn không?

Về nguyên tắc, có, đặc biệt với các nhà máy có tỷ lệ điện dư đáng kể.

Ví dụ một hệ thống điện mặt trời phát 1.000.000 kWh/tháng, trong đó nhà máy tự tiêu thụ 700.000 kWh. Điện dư là 300.000 kWh, tương đương 30% sản lượng phát.

Với giới hạn 20%, một phần sản lượng dư có thể nằm ngoài lượng được mua. Khi giới hạn tăng lên 50%, phạm vi được xem xét mua bán cũng rộng hơn. Tuy nhiên, doanh nghiệp vẫn phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện kỹ thuật và pháp lý.

Tuy nhiên, doanh nghiệp vẫn không nên cố tình oversize hệ thống chỉ với mục đích bán điện. Điện mặt trời mái nhà theo cơ chế này vẫn nên được thiết kế xoay quanh mục tiêu tự sản xuất – tự tiêu thụ.

BESS có trở nên hấp dẫn hơn sau Nghị định 243?

Nghị định tạo thêm cơ sở để doanh nghiệp nghiên cứu BESS, nhưng hiệu quả kinh tế vẫn phải được tính riêng cho từng nhà máy.

Bài toán	Vai trò của BESS
Peak Shaving	Giảm Pmax và hạn chế đỉnh công suất
TOU	Dịch chuyển điện sang thời điểm chi phí cao
Solar	Tăng tỷ lệ tự tiêu thụ điện mặt trời
Điện dư	Lưu điện PV và khai thác vào thời điểm phù hợp
Backup	Dự phòng cho phụ tải quan trọng

Không nên chọn BESS chỉ theo công suất của hệ thống solar. Một nhà máy có Solar 1 MWp không có nghĩa tự động phù hợp với BESS 1 MWh.

Dữ liệu tối thiểu cần phân tích gồm Load Profile + Solar Profile + Pmax + TOU + SOC + điện dư + giá điện.

Nghị định 243 tác động thế nào tới doanh nghiệp trong khu công nghiệp?

Đây là nhóm có thể hưởng lợi rõ từ việc cơ chế DPPA và vai trò của đơn vị bán lẻ điện tại khu, cụm được làm rõ hơn.

Đối với doanh nghiệp xuất khẩu, khả năng tiếp cận điện tái tạo ngày càng quan trọng vì nhiều chuỗi cung ứng đang yêu cầu tỷ lệ renewable energy, báo cáo Scope 2, ESG reporting, carbon footprint và chứng minh nguồn gốc năng lượng sử dụng.

DPPA có thể trở thành một trong các công cụ để tăng tỷ lệ sử dụng điện tái tạo mà không nhất thiết phải lắp toàn bộ nguồn điện ngay tại nhà máy.

Doanh nghiệp nên làm gì sau Nghị định 243/2026/NĐ-CP?

1. Rà soát hồ sơ pháp lý của hệ thống điện mặt trời hiện hữu, đặc biệt là thông báo, đăng ký, đấu nối và hồ sơ kỹ thuật.
2. Phân tích biểu đồ phụ tải 15–30 phút, thay vì chỉ nhìn tổng kWh trên hóa đơn cuối tháng.
3. Đánh giá tỷ lệ tự tiêu thụ và điện dư của hệ thống điện mặt trời.
4. Kiểm tra khả năng tiếp nhận của lưới nếu có kế hoạch bán sản lượng điện dư.
5. Mô phỏng Solar + BESS + TOU + Pmax trước khi quyết định quy mô đầu tư.

Doanh nghiệp đang phân tích chi phí điện cũng nên đọc thêm bài Giá điện 2 thành phần và khung giờ TOU mới 2026 để hiểu rõ hơn vai trò của Pmax và thời điểm sử dụng điện.

Nghị định 243 và xu hướng quản lý năng lượng doanh nghiệp

Nghị định 243 cho thấy hệ thống năng lượng doanh nghiệp đang thay đổi rõ rệt. Trước đây, mô hình chủ yếu là Lưới điện → khách hàng. Hiện nay, doanh nghiệp có thể hướng tới hệ sinh thái linh hoạt hơn: Grid + Solar + BESS + DPPA + Energy Management.

Khi đó, nhà máy cần quản lý nhiều dòng năng lượng cùng lúc: điện mua lưới, điện mặt trời, điện dư, trạng thái sạc/xả BESS, Pmax và chi phí theo khung giờ.

Một hệ thống quản lý năng lượng hiệu quả cần trả lời được theo thời gian thực:

• Nhà máy đang tiêu thụ bao nhiêu kW?
• Solar đang phát bao nhiêu kW?
• Điện dư hiện tại là bao nhiêu?
• Đang mua bao nhiêu điện từ lưới?
• BESS đang sạc hay xả?
• SOC hiện tại bao nhiêu?
• Pmax tháng đang ở mức nào?
• Chi phí điện theo TOU biến động ra sao?

Kết luận

Nghị định 243/2026/NĐ-CP tạo ra một số thay đổi đáng chú ý đối với thị trường năng lượng tái tạo tại Việt Nam.

Ba điểm doanh nghiệp nên đặc biệt lưu ý là:

• DPPA được mở rộng và làm rõ hơn.
• Tỷ lệ điện mặt trời mái nhà dư được xem xét mua bán tăng từ 20% lên 50%.
• BESS được đưa sâu hơn vào bài toán khai thác và tối ưu điện mặt trời.

Tuy nhiên, chính sách thuận lợi không đồng nghĩa mọi dự án Solar hoặc BESS đều hiệu quả. Vì vậy, doanh nghiệp nên đánh giá dự án theo từng bước. Quy trình phù hợp là đo dữ liệu → phân tích phụ tải → mô phỏng phương án → tối ưu quy mô → quyết định đầu tư.

Câu hỏi thường gặp về Nghị định 243/2026/NĐ-CP

Nghị định 243/2026/NĐ-CP có hiệu lực từ khi nào?

Nghị định được ban hành ngày 26/6/2026 và có hiệu lực từ ngày 26/6/2026.

Điện mặt trời mái nhà được bán tối đa bao nhiêu điện dư?

Theo cơ chế thông thường, sản lượng điện dư được mua bán theo thỏa thuận. Mức này không vượt quá 50% sản lượng điện phát tính toán tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà. Tuy nhiên, một số trường hợp được phép thỏa thuận cao hơn theo quy định.

Có được bán trên 50% điện dư không?

Trong giai đoạn đến hết ngày 31/12/2030, có thể có trường hợp thỏa thuận mức cao hơn 50%. Tuy nhiên, phương án này phải đáp ứng điều kiện về khả năng tiếp nhận của lưới điện và an toàn vận hành.

Điện lưu trong BESS có được tính vào điện dư không?

Điện từ hệ thống lưu trữ có thể tham gia cơ chế điện dư nếu phần năng lượng đó được tích từ nguồn điện mặt trời mái nhà và đáp ứng các điều kiện của Nghị định.

Nghị định 243 có liên quan đến DPPA không?

Có. Nghị định sửa đổi, bổ sung các nội dung của Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn.

Lưu ý: Bài viết nhằm mục đích cung cấp thông tin tổng quan. Khi triển khai dự án cụ thể, doanh nghiệp cần đối chiếu toàn văn Nghị định 243/2026/NĐ-CP và hướng dẫn của cơ quan quản lý, đơn vị điện lực tại địa phương.