Áp dụng biểu giá chi phí mới xác lập cơ sở pháp lý cho nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ

Theo đó, việc sửa đổi được thực hiện trên cơ sở Luật Điện lực số 61/2024/QH15 được sửa đổi, bổ sung bởi Luật số 94/2025/QH15 và các quy định liên quan về tổ chức, vận hành thị trường điện. Theo Bộ Công Thương, mục tiêu là hoàn thiện cơ chế giá điện minh bạch, phù hợp thực tiễn vận hành hệ thống và thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo quy mô nhỏ.

Một trong những nội dung đáng chú ý là việc sửa đổi, bổ sung khái niệm mùa mưa và mùa khô theo từng miền, làm cơ sở quan trọng để tính toán giá điện. Cụ thể, mùa mưa ở miền Bắc được xác định từ 1/7 đến hết 31/10; miền Trung từ 15/8 đến 15/12; miền Nam từ 1/8 đến 1/12. Ngược lại, mùa khô được tính tương ứng cho các khoảng thời gian còn lại của năm ở từng miền.

Bên cạnh đó, Thông tư cũng làm rõ cách xác định miền Bắc, Trung, Nam theo ranh giới điều độ hệ thống điện, thay vì đơn thuần theo địa giới hành chính. Điều này giúp thống nhất trong vận hành và tính toán giá điện, nhất là trong bối cảnh hệ thống điện ngày càng liên kết chặt chẽ.

Khái niệm "nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ" cũng được chuẩn hóa theo quy mô công suất do Bộ Công Thương quy định, tạo cơ sở pháp lý rõ ràng hơn cho các chủ đầu tư.

Đáng chú ý, cơ quan chịu trách nhiệm nghiên cứu, đề xuất biểu giá chi phí tránh được được xác định rõ là Cục Điện lực (thuộc Bộ Công Thương), thay cho cách gọi chung trước đây.

Theo Thông tư, PPA có hiệu lực kể từ ngày ký và chấm dứt sau tối đa 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Quy định này tạo khung pháp lý ổn định dài hạn cho nhà đầu tư, đồng thời phù hợp với vòng đời kinh tế của các dự án năng lượng tái tạo nhỏ.

Về điều khoản chuyển tiếp, Thông tư cho phép các nhà máy đã ký hợp đồng trước đó tiếp tục áp dụng biểu giá theo khu vực đã xác định, kể cả trong trường hợp có thay đổi địa giới hành chính. Đây là điểm quan trọng nhằm đảm bảo tính ổn định của hợp đồng đã ký.

Đối với các dự án bị thay đổi tiêu chí về quy mô công suất, chủ đầu tư được quyền lựa chọn: tiếp tục áp dụng biểu giá chi phí tránh được hoặc tham gia thị trường điện. Tuy nhiên, khi lựa chọn tham gia thị trường điện, Bên bán điện không được lựa chọn lại việc áp dụng biểu giá chi phí tránh được.

Ngoài ra, trong trường hợp bất khả kháng như thiên tai, sự cố khiến nhà máy phải dừng vận hành, hai bên có thể thỏa thuận gia hạn hợp đồng, nhưng tổng thời gian phát điện không vượt quá 20 năm.

Phần phụ lục ban hành kèm theo Thông tư đưa ra phương pháp tính toán chi tiết biểu giá chi phí tránh được, bao gồm ba cấu phần chính: giá điện năng, tổn thất truyền tải và giá công suất.

Đối với giá điện năng, mức giá được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình của các nhà máy nhiệt điện có chi phí biến đổi cao nhất được huy động trong hệ thống. Giá này được điều chỉnh theo biến động nhiên liệu và tính trung bình theo năm. Đáng chú ý, giá điện năng dư được quy định bằng 50% mức giá trong các giờ thấp điểm của mùa mưa - cơ chế nhằm khuyến khích tối ưu vận hành hệ thống.

Về tổn thất truyền tải, Thông tư đưa ra công thức tính riêng cho từng miền, có cơ chế "thưởng - phạt" tùy thuộc vào vị trí kết nối và chiều luồng công suất trên đường dây 500kV. Điều này phản ánh đúng chi phí thực tế và khuyến khích phân bổ nguồn điện hợp lý theo vùng.

Đối với giá công suất tránh được, cơ sở tính toán là nhà máy nhiệt điện chu trình hỗn hợp (CCGT) thay thế. Các thông số đầu vào gồm suất đầu tư, chi phí vận hành, tỷ lệ vốn vay - vốn chủ, lãi suất và hệ số chiết khấu (Wbiểu giá chi phí tránh đượcC, tối đa 10%). Sau khi tính toán chi phí đầu tư hàng năm và điều chỉnh theo tổn thất truyền tải, giá công suất phát điện tránh được được xác định theo công thức chia cho số giờ cao điểm mùa khô.

Việc ban hành Thông tư 20/2026/TT-BCT được kỳ vọng sẽ tháo gỡ một số vướng mắc trong cơ chế giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo nhỏ, đặc biệt là thủy điện nhỏ và các nguồn phân tán.

Thông tư có hiệu lực từ ngày 02/6/2026.