Giới thiệu chung
Ngày 17/4/2026, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 20/2026/TT-BCT (“Thông tư 20”), có hiệu lực từ ngày 02/6/2026, sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT (“Thông tư 10”) về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được (Avoided Cost Tariff – “ACT”) cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo (NLTT) nhỏ, đồng thời điều chỉnh một số nội dung của hợp đồng mua bán điện (“PPA”) áp dụng cho loại hình dự án này.
Biểu giá chi phí tránh được (ACT) là cơ chế giá điện áp dụng cho các nhà máy điện NLTT nhỏ, được xây dựng trên cơ sở các chi phí mà hệ thống điện quốc gia có thể “tránh được” nhờ việc tiếp nhận điện năng từ các nguồn điện này. Về bản chất, thay vì xác định giá điện dựa trên chi phí đầu tư và vận hành của từng dự án cụ thể, cơ chế ACT xác định giá điện dựa trên lợi ích kinh tế mà nguồn điện mang lại cho hệ thống, bao gồm chi phí phát điện, chi phí công suất và chi phí truyền tải mà hệ thống không phải bỏ ra hoặc có thể tiết kiệm được.
Cơ chế ACT được thiết kế nhằm khuyến khích phát triển các dự án NLTT quy mô nhỏ thông qua một phương pháp xác định giá điện đơn giản và dễ tính toán áp dựng hơn so với cơ chế đàm phán giá điện riêng lẻ – vốn yêu cầu nhà đầu tư dự án phải chứng minh đầy đủ và chi tiết các cấu phần tạo nên giá điện. Trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam đang từng bước được hoàn thiện, ACT tiếp tục đóng vai trò là một cơ chế chuyển tiếp quan trọng, góp phần tạo điều kiện cho các dự án NLTT nhỏ tham gia thị trường điện đồng thời bảo đảm sự cân bằng giữa mục tiêu phát triển NLTT và hiệu quả vận hành của hệ thống điện quốc gia.
Thông tư 20 được ban hành trong bối cảnh Luật Điện lực 2024 đã được sửa đổi, bổ sung và thị trường điện Việt Nam đang tiếp tục được hoàn thiện theo hướng cạnh tranh hơn. Mặc dù không tạo ra sự thay đổi căn bản đối với cơ chế ACT, Thông tư 20 đã bổ sung nhiều quy định quan trọng nhằm tăng tính minh bạch, khả năng dự báo và phù hợp hơn với thực tiễn vận hành hệ thống điện.
Trong bài viết này, CNC Counsel sẽ tổng hợp các điểm mới đáng chú ý nhất mà các chủ đầu tư, đơn vị phát điện, tổ chức tín dụng và nhà đầu tư trong lĩnh vực năng lượng cần lưu ý.
1. Mở rộng và linh hoạt hơn về đối tượng được áp dụng cơ chế ACT
Một trong những thay đổi quan trọng của Thông tư 20 là sửa đổi khái niệm “nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ”.
Theo Thông tư 10, loại hình nhà máy NLTT được áp dụng cơ chế ACT được xác định tương đối cứng và chỉ bao gồm các nhà máy thủy điện nhỏ có công suất lắp máy không quá 30 MW theo danh mục tại Quyết định số 2394/QĐ-BCN ngày 01 tháng 9 năm 2006 của Bộ Công nghiệp[1].
Thông tư 20 thay đổi cách tiếp cận này khi dẫn chiếu đến quy mô công suất được xác định theo quyết định của Bộ Công Thương trong từng thời kỳ.[2] Điều này cho phép cơ quan quản lý có sự linh hoạt hơn trong việc điều chỉnh đối tượng áp dụng cơ chế ACT phù hợp với định hướng phát triển năng lượng và thực tiễn thị trường.
Về mặt chính sách, đây là tín hiệu cho thấy cơ chế ACT không còn được thiết kế chỉ dành riêng cho thủy điện nhỏ mà có thể được điều chỉnh để phù hợp với các loại hình NLTT quy mô nhỏ khác trong tương lai (điện gió, điện mặt trời,…).
2. Phân định cụ thể mùa mưa – mùa khô cho từng khu vực
Đây được xem là một trong những sửa đổi có tác động thực tế lớn nhất đến việc xác định giá điện theo cơ chế ACT.
Thông tư 10 áp dụng chung một khoảng thời gian mùa mưa và mùa khô cho toàn quốc[3]. Tuy nhiên, thực tiễn vận hành hệ thống điện cho thấy điều kiện thủy văn giữa miền Bắc, miền Trung và miền Nam có sự khác biệt đáng kể.
Thông tư 20 đã chính thức phân chia mùa mưa và mùa khô theo từng miền[4], với chi tiết thay đổi như bảng dưới đây:
Miền Bắc, miền Trung, miền Nam quy định tại Thông tư 20 được xác định theo ranh giới hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ hệ thống điện miền theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.[5]
Việc phân vùng này giúp phản ánh sát hơn đặc điểm thủy văn và khả năng phát điện thực tế của từng khu vực. Đối với các dự án thủy điện nhỏ, đây là thay đổi quan trọng vì thời điểm được xác định là mùa mưa hoặc mùa khô ảnh hưởng trực tiếp đến cơ cấu biểu giá điện năng trong từng giai đoạn.
Đối với các nhà đầu tư đang phát triển dự án mới, việc đánh giá hiệu quả tài chính và mô hình doanh thu cần được cập nhật tương ứng với cơ chế phân vùng mới này.
3. Điều chỉnh phương pháp xác định giá điện theo sát thực tế thị trường hơn
Thông tư 20 thay thế toàn bộ Phụ lục II của Thông tư 10 và xây dựng lại phương pháp tính toán biểu giá ACT. Mặc dù các nguyên tắc cơ bản của cơ chế ACT vẫn được giữ nguyên, một số thay đổi đáng chú ý bao gồm:
(i) Bổ sung cơ chế xác định giá điện theo từng vùng miền
Một trong những thay đổi quan trọng nhất của Thông tư 20 là chuyển từ cách tiếp cận áp dụng thống nhất trên toàn quốc sang cách tiếp cận theo từng miền hệ thống điện. Theo đó, mùa mưa và mùa khô được xác định riêng cho miền Bắc, miền Trung và miền Nam thay vì sử dụng cùng một khoảng thời gian cho cả nước như trước đây. Tương ứng với mỗi mùa mưa – mùa khô tại từng khu vực sẽ có biểu giá giờ cao điểm, giờ bình thường và giờ thấp điểm khác nhau.
Việc phân vùng này nhằm phản ánh tốt hơn đặc điểm thủy văn và điều kiện vận hành thực tế của từng khu vực, đặc biệt đối với các nhà máy thủy điện nhỏ. Đây cũng là cơ sở để xác định các thành phần giá điện năng tránh được phù hợp hơn với từng miền.
(ii) Điều chỉnh phương pháp xác định chi phí điện năng tránh được
Thông tư 20 sửa đổi phương pháp xác định chi phí điện năng tránh được thông qua việc cập nhật dữ liệu đầu vào và tiêu chí lựa chọn các nguồn điện tham chiếu trong hệ thống. Một số nhóm nhà máy điện được loại trừ khỏi tập dữ liệu tính toán được quy định rõ ràng hơn nhằm bảo đảm kết quả phản ánh đúng chi phí biên của hệ thống điện.[6]
Ngoài ra, Thông tư 20 cũng bổ sung cơ chế điều chỉnh giá điện năng tránh được thông qua hệ số k (không vượt quá 1,0) do Bộ Công Thương quyết định hằng năm. Cơ chế này tạo thêm công cụ cho cơ quan quản lý trong việc điều tiết mức giá áp dụng phù hợp với điều kiện vận hành và định hướng chính sách trong từng giai đoạn.
Bên cạnh đó, Thông tư 20 cũng bổ sung cơ chế bảo đảm tính ổn định của biểu giá khi quy định giá điện năng tránh được bình quân được ban hành cho năm sau (năm N) không thấp hơn mức giá điện năng tránh được bình quân năm trước đó (năm N-1).[7] Quy định này nhằm mục đích nâng cao khả năng dự báo doanh thu và giảm biến động chính sách đối với các nhà đầu tư.
(iii) Điều chỉnh phương pháp xác định tổn thất truyền tải tránh được
Thông tư 20 sửa đổi phương pháp tính toán giá trị tổn thất truyền tải tránh được theo hướng gắn với đặc điểm truyền tải của từng miền thay vì sử dụng phương pháp tính tương đối đồng nhất như trước đây.
Các yếu tố liên quan đến luồng công suất trên hệ thống truyền tải liên miền, đặc biệt là hệ thống 500 kV, được đưa vào mô hình tính toán.[8] Điều này giúp phản ánh chính xác hơn lợi ích mà hệ thống điện nhận được khi nguồn điện được phát tại khu vực gần phụ tải hoặc giúp giảm nhu cầu truyền tải liên vùng.
Về bản chất, chi phí truyền tải tránh được là phần chi phí và tổn thất truyền tải mà hệ thống điện có thể tiết kiệm được khi nguồn điện được phát tại vị trí phù hợp, giúp giảm nhu cầu truyền tải điện từ các khu vực khác. Cả Thông tư 10 và Thông tư 20 đều áp dụng cơ chế điều chỉnh theo cơ chế “thưởng – phạt” dựa trên tác động của nguồn điện đối với hệ thống truyền tải liên miền. Theo đó, các nguồn điện góp phần giảm tải cho hệ thống truyền tải hoặc giảm tổn thất điện năng sẽ được cộng thêm (thưởng) giá trị truyền tải tránh được, trong khi các nguồn điện làm gia tăng nhu cầu truyền tải liên miền có thể bị điều chỉnh giảm (phạt) thành phần giá trị này.
Ví dụ một nhà máy điện NLTT tại khu vực miền Bắc cung cấp nguồn điện cho chính phụ tải tại khu vực miền Bắc trong giai đoạn miền Bắc thiếu điện sẽ giúp giảm nhu cầu truyền tải điện từ các nhà máy điện tại miền Nam ra miền Bắc, và do đó sẽ được thưởng phần chi phí tổn thất truyển tải tránh được.
(iv) Làm rõ các giả định và thông số đầu vào sử dụng để tính toán giá công suất tránh được
Bên cạnh giá điện năng tránh được và tổn thất truyển tải tránh được, cơ chế ACT còn bao gồm thành phần “giá công suất tránh được” nhằm phản ánh giá trị mà nguồn điện mang lại cho hệ thống trong việc giảm nhu cầu đầu tư hoặc huy động thêm các nguồn điện mới để đáp ứng phụ tải cực đại. Về bản chất, đây là khoản giá trị mà hệ thống điện “tránh được” nhờ có thêm công suất sẵn sàng phát điện từ các nhà máy NLTT nhỏ.
Theo quy định tại Phụ lục I của Thông tư 10, giá công suất tránh được chỉ được áp dụng trong các giờ cao điểm của mùa khô do đây là thời điểm hệ thống điện thường chịu áp lực lớn nhất về công suất, nhu cầu phụ tải ở mức cao trong khi khả năng cung cấp điện của nhiều nguồn điện, đặc biệt là thủy điện, có xu hướng giảm. Do đó, công suất phát điện trong các khung giờ này được đánh giá có giá trị cao hơn đối với hệ thống điện và được hưởng thêm thành phần giá công suất tránh được ngoài giá điện năng thông thường.
Thông tư 20 tiếp tục sử dụng nhà máy nhiệt điện khí chu trình hỗn hợp (Combined Cycle Gas Turbine – CCGT) làm nguồn điện thay thế tham chiếu để xác định giá công suất tránh được[9]. Tuy nhiên, các giả định và thông số đầu vào được chuẩn hóa và làm rõ hơn so với quy định trước đây.
Các nội dung như chi phí đầu tư tham chiếu, tỷ lệ vốn vay/vốn chủ sở hữu, chi phí sử dụng vốn, lãi suất tham chiếu quốc tế, tuổi thọ kinh tế của dự án và các tham số tài chính liên quan đều được quy định cụ thể hơn. Việc chuẩn hóa các giả định này góp phần nâng cao tính minh bạch và khả năng dự báo của cơ chế giá.
Về tổng thể, có thể thấy các thay đổi về phương pháp tính toán nêu trên cho thấy Bộ Công Thương đang cố gắng làm cho cơ chế ACT phản ánh gần hơn các chi phí thực tế mà hệ thống điện tránh được khi tiếp nhận sản lượng điện từ các nguồn NLTT nhỏ.
Tuy nhiên, cần lưu ý rằng cơ chế ACT vẫn là cơ chế giá hành chính được tính toán theo công thức quản lý nhà nước, chưa phải cơ chế hình thành giá hoàn toàn theo tín hiệu thị trường hoặc cơ chế đấu thầu cạnh tranh.
4. Làm rõ hơn về thời hạn hợp đồng mua bán điện (PPA)
Thông tư 20 sửa đổi một số nội dung của mẫu PPA theo hướng làm rõ hơn các vấn đề liên quan đến trách nhiệm của các bên khi hết thời hạn PPA và xử lý các trường hợp bất khả kháng trong quá trình vận hành dự án.
Theo đó, PPA tiếp tục có thời hạn 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại (COD). Tuy nhiên, Thông tư 20 bổ sung quy định rằng sau khi hợp đồng hết hạn, các bên vẫn có trách nhiệm hoàn tất các nghĩa vụ còn tồn đọng, bao gồm việc lập và điều chỉnh hóa đơn, thực hiện thanh toán cũng như các nghĩa vụ phát sinh trước ngày chấm dứt hợp đồng.[10] Quy định này góp phần hạn chế các tranh chấp liên quan đến việc quyết toán và thanh toán cuối kỳ của các PPA dài hạn.
Bên cạnh đó, Thông tư 20 cũng bổ sung cơ chế xử lý đối với trường hợp nhà máy phải ngừng hoặc hạn chế phát điện do các sự kiện bất khả kháng như bão, lũ lụt, động đất, sạt lở đất hoặc các sự kiện thiên tai khác. Theo quy định mới, bên mua điện và bên bán điện có thể thỏa thuận kéo dài thời gian thực hiện hợp đồng tương ứng với khoảng thời gian bị ảnh hưởng bởi sự kiện bất khả kháng.[11]
Đây là một thay đổi đáng chú ý đối với các dự án thủy điện nhỏ và các dự án NLTT tại những khu vực thường xuyên chịu ảnh hưởng của thiên tai dẫn đến hoạt động phát điện bị ảnh hưởng. Tuy nhiên, chủ đầu tư cần lưu ý rằng tổng thời gian được hưởng cơ chế giá theo PPA, bao gồm cả thời gian được gia hạn, vẫn không vượt quá 20 năm kể từ ngày COD.
5. Các quy định chuyển tiếp nhằm bảo đảm tính ổn định cho nhà đầu tư
Thông tư 20 bổ sung một số quy định chuyển tiếp nhằm bảo đảm tính ổn định cho các dự án đang vận hành hoặc đang trong quá trình phát triển. Theo đó, các nhà máy thủy điện nhỏ đã ký hợp đồng mua bán điện theo cơ chế ACT trước khi Thông tư 20 có hiệu lực sẽ tiếp tục áp dụng các quy định về mùa mưa, mùa khô và khu vực áp dụng biểu giá theo hợp đồng hiện hữu.[12]
Đối với các dự án đã được chấp thuận đầu tư nhưng có thể không còn đáp ứng tiêu chí về quy mô nhà máy thủy điện nhỏ theo quy định mới trong tương lai, Thông tư 20 vẫn cho phép các dự án này lựa chọn áp dụng cơ chế ACT hoặc tham gia thị trường điện nếu đáp ứng các điều kiện chuyển tiếp nhất định. Tuy nhiên, sau khi đã lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy sẽ không được quay trở lại áp dụng cơ chế ACT.[13]
Các quy định này giúp giảm thiểu rủi ro pháp lý cho các dự án đang trong quá trình phát triển hoặc đã hoàn tất thu xếp vốn trên cơ sở các giả định tài chính trước đây.
Kết luận
Mặc dù cơ chế ACT tiếp tục mang lại lợi thế về tính đơn giản, khả năng dự báo và giảm chi phí giao dịch cho các dự án thủy điện nhỏ, việc Thông tư 20 bổ sung hệ số điều chỉnh k đối với giá điện năng tránh được cho thấy mức giá ACT trong tương lai có thể chịu tác động nhiều hơn từ chính sách điều tiết. Nhìn chung, các sửa đổi của Thông tư 20 tập trung vào việc hoàn thiện phương pháp xác định biểu giá ACT, phản ánh sát hơn điều kiện vận hành thực tế của hệ thống điện, đồng thời bổ sung các quy định về PPA và cơ chế chuyển tiếp nhằm tăng tính minh bạch, khả năng dự báo và tính ổn định cho các dự án hiện hữu.
Từ góc độ thị trường, ACT và cơ chế đàm phán giá điện không nên được xem là các phương án thay thế tuyệt đối cho nhau mà là các lựa chọn phù hợp với những nhóm dự án khác nhau. Đối với các dự án thủy điện nhỏ ưu tiên tính ổn định của dòng tiền và khả năng dự báo doanh thu, ACT vẫn là một cơ chế hấp dẫn. Trong khi đó, đối với các dự án có hiệu quả khai thác tốt và kỳ vọng đạt mức doanh thu cao hơn, cơ chế đàm phán giá điện hoặc tham gia thị trường điện có thể mang lại lợi ích kinh tế lớn hơn nhưng đồng thời cũng đi kèm rủi ro và mức độ biến động cao hơn.
Do đó, các chủ đầu tư nên đánh giá đồng thời cả phương án áp dụng ACT và phương án tham gia thị trường điện hoặc đàm phán giá điện theo cơ chế hiện hành để lựa chọn mô hình tối ưu cho từng dự án cụ thể. Trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh của Việt Nam tiếp tục được hoàn thiện, ACT được kỳ vọng sẽ tiếp tục đóng vai trò là cơ chế hỗ trợ quan trọng đối với các nguồn NLTT quy mô nhỏ, đồng thời tạo cầu nối cho quá trình chuyển dịch dần sang các cơ chế giá điện mang tính thị trường trong tương lai.
Xem thêm: CNC COUNSEL TRỞ THÀNH CỐ VẤN PHÁP LÝ GIAO DỊCH TÀI CHÍNH DỰ ÁN 10 TRIỆU USD
Phụ trách
 |
Trần Phạm Hoàng Tùng I Luật sư Thành viên
Điện thoại: (84) 901 334 192 Email: tung.tran@cnccounsel.com |
Liên hệ
Mọi thông tin vui lòng liên hệ:
CÔNG TY LUẬT TNHH CNC VIỆT NAM
Địa chỉ: 2A1 Nguyễn Thị Minh Khai, Phường Sài Gòn, TP. Hồ Chí Minh
Điện thoại: 028 6276 9900
Hotline: 0916 545 618
Email: contact@cnccounsel.com
Website: cnccounsel
Sẽ rất vui khi bạn ghé thăm văn phòng của CNC bởi ở đó bạn sẽ được trao đổi với Luật sư phù hợp nhất với hoàn cảnh của bạn. Tất nhiên, nếu bạn không thể thu xếp để gặp trực tiếp, chỉ cần gửi email cho chúng tôi tại địa chỉ contact@cnccounsel.com hoặc gọi số máy (+84-28) 6276 9900.
Miễn trừ:
Bản tin này được chuẩn bị hoặc được sử dụng vì mục đích giới thiệu hoặc cập nhật cho khách hàng những thông tin về những vấn đề và/hoặc sự phát triển các quan điểm pháp lý tại Việt Nam. Các thông tin được trình bày tại bản tin này không tạo thành ý kiến tư vấn thuộc bất kỳ loại nào và có thể được thay đổi mà không cần phải thông báo trước.
——————————————-
[1] Điều 2.10 Thông tư 10.
[2] Điều 1.1(a) Thông tư 20 sửa đổi Điều 2.10 Thông tư 10.
[3] Điều 2.7 và Điều 2.8 Thông tư 10.
[4] Điều 1.1(a) Thông tư 20.
[5] Điều 1.1(b) Thông tư 20.
[6] Điểm a, Mục 1 Phụ lục II của Thông tư 20.
[7] Điểm h, Mục 1 Phụ lục II của Thông tư 20.
[8] Mục 2 Phụ lục II của Thông tư 20.
[9] Mục 3 Phụ lục II của Thông tư 20.
[10] Điều 1.3 Thông tư 20.
[11] Điều 2.3 Thông tư 20.
[12] Điều 2.4 Thông tư 20.
[13] Điều 2.2 Thông tư 20.
