Trước khi nhìn vào những điểm nghẽn của thực tiễn, cần đặt vấn đề trong tổng thể chủ trương, đường lối để thấy rằng vướng mắc nằm ở khâu tổ chức thực hiện chứ không phải ở định hướng. Từ Đảng đến Quốc hội, hệ thống chủ trương, chính sách về bảo đảm an ninh năng lượng đã được hình thành thống nhất, xuyên suốt và ngày càng hoàn thiện.
Ở tầng đường lối, định hướng phát triển năng lượng đã được Bộ Chính trị xác lập từ rất sớm. Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đã yêu cầu xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo, đồng thời nhấn mạnh việc xóa bỏ các rào cản, độc quyền bất hợp lý và đẩy mạnh xã hội hóa đầu tư, khai thác hạ tầng năng lượng.
Tinh thần đó tiếp tục được kế thừa và phát triển trong Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Nghị quyết xác định an ninh năng lượng là một trong những trụ cột của an ninh quốc gia, đồng thời yêu cầu ưu tiên phát triển các nguồn năng lượng sạch, năng lượng tái tạo và khuyến khích mạnh mẽ điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu.
Đối với bài toán đang đặt ra hiện nay, Nghị quyết 70 có ý nghĩa đặc biệt quan trọng, không chỉ khẳng định định hướng phát triển, nghị quyết còn yêu cầu tháo gỡ các rào cản về cơ chế, chính sách để khơi thông nguồn điện tự sản, tự tiêu. Đây cũng chính là "nút thắt" mà thực tiễn triển khai, đặc biệt tại khu vực phía Nam, đang bộc lộ rõ nhất qua các số liệu về công suất chưa được khai thác và nhu cầu đầu tư còn bị kìm hãm.
Ở tầng thể chế hoá, Quốc hội khoá XV đã thông qua Nghị quyết 253/2025/QH15 ngày 11 tháng 12 năm 2025 về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 đến 2030, có hiệu lực từ ngày 1 tháng 3 năm 2026. Nghị quyết này biến chủ trương của Đảng thành khung pháp lý, tạo cơ sở tháo gỡ vướng mắc và mở đường cho năng lượng tái tạo. Mạch chính sách vì thế chạy liền: Đảng định hướng qua Nghị quyết 55 và Nghị quyết 70, Quốc hội thể chế hoá qua Nghị quyết 253/2025/QH15, Chính phủ cụ thể hoá bằng các nghị định và quyết định. Khi cả ba tầng đã thông, một độ vênh 61,6% ở khâu thủ tục không còn là vấn đề của chủ trương, mà là vấn đề của bộ máy thực thi ở cơ sở.
Trước khi nhìn vào những điểm nghẽn trong thực tiễn, cần xác định đúng bản chất của điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu theo tinh thần của pháp luật. Việc lắp đặt hệ thống điện mặt trời trên chính mái nhà để phục vụ nhu cầu sử dụng không phải là một cơ chế ưu đãi mang tính "xin - cho", mà là một quyền đã được pháp luật ghi nhận.
Luật Điện lực số 61/2024/QH15, được Quốc hội thông qua ngày 30/11/2024 và có hiệu lực từ ngày 1/2/2025, lần đầu tiên quy định về điện tự sản xuất, tự tiêu thụ từ nguồn năng lượng tái tạo ngay trong luật. Tại Điều 22, luật khẳng định tổ chức, cá nhân có quyền phát triển nguồn điện tự sản, tự tiêu; được đấu nối với lưới điện quốc gia theo quy định; được bán phần điện dư và được hưởng các chính sách khuyến khích của Nhà nước. Đối với hộ gia đình, Nhà nước còn có chính sách hỗ trợ phát triển hệ thống điện mặt trời mái nhà gắn với thiết bị lưu trữ điện.
Việc xác định đúng căn cứ pháp lý này có ý nghĩa quan trọng. Bởi Điều 22 là cơ sở xác lập quyền của người dân và doanh nghiệp trong phát triển điện tự sản, tự tiêu, trong khi Điều 33 của Luật Điện lực chỉ quy định về các trường hợp được miễn giấy phép hoạt động điện lực.
Theo Luật sư Vũ Văn Lịch, Văn phòng Luật sư số 5 Hà Nội, nhìn nhận: "Quyền tự tạo điện sạch để tự dùng trên tài sản hợp pháp cần được nhìn nhận như một quyền tự chủ năng lượng, không phải một đặc ân hành chính. Tuy nhiên, phần đấu nối, điện dư và hoạt động mua bán điện cần được quản lý để tránh biến chính sách xanh thành một thị trường điện không kiểm soát." Như vậy, một bên là quyền của người dân, một bên là trật tự của hệ thống, cơ chế tốt là cơ chế giữ được cả hai.
Nghị định số 57/2025/NĐ-CP (Nghị định 57) của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP (Nghị định 58) của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới được Chính phủ ban hành cùng ngày 3/3/2025 và cùng hướng dẫn Luật Điện lực 2024 nhưng quy định hai vấn đề khác nhau.
Nghị định số 58/2025/NĐ-CP quy định về phát triển điện năng lượng tái tạo và điện năng lượng mới, trong đó dành một chương riêng quy định đối với điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Nghị định này thay thế Nghị định số 135/2024/NĐ-CP, đồng thời đưa điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu vào khuôn khổ thống nhất của Luật Điện lực năm 2024 cùng với các loại hình điện gió, điện sinh khối, điện từ chất thải và các nguồn năng lượng mới.
Một trong những nội dung được người dân và doanh nghiệp đặc biệt quan tâm là cơ chế xử lý sản lượng điện dư. Theo Điều 14 Nghị định số 58/2025/NĐ-CP, hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu được phép bán phần điện dư phát lên lưới điện quốc gia, nhưng sản lượng bán không vượt quá 20% tổng sản lượng điện phát ra của hệ thống sau được sửa đổi bởi Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 cho phép bán phần điện dư không quá 50%. Quy định này vừa khuyến khích phát triển nguồn điện phân tán phục vụ nhu cầu tại chỗ, vừa bảo đảm mục tiêu của mô hình là tự sản xuất, tự tiêu thụ, không chuyển thành hoạt động kinh doanh điện.
Cần nói cho chính xác, đây là trần theo sản lượng điện phát, chứ không phải theo công suất lắp đặt như cách hiểu cũ thời Nghị định 135. Giá mua điện dư tính theo giá điện năng thị trường bình quân năm trước, không vượt khung giá điện mặt trời mặt đất do Bộ Công Thương công bố. Nghị định cũng phân tầng thủ tục theo quy mô: hệ thống nhỏ chỉ phải thông báo, không phải xin cấp phép như dự án lớn. Nghị định sửa đổi đã quy định bán phần điện dư không quá 50% tổng sản lượng phát.
Song song với cơ chế phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu, Chính phủ ban hành Nghị định số 57/2025/NĐ-CP quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn. Nghị định này thay thế Nghị định số 80/2024/NĐ-CP về cơ chế thí điểm, chính thức đưa mô hình mua bán điện trực tiếp vào khuôn khổ pháp lý ổn định.
Nghị định 57/2025/NĐ-CP thiết lập hai phương thức giao dịch gồm: mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia và mua bán điện trực tiếp qua đường dây riêng, tạo thêm lựa chọn cho doanh nghiệp trong tiếp cận nguồn điện sạch và thúc đẩy phát triển thị trường điện cạnh tranh.
Mô hình qua đường dây kết nối riêng cho phép nhà máy và khách hàng giao nhận điện trực tiếp. Mô hình qua lưới điện quốc gia áp cho nguồn từ 10 MW trở lên, tham gia thị trường bán buôn cạnh tranh. Như vậy DPPA là sân của các dự án quy mô lớn và khách hàng tiêu thụ lớn, còn mái nhà hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ nằm ở Nghị định 58. Phân định này quan trọng, vì nó cho thấy hai nút thắt thực thi cũng nằm ở hai chỗ khác nhau.
Bức tranh về tiến độ triển khai điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ được thể hiện khá rõ qua số liệu của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC). Theo báo cáo, tính đến ngày 29/6/2026, trong tháng 6 toàn EVNSPC ước có thêm 12 hệ thống điện mặt trời mái nhà được đưa vào vận hành theo Nghị định số 58/2025/NĐ-CP, với tổng công suất lắp đặt 1.147 kWp.
Lũy kế đến hết tháng 6/2026, toàn địa bàn EVNSPC quản lý có 2.525 hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, với tổng công suất lắp đặt 499.780 kWp. Trong số này, 909 khách hàng đã đầu tư hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), với tổng dung lượng 19.697 kWh. Những con số này cho thấy điện mặt trời mái nhà tiếp tục được người dân và doanh nghiệp quan tâm đầu tư, song tốc độ phát triển mới trong từng tháng vẫn còn khá khiêm tốn so với tiềm năng của khu vực.
Từ các số liệu của EVNSPC có thể thấy quá trình triển khai vẫn tồn tại một "điểm nghẽn" về thủ tục pháp lý. Trong tổng số 2.525 hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ đã được đưa vào vận hành đến hết tháng 6/2026, vẫn còn 1.307 hệ thống, tương đương 51,8%, với tổng công suất 380.697 kWp, chưa hoàn tất đầy đủ các thủ tục theo quy định. Điều đó cho thấy hơn một nửa số công trình đã phát điện trên thực tế nhưng vẫn chưa hoàn thiện đầy đủ hồ sơ pháp lý để được công nhận theo quy định hiện hành.
Một chi tiết đáng chú ý khác là mức tăng trưởng nguồn mới vẫn còn khá chậm. Theo EVNSPC, trong cả tháng 6/2026 toàn khu vực chỉ ước phát triển thêm 12 hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, với tổng công suất 1.147 kWp. Trong khi đó, lũy kế đến hết tháng 6, tổng số hệ thống đã đạt 2.525 nguồn, tương ứng gần 500 MWp công suất lắp đặt. Chênh lệch giữa quy mô hiện hữu và tốc độ phát triển mới cho thấy sau khi Nghị định 58 có hiệu lực, thị trường vẫn đang trong giai đoạn thận trọng, chủ yếu hoàn thiện các dự án đã đầu tư trước đó hơn là xuất hiện làn sóng đầu tư mới.
Báo cáo của EVNSPC cũng cho thấy xu hướng kết hợp hệ thống lưu trữ năng lượng bắt đầu hình thành. Đến cuối tháng 6/2026 đã có 909 khách hàng đầu tư hệ thống pin lưu trữ (BESS), với tổng dung lượng 19.697 kWh. Tuy nhiên, so với tổng công suất điện mặt trời mái nhà gần 500 MWp, quy mô lưu trữ hiện nay vẫn còn khá khiêm tốn, chưa đủ để phát huy đầy đủ lợi ích của mô hình tự sản xuất, tự tiêu thụ và giảm áp lực cho hệ thống điện trong các giờ cao điểm.
Cần nói cho công bằng: tự sản xuất, tự tiêu thụ nghĩa là phần lớn điện làm ra để dùng tại chỗ, nên việc nhiều hệ thống không bán điện dư là đúng bản chất. Sản lượng phát đầu cực inverter của toàn bộ nguồn mái nhà tự sản tự tiêu phía Nam trong 5 tháng đầu 2026 đạt hơn 290 triệu kWh, một đóng góp thực cho phụ tải ban ngày. Nhưng tỷ lệ 61,6% chưa hoàn thiện thủ tục thì không thể giải thích bằng bản chất tự dùng. Đó là tín hiệu của khâu thực thi: hệ thống đã lên mái, đã phát điện, mà thủ tục đăng ký, thông báo, kiểm tra đấu nối vẫn dở dang.
Việc có tới 1.307 hệ thống vẫn ở trạng thái chưa hoàn tất thủ tục không chỉ làm chậm quá trình hiện thực hóa chính sách, mà còn tạo ra rủi ro cho cả cơ quan quản lý và nhà đầu tư. Một mặt, ngành điện khó cập nhật đầy đủ công suất nguồn điện phân tán để phục vụ công tác điều độ và quy hoạch hệ thống. Mặt khác, người dân và doanh nghiệp phải đối mặt với sự thiếu chắc chắn về địa vị pháp lý cũng như quyền được bán phần điện dư lên lưới theo quy định.
Một phần của những vướng mắc hiện nay bắt nguồn từ khoảng trống về kỹ thuật. Luật Điện lực năm 2024 và các nghị định hướng dẫn quy định hệ thống điện tự sản, tự tiêu không phải xin giấy phép hoạt động điện lực nếu không đấu nối với lưới điện quốc gia hoặc được trang bị thiết bị chống phát ngược (Zero Export). Thiết bị này bảo đảm điện chỉ được sử dụng tại chỗ, không phát ngược lên lưới. Về nguyên tắc, đây là phương án đơn giản và thuận lợi nhất đối với hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ: lắp đặt để tự dùng điện sạch mà không phải thực hiện các thủ tục đấu nối và bán điện lên lưới.
Tuy nhiên, để cơ chế này vận hành thông suốt, điều còn thiếu lại chính là một quy chuẩn kỹ thuật quốc gia đối với thiết bị chống phát ngược. Đến nay vẫn chưa có quy định thống nhất về các yêu cầu kỹ thuật như thời gian ngắt, sai số đo, khả năng ngăn dòng công suất ngược khi lưới điện biến động, cũng như quy trình kiểm định và chứng nhận hợp quy.
Khoảng trống này không chỉ tồn tại trên văn bản. Theo số liệu khảo sát thực địa tại khu vực phía Nam năm 2026, đã có 348 hệ thống điện mặt trời mái nhà với tổng công suất 102.389 kWp vận hành theo cơ chế Zero Export, tất cả đều được lắp đặt thiết bị chống phát ngược. Tuy nhiên, khi chưa có quy chuẩn kỹ thuật quốc gia làm căn cứ đánh giá và nghiệm thu, cơ chế vốn được thiết kế để đơn giản hóa thủ tục lại tiếp tục vướng ngay ở khâu chứng nhận.
Trong khi đó, hệ thống quy mô thương mại lại bị ràng buộc khá chặt ở chiều ngược lại. Quyết định số 378/QĐ-EVN ngày 12/3/2025 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố yêu cầu kỹ thuật kết nối điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển và dữ liệu đo đếm của EVN. Theo quy định triển khai đối với các hệ thống quy mô từ khoảng 100 kW có đấu nối lưới điện, chủ đầu tư phải trang bị thiết bị giám sát, điều khiển (SCADA/Remote Monitoring & Control) đáp ứng yêu cầu kết nối, truyền dữ liệu và nhận lệnh điều khiển từ đơn vị điện lực.
Như vậy, hai đầu của phổ kỹ thuật đều chưa thật sự thông suốt. Nhóm quy mô nhỏ vẫn thiếu một chuẩn thống nhất cho thiết bị chống phát ngược để được miễn trừ một cách minh bạch, trong khi nhóm quy mô lớn phải đáp ứng các yêu cầu khá chặt chẽ về giám sát, điều khiển và truyền dữ liệu. Hệ quả là chính nhóm hệ thống quy mô trung bình - nơi tập trung số lượng dự án lớn nhất - lại dễ rơi vào "vùng xám" thủ tục, khi phải chứng minh mình đủ điều kiện để được hưởng cơ chế đơn giản hóa.
Kinh nghiệm quốc tế cho thấy nút thắt kỹ thuật này không phải chuyện riêng của Việt Nam, và có cách gỡ. Theo Cơ quan Vận hành Thị trường Năng lượng Úc (AEMO), khi tỷ lệ điện mặt trời mái nhà tăng nhanh, hệ thống điện nước này từng ghi nhận nhu cầu phụ tải vận hành vào giữa trưa giảm xuống mức rất thấp, thậm chí có thời điểm xuống dưới ngưỡng an toàn đối với vận hành hệ thống.
Trong "Chiến lược tích hợp nguồn năng lượng phân tán" (Distributed Energy Resources Integration Strategy) công bố năm 2020, AEMO cho biết giải pháp được lựa chọn không phải là hạn chế phát triển điện mặt trời mái nhà, mà là hoàn thiện các tiêu chuẩn kỹ thuật đối với biến tần, áp dụng cơ chế giới hạn công suất phát lên lưới theo điều kiện vận hành và tăng cường khả năng điều phối các nguồn điện phân tán. Theo AEMO, việc chuẩn hóa yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị đầu cuối là nền tảng để vừa mở rộng khả năng đấu nối điện mặt trời mái nhà, vừa bảo đảm vận hành an toàn, ổn định của hệ thống điện.
Nếu ở lĩnh vực điện mặt trời mái nhà, điểm nghẽn nằm ở thủ tục và quy chuẩn kỹ thuật, thì với cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), vướng mắc lại nằm ở các quy định triển khai.
Nghị định số 57/2025/NĐ-CP đã tạo lập khuôn khổ pháp lý cho hoạt động mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn. Tuy nhiên, để một cơ chế thị trường như DPPA có thể vận hành trên thực tế, cần thêm nhiều mắt xích được hoàn thiện đồng bộ, từ quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh, cơ chế tính phí sử dụng hệ thống truyền tải, phí điều độ, đến quy trình đo đếm, thanh toán và bù trừ điện năng qua lưới điện quốc gia.
Đáng chú ý, khác với Nghị định số 80/2024/NĐ-CP trước đây quy định khách hàng sử dụng điện bình quân từ 200.000 kWh/tháng trở lên mới được tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, Nghị định số 57/2025/NĐ-CP không còn ấn định một ngưỡng tiêu thụ điện cố định. Thay vào đó, nghị định giao Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định mức tiêu thụ điện tối thiểu của khách hàng sử dụng điện lớn phù hợp với từng giai đoạn phát triển của hệ thống điện và thị trường điện. Cách tiếp cận này giúp cơ chế linh hoạt hơn, cho phép điều chỉnh điều kiện tham gia khi thị trường điện phát triển mà không phải sửa đổi nghị định. Tuy nhiên, việc xác định đối tượng đủ điều kiện tham gia sẽ phải căn cứ vào các quy định chuyên ngành do Bộ Công Thương ban hành tại từng thời kỳ.
Có thể thấy, DPPA đã có nền tảng pháp lý, song để các hợp đồng mua bán điện trực tiếp thực sự được ký kết và triển khai trên quy mô lớn, vẫn cần sớm hoàn thiện hệ thống văn bản hướng dẫn và các quy định kỹ thuật liên quan. Khi những mắt xích này chưa được khép kín, cơ chế dù đã được mở vẫn khó phát huy đầy đủ hiệu quả trong thực tiễn.
Bên cạnh Nghị định số 57/2025/NĐ-CP, khung pháp lý về quản lý nhu cầu điện được hoàn thiện thêm bằng Thông tư số 07/2025/TT-BCT, có hiệu lực từ ngày 1/2/2025, quy định về thực hiện Chương trình điều chỉnh phụ tải và Chương trình dịch chuyển phụ tải. Theo Bộ Công Thương, Chương trình dịch chuyển phụ tải điện nhằm giảm chênh lệch phụ tải giữa giờ cao điểm và giờ thấp điểm, giảm áp lực lên hệ thống điện trong các khung giờ cao điểm và nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống. Trong bối cảnh nguồn năng lượng tái tạo ngày càng gia tăng, việc triển khai đồng bộ các cơ chế phát triển nguồn điện như mua bán điện trực tiếp (DPPA), điện mặt trời mái nhà cùng với các chương trình quản lý nhu cầu điện sẽ góp phần nâng cao khả năng khai thác hiệu quả nguồn điện sạch và vận hành hệ thống điện an toàn, linh hoạt hơn.
Một nút thắt khác nằm ở chính ranh giới khái niệm, khi một doanh nghiệp không tự bỏ vốn mà để một nhà đầu tư thứ ba lắp tấm pin trên mái xưởng của mình rồi mua lại điện, mô hình ấy là tự sản tự tiêu hay là mua bán điện? Câu trả lời quyết định doanh nghiệp đi theo Nghị định 58 hay Nghị định 57, và quyết định cả việc có cần giấy phép hay không.
Bà Phan Huỳnh Khánh Vy, Công ty Luật TNHH VYPVN, lưu ý: "Vấn đề không chỉ nằm ở việc ai là người sở hữu hệ thống mà còn phải xem xét bản chất giao dịch, quyền và nghĩa vụ của các bên cũng như dòng tiền thực tế phát sinh trong quá trình vận hành dự án." Nói cách khác, một hợp đồng dán nhãn tự sản tự tiêu nhưng thực chất là mua bán điện thì vẫn là mua bán điện, và phải chịu khung pháp lý của mua bán điện.
Phía cơ quan quản lý địa phương nhìn nhận ranh giới ấy theo hướng phân định hành vi. Ông Trần Minh Hóa, Phó Trưởng phòng Quản lý năng lượng, Sở Công Thương TP. Hồ Chí Minh, cho biết nếu bên thứ ba đầu tư và thực hiện mua bán điện đúng theo cơ chế DPPA của Nghị định 57 thì không vi phạm; nhưng nếu đăng ký theo diện tự sản tự tiêu mà thực tế lại phát điện hoặc bán lẻ điện không có giấy phép thì có thể bị xử lý.
Để xử lý những khoảng trống trong quá trình thực thi, một số địa phương lựa chọn phương thức hậu kiểm thay vì tăng thêm điều kiện ngay từ khâu đầu vào. Theo ông Phạm Văn Cường, Phó Giám đốc Sở Công Thương Đồng Nai, Sở sẽ phối hợp với Công an, cơ quan Thuế và ngành điện để kiểm tra, làm rõ bản chất các giao dịch, dòng tiền và hợp đồng của doanh nghiệp. Trường hợp phát hiện hành vi lợi dụng chính sách hoặc thực hiện hoạt động mua bán điện trái quy định, các cơ quan chức năng sẽ xử lý theo quy định của pháp luật.
Cách tiếp cận này vừa tạo điều kiện để người dân, doanh nghiệp triển khai đầu tư theo đúng chủ trương khuyến khích phát triển điện mặt trời mái nhà, vừa bảo đảm công tác quản lý nhà nước thông qua cơ chế kiểm tra sau đầu tư. Thay vì dựng thêm rào cản về thủ tục, trọng tâm được chuyển sang giám sát việc tuân thủ trong quá trình vận hành. Tuy nhiên, cũng cần nhìn nhận đây là cơ chế quản lý mang tính phòng ngừa và giám sát chung, không phải căn cứ để suy diễn về các mô hình đang hoạt động.
Nhiều thủ tục còn dang dở không xuất phát từ khoảng trống của khung pháp lý, mà chủ yếu nằm ở khâu tổ chức thực hiện tại địa phương. Từ năm 2025, thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực đã được phân cấp mạnh hơn, đưa việc giải quyết thủ tục đến gần doanh nghiệp và người dân.
Theo Nghị định số 61/2025/NĐ-CP ngày 4/3/2025, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh, thông qua Sở Công Thương, được giao thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động phát điện đối với các nhà máy điện mặt trời có công suất dưới 50 MW và cấp giấy phép đối với điện mặt trời mái nhà theo quy định. Trong khi đó, Bộ Công Thương tiếp tục thực hiện chức năng quản lý, cấp phép đối với các dự án phát điện quy mô lớn và hoạt động truyền tải điện.
Song song với phân cấp, Bộ Công Thương cũng đẩy mạnh cải cách thủ tục hành chính, cắt giảm khoảng 61% điều kiện kinh doanh trong lĩnh vực điện lực. Đây là bước đi nhằm rút ngắn thời gian xử lý hồ sơ, giảm chi phí tuân thủ và tạo điều kiện thuận lợi hơn cho doanh nghiệp, người dân đầu tư phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo.
Tuy nhiên, việc phân cấp chỉ thực sự phát huy hiệu quả khi năng lực thực thi ở địa phương được nâng lên đồng đều. Nếu quy trình tiếp nhận, thẩm định và giải quyết hồ sơ chưa được thống nhất, thì khoảng cách giữa chính sách và thực tiễn vẫn sẽ tiếp tục tồn tại, dù hành lang pháp lý đã ngày càng thông thoáng.
Phân quyền là đúng hướng, đưa quyết định về sát dân, và cũng đúng tinh thần xoá rào cản, xã hội hoá tối đa mà Nghị quyết 55 đặt ra. Nhưng việc được dồn xuống một cấp cơ sở vừa mới sắp xếp lại. Từ 1/7/2025, cả nước vận hành chính quyền địa phương hai cấp, bỏ cấp huyện. Báo cáo từ một số địa phương cho thấy nhiều xã, phường chỉ bố trí được một công chức phụ trách lĩnh vực Công Thương, trong khi khối lượng việc về điện mặt trời, an toàn điện và thương mại đều dồn về cấp xã/phường. Khi một cán bộ kiêm nhiệm phải vừa tiếp nhận thông báo, đăng ký phát triển mái nhà, vừa phối hợp ngành điện kiểm tra đấu nối, vừa lo an toàn điện, độ trễ là khó tránh. Tỷ lệ 61,6% hệ thống chưa hoàn thiện thủ tục ở phía Nam, đặt cạnh thực trạng nhân lực cơ sở mỏng, không còn là hai dữ kiện rời.
Bản thân ngành điện cũng chỉ thẳng nguồn gốc điển nghẽn nằm ở sự thiếu đồng bộ giữa các cơ quan. Ông Bùi Quốc Hoan, Phó Tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực miền Nam nêu: "Vướng mắc trọng tâm là sự thiếu đồng bộ trong quy trình giải quyết thủ tục hành chính giữa các cơ quan liên ngành. Chúng tôi kiến nghị sớm ban hành một tài liệu hướng dẫn chung, tích hợp các tiêu chuẩn và trình tự thực hiện về xây dựng, phòng cháy chữa cháy và môi trường riêng cho điện mặt trời mái nhà."
Thiếu một quy trình mẫu thống nhất và một cửa số hoá càng làm khoảng cách rộng thêm, khi mỗi địa phương áp dụng một kiểu, cùng một loại hệ thống mái nhà có nơi xử lý nhanh, có nơi đòi thêm giấy tờ. Người lắp đặt chọn cách dễ nhất là cứ lắp, cứ phát điện, còn thủ tục để sau. Phễu chuyển đổi vì thế nghẽn ngay ở tầng giấy tờ, đúng nơi mà một hướng dẫn chi tiết và một đầu mối liên thông có thể tháo gỡ.
Chỉ hơn 1 năm (sau khi ban hành Nghị định 57 và Nghị định 58), Chính phủ tiếp tục ban hành Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 nhằm sửa đổi, bổ sung một số quy định của hai nghị định này. Việc điều chỉnh chính sách trong thời gian ngắn cho thấy cơ quan quản lý nhà nước đã kịp thời tiếp thu những vướng mắc phát sinh từ thực tiễn để hoàn thiện khung pháp lý cho quá trình chuyển dịch năng lượng. Những sửa đổi này không chỉ tháo gỡ các rào cản đối với điện mặt trời mái nhà và DPPA, mà còn đánh dấu bước chuyển đáng chú ý trong tư duy chính sách - từ kiểm soát bằng các giới hạn hành chính, sang khai thác hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo trên cơ sở bảo đảm an toàn vận hành hệ thống điện. Đây được xem là một bước đi quan trọng trong lộ trình hiện thực hóa Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và thị trường điện cạnh tranh.
Theo bài phân tích của Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đăng ngày 2/7/2026, Nghị định 57 và Nghị định 58 được Chính phủ ban hành đầu năm 2025 đã thiết lập một khung pháp lý thống nhất cho hai cơ chế mới: Mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn và phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Tuy nhiên, sau hơn 1 năm triển khai, thực tiễn cũng cho thấy một số quy định chưa theo kịp nhu cầu phát triển của thị trường.
Đối với điện mặt trời mái nhà, quy định về “sản lượng điện dư được phát lên lưới” còn khá chặt, làm giảm hiệu quả đầu tư và chưa khuyến khích khai thác tối ưu nguồn điện phân tán. Trong khi đó, cơ chế DPPA dù nhận được sự quan tâm rất lớn của cộng đồng doanh nghiệp, đặc biệt là các doanh nghiệp FDI và doanh nghiệp xuất khẩu có cam kết sử dụng điện xanh, nhưng đến tháng 6/2026 mới ghi nhận hợp đồng đầu tiên được ký kết. Điều này cho thấy khoảng cách khá lớn giữa mục tiêu chính sách và kết quả triển khai trên thực tế.
Cùng với những vướng mắc phát sinh trong quá trình triển khai, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cũng đặt ra yêu cầu phát triển mạnh hơn các nguồn điện phân tán, mở rộng DPPA và thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh. Nghị định 243/2026/NĐ-CP vì vậy không phải là sự thay đổi về định hướng phát triển, mà là sự điều chỉnh phương thức thực hiện nhằm đưa các mục tiêu của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đến gần hơn với thực tiễn triển khai.
Theo Tạp chí Năng lượng Việt Nam, một trong những điểm mới đáng chú ý nhất của Nghị định 243/2026/NĐ-CP là thay đổi cơ chế xử lý sản lượng điện dư của hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Theo quy định mới, đến hết năm 2030, sản lượng điện dư được phép bán lên lưới tối đa bằng 50% tổng sản lượng điện phát ra của hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Sau năm 2030, tỷ lệ này có thể vượt 50% (nếu hệ thống điện có khả năng hấp thụ theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền).
Như vậy, lần đầu tiên chính sách xác lập một lộ trình mở rộng khả năng khai thác điện dư thay vì duy trì một giới hạn cố định. Quan trọng hơn, việc huy động điện mặt trời mái nhà sẽ từng bước gắn với khả năng hấp thụ thực tế của hệ thống điện, thay vì bị khống chế bằng một giới hạn hành chính cố định. Khi lưới điện, hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), điều chỉnh phụ tải (DR), nhà máy điện ảo (VPP) và thị trường dịch vụ phụ trợ phát triển đồng bộ, khả năng huy động nguồn điện phân tán cũng sẽ tăng tương ứng. Đây là hướng tiếp cận phù hợp với Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và xu thế phát triển của các hệ thống điện hiện đại.
Hệ thống điện mặt trời lắp trên mái nhà xưởng của Công ty CP Bao bì Sông La Xanh, Cụm Công nghiệp Đức Thọ, tỉnh Hà Tĩnh. Ảnh: Huy Hùng
Bên cạnh điện mặt trời mái nhà, Nghị định 243/2026/NĐ-CP tiếp tục hoàn thiện cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) theo hướng mở rộng phạm vi áp dụng và tăng tính linh hoạt của cơ chế DPPA, tạo điều kiện để nhiều chủ thể có thể tiếp cận nguồn điện tái tạo theo cơ chế thị trường.
Theo đó, điện mặt trời mái nhà giúp mở rộng nguồn điện phân tán, còn DPPA tạo cơ chế để các nguồn điện tái tạo được giao dịch trực tiếp với khách hàng sử dụng điện lớn. Hai chính sách bổ trợ lẫn nhau trong quá trình phát triển thị trường điện cạnh tranh.
Mặc dù chỉ sửa đổi một số quy định của Nghị định 57, Nghị định 58, nhưng xét trong tổng thể việc thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Nghị định 243 có ý nghĩa vượt ra ngoài phạm vi điều chỉnh của hai cơ chế này.
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh xác định phát triển mạnh nguồn điện phân tán, mở rộng xã hội hóa đầu tư, thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh và nâng cao tính linh hoạt của hệ thống điện. Những sửa đổi tại Nghị định 243 đã trực tiếp tháo gỡ các rào cản đối với hai công cụ quan trọng để hiện thực hóa các mục tiêu: Điện mặt trời mái nhà và cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA).
Mặc dù đã tháo gỡ nhiều điểm nghẽn quan trọng, Nghị định 243/2026/NĐ-CP mới chỉ là một bước trong quá trình hoàn thiện thể chế cho chuyển dịch năng lượng. Trong ngắn hạn, yêu cầu quan trọng nhất là sớm ban hành đầy đủ các văn bản hướng dẫn và tổ chức thực hiện thống nhất trên phạm vi cả nước.
Theo Tạp chí Năng lượng Việt Nam, kinh nghiệm từ quá trình triển khai Nghị định 57, Nghị định 58 cho thấy nhiều khó khăn không xuất phát từ chủ trương, chính sách, mà nằm ở các quy trình đấu nối, đo đếm, thanh toán điện năng, xác nhận sản lượng và sự phối hợp giữa các đơn vị quản lý, vận hành hệ thống điện. Hiệu quả của Nghị định 243 sẽ phụ thuộc vào nội dung chính sách và chất lượng tổ chức thực hiện.
Về trung và dài hạn, cùng với sự gia tăng nhanh của các nguồn điện phân tán, Việt Nam cần tiếp tục hoàn thiện khung pháp lý cho các mô hình và cơ chế mới như hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), điều chỉnh phụ tải (DR), đơn vị tổng hợp phụ tải (Aggregator), nhà máy điện ảo (VPP), thị trường dịch vụ phụ trợ và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Đây đều là những cấu phần quan trọng giúp nâng cao tính linh hoạt của hệ thống điện. Đồng thời, việc đầu tư đồng bộ lưới truyền tải và lưới phân phối cần được đẩy nhanh để nâng cao khả năng hấp thụ các nguồn năng lượng tái tạo. Chỉ khi các cải cách về thể chế, thị trường và hạ tầng được triển khai đồng bộ, điện mặt trời mái nhà và cơ chế DPPA mới có thể phát huy đầy đủ vai trò trong quá trình chuyển dịch năng lượng và bảo đảm an ninh cung cấp điện quốc gia.
Mặc dù vậy, việc Chính phủ ban hành Nghị định 243 góp phần tạo lập môi trường đầu tư thuận lợi hơn cho các dự án năng lượng tái tạo, mở rộng quyền lựa chọn của khách hàng sử dụng điện và thúc đẩy sự tham gia của khu vực tư nhân vào thị trường điện. Đây cũng là những điều kiện cần thiết để từng bước hiện thực hóa các mục tiêu của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh về phát triển năng lượng tái tạo, xây dựng hệ thống điện linh hoạt, nâng cao hiệu quả vận hành và phát triển thị trường điện cạnh tranh.
Còn nữa....
