令第243/2026/NĐ-CP号令对第57/2025/NĐ-CP号令（2025年3月3日政府关于直接购售电机制的规定，适用于可再生能源发电单位与大电力用户之间）和第58/2025/NĐ-CP号令（2025年3月3日政府关于电力法中有关可再生能源发电和新型能源发电的若干条款的具体规定）进行修改和补充，以详细规定可再生能源发电单位与大电力用户之间的直接购售电机制以及屋顶太阳能发电的发展规定。主要内容包括确定对象、参与条件、电价、多余电量、各方责任。

 

令

对若干条款进行修改和补充

政府于2025年3月3日发布的第57/2025/NĐ-CP号法令关于直接购电机制，即发电单位与大型电力用户之间直接买卖电力的规定

政府于2025年3月3日发布的第58/2025/NĐ-CP号法令关于《电力法》中有关可再生能源发电和新型能源发电的若干条款的具体规定

 

根据《国务院组织法》第63/2025/QH15号法律；

根据《电力法》第61/2024/QH15号；

根据国会第253/2025/QH15号决议关于国家能源发展困难解决机制和政策（2026-2030阶段）

根据工贸部部长的建议；

政府发布对第57/2025/NĐ-CP号法令进行修改和补充的法令，该法令是政府于2025年3月3日发布的关于发电单位与大型电力用户之间直接买卖电力的规定，并对第58/2025/NĐ-CP号法令进行修改和补充，该法令是政府于2025年3月3日发布的关于《电力法》中有关可再生能源发电和新型能源发电的若干条款的具体规定。

第一条 对第57/2025/NĐ-CP号法令的若干条款进行修改和补充

一、修改、补充第一条如下：

“第一条 调整范围

本法令规定了发电单位与大型电力用户、零售电力单位在园区、集群模式下的直接购电机制。

二、对第二条第一款和第二款进行修改和补充如下：

（一）在第二条第一款后增加以下内容：

“c）园区、集群模式下的零售电力单位。”；

（二）对第二条第二款b项和c项进行修改和补充如下：

“b）为生产目的的大电力用户或用于数据中心运营的大电力用户，或者用于电动汽车充电站、电池更换柜运营的大电力用户，从国家电网公司、地方电网公司以及接入电压等级22kV及以上的零售电力单位购买电力；

c）园区、集群模式下的零售电力单位（不包括城市区、自由贸易区）。 ”。

三、对第三条第三款、第五款、第六款、第十一款、第十七款进行修改，并在第二十款后增加第二十一款、第二十二款、第二十三款，具体如下：

“3. 屋顶太阳能发电是指通过光伏板将光能转换成电能，安装在建筑物屋顶上并连接到电气设备以供发电使用的电力。

5. 可再生能源发电单位是指拥有可再生能源发电厂或可再生能源发电源的电力企业，根据《电力法》第61/2024/QH15号第4条第14款的规定。

6. 园区、集群模式下的零售电力单位是指获得电力业务许可，在这些模式下从事零售电力业务的电力企业。

11. 独立电网是指为向大电力用户、园区、集群模式下的零售电力单位直接供电而投资建设并运行的电网，包括：

a）空中架设或地下电缆输电线路、变压器及相关辅助设备组成的系统，用于电力传输；

b）屋顶太阳能发电与买方接收点之间的电网。

17. 余电量是指：

a）可再生能源发电单位产生的电量，包括可再生能源发电量和储能系统（如有）向国家电网或园区、集群电网输送的电量，当未全部售给大电力用户时；

b）可再生能源发电单位产生的电量，包括可再生能源发电量和储能系统（如有）向国家电网输送的电量，当未全部售给园区、集群模式下的零售电力单位时；

c）园区、集群模式下的零售电力单位（如果该单位投资可再生能源发电并向大电力用户提供直接购电服务），包括可再生能源发电量和储能系统（如有）向国家电网输送的电量，当未全部售给该园区、集群内的大电力用户时；该电量由园区、集群模式下的零售电力单位与国家电网公司、地方电网公司在每个结算周期内测量确定。

21. 园区、集群模式是指工业园区、经济区、出口加工区、工业集群、高科技园区、数字科技园区、高科技农业园区、城市区、自由贸易区。

22. 防止反向发电装置（英文名称为Zero-Export）是一种具有控制功能的设备，设计用于允许（关闭反向发电模式）或阻止（开启反向发电模式）向电网输出有功功率。该设备可以集成在逆变器中，也可以集成在监控和控制系统中，或者是一个独立的设备。

23. 数据中心是指专门设计用于大规模复杂数据存储、处理和分析的全面信息技术基础设施，包括服务器、存储设备、信息网络、辅助系统、确保大规模数字应用和服务连续性和安全性的软件。

4. 修改和补充第四条如下：

“条4. 各种直接购电机制

直接购电是指可再生能源发电单位、大电力用户和售电公司在园区或集群模式下通过以下方式实施的购电活动：

1. 通过独立电网进行直接购电是可再生能源发电单位、大电力用户和售电公司在园区或集群模式下根据本法令第二章规定，通过独立电网签订购电合同并直接传输电能的活动，包括：

a) 可再生能源发电单位与大电力用户之间的购电活动；

b) 可再生能源发电单位与售电公司在园区或集群模式下的购电活动；

c) 售电公司在园区或集群模式下与大电力用户之间的购电活动，在这种情况下，售电公司投资可再生能源发电以直接向大电力用户提供电力。

2. 通过国家电网进行直接购电是可再生能源发电单位、大电力用户和售电公司在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）以及相关单位根据本法令第三章规定，签订购电合同并传输电能的活动，包括：

a) 可再生能源发电单位将其生产的全部电量在竞争性批发电力市场即时交易市场上出售；

b) 大电力用户和售电公司在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）与可再生能源发电单位签订长期电力合同；

c) 大电力用户和售电公司在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）与国家电力总公司或地方电力公司签订购电合同。

3. 根据本条第1款和第2款规定进行直接购电的大电力用户和售电公司在园区或集群模式下应与国家电力总公司或地方电力公司签订购电合同，以满足其用电需求，并符合其他相关法律规定。”

5. 修改第五条如下：

a) 修改条5名称如下：

“条5. 对可再生能源发电单位、大电力用户和售电公司在园区或集群模式下的共同要求”;

b) 在条5第1款“大电力用户”之后补充“（在该单位投资可再生能源发电并向大电力用户直接销售电力的情况下）”。

c) 修改并补充条5第2款如下：

“2. 大电力用户有责任执行本条第1款的规定和其他规定：

a) 自参与直接购电机制开始时（年N）：

对于已使用电力超过12个月的大电力用户：最近12个月内平均每月的总用电量（基于从一个国家电力总公司、地方电力公司或售电公司在园区或集群模式下购买的总电量确定）不低于由工贸部部长规定的参与直接购电机制的大电力用户的用电量标准。

对于使用电力不足12个月的大电力用户：预计每月从一个国家电力总公司、地方电力公司或售电公司在园区或集群模式下购买的电量登记量不低于由工贸部部长规定的参与直接购电机制的大电力用户的用电量标准。

b) 参与直接购电机制的次年（年N+1）：

对于参与直接购电机制不足12个月（截至年N的11月1日）的大电力用户：可以继续参与直接购电机制的次年（年N+1）。

对于已参与直接购电机制超过12个月（截至年N的11月1日）的大电力用户：必须在过去12个月（从年N-1的11月至年N的10月）的平均每月用电量（基于从一个国家电力总公司、地方电力公司、可再生能源发电单位或售电公司在园区或集群模式下购买的总电量确定）不低于由工贸部部长规定的参与直接购电机制的大电力用户的用电量标准。 参与直接购电机制的大电力用户。

d) 在条5第2款之后补充第3款如下：

“3. 售电公司在园区或集群模式下有责任执行本条第1款的规定和其他规定：

a) 自参与直接购电机制开始时（年N）：

对于已购买电力超过12个月的售电公司在园区或集群模式下：最近12个月内平均每月的总购电量（基于从一个国家电力总公司、地方电力公司购买的总电量确定）不低于由工贸部部长规定的参与直接购电机制的大电力用户的用电量标准。

对于购买电力不足12个月的售电公司在园区或集群模式下：预计每月从一个国家电力总公司、地方电力公司购买的电量登记量不低于由工贸部部长规定的参与直接购电机制的大电力用户的用电量标准。

b) 参与直接购电机制的次年（年N+1）：

对于参与直接购电机制不足12个月（截至年N的11月1日）的售电公司在园区或集群模式下：可以继续参与直接购电机制的次年（年N+1）。

对于自2024年11月1日起参与直接购电机制满12个月的园区、集群零售电力单位：从N-1年11月至N年10月的平均月购电量（根据从一个电力总公司、电力公司或可再生能源发电单位购买的总电量确定）不得低于由工贸部部长规定的大型电力用户直接购电机制下的用电量。”。

6. 修改并补充第六条如下：

a) 在第六条第一款和第一点第一款段落开头的“大型电力用户”后补充“园区、集群零售电力单位”；

b) 修改并补充第六条第一点第二款如下：

“b) 合同购电价格由售电方和购电方协商确定。”；

c) 修改并补充第六条第二款如下：

“2. 除本条第三款和第四款规定的情况外，可再生能源发电单位、园区、集群零售电力单位（如果该单位投资可再生能源发电向大型电力用户直接销售电力通过专用电网）与电力总公司、电力公司的剩余电量和剩余电量买卖价格由各方协商确定，但不得超过相应类型电价上限。”；

d) 修改并补充第六条第三款如下：

“3. 可再生能源发电单位、园区、集群零售电力单位（如果该单位投资安装屋顶光伏向大型电力用户直接销售电力通过专用电网）安装的屋顶光伏向电力总公司、电力公司出售的剩余电量不超过实际发电量的50%。剩余电量买卖价格为系统运营商和电力市场公布的前一年平均电力市场价格，但不得超过相应类型地面光伏电价上限。”；”;

đ) 修改并补充第六条第四款如下：

“4. 如果可再生能源发电单位安装屋顶光伏直接向园区、集群内的大型电力用户销售电力，并将剩余电量卖给园区、集群零售电力单位，剩余电量和剩余电量买卖价格由双方协商确定。”；

7. 在第七条第一款d项之后增加如下内容：

“d) 投资配备计量设备、逆向发电断开装置（如有）、数据采集、监控和控制设备。”；

8. 在第七条第二款之后增加如下内容：

“3. 可再生能源发电单位安装屋顶光伏直接向大型电力用户销售电力无需办理屋顶光伏发展登记手续。”；

9. 在第八条之后增加第八条a如下：

“条8a. 零售电力单位在园区、集群模式中的责任

1. 在园区、集群模式中的零售电力单位有责任遵守《电力法》第63条的规定以及以下规定：

a) 为园区、集群模式中的大型电力用户和可再生能源发电企业投资安装直接向电网连接的设施，以供园区、集群模式中的大型电力用户参与直接购电机制提供便利；

b) 遵守国家能源局制定的关于国家电力系统调度、运行、输电、配电和计量的规定；

c) 对其管理区域内的直接购电行为进行管理、监督、指导和检查，确保符合国家标准的安全用电规范；遵守有关电力设施保护和电力领域安全的规定。如发现违规行为，应及时报告有权机关进行调查处理；

d) 与国家电力公司、地方电力公司协商一致，修改现有的购电合同，以满足园区、集群模式中电力用户的用电需求。

2. 如果园区、集群模式中的大型电力用户通过书面通知零售电力单位，计划通过独立电网从可再生能源发电企业直接购电，在收到通知后的七天内，零售电力单位应与该大型电力用户就以下事项达成一致：

a) 修改现有购电合同；

b) 根据实际每月购电量，计算园区、集群模式中每月使用电网的成本，依据现行电价规定，考虑零售电力单位销售电价与大型电力用户销售电价之间的差额；

c) 可再生能源发电企业的电源接入方案。

3. 如果零售电力单位直接从可再生能源发电企业购电，则该零售电力单位负责与园区、集群模式中的大型电力用户协商并分配可再生能源电力。分配总量不得超过该零售电力单位从可再生能源发电企业购买的电量。

4. 除本条第一款和第二款规定的责任外，零售电力单位在园区、集群模式中投资建设可再生能源发电项目，并通过独立电网直接向大型电力用户提供电力时，应承担本法令第七条规定的可再生能源发电单位的责任。

10. 修改并补充第14条如下：

a) 将“或授权的零售电力单位在园区、集群模式中”替换为“园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）”在本条第一款和第二款开头部分；

b) 将“（或园区、集群模式中的零售电力单位）”替换为“园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）”在第三款开头和第三款a项；

c) 修改第三款b项如下：

“b) 大型电力用户实际消耗电量与从可再生能源发电企业购买电量之间的差额，按照适用的零售电价支付，根据工业和信息化部发布的电价规定。园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）实际消耗电量与从可再生能源发电企业购买电量之间的差额，按照批发电价支付，根据工业和信息化部发布的电价规定。”

11. 将“或授权的零售电力单位在园区、集群模式中”替换为“园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）”在第十五条。

12. 修改第十六条如下：

a) 将“或授权的零售电力单位在园区、集群模式中”替换为“园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）”在第十六条；

b) 修改第十六条对QKH(i)，QKHhc(i)，Qm(i) 的定义如下：

“QKH(i)：大型电力用户实际消耗电量或园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区） 在周期i（千瓦时）；

家标准在种植业领域。”KHhc(i)：大型电力用户调整后的实际消耗电量或园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区） 在交易周期i（千瓦时），按以下方式确定：

家标准在种植业领域。”KHhc(i) = MIN (QKH(i); Qm(i))

其中Qm(i) 是可再生能源发电企业在交货点转换的实际发电量，由以下公式确定：”

13. 修改第十七条如下：

a) 将“或授权的零售电力单位在园区、集群模式中”替换为“园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）”在第十七条；

b) 在第十七条第四款之后增加第五款如下：

“5. 当园区、集群模式中的零售电力单位（不包括城市和自由贸易区）与可再生能源发电企业签订长期购电合同并向该模式中的大型电力用户供电时：

a) 在这些模式的区、群中销售电力的单位有责任与在这些模式的区、群中有需求从可再生能源来源购买电力的大电力用户协商并执行分配转换为交货点的可再生能源电力产量；

b) 根据本款a点规定的电力产量分配，必须确保分配的总电力产量不超过这些模式的区、群中的销售电力单位与可再生能源发电单位根据长期电力合同商定的可再生能源电力产量。

14. 将“或经授权的模式区、群销售电力单位”替换为“模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位”在第十八条。

15. 修改并补充第十九条如下：

a) 在本条第二款b点、c点和d点中，在“大电力用户”之后补充“模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位”；

b) 修改并补充第四款如下：

“4. 在N年的3月20日之前，向电力系统运行单位和电力市场提供最近五年每单位电量的电力系统服务使用费用（CDPPAđv）和每单位电量的差价结算费用（PCL），并在电力市场网站上公布。”

16. 修改并补充第二十条如下：

a) 在本条第一款、第三款和第四款中，在“大电力用户”之后补充“模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位”；

b) 修改并补充第六款如下：

“6. 在N年的11月15日之前，基于大电力用户名单，由国家电网公司、地方电力公司提交的不符合直接购电机制参与条件的模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位名单，电力系统运行单位和电力市场汇总名单，并报告工业和贸易部。”；

c) 修改并补充第七款如下：

“7. 在N年的11月30日之前，通过国家电网公布大电力用户名单以及不符合直接购电机制参与条件的模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位名单。”。

17. 修改并补充第二十一条如下：

a) 修改并补充第四款如下：

“4. 与越南电力集团（或被授权单位）签订电力市场上的购售电合同；与大电力用户、模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位签订长期电力合同。”；

b) 修改并补充第五款如下：

“5. 统一可再生能源发电单位分配给大电力用户、模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位的电力产量百分比，按照本法令第二十六条的规定原则确定。”。

18. 修改并补充第二十二条如下：

a) 将本条第一款、第二款中的“（或经授权的模式区、群销售电力单位）”替换为“模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位”；

b) 修改并补充第三款如下：

“3. 在N年的11月10日之前，审查并编制在其管理范围内不符合直接购电机制参与条件的大电力用户、模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位名单，并提交电力系统运行单位和电力市场。”；

c) 修改并补充第四款如下：

“4. 在N年的11月15日之前，向越南电力集团报告分压等级为22kV至110kV以下和110kV及以上的配电网在N-2年内的线损率。”；

d) 在本条第五款中，在“大电力用户”之后补充“模式区、群（不包括城市区和自由贸易区）销售电力单位”。

19. 修改并补充第二十三条如下：

“第23条 除城市和自由贸易区外的各类开发区、集聚区售电单位的责任

一、各类开发区、集聚区（除城市和自由贸易区外）从可再生能源发电单位直接购电时，售电单位应承担以下责任：

（一）与可再生能源发电单位协商并签订电力期货合同，在合同中商定并确定根据本条例第26条规定的原原则分配的可再生能源电量比例；

（二）与国家电网公司、地方电网公司协商一致修改现有的购电合同，以确保满足大型用电客户从可再生能源来源获取电力的需求以及该开发区、集聚区内其他客户的电力需求；

（三）与该开发区、集聚区内有意向从可再生能源来源购买电力的大型用电客户协商并实施可再生能源电量的分配。分配的总电量不得超过该售电单位从可再生能源发电单位购买的电量。

二、在受大型用电客户委托参与直接购电机制的情况下，各类开发区、集聚区（除城市和自由贸易区外）的售电单位应承担以下责任：

（一）与可再生能源发电单位协商并签订电力期货合同，并按照本条例的规定与国家电网公司、地方电网公司签订购电合同；

（二）在收到请求及相关法律文件后的三十天内，与该开发区、集聚区内大型用电客户协商一致修改现有购电合同，以确保提供符合客户需求的电量；根据实际每月消耗量和现行电价规定，与大型用电客户协商一致确定每月使用电网费用；就与可再生能源发电单位签订的电力期货合同及与国家电网公司、地方电网公司签订的购电合同可能产生的额外费用，与大型用电客户达成一致；

（三）与国家电网公司、地方电网公司协商一致修改现有购电合同，以确保满足该开发区、集聚区内其他客户的电力需求。

三、如果大型用电客户在开发区、集聚区内签署直接向可再生能源发电单位购电合同并要求配合执行直接购电机制，售电单位应在收到请求后的三十天内承担以下责任：

（一）与大型用电客户就终止双方已签订的购电合同达成一致；

（二）与国家电网公司、地方电网公司协商一致修改现有购电合同，以确保满足该开发区、集聚区内其他客户的电力需求；

（三）根据大型用电客户通过直接购电合同实际每月购买的电量和现行电价规定，与大型用电客户协商一致确定每月使用电网费用。

四、在参与直接购电机制的过程中，如果本条例第26条规定的相关信息发生变化，各类开发区、集聚区（除城市和自由贸易区外）的售电单位应书面通知电力系统运行单位和电力市场、国家电网公司、地方电网公司。

五、按有权机关的要求提供执行情况、出现的问题和困难的信息。”

20. 修改并补充第24条如下：

（一）删除本条第一款中的“或受托的各类开发区、集聚区售电单位”的表述。

b) 修改并补充第三款如下：

“三、在各类开发区、集聚区内，大型用电客户与国家电网公司、地方电网公司进行购电交易，应遵守本条第二款的规定和其他规定：

（一）与除城市和自由贸易区外的各类开发区、集聚区售电单位协商一致修改或终止现有购电合同，以确保满足根据本条例第23条规定的大宗用电客户的需求；

（二）与除城市和自由贸易区外的各类开发区、集聚区售电单位就：在开发区、集聚区范围内的电网使用费、与可再生能源发电单位签订的电力期货合同及与国家电网公司、地方电网公司签订的购电合同可能产生的额外费用（如有），达成一致。”；

c) 修改并补充第四款如下：

“四、在参与直接购电机制的过程中，如果本条例第26条规定的相关信息发生变化，大宗用电客户应书面通知电力系统运行单位和电力市场、国家电网公司、地方电网公司。”。

21. 在第25条“大宗用电客户”之后增加“各类开发区、集聚区售电单位”的表述。

22. 修改并补充第26条如下：

“条 26. 参与直接购电交易的程序通过国家电网

1. 代表单位和提交申请的方式

a) 大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）以及可再生能源发电企业统一委托一个代表单位，按照法律规定向系统运行商和电力市场提交参与直接购电交易机制的注册申请；

b) 注册申请可以通过系统运行商和电力市场的在线服务门户提交，或者通过邮政服务提交。

2. 参与直接购电交易机制通过国家电网时所涉及的合同套件应遵循本法令第4条的规定。直接购电交易合同生效的时间点由各方协商确定；直接购电交易机制的应用时间从系统运行商和电力市场正式公布各方参与直接购电交易机制之时起算。

3. 参与直接购电交易机制通过国家电网的注册申请材料

代表单位向系统运行商和电力市场提交参与直接购电交易机制的注册申请，包括以下文件：

a) 参与直接购电交易机制的申请书；

b) 按照本条第2款规定提交完整的合同副本；

c) 可再生能源发电企业、大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）的信息，包括：地点、装机容量、负荷、计量基础设施和连接设施，以满足参与电力市场的要求；

d) 可再生能源发电企业参与竞争性批发电力市场注册的申请文件，依据工业和贸易部长发布的《竞争性批发电力市场运营规定》；

đ) 统一可再生能源发电企业分配给大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）的电量比例的文件，对于单一可再生能源发电企业与单一大电力用户或单一零售电力供应商签订长期电力合同的情况，该比例不得超过100%。如果单一可再生能源发电企业与多个大电力用户或多个零售电力供应商签订长期电力合同，则分配给这些用户的总电量比例不得超过100%；

e) 完成技术条件、安装计量基础设施和信息技术设施的文件，符合相关规定；

g) 与国家电力公司、地方电力公司就为大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）提供直接购电服务所需安装的计量表进行一致同意的文件，符合相关技术要求；

h) 如果大电力用户在园区或集群模式下终止与零售电力供应商的合同，转而直接从可再生能源发电企业和国家电力公司、地方电力公司购买电力：包括关于预计终止已签署的购电合同的大电力用户与零售电力供应商之间的协议文件，关于在园区或集群模式范围内使用电网费用的协议文件；

i) 如果大电力用户授权园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）参与直接购电交易机制：包括修改现有购电合同与大电力用户之间的一致同意文件；园区或集群模式下的零售电力供应商与国家电力公司、地方电力公司之间修改后的购电合同；关于在园区或集群模式范围内使用电网费用的一致同意文件；关于因与可再生能源发电企业签订的长期电力合同以及与国家电力公司、地方电力公司签订的购电合同产生的任何额外费用的一致同意文件；

k) 如果园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）直接从可再生能源发电企业购买电力：包括与国家电力公司、地方电力公司修改后的购电合同（以确保可再生能源电力满足大电力用户的需求和其他剩余客户的需求）；关于将可再生能源电力分配给有需求的大电力用户的一致同意文件；

4. 接收和处理注册申请

自收到按照本条第2款和第3款规定的参与直接购电交易机制的注册申请之日起五个工作日内，系统运行商和电力市场有责任：

a) 检查参与直接购电交易机制的注册申请材料的完整性和合法性；

b) 审核可再生能源发电企业分配给大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）的电量比例是否符合要求。如不符合要求，系统运行商和电力市场应指导代表单位根据本条第3款第d项规定的原则统一调整可再生能源发电企业分配给大电力用户、园区或集群模式下的零售电力供应商（不包括城市区和自由贸易区）的电量比例，并出具相应文件。

c) 对于提交的直接购电机制参与登记文件齐全且合法的情况下，电力系统和电力市场运营单位应进行检查、汇总信息，并向工业和贸易部报告，同时出具正式参与直接购电机制的时间通知，并发送给越南电力集团、各地方电力总公司、各地方电力公司、可再生能源发电单位、大型用电客户以及在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位。

5. 在从提交申请到电力系统和电力市场运营单位正式公布参与直接购电机制通过国家电网期间，越南电力集团、各地方电力总公司、各地方电力公司及相关单位有责任确保对可再生能源发电单位、大型用电客户及在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位的电量计量、交付和支付连续不断，符合现行交易机制和电力法律法规及电力市场运行规定。

23. 修改并补充第二十七条如下：

“第二十七条 直接购电机制的暂停、终止和恢复参与

1. 暂停直接购电机制参与

a) 在以下情况下，暂停大型用电客户、在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位以及可再生能源发电单位参与直接购电机制：直接购电机制下的合同之一被暂停或失效，影响相关方的利益；利用机制和政策谋取私利的行为；大型用电客户在N年参与直接购电机制但未满足N+1年的参与条件，根据本法令第五条第二款的规定；在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位在N年参与直接购电机制但未满足N+1年的参与条件，根据本法令第五条第三款的规定；

b) 在暂停直接购电机制参与时的结算：大型用电客户按照工贸部部长发布的零售电价表进行结算；在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位按照现行电价表进行结算；如果与大型用电客户的长期电力合同或在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位的长期电力合同被暂停或失效，则可再生能源发电单位的购电价格由电力系统和电力市场运营单位公布的最近一年的平均电力市场价格确定，且不超过工贸部部长发布的相应类型发电价格上限。

2. 停止现货电力市场交易

a) 可再生能源发电单位的购电价格和长期电力合同的参考价格按最近一个仍在运行的现货电力市场的周期内相同日期的价格确定；

b) 根据本法令第四条第二款规定的合同继续按照已签署的协议执行。

3. 终止直接购电机制参与

a) 当出现以下情况之一时，各方终止直接购电机制参与：自愿终止，根据参与方的要求；利用机制和政策谋取私利且后果无法弥补。终止直接购电机制参与后，大型用电客户、在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位、地方电力总公司和地方电力公司有责任谈判并签订现行规定的购电合同；

b) 自大型用电客户、在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位终止直接购电机制参与之日起12个月内，越南电力集团和可再生能源发电单位继续在现货市场上履行购电合同，并负责完成现行规定的购电合同谈判和签订工作，确保电力系统的稳定供应，不间断地调动可再生能源电力。此期间的购电价格由电力系统和电力市场运营单位公布的最近一年的平均电力市场价格确定，且不超过工贸部部长发布的相应类型发电价格上限。

4. 恢复直接购电机制参与

a) 当出现以下情况之一时，各方恢复直接购电机制参与：恢复现货电力市场交易，违规行为已被纠正，并得到有权机关关于恢复参与机制的决定；

b) 在恢复直接购电机制参与的情况下，各单位有责任继续履行已签署的购电合同中的约定。

5. 暂停、终止和恢复直接购电机制参与的权限

a) 工贸部部长根据电力系统和电力市场运营单位或相关机构组织的意见和建议，对可再生能源发电单位、大型用电客户、在园区或集群模式（不包括城市区和自由贸易区）中的售电单位暂停和恢复直接购电机制参与提出意见。

b) 工商部部长决定终止可再生能源发电单位、大电力用户和园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）直接购电机制的参与，须书面征求相关部门意见。

24. 修改并补充第二十八条如下：

a) 修改并补充本条第一款第a项内容如下：

“报告对象：大电力用户、园区、集群通过独立电网直接购电；

接收报告机构：工业和信息化部、省或市人民政府、总电力公司、电力公司（仅接收其管理区域内的大电力用户、园区、集群的报告）；”

b) 在本条第一款第a项之后增加第a1项如下：

“a1) 按照本法令附件V发布的第05号表格，提交上月独立电网直接购电结果报告如下：

报告名称：上月直接购电结果报告；

报告内容：参与直接购电机制的可再生能源发电单位、大电力用户、园区、集群总数；合同主体信息（买方、卖方）；当月购电量；当月购电成本；屋顶太阳能接入电压等级；存在的困难、问题及建议解决方案（如有）；

报告对象：总电力公司、电力公司；

接收报告机构：工业和信息化部；

报告提交方式：电子邮件或邮政服务；

报告提交期限：每月M日前；

报告频率：每月。”；

c) 修改并补充本条第一款第b项内容如下：

“报告对象：总电力公司、电力公司、大电力用户、园区、集群通过独立电网直接购电；

接收报告机构：工业和信息化部（仅接收总电力公司、电力公司的报告），省或市人民政府（仅接收其管理区域内大电力用户、园区、集群的报告）；

报告提交期限：每年N年12月15日前；”

d) 修改并补充本条第二款第a项内容如下：

“报告内容：参与直接购电机制的可再生能源发电单位、大电力用户、园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）总数；合同主体信息（买方、卖方）；当月购电量；当月购电成本；存在的困难、问题及建议解决方案（如有）；

报告对象：系统运行和市场运营单位、总电力公司、电力公司、园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）；

接收报告机构：工业和信息化部（仅接收系统运行和市场运营单位、总电力公司、电力公司的报告），省或市人民政府（仅接收其管理区域内园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）的报告）；”

đ) 修改并补充本条第二款第b项内容如下：

“报告内容：参与直接购电机制的可再生能源发电单位、大电力用户、园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）总数；可再生能源发电单位、大电力用户、园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）的信息；年度购电量；年度购电成本；存在的困难、问题及建议解决方案（如有）；

报告对象：越南电力集团；系统运行和市场运营单位、总电力公司、电力公司、园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）；

接收报告机构：工业和信息化部（仅接收系统运行和市场运营单位、总电力公司、电力公司的报告），省或市人民政府（仅接收其管理区域内园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）的报告）；

报告提交期限：每年N年12月15日前；”

25. 将“大电力用户”后的名称条款2第三章中添加“园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）”。

26. 将“或受委托的售电公司”替换为“园区、集群（不包括城市区和自由贸易区）”在名称条款3第三章中。

27. 废除附件IV和附件V中的第01号、第02号、第03号、第04号表格，并在附件V中第01号表格后增加第1A号表格，该表格由2025年3月3日国务院发布的第57/2025/NĐ-CP号法令规定直接购电机制。

28. 废除第三十一条第三款。

条 2. 修改、补充若干条款的第58/2025/NĐ-CP号法令

一、修改、补充第三条如下：

“条3. 术语解释

在本规定中，下列用语的含义如下：

1. 卖电余方是拥有自发电源并自行消费或根据法律规定接受上述组织和个人权利和义务的组织或个人。

2. 买电余方是属于以下对象之一的电力单位：

a) 国家电网公司越南电力集团的子公司；

b) 越南电力集团国家电网公司的直属单位；

c) 根据本条第7款规定拥有独立电网的单位。

3. 连接国家电网是指如下连接：

a) 组织或个人的用电负荷或电源与国家电网直接连接（以下简称直接连接国家电网）；

b) 组织或个人的用电负荷或电源与拥有独立电网的单位的电网连接，该单位的电网直接连接国家电网（以下简称通过拥有独立电网的单位的电网连接国家电网）。

4. 屋顶太阳能发电是指从光伏板按照将光能转换为电能的原理生产的电力，在建筑屋顶上安装，并连接到电气设备以供发电使用。

5. 余电量是指从可再生能源或新能源以自产自用形式生产但未完全用于负荷而注入买电余方所有电网的电量。

6. 反向发电断路器（英文名称为Zero-Export）是一种具有控制功能的设备，设计用于允许（关闭反向发电模式）或阻止（开启反向发电模式）向电网输送有功功率。该设备可以集成在逆变器中，也可以集成在监控或控制设备中，或者是一个独立设备。

7. 拥有独立电网的单位是指获得电力业务运营许可，在配电或零售领域拥有或合法使用通过该电网直接连接国家电网的自发电源和自用电负荷的电力单位。

8. 区域或集群模型是指工业区、经济区、出口加工区、工业园区、高科技园区、数字科技园区、高科技农业园区、城镇、自由贸易区等具有自产自用屋顶太阳能发电活动的区域。

2. 修改、补充第七条第二款、第三款如下：

a) 可再生能源或新能源发电厂的所有者，其项目由省人民委员会批准或决定投资意向的，应在每年12月10日前向省人民委员会报告本条第一款规定的数据；省人民委员会负责汇总并在每年12月15日前向工贸部报告；报告的数据必须保证各期报告之间的时间连续性；

b) 可再生能源或新能源发电厂的所有者，其项目由国会或政府总理批准或决定投资意向的，应在每年12月10日前向工贸部报告本条第一款规定的数据；报告的数据必须保证各期报告之间的时间连续性；

c) 本款a项、b项规定的报告数据应以电子交易法规定的电子消息形式发送，或以纸质形式发送。

3. 使用、开发数据：

工贸部、省人民委员会应汇总并保存本条第一款和第二款规定的发电厂所有者报告的数据，用于评估可再生能源和新能源的发展潜力；提供给电力法第二十一条规定的调查基础工作；用于电力计算、预测、系统运行和其他法律规定的目的。

三、修改、补充第九条如下：

“      条 9. 关于可再生能源和新能源发电项目的投资方向，根据《投资法》第二十四条第十九款的规定，由总理批准的投资方向属于总理的权限。

总理对那些提出国家分配海域但不属于省级人民委员会主席根据《投资法》第二十五条第三款规定权限范围内的可再生能源和新能源发电项目批准投资方向。

4. 对第十条的部分内容进行修改和补充如下：

a) 将第十条名称修改为：

“条 10. 自发自用电力发展的通用规定”.

b) 对第十条第五款进行修改和补充如下：

a) 自发自用电源在确保国家电网安全的前提下运行，并与其他类型的可再生能源和新能源电源平等调度；

b) 对于与国家电网在中压及以上电压等级连接并出售多余电量给国家电网的电源，发展电源的组织和个人有责任配备连接设备、工具，以接入调度机构的采集、监控、控制系统，并按照越南电力集团公开在其官方网站上发布的技术要求以及与购电方协商安装双向计量表的规定；

c) 对于与国家电网在中压及以上电压等级连接但不销售多余电量的电源，发展电源的组织和个人有责任配备逆向发电断开装置。该装置通常处于断开状态（允许将有功功率送入电网），并在调度机构要求时可以接通（不将有功功率送入电网）以确保电网安全；

d) 对于与国家电网在低压等级连接的电源，发展电源的组织和个人无需配备本款第二项、第三项规定的设备、工具。如果出售多余电量，则需与购电方协商安装双向计量表；

e) 如果通过拥有独立电网的单位电网与国家电网连接，运行要求仅限于确保该单位管理的电网安全；

f) 连接国家电网的电压等级确定为组织或个人的负荷或电源直接连接到国家电网的连接点；或者在通过拥有独立电网的单位电网与国家电网连接的情况下，确定为组织或个人的负荷、电源、电网与拥有独立电网的单位电网之间最高电压等级的连接点；

g) 本款第二项、第三项、第四项、第五项规定的组织和个人必须遵守调度机构的调度命令；

h) 在发生威胁供电能力的情况时，调度机构有权决定调度或停止、减少从中压及以上电压等级连接到国家电网的电源向电网供电，以确保供电的安全和稳定。

5. 修改第十一条如下：

1. 自发自用电源的发展规模按照电力发展规划、实施电力发展规划的计划、规划中的供电网络发展方案以及省级规划执行，但不包括第十条第五款规定的第一项和第二项所指的电源容量。

2. 开展自发自用电源发展的组织和个人有责任根据本条第三款的规定计算并确定安装容量，并符合其用电需求。鼓励组织和个人根据电源容量和用电需求安装适当的储能系统。

3. 根据本条第二款规定的组织和个人的自发自用电源安装容量不得超过Pmax ，按以下公式计算：

a) 对于使用单相电表的组织和个人：

P_max=d) 安全帽：_dđmax × I_dđmax×k_c

其中：

d) 安全帽：dđmax 是电表的最大额定电压（在电表标签上标明） 是电表的最大额定电流（在电表标签上标明）;

Idđmax 是根据以下公式计算的系数：= k

kc 是测量变流器的一次侧额定电流(I

kc 1dđI × kd) 安全帽：

其中：

kI )与二次侧额定电流(I2dđ)之比，按以下公式计算：k= I/II 。如果没有安装测量变流器，则k2dđ是测量变压器的一次侧额定电压(U= I)与二次侧额定电压(UI = 1;

kd) 安全帽： )之比，按以下公式计算：k2dđ= U= I/Ud) 安全帽： 。如果没有安装测量变压器，则k2dđb) 对于使用三相电表的组织和个人：= Ic) 对于未接入国家电网的自发自用电源发展，组织和个人自行计算并确定符合其用电需求的安装容量。d) 安全帽： = 1;

6. 修改和补充第十二条的部分条款如下：

P_max=√3d) 安全帽：_dđmax × I_dđmax×k_c

其中：

d) 安全帽：dđmax 是电表的最大额定电压（在电表标签上标明） 是电表的最大额定电流（在电表标签上标明）;

Idđmax 是根据以下公式计算的系数：= k

kc 是测量变流器的一次侧额定电流(I

kc 1dđI × kd) 安全帽：

其中：

kI )与二次侧额定电流(I2dđ)之比，按以下公式计算：k= I/II 。如果没有安装测量变流器，则k2dđ是测量变压器的一次侧额定电压(U= I)与二次侧额定电压(UI = 1;

kd) 安全帽： )之比，按以下公式计算：k2dđ= U= I/Ud) 安全帽： 。如果没有安装测量变压器，则k2dđb) 对于使用三相电表的组织和个人：= Ic) 对于未接入国家电网的自发自用电源发展，组织和个人自行计算并确定符合其用电需求的安装容量。d) 安全帽： = 1;

“a) 除屋顶太阳能自发自用电源外，在投资建设、安装电源之前，组织和个人有义务向省人民政府通报以下信息：组织或个人名称；电源类型及容量规模；目的、地点、开始实施时间、完成安装时间。省人民政府负责汇总，每年向工业和信息化部报告；”

“2. 对于接入国家电网且不销售多余电量的电源，组织和个人应遵守本条第一款第一项和第二项的规定以及以下规定：

a) 修改、补充第一款a项如下：|

b) 如果已经存在用于购售电的电网接入点，组织和个人必须书面通知电网管理单位关于预计变更的内容（如有）涉及已签署的电网接入协议和购售电合同，并在建设、安装电源前提出修改和补充的要求。电网管理单位应在收到通知后五个工作日内审查并指导组织和个人按照电力法律法规修改和补充电网接入协议和购售电合同。如果在执行过程中出现超出职权范围的问题，各方应报告省人民政府以获得指导。

b) 修改第二款如下：

对于尚未接入国家电网的情况，组织和个人应按照工业和信息化部部长关于输电、配电和电能计量的规定与电网管理单位达成电网接入协议；

c) 根据电源发展规模和电网接入电压等级，组织和个人必须按照本法令和工业和信息化部部长关于输电、配电和电能计量的规定执行技术要求、控制、监控和保护措施。”；

c) 修改和补充第三款的开头部分如下：

“3. 对于销售多余电量到国家电网的电源，组织和个人应遵守本条第一款第一项和第二项的规定以及第二款第二项和第三项的规定以及以下规定：”；

d) 在第四款c项之后增加d项如下：

“d) 各方协商签订的多余电量购售合同，确保遵守电力法律法规和其他相关法律法规。”

d) 增加下列第d项，置于第c项之后：

“d) 由各方协商签订的多余电量购销合同，确保遵守电力法及相关法律规定。”

7. 修改第十三条如下：

1. 建筑工程是指房屋或具有类似房屋结构，符合电气安全和防火规定的建筑物，在屋顶安装太阳能发电系统，实行自产自用。

2. 单独使用的住宅家庭在屋顶安装太阳能发电系统实行自产自用，并与国家电网低压等级连接且出售多余电量的，免于或无需调整个体工商户登记证书。

3. 建筑工程是指房屋或具有类似房屋结构，符合电气安全和防火规定的建筑物，在建筑表面安装太阳能发电系统实行自产自用，按照本法令的规定处理，如同屋顶太阳能发电系统自产自用一样。

4. 在土地使用法规定的多用途土地上安装的太阳能发电系统自产自用，可以按照本法令第十条第一款第b项的规定出售多余电量，并适用本法令其他条款，如同屋顶太阳能发电系统自产自用一样。

5. 本法令规定的屋顶太阳能发电系统自产自用的装机容量根据逆变器（inverter）的容量确定。”

8. 修改并补充第十四条如下：

1. 按照本法令规定出售多余电量的屋顶太阳能发电系统自产自用包括：

a) 单独使用的住宅家庭在屋顶安装的太阳能发电系统自产自用；

b) 与国家电网低压等级连接的屋顶太阳能发电系统自产自用；

c) 安装在山区、边境、海岛地区有电网但未与国家电网连接的屋顶太阳能发电系统自产自用；

d) 安装在国有资产工程中的屋顶太阳能发电系统自产自用。该余电买卖必须遵守本法令、国有资产管理和使用法规以及其他相关法律规定，并符合卖方的功能和任务；

đ) 其他与国家电网连接并在电力发展规划、实施规划和发展方案中规定的规模内的屋顶太阳能发电系统自产自用。

2. 余电买卖量包括屋顶太阳能发电系统的余电和从太阳能发电系统充电的储能系统的电量（如有）。余电量在逆变器（inverter）输出端确定，并按以下规定进行买卖：

a) 余电买卖量由双方协商确定，但不得超过根据辐射强度计算的屋顶太阳能发电系统输出端发电量的50%；

b) 自本法令生效之日起至2030年12月31日止，双方可协商以高于50%的比例买卖余电，前提是电网能够接受，余电买卖满足电网安全运行条件和系统运行方式的规定；

c) 对于尚未从国家电网供电的山区、边境、海岛地区，不设余电买卖量限制。余电量为买方计量表记录的所有上网电量。一旦这些地区从国家电网供电，余电买卖将按照本款a项或b项的规定执行，视具体应用时间而定。

3. 根据辐射强度计算的每月屋顶太阳能发电系统输出端发电量按以下公式计算：

Ai = PVout（i） x Plđ

其中：

Ai 是指根据辐射强度计算的第i个月屋顶太阳能发电系统输出端发电量，单位为千瓦时(kWh)；

PVout（i） 是指第i个月每个省、直辖市屋顶太阳能发电系统平均输出功率的特征系数，单位为千瓦时/千瓦峰值(kWh/kWp)。每年12个月的PVout理论值由越南电力集团公开发布，经工业和贸易部同意后公布；

Plđ 是实际安装的光伏板的总额定功率，单位为千瓦峰值(kWp)。

4. 买方和卖方之间每月余电买卖款项的支付按以下规定执行：

a) 如果实际上网电量大于协议电量，则按协议电量支付，单位为千瓦时(kWh)；

b) 如果实际上网电量小于协议电量，则按计量表记录的实际上网电量支付，单位为千瓦时(kWh)；

c) 协议电量按以下公式确定：

Att = k x Ai

其中：

Att 是协议电量，单位为千瓦时(kWh)；

k是双方根据本条第二款a项或b项规定协商确定的百分比；

Ai 是根据本条第三款规定计算的根据辐射强度计算的屋顶太阳能发电系统输出端发电量。

5.多余电量的买卖价格为由市场交易组织单位公布的前一年度平均电力市场价格，以越南盾/千瓦时为单位计算。如果前一年度的平均电力市场价格高于相应区域适用的地面光伏电站（无储能）发电价格区间内的最高限价（不含增值税），则多余电量的买卖价格确定为该价格区间的最高限价。

6.出售多余电量的组织和个人必须办理电力业务许可证手续，除非根据规定可以免除电力业务许可证。”。

9.修改并补充第十五条如下：

“第十五条 电源发展通报

1.自行生产和自用的屋顶太阳能电源安装容量达到或超过100千瓦且未接入国家电网的组织和个人，有责任向安装地点所在乡级人民委员会通报以下信息：组织或个人名称；装机容量规模；地点、开始实施日期、完成和投入使用日期。信息以数据电文形式按照电子交易法律规定发送，或者通过国家公共服务门户或国家身份应用提交。乡级人民委员会负责汇总，并每年向省级人民委员会报告。

2.自行生产和自用的屋顶太阳能电源接入低压等级国家电网的组织和个人，有责任按照本法令附件中的表格01向安装地点所在乡级人民委员会提交通报。对于安装电源的组织和个人，其逆变器（inverter）容量小于1千瓦的，则不强制执行本条款的规定。

3.自行生产和自用的屋顶太阳能电源接入中压及以上等级国家电网但未注册销售多余电量的组织和个人，有责任按照本法令附件中的表格02向省级人民委员会提交通报。

4.根据本条第二款、第三款规定的通报的发送、接收和处理应按以下方式进行：

a) 组织和个人应在开始安装电源至少10个工作日前，在国家公共服务门户或国家身份应用上在线提交通报，除非组织和个人根据有权机关作出的行政处罚决定进行通报。若直接在受理机关的一站式窗口提交通报，组织和个人应要求工作人员指导和支持在线提交通报；

b) 自收到通报之日起3个工作日内，受理机关有责任通过行政事务信息系统或适当的电子环境将通报的电子副本发送给地方有关建设、消防、环境保护和电网管理单位，以便跟踪、指导组织和个人按规定执行，并在其官方网站上公开通报；

c) 对于根据本条第二款规定注册销售多余电量的组织和个人，乡级人民委员会应在收到通报后5个工作日内，通过行政事务信息系统或适当的电子环境将通报的电子副本发送给省级人民委员会，以便按规定进行管理；

5. 如果安装电源有可能导致变电站过载、低压电网或分配电网在申报开发区域内过载，电网管理单位应在收到通报后的3个工作日内，通过数据电文形式按照电子交易法律规定或通过行政事务信息系统或适当的电子环境向受理通报的机关反馈意见，以便该机关通知组织和个人暂停安装和运行电源。

6. 自提交通报之日起10个工作日后，如未收到受理机关的意见反馈，组织和个人可按照已通报的内容及相关法律规定安装太阳能电源。”。

10. 修改并补充第十六条如下：

“条 16. 登记开发对象及发放登记开发证书的权限

1. 自产自用的家庭屋顶太阳能发电项目的登记开发对象包括：

a) 将家庭屋顶太阳能发电项目接入国家电网（中压及以上电压等级）并出售多余电量的组织和个人；

b) 不属于本款a项规定的自产自用的家庭屋顶太阳能发电项目登记开发对象，但需要申请登记开发证书的组织和个人。

2. 本条第1款规定的对象必须在获得登记开发证书后才能安装自产自用的家庭屋顶太阳能发电项目，除非该对象因违反电力领域的行政违法行为而按照有权机关的处罚决定办理登记开发手续。

3. 省级人民政府是负责向本条第1款规定的对象发放登记开发证书的机构。

4. 发放登记开发证书的条件：

a) 按照本法令第17条规定提交完整的开发登记文件；

b) 开发登记的电源容量符合本法令第11条第1款的规定；

c) 由电网管理单位出具确认安装电源不会导致变电站、低压电网和分配电网过载的意见。”

11. 修改第17条如下：

“条 17. 提交登记开发证书申请所需文件

1. 自产自用的家庭屋顶太阳能发电项目开发登记所需文件包括：

a) 依照本法令附件中的表格03填写的登记表；

b) 电源与负载以及电网连接的安装图；

c) 在已投入使用的工程中，关于拟安装电源的消防验收结果批准文件；或在新建工程中，关于拟安装电源的设计消防审查文件。

对于不需要进行设计消防审查的拟安装电源工程，则无需提交本条款规定的文件。

2. 文件接收机构：省级人民政府。

3. 文件提交方式：

a) 文件可通过国家公共服务门户或国家身份应用在线提交。如直接在受理机构的一站式服务窗口提交文件，组织和个人应要求接收人员指导和支持通过国家公共服务门户或国家身份应用在线提交文件；

b) 电子环境中提交的文件为原件的电子副本。

4. 文件数量：一份。”

12. 修改第十八条如下：

1. 若文件不完整或不符合规定，或者开发登记的电源容量不符合本法令第11条第1款的规定，在收到文件之日起三个工作日内，省级人民政府应通过电子交易法律规定的数据消息形式或通过国家公共服务门户或国家身份应用按接收到的文件编号发送通知，并退回所有文件，以便组织和个人根据规定调整和补充后重新提交；

2. 若文件完整且符合规定，处理文件将按以下方式进行：

a) 省级人民政府接收文件并通过行政事务处理信息系统或适当的电子环境将文件电子副本发送给电网管理单位，请求其对以下内容发表意见：确认安装电源是否会导致变电站、低压电网和分配电网过载；评估对分配电网电能质量的影响；组织和个人在安装电源时确保系统安全稳定运行的要求；其他相关事项（如有）；

b) 电网管理单位应在三个工作日内通过行政事务处理信息系统或适当的电子环境以书面形式回复省级人民政府；

c) 被省级人民政府征求意见的电网管理单位是直接管理变电站和国家电网系统的单位，如果电源直接接入国家电网，或者是拥有私人电网的单位，如果电源通过私人电网接入国家电网，该单位有责任与国家电网管理单位合作（如有必要），以确保按照本款a项规定的内容提供充分的意见。

3. 自收到完整且符合规定的文件之日起十个工作日内，省级人民政府负责根据本法令附件中的表格04发放登记开发证书。若不具备发放证书的条件，省级人民政府应通过电子交易法律规定的数据消息形式或通过国家公共服务门户或国家身份应用按接收到的文件编号发送通知，并说明原因。 省级人民政府负责将登记开发证书的电子副本连同开发登记文件一并发送给地方建设、消防、环境保护管理机关和电网管理单位，以便跟踪和指导组织和个人按规定执行。 4. 在处理过程中，省级人民政府负责确定文件接收日期，包括日期、小时和分钟，并按接收顺序处理文件。”

13. 修改第十九条第三款如下：

4. 在处理过程中，省级人民政府负责确定受理申请材料的时间，包括日期、小时和分钟，并按照受理顺序处理申请材料。”。

13. 修改、补充第十九条第三款如下：

“3. 若登记发展证书丢失或损坏，省人民政府应根据规定向提出要求的组织和个人提供原始登记簿的副本。”

14. 修改、补充第二十条第一款、第二款如下：

a) 修改、补充第一款开头部分如下：

“1. 省人民政府审查并决定在以下情形下收回登记发展证书：”

b) 修改第二款如下：

“2. 省人民政府主席作出决定，在本条第一款规定的情形下收回登记发展证书；其他有权限的国家机关或个人根据行政违法行为处理法律规定作出决定收回登记发展证书。”

15. 修改、补充第二十一条如下：

“第二十一 条 投资、建设、安装电源活动

1. 对于使用单独住宅的家庭：按照电源安装和连接图进行设计和安装电源；安装电源的容量根据通报或登记发展证书的规定；使用和配备设备应符合本条例的规定。

2. 对于不使用单独住宅的组织和个人：按照电源安装和连接图进行设计和安装电源；安装容量根据通报或登记发展证书的规定；使用和配备设备应符合本条例的规定。若出售多余电量，组织和个人必须遵守与投资和电力相关的法律法规规定。

3. 组织和个人可以请求国家管理机关根据专业法律规定指导实施。若与国家电网连接，组织和个人可请求电网管理单位指导安装和连接技术工作，以确保运行过程中的用电安全。国家管理机关和电网单位应在收到通报或登记发展证书之日起五个工作日内履行指导职责。”

16. 修改、补充第二十三条如下：

“第二十三 条 投资建设、安装电源验收

1. 对于使用单独住宅的家庭：在投入运营和使用前，需完成电气安全、建筑安全、防火灭火要求。

2. 对于不使用单独住宅的组织和个人：

a) 组织和个人需根据建设、电力、防火灭火、环境保护等法律法规规定，在投入运营和使用前完成投资建设验收；确保电能质量符合电力法律法规规定；

b) 若出售多余电量到国家电网，组织和个人需办理电力业务许可证手续，除非根据规定免办电力业务许可证。

3. 监控、控制、信息连接设备的验收工作按越南电力集团公开在其官方网站上的程序及以下规定执行：

a) 对于直接接入国家电网的中压及以上电压等级电源，并出售多余电量的情况，调度机构有权配合验收现场监控、控制设备系统，以及与自身数据收集、监控、控制系统的信息连接；购电方配合验收计量设备，并同时连接其远程数据收集系统（如有）；

b) 对于直接接入国家电网的中压及以上电压等级电源，但不出售多余电量的情况，电网单位配合验收反向发电接入国家电网的开关系统；

c) 对于直接接入国家电网的低压电源，并出售多余电量的情况，购电方配合验收计量设备，并同时连接其远程数据收集系统（如有）；

d) 对于通过私人电网接入国家电网的电源，私人电网所有者应根据与电源开发组织和个人达成的运行和连接协议要求配合验收；

e) 若国家尚未发布本条款a、b、c点规定的监控、控制、计量、信息连接设备的技术标准和规范，则可采用国际标准、区域标准、国外标准或基础标准，依据技术标准和规范法律规定执行；

f) 自收到组织和个人申请之日起五个工作日内，电网单位负责组织配合验收本条款a、b、c、d点规定的内容。”

17. 修改、补充第二十四条若干条款如下：

a) 修改第一款如下：

a) 销售电力申请书；

b) 包括光伏板、逆变器、储能电池（如有安装）及其他构成设备在内的技术资料、货物原产地证明（CO）、质量证明（CQ）；

c) 通报或登记发展证书副本。”；

b) 修改第二款如下：

“2. 自收到本条第一款规定的全部材料之日起五个工作日内，购电方负责与售电方合作检查技术状况，安装计量表，确定计量表读数，并签订购售电合同。”；

c) 在第四款之后增加第五款如下：

“5. 销售多余电量申请材料、购售电合同可通过电子交易法律规定的数据消息创建，或纸质形式。电子环境下的文件为原件电子副本，纸质文件为原件或副本。售电方对销售多余电量申请材料的真实性、完整性和法律效力负责，作为签订购售电合同的基础。”

18. 修改，补充第二十六条第一项如下：

“a) 应有明确、符合实际且可行的海上风电项目开发活动调查方案。所提议的调查海域规模和功率必须符合经批准的电力发展规划或实施电力发展规划计划。

调查方案应包括以下主要内容：关于执行单位的信息、提议调查的海域及其与相关规划的适应性评估；根据本法令第二十七条第一款规定的调查内容的计划和实施方案；预计费用及资金筹集方案；拟参与调查的承包商信息；与具体海域位置相关的其他内容。”

19. 修改，补充第二十七条的一些条款如下：

a) 修改，补充第三项第二款如下：

“b) 调查单位可以使用已经研究和调查的结果来发展由自己作为主要投资者的项目，或者按照法律规定与其他单位联合发展项目。”

b）修改、补充第4款如下：

“4. 国家全资拥有的企业，由农业和农村发展部根据本法令第二十七条第二款规定负责执行调查任务的企业，应当建立经济和技术定额、调查单价，并报有权机关审批发布。农业和农村发展部会同住房和城乡建设部及其他相关部门审批并公布经济和技术定额、调查单价。”

c) 修改、补充第五款如下：

“5. 工业和信息化部会同有关机构制定并公布适用于不同时期风力发电技术条件和具体海域条件的海上风电项目调查和投资建设使用的海域面积标准。”

20. 修改，补充第二十八条第一款的开头部分如下：

“1. 外国投资者、根据《外商投资法》第二十条第一款规定拥有外资的经济组织，在实施、参与实施投资，参加海上风电项目的投标选择投资者时，必须满足以下条件：”

21. 修改，补充第三十四条如下：

1. 组织实施，检查本法令在地方上的执行情况；根据法律规定，将本法令的规定分配给县级人民政府的专业部门和行政机构执行。

2. 指导专业机构指导实施，检查在安装和运行自用自消太阳能屋顶发电过程中遵守安全、电力、建筑、消防和环境保护规定的情况；依法处理违规行为。必要时，发布文件以确保地方统一应用。

3. 指导审查、更新并在官方网站上公布以下信息：

a) 根据电力发展规划和实施电力发展规划计划分配的屋顶太阳能发电总容量；

b) 自用自消屋顶太阳能发电已获得注册发展证书后的总容量变化；

c) 自用自消屋顶太阳能发电未发展的总容量变化；

d) 已向组织和个人颁发的注册发展证书。

4. 每年12月15日前向工业和信息化部报告地方自用自消屋顶太阳能发电的发展情况，按照本法令附件中的第06号表格；报告的信息和数据必须保证各期报告之间的时间连续性。

5. 根据电力发展规划中分配的容量规模，决定地方各模式区、集群的屋顶太阳能发电容量分配和限制，基于需求评估和管理单位、项目主要投资者的报告，以确保电网安全和区域内电能质量。

6. 应用信息技术和数字化手段，通过电子环境接收和处理行政手续，管理通报、登记申请和注册发展证书；建立互动电子表格，实现通报和注册发展手续，使组织和个人能够在线申报信息，并建立地方自用自消屋顶太阳能发电的同步数据库。”

22. 在第三十四条后增加第三十四条a如下：

“条34a. 乡级人民政府的责任

1. 组织实施、检查本条例在地方的执行情况；依法处理违法行为。

2. 每年12月10日前，向省级人民政府报告当地户用分布式光伏自用自发发展情况，并附上本条例附件中第07号表格；报告信息和数据必须保证各期报告之间的时间连续性。

3. 应用信息技术，推动数字化转型，以实现电子环境中户用分布式光伏自用自发发展通知的接收、处理和管理。

23. 修改、补充第七款第三十五条如下：

“7. 制定并公布与调度机构有权控制的系统采集、监控、控制系统连接的技术设备要求；根据本条例第十条第二款b项规定，制定并公布监控、控制、信息连接设备验收程序。每年12月15日前，公布本条例第十四条第三款规定的PVout系数，以便计算下一年度户用分布式光伏自用自发发电量。”

24. 修改、补充第三十六条的一些条款、款项如下：

a) 修改、补充第二款c项、d项如下：

“      c) 监控与国家电网连接的电源，确保在其管辖范围内的电网运行绝对安全。负责监控电子电表、户用分布式光伏自用自发系统与远程数据收集系统的连接运行。如发现客户用电异常，应及时通知有权限的机关进行检查和处理；

d) 定期监控、汇总、评估向国家电网输入多余电力的电源，以确保其管辖范围内电网的安全运行。如果电源发展可能导致变电站过载或低压电网、配电网络过载，则应立即向有关机关报告，采取措施处理；

b）修改、补充第3款如下：

“3. 在购买组织和个人开发的户用分布式光伏自用自发多余电量可能造成低压电网、中压电网过载的情况下，有权拒绝购买。”

25. 修改、补充第三十七条第二款的一些条款如下：

a) 修改a项，内容如下：

“a) 遵守本条例的规定，按照电网管理单位的要求进行连接和操作，以确保电网安全。完成建设、安装并投入运行后，组织和个人必须将信息提交给接受通知的机关或注册发展证书发放机关；”

b) 对第d项作如下修改：

“d) 根据本条例的规定配备设备和工具，确保安全稳定运行，对信息安全负法律责任；”

c) 修改、补充g项如下：

“g) 在发展电源时，有义务配合省级人民政府和电力单位遵守地方电力发展规划和实施规划分配的容量规模；”

26. 修改、补充第三十八条如下：

“条38. 管理单位、项目投资主体和拥有独立电网的单位的责任

1. 按照本法令和其他相关法律规定，实施可再生能源和新能源电力的发展。

2. 实施自产自用屋顶太阳能发电的发展如下：

a) 不阻碍，为组织和个人在管理区域内按照法律规定发展自产自用屋顶太阳能发电创造便利条件；

b) 与有权机关和电力企业合作，评估自产自用屋顶太阳能发电是否将多余电量并入电网，以确保国家电力系统和管理范围内电网的安全运行；

c) 监督、检查和评估管理区域内自产自用屋顶太阳能发电的发展活动。如有必要，向省人民政府报告，分配和限制发展容量，以确保管理区域内的电网安全和电能质量；

d) 支持和指导组织和个人，在接入国家电网时进行初始检查，在安装过程中以及在运行期间对自产自用屋顶太阳能发电进行检查；

e) 对于按照本法令规定在其管理范围内的自产自用屋顶太阳能发电的发展，负责管理和监督组织和个人的行为。如发现违规行为，应通知有权机关进行检查和处理。”

27. 修改第39条第1款如下：

“1. 组织和个人在2021年1月1日前已从屋顶太阳能发电向电力企业售电的，可以继续发展自产自用屋顶太阳能发电，但不得增加2021年1月1日前已安装的屋顶太阳能发电的规模，该规模已在与电力企业签订的购售电合同中确定。”

28. 用本法令附录III取代第58/2025/NĐ-CP号法令附录。

29. 废除第12条第2款a项、第29条第6款和第22条。

第三条 过渡条款

1. 对于在本法令生效前已签订且符合规定的购售电合同，各方应继续履行至合同期满或协商修改合同内容，以符合本法令的规定。

2. 在本法令生效前已获得注册证书或已提交发展自产自用屋顶太阳能发电的通知的组织和个人，应继续按照已颁发的注册证书或已提交的通知的内容执行；如需调整或补充注册证书或重新提交通知，则应按照本法令的规定执行。

3. 在本法令生效前已提交申请注册发展自产自用屋顶太阳能发电的文件，将继续按照第58/2025/NĐ-CP号法令的规定处理。

4. 在本法令生效前已签订并生效的多余电量购售合同，应继续履行或双方协商修改已签订合同的内容，以符合本法令的规定。

5. 自本法令生效之日起15日内， 国家电力集团负责根据本法令的规定计算每单位电量的差价结算费用和2026年的差价结算费用。

6. 在本法令生效前已提交直接购售电机制参与文件的，将继续按照第57/2025/NĐ-CP号法令的规定处理。

7. 对于在本法令生效前已提交用于海上风电项目调查和实施的海域区域申请的文件，或者在有权机关尚未公布用于海上风电项目调查和建设的海域使用面积标准的情况下，有权机关应按照第58/2025/NĐ-CP号法令第27条第5款在被本法令修改之前的规定，审核文件并决定分配海域区域。

第四条 施行日期

本法令自2026年6月26日起生效。