GEG: vua năng lượng tái tạo trên sàn

Nắng nóng và cơ hội “kích hoạt” điện tái tạo: Từ chính sách đến động lực chuyển dịch năng lượng
Hà Anh | 08-04-2026 - 10:10 AM | Kinh tế vĩ mô - Đầu tư

Trong khi nhu cầu điện tăng cao, một phần công suất năng lượng tái tạo vẫn chưa được khai thác tối đa.



Ngày 31/3/2026, hệ thống điện quốc gia ghi nhận sản lượng điện tiêu thụ đạt 1.004,7 triệu kWh - lần đầu tiên vượt mốc 1 tỷ kWh/ngày ngay từ đầu năm. Con số này chưa từng được ghi nhận từ năm 2024 trở về trước. Như vậy là chỉ vừa bước vào mùa nắng nóng, nhu cầu sử dụng điện tại Việt Nam tăng mạnh, đặc biệt ở các đô thị lớn và khu vực sản xuất công nghiệp. Đây cũng là thời điểm các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời và điện gió đạt điều kiện vận hành thuận lợi nhất trong năm.

Tuy nhiên, bức tranh hiện tại cho thấy một thực tế đáng chú ý: trong khi nhu cầu điện tăng cao, một phần công suất năng lượng tái tạo vẫn chưa được khai thác tối đa. Điều này đặt ra yêu cầu nhìn nhận lại các yếu tố vận hành hệ thống và cơ chế chính sách theo hướng đồng bộ và hiệu quả hơn.

Nhu cầu tăng cao - dư địa tái tạo còn lớn

Theo các dự báo gần đây, nhu cầu điện của Việt Nam tiếp tục duy trì tốc độ tăng trưởng ở mức cao, khoảng 8-10% mỗi năm. Trong các đợt nắng nóng, phụ tải điện có thể tăng đột biến, tạo áp lực lớn lên hệ thống vận hành. Trong bối cảnh đó, điện mặt trời - đặc biệt là các dự án quy mô lớn tại khu vực miền Trung và miền Nam - đang bước vào giai đoạn phát điện cao điểm, với số giờ nắng và cường độ bức xạ thuận lợi.

Tương tự, điện gió, nhất là tại các khu vực ven biển, cũng ghi nhận điều kiện vận hành tích cực. Điều này cho thấy Việt Nam sở hữu nguồn tài nguyên tái tạo dồi dào, có khả năng đóng góp đáng kể vào việc đảm bảo an ninh năng lượng trong các giai đoạn cao điểm. Tuy nhiên, việc khai thác hiệu quả nguồn lực này không chỉ phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên, mà còn gắn liền với cơ chế vận hành hệ thống và khung chính sách liên quan.

Hạ tầng truyền tải - nền tảng cho khai thác hiệu quả

Bên cạnh cơ chế giá, hạ tầng truyền tải điện đóng vai trò then chốt trong việc hấp thụ và phân bổ nguồn năng lượng tái tạo. Trong giai đoạn phát triển nhanh vừa qua, nhiều dự án điện mặt trời và điện gió tập trung tại một số khu vực có tiềm năng cao, dẫn đến áp lực lên lưới điện truyền tải.

Hiện nay các dự án đầu tư nâng cấp và mở rộng lưới điện đang được đẩy mạnh, với mục tiêu nâng cao khả năng giải tỏa công suất và đảm bảo vận hành ổn định. Đồng thời, việc nghiên cứu các cơ chế cho phép đa dạng hóa nguồn lực đầu tư vào hạ tầng – bao gồm sự tham gia của khu vực tư nhân – cũng đã được xem xét và đã có tham gia của khối tư nhân vào lĩnh vực này.

Về dài hạn, việc phát triển đồng bộ giữa nguồn và lưới sẽ là yếu tố quyết định để tối ưu hóa hiệu quả của hệ thống năng lượng tái tạo.

Dự án chuyển tiếp và bài toán dòng tiền

Vấn đề đang được quan tâm hiện nay là nhóm các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp - với khoảng 173 doanh nghiệp tham gia đầu tư. Đây là các dự án được triển khai trong giai đoạn chuyển đổi chính sách giá điện, từ cơ chế giá FIT (biểu giá hỗ trợ cố định) sang các hình thức xác định giá mới.

Thời gian vừa qua, các cơ quan quản lý đã từng bước triển khai cơ chế giá tạm thời và đàm phán hợp đồng mua bán điện cho nhóm dự án này. Tuy vậy, quá trình chuyển tiếp đòi hỏi sự cân đối giữa nhiều yếu tố: đảm bảo hài hòa lợi ích giữa nhà đầu tư, hệ thống điện và người tiêu dùng; đồng thời phù hợp với mặt bằng chi phí và điều kiện vận hành thực tế.



Đối với doanh nghiệp, việc chưa hoàn tất cơ chế giá chính thức phần nào ảnh hưởng đến dòng tiền và kế hoạch tài chính. Tuy nhiên, đây cũng là giai đoạn để các bên cùng điều chỉnh, hoàn thiện khung chính sách theo hướng minh bạch và bền vững hơn trong dài hạn.

Hoàn thiện cơ chế - bước đi cần thiết trong quá trình chuyển đổi để chuyển dịch năng lượng

Cơ chế FIT trước đây đã đóng vai trò quan trọng trong việc thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo, giúp Việt Nam nhanh chóng hình thành một thị trường với quy mô đáng kể trong thời gian ngắn. Tuy nhiên, khi quy mô hệ thống ngày càng mở rộng, yêu cầu đặt ra là cần chuyển sang các cơ chế linh hoạt và phù hợp hơn với thị trường.

Thực tế cho thấy, các cơ quan quản lý đang từng bước tháo gỡ các vướng mắc, đồng thời hoàn thiện hành lang pháp lý cho thị trường điện cạnh tranh. Đây là tín hiệu tích cực, cho thấy quyết tâm đồng hành cùng doanh nghiệp trong quá trình chuyển đổi.

Dù còn những điểm cần tiếp tục hoàn thiện, triển vọng của ngành năng lượng tái tạo tại Việt Nam vẫn rất tích cực. Cam kết đạt phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050, cùng với nhu cầu điện ngày càng tăng, tạo ra không gian phát triển rộng lớn cho các nguồn năng lượng sạch.

Bên cạnh các dự án quy mô lớn về Nhiệt điện LNG, điện gió ngoài khơi, xu hướng phát triển điện mặt trời áp mái, hệ thống lưu trữ năng lượng và các mô hình tiêu thụ điện linh hoạt cũng đang dần hình thành. Những yếu tố này không chỉ góp phần giảm áp lực cho hệ thống điện, mà còn mở ra cơ hội cho các doanh nghiệp tham gia sâu hơn vào chuỗi giá trị năng lượng.

Hướng tới một hệ sinh thái năng lượng bền vững

Trong bối cảnh hiện nay, việc giải quyết các vướng mắc liên quan đến cơ chế giá cho các dự án chuyển tiếp có thể được xem là một bước quan trọng trong quá trình hoàn thiện thị trường năng lượng. Những điều chỉnh này, nếu được thực hiện theo hướng minh bạch và nhất quán, sẽ góp phần củng cố niềm tin của nhà đầu tư và tạo nền tảng cho các giai đoạn phát triển tiếp theo.

Quan trọng hơn, đây cũng là cơ hội để Việt Nam tái cấu trúc hệ thống năng lượng theo hướng hiện đại, linh hoạt và bền vững hơn - nơi các nguồn năng lượng tái tạo không chỉ đóng vai trò bổ sung, mà trở thành một trong những trụ cột chính của hệ thống điện quốc gia.

Trong dài hạn, khi các yếu tố về chính sách, hạ tầng và thị trường được đồng bộ hóa, năng lượng tái tạo hoàn toàn có thể phát huy tối đa tiềm năng, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế xanh.

Việt Nam đang ở giai đoạn chuyển tiếp quan trọng nơi những điều chỉnh hôm nay sẽ định hình cấu trúc năng lượng của nhiều thập kỷ tới. Và trong bối cảnh đó, mùa nắng nóng không chỉ là thách thức về phụ tải, mà còn là cơ hội để kích hoạt hiệu quả hơn các nguồn năng lượng sạch sẵn có.

Việt Nam không thiếu tiềm năng năng lượng tái tạo - điều còn thiếu là một cơ chế đủ ổn định để biến tiềm năng thành sản lượng thực tế và dòng tiền đủ để tạo nên một thị trường năng lượng bền vững.

Điện Gia Lai (GEG) bứt tốc lợi nhuận nhờ điện gió, chuẩn bị “đòn bẩy” từ GHC lên sàn
Nhờ chốt được giá bán điện cho các dự án năng lượng tái tạo trọng điểm, CTCP Điện Gia Lai (HoSE: GEG) vừa ghi nhận bước nhảy vọt về lợi nhuận trong năm 2025. Thông tin này xuất hiện trong bối cảnh công ty con Thủy điện Gia Lai (GHC) sắp niêm yết trên HoSE, mở ra kỳ vọng mới cho cổ đông.

Trong quý 4/2025, GEG ghi nhận doanh thu thuần hơn 590 tỷ đồng, tăng 6% so với cùng kỳ. Động lực tăng trưởng đến từ việc hai dự án điện gió gồm Tân Phú Đông 1 và trụ ** của VPL đã được phê duyệt giá bán điện chính thức, giúp ổn định nguồn thu.

Giá vốn hàng bán giảm mạnh 15%, còn 298 tỷ đồng, giúp biên lợi nhuận gộp tăng mạnh từ 37% lên gần 50%. Đồng thời, chi phí tài chính giảm 17% còn 129 tỷ đồng nhờ GEG chủ động cắt giảm nợ vay. Đây là các yếu tố góp phần cải thiện đáng kể lợi nhuận trong kỳ.

Tuy vậy, chi phí quản lý doanh nghiệp lại tăng đột biến, đạt 80 tỷ đồng, gấp 2,7 lần cùng kỳ. Nguyên nhân chủ yếu do trích lập dự phòng phải thu khó đòi hơn 37,5 tỷ đồng. Sau khi khấu trừ các chi phí, GEG vẫn báo lãi sau thuế hơn 96 tỷ đồng trong quý, gấp gần 8 lần cùng kỳ. Lợi nhuận ròng đạt trên 83 tỷ đồng, gấp 2,7 lần so với quý 4/2024.


CTCP Điện Gia Lai
Lũy kế năm 2025, Điện Gia Lai đạt doanh thu thuần 3.600 tỷ đồng (đạt 88% kế hoạch) và lãi ròng 702 tỷ đồng, vượt 38% chỉ tiêu lợi nhuận sau thuế cả năm. Lợi nhuận sau thuế hợp nhất lên tới 946 tỷ đồng, gấp hơn 10 lần so với năm 2024.

Kết quả này chủ yếu đến từ việc hạch toán hồi tố doanh thu các quý đầu năm cho dự án Tân Phú Đông 1, sau khi được chốt giá điện chính thức. Đây là bước ngoặt lớn giúp doanh nghiệp bứt phá về kết quả tài chính trong năm vừa qua.

Tính đến cuối năm 2025, tổng tài sản của GEG đạt hơn 15.100 tỷ đồng, phần lớn là tài sản cố định hữu hình (chiếm trên 82%). Tài sản ngắn hạn đạt gần 1.800 tỷ đồng, tăng 30% nhờ dòng tiền cải thiện. Trong đó, tiền mặt và tiền gửi ngân hàng hơn 421 tỷ đồng.

Nợ phải trả giảm 8%, còn khoảng 8.600 tỷ đồng. Tổng nợ vay tuy vẫn ở mức cao (trên 8.300 tỷ đồng) nhưng đang có xu hướng giảm, giúp giảm áp lực lãi vay trong tương lai.

Cùng thời điểm GEG công bố kết quả kinh doanh tích cực, thị trường đang dõi theo thương vụ niêm yết gần 47,7 triệu cổ phiếu của Công ty Cổ phần Thủy điện Gia Lai (GHC) - công ty con của GEG trên sàn HoSE vào ngày hôm nay (30/1). Mức giá tham chiếu ngày giao dịch đầu tiên là 29.000 đồng/cổ phiếu.

công ty con của ttc ) ối dồi ôi

GEG tiếp tục giảm đòn bẩy tài chính, với tổng dư nợ vay giảm xuống còn 8.176 tỷ đồng (–10% CK), trong đó nợ dài hạn đạt 7.627 tỷ đồng (–10% CK). Dự án điện mặt trời Đức Huệ 2 đang bước vào giai đoạn thi công cuối cùng, với dư nợ vay ngân hàng tăng lên 239 tỷ đồng (+31% QoQ) và chi phí xây dựng dở dang tăng lên 669 tỷ đồng (+44% QoQ).

Dự án điện mặt trời Đức Huệ 2 (49 MWp) dự kiến vận hành trong quý 2 và sẽ thử nghiệm bán điện theo cơ chế DPPA, trong khi dự án điện gió VPL2 (30 MW) dự kiến hoàn thành trong quý 4 theo hợp đồng mua bán điện (PPA) đã ký với EVN ở mức 99,5% giá trần.

Năng lượng tái tạo lên ngôi khi chiến sự Iran đẩy giá điện châu Âu tăng cao
Khánh Tường
Chiến sự Iran khiến giá điện châu Âu biến động mạnh, trong khi các quốc gia đẩy mạnh năng lượng tái tạo lại hưởng lợi rõ rệt.
Khủng hoảng năng lượng do xung đột Trung Đông đang khiến giá điện tại châu Âu tăng cao, nhưng đồng thời cũng làm nổi bật vai trò “cứu cánh” của năng lượng tái tạo trong việc ổn định chi phí và bảo vệ nền kinh tế.













Theo REUTERS, Giá điện châu Âu tăng mạnh đang đặt ra thách thức lớn cho nhiều quốc gia, đặc biệt là những nền kinh tế phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch. Tuy nhiên, các nước có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao lại cho thấy khả năng chống chịu đáng kể. Albania là ví dụ điển hình khi phần lớn điện năng được cung cấp từ thủy điện, giúp hạn chế tác động từ làn sóng tăng giá.
















Hình ảnh về hồ chứa, đập và các tấm pin mặt trời tại nhà máy thủy điện ở Vau i Dejes, Albania, ngày 13 tháng 4 năm 2026. Ảnh: REUTERS

Nhờ nguồn nước dồi dào từ các con sông và hệ thống đập thủy điện, quốc gia này duy trì được mức giá điện ổn định hơn so với nhiều nước khác trong khu vực. Giá điện châu Âu tăng không đồng đều giữa các quốc gia. Những nước phụ thuộc nhiều vào khí đốt như Italy hay Đức ghi nhận mức tăng đáng kể trên thị trường bán buôn. Trong khi đó, Pháp nơi điện hạt nhân chiếm ưu thế chịu áp lực thấp hơn.

Đáng chú ý, Tây Ban Nha, nhờ mở rộng nhanh năng lượng tái tạo, thậm chí ghi nhận xu hướng giảm giá điện. Điều này cho thấy chiến lược đa dạng hóa nguồn năng lượng đang tạo ra khác biệt lớn trong bối cảnh bất ổn toàn cầu. Dù mức tăng giá bán lẻ thường có độ trễ so với thị trường bán buôn, nhưng giá điện châu Âu tăng vẫn đang dần tác động đến đời sống người dân và hoạt động sản xuất.



Các hợp đồng điện năng cơ bản bán buôn của Ý và Đức đã tăng nhanh hơn so với các hợp đồng tương ứng của Pháp kể từ khi chiến tranh bắt đầu. Ảnh: REUTERS

Nhiều doanh nghiệp nhỏ đối mặt với chi phí vận hành leo thang, từ nhiên liệu đến nguyên liệu đầu vào. Các hộ gia đình cũng bắt đầu cảm nhận rõ áp lực chi tiêu khi hóa đơn năng lượng ngày càng cao. Trước tình hình này, Liên minh châu Âu đang cân nhắc các biện pháp hỗ trợ như giảm thuế điện để giảm gánh nặng cho người dân. Tuy nhiên, các chuyên gia cảnh báo rằng những giải pháp này có thể làm gia tăng áp lực ngân sách.

Về lâu dài, việc đầu tư vào năng lượng sạch và hệ thống lưu trữ được xem là hướng đi tất yếu nhằm giảm phụ thuộc vào nguồn nhiên liệu nhập khẩu. Dù năng lượng tái tạo đang chứng minh vai trò quan trọng, nhưng quá trình chuyển đổi không hề dễ dàng. Các quốc gia vẫn cần giải quyết bài toán cân bằng nguồn cung, đặc biệt trong những thời điểm nhu cầu tăng cao. Khủng hoảng hiện tại không chỉ là thách thức mà còn là phép thử cho chiến lược năng lượng của châu Âu trong tương lai.

DPPA và bài toán của GEG
Bức tranh năng lượng tái tạo năm 2026 đứng trước bước ngoặt quan trọng với sự hình thành cơ chế DPPA (mua bán điện trực tiếp). Với GEG, đây là yếu tố then chốt lý giải cho tâm thế “chờ đợi” trong giai đoạn hiện nay.

DPPA không chỉ là một phương thức giao dịch mới, mà còn mở ra khả năng chốt giá bán điện dài hạn trực tiếp với khách hàng, qua đó giảm rủi ro chính sách và giúp dự báo dòng tiền chính xác hơn. Điều này đặc biệt quan trọng trong bối cảnh doanh nghiệp cần thuyết phục các định chế tài chính quốc tế trong quá trình giải ngân vốn cho các dự án mới.

Dự án điện mặt trời Đức Huệ 2, với công suất gần 49MW, là ví dụ điển hình cho chiến lược này. Thay vì vội vàng đưa dự án vào vận hành theo khung giá tạm thời, GEG đang chuẩn bị các điều kiện cần thiết để Đức Huệ 2 trở thành một trong những dự án tiên phong tham gia DPPA.

Lợi thế danh mục đa dạng từ điện gió, điện mặt trời đến thủy điện cho phép doanh nghiệp xây dựng các gói cung ứng ổn định, phù hợp với nhu cầu tiêu thụ dài hạn của khách hàng công nghiệp.

Cơ cấu doanh thu của GEG cũng đang dịch chuyển theo hướng điện gió trở thành trụ cột chính, thay thế dần vai trò của thủy điện trước đây. Các dự án như VPL giai đoạn 2, dự kiến bổ sung khoảng 30MW công suất trong giai đoạn 2026, được kỳ vọng mở rộng quy mô nhưng đồng thời cũng đặt ra yêu cầu cao hơn về năng lực vận hành, quản trị kỹ thuật và kiểm soát rủi ro.

Một tác động ít được chú ý nhưng rất quan trọng của chiến tranh là thúc đẩy quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu. Khi giá dầu biến động mạnh và rủi ro phụ thuộc năng lượng tăng cao, nhiều quốc gia có xu hướng đẩy nhanh đầu tư vào năng lượng tái tạo và LNG.

Đây là lý do nhóm năng lượng thay thế được đánh giá hưởng lợi trong dài hạn, đặc biệt ở các lĩnh vực:

• Điện gió ngoài khơi
• Điện mặt trời
• Khí LNG và hạ tầng khí hóa lỏng
• Công nghệ lưu trữ năng lượng và pin

Đánh giá về bối cảnh 2026, lãnh đạo GEGnhận định nhu cầu điện năng dự báo sẽ tiếp tục gia tăng, đặc biệt từ các hạ tầng công nghệ và kinh tế số. Thị trường năng lượng tái tạo trong nước đang chuyển sang giai đoạn tái cấu trúc, chú trọng vào cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và các giải pháp lưu trữ năng lượng (BESS).

Do vậy, GEG tập trung nguồn lực đẩy nhanh tiến độ, đưa vào vận hành 2 dự án trọng điểm. Đầu tiên là Nhà máy Điện Mặt trời Đức Huệ 2, công suất 49 MWp. Theo đại diện Doanh nghiệp, đây là dự án điện mặt trời trang trại đầu tiên của GEG áp dụng đồng thời cơ chế DPPA và BESS, triển khai theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP. Công ty đang phấn đấu hoàn tất công tác thử nghiệm và thực hiện bán điện theo DPPA trong quý 2/2026.

Chia sẻ thêm về dự án, GEG cho biết Đức Huệ 2 đã hoàn tất thi công và đóng điện trạm biến áp vào cuối 2025, hoàn tất nghiệm thu vào đầu tháng 4/2026, ký kết DPPA với khách hàng là một doanh nghiệp FDI quy mô lớn và đã ký PPA trên thị trường giao ngay với EVN vào tháng 5/2026. Hiện dự án đang thực hiện đo chất lượng điện năng, dự kiến hoàn tất vào đầu tháng 5. Các thủ tục còn lại để tham gia thị trường điện cũng sẽ chính thức triển khai trong tháng 5.

Thứ 2 là Nhà máy Điện gió VPL2, công suất 30 MW. Dự án đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN, dự kiến đưa vào vận hành trong quý 4/2026.

Bên cạnh đó là Nhà máy Thủy điện Ea Tih, công suất 8.6 MW, hiện tại đang xây dựng. Dự kiến, dự án đi vào vận hành thương mại vào giữa năm 2027.

Đồng thời, Công ty sẽ tăng cường nghiên cứu các cơ hội hợp tác đầu tư, M&A các dự án NLTT tiềm năng tại nhiều địa phương để mở rộng danh mục đầu tư, đảm bảo tính bền vững của hệ thống phát điện.

Samsung Thái Nguyên và Điện mặt trời Đức Huệ 2 vận hành DPPA đầu tiên từ ngày 01/06/2026
Thanh Hương - 01/06/2026 08:26

Huawei tổ chức sự kiện Smart Green Industrial Park under DPPA, thúc đẩy năng lượng xanh công nghiệp Việt Nam

• Samsung khởi động Samsung Innovation Campus 2026, lần đầu tiên có các khóa học về bán dẫn

Sau khi kiểm tra, thẩm định hồ sơ và các điều kiện, yêu cầu khi tham gia thị trường điện (TTĐ) và cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) của nhà máy điện mặt trời (NMĐMT) TTC Đức Huệ 2, Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện (NSMO) đã có báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điện lực, đồng thời thông báo tới Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Công ty Mua bán điện, Công ty cổ phần Điện TTC Đức Huệ - Long An về việc chính thức tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam và tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) của nhà máy điện mặt trời (NMĐMT) TTC Đức Huệ 2 từ ngày 01 tháng 06 năm 2026.


Công ty Samsung Thái Nguyên. Ảnh VPG.
Cụ thể, NMĐMT TTC Đức Huệ 2 đã đạt các nội dung theo yêu cầu để tham gia thị trường điện cạnh tranh. Các thông số khi tham gia TTĐ của NMĐMT TTC Đức Huệ 2 sẽ được công bố và thông báo tới các đơn vị tại kế hoạch vận hành thị trường điện tháng 06/202 và các công văn kèm theo.

Công ty Cổ phần Điện TTC Đức Huệ - Long An có trách nhiệm thực hiện các quy định tại Thông tư số 16/2025/TT-BCT ngày 01/02/2025, Thông tư số 36/2025/TT-BCT ngày 03/06/2025 của Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và các quy định khác có liên quan.

Liên quan đến việc Tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia (DPPA), NMĐMT TTC Đức Huệ 2 và Công ty TNHH Samsung Electronics

Việt Nam Thái Nguyên cũng được NSMO xác nhận tất cả các nội dung đã đạt yêu cầu và sẽ chính thức trực tiếp tham gia cơ chế DPPA từ ngày 01 tháng 06 năm 2026.

Công ty cổ phần Điện TTC Đức Huệ - Long An và Công ty TNHH Samsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên có trách nhiệm thực hiện các quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03/03/2025 của Chính phủ quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với Khách hàng sử dụng điện lớn và các quy định khác có liên quan.

Các thông tin do NSMO công bố trên cơ sở các tài liệu, số liệu do đơn vị cung cấp; Công ty Cổ phần Điện TTC Đức Huệ - Long An chịu trách nhiệm về tính đầy đủ, chính xác và hợp pháp của các tài liệu, số liệu đã cung cấp. NSMO không chịu bất kỳ trách nhiệm nào đối với các hậu quả pháp lý phát sinh từ việc chủ đầu tư không tuân thủ pháp luật.

Trong mọi trường hợp, việc tiếp nhận, kiểm tra hoặc có ý kiến của NSMO đối với hồ sơ tham gia TTĐ và DPPA bao gồm cả công bố COD sẽ không cấu thành miễn trừ, không thay thế và /hoặc không làm giảm trách nhiệm và nghĩa vụ của chủ đầu tư đối với việc tuân thủ quy chuẩn kỹ thuật, quy định có liên quan của pháp luật Việt Nam.