Nghị định 58/2025/NĐ-CP là văn bản pháp lý nền tảng cho điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại Việt Nam. Nghị định mang số ký hiệu 58/2025/NĐ-CP, ban hành ngày 03/3/2025 và có hiệu lực ngay từ ngày ký, do Chính phủ ban hành và Phó Thủ tướng Bùi Thanh Sơn ký^[5]. Trích yếu văn bản nêu rõ đây là nghị định quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới^[5].

Nghị định căn cứ trên Luật Điện lực ban hành ngày 30/11/2024, trong đó Chương III (từ Điều 10 đến Điều 24) tập trung toàn bộ vào điện tự sản xuất, tự tiêu thụ từ nguồn năng lượng tái tạo^[5]. Riêng Mục 2 của chương này, gồm Điều 13 đến Điều 24, dành hẳn cho điện mặt trời mái nhà, là phần nội dung chính mà hộ gia đình và doanh nghiệp cần nắm^[5].

So với Nghị định 135/2024/NĐ-CP trước đó (chỉ có hiệu lực từ 22/10/2024 đến 02/3/2025 và chỉ điều chỉnh riêng điện mặt trời mái nhà), Nghị định 58/2025 mở rộng phạm vi điều chỉnh sang cả năng lượng tái tạo, năng lượng mới và điện gió ngoài khơi, đồng thời viện dẫn trực tiếp Luật Điện lực mới ban hành ngày 30/11/2024 thay vì luật cũ^[5].

• Số ký hiệu văn bản: 58/2025/NĐ-CP^[5]
• Ngày ban hành và ngày có hiệu lực: 03/3/2025^[5]
• Loại văn bản: Nghị định, cơ quan ban hành: Chính phủ, người ký: Bùi Thanh Sơn^[5]
• Thay thế hoàn toàn Nghị định 135/2024/NĐ-CP kể từ ngày có hiệu lực^[5]

Điều 3 khoản 4 định nghĩa điện mặt trời mái nhà là điện được sản xuất từ các tấm quang điện lắp đặt trên mái nhà của công trình xây dựng, kết nối với thiết bị điện và phục vụ cho hoạt động phát điện^[5]. Đây là khái niệm gốc để xác định một hệ thống có thuộc phạm vi điều chỉnh của nghị định hay không.

Sản lượng điện dư, quy định tại khoản 5 Điều 3, là sản lượng điện sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo theo hình thức tự sản xuất, tự tiêu thụ nhưng không sử dụng hết và được phát vào lưới điện^[5]. Đây chính là phần điện có thể bán lại cho ngành điện trong giới hạn cho phép.

Bên mua điện dư, theo khoản 2 Điều 3, được xác định là công ty con hoặc đơn vị trực thuộc Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)^[5]. Nói cách khác, hộ dân và doanh nghiệp bán điện dư sẽ giao dịch trực tiếp với đơn vị điện lực địa phương thuộc hệ thống EVN, không phải một bên thứ ba nào khác.

Nghị định 58/2025/NĐ-CP phân chia rõ ba nhóm đối tượng với thủ tục pháp lý khác nhau, dựa trên loại chủ thể lắp đặt, công suất hệ thống và việc có bán điện dư hay không^[5]. Việc xác định đúng nhóm là bước đầu tiên trước khi triển khai bất kỳ thủ tục nào.

Nhóm thứ nhất là hộ gia đình sử dụng nhà ở riêng lẻ, lắp đặt hệ thống có công suất dưới 100 kW. Theo Điều 13, 15 khoản 2 và Điều 21, nhóm này chỉ cần thực hiện thủ tục thông báo, không phải đăng ký xin giấy phép, và được miễn hoàn toàn giấy phép hoạt động điện lực theo Điều 13 khoản 2^[5]. Đáng chú ý, ngay cả khi hộ gia đình có bán điện dư, họ cũng không cần điều chỉnh đăng ký hộ kinh doanh, vẫn theo Điều 13 khoản 2^[5]. Phần lớn hộ gia đình lắp hệ thống 3 đến 15 kWp, tức chỉ chiếm một phần rất nhỏ so với ngưỡng 100 kW, nên hầu như luôn thuộc nhóm ưu đãi này^[5].

Nhóm thứ hai là tổ chức hoặc cá nhân lắp đặt dưới 1.000 kW. Nếu không bán điện dư, nhóm này chỉ cần nộp thông báo theo Mẫu 02. Nếu có bán điện dư, bắt buộc phải đăng ký theo Mẫu 03 để được cấp Giấy chứng nhận theo Mẫu 04^[5]. Hồ sơ loại này có hiệu lực trong 10 ngày kể từ khi Sở Công Thương nhận đủ hồ sơ^[5].

Nhóm thứ ba là tổ chức hoặc cá nhân có công suất từ 1.000 kW trở lên. Nhóm này bắt buộc phải nộp Đăng ký theo Mẫu 03 và nhận Giấy chứng nhận theo Mẫu 04 trong 10 ngày, căn cứ Điều 16 khoản 1 điểm a và Điều 18^[5]. Hồ sơ cần kèm bản vẽ thiết kế, quyết định đầu tư, giấy phép xây dựng, phòng cháy chữa cháy và bảo vệ môi trường, đồng thời bắt buộc trang bị hệ thống SCADA^[5].

Lý do hộ gia đình được ưu đãi thủ tục đơn giản nhất xuất phát từ nhiều yếu tố: công suất dưới 100 kW không ảnh hưởng đáng kể đến lưới điện phân phối, hộ gia đình tự tiêu thụ phần lớn sản lượng nên giảm tải cho EVN vào giờ cao điểm ban ngày, Chính phủ đặt mục tiêu 50% tòa nhà công sở và nhà dân lắp điện mặt trời mái nhà đến năm 2030 theo Quyết định 500/QĐ-TTg về Quy hoạch điện VIII, và chủ trương khuyến khích đầu tư nhỏ lẻ, phân tán bằng thủ tục gọn nhẹ^[5].

Dù chỉ cần thông báo, hộ gia đình vẫn phải bảo đảm an toàn điện, an toàn xây dựng và phòng cháy chữa cháy trước khi đưa hệ thống vào sử dụng theo Điều 23 khoản 1^[5]. Đồng thời, tấm pin và inverter lắp đặt phải là thiết bị mới hoàn toàn, cấm tuyệt đối sử dụng thiết bị đã qua sử dụng theo Điều 10 khoản 4^[5].

Dự án đặt trên tài sản công là trường hợp đặc biệt: cơ quan nhà nước và đơn vị sự nghiệp công lập lắp điện mặt trời mái nhà phải đăng ký và không được bán điện dư, theo Điều 14 khoản 5^[5].

Bảng đối chiếu 16 tiêu chí giữa ba nhóm cho thấy sự khác biệt cụ thể như sau.

• Thủ tục: hộ gia đình dùng Thông báo Mẫu 01; tổ chức dưới 1.000 kW dùng Thông báo Mẫu 02 hoặc Đăng ký Mẫu 03 nếu bán điện; tổ chức từ 1.000 kW bắt buộc Đăng ký Mẫu 03^[5].
• Giấy chứng nhận đăng ký: hộ gia đình không cần; tổ chức dưới 1.000 kW cần nếu bán điện dư; tổ chức từ 1.000 kW bắt buộc có Mẫu 04^[5].
• Giấy phép hoạt động điện lực: hộ gia đình được miễn theo Điều 13 khoản 2; hai nhóm còn lại cần nếu bán điện dư^[5].
• Bán điện dư: cả ba nhóm đều giới hạn tối đa 20% sản lượng Ai, áp dụng giá thị trường bình quân năm trước^[5].
• Hợp đồng mua bán điện: cả ba nhóm đều thống nhất thời hạn 5 năm theo Mẫu 05^[5].
• Giám sát SCADA: hộ gia đình không bắt buộc; tổ chức bắt buộc từ 100 kW trở lên theo Điều 10 khoản 5 điểm b; tổ chức từ 1.000 kW bắt buộc hoàn toàn^[5].
• Tuân thủ lệnh điều độ: hộ gia đình không phải tuân thủ; hai nhóm tổ chức phải tuân thủ từ mức 100 kW trở lên^[5].
• Nghiệm thu: hộ gia đình tự nghiệm thu kết hợp EVN đo đếm; tổ chức nghiệm thu đầy đủ theo pháp luật xây dựng, điện lực, phòng cháy chữa cháy và bảo vệ môi trường^[5].
• Hồ sơ kỹ thuật: hộ gia đình chỉ cần bản vẽ thiết kế và giấy phép xây dựng nếu có; tổ chức cần thêm quyết định đầu tư, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường^[5].
• Thời hạn cấp giấy chứng nhận: không áp dụng cho hộ gia đình; 10 ngày cho hai nhóm tổ chức theo Điều 18 khoản 3^[5].
• Thu hồi giấy chứng nhận: không áp dụng cho hộ gia đình; áp dụng sau 60 ngày không lắp đặt cho tổ chức theo Điều 20 khoản 1 điểm d^[5].
• EVN hướng dẫn đấu nối: cả ba nhóm đều trong 5 ngày làm việc, theo Điều 21 khoản 3 và Điều 22 khoản 3^[5].
• Cấm thiết bị đã qua sử dụng: áp dụng cho cả ba nhóm theo Điều 10 khoản 4^[5].
• Khuyến khích lắp pin lưu trữ: áp dụng cho cả ba nhóm theo Điều 11 khoản 2^[5].

Trước khi quyết định công suất lắp đặt, chủ đầu tư cần kiểm tra công tơ hiện tại cho phép lắp tối đa bao nhiêu kWp, vì Nghị định 58 quy định công suất lắp đặt không được vượt quá Pmax^[5]. Đây là bước kỹ thuật bắt buộc trước khi ký hợp đồng lắp đặt.

Với công tơ 1 pha, công thức tính là Pmax bằng Udđ nhân Idđmax nhân kc. Ví dụ minh họa với điện áp định mức 0,4 kV, dòng điện định mức tối đa 63A và hệ số biến dòng bằng 1, kết quả Pmax đạt 25,2 kW^[5].

Với công tơ 3 pha, công thức là Pmax bằng căn bậc hai của 3 nhân Udđ nhân Idđmax nhân kc. Ví dụ với các thông số 1,732 nhân 0,4 kV nhân 100A nhân hệ số 1, kết quả Pmax đạt 69,3 kW^[5].

Trong công thức trên, Udđ là cấp điện áp mua điện, có thể là 0,4 kV, 6 kV, 10 kV hoặc 22 kV tùy hợp đồng; Idđmax là dòng điện lớn nhất ghi trên công tơ; kc là hệ số nhân của máy biến dòng nếu công tơ có sử dụng thiết bị này, theo quy định tại Điều 11 khoản 3^[5].

Nếu hộ gia đình muốn lắp hệ thống có công suất lớn hơn Pmax tính toán được, bắt buộc phải nâng cấp công tơ và điều chỉnh hợp đồng mua điện trước khi tiến hành lắp đặt tấm quang điện và inverter^[5]. Đây là bước không thể bỏ qua vì ảnh hưởng trực tiếp đến việc nghiệm thu và đấu nối sau này.

Theo Điều 14 khoản 2, sản lượng điện dư được bán cho EVN không vượt quá 20% sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà^[5]. Sản lượng điện phát hàng tháng được xác định theo công thức Ai bằng PVout(i) nhân Plđ^[5].

Trong công thức này, Ai là sản lượng điện phát tại đầu ra nguồn điện mặt trời mái nhà trong tháng i, tính bằng kWh. PVout(i) là hệ số đặc trưng, thể hiện lượng điện năng trung bình phát ra trên 1 kWp trong tháng i tại từng tỉnh, thành phố, do EVN công bố trước ngày 15/12 hằng năm, đơn vị kWh/kWp. Plđ là tổng công suất định mức tấm quang điện lắp đặt thực tế, tính bằng kWp^[5].

Quy tắc thanh toán 20% được áp dụng như sau. Nếu sản lượng phát lên lưới Atp lớn hơn hoặc bằng 20% của Ai, mức thanh toán được cắt ngưỡng ở đúng 20% của Ai. Nếu Atp nhỏ hơn 20% của Ai, toàn bộ sản lượng phát lên lưới Atp sẽ được thanh toán^[5]. Vùng miền núi, biên giới, hải đảo chưa có lưới điện quốc gia không bị giới hạn mức 20%, được thanh toán toàn bộ sản lượng phát lên lưới^[5]. Riêng nguồn điện lắp trên tài sản công thuộc cơ quan nhà nước không được bán điện dư, theo Điều 14 khoản 5^[5].

Một ví dụ tính toán tham khảo minh họa cơ chế này: hệ thống 10 kWp lắp tại TP.HCM có Plđ bằng 10 kWp, hệ số PVout tháng 4 khoảng 130 kWh/kWp, từ đó Ai bằng 130 nhân 10, tức 1.300 kWh. Ngưỡng thanh toán tối đa bằng 20% của 1.300, tức 260 kWh mỗi tháng. Doanh thu tham khảo tính theo đơn giá minh họa là 260 nhân 1.200 đồng, cho ra khoảng 312.000 đồng mỗi tháng^[5].

Cơ chế giá mua theo Điều 14 khoản 4 quy định giá mua bán sản lượng điện dư được xác định bằng giá điện năng thị trường điện bình quân trong năm trước liền kề, do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện công bố trong tháng 01 hằng năm, căn cứ Điều 33 khoản 1 điểm c^[5]. Mức giá này không được cao hơn mức giá tối đa của khung giá điện mặt trời mặt đất^[5]. Về nghĩa vụ thuế, hộ gia đình có bán điện dư phải khai báo thuế giá trị gia tăng và thuế thu nhập cá nhân vào cuối năm^[5].

Hợp đồng mua bán điện theo Điều 24 có thời hạn 5 năm kể từ ngày nguồn điện được nghiệm thu và bên bán cung cấp đủ hồ sơ. EVN có nghĩa vụ ký hợp đồng trong 5 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ theo Điều 24 khoản 2. Thanh toán tiền điện được thực hiện hàng tháng, trong vòng 7 ngày làm việc sau khi xác nhận sản lượng^[5].

Cần lưu ý thực tế cập nhật đến tháng 4/2026: mặc dù Nghị định 58/2025 đã ban hành khung pháp lý cho việc bán điện dư 20%, việc triển khai tại các địa phương vẫn đang trong giai đoạn chờ hướng dẫn cụ thể từ EVN và Bộ Công Thương^[5]. Nhiều hộ gia đình đã hoàn tất thủ tục thông báo nhưng chưa thể ký kết hợp đồng mua bán điện dư do thiếu quy trình chi tiết và bảng giá công bố chính thức, nên khuyến nghị ưu tiên thiết kế hệ thống theo nhu cầu tự tiêu thụ kết hợp pin lưu trữ, không nên phụ thuộc vào doanh thu bán điện dư khi tính toán hiệu quả đầu tư^[5].

Quy trình thông báo dành cho hộ gia đình dưới 100 kW gồm 7 bước, áp dụng đầy đủ khi có bán điện dư cho EVN; nếu không bán điện dư, hai bước cuối có thể bỏ qua^[5].

• Bước 1: gửi Thông báo Mẫu 01 đến Sở Công Thương, đơn vị điện lực và cơ quan phòng cháy chữa cháy, căn cứ Điều 15 khoản 2^[5].
• Bước 2: đề nghị đơn vị điện lực hướng dẫn đấu nối kỹ thuật, thời hạn 5 ngày làm việc theo Điều 21 khoản 3^[5].
• Bước 3: thiết kế, mua sắm thiết bị và lắp đặt theo tiến độ thực tế, căn cứ Điều 21 khoản 1 và khoản 2^[5].
• Bước 4: nghiệm thu an toàn điện, an toàn xây dựng và phòng cháy chữa cháy, theo Điều 23 khoản 1^[5].
• Bước 5: EVN phối hợp nghiệm thu hệ thống đo đếm và đo xa, thời hạn 5 ngày làm việc theo Điều 23 khoản 3 điểm a và điểm d^[5].
• Bước 6: gửi hồ sơ đề nghị bán điện dư gồm CO, CQ tấm pin và tài liệu kỹ thuật, theo Điều 24 khoản 1^[5].
• Bước 7: EVN ký hợp đồng mua bán điện theo Mẫu 05 và đóng điện, thời hạn 5 ngày làm việc theo Điều 24 khoản 2^[5].

Một mẹo thực tế đáng lưu ý là các bước 1, 2 và 3 có thể triển khai song song để rút ngắn thời gian: gửi Thông báo Mẫu 01 ngay khi có bản vẽ thiết kế, đồng thời yêu cầu EVN hướng dẫn đấu nối. Với cách làm này, tổng thời gian hoàn thành kể từ khi lắp đặt xong thường chỉ mất 10 đến 20 ngày làm việc nếu hồ sơ đầy đủ^[5].

Thông báo Mẫu 01 là tờ khai thông tin hệ thống điện mặt trời mái nhà do hộ gia đình lập, gửi đến ba cơ quan gồm Sở Công Thương tỉnh, thành phố, đơn vị điện lực địa phương (điện lực quận, huyện), và cơ quan phòng cháy chữa cháy. Nội dung tờ khai gồm họ tên chủ hộ, địa chỉ lắp đặt, công suất lắp đặt tính bằng kWp, loại công tơ, thiết bị chính sử dụng, và dự kiến thời gian lắp đặt^[5].

Quy trình đăng ký dành cho tổ chức, doanh nghiệp gồm 9 bước, áp dụng cho tổ chức, cá nhân có bán điện dư bất kể công suất và bắt buộc cho dự án từ 1.000 kW trở lên^[5].

• Bước 1: gửi Giấy đăng ký Mẫu 03 đến Sở Công Thương, theo Điều 16 khoản 1 điểm c và Điều 17^[5].
• Bước 2: Sở Công Thương kiểm tra hồ sơ và trả lại nếu thiếu, thời hạn 3 ngày làm việc theo Điều 18 khoản 1^[5].
• Bước 3: Sở Công Thương gửi đơn vị điện lực kiểm tra khả năng quá tải lưới, thời hạn 3 ngày làm việc theo Điều 18 khoản 2^[5].
• Bước 4: Sở Công Thương cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển theo Mẫu 04, thời hạn 10 ngày theo Điều 18 khoản 3^[5].
• Bước 5: đầu tư xây dựng, lắp đặt theo pháp luật xây dựng, phòng cháy chữa cháy và bảo vệ môi trường, theo tiến độ thực tế, căn cứ Điều 22^[5].
• Bước 6: nghiệm thu xây dựng, điện lực, phòng cháy chữa cháy và bảo vệ môi trường, theo Điều 23 khoản 2^[5].
• Bước 7: EVN nghiệm thu hệ thống SCADA từ mức 100 kW trở lên cùng hệ thống đo đếm, thời hạn 5 ngày làm việc theo Điều 23 khoản 3 điểm b và điểm d^[5].
• Bước 8: xin Giấy phép hoạt động điện lực nếu cần, theo quy định pháp luật liên quan, căn cứ Điều 23 khoản 2 điểm b^[5].
• Bước 9: gửi hồ sơ bán điện và EVN ký hợp đồng theo Mẫu 05, đóng điện, thời hạn 5 ngày làm việc theo Điều 24 khoản 1 và khoản 2^[5].

Riêng với dự án từ 1.000 kW trở lên, quy trình tương tự nhóm tổ chức, cá nhân dưới 1.000 kW, nhưng việc đăng ký phát triển là bắt buộc theo Điều 16 khoản 1 điểm a. Tổng công suất đăng ký không được vượt quá công suất phân bổ cho địa phương theo quy hoạch phát triển điện lực, căn cứ Điều 16 khoản 2. Ngoài ra, hệ thống SCADA và việc tuân thủ lệnh điều độ là yêu cầu bắt buộc đối với nhóm này^[5].

Giấy đăng ký Mẫu 03 nộp đến Sở Công Thương tỉnh, thành phố nơi đặt dự án, kết quả nhận được là Giấy chứng nhận đăng ký phát triển theo Mẫu 04. Nếu sau khi được cấp giấy chứng nhận mà trong 60 ngày dự án không tiến hành lắp đặt, giấy chứng nhận sẽ bị thu hồi theo Điều 20 khoản 1 điểm d^[5].

Hồ sơ kỹ thuật bắt buộc kèm theo Mẫu 03 gồm các tài liệu sau.

• Bản vẽ thiết kế hệ thống, gồm sơ đồ đấu nối, bố trí tấm pin, inverter, và pin lưu trữ nếu có^[5].
• Quyết định chủ trương đầu tư hoặc đăng ký đầu tư đối với dự án thuộc diện yêu cầu^[5].
• Giấy phép xây dựng, nếu lắp đặt trên công trình mới hoặc mở rộng công trình hiện hữu^[5].
• Hồ sơ nghiệm thu phòng cháy chữa cháy^[5].
• Giấy phép hoặc đăng ký về bảo vệ môi trường^[5].
• Tài liệu kỹ thuật của thiết bị chính, gồm giấy chứng nhận xuất xứ CO và giấy chứng nhận chất lượng CQ của tấm pin và inverter, xác nhận thiết bị mới 100%, không sử dụng hàng đã qua sử dụng theo Điều 10 khoản 4^[5].

Nghị định 58 phân biệt rõ yêu cầu nghiệm thu theo hai nhóm đối tượng tại Điều 23: hộ gia đình theo khoản 1 và tổ chức, cá nhân theo khoản 2^[5].

Đối với nghiệm thu xây dựng, hộ gia đình chỉ cần tuân thủ pháp luật xây dựng, trong khi tổ chức, cá nhân phải tuân thủ đồng thời pháp luật xây dựng, điện lực, phòng cháy chữa cháy và bảo vệ môi trường^[5]. Về an toàn điện và phòng cháy chữa cháy, hộ gia đình chỉ cần bảo đảm an toàn trước khi đưa hệ thống vào sử dụng, còn tổ chức, cá nhân phải có văn bản chấp thuận nghiệm thu từ cơ quan có thẩm quyền^[5].

Về hệ thống đo đếm, cả hai nhóm đều được EVN phối hợp nghiệm thu, tuy nhiên với hộ gia đình chỉ áp dụng khi có bán điện dư^[5]. Về hệ thống SCADA áp dụng từ mức 100 kW trở lên, hộ gia đình không thuộc diện áp dụng, trong khi tổ chức, cá nhân bắt buộc phải kết nối với cấp điều độ phân phối^[5]. Nếu không bán điện dư, cả hai nhóm đều không cần lắp đặt và nghiệm thu hệ thống đo đếm, theo điểm c của khoản liên quan^[5]. Thời hạn EVN phối hợp nghiệm thu áp dụng thống nhất 5 ngày làm việc cho cả hai nhóm, theo điểm d^[5].

Ngưỡng 100 kW là mốc kỹ thuật quan trọng cần ghi nhớ: từ 100 kW trở lên, tổ chức, cá nhân phải trang bị thiết bị kết nối với hệ thống thu thập, giám sát và điều khiển của cấp điều độ phân phối, căn cứ Điều 10 khoản 5 điểm b^[5]. Khi xảy ra tình huống đe dọa an ninh cung cấp điện, cấp điều độ có quyền quyết định huy động hoặc yêu cầu ngừng, giảm công suất phát lên lưới, theo Điều 10 khoản 5 điểm d^[5].

Nghị định 58/2025/NĐ-CP quy định ba trường hợp chuyển tiếp cụ thể tại Điều 39, giúp xác định hệ thống lắp đặt trước đây sẽ áp dụng quy định nào^[5].

• Nguồn điện đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN trước ngày 01/01/2021: không được tăng công suất đã ký trong hợp đồng, theo Điều 39 khoản 1^[5]. Nếu muốn nâng cấp, chủ đầu tư phải làm thủ tục mới, tức thông báo hoặc đăng ký, cho riêng phần công suất bổ sung^[5].
• Nguồn điện trong giai đoạn từ 01/01/2021 đến 03/3/2025 chưa làm thủ tục theo Nghị định 135/2024: thực hiện theo Nghị định 58/2025, theo Điều 39 khoản 2^[5].
• Hồ sơ đã được tiếp nhận trước ngày 03/3/2025: tiếp tục được xử lý theo Nghị định 135/2024/NĐ-CP, theo Điều 39 khoản 3^[5].

So với Nghị định 135/2024, vốn chỉ có hiệu lực từ 22/10/2024 đến 02/3/2025 và căn cứ luật điện lực cũ, Nghị định 58/2025 có hiệu lực từ 03/3/2025, căn cứ Luật Điện lực ban hành ngày 30/11/2024^[5]. Về phạm vi điều chỉnh, Nghị định 135/2024 chỉ áp dụng cho điện mặt trời mái nhà, trong khi Nghị định 58/2025 mở rộng sang năng lượng tái tạo, năng lượng mới và điện gió ngoài khơi^[5].

Về công thức tính sản lượng, hai nghị định có cách tính tương tự nhau, nhưng Nghị định 58/2025 quy định rõ công thức Ai bằng PVout(i) nhân Plđ tại Điều 14 khoản 2^[5]. Giới hạn bán điện dư giữ nguyên ở mức 20% và thời hạn hợp đồng mua bán vẫn giữ nguyên 5 năm giữa hai nghị định^[5]. Điểm khác biệt đáng chú ý nhất là điều khoản chuyển tiếp: Nghị định 135/2024 không quy định rõ ràng, trong khi Nghị định 58/2025 quy định chi tiết tại Điều 39 với ba mốc thời gian cụ thể là trước năm 2021, giai đoạn 2021 đến 2025, và các hồ sơ đã nộp theo Nghị định 135^[5].

Nghị định 58/2025/NĐ-CP có hiệu lực kể từ ngày ký ban hành, tức ngày 03/3/2025, và thay thế hoàn toàn Nghị định 135/2024/NĐ-CP^[5]. Hồ sơ đã tiếp nhận trước ngày này tiếp tục được xử lý theo Nghị định 135, đúng như quy định chuyển tiếp tại Điều 39 khoản 3^[5].

Nghị định 243/2026/NĐ-CP là văn bản sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp và Nghị định 58/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới. Nghị định được Chính phủ ký ban hành ngày 26/6/2026 và có hiệu lực thi hành ngay trong ngày ký^[10], theo đề nghị của Bộ Công Thương.^[10]

Cơ chế bán điện dư của điện mặt trời mái nhà nằm tại phần sửa đổi Điều 14 và Điều 15 của Nghị định 58/2025/NĐ-CP. Đây là nhóm quy định gắn trực tiếp với hộ gia đình và các nguồn tự sản xuất, tự tiêu thụ.^[10]

Phần sửa Nghị định 57/2025/NĐ-CP điều chỉnh cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn qua lưới điện kết nối riêng, bao gồm cả nguồn điện mặt trời mái nhà.^[10]

Nghị định căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15, Luật Tổ chức Chính phủ số 63/2025/QH15 và Nghị quyết số 253/2025/QH15 của Quốc hội về tháo gỡ khó khăn phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030.^[10]

Cả phần sửa Nghị định 57 và Nghị định 58 đều có chung một chủ đề cốt lõi là giới hạn phần điện mặt trời mái nhà bán cho ngành điện ở mức không quá 50% sản lượng, chỉ khác nhau về bối cảnh áp dụng: Nghị định 58 dành cho hộ gia đình và nguồn tự sản tự tiêu, còn Nghị định 57 gắn với mô hình bán điện trực tiếp cho khách hàng lớn.^[10]

Sản lượng điện dư là phần điện của nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ phát vào lưới điện khi không tiêu thụ hết. Sản lượng này bao gồm cả điện dư từ hệ thống lưu trữ được tích từ nguồn điện mặt trời mái nhà (nếu có), và được xác định tại đầu ra của bộ chuyển đổi nghịch lưu (inverter).^[10]

Sản lượng điện dư gồm cả điện từ tấm quang điện và điện từ hệ thống lưu trữ, miễn là điện tích vào pin lưu trữ được lấy từ nguồn điện mặt trời mái nhà; hệ thống có pin lưu trữ vẫn được tính phần dư phát lên lưới.^[10]

Điểm đo sản lượng điện dư là đầu ra của bộ chuyển đổi nghịch lưu, tức sau khi dòng điện một chiều từ tấm pin đã chuyển thành dòng điện xoay chiều hòa vào lưới; cách xác định này áp dụng thống nhất cho mọi nguồn.^[10]

Điện mặt trời mái nhà là điện sản xuất từ các tấm quang điện lắp trên mái công trình xây dựng là nhà hoặc có kết cấu dạng nhà, kết nối với thiết bị điện và phục vụ hoạt động phát điện.^[10]

Điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu trước hết phục vụ nhu cầu tại chỗ; chỉ phần điện không dùng hết và phát lên lưới mới là sản lượng điện dư được đưa vào cơ chế mua bán với ngành điện theo Nghị định 243.^[10]

Sản lượng điện dư được mua bán theo thỏa thuận hai bên nhưng không vượt quá 50% sản lượng điện phát ra tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ. Mức 50% này áp dụng làm trần mặc định cho khu vực có lưới điện quốc gia.^[10]

• Mặc định, khu vực có lưới điện quốc gia: sản lượng điện dư được mua bán không vượt quá 50% sản lượng phát ra.^[10]
• Từ khi Nghị định có hiệu lực đến hết ngày 31/12/2030, nếu lưới điện khu vực đấu nối bảo đảm khả năng tiếp nhận: hai bên được thỏa thuận tỷ lệ cao hơn 50%.^[10]

Tỷ lệ cao hơn 50% chỉ áp dụng trong giai đoạn đến hết năm 2030, khi lưới điện tại khu vực đấu nối bảo đảm tiếp nhận và việc mua bán đáp ứng điều kiện vận hành an toàn lưới điện cùng phương thức vận hành hệ thống điện theo quy định.^[10]

Đối với khu vực miền núi, biên giới, hải đảo chưa được cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, Nghị định 243 không giới hạn sản lượng điện dư được mua bán. Toàn bộ điện năng phát lên lưới điện của bên mua điện dư, đo đếm tại công tơ, đều được thanh toán.^[10]

Vì khu vực chưa có lưới quốc gia nên không có ràng buộc về khả năng tiếp nhận; toàn bộ điện năng phát lên lưới nội bộ của khu vực, đo tại công tơ, đều được tính để thanh toán cho bên bán.^[10]

Kể từ khi khu vực được cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, việc mua bán sản lượng điện dư thực hiện theo quy định áp dụng cho khu vực có lưới, tức quay về trần 50% hoặc thỏa thuận cao hơn 50% tùy thời điểm áp dụng.^[10]

Sản lượng điện phát ra tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ hằng tháng được tính bằng công thức A = PVout × P, trong đó A là sản lượng tháng tính bằng kWh, PVout là hệ số sản lượng đặc trưng theo tỉnh tính bằng kWh/kWp, và P là tổng công suất định mức của các tấm quang điện lắp đặt thực tế tính bằng kWp.^[10]

PVout là hệ số đặc trưng thể hiện lượng điện trung bình phát ra trên 1 kWp công suất trong tháng, tại từng tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; hệ số PVout của 12 tháng do Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai sau khi có ý kiến của Bộ Công Thương.^[10]

P là tổng công suất định mức cộng dồn của các tấm quang điện lắp đặt thực tế, tính bằng kWp; nhân hệ số PVout của tỉnh với công suất lắp đặt cho ra sản lượng phát ra theo cường độ bức xạ của tháng, là cơ sở để xác định mức trần 50%.^[10]

Giá mua bán sản lượng điện dư là giá điện năng thị trường điện bình quân trong năm trước liền kề do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện công bố, tính bằng đồng Việt Nam trên kWh; Nghị định không ấn định một con số cố định mà gắn giá mua điện dư với giá thị trường điện của năm liền trước.^[10]

Nếu giá thị trường điện bình quân năm trước cao hơn mức tối đa của khung giá phát điện điện mặt trời mặt đất không có pin lưu trữ theo miền, giá mua điện dư lấy bằng mức giá tối đa của khung giá đó, chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng.^[10]

Tiền bán điện dư được thanh toán hằng tháng theo nguyên tắc so sánh giữa sản lượng điện dư thực tế phát lên lưới và sản lượng điện dư theo thỏa thuận trong hợp đồng. Sản lượng điện dư theo thỏa thuận bằng A(tt) = k × A, với k là tỷ lệ phần trăm hai bên thỏa thuận (50% hoặc cao hơn 50% đến hết năm 2030), A là sản lượng phát ra theo cường độ bức xạ.^[10]

• Khi sản lượng điện dư thực tế lớn hơn mức thỏa thuận: thanh toán bằng đúng sản lượng điện dư theo thỏa thuận (kWh).^[10]
• Khi sản lượng điện dư thực tế nhỏ hơn mức thỏa thuận: thanh toán toàn bộ điện năng phát lên lưới đo đếm tại công tơ (kWh).^[10]

Tỷ lệ k được xác định theo điểm a hoặc điểm b khoản 2 của Điều 14 sửa đổi Nghị định 58.^[10]

Nghị định 243 quy định 5 nhóm nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ được bán sản lượng điện dư^[10], cụ thể:

• Hộ gia đình dùng nhà ở riêng lẻ.^[10]
• Nguồn đấu nối lưới điện quốc gia tại cấp điện áp hạ áp.^[10]
• Nguồn lắp tại miền núi, biên giới, hải đảo có lưới nhưng chưa đấu nối.^[10]
• Nguồn lắp tại công trình là tài sản công.^[10]
• Nguồn khác có đấu nối, thuộc quy mô công suất trong quy hoạch phát triển điện lực.^[10]

Với nguồn tại công trình là tài sản công, việc mua bán điện dư phải tuân thủ quy định của Nghị định, pháp luật về quản lý, sử dụng tài sản công và phù hợp chức năng, nhiệm vụ của bên bán; nhóm nguồn khác có đấu nối phải thuộc quy mô công suất phát triển trong quy hoạch phát triển điện lực, kế hoạch thực hiện quy hoạch hoặc phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh.^[10]

Hợp đồng mua bán sản lượng điện dư do các bên thỏa thuận ký kết, là cơ sở để Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực thanh toán cho chủ nguồn điện mặt trời mái nhà, vận hành dựa trên các điều khoản về tỷ lệ điện dư, giá mua và cách thanh toán mà Nghị định 243 quy định.^[10]

Ba điều khoản cốt lõi của hợp đồng gồm tỷ lệ sản lượng điện dư (không quá 50%, hoặc cao hơn 50% đến hết năm 2030 khi lưới đủ khả năng tiếp nhận)^[10], giá mua bán điện dư (theo giá điện năng thị trường điện bình quân năm trước liền kề, có trần là khung giá phát điện điện mặt trời mặt đất)^[10], và cách thanh toán hằng tháng theo sản lượng đo đếm tại công tơ so với sản lượng thỏa thuận, bảo đảm tuân thủ quy định của Nghị định và pháp luật liên quan.^[10]

Tổ chức, cá nhân bán sản lượng điện dư phải thực hiện thủ tục cấp giấy phép hoạt động điện lực, trừ trường hợp được miễn giấy phép hoạt động điện lực theo quy định; đây là điều kiện pháp lý gắn với việc đưa điện dư vào mua bán với ngành điện.^[10]

Bên cạnh giấy phép, chủ nguồn điện còn có nghĩa vụ thông báo phát triển nguồn điện theo mẫu biểu và mốc công suất tương ứng, được quy định tại Điều 15 sửa đổi của Nghị định 58.^[10]

• Từ 100 kW trở lên, không đấu nối lưới quốc gia: thông báo tới Ủy ban nhân dân cấp xã.^[10]
• Đấu nối tại cấp điện áp hạ áp: gửi Mẫu số 01 đến Ủy ban nhân dân cấp xã.^[10]
• Công suất nhỏ hơn 01 kW theo công suất inverter: không bắt buộc thực hiện thông báo.^[10]
• Đấu nối trung áp trở lên, không đăng ký bán điện dư: gửi Mẫu số 02 đến Ủy ban nhân dân cấp tỉnh.^[10]

Việc gửi thông báo được thực hiện trực tuyến tại Cổng Dịch vụ công quốc gia hoặc Ứng dụng định danh quốc gia, trước ngày bắt đầu lắp đặt nguồn điện ít nhất 10 ngày làm việc. Nguồn từ 100 kW trở lên không đấu nối lưới gửi thông tin về tên, quy mô công suất, địa điểm và thời điểm thực hiện tới Ủy ban nhân dân cấp xã.^[10]

Hệ thống điện mặt trời mái nhà đã được cấp Giấy chứng nhận đăng ký hoặc đã gửi Thông báo phát triển nguồn theo Nghị định 135/2024/NĐ-CP hoặc Nghị định 58/2025/NĐ-CP trước thời điểm Nghị định 243 có hiệu lực được tiếp tục thực hiện theo nội dung đã cấp hoặc Thông báo đã gửi. Chủ nguồn điện không buộc phải làm lại từ đầu khi đã hoàn tất thủ tục theo quy định cũ.^[10][5]

Hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm Nghị định có hiệu lực và phù hợp quy định được tiếp tục thực hiện đến hết thời hạn, hoặc các bên đàm phán, thống nhất sửa đổi theo quy định tại Nghị định 243.^[10]

Tổ chức, cá nhân đã được cấp Giấy chứng nhận hoặc đã gửi Thông báo theo Nghị định 135/2024 hoặc Nghị định 58/2025 tiếp tục thực hiện theo nội dung đó; nếu điều chỉnh, bổ sung hoặc gửi lại thì thực hiện theo Nghị định 243.^[10]

Trong thời hạn 15 ngày kể từ thời điểm Nghị định có hiệu lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch theo quy định tại Nghị định.^[10]

Nghị định 243 sửa đổi song song hai cơ chế: bán điện dư của điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo Nghị định 58, và mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng theo Nghị định 57; cả hai đều giới hạn phần điện mặt trời mái nhà bán cho ngành điện ở mức không quá 50%, nhưng khác nhau về bối cảnh áp dụng.^[11][12]

• Đối tượng theo Nghị định 58: hộ gia đình, nguồn tự sản tự tiêu.^[11] Đối tượng theo Nghị định 57: đơn vị phát điện bán cho khách hàng lớn.^[12]
• Trần điện dư bán cho EVN theo Nghị định 58: không quá 50% sản lượng phát ra.^[11] Theo Nghị định 57: không quá 50% sản lượng thực phát.^[12]
• Bối cảnh theo Nghị định 58: phát phần dư lên lưới.^[11] Theo Nghị định 57: lưới điện kết nối riêng.^[12]

Theo phần sửa Nghị định 57, đơn vị đầu tư nguồn điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho khách hàng lớn qua lưới kết nối riêng, khi bán phần dư cho Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực thì không quá 50% sản lượng điện thực phát; giá mua tương tự cơ chế Nghị định 58. Cơ chế Nghị định 58 hướng tới hộ gia đình và nguồn tự sản tự tiêu.^[12]

Giá điện tại Việt Nam hiện được điều hành bởi Quyết định 14/2025/QĐ-TTg do Thủ tướng Chính phủ ký ngày 29/5/2025, rút biểu giá sinh hoạt từ 6 bậc xuống còn 5 bậc và quy định cơ cấu tỷ lệ % của từng nhóm khách hàng so với giá bán lẻ điện bình quân^[2]. Cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân cho phép tăng hoặc giảm tối đa 2% mỗi lần khi thông số đầu vào biến động, do Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định trong biên độ này^[2]. Mức giá bán lẻ điện bình quân đang áp dụng là 2.204,0655 đồng/kWh (chưa gồm thuế GTGT), theo Quyết định 1279/QĐ-BCT của Bộ Công Thương ban hành ngày 9/5/2025 và có hiệu lực từ 10/5/2025^[3].

Biểu giá sinh hoạt 5 bậc áp dụng thống nhất toàn quốc cho hộ gia đình, không phân biệt điện 1 pha hay 3 pha dùng cho mục đích sinh hoạt^[2]. Mỗi bậc tương ứng một mức tỷ lệ % so với giá bán lẻ điện bình quân, nhân với 2.204,0655 đồng/kWh để ra đơn giá cụ thể^[3].

Bậc 3 (201-400 kWh) là bậc phổ thông nhất, chiếm khoảng 45% số hộ gia đình Việt Nam, trong khi bậc 4 và bậc 5 áp dụng cho hộ dùng nhiều máy lạnh, bình nước nóng và bếp điện^[2]. Ngoài biểu 5 bậc, hộ sinh hoạt dùng công tơ thẻ trả trước chịu mức giá đồng nhất 2.909 đồng/kWh chưa VAT, thường áp dụng cho hộ thuê trọ ngắn hạn hoặc công nhân nhà máy^[3].

Các nhóm khách hàng ngoài sinh hoạt được chia theo cấp điện áp và một số nhóm còn theo khung giờ. Nhóm kinh doanh dịch vụ (nhà hàng, quán cà phê, showroom, gym, spa, nhà trọ chưa đăng ký định mức) chịu giá cao nhất, dao động 3.152 đồng/kWh giờ bình thường đến 5.422 đồng/kWh giờ cao điểm ở cấp hạ áp dưới 6 kV^[3]. Cơ sở lưu trú du lịch có xác nhận của Sở Du lịch (khách sạn, resort, homestay) và trạm sạc xe điện công cộng được hưởng mức giá ưu đãi ngang bằng giá sản xuất, thấp hơn 30-50% so với nhóm kinh doanh thông thường^[3]. Nhóm sản xuất công nghiệp áp theo 4 cấp điện áp (cao áp từ 110 kV, trung áp 22 kV, trung áp 6-22 kV, hạ áp dưới 6 kV) kết hợp 3 khung giờ, với mức thấp nhất 1.811 đồng/kWh giờ bình thường ở cấp cao áp và cao nhất 3.640 đồng/kWh giờ cao điểm ở cấp hạ áp^[3]. Nhóm hành chính sự nghiệp tách thành 2 nhóm con là y tế-giáo dục (khoảng 1.940-2.072 đồng/kWh) và cơ quan hành chính khác (khoảng 2.138-2.226 đồng/kWh), không áp dụng khung giờ cao điểm/thấp điểm^[3]. Hộ nghèo và hộ chính sách xã hội được Nhà nước hỗ trợ khoản tiền tương đương 30 kWh tính theo giá bậc 1, tức 59.520 đồng/tháng chưa VAT, trừ thẳng vào hoá đơn hàng tháng^[2].

Khung giờ cao điểm, thấp điểm và bình thường mới đã thay đổi theo Quyết định 963/QĐ-BCT, có hiệu lực từ 22/4/2026, áp dụng bắt buộc cho khách hàng sản xuất và kinh doanh dịch vụ, không áp dụng cho sinh hoạt và hành chính sự nghiệp^[11]. Giờ cao điểm được gom về một khoảng duy nhất buổi tối 17h30-22h30 các ngày thứ 2 đến thứ 7 (chủ nhật không áp dụng cao điểm), thay cho cấu trúc cũ chia 2 khoảng 9h30-11h30 và 17h00-20h00^[11]. Giờ thấp điểm là 00h00-06h00 mọi ngày trong tuần, còn lại là giờ bình thường^[11]. Thay đổi này khiến hệ thống pin lưu trữ chỉ còn 1 chu kỳ sạc-xả mỗi ngày thay vì 2 chu kỳ như khung giờ cũ, sạc trong giờ bình thường ban ngày và xả trong giờ cao điểm buổi tối^[11].

Phạm vi, hiệu lực và mức phạt tối đa. Nghị định 133/2026/NĐ-CP ban hành ngày 06/4/2026, có hiệu lực từ 25/5/2026, quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, căn cứ Luật Điện lực năm 2024 được sửa đổi, bổ sung năm 2025. Mức phạt tiền tối đa với mỗi hành vi vi phạm là 100 triệu đồng đối với cá nhân và 200 triệu đồng đối với tổ chức, kèm hình thức xử phạt bổ sung và các biện pháp khắc phục hậu quả quy định tại Chương II.^[4]

Vi phạm về phát triển nguồn điện tự sản xuất, tự tiêu thụ (Điều 7). Đây là điều khoản nhắc đích danh điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu. Với nguồn đấu nối tại cấp điện áp hạ áp:

• Không gửi Thông báo phát triển nguồn điện hoặc thực hiện không đúng, không đầy đủ nội dung Thông báo: phạt cảnh cáo.^[4]
• Tái phạm sau thời hạn 10 ngày kể từ ngày bị phạt trước đó: phạt 500.000 đến 1.000.000 đồng với nguồn công suất đến 20 kW, và 2.000.000 đến 3.000.000 đồng với nguồn trên 20 kW.^[4]

Với nguồn đấu nối tại cấp điện áp từ trung áp trở lên, các hành vi như không gửi Thông báo, lắp đặt khi chưa được cấp Giấy chứng nhận đăng ký phát triển, không điều chỉnh Giấy chứng nhận điện mặt trời mái nhà, cản trở hoạt động phát triển nguồn, hoặc mua bán sản lượng điện dư không đúng đối tượng, không đúng tỷ lệ bị phạt 10.000.000 đến 20.000.000 đồng. Không tháo dỡ nhà máy điện mặt trời, điện gió trong thời hạn quy định bị phạt 80.000.000 đến 100.000.000 đồng.^[4]

Giấy phép hoạt động điện lực (Điều 6) và an toàn sử dụng điện (Điều 19). Vi phạm về Giấy phép hoạt động điện lực bị xử phạt theo thang tăng dần, từ cảnh cáo hoặc 5 đến 10 triệu đồng với hành vi nhẹ, lên tới 170 đến 200 triệu đồng với hành vi hoạt động điện lực khi không có giấy phép, chủ yếu áp cho tổ chức và đơn vị điện lực. Vi phạm về an toàn trong sử dụng điện sinh hoạt, dịch vụ như lắp đặt vật tư, thiết bị không đảm bảo quy chuẩn kỹ thuật bị phạt 5 đến 10 triệu đồng đối với hộ dân và 30 đến 40 triệu đồng đối với tổ chức.^[4]

Điều hộ lắp điện mặt trời tại Cà Mau cần lưu ý. Do nguồn công suất dưới 100 kW của hộ gia đình được miễn giấy phép hoạt động điện lực, nghĩa vụ chính là gửi Thông báo theo Mẫu số 01, đấu nối đúng thỏa thuận với đơn vị điện lực và bảo đảm an toàn điện, phòng cháy chữa cháy. Tuân thủ đầy đủ giúp tránh rủi ro bị xử phạt và bảo vệ quyền lợi khi bán sản lượng điện dư hoặc mở rộng công suất về sau.^[4][5]