Hệ Số PVout 2026 Và Cách Tính Sản Lượng Điện Mặt Trời

Tên gọi và cách viết khác của PVout

PVout xuất hiện dưới nhiều tên gọi tùy loại tài liệu, nhưng các tên này cùng chỉ lượng điện trên mỗi kWp lắp đặt.

• PVOUT: Global Solar Atlas dùng ký hiệu PVOUT cho lớp dữ liệu photovoltaic power potential, nghĩa là tiềm năng phát điện quang điện, đơn vị kWh/kWp.[1]
• Specific PVOUT: Solargis gọi PVOUT đã chia cho công suất lắp đặt của nhà máy là specific PVOUT, đơn vị kWh/kWp.[7]
• Sản lượng cuối: tài liệu giám sát hệ quang điện ký hiệu đại lượng này là Yf, tiếng Anh final yield. Yf bằng điện năng phát ra chia công suất danh định của dàn pin.[8][26]
• Hệ số PVout: văn bản pháp luật Việt Nam dùng tên hệ số PVout cho giá trị lập theo tháng và theo tỉnh.[5]

Các tên trên cùng đơn vị kWh/kWp, nhưng PVOUT trên bản đồ là giá trị mô phỏng dài hạn, còn Yf là giá trị tính từ số đo của một hệ đang chạy.[1][8]

PVout trong văn bản pháp luật Việt Nam

Pháp luật Việt Nam dùng PVout để tính sản lượng điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ theo cường độ bức xạ.

• Định nghĩa: PVout(i) là hệ số đặc trưng cho lượng điện năng trung bình phát ra trên 01 kWp trong tháng thứ i.[5] Hệ số lập riêng cho từng tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, đơn vị kWh/kWp.[5]
• Hệ số lý thuyết: văn bản gọi giá trị này là hệ số PVout lý thuyết của 12 tháng trong năm.[5]
• Đơn vị công bố: Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai hệ số sau khi có ý kiến của Bộ Công Thương.[5] Bản gốc Nghị định 58/2025/NĐ-CP ngày 03/3/2025 yêu cầu thêm ý kiến của Bộ Nông nghiệp và Môi trường.[6]
• Văn bản sửa đổi: Nghị định 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 sửa đổi Nghị định 58/2025/NĐ-CP và có hiệu lực từ ngày 26/6/2026.[4]

PVout theo ngày, theo tháng và theo năm

PVout luôn đi kèm một khoảng thời gian, vì cùng 1 kWp phát ra lượng điện khác nhau trong một ngày, một tháng và một năm.

• Theo ngày: PVOUT trên bản đồ là trung bình dài hạn của tổng điện năng mỗi ngày, đơn vị kWh/kWp.[1]
• Theo tháng: bảng hệ số của EVN cho mỗi tỉnh 12 giá trị, mỗi giá trị là số kWh/kWp của một tháng.[30]
• Theo năm: sản lượng năm bằng tổng kWh phát trong một năm chia công suất danh định một chiều tại điều kiện thử nghiệm chuẩn, đơn vị kWh/kWp.[3]
• Quy đổi: cộng 12 tháng của TP.HCM trong bảng năm 2026 được 1.426 kWh/kWp, chia 365 ngày được khoảng 3,91 kWh/kWp mỗi ngày.[30]

Vì sao PVout không phụ thuộc cỡ hệ

PVout chia điện năng cho công suất lắp đặt, nên con số này mô tả địa điểm và điều kiện vận hành, không mô tả độ lớn của hệ.

• Chuẩn hóa theo công suất: sản lượng cuối Yf chuẩn hóa điện năng phát ra theo kích cỡ hệ, đơn vị kWh/kW.[8]
• Quy về 1 kWp: số liệu PVOUT của Global Solar Atlas được quy về 1 kWp để thể hiện điện năng trên mỗi kilowatt đỉnh lắp đặt.[1]
• Nhân ngược ra sản lượng: pháp luật Việt Nam tính sản lượng tháng bằng PVout của tháng nhân tổng công suất định mức của tấm quang điện lắp thực tế.[5]

Giá trị PVout của từng tỉnh và từng tháng được EVN công bố thành bảng hệ số cho mỗi năm.

Bảng PVout 12 tháng theo EVN 364

Bảng chia làm hai phần cho dễ đọc trên điện thoại. Đơn vị và nguồn số liệu ghi ngay dưới mỗi bảng.[30] PVout tháng 1 đến tháng 6 năm 2026[30] Đơn vị T1 đến T6: kWh/kWp/tháng. Nguồn số liệu: văn bản 637/VKTTVBĐKH-KHTC ngày 14/11/2025 của Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn và Biến đổi Khí hậu, EVN công bố tại văn bản 364/EVN-KDMBĐ ngày 20/01/2026.[30] PVout tháng 7 đến tháng 12 và cả năm 2026[30] Đơn vị T7 đến T12: kWh/kWp/tháng. Tổng năm: kWh/kWp/năm, bằng tổng 12 tháng. Nguồn số liệu: văn bản 637/VKTTVBĐKH-KHTC ngày 14/11/2025 của Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn và Biến đổi Khí hậu, EVN công bố tại văn bản 364/EVN-KDMBĐ ngày 20/01/2026.[30]

Tỉnh cao nhất và thấp nhất năm 2026

Bảng 2026 cho thấy mức chênh lớn giữa các tỉnh và giữa các tháng trong cùng một tỉnh.

• Ba tỉnh cao nhất: Lâm Đồng 1.583 kWh/kWp, Khánh Hòa 1.575 kWh/kWp và Đồng Nai 1.570 kWh/kWp tính cả năm.[30]
• Ba tỉnh thấp nhất: Hưng Yên 901 kWh/kWp, Hải Phòng 902 kWh/kWp và Hà Nội 912 kWh/kWp tính cả năm.[30]
• Mức chênh giữa hai đầu: 1.583 chia 901 được khoảng 1,76, nghĩa là tỉnh cao nhất gấp khoảng 1,76 lần tỉnh thấp nhất.[30]
• Tháng cao và thấp nhất cả bảng: tháng 3 ở Lâm Đồng đạt 161 kWh/kWp, tháng 2 ở Hưng Yên chỉ có 31 kWh/kWp.[30]
• Chênh theo mùa ở miền Bắc: Hà Nội có tháng 2 ở mức 33 kWh/kWp và tháng 7 ở mức 110 kWh/kWp.[30]

Tính sản lượng bằng A = PVout × Plđ

Pháp luật dùng hệ số PVout để tính sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ hằng tháng.[5]

A_i = PVout_(i) × P_lđ

• Ai: sản lượng điện phát tại đầu ra của nguồn điện mặt trời mái nhà theo cường độ bức xạ trong tháng thứ i, đơn vị kWh.[5]
• PVout(i): hệ số của tháng thứ i tại tỉnh lắp đặt, đơn vị kWh/kWp.[5]
• Plđ: tổng công suất định mức của các tấm quang điện lắp đặt thực tế, đơn vị kWp.[5]

Ví dụ một hệ mái nhà tại TP.HCM cho thấy đủ các bước từ dữ liệu đến kết quả.

• Dữ liệu: hệ có tổng công suất tấm quang điện 5 kWp, PVout tháng 3 năm 2026 của TP.HCM là 132 kWh/kWp.[30]
• Thay số: A3 bằng 132 kWh/kWp nhân 5 kWp, được 660 kWh.
• Ý nghĩa: 660 kWh là sản lượng phát theo cường độ bức xạ tính từ hệ số, dùng làm căn cứ khi mua bán điện dư.[5]
• Giới hạn điện dư: điện dư được mua bán không vượt quá 50% sản lượng này, tức tối đa 330 kWh trong tháng 3.[5] Từ ngày Nghị định 243/2026/NĐ-CP có hiệu lực đến hết 31/12/2030, hai bên được thỏa thuận tỷ lệ cao hơn 50%. Điều kiện là lưới điện khu vực đấu nối bảo đảm khả năng tiếp nhận.[5]
• Điều kiện làm kết quả đổi: tháng 9 của TP.HCM có PVout 106 kWh/kWp, nên cùng hệ 5 kWp chỉ tính được 530 kWh.[30]

Cách quy đổi kWp sang kWh cho từng nhu cầu dùng điện nằm trong bài kWp là gì.

Hệ số được công bố lại mỗi năm

Hệ số PVout không cố định, vì EVN phải công bố bảng mới cho từng năm.

• Hạn công bố: Nghị định 58/2025/NĐ-CP giao EVN công bố hệ số PVout trước ngày 15/12 hằng năm để tính sản lượng cho năm tiếp theo.[6]
• Bảng năm 2025: EVN công bố tại văn bản 5542/EVN-KDMBĐ ngày 27/8/2025. Số liệu lấy từ văn bản 347/KTTVBĐKH ngày 17/7/2025 của Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn và Biến đổi Khí hậu.[31]
• Bảng năm 2026: EVN công bố tại văn bản 364/EVN-KDMBĐ ngày 20/01/2026.[30]
• Hai năm khác nhau: cộng 12 tháng của mỗi bảng, PVout cả năm của Lào Cai tăng từ 1.118 kWh/kWp lên 1.223 kWh/kWp. Cùng phép cộng, Ninh Bình giảm từ 1.063 kWh/kWp xuống 964 kWh/kWp.[30][31]

Bảng 2026 chỉ ghi tên 34 tỉnh, thành mới, nên địa chỉ ghi theo tên tỉnh cũ phải đổi sang tỉnh mới trước khi tra.

Bảng tra 63 tỉnh cũ sang 34 tỉnh mới

Mỗi dòng là một tỉnh mới kèm các tỉnh cũ đã nhập vào, hệ số cả năm 2026 và hệ số cả năm 2025 để đối chiếu.[30][31][32] Bảng tra nhanh theo tên 63 tỉnh, thành cũ nằm ở đầu bài. Đơn vị Tổng năm: kWh/kWp/năm. TB ngày: kWh/kWp/ngày, bằng Tổng năm chia 365. Số liệu 2026 theo văn bản 637/VKTTVBĐKH-KHTC ngày 14/11/2025 và EVN 364/EVN-KDMBĐ, số liệu 2025 theo EVN 5542/EVN-KDMBĐ.[30][31] Tỉnh cũ xếp theo Nghị quyết 202/2025/QH15.[32]

Vì sao không có bảng PVout 63 tỉnh

Thứ tự ban hành văn bản giải thích vì sao bảng PVout chính thức chưa bao giờ lập theo 63 tỉnh.

• Nghị định trước, tỉnh mới sau: Nghị định 58/2025/NĐ-CP ban hành ngày 03/3/2025, còn chính quyền tỉnh mới hoạt động từ ngày 01/7/2025.[6][32]
• Số liệu gốc: văn bản số liệu của Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn và Biến đổi Khí hậu đề ngày 17/7/2025, sau khi tỉnh mới đã hoạt động.[31][32]
• Bảng đầu tiên: EVN công bố bảng PVout đầu tiên ngày 27/8/2025, lập sẵn cho 34 tỉnh, thành.[31]
• Hai bảng đều 34 tỉnh: bảng năm 2025 và bảng năm 2026 đều liệt kê 34 tỉnh, thành và không có dòng riêng cho tỉnh cũ.[30][31]

Một tỉnh mới dùng chung một hệ số

Các vùng của tỉnh cũ sau khi nhập dùng chung hệ số của tỉnh mới trong mọi phép tính pháp lý.

• Theo công thức: công thức Ai = PVout(i) × Plđ chỉ có hệ số của tỉnh và công suất tấm quang điện, không có biến cho vị trí trong tỉnh.[5]
• Ví dụ Lâm Đồng: tỉnh Lâm Đồng mới gồm Đắk Nông, Bình Thuận và Lâm Đồng cũ, nên cả ba vùng dùng chung PVout 1.583 kWh/kWp cả năm 2026.[30][32]
• Ví dụ TP.HCM: TP.HCM mới gồm Bà Rịa - Vũng Tàu, Bình Dương và TP.HCM cũ, nên cả ba vùng dùng chung 1.426 kWh/kWp cả năm 2026.[30][32]

Hệ số mỗi tỉnh một khác, và đầu vào của PVout là năng lượng mặt trời tới mái, nên bước tiếp theo là xem năng lượng đó được đo bằng đại lượng nào.

Cường độ bức xạ khác lượng bức xạ

Hai đại lượng cùng mô tả năng lượng mặt trời, nhưng một đại lượng đo tốc độ tới, đại lượng kia đo tổng tích lũy.

• Cường độ bức xạ: công suất bức xạ tới trên mỗi đơn vị diện tích bề mặt, đơn vị W/m², tiếng Anh irradiance.[11]
• Lượng bức xạ: năng lượng tích lũy trên mỗi đơn vị diện tích trong một khoảng thời gian, đơn vị J/m², tiếng Anh irradiation.[11] Tài liệu ngành điện mặt trời còn gọi đại lượng này là insolation.[14]
• Gắn với thời gian: cường độ là giá trị tại một thời điểm, còn lượng bức xạ luôn gắn với một khoảng như một giờ hoặc một ngày.[9][11]
• Số liệu theo ngày: lượng bức xạ dùng cho tổng ngày của bức xạ tổng, nên số liệu theo ngày và theo tháng đều thuộc loại này.[9]

Cụm năng lượng bức xạ mặt trời thường chỉ lượng bức xạ, còn công suất bức xạ bằng cường độ nhân diện tích nhận.[11]

Ký hiệu G, H và đơn vị đo

Mỗi đại lượng có ký hiệu và đơn vị riêng, và hai cách viết đơn vị của lượng bức xạ quy đổi được cho nhau.

• Cường độ bức xạ: tài liệu khí tượng ký hiệu E, đơn vị W/m².[9][11] Tài liệu hệ quang điện thường ký hiệu G, ví dụ cường độ tham chiếu 1.000 W/m².[8][25]
• Lượng bức xạ: ký hiệu H, đơn vị J/m² theo hệ SI.[9][11]
• Watt và joule: 1 W bằng 1 J/s, nên công suất nhân thời gian cho ra năng lượng.[10]
• Đơn vị kWh/m²: 1 kWh bằng 1.000 W nhân 3.600 giây, tức 3.600.000 J, nên 1 kWh/m² bằng 3,6 MJ/m².[10]

Bức xạ tổng, trực xạ và tán xạ

Bức xạ tới mặt đất đi theo hai đường, nên số liệu bức xạ thường chia thành ba thành phần.

• Trực xạ pháp tuyến: phần bức xạ đi thẳng từ đĩa mặt trời, đo trên mặt luôn vuông góc với tia nắng, tiếng Anh direct normal irradiance, viết tắt DNI.[11]
• Tán xạ ngang: phần bức xạ bị khí quyển làm tán xạ, nhận trên mặt nằm ngang từ vòm trời và không gồm đĩa mặt trời, viết tắt DHI.[11]
• Bức xạ tổng ngang: tổng bức xạ nhận trên một mặt nằm ngang so với mặt đất, viết tắt GHI.[12]
• Liên hệ ba thành phần: GHI bằng DNI nhân cos góc thiên đỉnh của mặt trời, cộng DHI.[9][11][12]

GHI = DNI × cos θ_z + DHI

Trong công thức, θz là góc thiên đỉnh của mặt trời, ba đại lượng bức xạ cùng đơn vị W/m².[9][11]

Máy đo bức xạ mặt trời

Hai loại máy đo dùng cho hai thành phần bức xạ khác nhau.

• Nhật xạ kế: tiếng Anh pyranometer, đo bức xạ tới một mặt phẳng từ nửa không gian phía trên, dải phổ 300 đến 3.000 nm.[9]
• Trực xạ kế: tiếng Anh pyrheliometer, mặt thu đặt vuông góc với hướng mặt trời để đo trực xạ.[9]
• Phân loại máy đo: ISO 9060:2018 quy định cách phân loại và thông số của máy đo bức xạ bán cầu và máy đo trực xạ. Dải bước sóng áp dụng từ khoảng 0,3 µm đến 3 µm hoặc 4 µm.[13]

Máy đo cho ra cường độ tại từng thời điểm, còn PVout cần năng lượng của cả ngày, nên cần một phép cộng dồn cường độ theo thời gian.

Cường độ bằng công suất chia diện tích

Công thức cường độ bức xạ chỉ có một phép chia, nhưng đơn vị của hai vế phải khớp nhau.

G = P / A

• G: cường độ bức xạ, đơn vị W/m².[9][10]
• P: công suất bức xạ tới bề mặt, đơn vị W.[9][11]
• A: diện tích bề mặt nhận bức xạ, đơn vị m².[9][11]
• Ví dụ: một mặt phẳng 2 m² nhận công suất bức xạ 2.000 W, chia 2.000 W cho 2 m² được cường độ 1.000 W/m².

Cộng dồn cường độ thành lượng bức xạ

Lượng bức xạ trong một khoảng thời gian bằng tổng các giá trị cường độ nhân với thời gian tương ứng.

H = ∫_t1^t2 G dt

• Dạng tích phân: lượng bức xạ bằng tích phân cường độ từ thời điểm t1 đến t2, đơn vị J/m².[9][14]
• Dạng cộng theo giờ: với số liệu theo giờ, lượng bức xạ ngày bằng cường độ trung bình của từng giờ nhân 1 giờ rồi cộng tất cả các giờ.[11]
• Mốc quy đổi: cường độ không đổi 1.000 W/m² trong 1 giờ cho lượng bức xạ 1 kWh/m².[20]
• Đơn vị theo ngày: lượng bức xạ ngày thường ghi bằng kWh/m², đơn vị dùng thuận tiện hơn J/m² trong ngành điện mặt trời.[11]

Hằng số mặt trời và mức 1.000 W/m²

Hai con số hay bị nhầm là cường độ bức xạ ngoài khí quyển và cường độ dùng làm chuẩn cho tấm pin.

• Hằng số mặt trời: cường độ bức xạ mặt trời quy về khoảng cách trung bình giữa Mặt Trời và Trái Đất.[9] Đại lượng này tính toàn bộ năng lượng điện từ của mặt trời trên mọi bước sóng. Công suất bức xạ trung bình của mặt trời trên mỗi mét vuông ở đỉnh khí quyển chính là hằng số này.[16]
• Giá trị đo: kết quả đo tại kỳ cực tiểu mặt trời năm 2008 là 1.360,8 ± 0,5 W/m².[15] Nghị quyết B3 năm 2015 của Hiệp hội Thiên văn Quốc tế lấy giá trị danh nghĩa 1.361 W/m².[16]
• Phổ chuẩn mặt đất: phổ AM1.5G dùng cho tấm pin phẳng được chuẩn hóa về 1.000 W/m².[17] ASTM G173-23 cho tổng 1.001,92 W/m² trên mặt nghiêng 37°, chỉnh 0,2% là về đúng 1.000 W/m².[18]
• Giữa trưa nắng: cường độ đỉnh điển hình lúc giữa trưa mùa hè ở vùng nhiều nắng vào khoảng 1 kW/m².[14]

Biểu đồ bức xạ mặt trời trong ngày

Biểu đồ cường độ bức xạ theo giờ thay đổi theo vị trí mặt trời trên bầu trời và theo hướng của mặt nhận.

• Theo góc mặt trời: thành phần trực xạ trên mặt ngang tỉ lệ với cos góc thiên đỉnh, nên lớn nhất khi mặt trời lên cao nhất trong ngày.[9][11]
• Phần tán xạ: bức xạ tổng còn gồm phần tán xạ nhận từ vòm trời, phần này không đến trực tiếp từ đĩa mặt trời.[11]
• Diện tích dưới đường cong: lượng bức xạ ngày bằng diện tích nằm dưới đường cường độ theo thời gian, đúng với phép tích phân ở công thức H.[9][14]
• Mặt pin nghiêng: cường độ trên mặt phẳng dàn pin gồm phần trực xạ, phần tán xạ từ bầu trời và phần phản xạ từ mặt đất.[21]

Diện tích dưới đường cong của một ngày quy được thành số giờ chạy ở mức 1.000 W/m², và số giờ đó có tên riêng.

Một giờ nắng đỉnh bằng 1 kWh/m²

Giờ nắng đỉnh là cách quy đổi năng lượng sang thời gian, không phải số giờ có nắng thật.

• Tên gọi: tiếng Anh là peak sun hours, nghĩa là số giờ nắng ở mức cường độ đỉnh quy ước.[19]
• Định nghĩa: giờ nắng đỉnh là số giờ mặt trời phải chiếu ở giá trị cực đại để cho cùng lượng bức xạ mà một địa điểm nhận được.[19] Giá trị cực đại quy ước là 1 kW/m², trùng với mức cường độ dùng để định danh tấm pin.[19]
• Quy đổi: một giờ nắng đỉnh tương ứng năng lượng nhận trong một giờ ở cường độ trung bình 1.000 W/m², tức 1 kWh/m².[20]
• Cách gọi khác: đơn vị kWh/m² đôi khi được gọi là một sun-hour.[14]

Công thức giờ nắng đỉnh ngày và năm

Phép tính giờ nắng đỉnh chỉ cần lượng bức xạ trong ngày và mức cường độ tham chiếu.

Giờ nắng đỉnh = H_ngày (kWh/m²) / 1 kW/m²

• H ngày: lượng bức xạ trong ngày, đơn vị kWh/m².[19][20]
• Mẫu số: cường độ tham chiếu 1 kW/m², nên kết quả có đơn vị giờ.[8][25]
• Trung bình ngày của một năm: cộng lượng bức xạ cả năm rồi chia cho số ngày trong năm. Lấy kết quả chia tiếp cho 1 kW/m² được giờ nắng đỉnh trung bình mỗi ngày.
• Cùng dạng với IEC 61724: sản lượng chuẩn trong IEC 61724 bằng lượng bức xạ trên mặt dàn pin chia 1.000 W/m², đơn vị thời gian.[25]

Giờ nắng đỉnh hiệu quả trên mặt pin

Số giờ nắng đỉnh đổi theo mặt phẳng dùng để đo lượng bức xạ.

• Mặt ngang và mặt nghiêng: bức xạ tổng ngang đo trên mặt nằm ngang, còn dàn pin đặt nghiêng nhận cường độ trên mặt phẳng của chính dàn pin.[12][21]
• Ba thành phần trên mặt nghiêng: cường độ trên mặt dàn pin bằng phần trực xạ cộng phần phản xạ từ mặt đất và phần tán xạ từ bầu trời.[21]
• Dùng cho sản lượng: sản lượng chuẩn lấy lượng bức xạ trên mặt phẳng dàn pin, không lấy lượng bức xạ trên mặt ngang.[8][25]
• Trên bản đồ PVout: Global Solar Atlas tính PVOUT cho tấm pin đặt nghiêng tối ưu về phía xích đạo.[1]

Số giờ nắng đỉnh hay bị đặt cạnh số giờ nắng của trạm khí tượng, dù hai con số đo hai đại lượng khác nhau.

Số giờ nắng theo định nghĩa của WMO

Số giờ nắng, tiếng Anh là sunshine duration, là đại lượng khí tượng đo bằng thời gian.

• Ngưỡng 120 W/m²: một khoảng thời gian được tính là có nắng khi cường độ trực xạ đạt ngưỡng 120 W/m².[22][23]
• Cách diễn đạt ngưỡng: danh mục mã quan trắc của WMO ghi bằng hoặc lớn hơn 120 W/m², còn báo cáo hội thảo kỹ thuật của WMO ghi vượt 120 W/m².[22][23]
• Máy ghi cũ: máy ghi Campbell-Stokes để lại vết cháy khi trực xạ vượt khoảng 120 W/m².[11] WMO không còn khuyến nghị máy này vì thời gian nắng ghi được thiếu nhất quán.[23]
• Đơn vị: số giờ nắng là tổng thời gian có nắng trong một ngày, tính bằng giờ.[22]

Cách tính tổng số giờ nắng tháng và năm

Số giờ nắng cộng dồn theo thời gian giống mọi đại lượng đo bằng giờ.

S_tháng = Σ_d=1ⁿ S_d

• Theo ngày: số giờ nắng trong ngày Sd là tổng các khoảng con có trực xạ vượt ngưỡng 120 W/m².[23]
• Theo tháng và năm: tổng số giờ nắng tháng bằng tổng số giờ nắng của n ngày trong tháng, còn tổng năm bằng tổng 12 tháng.
• Số giờ nắng trung bình: lấy tổng số giờ nắng chia cho số ngày có số liệu được giá trị trung bình mỗi ngày.

Hai con số đo hai đại lượng khác nhau

Số giờ nắng và giờ nắng đỉnh khác nhau ở bốn chỗ.

• Khác đại lượng: số giờ nắng là thời gian có nắng thật, còn giờ nắng đỉnh là năng lượng quy về thời gian.[19][22]
• Khác thành phần bức xạ: số giờ nắng chỉ xét trực xạ, còn giờ nắng đỉnh lấy toàn bộ lượng bức xạ trên mặt phẳng đang xét.[19][22]
• Khác ngưỡng: số giờ nắng dùng ngưỡng 120 W/m², còn giờ nắng đỉnh dùng mức quy đổi 1.000 W/m².[19][22]
• Khác ứng dụng: giờ nắng đỉnh trên mặt dàn pin bằng sản lượng chuẩn Yr, đại lượng dùng để đánh giá hệ quang điện.[8][25]

Sản lượng chuẩn Yr vẫn là năng lượng tới mặt pin, chưa phải điện ở đầu ra của biến tần.

Sản lượng chuẩn và sản lượng cuối

Tiêu chuẩn giám sát hệ quang điện tách năng lượng tới và điện năng ra thành hai đại lượng cùng đơn vị.

Y_r = H_POA / G_ref     Y_f = E_AC / P₀

• Tiêu chuẩn IEC 61724-1:2021: bản 2.0 công bố ngày 21/7/2021, quy định thuật ngữ, thiết bị và phương pháp giám sát hiệu năng hệ quang điện.[24] Toàn văn tiêu chuẩn là tài liệu trả phí, bài chỉ dẫn phạm vi công khai.[24]
• Sản lượng chuẩn Yr: lượng bức xạ trên mặt dàn pin HPOA chia cường độ tham chiếu Gref bằng 1.000 W/m², đơn vị giờ hoặc kWh/kW.[8][25][26]
• Sản lượng cuối Yf: điện năng xoay chiều EAC chia công suất danh định một chiều P0 của dàn pin, đơn vị kWh/kWp.[8][26]

Hệ số hiệu suất PR nối hai đại lượng

Tỉ số giữa hai sản lượng cho biết hệ giữ lại bao nhiêu phần năng lượng tới mặt pin.

PR = Y_f / Y_r

• Định nghĩa: hệ số hiệu suất, tiếng Anh performance ratio, viết tắt PR, bằng Yf chia Yr, không có đơn vị và thường báo theo tháng hoặc theo năm.[8][25][26]
• Ý nghĩa: PR là phần năng lượng mặt trời ban đầu được cả hệ đưa ra thành điện dùng được, khác với hiệu suất chuyển đổi của riêng tấm pin.[7]
• Đổi vế công thức: từ PR = Yf / Yr suy ra Yf = PR × Yr. Từ đó, PVout theo nghĩa sản lượng cuối bằng PR nhân số giờ nắng đỉnh trên mặt pin.[8]
• Giá trị thường gặp: một báo cáo của NREL năm 2005 ghi PR thường nằm trong khoảng 0,6 đến 0,8.[8] PR thường xuống thấp hơn trong những tháng nóng của năm.[25]

Nhiệt độ, bụi bẩn và biến tần

Các tổn thất chính nằm ở ba nhóm: tấm pin nóng lên, bề mặt bẩn và khâu điện từ dây dẫn tới biến tần.

• Nhiệt độ: công suất định danh của tấm pin xác định ở nhiệt độ tế bào 25 °C.[25] Điện áp hở mạch của tế bào silic giảm khoảng 2,2 mV cho mỗi °C tăng thêm.[27] PVWatts lấy hệ số nhiệt công suất -0,37% cho mỗi °C với tấm pin silic tiêu chuẩn.[29]
• Bụi bẩn: bụi bám làm mất ít nhất 3% đến 4% điện năng năm của các nhà máy quang điện trên thế giới năm 2018. Mức dự báo cho năm 2023 là 4% đến 5%.[28] Global Solar Atlas mặc định tổn thất bụi 3,5% cho PVOUT lý thuyết.[1][2]
• Dây dẫn và sai lệch: bảng mặc định của Global Solar Atlas gồm dây DC 2,0%, sai lệch giữa các tấm 0,3%, dây AC 0,5% và máy biến áp 0,9%.[1] PVWatts mặc định sai lệch 2%, dây dẫn 2% và mối nối 0,5%.[29]
• Biến tần: Global Solar Atlas trừ 2,0% ở khâu biến tần khi tính PVOUT lý thuyết.[1] PVWatts lấy hiệu suất biến tần mặc định 96% tại công suất định mức.[29]
• Cách gộp tổn thất: các tổn thất gộp với nhau theo phép nhân các phần còn lại, không cộng thẳng phần trăm.[29]

PVout lý thuyết khác sản lượng đo

Cùng tên PVout, giá trị lý thuyết dùng giả định chung, còn sản lượng đo phản ánh một hệ cụ thể.

• Giả định của bản đồ: PVOUT lý thuyết dùng tổng tổn thất 8,9%, còn cấu hình hệ dân dụng nhỏ dùng 12,9%, trong đó có 3% thời gian ngừng máy.[1]
• Hệ số của EVN: văn bản pháp luật gọi hệ số PVout là hệ số lý thuyết.[5] Văn bản công bố năm 2025 và bảng hệ số năm 2026 không nêu phương pháp tính hay các tổn thất đã trừ.[30][31]
• Sản lượng đo: sản lượng cuối Yf của một hệ đang chạy tính từ điện năng đo được ở đầu ra, theo phương pháp giám sát của IEC 61724-1.[24][26]

Hệ số pháp lý chỉ có một giá trị cho mỗi tỉnh và mỗi tháng, nên số liệu cho đúng tọa độ mái nhà phải tra trên bản đồ bức xạ.

Global Solar Atlas cho PVout theo tọa độ

Global Solar Atlas là bản đồ bức xạ mặt trời và PVOUT phủ toàn cầu, tra theo từng điểm trên bản đồ.

• Đơn vị lập: báo cáo kỹ thuật Global Solar Atlas 2.0 do Solargis lập theo hợp đồng với Ngân hàng Thế giới.[1]
• Thời kỳ số liệu: chuỗi số liệu bắt đầu từ năm 1994, 1999 hoặc 2007 tùy vùng vệ tinh và kết thúc ngày 31/12/2018 trong phiên bản 2.0.[1][2]
• Lớp PVOUT: lớp này cho trung bình dài hạn của tổng ngày theo năm và theo tháng, đơn vị kWh/kWp.[1]
• Mốc so sánh quốc tế: nghiên cứu năm 2020 của ESMAP ghi khoảng 70 quốc gia có PVOUT trung bình ngày trên 4,5 kWh/kWp, còn 30 quốc gia dưới 3,5 kWh/kWp.[2]

PVGIS và NASA POWER cho số liệu bức xạ

Hai công cụ này cho số liệu bức xạ theo tháng và theo ngày, dùng được để suy ra dữ liệu giờ nắng đỉnh tại một tọa độ.

• Kết quả của PVGIS: PVGIS cho sản lượng điện trung bình năm, lượng bức xạ trên mặt phẳng tấm pin theo kWh/m² và biểu đồ theo tháng.[33]
• Tổn thất mặc định của PVGIS: công cụ đặt sẵn tổng tổn thất 14% cho dây dẫn, biến tần và bụi bẩn.[33] Mức 14% tính trên phần còn lại sau tổn thất do nhiệt độ và cường độ bức xạ.[34]
• Đầu vào của PVGIS: người dùng nhập công suất danh định của hệ quang điện.[34]
• Cơ sở dữ liệu của PVGIS: PVGIS-SARAH3 phủ năm 2005 đến 2023 với độ phân giải khoảng 5 km, PVGIS-ERA5 phủ cùng thời kỳ với độ phân giải khoảng 25 km.[33]
• NASA POWER: số liệu bức xạ lấy từ GEWEX SRB R4-IP, CERES SYN1deg và FLASHFlux trên lưới 1° × 1°, còn số liệu khí tượng dùng lưới ½° × ⅝°.[35]
• Ra số giờ nắng đỉnh: lượng bức xạ ngày theo kWh/m² tra được từ các công cụ này chia cho 1 kW/m² là ra số giờ nắng đỉnh.[19]

Vì sao số bản đồ khác bảng EVN

Các nguồn cho số khác nhau vì dùng giả định khác nhau, không phải vì một nguồn sai.

• Cấu hình hệ: Global Solar Atlas mô phỏng tấm pin silic tinh thể một mặt, đặt cố định ở góc nghiêng tối ưu.[2]
• Tổn thất: Global Solar Atlas trừ 8,9% cho PVOUT lý thuyết, còn PVGIS đặt mặc định 14%.[1][33]
• Độ phân giải: số bản đồ lập theo ô lưới từ khoảng 1 km đến 1°, còn bảng EVN cho một giá trị chung mỗi tỉnh và mỗi tháng.[1][35][30]
• Thời kỳ số liệu: phiên bản 2.0 của Global Solar Atlas dùng số liệu tới năm 2018, còn hệ số của EVN được công bố lại theo từng năm.[1][6]
• Phạm vi dùng: phép tính sản lượng theo khoản 3 Điều 14 Nghị định 58/2025/NĐ-CP dùng hệ số PVout do EVN công bố.[5]

Các trường hợp lẻ khi tra và dùng hệ số PVout được gom trong phần hỏi đáp.