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2025年4月10日，越南工貿部（MoIT）正式發(fā)布第988/QD-BCT號決定，批準適用于太陽能發(fā)電廠的發(fā)電價格框架，并于當日生效。新政策引入差異化電價機制，同步實施儲能配套激勵計劃，通過市場化資源配置機制優(yōu)化全國可再生能源布局，為《第八版國家電力計劃》（PDP8）的清潔能源目標實現(xiàn)提供制度保障。 新政核心內容 三重維度構建差異化定價新體系 新價格機制構建"技術類型+地理區(qū)位+儲能配置"三重定價體系，開創(chuàng)越南太陽能電價政策新格局。 在技術類型層面，鑒于漂浮式光伏項目建設成本普遍較高，其定價高于地面光伏項目。 在地理區(qū)域層面，實施南北梯度定價（北部＞中部＞南部），通過價格補償機制平衡資源差異。此前的統(tǒng)一FiT導致光伏項目過度集中于光照資源最優(yōu)的南部地區(qū)（如寧順�。�，引發(fā)局部電網(wǎng)超載問題。新機制通過給予北部更高電價，旨在破解南部電網(wǎng)超載與北部電力缺口并存困境，推動全國電力資源的優(yōu)化配置。 在儲能配置層面，新機制首次將電池儲能系統(tǒng)納入上網(wǎng)電價補貼范疇，通過價格杠桿鼓勵儲能技術應用，有效應對太陽能發(fā)電間歇性難題，提升能源供應穩(wěn)定性。符合條件的項目需滿足儲能容量至少為太陽能發(fā)電廠裝機容量的10%，充放電時長至少為2小時，并將5%發(fā)電量用于儲能充電。 表：太陽能發(fā)電廠發(fā)電價格框架最高價格（不含增值稅）(VND/kWh)  太陽能政策演進 從固定補貼邁向市場化機制 回顧越南太陽能政策發(fā)展歷程，自2017年4月起，政府通過頒布第11/2017/QD-TTg號決議（FiT1），以9.35美分/千瓦時的統(tǒng)一上網(wǎng)電價，迅速點燃市場投資熱情，掀起首輪地面光伏電站建設熱潮。此后，2020年4月推出的第13/2020/QD-TTg號決議（FiT2）進一步優(yōu)化政策，針對地面、漂浮和屋頂光伏項目實施差異化電價，其中屋頂光伏表現(xiàn)尤為亮眼，裝機規(guī)模從2019年的378MW飆升至2020年的9GW以上。 然而，隨著FiT2于2020年底到期，越南光伏市場陷入政策空窗期，項目開發(fā)進度顯著放緩，前期快速擴張積累的電網(wǎng)消納問題也逐漸暴露，部分地區(qū)甚至出現(xiàn)嚴重棄光現(xiàn)象。為緩解這一局面，越南政府推出過渡性FiT機制，允許項目延期并網(wǎng)并繼續(xù)享受補貼優(yōu)惠，同時積極探索更具可持續(xù)性的政策框架。2023年11月，越南工貿部發(fā)布第19/2023/TT-BCT號通知，將FiT制度改為逐年審核制，并根據(jù)北部、中部、南部的太陽輻射強度制定差異化電價。此外，越南政府積極推進拍賣機制和直接購電協(xié)議（DPPA），推動政策體系向多元化、市場化方向發(fā)展。 相比前兩輪FiT政策，2025年4月的新價格機制呈現(xiàn)三大結構性升級。 價格標準方面，上網(wǎng)電價階梯式下調，新機制設定的最高價格總體上低于FiT1和FiT2，但明顯高于過渡時期的臨時電價，既順應光伏度電成本下行趨勢，又兼顧財政可持續(xù)性與產(chǎn)業(yè)扶持需求。 定價機制上，新機制突破FiT1的單一標準定價和FiT2的技術分類定價框架，創(chuàng)新構建"區(qū)域+技術+儲能"三維度定價體系，旨在系統(tǒng)性地解決電網(wǎng)消納、區(qū)域協(xié)調發(fā)展等復雜問題。 準入條件方面，新機制可能取消FiT階段項目并網(wǎng)截止日（COD）的剛性約束，首次將儲能系統(tǒng)納入電價補貼范圍，延續(xù)對地面集中式與漂浮式光伏項目的政策扶持，形成更具彈性的激勵體系。 表：2025年4月新價格機制與FiT 1、FiT 2對比  市場反應與經(jīng)濟可行性分析 謹慎樂觀與局部挑戰(zhàn)并存 越南太陽能新價格機制引發(fā)市場分化反應。部分業(yè)內人士肯定政策在明確電價框架和儲能支持機制方面的突破，認為這將優(yōu)化電力購買協(xié)議（PPA）簽署環(huán)境并拓寬項目融資渠道。然而，多數(shù)投資者仍保持審慎立場，主要擔憂聚焦在現(xiàn)行價格上限對大規(guī)模投資的吸引力不足、越南盾計價帶來的匯率風險，以及可再生能源證書（REC）發(fā)放延遲等問題。 從項目經(jīng)濟性評估來看，新規(guī)形成多維影響因素矩陣。 投資回報率（ROI）方面，項目潛在ROI受價格上限、總投資成本（CAPEX）、運營成本（OPEX）、區(qū)域輻照條件及融資成本等多重因素影響，且根據(jù)第12/2025/TT-BCT號通知，12%的內部收益率（IRR）上限成為PPA談判硬性約束。儲能項目方面，對于配備儲能的BESS項目，雖然享有更高電價，但儲能系統(tǒng)收益計量標準的不確定性可能削弱其經(jīng)濟吸引力。 銀行可行性方面，PPA談判靈活性雖為條款優(yōu)化創(chuàng)造空間，但也增加了談判復雜度，尤其是棄光補償、支付條件等關鍵條款能否達成令金融機構滿意的協(xié)議，成為項目融資成功與否的關鍵。值得關注的是，南部地區(qū)雖光照條件優(yōu)越，但因價格上限最低可能降低投資吸引力，導致資本流向電價更高的中北部地區(qū)。此外，持續(xù)的匯率風險（VND收入與USD支出的錯配）仍是國際投資者和金融機構的主要顧慮。 裝機前景 新政有望重新激活越南太陽能市場 新價格機制有望重新激活越南太陽能市場。相較于FiT2到期后的政策真空期，新政提高的價格上限和明確的政策信號，預計將推動此前擱置項目重啟。然而，能否實現(xiàn)《第八版國家電力計劃》（PDP8）修訂版提出的2030年太陽能發(fā)電總容量46,459-73,416兆瓦的目標，仍取決于價格吸引力、政策細節(jié)明確性（特別是BESS收益計算、COD要求等）以及投資者信心。此外，儲能激勵政策將推動"光伏+儲能"模式發(fā)展，而區(qū)域差異化定價或引導投資向北部和中部轉移，優(yōu)化全國太陽能布局。 戰(zhàn)略地位 能源轉型關鍵支撐，政策成效有待檢驗 2025年4月15日，越南副總理裴青山簽署第768/QD-TTg號決議，批準調整《第八版國家電力計劃》（PDP8）。該計劃提出，到2030年，太陽能發(fā)電總容量（含聚光太陽能發(fā)電和屋頂太陽能發(fā)電）將達到46,459 - 73,416兆瓦，占總裝機容量的25.3% - 31.1%。 2025年4月出臺的新價格機制，與分布式光伏政策（如針對自發(fā)自用的第135/2024/ND-CP號法令）形成政策組合拳，成為推動光伏項目加速部署的核心工具，助力PDP8太陽能裝機目標的實現(xiàn)。同時，新機制中對BESS的強力激勵，直接支撐2030年10-16.3GW儲能裝機目標的實現(xiàn)，有助于提升電網(wǎng)對高比例可再生能源的消納能力。通過差異化定價和儲能配置激勵等創(chuàng)新設計，新機制將助力越南實現(xiàn)脫碳目標、保障能源安全并促進經(jīng)濟增長。未來政策成效將取決于電網(wǎng)基礎設施的同步升級與各類可再生能源的協(xié)同發(fā)展。 值得注意的是，越南以FiT、拍賣機制和直接購電協(xié)議（DPPA）模式三軌并行策略吸引多元投資，加速能源轉型。新價格機制可能為拍賣和DPPA談判提供基準，但三者之間的具體互動關系和排他性仍有待明確。 在全球能源轉型浪潮中，越南正處于機遇與挑戰(zhàn)并存的關鍵階段。2025年推出的太陽能新價格機制，以三重定價體系為核心，標志著政策設計的精細化升級，是構建可持續(xù)能源體系的重要一步。然而，政策落地面臨諸多挑戰(zhàn)，包括價格吸引力、儲能收益標準、匯率風險及政策穩(wěn)定性等問題。未來，越南能否達成PDP8設定的2030年太陽能裝機目標，取決于政策完善程度以及政府對投資者關切的回應能力。作為能源轉型深化期的關鍵政策，新政實施成效不僅關乎越南清潔能源發(fā)展，也將為新興經(jīng)濟體能源轉型提供重要實踐參考。 |
