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2025年4月10日，越南工贸部（MoIT）正式发布第988/QD-BCT号决定，批准适用于太阳能发电厂的发电价格框架，并于当日生效。新政策引入差异化电价机制，同步实施储能配套激励计划，通过市场化资源配置机制优化全国可再生能源布局，为《第八版国家电力计划》（PDP8）的清洁能源目标实现提供制度保障。 新政核心内容 三重维度构建差异化定价新体系 新价格机制构建"技术类型+地理区位+储能配置"三重定价体系，开创越南太阳能电价政策新格局。 在技术类型层面，鉴于漂浮式光伏项目建设成本普遍较高，其定价高于地面光伏项目。 在地理区域层面，实施南北梯度定价（北部＞中部＞南部），通过价格补偿机制平衡资源差异。此前的统一FiT导致光伏项目过度集中于光照资源最优的南部地区（如宁顺省），引发局部电网超载问题。新机制通过给予北部更高电价，旨在破解南部电网超载与北部电力缺口并存困境，推动全国电力资源的优化配置。 在储能配置层面，新机制首次将电池储能系统纳入上网电价补贴范畴，通过价格杠杆鼓励储能技术应用，有效应对太阳能发电间歇性难题，提升能源供应稳定性。符合条件的项目需满足储能容量至少为太阳能发电厂装机容量的10%，充放电时长至少为2小时，并将5%发电量用于储能充电。 表：太阳能发电厂发电价格框架最高价格（不含增值税）(VND/kWh)  太阳能政策演进 从固定补贴迈向市场化机制 回顾越南太阳能政策发展历程，自2017年4月起，政府通过颁布第11/2017/QD-TTg号决议（FiT1），以9.35美分/千瓦时的统一上网电价，迅速点燃市场投资热情，掀起首轮地面光伏电站建设热潮。此后，2020年4月推出的第13/2020/QD-TTg号决议（FiT2）进一步优化政策，针对地面、漂浮和屋顶光伏项目实施差异化电价，其中屋顶光伏表现尤为亮眼，装机规模从2019年的378MW飙升至2020年的9GW以上。 然而，随着FiT2于2020年底到期，越南光伏市场陷入政策空窗期，项目开发进度显著放缓，前期快速扩张积累的电网消纳问题也逐渐暴露，部分地区甚至出现严重弃光现象。为缓解这一局面，越南政府推出过渡性FiT机制，允许项目延期并网并继续享受补贴优惠，同时积极探索更具可持续性的政策框架。2023年11月，越南工贸部发布第19/2023/TT-BCT号通知，将FiT制度改为逐年审核制，并根据北部、中部、南部的太阳辐射强度制定差异化电价。此外，越南政府积极推进拍卖机制和直接购电协议（DPPA），推动政策体系向多元化、市场化方向发展。 相比前两轮FiT政策，2025年4月的新价格机制呈现三大结构性升级。 价格标准方面，上网电价阶梯式下调，新机制设定的最高价格总体上低于FiT1和FiT2，但明显高于过渡时期的临时电价，既顺应光伏度电成本下行趋势，又兼顾财政可持续性与产业扶持需求。 定价机制上，新机制突破FiT1的单一标准定价和FiT2的技术分类定价框架，创新构建"区域+技术+储能"三维度定价体系，旨在系统性地解决电网消纳、区域协调发展等复杂问题。 准入条件方面，新机制可能取消FiT阶段项目并网截止日（COD）的刚性约束，首次将储能系统纳入电价补贴范围，延续对地面集中式与漂浮式光伏项目的政策扶持，形成更具弹性的激励体系。 表：2025年4月新价格机制与FiT 1、FiT 2对比  市场反应与经济可行性分析 谨慎乐观与局部挑战并存 越南太阳能新价格机制引发市场分化反应。部分业内人士肯定政策在明确电价框架和储能支持机制方面的突破，认为这将优化电力购买协议（PPA）签署环境并拓宽项目融资渠道。然而，多数投资者仍保持审慎立场，主要担忧聚焦在现行价格上限对大规模投资的吸引力不足、越南盾计价带来的汇率风险，以及可再生能源证书（REC）发放延迟等问题。 从项目经济性评估来看，新规形成多维影响因素矩阵。 投资回报率（ROI）方面，项目潜在ROI受价格上限、总投资成本（CAPEX）、运营成本（OPEX）、区域辐照条件及融资成本等多重因素影响，且根据第12/2025/TT-BCT号通知，12%的内部收益率（IRR）上限成为PPA谈判硬性约束。储能项目方面，对于配备储能的BESS项目，虽然享有更高电价，但储能系统收益计量标准的不确定性可能削弱其经济吸引力。 银行可行性方面，PPA谈判灵活性虽为条款优化创造空间，但也增加了谈判复杂度，尤其是弃光补偿、支付条件等关键条款能否达成令金融机构满意的协议，成为项目融资成功与否的关键。值得关注的是，南部地区虽光照条件优越，但因价格上限最低可能降低投资吸引力，导致资本流向电价更高的中北部地区。此外，持续的汇率风险（VND收入与USD支出的错配）仍是国际投资者和金融机构的主要顾虑。 装机前景 新政有望重新激活越南太阳能市场 新价格机制有望重新激活越南太阳能市场。相较于FiT2到期后的政策真空期，新政提高的价格上限和明确的政策信号，预计将推动此前搁置项目重启。然而，能否实现《第八版国家电力计划》（PDP8）修订版提出的2030年太阳能发电总容量46,459-73,416兆瓦的目标，仍取决于价格吸引力、政策细节明确性（特别是BESS收益计算、COD要求等）以及投资者信心。此外，储能激励政策将推动"光伏+储能"模式发展，而区域差异化定价或引导投资向北部和中部转移，优化全国太阳能布局。 战略地位 能源转型关键支撑，政策成效有待检验 2025年4月15日，越南副总理裴青山签署第768/QD-TTg号决议，批准调整《第八版国家电力计划》（PDP8）。该计划提出，到2030年，太阳能发电总容量（含聚光太阳能发电和屋顶太阳能发电）将达到46,459 - 73,416兆瓦，占总装机容量的25.3% - 31.1%。 2025年4月出台的新价格机制，与分布式光伏政策（如针对自发自用的第135/2024/ND-CP号法令）形成政策组合拳，成为推动光伏项目加速部署的核心工具，助力PDP8太阳能装机目标的实现。同时，新机制中对BESS的强力激励，直接支撑2030年10-16.3GW储能装机目标的实现，有助于提升电网对高比例可再生能源的消纳能力。通过差异化定价和储能配置激励等创新设计，新机制将助力越南实现脱碳目标、保障能源安全并促进经济增长。未来政策成效将取决于电网基础设施的同步升级与各类可再生能源的协同发展。 值得注意的是，越南以FiT、拍卖机制和直接购电协议（DPPA）模式三轨并行策略吸引多元投资，加速能源转型。新价格机制可能为拍卖和DPPA谈判提供基准，但三者之间的具体互动关系和排他性仍有待明确。 在全球能源转型浪潮中，越南正处于机遇与挑战并存的关键阶段。2025年推出的太阳能新价格机制，以三重定价体系为核心，标志着政策设计的精细化升级，是构建可持续能源体系的重要一步。然而，政策落地面临诸多挑战，包括价格吸引力、储能收益标准、汇率风险及政策稳定性等问题。未来，越南能否达成PDP8设定的2030年太阳能装机目标，取决于政策完善程度以及政府对投资者关切的回应能力。作为能源转型深化期的关键政策，新政实施成效不仅关乎越南清洁能源发展，也将为新兴经济体能源转型提供重要实践参考。 |
