越南57和58号可再生能源政策重点梳理（太阳能、储能、上网电价等）

1. 可再生能源的优惠政策

新能源项目的费用减免和财政激励

根据《电力法》第23.2条以及2025年3月发布的第58/2025/ND-CP号法令（Decree 58）的详细规定，投资越南新能源发电项目的公司有资格获得多种费用减免以及长期的电力输出保证。

合格项目包括满足以下条件的新能源发电项目：

• 使用100%绿氢、100%绿氨或两者混合作为能源；
• 向国家电力系统供电；
• 属于每种新能源电力类型中的首个项目。

合格项目可享受以下优惠政策：

• 海域使用费：
   在基本建设期间（自开工起不超过三年）免缴。随后的九年内减免50%。
• 土地使用费/租金：
   在基本建设期间（不超过三年）免缴。
• 保证长期合同电量：
   保证最低长期合同电量为贷款本金偿还期的70%，最长可达12年（除非投资者与购电方另有约定）。

此外，各部委和省级政府也鼓励在电力领域建立创新中心和研究项目，重点关注可再生能源、新能源、能源效率和智能能源解决方案。

住宅屋顶光伏的激励政策

Decree 58 允许自产自用电力的组织和家庭将其多余电力出售给国家电力系统。非屋顶电源的售电量被限制在总产量的10%以内。

虽然 Decree 58 未对屋顶光伏的余电销售设限，但同月发布的第57/2025/ND-CP号法令（Decree 57）规定，屋顶光伏系统最多可将其发电量的20%出售给越南国家电力公司（Vietnam Electricity, EVN）。

合格参与者包括：

• 已连接到国家电力系统，并符合省级电力发展规划和电网发展规划的屋顶光伏系统。
• 安装容量低于100 kW、并已连接到余电购买方电网的个体家庭。
• 安装在山区、边境或岛屿地区的屋顶光伏系统（即使尚未接入国家电网）。

合规要求：

开发者必须遵守投资、建设、土地使用、环境保护、安全和消防等相关法律、技术和运营要求。此外，还必须遵守：

1. 未并网电源：
    必须通知工贸厅和省级电力单位，提供项目类型、容量、用途、地点和时间表等详细信息。
2. 并网电源：
    容量必须符合省级和国家电力发展规划。开发者必须与电力单位就并网点和边界达成一致，并满足技术、控制和监管要求。
3. 出售余电：
    必须与购买方签订计量协议，并获得电力运营许可证（除非获得豁免）。

值得注意的是，安装100 kW以下屋顶光伏系统的家庭，在出售余电时无需注册或变更其工商登记证。

2. 太阳能上网电价 (FiT) 计划

越南目前实施太阳能上网电价 (FiT) 计划，允许太阳能发电商以固定价格将其产生的电力馈入国家电网。FiT 提供了可预测的长期回报，有助于降低市场风险并激励私人投资太阳能。

该计划涵盖地面和漂浮式光伏项目，并为包含电池储能系统（BESS）的系统设定了不同费率。在2021年1月1日之前开始运营的存量项目（Legacy projects）不受新定价框架的影响，确保了早期投资者的连续性。

合格项目包括：

• 地面光伏电站（含或不含BESS）。
• 漂浮式光伏项目（含或不含BESS）。
• 满足EVN和越南电力监管局 (ERAV) 制定的技术和并网要求的项目。

BESS 特定电价标准：
要获得BESS的特定电价，储能系统必须满足最低标准，包括：储能容量至少为电站容量的10%，存/放电时间为2小时，以及充电功率（从储存输出中输送）占电站输出的比例为5%。

FiT费率由EVN与ERAV每年协调确定，综合考虑了区域太阳辐射、技术数据、经济可行性和开发商的参与情况。

特别规定：如果储能系统仅使用电站自身电力充电，其投资成本将计入发电价格计算中。

3. 深入解析Decree 57：重塑越南监管框架

第57/2025/ND-CP号法令（Decree 57）通过引入上限电价、屋顶光伏限制以及与批发市场的整合，对越南的可再生能源领域进行了重大改革。

越南通过 Decree 57 修订了其可再生能源框架，取代了仅实施八个月的第80/2024/ND-CP号法令（Decree 80）。新系统建立了一种直接购电协议 (DPPA) 机制，允许可再生能源生产商直接向大用户售电，而无需通过EVN。

从 Decree 80 到 Decree 57 的演变

Decree 80（2024年7月发布）是越南首次尝试规范DPPA。然而，其僵化的标准阻碍了实施：

• 严格门槛：
   要求大用户月均用电量恰好为20万 kWh，连接电压不低于22 kV，这排除了许多潜在参与者。
• 能源限制：
   资格仅限于10 MW以上的太阳能和风能电站，排除了较小和多样化的可再生能源项目。
• 规则模糊：
   对私有电网连接的定价规则缺乏明确性，并提供了限制性的合同模板，给投资者带来了不确定性，导致采用缓慢。

Decree 57 的改进之处

Decree 57 解决了上述问题，带来了以下改进：

• 灵活的资格：
   不再设固定用电门槛，而是根据越南批发电力市场 (VWEM) 的规定，允许工贸部 (MOIT) 根据电网情况灵活调整门槛。
• 扩大的能源来源：
   除太阳能和风能外，10 MW以上的生物质电站现在也符合条件，认可了越南农业和林业废料的潜力。
• 屋顶光伏参与：
   允许屋顶光伏按上一年的平均市场价格向EVN出售余电。
• 定价改革：
   为私有电网交易引入了最高限价（ceiling prices），但允许双方在限制内灵活谈判。
• 合同清晰度：
   取消了规定性模板，给予开发者和购买方更多的商业自由。

DPPA 的两种模式

新法令提供了两种DPPA模式：

1. 私有电网（离网）模式 (Private grid / off-grid model)

• 机制：
   允许可再生能源发电商建设和运营专用输电设施（如架空线路、地下电缆、变压器等），直接连接到大用户，无需接入国家电网系统。
• 参与者：
   明确允许屋顶光伏生产商参与（除非合同另有限制）。
• 定价：
   由双方谈判决定，但受MOIT设定的上限费率约束。
• 监管：
   无需正式注册，但消费者必须向地方省级委员会、电力公司和系统运营商报告DPPA的执行情况。
• 适用对象：
   对靠近可再生能源发电站的工业园区、数据中心和制造厂尤其具有吸引力。

2. 并网（综合）模式 (Grid-connected / synthetic model)

• 机制：
   这更像是一种金融工具，而非实体电力交付。
• 发电商与EVN签署PPA，以现货价格将电力出售到越南批发电力市场 (VWEM)。
• 消费者与EVN（或其子公司）签署零售PPA，从国家电网接收电力。
• 发电商和消费者之间的商业关系通过**远期合同（差价合约, Contract for Differences, CfD）**运作，以对冲批发市场的价格波动。
• 要求：
   要求发电商保持最低10 MW的容量，并直接参与VWEM运营。合格消费者必须满足MOIT定义的连接电压和消费模式门槛。
• 优势：
   使得大型工业消费者即使远离发电地，也能获取可再生能源。

合格的可再生能源技术和参与者

Decree 57 扩大了能源结构和参与者基础：

• 生物质发电厂：
   可加入并网DPPA。越南目前有9座10 MW以上的电站，总装机容量332 MW；预计到2030年还将新增14个项目（300 MW）。这有助于废物管理、农村发展和（通过原料收集和加工）就业。
• 屋顶光伏系统：
   可向EVN出售高达20%的发电量，为家庭和企业创造新收入来源。
• 电动汽车 (EV) 充电服务提供商：
   现被认定为大电力用户，符合越南的电气化目标。
• 灵活的消费者资格：
   对有12个月以上消费历史的消费者，要求在注册时证明其符合门槛；新进入者则需承诺在第一年内达到门槛。

定价框架和上限电价

私有电网DPPA不再像Decree 80那样价格完全自由，而是必须在MOIT设定的上限电价下运作。该上限反映了发电成本（固定投资、运营、维护及其他可变成本）。

太阳能最高电价（不含增值税）：

• 地面（无储能）：VND 1,012 - 1,382.7/kWh (约 US$0.038 - 0.052/kWh)
• 漂浮式（无储能）：VND 1,228.2 - 1,685.8/kWh (约 US$0.046 - 0.064/kWh)
• 地面（含BESS）：VND 1,149.86 - 1,571.98/kWh (约 US$0.044 - 0.059/kWh)
• 漂浮式（含BESS）：VND 1,367.13 - 1,876.57/kWh (约 US$0.052 - 0.071/kWh)

(US$1 = VND 26,382)

BESS系统享有额外激励，前提是满足技术门槛（储能容量不低于电站容量的10%，储能时长2小时，以及输送至少5%的储存电力）。该电价设计允许谈判灵活性，但不能超过MOIT的上限。

余电销售和屋顶光伏限制

如前所述，该法令将屋顶系统出售给国家电网的余电量限制在总发电量的20%以内，以确保这些项目主要服务于现场消费，而非成为商业生产者。EVN拥有此类余电的独家购买权，支付价格为上一年的平均市场价或双方协定价。

与批发电力市场 (VWEM) 的整合

参与并网DPPA的发电商需要获得VWEM的参与凭证，遵守调度指令并保持最低容量门槛。

电力在现货市场以竞争性价格出售，收入通过与企业买家签署的远期合同（CfD）进行调整。这创造了“现货市场敞口 + 长期协议对冲”的双重收入来源。

结算和清算操作现在需要一定的财务管理技能。发电商必须同时管理现货收入和CfD付款。EVN被要求每年发布系统服务使用费、清算结算费和配电网损耗转换系数的更新信息，这有助于投资者建模，但也增加了行政负担。

监管执法和实施差距

MOIT负责监督项目批准、报告和合规性，省级政府则监督私有电网的通知。行业利益相关者指出了三个主要的实施挑战：私有电网连接的定价框架、并网交易的结算成本，以及屋顶光伏项目的认证程序。

此外，越南正在进行的省级重组（从三级政府模式转向二级模式）也造成了管辖权的不确定性，减缓了许可证处理和批准速度。

合同和商业设计

• 私有电网DPPA：
   依赖于定义定价、交付和履约的双边合同。
• 并网DPPA：
   涉及三个独立的合同关系：(1) 发电商-EVN的PPA（现货销售）；(2) 消费者-EVN的零售PPA（电力供应）；(3) 发电商-消费者的远期合同（价格对冲）。

Decree 57 为可再生能源开发者开辟了直接接触企业买家的新机遇，减少了对EVN的依赖——鉴于目前有173个FiT项目（价值130亿美元）陷入争议，这一点尤为重要。

对于那些承诺100%使用可再生能源的跨国公司（如三星、英特尔），现在可以通过DPPA采购电力来满足其ESG（环境、社会和治理）要求。

4. 风险和未解决的挑战

• 基础设施制约：
   最大的制约因素。输电能力的增长跟不上可再生能源的步伐，导致宁顺省 (Ninh Thuan) 和平顺省 (Binh Thuan) 等地出现严重的“弃风弃光”（curtailment）现象。EVN由于低于成本的电价和输电接入批准的延迟，在输电方面投资不足。
• 监管风险：
   FiT项目的持续争议以及潜在的追溯性电价调整，给新投资者带来了政策不确定性。
• 企业能力：
   许多中小企业缺乏评估或管理可再生能源采购的能力。
• 参与门槛：
   目前20万 kWh/月的参与门槛（针对并网模式）仍将众多公司排除在DPPA资格之外。

总结

越南的 Decree 57 是推动可再生能源发展的重大一步，它通过实现生产商和大型消费者之间的直接交易，为工业用户、农业生产者和清洁能源投资者带来了改革。该法令还将屋顶光伏和电动汽车充电桩等分布式系统整合到统一的可再生能源生态系统中。

如果基础设施和官僚主义的制约能够得到及时解决，Decree 57 有望使越南在可再生能源领域占据重要地位。