越南在实施仅八个月后，就以第 57 号法令修订了其可再生能源框架，取代了第 80/2024/ND-CP 号法令（“第 80 号法令”）。新制度建立了直接购电协议（DPPA）机制，使可再生能源生产商能够直接向大消费者出售电力，而不是通过越南电力公司（EVN）。

从第80号法令演变为第57号法令

2024年7月发布的第80号法令是越南首次尝试将DPPA正式化。然而，它施加了严格的标准，阻碍了采用。大电力用户被要求保持平均每月用电量正好20万千瓦时，并在22kV或更高电压下接入，这排除了许多潜在参与者。其资格仅限于至少 10 兆瓦的太阳能和风力发电厂，从而排除了更小、更多样化的可再生能源项目。

该法令还缺乏对私人电网连接定价规则的明确规定，并提供了限制性的继续实际模板。它给投资者带来了不确定性，因此减缓了吸收速度。

第 57 号法令的改进

第 57 号法令通过以下改进解决了这些问题：

• 灵活的资格：资格现在不再是固定的消费门槛，而是根据越南批发电力市场 (VWEM) 的规定进行，该规定允许 工贸部 (MOIT) 根据电网状况调整阈值；
• 扩大能源来源：除了太阳能和风能之外，至少 10 MW 的生物质发电厂现在也符合资格，认识到越南农业和林业废料的潜力；
• 屋顶太阳能参与：剩余的太阳能可出售给 EVN的价格相当于上一年的平均市场价格；
• 定价改革：对私人电网交易引入了最高价格，但各方有灵活性有权在这些限制内进行谈判；
• 合同清晰度：该法令删除了规定性模板，并为开发商和买家提供了更多的商业自由。

DPPA模型：私人电网和并网

新法令有两种DPPA模型，以适应不同的用户和地理位置。

私人电网（离网） 模型

私人电网模型允许可再生能源发电商建造和运营直接连接到大消费者的专用输电基础设施，而不涉及国家电网系统。可再生能源开发商现在可以建造和运营架空线路、地下电缆、变压器和其他直接连接到消费者的基础设施。屋顶太阳能生产商被明确允许参与，除非合同另有限制。

定价由双方协商确定，但仅受 MOIT 上限费率的约束。该模型不需要正式重新但消费者必须向当地省级委员会、电力公司和系统运营商报告 DPPA 的执行情况。它对位于可再生能源发电厂附近的工业园区、数据中心和制造工厂尤其有吸引力。

并网（综合）模型

并网 DPPA 作为一种金融工具而不是物理电力输送来运作。可再生能源生产商与 EVN 签署购电协议，以现货价格向越南电力批发市场 (VWEM) 出售电力。同时，消费者与EVN或其子公司签订零售购电协议，从国家电网获得电力。发电商和消费者之间的商业关系通过远期合约（差价合约）运作，远期合约提供针对批发市场波动的价格对冲。

并网模式要求发电商维持最低容量10 MW并直接参与VWEM运营。合格的消费者必须以适当的电压水平进行连接，并保持满足 MOIT 定义的阈值的消费模式。这样，大型工业消费者即使不在发电厂附近也可以获得可再生电力。

符合条件的可再生能源技术和参与者

第 57 号法令规定了更广泛的可再生能源结构和更大的参与者基础，包括：

• 生物质发电厂现在可以加入并网 DPPA。越南目前有 9 个超过 10 兆瓦的发电厂，总容量为 332 兆瓦，预计到 2030 年将有另外 14 个项目（300 兆瓦）。生物质通过原料收集和加工有助于废物管理、农村发展和就业；
• 屋顶太阳能系统可将高达 20% 的发电量出售给 EVN，并为家庭和企业创造新的收入来源；
• 电动汽车充电服务提供商现已获得认可符合越南电气化目标，成为用电大户。

根据不同的消费历史时期，消费者的资格是灵活的。拥有至少 12 个月消费时间的消费者必须在注册时证明符合门槛要求，新进入者必须承诺在第一年内达到门槛要求。

定价框架和最高电价

私人电网 DPPA 现在按照 MOIT 设定的最高电价运营，而不是之前第 80 号法令下的无限价格自由。上限反映了发电成本，其中包括固定投资、运营、维护和其他变量。

对于太阳能项目，批准的电价范围因技术和地区（北部、中部、南部）而异。太阳能发电最高电价（不含增值税）：

• 地面安装（无存储）：1,012-1,382.7越南盾/千瓦时（0.038-0.052美元/千瓦时）；
• 浮动太阳能（无存储）：1,228.2-1,685.8越南盾/千瓦时 （0.046-0.064 美元/kWh）；
• 地面安装d 带电池：1,149.86-1,571.98 越南盾/千瓦时（0.044-0.059 美元/千瓦时）；
• 浮动电池：1,367.13-1,876.57 越南盾/千瓦时（0.052-0.071 美元/千瓦时）。

电池储能系统 (BESS) 受益于额外激励措施，前提是它们满足以下技术门槛：存储容量至少为电站容量的 10%，存储持续时间为两小时，以及至少 5% 的电力输送 存储的输出。电价设计允许谈判灵活性，但不能超过 MOIT 上限。

剩余销售和屋顶太阳能限制

该法令还对屋顶系统的剩余销售进行了限制。它将出售给国家电网的多余电力限制在总发电量的20%，以确保这些项目服务于现场消费，而不是成为商业生产商。国家公用事业公司 EVN 拥有此类剩余电力的独家购买权，并支付上一年的平均市场价格或双方商定的价格。

与批发电力市场整合

参与并网DPPA的可再生能源发电商应获得VWEM参与资格。他们还需要遵守调度指令并维持最低容量阈值。

电力在现货市场上以有竞争力的价格出售，收入通过与企业买家签署的远期合同进行调整。当现货市场风险与通过长期协议进行对冲相结合时，它会创造出双重收入流。

结算和清算业务现在需要一些财务管理技能。发电商必须管理现货收入以及差价合约 (CfD) 付款。 EVN 需要每年发布系统服务使用费、清算结算费用和配电网电能损耗换算系数的最新情况，这将改善投资者建模，但会增加管理负担。

监管执法和实施规则ps

工信部负责监督项目审批、报告和合规性，省级主管部门负责监督私人电网通知。行业利益相关者已经确定了需要立即关注的三个主要实施挑战：私人电网连接的定价框架、并网交易的结算成本以及屋顶太阳能项目的认证程序。 

省级重组也面临挑战。越南从三级政府模式向两级政府模式的转变造成了管辖权的不确定性，并减慢了许可证的处理和审批速度。

合同和商业设计

私人电网 DPPA 依赖于定义定价、交付和性能的双边合同。并网DPPA涉及三种独立的合同关系：发电机组与EVN的现货市场购电协议、消费者与EVN的零售购电协议以及发电机组的合同关系。-用于价格对冲的消费者远期合约。 

另一方面，57号令也带来了新的机遇。可再生能源开发商现在可以直接接触企业买家，并可以减少对 EVN 的依赖。鉴于影响 173 个上网电价项目、价值 130 亿美元的争议，这一点具有重要意义。

三星和英特尔等拥有 100% 可再生能源承诺的跨国公司现在可以通过 DPPA 获取电力并满足其 ESG 要求。

风险和未解决的挑战

基础设施仍然是可再生能源参与者的最大限制。输电容量未能跟上可再生能源增长的步伐，导致宁顺和平顺省等省份出现严重限电。由于电力销售成本较低和准入审批延迟，EVN 正面临输电投资不足的问题。

此外还存在监管风险。上网电价补贴项目中持续存在的争议以及追溯性电价调整的可能性导致新投资者面临政策不确定性。许多中小企业缺乏评估或管理可再生能源采购的能力。目前 200,000 kWh/月的参与门槛将许多公司排除在 DPPA 资格之外。

要点

越南第 57 号法令通过实现生产商和大消费者之间的直接销售，是推进可再生能源发展的重要一步。这是针对工业用户、农业生产者和清洁能源投资者的一项改革，因为它将屋顶太阳能和电动汽车充电基础设施等分布式系统整合到统一的可再生生态系统中。

如果基础设施和官僚限制得到很好的解决，第 57 号法令可以使越南成为可再生能源领导者。 时间。

（1 美元 = 26,382 越南盾）