越南可再生能源项目开发投资指南-世界资源研究所_16页_2mb

越南可再生能源项目开发投资指南总结

一、政策框架与支持机制

1. 越南推行可再生能源高补贴电价（FIT）政策，2018年39号决议将陆上风电上网电价提升至85美分/千瓦时，海上风电至98美分/千瓦时。2023年1月过渡期电价上限为：地面光伏118490越南盾/千瓦时（约505美分）、漂浮光伏150827越南盾/千瓦时（约643美分）、陆上风电158712越南盾/千瓦时（约677美分）、海上风电181595越南盾/千瓦时（约775美分），较原FIT政策降低20%-30%。

2. 政策激励包含税收优惠、土地减免、贷款支持等。企业所得税方面，A区（艰苦地区）享受4年免税+9年5%税率+6年10%税率；B区（一般地区）享受2年免税+4年75%税率+8年15%税率。土地租用费减免50%，A区最长减免15年，B区最长减免11年。进口设备免征关税，生产环节可享受增值税减免。

二、市场发展现状
越南电力装机容量达76620兆瓦（2021年），其中非水可再生能源占比约27%（光伏16660兆瓦、风电4000兆瓦）。预计2030年电力需求327万吉瓦时，传统能源供给仅能覆盖208万吉瓦时，存在119万吉瓦时缺口。2021年碳排放量居世界第13位，2020-2050年预计增长10倍。越南已承诺2050年实现净零碳排放，可再生能源占比目标为2030年30.9%-39.2%，2050年67.5%-71.5%。

三、外资投资环境

1. 外资准入政策：太阳能和风电（海上风电除外）属鼓励类行业，可100%外资控股；涉及海上风电、核电等附条件行业需审批。外资收购项目公司需满足：（1）项目涉及附条件行业且持股比例增加（2）外资持股比例由50%以下变为50%以上（3）项目位于敏感区域。

2. 投资审批流程：需满足国家电力发展规划要求，获得工贸部投资许可，完成环境评估（国投项目45天内、省投项目30天内），并取得土地使用权。电网限制发电风险突出，EVN正在推进储能系统配套与电网升级。

四、投资风险与挑战

1. 购电协议（PPA）谈判困难，EVN作为单一买方导致议价能力弱
2. 融资障碍明显：收益不稳定、缺乏主权担保、照付不议条款缺失等问题导致金融机构认可度低
3. 政策不确定性：2020-2021年密集修订《投资法》《企业法》等法规，但配套细则尚不完善
4. 土地使用风险：未按时建设或变更投资者可能触发政府收回土地

五、中资企业参与现状

1. 投资领域：主要集中于EPC施工与设备供应，覆盖光伏（超3吉瓦装机）、风电（70余项目）领域
2. 典型项目：
   • 中电国际平顺二期90MW风电项目（分阶段融资）
   • 富安257MW太阳能电站（银团贷款+绿色融资）
   • 大英Dau Tieng 500MW光伏电站（EPC+F模式，一带一路最大光伏项目）
3. 主要参与方：
   投资商：中电国际、深圳能源、华电集团
   设备商：阳光电源、天合光能、隆基等
   EPC商：中国电建、中国能建

六、融资模式创新

1. 建设期+运营期分阶段融资：通过工程承包商短期融资覆盖建设期，运营期采用银行贷款或发债
2. 银团贷款+绿色融资：富安项目获亚洲开发银行18.6亿美元贷款，包含发放债券、国际基金等多元融资渠道
3. EPC+F特险融资：采用应收账款保理、备用信用证、政策性保险等组合手段降低风险

七、市场参与主体

1. 主要购电方：越南电力集团（EVN）控制全国66%发电量，具备单买方主导地位
2. 投资商：私营企业占主导（TrungNam 1500MW、XuanThien 1200MW），外资企业包括BGrimmPower、EDPRenewables等
3. 融资机构：仅部分政策性银行和本地银行提供可再生能源融资服务
4. 支持性机构：WRI与中国机构合作开发清洁能源项目库，提供财务模型和政策咨询

八、投资机遇与前景
越南具备217GW陆上风电、160GW海上风电、20GW地面光伏等开发潜力。为实现2030年150GW可再生能源装机目标，需投资1347亿美元；2031-2050年需投资3992-5231亿美元。当前市场存在政策调整窗口期机遇，但需注意过渡期电价偏低引发的融资问题。中资企业通过技术输出、设备供应和EPC总承包模式深度参与市场，已形成光伏组件制造基地，为后续项目开发奠定基础。