定价障碍拖累企业采纳，越南重启清洁能源直供电项目

[胡志明市] 新的政策和即将出台的监管更新，正为越南的可再生能源开发商向大型消费者直接售电提供更清晰的路径。

这些举措推动越南向建立一个基于市场的绿色能源生产、销售和购买体系迈进，也是一项旨在释放投资、帮助企业履行其环境、社会和治理（ESG）承诺的关键改革。

一年半多前推出的直接购电协议（DPPA）框架，其采用率一直不高，原因是能源开发商和企业承购方（即主要能源消费者）在定价、合同条款和法律风险方面难以达成一致。

这一进展缓慢的状况引发了担忧，因为DPPA计划是越南扩大可再生能源规模、减少对国家公用事业公司越南电力集团（EVN）以及旧有上网电价（FiT）激励措施下津贴依赖的核心。

业内人士称赞去年12月通过的第253号决议中明确的新政策是解决关键瓶颈的突破；在相关法令修订以保持一致后，预计将很快实施。

在这些完善DPPA实施方式的新政策下，电价将在私人市场自由协商，不受法定价格上限的限制，尤其是在使用私有输电线路的物理（即离网）DPPA模式中。

开发商长期以来一直认为，受管制的最高电价限制了收入潜力、降低了财务灵活性，从而制约了项目（尤其是太阳能发电厂）的可行性。

在新方案下，“合格购电方”的范围也将从大型能源消费者扩大，将电力零售商囊括在内。电力零售商可以聚合其运营区域内（如工业园区、出口加工区、城市地区和自由贸易区）小型购电方的需求。

越南可再生能源咨询公司The Sunenergy的创始人兼首席执行官Do Quang Thinh表示：「这些修订将起到巨大的推动作用，鼓励所有相关利益方更广泛地参与。」

「离网DPPA模式 是最可行的，并且可以更大规模地推广，因为它能为所有参与方带来显著的财务效益和价值。」

一些开发商对向市场化体系迈进的进展持乐观态度。

活跃于东南亚的太阳能生产商、投资者和开发商Indochina Energy Partners（IEP）的董事总经理Thomas Jakobsen形容DPPA法律框架清晰且具有可融资性，并表示对于能够妥善建立风险和资金成本模型的投资者而言，商业可行性仍然可以实现。

他表示：「我们已经与众多承购方签订了DPPA协议。」但他同时也承认，存在一些不确定性，「需要时间让投资者和承购方进行评估和模拟」。

症结所在

一个主要的症结在于虚拟（即并网）DPPA的价格和收费透明度。通过这种模式，可再生能源电力经由EVN运营的国家电网进行输送。这使得可再生能源项目无需安装昂贵的私有输电线路即可扩大规模，对于地理上分散的购电方也更为实用。

在这种结构下，发电商和企业购电方签订远期合同，并根据预先商定的执行价格与当时的市场现货价格之间的差额进行结算。

然而，许多参与者表示，该机制仍不够清晰。

VSE Lawyers的管理合伙人Pham Minh Hoang表示：「目前，由于定价尚不明确，没有多少能源开发商或购电方——即便是用电大户——能够参与虚拟DPPA。」

他指出，缺乏DPPA客户可能会阻碍新可再生能源项目的推出，因为投资者通常需要长期的购电协议来确保项目的财务可行性。

他表示：「长此以往，这可能会减缓越南实现其2050年净零排放目标的进程。」

他特别指出了双重收费的风险，并提到电网基础设施成本可能同时包含在DPPA定价和EVN自去年10月起针对大用户试行的新两部制电价方案下的容量电费中。

这可能导致DPPA的总成本达到甚至超过标准零售电价的水平，由于企业对高昂的费用犹豫不决，从而减缓了谈判进程。

Thinh也表达了同样的看法，他指出，在当前的成本结构下，通过DPPA机制购买的电力仍然“缺乏吸引力”。

他说：「用户对可再生能源的需求通常源于减排目标和实现成本节约的需求。在这两种情况下，价格都是决定性因素。」

亚洲清洁能源联盟（ACEC）去年9月进行的一项调查收集了141份来自企业购电方的回复，结果发现，一旦将输电、平衡和系统服务费计算在内，约半数受访者预计DPPA总成本将超过EVN的标准零售电价。

超过三分之一的受访者持中立态度，理由是谈判仍在进行中且电价结构存在不确定性。

ACEC的报告还指出，虚拟DPPA中定价和收费的不确定性，特别是差价结算成本，是采纳DPPA的主要障碍，因为它损害了购电方的预算能力和开发商的融资能力。

报告还补充说，合同期限不匹配也是一个问题，这使得谈判复杂化并降低了项目的可融资性。开发商通常需要长达20年的长期购电协议来获得贷款，而企业购电方则偏好5至10年的合同。

与此同时，为电力项目获得电力运营许可证也仍然充满挑战。来自VSE的Hoang指出，相关法规相互重叠且缺乏一致性，给开发商带来了困惑和实际困难。

业内人士普遍认为，利益相关方需要更多时间来充分理解相关的风险和影响。

IEP的Jakobsen说：「DPPA的实施反映的是系统的成熟度，而非延迟。有时候是乌龟赢得了比赛。我们已经不再处于那种如果一切出错，就可以说由公用事业公司买单的境地了。」

悬而未决的遗留争议

这一转型是在与越南早期上网电价（FiT）制度相关的长期合规争议背景下发生的。

2017年至2020年间，在保证20年固定优厚电价的政策下，投资者向太阳能和风能项目投入了数十亿美元，这些电费由EVN支付。

2023年，一项政府对资格条件的审查随后指出，173个项目（总价值约130亿美元）因缺少竣工验收批准而被标记。这一进展导致EVN暂停付款，并引发了人们对FiT电价可能被撤销的担忧。

去年11月，新加坡的SP Group和20多家亚洲电力公司敦促河内方面进行紧急会谈，警告称监管调整后的付款延迟已将一些投资者推向了绝境。

到目前为止，尚未宣布任何解决方案，尽管有迹象表明可能只会施以“行政处罚”——这与可能降低受影响项目FiT电价的后果相比，要轻微得多。

Jakobsen表示，之前的FiT制度助长了“过快”的可再生能源扩张， 并且通过鼓励超出官方规划目标的发展而暴露了结构性风险。

他说：「很早以前就很清楚，这种在许多其他国家也曾见过的FiT制度，最终会以令人失望的结局告终。」

他认为，即使一些“缺乏经验”和“投机性”的投资者现在面临着其项目的法律和商业不确定性，但过高成本的负担最终还是会落在国家公用事业公司和越南纳税人身上。

他指出，IEP和其他投资者从一开始就选择不参与FiT时代的项目，而是支持DPPA，将其作为一种更可持续、基于市场的替代方案。

他说：「在FiT时代保持纪律的投资者，现在处于有利位置，可以通过DPPA继续投资越南的可再生能源领域，以实现国家的目标。」