来源：大成律师事务所

在越南这样以重工业、制造业为主的经济体中，企业用电需求持续攀升，而光伏发电以其清洁性和较低的边际发电成本的优势，在帮助企业优化能源成本、减轻对煤炭与液化天然气等传统能源依赖方面发挥着越来越重要的作用。但是，尽管越南光伏市场在规模方面增长迅速，但实际上相关制度体系仍极大程度依赖政府政策。并且，虽然近几年来越南的光伏政策正逐步向市场化的方向过渡，但相关配套规则和实施细则尚未完全成熟，使外商投资者在项目初期难以对长期电价和现金流稳定性形成清晰预期。

（二）政策背景

越南政府在近年能源规划中明确将光伏能源提升至能源战略核心位置。在《国家电力总体规划》，即越南总理于2024年4月1日批准的《国家电力总体规划第八期》（以下简称“总体规划”）中，可再生能源的比重目标显著上调，并提出逐步推动光伏发电规模至2030年更高装机容量的目标。

过去，越南政府通过优先电价（以下简称“FiT”）、税收优惠以及土地优先配置等激励政策，吸引了大量国内外资本进入光伏领域，FiT补贴机制也促成了光伏装置的大规模部署，为项目融资提供了较高的收益预期及长期现金流保障。而在近年来，越南的光伏市场政策逐渐向市场化的方向调整，如分区电价、竞价机制以及促进储能电站配套的政策均体现政府在激发市场活力和实现可持续能源转型之间寻求平衡。

二、越南光伏市场的政策体系

（一）主要法律制度

1、国家电力总体规划的核心地位

与部分欧盟国家通过单行法规范新能源项目不同，越南目前还未形成专门针对光伏项目从投资到运营的立法体系。光伏项目的开发与实施，主要嵌入于国家能源规划体系之下，并受到投资、建设、土地、环境及电力监管等多部法律法规的影响。因此，在此法律体系下，光伏项目高度依赖于是否符合国家电力发展规划以及相关主管机关的审批取向。

从宏观层面看，所有拟开发的光伏项目均须纳入越南总理于2024年4月1日批准的《国家电力总体规划第八期》，即上文提及的“总体规划”所确立的能源布局之中，其涵盖了2021至2030年越南电力的发展计划。该规划是越南光伏项目立项、审批及后续开发的强制性法律依据。总体规划明确了全国光伏发电的装机容量目标、地面光伏与屋顶光伏的发展方向，并通过区域及省级配额制度，对项目选址和规模形成约束。

在具体法律适用层面，投资审批的前提条件之一，即项目必须符合国家电力发展规划。其次是光伏项目投资需首先符合《投资法》与《企业法》所规定的外商投资准入和项目公司设立要求。

2、细化监管体系逐步向市场化方向过渡

与此同时，2024年新修订并通过的《电力法》进一步明确了可再生能源发电的法律定位，将光伏项目正式纳入电力生产活动的监管体系，并对并网条件、电力运营许可、竞争性电力市场、国家电网调度以及直接购电机制（“DPPA”）等进行规定。在配套法规上，2025年出台的相关政府法令，分别就直接购电协议机制以及电价形成、竞争性招标与拍卖制度作出细化规定，标志着越南光伏项目正逐步由此前依赖FiT的模式，向更加市场化的定价与交易机制过渡。

3、相关建设、土地及环境配套制度

除电力与投资监管外，光伏项目在建设和实施阶段还需同步遵守《建设法》《土地法》及《环境保护法》等基础性法律的要求。项目用地通常通过国家土地租赁方式取得，涉及农业用地的，还需完成土地用途变更审批。在环境许可方面，根据项目规模及装机容量的不同，投资者需完成环境影响评估（以下简称“EIA”）或环境登记程序，且相关审批通常构成开工建设的前置条件。

（二）监管机关

在越南光伏项目的监管体系中，越南工贸部作为电力行业的核心主管部门，负责国家层面的电力发展规划、电力及可再生能源相关政策的制定与实施，并对电力市场运行和电网接入规则行使总体监管职能。

与此同时，项目所在地的省级人民委员会则负责属地层面的投资许可审批、土地使用安排、建设许可协调以及项目运营阶段的日常管理。在实践中，省级人民委员会不仅是项目审批的重要机关，也是外商投资者在推进项目实施过程中最主要的对接对象。

（三）外资准入的要求

仅从法规政策上看，越南对光伏项目并未设置外资持股比例方面的限制，外商投资者原则上可以以独资或合资方式参与光伏等电力项目的投资与开发。然而，在实践中，越南国家主管部门在审查外商投资电力项目时，有权综合考量项目是否符合国家电力总体规划、拟建项目与区域电力供需结构的匹配程度，以及项目对电网安全和系统稳定性的影响。尤其是对于装机规模较大或涉及并网和系统调度的光伏项目，上述因素往往成为是否批准项目的重要考量因素。

三、项目设立与核心许可

（一）设立主要流程

在越南，光伏项目的设立首先以是否符合总体规划为前提。所有能源项目原则上均须纳入国家电力规划体系，未被纳入总体规划或未获得相应规划认可的项目，外商投资者通常难以推进后续审批程序。

在满足总体规划要求后，光伏项目还需要根据《投资法》的规定取得投资政策批准，具体审批机关包括国会、总理或省级人民委员会，审批权限取决于项目规模及社会、环境影响。完成投资政策批准后，外商投资者通常需向地方计划与投资部门申请投资登记证（“IRC”），并在取得IRC后设立项目公司及办理企业登记证（“ERC”）。

值得注意的是，根据即将于2026年3月1日正式生效的新版《投资法》，投资者在设立公司前可能无需先取得IRC即可完成公司登记。然而，新法的具体实施细则尚未正式发布，目前尚不明确该简化措施是否仅限于特定情形。

（二）核心许可要求

在完成项目设立后，光伏项目能否如常投入建设和运营，还需要取得一系列的核心许可。其中，并网光伏电站向国家电网售电，通常需要取得电力活动许可证（“Giấy phép hoạt động điện lực”），该许可证是区别于一般投资、建设许可之外的关键行业资质。主管机关将根据项目规模分别由省级工贸部门或国家工贸部进行审批，重点审查项目主体的技术能力和安全标准。具体而言，装机容量低于1,000KW的项目，需向省级工贸主管部门及当地电力公司履行通知义务；装机容量达到或超过1,000KW，或涉及对外售电的项目，则通常需在省级工贸主管部门完成注册并取得电力运营许可证。

除行业许可外，光伏项目在实施过程中还会涉及一系列环境和消防许可。具体而言，环境许可主要依据项目装机规模、用地性质及环境敏感程度确定，大型或可能对环境产生显著影响的项目通常需编制完整的EIA，而规模较小、位于工业园区内的项目，可能仅需申请环境许可证或完成环境登记。此外，如项目系在已投运工厂基础上新增光伏设施，且原工厂已取得EIA或环境许可证，则需对既有环境审批文件进行相应修改或更新，以覆盖新增光伏装置的运营影响。而在消防许可方面，项目需在建设阶段向消防主管部门申请消防设计评估批文，并在项目正式投运前取得消防验收合格文件。如未取得最终消防验收文件，越南国家电力集团（以下简称“EVN”）在实践中往往会拒绝项目并网或拒绝签署购售电相关协议，从而直接影响项目的商业运营。

四、当前投资越南光伏项目的核心难题

（一）项目落地模式选择

在项目落地阶段，投资者最先面临的难题即项目落地模式的选择。近年来，越南光伏项目的市场逐步从直接建设工厂模式转向租赁现成工厂模式（以下简称“RBF模式”）。该模式通常已纳入工业园区的统一规划管理，相关建设许可、环境影响评估及消防安全方案多已取得整体批准，能够在较大程度上降低审批不确定性，并缩短项目建设周期。

但从适用投资激励政策的角度看，RBF模式在提升落地效率的同时，也可能在一定程度上限制投资者对项目结构以及技术和工艺配置的调整空间，进而影响项目是否符合高科技项目或特别鼓励投资项目的认定条件。

根据越南相关法律规定，光伏组建的制造项目在满足特定条件的情况下，确有可能被认定为高科技或特别鼓励投资领域，从而享受企业所得税减免、优惠税率及延长优惠期限等政策支持。但需要注意的是，该激励政策并非因项目属于光伏产业当然适用，而需结合项目的技术水平、投资规模、生产工艺、选址情况以及是否取得高科技认证等因素，由主管机关逐案审核确认。对于采用RBF模式的项目而言，若既有厂房条件、设施配置或园区功能定位难以充分支撑高技术或高附加值生产活动，项目在申请投资激励时往往面临更高的论证和沟通成本。

（二）光伏组件及相关设备涉及的进口问题

进入到项目建设阶段，光伏组件及相关设备的进口问题同样构成一项普遍存在的实务难题。受产业分工及成本因素影响，多数光伏项目并不选择在越南本地完整生产光伏组件，而是以成品或半成品形式进口后，在越南进行组装。

从法律层面看，越南并未针对光伏组件进口设定专门的行业许可证或准入资质，原则上，只要企业在登记中包含机械、设备及零部件批发等相应经营范围，即可开展进口业务，外商投资企业亦可在其IRC和ERC项下依法行使进出口权。但在实践操作中，尤其是在项目进入项目并网验收及调试阶段，EVN或地方工贸主管部门通常会要求项目公司提交光伏组件的原产地证书（“CO”）、质量证书（“CQ”）等文件，若项目公司前述材料准备不充分，主管部门可能以此为由延缓审批进度，进而影响项目并网时间安排。

此外，光伏组件的海关编码（以下简称“HS Code”）认定及相关税收优惠的适用在实践中亦存在一定不确定性。就目前而言，已组装成组件或面板的光伏电池通常适用的HS Code为8541.43.00，该编码的适用结果将直接影响项目能否享受进口关税及增值税优惠。若光伏组件符合东盟、中国等自由贸易协定项下的原产地规则，并能在清关时提交有效的原产地证书等文件，原则上可适用0%的进口关税税率。但在实践中，部分企业对原产地规则的理解和适用存在偏差，例如对实质性改变标准、区域价值成分计算方式把握不准确，最终可能导致优惠税率无法适用，增加项目的整体成本。

（三）PPA及电价谈判不具优势

当前，越南20年固定FiT优惠政策已不再适用，光伏项目投资者必须根据工贸部发布的最高限价框架，与EVN协商电价。然而，该框架下的电价普遍接近生产成本，导致外资投资者利润率大幅下降。实践中，EVN在谈判中要求投资者提供详细的投资成本和财务测算数据，大大增加了谈判复杂性。此外，由于缺乏统一的定价标准，签署购电协议的时间往往延长，导致后续项目的融资和现金流产生直接影响。

我们也关注到越南之前曾发生的与电价有关的争议案例。在该案例中，约13家外国投资者曾因商业运营日期的认可及付款问题向越南法院提起诉讼，主张EVN在无明确法律依据的情况下，部分项目中无限期延迟付款或仅支付部分PPA款项[1]。这一问题的根源在于越南正由FiT补贴机制向市场化定价过渡，但EVN等电网运营主体在电力分配和付款安排上仍保留较大自主权。同时，缺乏明确法律保障和统一执行标准，使PPA以及电价谈判成为光伏投资中最敏感且最复杂的环节，尤其是对于不熟悉越南光伏市场现状的外资投资者而言，其在谈判与履约过程中往往处于相对弱势地位。

（四）配套电网基础设施不成熟

目前，在新PPA框架下，EVN通常不会承诺购买全部发电量，调度中心可在电网负荷过重或用电低谷时要求光伏电站减产或停机，而无需支付补偿。这就导致了光伏项目的现金流会出现高度不确定性，降低投资项目的预期内部收益率。

该风险源于越南电网集中调度及电力市场尚未成熟。在近年来，越南光伏项目建设速度不断加速的同时，其配套电网基础设施升级却存在滞后。在宁顺省和平顺省等地区，太阳能电站的建设与投运速度明显超过电网基础设施改造进度，导致高峰负荷时段出现弃电现象，部分电站不得不以低于设计功率水平运行。这不仅降低了实际发电量，也放大了项目财务回报的不确定性。长期以来，未来中大型光伏项目在并网运营中将持续面临电网承载不足、发电调度受限以及现金流不确定性等运行风险，从而影响项目整体运营状况。

（五）土地及其他外部问题

在越南，光伏项目还涉及土地使用权审批、环境影响评估、地方审批及并网协议签署等环节，流程耗时且不同地区存在差异。尽管法律允许外资拥有100%股权，但地方政府在土地、行政审批及并网资源分配上往往优先考虑与本地关系密切的开发商，因此多数投资者会选择与当地EPC承包商或开发商合作以减小地方政府对项目的隐形限制。

此外，在越南，光伏项目投资者还需承担设备的生命周期责任，这一要求来源于《环境保护法》及相关指导意见。具体而言，项目所有者不仅需负责光伏组件使用寿命结束后的拆除、废物处理及场地恢复，还必须确保这些操作符合地方环境监管部门的标准和审批要求。这意味着，如果投资者在项目初期未充分将退役及废物管理成本纳入成本预算或低估相关支出，那么在项目退出阶段这些成本集中显现时，就可能导致项目现金流压力骤增，影响项目的正常退出。

究其原因，主要在于越南环境审批和验收流程相对复杂。例如，废弃光伏组件的处理方案需提交地方环境主管部门审核，并通常需要接受现场检查。如果方案不符合要求，主管部门可能延迟项目终止进度或要求进一步整改。此外，不同省份在执行标准和审批细节上存在差异，投资者若缺乏本地经验，容易低估潜在的恢复义务与成本。