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摘要
越南作为东盟电力市场发展核心经济体，依托经济高速增长带来的电力刚性需求，正加速推进能源结构转型，电力市场呈现装机规模快速扩张、可再生能源占比提升、电网建设持续加码的特征，同时面临电源结构仍偏传统、电网跨区域调配能力不足、市场化机制待完善、外资进入存在多重壁垒等问题。本报告从十四个核心维度系统剖析越南电力市场的需求特征、现存痛点与发展趋势，结合其能源转型规划挖掘市场进入机会，为企业、投资者把握越南电力市场发展机遇提供专业参考。
一、电力政策：能源保供与绿色转型双轨推进
越南电力政策围绕经济发展电力保供和东盟能源转型标杆打造两大核心制定，形成以国家电力发展规划为纲领、专项政策为支撑的体系，受东盟能源合作框架影响，政策重心逐步从传统火电为主转向 “传统能源兜底 + 可再生能源规模化发展 + 核电试点” 的多元路径。
1.核心规划引领：以《国家电力发展规划修订版（2025-2030）》为总纲领，明确 2030 年非水电可再生能源占比提升至 28%-36%、2050 年达 75% 的目标，首次将核电纳入能源结构，计划 2030-2035 年投运首批核电站，同时限制新建燃煤电厂，推动现有煤电转型。
2.能源安全保障：加大本土电源项目投资，2025 年越南电力集团（EVN）电力项目投资额达 125.77 万亿越盾，同比增长 14.7%，重点推进水电扩建、火电低碳改造，保障电力供需基本平衡；依托东盟能源互联，规划跨境电力出口，提升能源资源配置效率。
3.电网投资倾斜：出台专项电网建设政策，2025 年新开工电网项目 215 项，投运 260 项，重点推进500 千伏骨干输电线路和跨境输电通道建设，政策向南部新能源基地与北部工业负荷中心的输电通道倾斜，破解 “南电北送” 瓶颈。
4.用户侧普及政策：推进农村电力普及工程，2025 年底实现全国 100% 乡通电，居民用电普及率达 99.85%，农村居民用电普及率 99.77%，通过电价补贴降低低收入群体用电成本，激发终端电力消费需求。
二、新能源政策：品类差异化激励，聚焦规模化发展
越南新能源政策是电力政策的核心组成，针对光伏、风电、水电等品类制定差异化激励措施，尚未形成完善的全链条扶持体系，但核心聚焦装机规模扩张和跨境能源合作，推动可再生能源成为电力结构重要组成。
1.光伏产业激励：实行电价补贴与项目备案简化政策，对屋顶光伏、地面光伏项目给予上网电价溢价，鼓励工业企业自建光伏系统，2030 年规划光伏占电力结构 25% 以上，成为核心清洁电源。
2.风电发展规划：重新引入海上风电项目，计划 2030-2035 年启动部署，对陆上风电实行项目优先审批，依托越南海岸线资源优势，推动风电与光伏协同发展，填补新能源供应缺口。
3.水电升级政策：推进现有水电站扩建项目，如和平水电站扩建工程，优化水电调度机制，提升水电调峰能力，2025 年水电装机占比达 28.1%，仍为可再生能源主力电源。
4.核电试点政策：出台核电项目专项审批与外资合作政策，宁顺核电站 1 号项目政府间协议谈判取得积极进展，计划 2026 年启动部分工程建设，为核电规模化发展奠定基础。
三、发展现状与问题：规模快速扩张，转型矛盾凸显
2025 年越南电力装机容量达 8.76 万兆瓦，跃居东盟第二位，电力市场进入规模扩张与结构转型并行的阶段，可再生能源渗透率逐步提升，但受资源禀赋、基础设施、市场机制等因素制约，发展痛点突出。
（一）核心发展现状
1.装机规模快速增长：2025 年装机容量同比增加6400 兆瓦，其中可再生能源装机 2.44 万兆瓦，占比27.9%；燃煤火电 2.81 万兆瓦，占比 32.1%；水电 2.46 万兆瓦，占比 28.1%，电源结构仍以传统火电和水电为主，清洁化转型初显成效。
2.电力需求刚性攀升：2025 年全国电力系统最高负荷达 5.43 万兆瓦，同比增长 11.1%；发电量与进口电量合计 3228 亿度，同比增长 4.6%，北部工业大区和南部城市群成为核心负荷中心，工业用电和居民用电双增长。
3.电网建设持续加码：2025 年新建输电线路3900 公里，新增变电站容量 2.7 万兆伏安，骨干输电网络逐步完善，农村电力普及基本完成，跨境输电通道建设起步，为东盟能源互联奠定基础。
4.本土企业主导运营：越南电力集团（EVN）掌控全国发电、输电、售电核心环节，是市场绝对主导主体，外资企业主要参与新能源项目投资和电力设备供应，尚未进入核心运营环节。
（二）突出问题
1.电源结构偏传统：燃煤火电仍占装机首位，可再生能源占比不足 30%，且以光伏、水电为主，风电装机规模较小，海上风电尚未启动，能源结构转型速度滞后于规划目标。
2.电网调配能力不足：南北部电网互联能力弱，南部新能源基地电力无法高效输送至北部工业负荷中心，部分地区存在 “弃光” 现象，农村配网设施仍较薄弱，供电可靠性有待提升。
3.市场化机制不完善：电力市场仍以计划调控为主，现货交易、辅助服务市场尚未形成，电价由政府统一定价，市场竞争机制缺失，无法有效反映电力供需和能源成本。
4.新能源项目落地慢：光伏、风电项目面临土地审批繁琐、配套储能不足、消纳能力有限等问题，部分规划项目因资金和技术问题延迟落地，可再生能源装机扩容速度受限。
5.技术与资金依赖外资：新能源发电、电网智能化、核电等领域核心技术依赖进口，本土企业技术研发能力弱；电力项目投资资金缺口大，本土金融机构支持能力有限，对外资融资依赖度高。
四、发展规划：2030 年建成多元清洁电力系统
越南以《国家电力发展规划修订版》为指引，结合东盟能源合作目标，制定 2030 年电力市场发展规划，核心围绕可再生能源规模化、电网智能化、电源多元化、跨境能源互联四大方向，总投资达 1363 亿美元，破解当前市场发展痛点。
1.可再生能源规划：2030 年可再生能源总装机量提升至 236 吉瓦，较此前规划增加 50%，其中光伏占比超 25%，陆上风电规模化发展，海上风电启动部署，非水电可再生能源占比达 28%-36%。
2.电源多元化规划：2030-2035 年投运首批核电站，装机容量 4-6.4 吉瓦，打造 “火电 + 水电 + 可再生能源 + 核电” 多元电源结构；推动现有燃煤电厂低碳改造，逐步降低煤电占比。
3.电网升级规划：新建南北部骨干输电通道，提升跨区域调配能力；推进配网智能化改造，普及智能电表，提升供电可靠性；加快跨境输电通道建设，2030 年向柬埔寨出口 400 兆瓦可再生电力，2035 年向新加坡、马来西亚出口 5-10 吉瓦电力。
4.储能配套规划：随新能源装机扩容，同步推进储能项目建设，重点布局电网侧储能和新能源配套储能，提升新能源消纳能力，尚未明确具体储能装机目标，但成为电网建设重要配套方向。
五、电力市场监管：政府主导，单一监管主体
越南电力市场采用政府统筹 + 单一主体监管的模式，监管主体为越南工业和贸易部，辅以越南电力集团（EVN）的行业自律，监管重点围绕项目审批、电价管控、电网安全三大核心，市场化监管机制尚未建立。
1.核心监管主体：工业和贸易部负责电力政策制定、项目审批、电价核定、市场准入监管，是电力市场唯一核心监管主体；EVN 负责电网调度、并网管理和项目建设实施，兼具运营和行业自律职能。
2.重点监管内容：对电力项目实行严格的审批制，外资电力项目需经多层政府审核；电价由政府统一定价，分居民、工业、商业等类别制定差异化电价，抑制电价大幅波动；监管 EVN 的电网投资和服务质量，保障电力供应安全。
3.新能源监管：出台新能源项目备案和并网管理办法，简化光伏、风电项目审批流程，明确并网技术标准；要求新能源项目配套建设消纳设施，保障电网安全稳定运行。
4.跨境电力监管：与东盟国家能源监管机构协同，制定跨境电力交易监管规则，统一技术标准和调度流程，保障跨境电力供应安全，推动东盟能源互联。
六、市场竞争情况：本土龙头垄断，外资参与有限
越南电力市场形成本土龙头绝对垄断、外资企业有限参与的竞争格局，发电、输电、售电全环节由越南电力集团（EVN）掌控，外资企业主要集中在新能源项目投资、电力设备供应两大领域，市场竞争程度低。
1.发电领域：EVN 掌控全国 90% 以上的发电资产，涵盖火电、水电、光伏等所有电源类型；外资企业主要与 EVN 合作开发光伏、风电项目，如中国、韩国企业参与南部光伏基地建设，无独立发电主体。
2.电网领域：EVN 独家垄断全国输电、配网网络的运营和调度，无其他市场主体参与，电网建设项目虽引入外资施工企业，但核心运营权仍由 EVN 掌控。
3.售电领域：EVN 是唯一的售电主体，实行全国统一售电模式，尚未开放售电市场，无独立售电企业，终端用户无法自主选择供电主体。
4.设备供应领域：竞争相对多元，本土设备企业技术水平较低，中、欧、韩企业占据电力设备供应主流，如中国企业提供光伏组件、风电设备、输变电设备，占据越南新能源设备市场较大份额。
七、进入制约与壁垒：政策、市场与技术多重门槛
越南电力市场虽对外资开放，且存在巨大的投资需求，但受政策管控、市场垄断、技术标准、资金配套等因素影响，国际企业进入面临多重壁垒，核心环节进入难度极大。
1.政策与审批壁垒：电力项目实行严格的政府审批制，外资项目需经工业和贸易部、计划投资部等多层审核，审批周期长达 1-2 年；政策稳定性不足，新能源激励措施存在调整不确定性，增加项目投资风险。
2.市场垄断壁垒：EVN 垄断发电、输电、售电全环节，外资企业无法进入核心运营领域，仅能参与项目投资和设备供应，且需与 EVN 建立合作关系，项目话语权有限；电网调度、电力消纳等核心资源由 EVN 掌控，外资新能源项目面临消纳难题。
3.技术标准壁垒：电力设备需符合越南和东盟双重技术标准，部分领域采用欧盟、日本技术标准，认证流程复杂，检测成本较高；新能源并网、电网智能化等领域核心技术标准由外资企业主导，本土适配难度大。
4.资金与配套壁垒：电力项目投资规模大、回报周期长，越南本土金融机构对国际企业的项目融资支持力度低，外资企业需自行解决资金问题；新能源项目需配套储能和输电设施，而配套设施建设由 EVN 主导，项目进度受其制约。
5.本土化壁垒：越南要求外资电力项目吸纳一定比例的本土劳动力和原材料，本土电力人才短缺，企业需投入大量成本进行人才培养；部分项目要求与本土企业组建合资公司，降低了外资企业的项目控制权。
八、进入机会：赛道多元，供需缺口显著
越南电力市场正处于规模扩张和结构转型的关键阶段，电源、电网、设备、服务等领域均存在巨大的供需缺口，为国际企业提供了多元进入机会，核心机会集中在可再生能源、电网建设、电力设备三大赛道。
1.新能源项目投资机会：越南 2030 年可再生能源装机规划达 236 吉瓦，当前仅 2.44 万兆瓦，装机缺口巨大，光伏、陆上风电是近期核心投资方向，海上风电是中长期潜力赛道，外资企业可与 EVN 合作开发新能源基地项目。
2.电网建设投资机会：南北部骨干输电通道、跨境输电通道、农村配网改造是电网建设重点，2030 年电网建设投资需求超 500 亿美元，外资企业可参与输电线路、变电站、智能电网项目的建设和投资。
3.核电试点合作机会：越南首次启动核电项目，核心技术和设备依赖进口，外资企业可参与核电站设计、建设、设备供应和技术合作，抢占核电市场先发优势。
4.储能配套市场机会：随新能源装机扩容，储能成为刚需，电网侧储能、新能源配套储能市场尚未开发，外资企业可布局电池储能、抽水蓄能等项目，填补市场空白。
九、交易机制：计划调控为主，市场化机制待建立
越南电力市场尚未形成完善的市场化交易机制，仍以政府计划调控为核心，电力生产、交易、分配均由 EVN 统一安排，东盟跨境电力交易处于起步阶段，交易机制简单。
1.内部交易模式：无现货、期货等电力交易市场，电力由 EVN 统一调度，发电企业按政府计划发电，电量由 EVN 统一收购和销售，发电企业与终端用户无直接交易关系。
2.跨境交易机制：与东盟国家的跨境电力交易以长期协议为主，交易价格由双方政府协商确定，尚未融入东盟统一电力交易市场，交易规模较小，2025 年跨境电力交易占比不足 5%。
3.辅助服务市场：尚未建立辅助服务市场，调峰、调频、备用等服务由 EVN 统一安排，主要由水电和火电提供，无市场化的辅助服务交易和补偿机制。
十、价格形成：政府统一定价，分类差异化定价
越南电力价格形成完全由政府主导，工业和贸易部根据电力成本、供需情况、社会承受能力核定电价，实行分类差异化定价，尚未建立市场化的电价形成机制，电价无法反映能源成本和市场供需。
1.上网电价：由政府统一定价，火电、水电实行固定上网电价，光伏、风电实行补贴电价，补贴标准随政策调整；新能源项目上网电价略高于传统电源，保障项目投资收益。
2.输配电价：包含在终端电价中，无独立的输配电价体系，输配电成本由 EVN 核算，报政府审批后纳入电价，输配电价未按电压等级、用电类别差异化制定。
3.零售电价：分居民、工业、商业、农业四大类，居民电价实行低定价，工业电价略高，高耗能行业实行阶梯电价，抑制高耗能企业用电需求；2025 年居民电价约 0.3-0.4 元 / 千瓦时，工业电价约 0.5-0.6 元 / 千瓦时，电价整体处于较低水平。
4.跨境交易电价：由中越双方政府协商确定，可再生能源跨境交易电价略高于传统电力，越南通过电价补贴提升跨境可再生能源交易竞争力。
十一、电网与调度：集中调度为主，向互联调度转型
越南电网由国家输电网络和地方配网组成，调度权高度集中于越南电力集团（EVN），实行全国统一集中调度，受 “南电北送” 格局影响，调度机制正从“单一电源调度” 向 “多元电源 + 跨境电力” 互联调度转型。
1.电网结构特征：全国输电网络以 500 千伏、220千伏为主，配网以 110 千伏、35 千伏为主；北部河内、南部胡志明市为核心负荷中心，南部平顺、宁顺等地区为新能源主力发电区，南北部 500 千伏骨干输电通道是电网互联核心；跨境电力通道主要与中国、老挝、柬埔寨相连，互联容量逐步提升。
2.调度模式特征：EVN 实行 “统一计划、统一调度、统一分配” 的三级调度机制，以火电、水电调度为核心，新能源按政府计划出力并网，调度灵活性低；尚未将储能、需求侧资源纳入调度体系，新能源出力波动无法有效平抑。
3.调度改进方向：加快南北部电网互联能力建设，提升新能源调度优先级；建立新能源出力预测体系，优化并网调度方案；逐步将储能纳入调度体系，提升电网灵活性；加强与东盟国家的调度协同，推动跨境电力统一调度。
十二、用户：工业为主力，需求差异化显著
越南电力用户分为工业、居民、商业、农业四大类，其中工业用户为核心消费主体，受经济发展和城镇化推进影响，各用户群体电力需求刚性增长，需求特征差异化显著，对电力可靠性、清洁性、经济性的需求逐步提升。
1.工业用户：占总用电量的 60% 以上，以制造业、加工贸易、高耗能行业为主，主要集中在北部河内、南部胡志明市等工业大区，用电需求大且连续，对电力可靠性、稳定性要求极高；受能源转型和成本压力影响，工业企业自建光伏、风电系统的需求激增，绿电采购意愿逐步提升。
2.居民用户：占总用电量的 25% 左右，为第二大用电群体，用电需求以生活照明、家电、空调为主，夏季负荷峰值显著；对电价敏感度高，偏好低电价，农村居民对供电可靠性要求提升，城镇居民对清洁电力的需求逐步显现。
3.商业用户：占总用电量的 10% 左右，以零售、餐饮、写字楼、数据中心为主，主要集中在核心城市，用电需求具有峰谷特征，对电力可靠性和供电质量要求较高；随电动汽车充电桩普及、智能楼宇建设，商业用户对电力智能化、灵活性需求提升。
4.农业用户：占总用电量的 5% 以下，用电需求以灌溉、农产品加工为主，主要集中在农村地区，对电价敏感度高，供电可靠性要求较低；随农业现代化推进，农业用电需求稳步增长。
十三、电力产业产品进入机会：设备缺口大，品类全覆盖
越南电力产业产品市场供需缺口显著，本土企业技术水平低，无法满足电力市场规模扩张和结构转型的需求，国际企业可布局新能源设备、输变电设备、储能设备、核电设备等全品类产品，市场机会多元。
1.新能源设备：光伏组件、逆变器、风电叶片、发电机等设备需求巨大，越南本土无核心设备生产能力，完全依赖进口，中国、韩国企业凭借性价比优势占据主流，是近期核心进入品类。
2.输变电设备：500 千伏、220 千伏变压器、断路器、输电铁塔、电缆等输变电设备需求激增，随电网建设加码，设备采购量持续增长，外资企业可提供高端输变电设备和成套解决方案。
3.储能设备：电池储能、储能变流器、抽水蓄能设备等市场尚未开发，随新能源装机扩容，储能设备成为刚需，外资企业可布局储能电池和系统集成产品，填补市场空白。
4.核电设备：越南启动核电试点项目，核岛设备、常规岛设备、核电辅机等核心设备依赖进口，外资企业可参与核电设备供应和技术合作，抢占中长期市场机会。
5.智能电网设备：智能电表、配电自动化设备、电网监控系统等智能电网设备需求增长，越南正推进配网智能化改造，外资企业可提供智能电网成套设备和数字化解决方案。
十四、电力服务机构进入机会：服务体系空白，专业需求迫切
越南电力市场专业服务体系尚未建立，本土企业仅能提供基础的电力施工和维护服务，新能源并网、电网智能化、项目咨询、技术研发等高端专业服务需求迫切，为国际电力服务机构提供了广阔进入机会。
1.项目咨询与规划服务：越南电力企业缺乏新能源项目、电网项目的专业规划和咨询能力，外资服务机构可提供项目可行性研究、规划设计、政策咨询等服务，助力项目落地。
2.新能源并网与运维服务：新能源项目并网调试、运行维护、技术改造等服务需求激增，本土企业缺乏专业技术和人才，外资服务机构可提供一体化的新能源运维服务。
3.电网智能化服务：电网数字化改造、调度系统升级、配网自动化等服务需求增长，外资服务机构可提供智能电网设计、系统集成、技术培训等服务，提升越南电网智能化水平。
4.技术研发与人才培养服务：越南本土电力技术研发能力弱，人才短缺，外资服务机构可与本土企业、高校合作，开展电力技术研发和人才培养，提供技术转让和培训服务。
5.跨境电力交易服务：随东盟能源互联推进，跨境电力交易结算、风险管控、调度协同等服务需求显现，外资服务机构可提供跨境电力交易专业解决方案。
结语:
越南电力市场正处于黄金发展期，经济高速增长带来的电力刚性需求和能源转型带来的结构升级需求，推动电力市场规模持续扩张，电源、电网、设备、服务等领域均存在巨大的市场缺口。尽管当前越南电力市场存在政府管控严格、本土龙头垄断、市场化机制不完善等问题，但随着东盟能源互联推进和电力市场改革深化，市场开放度将逐步提升。
对于国际企业和投资者而言，越南电力市场的核心机会集中在光伏、陆上风电等新能源项目投资、输变电设备、新能源设备等产品供应、电网建设、储能配套等工程服务三大领域。企业进入越南电力市场需注重与本土龙头企业 EVN 建立深度合作，打造本土化合作模式，适配越南政策和技术标准，同时把控政策调整和项目审批风险，才能充分把握越南电力市场的发展机遇，实现市场布局和收益提升。
（注：本报告根据公开资料和出海通智库研究整理）
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