越南新能源市场综合分析调研报告

近段时间去了一趟越南胡志明市，断更了好些天，就把越南新能源市场的一个调研报告分享一下吧

1. 近年越南新能源行业的市场规模和发展趋势

1.1 近三年整体市场规模（2023/2024/2025官方统计）

1.1.1分赛道细分市场规模

1)光伏（越南新能源第一大板块）

2023市场设备采购额：48.2亿美元；2024：56.7亿美元；2025：65.3亿美元，年均增速18%～22%；

结构：集中式地面光伏放缓、屋顶分布式爆发，工业园厂房屋顶占新增70%；2025年全越工业屋顶光伏备案项目超3200个；

限制：2026新政严控大型地面光伏审批，资源全面转向户用、工商业分布式。

2)储能（爆发式起步，增速全行业最高）

装机：2023仅58MW、2024约为100MW、2025年落地420MW；2026年内待建储备项目1.2GW（EVN电网强制配套）；

市场规模：2023年2.1亿美元→2024年5.6亿美元→2025年9.8亿美元；2030储能整体市场预估52亿美元，年复合增速30%+；

硬性政策：新建地面光伏强制配储15%容量，配储项目上网电价上浮13%～14%，直接拉动刚需。

3)充电桩（新能源汽车带动，基数小，增速爆炸）

公共桩存量：2023约520台、2024约1200台、2025约3100台；80%集中河内、胡志明，南北高速、三四线近乎空白；

市场规模：2023年0.85亿美元→2024年1.72亿美元→2025年3.06亿美元；

规划：预计2030全国公共充电桩达4万个，国营Petrolimex、PVOIL全国加油站分批改造光储充一体化站点。

1.1.2设备进口规模（以中国为主）

逆变器、储能PCS、充电桩整机越南70%～88%依赖中国进口；2025年中国新能源设备对越出口额32.7亿美元，同比增加27.6%。

1.1 五大核心发展趋势（2026–2030落地导向，做建厂/外贸核心参考）

1.2.1趋势1：从地面大电站→全场景分布式（顶层政策定调）

越南不再审批大规模平地光伏，资源全部倾斜工商业屋顶、户用光伏+配套小型储能；

硬性指标：2030年50%办公楼、居民住宅配套屋顶光伏自发自用，不强制并网卖电；

北部（北宁、平阳、海防）常年缺电限电，工厂自建光储成为刚需，峰谷电价差（高峰电价为平价1.8倍）大幅提升储能投资收益。

1.2.2趋势2：强制配储落地，光储一体化成为标配

集中式光伏15%强制配储已成落地法规，未来新增光伏项目50%以上捆绑储能系统招标；

两条储能主线并行：电网侧大储：EVN在河内、胡志明负荷中心批量落地百MW级大型BESS（2026年落地1.2GW）；

工商业小储（50kW–2MWh集装箱储能）：工厂断电备用+峰谷套利，当前市场增速超50%，是中企建厂最优赛道；

户储起步：南部胡志明、平阳别墅家庭储能渗透率逐年走高。

1.2.3趋势3：新能源设备本土化建厂加速（规避LCR本地含量政策）

越南逐年提高本地零部件含量LCR，整机纯出口关税抬升，头部逆变器/储能/充电桩品牌（华为、阳光、特来电等）陆续在平阳、北宁工业园独资建厂（新能源全行业允许100%外资独资）；

越南政府规划南北两大新能源装备制造产业园（北部北江、南部平阳），入驻企业享受“4免5减半”所得税优惠；

本土配套薄弱：越南仅组装能力，芯片、功率器件、电芯仍高度依赖中国供应链。

1.2.4趋势4：充电桩高速下沉，光储充一体化是主流落地模式

两大需求驱动：VinFast等本土新能源车销量年增200%+，越南7700万台燃油电摩电动替换，换电柜+小型慢充下沉县域市场；

国营油站全面转型：PVOIL、Petrolimex全国上万家加油站改造光伏+储能+充电桩综合场站，大批量集采设备；

高速路网：南北国道、高速服务区批量布局超级快充站，2026–2028每年新增公共快充8000+终端。

1.2.5趋势5：绿电外销+跨境能源（长期增量）

PDP8规划：2030年越南新能源电力出口马来西亚、新加坡5～10GW，倒逼本土风光储产能扩容，设备需求持续放量；同时老挝水电+越南光伏互联组网，跨境配套储能项目增多。

1.2 细分赛道机遇和风险分析

1.3.1优选赛道（适合中国厂商独资建厂）

1)工商业逆变器+户用逆变器：分布式光伏刚需，越南本土无头部制造；

2)集装箱式工商业储能PACK：当前缺口最大、回款快；

3)直流快充桩、换电设备：油站+车企集采稳定。

1.3.2行业风险

1)本土保护：越南扶持Vingroup本土新能源，国营招标部分项目本土优先；

2)LCR政策逐年收紧：后期零部件需要本地配套，纯出口小厂逐步淘汰；

3)电网薄弱：偏远省份并网难度偏高，项目优先布局南北工业园集群。

1.3.3整体格局

逆变器、储能中国外资主导；充电桩本土Vingroup垄断建站，设备端中外品牌并行，越南本土仅集成/组装，核心元器件依赖进口。

2. 越南市场新能源设备品牌排名

2.1 光伏逆变器

并网/混合储能逆变器，工商业+户用，总市占：中资62%、台资16%、欧美12%、本土10%.

2.1.1外资品牌TOP（按份额从高到低）

1)华为SUN2000｜27%（全品类第一）

户用+工商业混合逆变器龙头，绑定储能配套，越南分布式屋顶光伏标配，胡志明、北宁大量项目标配，海防设本地化售后仓。

2)阳光电源Sungrow｜14%

集中式地面电站+大型工商业储能PCS主力，越南大型IPP电站首选，平阳在建独资逆变器工厂。

3)台达Delta（中国台湾）｜12%

工业型逆变器+储能变流器，韩资工业园、外资工厂项目主力供货。

4)固德威Goodwe｜7%

户用光储一体机爆款，越南别墅户储渠道第一，代理网点覆盖南北各省。

5)锦浪、德业｜合计9%

经济型工商业机型，中小EPC总包首选，性价比路线。

6)欧美老牌：SMA（德）、Fronius（奥）、ABB（瑞士）｜合计11%

高端大型地面电站、外资跨国企业项目，单价高、份额逐年下滑。

2.1.2越南本土逆变器品牌

（仅组装、外购核心功率模块，总份额≈10%）

1)VSUN Solar｜4.5%（本土第一）

本土头部光伏集团，代工组装逆变器，配套自有光伏组件项目，依托本土政企资源拿小型工商业项目。

2)IREX Energy｜2.8%

主打BIPV建筑光伏配套逆变器，本土工程商资源充足。

3)SolarBK、EnerVietnam｜合计2.7%

小批量贴牌组装，仅限越南偏远省份小型户用项目，无自研能力。

2.2 储能

BESS集装箱储能+户储，系统整机：中资60%、本土25%、日韩欧美15%

2.2.1外资品牌TOP

1)华为（LUNA储能+PCS）｜24%

户储全越南第一，工商业光储一体机标杆，渠道覆盖全越EPC商。

2)比亚迪BYD Cube｜20%

大型电网侧储能、工商业集装箱储能龙头，EVN电网集采主力供应商，越南多地百MW级储能项目落地。

3)宁德时代CATL｜13%

电芯龙头，配套本土VSUN、VinES代工储能系统，河静、平阳设电芯合资厂。

4)上能、派能、盛弘｜合计11%

工商业集装箱储能细分主力，主打峰谷套利机型。

5)国际：LGES（韩）、特斯拉Powerwall、Fluence（美）、西门子｜合计14%

LG配套韩资园区；特斯拉主攻高端别墅户储；Fluence、西门子只做百万千瓦级电网大型储能，体量小、单价高。

2.2.2越南本土储能品牌

系统集成为主，电芯全外购。

1)VinES（Vingroup旗下）｜13%（本土第一）

越南国资级龙头，自建电池产线，配套VinFast车企储能+工商业项目，政府能源项目优先入围。

2)Energy Storage Vietnam(ESV)｜7%

越南首个TUV认证本土储能集成商，承接省级工业园储能改造。

3)Green Energy Solution(GES)、REE Energy｜合计5%

中小型集装箱储能组装，依托本土地产、工业园资源接单。

2.3 充电桩

分设备供货品牌+场站运营品牌；运营本土垄断，设备中外平分。

2.3.1场站运营市场（建站投运份额）

1)本土V-Green（VinFast旗下）≈29%：全越13500+充电站、15万+充电枪，高速、商圈、加油站自营场站，越南第一大充电网络，设备部分自产、部分外购中国模块。

2)越南电力EVN（国营）≈12%：国家电网自营公共桩，国道、市政场站；

3)Petrolimex、PVOIL（国营石油）≈18%：全越加油站改造光储充，设备招标外购中外品牌；

4)第三方中小运营商+外资车企（奔驰/宝马/保时捷）≈41%。

2.3.2充电桩设备供货品牌（整机供货，本土仅组装）

1)外资供货TOP（设备出货65%）

特来电、星星充电、盛弘（中国）｜合计32%：直流快充主力，越南油站改造、工业园集采第一货源，多数在北宁设仓储分装点。

台达Delta、ABB、施耐德｜合计21%：高端商用快充、车企4S店配套桩。

比亚迪、零跑配套桩｜12%：跟随整车出口配套建站。

2)越南本土设备品牌（整机组装，电源模块进口，出货≈35%）

VinFast原厂桩V-Green设备｜20%（本土第一）：自有工厂组装，专供自营充电网络，不对外大批量外销设备。

EBOOST、EV One、TMSX Dong Nai｜合计15%：本土中小型组装厂，代工慢充桩、电动摩托充电桩，主打低价民用市场。

2.4 赛道总结

1)逆变器建厂优选：中国品牌独资落地平阳/北宁，本土无强势竞品，分布式光伏持续放量；

2)储能：工商业集装箱储能最优，中资设备碾压本土，本土仅靠政企资源分小众项目；

3)充电桩：设备外销/建厂利好中国品牌，本土Vingroup封闭供应链，公共油站招标是中国设备最大突破口。

3. 外国在越南开设工厂（独资与合资）的条件、流程对比

3.1 条件相同、流程相同

3.1.1通用准入条件（两者一致）

1)投资者资质

中方企业：营业执照、近2年审计财报、股东会决议、法人护照，所有文件中译越+公证处公证+越南驻华领馆认证；

自然人投资：护照公证认证。

2)注册资本规则统一

注册资本≥项目总投资额20%（鼓励类：新能源、光伏、储能、充电桩）；普通制造30%；资金必须从境外对公账户跨境汇入越南公司账户，禁止本地现金出资、拆借出资；实业建厂实操建议≥30万美金（北宁、平阳工业园通用门槛）。

3)落地地址

需越南工业用地/工业园厂房租赁合同（公证备案）；生产型必须做环评EIA、消防审批，重工业额外安评，独资/合资环评申报标准完全一样。

4)税收、用工法规一致

企业所得税基准20%；入驻工业区、新能源鼓励项目同等享受4免5/9减半优惠；劳动法、社保、进出口报关规则无区别。

3.1.2通用注册全流程

两步核心证照：IRC投资证+ERC营业执照。

2026新规：先办ERC营业执照（3个工作日出证），12个月内补办IRC投资登记证，拿ERC即可开户、租地、招工、采购设备建厂

1)企业核名：准备3~5个越文/英文公司名查重备案；

2)提交材料申领ERC（营业执照）→省计划投资厅DPI审批（3~7工作日）；

3)12个月内补齐资料申办IRC投资注册证（外资强制）：投资计划书、环评、土地证明、股权文件（合资多越方股东资料），审批15~30工作日；

4)后置事项：刻章备案→税务登记→开立本外币账户→环评/消防/生产许可→厂房施工投产；

5)整体周期：独资20~35工作日；合资28~45工作日。

3.2 两者核心不同

设立条件、股权、审批、运营全对比

3.2.1设立硬性条件差异

1)外商独资（外资100%持股，无越南股东）

l股权：中方全资100%控股，无越方股东，经营权、决策权、利润100%归属外资；新能源、光伏、储能、充电桩等制造业全行业放开独资（2026新政），不受49%持股上限约束。

l行业限制：仅负面清单（军工、电信、出版、航空、烟草）不能独资；新能源设备制造全品类可纯外资建厂。

l出资主体：只需要中方投资方全套公证资料，不用寻找越南合作企业，省去越方尽职调查、股权谈判成本。

2)越中合资（至少1家中资+1家越南本土企业双股东）

l股权红线（分行业）

普通制造（新能源设备）：外资可最高99%，越方最低1%；

限制类行业（物流、基建、部分能源电站项目）：外资上限49%，越方必须≥51%（法定强制合资，不能独资落地）。

l必备条件：必须落地合规越南本土法人股东（不能自然人随便挂靠），核查越方企业资质、资产、土地资源；合资公司章程必须写明分红、表决、退出机制。

l出资：中外双方分别按持股比例出资，越方可土地、厂房、设备作价入股；外资仅能外币现金出资。

3.2.2审批材料&流程差异

1)独资材料清单：中方全套公证资料、投资方案、场地、环评；无越方文件。

2)合资额外增补：越南合作方营业执照、法人证件、越方出资证明、双方合资合作协议、股权分配协议；DPI审批会审越方资质，审核更严、耗时更长。

3.2.3经营与落地优劣势区别

1)独资优势

l自主管控：采购、生产、定价、外销全自主，无股东分歧；利润全额汇回国内，分红无越方分成；

l退出简单：股权转让、关停、撤资只需外资内部决议，不用越方同意；

l适配：新能源逆变器、储能、充电桩设备生产首选独资（越南新能源全开放独资）。

2)合资优势（仅限制行业刚需）

l越方资源：借助本土股东拿工业用地、电网并网指标、本地渠道、政府审批协调（大型能源电站BOT项目必备合资）；

l应对LCR本地含量政策：需要本地零部件配套、规避关税时，合资更容易满足本土化生产要求；

l政策倾斜：部分越南国有能源招标项目，优先合资企业入围。

3.2.4适用场景总结

1)选独资：光伏逆变器、储能PACK、充电桩设备生产、零部件制造（新能源全放开独资，成本最低、管控最优）；

2)选合资：越南大型储能电站投资、电网配套项目、物流配套、部分受限基建（法定外资≤49%必须合资）。

3.3 新能源行业专项补充

1)越南新能源（风光储充）属于国家鼓励类目录：

全部可以100%外资独资建厂，无强制合资要求，注册资本最低可按总投资额20%缴纳，所得税优惠力度最大；

2)只有能源发电IPP电站、电网并网运营部分项目，越南政策要求合资（外资≤49%），单纯设备生产制造不受限。

4. 中国新能源设备在东南亚市场全览

分逆变器/储能/充电桩三大品类

4.1 整体市场概况

东南亚（越南、泰国、菲律宾、印尼、马来西亚、新加坡）是中国新能源设备全球第一大新兴出口市场，受各国强制配储、风光装机扩容、工商业自发自用、新能源车普及四大政策驱动高速扩容。

1)光伏+逆变器：东南亚新增光伏设备85%~90%由中国供货，越南、马来西亚、泰国建成中企海外组件/逆变器生产基地，本土产能90%归属中资建厂；2026年逆变器对华进口同比+25%，越南、菲律宾、泰国为前三大采购国。

2)储能：2025年东南亚储能规模35.5亿美元、装机12GWh；2026年增速破100%，2026-2030累计新增装机近100GWh；中国品牌整体市占65%~70%，大储、工商储、户储全品类领跑；越南、泰国强制风光项目配储≥15%，直接拉动储能刚需。

3)充电桩：东南亚充电桩新建项目70%设备源自中国，越南、泰国随新能源汽车爆发加速基建落地；新加坡高端快充、印尼群岛慢充、马来西亚工商业桩分层需求落地。

落地模式变化：从单一整机出口→越南/泰国本土化建厂+设备+EPC总包+运维全链条输出，头部品牌就地组装规避本地含量政策（LCR）关税壁垒。

4.2 分品类品牌认可度&市场份额

4.2.1逆变器（工商业+户用+储能变流器）

1)外资（中国品牌=区域一线外资）

l华为：泰国逆变器市占≈40%、越南32%、菲律宾35%，东南亚高端电站首选，电网兼容性、智能运维认可度第一，大型地面光伏、漂浮光伏标配（泰国乌汶府漂浮光伏标杆项目）；

l阳光电源：储能逆变器东南亚龙头，菲律宾1.5GWh储能系统总包，越南工商业储标杆，大功率机型垄断大型配储项目；

l锦浪、固德威、派能、盛弘：户用+中小型工商储主力，越南、马来西亚分布式光伏主流，性价比标杆；

l创维、TCL光伏：依托家电渠道深耕泰国、马来户用光储，下沉零售市场。

2)欧美竞品（ABB、施耐德、SMA）

仅新加坡高端电网项目、泰国国营电力EVN少量采购，整体份额不足12%，价格高出国产25%~40%，中小项目基本出局。

3)东南亚本土

越南VinEnergo、TinNghia，泰国Solartron：仅低端小型户用逆变器，核心芯片、功率器件依赖中国进口，整机市占＜8%。

4.2.2储能（电芯+储能系统）

1)头部国产

l宁德时代：新加坡、印尼电网级大储龙头，拿下4GWh跨境绿色走廊储能大单，东南亚大型IPP电站首选电芯；

l比亚迪、海博思创、阳光电源：系统集成头部，越南工商业储能、印尼离网海岛光伏+储能主力配套；

l派能、固德威：户储龙头，马来西亚、泰国家庭自发自用储能销量第一。

2)日韩竞品（LG、三星SDI）

新加坡高端项目零星使用，成本偏高，越南、印尼、泰国民用/工商业基本被国产替代；

3)本土储能厂

越南Vingroup储能、印尼IBC，仅组装环节，电芯外购中企，无自研产能，市占＜10%。

4.2.3充电桩

1)中国品牌梯队

l特来电、星星充电、盛弘：泰国、越南公共快充桩TOP3，泰国高速充电桩60%国产设备；

l华为全液冷超充：新加坡高端商圈、车企配套标杆；

l奔奔、绿源配套桩企：越南、印尼低速电摩慢充下沉市场。

2)外资

ABB、施耐德仅新加坡高端场站，价格高；

3)本土

VinFast自研充电桩仅限自身车企配套，不对外大批量供货。

4.3 中国产品核心竞争力（四大优势）

4.3.1全产业链成本优势（最核心）

从硅料、电芯、功率器件到整机一体化配套，同规格产品比欧美便宜25%~35%，比日韩便宜15%~25%；交付周期短：欧美品牌交货3~6个月，国产现货/2个月交付，适配东南亚项目抢并网窗口期。

4.3.2产品适配本土化优势

针对东南亚高温高湿、电网电压不稳、海岛离网优化：

l逆变器宽电压、防暴雨防尘、弱电网适配（适配越南老旧农网、印尼孤岛电网）；

l储能系统高温温控优化，适配热带常年35℃+环境；欧美原厂机型多为欧美温带标准，本地化改造成本高。

4.3.3一站式总包能力（EPC+设备+运维）

中国能建、东方电气、阳光电源可提供勘测+设备+施工+并网+5年运维打包方案，欧美品牌只卖设备、外包工程；泰国、越南国营电力、民营开发商优先选中企总包，标杆项目（老挝600MW风电、泰国漂浮光伏）全部中企承建。

4.3.4品牌分层全覆盖

l高端（华为、阳光）：对标ABB/SMA，抢占大型国企、电网项目；

l中端（锦浪、固德威、宁德）：主攻工商业分布式；

l下沉（创维、TCL、中小储能厂）：深耕散户、家庭户用，全覆盖价格带，本土品牌无全品类竞争能力。

4.4 现存短板&市场挑战

l本土化售后短板：越南、印尼偏远省份服务网点偏少，中小杂牌国产低价劣质产品拉低国产口碑；

l政策壁垒：越南、印尼逐年提升本地国产化含量LCR，强制部分零部件本土生产，倒逼头部建厂、淘汰纯出口小厂；

l本土保护+日韩扶持：越南Vingroup、印尼本土电池获政府补贴，本土项目优先本土配套；日系依托汽车渠道绑定本土充电桩采购；

l低端内卷：国内小厂低价倾销，个别劣质产品故障频发，干扰头部品牌定价体系。

4.5 区域国别细分偏好（做货代/落地采购关键）

1)越南：国营大项目认华为+宁德时代，民营工商业偏好阳光、锦浪（性价比优先），充电桩特来电主导；本地合资建厂居多（外资能源项目最高持股49%）；

2)泰国：户用光储爆发，创维、TCL零售渠道强势，大型电站华为垄断，政策友好、独资建厂门槛低；

3)印尼：离网微网为主，比亚迪、派能户储+小型储能占优，强制本土配套，中企普遍合资建厂；

4)新加坡：高端项目，华为、宁德对标欧美，准入标准严苛、单价最高。

4.6 后续发展趋势

1)本土化生产深化：头部加速越南平阳、泰国罗勇府建厂，规避关税与国产化政策；

2)光储一体化成标配：随各国配储政策落地，单一逆变器采购变少，整套光储打包采购成为主流；

3)国产品牌从设备商→能源投资商：中企以IPP投资电站+配套自有设备，绑定长期设备需求。

5. 越南能源项目合作落地的主要模式和注意事项

越南新能源（光伏/储能/充电桩）项目主流落地合作模式+全维度落地注意事项（适配2026现行PDP8、57/58号法令新规）

5.1 六大主流落地合作模式

5.1.1工商业屋顶光储DPPA直售模式

当前最优、落地最多，2025第57法令法定化

1)合作结构

中方投资+EPC+设备，零土地成本，租用工厂屋顶；与用电工厂签署10～20年DPPA直购电协议，绕开EVN电网统一收购，工厂按低于市电8%～12%电价购绿电，余电优先上网卖给EVN。

2)合作主体

中方开发方+越南工业园/本土工厂业主（Vingroup、外资制造园区最普遍）

3)收益

电费收入+峰谷套利（越南峰谷价差1.7～1.9倍）+储能备用服务费

4)适用

500kW～20MW厂房屋顶光伏+配套10%～15%储能（PDP8强制配储）

5)出资

中方100%独资/中越合资（中方70%+越方30%）

5.1.2EPC总包+设备供货

轻资产、风险最低，逆变器/储能/桩设备商首选

1)模式1：纯设备出口

中方逆变器、储能PACK、充电桩整机销往越南本土EPC、运营商（V-Green、EVN、Petrolimex招标采购）

2)模式2：EPC总承包

中方承接越南业主（本土能源公司、工业园、EVN）项目设计+采购+施工，业主全额出资，中方赚工程+设备利润，不持有电站资产。

细分：油站光储充EPC、户用光伏总包、集装箱储能EPC。

5.1.3合资共建电站

地面集中式光伏/大型电网储能，规避本土含量LCR政策

1)股权结构

中方外资49%～70%，越南本土合作方30%～51%（本土能源商、地方国企、VSUN、REE）；越方出土地、政府资源、本地审批，中方出资金、技术、全套设备。

2)售电路径

签EVN官方PPA购电协议（58号令，还本15年内保底80%发电量），电网统一收购。

3)适用

≥20MW地面光伏、百MW级电网侧储能BESS；2026新规地面光伏严控新批，存量置换为主。

5.1.4BOT/BOOT特许经营

大型储能电站、油站全域光储充、市政充电桩PPP

1)BOT

中方融资建设、特许运营15～25年，到期无偿移交越南国资/政府；BOOT到期可优先折价收购资产。

2)落地场景

EVN电网配套大型储能、全国国营PVOIL/Petrolimex油站充电网络、国道公共充电桩；需省级政府+工贸部特许批复，纳入PDP8规划才可立项。

3)门槛

投资方实缴≥项目总投20%资本金，大型项目注册资本5000亿盾起。

5.1.5设备越南建厂+配套项目捆绑

制造+项目一体化，华为/阳光/特来电落地模式

中方独资/合资在平阳、北宁、北江工业园建厂生产逆变器、储能、充电桩；依托本地工厂资质承接越南本土EPC项目、国企集采订单，规避整机进口关税与LCR本地含量考核。

优惠：新能源制造“四免五减半”企业所得税（前4年免税，后5年减半10%）。

5.1.6户储/离网微电网代销合作

下沉县域、别墅、缺电偏远省份

中方供货，越南本土代理商、建材商、光伏门店分销户用光储一体机；小批量项目合资开发乡村离网光伏储能，无并网审批压力。

5.2 合资VS外资独资核心异同（建厂/项目双维度）

5.2.1相同点

1)新能源行业法律均允许外资100%独资，无外资持股强制上限；均需办理投资登记证IRC、企业注册证ERC、电力经营许可证；

2)符合园区新能源产业目录均可享受所得税“四免五减半”、土地租金减免；

3)项目并网均需EVN出具并网意见书、纳入省级PDP8配额。

5.2.2不同点

对比项 100%外资独资（中资全控股）与中越合资（越方参股≥30%）

1)审批难度：

仅省级投审厅审批，周期30～45天；大型储能需工贸部越方本土资源协助，征地、环评、并网提速15～30天

2)土地获取：

只能租工业用地/屋顶，不能直接拿农业用地建地面电站越方可用本土资源落地农用地转建设用地（地面光伏刚需）

3)政策风控：

LCR本地含量逐年提升，后期零部件本土化压力大越方对接本土供应链，轻松满足本地零部件占比要求

4)政企资源：

对接EVN、省级能源部门难度高依托越方国企/本土龙头，更容易入围政府招标、PDP8新增配额

5)退出机制：

股权转让自由，外资可全资转出股权转让需越方优先认购权，流程繁琐

5.3 项目落地全流程关键注意事项

政策、并网、合同、税务、土地五大风险

5.3.1政策准入红线（首要：必须入PDP8）

1)所有并网售电项目必须列入省级/国家PDP8电力规划配额，未入PDP8无法立项、并网、签PPA/DPPA，2026集中式地面光伏基本停批新增配额，优先分布式屋顶、储能；

2)电价规则：彻底取消旧FIT固定补贴，两种售电合规路径：①EVN统购PPA（58号令保底80%发电量）②DPPA企业直售（57号令），严禁私下无协议并网售电；

3)强制配储：新建地面光伏强制配套15%容量储能，不配套无法并网审批。

5.3.2并网&电力采购风险（越南最大隐性风险）

1)EVN电网薄弱，中部、偏远省份频繁限发弃电；签约前必须拿到EVN书面并网承诺函，明确并网时点、弃电赔付条款；

2)EVN标准PPA是实发实收（Take and Pay），非照付不议，电网原因弃电无赔付；优先做DPPA直售，锁定工业大客户用电，规避电网弃电风险。

5.3.3土地合规（高频踩坑点）

1)屋顶光伏：必须和厂房业主签20年合法屋顶使用权公证合同，核实厂房土地证、产权无抵押，避免房东一房多租；

2)地面电站：农业用地严禁私自建厂，必须走越南省政府农用地转工业用地审批；外资不能直接持有土地所有权，只能租赁（最长50年）；

3)严禁租用林地、湿地，环评一票否决。

5.3.4合资合作风控要点

1)越方合作方尽调：核查企业实缴资本、过往能源项目业绩、政企资源真实性，警惕空壳公司拿项目回扣；

2)股权&权责写入公司章程：越方负责审批、征地、本地证照，中方负责技术、设备、资金；约定违约回购条款（越方拿不到审批则中方原价回购股权）；

3)分红：优先收回中方投资本金后再按股权分红，规避越方提前分利。

5.3.5合同DPPA/PPA关键条款

1)DPPA签约：用电企业必须是月耗电≥20万kWh合规工业企业，合同公证+省级工贸局备案才受法律保护；

2)锁定电价周期：DPPA签约10～15年固定基准电价，约定年度调价上限（≤5%/年）；

3)争议解决：优先约定中国国际仲裁，规避越南本地法院司法效率低问题。

5.3.6税务&本地化LCR风险

1)所得税优惠：新能源项目需落地工业园区并获批优惠批文，否则无四免五减半；外资利润出境预提税10%，可凭中越税收协定申请减免；

2)LCR本地含量：逐年抬升，2028年部分招标项目设备本地零部件占比≥35%；提前布局越南北宁/平阳本地组装厂，或本土零部件合作采购。

5.3.7充电桩细分额外注意

1)国营油站（Petrolimex/PVOIL）充电项目走公开招标，合同主体必须注册越南本地公司；

2)V-Green（VinFast）自有充电网络封闭供应链，设备难直接供货，优先开拓民营商圈、工业园充电桩。

5.4 落地优先级建议（2026实操）

l首选：DPPA工商业屋顶光储（轻资产、回款稳、审批快）；

l次选：EPC+设备供货（零项目投资风险，依托中国逆变器/储能产能）；

l谨慎：大型地面光伏合资（配额稀缺、土地成本高）；

l长线：储能PACK/逆变器越南建厂（适配LCR长期趋势，绑定本土项目）。