2025年04月15日，副总理裴青山（Bùi Thanh Sơn）签署了《第768/QD-TTg号决议》，批准调整2021-2030年国家电力发展计划。

以可再生能源、新能源发展为契机，构建整体能源产业生态系统。

明确提出五大发展纲领：

1）电力是重要的基础设施领域。必须先行一步发展电力，为推动国家快速可持续发展、建设独立自主的经济、改善人民生活、保障国防安全奠定基础。电力发展规划必须具有长远性、有效性、可持续性，把国家和民族利益放在第一位。

2）按照电源、输电、配电、节约高效用电等各要素最优化的原则，与资源保护、环境保护和经济方式转变相结合，合理安排电力发展路线，以最低成本保障国家能源安全。

3）电力发展规划必须具有科学性、继承性、动态性和开放性。开发和有效利用国内能源资源，合理进出口，节约高效利用能源。以可再生能源、新能源发展为契机，构建整体能源产业生态系统。

4）国家重视投资，鼓励各类经济成分按照公平竞争的原则加快发展电力工业，实行电价市场化机制，保障投资主体和用电主体的利益协调，满足各地区发展需要。

5）电力发展必须紧跟世界科技发展趋势特别是可再生能源、新能源的发展趋势，顺应我国经济向绿色经济、循环经济、低碳经济转型的进程。能源转型必须顺应国际潮流，确保可持续、公平、公正。

总体目标：坚决保障越南国家能源安全，满足国家经济社会发展和工业化、现代化建设的要求。顺应世界绿色转型、减排和科技发展趋势，顺利实现与生产现代化、智能电网建设、先进电力系统管理相结合的公平能源转型。形成以可再生能源、新能源为基础的综合能源产业生态系统。

至2050年，可再生能源占比达到74-75%

在确保国家能源安全方面，调整后的第8次电力规划旨在为越南国内需求提供足够的电力，实现2026 - 2030年期间GDP年均增长率约为10.0%，2031 - 2050年期间GDP年均增长率约为7.5%的社会经济发展目标。2030年商业用电量达到约5004-5578亿千瓦时； 2050年的目标约为12377-13751亿千瓦时。 2030年电力生产和进口量约达到5604-6246亿千瓦时； 2050年方向约为13601-15111亿千瓦时。 2030年最大容量约为89,655 - 99,934兆瓦；到2050年将达到约205,732-228,570兆瓦。

确保电力供应安全可靠，重要负荷区域达到N-1标准，特别重要负荷区域、核电达到N-2标准。到2030年，电力供应可靠性进入东盟前4位，电力覆盖指数进入东盟前3位（截至2024年底，越南境内电力覆盖率位列东盟第6位，见下图）。

到2030年，力争50%的办公楼、50%的住宅使用自产自用屋顶光伏发电（本地消纳，不并入越南国家电网售电“phục vụ tiêu thụ tại chỗ, không bán điện vào hệ thống điện quốc gia”）。

将电力生产产生的温室气体排放量到2030年控制在1.97-1.99亿吨左右，到2050年控制在2700万吨左右。在国际伙伴全面、实质性履行JETP承诺（见下解释）的前提下，力争2030年排放峰值不超过1.7亿吨。

注：JETP含义

JETP项目旨在通过向中低收入发展中国家（尤其是以煤炭等化石能源为主体消费结构的新兴经济体）提供资金支持，助力相关国家加速煤炭等化石能源的退出，并加快可再生能源发展，为受转型影响最大的脆弱人群提供帮助，从而实现整体经济平稳低碳转型。

JETP于2021年在英国格拉斯哥举行的联合国气候会谈上由欧美发达国家提出。JETP的资金来自公共和私人部门。其中，公共资金的来源之一是国际合作伙伴集团（IPG）的成员，包括美国、英国和欧盟等10个发达国家和地区。

截至目前，南非、印度尼西亚、越南、塞内加尔等国已与发达国家集团达成JETP合作关系，涉及初始资金规模合计近500亿美元，资助形式包括直接捐赠、优惠贷款、商业贷款和担保等。

南非是首个签署JETP的国家，在2022年制定了一项未来五年启动能源转型的规划，其投资规模达980亿美元。

印尼是JETP的最大受助国之一。2022年二十国集团（G20）首脑峰会期间，美国、日本等十个国家宣布启动与印尼的公正能源转型伙伴关系（JETP）。十国承诺在3-5年内通过赠款、优惠贷款、市场利率贷款、担保和私人投资组合的方式调动200亿美元。以协助印度尼西亚政府实现其承诺的淘汰煤电，同时在2030年之前实现可再生能源发电占总发电量的34%，并推动发电部门实现碳达峰的目标。

越南达成的150亿美元协议也是公共资金和私营部门资金各占一半。该国表示将在2030年把煤电的峰值装机容量限制在30.2吉瓦，低于此前计划的37吉瓦。

JEPT存在的问题

与这些受助国摆脱煤炭实现能源转型所需的资金相比，JETP提供的资金只是一小部分。分析指出，JETP自宣布以来的实际推进远远滞后于预期。

一方面，JETP侧重加快煤电退出和可再生能源发展，但资助国却未能提供低成本、高效益的可再生技术和产能支撑；更为重要的是，JETP的资助类型和资金规模与受资助国家实际需求严重匹配不足。

建设能够整合并安全高效运行大规模可再生能源的智能电网系统。

在产业生态系统和可再生能源服务发展方面，预计到2030年，打造出2个跨区域产业和可再生能源服务中心，包括电力生产、输送和消费；发展可再生能源装备制造业、建设安装业和相关服务业，在越南北部、中南部、南部等有条件的潜力地区构建可再生能源产业生态系统。

开发可再生能源并生产新能源，出口到新加坡、马来西亚和该地区的其他合作伙伴。到2035年，电力出口规模达到5000~10000兆瓦左右，在保证经济效益、确保国内能源安全和国防安全的前提下，根据进口方需求可以适当提高。

在实施《规划》过程中，工贸部将定期审查并向总理报告电源发展情况，及时提出调整规划和电力发展方案的建议，以适应实际实施情况。

电源结构

根据调整后的第八电力规划，到2030年，满足国内需求（不包括出口）的发电厂总容量将达到183,291 - 236,363兆瓦，其中：

o 陆上和近岸风电：26,066 - 38,029 兆瓦（占 14.2 - 16.1％）;

o 海上风电：2030 - 2035 年期间将投入 6,000 - 17,032 兆瓦，如果条件有利且价格合适，进度可以加快；

o 光伏发电（包括光热发电和屋顶光伏发电，不包括根据第61/2024/QH15号电力法第10条第5款规定的光伏发电来源）：46,459-73,416 兆瓦（占 25.3 - 31.1%）；

o 生物质发电：1,523 - 2,699 兆瓦，垃圾发电：1,441 - 2,137 兆瓦，地热发电及其他新能源：约45兆瓦；如果原材料充足、土地利用效率高、环境治理需求充足、电网基础设施允许、电价和输电成本合理，则可以更大规模地发展；

o 水电：33,294-34,667兆瓦（占14.7-18.2％），在确保环境、森林保护和水安全的情况下可进一步发展；

o 核电：2030年至2035年期间，预计投入4,000至6,400兆瓦，条件成熟时可加快建设进度；

o 储能源：10,000 - 16,300 MW（占 5.5 - 6.9％）;

o 燃煤火电：31,055 兆瓦（占 13.1 - 16.9％）

o 国内燃气火电：10,861 - 14,930 MW（占 5.9 - 6.3％）;

o LNG火电：22,524 MW（占9.5 - 12.3％）;

o 灵活调度电源（使用液化天然气、石油、氢燃料等的火力发电，具有较高的运营灵活性）：2,000 - 3,000 兆瓦（占 1.1 - 1.3％）;

o 抽水蓄能水电：2,400 - 6,000 MW；

o 电力进口：从老挝和中国进口9,360-12,100兆瓦（占4.0-5.1％，根据两国政府之间的协议最大限度地扩大从老挝进口电力的规模，或在条件有利的情况下加快从老挝向北部地区进口电力的时间）。

o 对于在安装、融资和股东变更方面面临困难的煤电，将更新处理流程，调整风电、光伏和生物质能发电结构以适应需求。

o 关于参与直接购电协议（DPPA）和新能源生产：据统计，目前年用电100万千瓦时以上的大客户数量约占整个系统（约1500多家客户）总发电量的25%。

o 到2030年，对柬埔寨电力出口规模约为400兆瓦。预计到2035年，对新加坡、马来西亚等地区伙伴的电力出口能力将达到约5000—10000兆瓦，在保证国内能源安全和国防安全的前提下，根据进口国的需求，可能还会更高。

至2050年，满足国内需求（不包括出口）的发电厂总容量为774,503 - 838,681兆瓦，其中：

o 陆上和近海风电：84,696 - 91,400 MW（占10.9％）

o 海上风电：113,503 - 139,097 MW（占14.7 - 16.6％）;

o 光伏发电（包括光热发电和屋顶光伏发电）：293,088 - 295,646 兆瓦（占 35.3 - 37.8％）;

o 生物质发电：4,829 - 6,960 兆瓦，垃圾发电：1,784 - 2,137 兆瓦，地热发电及其他新能源：约 464 兆瓦；

o 核电：10,500 - 14,000 兆瓦（占 1.4 - 1.7％）

o 水电：40,624 MW（占 4.8 - 5.2％）

o 储能电源：95,983 - 96,120 MW（占 11.5 - 12.4％）;

o 燃煤火电：0 兆瓦（0%），不再使用煤炭发电；

o 利用生物质/氨的火力发电：25,798 兆瓦（占 3.1 - 3.3％）;

o 国内燃气火电及液化天然气转换：7,900 兆瓦（占 0.9 - 1.0%）；

o 国内燃气火力发电转换为完全使用氢气的发电量：7,030 兆瓦（占 0.8 - 0.9％）;

o LNG CCS燃气发电（新建、安装碳捕获与储存设备）：1,887 - 2,269 MW（占0.2 - 0.3％）；

o 以氢为燃料的 LNG 热电：18,200 - 26,123 MW（占 2.3 - 3.1％）;

o 转换为完全依靠氢气运行的 LNG 热电：8,576 - 11,325 MW（占 1.1 - 1.4％）;

o 灵活调度电源：21,333 - 38,641 MW（占2.8 - 4.6％）;

o 抽水蓄能水电：20,691 - 21,327 MW；

o 电力进口：从老挝和中国进口14,688兆瓦（占1.8-1.9％），在条件有利、价格合理的情况下，可以增加最大规模或提前从老挝进口电力到北部地区的时间。

o 关于参与DPPA和新能源生产，它占可再生能源总发电量的约30-60％，或更高，具体取决于市场发展情况。

o 保持对新加坡、马来西亚等地区伙伴约10000兆瓦的电力出口规模，并根据进口国的需求在确保国内能源安全和国防安全的基础上增加出口规模。

输电网建设

根据调整后的第八电力规划，2025年至2030年期间，将新建500千伏变电站10.29亿千伏安，改造500千伏变电站2.325亿千伏安；新建500千伏线路12944公里、改造500千伏线路1404公里；新建220千伏变电站105565兆伏安、改造220千伏变电站17509兆伏安；新建220千伏输电线路15307公里，改造220千伏输电线路5483公里。

2031 - 2035年发展目标：新建26,000 - 36,000兆瓦高压直流换流站和3,500 - 6,600公里高压直流输电线路。新建 73,800 MVA 500 kV 变电站，改造 36,600 MVA 500 kV 变电站；新建500千伏线路7480公里，改造500千伏线路650公里；新建44,500 MVA 220 kV变电站，改造34,625 MVA 220 kV变电站；新建220千伏输电线路4296公里、改造220千伏输电线路624公里。

2036 - 2050 年期间的发展方向是，新建 26,000 - 36,000 兆瓦的高压直流输电站容量和 3,600 - 6,700 公里的高压直流输电线路；新建500千伏以上高压交流换流站（HVAC站）容量24000兆伏安和500千伏以上高压交流HVAC输电线路2500公里；新建72,900 MVA和改造102,600 MVA 500 kV变电站；新建500千伏线路7846公里、改造500千伏线路750公里；新建220千伏变电站81875兆伏安、改造220千伏变电站103125兆伏安；新建220千伏输电线路5370公里、改造220千伏输电线路830公里。

投资资金需求及土地使用安排

2026—2030年，电源及输电网建设总投资约为1363亿美元，其中：电源投资约为1182亿美元；输电网约181亿美元。

2031—2035年发展目标，预计电源及输电网建设资金需求约为1300亿美元，其中：电源投资约为1141亿美元；输电网投资约为159亿美元，将在下一步规划中确定。

面向2036—2050年，预计电源及输电网建设投资资本需求约为5691亿美元，其中：电源投资约为5412亿美元；输电网投资约为279亿美元，将在下一步规划中确定。

根据第39/2021/QH15号决议确定的土地分配目标，2021-2030年期间电力基础设施发展用地需求量约为8.99-9.336万公顷，2031-2050年期间电力基础设施发展用地需求量约为16.98-19.515万公顷，以确保实现电力发展目标。

修改前后的内容比较

最高电价说明