本周，过去几年风风火火高调进入越南可再生能源市场的境内外开发商普遍被迫面临着一个难堪的问题：项目已经建成并网，电力也被电网接收，原有购电协议（PPA）里的价格，能否因为后来发现的验收文件问题而重新谈？

EVN旗下电力交易公司EPTC近日要求相关投资者提出解决方案，协商降低项目在存在验收文件争议期间的购电价格。争议涉及172个风电、光伏项目或项目部分容量。EPTC提出，协商后的电价不得超过越南过渡性可再生能源项目的价格上限。这是要求投资者提交谈判方案，不是EVN已经宣布对172个项目统一降价；谈判对象也不是所有项目未来的PPA价格，而是与验收文件争议相关的特定期间。

即便如此，这项要求仍然触及新能源投资最核心的部分：项目按什么价格结算，合同中的商业运行日期是否有效，已经发出的电费能否按原约定支付。

争议的中心：COD、CCA与FIT

这场争议涉及三个关键概念。

COD是商业运行日期，通常决定项目何时开始按合同售电，也关系到项目是否满足FIT固定电价政策的适用条件。

CCA是建设工程验收检查结果的批准文件。越南电力监管部门和政府监察机构关注的重点之一，是部分项目在商业运行或享受FIT期间，是否取得了书面验收批准。

FIT则是越南过去用于加快风电、光伏开发的固定上网电价机制。项目开发商根据当时适用的政策和PPA，对未来电价和收入进行测算，再据此安排融资、建设和偿债。

争议由此产生：如果项目已经按当时规则取得COD并开始售电，后来又被认定在某个期间缺少CCA验收文件，是否可以据此重新确定该期间的电价？

越南政府监察机构此前对172个项目的检查指出，部分项目在没有验收检查结果批准文件的情况下，已经商业运行或享受FIT。此后，部分项目的电费付款出现延迟，或只收到PPA项下的部分款项。EPTC这次要求重谈，正是相关历史问题进入合同处理阶段的表现。

但投资者的理解并不相同。此前的投资者联名材料称，一些项目（参见下表）在2021年或更早就已COD，当时适用的规则并未把CCA批准文件明确列为COD的前置条件。相关投资者因此主张，后续出台的验收要求不应追溯改变已确认的COD和FIT资格。

这不是一个单纯的技术验收问题。若COD日期、FIT适用资格和PPA结算价格被重新审查，项目过去几年的收入基础、融资模型和偿债计划都可能受到影响。

电价上限，不等于最终谈判价

EPTC提出的谈判价格上限，来自越南过渡性可再生能源项目的电价框架。根据越南政府之前发布的电价决议案21/2023，未含增值税的价格上限如下：

编者注：1越南盾≈0.00025812元人民币；1元人民币≈3874.17越南盾

需要注意，这些数字是过渡性项目电价框架中的上限，不代表172个项目都将按同一价格结算，也不代表所有项目原有FIT电价都会自动改成表中价格。按照新闻材料，实际电价仍需由EVN与各项目开发商逐项协商。

对项目业主来说，关键在于“协商”的起点和边界。如果降价只针对验收争议期间，并且同时解决该期间的历史电费支付、COD认定和后续结算规则，开发商可能会把它视为处理存量问题的一种方式。

如果价格下调范围、追溯期间和付款安排都不清楚，单纯要求投资者提交降价方案，就会让项目现金流继续处于不确定状态。

新能源项目的融资模型通常基于长期售电收入。电价降低会直接减少项目收入，也可能压低债务偿付覆盖率（DSCR）、项目内部收益率（IRR）和股权估值。对高负债项目而言，电价变动还可能影响贷款契约、再融资条件和股东追加资本安排。

所以，开发商真正要问的不是“电价上限是多少”，而是：谈判后，历史电费何时支付？未来电价是否稳定？COD是否保留？已签PPA的其他条款是否继续有效？

越南政府面对的是两本账

越南政府和EVN也有必须处理的问题。政府监察结论认为，部分项目在验收程序未完成时取得商业运行资格并享受FIT，可能造成购电支出争议。若不处理，监管部门难以解释合规责任，EVN也难以厘清相关电费支出的依据。

与此同时，新能源项目又是越南电力供应和经济增长的重要组成部分。越南政府发言人在10月3日政府例会上的表述称，政府正推动解决积压项目，172个项目总容量接近9800MW，相关处理预计可以释放约130亿美元投资，并有望为财政带来约5万亿越南盾收入。

这组数字反映了越南面对的两本账。

一本是合规账：项目建设和验收程序是否符合规定，历史审批有没有问题，EVN是否承担了不应承担的购电成本。

另一本是投资账：近9800MW项目能否持续发电，投资资金能否重新运转，金融机构是否继续支持越南风电和光伏，未来开发商是否还愿意签长期PPA。

只算合规账，可能把项目和投资一起压住；只算投资账，又难以回应监管结论和公共资金责任。真正可行的方案，必须逐项核实项目实际状态，再把行政违规责任、历史电费结算和未来PPA执行拆开处理。

PPA的信用，取决于争议如何收尾

PPA不能保证项目永远不会发生监管或合规争议。它能否成为可融资、可执行的合同，关键在于争议出现后，各方是否依照清晰规则处理，是否保留合理的申诉和救济渠道。

越南项目当前至少有四个问题需要逐步明确：

COD如何认定：以项目实际并网发电日期、EVN确认日期，还是验收批准日期为准？

CCA问题如何补救：验收手续不完整是否可以通过整改、补办和行政处罚解决？

历史电费如何结算：争议期间的电费是暂缓支付、部分支付，还是在谈判后补付？

PPA如何继续执行：如果某一阶段价格需要调整，其他期间和合同条款是否仍然有效？

这些问题如果能通过公开、可复核的标准逐项目解决，越南仍有机会把历史遗留争议控制在特定范围内。反过来，如果项目的商业运行状态和FIT价格缺乏稳定预期，开发商就很难为新项目做长期融资，银行也会重新评估越南新能源项目的风险溢价。

越南市场未来仍有电力需求，风电和光伏资源也具备开发空间。但资源和需求只能说明“有项目机会”，不能替代购电合同信用。项目的可融资性最终取决于电价、结算、并网、限电和争议解决机制能否形成闭环。

对中国新能源出海企业的提醒

对中国风电、光伏、储能设备商和项目投资者而言，越南事件不是简单的“该不该去越南”，而是提醒企业把尽调从资源和设备延伸到合同与回款。

项目签约前，应核对PPA中的COD定义、验收要求、FIT适用条件和电价调整条款；融资阶段要确认贷款机构是否接受项目的审批和验收文件；建设阶段则要确保设备并网、运行许可和建设验收材料能够相互对应。

设备企业还应重视付款保障。若项目业主的回款依赖EVN按PPA结算，设备合同可考虑分阶段付款、银行保函、信用保险或其他风险缓释安排。对于参与股权投资或EPC总包的企业，尽调不能止于项目公司财务报表，还要追溯其PPA、COD文件、验收记录和历史结算情况。

对越南项目的判断，不能只看风光资源好不好，也不能只看过去FIT电价有多高。应把项目拆成四个问题：能不能发电，能不能并网，能不能按约结算，发生争议后能不能得到有效救济。

越南EVN要求相关项目重谈电价，尚未等于PPA已经失效，更不代表172个项目都将遭遇同样幅度的降价。但它确实把一个关键问题摆到了桌面上：当监管合规和长期购电合同发生冲突，越南将怎样处理已经形成的投资和债务？

答案将影响的不只是这批存量风光项目，也会影响开发商、银行和设备企业下一轮是否继续进入越南新能源市场。对中国企业来说，海外项目的风险审查要从签约前开始，而不是等电费延迟后才补做。