| 文件 | 日期 | 主要作用 |
|---|---|---|
| 第500/QĐ-TTg号决定 | 2023年5月15日 | 批准原版PDP8 |
| 第768/QĐ-TTg号决定 | 2025年4月15日 | 调整电力需求、电源结构、电网及投资安排 |
| 第1509/QĐ-BCT号决定 | 2025年5月30日 | 批准调整版实施计划，细化项目建设安排 |
2025年调整版采用2026—2030年GDP年均增长约10%的发展假设，并扩大风电、光伏和储能的规划规模。实施计划进一步落实电源、电网和产业中心建设任务。越南工贸部规划发布说明、实施计划说明。
规划中的项目规模、投运期和投资需求分别用于电力平衡与建设安排；投资审批、项目实施和电力市场交易制度的具体内容，见越南的新能源政策。
法律效力与项目衔接
第768号决定自2025年4月15日签署之日起生效，取代2023年第500号决定。其第3条保留既有项目衔接安排：已纳入第500号、第262/QĐ-TTg号及第1682/QĐ-TTg号决定所涉规划、实施计划的电力项目，以及已获主管机关批准进口电力投资主张的项目，继续按已批准安排推进。决定第3条越南语文本、官方公报登记。
2030年主要指标的版本对照
| 指标 | 2023年批准版 | 2025年调整版 |
|---|---|---|
| 售电量 | 5052亿kWh | 5004—5578亿kWh |
| 发电及进口电量 | 5670亿kWh | 5604—6246亿kWh |
| 最大负荷 | 90,512 MW | 89,655—99,934 MW |
| 服务国内需求的电源总规模 | 150,489 MW | 183,291—236,363 MW |
90,512 MW是2023版的最大负荷预测。最大负荷衡量用电高峰需求，电源总规模反映规划配置的供给能力。上表数据均为相应版本的规划值。2023年决定原文、2025年决定说明。
两版电源统计范围有所调整：2023版总量明确排除出口、既有屋顶光伏及为生产新能源配置的可再生能源；2025版列示的光伏包括集中式和屋顶光伏，但排除《电力法》第61/2024/QH15号第10条第5款规定的光伏电源。
2025年调整版对2050年的需求展望为：售电量12,377—13,751亿kWh，发电及进口电量13,601—15,111亿kWh，最大负荷205,732—228,570 MW。越南工贸部发布说明。
2025年调整版列示的主要电源目标
| 电源类别 | 2030年规划规模 |
|---|---|
| 陆上及近岸风电 | 26,066—38,029 MW |
| 光伏 | 46,459—73,416 MW |
| 水电，含小水电 | 33,294—34,667 MW |
| 抽水蓄能 | 2400—6000 MW |
| 电池储能 | 10,000—16,300 MW |
| 煤电 | 31,055 MW |
| LNG发电 | 22,524 MW |
| 国内天然气发电 | 10,861—14,930 MW |
| 生物质发电 | 1523—2699 MW |
| 垃圾及固体废物发电 | 1441—2137 MW |
| 地热及其他新能源发电 | 约45 MW |
| 灵活调节电源 | 2000—3000 MW |
上述光伏采用规划规定的统计范围；电池储能以MW表示功率。第768号决定的电源安排。
跨越2030年的建设安排
用于国内供电的海上风电规模为6000—17,032 MW，规划投运期为2030—2035年。宁顺1号、2号核电项目合计4000—6400 MW，同样列入2030—2035年投运安排。两类项目单独列示，以保留规划的跨期建设安排。调整版实施计划说明。
2025年调整版提出，2050年服务国内需求的电源总规模为774,503—838,681 MW，不包括出口电源。主要分类如下。
| 电源类别 | 2050年规划规模 |
|---|---|
| 陆上及近岸风电 | 84,696—91,400 MW |
| 海上风电，服务国内电力需求 | 113,503—139,097 MW |
| 光伏 | 293,088—295,646 MW |
| 水电 | 40,624 MW |
| 抽水蓄能 | 20,691—21,327 MW |
| 电池储能 | 95,983—96,120 MW |
| 核电 | 10,500—14,000 MW |
| 生物质发电 | 4829—6960 MW |
| 垃圾及固体废物发电 | 1784—2137 MW |
| 地热及其他新能源发电 | 约464 MW |
| 灵活调节电源 | 21,333—38,641 MW |
煤电和燃气电源转型
2050年结构表将燃煤发电列为0 MW，生物质／氨燃料火电列为25,798 MW。燃气电源按燃料与碳减排技术进一步分类：国内气及转用LNG机组7900 MW、国内气机组完全改烧氢7030 MW、配套碳捕集与封存（CCS）的LNG机组1887—2269 MW、LNG掺氢机组18,200—26,123 MW、LNG机组完全改烧氢8576—11,325 MW。
核电发展方案另提出，到2050年系统还需补充约8000 MW核电基荷电源；表中10,500—14,000 MW为该版规划的核电总规模。
上述目标取自第768号决定第III.1.c节；燃料转换的技术和成本条件见“新能源与系统调节”。决定越南语全文、官方公报登记。
风光扩张与储能配套
2025年调整版提出，集中式光伏开发应配套电池储能，储能功率至少为光伏功率的10%，储能时长为2小时；电池储能也可布局于新能源电源附近或负荷中心。抽水蓄能承担调峰、容量备用和新能源消纳支持。规划及实施要求。
到2030年，规划争取50%的政府办公建筑和50%的居民住房使用屋顶光伏自发自用。至2050年，光伏总规模展望为293,088—295,646 MW。2025版非水可再生能源发电占比目标为2030年约28%—36%、2050年约74%—75%。屋顶光伏目标、长期电源目标。
2023版提出的“2030年前新增光伏4100 MW”属于新增规模；2025版46,459—73,416 MW属于规定范围内的总规模，两者采用不同口径。
煤电与气电转型
2025版煤电安排继续推进已在规划中且正在建设的项目，并提出：已运行20年的机组在成本适宜时向生物质或氨燃料转型；运行超过40年且无法转换燃料的机组停止运行。天然气发电优先利用国内气源，配套LNG进口基础设施，并把转向氢燃料与技术商业化、成本适宜相衔接。第768号决定。
绿色氢与绿色氨生产
规划把用于新能源生产的可再生能源项目与国内供电项目分别安排。用于绿色氢、绿色氨等新能源生产的海上风电规模，估计2035年约15,000 MW、2050年约240,000 MW，面向国内需求和出口。第768号决定新能源生产方向。
需求侧管理
实施方案同时提出节能设备投资、能源审计、能源服务公司（ESCO）模式和需求侧管理（DSM），通过提高用能效率及调整负荷降低系统供电压力。决定第VI节。
电网发展方向
500 kV电网承担区域系统互联和跨境电力交换的骨干作用；220 kV电网加强高负荷密度地区供电。规划推动具备无人值守条件的220 kV变电站，以及GIS、220/22 kV变电站和负荷中心地下变电站建设，并采用多回路、多电压等级同塔架设等方式节约土地。
可靠性目标包括重要负荷地区满足N−1准则，特别重要负荷地区及核电电源满足N−2准则。智能电网技术方向包括HVDC、静止无功补偿器（SVC）、静止无功发生器（SVG）、柔性交流输电系统（FACTS）、电池储能系统（BESS）和动态线路增容（DLR）。第768号决定第III.2节。
2025—2030年输变电建设规模
| 设施 | 新建规模 | 改造规模 |
|---|---|---|
| 500 kV变电容量 | 102,900 MVA | 23,250 MVA |
| 500 kV线路 | 12,944 km | 1404 km |
| 220 kV变电容量 | 105,565 MVA | 17,509 MVA |
| 220 kV线路 | 15,307 km | 5483 km |
2031年以后的电网展望
| 设施 | 2031—2035年新建／改造 | 2036—2050年新建／改造 |
|---|---|---|
| HVDC换流容量 | 新建26,000—36,000 MW | 新建26,000—36,000 MW |
| HVDC线路 | 新建3500—6600 km | 新建3600—6700 km |
| 500 kV变电容量 | 73,800／36,600 MVA | 72,900／102,600 MVA |
| 500 kV线路 | 7480／650 km | 7846／750 km |
| 220 kV变电容量 | 44,500／34,625 MVA | 81,875／103,125 MVA |
| 220 kV线路 | 4296／624 km | 5370／830 km |
2036—2050年还列入500 kV以上交流变电容量24,000 MVA及交流线路2500 km。2030年后的直流输电方向，重点包括连接中部沿海、南中部沿海与北部地区，以开发海上风电资源。项目准备阶段再确定站址、容量、线路长度、导线截面和回路数。政府公布的输电网安排。
跨境互联与电力贸易
2025版列示的2030年电力进口规模为9360—12,100 MW，涉及老挝及中国；2050年进口规模展望为14,688 MW。2023版老挝进口5000—8000 MW保留为历史比较。
规划通过500 kV和220 kV线路加强与老挝互联，并提出建设与中国的500 kV、220 kV联网线路，向越南北部进口电力，同时研究异步互联及直流方案。区域出口安排包括2030年对柬埔寨供电规模约400 MW，以及2035年对新加坡、马来西亚等伙伴出口约5000—10,000 MW；2050年区域出口规模展望约10,000 MW。跨境电力安排、决定越南语全文。
分阶段投资需求
2025年调整版对电源和输电网投资需求作出以下测算，单位为亿美元。
| 期间 | 电源 | 输电网 | 合计 |
|---|---|---|---|
| 2026—2030年 | 1182 | 181 | 1363 |
| 2031—2035年展望 | 1141 | 159 | 1300 |
| 2036—2050年展望 | 5412 | 279 | 5691 |
2031年以后两阶段的投资估算将在后续规划中进一步细化。资金组织方向包括国内外投资、国有与私营投资、PPP，以及JETP、AZEC、绿色信贷、气候信贷和绿色债券等渠道。第768号决定的投资测算、决定第VI.2节。
主要实施主体
| 主体 | 规划规定的主要任务 |
|---|---|
| 越南工贸部 | 组织实施、监督电源和电网项目、制定发电价格区间、评估并提出规划调整 |
| 省市政府 | 衔接省级规划和土地安排，遴选投资者，协调征地补偿及安置，监督项目投运进度 |
| 越南电力集团（EVN） | 按分配任务投资电源和输电网，评估供需平衡及系统运行，落实已分配项目 |
| Petrovietnam | 推进国内气田开发、天然气及LNG基础设施，保障发电用气并实施已分配项目 |
| Vinacomin及Dong Bac Corporation | 结合国内煤炭生产与进口，按能源转型路线保障发电用煤，实施已分配项目 |
规划还要求建立电力数据库，跟踪全国与地方负荷、电源、电网项目进度，并按供需变化调整建设安排。决定第2条及第VI.11节。
规划提出，到2030年在具备条件时形成2个跨区域可再生能源产业和服务中心，潜在布局区域包括北部、南中部沿海和南部。
中心建设内容包括约2000—4000 MW的可再生能源电站，主要为海上风电，以及设备制造、运输施工安装、配套服务、低碳工业园区、研究和培训机构。实施计划继续推进这一产业生态方向。2025年实施计划说明、决定第III.5节。
设备与工程能力建设
这些措施把电源建设与设备制造、工程服务及运行技术相衔接。决定第VI.5及VI.9节。
规划用地
电力设施和基础设施的用地需求为：2021—2030年约89,900—93,360公顷，2031—2050年约169,800—195,150公顷。规划要求与土地分配指标、省级规划及相关专项规划衔接。决定第IV节。
发电温室气体排放
2025版提出，将发电产生的温室气体排放控制在2030年约1.97亿—1.99亿吨、2050年约2700万吨。若国际伙伴全面、切实落实JETP承诺，则争取2030年排放峰值不超过1.70亿吨。决定第II.2节越南语文本。
项目选址、设计、施工及运行需统筹森林、自然保护区、生物多样性和文化遗产保护，并考虑干旱、洪涝、山体滑坡、热浪和海平面上升等风险。规划同时提出新能源设备废弃物减量、回收、再利用和再循环方向。决定第IV及VI.4节。
重点从规划落实到具体项目
越南工贸部2026年10月发布的供电准备说明指出，部分电源和电网项目仍受规划重叠、线路走向协调、土地手续、征地以及电源与接网工程进度不一致等问题影响。工贸部供电准备说明。
2026年10月22日，政府办公厅第10790/VPCP-CN号文件传达新的供电保障部署，重点包括：
这次部署把近期供电保障、新能源与储能建设、项目执行及进一步规划调整联系起来。本词条的容量表仍按2025年第768号已批准决定列示，2026年进一步调整工作按上述部署记录。2026年10月22日官方文件说明。
资料查询日期：2026年10月25日。规划和部署依据以下越南官方资料整理。