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　　本报告的研究对象聚焦于越南工贸部（Ministry of Industry and Trade, MOIT）发布的最新监管框架，特别是于2025年生效的相关通告及配套决定。随着越南电力市场从单一行政定价向竞争性批发市场过渡，垃圾焚烧发电（Waste-to-Energy, WtE）项目的购电协议（Power Purchase Agreement, PPA）性质已演变为基于最高限价与主要内容指引的商业谈判协议。在分析方法上，本报告采取法律规范解释与项目融资现金流测算的双重审视，穿透单纯的法律文本，深入理解新规下价格形成机制中的固定成本与变动成本分摊逻辑，重点剖析在缺乏主权担保背景下，购电协议如何通过复杂的代数公式构建投资回报的安全边界。

　　在2025年新监管框架下，协议的合同形态不再是不可更改的行政命令式文本，而是依据通告指引进行起草的谈判文件。合同的卖方为独立发电项目（Independent Power Producer, IPP）的项目公司，而买方通常锁定为越南电力集团（Vietnam Electricity, EVN）的全资子公司——发电与电力贸易公司（Electric Power Trading Company, EPTC），其法律地位为法定的单一买方。这一结构意味着，尽管项目资产由投资人持有，但收入流完全依赖于EPTC的支付能力，且在现行越南法律实践中，财政部明确不再为该类项目提供政府担保，导致项目信用结构呈现出显著的国企商业信用特征而非主权信用特征。

　　越南WtE项目的电价机制已由原来的固定上网电价（Feed-in Tariff, FiT）转变为基于成本核算的协商电价，且受到严格的最高限价约束。根据最新决定，2025年垃圾发电厂的最高发电价格框架被设定为2,575.18越南盾/kWh，具体电价由固定价格和变动价格两部分构成。其中，固定价格的测算必须基于项目全生命周期的合法成本，且明确规定内部收益率（Internal Rate of Return, IRR）不得超过12%。这一成本加成、收益率封顶与绝对价格上限的三重锁定机制，消除了超额利润的想象空间，迫使投资人必须进行极度精细化的成本控制。

　　协议中的平均固定成本是决定投资回收的关键变量，其计算需基于经批准的投资总额或决算资本，涵盖建设、设备及接入工程成本。在财务模型输入参数上，监管层设定了刚性边界，要求项目股本金比例不得低于总投资的15%，贷款偿还期不得低于10年。对于外币贷款利息成本，新规引入了基于担保隔夜融资利率（Secured Overnight Financing Rate, SOFR）加3%安排费的基准核算方式。这意味着协议中的固定电价部分实质上是对融资成本与折旧政策的镜像反映，任何超出法定参数的融资溢价将无法通过电价传导。

　　变动价格主要用于覆盖燃料及易耗品成本，尽管垃圾本身通常被视为负成本燃料，但辅助燃料及化学品消耗仍需计入变动成本。协议规定，变动价格需根据主要燃料和辅助燃料的热值、单价及运输成本进行加权平均计算。值得注意的是，由于主要燃料处理涉及垃圾处理费，购电协议中的变动价格条款更多聚焦于与发电直接相关的物料消耗及运输成本的调整。如果项目涉及特定的燃料运输或预处理环节，买卖双方需协商具体的传导公式，但相关单价不得超过市场公允水平或监管核定价格。

　　鉴于越南盾的波动性，汇率传递是跨境投资的核心关切，新规确立了年度汇率差额（Foreign Exchange Difference, FED）支付机制。该机制允许买卖双方根据上一年度实际偿还外币本金时的汇率与方案基准汇率之间的差额，计算汇兑损失或收益，并纳入下一年度的电费支付中。具体公式明确了针对外币债务本金偿还部分的汇率保护，然而，这一保护机制主要覆盖债务端，对于股权回报的汇率风险敞口，监管文件并未提供明确的自动调整公式，这在实务中构成了股权投资人的剩余风险。

　　虽然WtE项目通常作为基荷电源运行，但新规下的协议并未提供无条件的照付不议承诺。随着国家电力系统与市场运营中心（NSMO）的独立化运作，调度指令将更加遵循电网安全与经济原则，协议中关于平均多年发电量的设定主要用于计算固定成本分摊率，而非绝对的最低收购保证。若发生电网拥堵或非不可抗力导致的限电，除非协议中有明确的视同发电条款，否则项目公司可能面临有电送不出且无法获得补偿的窘境，特别是在越南中南部电网消纳能力饱和的背景下，接入点的物理受限风险需在技术尽调中重点排查。

　　新规赋予了买卖双方就协议主要内容进行谈判的权利，这包括合同终止后的后果处理。在旧版模板中，针对买方违约的终止赔偿往往模糊不清，而在现行框架下，投资人有权争取引入基于违约时刻净现值或覆盖未偿债务及股权收益的终止补偿公式。然而，受限于EVN的强势地位及监管审批惯例，实现完全国际化的标准终止赔偿仍具挑战。在争议解决方面，越南法律为管辖法律，尽管理论上允许涉外合同选择离岸仲裁，但在涉及国有公用事业的实践中，越南国际仲裁中心（VIAC）仍是主流选择，争取离岸仲裁的难度极大。

　　首要风险在于最高限价与实际造价的倒挂，越南本地化造价测算的电价上限对于采用高标准设备的中方投资人而言，极易突破内部收益率红线；其次是燃料供应协议与购电协议的错配，若因市政原因导致垃圾断供，项目可能面临无电费可收且无视同发电补偿的困境；再者需高度警惕汇率传递机制的滞后性与不完整性，年度事后补偿逻辑无法实时对冲当期汇兑冲击，且未覆盖外币利息与股权回报；最后监管过渡期的不确定性要求融资机构必须获取明确的法律适用确认函，避免运营期面临合规性追溯调整。

　　从整体架构来看，越南最新的监管框架呈现出鲜明的半市场化与强监管混合特征，其通过设定严格的投资回报率上限及最高限价，挤压了超额收益空间，体现了监管层压降电力成本的强烈意图。对于具备全产业链成本控制优势的中方企业而言，这一框架提供了一个相对可预期的底线回报模型，但对于依赖高杠杆的财务投资人，当前的协议结构在汇率对冲完整性及承购担保力度上尚不足以构成完美的银行可受偿闭环，必须配合强有力的垃圾处理费补贴协议及其他增信措施进行综合平衡。