在可再生能源领域，“有投资主张批准”从来都不够：项目必须进入电力规划，必须有并网之门，必须有活得下去的售电机制。调整后第八电力规划（2025年4月15日第768/QD-TTg号决定）与第61/2024/QH15号《电力法》之后，越南风电、光伏的法律框架翻开新页——但规划—批准—并网与售电的三门逻辑仍是每个项目的主轴。
第一门：规划与实施计划
电力项目只有在电源与相关输电网进入国家电力发展规划（现为第768/QD-TTg号决定下的调整后第八电力规划）及中央或省级规划实施计划时才能推进。规划之外的项目——容量不在清单、地点与省级分配不符——无论投资者资源多足都无法继续；唯一的路是等规划或实施计划调整，一个不在投资者控制内的时间变量。这对自发自用屋顶光伏与海上风电最严，因为按地区、按省的容量分配直接决定许可可行性。
为园区内负荷服务的发电图景略有不同：不向电网售电的自用屋顶光伏走第61/2024/QH15号《电力法》下的自发自用机制及实施文件——规划壁垒比商业售电项目轻得多，这也是FDI工厂屋顶模式比光伏电站扩散更快的原因。
第二、三门：投资主张批准与并网、售电
电力项目的投资主张批准走第143/2025/QH15号《投资法》框架：属第24条清单的项目（包括核电、按独立机制的海上风电等特殊组别能源项目、遗迹保护区项目、大用地规模项目）按第25条分级——省级人民委员会主席是多数陆上可再生能源的默认决定层，总理决定所列组别，国会仅决定需特殊机制的项目。不在第24条清单的电力项目走普通投资登记外加有条件电力经营行业。
第三门才是许多项目死去的地方：并网与售电。向电网售电的项目须与电力单位签并网协议，遵守输配电系统规则与技术条件；电价与购售电合同（PPA）遵循工贸部按时期与电源类型发布的电价框架（固定FIT时代之后，多数新项目经与电价挂钩的投资者选择招标，或协商电价框架）。除卖给EVN外，第80/2024/ND-CP号议定的直接购电机制（DPPA）让可再生电厂直售大型用电客户——经专线或经国家电网——这一选项正在重塑许多大型风光项目的财务结构。
按类型的实务提示
海上风电走其自身的勘测、海域分配与投资者选择特殊机制——陆上电力项目框架不适用。工厂屋顶光伏：核查自用容量上限、不得反送电网的条件（或允许的售电机制），以及屋顶属租赁厂房时园区基础设施业主的同意。生物质与垃圾发电项目额外叠一层环境与燃料法律——投资批准解决不了25年的燃料供应问题。而每个电力项目从第一天起就必须计入电网拥塞时的限电风险——这一风险在批准文件之外，却决定真实的现金流。
常见问题
电力、可再生能源项目需要哪些批准？
三层：其一，项目须进入调整后第八电力规划（2025年第768/QD-TTg号决定）与规划实施计划；其二，属第143/2025/QH15号《投资法》第24条清单的须投资主张批准（第25条分级——多为省主席），不在清单的走普通投资登记；其三，并网协议与售电机制（电价框架下PPA、投资者选择招标、或依第80/2024/ND-CP号议定的DPPA），以及运营阶段的电力活动许可证。
第八电力规划内可再生能源如何批准？
第768/QD-TTg号决定（2025年4月15日）下的调整后第八电力规划确定电源结构与按类型、地区、省份的容量分配；实施计划按阶段具体化项目清单。只有列入规划与实施计划的项目才有资格进入投资主张批准与投资者选择（多种类型经招标）。未列名项目必须等规划或实施计划调整——没有行政捷径。
光伏、风电项目由哪一级批准？
依第143/2025/QH15号《投资法》第25条分级：省级人民委员会主席决定第24条清单上未保留给更高层级的多数可再生能源项目的投资主张；总理决定第25条所列组别（包括特殊与特别规模项目）；国会仅在项目需要超越法律框架的特殊机制时决定。海上风电走独立机制。不在清单的项目无须投资主张批准，走投资登记。
DPPA如何适用于可再生能源项目？
第80/2024/ND-CP号直接购电议定允许可再生电厂（风电、光伏及规定的若干其他类型）按两种模式直售大型用电客户：经各方自投的专线，或经国家电网并通过电力市场做合同与结算。DPPA使项目不再完全依赖与EVN的PPA，并帮助FDI用户达成绿色能源目标——条件、用户门槛与程序依第80/2024号议定与工贸部指引。
工厂屋顶光伏需要投资主张批准吗？
工厂自发自用的屋顶光伏一般不是像商业售电光伏电站那样需要投资主张批准的投资项目；它走第61/2024/QH15号《电力法》的自发自用机制及指引：按容量规模向电力机关与地方政府通知或登记，保证不超允许部分反送电网，并满足屋顶结构的建筑安全与消防合规。若售电超出自用范围，法律模式改变，须按相应售电机制重新审查。
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