风能是可再生能源之一，在越南能源结构的发展中发挥着重要作用，在提供电力的同时可以减少碳和污染物排放。由于高风速和长期快速增长的能源消费需求等诸多有利因素的结合，风电在越南具有许多强劲增长的机会和潜力。然而，大规模风电开发，尤其是海上风电发展面临重大挑战。本文旨在为海上风电场项目的开发过程中的潜在风险提供视角，并提出风险管理解决方案。

1、越南潜在的海上风电：

越南是一个沿海国家，地处热带季风气候，风能潜力巨大。根据世界银行能源管理支持计划（WB-ESMAP）的评估结果：越南海上风电的总技术潜力约为599 GW，离岸最小距离为9 、26公里和185公里，相当于绵延3000多公里的海岸线。研究表明，风势良好、海拔65 m处大于6 m/s的可开发地区主要分布在近岸和近海沿海地区，特别是越南中南部地区。

从长远来看，海上风能具有较高的能源生产效率和较低的发电成本，因此在能源循环中发挥着重要作用。首先，风速必须足够大以转动叶片（切入风速），可以从风中提取的功率将增加风速的立方，从而增加发电量。

例如，在宁顺省和平顺省，陆上平均风速为 6 m/s，而海上平均风速大于 10 m/s ，意味着海上风电功率输出比陆上风电高出约 1.5 - 2 倍。随着更大单机容量风力涡轮机的发展，功率输出可以进一步增加，因为功率也与叶片的扫掠面积成正比。

越南政府部委和机构的许多政策支持计划对促进风电的投资产生了有吸引力的影响，特别是根据第 39/2018/QD-TTG 号决定的 FIT 机制，不仅给出了较高的上网电价，且买方要负责购买风电项目全部出力：

第一：海上风电项目的上网电价为2223越南盾/千瓦时（不含增值税，折合9.8美分/千瓦时，越南盾兑美元汇率按越南国家银行于 2018 年 8 月 30 日公布的中央汇率为 22,683 越南盾/美元）。上网根据越南盾/美元汇率的波动进行调整。但是，这个FIT对近海和远海项目采用相同的价格，目前还没有明确区分海岸距离的规定。

根据海上风电的一般规律：离岸最近的风力涡轮机距离（离海岸线）约 15 公里，投资成本会随着海深的不同而变化。事实上，越南的一系列近岸项目已经获批并正在建设中，但更深水位的海上风电开发要复杂得多，成本非常高，因此必须有一个针对海上的特殊规定。与现行规定相比，应针对远海离案风电提出更高的上网电价或更长的运营时间。

第二：此外，对风速、减容（限电）、并网风险、天气预报的不可预知的变化、金融风险等具体量化风险的评估尚未提及。在所有相关风险漏洞中，政策和现行法规的突然变化是投资者面临的最大风险之一。

2、部署海上风电的挑战和延迟：

政府支持开发海上风电场的政策风险：截至目前，越南已安装并运行风电约630兆瓦，包括陆上风电和近岸风电。与 第七版电力规划PDP VII 相比 ，达到预期800MW的 78% 。越南政府已经制定了审批近岸风电项目所需的主要监管框架，但目前没有关于远海离案风电开发的政策。尽管担心海洋环境影响评估尚未得到充分研究，但政府一直倡导海上风电开发，通常允许对项目进行调查和可行性研究，例如位于科加近海地区的Thang Long海上风电和拉甘风电场（La Gan）项目。

海上风电的发展还涉及到海域分配的法律问题，以及近岸区和近海区的划分没有明确划分，各部委之间还没有具体统一的法律。因此投资者在执行法律程序时遇到困难，失败的风险程度高，成为远海离岸风电项目开发中招商引资的障碍。

对于安装在海拔 50 m 以下浅水区的风电场，海上风机拟采用固定基础结构。30 多年前，越南开发了各种类型的固定基础结构，用于 100 m 以上深度的海上石油钻井平台，例如距头顿海岸 265 km 的 Dai Hung 钻井平台或石油钻井平台。所以问题不是技术上是否可行，而是越南是否优先考虑海上风电技术的强大国产化。由于海上结构的建设成本、更恶劣的风和波浪天气条件，安装在更深水位 (>50 m) 的风电场将更加昂贵。

在越南开发海上风电场面临许多挑战，导致技术本地化发展严重延迟。建设成本的高风险和对专业航运设备的需求阻碍了远海风电开发的进展。

3、运维风险：

海上风电场在运行维护方面面临重大挑战。由于从海岸线到海上的距离很长，远海风电的运维难度和风险于近海相比大大提高，往往需要专用的运输船舶（船舶）和海军保护等；远海风电大修的可能性非常有限且不切实际，海上设备出现问题只能小修或更换。

远海恶劣多变的天气风险也会影响到维护维修，在发生故障时无法保证随时进场维修。例如在多风的冬季，发电量可能会进一步增加，但一旦发生设备故障，严酷远海天气会阻碍风场进出使维护变得不可能，从而导致收入损失。

陆上风机的保修期一般为 2 至 5 年，且包括进场服务、维护和零件更换等全方面的服务。对于海上安装的风力涡轮机，受海洋天气条件的限制，保修年限可能更短，厂家或者运维商提供的服务中可能没有进场服务或者更换安装服务。因此，越南海上风电开发商在运维和风机合同谈判中必须注意。

4、电网可用性（限电）导致现金流损失的风险：

风场收入还取决于国家电网的输-供能力。由于输电线路拥堵或者缺乏稳定的输电应急支持方案而导致限电和无法售出的风险，从而导致发电收入损失。

如果风能生产过剩，再加上输电网络容量不足——即输电拥堵和区域负荷需求低，就会导致限电可能。此外，大风天期间能量输出过多会导致能源系统不平衡，必须通过输电网运营商的短期平衡操作来补救——即限制输出，或向其他国家出售能源，如果参与电力市场，部分甚至以负价现货。

即使在德国，当前的电网容量也无法与大风天的峰值功率输出平衡，因此通过将多余的电力从北方（高功率输出）输送到南方（高需求）来释放容量。增加每个地区的电力需求可能需要数年时间，而风力发电场则需要三年时间才能建成。在德国的FIT机制下，限电的成本会转嫁给消费者，而在越南，限电的成本仍然属于项目业主（尽管他们无法控制风险）。

5、降低风险的解决方案：

为了降低风险，需要改进预测技术，备用容量可以在另一个时间在现货市场上出售（基于存储电力的容量）或拍卖（存储）。但是越南需要时间，因为目前越南尚没有储能系统。

或者，可以以较低的价格签订购电协议（通常在英国和美国），因为它反映了电网运营商产生的平衡成本。

有必要根据不同的地理区域使发电组合（风能、太阳能、水力、生物质能、潮汐、地热）多样化，以缓解由于天气不稳定而造成的影响，这有助于抵消因限电而造成的收入。

在政府支持计划不够强大的情况下，部署期限为 10 至 20 年的 DPPA 直接购电协议，买方同意从发电商购买能源，有助于降低投资者的政策风险。未来有必要为各类电力交易和容量市场建立平等的市场机制。

最后，为了降低停电风险和与之相关的巨额成本，公共和私营部门通过改善和升级电网基础设施、增加输电能力和最大限度地减少电网损失来进一步投资于电网。这可能需要几十年的时间，因此需要一个稳定和长期的监测机制。

6、需要长期支持政策：

在某种程度上，政策和监管风险是与可再生能源项目发展相关的最大障碍。需要有法规明确区分近岸海域和远海离岸海域，才能有适合实际的风电发展政策。从长远来看，随着科技的进步，海上建筑工程的风险肯定可以降低；然而，如果政策制定者未能令人满意地解决这些问题，政策和监管风险仍将长期与投资者相伴。

为了发展海上风能，政府需要有政策支持这项技术的早期发展，以降低未来的风险。海上风电目前比化石燃料能源成本更高，但对未来的长期环境影响、能源安全、海洋经济发展有远期战略意义。为了继续展望未来，开发更多基础设施并网的海上风电场，海上风电项目将需要具有更具有长期发展愿景的政策。

此外，为了确保可再生能源的可持续增长，在政策和监管框架制定时要高度匹配各类风险，包含风险管理解决方案，并确保政策的持续和稳定。建议和国际组织如世界银行等合作制定相关政策，从而在一定程度上提高风险保证。

新冠疫情的冲击，严重影响了越南风电项目的开发建设进度，导致大部分风电项目无法在2021年10月31日之前实现COD投产，继而可能无法享受FIT电价。目前越南发生了第四波更为严重的疫情，由于中央政府和地方疫情防控规定更加严格，风电项目投资者正被“架在火上烤”。如果政府不对风电项目FIT的关门时间进行延期，风电开发企业将面临破产的风险。

据越南国家电力公司EVN: 目前全国共有130个风力发电项目与EVN签署了购电合同PPA,但是截止到2021年8月初,只有21个风电项目总计容量819兆瓦实现商业运营，这意味着其余的项目仍在建设中。

然而，根据第39/2018/QD-TTg号决定，只有在2021年10月31日前完成供电的项目才能享受20年的FIT价格。目前，针对到期无法实现COD的风电项目的定价问题，越南工业和贸易部正在研究制定一种新的机制，并向政府提交等待决议。目前尚不清楚新机制的主要内容，这让许多无法赶在关门时间之前完工的投资者担心他们的风电项目。

根据风电项目开发建设的一般经验，投资一个风电项目需要2-3年的准备和建设投资时间，但在由于疫情影响，许多开发商根本无法预测疫情对项目建设投资过程的复杂影响。由于大多数EPC建设合同明确规定疫情是不可抗力事件，因此疫情风险全部由开发商独自承担。

根据EVN的最新数据，截至2021年10月31日，目前只有106个风电项目登记申请进行商业运行测试，总装机容量为5655.5兆瓦。根据第39/2018/QD-TTg号政策，10月31日之前投产的风电项目可享受FIT固定价格——陆地风电的固定价格为8.5美分/kWh(约1,927越南盾)，海上风电的固定价格为9.8美分/kWh(约2223越南盾)。另外，还有13个项目已经明确在今年10月31日之前无法投产。

但据行业专家观察，此次登记也只是为了满足EVN的信息要求，但事实上，在上述106个项目中，将有许多风电项目无法按计划(部分或整个项目)及时供电。利。实际上，这些风力发电项目遍布各省，从平顺、嘉莱、社庄、北寮、嘉茂…，在实际实施中遇到了各种不同的困难，包括运输清关、自然灾害、特别是新冠肺炎疫情复杂发展等等，对投资商十分不利。行业预计，能赶在10月31日之前实现投产的风电项目将远低于预期。

风电开发商现在面对太多的进度压力，尽管已经在极力冲刺，但貌似都比较悲观。如果不能推迟现行FIT关门时间，或者新FIT价格下降，将使风电投资者陷入破产危险境地。

因为新冠肺炎疫情形势日益复杂，全国风电企业和投资者向政府、各部委和行业“求助”，希望政府考虑将目前的FIT关门时间延长至2021年底。平顺省风能和太阳能协会的一位代表说:虽然风电项目投资者正在为2021年10月30日之前投产供电的目标而努力，但由于新冠肺炎疫情的复杂性，对包括风电项目在内的生活、经济和社会各个方面都产生了巨大影响。

具体来说，由于新冠肺炎疫情，外国专家不能来越南或接触到他们，必须按照现行规定进行隔离，在国内旅行时，必须按照当地规定进行隔离。此外，很多港口被封锁，道路上的车辆由于各地的医疗申报程序和新冠病毒检测，移动非常缓慢，设备运输(以超重型和超重型为主)也面临诸多障碍。

由于多个省份同时根据政府指令15/CT-TTg和16/CT-TTg实施隔离，施工现场施工劳动力严重短缺，施工人员和施工设备的移动几乎停滞，严重影响了工程进度。此外，由于要在2021年9月和10月集中进行一系列项目的COD并网接入，受项目当地对隔离管控的影响，EVN将很难安排足够的团队来完成这项工作。

因此，尽管风电项目投资方与EPC建设方、设备供应方、安装公司、大件设备运输承包商一起，为在2021年11月1日截止日期前将该项目接入国家电网付出了巨大努力。但是，由于第四波新冠肺炎疫情的影响，项目要按期投产仍然变得不现实。

疫情期间，企业始终陪伴国家经济、政治、社会发展，工商界也为疫情防控作出了重要贡献。认为在全球经济普遍困难的情况下，政府需要有一个扶持政策，特别是目前采取的延期FIT关门时间的举措，以支持企业生产，发展经济，并为国家GDP作出贡献。

据最近发布的《2016-2020年阶段国家海洋海岛环境现状报告》，越南海上风电的技术潜力为160吉瓦。部分地区的风电潜力巨大，如：广宁省（11吉瓦） , 河静省（4.4 吉瓦）, 宁顺省（25吉瓦），平顺省（42吉瓦）、茶荣省（20吉瓦）等。

海上风能或海上风电是一个具有很大发展潜力和广阔发展前景的产业，在全球正努力应对气候变化的背景创造了清洁的能源。

目前，越南工贸部正开展装机容量较大的各风电项目。值得一提的是位于平顺省的海上风电项目：升龙风电（ThangLong Wind）。该项目的容量为3400兆瓦，投资总额为119亿美元。该项目投入运营后将为越南提供大量的清洁电能，同时为确保能源安全和保护环境做出贡献。此外，升龙风电（ThangLong Wind）项目还有助于提高本地化率，助力越南在风电领域迈上新台阶。

上述报告还指出，越南近海特别是南部地区海域（水深30-60米）的海上风电发展潜力巨大。

《2016-2020年阶段国家海洋海岛环境现状报告》显示，28个省和中央直辖市的地区生产总值（GRDP）年均增长率为7.5%，高于全国年增长率（6%）。这些省市的主要海洋经济活动包括：海洋旅游和服务、航海、石油与海洋矿产开采、水产品、工业、可再生能源等。

越南正处在能源系统规划活动中的关键阶段，并有机会在这十年内加快各项海上风电的实施力度。凭借资源潜力位居世界前列以及电力需求快速增长等优势，越南有望在未来十年成为东南亚海上风电发展最快的国家。