風能是可再生能源之一，在越南能源結構的發展中發揮著重要作用，在提供電力的同時可以減少碳和污染物排放。由于高風速和長期快速增長的能源消費需求等諸多有利因素的結合，風電在越南具有許多強勁增長的機會和潛力。然而，大規模風電開發，尤其是海上風電發展面臨重大挑戰。本文旨在為海上風電場項目的開發過程中的潛在風險提供視角，并提出風險管理解決方案。

1/越南潛在的海上風電：

越南是一個沿海國家，地處熱帶季風氣候，風能潛力巨大。根據世界銀行能源管理支持計劃（WB-ESMAP）的評估結果：越南海上風電的總技術潛力約為599 GW，離岸最小距離為9 、26公里和185公里，相當于綿延3000多公里的海岸線。研究表明，風勢良好、海拔65 m處大于6 m/s的可開發地區主要分布在近岸和近海沿海地區，特別是越南中南部地區（圖 1）。

圖 1. 越南海上風電潛力

從長遠來看，海上風能具有較高的能源生產效率和較低的發電成本，因此在能源循環中發揮著重要作用。首先，風速必須足夠大以轉動葉片（切入風速），可以從風中提取的功率將增加風速的立方，從而增加發電量。

例如，在寧順省和平順省，陸上平均風速為 6 m/s，而海上平均風速大于 10 m/s ，意味著海上風電功率輸出比陸上風電高出約 1.5 - 2 倍。隨著更大單機容量風力渦輪機的發展，功率輸出可以進一步增加，因為功率也與葉片的掃掠面積成正比。

越南政府部委和機構的許多政策支持計劃對促進風電的投資產生了有吸引力的影響，特別是根據第 39/2018/QD-TTG 號決定的 FIT 機制，不僅給出了較高的上網電價，且買方要負責購買風電項目全部出力：

第一：海上風電項目的上網電價為2223越南盾/千瓦時（不含增值稅，折合9.8美分/千瓦時，越南盾兌美元匯率按越南國家銀行于 2018 年 8 月 30 日公布的中央匯率為 22,683 越南盾/美元）。上網根據越南盾/美元匯率的波動進行調整。但是，這個FIT對近海和遠海項目采用相同的價格，目前還沒有明確區分海岸距離的規定。

根據海上風電的一般規律：離岸最近的風力渦輪機距離（離海岸線）約 15 公里，投資成本會隨著海深的不同而變化。事實上，越南的一系列近岸項目已經獲批并正在建設中，但更深水位的海上風電開發要復雜得多，成本非常高，因此必須有一個針對海上的特殊規定。與現行規定相比，應針對遠海離案風電提出更高的上網電價或更長的運營時間。

第二：此外，對風速、減容（限電）、并網風險、天氣預報的不可預知的變化、金融風險等具體量化風險的評估尚未提及。在所有相關風險漏洞中，政策和現行法規的突然變化是投資者面臨的最大風險之一。

2/部署海上風電的挑戰和延遲：

政府支持開發海上風電場的政策風險：截至目前，越南已安裝并運行風電約630兆瓦，包括陸上風電和近岸風電。與 第七版電力規劃PDP VII 相比 ，達到預期800MW的 78% 。越南政府已經制定了審批近岸風電項目所需的主要監管框架，但目前沒有關于遠海離案風電開發的政策。盡管擔心海洋環境影響評估尚未得到充分研究，但政府一直倡導海上風電開發，通常允許對項目進行調查和可行性研究，例如位于科加近海地區的Thang Long海上風電和拉甘風電場（La Gan）項目。

海上風電的發展還涉及到海域分配的法律問題，以及近岸區和近海區的劃分沒有明確劃分，各部委之間還沒有具體統一的法律。因此投資者在執行法律程序時遇到困難，失敗的風險程度高，成為遠海離岸風電項目開發中招商引資的障礙。

對于安裝在海拔 50 m 以下淺水區的風電場，海上風機擬采用固定基礎結構。30 多年前，越南開發了各種類型的固定基礎結構，用于 100 m 以上深度的海上石油鉆井平臺，例如距頭頓海岸 265 km 的 Dai Hung 鉆井平臺或石油鉆井平臺（圖 2）。所以問題不是技術上是否可行，而是越南是否優先考慮海上風電技術的強大國產化。由于海上結構的建設成本、更惡劣的風和波浪天氣條件，安裝在更深水位 (>50 m) 的風電場將更加昂貴。

圖 2 海上風力發電機基礎結構。

在越南開發海上風電場面臨許多挑戰，導致技術本地化發展嚴重延遲。建設成本的高風險和對專業航運設備的需求阻礙了遠海風電開發的進展。

3/ 運維風險：

海上風電場在運行維護方面面臨重大挑戰。由于從海岸線到海上的距離很長，遠海風電的運維難度和風險于近海相比大大提高，往往需要專用的運輸船舶（船舶）和海軍保護等；遠海風電大修的可能性非常有限且不切實際，海上設備出現問題只能小修或更換。

遠海惡劣多變的天氣風險也會影響到維護維修，在發生故障時無法保證隨時進場維修。例如在多風的冬季，發電量可能會進一步增加，但一旦發生設備故障，嚴酷遠海天氣會阻礙風場進出使維護變得不可能，從而導致收入損失。

陸上風機的保修期一般為 2 至 5 年，且包括進場服務、維護和零件更換等全方面的服務。對于海上安裝的風力渦輪機，受海洋天氣條件的限制，保修年限可能更短，廠家或者運維商提供的服務中可能沒有進場服務或者更換安裝服務。因此，越南海上風電開發商在運維和風機合同談判中必須注意。

4/電網可用性（限電）導致現金流損失的風險：

風場收入還取決于國家電網的輸-供能力。由于輸電線路擁堵或者缺乏穩定的輸電應急支持方案而導致限電和無法售出的風險，從而導致發電收入損失。

如果風能生產過剩，再加上輸電網絡容量不足——即輸電擁堵和區域負荷需求低，就會導致限電可能。此外，大風天期間能量輸出過多會導致能源系統不平衡，必須通過輸電網運營商的短期平衡操作來補救——即限制輸出，或向其他國家出售能源，如果參與電力市場，部分甚至以負價現貨。

即使在德國，當前的電網容量也無法與大風天的峰值功率輸出平衡，因此通過將多余的電力從北方（高功率輸出）輸送到南方（高需求）來釋放容量。增加每個地區的電力需求可能需要數年時間，而風力發電場則需要三年時間才能建成。在德國的FIT機制下，限電的成本會轉嫁給消費者，而在越南，限電的成本仍然屬于項目業主（盡管他們無法控制風險）。

5/降低風險的解決方案：

為了降低風險，需要改進預測技術，備用容量可以在另一個時間在現貨市場上出售（基于存儲電力的容量）或拍賣（存儲）。但是越南需要時間，因為目前越南尚沒有儲能系統。

或者，可以以較低的價格簽訂購電協議（通常在英國和美國），因為它反映了電網運營商產生的平衡成本。

有必要根據不同的地理區域使發電組合（風能、太陽能、水力、生物質能、潮汐、地熱）多樣化，以緩解由于天氣不穩定而造成的影響，這有助于抵消因限電而造成的收入。

在政府支持計劃不夠強大的情況下，部署期限為 10 至 20 年的 DPPA 直接購電協議，買方同意從發電商購買能源，有助于降低投資者的政策風險。未來有必要為各類電力交易和容量市場建立平等的市場機制。

最后，為了降低停電風險和與之相關的巨額成本，公共和私營部門通過改善和升級電網基礎設施、增加輸電能力和最大限度地減少電網損失來進一步投資于電網。這可能需要幾十年的時間，因此需要一個穩定和長期的監測機制。

6/需要長期支持政策：

在某種程度上，政策和監管風險是與可再生能源項目發展相關的最大障礙。需要有法規明確區分近岸海域和遠海離岸海域，才能有適合實際的風電發展政策。從長遠來看，隨著科技的進步，海上建筑工程的風險肯定可以降低；然而，如果政策制定者未能令人滿意地解決這些問題，政策和監管風險仍將長期與投資者相伴。

為了發展海上風能，政府需要有政策支持這項技術的早期發展，以降低未來的風險。海上風電目前比化石燃料能源成本更高，但對未來的長期環境影響、能源安全、海洋經濟發展有遠期戰略意義。為了繼續展望未來，開發更多基礎設施并網的海上風電場，海上風電項目將需要具有更具有長期發展愿景的政策。

此外，為了確保可再生能源的可持續增長，在政策和監管框架制定時要高度匹配各類風險，包含風險管理解決方案，并確保政策的持續和穩定。建議和國際組織如世界銀行等合作制定相關政策，從而在一定程度上提高風險保證。