微信客服
微信公眾號
風能是可再生能源之一，在越南能源結(jié)構(gòu)的發(fā)展中發(fā)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(jié)合，風電在越南具有許多強勁增長的機會和潛力。然而，大規(guī)模風電開發(fā)，尤其是海上風電發(fā)展面臨重大挑戰(zhàn)。本文旨在為海上風電場項目的開發(fā)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(jù)世界銀行能源管理支持計劃（WB-ESMAP）的評估結(jié)果：越南海上風電的總技術(shù)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(fā)地區(qū)主要分布在近岸和近海沿海地區(qū)，特別是越南中南部地區(qū)（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(chǎn)效率和較低的發(fā)電成本，因此在能源循環(huán)中發(fā)揮著重要作用。首先，風速必須足夠大以轉(zhuǎn)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(fā)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(fā)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(gòu)的許多政策支持計劃對促進風電的投資產(chǎn)生了有吸引力的影響，特別是根據(jù)第 39/2018/QD-TTG 號決定的 FIT 機制，不僅給出了較高的上網(wǎng)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(wǎng)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?yún)R率為 22,683 越南盾/美元）。上網(wǎng)根據(jù)越南盾/美元匯率的波動進行調(diào)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(qū)分海岸距離的規(guī)定。
根據(jù)海上風電的一般規(guī)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(jīng)獲批并正在建設中，但更深水位的海上風電開發(fā)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(guī)定。與現(xiàn)行規(guī)定相比，應針對遠海離案風電提出更高的上網(wǎng)電價或更長的運營時間。
第二：此外，對風速、減容（限電）、并網(wǎng)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(guān)風險漏洞中，政策和現(xiàn)行法規(guī)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(zhàn)和延遲：
政府支持開發(fā)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(guī)劃PDP VII 相比 ，達到預期800MW的 78% 。越南政府已經(jīng)制定了審批近岸風電項目所需的主要監(jiān)管框架，但目前沒有關(guān)于遠海離案風電開發(fā)的政策。盡管擔心海洋環(huán)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(fā)，通常允許對項目進行調(diào)查和可行性研究，例如位于科加近海地區(qū)的Thang Long海上風電和拉甘風電場（La Gan）項目。
海上風電的發(fā)展還涉及到海域分配的法律問題，以及近岸區(qū)和近海區(qū)的劃分沒有明確劃分，各部委之間還沒有具體統(tǒng)一的法律。因此投資者在執(zhí)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(fā)中招商引資的障礙。
對于安裝在海拔 50 m 以下淺水區(qū)的風電場，海上風機擬采用固定基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)。30 多年前，越南開發(fā)了各種類型的固定基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)，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(shù)上是否可行，而是越南是否優(yōu)先考慮海上風電技術(shù)的強大國產(chǎn)化。由于海上結(jié)構(gòu)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(fā)電機基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)。
在越南開發(fā)海上風電場面臨許多挑戰(zhàn)，導致技術(shù)本地化發(fā)展嚴重延遲。建設成本的高風險和對專業(yè)航運設備的需求阻礙了遠海風電開發(fā)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(zhàn)。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(xiàn)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(fā)生故障時無法保證隨時進場維修。例如在多風的冬季，發(fā)電量可能會進一步增加，但一旦發(fā)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(fā)商在運維和風機合同談判中必須注意。
4/電網(wǎng)可用性（限電）導致現(xiàn)金流損失的風險：
風場收入還取決于國家電網(wǎng)的輸-供能力。由于輸電線路擁堵或者缺乏穩(wěn)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(fā)電收入損失。
如果風能生產(chǎn)過剩，再加上輸電網(wǎng)絡容量不足——即輸電擁堵和區(qū)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(tǒng)不平衡，必須通過輸電網(wǎng)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(xiàn)貨。
即使在德國，當前的電網(wǎng)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(qū)的電力需求可能需要數(shù)年時間，而風力發(fā)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(zhuǎn)嫁給消費者，而在越南，限電的成本仍然屬于項目業(yè)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(shù)，備用容量可以在另一個時間在現(xiàn)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(tǒng)。
或者，可以以較低的價格簽訂購電協(xié)議（通常在英國和美國），因為它反映了電網(wǎng)運營商產(chǎn)生的平衡成本。
有必要根據(jù)不同的地理區(qū)域使發(fā)電組合（風能、太陽能、水力、生物質(zhì)能、潮汐、地熱）多樣化，以緩解由于天氣不穩(wěn)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(xié)議，買方同意從發(fā)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(guān)的巨額成本，公共和私營部門通過改善和升級電網(wǎng)基礎(chǔ)設施、增加輸電能力和最大限度地減少電網(wǎng)損失來進一步投資于電網(wǎng)。這可能需要幾十年的時間，因此需要一個穩(wěn)定和長期的監(jiān)測機制。
6/需要長期支持政策：
在某種程度上，政策和監(jiān)管風險是與可再生能源項目發(fā)展相關(guān)的最大障礙。需要有法規(guī)明確區(qū)分近岸海域和遠海離岸海域，才能有適合實際的風電發(fā)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(jiān)管風險仍將長期與投資者相伴。
為了發(fā)展海上風能，政府需要有政策支持這項技術(shù)的早期發(fā)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(huán)境影響、能源安全、海洋經(jīng)濟發(fā)展有遠期戰(zhàn)略意義。為了繼續(xù)展望未來，開發(fā)更多基礎(chǔ)設施并網(wǎng)的海上風電場，海上風電項目將需要具有更具有長期發(fā)展愿景的政策。
此外，為了確保可再生能源的可持續(xù)增長，在政策和監(jiān)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(xù)和穩(wěn)定。建議和國際組織如世界銀行等合作制定相關(guān)政策，從而在一定程度上提高風險保證。
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(jù)世界銀行能源管理支持計劃（WB-ESMAP）的評估結(jié)果：越南海上風電的總技術(shù)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(fā)地區(qū)主要分布在近岸和近海沿海地區(qū)，特別是越南中南部地區(qū)（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(chǎn)效率和較低的發(fā)電成本，因此在能源循環(huán)中發(fā)揮著重要作用。首先，風速必須足夠大以轉(zhuǎn)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(fā)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(fā)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(gòu)的許多政策支持計劃對促進風電的投資產(chǎn)生了有吸引力的影響，特別是根據(jù)第 39/2018/QD-TTG 號決定的 FIT 機制，不僅給出了較高的上網(wǎng)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(wǎng)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?yún)R率為 22,683 越南盾/美元）。上網(wǎng)根據(jù)越南盾/美元匯率的波動進行調(diào)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(qū)分海岸距離的規(guī)定。
根據(jù)海上風電的一般規(guī)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(jīng)獲批并正在建設中，但更深水位的海上風電開發(fā)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(guī)定。與現(xiàn)行規(guī)定相比，應針對遠海離案風電提出更高的上網(wǎng)電價或更長的運營時間。
第二：此外，對風速、減容（限電）、并網(wǎng)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(guān)風險漏洞中，政策和現(xiàn)行法規(guī)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(zhàn)和延遲：
政府支持開發(fā)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(guī)劃PDP VII 相比 ，達到預期800MW的 78% 。越南政府已經(jīng)制定了審批近岸風電項目所需的主要監(jiān)管框架，但目前沒有關(guān)于遠海離案風電開發(fā)的政策。盡管擔心海洋環(huán)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(fā)，通常允許對項目進行調(diào)查和可行性研究，例如位于科加近海地區(qū)的Thang Long海上風電和拉甘風電場（La Gan）項目。
海上風電的發(fā)展還涉及到海域分配的法律問題，以及近岸區(qū)和近海區(qū)的劃分沒有明確劃分，各部委之間還沒有具體統(tǒng)一的法律。因此投資者在執(zhí)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(fā)中招商引資的障礙。
對于安裝在海拔 50 m 以下淺水區(qū)的風電場，海上風機擬采用固定基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)。30 多年前，越南開發(fā)了各種類型的固定基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)，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(shù)上是否可行，而是越南是否優(yōu)先考慮海上風電技術(shù)的強大國產(chǎn)化。由于海上結(jié)構(gòu)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(fā)電機基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)。
在越南開發(fā)海上風電場面臨許多挑戰(zhàn)，導致技術(shù)本地化發(fā)展嚴重延遲。建設成本的高風險和對專業(yè)航運設備的需求阻礙了遠海風電開發(fā)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(zhàn)。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(xiàn)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(fā)生故障時無法保證隨時進場維修。例如在多風的冬季，發(fā)電量可能會進一步增加，但一旦發(fā)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(fā)商在運維和風機合同談判中必須注意。
4/電網(wǎng)可用性（限電）導致現(xiàn)金流損失的風險：
風場收入還取決于國家電網(wǎng)的輸-供能力。由于輸電線路擁堵或者缺乏穩(wěn)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(fā)電收入損失。
如果風能生產(chǎn)過剩，再加上輸電網(wǎng)絡容量不足——即輸電擁堵和區(qū)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(tǒng)不平衡，必須通過輸電網(wǎng)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(xiàn)貨。
即使在德國，當前的電網(wǎng)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(qū)的電力需求可能需要數(shù)年時間，而風力發(fā)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(zhuǎn)嫁給消費者，而在越南，限電的成本仍然屬于項目業(yè)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(shù)，備用容量可以在另一個時間在現(xiàn)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(tǒng)。
或者，可以以較低的價格簽訂購電協(xié)議（通常在英國和美國），因為它反映了電網(wǎng)運營商產(chǎn)生的平衡成本。
有必要根據(jù)不同的地理區(qū)域使發(fā)電組合（風能、太陽能、水力、生物質(zhì)能、潮汐、地熱）多樣化，以緩解由于天氣不穩(wěn)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(xié)議，買方同意從發(fā)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(guān)的巨額成本，公共和私營部門通過改善和升級電網(wǎng)基礎(chǔ)設施、增加輸電能力和最大限度地減少電網(wǎng)損失來進一步投資于電網(wǎng)。這可能需要幾十年的時間，因此需要一個穩(wěn)定和長期的監(jiān)測機制。
6/需要長期支持政策：
在某種程度上，政策和監(jiān)管風險是與可再生能源項目發(fā)展相關(guān)的最大障礙。需要有法規(guī)明確區(qū)分近岸海域和遠海離岸海域，才能有適合實際的風電發(fā)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(jiān)管風險仍將長期與投資者相伴。
為了發(fā)展海上風能，政府需要有政策支持這項技術(shù)的早期發(fā)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(huán)境影響、能源安全、海洋經(jīng)濟發(fā)展有遠期戰(zhàn)略意義。為了繼續(xù)展望未來，開發(fā)更多基礎(chǔ)設施并網(wǎng)的海上風電場，海上風電項目將需要具有更具有長期發(fā)展愿景的政策。
此外，為了確保可再生能源的可持續(xù)增長，在政策和監(jiān)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(xù)和穩(wěn)定。建議和國際組織如世界銀行等合作制定相關(guān)政策，從而在一定程度上提高風險保證。
0 條