越南已成为中国风电企业最重要的国际市场之一。目前在越南实现布局的中国电力设施建设运营企业，包括中国电建、中国能建、中国港湾等，整机商则有金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、东方风电等。
2021年以前，仅中国能建在越南就获得了超过104.3万千瓦的EPC合同。2021年6月，中国电建国际与项目业主越南WTO公司签订越南金瓯35万千瓦海上风电项目EPC合同。此次签约的项目位于越南最南端金瓯省，是继朔庄薄寮17.1万千瓦海上风电、平大31万千瓦海上风电项目之后，中国电建签约的又一个大型境外海上风电项目，也是越南乃至整个东南亚截至目前最大的海上风电项目。10月，中国电建与明阳智能举行了越南金瓯37.5万千瓦海上风电项目的风电机组采购合同签约仪式。
中国企业之所以大力布局越南风电市场，主要原因在于其具有丰富的风能资源和宏大的发展规划。
越南地形南北狭长，东有漫长的海岸线，西有起伏的山丘，风能资源丰富的区域分布较广。目前，着重开发的项目风能资源在100m高处的年平均风速达到6.2~7.2m/s，略逊于我国内蒙古、新疆等I类资源区，整体上强于我国云南和广西。同时，地形利于施工，距离海港较近便于设备运输。越南漫长的海岸线和强风也使其成为未来海上风电潜在的重要市场。此前，丹麦能源署进行过一项分析，发现如果充分利用海上风能，越南可配置高达1.6亿千瓦的电力装机。
在经济活动的推动下，越南的能源需求将明显增加，风电正成为解决越南未来能源问题的一大关键方案。预计未来10年，越南的风电新增装机将占整个东南亚地区的66%。到2030年，越南会有1900万千瓦的风电与光伏新增并网容量，其中的1000万~1200万千瓦为海上风电，将使该国海上风电装机容量进入全球前五行列。
目前，越南仍采用电价补贴方式推进海上风电项目开发。原本预计于2021年10月30日中止的电价补贴政策，已延期至2022年年底。新的电价政策调整后，越南自2021年11月至2022年12月投入运行的风电项目，陆上项目的固定电价为7.02美分/千瓦时（约合人民币0.44元/千瓦时），海上项目为8.47美分/千瓦时；对于2023年投入运营的项目，电价分别为6.81美分/千瓦时和8.21美分/千瓦时。
随着电价补贴逐渐退坡，为进一步实现海上风电的规模化发展，建立一个统一的拍卖机制体系，进一步拉动越南国内外海上风电供应链、员工培训、港口建设和其他基础设施等方面的投资，被提上日程。
全球风能理事会（GWEC）根据越南目前海上风电政策机制、电价体系、发展规划与供应链情况，与成功实现海上风电规模化发展的丹麦、英国、德国、法国、荷兰等采用的项目拍卖机制加以对比，完成了《越南未来向海上风电拍卖的转型》（Vietnam’s Future Transition to Offshore Wind Auctions）报告，对越南在未来几年向海上风电拍卖机制过渡时采取的方式给出了分析建议。以下为报告的核心观点。
图1 越南海上风电由电价补贴向拍卖机制过渡过程（来源：全球风能理事会）
由电价补贴机制过渡的时间安排
越南第一个真正意义上的商业化海上风电项目，要到2026年才能获得商业运营认证。因此，应该从现在开始对海上风电实施新电价补贴，支持在发展初始阶段完成4~5GW海上项目并网。
报告建议尽快通过电价补贴确保行业发展的可持续性，避免影响目前正在开发的项目，并支持至少要到几年后才能完工的首批项目。
越南目前的海上风电电价补贴是基于近岸风电项目确定的，且原本计划于2021年11月到期，因此，对于离岸更远的海上风电项目的补贴，因其技术的成本和市场成熟度存在明显差异，有必要重新加以计算。
合理的税率将使投资者有信心推进项目开发，有助于支持当地企业，鼓励他们学习并与有经验的开发商和供应链公司合作。
与此同时，提前过渡到拍卖机制将给这些公司带来过大压力，使其在没有资源和时间的情况下提高技能并以低成本交货。压力过大可能会导致海上风电无法达到预期的规模或进度，由于成本超支而使供应链崩溃。提前组织拍卖甚至会导致价格高于预期。
提前过渡到拍卖，还需要政府至少用一年的时间制定拍卖制度和指导方针，这将延迟第一批海上风电项目的开发进度，并可能导致项目错过预期获得商业运营认证的时间。
在覆盖最初4~5GW项目新电价补贴到期前的过渡时期，应公开通报从新电价补贴到拍卖的过渡安排。
在海上风电电价补贴仍在实施的情况下，应开始公布拍卖计划的指导方针，以便给开发商提供足够的预期，了解适用于其项目的监管框架。这将让开发商充分了解项目预期收益，并对项目投资和发展做出明智的决策。当局可以考虑设定不同阶段目标，来确定获得电价补贴的资格。
对于过渡到拍卖，做好提前通知工作同样是必要的，以规划与建设所需的电网，满足规模化海上风电项目开发的要求，避免或减弱对光伏与陆上风电的影响。
从对利益相关者访谈可以看出，关于何时过渡的沟通至关重要，应给行业和政府的关键人物足够时间准备。实施过渡的类型则是次要的。
在引入拍卖机制之前，应改善目前用户购电协议（PPA）的银行可担保性，以吸引外国投资。尽管报告的案例研究中没有提到，但由于需要大规模投资，购电协议的银行可担保性对于推动海上风电项目的发展至关重要。
虽然较小规模的陆上风电项目可以通过当地银行进行融资，投资者也对目前的购电协议感到满意，但大规模的海上风电将需要国际融资。然而在目前条件下，外国投资者提供资金的信心不足。
目前的购电协议谈判没有遵循国际标准，特别是在以下方面：电网延迟和产生的调试风险，缩减和补偿机制，货币兑换风险，免受法律变更的保护，国际争端等。
鉴于目前购电协议存在的风险，拥有一个强大的固定电价制度和透明的监管环境更为重要。这些因素将有助于管理开发和投资风险，其中较低的国际融资成本可能有助于进一步降低价格。因此，通过固定电价制度为该行业提供时间来扩大规模和减轻这些风险是很重要的；如果过早地过渡到拍卖制度，外国投资者将被吓跑，当地公司将没有足够的时间来提升自身能力。
建议对其他市场进行研究，结合对国外和当地投资者的咨询，包括具有项目融资经验的商业银行，作为下一步寻找改善购电协议的方法。例如，中国台湾的开发商与承购商台电签署了“附函”，以解决和管理标准购电协议中的不足之处。越南银行业没有足够的流动性为该国所有海上项目提供资金。因此，外国银行参与至关重要。
政策支持和流程
应给予足够的时间来准备拍卖政策。至少在任何对行业有重大影响的关键做法上，都要向利益相关者说明。
具有明确时间和实施准则的拍卖，将使越南电力公司（EVN）有足够的时间为提高电网连接水平做好准备，并激励电力系统中最需要它们的项目。
还有必要留出时间与其他关键行为者协商，包括了解政策设计的高层次社会和环境影响。
政府在设计未来海上项目政策时，应纳入系统和公开的咨询过程。
作为公开交流的一部分，应让开发商了解有关拍卖机制或支援计划的任何更改，并邀请他们提供意见。
缺乏公开的沟通和协商，会增加投资者和开发商的风险溢价，减弱其对拍卖过程和海上风电市场的参与程度。
更广泛的利益相关者协商应包括越南电力公司、当地和外国投资者、项目开发商、国际和当地供应链的参与者，以及当地有影响力的行业团体，如渔业、航运和海上石油和天然气组织。
整个海上风电政策制定过程应该完全透明，如公布目标、规则草案和评论程序。
政府的政策决定应公开宣布，并清楚地传达给公众有关各方。
重要的规划数据，如环境敏感区和其他限制性海域的位置，应该由政府和利益相关者提供给希望开发海上风电场的机构。
同样，应在计划中的项目咨询期间向主要利益相关者提供基本信息，使他们了解情况。
拍卖应该有足够的规模，例如每轮分配2~3GW，以提高对越南海上风电领域投资的兴趣。
如果供应和需求能够平衡，也将促进竞争。
此外，应公布未来几轮拍卖（2030年后）的明确路线图，以显示更长期的规划和建立一个可持续发展的产业，并符合越南国家电力发展计划第八版（PDP8）和促进“蓝色经济”的目标。
应该对越南的一阶段与两阶段拍卖作进一步研究。
两阶段拍卖有可能在更快的时间内提供更多的增长，同时利用国际开发商的专业知识来选择合适的地点。
目前授予海上风电场地勘测许可证的过程，可以被认为是两阶段拍卖过程的第一步。然而，目前各省份为相近的地点颁发许可证的做法，可能导致出现不可行的区域。另外，在分配近岸区域之前，应考虑尾流效应影响。
一阶段拍卖将需要在政府内部分配足够的资源来选择合适的地点，还需要进行选址过程的学习。
对那些可能被一阶段制度所取代的项目，应明确规定补偿安排或其他适当的过渡安排，并就此进行协商。
拍卖机制的设计应区分较成熟和不太成熟的技术类型。
要特别关注离岸与近岸项目拍卖的差异性，并在未来纳入漂浮式项目。
由于越南的海上风电成熟阶段不同，对风能技术所需要的支持水平也不同。
为了按时实现项目交付，需要一个高效和简化的许可程序。政府应该为海上风电许可工作做好准备，设立一个负责协调的单一窗口机构，或者在政府机构之间更明确地划分责任。
虽然海上风电项目的规模很大，需要与许多政府机构接触，但这种协调应该由一个高级别的办公室负责。
上述部门需要具备预测能力，以便每年和每月预先确定需求电量，并支持国家的能源安全目标。
对进一步研究的建议
电网连接和承购安排的最佳做法，包括优先接入、及时的电网连接、变电站和传输基础设施的责任、缩减的付款和近岸/离岸开发成本分摊。
应吸取开发许可证、开发框架，以及在与其他海洋产业和受海上风电影响的组织进行利益相关者磋商时的经验教训。
在越南海洋空间规划和选址的研究中，确定海底固定式和漂浮式机组的潜在安装地点并进行排序。
对海上风电拍卖设计进行技术研究，包括预先的资格标准和评价标准，使其具有透明度、稳定性，能够开展公平竞争。
来源：《风能》杂志赵靓
