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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（图 1）。
图 1. 越南海上风电潜力
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（图 2）。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。
图 2 海上风力发电机基础结构。
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。
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