越南电力集团如何推动可再生能源并网

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（来源：电力国际汇epintl）

概述

过去十年间，越南电力行业在经济高速增长和电力需求激增的形势推动下，实现了显著增长与转型。2021年，越南宣布了“2050年实现净零排放”的承诺，并于2022年通过更新版国家自主贡献（NDC）进一步强化这一目标。根据规划，到2030年在常规场景条件下，越南将能源领域温室气体排放量减少7%；若获得国际支持，可在此基础上再额外削减17.5%。

越南电力市场由国有电力垄断企业越南电力集团（EVN）主导，由政府授权，负责电力的生产、购销、进出口、项目投资及国家电网管理。EVN直接垄断输配电业务，因此新能源并网就成为了EVN及其子公司的主要责任之一。

通过实施上网电价补贴（FIT）政策，越南2020年太阳能和2022年风电装机量激增，新增容量主要集中在越南中南部和西原地区。然而，老旧的电网难以消纳骤增的可再生能源电力，导致电网拥堵，为维持系统稳定，又不得不削减风光发电量。

越南的能源转型

历史上，越南能源系统高度依赖煤炭、天然气和水电。但自2020年起，可再生能源装机量迅猛增长：太阳能（集中式与分布式）从2016年的不足10万千瓦增至2023年底的1660万千瓦；风电则从2018年的20万千瓦增至2023年的560万千瓦。截至2023年底，风光发电合计占全国总装机容量的27%，发电量占比近14%。为配合国家自主贡献（NDC）目标，越南于2023年5月发布了《2021–2030年电力发展规划（PDP8）》。尽管PDP8原计划中，到2030年的新增太阳能装机规模较为保守，但2025年2月的讨论显示，该目标有望大幅上调——太阳能预计将占2030年新增总装机容量的45%。

可再生能源并网挑战

越南2019至2022年期间可再生能源的爆发式增长主要得益于有利的国内政策环境。核心驱动力是风光电力的高额FIT补贴（风电FIT自2011年推出，并于2018年提高，覆盖陆上、近海和海上项目；2017年起，太阳能地面电站、漂浮电站和屋顶项目也获得了FIT支持）。加之土地租赁豁免、无本地化率要求、设备免税等政策，可再生能源竞争力显著提升。

相应结果是：越南于2020年新增太阳能装机1160万千瓦，2021年新增风电装机360万千瓦。由于资源禀赋突出、地价低廉且人口稀少，这些项目高度集中于中南部和西原地区，但主要用电负荷中心位于河内（北部）和胡志明市（南部），形成了明显的“源荷地理错配”。连接南北的老旧500千伏输电线路无法支撑长距离电力输送，而2020年12月分布式屋顶光伏的并网又进一步加剧了局部配网压力。2020年，约3.64亿千瓦时的太阳能遭到弃用，造成重大经济损失和资源浪费。至2023年底，国家负荷调度中心（NLDC）报告显示：220/110千伏线路及变压器存在20处过载点，220家可再生能源电厂因电网拥堵被迫限产。

除拥堵问题之外，可再生能源预测能力不足、缺乏稳定电压频率的辅助服务等技术问题，也给越南电力集团的电网运维带来了巨大压力。

风光电力的FIT政策已分别于2020年底和2023年底到期，后续定价机制的缺失导致并网项目增长进度放缓。不过，2024年7月越南政府颁布新政，允许私营开发商与工商业用户签订直接购电协议（PPA）（含私有输电线路），此举可能掀起新一轮可再生能源开发热潮。

可再生能源并网初期的挑战

由于多种因素的影响，越南在快速扩大可再生能源容量方面取得的成功，反而给电网带来了诸多挑战。专家指出，越南电力集团与越南工贸部之间缺乏协调，以及越南工贸部的规划不够全面，导致了发电量和电网容量之间的不匹配。越南国家电网亟待升级以满足供需需求：500千伏电网新线路的建设相对缓慢，且接近满负荷运行；从2016年可再生能源开始扩张到2020年限电期间，规划中的500千伏和220千伏线路实际建成量仅占计划的78%和74%。

越南电力集团可再生能源并网方案

2019年后，越南电力集团在运营高比例可再生能源电网方面积累了丰富经验，尤其在风光电力管理领域。在此期间，公司在建设技术能力方面取得了重大进展，得以更好地管理电网，确保更高效地整合可再生能源。此外，越南电力集团还积极与政府和国民议会合作，完善监管框架，为改善可再生能源并网铺平道路。集团主要成果包括：应用先进技术方案以提升可再生能源管控能力，投资信息技术以优化风光发电预测精度。

据专家访谈，截至2023年，越南电力集团已将全部公用事业规模的可再生能源电站接入发电自动控制系统，实现对发电端输出的实时管控，其技术方案大大提高了电网的可靠性和安全性。

除了可再生能源管理及预测的技术方案等软件层面外，越南电力集团还在升级电网硬件基础设施方面投入了大量资金。仅2023年，即投运了187个电网项目，包括变电站和输电线路等。未来，越南电力集团计划通过实施客户净计量和需求响应措施来优化电网运营。此外，越南电力集团还正在建设多个500千伏输变电项目，并计划开发高压直流输电线路，实现从越南南部向北部输送可再生能源电力。

越南电力集团可再生能源并网启示

◆ 强化政府与监管机构协作

对国有电力公司（SPCs）而言，要实现可再生能源的成功并网，需要在电力公司、专业部委、地方政府及监管机构之间建立强有力的协调机制。越南电力集团的经验表明，前瞻性规划尤为重要——在特定区域平衡电网承载能力与可再生能源开发潜力，并获取对电网升级和新能源技术的政策支持。此外，接入跨国输电网络或有助于将可再生能源盈余电力输送至其他国家。

◆ 化解电网基础设施融资困局（含私营领域）

获取国际融资及政府担保对于支持电网扩建至关重要。然而，国有电力公司还应与政府协作制定政策机制，用以获取商业贷款与非主权贷款，并建立激励私营资本投资电网建设的配套机制。尽管私营资本作为尚未充分开发的资源，其在输电设施投资领域仍面临挑战。相较于母公司，对于拥有独立财务体系和信用评级的输配电子公司，或能更便捷地获得专门用于电网升级的商业贷款。

◆ 完善可再生能源并网监管框架

建立电力辅助服务市场并提供具有吸引力的激励政策（如输配电服务定价模型），有助于吸引私营资本投资电网基础设施。作为能源成功转型的关键环节，此类市场的培育需政策层面支持市场灵活性机制建设、辅助服务发展及储能技术应用。国有电力公司亟需通过健全的政策体系实现三大目标：营造可再生能源并网有利条件、提升电网韧性及强化储能能力。这将帮助其有效应对风电和光伏等间歇性可再生能源的并网挑战。

◆ 推广智能电网与现代化升级

与其他管理大型复杂电网的国有电力公司类似，越南电力集团在部署智能电网技术方面已取得显著进展。先进监控系统、远程控制功能和自动化技术的应用已显著提升电网运行效率。然而，为消纳持续增长的可再生能源装机容量，并满足电网运行数据实时性的提升需求，仍需持续投资两种建设：升级改造输配电实体设施等硬件资产，以及支撑数据运行的数字化基础设施的部署。