令人惊讶的是，在过去一个多月里，许多发电厂，特别是可再生能源项目，被大幅削减发电能力，因为电力系统出现了“电力过剩”的情况——这是越南电力系统多年来非常罕见的现象，尤其是在面对近期和长期电力供应挑战时。
来自集中发展电源的警告
在天气和水文异常变化导致电力过剩的背后，国家电力调度机构被迫同时削减多个电源的发电能力，这是对电力规划和分配以确保供需平衡和系统安全的警告。
能源专家何登山先生认为，近期可再生能源因资源过剩而被迫大幅削减发电能力是之前已被警告的后果。特别是，当可再生能源被大量发展但主要集中在某些地区，尤其是中部和南中部地区时。
何先生还指出，除了在阳光、风能等优势地区优化利用可再生能源外，这种电源需要通过金融机制均衡发展。
然而，实际上，可再生能源以优惠价格机制（FIT价格）在不同地理区域均衡发展，已导致投资者将资金集中投入到具有自然优势的地区，如中部地区。
这导致了局部过载、输电线路不足，而消费需求低于其他地区。特别是当电力系统处于不平衡状态时，如供大于求，可再生能源将因价格较高而首先被削减。
“自2018年可再生能源快速发展以来，已有关于通过价格机制分配投资的警告。例如，在阳光较少的地区如北部，价格会更高，但消费需求更大，靠近工业区。然而，实施统一的FIT价格迫使投资者选择最具优势的地方，技术上可行但未深入考虑是否能销售出去。”何先生分析道。
他认为，后果是发电能力削减发生，当水库来水增多时，由于水电价格最低，水电利用增加，这将进一步加剧可再生能源削减比例。
平顺省风能和太阳能协会主席裴文定先生承认，这实际上是政策和规划未真正适合和协调时给投资者带来的风险。
裴先生认为，在天气异常条件下，水库来水大幅增加，许多水电站不得不泄洪，削减可再生能源电源是不可避免的。
“如果因为大雨和水电站泄洪，或因电网过载导致系统调度被迫削减发电能力，任何投资者都理解并接受。过去也有风能、太阳能电源多但电网未满足时削减发电能力的情况。
然而，我们担心的是长期问题，电力电源规划故事，增加包销电源比例，尤其是电价问题——这被视为越南电力发展的最大瓶颈。”裴先生分享道。
更具体地分析，裴先生说，根据正在实施的电力规划8，除了其他电源外，可再生能源将继续被呼吁投资。然而，目前大多数电源都延迟，而过渡性可再生能源项目已准备好投入商业运营，但在价格谈判中遇到困难。
与此同时，许多政策未符合实际，如有选择投资者的招标机制但未顺利运行，每个地方做法不同。招标后却又谈判价格，导致不少投资者犹豫，不敢此时投入资金。
特别是，从过去的实际情况看，当BOT电源被承诺包销而不被削减时，给可再生能源投资者带来更大风险。据裴先生预计，在电力规划8中，天然气电源发展容量占很大比例并享受包销机制，因此，在当前可再生能源机制下，投资者必须仔细考虑投资。
此外，电价机制维持在低水平，而越南电力集团（EVN）作为购电方正遭受巨大亏损，因此必须优先廉价电源以弥补来自如LNG等包销电源的高成本。这进一步使可再生能源投资者陷入困境。
来自价格机制和市场运行的挑战
越南能源协会（VEA）科学委员会专家阮辉赫博士认为，在水文条件异常变化如过去那样，许多水电站同时泄洪时，削减可再生能源电源是不可避免的，因为水电是系统中最便宜的电源。
此外，国家电力调度机构还必须满足多个目标，包括系统安全运行、确保以最合理成本供电、包销承诺等，因此赫先生评估过去一段时间的系统运行是合适的。
尽管VEA专家也承认在实施电力规划8与当前电价机制和确保竞争性电力市场运行方面存在不小挑战，特别是当承诺包销的电源进入系统越来越多时。
赫先生还指出，如果实施包销机制，承诺在系统中调度的比例越大，就意味着与竞争性电力市场运行机制背道而驰。
“加快实施适用于电力用户和供应单位（即各电源）的两部分价格机制，将有助于推动市场更有效竞争，投资者在未获调度和按发电量支付电费的情况下，仍能获得容量价格部分的支付，从而减少风险。
这样将帮助投资者更安心投资，减少电源调度风险，同时要求用电单位改进技术以节约高效用电。”赫先生提出问题。
何登山先生也同意，需要尽快研究和实施适用于购电方和售电方的两部分电价机制，结合修改竞争性电力市场规定以适应实际。这旨在确保投资者的现金流，即使在未获系统调度的情况下。
特别是何先生还警告，如果仅单纯实施包销机制而不伴随其他电价和电力市场政策，将在被迫以高比例调度高价电源的任何条件下，给系统运行带来更多挑战。
因此，这不仅影响电价成本、确保系统运行，而且在系统正常运行条件下，确保其他电源调度公平透明的市场要求也可能受到影响。
今年电力系统运行违反规律
据国家电力系统和市场运行公司（NSMO）称，今年（特别是10月和11月）电力系统运行违反规律，当多个大风暴连续出现以及极端天气形态，同时电力需求下降，导致NSMO被迫削减多种电源的发电能力。
其中，81-92/122个水库进行调节泄洪，总容量达15,940-17,040兆瓦，而整个系统为19,600兆瓦。甚至许多水库如山罗、和平、老周不得不重新开启泄洪，超过5,700兆瓦。北部燃煤系统也停止备用近3,000兆瓦。特别是可再生能源电源波动剧烈，其中风能发电容量高达3,400-4,000兆瓦，因此调度被迫削减。
上述削减是为了确保系统在夜间和白天低峰时段处于电源过剩状态时的安全运行。
仅在北部晚上需求激增至10,000-15,000兆瓦时，高峰时段在30-40分钟内可增减2,500-2,800兆瓦，因此NSMO被迫额外调度燃气轮机和LNG电源以满足峰值容量。此外，BOT电源因包销承诺被迫调度高达4,000兆瓦。
据NSMO一位代表称，过去一段时间系统电源过剩给运行带来许多困难。因为为确保电力系统安全，一些燃煤机组仍必须运行，由于其特点无法每天启动。
在停止调度必须持续3-4天，之后重新启动额外1天的情况下，这种电源也只能在最低水平削减。正在调节泄洪的水电电源仍必须调度，不能完全停止运行以确保工程安全。
此外，已承诺包销的BOT电源被迫调度。同时，确保系统安全运行是巨大压力，特别是与电力系统中的技术因素相关。
如果不能满足，可能导致“电网崩溃”现象——即发电厂和变电站之间失去连接，导致系统部分或全部停电——在负荷基本处于低水平但晚上高峰时段激增的背景下。
这使国家电力系统运行机构必须均衡削减但仍优化利用，不基于报价歧视各单位。
10月多项降雨量纪录
据国家水文气象局统计，10月全国记录35项降雨纪录，其中20项日降雨量纪录和15项月总降雨量纪录。11月风雨和热带低压情况据预报可能继续复杂演变。
在发送给发电单位和电网管理单位的关于供电运行信息中，NSMO确认天气复杂演变是直接影响国家电力系统运行的原因。
广治省风电企业陷入困境
广治省六家风能公司共同签署建议书发送给工商部，认为在2025年9月和10月被削减发电能力20-90%正将他们推向财务风险，甚至破产。
企业组包括溪生风电股份公司、向灵7、向灵8、丰辉、丰源和联立公司，均位于广治省西南地区。
建议书发送给工商部、省人民委员会、越南电力集团（EVN）和国家电力系统和市场运行公司（NSMO），要求考虑限制风能发电厂可用发电能力的削减。
据建议书，从9月底至今，项目被削减发电能力平均20-90%，有时达99%，连续多天——这是前所未有水平。仅10月，发电能力被削减约50%，导致收入比2025年全年计划下降5%。如果情况在11月和12月持续，收入可能下降10-20%。
各单位表示，从10月到次年2月是最佳风季，占全年发电量70-80%。在风能高峰期削减直接影响财务效益，而项目回收期长达12-15年，涡轮机寿命仅约15年。
企业警告这种下降水平使他们无法偿还银行贷款本金和利息、运营成本和员工福利，威胁财务崩溃，甚至破产。
企业组建议EVN和NSMO仅在风能高峰期合理削减2-5%发电量，同时公开透明风能、太阳能和水电之间削减能力信息。
此外，企业也建议在批准新项目时谨慎，避免在现有电厂仍被削减时重叠投资。
据工商厅报告，目前全省已发电和商业运营总容量为1,489.8兆瓦。2024年，全省总发电量为34.91亿千瓦时，2025年预计达36.47亿千瓦时。
关于风能，电力规划8和调整后电力规划8中分配的风能项目总规模为4,614兆瓦，其中22个项目已投入运营，容量1,024.2兆瓦。
（编译：Ivy 越南中文社；审校：Momo；来源：Tuoitre）
