Powód, dla którego ograniczana jest moc elektrowni wiatrowych, niepokoi przedsiębiorstwa

Krajowy Operator Rynku i Systemu Elektroenergetycznego (NSMO) właśnie udzielił wyjaśnień na temat aktualnego stanu operacji systemu elektroenergetycznego na swoim oficjalnym profilu na Facebooku.

Na dzień 13 listopada na oficjalnej stronie NSMO https://www.nsmo.vn nie pojawiły się żadne informacje na ten temat.

Informacje NSMO zostały niedawno opublikowane w momencie, gdy wiele elektrowni wiatrowych skarżyło się na znaczne ograniczenia w mobilizowanej mocy przy dobrych warunkach wietrznych, co powodowało straty ekonomiczne dla przedsiębiorstw.

Wiele burz przynosi duże ilości wody wykorzystywanej do elektrowni wodnych.

Jak wynika z danych NSMO, w ostatnim czasie (zwłaszcza w październiku i na początku listopada 2025 r.) funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego napotkało wiele wyzwań, głównie ze względu na niekorzystne czynniki pogodowe i warunki hydrologiczne zbiorników hydroelektrycznych.

Szczególnym punktem w eksploatacji w 2025 roku są nieregularne wahania pogody. Zgodnie z procesem eksploatacji zbiorników i rocznymi przepisami hydrologicznymi, obecnie większość zbiorników hydroelektrycznych na północy i południu oraz niektóre zbiorniki w regionie centralnym weszły w fazę magazynowania wody.

Elektrownia wodna Song Tranh 2 działa bezpiecznie, przyczyniając się do regulacji powodzi i ochrony obszarów położonych niżej w czasie ulewnych deszczy w październiku 2025 r.

W szczególności zbiorniki hydroelektryczne w dorzeczu rzeki Red River na północy przestawiły się na fazę eksploatacji w porze suchej od 16 września.

Jednak w 2025 roku, w okresie październik-listopad 2025 roku, nastąpiło wiele gwałtownych burz, takich jak RAGASA, BUALOI, MATMO, FENGSHEN i KALMAEGI, co spowodowało, że liczba zbiorników wodnych nadal utrzymywała wysoki poziom rozładowania. Nawet na początku listopada 2025 roku liczba zbiorników do rozładowania wzrosła do 82-91/122, a łączna moc rozładowania zbiorników hydroelektrycznych wzrosła do 15 940-17 040 MW (z łącznej mocy 19 600 MW energii wodnej w całym systemie).

Warto wspomnieć, że duże jeziora w regionie północnym musiały ponownie otworzyć swoje śluzy, np. Son La, Hoa Binh i Lai Chau (łączna moc zbiorników hydroelektrycznych w dorzeczu rzeki Da wynosi około 5760 MW).

Zmuszeni do utrzymania kontraktów na energię cieplną z węgla i BOT z wymogami gwarancji produkcji

Oprócz korzystnych warunków hydrologicznych, które sprzyjają wzrostowi energii wodnej dzięki burzom i deszczom, NSMO wspomina również o niskim zużyciu energii elektrycznej.

W szczególności, chociaż zapotrzebowanie na energię elektryczną nadal utrzymuje się na niskim poziomie (z powodu burz i niekorzystnych warunków atmosferycznych), wykres obciążenia wykazuje ostre szczyty sezonowe i gwałtownie rośnie między godziną 17:45 a 18:00 każdego dnia. Różnica między obciążeniem w północnej części kraju w nocy i w godzinach szczytu może sięgać 10 000–11 500 MW, a jednocześnie w godzinach szczytu może wzrosnąć/spaść o 2500–2800 MW w ciągu 30–40 minut.

Elektrownia cieplna Van Phong 1 BOT należąca do Sumitomo Group (Japonia), o łącznej wartości inwestycji wynoszącej prawie 2,58 mld USD, została oddana do użytku w marcu 2024 r., po około 18 latach starań.

Aby zapewnić wystarczającą moc do pokrycia 18-godzinnego szczytowego zapotrzebowania, jak przeanalizowano powyżej, konieczne jest utrzymanie mobilizacji elektrowni cieplnych opalanych węglem (które mają długi czas rozruchu i nie mogą być ciągle i elastycznie zatrzymywane/uruchamiane jak elektrownie wodne) tylko w celu zwiększenia mobilizacji mocy w godzinach szczytu, podczas gdy większość pozostałych godzin dnia jest mobilizowana tylko na minimalnym poziomie mocy zgodnie z wymogami technicznymi elektrowni w celu zapewnienia bezpieczeństwa elektrowni.

Ponadto elektrownie cieplne opalane węglem muszą być utrzymywane w stanie zapewniającym bezwładność systemu elektroenergetycznego (pod tym względem odnawialne źródła energii praktycznie nie są w stanie sprostać), zapewnić regionalny reżim napięciowy i zapobiec przeciążeniom linii przesyłowych.

Ponadto elektrownie BOT muszą zmobilizować się, aby zapewnić realizację zobowiązań dotyczących fizycznego odbioru w ramach Umowy BOT z gwarancjami rządowymi o łącznej mocy do ponad 4000 MW, co stanowi również element stanowiący dużą część struktury mobilizacji mocy.

W tej sytuacji, chociaż moc elektrowni wiatrowych wzrasta, gdy sztorm uderza w ląd, powodując wzrost potencjalnej mocy (zdolności do wytwarzania energii elektrycznej) do około 3400 - 4000 MW, co stanowi wartość około 3 - 4 razy wyższą niż wcześniej, to jednak nie można wykorzystać energii wiatrowej w sposób, jakiego oczekują inwestorzy.

Bezpieczeństwo, stabilność i niezawodność na pierwszym miejscu

NSMO, jako krajowa jednostka dyspozytorska systemu elektroenergetycznego, podkreśla, że zawsze na pierwszym miejscu stawia cel zapewnienia bezpiecznej, stabilnej i niezawodnej pracy systemu elektroenergetycznego.

Od początku października 2025 r. wdrażanie wytycznych Premiera i Ministerstwa Przemysłu i Handlu zawartych w oficjalnych komunikatach dotyczących proaktywnego reagowania na sztorm nr 11 (MATMO), sztorm nr 12 (FENGSHEN) i sztorm nr 13 (KALMAEGI), ze szczególnym uwzględnieniem bezpiecznej eksploatacji zbiorników, racjonalnej mobilizacji źródeł energii w krajowym systemie energetycznym, zapewnienia odpowiednich dostaw energii i rezerw, szybkiego reagowania na nietypowe sytuacje spowodowane wpływem sztormów oraz koordynacji z jednostkami wytwarzającymi energię elektryczną i jednostkami zarządzającymi siecią w celu optymalizacji trybu pracy elektrowni i sieci.

W szczególności NSMO wdrożyło wiele środków operacyjnych, takich jak zatrzymanie niemal 3000 MW elektrowni cieplnych opalanych węglem na północy kraju jako rezerwowych zaraz po ustąpieniu sztormu nr 13 (jednostki te muszą być konserwowane, aby zapewnić bezpieczeństwo systemu przed i w trakcie uderzenia sztormu w ląd).

Elektrownia Phu My 3 wykorzystuje LNG do wytwarzania energii elektrycznej.

Codzienne wyłączanie i uruchamianie wielu krajowych jednostek turbin gazowych i LNG w celu osiągnięcia szczytowego zapotrzebowania na moc lub zmaksymalizowania przepustowości linii przesyłowych w celu odciążenia źródeł energii.

NSMO stwierdziło jednak również, że takie ciągłe zatrzymywanie i uruchamianie turbin gazowych wpłynie na trwałość i gotowość jednostki. Ze względu na powyższe ograniczenia techniczne, utrzymanie tej metody pracy przez długi czas nie jest możliwe, ponieważ nie tylko skraca ona żywotność urządzeń, ale także potencjalnie powoduje problemy, wpływając na bezpieczeństwo i stabilność całego systemu elektroenergetycznego.

Według NSMO, pomimo wdrożenia wielu środków operacyjnych, system nadal zmaga się z nadmiarem mocy zarówno w nocy, jak i w południe, poza godzinami szczytu.

NSMO zostało zmuszone do wprowadzenia zmian mających na celu mobilizację elektrowni, równomiernie redukując zużycie energii ze źródeł odnawialnych oraz energii wodnej, która jest rozładowywana w przypadku występowania dużego nadmiaru mocy.

„Ograniczenie mobilizacji mocy jest obowiązkowym rozwiązaniem technicznym, mającym na celu zapewnienie bezpiecznej, stabilnej i ciągłej pracy systemu elektroenergetycznego oraz utrzymanie częstotliwości i napięcia w dopuszczalnych granicach, a także zapewnienie bezpieczeństwa mobilizowanych jednostek w systemie. Dyspozycje i redukcje mobilizacji są realizowane w oparciu o obliczenia techniczne, z zachowaniem zasad sprawiedliwości, przejrzystości i niedyskryminacji między jednostkami ” – czytamy w komunikacie NSMO.

NSMO oceniło również, że nadwyżka ta powstała w wyniku działania wielu nakładających się na siebie czynników, w tym następujących po sobie silnych burz z ekstremalnymi zjawiskami pogodowymi, które mają charakter kumulacyjny w dłuższym okresie czasu i nie będą trwać długo (w zależności od sytuacji burzowej i powodziowej w pozostałym czasie do 2025 r.).

Oczekuje się, że sytuacja wkrótce ulegnie poprawie, gdy cyrkulacja burzowa zakończy się, a warunki hydrologiczne powrócą do normy. Zostaną uruchomione inne źródła energii, aby zapewnić bezpieczną pracę systemu oraz magazynować i zatrzymywać wodę w zbiornikach hydroelektrycznych, przygotowując się na porę suchą w 2026 r.

Kluczem jest bodziec

Na posiedzeniu Ministerstwa Przemysłu i Handlu w sprawie Planu Systemu Elektroenergetycznego i Rynku Energii Elektrycznej na rok 2026, które odbyło się 10 listopada, NSMO zaktualizowało prognozę obciążenia energią elektryczną na rok 2025, przewidując, że całkowite zużycie energii elektrycznej w całym krajowym systemie elektroenergetycznym w 2025 roku wyniesie 322,6 mld kWh. Oznacza to wzrost zaledwie o 4,5% w porównaniu z rokiem 2024.

Liczba ta jest również daleka od prognoz składanych pod koniec 2024 r., zgodnie z którymi zapotrzebowanie na energię elektryczną w 2025 r. będzie rosło w wysokim tempie 12%, aby sprostać oczekiwanemu wzrostowi PKB na poziomie ok. 8%.

Energia pochodząca ze spalania węgla nadal stanowi dużą część wytwarzanej energii elektrycznej, od 40 do 50% w zależności od pory roku.

Zgodnie z Decyzją Nr 3047/QD-BCT z dnia 15 listopada 2024 r. w sprawie zatwierdzenia Planu zaopatrzenia w energię elektryczną i eksploatacji krajowego systemu elektroenergetycznego w 2025 r. krajowy system elektroenergetyczny będzie eksploatowany przy planowanym tempie wzrostu produkcji i importu energii elektrycznej wynoszącym 11,3% przy prognozie hydrologicznej złej, prawdopodobieństwie wystąpienia zdarzeń obliczonym na 10%.

Rzeczywiste zużycie energii elektrycznej w ciągu ostatnich 10 miesięcy pokazuje również, że wzrost zużycia energii elektrycznej w skali kraju wyniósł zaledwie około 4%.

Oczywiście, gdy popyt nie jest wysoki, elektrownie nie mogą generować energii w oczekiwanym tempie. Zwłaszcza gdy energia elektryczna jest surowcem specjalnym, którego produkcja i zużycie odbywają się jednocześnie, a jeśli nie ma odbiorców energii elektrycznej, nikt nie kupi energii elektrycznej, aby elektrownie mogły ją zmobilizować do produkcji.

Chociaż wykorzystanie magazynów energii (BESS) jest uważane za optymalne rozwiązanie do magazynowania energii elektrycznej w przypadku długotrwałego nadmiaru źródła zasilania, w rzeczywistości kapitał inwestycyjny na magazyny energii nie jest niski, a obecna cena zakupu energii elektrycznej z BESS nie została jeszcze ustalona przez Ministerstwo Przemysłu i Handlu. Nawet jeśli cena energii elektrycznej z BESS zostanie ustalona, a cena sprzedaży do systemu będzie wyższa niż średnia cena detaliczna energii elektrycznej w gospodarce, sprzedaż energii nie będzie łatwa ze względu na obawę przed dalszymi stratami dla jedynego obecnie hurtowego odbiorcy, Vietnam Electricity Group (EVN).

Dlatego pilną kwestią jest obecnie stymulacja zużycia energii elektrycznej w gospodarce, aby przyczynić się do osiągnięcia celu wzrostu PKB na poziomie ponad 8% w 2025 r. i ponad dwucyfrowego wzrostu w latach kolejnych.

Skargi dotyczące energii wiatrowej
Według skarg przedsiębiorstw wiatrowych w Quang Tri, w ciągu ostatnich 18 dni (od 19 października do 5 listopada) krajowy system energetyczny odnotował znaczącą różnicę w przesyłaniu energii między źródłami energii.
Według statystyk ze strony internetowej National Electricity System and Market Operation Company Limited (NSMO), produkcja energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych (węgiel, gaz, olej) wyniosła 6598,9 GWh, co stanowi 43,33% całkowitej produkcji całego systemu. Przy mocy zainstalowanej 39 746 MW, średni wskaźnik wykorzystania mocy wyniósł 38,43%.
Dla porównania, energia wiatrowa wygenerowała jedynie 582,9 GWh, co stanowi 3,83% całkowitej produkcji. Chociaż całkowita moc zainstalowana osiągnęła 7102 MW, średnia zmobilizowana moc energii wiatrowej wyniosła zaledwie 19%, czyli mniej niż połowę mocy cieplnej, biorąc pod uwagę, że wiatr znajduje się w najbardziej stabilnej porze roku.
W obliczu tej sytuacji przedsiębiorstwa energetyki wiatrowej w Quang Tri wysłały petycję do Ministerstwa Przemysłu i Handlu, Komitetu Ludowego Prowincji Quang Tri, EVN i NSMO, prosząc o rozważenie ograniczenia redukcji dostępnej mocy wytwórczej.
Dokładniej, od końca września 2025 roku do chwili obecnej, moc klastra elektrowni wiatrowych w Quang Tri była stale ograniczana, czasami nawet o 99%. Średnio moc spadła z 20% do 90%, co spowodowało spadek przychodów w październiku o około 5% w porównaniu z planem rocznym.
Jeśli ta sytuacja utrzyma się do końca roku, przychody w 2025 roku mogą spaść o 10-20%, podczas gdy docelowy zysk wyniesie zaledwie 5-10% po odliczeniu kosztów operacyjnych, spłaty zadłużenia i utrzymania. W przypadku projektów o przeciętnej wydajności, rzeczywisty zysk wyniesie mniej niż 5%.
„ Przy obecnych cięciach utracone przychody przewyższają oczekiwany zysk. Jeśli sytuacja się utrzyma, firma nie będzie w stanie spłacać kredytów bankowych, utrzymać działalności i zapewnić pracownikom dobrobytu. Ryzyko bankructwa jest całkowicie realne ” – martwił się przedstawiciel firmy wiatrowej.

(Źródło: Investment Newspaper)

Link: https://baodautu.vn/nsmo-ly-giai-chuyen-huy-dong-thap-cac-nguon-dien-gio-tren-facebook-d433498.html

Źródło: https://vtcnews.vn/ly-do-dien-gio-bi-cat-giam-cong-suat-khien-doanh-nghiep-lo-lang-ar986922.html