長年電力不足に悩まされているが、早急に求められる変化とは何だろうか。

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編集者注：最近の猛暑による電力不足は数十億ドル規模の損害をもたらし、今後数年間は脅威であり続けるでしょう。民間部門の電力投資への参加がますます深まるにつれ、投資誘致政策に関する重要な問題が生じています。一方、電力価格の調整メカニズムは依然として市場原理に欠けています。

「電力業界の未来」という連載記事では、既存のボトルネックを分析し、新たな電源への投資と電力料金政策の必要な変更をさらに促進することを目指しています。

権力構造の急速な変化

ベトナム電力グループ（EVN）のデータによると、2023年の電源の所有構造別割合は、過去数年間と比べて大幅に変化している。

その結果、EVNは電源の11%を保有し、EVN傘下の3つの発電会社（Gencos）は電源の26%を保有しています。他の2つの国営企業、ベトナム石油ガスグループ（PVN）は8%、ベトナム石炭鉱物産業グループ（TKV）は2%を保有しています。BOT投資家は電源の10%を保有し、輸入電源やその他の電源はわずか1%です。

最も注目すべきは、民間投資による電源が再生可能エネルギーを中心に総設備容量の42%を占めていることです。

これは目まぐるしい変化です！2012年以前は、電力源の民営化率は10%未満でした。2003年以降は、国有企業がほぼすべての電力源を支配していました。

社会経済の発展に十分な電力を供給するために、EVNに依存している発電所（2022年のシステム全体の総電力出力の17%を占める）に加えて、EVNは、PVN、TKV、BOT形式の発電所、発電会社（Genco1、Genco2、Genco3）、再生可能エネルギー発電所、およびその他の独立発電所の他の発電所との電力購入契約に基づいて、追加の電力（システム全体の電力出力の83%）を購入する必要があります。

上記の電源構成を踏まえ、中央経済経営研究所元所長のグエン・ディン・クン博士は、発電市場は今後ますます競争が激しくなるだろうと述べた。電源構成において、EVNとその傘下企業が保有するシェアは40%未満、PVNとTKVが10%、残りは民間企業であるためだ。

電力セクター全般の発展、特に電源開発への投資は、経済セクター、特に民間セクターの参加をますます拡大させる必要がある。したがって、EVNの発電における割合と役割はますます縮小していくだろう。

しかし、クン氏は、その状況では、 EVN に経済に十分な電力を供給するよう指示することは不可能だとも指摘しました。

安い電気料金が値下がり

風力や太陽光発電といった再生可能エネルギーの導入は、2020年から現在までのベトナムの電力システムにおける大きな変化です。再生可能エネルギーの割合は増加していますが、安価なエネルギー源は減少しています。

具体的には、電源種別でみると、新規の大規模水力電源の稼働がほとんどないことから、系統に供給される最も安価な（最も多い）水力発電の容量割合は年々徐々に減少している（2019年の容量割合36.9％から2022年にはわずか28.5％）。

2022年末までに、商業運転開始（COD）が認められた風力および太陽光発電の総容量は20,165MWとなり、システム全体の総容量の25.94%を占めました。この再生可能エネルギー源が爆発的に発展したのは、2019年から2021年にかけてのことです。

しかし、これらの電源は、平均電気料金よりもはるかに高い優遇価格設定メカニズムを享受しているため高価であるだけでなく、不安定でもあり、特にピーク時間が正午（以前）から夕方（現在）に移行している場合には、電力システムへの貢献は実際には効果的ではありません。

石炭火力発電所は25,312MWで32.6%を占め、小水力発電所を含む水力発電所は22,504MWで28.9%を占め、ガス火力発電所は7,152MWで9.2%を占めています。

不安定な電力市場

EVNのデータによると、2022年には4つの新規発電所が電力市場に参入し、総設備容量は2,889MWに達する見込みです。現在までに、電力市場に直接参加している発電所は108カ所あり、総設備容量は30,937MWに達し、全国の電源設備容量の38%を占めています。

そのため、新たに稼働する電源のほとんどが電力市場の対象ではないか、まだ電力市場に参加していない（再生可能エネルギー、BOT）ため、電力市場に参加している発電所の割合は低いままです。

なお、近年、新たに稼働する電源のほとんどがBOT型や再生可能エネルギー型であるため、電力市場に直接参加する電源の割合は減少傾向にある。

国家電力系統給電指令センター（A0）の評価によると、電力市場に直接参加する電源の割合が低いことは、電力市場の競争水準と運営効率に大きな影響を与えています。市場シェアが低下すると、電力市場価格はシステムの発電限界費用を正確に反映しなくなります。これは、電力市場の発展における次のステップを困難にします。

EVNの担当者によると、現在の仕組みでは、これらの発電所は発電量の約80～90%が電力購入契約価格に基づいて支払われることが「保証」されており、残りの10～20%は市場価格に応じて調整される。一方、電力の平均市場価格は年々上昇傾向にある。

特に、2022年の電力市場価格は2021年比で53.6%上昇し、市場に参加する発電所の利益が大幅に増加しました（電力購入契約で定められた利益と、当事者間で合意され商工省が承認した電力価格に加えて）。EVNは、唯一の買い手としてこの追加コストを負担しなければなりません。

ベトナム熱科学協会会長のチュオン・デュイ・ギア准教授は、「競争的な発電市場に参加できるのは、水力発電所、石炭火力発電所、ガス火力発電所のみである。市場メカニズムによれば、電力価格の低い発電所はより多くの電力を発電するために動員され、電力価格の高い発電所はシステムが必要とする場合、または予備発電に回される」と評価した。

現実には、市場メカニズムに従った規制を不可能にする欠陥が存在します。

具体的には、チュオン・デュイ・ギア准教授によると、水力発電所は発電コストが最も低いものの、貯水池が満水状態、または水車を通じた放水が必要な場合にのみ最大出力を発揮します。多くの場合、洪水を放流するために水車ではなく底部から放水する必要があります。また、節水のために発電量を控えめにする必要がある場合もあります。ベトナムの水力発電所の年間最大出力運転時間（Tmax値）はわずか約4,000時間/年です。

BOT発電所（石炭火力発電所、ガス火力発電所を含む）は、電力価格と発電量が保証されているため、競争的な電力市場の枠からほぼ外れています。再生可能エネルギー発電所やバイオマス発電所も市場メカニズムに基づいて動員されていません。ガス火力発電所などの高コスト発電所は、本来市場原理に基づいて動員されるべきではありませんが、電力供給の安全性を確保し、ピークと負荷曲線の中間をカバーするという要件を満たすために、依然として動員されています。現在、第8次電力計画に基づき、ガス火力発電所はボトムラインでも稼働しています。

「したがって、競争的な電力市場は主に石炭火力発電を対象としています。上記の欠陥により、競争的な発電は市場メカニズムに完全に従わなくなっています」とギア氏は述べた。

電源構造の変化、電源プロジェクトの所有者、そして現在の電力市場の不完全性により、電力部門に対する政策の根本的な変更が求められています。

これは、2023年5月下旬から6月22日まで北部で電力不足が発生したことを受けて、2024年以降に発生する電力不足のリスクを最小限に抑えるための緊急の要件である。

EVN事業部門の責任者は、「電力需要は引き続き増加しており、年平均9%の増加が予測されています。これは、年間4,000～4,500MWの発電容量増加に相当します。一方、2024年に稼働開始が見込まれる電源はわずか1,950MW、2025年には3,770MWとなり、主に中部および南部地域に集中しています」と述べました。

北部の電力システムの予備容量は低いが、電力需要は年間10％増加しているため、2024年6月から7月の暑い時期に北部ではピーク容量が不足する可能性が高い（420〜1,770MWの不足）。

これにより、北朝鮮の電力不足を補うために電源プロジェクトへの投資を加速する方法を見つけるという問題が生じる。

レッスン 2: 電源への投資の責任は誰にありますか: 民間部門ですか、それとも国有企業ですか?