ペトロベトナムは発電所の効率を高めるための解決策を模索している

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電力システム、つまり電力市場は、再生可能エネルギー源の急速な普及、品質管理義務の変化、燃料源の減少など、多くの困難な課題に直面しており、工場はこれに対処するための解決策を講じる必要に迫られています。

小売価格がコストをカバーできず、発電所は苦境に立たされている

ベトナム石油天然ガスグループ（ペトロベトナム）のファン・トゥ・ザン副総裁によると、同グループの発電所は現在、全国の電力システム全体の設備容量の8％を占めている。

発電所が能力を下回って稼働している状況に直面し、ジャン氏は、客観的な原因に加え、運営プロセスに影響を与える主観的な存在を率直に認める必要があるとも述べた。

カマウ1・2発電所。写真：Petrotimes

ペトロベトナム電力・再生可能エネルギー部門副部門長のグエン・タン・ナム氏は、小売電力価格が電力生産コストを完全に反映しておらず、発電所に困難をもたらしているという事実を共有し、発電所が安心して投資し生産するためには、長期にわたる安定した年間総契約出力（Qc）が必要だと語った。

現在、全国で約400の工場が国家電力系統給電指令センター（National Power System Dispatch Center）の管轄下にありますが、電力市場に直接参加しているのはわずか112の工場です。さらに、ベトナムはラオスと中国から電力を輸入し、カンボジアに輸出しています。

過去3〜4年で再生可能エネルギー源はシステムへ大きく浸透しましたが、不安定さが特徴で、電力システムの運用に大きな影響を与えています。

さらに、電力システム、つまり電力市場も、Qcコミットメントの変更、燃料源の減少など、多くの困難な課題に直面しています。

したがって、ペトロベトナムの発電所では、コストと生産効率の最適なソリューションを見つける必要性も特に強調されています。

電力・再生可能エネルギー委員会は、グループ内の発電ユニットが人材、設備、燃料源を準備し、システムに必要なときに発電ユニットが利用可能で準備が整っていることを保証することを推奨しています。

500kV 3号線が運用を開始し、地域間の送電能力の向上に貢献していることから、各ユニットは運用効率を改善し、生産コストを削減し、価格を下げ、市場での発電機会を増やす必要があると勧告されています。

「各部署は市場の動向を綿密に監視し、最も効果的な戦略を策定するための詳細な分析・評価ツールを構築する必要がある。また、最新の市場規制（引受メカニズム、DPPA、契約取引フロアなど）を調査して学習し、備えをして受動的にならないようにする必要がある」とフイ氏は付け加えた。

ペトロベトナムによると、同グループの発電所の2024年の契約出力はQcベースで134.7億kWh。このうち、ベトナム石油ガス発電公社（PV Power）は88.6億kWh、石油ガス発電公社（PVPGB）は46.1億kWhとなっている。

しかしながら、2024年9月20日現在、グループ全体の累計発電量は202.6億kWhに達し、2024年度の目標を上回り、年間計画の72.8％を達成しました。

コストを節約するために長期的なメンテナンスを早めに計画する

石油・ガス発電部門（PVPGB）のホ・コン・キ部長は、このユニットは4つのユニットが安定的かつ安全に稼働し、2024年の最初の9か月で94億kWhを超える電力供給量に達すると予測されていると述べた。

この目標を達成するため、PVPGBは内部管理、人的資源管理、生産要素の適切な管理体制の構築を同時並行的に実施してきました。特に、発電所の定期的かつ定期的な運転・保守・修理業務は、PVPGBが受入当初から重点的に実施しており、機械設備の稼働率と良好なパフォーマンスを確保しています。

Ky氏は自身の経験を踏まえ、保守・修理計画は早期に策定する必要があると述べました。軽微な修理は6ヶ月前、大規模な修理は12ヶ月前です。PVPGBは、この計画の中で、どの部分を自社で実施し、どの部分を外部委託するかを決定し、リソースを積極的に活用していきます。

それと同時に、人材育成も並行して行う必要があります。ソンハウ1火力発電所とタイビン2火力発電所の保守プロセスでは、コスト削減、品質保証、そして1～2日の進捗短縮という成果が得られました。

しかし、ホー・コン・キ氏は、石炭燃料、特にソンハウ1火力発電所向けの輸入石炭の供給における欠陥についても言及した。つまり、ピークシーズン（4月下旬から5月上旬）には、関係者間の調整と規制が不十分なため、供給が遅れているのだ。

また、石炭燃料の使用経験について語ったPV Powerの技術部門副部長のグエン・ヒュー・フン氏は、ペトロベトナムはベトナムがラオスに支援する2,000万トンの石炭の10%を消費するという割り当てられた政治的任務を遂行していると語った。

「ペトロベトナムでは、この種類の石炭を燃料として使用できるのはブンアン1発電所とタイビン2発電所のみであり、燃料変更は発電所にとって多くの課題を引き起こします。そのため、ブンアン1発電所では、熱損失率の評価、パフォーマンス管理のための技術的解決策の検討、そして生産投入コストの削減を計画しています」とフン氏は述べた。タイビン2発電所の所長であるマイ・ヴァン・ロン氏は、メンテナンス期間を終えたばかりで、既存の技術的問題や異常（ヒーター、制御装置、UPSなど）に対処するための潜在的な請負業者や解決策の選定、そして運用の信頼性向上に関する実践的な経験を共有した。

ロン氏は、効果的な保守と修理を確実に行うために、最適な資材を適正なコストで購入できるよう、工場の3年間の長期保守計画を策定することをグループに推奨しました。

2024年には、ペトロベトナムの発電所の保守・修理作業が積極的かつ徹底的に実施されます。11基のうち7基は計画より1～7日遅れ、1基は予定通り、1基は修理スケジュールが前倒しされ、1基のみがユニットの軸芯出しと調整に時間がかかるためスケジュールが遅れますが、これは発電量には影響しません。
そのおかげで、ペトロベトナムの発電所の2024年の稼働状況は比較的安定しており、安全です。

石炭火力発電所に関しては、タイビン2発電所が2024年8月1日より正式に電力市場に参入しました。燃料費が北部で最も安い発電所の一つであるという利点もあり、タイビン2発電所も市場で発電する余地が大きくあります。
南部では、ソンハウ1発電所は現在、変動価格が最も安い石炭火力発電所の一つであり、システム需要を満たすために常に動員の優先順位が高い。
ブンアン1発電所は電力系統の最小構成に従って運転されており、1ユニットの稼働が優先されます。しかし、中部北部送電のボトルネックに位置するため、再生可能エネルギーの発電量が多い時期には、発電所の容量が削減されることがよくあります。
ガスタービンについては、カマウ1＆2発電所とニョンチャク2発電所は南部地域では価格が安いため、暑い季節の電力システムの負荷需要を満たすために常に高容量で稼働しています。
水力発電所は、火力発電所に比べて変動価格がはるかに低いという特性から、動員注文は高くなります。しかし、水力発電所ブロックは、運転中に水文要因に大きく依存します。
特に、フアナ発電所はラオスの上流水力発電所からの貯水の影響を大きく受けました。水流量は例年よりも低下し、水位制限違反による流量制限が頻繁に発生しました。一方、ダクドリン発電所は中部地域に位置し、水文条件が良好なため、発電所の出力は常に高くなっています。
国内のLNGおよび天然ガス発電所ブロックでは、承認されると、価格と出力に関するインセンティブメカニズムが既存の発電所と直接市場シェアを競うことになります。

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出典: https://baodautu.vn/petrovietnam-tim-giai-phap-tang-hieu-qua-cac-nha-may-dien-d226049.html