連載記事「電力業界の未来」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価格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、これまでの多くの年と比べて大きな違いがありました。
したがって、EVN は電力源の 11% を保有し、EVN 傘下の 3 つの発電会社 (Gencos) は電力源の 26% を保有しています。他の2つの国有企業は、8%のベトナム石油ガスグループ（PVN）と2%のベトナム石炭鉱物産業グループ（TKV）です。 BOT投資家は電力源の10％を保有しており、輸入電力源やその他の電力源はわずか1％を占めている。
最も注目すべきは、民間投資による発電が総設備容量の42%を占め、主に再生可能エネルギーであることです。
これは目がくらむような変化です！ 2012年以前は、電源の民間所有率は10%未満でした。 2003年以前から数えると、国有企業がほぼすべての電力源を管理していました。
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年にシステム全体の総電力生産量の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、その他の独立発電所との電力購入契約に基づいて、追加の電力（システムの総電力生産量の83％）を購入する必要があります。
中央経済管理研究所元所長のグエン・ディン・クン博士は、上記の電源構造を見て、発電市場はますます競争が激しくなるだろうと語った。なぜなら、資源面では、EVNとその加盟組織が40%未満しか管理していないからです。 PVNとTKVが10%を保有し、残りは非公開です。
電力産業全般の発展、特に電源開発への投資は、経済部門、とりわけ民間部門からのさらなる参加を確実に動員しなければなりません。したがって、EVN の発電における割合と役割はますます減少するでしょう。
しかし、クン氏は、その状況では、 EVNに経済に十分な電力を確保するよう指示することは不可能だとも指摘した。
安い電気料金が値下がり
風力や太陽光発電などの再生可能エネルギー源の参加は、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違いです。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ため、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減少傾向にあります（2019年の容量割合36.9％から2022年には28.5％に減少）。
2022年末までに商業運転（COD）が認められる風力・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％を占める。 2019年から2021年にかけて、この再生可能エネルギー源は爆発的に発展するでしょう。
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%を占めています。小水力発電所を含む水力発電所は22,504MWで、28.9%を占めています。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つの新しい発電所が電力市場に参入し、総設備容量は2,889MWになる。現在までに、電力市場に直接参加している発電所は108か所あり、総設備容量は30,937MWで、全国の電源の総設備容量の38％を占めている。
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、電力市場に参加す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、電力市場運営の競争レベルと効率に大きな影響を与えます。市場シェアが減少すると、電力市場の価格はシステムの発電の限界費用を正確に反映しなくなります。これにより、電力市場の発展の次のステップが困難になります。
EVNの代表者によると、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応じ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という。一方、電力の平均市場価格は年々上昇する傾向にあります。
特に、2022年の電力市場価格は2021年に比べて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、当事者が合意し商工省が承認した電力価格に加えて）。 EVN は唯一の購入者としてこの追加コストを負担する必要があります。
ベトナム熱科学協会会長のチュオン・デュイ・ギア准教授は次のように評価しています。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、ガス火力発電所だけです。市場メカニズムによれば、電気料金の安い発電所はより多くの電力を生産するために動員され、電気料金の高い発電所はシステムが必要とするとき、または予備発電に回されるときに動員される。
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、貯水池が満水の場合、または水を排出する必要がある場合（タービン経由）にのみ最大容量を発電できる。多くの場合、洪水を放出するには（タービン経由ではなく）底部から排出する必要がある。他の場合には、水を節約するために電気を適度に生成する必要があります。ベトナムの水力発電所の年間最大稼働時間（Tmax値）はわずか年間約4,000時間です。
BOT で投資された発電所（石炭、ガスを含む）では、電力価格と出力が保証されているため、競争的な電力市場の外にほぼ位置しています。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従っ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、原則として動員すべきではないが、電力供給の安全性を確保し、負荷曲線の山と谷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る。現在、第8次電力計画に基づき、底部ではガス火力発電も動員されている。
「したがって、競争的な電力市場は主に石炭火力発電向けです。上記の欠点により、競争力のある発電は市場メカニズムに完全に従わなくなる」とンギア氏はコメントした。
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さにより、電力部門の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す。
EVNの事業部門の責任者は次のように語った。「電力需要は引き続き増加しており、年間平均9%の増加が予測されており、これは年間4,000～4,500MWの容量増加に相当する。」一方、2024年に稼働が見込まれる電源はわずか1,950MW、2025年には3,770MWとなり、主に中部と南部に集中する。
北部の電力システムの予備力は低いが、電力需要は年間 10% 増加している。そのため、北部では2024年6月から7月の暑い時期に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?
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