「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。
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つの国営企業は、8%を保有するベトナム石油ガスグループ（PVN）と2%を保有するベトナム石炭鉱物産業グループ（TKV）である。 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。
上記の電源構造を見て、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。なぜなら、資源面では、EVNとその加盟ユニットが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、発電におけるEVNの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）が認められる風力・太陽光発電源の総容量は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%を占める。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年には総容量2,889MWの新しい発電所が4つ電力市場に参入する予定です。現在、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、全国の電源総設備容量の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。
国立電力系統給電センター（A0）の評価によれば、電力市場に直接参加する電源の割合が低いことが、電力市場運営の競争レベルと効率性に大きな影響を与えている。市場シェアが減少すると、電力市場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（電力購入契約で規定さ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ました。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発電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電力を必要とするとき、または予備発電に投入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、水力発電所は電力生産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とのこと。多くの場合、洪水を排出するには、（タービンを通さずに）底部から排水する必要があります。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4,000時間程度です。
BOT投資による発電所（石炭火力、ガス火力を含む）では、電力価格や出力が保証されているため、競争的な電力市場からほぼ外れている。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ない。ガス火力発電所のような高コストの発電所は、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、ガス火力発電もボトムで稼働させている。
「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、これは年間4,000～4,500MWの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する。
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。そのため、北朝鮮では2024年6月～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?
[広告2]
ソース
コメント (0)