再生可能エネルギー発電設備と大規模電力消費者間の直接的な電力売買（DPPA）の仕組みは、政令80/2024/ND-CPに規定されている。しかし、電力業界の多くの専門家は、その実用化の実現可能性を評価する際に慎重な姿勢を示している。
 |
| 新たな規制により、再生可能エネルギー発電事業者と大口顧客は電力の直接売買が可能になる。 |
クリーンな電力は24時間365日供給：1kWhあたり27米セント
DPPA（専用電力購入契約）には2つの形態があり、そのうちの1つは専用送電線を介した直接電力購入です。この形態では、再生可能エネルギー発電事業者と大規模電力消費者が電力購入契約を締結し、国の電力網に接続されていない専用送電線を介して電力を受け取ります。
この選択肢について、電力専門家は、月間20万kWh以上を消費する大規模な生産規模の顧客は、生産活動や事業活動には継続的かつ安定した電力供給が必要となるため、この選択肢を選ぶ可能性は低いと述べている。
「工業地帯が密集している地域では、屋上太陽光発電と工業地帯内の顧客との間で専用送電網（DPPA）が整備され、別々の送電線が敷設されている可能性があります。しかし、工業地帯以外では、専用送電線を敷設できるような回廊はどこにあるのでしょうか？セメント工場や製鉄所のような大規模電力消費者が、ニントゥアン省や中央高原にある太陽光発電所や風力発電所のある地域まで電力供給のために移動すれば、かなりの量の電力を供給できるかもしれません。ただし、風力発電や太陽光発電だけでは、セメント工場や製鉄所の顧客のニーズを常に満たすことはできないという点に注意が必要です」と、電力業界で30年以上の経験を持つ専門家は述べています。
さらに、政令80/2024/ND-CPは、大規模電力消費者が専用接続線を通じて直接電力を売買することに加え、規制に従ってベトナム電力公社（またはベトナム電力公社と提携していない他の電力小売業者）と電力を売買することを認めている。
しかし、電力業界が長年にわたり大口顧客と締結してきた電力購入契約には、電力消費量と供給能力に関する約束事項がすべて含まれており、これにより電力業界は顧客への安定的かつ継続的な電力供給を確保するための投資方法を把握できる。蓄電設備を伴わない再生可能エネルギーは不安定な性質を持つため、大口顧客は自社の送電線を持つ再生可能エネルギー企業から電力を購入することに躊躇するだろう。そうすると、電力業界が再生可能エネルギー使用期間中に補償を提供できず、天候による供給能力と出力の低下を招くか、あるいは電力業界が天候による再生可能エネルギーの変動に対応するために常に待機しているため、より高い価格を受け入れざるを得なくなるかのどちらかの状況に直面することになる。
「電力業界は、送電線や変電所をいつ、いくらで売ることができるか分からないまま投資するはずがありません。なぜなら、これらのコストはすべて電気料金に反映されるからです。ベトナム電力公社（EVN）が国の規制に従って販売している現在の平均販売価格は、生産コストと購入コストを賄うには不十分であるという課題に直面しています」と、電力業界で働くマン・T氏はコメントした。
屋上太陽光発電への投資に関する調査について、エネルギー専門家のラ・ホン・キー氏は異なる見解を示している。同氏によると、ベトナム北部にある数十の屋上太陽光発電システムから収集したデータでは、この地域の平均日照時間は1日3時間未満で、年間合計でわずか1,000時間強に過ぎないという。一方、年間（365日×24時間）で電力が安定的に供給される時間は8,760時間である。したがって、専用送電線を備えたDPPAモデルで電力を供給するためにベトナム北部で屋上太陽光発電に投資することは、EVNから電力を購入するよりも明らかに魅力に欠ける。
安定した生産のために太陽光発電を選択したい企業にとって、そのコストは非常に高い。
「送電網に接続せずに昼夜を問わず太陽光発電のみで電力を供給した場合、1MWの安定した連続電力を得るには、4MWの設備とそれに対応する蓄電システムに投資する必要があると計算しました。そのため、電気料金は1kWhあたり約27米セントになるはずです」と、太陽光発電システムを開発している企業のダン・Q氏は述べた。
当然ながら、1kWhあたり27米セントという販売価格は、配電会社や電力取引会社を通じてEVNから電力を購入する場合とは比較にならない。EVNが規制するピーク時の最高価格は、わずか3,000ベトナムドン/kWh（22kV、三相）強に過ぎない。
直接的な行動は必要だが、EVNは依然として仲介者としての役割を果たす必要がある。
DPPAモデルでは、再生可能エネルギー発電ユニットは、国家送電網を通じて、スポット電力市場でEVNと電力購入契約を締結し、締結された契約に基づいてEVNから支払いを受ける。
大口電力消費者は、EVN傘下の電力会社と電力売買契約を締結し、EVNに料金を支払うことになる。
「EVNは独占企業だと考える人が多く、電力配給パートナーシップ協定（DPPA）があれば、再生可能エネルギー事業者と大口顧客はEVNを経由せずに直接電力購入契約を締結できると考えている。しかし、政令80/2024/ND-CPの規定によれば、EVNは再生可能エネルギー販売業者や大口顧客との関係を管理するために依然として必要だ。したがって、再生可能エネルギー事業者と大口顧客が直接契約を締結することに、一体どのような意義があるのだろうか？」と、電力配給の専門家は疑問を呈した。
政令80/2024/ND-CP第16条に規定されている年間電力使用量あたりの電力システム利用料金（VND/kWh）に関して、EVN傘下の大口顧客と電力会社間の支払いプロセスには、さらに明確化が必要な点がいくつかあると考えられます。
専門家の予測によると、第16.4条に基づくDPPA費用および付録IVに基づく相殺費用の審査および承認プロセスも複雑かつ長期にわたるものとなるだろう。なぜなら、EVNはこれらの費用を高く設定したいと考えている一方、再生可能エネルギー設備や大口顧客は間違いなくこれらの費用を低く設定したいと考えているからである。
「現在、省庁間検査チームはEVNの前年度の発電量と事業コストについて年次監査を実施し、その結果を公表している。しかし、世論は依然としてこれらの数値の正確性、妥当性、完全性について多くの疑問を投げかけている。そのため、大口顧客はEVNが算出した単価を受け入れるだろうか？もし彼らがこれらの価格を産業貿易省に承認してもらいたいと望んだ場合、同省はそれを承認する勇気があるだろうか？特に、電力系統の年間運用は水力発電所からの流入水の影響（現在、系統全体の設備容量の約20%を占めている）により異なる計算が必要となるため、なおさらだ」と、ある配電専門家は疑問を呈した。
また、再生可能エネルギーによる電力供給の安定性を明確にする必要性を強調し、Ky氏は、再生可能エネルギーは天候によって変動する一方、大口電力顧客は安定性を必要とするため、供給を安定させるための蓄電設備がない場合、再生可能エネルギーが送電網に売電する10MWの電力は、大口顧客が非常に安定した国家送電網から購入する10MWの電力とは大きく異なると述べた。
「これは電気料金に影響するため、明確化が必要です。再生可能エネルギー源が単に発電し、送電網に供給して料金を徴収する一方で、同時にシステムを強化し、これらのコストを他の顧客への電力生産価格に上乗せするのは容認できません」とキ氏は述べた。
多くの問題が「未解決」のまま残っている。
投資新聞の記者に対し、政令80/2024/ND-CPにおけるいくつかの新たな、あるいは不明瞭な問題点について語った電力事業運営と配電に精通した専門家たちは、DPPA（電力購入契約）を迅速に実務に導入するためには、これらの問題点を早急に明確にする必要があると考えている。
したがって、どの再生可能エネルギー発電設備がDPPAへの参加を許可され、どの設備が除外されるのかは依然として不明確である。EVNに高FIT価格で電力を販売している再生可能エネルギー発電事業者は、競争の激しい卸売電力市場や大口顧客とのDPPAへの参加に消極的である可能性が高いことは明らかである。一方、進行中または計画中の再生可能エネルギープロジェクトを持つ企業は、参加に関心を示す可能性がある。
この分析によると、低コストの再生可能エネルギー発電設備が電力市場やDPPAに参加するために分離する一方で、高コストの再生可能エネルギー発電設備はEVNとの既存の電力購入契約を維持し続けるため、EVNは一定の損失を被ることになる。
配電会社の視点から見ると、専門家は、電力購入価格の高い大口顧客が、電力購入コストを削減するために再生可能エネルギー発電事業者とDPPA契約を締結し、再生可能エネルギー発電事業者との契約出力を超えて電力を使用した場合に、商工省が設定した現在の小売価格に基づく電力料金の一部のみを配電会社に支払うことは、不利益になると考えている。
「これら二つの要因の結果、EVN（配電会社）の平均コストが増加し、DPPA（電力購入契約）に参加していない他の顧客はより高い電気料金を支払わなければならなくなる。なぜなら、収益／コスト比率が同じであれば、再生可能エネルギー発電設備や大口顧客が電力市場とDPPAへの参加によって利益を得る場合、他の顧客はより高い料金を支払わなければならないからだ。」
管理の観点から、この人物は、計画に従って容量制限を超えないようにするため、第20.1条に基づき、DPPAに参加する再生可能エネルギーユニットのプロジェクト数／容量を管理する役割を国家電力系統指令センター（A0）に割り当てたのは不合理であると主張した。その理由は、制限を超えるリスクがある場合、どの再生可能エネルギーユニットの参加を許可するかを選択する際に、どのような基準が用いられるのかという点である。
さらに、A0はどのような原則に基づいて、FIT価格および政令80/2024/ND-CPに基づく再生可能エネルギー設備を備えた再生可能エネルギー発電所を運営するのでしょうか？政令80/2024/ND-CPに基づき、電力市場およびDPPAに参加する再生可能エネルギー設備を優先するために、A0はFIT価格の高い発電所を停止することが認められるのでしょうか？電力削減で訴えられた場合、A0は責任を問われるのでしょうか？
出典: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html
コメント (0)