多くの再生可能エネルギープロジェクトは、システム内の余剰電力により、発電容量が大幅に削減されました。写真はクアンチの風力発電プロジェクト - 撮影：HOANG TAO
驚くべきことに、過去1か月間に、多くの発電所、特に再生可能エネルギープロジェクトでは、電力システムの「電力余剰」状況により、その容量が大幅に削減されました。これは、特に短期および長期の両方での電力供給の課題を考えると、近年のベトナムの電力システムではほとんど発生していない現実です。
集中型電力開発からの警告
異常気象や水文現象によって電力過剰が発生し、国家電力系統給電指令機関が多くの電源の容量を同時に削減せざるを得なくなった背景には、需給と系統の安全性を確保するために電源を計画し、割り当てる必要があるという警告がある。
エネルギー専門家のハ・ダン・ソン氏は、最近の資源過剰の状況と再生可能エネルギー容量の大幅な削減の必要性は、以前から警告されてきた結果であると述べた。特に、再生可能エネルギー源は大規模に開発されていたものの、以前のように主に中部および南中部地域といった特定の地域に集中していたため、その影響は顕著であった。
孫氏によれば、日当たりが良く風の強い地域で再生可能エネルギーの利点を最大限に活用することに加え、この電源は金融メカニズムを通じて均等に開発される必要があるという。
しかし、現実には、優遇価格制度（FIT価格）を地域全体に均等に適用した再生可能エネルギーの開発により、投資家は中部地域のような自然的優位性を持つ地域に資金を注ぎ込むようになった。
これにより、需要が他の地域よりも低いにもかかわらず、局所的な過負荷と送電不足の両方が発生します。特に、供給が需要を上回るなど、電力系統がアンバランスな状態にある場合、価格の高騰により再生可能エネルギーの電力が真っ先に削減されることになります。
「再生可能エネルギーが急速に発展した2018年以降、価格メカニズムを用いた投資配分について警鐘が鳴らされてきました。例えば、北部のような日照量の少ない地域では価格は高くなりますが、その代わりに工業地帯に近い地域では消費需要が高まります。しかし、一律の固定価格買取制度（FIT）を適用すると、投資家は技術的なポテンシャルが最も高い場所を選ぶことになり、売却可能かどうかというより本質的な問題を見ないままになってしまいます」と孫氏は分析した。
そして、同氏によれば、その結果、湖に大量の水が流入しているときに容量削減が発生し、最も安価な水力発電が活用されることになるが、再生可能エネルギーの削減率が高ければ、状況はさらに悪化するだろう。
ビントゥアン風力太陽光発電協会のブイ・ヴァン・ティン会長は、この現実を、政策と計画が実際には適切で一貫性がない場合の投資家にとってのリスクとして認識しています。
ティン氏は、異常気象により湖に流入する水の量が急増し、多くの水力発電所が洪水を放流しなければならなくなる場合、再生可能エネルギー源の削減は避けられないと述べた。
「大雨が降り、水力発電所が洪水を放流しなければならない場合や、送電網が過負荷になり、システム運用者が容量削減を余儀なくされる場合、どの投資家もそれを理解し、受け入れるでしょう。以前、風力発電や太陽光発電の供給は多いものの、送電網が需要を満たせない場合に、電源容量を削減するという状況もありました。」
しかし、私たちが懸念しているのは長期的な問題、つまり電源計画の話、オフテイク電源の割合の増加、そして特にベトナムの電力開発の最大のボトルネックだと考えられている電気料金の問題です」とティン氏は語った。
より具体的な分析として、ティン氏は、現在実施中の第8次電力計画に基づき、再生可能エネルギーは他の電源と同様に、引き続き投資対象として求められると述べた。しかし、現在、ほとんどの電源の需要は低迷しており、過渡期にある再生可能エネルギープロジェクトは商業化に向けて準備が整っているものの、価格交渉の難しさに直面している。
一方、多くの政策は現実に即していない。例えば、投資家を選定するための入札制度は円滑に機能しておらず、各地域でやり方が異なっている。入札後、価格交渉が行われても、多くの投資家は依然として躊躇し、現時点では支払いに踏み切れない。
特に、BOT電源が削減されることなく動員にコミットしているという最近の現実を見ると、再生可能エネルギー投資家にとってさらに大きなリスクが生じています。ティン氏によると、第8次電力計画ではガス火力電源の開発能力が大きな割合を占め、動員メカニズムの恩恵を受けることが予想されるため、現在の再生可能エネルギーのメカニズムでは、投資家は投資をより慎重に検討する必要があるとのことです。
加えて、電力価格メカニズムは依然として低水準にとどまっており、電力購入者であるベトナム電力グループ（EVN）は巨額の損失を被っているため、LNGなどのオフテイク電源からの高価格を相殺するために、低コストの電源を優先せざるを得ません。これは、再生可能エネルギー投資家をさらに困難な立場に追い込んでいます。
クアンチ省では現在、1,024.2MWの発電容量を持つ22の風力発電プロジェクトが稼働している - 写真：HOANG TAO
価格メカニズムと市場運営からの課題
ベトナムエネルギー協会（VEA）の科学評議会の専門家であるグエン・フイ・ホアチ博士は、最近の異常な水文学的状況では、多くの水力発電所が同時に洪水を放出しなければならなかったため、水力発電はシステムの中で最も安価なエネルギー源であるため、再生可能エネルギー源の削減は避けられないと述べた。
さらに、国の電力システムの給電指令も、システムの安全な運用、最も合理的なコストでの電力供給の確保、消費へのコミットメントなど、多くの目標を達成する必要があるため、ホアチ氏は、最近のような電力システムの運用が適切であると考えている。
しかし、VEAの専門家は、特にシステム内で消費が約束されている電源の数が増加している状況では、現在の電力価格メカニズムで電力計画8を実施し、競争力のある電力市場の運営を確保する上で大きな課題があることも認識していました。
ホーチ氏によれば、消費メカニズムが導入された場合、電力システムのより大きな部分を動員することを約束することは、競争的な電力市場の運用メカニズムに反することを意味する。
「電力ユーザーと電力供給者の両方に適用される2つの要素から成る価格メカニズムの導入を加速することは、より効果的な競争市場の促進に意義があり、投資家も、電力が動員されず発電量に応じて電力料金が支払われない場合でも、容量価格が支払われればリスクを軽減できる。」
これにより、投資家はより安心して投資でき、電源確保のリスクが軽減されるとともに、電力利用者には電気を経済的かつ効果的に使用するための技術向上が求められるようになる」とホーチ氏はこの問題を提起した。
ハ・ダン・ソン氏はこれに同意し、電力購入者と販売者双方にとって二要素制の電力価格メカニズムを早急に検討・適用するとともに、競争的な電力市場に関する規制を現実に合わせて改正する必要があると述べた。これは、システムから資金が動員されない場合でも、投資家へのキャッシュフローを確保するためである。
特に孫氏は、電力価格や電力市場に関する他の政策を伴わずに消費メカニズムだけを適用すると、いかなる状況下でも高額電源を大量に動員せざるを得なくなり、システム運用にさらなる課題が生じると警告した。
そのため、これは電気料金のコストに影響し、システムの運用を保証するだけでなく、システムの通常の運用条件下でも、他の電源を動員する際に電力市場の公平性と透明性を確保するという要件にも影響を与える可能性があります。
ソントラン2水力発電所（ダナン市）の洪水放水路からの放水の様子 - 写真：TAN LUC
今年の電力系統の運用は違法です。
国家電力システム・市場運営機関（NSMO）によると、今年の電力システムの運用（特に10月と11月）は、大規模な嵐が連続して発生し、異常気象が続く一方で電力需要が減少し、NSMOは多くの種類の電源の容量を削減せざるを得ない状況となっており、法律に違反しているという。
このうち、122カ所の貯水池のうち81～92カ所が放水し、総容量は最大15,940～17,040MWに達しました。システム全体の出力は19,600MWです。ソンラ、ホアビン、ラウチャウなど多くの貯水池は、5,700MWを超える放水ゲートを再び開けなければなりませんでした。北部の石炭火力発電システムも、約3,000MWのバックアップを停止せざるを得ませんでした。特に再生可能エネルギーは変動が激しく、中でも風力発電は最大3,400～4,000MWという高い出力を誇っていたため、指令所は出力抑制を余儀なくされました。
上記の削減は、夜間オフピーク時およびチェックオフピーク時の両方で過剰電力状態にあるときに、システムの安全な動作を確保するためのものです。
北部では夜間に需要が10,000～15,000MWに急増し、ピーク時だけでもわずか30～40分で2,500～2,800MWまで増減する可能性があるため、NSMOはピーク容量を満たすために追加のガスタービン電源とLNG電源を動員せざるを得ません。さらに、最大4,000MWの購入契約があるため、BOT電源も動員せざるを得ません。
NSMOの担当者によると、系統内の余剰電力はこれまでと同様に運用に多くの困難をもたらしている。電力系統の安全を確保するため、一部の石炭火力発電所は毎日起動できないという特性上、依然として稼働させなければならないためだ。
電力供給が3～4日間停止し、その後1日再開した場合でも、この電源は最小限のレベルまでしか低下しません。調整中の水力発電は依然として電力を供給し続けなければならないため、プロジェクトの安全を確保するため完全に停止することはできません。
購入を約束したBOT供給元を動員する必要があることは言うまでもありません。一方で、システムの安全な運用を確保することは、特に電力システムの技術的要因に関連して、大きなプレッシャーとなっています。
これを怠ると、ベース負荷は低いが夕方のピーク時に増加する状況で、「グリッドメルトダウン」、つまり発電所と変電所間の接続が失われ、部分的または完全な停電につながる可能性があります。
これにより、国の電力システム運営者は、見積価格に基づいてユニットを区別することなく、均等に削減しながらも最適な利用を行うことを余儀なくされます。
国の電力システムの運用は、電力が余剰だった過去の時期に困難に直面した - 写真：C.DUNG
10月には多くの降雨記録が樹立
国立水文気象局の統計によると、10月には国内で35件の降雨記録が記録され、そのうち日降雨記録は20件、月降雨記録は15件でした。11月も暴風雨と熱帯低気圧の状況は引き続き複雑になると予想されます。
NSMOは、発電および送電網管理ユニットに送られた電力供給業務に関する情報の中で、複雑な気象の展開が国の電力システムの運用に直接影響を与える原因であることを確認した。
苦戦するクアンチ風力発電企業
クアンチ省の風力発電会社6社は、2025年9月と10月に20～90％の容量削減が行われることで、財政上のリスク、さらには倒産に陥る可能性があると主張し、商工省への請願書に共同で署名した。
名指しされた企業グループには、ケサン風力発電株式会社、フオンリン7、フオンリン8、フォンフイ、フォングエン、リエンラップが含まれており、いずれもクアンチ省南西部に所在している。
請願書は、風力発電所の利用可能な発電能力の削減を制限することを検討するよう、商工省、省人民委員会、ベトナム電力公社（EVN）、国家電力システム・市場運営者（NSMO）に送付された。
提案によると、9月末以降、各プロジェクトでは連日平均20～90%、時には最大99%もの容量削減が実施されており、これは前例のない水準です。10月だけでも容量が約50%削減され、2025年の計画と比較して収益が5%減少しました。この状況が11月と12月も続くと、収益は10～20%減少する可能性があります。
関係機関によると、10月から来年2月は風力発電のピークシーズンで、年間発電量の70～80%を占める。ピーク時の風力発電の抑制は財務効率に直接影響する。また、プロジェクトの資本回収期間は12～15年かかる一方、風力タービンの寿命は約15年しかない。
企業は、この減少により銀行融資の元金と利息、運営費、従業員の福利厚生費の支払いが不可能となり、財政破綻、さらには倒産の危機に瀕すると警告している。
企業群はEVNとNSMOに対し、風力発電のピークシーズンに出力を2～5％程度しか削減しないこと、また風力、太陽光、水力などの電力の種類ごとの容量削減に関する情報を透明に開示することを要請した。
さらに、企業は、既存の工場の削減が続く中で重複投資を避け、新規プロジェクトの認可に際しては注意するよう勧告した。
商工省の報告によると、省内の発電・商業施設の総容量は現在1,489.8MWである。2024年には省内の総発電量は34億9,100万kWhに達し、2025年には36億4,700万kWhに達すると予測されている。
風力発電については、第8次電力計画及び調整第8次電力計画に割り当てられた風力発電プロジェクトの総容量は4,614MWであり、そのうち22件のプロジェクトが稼働しており、容量は1,024.2MWとなっている。
出典: https://tuoitre.vn/du-thua-dien-nghich-ly-va-nhung-canh-bao-tu-he-thong-20251116075915246.htm
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