石炭火力発電はますます高価になってきています。
ベトナム電力グループ（EVN）の情報によると、2023年の最初の3ヶ月間における全電源の平均電力購入価格は1,844.9VND/kWhでした。これは、電力販売価格がまだ1,864.44VND/kWhであった時期のことです。したがって、EVNの電力購入価格は、上方修正前の同グループの電力販売価格とほぼ同等です。
配電、送電、補助サービス、ディスパッチなどの他のコストが加算されると、電力の購入価格は販売価格よりも高くなります。
下のグラフは、石炭火力発電のコストが1kWhあたり2,000ドン近くまで上昇していることを示しています。これは石炭価格が依然として高止まりしているためです。
さらに、EVNは電力市場からも間接的に電力を購入しています。下のグラフに示されているように、具体的な価格は石炭火力発電の価格も2,100ドン/kWhを超えています。
風力・太陽光発電も含めた場合の詳細な電力購入価格は以下の通りです。
5月4日以降、電力価格は1kWhあたり1,920.3732ドンまで引き上げられました。同日午後の記者会見で、EVNのグエン・スアン・ナム副総裁は、「今回の値上げにより、EVNの残り8ヶ月間の収益は8兆ドン以上増加し、EVNの財務上の困難の緩和に貢献するでしょう」と述べました。
ベトナム電力公社（EVN）は、110kV以上の電圧レベル（通常は工場や工業団地、つまり太陽光発電）に接続する顧客が電力市場から直接電力を購入することを義務付ける提案書を商工省に提出したばかりです。この仕組みが承認されれば、EVNはもはや唯一の購入者ではなくなります。
これらの大口顧客は、現在のようにEVNから電力を買い戻す必要がなくなります。日中、異なる価格で電力を購入できるようになります。例えば、夕方の低価格時には大量に購入でき、午後の高価格時には少量しか購入できません。
電力不足は依然として懸念される
EVNは商工省に提出した報告書の中で、電力供給の危機的状況について警告した。
4月は北部と中部地域で暑さの兆候が見られ始めたばかりですが、実際の発電量は増加しています。5月、6月、7月には北部地域がピークを迎え、国の電力システムの負荷は増加し続け、2022年末に設定された計画を上回ると予測されています。
最近、電力供給を確保するため、国家電力系統給電センター（EVNNLDC）は4月17日からディーゼル発電機を動員する必要があり、そのうち最も多く動員された日は2,498MWのディーゼルで、出力は14,659百万kWhだった（4月21日）。
一方、EVNは水文状況が良好ではないと指摘した。北部地域の水力発電所の貯水池への流入量は依然として少なく、年初4ヶ月間の流入量は例年平均の70～90%程度にとどまっている。中部および南部地域でも、ダイニン、チアン、ダック・ルティ、ソンコン2など一部の貯水池への流入量が少ない。
4月24日現在、系統内の多くの水力発電用貯水池の水位が低水位まで低下しており、2023年の乾季の残り期間における電力供給の安全性と人々のニーズへの対応に影響を及ぼすリスクが生じています。特に、9つの貯水池が死水位（総容量約3,000MW）以下まで回復し、47の大規模水力発電用貯水池のうち18の貯水池の残容量は20%未満となっています。
2022年には、豊富な水量と安価な発電価格を特徴とする水力発電が、石炭火力発電の高価格化の中でEVNの財政負担軽減に貢献しました。今後、水力発電用貯水池の水位が改善されなければ、電力供給状況は非常に逼迫するでしょう。
国立水文気象予報センターの予測によると、2023年後半にはエルニーニョ現象が発生し、例年に比べて気温が高く、降水量も少なくなる見込みです。そのため、年末にかけて湖への水量は引き続き減少傾向にあります。
EVNは、電力供給能力に影響を与える可能性のある極端な事態も予測しています。具体的には、北部におけるピーク電力が2022年の同時期と比較して15%増加する（猛暑日が続く）、発電機の故障、または修理や新規電源の稼働開始の遅れ、大規模水力発電用貯水池の水位が急激に低下するなどです。
EVNは「その時点では、北部電力系統は5月と6月のピーク需要に対応できず、最大の電力不足は約1,600～4,900MWになると予想される」と警告し、極端な状況では電力を遮断するなどして節電策を検討する必要があると付け加えた。
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