電気料金はまだ投資家にとって魅力的な水準ではない！

Báo Tuổi Trẻ•04/12/2024

発電プロジェクト、特に第8次電力開発計画における大規模プロジェクトの実施の遅延は、長期的な電力供給の安定性に対するリスクとなる。

Giá điện chưa hấp dẫn nhà đầu tư! - Ảnh 1. — ニョンチャック3号・4号ガス火力発電所プロジェクトは、2025年半ばの稼働開始を目指し、時間との戦いを繰り広げている。（写真：ゴック・アン）

小売電力価格が投入コストの変動に合わせて調整されていないという事実は、投資家の間で懸念を引き起こしている。ベトナム電力グループ（EVN）は電力購入のための資金確保に苦慮しており、発電投資家にとっての魅力が低下している。

商工省の幹部がトゥオイチェー紙のインタビューでこれを認め、電力価格の変動に応じて小売電力価格が適切に調整されるよう、電力価格決定メカニズムを見直すと述べた。

当社は原材料を短期契約で購入しています。

トゥオイチェ紙の取材に対し、ニョンチャック3・4発電所プロジェクト管理委員会のレ・バ・クイ委員長は、来年初めに最初の電力が送電網に供給されるよう、プロジェクトの進捗状況を綿密に監視していると述べた。

したがって、このプロジェクトは既に電力購入契約を締結しているにもかかわらず、投資家にとって現在最大の懸念事項の一つは、長期契約による発電量（Qc）の確保である。

正式稼働時には、総出力1,624MWのニョンチャック3号機および4号機のガス火力発電所が、年間90億～120億kWhの電力を供給する予定である。しかし、長期的なガス供給量に関する明確な契約がないため、これらの発電所は、投入ガスの量を事前に計算して購入または輸入することができない。

一方、同発電所は液化天然ガスを使用しており、競争力のある価格で安定供給を確保するためには、4ヶ月かかる長期契約を結ぶ必要がある。

長期契約がない場合、ガス購入価格は最大30％高くなる可能性があります。これは電気料金の上昇、電力市場の競争力低下、発電の阻害につながるため、大きなデメリットとなります。

さらに、政府が定めた長期電力購入契約による発電量の最低割合（動員される電力出力 - PV）は70％で、契約期間は7年を超えないという規定も、投資家にとってリスクとなる可能性がある。

クイ氏によると、現在のガス価格設定と生産量に基づく買い取りメカニズムは、投資家が原材料の輸入や事業運営に関する選択肢を積極的に計画する上で、多くの困難を引き起こしているという。

これは、外国人投資家がガス火力発電プロジェクトに投資する際の障害となる可能性もある。

ベトナム国営石油グループ（PVN）の幹部は、一般的な慣例として、液化天然ガスの翌年分の供給計画は、世界中の供給業者によって7月から10月にかけて立てられると述べた。

しかし、新設発電所の翌年度のQc出力は公式に発表されたばかりであり、今年最初の8か月間は、発電所のQcは毎月再計算される予定である。

そのため、発電計画とガス調達計画の間には遅延が生じ、購入不足、購入過剰、運用要件の不履行、保管料といった重大な財務リスクが発生する。

さらに、長期的なQc（電力供給量）がないため、電力販売者は長期的なNLG（自然発電量）の供給量にコミットする根拠がなく、契約に基づいて購入できるのは平均発電量の最低20～30％という少量のみで、残りはスポット購入となる。

「これは電気料金の高騰を招き、ベトナムの電力市場に影響を与え、システムが電力を必要とする時に電力生産を保証できなくなる。」

「計算によると、購入された乗車回数が80％に達した場合、電気料金の値上げ率は173％に達する可能性があり、購入された乗車回数が40％に達した場合は、料金は131％値上げされるだろう」とこの人物は述べた。

政策上の障害を取り除き、プロジェクトの進捗を加速させる。

商工省の幹部によると、第8次電力開発計画では、2030年までに投資、建設、稼働開始される予定の23のガス火力発電プロジェクトの総容量は30,424MWである。

これらのうち、国内で採掘されたガスを使用する発電所の総容量は7,900MW（10件のプロジェクト）、LNGを使用するガス火力発電所の総容量は22,524MW（13件のプロジェクト）である。

しかしながら、投資と建設の状況は依然として多くの課題を抱えている。2015年から稼働しているオモンI火力発電所（660MW）と、2028年第2四半期に商業運転開始予定のオモンIV火力発電所（1,050MW）を除けば、現在建設中で、輸入LNGを使用する容量1,624MWのニョンチャック3およびニョンチャック4ガス火力発電所プロジェクトのみが、2025年半ばまでに稼働開始予定である。

この情報源によると、最低生産量に関する規制やガス価格の電力価格への転嫁など、LNG発電開発における主要なボトルネックを解消するための根本的な解決策がなければ、2030年までに残りのプロジェクトを完了することは困難である。

産業貿易省の幹部らはまた、EVNおよびPVNと協力して、改正電力法草案におけるガス火力発電所の開発に関する仕組みや政策の内容を最終決定したと述べた。

発電プロジェクト、特に第8次電力開発計画における大規模プロジェクトの実施の遅延は、長期的な電力供給の安定性を脅かし、特定の時期に電力不足を引き起こす可能性がある。

電力プロジェクトを促進するための政策メカニズムに加え、同省は電力価格調整メカニズムを見直し、投資家を誘致するための現状の欠点を解消する予定だ。

この情報源によると、投資家がベトナムの発電所プロジェクトへの投資を決定する際に懸念を抱くのは、小売電力価格の調整メカニズムが、小売電力価格の変動に必ずしも正確に追随していないことに起因する可能性があるという。

小売電力価格が投入コストの変動に合わせて調整されていないという事実も、投資家にとって懸念材料となっている。EVNが電力購入のための資金を確保するのに苦労する可能性があり、その結果、投資家にとって発電事業の魅力が低下する可能性があるからだ。

「したがって、電力価格決定メカニズムを見直し、発電と送電の両方の投資家がコストを回収し、妥当な利益を上げられるようにするとともに、EVNの小売電力価格が入力パラメータの変動に応じて適切に調整されるように、要素のバランスを確保する必要がある」と、この人物は述べた。