電気料金はまだ投資家にとって魅力的ではありません!

Báo Tuổi Trẻ•04/12/2024

発電プロジェクト、特に電力開発計画 8 における大規模プロジェクトの実施の遅れは、長期的な電力安全保障にリスクをもたらします。

Giá điện chưa hấp dẫn nhà đầu tư! - Ảnh 1. — ノンチャック3・4ガス火力発電所プロジェクトは、2025年半ばの稼働開始に向けて時間との戦いを強いられている - 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が投資家の間で懸念を引き起こしており、ベトナム電力グループ（EVN）は電力購入資金の確保に苦戦しており、発電投資家にとってEVNの魅力は低下している。

これは商工省の幹部がトゥオイチェー紙のインタビューで認めたものであり、入力パラメータの変動に応じて小売電力価格が適切に調整されるように電力価格決定メカニズムを改訂すると述べた。

当社は短期契約で原材料を購入しています。

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・キ委員長は、トゥイ・チャ紙に対し、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注意深く監視していると語った。

したがって、現在投資家にとって最大の懸念事項の 1 つは、このプロジェクトがすでに電力購入契約を締結しているにもかかわらず、長期契約出力 (Qc) へのコミットメントです。

ニョンチャック3号および4号ガス火力発電所は、正式運転開始後、1,624MWの発電容量を有し、90億～120億kWhの追加供給能力を有します。しかし、長期的な品質管理に関する明確なコミットメントがないため、これらの発電所は投入ガスの積算、購入、または輸入を積極的に行うことができません。

一方、同プラントは液化天然ガスを使用しており、競争力のある価格での供給を確保するには、４カ月に及ぶ長期発注が必要となる。

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。これは不利な点であり、電力コストの上昇、電力市場における競争力の低下、そして発電の阻害につながります。

さらに、長期電力購入契約を通じて発電される電力の最低割合（発電電力量 - PV）は、政府が70％かつ7年を超えないと規定しており、これも投資家にとってリスクとなる可能性があります。

クイ氏によれば、現在のガス価格と生産引き取りの仕組みは、投資家が原材料の輸入や事業運営の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、ガス火力発電プロジェクトに投資する外国人投資家にとって障害となる可能性もあります。

ベトナム国営石油会社（PVN）の幹部は、通常の慣行に従い、来年の液化天然ガスの供給は世界中の供給業者によって7月から10月にかけて計画されていると語った。

しかし、新発電所の翌年のQc出力はまだ公式発表されたばかりで、今年の最初の8か月間は発電所のQcが毎月再計算されることになる。

そのため、発電計画とガス調達計画の間に遅延が生じ、購入不足、購入過剰、運用要件を満たせない、保管料金が発生するなど、重大な財務リスクが生じます。

さらに、長期 Qc が欠如しているということは、電力販売業者が長期的な NLG 量を確約する根拠がなく、契約に基づいて少量（平均電力発電量の最低 20 ～ 30%）のみを購入し、残りをスポットベースで購入することを意味します。

「これにより電気料金が上昇し、ベトナムの電力市場に影響を及ぼし、システムが要求するときに電力生産が保証されなくなる。」

「計算によると、購入したトリップ数が最大80％の場合、電気料金の値上がりは173％に達する可能性があり、購入したトリップ数が40％の場合、料金は131％上昇するだろう」とこの人物は語った。

ポリシー上の障害を取り除き、プロジェクトの進行を加速します。

商工省幹部によると、第8次電力開発計画では、2030年までに投資、建設、稼働予定のガス火力発電プロジェクト23件の総容量は30,424MWだという。

このうち、国産ガス火力発電所の総容量は7,900MW（10件）、LNG火力発電所の総容量は22,524MW（13件）となっている。

しかし、投資と建設の状況は依然として多くの課題に直面しています。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が予定されているオモンIV火力発電所（1,050MW）を除けば、現在建設中のニョンチャック3とニョンチャック4のガス火力発電所（それぞれ1,624MW、輸入LNGを使用）のみが稼働しており、2025年半ばの稼働開始が見込まれています。

この情報筋によると、最低生産量規制やガス価格の電気料金への転嫁など、LNG発電開発における主要なボトルネックを取り除く根本的な解決策がなければ、残りのプロジェクトが2030年までに完了する可能性は低いという。

商工省の幹部らはまた、EVNおよびPVNと協力して、電力法案（改正）におけるガス火力発電所開発のメカニズムと政策に関する内容を最終決定したと述べた。

発電プロジェクト、特に電力開発計画 8 における大規模プロジェクトの実施の遅れは、長期的な電力安全保障にリスクをもたらし、特定の時期に電力不足を引き起こす可能性があります。

同省は、発電プロジェクトを促進する政策メカニズムに加え、投資家を誘致するための現在の欠点を解決しながら電力価格調整メカニズムも検討する予定だ。

この情報筋によると、ベトナムの発電所プロジェクトへの投資を決定する際の投資家の懸念は、小売電力価格調整メカニズムに従って電力価格の変動が厳密に追従していない小売電力価格調整メカニズムに起因してい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の懸念を引き起こし、EVN が電力購入資金を確保するのが困難になる可能性があり、その結果、投資家にとって発電の魅力が低下することになる。

「したがって、電力価格決定メカニズムは、要素のバランスを確保し、発電と送電の両方の投資家がコストを回収して妥当な利益を上げることができることを保証し、同時に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ことを保証するために改訂される必要がある」とこの人物は述べた。