人々は屋上太陽光発電に投資しているが、管理機関が「システムの不安定さ」を懸念しているため、EVNに0ドンでしか売ることができない。
商工省は最近提出した政令案において、自家消費用の屋上太陽光発電設備に投資する個人は、国の電力系統に接続し、余剰電力をEVN（ベトナム電力公社）に0ドンで売却することを提案しました。また、余剰電力を他の組織や個人に売却することも禁止されています。さらに、起草機関は、発電量を最小限に抑えるための設備の設置に関する規制も追加する予定です。
商工省が説明した主な理由は、余剰電力が電力システムの安全性とセキュリティに影響を及ぼす可能性があるということだ。
現在、太陽光発電は日射量と気象要因に依存していますが、これらは不確実な要因です。日射量がない場合（雲、雨、夜間など）でも、国の送電網は十分な電力供給を確保する必要があります。これは系統の変動や急激な増減につながり、背景電源の不安定化につながります。そのため、商工省は、安全な運用を確保するために国家による管理と監督が必要であると述べています。
さらに、管理機関は、首相が承認した第8次電力計画に基づき、全国の総容量規模をコントロールしたいと考えています。具体的には、2030年までに屋上太陽光発電を2,600MW増加させる予定です。7月末時点で、総容量399.96MWの1,000台以上の屋上太陽光発電システムが系統に接続され、計画への追加を待っています。したがって、現在から2030年までにシステムに接続される残りの総容量は約2,200MWに過ぎません。「総容量が2,600MWを超えると、システムの電源構成に影響を与える」と商工省は述べています。
エネルギー専門家のトラン・ヴァン・ビン准教授は、太陽光発電と風力発電は信頼性が低いものの、電力システムは安定した運用を確保する必要があると述べた。そのため、安定した運用を確保するには、再生可能エネルギー源の割合を計算する必要がある。
「電力は特別な商品です。必要な量だけ生産されます。他の産業のように事前に生産して貯蔵できるものとは異なります」と彼は説明した。専門家によると、現在、シンガポールや米国など、最大200MWの電力を貯蔵できる国もあるが、ベトナムにとってはまだ将来の話だ。「ベトナムが検討できるようになるまでには10～20年待たなければなりません。当然、このシステムには困難が伴うでしょうし、そのため事業者側も導入を推奨していません」と彼は述べた。
グエン・ホン・ディエン商工大臣も11月の国会で、屋上太陽光発電による無制限の発電容量を実現するためには、送電網を稼働させるための安定した電力源が必要であると認めた。つまり、技術と送電システムのさらなる発展が求められるということだ。
2020年10月、ホーチミン市で作業員が屋上に太陽光発電システムを設置している。写真：ホアン・ミン
アナリストらは、現在の提案は、州の政策がEVNへの販売を含む小規模組織や個人による屋上太陽光発電取引活動を奨励していないことを意味していると述べている。
実際、太陽光パネルから得られる電気は、十分に利用されていない場合、機器に損傷を与えることなく電源を安定的に稼働させるために放電する必要があります。つまり、送電網に送電されていない間は、追加の蓄電システムへの投資が必要となり、投資コストの増加につながり、後の環境問題への対応において社会資源の浪費につながります。
ベトナムの企業コンサルティングも行っているエネルギー貯蔵分野の中国人専門家の試算によると、8,000平方メートルの駐車場サービスステーションプロジェクトには、最大2,000平方メートルのバッテリーアレイを設置できる。このステーションに投資する企業は、太陽光発電システムに20億ドン以上、夜間も利用できるようにするための貯蔵システムに50億ドン以上を投資する必要がある。
家庭や小規模事業者の場合、10～30平方メートルの太陽光パネルアレイを備えた1～3kWの太陽光発電システムは、4,000万～5,000万ドンの費用がかかります。同様のシステムに蓄電装置を追加した場合、費用は倍増する可能性があります。投資額の増加は投資回収期間の長期化につながります。初期投資額が1億ドンで、家庭の月間電力使用量が200万～300万ドンの場合、投資回収期間は従来の2年ではなく、3～5年かかることになります。
ゴ・トリ・ロン博士は、このような比較的高額なコストを考えると、ゼロドンという価格は「屋上太陽光発電の設置を後押しするものではない」と述べた。しかし同時に、ベトナムの送電システムの現状は依然として限界があり、大規模な開発を許容すれば需要を満たすことができないと指摘した。したがって、ここでの問題は、再生可能エネルギー源を受け入れる際にシステムの安全性に影響を与えないように、同期インフラ、特に送電システムに投資することだ。
このボトルネックについては、商工省エネルギー研究所再生可能エネルギーセンターの元所長であるグエン・アン・トゥアン博士も言及しました。トゥアン氏は、政府と商工省は電力法の施行を導く政令、特に民間部門が独自の送電システムに投資し、自ら投資したシステムを運用するための政策メカニズムを早急に制定する必要があると述べました。
エネルギー専門家のダオ・ナット・ディン氏は、電力取引計画の代わりに、近隣地域（村、コミューン、近隣地区）への投資と消費を促進するメカニズムを提案した。この政策は、投資資本への圧力を軽減し、クリーンな電力の無駄を省くことが期待される。
専門家のトラン・ヴァン・ビン氏は「提案には反対」と述べ、特に北部において、屋上太陽光発電への投資を促すインセンティブを与えるべきだと述べた。彼は双方向メーターの設置を提案し、「余剰電力がある時は0ドンで送電網に電力を供給でき、不足電力がある時はシステムがその電力を補填する」ことを提案した。
「双方向メーターは既に他国で導入されています。管理が難しい場合は、ソフトウェアを購入すれば対応できます」とビン氏は述べた。ビン氏は、第8次電力計画によると、全世帯の50%にあたる1300万世帯が、1世帯あたり3～5kWの投資で莫大なエネルギー源を生み出すと試算した。さらに、ビン氏によると、政府の役割は、太陽光発電設備の品質に細心の注意を払い、プロジェクトの投資回収能力と品質を確保することだという。
現在、ドイツ、米国、そしてオーストラリアなど、一部の国では、余剰屋根設置型太陽光発電を他国から買い取り、販売する政策を採用しています。オーストラリアでは、屋根設置型太陽光発電を設置した家庭が系統に販売した電力量に応じて、FIT価格表が作成されています。価格や導入条件は各電力小売事業者によって異なります。FIT価格を適用することで、投資家の投資回収期間を短縮することができます。
米国では、太陽光パネルからの余剰電力の買い戻し価格を含むインセンティブ政策を変更するには、各州の公益事業規制当局が投票する必要がある。
電力価格は国によって大きく異なり、マイナス価格で購入される場合もあります。例えば、国民から余剰電力を買い取る政策をとっている中国は、昨年51GW以上の小規模太陽光発電所を導入しました。しかし、急速な導入ペースにより、一部の地域では送電網に過負荷が生じています。中国の山東省は最近、余剰電力の供給を抑制するため、太陽光発電をマイナス価格で買い取る政策を発表しました。
フォン・ドゥン
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