ニントゥアン原子力発電所1号機、2号機を2030年から2035年にかけて稼働させる

Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII- Ảnh 1. — 首相、電力計画第8次調整を承認

この決定では、計画の範囲と境界が明確に規定されており、近隣諸国との送電網接続プロジェクトを含む、2021年から2030年までの期間、ベトナムにおける220kV以上の電圧レベルの電源と送電網、再生可能エネルギーと新エネルギーに関する産業とサービスの開発計画が2050年までのビジョンで策定されている。

2030年までに商業用電力を約5004億～5578億kWhにすることを目指す

具体的な目標は、国内需要に十分な電力を供給し、2026年から2030年の期間に約10.0％/年、2031年から2050年の期間に約7.5％/年のGDP平均成長率を達成して社会経済発展目標を達成することです。

そのうち、商業用電力は、2030年に約5,004～5,578億kWhに達し、2050年には約1兆2,377～1兆3,751億kWhに達すると予想されています。

電力生産・輸入：2030年に約5,604～6,246億kWhに達し、2050年に約1兆3,601～1兆5,111億kWhに達する。

最大容量：2030 年には約 89,655 ～ 99,934 MW、2050 年には約 205,732 ～ 228,570 MW。

2030 年までに、オフィスビルの 50%、住宅の 50% で自家発電・自家消費する屋上太陽光発電（国内電力系統に電力を販売するのではなく、敷地内で消費する）を導入することを目指します。

公平なエネルギー転換については、再生可能エネルギー（水力を除く）を電力生産に積極的に活用し、2030年までに約28～36％の割合に達すると見込まれます。2050年までに再生可能エネルギーの割合は74～75％に達すると予想されます。大規模な再生可能エネルギー源を統合し、安全かつ効率的に運用できるスマートグリッドシステムを構築します。

産業エコシステムと再生可能エネルギーサービスの発展に関しては、2030年までに、電力生産、送電、消費、再生可能エネルギー機器の製造業、建設、設置、関連サービスを含む2つの地域間産業および再生可能エネルギーサービスセンターが形成され、条件が整えば北部、中南部、南部などの大きな潜在力のある地域で再生可能エネルギー産業エコシステムを構築することが期待されています。

再生可能エネルギー源を開発し、シンガポール、マレーシア、その他地域パートナーへの輸出向けに新たなエネルギーを生産する。2035年までに、高い経済効率を基盤に、国内のエネルギー安全保障と国防安全保障を確保しつつ、約5,000～10,000MWの電力輸出能力を目指し、輸入国のニーズに応じてさらに高い規模に拡大する。

再生可能エネルギーによる発電を最大化する

電源開発計画に関しては、「決定」の中で、再生可能エネルギー（風力、太陽光発電、バイオマス発電など）による電源開発を最大限に推進し、電源と発電構造における再生可能エネルギーの割合を継続的に高めていくと明記されている。

具体的には、システムの吸収能力、電力網への放出能力、電気料金、および電力システムの運用安全性と全体的な経済性の確保に関連する合理的な送電コストに応じて、陸上、近海、洋上風力発電、太陽光発電、特に水上太陽光発電の開発を促進し、既存の電力網インフラを最大限に活用します。国の電力網に接続または販売しない、敷地内で消費する風力発電、太陽光発電（住宅、商業センターの屋根、建設工事の屋根、工場の屋根、工業団地の屋根、生産事業所の太陽光発電を含む）の開発を優先して奨励します。集光型太陽光発電の開発は、最低容量の10％の割合で2時間蓄電できる蓄電池の設置と組み合わせる必要があります。

2030 年までに、陸上および沿岸の風力発電の総容量は 26,066 ～ 38,029 MW に達するでしょう。

2030年までに、陸上および沿岸の風力発電の総容量は26,066～38,029MWに達する見込みです（ベトナムの技術的ポテンシャルは約221,000MW）。風力ポテンシャルが高く、経済状況が厳しい地域において、新規計画中の風力電源の整備を優先します。

我が国の洋上風力発電の潜在能力（約600,000MW）を最大限に活用し、電力と新エネルギーを生産します。国内の電力需要を満たす洋上風力発電の総容量は約6,000～17,032MWで、2030～2035年に稼働する予定です。2050年までに113,503～139,097MWに到達することを目指します。

新たなエネルギー生産のための洋上風力発電の推定容量は、2035年に約15,000MW、2050年に約240,000MWです。

ベトナムの太陽光発電の潜在能力は約963,000MWです。

ベトナムの太陽光発電の潜在能力は約963,000MW（地上設置型837,400MW、水上設置型77,400MW、屋上設置型48,200MW）です。2030年までに、太陽光発電（集光型太陽熱発電および屋上設置型太陽光発電を含み、電力法第61/2024/QH15号第10条第5項に規定される太陽光発電を除く）の総容量は46,459～73,416MWに達し、2050年までに総容量は293,088～295,646MWに達すると予想されます。

また、ベトナムにおける農林業副産物の活用、木材加工、植林促進、環境処理のため、バイオマス発電、廃棄物・固形廃棄物発電の開発を優先的に推進する。2030年までに、バイオマス電源の総容量は約1,523～2,699MW、廃棄物・固形廃棄物発電は約1,441～2,137MW、地熱発電などの新エネルギーは約45MWとなる。2050年までに、バイオマス発電は約4,829～6,960MW、廃棄物・固形廃棄物発電は約1,784～2,137MW、地熱発電などの新エネルギーは約464MWとなる。

水力資源の潜在能力を最大限に引き出す

この決定では、環境の確保、森林保護、水資源の安全保障を前提として、水力発電源の経済的・技術的ポテンシャル（ベトナム全体の最大ポテンシャルは約40,000MW）を最大限に引き出すこと、既存の水力発電所を重点的に拡張して予備力を確保すること、灌漑用湖沼や貯水池の水力発電を活用して水力資源を有効活用することを明確に規定している。2030年までに、小水力を含む水力発電源の総容量は33,294～34,667MWに達し、2050年までに40,624MWにすることを目標としている。

2030年までに約2,400～6,000MWの揚水発電所を開発する

電力貯蔵源に関しては、2030年までに約2,400～6,000MWの容量を持つ揚水発電所を開発し、2050年までに揚水発電容量を20,691～21,327MWまで引き上げ、負荷調整、予備容量、大規模再生可能エネルギー源の統合をサポートします。

蓄電池は、系統ニーズに対応し、再生可能エネルギーと連携するために開発され、風力・太陽光発電所の近隣、または負荷センターの電力系統に分散設置されます。2030年までに蓄電池の容量は約10,000～16,300MWに達すると予想され、2050年までに蓄電池の容量は再生可能エネルギーの大きな割合に見合うように95,983～96,120MWに達すると予想されています。

さらに、熱電併給発電所、産業施設の余熱、高炉ガス、技術ラインの副産物を利用した発電所の開発を優先し、奨励する。

2030年～2035年：ニントゥアン原子力発電所1号機と2号機の稼働開始

国会が2024年11月30日付で可決した決議第174/2024/QH15号、2025年2月19日付で可決したニントゥアン原子力発電所建設への投資のための特別メカニズムと政策に関する決議第189/2025/QH15号、および2025年1月3日付首相指令第01/CT-TTg号に基づき、原子力電源を開発する。2030年～2035年には、ニントゥアン原子力発電所1号機および2号機が4,000～6,400MW規模で稼働する。2050年までの期間には、ベース電源として約8,000MWの原子力発電を追加する必要があり、需要に応じて増加させることができる。

石炭火力発電については、2030年までは、既に計画・建設中のプロジェクトのみを継続する。運転開始から20年を経過した発電所については、費用対効果が見合えばバイオマス／アンモニアへの燃料転換を実施する。燃料転換が不可能な場合は、40年以上経過した発電所の運転を停止する。

ガス火力発電：国産ガスの最大限の利用を優先し、国産ガスの生産量が減少した場合は天然ガスまたはLNGで補完する。最新技術を活用し、適切な規模のLNGおよび同期LNG輸入インフラを活用したプロジェクトを開発する。技術が商業化され、価格が適正化された時点で、燃料を水素に転換するためのロードマップを実施する。

柔軟な電源：負荷調整、電力系統の安定性維持、大規模再生可能エネルギーの吸収を目的とした柔軟な電源の開発に投資する。2030年までに2,000～3,000MWの開発を見込む。2050年までに21,333～38,641MWまでの開発を目指す。

東南アジア諸国とメコン地域からの電力輸入の拡大

電力輸出入について：域内諸国との電力の効率的な接続・交換を行い、各方面の利益を保障し、電力システムの安全性を高める。水力発電の潜在力を持つ東南アジア諸国連合（ASEAN）諸国及び大メコン圏（GMS）からの電力輸入を促進する。ベトナムへの電力供給のため、海外の電源への投資と開発に留意する。2030年には、両国政府間の協定に基づき、ラオスから約9,360～12,100MWを輸入するとともに、中国からの接続条件に適した適切な規模の輸入能力を活用する。2050年までに約14,688MWを輸入する。条件が整い、価格が適正であれば、ラオスから北部地域への電力輸入の最大規模を拡大したり、時期を早めたりすることも可能である。

輸出向け再生可能エネルギー源の開発を優先する。2030年までにカンボジアへの電力輸出規模を約400MWに拡大する。2035年までにシンガポール、マレーシア、その他地域パートナーへの電力輸出規模は約5,000～10,000MWに達し、2050年まで10,000MW規模を維持すると予想され、高い経済効率、国内エネルギー安全保障、国防安全保障の確保を前提に、輸入国のニーズに応じてさらに拡大する可能性がある。

電源構造

2030年までに、国内需要（輸出を除く）に供給する発電所の総容量は183,291～236,363MWとなり、そのうち、

陸上および沿岸風力発電 26,066 - 38,029 MW（14.2 - 16.1%を占める）

2030年から2035年にかけて6,000～17,032MWの洋上風力発電が稼働する予定であり、条件が良好で価格が適切であれば進捗は加速される可能性がある。

太陽光発電（集光型太陽熱発電および屋上太陽光発電を含む、電気法第61/2024/QH15号第10条第5項による太陽光発電源を除く）46,459 - 73,416MW（25.3 - 31.1%を占める）

バイオマス発電1,523～2,699MW、廃棄物発電1,441～2,137MW、地熱発電などの新エネルギーが約45MW。原材料が十分で、土地利用効率が高く、環境処理が必要で、送電網インフラが整備され、電気料金と送電コストが合理的であれば、より大規模に開発できる。

水力発電33,294～34,667MW（14.7～18.2%を占める）は、環境、森林保護、水の安全保障が確保されれば、さらに発展できる可能性がある。

2030年から2035年にかけて4,000～6,400MWの原子力発電が稼働する予定であり、条件が整えば進捗は加速される可能性がある。

貯蔵源 10,000 - 16,300MW（5.5 - 6.9%を占める）石炭火力発電 31,055MW（13.1 - 16.9%を占める）国内ガス火力発電 10,861 - 14,930MW（5.9 - 6.3%を占める） LNG火力発電 22,524MW（9.5 - 12.3%を占める）

フレキシブル電源（LNG、石油、水素燃料などを使用した運用柔軟性の高い火力発電）2,000～3,000MW（1.1～1.3%を占める）

揚水発電 2,400 - 6,000 MW

ラオスと中国から9,360～12,100MWの電力を輸入する（4.0～5.1％を占め、両政府間の協定に従ってラオスからの電力輸入規模を最大化し、条件が良好な場合はラオスから北部地域への電力輸入時期を早める）。

配置や資金調達、株主変更などで困難に直面している石炭火力発電については、処理プロセスを更新し、風力、太陽光、バイオマス電源の構成をニーズに合わせて調整します。

直接電力購入契約（DPPA）への参加と新エネルギー生産について：統計によると、現在、年間100万kWh以上を消費する大口顧客数は、システム全体の総電力出力の約25％を占めています（顧客数は約1,500社以上）。

2030年までに、カンボジアへの電力輸出規模は約400MWに増加する見込みです。2035年までに、シンガポール、マレーシア、その他地域パートナーへの電力輸出容量は約5,000～10,000MWに達すると予想されており、高い経済効率、国内エネルギー安全保障、国防安全保障の確保を前提に、輸入国のニーズに応じてさらに増加する可能性もあります。

グリッド開発計画

フェーズ 2025 - 2030: 500 kV 変電所の 102,900 MVA の新設と 23,250 MVA の改修、500 kV 線路の 12,944 km の新設と 1,404 km の改修、220 kV 変電所の 105,565 MVA の新設と 17,509 MVA の改修、220 kV 線路の 15,307 km の新設と 5,483 km の改修。

2031年～2035年の方向性：26,000～36,000MWの高圧直流（HVDC）変換所と3,500～6,600kmの高圧直流（HVDC）送電線を新設する。500kV変電所73,800MVAを新設し、36,600MVAを改修する。500kV送電線7,480kmを新設し、650kmを改修する。220kV変電所44,500MVAを新設し、34,625MVAを改修する。220kV送電線4,296kmを新設し、624kmを改修する。

2036 年 - 2050 年の方向性: 26,000 - 36,000 MW の HVDC ステーション容量と 3,600 - 6,700 km の HVDC ラインを新設します。24,000 MVA の 500 kV を超える高圧 AC 変換ステーション (HVAC ステーション) と 2,500 km の 500 kV を超える HVAC 高圧 AC 送電線を新設します。72,900 MVA の 500 kV 変電所を新設し、102,600 MVA を改修します。7,846 km の 500 kV ラインを新設し、750 km を改修します。81,875 MVA の 220 kV 変電所を新設し、103,125 MVA を改修します。 5,370 km の新規建設と 830 km の 220 kV 送電線の改修。