ベトナム電力グループ（EVN）は、電気料金を2度値上げしたにもかかわらず、過去2年半にわたり累積損失を記録し続けています。なぜでしょうか？
具体的には、2022年から2023年の2年間の累計損失は47兆5,000億ドン、最初の6ヶ月間では約13兆ドンの損失が発生しました。この損失は前年同期の15兆～16兆ドンと比べると減少していますが、事業運営の最適化と最大限のコスト削減に努めているにもかかわらず、黒字化への回帰は依然として困難です。
高価な電源を購入すると、
Tuoi Tre の調査によると、現在の電力価格構造における最も大きなコストの 1 つは電源であり、最大 80% を占めています。 EVN 購買力は、高額な購入源を増やす方向に変化しており、その逆もまた同様です。これにより、以前は固定されていた多くのコストが新たなコストとして発生するため、EVNの財務均衡を図る上で大きなコスト圧力が生じています。
具体的には、水力発電は現在、平均商業価格が低い唯一の電力源であり、これは消費者への販売価格よりも低い。しかし、長期にわたる干ばつと水力発電用貯水池の水位低下により、2023年の水力発電の出力は2022年と比較して大幅に減少する（総出力で163億kWh減少、2023年の38%から30%に減少）。一方、石炭火力、ガスタービン、再生可能エネルギーなど、電力価格よりもはるかに高い価格設定のその他の電源による発電量は、2022年の62%から2023年には70%に増加すると予測される。
さらに、ブロック06.1の安価なガス埋蔵量（鉱山でのガス価格は100万BTUあたり約3米ドル）は急激に減少しています。そのため、ガスタービン火力発電所は、ハイタック・モックティン、サオヴァン・ダイグエット、ダイフン・ティエンウンなどの鉱山から高価格でガスを調達せざるを得ません。しかし、これらの鉱山から供給されるガス源は、システム運用要件を満たすガスタービン発電所の発電能力を満たすには不十分です。
それに伴い、電力消費需要は年々増加している一方で、新規の低コスト電源プロジェクトの稼働はそれほど多くありません。EVNのデータによると、2023年の受電地点における購入・輸入電力の総出力は、2022年と比較して118億kWh増加し、4.6%の増加となります。EVNは、輸入石炭火力発電や高価格の石油火力発電など、生産コストが小売電力価格をはるかに上回る電源からも追加的に電力を購入する必要があります。
投入コストからの多くの圧力
さらに、為替レートの上昇圧力もEVNにとって大きな負担となっている。そのため、2023年の平均米ドル為替レートは23,978.4 VND/USDとなり、2022年の平均米ドル為替レート（23,529.9 VND/USD）と比較して448.5 VND/USD上昇し、1.9%の上昇となる。
為替レートの上昇により、契約購入価格が外貨（米ドル）である電源からの電力購入、または燃料購入価格が外貨（米ドル）である電力購入コストが増加しました。
言うまでもなく、TKVとドンバック社が火力発電所に供給する2023年の混合炭（国産炭と輸入炭の混合）価格は依然として高水準で推移している。具体的には、2021年（2022～2023年に石炭価格が急騰する前の時期）に適用された混合炭価格と比べて、販売価格は29～35%（炭種によって異なる）も高くなっている。
さらに、TKVは2023年に、x.10石炭を使用する火力発電所のほとんど（ クアンニン1＆2、ファーライ1＆2、モンズオン1、ズエンハイ1など）をx.14石炭に転換し、石炭価格は石炭の種類に応じて約17万～35万ドン/トンに上昇しました。
注目すべきは、現在の電源構成において、EVNとその加盟会社が供給能力のわずか37%しか占めていないことです。EVN傘下の発電所のみを数えると、この割合はわずか20%に過ぎず、残りの80%は独立系発電所から購入されています。つまり、EVNが購入している電源の投入コストは損失を被っており、EVNは市場価格で投入電力を購入しながら、原価よりも低い価格で販売しているため、独立系発電所に代わって「損失を負担」していることになります。
最近、国家資本管理委員会の会議において、EVNの幹部は、EVNの原価の82%が電力コストに起因していると述べました。グループは2兆ドンを節約しましたが、電力コストの残りの18%は他のコスト源に起因しています。そのため、システム最適化の努力にもかかわらず、その他のコストがわずか18%を占めるという状況では、電力購入コストを補うことができません。
電力生産プロセスの入力パラメータ（為替レート、石炭、ガス、石油燃料）は基本的に市場に応じて変動しており、EVNと発電所間の電力購入契約の規定に従って、発電所からの電力購入コストに直接影響を与えています。しかしながら、EVNは政府の電力価格管理政策を実施する必要があります。これは、電力価格の調整が急激にならないようにし、ロードマップを策定し、 政治的安定と社会秩序と安全を維持し、企業と国民の利益を調和させることを目的とします。
そのため、2023年には電力価格が2度引き上げられたものの、投入コストが継続的に上昇し、小売電力価格が市場変動に応じて調整されていないため、EVNは損失を被り続けています。
将来の投資資金の心配
上記の困難を踏まえると、電力開発のための資金調達が大きな課題となることは明らかです。第8次電力マスタープランによると、2030年までにこの需要は1,198億米ドルに達し、毎年110億～120億米ドルが必要になるとされています。石油・ガス分野の専門家であるレ・ミン氏によると、現状では政府保証メカニズムがないため、EVNの資金調達能力は非常に限られているとのことです。また、ODA資金の調達には基本的なコミットメントが必要であり、商業融資にはプロジェクトの効率性を証明する必要があるため、資金調達は容易ではありません。
「資金調達が難しい一方で、電力業界への投資家の参加を促すための政策は依然として不完全です。現状のままでは、EVNは高値で電力を仕入れ、安値で販売せざるを得なくなり、経営回復は困難になるでしょう。さらに、投資家が電源・送電網プロジェクトへの投資に関心を示さない場合、業界の利益率はわずか5～8%と非常に低いため、状況はさらに悪化します。その場合、発電能力をフルに活用できなければ、利益はゼロ、あるいは莫大な損失を被ることになります。長期的には、これらの問題を解決する必要があります」とミン氏は分析しました。
エネルギー専門家のグエン・フイ・ホアッチ博士もこれに同意し、巨額の資金を動員するには、金融機関や外国投資家を惹きつける仕組みが必要だと述べた。しかし、現在の電力価格政策と電力購入契約は投資家にとって十分に魅力的ではなく、目標である2030年までに電源容量を倍増させ、稼働させることは非常に困難だろう。
したがって、彼はこのメカニズムを早急に導入すべきだと勧告した。 電気料金 今年から試験運用が開始されるこの2つの要素は、EVNと電源投資家にとって、実際の電力使用量に応じて電気料金が「正しく全額支払われる」ことを保証する上で、解決策となることが期待されます。長期的には、投資家の参加を促す長期的なメカニズムを備えた、包括的な電力法の制定を基盤とした政策の完成が必要です。
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