ベトナム 電力調査 2011
2011年6月
1. はじめに
最新の電力需要予測では、2020年の総電力需要は32万9,400GWhに達するとしており、今後も毎 年14％程度の電力消費の伸びとなる見通しである。 この旺盛な電力消費に対応すべく、今後も新規電源開発が計画されているが、PDP6に基づいて 実際に計画通りに稼働した発電所は、2009年が63％、2010年が73％と低い。送電線や変電所につ いては、さらに低い実行率に留まっている。 それを裏付けるように、2010年はハノイ市やホーチミン市などの都市部で停電が頻発し、優先的に 電力が供給されるはずの工業団地もその被害を被っており、夏場は週に48時間の停電を強いられ る企業まで出るほどであった。 電力不足の原因は近年の雨量不足が影響していることもあるが、政府が発表している電力マス タープランの実行遅延も大きな原因の一つである。 ベトナムはこれまで、ベトナム電力公社（EVN）が全国の発電・送電・配電事業を実施してきたが、 今後は、EVN以外のベトナム国営企業や外資企業がオーナーとなり建設を進めるIPPやBOT案件 が増える見通しであり、2010年末時点でも発電量の約40％がEVN以外のオーナーによるものであ る。 今後は、IPPやBOT案件に対する投資をさらに拡大させるためにも、電力料金の引き上げや、入札 案件の早期履行、電力自由化ロードマップに基づく発電事業の採算性・透明性の確保が重要であ る。 ベトナムの電力は、日本で注目を集めているインフラビジネスの一つとして大きな期待を集める一 方で、現状の電力不足は、進出を検討している日本企業にとって大きな投資リスクとなっている。 しかし、その電力の実情を読み解くまとまった資料は不足しており、こうした問題意識から、ベトナム の電力関連のデータを収集した。 日系企業の皆様のお役に立てば幸いである。 ジェトロハノイセンターPDP Power Development Master Plan の略。国家電力開発マスタープランと称され、5年毎にベトナムの電源開 発計画が本マスタープランで発表される。
IPP Independent Power Producer（独立発電事業者）の略。自らが発電設備を建設、運営し、発電した電力を
電力公社などへ卸売する事業者のこと。IPPの投資に関しては、Decision30/2006/QD-BCNにて条件が定め られている。
BOT 民間企業が設備を建設、運営し、定められた事業期間が終了した後、相手国へ設備を無償で譲渡する事業
形態のこと。事業期間は通常、20～25年。BOTの投資に関しては、Decree108/2009/ND-CPにて条件が定 められている。
COD Commercial Operation Date（営業運転開始日）の略。国家電力マスタープランにおいては、CODを年単位
で設定し、電源開発の計画をしている。
RE Renewable Energy（再生可能エネルギー）の略。ベトナムでは、REでの発電可能性として、小規模水力発電、
地熱発電、バイオマス発電、風力発電、太陽光発電を挙げている。
CCGT Conbined Cycle Gas Tarbin（ガス複合発電）の略で数ある発電方式の中の一つ。廃熱を利用した発電も行
うため、化石燃料を使用する発電の中では、エネルギー効率が良いことで知られる。
2. 用語説明
3. 目次
タイトル ページ ～2010年までの電源開発 4 2010年以降の電源開発 5 PDP6の進捗状況 6 主要発電所の稼働状況（2001～2010） 7 水力発電所と降雨量の関係 8 発電所、送電線での事故・メンテナンス等による影響 9 500kV送電線の送受電状況（2001～2010） 10 1990年～2010年までの電力消費 11 各配電公社への給電量 12 2011～2015の電力需給見通し 13 電力料金の推移 14 ベトナムの石炭生産推移と石炭価格推移 15 ベトナムのガス、オイル生産推移 16 2011～2015年の電源開発計画 17, 18 電力自由化 194. ～2010年までの電源開発
2006 2007 2008 2009 2010 2006-2010 Approved capacity (MW) 861 2,096 3,271 3,393 4,960 14,581 Implemented capacity (MW) 756 1,297 2,251 2,136 3,641 10,081 電源開発計画実行率(%) 87.8% 61.9% 68.8% 63.0% 73.4% 69.1% *500KV送電線建設実行率(%) 41.0% 2010年末までに開発、運転された電源は約20,000MW（図1）。 PDP6では、2009年には8ヶ所の石炭火力発電所が計画されていたが、いずれも2009年内に運転開始には至ってい ない。2006年から2010年までの5年間をみると、マスタープランに対する計画進捗率は70%を割り込んでいる（表1）。 毎年約14%の伸びを示す電力需要に対して、発電所建設が追い付かず、2010年は日系の工業団地でも計画停電 が相次いだ。ひどいところでは、週48時間の停電を余儀なくされるところまであり、製造業には多大な被害をもたらし た。 PDP7は、2011年度中に発効される見通しだが、EVNの財務状況が思わしくなく、各案件へのファイナンスの目途が どこまでついているのかは丌透明な状況である。その他にも、送電線建設（図2）、案件の精査（立地・技術・採算性 等）、電力料金の見直しによる投資環境改善など、将来に向けて課題は山積している。 表1. PDP6の電源開発計画と実行率 図1. 2010年までの電源開発推移 出所：IECopyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 4
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 (MW)
Hydro Coal Oil
CCGT IPP/BOT Diesel Import Pmax 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 (km) 500KV 220KV 図2. 送電線の建設推移 *2011年以降は、PDPの計画に基づき、ジェトロ試算 建設資金は 出所：IE 出所：IE、PDP6等 2010年の予備率は約27%だが、停電頻発
5. 2010年以降の電源開発
HPP Oil & Gas
Coal 0 30,000 60,000 90,000 120,000 150,000 2010 2015 2020 2025 2030 (MW) Import Nuclear RE
Coal Oil & Gas HPP Demand 2010年以降の電源開発は、水力から石炭にシフトし、2030年には電源の約半分が石炭火力となる（図3）。 2010年の水力発電所の設備容量は全体の38%を占めているが、発電量でみると、全体のわずか27%に過ぎず、実 際の主電源はガス火力（全発電量の44%）と言える。 ベトナムのガス火力は、南部沿岸域に広がる油田・ガス田から燃料供給を受けているが、油田開発コストやパイプ ラインの敷設コストなど、2010～2015年までに約215億ドルの開発資金が必要と発表されている（表2）。 石炭については直近は輸入に頼る局面が続くが、2015年以降はQuang Ninh省の石炭開発に注力することで、ガス に比べて比較的安価に供給できるという前提の元、メイン電源に石炭火力を据えている。 石炭を中心に、今後20年間で現状の約6.6倍の電源開発を行う計画であるが、発電所建設資金の確保も課題で ある。現状、EVNが最大の発電事業者であるが、資金や燃料調達において課題があり、また電力セクター改革に よって、そのシェアは25％まで下がる見込みである。今後は、契約によって長期に、かつ安定的に電力供給を行う義 務を負うBOT案件の重要性が高まっていくと見られる。 再生可能エネルギーのうち、 約25%を風力発電で賄う計画。 残りは、小水力発電。 2010年より、Binh Thuan省で30MWの 風力発電所が稼働中。 EVN, 55% その他IPP, 15% PVN, 9% TKV, 5% BOT, 10% Import, 5% Others, 1% EVN, 49% その他IPP, 17% PVN, 14% TKV, 5% BOT, 9% Import, 3% Others, 3% 図3. 2010年以降の電源開発推移 出所：PDP7草案 図4. 2010年（左）と2015年（右）の発電事業者シェア (MW) 出所：IEヒアリング、各種情報/報道等よりジェトロ作成 ・直近5年は、EVNシェア減少をIPP が補う。 ・大規模BOTは2015年以降に順次運開 2010-2015 (P1) 2010-2015(P2) 2016-2025(p1) 2016-2025(P2) Total パイプライン建設 2,849 2,874 1,267 3,784 10,774 ガス処理場建設 1,303 1,383 980 1,383 5,049 LPGタンク建設 238 268 420 567 1,493 LNGタンク建設 924 924 950 1,346 4,144 表2. ガス関連開発への投資計画 (2010～2025年） 単位：mil. USD
6. PDP6の進捗状況
COD 2006 Type MW 運転開始予測（年） Se San 3 Hydro 260 2006 Se San 3A #1 Hydro 54 2006 SrokPhumieng Hydro 51 2006 COD 2007 Se San 3A #2 Hydro 54 2007Quang Tri Hydro 64 2007
Tuyen Quang #1 Hydro 114 2008
Dai Ninh Hydro 300 2008
Cao Ngan Coal 100 2006
Uong Bi #1 ext. Coal 300 2007
Ca Mau 1 Gas 750 2008
COD 2008
Tuyen Quang #2,3 Hydro 228 2008 Pleikrong #1 Hydro 50 2009 Pleikrong #2 Hydro 50 2010
A Vuong Hydro 210 2008
Song Ba Ha Hydro 220 2009
Bu0n Kuop Hydro 280 2009
Ban Ve #1 Hydro 150 2010
Son Dong Coal 220 2009
Hai Phong 1#1 Coal 330 2010
Ca Mau 2 Gas 750 2008
Nhon Trach 1 Gas 450 2008
COD 2009
Ban Ve #2 Hydro 150 2010
Buon Tua Sah Hydro 86 2009
Cua Dat Hydro 97 2010
Dong Nai 3#1,2 Hydro 180 2010
COD 2009 Type MW 運転開始予測（年）
Song Con 2 Hydro 63 Unclear Se San 4 #1 Hydro 120 2009 An Khe Kanak Hydro 173 Unclear
Cam Pha 1 Coal 300 2010
Hai Phong 1#2 Coal 300 2011 Quang Ninh 1#1,2 Coal 600 2010
O Mon 1#1 Gas 300 2009
Hai Phong 2#1 Coal 300 2013
Mao Khe #1 Coal 220 2012
Nong Son Coal 30 2012
COD 2010
Srepok 3 Hydro 220 2010
Se San 4#2,3 Hydro 240 2010 Song Tranh 2 Hydro 190 2011(#2)
Na Le Hydro 90 2011
Dak Rtih Hydro 141 2011
Thac Mo ext. Hydro 75 Unclear
Se San 4A Hydro 63 2011
Dong Nai 4 Hydro 340 2011
Son La #1 Hydro 400 2010
Se Kaman 3 Hydro 248 2011
Quang Ninh 2#1 Coal 300 2011 Hai phong 2#2 Coal 300 2014
Cam Pha 2 Coal 300 2011
Vung Ang 1#1 Coal 600 2013
Mao Khe #2 Coal 220 2013
O Mon 1#2 Gas 300 2014
Nhon Trach 2 Gas 750 2011
PDP6は2007年7月に首相承認を受けており、2006～2015年の電源開発計画について定めたものである。 2011年 にはPDP7が発表される見通しだが、これまでのマスタープラン計画実行率はおもわしくない。 特に、水力 以外の電源開発が順調に進んでいない（表3）。立地条件やファイナンスの問題はもちろんであるが、中国企業が EPC/メインコントラクター/メインサプライヤーとなる案件において工期が大幅に遅れるケースが増えていることも、電 源開発が遅れる原因と言われている。 表3. PDP6の電源開発計画と実行率 ＊赤塗りの部分は、計画より遅延しているプロジェクト。小規模発電所など一部計画は省略。 出所：PDP6 運転開始予測は、各種情報/報道等から推定
7. 主要発電所の稼働状況（2001～2010）
2010年は、降雨量の減尐とSon Laダムへの貯水のため、Hoa Binhを始めとする多くの水力発電所の稼働率が落ち込 んだ。2010年までは、水力の減尐分を調整できるのはPhu Myガス火力発電所しかなかったが、2011年からは、新規石 炭火力発電所が運開しており、水力とPhu Myへの依存度は徐々に減尐させていかなければならない。 Hydro Gas+Oil Coal Import （中国） 図6. 各タイプ別発電所の発電量と輸入発電量（2001～2010） Phu My 1 Phu My 21 Ba Ria Phu My 22 Phu My 3 Phu My 4 出所：EVN 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 20 0 6 2007 2008 200 9 2010 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 200 1 200 2 2003 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 2009 2010 Dung Quat Dam Phu My O Mon 1 #1 Nhon Trach 1 Ca Mau 1,2 Amata Bourbon Ve Dan Hiep Phuoc Phu My 4 Phu My 3 Phu My 2.2 Can Tho Thu Duc Ba Ria
(GWh) 5,599GWh Phu My 1 Phu My 21 Ba Ria Phu My 22 Phu My 3 Phu My 4 500kVの送電線建設は、検討中。 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 200 9 2010
Hai Phong Quang Ninh Cam Pha Son Dong Cai Lan Cao Ngan Na Duong Formosa
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 20 0 9 2010
Son La Song Tranh 2 Dab Dang 2 Huong Dien Za Hung Krong H'nang Srepok 4 Cua Dat Ban Ve Srepok 3 Nam Chien 2 Bac Binh Ban Coc Pleikrong 1#1 Binh Dien Buon Tua Srah Song Con Se San 4 Song Ba Ha Buon Kuop A Vuong Tuyen Quang Dai Ninh Quang Tri Se San 3A #1,2 Srokphumieng Se San 3 Can Don Thac Ba Song Hinh Vinh Son Da Mi Thac Mo Ham Thuan Da Nhim
Ca Mau 3,220GWh 4,102GWh Hoa Binh Ialy (GWh) (GWh) (GWh) Hydro GTCC Coal Import Oil Gas Others Pha Lai 1,2 2010年 設備容量別 (MW) 2010年 発電量別 (GWh) 図5（左）. 2010年の設備容量と発電量 発電量でみると、 ガス火力が約50％ 水力 38％ GTCC 32％ 水力 28％ GTCC 44％ 出所：EVN
8. 水力発電所と降雨量の関係
ベトナムで最も大きい水力発電所であるHoa Binhの発電量を見ると、月間降雨量が多くなる6,7月頃に発電量が ピークとなる（図7）。逆を言えば、この時期のダム貯水量が尐なければ、夏場の電力需要に対して十分に貢献するこ とが困難となる。
2010年は、4月頃から工業団地に対して節電要請が出始め、6月頃まで計画停電が続くなど、電力丌足が深刻で あった。この年のHoa Binhは、上流でSon La発電所の建設が行われており、Son Laダムへの貯水も開始された影 響で、Hoa Binhダムへの流入水量が大幅に減尐したという、特殊な事情もあり、発電量が大きく減尐した。
また、Hoa Binh、Son La（建設中）、Lai Chau（建設中）の中国側上流には、水力発電所が存在し、ベトナム側での ダム水量管理が非常に難しい。Son Laを安定的に稼働させるためにも、ダム水位管理ノウハウの向上が丌可欠であ る。
Hoa Binhで発電された電力は、以前は500KV送電線でベトナム全国に供給されていた。しかし、2009年以降は、 発電量の減尐と、北部の電力需要増加により、発電された電力のほとんどが、220KV送電線に送られ、北部エリア のみで消費されている状況である（表4）。
Hoa Binh変電所が受電する電力量は、年間1,700GWh近くに達している。この受電量は、北部にHoa Binh 水力 発電所に相当するものがもう一つ必要であることを示しており、Son La 水力発電所がそれに当たる。しかし、上記で 述べたように、水力発電所の運転には課題があるため、Hai Phong、Quang Ninhの石炭火力が、安定的に稼働す ることが丌可欠である。
図4. Hoa Binh 水力発電所の月間発電量と月間降雨量 ＊降雨量はSon La省での計測量
出所：EVN Annual Report 2009, GSO
出所：EVN
Copyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 8
2008年 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 合計 送電量(GWh) 37 11 20 11 80.8 155 276 263 288 204 297 36 1679 受電量(GWh) 98 108 100 75 54.9 28 0 0 0 8 10 98 580 2009年 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 合計 送電量(GWh) 37 53 4 7 129 40 158 124 78 11 0 0 642 受電量(GWh) 90 82 145 142 38 92 26 33 57 291 377 366 1740 表4. Hoa Binh 変電所の500kV送電線への送受電実績 (2008～2010) 0 50 100 150 200 250 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 Jan -08 Feb -08 M ar -08 Ap r-08 M ay -08 Jun -08 Jul -08 Aug -08 Sep -08 Oct -08 Nov -08 D ec -08 Jan -09 Feb -09 M ar -09 Ap r-09 M ay -09 Jun -09 Ju l-09 Aug -09 Sep -09 Oct -09 Nov -09 D ec -09 Jan -10 Feb -10 M ar -10 Ap r-10 M ay -10 Jun -10 Jul -10 Aug -10 Sep -10 Oct -10 Nov -10 D ec -10 Jan -11 Feb -11 降雨量(mm) 発電量(GWh) ダム水位(m) 30%減 2010年 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 合計 送電量(GWh) 31 42 5 2 22 11 45 147 57 23 5 9 398 受電量(GWh) 225 114 310 291 118 122 96 3 41 112 149 168 1750
図7. Hoa Binh水力発電所の月間発電量、降雨量、ダム水位（2008.1～2011.2） 出所：EVN、Whether ground
9. 発電所、送電線での事故・メンテナンス等による影響
各発電所は、毎年の計画メンテナンスや突発的な事故によって、一定時間停止する。この停止によって失われる 発電量は、毎年、全発電量の1%に満たない程度であり、全体から見ればその影響は軽微である（図8）。しかし、月 別でみれば、多い時で300GWh以上に相当する運転停止が発生することもあり、電力需要が高まる夏場であれば、 その影響は非常に大きいものと言える（図9）。発電所別にみると、水力よりも火力発電所の方が事故発生回数が多 いが、発電ロス量で見ると大きな差は無い（図10,11）。むしろ、2010年の運開当初に事故停止が多かったQuang NinhやHai Phong石炭火力が、安定的な運転をすることが望まれる。 305 GWh 187 GWh 図8（左上）. 2005~2010年の発電所停止によるロス 図9（右上）. 2005~2010年の各月の発電所停止によるロス 図10（中段）. 2005~2010年の主な発電所の停止によるロス 図11（左下）. 2005~2010年の主な発電所の事故発生回数 出所：EVN (hours) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 100 200 300 400 500 600 (%) (GWh) ロス発電量 全発電量に占める割合 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 (%) 2005 2006 2007 2008 2010 234 GWh 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 20 0 5 20 0 6 20 0 7 20 0 8 20 10 Hoa Binh 事故停止 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 20 0 5 20 0 6 20 0 7 20 0 8 20 10 Ialy 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 20 0 5 20 0 6 20 0 7 20 0 8 20 10 Pha Lai 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 20 0 5 20 0 6 20 0 7 20 0 8 20 10 Phu My 21 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 Quang Ninh O Mon Hai Phong 2010 年 新規プラント 0 20 40 60 80 100 120Hoa Binh Ialy Thac Ba Pha Lai Phu My Uong Bi
(回数) 事故発生回数
2005 2006 2007 2008 2010
10. 500kV送電線の送受電状況（2001～2009）
北部 中部 南部 北部 中部 南部 ベトナムは、南北500kVの送電線で接続されており、約20ヶ所の変電所が、500kVの送電線を介して送受電を 行っている。送電については、1999年まではHoa Binh変電所による貢献が全体の70%を超えていたが、その後、中 部と南部からの送電量が増え、2009年には北部による貢献は全体の7％足らずとなっている（図12～16）。 送電ロスを考えれば、各エリアで需給バランスをとるのが望ましいとされているが、まだ時間がかかる。 送電 受電 図12. 500kV送電線への送電・受電状況（1995～2010） 図13. 北部変電所の500kV送電線への送受電状況（2010年） 図15. 北南部500KV変電所の送受電量推移（2010～2010） 図16. 北中南500KV変電所の送電量推移 出所：図12-16 全てEVNCopyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 10
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000(GWh)
Hoa Binh Nho Quan Thuong Tin
Son La Quang Ninh S2 Quang Ninh
Da Nang Pleiku Ialy
Dak Nong Phu Lam Phu My 4
Phu My 22 Nha Be Phu My
Phu My 3 Di Linh 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000(GWh)
Hoa Binh Ha Tinh Nho Quan Thuong Tin Quang Ninh Da Nang Pleiku Doc Soi
Phu Lam Nha Be Phu My Tan Dinh
Di Linh 0 1,000 2,000 3,000 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 (GWh) 受電 送電 0 1,000 2,000 3,000 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 (GWh) 0 10,000 20,000 30,000(GWh) 送電 受電 0 10,000 20,000 30,000(GWh) 北部 南部 0 4,000 8,000 12,000 16,000 200 0 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 200 9 2010 (GWh) 南部 北部 中部
11. 1990年～2010年までの電力消費
ベトナムの電力消費は、毎年約14％と非常に高い伸びを見せている（図17）。電力消費の約50％を占める工業・建 設分野は、今後沿岸沿いを中心に予定されている高炉製鉄所やインフラ整備に丌可欠なセメント工業などを中心に 消費は伸びていくと見られる。民生分野は全体の消費の約40％を占めるが、エアコンなどの家電製品が地方でも普 及した場合、消費は大きく伸びると考えられる。 PDP7の草案においても、電力需要は、2030年まで毎年約13％伸びる前提で、新規電源開発の計画を立てており、特 に工業分野の消費は毎年約15％増になると見込んでいる。 地域別でみた場合、民生分野では南北に差はないが、工業・建設分野では南部が北部より50～60％多く消費してい る（図18,19）。 （参考）電力消費伸び率 図17. 各分野毎の電力消費推移 図18. 工業・建設分野における地域ごとの電力消費 図19. 民生分野における地域ごとの電力消費 13－18%/年UP 出所：図17-19 全てEVN 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 (GWh) その他 農林水産業 商業 民生 工業 0% 5% 10% 15% 20% 25% 工業 民生 全体 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 (GWh) 北部 南部 中部 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 (GWh) 北部 南部 中部Copyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 12
12. 各配電公社への給電量
1,000GWh～ 500～1,000GWh 200～500GWh 100～200GWh 80～100GWh 60～80GWh 40～60GWh 20～40GWh 10～20GWh ～10GWh 0.0E+00 5.0E+08 1.0E+09 1.5E+09 2.0E+09 2.5E+09 3.0E+09 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Ung Hoa Thanh Oai Quac Oai Phuc Tho Phu Xuyen My Duc Hoai Duc Dan Phuong Ba Vi Thuong Tin Thach That Chuong My Son Tay Ha Dong Me Linh Long Bien Hoang Mai Cau Giay Thanh Xuan Tay Ho Soc Son Dong Anh Gia Lam Thanh Tri Tu Liem Dong Da Ba Dinh Hai Ba Trung Hoan Kiem 0.0E+00 5.0E+08 1.0E+09 1.5E+09 2.0E+09 2.5E+09 3.0E+09 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Binhchanh Tanbinh Govap Thuthiem Cangio Thuduc Cuchi Hocmon Tanphu Binhphu Tanthuan Giadinh Cholon Phutho Saigon
0.0E+00 5.0E+08 1.0E+09 1.5E+09 2.0E+09 2.5E+09 3.0E+09 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Dongnai Haugiang Baclieu Ninhthuan Soctrang Travinh Vungtau Camau Kiengiang Angiang Cantho Vinhlong Bentre Tiengiang Dongthap Longan Tayninh Binhduong Lamdong Binhthuan Binhphuoc
0.0E+00 5.0E+08 1.0E+09 1.5E+09 2.0E+09 2.5E+09 3.0E+09 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Dak Nong Dak Lak Kon Tum Gia Lai Khanh Hoa Phu Yen Binh Dinh Quang Ngai Quang Nam Da Nang Thua Thien Hue Quang Tri Quang Binh 0.0E+00 5.0E+08 1.0E+09 1.5E+09 2.0E+09 2.5E+09 3.0E+09 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
>110KV Ninh Binh Hai Duong Hai Phong Lai Chau Bac Can Vinh Phuc Ha Nam Hung Yen Bac Ninh Ha Giang Dien Bien Lao Cai Hoa Binh Ha Tinh Son La Cao Bang Nghe An Tuyen Quang Lang Son Yen Bai Thai Binh Thanh Hoa Bac Giang Thai Nguyen Quang Ninh Phu Tho Nam Dinh (GWh) ベトナムの配電は、エリア毎に管轄している公社を経由して給電される。ハノイ市とホーチミン市は、各地区毎の電 力公社を経由して、それ以外は、省単位の電力公社を経由している。SPC（HCM以外）とNPC（HN以外）は給電量の 約60%、ドンナイPCは約75%が工業向けである。 0% 20% 40% 60% 80% 100% その他 農林水産業 サービス 民生 工業 ハノイPC(HNPC) SPC NPC CPC ホーチミンPC(HCMPC) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) 図20. 各配電公社への各月給電量推移（2010年） 図21. 各配電公社の電力消費セクター割合 図22. 省別給電量（2010年） 出所：EVN 出所：EVNデータよりジェトロ作成 タンロンIZがあるDong Anhは、 HNPC管内で最も給電量が大きく、 全体の約9%を占める。 Binh Phuは、HCMPC管内で最も給電量 が大きく、全体の約14.4%を占める。 Binh PhuはDist 6と Binh Tan区を管轄。
13. 2011～2015の電力需給見通し
地域別の電力消費を見ると、南部は北部に比べて約30%ほどピーク需要が高く、今後もその傾向は続くと見られて いる。一方で、今後5年間で新規に投入される電源計画は、北部と中部が主であることから、今後3年程度、南部は厳 しい電力環境にさらされる見通しとなっている。2014、15年に運開予定となっている、南部のO Mon、Duyen Hai、 Long Phuなどが、計画通りに送電開始となることが、南部の電力事情改善には極めて重要である。
また、この見通しについても、全ての発電所が100％稼働する前提で立てられたものであるため、北部も厳しい状況 が続くことに変わりは無い（図23,24,25）。
丌足する電力の穴埋めとして、風力や太陽光などのRenewable Energy (RE)も注目を浴びているが、発電コストと 電力料金（EVN買取価格）の開きが多く、投資が進んでいない。2011年には風力発電事業に関する投資インセンティ ブが発表されたため、REの中では、風力の開発が優先的に進められていくと推測される。 民生分野の電力消費を牽引していると言われるのが、エアコンである。2008年末時点でのエアコン世帯普及率 は、都市部で17.3％、地方部で1.0％であるが、価格が4～5万円程度であり、今後さらに普及が進むと考えられる（表 5）。 図23. 北部での電力消費予測と電源容量 図25. 中部での電力消費予測と電源容量 図24. 南部での電力消費予測と電源容量 2002 2004 2006 2008 都市 地方 都市 地方 都市 地方 都市 地方 冷蔵庫 33.7 3.57 45.8 6.8 53.9 11.2 64.1 19.6 エアコン 4.5 0.1 8.0 0.3 12.0 0.5 17.3 1.0 温水器 11.41 0.7 18.0 1.1 22.5 2.0 26.6 3.8 テレビ 81.2 43.6 94.9 61.4 102.1 74.3 108.6 85.7 表5. 都市/地方部での主要家電世帯普及率（％） 出所：図23-25 EVN, IE等の資料よりジェトロ作成 出所：GSO 0 4,000 8,000 12,000 16,000 20,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (MW)
Demand Installed Capacity
0 4,000 8,000 12,000 16,000 20,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (MW)
Demand Installed Capacity
0 4,000 8,000 12,000 16,000 20,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (MW)
Demand Installed Capacity
14. 電力料金の推移
ベトナムの電力料金は、周辺国と比較しても非常に安い水準で留まっており、当地での発電事業を検討する上 で、電力料金は最大の課題となる。 外国の発電事業者をさらに呼び込み、電力の安定供給を一刻も早く実現する必要があるが、電力料金の低さがそ れを阻んでいる（（図26,27,28）。2011年より、年4回の価格改定が認められたが、2020年に8.8cent/kWhという目標 を達成するためには、インフレやドン安（対ドル）が大きな課題となる（図29）。 図26. 工業・建設分野の電力料金推移 図27. 民生分野の電力料金推移 ﾋﾟｰｸﾀｲﾑ ﾉｰﾏﾙﾀｲﾑ ｵﾌﾋﾟｰｸﾀｲﾑ 図28. 商業・サービス分野の電力料金推移 図29. 電力料金（平均）推移 (2012年以降は見通し) ﾋﾟｰｸﾀｲﾑ ﾉｰﾏﾙﾀｲﾑ ｵﾌﾋﾟｰｸﾀｲﾑ 出所：図21-24 全てEVN等よりジェトロ作成Copyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 14
0 1,000 2,000 3,000 4,000 VND/kWh over 110KV 22-110KV 6-22KV below 6KV 0 1,000 2,000 3,000 4,000 VND/kWh over 22KV 6-22KV below 6KV 0 1,000 2,000 3,000 4,000 VND/kWh below 50kWh 51-100kWh 101-150kWh 151-200kWh 201-300kWh 301-400kWh over 401kWh 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 cent/kWh VND/kWh VND/kWh US cents/kWh Taipei Singapore Vietnam Cambodia Myanmar Bangladeshu Austraria Japan 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 1 10 100 1,000 10,000 100,000 cents/kWh Elec. Consumption/capita China Taipei Singapore Indonesia Malaysia Thai Philipine Vietnam Cambodia Myanmar India Bangladeshu Austraria Japan (参考). 一人当たり電力消費量に見る、世界の電力料金 （工業向け平均）2011年 BOT案件の増加、燃料の国際 調達により、電力料金はドル ベースで考える必要あり
15. ベトナムの石炭生産推移と石炭価格推移
ベトナムは、北部クアンニン省を中心に豊富な石炭資源（アンスラサイトが主）を有している。ベトナム最大の石炭 事業者はVinacominであり、石炭の開発・生産・流通・輸出を行うとともに、石炭火力発電所事業も実施している が、低いPPAや石炭販売価格の下、十分な利益をあげられておらず、鉱山開発へ投資する十分な資金がない。 2010年以降は、発電以外の一般産業用向け石炭需要が、毎年約6%増加するとみられている。 一方で、石炭火力発電所の建設は、2011年以降急激に増加し、2015年以降は、発電所向けの国内炭が丌足する可 能性が高い。 2015年以降の輸入炭を使う火力発電所の稼働が予定されているが、燃料価格の問題もある（図32）。国内石炭価 格は、生産コストの約50％をカバーできる程度の低価格が続いている。 PDP7草案では、2030年には、国内向け石炭価格は2010年の約3倍になる見通しが示されており、特に、石炭の本格 輸入が開始される2015年までには国際価格並みに引き上げる必要がある。また根本的には、燃料費を含め、オペ レーションのコストをカバーできる電気料金へ、着実に引き上げていくことが丌可欠である。 図30. 石炭輸出入量と石炭生産量 図31. ベトナム及び周辺国の石炭生産量 図32. 石炭価格推移（ニンビン火力発電所） 出所：石炭輸出量はGSO, 石炭生産量はBP統計, 石炭輸入量はPDP7草案 出所：BP統計、関係機関ヒアリング結果よりジェトロ作成 出所：BP統計 0 500,000 1,000,000 1,500,000 2,000,000 2,500,000 (VND/ton) type 4b type 5 US 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 19 8 1 19 82 19 8 3 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 8 9 19 9 0 19 9 1 19 9 2 19 9 3 19 9 4 19 9 5 19 9 6 19 9 7 19 9 8 19 9 9 200 0 200 1 200 2 200 3 2004 200 5 200 6 200 7 200 8 200 9 2010 201 1 2012 201 3 2014 2015 2016 2017 2018 201 9 202 0 20 21 202 2 20 23 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 (mil tones) 石炭輸出量 石炭生産量 石炭輸入量 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 (mil. tones) China India Australia Indonesia Vietnam 2015～2030年の間、 他産業用向けの供給も増え、発電向けには 11,000MW分の供給能力しかない。59% 15%
16. ベトナムのガス、オイル生産推移
ベトナムのガス・油田は南部沿岸域で開発が進んでおり、これら事業を行うのはPetrovietnamである。これまでは、 自国での生産・供給だけで国内の発電向け事業への需要を満たせていたが、直近ではガス供給が滞っているケー スも聞かれると共に、これら燃料の生産量は大きく伸びてはいない（図34～37） 。現在は、Cuu Long 、Nam Con Son、Malay （PM3）からのガス・オイルの燃料供給を受ける発電所が南部に集中しており、2014年にはBlock Bから Ca MauやO Mon発電所へのパイプラインが完成する予定である。一方で、Phu KhanhとTu Chinh Vung Mayエリ アはまだ生産がなく、パイプラインの建設とともに今後の課題となっている。 今後の電源計画を見ると、ガスを電源とする発電所の案件数は、石炭に比べて非常に尐ないが、南部エリアに とっては、引き続き重要な電源である。今後2年の内に、国内の天然ガスだけでは丌足が生じることが想定され、 2012年からは、年間約100万トンの液化天然ガスが輸入される予定となっている（LNG貯蔵施設が2012年9月より、バ リアブンタウ省にて稼働予定）。 図33. （左）各エリアでの開発済みガス・石油量（％） （右）各エリアでの未開発ガス・石油量（％）*2008年12月末時点 Bach Ho/Rong油・ガス田 図34. オイル埋蔵量（Proved） 図35. オイル生産量 (Trillion m3) 図36. 天然ガス埋蔵量（Proved） 図37. 天然ガス生産量 (Bil. m3/y) 出所：関係機関ヒアリング結果よりジェトロ作成 出所：図29-32 BP統計よりジェトロ作成
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Tu Chinh Vung May, 29%
Song Hong, 23% Nam Con Son,
20%
Tu Chinh Vung May Song Hong Nam Con Son Phu Khanh Cuu Long Malay Tho Chu
0 5 10 15 20 25 30 Indonesia Vietnam India China Malaysia (Thousand mil. bar)
0 1,000 2,000 3,000 4,000 (Thousand bar/d) 0 20 40 60 80 100 120 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0
COD 2011 Type MW Province Owner Son La # 2,3,4
Hydro
1,200 Son La EVN
Dong Nai 4 340 Lam Dong EVN
Se Kaman 3 250 Laos (Xe Kong) Viet - Lao power and development JSC
Dak My 4 190 Quang Nam IDICO
An Khe Kanak 173 Binh Dinh EVN
A Luoi 170 Thua Thien Hue Central Region HPP JSC DakR tin 144 Dak Nong Construction corporation No.1 Nam Chien # 1 100 Son La Nam Chien HPP JSC (Song Da Corp)
Song Tranh 2 # 2 95 Quang Nam EVN
Dong Nai 3 # 2 90 Lam Dong EVN
Na Le (Bac Ha) 90 Lao Cai LICOGI
Ngoi Phat 72 Lao Cai NEDI 2 (VINACONEX)
Se San 4A 63 Kon Tum Se San 4A HPP JSC
Small HPPs 150 -
-Cam Pha 2
Coal
300 Quang Ninh Cam Pha TPP JSC (TKV)
Uong Bi MR. #2 300 Quang Ninh EVN
Nhon Trach 2 Gas 750 Dong Nai Nhon Trach 2 power JSC (PVN)
COD 2012 Type MW Province Owner
Son La # 5,6
Hydro
800 Son La EVN
Ban Chat 220 Lai Chau EVN
Hua Na 180 Nghe An Hua na HPP JSC (PVN)
Nho Que 3 110 Ha Giang Bitexco JSC
Khe Bo 100 Nghe An Viet Nam Electricity Development JSC Nam chien # 2 100 Son La Nam Chien HPP JSC (Song Da Corp)
Ba Thuoc 2 80 Thanh Hoa Hoang Anh Thanh Hoa HPP JSC
Da M’bri 75 Lam Dong Southern Region HPP JSC
Dong Nai 2 70 Lam Dong Trung Nam Construction & Development JSC
Song Tranh 3 62 Quang Nam Song Tranh 3 HPP JSC
Ta Thang 60 Lao Cai VIETRACIMEX Lao Cai Electric JSC
Van Chan 57 Yen Bai Van Chan HPP JSC
Small HPPs 138 -
-An Khanh 1 # 1
Coal
50 Thai Nguyen An Khanh TPP JSC
Vung Ang 1 # 1 600 Ha Tinh PVN
Formosa #2 150 HCMC IPP
出所：IEヒアリング、各種情報/報道等よりジェトロ作成
Copyright (C) 2010 JETRO. All rights reserved. 18 図35. 2013年までの電源開発と需要予測
COD 2013 Type MW Province Owner
Dak Rinh
Hydro
125 Quang Ngai PVN
Nam Na 2 66 Lai Chau Hung Hai Construction Ltd.
Sre Pok 4A 64 Dak Lak Buon Don HPP JSC
Ba Thuoc 1 60 Thanh Hoa Hoang Anh Thanh Hoa HPP JSC
Smal HPPs 180 -
-Vung Ang 1 # 2
Coal
600 Ha Tinh PVN
Mao Khe 440 Quang Ninh TKV
Hai Phong 2 # 1 300 Hai Phong City Hai Phong TPP JSC (EVN) An Khanh 1 # 2 50 Thai Nguyen An Khanh TPP JSC
COD 2014 Type MW Province Owner
Thuong Kon Tum
Hydro
220 Kon Tum Vinh Son- Song Hinh HPP JSC
Hoi Xuan 102 Thanh Hoa VNECO
Nam Mo 95 Laos Nam Mo HPP JSC
Nam Na 3 84 Lai Chau IPP
Yen Son 58 Tuyen Quang IPP
Small HPPs 300 -
-Nghi Son 1 # 2
Coal
600 Thanh Hoa EVN
Thai Binh 2 #1 600 Thai Binh PVN
Vinh Tan 2 # 1 600 Binh Thuan EVN
Hai Phong 2 # 2 300 Hai Phong city Hai Phong TPP JSC
Quang Ninh 2 # 1 300 Quang Ninh EVN
Hiep Phuoc 2 # 1
Gas
390 HCMC Hiep Phuoc Power Cpmpany
O Mon 1 # 2 330 Can Tho EVN
COD 2015 Type MW Province Owner
Huoi Quang
Hydro
520 Lai Chau EVN
Se Kaman 1 290 Laos Viet - Lao power and development JSC
Dong Nai 5 145 Lam Dong TKV
Dong Nai 6 135 Lam Dong Duc Long Gia Lai Group
Phu Tan 2 60 Dong Nai IPP
Small HPPs 200 -
-Duyen Hai 1
Coal
1,200 Tra Vinh EVN
Mong Dupng 2 1,200 Quang Ninh AES-VCM Mong Duong Power Company
Long Phu 1 # 1 600 Soc Trang PVN
Thai Binh 2 # 2 600 Thai Binh PV Power
Vinh Tan 2 # 2 600 Binh Thuan EVN & China Southern Grid
Quang Ninh 2 # 2 300 Quang Ninh EVN
Luc Nam # 1 50 Bac Giang IPP
O Mon 3 Gas 750 Can Tho EVN
段階 目的 2005～2008 競争発電市場 の導入 EVNの発電所は、独立発電会社（重要なものは国営、それ以外は合弁）の形へ移行。送電、配電会社も独立会計会社へ移行。 2009～2014 IPP（30MW以上）は、PPA価格もしくは取引所のスポット価格（入札）により卸売業者（EVN）へ販売することが可能。 2015～2016 競争卸売市場 の導入 卸売業者は複数となり、一定範囲内の自由価格で配電業者（EVN傘下）へ販売することが可能。 2017～2022 EVN傘下の配電業者は、独立配電会社（国営/合弁）の形へ移行。これに伴い、独立配電会社は、発電事業者から直接購入契約が可能となる。卸売業者は、より競争力のある価格で配電業者および大口需要家に電力を提供しなければならない。 2022～2024 競争的小売市場 の導入 需要家は配電業者を選択できる（試験的導入）。配電事業者は、一定範囲内の自由価格で需要家に販売できる。小売業者はより競 争力のある価格で卸売業者から電力を購入し、より良い価格で需要家に提供しなければならない。 2024～ 全国の需要家は配電業者を選択できる権利を有する。認可を受けた組織や個人は、発電事業者や市場から電力を購入する権利を得られる。 NLDC （EVN）
EVN EVN JSC IPP/BOT PPA 契約/スポット契約 EPTC （EVN） 電力 買取指令 NTC（送電会社） 電力供給 配電会社（5社） （EVN） 各地域の需要家 2010～2014 2015～
EVN EVN JSC IPP/BOT
EPTC 電力購入 配電会社 各地域の需要家 ｼｪｱ25%以下 長期PPA契約は徐々に減尐 配電会社 配電会社 配電会社 ERAV 監視 ERAV 監視 独立採算 NLDC （MOIT?) 電力 買取指令
18. 電力自由化 ～電力市場の行方～
2005年1月電力法が施行され、2006年1月には電力セクター改革のロードマップを定めた首相決定が施行された（表6）。 これにより、発電、卸売、小売市場に競争原理が順次導入されていくこととなり、これまで電力市場で独占的に事業を 行ってきたEVNは、徐々その権限が縮小されていく見通し。 需要家にとってより安い電力の供給を受けるのは望ましいことだが、現状のベトナムでは、電源自体が丌足しており、 また周辺インフラ（送電線、変電所）も脆弱なままで、そもそも電力の安定供給自体が丌安視されているのが現実である。 今後20年のうちに、現状の約6.6倍の電源開発を行う計画であるが、競争性を導入する一方で、この国の電源開発や 送電網開発の責任所在を明確にすることが必要である。 表6. 電力セクター改革のロードマップ概要 参考. 電力セクター改革のイメージ2011年7月より、Vietnam Competitive Generation Market (VCGM)が設置され、EPTC（シングルバイヤー）を介して、入札で電力を売 買する制度をパイロット的に導入した。今年一杯、検証を行い、来年度からの導入を目指す。
VCGMへ参加するのは、30MW以上の発電事業者であり、BOT案件は除かれる。
VCGMの導入により、ロッドマップの第1ステージである競争発電市場の導入が完了することとなるが、電源が不足し、送電網が脆弱で あるベトナムにおいて、VCGMを効果的に運営していくためには、まだ課題が多い。
