ベトナム電力グループ（EVN）は、商工省に提出した最近の報告書の中で、近い将来、多くの国内ガスタービン工場が追加で輸入LNG燃料を使用しなければならないという困難を指摘した。

EVNは、BOTフーミー2.2発電所とフーミー3発電所プロジェクトは、2024～2025年に引き渡しが行われた後には、国内ガスが長期契約に基づく他の発電所に全額割り当てられているため、輸入LNGを使用する必要があると述べた。同様に、ニョンチャク3号機と4号機も稼働時には、発電用に輸入LNGを補充する必要がある。

EVNの計算によると、ベトナムに到着するLNGガスの価格は国内のガス価格の1.5倍であり、厳しい財政収支の状況下で工場とEVNの電力購入の双方の発電コストの増加につながっている。

第8次電力計画では、商工省は2021～2045年の期間にLNGガスの価格が100万BTUあたり約10.6米ドルになると予測しており、工場への平均価格は100万BTUあたり11.8米ドルとなっている。

この燃料価格では、対応する電力生産価格は約9.2セント/kWhとなり、EVNの生産量より約1.3セント高くなります。平均小売価格は現在約1,920.37 VND/kWhです。

さらに、EVN発電所やフーミー発電所が追加のLNGを使用すると、他の発電所は国産ガスを使用することになり、LNG価格が高すぎて電力市場で稼働できなくなるため、市場での競争力にも大きな影響が出るだろう。

第8次電力計画は、2023年5月15日付の決定第500/QD-TTg号に基づき首相により承認され、2030年までに国内のガス火力発電とLNGの構成が37,330MWに達し、総発電容量の25.7%に相当し、電源構成で最大の割合を占めることを決定した。

そのうち、国内ガス火力発電は14,930MWで9.9%を占め、LNG火力発電は22,400MWで14.9%を占めています。

ベトナム石油ガスグループ（PVN）のデータによると、最近の電力系統の緊張期間中、ディーゼル燃料火力発電所（DO）が国内のガス供給を補完した場合、発電のための燃料費（およそ23米ドル/mmbtu）は、世界市場価格のLNG（11～13米ドル/mmbtu）を使用する場合のほぼ2倍になります。

PVNの視点から見ると、同グループは、環境面、石油からのエネルギー変換率の低下、石油でガスタービンを稼働させることで増加するメンテナンス費用を考慮せずに、国内のガス源を補完するためにLNGを追加することで、DOおよびFO油で稼働させる場合と比較して、ガスタービン発電所の発電コストを大幅に削減できると考えています。

石炭火力発電は電力出力の約50％を占めており、水力発電用貯水池の水量は依然として少ない。ベトナム電力グループ（EVN）は、2023年の最初の7か月間に石炭火力発電から動員された電力量がシステム全体の出力の約50％を占めたと発表した。一方、北部の水力発電用貯水池の水質は依然として非常に悪い。