ベトナム市場調査レポート販売
ベトナム電力公社（EVN）の基礎解説についてのレポートを販売しています。
レポート基本情報
– ページ数（企業紹介ページを除く）25 ページ
– 発行年月日：2025年５月
– 発行：ONE-VALUE株式会社
– ファイル形式：PDF形式
– 価格：ページのフォームからお問い合わせください
– 購入方法：
※最終的には請求書を発行し、銀行振込となります。カード決済にも対応しております。カード決済の場合、決済完了後1～3営業日以内にご連絡いたします。
※本レポート資料を用いたワークショップ開催、ベトナム専任コンサルタントへのベトナム市場・業界動向に関するご質問ができるスポットコンサルティングのサービスもご提供しております。
※対面またはオンライン形式にて、日本企業の皆様にベトナム事業展開に関するご質問にすべてご回答するサービスです。
※請求書払いをご希望の方は左の問い合わせフォームからお問い合わせください。
ベトナム電力公社(EVN)の概要
設立と変遷: ベトナム電力公社（EVN, Vietnam Electricity）は、1994年10月に当時のエネルギー省傘下の組織を再編して設立された国営企業である。その後、2006年に「ベトナム電力グループ」として親会社・子会社体制への移行が試行され、2010年には政府決定によりEVNは国有の有限責任会社へ移行した。これはEVNを従来の政府直属の公社から、国家が全株式を保有する有限責任会社形態へ改組したもので、経営の柔軟性と責任を高める狙いがあった。
主な事業内容: EVNはベトナムにおける電力事業の中核を担い、以下の事業を行っている。
- 発電: 水力発電や火力発電などによる電力の生産。国内の主要な発電所の運営と、新規電源開発プロジェクトへの投資。
- 送電・配電: 超高圧から中低圧まで全国の送電網・配電網の運用・維持管理。500kVなど幹線系統を含むグリッド整備によって、国内全域への電力供給を可能にしている。
- 電力売買: 発電所から電力を購入し、工場・企業や家庭など需要家へ販売する小売事業。電力の卸売市場での取引や需要家との契約も含まれる。
- 輸出入: ラオスや中国など近隣国との間で電力の輸出入も実施し、地域的な電力融通を図っている。
- その他: 電力プロジェクトへの投資・資本管理、電力設備の保守・検査、コンサルティング（送変電設備の設計・工事監理など）といった関連サービスもEVNの業務範囲である。
組織構造: EVNは発電から送配電・小売まで一貫して手掛ける垂直統合型の企業グループである。親会社であるEVN本社の下、発電・送電・配電の各部門に以下の主要子会社・関連会社がある。
- 発電部門: 発電専業の子会社として、EVNGENCO1・EVNGENCO2・EVNGENCO3の3社。これらのGENCO（発電総会社）は大型火力・水力発電所を保有・運営し、他にEVN直轄の水力・火力発電会社が9社存在する。
- 送電部門: 全国の送電網を運営する国家送電公社（EVNNPT）がEVNの100%子会社として存在する。超高圧送電線や変電所の建設・運用を担ぎ、将来的にもEVN傘下の戦略企業と位置付けられている。
- 配電・小売部門: 地域ごとの配電会社が5社あり、北部・中部・南部の各地域電力公社（EVNNPC, EVNCPC, EVNSPC）と、大都市のハノイ配電公社（EVNHANOI）、ホーチミン市配電公社（EVNHCMC）から構成されている。これら配電会社が地域内の電力小売・サービスを担当している。
このようにEVNは親会社の統括のもと、多くの発電会社と送配電会社を擁するグループ企業体制を築いている。国家の全世帯・産業へ電力を届ける責務を負い、全国規模で電力インフラを運営する姿から「ベトナム最大の公共電力会社」と位置付けらている。
ベトナムの電力市場におけるEVNの役割
発電容量と実績: 急成長するベトナム経済を支える電力需要に応じて、EVNは大規模な発電容量を確保してきた。2023年時点でベトナム全体の発電設備容量は約80,000MW（80GW）に達しており、そのうちEVNグループ（EVN本体およびGENCO子会社）が約37%を占めている。かつてEVNは発電の大半を独占していたが、近年は民間事業者による再生可能エネルギー発電の台頭により民間のシェアが42%まで拡大し、EVNの占有率は約3割強まで低下している。残りは国営石油会社PVN（約8%）や石炭公社TKV（約2%）の発電所、および外国企業のBOT方式発電所（約10%）などで構成され、多様な主体が発電部門に参入する構図である。EVNはこの中で、自社の水力・火力発電所（特にソンラ、ホアビンなど多目的大型水力）を直接運営するとともに、子会社のGENCO各社を通じた発電も行っている。発電電力量の実績面でも、EVNは依然として最大の供給者であり、国内の電力生産の過半を担ってきた。しかし再エネの急増もあり、その比率は年々低下傾向である。EVNは長年にわたり電化率の向上にも貢献し、2010年代には農村部まで含め全国民の99%以上が電力利用可能となるなど、普及・供給実績でも大きな役割を果たした。
供給責任の範囲: EVNは国内唯一の送配電事業者として、発電された電力を全国津々浦々に届ける責務を負っている。法的にもEVNは「ベトナム唯一の公的電力会社」であり、送電網と配電網の独占的運営者である。発電された電力は一旦EVN（またはその子会社）が買い取り、地域配電会社を通じて最終需要家に販売される「単一購買者モデル」を長らく採用してきた。これにより、EVNは全国規模で電力の需給バランスを管理し、安定供給に責任を持っている。政府はEVNに対し、経済成長に見合った十分な電力供給を行うよう求めており、国家エネルギー安全保障の中核としてEVNが機能している。
送配電独占と政府規制: ベトナムでは送電・配電事業は公益性からEVNグループの独占分野とされ、民間参入は難しい。EVN傘下の国家送電会社(EVNNPT)と各地域配電会社が、それぞれ送配電ネットワークを独占保有し運営している。この独占に対し、政府（商工省・電力規制庁ERAV）は電力料金やサービス品質について厳格な規制を敷いている。電気料金は全国一律に設定され、最終的な小売価格は政府認可制で決定される。また、新規発電所の開発計画や系統増強計画も政府の「国家電力開発計画（PDP）」によって策定され、EVNはその実行主体となる。政府規制下でEVNは公共の利益と経済合理性の両立を求められており、独占事業者としての透明性と説明責任を負っている。
EVNの課題と取り組み
電力需要の増加への対応（2050年見通しと投資）: ベトナムの電力需要は近年年率10%以上で急増しており、EVNは将来の需給逼迫に備えた大規模投資を迫られている。政府の「第8次国家電力マスタープラン（PDP8, 2021-2030, 2050年展望）」改訂版によれば、2030年までに発電容量を約9～10万MWに拡大し、2050年には最大約20～23万MW（現在の約3倍）もの設備容量が必要になると見込まれている。総発電量も2050年には年間1.3兆kWh超と、2020年代の約5倍に達する見通しである。この計画実現のために必要な投資額は莫大で、2021〜2030年で約1,363億ドル、2031〜2050年には約5,691億ドルもの累計投資が見積もられている。EVNは発電所新設や送電網拡充のプロジェクトを多数抱えており、資金調達・設備投資能力の強化が急務である。例えば巨大水力やLNG火力、新エネルギー（洋上風力や蓄電技術）への投資計画が進められており、国際協力や民間資本の導入も模索されている。また2050年カーボンニュートラル目標に沿って、石炭火力中心だった電源構成を再生可能エネルギー主体へ転換する必要がある。長期需給見通しでは2050年に再生可能エネルギー（大規模水力を除く）が発電量の74〜75%を占めるまで拡大させる目標が掲げられた。EVNにとって、この急速な需要増に遅滞なく応えることと、巨額の投資資金確保、脱炭素社会への転換という課題に同時に取り組むことが求められてい。
安定供給と脱炭素化: 電力需要の急増に伴い、ピーク時の供給不足や系統の信頼性維持が懸念されている。特に2023年には北部地域で深刻な電力不足が発生し、記録的猛暑と水力ダム貯水不足が重なった結果、一時計画停電が実施される事態となった。EVNは緊急対策として大口需要家との調整（需要応答によるピークシフト）や予備電源の総動員を行い、政府と連携してなんとか危機を乗り切った。この経験から、EVNは発電所の計画整備（定期修繕の分散化）、需要側管理（省エネ啓発やピークカット対策）など安定供給に向けた対策を強化している。同時に、長期的課題である脱炭素化にも取り組んでいる。ベトナム政府は2050年のネットゼロ（実質排出ゼロ）目標を掲げており、PDP8では再生可能エネルギーの飛躍的導入と2030年以降の石炭火力新設停止が打ち出された。EVNもこの方針に沿い、太陽光・風力発電プロジェクトへの送電網接続整備や、自社火力発電所でのバイオマス・アンモニア混焼の検討、将来的な原子力発電再開計画への備えを進めている。もっとも再エネの大量導入は系統安定化の課題も伴うため、EVNは蓄電池やスマートグリッド技術の導入に注力し、大規模な再エネ電源を安全に統合できるインフラ構築を目指している。安定供給の確保と脱炭素化の両立はEVNにとって難題ですが、政府や国際機関の協力のもと長期計画に基づき対応が図られている。
電気料金の推移と値上げの理由: EVNの経営を語る上で、電気料金政策の影響は無視できない。ベトナムの電気料金は長年にわたり政府によって低水準に抑えられてきた。2010年代後半には平均小売電気料金は約7～8セント/kWh程度で推移し、2018年までは数年間値上げが凍結されていた。しかし燃料価格の上昇やEVNの経営悪化を受け、2019年以降徐々に値上げが解禁され、特に2023年から2025年にかけて段階的な大幅値上げが実施されている。EVNは2023年初頭から1年半足らずで平均電気料金を累計16%以上引き上げており、具体的には3%・4.5%・4.8%（2度）の合計4回の値上げが行われている。直近では2025年5月に平均小売電気料金が4.8%引き上げられ、VAT除き1kWhあたり2,204ドン（約0.09ドル）となっている。値上げの主な理由は発電コストの上昇である。従来安価だった水力発電の比率低下に伴い、石炭火力・LNG火力・再生可能エネなど高コスト電源への依存度が増したこと、また近年の石炭や天然ガス燃料価格の国際的高騰がEVNのコスト負担を押し上げている。EVNによれば、2025年には水力が総発電の25%程度に低下する一方で、石炭・LNG・太陽光など高コスト電源が大半を占める見通しであり、販売価格に転嫁せざるを得ない状況にある。さらにベトナム通貨ドンの下落により外貨建て燃料調達コストや借入金返済負担が増加したことも、料金値上げの要因とされている。政府は低所得者層への影響に配慮しつつも、EVNの財務健全化と将来の電力不足回避のためやむを得ない措置と位置付け、段階的な電気料金引き上げを認可している。
財務赤字の要因と改善策: EVNはここ数年深刻な赤字に直面しており、その主因は上記のような発電コスト増大と料金抑制政策のミスマッチにある。2022年には年間で約2兆6,500億ドン、2023年は8月までで約2兆8,700億ドン（約11.8億ドル）もの巨額損失を計上する事態となった。電力販売収入が発電・燃料調達コストを下回る「コスト割れ」状態が続いたことが大きく、石炭やLNGの価格急騰分をEVNが内部で吸収せざるを得なかったことが響いている。また近年急増した再生可能エネルギー電源に対して、固定買取価格（FIT）で高値買い取りを約束した結果、調達コスト増となった点も財務を圧迫した。こうした赤字に対し、EVNと政府は複数の改善策に取り組んでいる。第一に電気料金の適正化で、前述の通り段階的な値上げにより収支ギャップを埋める努力が進められている。専門家からも「電力価格を市場原理に近づけ、企業が持続的に運営できる水準に引き上げるべき」との提言が出されており、政府も2024年の電力法改正で価格決定メカニズムの見直しに着手した。第二に燃料調達コストの低減である。国内炭の増産や安価な輸入先の開拓、発電効率向上による燃料使用量削減など、燃料費圧縮の取り組みが求められている。例えばEVNは輸入炭比率が石炭消費全体の4～6割に達している現状を踏まえ、海外炭価の変動リスクを減らすため国内炭（Vinacomin社など）の安定供給確保を政府に要請している。また一部の石油火力では高硫黄重油の価格高騰も利益圧迫要因であり、可能な限り安価な代替燃料への転換や運転抑制策が検討されている。第三に経営効率化で、送配電ロス削減や自社の経費節減、設備投資の優先順位付けによる効率的な資本配分など内部改善も進められている。さらにEVNは構造改革として発電子会社（GENCO）の段階的民営化（持株売却）を推進中である。GENCO3では株式上場により国の持株比率を引き下げる動きがあり、今後GENCO1・2についても資本参加を募る計画である。これにより民間資金を呼び込みつつ、EVN本体の財政負担を軽減する狙いがある。政府内ではEVN向け財政支援（例えば電力債務の政府保証や一部債務の帳消し）も議論されているが、根本的には料金制度改革と市場メカニズムの導入によりEVN自体の収支改善を図る方針である。EVN自身も「エネルギー効率の向上と電力損失削減」を掲げ、技術的・運営的な改善策で財務体質強化に努めている。
電力市場の自由化
卸売自由化の現状と参加者: ベトナムは電力セクターの競争導入を段階的に進めており、まず発電部門の競争市場化、続いて卸売（ホールセール）市場の自由化を実施している。競争的発電市場（VCGM）は2012年に試験導入され、大規模発電所間で発電電力量を市場価格で取引する仕組みが開始された。さらに競争的卸電力市場（VWEM）はパイロット期間を経て2019年1月より本格稼働している。VWEMでは、これまで単一買い手であったEVNに代わり、EVN傘下の5つの配電会社（北部・中部・南部の地域電力、公社ハノイ、ホーチミン配電）が市場の主要購入者として参加している。一方、売り手（供給者）側には、EVN系のGENCO発電会社やIPP（独立系発電事業者）、BOT事業者など大規模発電所が参画し、発電量を卸売市場に供給する。市場はプール方式で運営され、30分単位のスポット取引により需要と供給がマッチングされる。卸売市場導入後、配電会社は発電原価や市場価格を意識した調達を迫られるようになり、従来の受動的なコスト転嫁体質からの脱却が進んだ。実際、市場運営初期には各配電会社が発電事業者との交渉や需給予測、人員トレーニングを強化し、新しい市場環境に適応する努力がなされている。これにより電力取引の透明性が向上し、各社のコスト意識も芽生えたと評価されている。2024年には卸売市場運営に関する新たな政省令（商工省通達第21号など）が公布され、市場設計の細部見直しが進められている。これら整備によりVWEMは安定運営段階に入り、将来的な小売全面自由化への布石が打たれている。
EVNへの影響（独占の解消、構造再編、競争力）: 電力市場自由化の進展に伴い、EVNの業界内における地位・役割にも大きな変化が生じている。まず独占の解消について、発電分野では前述の通り民間資本の参入拡大でEVNのシェアが低下し、既に「発電独占」は事実上崩れている。2006年以前は発電設備の9割超をEVNが握っていたが、現在では国営他社や民間が過半を占め、EVN単独では全容量の約37%に留まっている。これは政府が進めてきた電力部門の構造改革の成果であり、「かつてEVNが握っていた独占的支配は変貌した」と当局も評価している。一方、送電・配電部門に関しては依然EVNグループが独占していますが、将来的な小売自由化に向け一定の競争原理導入も検討されている。例えば2024年7月には政府が再生可能エネルギー発電事業者と大口需要家が直接売買契約を結べる制度（DPPA：直接電力購入契約）を創設しました。この制度により、月平均20万kWh以上を消費する大口ユーザーは、EVNを介さず再エネ発電事業者から電力を直接購入できるようになった。専用回線や既存の国営電力網を通じて直接取引が可能となり、民間企業間での電力売買が解禁されたことは、小売段階の自由化に向けた画期的な一歩である。このような動きはEVNの小売独占にも徐々にメスが入り始めたことを意味し、将来的には一般需要家も含めた全面的な電力小売自由化が見据えられている。
EVN自身も市場自由化に対応するための構造再編を進めてきた。先述のGENCO分社化・株式公開はその一環であり、発電部門の社内競争導入と資本多様化が図られた。また、系統運用や取引を担う部門の中立性を高めるため、将来的な系統運用者（ISO）の独立法人化も検討されている。人材面でも、市場環境下での交渉力・計画策定力を養う研修が配電会社含め実施され、EVNグループ全体の競争力向上が図られている。こうした取り組みにより、EVNは旧来の独占体制から脱却し、経営効率化やサービス向上を追求する段階へ移行しつつある。もっとも、市場自由化はEVNに収益機会とともに競争圧力ももたらす。政府はEVNに対し「市場原理を取り入れ効果的に運営できる体制への移行」を促しており、EVNもグループ内の無駄削減や新規事業開拓など、自主的な競争力強化策を推進している。
電力市場の自由化は、最終的には発電・卸売・小売の全段階で競争を促し、効率的で透明性の高い電力供給を実現することが目的である。EVNにとっては独占的地位の相対的低下という厳しい側面もあるが、一方で市場メカニズムを活用した経営改善や新規投資誘致のチャンスともなり得る。現状でも民間資本との協調による電源開発や、需要家サービスの多様化（ESCO事業やスマートメーター導入など）といった新たなビジネスモデルが模索されている。政府当局者は「電力部門の将来的な透明性・競争性の向上」を改革プロジェクトの目標に掲げており、EVNもそのビジョンの下で改革を受け入れ、自らの組織と事業を変革していくことが期待されている。市場自由化時代においても、EVNは引き続き国民経済に不可欠な存在であり続けるため、競争環境下での持続可能な経営体質の確立に取り組んでいくことになる。
