EVN에 따르면, 가스 발전소는 생산량을 늘리기 위해 장기적 약속을 원하지만, 이는 재정적 위험을 초래할 수 있으며 전기 가격에 압박을 가할 수 있습니다.
베트남 전력 그룹(EVN)은 최근 총리에게 제출한 보고서에서 Nhon Trach 3 및 4 가스 화력 발전소 프로젝트와 전력 구매 계약(PPA)을 협상했으며, Hiep Phuoc 가스 화력 발전소와도 협상을 시작했다고 밝혔습니다. 하지만 이들 발전소에서 동원되는 전기 생산량에 대한 의무인 제품 소비 비율에 합의하지 못해 어려움을 겪었습니다.
EVN에 따르면, LNG 전력 투자자들은 항상 전체 계약 기간 동안 이 비율을 72-90%로 통일할 것을 제안합니다. 이러한 요구 사항은 투자자가 부채를 상환할 수 있도록 안정적인 현금 흐름을 보장하기 위해 대출 기관에서 제공합니다.
LNG 연료 공급업체와 운송업체는 연료량과 가격의 장기적 안정성을 보장하기 위해 동원률에 대한 규정을 요구하는 경우가 많습니다. 이는 또한 국제 운송을 계획하는 데 도움이 됩니다. 특히 베트남은 국제 LNG 공급업체에 새롭고 작은 시장이기 때문입니다.
그러나 EVN은 이 조건을 수용하면 전기 가격이 인상될 위험이 있다고 밝혔습니다. 구체적으로 LNG는 베트남 항구로 수입 시 100만 BTU당 12~14달러로 높은 가격을 받습니다. 따라서 수입 LNG 연료를 사용하는 가스 발전소의 전기 생산 비용은 kWh당 2,400~2,800 VND로 다른 전기원에 비해 훨씬 높을 것입니다.
2030년이 되면 전체 가스 발전 용량이 국가 전체 전력 공급의 약 15%를 차지할 것으로 예상됩니다. 높은 전기 생산 비용, 큰 변동 및 위에서 언급한 장기적 출력 약속 요구 사항으로 인해 EVN의 입력 전기 구매 비용이 크게 영향을 받으며, LNG 자원이 가동되면 소매 출력 전기 가격에 큰 영향을 미칩니다.
EVN은 "투자자들이 제안한 높은 요금을 수용하면 EVN에 재정적 위험이 발생할 것"이라고 밝혔습니다. 특히 전기 수요가 높지 않은 해에는 더욱 그렇습니다.
동시에 이 단체는 이러한 약속이 다른 유형의 발전소에도 불공평하다고 믿습니다. 현재 이러한 공장은 장기적 약속을 하지 않고 실제 수요와 공급 균형에 따라 매년 운영됩니다. 실제로 방향에 따르면, 이 요율은 현물 시장을 통한 경쟁을 확대하기 위해 점차 낮아져야 할 것입니다.
제8차 전력계획에 따르면 2030년까지 국내 가스화력발전과 액화천연가스(LNG) 발전량은 3만7,000MW를 넘어 전체 발전용량의 약 25%에 이를 것으로 전망됩니다. 이 중 액화천연가스(LNG) 전력은 약 24,000MW로 약 15%를 차지합니다.
이 계획에 따르면, 2030년까지 13개의 LNG 발전 프로젝트가 개발될 예정이지만, 어느 것도 일정대로 진행되지 않고 있다. 현재는 총 용량이 1,500MW인 노짝 3, 4 화력발전소만 건설 중이며, 내년 말 또는 2025년 중반에 가동될 예정입니다.
EVN의 계산에 따르면, 2023년까지 가스 연료 발전원이 예정대로 가동되지 않으면 전력 공급에 영향을 미칠 것으로 예상됩니다. 2028년부터 전력 생산량 적자는 약 8000~12억 kWh가 될 것으로 전망된다. 높은 수요 시나리오에 따르면 2030년 이후 연간 최대 30억 kWh의 전력 부족이 발생할 수 있습니다.
EVN은 전력 부족 위험을 피하기 위해 장기 계약을 통해 전력 요금을 명확하게 정의하고 모든 당사자의 이해관계의 조화를 보장하는 것이 필요하다고 생각합니다. 따라서 그룹은 총리가 프로젝트 부채 상환 기간 동안 적절한 이자율을 결정하도록 권고합니다. 이는 LNG 발전 프로젝트에 대한 투자 유치의 타당성을 확보하고, 소매 가격에 큰 영향을 미치지 않도록 하며, 다른 유형의 공급원 간의 공정한 경쟁을 보장하기 위한 것입니다.
EVN은 "이 수준은 모든 프로젝트에 적용되기 위해 국가 기관에서 결정해야 합니다."라고 말하며 이 수치가 약 65%가 될 수 있다고 시사했습니다.
푸옹 둥
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