전기 요금은 아직 투자자들에게 매력적이지 않습니다!

특히 제8차 전력개발계획에 포함된 대규모 발전 프로젝트의 시행 지연은 장기적인 전력 안보에 위험을 초래할 수 있습니다.

Nhon Trach 3호기와 4호기 가스 화력 발전소 건설 프로젝트는 2025년 중반 가동을 목표로 시간과의 싸움을 벌이고 있다. - 사진: Ngoc An

소매 전기 가격이 투입 비용 변동을 반영하여 조정되지 않고 있다는 사실이 투자자들 사이에서 우려를 불러일으켰습니다. 베트남전력그룹(EVN)이 전력 구매 대금 확보에 어려움을 겪으면서 발전 투자자들에게 EVN의 매력도가 떨어지고 있기 때문입니다.

산업통상부의 한 관계자는 투오이 트레(Tuoi Tre) 신문과의 인터뷰에서 이 점을 인정하며, 투입 변수의 변동에 따라 소매 전기 요금이 적절하게 조정될 수 있도록 전기 요금 책정 방식을 개정할 것이라고 밝혔습니다.

우리는 단기 계약으로 원자재를 구매하고 있습니다.

투오이 트레 신문과의 인터뷰에서, 년짜익 3·4호기 발전 프로젝트 관리위원회 위원장인 레 바 꾸이 씨는 내년 초에 첫 전력 공급이 시작될 수 있도록 프로젝트 진행 상황을 면밀히 모니터링하고 있다고 밝혔습니다.

따라서 현재 투자자들이 가장 우려하는 사항 중 하나는 이 프로젝트가 이미 전력 구매 계약을 체결했음에도 불구하고 장기 계약 생산량(Qc)에 대한 확약 여부입니다.

1,624MW의 용량을 갖춘 논짝 3호기와 4호기 가스 발전소는 공식 가동 시 90억~120억 kWh의 추가 전력을 공급할 예정입니다. 그러나 장기적인 품질 관리 약정이 불분명하여 발전소는 투입 가스량을 사전에 계산하고 구매 또는 수입할 수 없습니다.

한편, 해당 공장은 액화 천연가스를 사용하는데, 경쟁력 있는 가격으로 안정적인 공급을 확보하기 위해 4개월에 걸친 장기 주문을 해야 합니다.

장기 계약이 없으면 가스 구매 가격이 최대 30%까지 높아질 수 있습니다. 이는 전기 요금을 상승시키고, 전력 시장의 경쟁력을 저하시키며, 발전량을 감소시키는 불리한 요인입니다.

또한, 정부 가 규정한 장기 전력 구매 계약(PV 발전량 동원)을 통한 전력 생산 비율 최소 기준(70%, 계약 기간 최대 7년) 역시 투자자에게 위험 요소가 될 수 있습니다.

꾸이 씨에 따르면, 현재의 가스 가격 책정 및 생산량 구매 계약 방식은 투자자들이 원자재 수입 및 사업 운영에 대한 사전 계획을 수립하는 데 많은 어려움을 초래하고 있습니다.

이는 외국인 투자자들이 가스 화력 발전 프로젝트에 투자할 때 장애물이 될 수도 있습니다.

베트남 국영 석유 그룹(PVN)의 한 관계자는 관례에 따라 전 세계 공급업체들이 다음 해 액화천연가스(LNG) 공급 계획을 7월부터 10월 사이에 수립한다고 밝혔습니다.

하지만 신규 발전소의 차기 Qc 생산량은 이제 막 공식 발표되었으며, 올해 첫 8개월 동안은 발전소의 Qc 생산량이 매달 재산정될 예정입니다.

따라서 발전 계획과 가스 조달 계획 사이에 시차가 발생하여 구매 부족, 과잉 구매, 운영 수요 미충족, 저장 비용 등과 같은 상당한 재정적 위험이 초래될 것입니다.

더욱이 장기적인 품질 계약(Qc)이 없다는 것은 전력 판매자가 장기적인 천연가스(NLG) 구매량을 약정할 근거가 없으며, 평균 전력 생산량의 최소 20~30%에 해당하는 소량만 계약을 통해 구매하고 나머지는 현물 거래로 구매해야 한다는 것을 의미합니다.

"이는 전기 요금을 상승시키고, 베트남의 전력 시장에 악영향을 미치며, 시스템이 전력을 필요로 할 때 안정적인 전력 생산을 보장하지 못합니다."

"계산에 따르면, 이용 횟수 구매 비율이 최대 80%에 달할 경우 전기 요금은 173%까지 인상될 수 있고, 40%일 경우에는 131% 인상될 수 있다"고 이 관계자는 말했다.

정책적 장애물을 제거하고 프로젝트 진행 속도를 높이세요.

산업통상부 관계자에 따르면, 제8차 전력개발계획에서는 2030년까지 투자, 건설 및 가동될 23개 가스화력발전소의 총 용량이 30,424MW에 달한다.

이 중 국내산 가스를 사용하는 발전소의 총 용량은 7,900MW(10개 프로젝트)이고, LNG를 사용하는 가스 화력 발전소의 총 용량은 22,524MW(13개 프로젝트)입니다.

그러나 투자 및 건설 상황은 여전히 ​​많은 어려움에 직면해 있습니다. 2015년부터 가동 중인 오몬 1호 화력 발전소(660MW)와 2028년 2분기 상업 운전 개시가 예상되는 오몬 4호 화력 발전소(1,050MW)를 제외하면, 현재 건설 중인 것은 수입 LNG를 사용하는 1,624MW 규모의 논짝 3호 및 논짝 4호 가스 화력 발전소뿐이며, 이 프로젝트들은 2025년 중반 가동을 목표로 하고 있습니다.

이 소식통에 따르면, 최소 생산량 규제 및 가스 가격을 전기 가격에 반영하는 방식 등 LNG 발전 개발의 주요 병목 현상을 해소하기 위한 근본적인 해결책이 마련되지 않으면 2030년 이전에 나머지 프로젝트를 완료하기는 어려울 것으로 예상됩니다.

산업통상부 관계자들은 또한 EVN 및 PVN과 협력하여 개정 전기법 초안에서 가스 발전소 개발을 위한 메커니즘 및 정책 관련 내용을 최종 확정했다고 밝혔습니다.

특히 제8차 전력개발계획에 포함된 대규모 발전 프로젝트의 시행 지연은 장기적인 전력 안보에 위험을 초래하고 특정 시기에 전력 부족 사태를 야기할 수 있습니다.

에너지부는 전력 사업을 촉진하는 정책 메커니즘과 더불어 투자 유치를 위해 현재의 미비점을 보완하는 전기 요금 조정 메커니즘을 재검토할 예정이다.

이 소식통에 따르면, 투자자들이 베트남의 발전소 프로젝트 투자 결정 시 우려하는 부분은 소매 전기 요금 조정 메커니즘이 소매 전기 요금 변동을 제대로 반영하지 못한다는 점일 수 있다고 합니다.

소매 전력 가격이 투입 비용 변동을 반영하여 조정되지 않았다는 사실 또한 투자자들에게 우려를 불러일으키고 있는데, 이는 EVN이 전력 구매 대금을 확보하는 데 어려움을 겪을 수 있고, 결과적으로 투자자들에게 발전 사업의 매력도가 떨어질 수 있기 때문입니다.

"따라서 전력 가격 결정 메커니즘은 여러 요소의 균형을 확보하도록 개정되어야 합니다. 이를 통해 발전과 송전 분야 투자자들이 투자 비용을 회수하고 합리적인 이윤을 창출할 수 있도록 보장하는 동시에, EVN의 소매 전력 가격이 투입 변수의 변동에 따라 적절하게 조정될 수 있도록 해야 합니다."라고 이 관계자는 말했다.

전기를 주요 에너지 공급원으로 삼는다.

11월 30일, 국회는 국내 가스 자원과 액화 천연가스를 사용하는 가스 화력 발전소 개발을 우선시하는 중요한 조항을 포함한 개정 전기법을 통과시켰습니다.

목표는 가스 화력 발전을 점진적으로 중요한 전력 공급원으로 만들어 전력 시스템 안정화에 기여하는 것입니다.

이 법은 또한 가스 공급 능력과 연료 제약을 고려하여 국내 천연가스 발전 프로젝트의 동원을 극대화하는 메커니즘을 포함하고 있으며, 이를 통해 국가 전체의 이익 균형을 보장합니다.

동시에, 경쟁력 있는 전력 시장 수준과 국가 및 국민의 이익, 그리고 각 시기의 거시경제 상황을 고려하여 액화천연가스를 이용한 화력발전소 개발 메커니즘이 마련되어야 한다.

여기에는 최소 장기 계약 전력 생산량 및 적용 기간, 전기 요금 계산 원칙, 투자 프로젝트 이행 보장, 그리고 각 사례별 정책 기간이 포함됩니다.

출처: https://tuoitre.vn/gia-dien-chua-hap-dan-nha-dau-tu-20241204085444348.htm