2030~2035년 닌투언 원자력발전소 1, 2호기 운영

Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII- Ảnh 1. — 총리, 제8차 전력계획 조정 승인

결정문은 계획의 범위와 경계를 명확히 규정합니다. 2021년부터 2030년까지 베트남에서 220kV 이상의 전압 레벨에서 전력원과 송전망을 개발하고, 재생 에너지와 신에너지를 기반으로 한 산업과 서비스를 개발하고, 2050년까지의 비전을 제시하며, 이웃 국가와의 송전망 연결 프로젝트를 포함합니다.

2030년까지 상업용 전력을 약 5,004억~5,578억kWh로 확대한다

구체적인 목표는 국내 수요에 충분한 전기를 공급하고, 2026년부터 2030년까지 연평균 약 10.0%, 2031년부터 2050년까지 연평균 약 7.5%의 GDP 성장률을 목표로 사회 경제적 발전 목표를 달성하는 것입니다.

그 중 상업용 전력은 2030년까지 약 5,004~5,578억 kWh에 이를 것으로 전망된다. 2050년 목표는 약 1조 2,377억 ~ 1조 3,751억 kWh이다.

전기 생산 및 수입: 2030년까지 약 5,604억~6,246억 kWh에 도달할 것으로 예상됩니다. 2050년의 전망은 약 1조 3,601억~1조 5,111억 kWh이다.

최대 용량 : 2030년 약 89,655~99,934MW 2050년까지는 약 205,732~228,570MW에 이를 것으로 예상된다.

2030년까지 사무실 건물의 50%, 주택의 50%가 자체 생산 및 소비형 옥상 태양광 발전을 사용하도록 노력합니다(국가 전력 시스템에 전기를 판매하는 것이 아니라, 현장에서 소비하는 용도).

공평한 에너지 전환과 관련하여 , 전력 생산을 위해 재생 에너지원(수력 발전 제외)을 강력히 개발하여 2030년까지 약 28~36%에 도달할 것입니다. 2050년까지 재생 에너지 비율은 74~75%에 도달할 것으로 예상됩니다. 대규모 재생 에너지원을 통합하고 안전하고 효율적으로 운영할 수 있는 스마트 그리드 시스템을 구축합니다.

산업 생태계와 재생 에너지 서비스 발전과 관련하여 2030년까지 전력 생산, 송전, 소비를 포함한 2개의 지역 간 산업 및 재생 에너지 서비스 센터가 형성될 것으로 예상됩니다. 재생 에너지 장비 제조 산업, 건설, 설치, 관련 서비스, 유리한 조건이 갖춰질 경우 북부, 남중부, 남부 등 잠재적 지역에 재생 에너지 산업 생태계를 구축합니다.

재생 가능 에너지원을 개발하고 싱가포르, 말레이시아 및 해당 지역의 다른 파트너에게 수출할 새로운 에너지를 생산합니다. 2035년까지 전력 수출 용량 규모는 약 5,000~10,000MW에 이를 것으로 예상되며, 높은 경제적 효율성을 바탕으로 수입국의 요구에 따라 더 높아질 가능성이 있습니다. 이를 통해 국내 에너지 안보와 국가 방위 안보가 확보될 것입니다.

재생에너지로 발전량 극대화

전원개발계획에 관하여 결정은 다음과 같이 명확히 규정하고 있다: 재생에너지(풍력, 태양광, 바이오매스 발전 등)로부터 전원개발을 극대화하고, 전원구조와 전력생산에서 재생에너지의 비중을 지속적으로 확대한다.

구체적으로, 계통의 흡수 용량, 송전망의 출력 용량, 합리적인 전기 가격과 송전 비용에 따라 전력 계통의 운영 안전성과 전반적인 경제성을 확보하고 기존 송전망 인프라를 최대한 활용하여 육상, 근해, 해상 풍력 발전, 태양광 발전, 특히 수면 태양광 발전을 촉진합니다. 국가 전력망에 연결하거나 판매하지 않고도 현장에서 소비할 수 있도록 풍력 발전과 태양광 발전(주택, 쇼핑센터, 건설 현장, 공장, 공업단지 옥상의 태양광 발전, 생산 및 사업장의 태양광 발전 포함)의 개발을 우선시하고 장려합니다. 집중형 태양광 발전은 최소 용량의 10% 비율로 배터리 저장 설비와 결합되어야 하며 2시간 동안 저장되어야 합니다.

2030년까지 육상 및 해상 풍력 발전 용량은 총 26,066~38,029MW에 이를 것으로 예상됩니다.

2030년까지 해상 및 근해 풍력 발전 용량은 총 26,066~38,029MW에 이를 것으로 예상됩니다(베트남의 총 기술적 잠재력은 약 221,000MW입니다). 새로 계획된 풍력 발전원을 경제 상황이 어렵고 풍력 잠재력이 좋은 지역에 우선적으로 배치합니다.

국내 해상풍력 발전 잠재력을 극대화(약 60만MW)하여 전기 및 신에너지를 생산합니다. 국내 전력 수요를 충족하는 해상풍력 발전 총 용량은 약 6,000~17,032MW이며, 2030~2035년에 가동될 예정입니다. 2050년까지 해상풍력 발전 용량을 113,503~139,097MW로 확대하는 것을 목표로 합니다.

2035년에는 해상풍력의 신에너지 생산 용량이 약 15,000MW, 2050년에는 약 240,000MW로 추산됩니다.

베트남의 태양광 발전 잠재력은 약 963,000MW입니다.

베트남의 태양광 발전 잠재력은 약 963,000MW(지상 - 837,400MW, 수면 - 77,400MW, 옥상 - 48,200MW)입니다. 2030년까지 태양광 발전원(집중형 태양광 발전 및 옥상형 태양광 발전 포함, 전기법 제10조 5항에 따른 태양광 발전원 제외)의 총 용량은 46,459~73,416MW에 도달할 것입니다. 2050년까지의 총 용량은 293,088~295,646MW입니다.

또한, 베트남 내 농업 및 임업 부산물 활용, 목재 가공, 조림 촉진, 환경 처리를 위해 쓰레기 및 고형 폐기물에서 생산되는 바이오매스 발전 및 전기 개발을 우선시하고 장려합니다. 2030년까지 바이오매스 발전원 총 용량은 약 1,523~2,699MW가 될 것으로 예상된다. 쓰레기와 고형 폐기물로부터 생산되는 전기는 약 1,441~2,137MW이다. 지열발전 및 기타 신에너지 약 45MW. 2050년까지 바이오매스 전력은 약 4,829~6,960MW가 될 것으로 예상됩니다. 쓰레기와 고형 폐기물로부터 생산되는 전기는 약 1,784~2,137MW입니다. 지열발전 및 기타 신에너지는 약 464MW입니다.

수력 자원의 잠재력 극대화

결정문은 또한 다음과 같이 명확히 밝혔습니다. 환경 보장, 산림 보호, 물 안보 보호를 기반으로 수력 발전원의 경제적, 기술적 잠재력(베트남의 총 최대 잠재력은 약 40,000MW)을 극대화합니다. 기존 수력 발전소를 선택적으로 확장하여 용량 예비력을 확보합니다. 수력발전 자원을 활용하기 위해 관개 호수와 저수지에서 수력발전을 개발합니다. 2030년까지 소수력 발전을 포함한 수력 발전원의 총 용량은 33,294~34,667MW에 이를 것이며, 2050년까지는 40,624MW를 목표로 하고 있습니다.

2030년까지 약 2,400~6,000MW 용량의 양수발전소 개발

전력 저장원에 있어서는 2030년까지 약 2,400~6,000MW 용량의 양수발전소를 개발한다. 2050년까지 펌프 저장 수력 발전 용량은 부하 조절, 예비 용량 및 대규모 재생 에너지원의 통합을 지원하기 위해 20,691~21,327MW에 도달할 것으로 예상됩니다.

축전지는 시스템 요구에 부응하고 재생 에너지와 결합되도록 개발되었으며, 풍력 및 태양광 발전 센터 근처나 부하 센터의 전력 시스템에 분산 배치됩니다. 2030년까지 약 10,000~16,300MW의 용량에 도달할 것으로 예상됩니다. 2050년까지 배터리 저장 용량은 재생 에너지의 높은 비율에 맞춰 95,983~96,120MW에 도달할 것으로 예상됩니다.

또한, 열병합발전소, 잔열·고로가스·산업시설의 기술라인 부산물을 활용한 발전소 개발을 우선적으로 추진하고 장려한다.

2030~2035년 단계: 닌투언 원자력 발전소 1호 및 2호 가동

국회가 2024년 11월 30일자 제174/2024/QH15호 결의안, 닌투언 원자력 발전 프로젝트 건설 투자를 위한 특별 메커니즘 및 정책에 관한 2025년 2월 19일자 제189/2025/QH15호 결의안, 총리의 2025년 1월 3일자 제01/CT-TTg 지침에서 승인한 방향에 따라 원자력 에너지를 개발합니다. 2030년~2035년에는 닌투언 원자력발전소 1호기와 2호기가 4,000~6,400MW 규모로 가동될 예정이다. 2050년까지 시스템은 기저부하 전력을 공급하기 위해 약 8,000MW의 원자력 발전을 추가해야 하며, 수요에 따라 증가할 수 있습니다.

석탄 화력 발전의 경우: 2030년까지 이미 계획 및 건설 중인 프로젝트만 계속 시행합니다. 비용이 적정할 때 20년 동안 운영되어 온 발전소에 대해 바이오매스/암모니아로의 연료 전환을 시행하기 위한 방향을 제시합니다. 연료 전환이 불가능한 경우 40년 이상 된 발전소의 가동을 중단하세요.

가스화력발전의 경우: 발전에는 국내산 가스를 최대한 활용하는 것이 우선입니다. 국내 가스 생산이 감소할 경우 천연가스나 LNG를 이용해 추가 수입을 하게 됩니다. 현대 기술을 활용해 적정 규모의 LNG 및 동기식 LNG 수입 인프라를 활용한 프로젝트를 개발합니다. 기술이 상용화되고 비용이 적절해지면 연료를 수소로 전환하는 로드맵을 구현합니다.

유연한 전력원: 부하를 조절하고, 대규모 재생 에너지원을 흡수하기 위해 전력 시스템의 안정성을 유지하기 위해 유연한 전력원 개발에 투자합니다. 2030년까지 2,000~3,000MW를 개발할 것으로 예상된다. 2050년까지 21,333~38,641MW에 대한 전망.

동남아시아 국가 및 메콩강 유역으로부터의 전기 수입 확대

전력수출입에 관하여: 지역 내 국가와 전력을 효과적으로 연결하고 교환하여 각 측의 이익을 보장하고 전력체계의 안전성을 강화합니다. 수력 발전 잠재력이 있는 동남아시아 국가(ASEAN)와 메콩 강 유역(GMS)으로부터 전기 수입을 장려합니다. 베트남에 전기를 공급하기 위해 해외 전기자원에 대한 투자와 개발에 주의를 기울이세요. 2030년까지 양국 정부 간 협정에 따라 라오스에서 약 9,360~12,100MW를 수입하고, 합리적인 규모로 중국에서 연결 조건에 적합한 수입 용량을 활용합니다. 2050년까지 약 14,688MW를 수입할 계획입니다. 조건이 유리하고 가격이 합리적이라면 라오스에서 북부 지역으로 전기를 수입하는 최대 규모를 늘리거나 시간을 단축할 수 있습니다.

수출을 위한 재생 에너지원 개발을 우선시합니다. 2030년까지 캄보디아로의 전력 수출 규모를 약 400MW로 늘립니다. 2035년까지 싱가포르, 말레이시아 및 지역 내 다른 파트너 국가에 대한 전력 수출 용량 규모는 약 5,000~10,000MW에 이를 것으로 예상되며, 2050년까지 10,000MW 규모를 유지할 것으로 예상되며, 높은 경제적 효율성을 바탕으로 수입국의 요구에 따라 더 높아질 가능성이 있습니다. 이를 통해 국내 에너지 안보와 국가 방위 안보가 확보될 것입니다.

전원 공급 구조

2030년까지: 국내 수요(수출 제외)를 충족하는 발전소의 총 용량은 183,291~236,363MW이며, 그 중 다음과 같습니다.

육상 및 해안 근처 풍력 발전 26,066~38,029MW(14.2~16.1% 차지)

2030~2035년 기간에 6,000~17,032MW 규모의 해상풍력발전을 가동할 예정이며, 조건이 유리하고 가격이 적정하다면 진행을 가속화할 수 있다.

태양광 발전(집중 태양광 발전 및 옥상 태양광 발전 포함, 전기법 제10조 5항에 따른 태양광 발전원은 제외) 46,459~73,416MW(25.3~31.1% 차지)

바이오매스 발전 1,523~2,699MW, 폐기물로부터 생산된 발전 1,441~2,137MW, 지열 발전 및 기타 신에너지 약 45MW; 원자재가 충분하고, 토지 이용 효율이 높고, 환경 처리가 필요하고, 송전망 인프라가 허용되고, 전기 가격과 송전 비용이 합리적이라면 대규모 개발이 가능합니다.

수력발전은 33,294~34,667MW(14.7~18.2% 차지)이며, 환경, 산림 보호, 수자원 안보가 보장된다면 더욱 발전할 수 있습니다.

2030~2035년 기간에 4,000~6,400MW 규모의 원자력 발전을 가동할 예정이며, 조건이 유리하다면 진전을 가속화할 수 있다.

저장 소스 10,000 - 16,300 MW(5.5 - 6.9% 차지) 석탄화력발전 31,055MW(13.1~16.9% 차지) 국내 가스화력발전 10,861~14,930MW(전체 발전량의 5.9~6.3%) LNG 열병합발전 22,524MW(9.5~12.3% 차지)

유연한 전력원(LNG, 석유, 수소연료 등을 이용한 화력발전 등 높은 운영 유연성 제공) 2,000~3,000MW(전체의 1.1~1.3% 차지)

펌프 저장 수력 발전 2,400 - 6,000 MW

라오스와 중국에서 9,360~12,100MW의 전력을 수입합니다(4.0~5.1% 차지, 두 정부 간 협정에 따라 라오스로부터의 전력 수입 규모를 극대화하거나 조건이 유리할 경우 라오스에서 북부 지역으로의 전력 수입 시기를 앞당깁니다).

석탄화력발전소의 경우, 배치, 자본차입, 주주변경 등에 어려움을 겪고 있어, 풍력, 태양광, 바이오매스 발전소의 구조를 필요에 맞게 조정하여 처리 프로세스를 개선할 예정입니다.

직접 전력 구매 계약(DPPA) 참여 및 신에너지 생산과 관련하여 통계에 따르면 현재 연간 100만 kWh 이상을 소비하는 대규모 고객의 수가 전체 시스템(고객 수 약 1,500여 개)의 총 전력 생산량의 약 25%를 차지합니다.

2030년까지 캄보디아로의 전력 수출 규모는 약 400MW가 될 예정이다. 2035년까지 싱가포르, 말레이시아 및 이 지역의 다른 파트너 국가에 대한 전력 수출 용량은 약 5,000~10,000MW가 될 것으로 예상되며, 높은 경제적 효율성, 국내 에너지 안보 및 국가 방위 안보를 기반으로 한 수입국의 요구에 따라 더 높아질 가능성이 있습니다.

그리드 개발 계획

2025년~2030년 단계: 102,900MVA의 신규 건설 및 500kV 변전소 23,250MVA의 리노베이션 500kV 송전선 신규 건설 12,944km, 보수 1,404km 105,565MVA를 새로 건설하고 17,509MVA 220kV 변압기소를 개조합니다. 15,307km의 신규 건설과 5,483km의 220kV 송전선이 보수되었습니다.

2031년~2035년 방향: 26,000~36,000MW의 고전압 직류(HVDC) 변환소와 3,500~6,600km의 고전압 직류(HVDC) 송전선을 새로 건설합니다. 73,800MVA 신규 건설 및 36,600MVA 500kV 변전소 개조 7,480km의 신규 송전선을 건설하고 650km의 500kV 송전선을 보수합니다. 44,500MVA를 신축하고 34,625MVA 220kV 변압기소를 개조합니다. 4,296km의 신규 건설과 624km의 220kV 송전선 개보수.

2036년~2050년 방향 설정: 26,000~36,000MW의 HVDC 스테이션 용량과 3,600~6,700km의 HVDC 노선을 새로 건설합니다. 500kV 이상 고전압 AC 변환소(HVAC 스테이션)의 24,000MVA 용량을 신축하고, 500kV 이상 고전압 AC HVAC 송전선로 2,500km를 신축합니다. 72,900MVA의 신축 공사와 102,600MVA 500kV 변전소의 개보수 공사; 7,846km의 신규 건설과 750km의 500kV 송전선로 개보수 81,875MVA를 새로 건설하고 103,125MVA 220kV 변압기소를 개조합니다. 5,370km의 신규 건설과 830km의 220kV 송전선 개보수가 이루어졌습니다.