수입 LNG를 사용하는 가스 발전소에 대한 규제 메커니즘은 기업이 계약 및 상업적 합의를 적극적으로 협상하고, 서명하고, 그에 대한 책임을 지도록 요구합니다.
총리가 2023년 5월 15일자 결정 제500/QD-TTg호를 통해 승인한 2050년 비전을 담은 2021-2030년 제8차 전력 계획에 따르면, 2030년까지 총 발전 설비 용량은 150,489GW(현재 총 설비 용량 약 80GW의 거의 두 배)입니다. 이 중 신규 투자가 필요한 가스 발전 설비 용량은 총 30,424MW(국내 가스 프로젝트 10개, 총 용량 7,900MW, LNG 프로젝트 13개, 총 용량 22,824MW)입니다.
산업통상부는 결정 500/QD-TTg를 이행하기 위해 최근 개발을 완료하고 VIII 전력 계획 이행 계획을 공포하도록 정부 에 제출했습니다.
전력과 관련하여 산업통상부는 여러 차례 회의를 개최하여 각 부처, 부서, 산업계, 지역 사회, 전문가, 재계 및 관련 기관의 의견을 수렴하고 논의해 왔습니다. 회의를 통해 이러한 전력원 개발 과정에서 발생하는 몇 가지 문제점을 해결하기 위해 정부에 보고할 수 있는 전력 개발 메커니즘을 구축해야 한다는 의견이 만장일치로 도출되었습니다.
최근 산업통상자원부는 정부와 총리의 지시, 결정 및 방침에 따라 국가 관리 기능을 수행하면서 전기 매매 메커니즘에 대한 규정을 초안하는 데 많은 노력을 기울였습니다.
지금까지 산업통상자원부는 국민 여론을 수렴하기 전에 정부에 보고할 초안을 완성한 상태입니다.
이 중 적용대상은 다음과 같습니다. (1) 국가전력계통에 연결된 가스화력발전소를 소유한 발전사업자. (2) 전력부문(베트남전력그룹, 베트남석유가스그룹, 전력계통 파견 및 전력시장 거래관리부문).
또한 이 메커니즘은 수입 LNG를 사용하는 가스 화력 발전소가 계약 및 상업적 합의를 적극적으로 협상하고 체결하고 그에 대한 책임을 져야 한다고 규정하고 있으며, 유관 당국은 원칙적으로 발전소의 전기 가격으로 가스 가격을 이전하는 메커니즘에 동의합니다.
LNG 프로젝트의 부채 상환 기간 동안 적정 수준의 장기 전력 구매 계약(Qc)을 통해 전기 요금을 결정하는 것은 LNG 발전 프로젝트에 대한 투자 유치의 타당성을 확보하고, 소매 가격에 큰 영향을 미치지 않도록 하며, 전력 시장에서 다른 유형의 전력원과의 공정한 경쟁을 보장하는 것을 목표로 합니다.
국내 천연가스를 사용하는 가스화력발전소 의 메커니즘과 관련하여, 주무기관은 원칙적으로 가스가격을 발전소의 전기가격으로 이전하는 것을 합의하고, 관련 기관 및 단위에 블루웨일 가스전과 B블록 가스의 상류 가스 생산량을 소비하는 메커니즘을 지도하도록 지시합니다.
전력 거래는 여전히 산업통상자원부가 발행한 모델 계약에 따라 경쟁적 도매 전력 시장에 참여하고 발전소에서 생산된 전력을 현물 전력 시장에 판매해야 합니다.
국내에서 개발된 천연가스와 수입 LNG를 이용하여 발전소에서 전기를 구매하는 비용은 합리적이고 타당하며, 소매 전기 가격에 포함되어 계산됩니다.
또한, 이 메커니즘은 계약서에 사용된 언어, 지불 방법, 분쟁 해결(있는 경우), 지불 의무 보장 등을 자세히 명시합니다.
티 타오
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