전기 가격은 투자자들에게 매력적이지 않습니다!

특히 Power Plan 8에 따른 대규모 전력 프로젝트를 비롯한 전력 프로젝트 시행이 지연되면 장기적인 전력 안보에 위험이 초래될 것입니다.

Nhon Trach 3 및 4 가스 화력 발전소 프로젝트는 2025년 중반 가동을 목표로 시간과의 경쟁을 벌이고 있습니다. - 사진: Ngoc An

소매 전기 가격이 투입 비용의 변동에 따라 조정되지 않았다는 사실은 베트남 전력 그룹(EVN)이 전기 구매 비용을 지불할 자금을 확보하는 데 어려움을 겪고 있어 전력원 투자자들에게 매력도가 떨어지면서 투자자들에게 우려를 불러일으켰습니다.

이는 산업통상부 장관이 투오이 트레와 대화할 때 한 말이며, 동시에 소매 전기 가격이 투입 매개변수의 변동에 따라 적절하게 조정되도록 전기 가격 메커니즘을 개정할 것이라고 말했습니다.

원자재 단기계약 구매에 대한 우려

Nhon Trach 3 및 4 전력 프로젝트 관리 위원회의 Le Ba Quy 이사는 Tuoi Tre와의 인터뷰에서 프로젝트가 진행 상황을 면밀히 주시하고 있으며, 내년 초에 첫 전기가 전력망에 공급될 것이라고 말했습니다.

따라서 현재 투자자들이 가장 우려하는 것 중 하나는 이 프로젝트가 전력 구매 계약을 체결했음에도 불구하고 장기 계약 생산량(Qc)에 대한 약속입니다.

1,624MW 규모의 Nhon Trach 3, 4 가스 화력 발전소가 공식 가동되면 90억~120억 kWh의 추가 전력을 공급하게 됩니다. 장기적인 품질에 대한 명확한 의지가 없기 때문에 공장에서는 사전에 투입 가스원을 구매하고 수입하는 것을 계산할 수 없습니다.

한편, 이 발전소는 액화천연가스를 사용하고 있으며, 경쟁력 있는 가격으로 유리한 가스원을 구매하기 위해 4개월이 걸리는 장기 주문을 해야 합니다.

장기 계약을 하지 않을 경우, 가스 구매 가격이 30% 더 높을 수 있습니다. 이는 전기 가격을 인상하고, 전기 시장 참여 및 전력 자원 동원 시 경쟁력을 약화시키는 단점이 있습니다.

더불어 정부 가 규제하는 장기 전력 구매 계약(동원 전력 생산량 - PV)을 통한 최저 전기 요금은 7년을 넘지 않고 70%로 설정되어 있어 투자자들에게 위험을 초래할 수도 있습니다.

Quy 씨에 따르면, 현재의 가스 가격과 생산량 보장 메커니즘은 투자자들이 투입재 수입 및 운영 옵션을 사전에 계산하는 데 많은 어려움을 겪고 있습니다.

이는 외국인 투자자들이 전력 프로젝트에 투자할 때 장애물이 될 수도 있습니다.

베트남 국영석유가스그룹(PVN)의 한 대표는 전통적으로 내년 액화가스 공급은 전 세계 공급업체가 7월부터 10월까지 계획할 것이라고 말했습니다.

그러나 신규 발전소의 내년도 Qc 출력이 공식적으로 발표되었고, 올해 첫 8개월 동안 발전소의 Qc는 매달 재계산될 예정입니다.

따라서 발전 계획과 가스 수신 계획 시점 사이에 지연이 발생하여 가스 부족, 가스 과잉, 운영 요건 충족 실패, 보관 수수료 등이 발생하는 등 막대한 재정적 위험이 발생합니다.

또한, 장기 QC가 없으면 전기 판매자는 장기 NLG 물량에 대한 약속을 할 근거가 없고, 최소 평균 전기 생산량의 20~30%에 해당하는 소량의 계약으로만 구매할 수 있으며, 나머지는 출장(현물)으로 구매하게 됩니다.

"이로 인해 전기 가격이 상승하여 베트남 전기 시장에 영향을 미치고 시스템이 필요로 할 때 전기 생산을 보장하지 못하게 됩니다.

그는 "계산에 따르면, 구매여행이 80%를 차지하면 전기요금 인상률은 최대 173%에 달하고, 구매여행이 40%를 차지하면 전기요금은 131%까지 오른다"고 말했다.

정책 제거, 프로젝트 진행 속도 향상

산업통상부 장관에 따르면, 제8차 전력계획에 따르면 2030년까지 건설 및 가동을 목표로 투자한 23개 가스발전사업의 총 발전용량은 30,424MW이다.

이 중 국내에서 개발된 가스를 이용하는 발전소의 총 발전용량은 7,900MW(10개 사업)이고, LNG를 이용하는 가스발전소의 총 발전용량은 22,524MW(13개 사업)입니다.

그러나 지금까지 건설 투자 상황은 여전히 ​​많은 어려움에 직면해 있습니다. 2015년부터 가동 중인 오몬 I 화력발전소(660MW) 외에도 2028년 2분기에 상업적으로 운영될 예정인 오몬 IV 화력발전소(1,050MW)가 있으며, 수입 LNG를 사용하는 1,624MW 용량의 Nhon Trach 3 및 Nhon Trach 4 가스 화력발전 프로젝트만 건설 중이며 2025년 중반에 운영될 예정입니다.

이 사람에 따르면, 최소 동원 출력에 대한 규제, 가스 가격을 전기 가격으로 전환하는 것과 같은 LNG 발전 개발의 중요한 병목 현상을 제거할 근본적인 해결책이 없다면 나머지 프로젝트가 2030년 이전에 완료될 가능성은 낮다고 합니다.

산업통상부 장관은 또한 EVN 및 PVN과 협력하여 전기법(개정) 초안에 가스 발전소 개발을 위한 메커니즘 및 정책과 관련된 내용을 완성했다고 밝혔습니다.

특히 Power Plan 8에 따른 대규모 전력 프로젝트 등 전력 공급 프로젝트 시행이 지연되면 장기적으로 전력 불안정의 위험이 있으며, 특정 시기에 전력 부족이 발생할 수도 있습니다.

전력산업진흥을 위한 정책적 메커니즘을 정비하는 한편, 전력가격 조정 메커니즘을 검토하고, 현재의 단점을 극복하여 투자자를 유치할 방침이다.

이 사람에 따르면, 베트남에서 전력 프로젝트에 투자하기로 결정할 때 투자자들이 우려하는 것은 소매 전기 가격 조정 메커니즘에 따른 전기 가격 추이를 면밀히 따르지 않았기 때문에 발생할 수 있다고 합니다.

소매 전기 가격이 투입 비용의 변동에 따라 조정되지 않았다는 사실도 EVN이 전기 구매 비용을 지불할 자금을 확보하는 데 어려움을 겪을 수 있어 전력원 투자자의 매력이 감소할 수 있다는 우려를 투자자들에게 안겨줍니다.

"따라서 전기 가격 메커니즘의 개정은 요소들의 조화를 보장하고, 전력 공급원과 전력망 투자자 모두가 비용을 회수하고 합리적인 이익을 얻을 수 있도록 보장해야 하며, EVN이 투입 매개변수의 변동에 따라 적절하게 조정되는 소매 전기 가격을 갖도록 해야 합니다."라고 그는 말했습니다.

전기를 중요한 전력 공급원으로 만드는 것

11월 30일 국회는 전기법(개정)을 통과시켰는데, 주요 내용은 국내 가스자원과 액화천연가스를 활용한 가스화력발전의 개발을 우선적으로 추진하는 내용이었다.

목표는 점차적으로 전기를 중요한 전력 공급원으로 만들어 전력 시스템 규제를 지원하는 것입니다.

또한, 통과된 법안은 가스 공급 능력과 연료 제약에 따라 국내 천연가스를 활용한 화력발전 사업을 최대한 동원할 수 있는 방안을 마련해 국가 전체의 이익이 조화를 이루도록 했습니다.

동시에 각 시기의 전력시장의 경쟁수준과 국가와 국민의 이익, 거시경제적 여건에 맞는 액화천연가스를 이용한 화력발전소를 개발하는 메커니즘이 마련되어 있습니다.

여기에는 장기 최소 계약 전력 생산량 및 적용 기간, 전기 가격 계산 원칙, 투자 프로젝트 이행 보장, 각 사례에 대한 정책 기간이 포함됩니다.

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