베트남 전력 그룹(EVN)은 방금 총리 에게 문서를 보냈는데, 여기에는 제8차 전력 계획에 따른 LNG 발전 프로젝트 시행에 여러 가지 어려움이 있다는 내용이 담겨 있었습니다.
EVN에 따르면, EVN은 최근 전력 구매자로서 여러 LNG 프로젝트 투자자들과 전력 구매 계약(PPA)을 협상해 왔습니다. 동시에 EVN은 다른 프로젝트 투자자들로부터 이러한 유형의 발전소 투자 실행 조건에 대한 많은 권고와 제안을 받았습니다.
EVN에 따르면, 이 기업은 Nhon Trach 3 및 4 가스 화력 발전소 프로젝트와 전력 구매 계약(PPA)을 협상했으며, Hiep Phuoc 가스 화력 발전소와도 협상을 시작했습니다.
그러나 EVN은 작업 과정에서 VIII 발전 계획의 LNG 전원에 대한 투자 진행에 영향을 미치지 않도록 조만간 해결해야 할 몇 가지 문제가 있다고 밝혔습니다.
EVN에 따르면, 불안정한 전기 시장 가격으로 인해 PPA 협상 과정 동안 LNG 발전 프로젝트 투자자들은 항상 EVN에 전체 계약 기간 동안 72%~90%의 장기 전력 구매 계약을 통해 전기 요금을 합의해 달라고 요청했습니다.
LNG 공급업체와 운송업체는 연료량과 가격의 장기적인 안정성을 확보하기 위해 가동률을 요구하는 경우가 많습니다. 이는 특히 베트남이 국제 LNG 공급업체에게 새롭고 규모가 작은 시장인 경우 국제 운송 계획을 세우는 데 도움이 됩니다.
그러나 EVN은 이러한 조건을 수용할 경우 전기 요금이 인상될 위험이 있다고 보고 있습니다. 특히 LNG는 베트남 항구로 수입 시 100만 BTU(에너지 1단위)당 12~14달러로 높은 가격을 형성합니다. 따라서 수입 LNG 연료를 사용하는 가스 화력 발전소의 발전 비용은 kWh당 2,400~2,800동으로 다른 전력원보다 훨씬 높을 것입니다.
동시에, 제8차 전력 계획에 따르면 2030년까지 LNG 발전원의 총 용량이 국가 전체 발전원의 약 15%를 차지할 것으로 예상됩니다. 높은 발전 비용, 큰 변동성, 그리고 위에서 언급한 장기적인 발전량 약정 요건으로 인해 EVN의 입력 전력 구매 비용이 크게 영향을 받을 것이며, 이는 LNG 발전원이 가동될 때 소매 출력 전력 가격에 큰 영향을 미칠 것입니다.
EVN은 "투자자들이 제안한 높은 요금을 수용하면 EVN에 재정적 위험이 발생할 수 있으며, 특히 전기 수요가 높지 않은 해에는 더욱 그렇습니다."라고 밝혔습니다.
2030년까지의 제8차 전력 계획에 따르면, 국내 가스화력발전과 액화천연가스(LNG) 발전량은 3만 7천MW 이상으로 전체 발전량의 약 25%에 달할 것으로 예상됩니다. 이 중 액화천연가스(LNG) 발전량은 약 2만 4천MW로 약 15%를 차지할 것으로 예상됩니다.
이 계획에 따르면 2030년까지 13개의 LNG 발전 프로젝트가 개발될 예정이지만, 아직 정해진 일정을 따라잡은 프로젝트는 없습니다. 현재 총 1,500MW 규모의 년짝 3호와 4호 화력발전소만 건설 중이며, 내년 말과 2025년 중반에 가동될 예정입니다.
EVN의 계산에 따르면, 2023년까지 가스 화력 발전이 예정대로 가동되지 않으면 전력 공급에 차질이 발생할 것으로 예상됩니다. 2028년부터 전력 생산량 부족은 약 8,000억~12억 kWh에 달할 것으로 예상됩니다. 수요가 증가하면 2030년 이후 연간 최대 30억 kWh의 전력 부족으로 이어질 수 있습니다.
EVN은 전력 부족 위험을 피하기 위해 장기 계약을 통해 전기 요금의 일정 비율을 명확하게 정의하여 모든 당사자의 이해관계의 조화를 보장하는 것이 필요하다고 생각합니다.
따라서 EVN은 총리가 프로젝트 부채 상환 기간 동안 적절한 금리를 결정할 것을 권고합니다. 이는 LNG 발전 프로젝트 투자 유치의 타당성을 확보하고, 소매 가격에 미치는 부정적인 영향을 방지하며, 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.
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