총리가 수정된 제8차 전력 개발 계획을 승인했습니다.

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, 여기에는 이웃 국가와의 송전망 연결 프로젝트가 포함됩니다.

총리, 제8차 전력 계획 조정안 승인

2030년까지 상업용 전력을 약 5,004억~5,578억 kWh로 확대하기 위해 노력

구체적인 목표는 국내 수요를 충족할 만큼 충분한 전력을 공급하는 동시에, 2026년부터 2030년까지 연평균 GDP 성장률 약 10.0%, 2031년부터 2050년까지 연평균 GDP 성장률 약 7.5%를 달성하여 사회 경제적 발전 목표를 충족하는 것입니다.

그중 상업용 전력은 2030년에 약 5004억~5578억 kWh에 달할 것으로 예상되며, 2050년에는 약 1조 2377억~1조 3751억 kWh에 이를 것으로 전망됩니다.

전력 생산 및 수입: 2030년에는 약 5604억~6246억 kWh에 달할 것으로 예상되며, 2050년에는 약 1조 3601억~1조 5111억 kWh에 달할 것으로 예상됩니다.

최대 용량: 2030년에는 약 89,655~99,934MW, 2050년에는 약 205,732~228,570MW입니다.

2030년까지 사무용 건물의 50%와 개인 주택의 50%가 옥상 태양광 발전 시스템을 이용하여 자가 생산 및 자가 소비(국가 전력 시스템에 전기를 판매하는 것이 아니라 현장 소비에 사용)를 하도록 노력합니다.

공평한 에너지 전환과 관련하여, 수력을 제외한 재생에너지원을 전력 생산에 적극적으로 활용하여 2030년까지 약 28~36%의 비중을 달성하고, 2050년에는 74~75%에 이를 것으로 예상됩니다. 이를 위해 대규모 재생에너지원을 통합하고 안전하고 효율적으로 운영할 수 있는 스마트 그리드 시스템을 구축해야 합니다.

산업 생태계 및 재생에너지 서비스 개발과 관련하여, 2030년까지 전력 생산, 송전 및 소비, 재생에너지 장비 제조, 건설, 설치 및 관련 서비스, 재생에너지 산업 생태계 구축 등을 포함하는 2개의 광역 산업 및 재생에너지 서비스 센터가 형성될 것으로 예상되며, 북부, 남중부, 남부 등 잠재력이 큰 지역에 유리한 여건이 조성될 경우 이러한 센터들이 설립될 것입니다.

재생 에너지원을 개발하고 싱가포르, 말레이시아 및 기타 역내 파트너국으로 수출할 신에너지를 생산합니다. 2035년까지 약 5,000~10,000MW의 전력 수출 용량을 확보하기 위해 노력하며, 높은 경제 효율성을 바탕으로 수입국의 수요에 따라 더 높은 용량을 확보할 수 있도록 합니다. 이를 통해 국내 에너지 안보와 국방 안보를 확보합니다.

재생에너지를 통한 발전량을 극대화하세요

전원 개발 계획에 관해 결정은 다음과 같이 명확히 밝혔습니다. 재생 에너지(풍력, 태양광, 바이오매스 발전 등)를 이용한 전원 개발을 극대화하고, 전원 구조와 전력 생산에서 재생 에너지의 비중을 지속적으로 확대합니다.

구체적으로, 시스템의 흡수 용량, 계통 송전 용량, 합리적인 전기 요금 및 송전 비용을 고려하여 육상, 연안 및 해상 풍력 발전과 태양광 발전, 특히 부유식 태양광 발전의 개발을 촉진하고, 동시에 전력 시스템의 운영 안전성과 전반적인 경제적 타당성을 확보하며 기존 계통 인프라를 최대한 활용해야 합니다. 국가 전력망에 연결하거나 전력을 판매하지 않고 자체 소비를 위한 풍력 및 태양광 발전(주택, 쇼핑센터, 건물, 공장, 산업단지 및 생산·사업 시설의 옥상 태양광 발전 포함) 개발을 우선적으로 장려해야 합니다. 집광형 태양열 발전은 최소 10% 용량과 2시간 저장 용량을 갖춘 배터리 저장 장치 설치와 병행해야 합니다.

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

2030년까지 육상 및 해상 풍력 발전 용량은 총 26,066~38,029MW에 이를 것으로 예상됩니다(베트남의 총 기술 잠재력은 약 221,000MW). 풍력 잠재력이 우수하고 경제 여건이 어려운 지역에 신규 풍력 발전원을 우선적으로 배치해야 합니다.

국내 해상풍력의 기술적 잠재력(약 60만MW)을 극대화하여 전기 및 신에너지를 생산합니다. 국내 전력 수요를 충족하는 해상풍력 총 용량은 약 6,000~17,032MW이며, 2030~2035년에 운영될 예정입니다. 2050년까지 113,503~139,097MW에 도달하는 것을 목표로 합니다.

2035년까지 신에너지 생산을 위한 해상풍력 발전 용량은 약 15,000MW, 2050년까지는 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(집광형 태양광 및 옥상 태양광 포함, 전기법 제61/2024/QH15호 제10조 5항에 따른 태양광 제외)의 총 발전 용량은 46,459~73,416MW에 이를 것으로 예상되며, 2050년까지 총 발전 용량은 293,088~295,646MW에 이를 것으로 예상됩니다.

또한, 베트남의 농림업 부산물을 활용한 바이오매스 발전, 폐기물 및 고형 폐기물 발전, 목재 가공, 조림 촉진, 환경 처리의 개발을 우선시하고 장려합니다. 2030년까지 바이오매스 발전의 총 용량은 약 1,523~2,699MW, 폐기물 및 고형 폐기물 발전은 약 1,441~2,137MW, 지열 발전 및 기타 신에너지는 약 45MW가 될 것입니다. 2050년까지 바이오매스 발전은 약 4,829~6,960MW, 폐기물 및 고형 폐기물 발전은 약 1,784~2,137MW, 지열 발전 및 기타 신에너지는 약 464MW가 될 것입니다.

수력 자원의 잠재력 극대화

이 결정은 또한 다음과 같이 명시하고 있습니다. 환경 보호, 산림 보호, 그리고 물 안보를 기반으로 수력 발전원의 경제적 및 기술적 잠재력(베트남의 총 최대 잠재력은 약 40,000MW)을 극대화합니다. 예비 용량 확보를 위해 기존 수력 발전소를 선택적으로 확장하고, 관개용 호수와 저수지의 수력 발전을 활용하여 수력 자원을 최대한 활용합니다. 2030년까지 소수력 발전을 포함한 수력 발전원의 총 용량은 33,294~34,667MW에 도달할 것이며, 2050년까지 40,624MW를 목표로 합니다.

2030년까지 약 2,400~6,000MW 용량의 양수발전소 개발

전력 저장원과 관련하여, 2030년까지 약 2,400~6,000MW 용량의 양수식 수력 발전소를 개발하고, 2050년까지 양수식 수력 발전 용량을 20,691~21,327MW까지 확대하여 부하 조절, 예비 용량 확보 및 대규모 신재생 에너지원의 통합을 지원해야 합니다.

축전지는 시스템 수요를 충족하고 재생 에너지와 결합하도록 개발되어 풍력 및 태양광 발전 센터 근처 또는 부하 센터의 전력 시스템에 배치됩니다. 2030년까지 약 10,000~16,300MW의 용량에 도달할 것으로 예상되며, 2050년까지는 재생 에너지의 높은 비중에 맞춰 95,983~96,120MW에 도달할 것으로 예상됩니다.

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

2030~2035년 단계: 닌투언 원자력 발전소 1호 및 2호 가동

2024년 11월 30일자 국회 결의안 제174/2024/QH15호, 2025년 2월 19일자 닌투안 원자력 발전소 건설 투자에 관한 특별 메커니즘 및 정책에 관한 결의안 제189/2025/QH15호, 그리고 2025년 1월 3일자 총리 지시 제01/CT-TTg호에 따라 원자력 발전원을 개발한다. 2030년부터 2035년까지 닌투안 원자력 발전소 1호기와 2호기가 4,000~6,400MW 규모로 가동될 예정이다. 2050년까지 기저 전력 공급을 위해 약 8,000MW의 원자력 발전 용량을 추가해야 하며, 수요에 따라 증설할 수 있어야 한다.

석탄 화력 발전의 경우: 2030년까지 계획 중이거나 건설 투자가 진행 중인 프로젝트만 계속 시행합니다. 20년 이상 가동된 발전소의 경우, 비용이 적정할 때 바이오매스/암모니아 연료 전환을 시행하도록 안내합니다. 연료 전환이 불가능한 경우 40년 이상 노후된 발전소의 가동을 중단합니다.

가스 발전의 경우: 국내산 가스를 최대한 활용하여 발전하는 것을 우선시해야 합니다. 국내산 가스 생산량이 감소할 경우 천연가스 또는 LNG를 보충해야 합니다. 적절한 규모의 LNG 사용 프로젝트와 최신 기술을 활용한 동시 LNG 수입 인프라 구축 사업을 개발해야 합니다. 수소 연료 전환 기술이 상용화되고 가격이 적절해지면 이를 위한 로드맵을 실행해야 합니다.

유연한 전력원: 부하 조절 및 대규모 재생에너지원 흡수를 위한 전력 시스템 안정성 유지를 위해 유연한 전력원 개발에 투자합니다. 2030년까지 2,000~3,000MW를 개발할 것으로 예상되며, 2050년까지 21,333~38,641MW로 발전 방향을 설정합니다.

동남아시아 국가 및 메콩강 유역으로부터의 전기 수입 확대

전력 수출입과 관련하여: 역내 국가와 전력을 효과적으로 연결하고 교환하여 모든 당사자의 이익을 보장하고 전력 시스템의 안전성을 강화합니다. 수력 발전 잠재력이 있는 동남아시아 국가(ASEAN) 및 메콩강 유역(GMS)으로부터 전력 수입을 촉진합니다. 베트남에 전력을 공급하기 위해 해외 전력 자원 투자 및 개발에 주력합니다. 2030년에는 양국 정부 간 협정에 따라 라오스에서 약 9,360~12,100MW를 수입하고, 중국으로부터 연결 조건에 적합한 합리적인 규모의 수입 용량을 활용합니다. 2050년까지 약 14,688MW를 수입합니다. 조건이 좋고 가격이 합리적이라면 라오스에서 북부 지역으로 전력을 수입하는 최대 규모를 늘리거나 시기를 앞당길 수 있습니다.

수출용 재생에너지원 개발을 우선시합니다. 2030년까지 캄보디아로의 전력 수출 규모를 약 400MW로 확대합니다. 2035년까지 싱가포르, 말레이시아 및 기타 역내 파트너국으로의 전력 수출 용량은 약 5,000~10,000MW에 이를 것으로 예상되며, 2050년까지 10,000MW 규모를 유지할 것으로 예상됩니다. 높은 경제 효율성, 국내 에너지 안보 및 국방 안보를 바탕으로 수입국의 수요에 따라 더 높은 수준으로 확대될 수 있습니다.

전원 공급 구조

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

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

2030~2035년 기간에 가동될 6,000~17,032MW 규모의 해상풍력 발전은 조건이 유리하고 가격이 적정하다면 가속화될 수 있다.

태양광 발전(집중형 태양광 발전 및 옥상형 태양광 발전 포함, 전기법 제10조 제5항에 따른 태양광 발전원은 제외) 46,459~73,416MW(전체 발전량의 25.3~31.1% 차지)

바이오매스 발전량은 1,523~2,699MW, 폐기물 발전량은 1,441~2,137MW, 지열 발전 및 기타 신에너지는 약 45MW에 달하며, 원자재가 충분하고, 토지 이용 효율이 높으며, 환경 처리 요구 사항이 충족되고, 전력망 인프라가 구축되어 있고, 전기 요금 및 송전 비용이 합리적이라면 대규모 개발이 가능합니다.

수력발전은 33,294~34,667MW(전체의 14.7~18.2%) 규모이며, 환경, 산림보호, 수자원 안보가 확보된다면 더욱 발전할 수 있다.

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

저장원 10,000~16,300MW(전체의 5.5~6.9% 차지); 석탄화력발전 31,055MW(전체의 13.1~16.9% 차지); 국내 가스화력발전 10,861~14,930MW(전체의 5.9~6.3% 차지); LNG화력발전 22,524MW(전체의 9.5~12.3% 차지);

유연한 전력원(LNG, 석유, 수소연료 등을 이용한 화력발전 등 높은 운영 유연성) 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).

석탄화력발전소가 보급, 자금 조달, 주주 변동 등의 어려움에 직면했을 때, 풍력, 태양광, 바이오매스 발전원의 구조를 필요에 맞게 조정할 수 있도록 처리 과정이 업데이트될 것입니다.

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 400MW에 이를 것으로 예상됩니다. 2035년까지 싱가포르, 말레이시아 및 기타 역내 파트너국으로의 전력 수출 용량은 약 5,000~10,000MW에 이를 것으로 예상되며, 높은 경제 효율성, 국내 에너지 안보 및 국방 안보를 바탕으로 수입국의 수요에 따라 더 높아질 수 있습니다.

그리드 개발 계획

2025년~2030년 단계: 500kV 변전소 102,900MVA 신설 및 23,250MVA 보수; 500kV 전선 12,944km 신설 및 1,404km 보수; 220kV 변전소 105,565MVA 신설 및 17,509MVA 보수; 220kV 전선 15,307km 신설 및 5,483km 보수.

2031년~2035년 계획: 26,000~36,000MW 규모의 고압직류(HVDC) 변전소와 3,500~6,600km의 고압직류(HVDC) 송전선을 신설합니다. 500kV 변전소는 73,800MVA를 신설하고 36,600MVA를 개량합니다. 500kV 변전소는 7,480km를 신설하고 650km를 개량합니다. 220kV 변전소는 44,500MVA를 신설하고 34,625MVA를 개량합니다. 220kV 변전소는 4,296km를 신설하고 624km를 개량합니다.

2036년~2050년 기간의 방향: HVDC 발전소 용량 26,000~36,000MW와 HVDC 회선 3,600~6,700km를 새로 건설합니다. 500kV 이상의 고전압 AC 변환소(HVAC 발전소) 24,000MVA와 500kV 이상의 HVAC 고전압 AC 송전선 2,500km를 새로 건설합니다. 500kV 변전소 72,900MVA를 새로 건설하고 102,600MVA를 개조합니다. 500kV 회선 7,846km를 새로 건설하고 750km를 개조합니다. 220kV 변전소 81,875MVA를 새로 건설하고 103,125MVA를 개조합니다. 220kV 회선 5,370km를 새로 건설하고 830km를 개조합니다.

투자 자본 필요성

해당 결정문에는 2026년부터 2030년까지 전력원 및 송전망 개발을 위한 총 투자액이 1,363억 달러에 달하며, 그중 전력원 투자액은 약 1,182억 달러, 송전망 투자액은 약 181억 달러라고 명시되어 있습니다.

2031년~2035년 기간의 방향성: 전력원 및 송전망 개발에 대한 투자에 대한 예상 자본 수요는 1,300억 달러에 해당하며, 이 중 전력원에 대한 투자는 약 1,141억 달러, 송전망에 대한 투자는 약 159억 달러로, 이는 다음 계획에서 결정될 것입니다.

2036년부터 2050년까지의 전망: 전력 공급 및 송전망 개발에 필요한 자본 투자 수요는 총 5,691억 달러로 추산되며, 이 중 전력 공급 시설 투자액은 약 5,412억 달러, 송전망 투자액은 약 279억 달러로 향후 계획 수립 시 확정될 예정입니다.

출처: https://baoquangtri.vn/thu-tuong-phe-duyet-dieu-chinh-quy-hoach-dien-viii-193007.htm