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 전기는 2030년에 약 5,004억~5,578억 kWh에 이를 것으로 예상되며, 2050년에는 약 1조 2,377억~1조 3,751억 kWh에 이를 것으로 예상됩니다.

전기 생산 및 수입: 2030년에는 약 5,604억~6,246억 kWh에 이를 것으로 예상되며, 2050년에는 약 1조 3,601억~1조 5,111억 kWh에 이를 것으로 예상됩니다.

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

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 , 수력 발전을 제외한 재생에너지원을 전력 생산에 적극적으로 활용하여 2030년까지 약 28~36%의 비율을 달성할 것입니다. 2050년까지 재생에너지 비율은 74~75%에 이를 것으로 예상됩니다. 대규모 재생에너지원을 통합하고 안전하고 효과적으로 운영할 수 있는 스마트 그리드 시스템을 구축합니다.

산업 생태계와 재생 에너지 서비스 개발과 관련하여 , 2030년까지 전력 생산, 송전 및 소비, 재생 에너지 장비 제조 산업, 건설, 설치, 관련 서비스 등을 포함하는 2개의 지역 간 산업 및 재생 에너지 서비스 센터가 형성될 것으로 예상되며, 북부, 중남부, 남부 등 잠재력이 큰 지역에 유리한 조건이 갖춰지면 재생 에너지 산업 생태계를 구축할 것입니다.

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

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, 시스템의 흡수 용량, 전력망 해제 용량, 전기 비용 및 전력 시스템의 운영 안전성과 전반적인 경제성을 보장하는 데 관련된 합리적인 송전 비용에 따라 육상, 근해 및 해상 풍력 발전, 태양광 발전, 특히 수면 태양광 발전을 촉진하고 기존 전력망 인프라를 최대한 활용합니다. 풍력 발전, 태양광 발전(주택, 상업 시설, 건설 현장 지붕, 공장 지붕, 산업 단지의 태양광 발전, 생산 및 사업장의 태양광 발전 포함)의 현장 소비를 우선시하고 장려하며, 국가 전력망에 연결되거나 판매되지 않습니다. 집광형 태양광 발전은 최소 10%의 용량을 가진 축전지를 설치하고 2시간 동안 저장하는 것과 병행해야 합니다.

2030년까지 육상 및 해상 풍력 발전 용량은 총 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 확보할 계획입니다.

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(집광형 태양광 및 옥상형 태양광 포함, 단 전기법 제61/2024/QH15호 제10조 5항에 따른 태양광 발전원은 제외)의 총 발전 용량은 46,459~73,416MW에 이를 것으로 예상되며, 2050년까지 총 발전 용량은 293,088~295,646MW에 이를 것으로 예상됩니다.

또한, 베트남 내 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 저장원에 있어서는 2030년까지 약 2,400~6,000MW 규모의 양수발전소를 개발하고, 2050년까지 양수발전 용량을 20,691~21,327MW로 확대하여 부하 조절, 예비용량 확보, 대규모 재생에너지원의 접목을 지원한다.

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, 2050년까지 축전지는 재생 에너지의 높은 비중에 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 결의안 제174/2024/QH15호, 닌투언 원자력발전소 건설 투자 특별 메커니즘 및 정책에 관한 2025년 2월 19일자 결의안 제189/2025/QH15호, 그리고 총리령 제01/CT-TTg호(2025년 1월 3일자)에서 승인한 지침에 따라 원자력 발전원을 개발합니다. 2030년~2035년에는 닌투언 원자력발전소 1호 및 2호가 4,000~6,400MW 규모로 가동될 예정입니다. 2050년까지는 기반 전력 공급을 위해 약 8,000MW의 원자력 발전이 추가되어야 하며, 수요에 따라 증설할 수 있습니다.

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

가스 화력 발전의 경우: 발전에 국내산 가스를 최대한 활용하도록 우선 순위를 정하십시오. 국내 가스 생산량이 감소할 경우 천연가스 또는 LNG로 보충하십시오. LNG 및 최신 기술을 활용하여 적정 규모의 LNG 수입 인프라를 구축하고, 이를 활용한 프로젝트를 개발하십시오. 기술이 상용화되고 가격이 적정 수준에 도달하면 연료를 수소로 전환하는 로드맵을 수립하십시오.

유연한 전력원: 부하 조절 및 전력 시스템 안정성 유지를 위해 유연한 전력원 개발에 투자하여 대규모 재생에너지원을 흡수합니다. 2030년까지 2,000~3,000MW를 개발할 것으로 예상되며, 2050년까지는 21,333~38,641MW까지 확대할 계획입니다.

동남아시아 국가 및 메콩강 유역으로부터의 전기 수입 확대

전력 수출입과 관련하여: 역내 국가와 전력을 효과적으로 연결 및 교환하고, 모든 당사자의 이익을 보장하며, 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, 연결 조건에 적합한 중국산 전력 수입 용량을 합리적인 규모로 활용합니다. 2050년까지 약 14,688MW를 수입합니다. 조건이 양호하고 가격이 합리적이라면 라오스에서 북부 지역으로 전력을 수입하는 최대 규모를 확대하거나 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 도달하고, 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 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 전력 1,523~2,699MW, 폐기물에서 생산된 전력 1,441~2,137MW, 지열 전력 및 기타 신에너지 약 45MW; 충분한 원자재, 높은 토지 이용 효율, 환경 처리 요구, 송전 인프라가 허용되고 전기 가격과 송전 비용이 합리적이면 대규모로 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.

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).

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 400MW로 증가할 것입니다. 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 안보 확보를 기반으로 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.

2031년부터 2035년까지의 발전 방향: 26,000~36,000MW 규모의 고압직류(HVDC) 변전소와 3,500~6,600km의 고압직류(HVDC) 송전선을 신설합니다. 500kV 변전소 73,800MVA 신설 및 36,600MVA 개보수, 500kV 변전소 7,480km 신설 및 650km 개보수, 220kV 변전소 44,500MVA 신설 및 34,625MVA 개보수, 220kV 변전소 4,296km 신설 및 624km 개보수를 추진합니다.

2036년~2050년 방향: HVDC 발전소 용량 26,000~36,000MW와 HVDC 노선 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 노선 7,846km를 새로 건설하고 750km를 개조합니다. 220kV 변전소 81,875MVA를 새로 건설하고 103,125MVA를 개조합니다. 5,370km를 새로 건설하고 220kV 송전선 830km를 개조합니다.