베트남 전력 그룹(EVN)은 전기 요금을 두 번이나 인상했음에도 불구하고 지난 2년 반 동안 지속적인 누적 손실을 기록했습니다. 그 이유는 무엇일까요?
구체적으로, 2022년부터 2023년까지 2년 연속 누적 손실액은 47조 5천억 동이며, 상반기 손실액은 약 13조 동입니다. 전년 동기 15조~16조 동에 비해 손실액이 감소했지만, 운영 최적화 및 비용 절감 노력에도 불구하고 흑자 전환은 여전히 어려울 것으로 예상됩니다.
비싼 전기원 구매 증가
투오이트레의 조사에 따르면, 현재 전기 가격 구조에서 가장 큰 비용 중 하나는 전력 공급원이며, 최대 80%를 차지합니다. EVN 구매력이 고가 구매처를 늘리는 방향으로 변화하고 있으며, 그 반대의 경우도 마찬가지입니다. 이는 EVN이 재정 균형을 맞추는 데 막대한 비용 압박을 가하고 있으며, 이전에는 고정되어 있던 많은 비용이 새로운 비용으로 발생하고 있습니다.
구체적으로, 수력 발전은 현재 평균 상업 가격이 낮은 유일한 전기 유형으로, 사용자에게 판매되는 전기 가격보다 낮습니다. 그러나 장기간의 가뭄과 수력 저수지 수위 저하로 인해 2023년 수력 발전량은 2022년 대비 급격히 감소할 것으로 예상됩니다(총 발전량 163억 kWh 감소, 2023년 38%에서 2023년 30%로 감소). 한편, 석탄 화력, 가스터빈, 재생에너지 등 전기 가격보다 훨씬 높은 가격의 다른 발전원들의 발전량은 2022년 62%에서 2023년 70%로 증가할 것으로 예상됩니다.
또한, 06.1 블록의 저렴한 가스 매장량(광산 가스 가격은 백만 BTU당 약 3달러)이 급격히 감소했습니다. 따라서 가스터빈 화력 발전소는 하이탁-목띤, 사오방-다이응우엣, 다이흥-티엔웅 등의 광산에서 고가의 가스를 공급받아야 합니다. 그러나 이러한 광산에서 공급되는 가스는 시스템 운영 요건에 따라 가스터빈 발전소의 발전 용량을 충족하기에 충분하지 않습니다.
이와 함께, 새로운 저비용 전력원 프로젝트가 많지 않은 가운데 전력 소비 수요는 수년간 증가해 왔습니다. EVN(전기전력공사)의 자료에 따르면, 2023년 공급 시점의 총 전력 구매 및 수입량은 2022년 대비 118억 kWh 증가하여 4.6% 증가했습니다. EVN은 또한 수입 석탄을 사용하는 화력 발전원과 고가의 석유 화력 발전원 등 생산 비용이 전기 소매가보다 훨씬 높은 발전원에서 추가 전력을 구매해야 합니다.
투입 비용에 따른 많은 압력
또한 환율 압력 또한 EVN에 큰 부담으로 작용하고 있습니다. 이에 따라 2023년 평균 달러 환율은 23,978.4동/달러로, 2022년 평균 달러 환율(23,529.9동/달러) 대비 448.5동/달러 상승하여 1.9% 상승했습니다.
환율 상승으로 인해 외화(USD)로 계약 매수가격이 정해진 전력원으로부터 전기를 구매하는 비용이나 외화(USD)로 연료를 구매하는 비용이 증가했습니다.
TKV와 동박(Dong Bac)사가 화력발전소에 공급하는 2023년 혼합탄(국내산 및 수입산) 가격은 여전히 높은 수준을 유지하고 있습니다. 구체적으로, 판매 가격은 2021년(2022~2023년 석탄 가격이 급등하기 전 기간)에 적용된 혼합탄 가격보다 29~35% 높습니다(석탄 종류에 따라 다름).
또한 TKV는 2023년에 x.10 석탄을 사용하는 대부분의 화력 발전소( Quang Ninh 1&2, Pha Lai 1&2, Mong Duong 1, Duyen Hai 1 등)를 x.14 석탄으로 전환했습니다. 이때 석탄 가격은 석탄 종류에 따라 톤당 약 170,000~350,000 VND로 인상되었습니다.
현재 전력 공급 구조에서 EVN과 회원사가 차지하는 비중은 전체 전력 공급량의 37%에 불과하다는 점에 주목할 필요가 있습니다. EVN 산하 발전소만 고려하면 이 비중은 20%에 불과하며, 나머지 80%는 독립 발전소에서 구매합니다. 즉, EVN이 구매하는 전력 공급원에서 발생하는 투입 비용은 손실을 의미합니다. 즉, EVN은 시장 가격으로 전력을 구매해야 하지만 원가보다 낮은 가격에 판매하기 때문에 독립 발전소를 대신하여 "손실을 감수"하고 있는 것입니다.
최근 국가자본관리위원회 회의에서 EVN 경영진은 EVN 원가의 82%가 전기에서 발생한다고 밝혔습니다. EVN은 2조 VND를 절감했지만, 나머지 18%는 다른 수입원에서 발생합니다. 따라서 시스템 최적화 노력에도 불구하고, 기타 비용 비중이 18%에 불과하여 전기 구매 비용을 상쇄할 수 없습니다.
전기 생산 과정의 투입 변수(환율, 석탄, 가스, 석유 연료)는 기본적으로 시장 상황에 따라 변동되어, EVN과 발전소 간 전력 구매 계약 조항에 따라 발전소의 전력 구매 비용에 직접적인 영향을 미쳤습니다. 그러나 EVN은 정부의 전기 가격 관리 정책을 이행해야 합니다. 이 정책은 전기 가격 조정이 불규칙하지 않도록 하고, 로드맵을 수립하며, 정치적 안정과 사회 질서 및 안전을 유지하고, 기업과 국민의 이익을 조화롭게 하는 것입니다.
따라서 2023년에 전기 가격이 두 번이나 인상되었지만, 투입 비용은 지속적으로 증가하는 반면 소매 전기 가격은 시장 변동에 따라 적절히 조정되지 않아 EVN은 계속 손실을 보고 있습니다.
미래의 투자 자본에 대한 걱정
이러한 어려움 속에서 전력 개발 자본 조달에 있어 엄청난 어려움이 예상됩니다. 전력 마스터플랜 8에 따르면 2030년까지 전력 수요는 1,198억 달러에 달할 것으로 예상되며, 이는 매년 110억~120억 달러가 필요하다는 것을 의미합니다. 석유 및 가스 분야 전문가인 레 민(Le Minh) 씨는 현재 상황에서는 정부 보증 체계가 더 이상 존재하지 않아 EVN의 자본 조달 능력이 매우 제한적일 것이라고 지적했습니다. 한편, ODA 자본 조달에는 기본적인 약속이 필요하고, 상업 대출은 사업 효율성 입증이 필요하기 때문에 자본 조달이 쉽지 않을 것입니다.
"자본 조달이 어려운 것은 사실이지만, 전력 산업에 대한 투자자 유치를 위한 정책은 아직 미비합니다. 지금처럼 계속된다면 EVN은 고가에 전력을 매입하고 저가에 판매해야 하므로 회복이 어려울 것입니다. 투자자들이 전력망 및 전력망 사업에 투자하지 않을 경우, 업계의 이익률이 5~8%에 불과해 더욱 어려워질 것입니다. 만약 이 시점에 발전 용량을 완전히 동원하지 못한다면, 수익은 0이 되거나 손실이 매우 클 것입니다. 장기적으로 이러한 문제들을 해결해야 합니다."라고 민 씨는 분석했습니다.
에너지 전문가인 응우옌 휘 호아흐 박사는 이에 동의하며, 막대한 자본을 조달하기 위해서는 금융기관과 외국인 투자자들의 참여를 유도하는 장치가 필요하다고 말했습니다. 그러나 현재의 전기 요금 정책과 전력 구매 계약은 투자자들에게 충분히 매력적이지 않아, 2030년까지 목표대로 전력 용량을 두 배로 늘리고 가동하는 것은 매우 어려울 것입니다.
따라서 그는 이 메커니즘이 조속히 시행되어야 한다고 권고했다. 전기 가격 올해부터 시범 운영될 두 가지 구성 요소는 EVN과 전력 투자자들에게 실제 전기 사용량에 맞춰 전기 요금이 "정확하고 전액" 납부되도록 하는 돌파구가 될 것으로 기대됩니다. 장기적으로는 투자자 참여를 유도하는 장기적 메커니즘을 갖춘 완전한 전기법 제정을 기반으로 정책을 완성하는 것이 필수적입니다.
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