베트남전력그룹(EVN)은 평균 소매 전기 가격(전기 요금)이 kWh당 VND2,006.79에서 VND2,103.11로(VAT 제외) 인상될 것이라고 발표했습니다. 이는 4.8% 인상에 해당합니다.
이 결정은 정부와 산업통상부의 원칙적인 승인을 받았습니다. 평균 소매 전기 요금 조정 메커니즘에 관한 결정 05에 따르면, 3월 26일부터 평균 전기 요금이 현재 수준 대비 3% 이상 상승하면 전기 요금이 조정됩니다.
전기 가격을 조정하는 첫 번째 이유는 실제 평균 판매 가격이 3% 이상 변동했기 때문이며, 이번 결정에 따라 수준이 조정되었습니다.
산업통상부는 매년 EVN의 전기 생산 및 사업 비용을 조사하는 팀을 구성하여 소매 전기 요금 산정 및 조정을 위한 근거로 삼을 것입니다. 2023년 조사 결과에 따르면, 상업용 전기 평균 가격은 kWh당 1,953.57동으로 2022년 대비 3.76% 인상될 예정입니다.
실제로 이전 규정과 현행 규정 모두 전기 요금이 3% 이상 상승할 경우 3개월 또는 6개월마다 요금을 조정하는 제도를 갖추고 있습니다. 하지만 실제 시행 과정은 그렇지 않습니다. 예를 들어, 2017년부터 현재까지 전기 요금은 네 차례 조정되었는데, 2017년에는 6.08%, 2019년에는 8.36% 인상되었습니다. 이 요금은 2023년 5월과 11월까지 4년간 유지되며, 이후 각각 3%와 4.5% 인상됩니다.
산업통상부는 최근 몇 년간 실제 평균 전기 요금 조정액이 EVN(전력공사)의 계획 및 관할 국가 기관의 검토 결과보다 낮은 경우가 많았다고 밝혔습니다. 이로 인해 조정액이 전기 요금에 산정되지 않았거나 완전히 반영되지 않은 발생 비용을 회수하기에 충분하지 않아 누적 비용이 발생하게 됩니다.
전기 요금 인상의 또 다른 이유는 EVN의 재정 균형을 맞추기 위한 것입니다. 산업통상부에 따르면, EVN은 2023년 전기 판매 가격을 기준으로 kWh당 135.33동(VND)의 생산 및 운영 비용보다 6.92% 낮은 가격으로 판매하고 있습니다.
투입 비용과 관련하여 EVN 부총괄 이사인 응우옌 쑤언 남(Nguyen Xuan Nam)은 2023년부터 석탄 및 가스 가격 지수가 2021년보다 훨씬 더 높아질 것이라고 말했습니다. 2024년까지는 러시아-우크라이나 갈등으로 인해 석탄 및 가스 시장과 환율이 상승할 것입니다.
EVN 보고서에 따르면, 2023년 석탄 가격은 22~74% 상승하고, 원유 가격은 2020~2021년 평균보다 39~47% 상승할 것으로 예상됩니다. 환율 또한 2022년 대비 1.9% 상승할 것으로 예상됩니다. 이로 인해 가스 화력 발전소, 석탄 발전소, 라오스 수입 발전소, 재생에너지 발전소 등 외화(USD)로 거래되는 전기 또는 연료 구매 비용이 증가합니다.
동시에 기후 변화와 엘니뇨 현상의 영향으로 EVN은 충분한 전력을 확보하기 위해 수력 발전 대신 화력 및 석유 발전원을 최대한 활용해야 했습니다. 값싼 발전원(수력)의 비중은 38%에서 30.5%로 감소한 반면, 값비싼 발전원(석탄 및 가스 화력)의 비중은 35.5%에서 43.8%로 증가했습니다.
작년 EVN은 전력 생산 및 거래에서 총 34조 2,450억 동(VND) 이상의 손실을 기록했습니다. 다른 금융 수입을 차감하면 손실액은 21조 8,220억 동(VND)으로 감소합니다. 2022년에는 전력 산업의 "거대 기업"인 EVN도 이 활동으로 약 36조 3,000억 동(VND)의 손실을 보게 됩니다. 2029년 환율 차이로 인한 손실(18조 동 이상)을 더하면 EVN은 2년 만에 76조 동(약 30억 달러) 이상의 손실을 보게 됩니다.
"이것은 고가에 사서 저가에 파는 상황입니다. 즉, 투입량은 시장 가격에 기반하지만, 산출량은 전력 생산 및 사업 과정에서 정확하고 충분하며 합리적이고 합법적으로 계산된 비용에 따라 결정되지 않습니다."라고 전 가격 관리국장 응우옌 티엔 토아는 말했습니다. 토아 국장에 따르면, 이는 전력 생산 및 사업, 그리고 전력 사용 산업, 그리고 전체 경제 에 많은 부족과 결과를 초래합니다.
특히 국회 경제위원회 위원인 판 득 히에우 씨는 전기 요금이 생산 및 유통 비용보다 낮다는 사실이 이들 단위에 손실을 초래한다고 지적했습니다. "전기 요금이 특정 집단에게는 이득이 되지만 다른 집단에게는 손실이 되기 때문에 형평성이 보장되지 않습니다."라고 그는 덧붙였습니다.
전문가들은 전력 부문의 장기적인 손실이 향후 전력원 개발에 영향을 미칠 수 있다고 지적합니다. 에너지녹색성장연구센터 소장인 하당손 박사는 "비용은 민간 기업의 투자 및 자본 유치에 거의 아무런 유인이 되지 않습니다."라고 말했습니다. 한편, 전문가들은 EVN의 장기적인 손실이 해외 자본 차입 시 재무적 평판에 악영향을 미칠 것이라고 전망합니다. 이는 EVN의 신용등급이 하락하여 우대금리를 적용받는 자본 조달이나 조달에 어려움을 겪게 되기 때문입니다. 이는 중장기 전력 개발 계획의 실행을 어렵게 만들 것입니다.
실제로 제8차 전력 계획에 따르면, 2025년까지 전력 시스템 용량은 59,318MW에 도달할 것으로 예상되며, 이는 현재보다 10,000MW 이상 증가한 수치입니다. 이 용량은 2030년까지 90,512MW로 증가할 것입니다. 이 중 육상 풍력 발전 용량은 약 21,880MW, 옥상 태양광 발전(자체 생산 및 자체 소비)은 2,600MW, 수력 발전은 29,346MW가 증가할 것입니다. 베트남은 2030년까지 전력원 및 송전망 개발에 약 1,350억 달러가 필요할 것으로 예상됩니다. 전력원 및 송전망 개발에 대한 자본 수요는 2050년까지 3,990억~5,230억 달러로 증가할 것으로 예상되며, 이 중 90% 이상이 신규 전력원 구축에, 나머지는 송전망 구축에 사용될 것입니다.
이와 관련하여 북부 전기대학 학장인 부이 쑤언 호이(Bui Xuan Hoi) 부교수는 수익 부족으로 재투자를 위한 자본과 현금 흐름이 확보되지 않을 것이라고 말했습니다. 그는 EVN이 과도한 손실을 입어 지불 능력을 상실할 경우, EVN에 전기를 판매하는 다른 사업체에도 영향을 미칠 것이라고 덧붙였습니다. "8차 전력 계획은 매우 방대하고 야심찬 계획이지만, 지금처럼 가격을 계속 관리한다면 이 계획의 실행은 요원할 것입니다."라고 말하며, 이는 향후 전력 부족으로 이어질 수 있다고 덧붙였습니다.
하당손 박사는 전기 가격을 생산 비용보다 낮게 책정하면 기업들이 에너지를 경제적으로 사용하고 기술을 전환할 동기를 상실하게 될 수 있다고 지적했습니다. "일부 기업들은 자신들의 해결책이 단기적이고 전기 절감량이 크지 않다고 말합니다. 기업들이 더 높은 효율로 장기 투자를 원한다면 7~10년이 걸릴 것입니다."라고 그는 말하며, 이러한 전략은 녹색 성장과 지속 가능한 발전에 대한 동기를 부여하지 않는다고 주장했습니다.
이 발언은 작년 말 베트남 경제 포럼에서 풀브라이트 공공정책경영대학원 베트남 강사인 응우옌 쑤언 탄 씨가 한 말입니다. 탄 씨에 따르면, 점점 더 많은 새로운 에너지원이 전력 시스템에 도입되고 있으며, 이러한 에너지원은 평균 비용과 현재 전기 가격보다 더 비쌉니다. 재생에너지 비용이 kWh당 5~7센트에 송전 비용을 더한다면, 소매 가격은 kWh당 10~12센트(소매 및 배전 비용 포함)로 인상되어야 할 것으로 추산됩니다. 한편, 전기의 평균 소매 가격은 약 8센트에 해당합니다.
즉, 전기 가격은 새롭게 발생하는 생산 비용을 완전히 반영하여 업데이트되어야 합니다. 그는 "물론 전기 가격 인상은 사회에 부정적인 영향을 미칠 것입니다. 하지만 투자할 만한 수준으로 전기 가격을 인상하기 위한 로드맵 없이는 녹색 전환이나 재생에너지 개발은 있을 수 없습니다."라고 말했습니다.
베트남은 녹색 경제로 전환하고 있으므로, 풀버흐트 교수에 따르면 정책 우선순위 중 하나는 경제적, 사회적 비용을 충분히 반영하는 방식으로 전기 및 에너지 가격 인상 로드맵을 단호하게 이행하는 것입니다. 이는 전기 집약적인 경제 부문을 제한하거나 적어도 특혜를 주지 않고, 기업들이 생산 과정에서 기술 및 기술 솔루션을 혁신하여 에너지 효율을 높이도록 하는 것입니다.
또한 전문가들은 전기 가격이 "다목적 작업"을 떠맡아야 한다고 믿고 있습니다. 비용 보상, 투자 인센티브, 사회 보장, 에너지 안보, 그리고 물가 상승 억제를 포함합니다. 또한, 가구 전기 사용자(고수준 및 저수준), 가구와 생산자, 그리고 지역 간 오랜 교차 보조금 문제는 아직 해결되지 않았습니다.
토아 씨는 "양립하기 어려운 상충되는 목표들이 있습니다. 관리 기관들은 전기 가격의 적절한 역할을 보장하기 위해 재정비해야 합니다."라고 말하며, 법 개정 시 이러한 단점을 해결할 명확한 로드맵이 없다면 경제 부문의 전기 산업 투자 참여를 장려하기 어려울 것이라고 덧붙였습니다.
판 득 히에우 씨는 같은 견해를 공유하며, 장기적으로는 소비자, 제조업체, 국가를 포함한 모든 이해당사자의 이익을 조화시키기 위해 단순히 전기 가격을 정하는 것이 아니라 여러 정책 그룹을 통해 전기 가격을 세분화해야 한다고 제안했습니다. 그는 전력 유통 경쟁 강화, 사회 보장 정책, 저소득층 지원금 지급 등을 정책 그룹으로 분류하는 방안을 예로 들었습니다. 또한, 친환경 생산 및 소비를 장려하기 위해 정부는 세제 정책, 과학기술 활용 촉진, 순환 경제 활성화 등을 포함한 다양한 정책을 수립해야 합니다. 동시에, 국민들이 경제적이고 합리적이며 효과적으로 전기를 소비할 수 있도록 전기 가격 체계를 합리적으로 설계해야 합니다.
관리 기관의 관점에서, 산업통상부 전기규제청장인 쩐 비엣 호아 씨는 전기 요금 조정이 정치적, 법적, 그리고 실무적 근거에 기반한다고 말했습니다. 특히 결의안 55호는 시장 기반 에너지 가격 방향으로의 방향을 명확히 명시하고 있습니다. 그는 "따라서 최근 국가 관리 기관은 평균 소매 전기 요금 구조에 관한 결정 28호와 같은 정책을 검토하고 이중 구성 전기 요금 적용을 연구했습니다."라고 말했습니다. 호아 씨는 결정 28호가 총리에게 제출되었다고 말했습니다. 이중 구성 전기 요금 메커니즘은 연구 프로젝트를 완료했으며, 2024년 말까지 여러 지방과 도시에서 시범 운영될 것으로 예상됩니다.
TH(VnExpress에 따르면)[광고_2]
출처: https://baohaiduong.vn/vi-sao-tang-gia-dien-395460.html
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