페트로베트남이 본 베트남 전기가스 발전의 현실… 제도는 열렸지만, LNG 발전은 아직 수익 구조가 불안하다

2026/04/22

 

베트남의 전기가스 발전은 지금 ‘기회가 큰 산업’이면서도 동시에 ‘제도 미세조정이 시급한 산업’이라는 점이 더 분명해지고 있다. 이번 자료는 페트로베트남(Petrovietnam) 관점에서 현재의 법·제도와 실제 사업 운영 사이의 간극을 정리한 내용인데, 핵심 메시지는 단순하다. 법과 계획만 보면 베트남은 전기가스 발전, 특히 LNG 발전을 적극 키우려는 방향이 분명하지만, 실제 투자와 운영 단계에서는 아직 해결되지 않은 병목이 많다는 것이다.

 

현재 페트로베트남 계열은 남동부와 서남부에서 총 6기의 가스발전소를 운영하고 있다. 년짝 1·2·3·4, 까마우 1·2가 그 대상이며, 이 가운데 년짝 3·4는 2026년 1월 1일부터 시장에 참여한 베트남 최초의 LNG 발전소다. 여기에 오몬 4는 2028년, 오몬 3은 2030년 가동 목표로 추진되고 있어, 2030년쯤이면 페트로베트남 계열 가스발전 설비는 총 8기, 약 6,500MW 수준으로 확대될 전망이다. 즉 페트로베트남은 단순한 사업자라기보다, 베트남 전기가스 발전 확대의 핵심 축이라고 볼 수 있다.

페트로베트남에서 운영 중인 6기의 발전소 현황

정책 방향 자체는 꽤 강하게 열려 있다. 2024년 전력법은 국내 천연가스 기반 화력발전을 우선 개발하고, LNG 발전도 빠르게 확대해 전력계통 조정과 에너지 전환의 중요한 축으로 삼겠다고 명시했다. 이후 정부는 56/2025/NĐ-CP, 100/2025/NĐ-CP 등을 통해 국내 천연가스 발전소의 최대한 가동, LNG 발전소의 최소 계약전력(Qctt) 65% GO 보장 같은 유인책을 구체화했다. 또 2025년 4월 조정된 국가전력계획(PDP8 수정본)에서는 2030년까지 국내 가스발전 10.861~14.930MW, LNG 발전 22.524MW를 포함해 전체 전기가스 발전 비중을 약 15~18%까지 끌어올리는 방향을 제시했다. 이는 베트남이 석탄에서 재생에너지로 넘어가는 과정에서, 전기가스를 ‘브리지 전원’으로 본다는 뜻이다.

 

하지만 문제는 제도가 만들어졌다고 해서 시장성이 자동으로 확보되는 것은 아니라는 점이다. 먼저 기존 국내 천연가스 발전소는 신설 지원제도의 직접 적용 대상이 아니어서, 정작 이미 운영 중인 설비들은 충분한 우선가동 혜택을 체감하지 못하고 있다는 지적이 나온다. 특히 기존 가스전들이 노후화 단계에 들어가면서 최소 가스 공급량을 어떻게 안정적으로 유지할지에 대한 제도적 장치가 부족하다는 점은 운영 리스크로 이어질 수 있다. 자료는 명절·우기 같은 비수기에도 가스전 운영 안정성을 유지하지 못하면 가스-전력 연계 시스템 전체 안전에 문제가 생길 수 있다고 본다.

 

LNG 발전 쪽은 더 복잡하다. 법적으로는 최소 계약전력(Qctt) 65% GO를 보장받도록 설계돼 있지만, 실제 시장에서는 LNG 발전의 변동비가 너무 높다. 자료에 따르면 2024~2027년 LNG 발전의 변동비는 kWh당 약 2,700~2,900동인데, 이는 수력 820~850동, 석탄화력 1,250~1,300동, 국내 가스발전 1,740~1,850동보다 훨씬 높다. 다시 말해 LNG 발전소는 현행 전력시장에서 가격 경쟁 순서상 뒤로 밀릴 가능성이 높고, 재생에너지 비중 확대와 비시장 전원 우선가동 구조까지 겹치면 실제 발전소 이용률이 기대보다 낮아질 수 있다. 결국 법에 적힌 ‘보장’과 실제 시장 수익 사이의 간극이 아직 크다는 뜻이다.

 

더 큰 문제는 LNG 발전 원가의 전기요금 전가 구조가 아직 충분히 정리되지 않았다는 점이다. LNG 재기화 가스 구매계약에는 SBLC, 통관, 검정·검사, 세금, 금융비용 등 여러 실제 비용이 LNG 수입가격에 포함되는데, 이 비용을 전기요금에 어떻게 정확히 반영할지에 대한 세부 가이드가 아직 명확하지 않다고 자료는 지적한다. 또한 저장·재기화·수송·분배 요금의 구체적 승인도 늦어지고 있어, 특히 두 개 이상의 지방 행정구역에 걸친 가스관 사업에서는 어느 지방정부가 요금 승인권을 갖는지조차 불명확한 경우가 발생하고 있다. 결국 연료 조달 원가를 전기요금으로 안정적으로 넘기는 장치가 완성되지 않으면, LNG 발전소는 가동할수록 수익성이 흔들릴 수 있다.

 

시간 문제도 있다. 자료는 전형적인 LNG 발전 프로젝트가 투자 준비 2년, 공사 최소 4년 이상이 필요하다고 본다. 그런데 현행 인센티브 적용 기준은 2031년 1월 1일 이전 상업운전(COD)이다. 지금부터 남은 시간이 5년도 채 안 되는 상황에서, 대형 LNG 발전소가 기한 내 상업운전에 들어가지 못할 위험이 상당하다는 것이다. 이 경우 정책 인센티브를 받지 못해 금융조달이 더 어려워지고, 결국 은행들이 프로젝트 파이낸싱을 더 보수적으로 보게 되며, 이는 다시 전기요금 상승 압력으로 이어질 수 있다. 즉 정책의 불확실성이 곧 금융비용 상승으로 연결되는 구조다.

 

그래서 페트로베트남이 제시한 제안은 비교적 명확하다.

 

첫째, 기존 국내 천연가스 발전소도 가능한 한 최대한 가동되도록 해야 한다. 둘째, 기존 국내 가스발전소가 필요할 경우 LNG도 사용할 수 있게 해야 한다. 셋째, LNG 발전소가 중앙 LNG 터미널 인프라를 더 유연하게 활용할 수 있도록 해야 한다. 넷째, 수입 LNG 발전소에는 원리금 상환이 가능할 수준의 장기 Qctt를 실제로 배분해야 한다는 것이다. 이 제안은 결국 “법적 선언”보다 “현금흐름이 가능한 운영 메커니즘”이 더 중요하다는 현실 인식을 보여준다.

 

정리하면, 베트남의 전기가스 발전 정책은 방향 자체는 꽤 선명하다. 국내 가스와 LNG를 활용해 석탄 의존을 줄이고, 재생에너지 확대를 뒷받침하는 조정 전원으로 키우겠다는 구상이다. 그러나 현재 단계에서 가장 큰 장애물은 발전원가, 시장경쟁 구조, 연료비의 전기요금 반영 방식, 저장·수송 요금 승인, 그리고 2031년 이전 COD라는 시간 압박이다.

 

즉 베트남의 전기가스 발전은 “정책 의지 부족”의 문제가 아니라, “제도와 시장 설계의 마지막 1km”를 아직 완전히 넘지 못한 상태라고 보는 편이 더 정확하다. 이 문제를 어떻게 풀어내느냐에 따라, 전기가스가 정말 베트남 에너지 전환의 브리지 전원이 될지, 아니면 비용 부담이 큰 과도기 전원에 머물지가 갈릴 가능성이 크다.

 

출처 : https://nangluongvietnam.vn/co-che-phap-ly-cho-nguon-dien-khi-hien-huu-va-dau-tu-moi-goc-nhin-cua-petrovietnam-35922.html

 

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