Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết, giá khí LNG nhập khẩu cao gấp 1,5 lần khí nội địa khiến giá điện sản xuất của EVN cao hơn giá đầu ra (bán lẻ). Thực tế này ảnh hưởng đến chi phí mua, phát điện của EVN.
Báo cáo hồi tháng 7 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cho thấy, dự kiến khả năng cấp khí nội địa khu vực Đông Nam Bộ ở mức 3,06 tỷ m3 vào 2024, sau đó giảm còn 2,61 tỷ m3 một năm, chỉ đáp ứng 33% nhu cầu dùng khí hiện tại của các nhà máy điện, nên việc phải sử dụng bổ sung LNG nhập khẩu cho sản xuất điện là cần thiết.
Nguồn khí cho phát điện giảm mạnh
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã liệt kê ra những vướng mắc trong sản xuất, kinh doanh điện, khi tới đây nhiều nhà máy turbin khí của Việt Nam sẽ phải sử dụng bổ sung nhiên liệu từ nguồn khí LNG nhập khẩu trong báo cáo vừa gửi tới Bộ Công Thương.
Đáng chú ý, tại văn bản này, EVN lo ngại việc Việt Nam phải nhập khẩu khí thiên nhiên hoá lỏng với giá cao, từ đó gây áp lực lên giá điện khi chi phí sản xuất (phát điện, mua điện), cao hơn giá bán lẻ đầu ra của tập đoàn, trong bối cảnh bản thân EVN đang gặp khó khăn trong cân đối tài chính.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) báo cáo với Bộ Công Thương rằng, khả năng cấp khí Đông Nam Bộ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng công ty Khí (PV Gas) cho phát điện có sự suy giảm mạnh từ năm 2020 trở đi do các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng.
Cụ thể, năm 2020 khả năng cấp chỉ khoảng 6 tỷ m3, đến năm 2023 khả năng cấp chỉ còn 4,3 tỷ m3. Khu vực Tây Nam Bộ, khả năng cấp khí ổn định trong khoảng 1,3-1,4 tỷ m3/năm.
Phía PV Gas cũng đã thông báo với EVN việc cấp khí LNG tái hóa cho các nhà máy điện tại khu vực Đông Nam Bộ, theo đó, dự kiến khả năng cấp khí thiên nhiên khu vực Đông Nam Bộ năm 2024 ở mức 3,06 tỷ m3, năm 2025 ở mức 2,61 tỷ m3.
Mức này chỉ đáp ứng khoảng 33% so với nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện và đề xuất sử dụng LNG là nhiên liệu bổ sung, thay thế.
Để đảm bảo nhiên liệu cho phát điện, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PVPower) đã đề xuất EVN xem xét chấp thuận phương án bổ sung LNG nhập khẩu cho phát điện, đồng thời đàm phán phụ lục hợp đồng mua bán điện để sử dụng nguồn nhiên liệu này.
Theo EVN, ở thời điểm hiện tại, PV Gas cũng hoàn thành công tác xây dựng, lắp đặt thiết bị giai đoạn 1 của kho LNG Thị Vải với công suất khoảng 1 triệu tấn/năm với 01 bồn LNG dung tích 180.000 m3, tương đương lượng khí bổ sung là 1,4 tỷ m3/năm (tương đương 5,7 triệu m3/ngày).
Đồng thời, kho cảng LNG Thị Vải cũng đã đón tàu LNG đầu tiên để thử nghiệm hệ thống vào ngày 10/7/2023, sẵn sàng cấp khí bổ sung cho các nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch (như Sputnik đã thông tin trước đó).
EVN đánh giá, trước thực tế, nguồn cung cấp khí thiên nhiên trong nước chưa được khai thác bổ sung và ngày càng suy giảm thì việc bổ sung nguồn nhiên liệu khí LNG nhập khẩu cho các nhà máy điện hiện hữu đang sử dụng nguyên liệu khí đầu là cần xem xét.
Đặc biệt, đối với dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sau khi bàn giao lại cho phía Việt Nam vào năm 2024 (Phú Mỹ 3) và năm 2025 (Phú Mỹ 2.2) sẽ chỉ sử dụng được nhiên liệu LNG nhập khẩu.
Điều này là do lượng khí thiên nhiên nội địa được cam kết thời gian qua cho Phú Mỹ 3 và Phú Mỹ 2.2 trong các hợp đồng liên quan cũng kết thúc do hết thời gian thực hiện Hợp đồng BOT và bên bán khí đã phân bổ hết cho các hộ tiêu thụ hiện hữu thông qua các hợp đồng dài hạn.
Nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 khi vận hành cũng phải bổ sung dùng LNG nhập khẩu cho phát điện.
Giá LNG tăng cao ảnh hưởng giá phát điện, mua điện
Tuy nhiên, việc bổ sung LNG nhập khẩu cho phát điện hiện cũng đang gặp một số khó khăn vướng mắc, theo EVN.
Đầu tiên là vấn đề giá. Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, giá LNG về Việt Nam hiện nay, theo các nghiên cứu của các tư vấn ở mức 10 - 12 USD/triệu BTU, cộng cả các chi phí tồn trữ - tái hóa - vận chuyển thì giá khí LNG sau tái hóa đến hàng rào các nhà máy điện Phú Mỹ sẽ ở mức 12 - 14 USD/triệu BTU, gấp 1,5 lần so với giá khí nội địa hiện hữu.
Giá LNG cao dẫn đến tăng chi phí phát điện của các nhà máy điện, tăng chi phí mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính của EVN vẫn đang gặp khó khăn.
Vấn đề tiếp theo, theo EVN, nếu chỉ có các nhà máy điện của EVN hoặc chỉ các nhà máy nhiệt điện tại Phú Mỹ của EVN và Tổng công ty Phát điện 3 sử dụng LNG bổ sung, còn các nhà máy điện còn lại dùng khí nội địa thì khả năng cạnh tranh trong thị trường của các nhiệt điện tuabin khí khi sử dụng nhiên liệu LNG sẽ bị ảnh hưởng rất lớn, trong trường hợp giá LNG quá cao sẽ dẫn đến việc không thể vận hành trong thị trường điện.
Cũng theo EVN, việc mua bổ sung LNG gắn liền với việc cam kết các khối lượng bao tiêu, tùy theo cơ chế mua sắm, tỷ lệ phân bổ các hợp đồng dài hạn/ngắn hạn mà có các cam kết bao tiêu tương ứng.
EVN lưu ý, với diễn biến giá nhiên liệu biến động mạnh và ảnh hưởng của thị trường quốc tế trong thời gian vừa qua, việc chấp thuận các cam kết, ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu cần phải được xem xét kỹ lưỡng, phù hợp với khả năng vận hành của nhà máy điện tại từng giai đoạn vận hành để giảm rủi ro trong thực hiện hợp đồng.
Bên cạnh đó, EVN cũng đề nghị, trường hợp PV Gas là đơn vị vận hành các đường ống dẫn khí hiện hữu thì cần tính toán lại các cước vận chuyển khí đối với các đường ống đã vào vận hành trước đây, đã thu hồi hết chi phí đầu tư cũng như không tính trùng các chi phí khi bổ sung nguồn khí LNG và báo cáo Bộ Công Thương phê duyệt theo đúng Luật Giá.
Việt Nam có thể xem xét nhập khẩu LNG từ Nga
Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt cho thấy, Việt Nam ước tính lượng khí LNG nhập khẩu vào khoảng 23.900 MW, tương đương 16,4% tổng nguồn điện vào năm 2030. Điều này cũng đồng nghĩa với việc nhu cầu nhập khẩu LNG cao hơn so với Nghị quyết số 55 của Bộ Chính trị.
Ngoài các dự án điện khí đang vận hành bằng khí nội có khả năng chuyển sang sử dụng khí LNG nhập khẩu như trên, hiện có 9 dự án điện khí LNG đã có chủ đầu tư với tổng công suất là khoảng 18.000 MW và 4 dự án LNG chưa có chủ đầu tư có tổng công suất là 6.000 MW đang trong giai đoạn chuẩn bị đầu tư với mục tiêu đưa vào hoạt động trước 2030.
Căn cứ theo chiến lược an ninh năng lượng quốc gia và đảm bảo đủ nguồn cung ứng điện, Bộ Công Thương cho rằng, khả năng nhập khẩu điện khí LNG cho các nhà máy điện có quy mô công suất 23.900MW năm 2030 của Việt Nam là khả thi.
Theo nhiều chuyên gia, trong ngắn hạn và trung hạn, Việt Nam có thể nhập khẩu điện khí hoá lỏng LNG từ Nga, Australia, Mỹ và Qatar vì đây là các nước có lượng LNG xuất khẩu nhiều nhất và cũng có kế hoạch tăng lượng xuất khẩu thời gian tới.
Theo: Sputnik Việt Nam
