Sản lượng khí suy giảm, lo tăng chi phí phát, mua điện

Cấp khí nội địa cho sản xuất điện suy giảm

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa báo cáo Bộ Công thương về việc sử dụng bổ sung nhiên liệu khí LNG nhập khẩu.

EVN cho biết, các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng. Do vậy, việc cấp khí khu vực Đông Nam Bộ của PVN/PVGas cho phát điện thấp hơn trước. 

Cụ thể, năm 2020, sản lượng khí khu vực Đông Nam Bộ cấp khoảng 6 tỷ m3 cho các nhà máy điện. Dự kiến, chỉ còn 4,3 tỷ m3 vào năm 2023.

Khả năng cấp khí cho khu vực Tây Nam Bộ khoảng 1,3-1,4 tỷ m3 một năm.

Thông tin từ 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 vào năm 2025.

"Mức này chỉ đáp ứng 33% nhu cầu dùng khí hiện tại của các nhà máy điện. Nên phải bổ sung LNG nhập khẩu cho sản xuất điện là không tránh khỏi", EVN nêu thực trạng.

Lo chi phí phát, mua điện LNG tăng cao

Theo Quy hoạch điện VIII, tổng công suất nguồn điện khí LNG vào 2030 là 23.900MW. Trong đó 17.900MW đã có dự án, được chuyển từ Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Còn khoảng 6.000MW sẽ được phát triển mới thời gian tới.

Các dự án nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sau khi bàn giao vào 2024-2025 sẽ phải sử dụng khí LNG nhập khẩu. Do khí nội địa đã phân bổ hết cho các nhà máy khác theo hợp đồng dài hạn.

Tương tự, Nhơn Trạch 3 và 4 khi vận hành cũng phải bổ sung dùng LNG nhập khẩu cho phát điện.

Để chuẩn bị nhập khẩu khi LNG phục vụ cho phát điện, PVGas đã hoàn tất giai đoạn 1 kho LNG Thị Vải, công suất 1 triệu tấn một năm với 1 bồn LNG dung tích 180.000m3 (tương ứng khí bổ sung 1,4 tỷ m3 một năm, và 5,7 triệu m3 một ngày).

Tuy nhiên, việc sử dụng khi LNG nhập khẩu cho phát điện, theo EVN sẽ gặp khó khăn, vướng mắc về giá.

Hiện giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD cho một triệu BTU. Cộng các chi phí như tồn trữ, tái hóa, vận chuyển, thì giá giao tới các nhà máy tăng lên ngưỡng 12-14 USD.

"Mức này gấp 1,5 lần giá nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN", EVN lo lắng.

EVN cũng nêu, trường hợp các nhà máy điện của EVN hoặc các nhà máy điện Phú Mỹ sử dụng LNG bổ sung, số khác dùng khí nội địa cũng ảnh hưởng lớn tới khả năng cạnh tranh trên thị trường. Bởi giá LNG quá cao sẽ không thể vận hành trong thị trường điện.

Vướng mắc khác là việc mua bổ sung LNG gắn với cam kết khối lượng bao tiêu của từng nhà máy.

EVN cho rằng, với diễn biến giá nhiên liệu thời gian qua, việc chấp thuận các cam kết về bao tiêu nhiên liệu cần xem xét kỹ lưỡng, phù hợp khả năng vận hành của các nhà máy điện tại từng giai đoạn.

Trường hợp chỉ mua đơn lẻ cho từng nhà máy thì khối lượng bao tiêu sẽ ở mức 80-90% khối lượng hợp đồng.

Còn nếu PVGas mua chung cho nhiều nhà máy điện thì có thể giảm khối lượng bao tiêu, cân đối sản lượng trong bao tiêu cho các nhà máy khác nhau để giảm rủi ro trong thực hiện hợp đồng.

EVN đề nghị, trường hợp PVGas là đơn vị vận hành các đường ống dẫn khí hiện hữu, cần yêu cầu doanh nghiệp này tính toán lại cước vận chuyển khí với các đường ống đã vào vận hành, thu hồi hết chi phí đầu tư.

Việc này nhằm không tính trùng các chi phí khi bổ sung LNG, báo cáo Bộ Công thương duyệt theo Luật Giá.