EVN: Giá khí LNG nhập khẩu cao ảnh hưởng chi phí phát, mua điện

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), trong bối cảnh doanh nghiệp này cân đối tài chính khó khăn.

Trong báo cáo vừa gửi Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nêu những vướng mắc khi tới đây nhiều nhà máy turbin khí trong nước sẽ phải sử dụng bổ sung nhiên liệu khí LNG nhập khẩu.

Việc này xuất phát từ thực tế cấp khí Đông Nam Bộ của PVN/PVGas cho phát điện thấp hơn trước do các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng. Như năm 2020, sản lượng khí khu vực Đông Nam Bộ cấp khoảng 6 tỷ m3 cho các nhà máy điện, và hiện giảm khoảng 30%, tương đương 4,3 tỷ m3 khí vào 2023. Khả năng cấp khí cho khu vực Tây Nam Bộ khoảng 1,3-1,4 tỷ m3 một năm.

EVN cho biết 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.

Việc bổ sung LNG cho phát điện, theo EVN sẽ gặp khó khăn, trước tiên là giá. Hiện giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD một triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 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 trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.

Tại Quy hoạch Điện VIII, giá LNG được Bộ Công Thương dự báo khoảng 10,6 USD một triệu BTU giai đoạn 2021-2045, và giá đến nhà máy bình quân 11,8 USD một triệu BTU. Với mức giá nhiên liệu này, giá điện sản xuất tương ứng khoảng 9,2 cent một kWh, cao hơn đầu ra của EVN khoảng 1,3 cent - giá bán lẻ bình quân hiện khoảng 1.920,37 đồng một kWh.

Bên cạnh đó, 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 nữa là việc mua bổ sung LNG gắn với cam kết khối lượng bao tiêu của từng nhà máy. Tức là tùy theo cơ chế mua sắm, tỷ lệ phân bổ các hợp đồng (ngắn hạn, dài hạn) mà có các cam kết bao tiêu tương ứng. EVN cho rằng 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 từng nhà máy thì khối lượng bao tiêu sẽ ở mức 80-90% hợp đồng. Còn nếu PVGas mua chung cho nhiều nhà máy điện có thể giảm khối lượng bao tiêu, cân đối sản lượng trong bao tiêu cho các nhà máy khác nhau để giảm rủi ro thực hiện hợp đồng.

EVN đề nghị, trường hợp PVGas là đơn vị vận hành các đường đống 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.

Theo báo cáo hồi tháng 7 của PVN, 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. Mức này 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 không tránh khỏi.

Hiện PVGas đã hoàn tất giai đoạn 1 kho LNG Thị Vải, công suất 1 triệu tấn một năm với 1 bồn LNG dung tích 180.000 m3 (tương ứng khí bổ sung 1,4 tỷ m3 một năm, và 5,7 triệu m3 một ngày). Chuyến tàu LNG thử nghiệm đầu tiên đã cập cảng ngày 10/7.

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

Anh Minh