EVN: Giá khí LNG nhập khẩu gấp 1,5 lần nguồn nội địa có thể làm tăng chi phí phát điện, mua điện

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

EVN cho biết từ năm 2020 đến nay, khả năng cấp khí Đông Nam Bộ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam/Tổng công ty khí Việt Nam (PVN/PVGas) cho phát điện đang suy giảm mạnh. Cụ thể, khu vực này chỉ cấp khoảng 6 tỷ m3 cho các nhà máy điện năm 2020 và dự kiến đến chỉ còn 4,3 tỷ m3 vào năm 2023. Còn khả năng cấp khí cho khu vực Tây Nam Bộ ổn định khoảng 1,3-1,4 tỷ m3/năm.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam dự kiến khả năng cấp khí nội địa khu vực Đông Nam Bộ chỉ còn ở mức 3,06 tỷ m3 vào 2024 và tiếp tục giảm còn 2,61 tỷ m3 vào năm 2025.

EVN cho rằng trữ lượng này chỉ đáp ứng 33% nhu cầu dùng khí hiện tại của các nhà máy điện, do vậy phải bổ sung LNG nhập khẩu cho sản xuất điện.

Cho đến thời điểm hiện tại, PVGas đã hoàn tất giai đoạn 1 kho LNG Thị Vải, công suất 1 triệu tấn/năm với 1 bồn LNG dung tích 180.000m3, tương ứng lượng khí bổ sung 1,4 tỷ m3/năm, và 5,7 triệu m3/ngày, sẵn sàng cung cấp khí cho nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch.

Việc bổ sung nhiên liệu khí LNG cần phải xem xét bởi các dự án nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2 dự kiến bàn giao vào năm 2024 và Phú Mỹ 3 năm 2025, trong khi nguồn cung khí nội địa đã phân bổ hết cho các nhà máy khác theo hợp đồng dài hạn.

Tuy nhiên, việc bổ sung nhập khẩu cho phát điện đang gặp khó khăn, vướng mắc về giá. Hiện, giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD/mmBTU. Cộng các chi phí như tồn trữ, tái hóa, vận chuyển, thì giá giao tới các nhà máy tăng lên ngưỡng 12-14 USD/mmBTU, gấp 1,5 lần giá nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN.

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

Một vướng mắc khác được EVN nêu trong báo cáo là việc mua bổ sung LNG gắn với cam kết khối lượng bao tiêu của từng nhà máy, tùy theo cơ chế mua sắm, tỷ lệ phân bổ các hợp đồng dài/ngắn hạn mà có thể cam kết bao tiêu tương ứng.

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 trường hợp 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 - 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.