Ceny elektřiny zatím nejsou pro investory atraktivní!

Zpoždění v realizaci projektů výroby energie, zejména rozsáhlých projektů v rámci Plánu rozvoje energetiky 8, představuje riziko pro dlouhodobou bezpečnost dodávek elektrické energie.

Projekt plynových elektráren Nhon Trach 3 a 4 závodí s časem a má být uveden do provozu do poloviny roku 2025 - Foto: Ngoc An

Skutečnost, že maloobchodní ceny elektřiny nebyly upraveny podle kolísání vstupních nákladů, vyvolala obavy investorů, protože Vietnam Electricity Group (EVN) se potýká se zajištěním finančních prostředků na úhradu nákupu elektřiny, což snižuje její atraktivitu pro investory do výroby energie.

To potvrdil jeden z vedoucích představitelů ministerstva průmyslu a obchodu v rozhovoru pro noviny Tuoi Tre, který také uvedl, že mechanismus tvorby cen elektřiny bude revidován, aby se zajistilo, že maloobchodní ceny elektřiny budou odpovídajícím způsobem upravovány podle kolísání vstupních parametrů.

Nakupujeme suroviny na základě krátkodobých smluv.

V rozhovoru pro noviny Tuổi Trẻ pan Lê Bá Quý, ředitel projektové rady pro třetí a čtvrtý blok elektrárny Nhơn Trạch, uvedl, že projekt pečlivě sleduje svůj postup, aby první elektřina byla dodána do sítě začátkem příštího roku.

Proto je jednou z největších obav investorů v současné době závazek k dlouhodobému smluvnímu výkonu (Qc), a to i přesto, že tento projekt již podepsal smlouvu o nákupu elektřiny.

S kapacitou 1 624 MW po oficiálním uvedení do provozu dodají plynové elektrárny Nhon Trach 3 a 4 dalších 9–12 miliard kWh. Vzhledem k absenci jasných dlouhodobých závazků v oblasti kontroly kvality nemohou elektrárny proaktivně vypočítávat a nakupovat ani dovážet vstupní plyn.

Závod mezitím používá zkapalněný zemní plyn a pro zajištění příznivých dodávek za konkurenceschopnou cenu musí zadávat dlouhodobé objednávky, které trvají čtyři měsíce.

Bez dlouhodobých smluv mohou být nákupní ceny plynu až o 30 % vyšší. To je nevýhoda, která zvyšuje náklady na elektřinu, snižuje konkurenceschopnost na trhu s elektřinou a brzdí výrobu elektřiny.

Kromě toho by pro investory mohlo představovat riziko i minimální procento elektřiny vyrobené prostřednictvím dlouhodobých smluv o výkupu elektřiny (mobilizovaný výkon elektřiny – FV), které vláda stanovila na 70 % a nepřesahuje sedm let.

Podle pana Quye současné mechanismy tvorby cen plynu a odběru produkce způsobují investorům mnoho obtíží při proaktivním plánování možností dovozu surovin a provozování jejich podnikání.

To by mohlo také vytvořit překážky pro zahraniční investory při investování do projektů plynové energie.

Vedoucí představitel Vietnamské národní ropné skupiny (PVN) uvedl, že podle běžné praxe plánují dodavatelé po celém světě dodávky zkapalněného zemního plynu na následující rok od července do října.

Nicméně, Qc produkce pro následující rok nových elektráren byla oficiálně oznámena teprve a v prvních osmi měsících letošního roku bude Qc elektráren přepočítávána měsíčně.

Mezi plánem výroby elektřiny a plánem nákupu plynu proto dojde ke zpoždění, což vytvoří značná finanční rizika, jako je nedostatečný nákup, nadměrný nákup, nesplnění provozních požadavků a poplatky za skladování.

Absence dlouhodobé kvantifikace (Qc) navíc znamená, že prodejce elektřiny nemá žádný základ pro dlouhodobý závazek k objemu NLG a může nakupovat pouze malé objemy na základě smlouvy, minimálně 20–30 % průměrné výroby elektřiny, přičemž zbytek nakupuje na okamžitém základě.

„To zvyšuje ceny elektřiny, ovlivňuje vietnamský trh s elektřinou a nezaručuje výrobu elektřiny, když si to systém žádá.“

„Podle výpočtů, pokud počet zakoupených jízd bude činit až 80 %, mohl by nárůst ceny elektřiny dosáhnout 173 %, a pokud počet zakoupených jízd bude činit 40 %, cena se zvýší o 131 %,“ uvedla tato osoba.

Odstraňte politické překážky a urychlete postup projektu.

Podle vedoucího představitele ministerstva průmyslu a obchodu je v Plánu rozvoje energetiky č. 8 celková kapacita 23 projektů plynových elektráren, do kterých má být investováno, postaveno a uvedeno do provozu do roku 2030, 30 424 MW.

Z nich celková kapacita elektráren využívajících plyn z domácí těžby je 7 900 MW (10 projektů) a celková kapacita plynových elektráren využívajících LNG je 22 524 MW (13 projektů).

Investiční a stavební situace však stále čelí mnoha výzvám. Kromě tepelné elektrárny O Mon I (660 MW), která je v provozu od roku 2015, a tepelné elektrárny O Mon IV (1 050 MW), u které se očekává zahájení komerčního provozu ve 2. čtvrtletí roku 2028, jsou v současné době ve výstavbě pouze plynové tepelné elektrárny Nhon Trach 3 a Nhon Trach 4 s kapacitou 1 624 MW využívající dovážený LNG, jejichž provoz se očekává v polovině roku 2025.

Podle tohoto zdroje je dokončení zbývajících projektů před rokem 2030 nepravděpodobné bez zásadních řešení k odstranění klíčových překážek v rozvoji energetiky z LNG, jako jsou regulace minimálního objemu výroby a převod cen plynu na ceny elektřiny.

Vedoucí představitelé ministerstva průmyslu a obchodu rovněž uvedli, že spolupracovali se společnostmi EVN a PVN na finalizaci obsahu týkajícího se mechanismů a politik pro rozvoj plynových elektráren v návrhu zákona o elektřině (ve znění pozdějších předpisů).

Zpoždění v realizaci projektů výroby energie, zejména velkých projektů v rámci Plánu rozvoje energetiky 8, představuje riziko pro dlouhodobou bezpečnost dodávek elektrické energie a v určitých obdobích by mohlo vést k nedostatku energie.

Spolu s politickými mechanismy na podporu energetických projektů ministerstvo přezkoumá mechanismus úpravy cen elektřiny a bude se zabývat stávajícími nedostatky s cílem přilákat investory.

Podle tohoto zdroje mohou obavy investorů při rozhodování o investicích do projektů elektráren ve Vietnamu pramenit z mechanismu úpravy maloobchodních cen elektřiny, který striktně nesleduje výkyvy cen elektřiny podle mechanismu úpravy maloobchodních cen elektřiny.

Skutečnost, že maloobchodní ceny elektřiny nebyly upraveny podle kolísání vstupních nákladů, rovněž vyvolává obavy investorů, protože EVN může mít potíže se zajištěním finančních prostředků na úhradu nákupu elektřiny, čímž se snižuje atraktivita výroby elektřiny pro investory.

„Mechanismus tvorby cen elektřiny proto musí být revidován tak, aby byla zajištěna rovnováha faktorů a aby investoři do výroby i přenosu elektřiny mohli pokrýt své náklady a dosáhnout přiměřeného zisku, a zároveň aby ​​se zajistilo, že maloobchodní ceny elektřiny společnosti EVN budou přiměřeně upravovány podle kolísání vstupních parametrů,“ uvedla tato osoba.

Učinit z elektřiny klíčový zdroj energie.

Dne 30. listopadu schválilo Národní shromáždění novelizovaný zákon o elektřině s důležitými ustanoveními týkajícími se upřednostnění rozvoje plynových tepelných elektráren využívajících domácí zdroje plynu a zkapalněný zemní plyn.

Cílem je postupně proměnit plynovou energii ve významný zdroj elektřiny a podpořit regulaci energetické soustavy.

Zákon rovněž zahrnuje mechanismus pro maximalizaci mobilizace domácích projektů výroby energie ze zemního plynu na základě kapacity dodávek plynu a omezení paliva, čímž je zajištěna rovnováha mezi celkovými zájmy národa.

Současně by měl existovat mechanismus pro rozvoj tepelných elektráren využívajících zkapalněný zemní plyn, a to v souladu s úrovní konkurenceschopnosti trhu s elektřinou a zájmy státu a obyvatelstva, jakož i s makroekonomickými podmínkami daného období.

To zahrnuje minimální dlouhodobý smluvní výkon elektřiny a dobu jeho platnosti, zásady pro výpočet cen elektřiny, záruky pro realizaci investičních projektů a dobu trvání pojistky pro každý jednotlivý případ.

Zdroj: https://tuoitre.vn/gia-dien-chua-hap-dan-nha-dau-tu-20241204085444348.htm