ເຖິງວ່າຈະມີການລົງທຶນຫຼາຍພັນລ້ານໂດລາ, ໂຮງງານໄຟຟ້າ LNG ຍັງຄົງບໍ່ໄດ້ຖືກຂາຍ.

ໂຄງການ LNG ຂະໜາດໃຫຍ່ທີ່ມີການລົງທຶນຫຼາຍພັນລ້ານໂດລາປະເຊີນກັບຄວາມສ່ຽງທີ່ຈະລົ້ມເຫຼວຍ້ອນອັດຕາການລະດົມທຶນຕໍ່າ, ເຮັດໃຫ້ນັກລົງທຶນມີຄວາມຫຍຸ້ງຍາກໃນການຮັບປະກັນເງິນທຶນ ແລະ ດຶງດູດນັກລົງທຶນໃໝ່.

ໂຮງງານໄຟຟ້າພະລັງຄວາມຮ້ອນເຍີນຈ່າກ 3 ແລະ 4 ກຳລັງກະກຽມໃຫ້ສາມາດດຳເນີນງານທາງການຄ້າໃນໄຕຣມາດທີ 4 ປີ 2025 - ຮູບພາບ: NGOC AN

ຂໍ້ມູນນີ້ໄດ້ຖືກສະໜອງໃຫ້ໂດຍທ່ານ Nguyen Quoc Thap, ປະທານສະມາຄົມນ້ຳມັນ ແລະ ອາຍແກັສຫວຽດນາມ, ໃນເວທີປາໄສນ້ຳມັນ ແລະ ອາຍແກັສ ແລະ ພະລັງງານປະຈຳປີ 2025: ການຫັນປ່ຽນພະລັງງານ - ວິໄສທັດ ແລະ ການກະທຳ, ເຊິ່ງຈັດໂດຍສະມາຄົມນ້ຳມັນ ແລະ ອາຍແກັສຫວຽດນາມ ແລະ ບໍລິສັດພະລັງງານ ແລະ ອຸດສາຫະກຳແຫ່ງຊາດຫວຽດນາມ ( Petrovietnam ) ໃນວັນທີ 28 ກໍລະກົດ.

ການລະດົມພະລັງງານອາຍແກັສທຳມະຊາດຕໍ່າຍ້ອນລາຄາສູງບໍ?

ຕາມທີ່ທ່ານ ທັບ, ຄວາມກັງວົນທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດສຳລັບໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ແກັສແມ່ນລະດັບການໃຊ້ໄຟຟ້າທີ່ຕໍ່າຢູ່ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ແກັສ LNG. ລາວໄດ້ຍົກຕົວຢ່າງໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ແກັສ Nhon Trach 1 ແລະໂຄງການໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ແກັສ Lan Tay, ເຊິ່ງສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າລະດັບການນຳໃຊ້ແມ່ນຕໍ່າກວ່າຄວາມສາມາດໃນການສະໜອງຫຼາຍ.

ໃນທຳນອງດຽວກັນ, ສອງໂຄງການທີ່ມີມູນຄ່າຫຼາຍພັນລ້ານໂດລາ, ເຊັ່ນ: ໂຮງງານໄຟຟ້າແກັສ Nhon Trach 3 ແລະ 4, ໄດ້ສຳເລັດແລ້ວ ແລະ ພ້ອມທີ່ຈະຜະລິດໄຟຟ້າ, ແຕ່ບັນຫາການຜະລິດໄຟຟ້າຍັງຄົງເປັນ "ຄຳຖາມໃຫຍ່". ອີງຕາມທ່ານ Thap, ເຫດຜົນແມ່ນວ່າກຸ່ມບໍລິສັດໄຟຟ້າຫວຽດນາມ (EVN) ເປັນຜູ້ຊື້ແຫຼ່ງໄຟຟ້າທັງໝົດເພື່ອຂາຍໃຫ້ລູກຄ້າ, ໂດຍລະດົມພວກເຂົາຕາມລຳດັບຄວາມສຳຄັນຈາກລາຄາຕໍ່າສຸດຫາສູງສຸດ.

ສິ່ງນີ້ເຮັດໃຫ້ພະລັງງານທີ່ໃຊ້ພະລັງງານຈາກ LNG ມີລາຄາສູງ - ເຮັດໃຫ້ມັນເປັນແຫຼ່ງພະລັງງານທີ່ບໍ່ໄດ້ຮັບຄວາມນິຍົມໃນຕາຂ່າຍໄຟຟ້າ, ໂດຍສະເພາະແມ່ນຍ້ອນວ່າພະລັງງານໄຟຟ້ານ້ຳຕົກມີລາຄາຖືກກວ່າໃນປີນີ້ເນື່ອງຈາກຊັບພະຍາກອນນ້ຳທີ່ອຸດົມສົມບູນຫຼາຍຂຶ້ນ ແລະ ດັ່ງນັ້ນຈຶ່ງຖືກນຳໃຊ້ເລື້ອຍໆຂຶ້ນ.

ອີງຕາມທ່ານ Thap, ລັດຖະດຳລັດ 100 ຂອງລັດຖະບານ ກ່ຽວກັບກົນໄກການພັດທະນາໂຄງການພະລັງງານຄວາມຮ້ອນທີ່ໃຊ້ແກັສ, ເຊິ່ງຫາກໍ່ອອກ, ໄດ້ນຳສະເໜີກົນໄກຕ່າງໆເຊັ່ນ: ການໂອນລາຄາແກັສໄປສູ່ລາຄາໄຟຟ້າ.

ນອກຈາກນັ້ນ, ນະໂຍບາຍຮັບປະກັນຜົນຜະລິດໄຟຟ້າໃນໄລຍະຍາວຢ່າງໜ້ອຍບໍ່ຕໍ່າກວ່າ 65%, ເຊິ່ງໃຊ້ໄດ້ເປັນເວລາ 10 ປີ, ກໍ່ໄດ້ຖືກຈັດຕັ້ງປະຕິບັດແລ້ວ. ເຖິງຢ່າງໃດກໍ່ຕາມ, ໃນຄວາມເປັນຈິງແລ້ວ, ອຸປະສັກຫຼາຍຢ່າງໃນການດຳເນີນງານຂອງໂຮງງານໄຟຟ້າ ແລະ ການດຶງດູດການລົງທຶນໃນໂຮງງານໄຟຟ້າພະລັງງານຄວາມຮ້ອນທີ່ໃຊ້ແກັສຍັງບໍ່ທັນໄດ້ຮັບການແກ້ໄຂເທື່ອ.

ອີງຕາມຂໍ້ມູນຈາກ EVN, ໃນເຈັດເດືອນທຳອິດຂອງປີ 2025, ອັດຕາສ່ວນຂອງການຜະລິດພະລັງງານໄຟຟ້າດ້ວຍອາຍແກັສຄິດເປັນ 6.6%, ຫຼຸດລົງເມື່ອທຽບກັບ 8.2% ໃນໄລຍະດຽວກັນຂອງປີກ່ອນ. ໃນຂະນະດຽວກັນ, ອັດຕາສ່ວນຂອງການຜະລິດພະລັງງານໄຟຟ້ານ້ຳຕົກຄິດເປັນ 23.5%, ເພີ່ມຂຶ້ນເມື່ອທຽບກັບ 22.8% ໃນໄລຍະດຽວກັນ.

ທ່ານ ຫງວຽນ ຢຸຍຢາງ ຮອງຜູ້ອຳນວຍການໃຫຍ່ຂອງບໍລິສັດໄຟຟ້ານ້ຳມັນຫວຽດນາມ (PV Power), ຜູ້ລົງທຶນຂອງໂຮງງານໄຟຟ້າຄວາມຮ້ອນແກັສເຍີນຈ່າກ 3 ແລະ 4 ທີ່ມີກຳລັງການຜະລິດທັງໝົດສູງເຖິງ 1,624 ເມກາວັດ, ຄາດວ່າຈະເລີ່ມດຳເນີນງານທາງການຄ້າໃນໄຕມາດທີສີ່ຂອງປີ 2025, ໄດ້ຢືນຢັນວ່າໜຶ່ງໃນອຸປະສັກທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດແມ່ນກົນໄກການໂອນລາຄາແກັສໄປສູ່ລາຄາໄຟຟ້າ.

ຕ້ອງມີກົນໄກສຳລັບການຊື້ຂາຍໄຟຟ້າໂດຍກົງ.

ຕາມທີ່ທ່ານ ຢາງ, ເຖິງແມ່ນວ່າກົນໄກການໂອນລາຄາອາຍແກັສໄປຫາລາຄາໄຟຟ້າໄດ້ໄດ້ຮັບອະນຸຍາດສຳລັບໂຄງການເຍີນຈ່າກ 3 ແລະ 4, ແຕ່ອັດຕາສ່ວນການຮັບຊື້ຜົນຜະລິດປະຈຳປີທີ່ 65% ຖືວ່າບໍ່ເໝາະສົມໂດຍນັກລົງທຶນຕ່າງປະເທດ, ເຊິ່ງຕົກຢູ່ຕ່ຳກວ່າຈຸດຄຸ້ມທຶນ.

ດັ່ງນັ້ນ, ພ້ອມກັບກົນໄກການຄັດເລືອກນັກລົງທຶນທີ່ຂ້ອນຂ້າງສັບສົນ, ກົນໄກການຮັບ-ຂາຍຜົນຜະລິດທີ່ມີອັດຕາສ່ວນຄົງທີ່ແມ່ນສອງອຸປະສັກທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດໃນການດຶງດູດນັກລົງທຶນມາສູ່ຂະແໜງພະລັງງານທີ່ໃຊ້ກ໊າຊ.

ທ່ານ ຢາງ ກ່າວວ່າ ອີງຕາມແຜນພັດທະນາພະລັງງານແຫ່ງຊາດ 8, ມີໂຄງການ LNG ປະມານ 15 ໂຄງການ, ໂດຍມີການເພີ່ມໂຄງການ ໃນເມືອງຫາຍຟ່ອງ ເມື່ອບໍ່ດົນມານີ້, ເຮັດໃຫ້ໂຄງການ LNG ທັງໝົດປະມານ 16-18 ໂຄງການ, ເຊິ່ງມີບົດບາດສຳຄັນຫຼາຍໃນການພັດທະນາໄຟຟ້າ.

ເຖິງຢ່າງໃດກໍ່ຕາມ, ນັກລົງທຶນຍັງຫວັງວ່າອັດຕາສ່ວນນີ້ຈະເພີ່ມຂຶ້ນເປັນ 80-90% ພາຍໃນ 15-20 ປີ. ທ່ານ Giang ໄດ້ປະເມີນວ່າ "ນອກຈາກໂຄງການ Nhon Trach 3 ແລະ 4 ທີ່ໄດ້ມີການຈັດຕັ້ງປະຕິບັດແລ້ວ, ໂຄງການທີ່ຍັງເຫຼືອຍັງຢູ່ໃນໄລຍະການລົງທຶນ, ແລະ ຂ້າພະເຈົ້າຄິດວ່າມັນຈະເປັນເລື່ອງຍາກທີ່ຈະເຮັດໃຫ້ພວກມັນສາມາດດຳເນີນງານໄດ້ກ່ອນໄລຍະ 2028-2030".

ໃນຂະນະດຽວກັນ, ອີງຕາມທ່ານ Thap, ເພື່ອແກ້ໄຂບັນຫາການຮັບປະກັນຜົນຜະລິດ, ມັນຈຳເປັນຕ້ອງຮັບຮູ້ວ່າຕະຫຼາດຜົນຜະລິດຂອງພະລັງງານ LNG ບໍ່ແມ່ນຕະຫຼາດມະຫາຊົນ, ແຕ່ແມ່ນຜູ້ບໍລິໂພກອຸດສາຫະກຳ ແລະ ຜູ້ບໍລິໂພກຂະໜາດໃຫຍ່ທີ່ຕ້ອງການຄຳໝັ້ນສັນຍາໄລຍະຍາວ.

ຄົວເຮືອນເຫຼົ່ານີ້ຈະໄດ້ຮັບການຮັບປະກັນການຊື້ຜົນຜະລິດໄຟຟ້າ ແລະ ຜົນຜະລິດອາຍແກັສທີ່ນຳເຂົ້າ, ແທນທີ່ຈະເປັນລະບຽບການໃນປະຈຸບັນທີ່ມອບໝາຍຄວາມຮັບຜິດຊອບນີ້ໃຫ້ EVN ແລະ ກະຊວງ ແລະ ອົງການທີ່ກ່ຽວຂ້ອງ.

ໃນຄວາມເປັນຈິງແລ້ວ, ນັກລົງທຶນ ແລະ ສວນອຸດສາຫະກຳຫຼາຍຄົນ, ເຊິ່ງເປັນຜູ້ບໍລິໂພກໄຟຟ້າ, ຕ້ອງການໄດ້ຮັບຂໍ້ມູນຄົບຖ້ວນກ່ຽວກັບຂໍ້ມູນປ້ອນເຂົ້າກ່ຽວກັບພະລັງງານທີ່ໃຊ້ໃນການຜະລິດ. ລູກຄ້າເຫຼົ່ານີ້ຍັງມີຄວາມກັງວົນກ່ຽວກັບການມີໄຟຟ້າໃນໄລຍະຍາວ ແລະ ສະໝໍ່າສະເໝີ.

ເນື່ອງຈາກສະພາບການປ້ອນຂໍ້ມູນ ແລະ ການບໍລິໂພກໄຟຟ້າໃນປະຈຸບັນ, ນັກລົງທຶນບໍ່ສາມາດເປີດເຜີຍຂໍ້ມູນກ່ຽວກັບການນຳໃຊ້ໄຟຟ້າຂອງເຂົາເຈົ້າໄດ້ຢ່າງຄົບຖ້ວນ.

"ດັ່ງນັ້ນ, ຈຶ່ງຈຳເປັນຕ້ອງມີກົນໄກສຳລັບການຊື້ຂາຍໄຟຟ້າໂດຍກົງ, ບ່ອນທີ່ຜູ້ຜະລິດໄຟຟ້າເຈລະຈາໂດຍກົງກັບຜູ້ຊື້ໄຟຟ້າ, ເຊິ່ງໃຊ້ໄດ້ກັບທັງໂຄງການໄຟຟ້າ LNG ແລະໂຮງງານພະລັງງານທົດແທນ, ເພື່ອຮັບປະກັນການຮັບປະກັນຜົນຜະລິດໃນໄລຍະຍາວ ແລະດຶງດູດນັກລົງທຶນ," ທ່ານທັບກ່າວ.

ຄວາມຕ້ອງການສູງ, ແຕ່ນະໂຍບາຍບໍ່ໜ້າສົນໃຈພຽງພໍສຳລັບນັກລົງທຶນ.

ທ່ານ ຫງວຽນດຶກຫຽນ ຮອງຫົວໜ້າຄະນະກຳມະການນະໂຍບາຍ ແລະ ຍຸດທະສາດສູນກາງ ໄດ້ກ່າວວ່າ ດ້ວຍຄວາມຕ້ອງການການຫັນປ່ຽນພະລັງງານບັນລຸ 135 ຕື້ໂດລາສະຫະລັດ ແລະ ຊັບພະຍາກອນຂອງລັດມີຈຳກັດ, ການມີກົນໄກເພື່ອດຶງດູດການລົງທຶນຂອງພາກເອກະຊົນແມ່ນຄວາມຕ້ອງການທີ່ຮີບດ່ວນ.

ດັ່ງນັ້ນ, ການປະຕິຮູບຕະຫຼາດພະລັງງານ, ລາຄາໄຟຟ້າ, ແລະ ກົນໄກການປະສານງານເມື່ອແຍກສູນສົ່ງໄຟຟ້າທີ່ມີການແຂ່ງຂັນແມ່ນບາດກ້າວໜຶ່ງໄປຂ້າງໜ້າ, ແຕ່ມັນຕ້ອງການການປັບປຸງຕື່ມອີກເພື່ອແຍກຄວາມແຕກຕ່າງຂອງຕະຫຼາດລະຫວ່າງການຂາຍສົ່ງ ແລະ ຂາຍຍ່ອຍຢ່າງຊັດເຈນ ເພື່ອສົ່ງເສີມການນຳໃຊ້ແຫຼ່ງໄຟຟ້າຢ່າງມີປະສິດທິພາບ.

ໃນຂະນະດຽວກັນ, ອີງຕາມທ່ານ Nguyen Quoc Thap, ປະທານສະມາຄົມນ້ຳມັນ ແລະ ອາຍແກັສຫວຽດນາມ, ນະໂຍບາຍການພັດທະນາໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ອາຍແກັສຍັງບໍ່ທັນດຶງດູດນັກລົງທຶນພຽງພໍ, ຍ້ອນວ່າບໍ່ມີພື້ນຖານສຳລັບການຄ້ຳປະກັນຂອງລັດຖະບານເພື່ອຮັບປະກັນເງິນກູ້ສຳລັບໂຄງການຂອງລັດ, ແລະບໍ່ມີກົນໄກໃນການຮັບປະກັນການແລກປ່ຽນເງິນຕາຕ່າງປະເທດ. ການວາງແຜນຍັງຂາດແຄນ ແລະ ບໍ່ສອດຄ່ອງ, ໂດຍສະເພາະແມ່ນການວາງແຜນລະອຽດຕັ້ງແຕ່ສະຖານີ, ການເກັບຮັກສາ LNG, ໂຮງງານໄຟຟ້າ, ຕາຂ່າຍສົ່ງ ແລະ ຈຳໜ່າຍຈົນເຖິງກຸ່ມອຸດສາຫະກຳ...

"ຍິ່ງໄປກວ່ານັ້ນ, ເງື່ອນໄຂໃນການຄັດເລືອກນັກລົງທຶນຍັງບໍ່ທັນສອດຄ່ອງກັນເທື່ອ, ຍ້ອນວ່າແຜນພັດທະນາພະລັງງານ 8 ແລະ ແຜນພະລັງງານແຫ່ງຊາດໄດ້ສະໜອງສະຖານທີ່ພຽງແຕ່ບາງແຫ່ງໃນຫຼັກການ, ໃນຂະນະທີ່ບໍລິສັດອາຍແກັສຕ້ອງການສ້າງ ແລະ ພັດທະນາເປັນກຸ່ມພະລັງງານທີ່ໃຊ້ອາຍແກັສ ແລະ ລະບົບຕ່ອງໂສ້ທີ່ເຊື່ອມຕໍ່ກັນ," ທ່ານທັບກ່າວ.

ງອກອານ

ແຫຼ່ງຂໍ້ມູນ: https://tuoitre.vn/dau-tu-hang-ti-usd-dien-khi-lng-van-e-20250728225914803.htm