EVN bekymrer seg for press for å øke strømprisene når de forplikter seg til å mobilisere gassfyrt elektrisitet

[annonse_1]

Gasskraftverk ønsker langsiktige produksjonsforpliktelser, men dette kan utgjøre økonomiske risikoer og legge press på strømprisene, ifølge EVN.

I en fersk rapport til statsministeren opplyste Vietnam Electricity (EVN) at de hadde forhandlet frem en kraftkjøpsavtale (PPA) med gasskraftprosjektene Nhon Trach 3 og 4 og startet forhandlinger med gasskraftverket Hiep Phuoc. De møtte imidlertid på vanskeligheter fordi de ennå ikke hadde blitt enige om produktforbruksforholdet, dvs. forpliktelsen til å mobilisere strømproduksjonen fra disse anleggene.

Ifølge EVN ber LNG-kraftinvestorer alltid om en ensartet andel på 72–90 % for hele kontraktsperioden. Dette kravet kommer fra långivere for å sikre en stabil kontantstrøm for investorer til å betale tilbake gjelden sin.

LNG-leverandører og -transportører krever ofte også reguleringer av mobiliseringsrater for å sikre stabilitet i drivstoffvolum og -pris på lang sikt. Dette hjelper dem også med å planlegge internasjonal sjøtransport, spesielt siden Vietnam er et nytt og lite marked for internasjonale LNG-leverandører.

EVN mener imidlertid at det å akseptere denne betingelsen vil utgjøre en risiko for økende strømprisene. Mer spesifikt har LNG en høy kostnad, på 12–14 USD per million BTU når den importeres til Vietnams havner. Følgelig vil kostnaden for å generere strøm fra et gasskraftverk ved bruk av importert LNG-drivstoff være 2400–2800 VND per kWh, mye høyere enn andre strømkilder.

For ikke å nevne at den totale gasskraftkapasiteten forventes å utgjøre omtrent 15 % av den totale nasjonale strømforsyningen innen 2030. Med høye kraftproduksjonskostnader, store svingninger og langsiktige krav til produksjonsforpliktelser som ovenfor, vil EVNs kjøpskostnader for inngående kraft bli sterkt påvirket, noe som vil ha stor innvirkning på sluttbrukerprisen på utgående kraft når LNG-kilder tas i bruk.

«Å akseptere den høye satsen slik investorene foreslår, vil skape økonomiske risikoer for EVN, spesielt i år der etterspørselen etter strøm ikke er høy», sa EVN.

Samtidig mener gruppen at forpliktelsene også er urimelige overfor andre typer kraftverk. Disse verkene har for tiden ingen langsiktige forpliktelser, men implementerer dem årlig i henhold til den faktiske balansen mellom tilbud og etterspørsel. Faktisk, i henhold til orienteringen, må dette forholdet gradvis reduseres for å øke konkurransen gjennom spotmarkedet.

I følge kraftplan VIII frem til 2030 vil innenlandsk gassfyrt termisk kraft og flytende naturgass (LNG) nå mer enn 37 000 MW, tilsvarende nesten 25 % av den totale kraftkapasiteten. Av dette vil flytende naturgass (LNG)-kraft utgjøre omtrent 24 000 MW, som utgjør omtrent 15 %.

I følge denne planen vil det innen 2030 være 13 LNG-kraftprosjekter utviklet, men ingen av dem har holdt tritt med den planlagte fremdriften. For øyeblikket er bare Nhon Trach 3 og 4 termiske kraftverk, med en total kapasitet på 1500 MW, under bygging og forventes å være i drift innen utgangen av neste år og midten av 2025.

Ifølge EVNs beregninger vil det påvirke strømforsyningen dersom gasskraftkildene ikke fungerer etter planen innen 2023. Strømmangelen fra 2028 vil være omtrent 800–1,2 milliarder kWh. Hvis etterspørselen øker, kan det føre til en mangel på opptil 3 milliarder kWh per år etter 2030.

For å unngå risikoen for strømmangel mener EVN at det er nødvendig å tydelig definere en strømpris gjennom en langsiktig kontrakt for å sikre harmoni mellom alle parters interesser. Gruppen anbefaler derfor at statsministeren bestemmer en passende pris i løpet av prosjektets nedbetalingsperiode. Dette er for å sikre muligheten for å tiltrekke seg investeringer i LNG-kraftprosjekter, unngå sterke påvirkninger på sluttbrukerprisene og sikre rettferdig konkurranse mellom andre typer kilder.

«Dette nivået må bestemmes av statlige etater, og skal anvendes på alle prosjekter», sa EVN, og antydet at dette tallet kan være rundt 65 %.

Phuong Dung

[annonse_2]
Kildekobling