Strømprisene er ennå ikke attraktive for investorer!

Forsinkelser i gjennomføringen av kraftproduksjonsprosjekter, spesielt storskalaprosjekter i Kraftutviklingsplan 8, utgjør en risiko for den langsiktige strømsikkerheten.

Gasskraftverket Nhon Trach 3 og 4 har en kamp mot tiden for å bli satt i drift innen midten av 2025 - Foto: Ngoc An

Det faktum at strømprisene i detaljhandelen ikke har blitt justert til svingninger i innsatskostnader har skapt bekymring blant investorer, ettersom Vietnam Electricity Group (EVN) sliter med å sikre midler til å betale for strømkjøp, noe som reduserer attraktiviteten for kraftprodusentinvestorer.

Dette ble anerkjent av en leder i Industri- og handelsdepartementet i et intervju med avisen Tuoi Tre, som også uttalte at prismekanismen for elektrisitet vil bli revidert for å sikre at strømprisene i detaljhandelen justeres i henhold til svingninger i inndataparametere.

Vi kjøper råvarer på kortsiktige kontrakter.

I en samtale med avisen Tuổi Trẻ sa Lê Bá Quý, direktør for prosjektledelsen for kraftverket Nhơn Trạch 3 og 4, at prosjektets fremdrift følges nøye, slik at den første strømmen vil bli levert til nettet tidlig neste år.

Derfor er en av de største bekymringene for investorer akkurat nå forpliktelsen til langsiktig kontraktsfestet produksjon (Qc), selv om dette prosjektet allerede har signert en kraftkjøpsavtale.

Med en kapasitet på 1624 MW vil gasskraftverkene Nhon Trach 3 og 4 gi ​​ytterligere 9–12 milliarder kWh når de offisielt er i drift. På grunn av mangelen på klare langsiktige kvalitetskontrollforpliktelser, kan ikke kraftverkene proaktivt beregne og kjøpe eller importere innsatsgass.

I mellomtiden bruker anlegget flytende naturgass, og for å sikre en gunstig forsyning til en konkurransedyktig pris, må det legge inn langsiktige bestillinger som tar fire måneder.

Uten langsiktige kontrakter kan gassinnkjøpsprisene være opptil 30 % høyere. Dette er en ulempe, da det driver opp strømkostnadene, reduserer konkurranseevnen i strømmarkedet og hindrer kraftproduksjon.

I tillegg kan minimumsprosenten av elektrisitet generert gjennom langsiktige kraftkjøpsavtaler (mobilisert elektrisitetsproduksjon - PV), fastsatt av regjeringen til 70 % og ikke over syv år, også utgjøre risiko for investorer.

Ifølge herr Quy forårsaker dagens gassprising og produksjonsavtaksmekanismer mange vanskeligheter for investorer som proaktivt planlegger alternativer for import av råvarer og drift av virksomhetene sine.

Dette kan også skape hindringer for utenlandske investorer når de investerer i gasskraftprosjekter.

En leder av Vietnam National Petroleum Group (PVN) sa at leveranser av flytende naturgass for det påfølgende året er planlagt av leverandører over hele verden fra juli til oktober.

Qc-produksjonen for det påfølgende året for de nye kraftverkene har imidlertid først blitt offisielt annonsert, og i løpet av de første åtte månedene i år vil Qc-en for kraftverkene bli beregnet på nytt månedlig.

Derfor vil det bli en forsinkelse mellom kraftproduksjonsplanen og gassanskaffelsesplanen, noe som skaper betydelig økonomisk risiko som underkjøp, overkjøp, manglende oppfyllelse av driftskrav og lagringsavgifter.

Videre betyr mangelen på langsiktig kvantitativ kontroll at strømselgeren ikke har grunnlag for å forplikte seg til langsiktig NLG-volum og kun kan kjøpe små volumer under kontrakt, minimum 20–30 % av gjennomsnittlig strømproduksjon, mens resten kjøpes på spotbasis.

«Dette driver opp strømprisene, påvirker Vietnams strømmarked og garanterer ikke strømproduksjon når systemet krever det.»

I følge beregninger kan strømprisøkningen nå 173 % dersom antallet kjøpte turer utgjør opptil 80 %, og dersom antallet kjøpte turer utgjør 40 %, vil prisen øke med 131 %, sa denne personen.

Fjern politiske hindringer og akselerer prosjektfremdriften.

Ifølge en leder i Industri- og handelsdepartementet, i kraftutviklingsplan 8, er den totale kapasiteten til 23 gasskraftprosjekter som skal investeres i, bygges og settes i drift innen 2030 30 424 MW.

Av disse er den totale kapasiteten til kraftverk som bruker innenlands utvunnet gass 7 900 MW (10 prosjekter), og den totale kapasiteten til gasskraftverk som bruker LNG er 22 524 MW (13 prosjekter).

Investerings- og byggesituasjonen står imidlertid fortsatt overfor mange utfordringer. Foruten O Mon I termisk kraftverk (660 MW), som har vært i drift siden 2015, og O Mon IV termisk kraftverk (1050 MW), som forventes å starte kommersiell drift i andre kvartal 2028, er det bare gassfyrte termiske kraftprosjekter som er under bygging, med en kapasitet på 1624 MW ved bruk av importert LNG, som for tiden er under bygging og forventes å være i drift innen midten av 2025.

Ifølge denne kilden er det usannsynlig at de gjenværende prosjektene blir ferdigstilt før 2030 uten grunnleggende løsninger for å fjerne viktige flaskehalser i LNG-kraftutvikling, som for eksempel forskrifter om minimumsproduksjon og overføring av gasspriser til strømpriser.

Lederne i Industri- og handelsdepartementet uttalte også at de har samarbeidet med EVN og PVN for å ferdigstille innholdet knyttet til mekanismer og retningslinjer for utvikling av gasskraftverk i utkastet til lov om elektrisitet (endret).

Forsinkelser i gjennomføringen av kraftproduksjonsprosjekter, spesielt storskalaprosjekter i Kraftutviklingsplan 8, utgjør en risiko for den langsiktige strømsikkerheten og kan føre til strømmangel på visse tidspunkter.

Sammen med politiske mekanismer for å fremme kraftprosjekter, vil departementet gjennomgå mekanismen for justering av strømprisene, og ta tak i nåværende mangler for å tiltrekke seg investorer.

Ifølge denne kilden kan investorenes bekymringer når de bestemmer seg for å investere i kraftverksprosjekter i Vietnam stamme fra mekanismen for justering av strømpriser i detaljhandelen, som ikke følger svingningene i strømprisene nøye i henhold til justeringsmekanismen for strømpriser i detaljhandelen.

Det faktum at strømprisene i detaljhandelen ikke har blitt justert til svingninger i innsatskostnader skaper også bekymring for investorer, ettersom EVN kan ha problemer med å skaffe midler til å betale for strømkjøp, og dermed redusere attraktiviteten til kraftproduksjon for investorer.

«Derfor må prismekanismen for elektrisitet revideres for å sikre en balanse mellom faktorer, som garanterer at investorer i både kraftproduksjon og overføring kan dekke kostnadene sine og oppnå rimelig fortjeneste, samtidig som det sikres at EVNs sluttbrukerpriser for elektrisitet justeres i henhold til svingninger i inngangsparametrene», sa denne personen.

Å gjøre elektrisitet til en viktig strømkilde.

Den 30. november vedtok nasjonalforsamlingen den endrede elektrisitetsloven, med viktige bestemmelser om prioritering av utvikling av gassfyrte termiske kraftverk som bruker innenlandske gasskilder og flytende naturgass.

Målet er å gradvis gjøre gasskraft til en betydelig kilde til elektrisitet, noe som støtter reguleringen av kraftsystemet.

Loven inkluderer også en mekanisme for å maksimere mobiliseringen av innenlandske naturgasskraftprosjekter basert på gassforsyningskapasitet og drivstoffbegrensninger, noe som sikrer en balanse mellom nasjonens overordnede interesser.

Samtidig bør det finnes en mekanisme for utvikling av termiske kraftverk som bruker flytende naturgass, i samsvar med nivået av konkurransedyktig elektrisitetsmarked og statens og folkets interesser, samt de makroøkonomiske forholdene i hver periode.

Dette inkluderer minimum langsiktig kontraktsfestet strømproduksjon og dennes anvendelsesperiode, prinsippene for beregning av strømpriser, garantier for gjennomføring av investeringsprosjekter og forsikringens varighet for hvert tilfelle.

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