Ifølge investorenes vurdering er det for øyeblikket bare to prosjekter, Nhon Trach 3-4 LNG-kraftverket, som kan fullføres i tide. På bildet: Nhon Trach 3-4 LNG-prosjektet har satt i kommersiell drift - Foto: T.NGOC
En rekke investorer har nylig sendt inn begjæringer til statsministeren med forslag til mekanismer og retningslinjer for gasskraftprosjekter, mens regjeringen utarbeider en resolusjon for nasjonalforsamlingen om mekanismer og retningslinjer for å fjerne vanskeligheter i nasjonal energiutvikling i perioden 2026–2030 på grunn av bekymringer om risikoer i prosjektgjennomføringen.
Frykt for risiko på grunn av lav underwriting
I begjæringen som ble sendt til statsministeren, foreslo bedriftene å øke forpliktelsesnivået for forbruk fra 75 % i utkastet til resolusjon som nylig ble lagt frem av Industri- og handelsdepartementet til regjeringen, til 90 %, gjeldende for hele kraftkjøpskontraktens varighet.
I tillegg til dette støttes prosjektet med betalingsmekanismer for faste kostnader, drift, vedlikehold i strømpriser, drivstofforbruk knyttet til mekanismen for å overføre gasspriskontrakter til strømpriser, mobilisering av nok strømkilder til å oppfylle gassforbruksforpliktelsene.
Investorer håper også at dersom det nasjonale elektrisitetssystemet og markedsoperatøren (NSMO) mobiliserer utilstrekkelig drivstoff, noe som resulterer i forpliktelser til drivstoffavtak, vil Vietnam Electricity (EVN) betale den utilstrekkelige mobiliserte delen og støtte en betalingsmekanisme i utenlandsk valuta til den faktiske valutakursen.
I en samtale med Tuoi Tre sa Le Minh – en ekspert innen olje- og gasssektoren – at gass-/LNG-kraftprosjektet har en stor skala og en investeringsrate på opptil milliarder av USD, så det foreslåtte forpliktelsesnivået på 75 %, implementert innen 10 år, anses som et lavt forpliktelsesnivå, noe som forårsaker mange risikoer for investorer når livssyklusen til gass-/kraftprosjektet er opptil 22–25 år.
På grunn av prosjektets store omfang, vil det være vanskelig å skaffe og mobilisere kapital fra banker og sponsorer hvis investorene ikke kan bevise økonomisk effektivitet. For ikke å nevne at forbruksnivået bare er implementert i 10 år, noe som gjør investorer, spesielt utenlandske investorer, redde for risikoer hvis de etter den tid ikke mobiliserer i henhold til forpliktelsen til å forbruke produksjonen, prosjektet kan kollapse, mens kilden til gass/LNG-drivstoff stort sett må importeres til markedspriser.
I mellomtiden sa Nguyen Quoc Thap – styreleder i Vietnam Petroleum Association – også at hvis produksjonsforpliktelsesnivået er 75 %, vil det ikke være attraktivt nok, og investorer vil finne det vanskelig å ta en endelig beslutning, noe som gjør det umulig for banker å skaffe kapital.
«Forpliktelsen til å kjøpe strøm fra gasskraftprosjekter, enten den er 75 % eller økt til 85 % eller 90 % hvis den skaper gunstige forhold og tiltrekker seg investorer, vil imidlertid utgjøre en risiko for EVN når denne gruppen må forplikte seg til og kjøpe strøm fra gasskraftprosjekter», sa Thap.
Vurderer pilotmekanismen for kjøp og salg av strøm
Derfor, ifølge Thap, er det mulig å vurdere å bruke den direkte kraftkjøpsmekanismen (DPPA) på kraftprosjekter med store forbrukere som har behov for å bruke strøm, i stedet for en garantimekanisme for produksjonen, ifølge den. Det vil si å la markedet bestemme i stedet for at den nåværende regjeringen/elektriske nettleverandøren må forplikte seg til å garantere.
Anvendelsen av denne politikken er også i samsvar med resolusjon 70 fra politbyrået, som har som mål å fremme den direkte krafthandelsmekanismen, samt bidra til å frigjøre investeringer i kraftnettinfrastruktur, og hjelpe kjøpere og selgere av elektrisitet med å investere direkte i kraftnettinfrastruktur. Ifølge Thap er det nødvendig å etablere en DPPA-mekanisme for investorer i gasskraftprosjekter med store industrihusholdninger og industriparker.
Implementeringen av denne mekanismen vil danne grunnlaget for synkron planlegging for å koble industrisoner som strømforbrukere, synkront strømforbruk med gass-/LNG-kraftverk og gassimportsoner, og dermed skape synkronisering i produksjonskjeden og strøm-/LNG-forbruket. Dette bidrar også til å legge til rette for strømoverføring, og bedrifter som forbrukere har mulighet til å deklarere bruken av energikilder i produksjonen.
Le Minh sa imidlertid at anvendelsen av DPPA-mekanismen må være forsiktig og testes ut trinn for trinn. Fordi i henhold til den justerte kraftplanen 8 vil den installerte kapasiteten til gassfyrt elektrisitet ved bruk av innenlandske gasskilder øke fra 7 GW til 16 GW, og kraftkilden ved bruk av importert flytende naturgass vil øke fra 0,8 GW til 22,5 GW. Hvis prosjektene implementeres, vil gassfyrt elektrisitet utgjøre en stor andel av systemet, tilsvarende 30 % av kraftsystemets kapasitet.
Hvis hele DPPA-mekanismen tas i bruk umiddelbart, kan det derfor føre til risiko for å ødelegge strukturen i kraftsystemet og balansere strømforsyningen for regionene. For ikke å nevne at dette vil være vanskelig å implementere for kraftprosjekter fra utenlandske investorer, som vanligvis krever forpliktelse til kjøp, statlige garantier og faktorer knyttet til forskjellen mellom VND/USD, drivstoffimport osv.
Derfor mener Le Minh at det er mulig å gjennomføre et pilotprosjekt trinn for trinn med innenlandske investorer knyttet til DPPA-mekanismen, basert på standardisering av kraftkjøpskontrakter, balansering av alle parters interesser og fleksibilitet i mekanismen for forpliktelse til strømpris, i samsvar med investorenes praksis for prosjektgjennomføring.
Japan ønsker å bidra til å fjerne hindringer i kapitalmobilisering
Den japanske ambassaden har også sendt en underskriftskampanje til statsministeren der den foreslår støtte og fjerner hindringer for bedrifters forslag i prosessen med å utvikle og mobilisere kapital, spesielt ved implementering av store uavhengige kraftprosjekter (IPP-er), noe som bidrar til å etablere en risikofordelingsmekanisme og sikre prosjektets økonomiske gjennomførbarhet.
Sammen med dette er det nødvendig å bygge en langsiktig, stabil mekanisme for kraftkjøpskontrakter og fjerne flaskehalser i lisensiering, kapitalmobilisering ... for å skape forutsetninger for at japanske og koreanske bedrifter, som er viktige økonomiske partnere for Vietnam, kan bidra til Vietnams energisikkerhet og økonomiske vekst.
Ifølge den japanske ambassaden er dette pionerer innen implementering av storskala gass-/LNG-kraftprosjekter, som er inkludert i kraftplanleggingen. Derfor bidrar regjeringens støtte til å fjerne vanskeligheter for bedrifter til å implementere politikk for energiutvikling.
Det er ikke kjent når prosjektet vil starte.
I følge utkastet til resolusjon som nylig ble lagt frem av Industri- og handelsdepartementet til regjeringen, vil gass-/LNG-kraftprosjekter som settes i drift og settes i drift før 1. januar 2031 være underlagt mekanismen med langsiktig minimumskontrakt for strømproduksjon på ikke mindre enn 75 % av den gjennomsnittlige strømproduksjonen som genereres over mange år, og den gjeldende perioden er innenfor tilbakebetalingsperioden for avdrag og renter, men ikke mer enn 10 år fra datoen prosjektet settes i drift for å generere strøm.
I en underskriftskampanje sendt til statsministeren uttrykte nesten et dusin investorer i gasskraftprosjekter som LNG Quang Ninh, LNG Thai Binh, LNG Hai Lang, LNG Long An, O Mon 2 kraftprosjekt ... bekymring for at ovennevnte politikk kan påvirke gjennomføringen av prosjektet. Faktisk har disse prosjektene også vanskeligheter med å forhandle frem kraftkjøpsavtaler (PPA), gassalgsavtaler (GSA), kapitalordninger og investeringsprosedyrer, og «det er ikke kjent når prosjektet vil starte».
Ifølge bedrifter vil det være vanskelig å ha en grunnleggende strømkilde og opprettholde en stabil strømforsyning dersom gasskraftverk ikke settes i drift i tide. Dette fører til muligheten for at den reviderte kraftplanen 8 ikke kan implementeres, og dermed ikke sikrer strømforsyning for økonomisk utvikling.
Kilde: https://tuoitre.vn/kho-hut-dau-tu-dien-khi-vi-co-che-20251031081647136.htm
Kommentar (0)