Zainwestowano miliardy dolarów, a energia elektryczna LNG wciąż „niesprzedana”

Projekty LNG o skali inwestycyjnej sięgającej miliardów dolarów są narażone na ryzyko „niesprzedania” z powodu niskiego wskaźnika mobilizacji, co utrudnia inwestorom zabezpieczenie kapitału, a także przyciąganie nowych inwestorów do udziału w projekcie.

Elektrownie cieplne Nhon Trach 3 i 4 przygotowują się do wytwarzania energii elektrycznej na potrzeby komercyjne w czwartym kwartale 2025 r. - Zdjęcie: NGOC AN

Informację tę przekazał pan Nguyen Quoc Thap – przewodniczący Wietnamskiego Stowarzyszenia Naftowego – na dorocznym forum poświęconym ropie, gazowi i energetyce 2025: Transformacja energetyczna – wizja i działanie, zorganizowanym 28 lipca przez Wietnamskie Stowarzyszenie Naftowe i Wietnamską Narodową Grupę Przemysłu Energetycznego ( Petrovietnam ).

Niska mobilizacja energii elektrycznej z powodu wysokich cen?

Według pana Thapa, największym problemem dla elektrowni gazowych jest niski poziom zużycia energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych na LNG. Dane z elektrowni gazowej Nhon Trach 1 i projektu elektrowni gazowej Lan Tay pokazują, że poziom mobilizacji jest znacznie niższy niż możliwości podaży.

Podobnie, dwa warte miliardy dolarów projekty, takie jak elektrownie cieplne opalane gazem Nhon Trach 3 i 4, zostały ukończone i są gotowe do wytwarzania energii elektrycznej, ale mobilizacja energii elektrycznej wciąż pozostaje „wielkim pytaniem”. Według pana Thapa powodem jest to, że Vietnam Electricity Group (EVN) jest nabywcą wszystkich źródeł energii elektrycznej, które sprzedaje klientom, a ich mobilizacja odbywa się w kolejności priorytetów, od najniższej do najwyższej ceny.

W rezultacie energia elektryczna wytwarzana przy użyciu LNG ma wysoką cenę - nie jest to priorytetowe źródło energii elektrycznej w mobilizacji systemu energetycznego, zwłaszcza że w tym roku energia wodna ma niższą cenę ze względu na bogatsze zasoby wody, dlatego jest bardziej wykorzystywana.

Również według pana Thapa, niedawno wydany Dekret Rządowy nr 100 w sprawie mechanizmu rozwoju projektów elektrowni cieplnych opalanych gazem wprowadził takie mechanizmy, jak przenoszenie cen gazu na ceny energii elektrycznej.

Ponadto wdrożono również długoterminową politykę gwarancji minimalnej produkcji energii elektrycznej, wynoszącą nie mniej niż 65%, obowiązującą przez 10 lat. W rzeczywistości jednak wiele przeszkód w eksploatacji elektrowni i przyciąganiu inwestycji w gazowe elektrownie cieplne nie zostało rozwiązanych.

Według EVN, w pierwszych 7 miesiącach 2025 roku wskaźnik mobilizacji energii elektrycznej z gazu wyniósł 6,6%, w porównaniu z 8,2% w analogicznym okresie ubiegłego roku. Jednocześnie wskaźnik mobilizacji energii wodnej wyniósł 23,5%, w porównaniu z 22,8% w analogicznym okresie.

Pan Nguyen Duy Giang – zastępca dyrektora generalnego Vietnam Oil and Gas Power Corporation (PV Power), inwestora elektrowni cieplnych opalanych gazem Nhon Trach 3 i 4 o mocy do 1624 MW, które mają wytwarzać energię elektryczną na potrzeby komercyjne w czwartym kwartale 2025 r. – potwierdził, że jednym z największych problemów jest mechanizm przenoszenia cen gazu na ceny energii elektrycznej.

Potrzebny jest mechanizm bezpośredniego handlu energią elektryczną.

Zdaniem pana Gianga, mimo że w projektach Nhon Trach 3 i 4 dopuszczono wdrożenie mechanizmu przenoszenia ceny gazu na cenę energii elektrycznej, to struktura rocznego wskaźnika zużycia energii na poziomie 65% jest przez zagranicznych inwestorów oceniana jako nieodpowiednia i poniżej progu rentowności.

W związku z tym, obok stosunkowo skomplikowanego mechanizmu wyboru inwestorów, mechanizm gwarantowania wyników i wskaźnik stanowią dwie największe bariery utrudniające przyciągnięcie inwestorów do sektora elektroenergetycznego.

Pan Giang powiedział, że zgodnie z Planem Generalnym Energetyki nr 8 spółka LNG ma około 15 projektów, a ostatnio dodała projekty w Hai Phong , co oznacza zwiększenie liczby projektów LNG do około 16-18, odgrywających bardzo ważną rolę w rozwoju energetyki elektrycznej.

Inwestorzy nadal spodziewają się jednak wzrostu tego wskaźnika z 80-90% w ciągu 15-20 lat. „Poza projektami Nhon Trach 3 i 4, które zostały już wdrożone, pozostałe projekty wciąż znajdują się na poziomie inwestycyjnym i uważam, że ich uruchomienie przed okresem 2028-2030 będzie stosunkowo trudne” – ocenił pan Giang.

Tymczasem, zdaniem pana Thapa, aby rozwiązać problem zużycia, należy uznać, że rynkiem zbytu energii elektrycznej wytwarzanej z LNG nie jest rynek wspólny, lecz rynek odbiorców przemysłowych i dużych, którzy chcą się zaangażować na dłuższą metę.

To właśnie tym gospodarstwom domowym będzie gwarantowane zobowiązanie do zużycia energii elektrycznej i importowanego gazu, zamiast jak dotychczas, przypisywania tego do EVN i ministerstw.

Ponieważ w rzeczywistości wielu inwestorów i stref przemysłowych to odbiorcy energii elektrycznej, którzy chcą być w pełni informowani o danych wejściowych dotyczących energii zużywanej w procesie produkcji. Klienci ci są również zainteresowani możliwością długoterminowego lub nieterminowego dostarczania energii elektrycznej, zapewniając regularne i ciągłe dostawy.

Ze względu na obecną sytuację w zakresie zużycia energii elektrycznej inwestorzy nie mogą ujawnić pełnych informacji na temat jej zużycia.

„Dlatego konieczny jest mechanizm bezpośredniego handlu energią elektryczną, w ramach którego wytwórca negocjuje bezpośrednio z odbiorcą energii. Dotyczy to zarówno projektów elektrowni LNG, jak i elektrowni odnawialnych, co pozwoli na zapewnienie długoterminowego zużycia energii i przyciągnięcie inwestorów” – powiedział pan Thap.

Duży popyt, polityka niewystarczająco atrakcyjna dla inwestorów

Pan Nguyen Duc Hien – zastępca szefa Centralnej Komisji Polityki i Strategii – powiedział, że biorąc pod uwagę konieczność przeprowadzenia transformacji energetycznej, której koszt sięga 135 miliardów dolarów, zasoby państwa są ograniczone, zatem konieczne jest stworzenie mechanizmu przyciągającego sektor prywatny.

Dlatego reforma rynku energii, cen energii elektrycznej i mechanizmów koordynacji przy wydzieleniu konkurencyjnego centrum dystrybucji energii elektrycznej jest krokiem naprzód, ale wymaga dalszych udoskonaleń, aby oddzielić hierarchię rynkową między hurtem i detalem, co pozwoli na efektywne wykorzystanie źródeł energii elektrycznej.

Tymczasem, według pana Nguyena Quoc Thapa – przewodniczącego Wietnamskiego Stowarzyszenia Nafty i Gazu – polityka rozwoju energetyki wciąż nie jest wystarczająco atrakcyjna dla inwestorów, ponieważ nie ma rządowych gwarancji kredytów na projekty państwowe ani mechanizmu gwarantującego wymianę walut. Planowanie wciąż jest niewystarczające i nie jest zsynchronizowane, zwłaszcza w odniesieniu do szczegółowego planowania magazynów portowych, LNG, magazynów, elektrowni, sieci przesyłowych, dystrybucji do klastrów przemysłowych…

„Co więcej, kryteria wyboru inwestorów nie są ujednolicone, skoro Plan Energetyczny 8 i nowy Narodowy Plan Energetyczny zawierają pewne zasadnicze rozwiązania, podczas gdy przedsiębiorstwa gazowe chcą budować i rozwijać klastry i łańcuchy energetyczne oparte na gazie” – powiedział pan Thap.

NGOC AN

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