Cena gazu LNG jest 1,5 raza wyższa niż gazu krajowego, EVN obawia się trudności finansowych

[reklama_1]

W niedawnym raporcie przesłanym do Ministerstwa Przemysłu i Handlu , Vietnam Electricity Group (EVN) zwróciła uwagę na trudności, jakie pojawią się w związku z tym, że wiele krajowych fabryk turbin gazowych będzie musiało wkrótce korzystać z dodatkowego importowanego paliwa LNG.

EVN poinformował, że projekty elektrowni Phu My 2.2 i Phu My 3 BOT, po oddaniu do użytku w latach 2024-2025, będą musiały korzystać z importowanego LNG, ponieważ gaz krajowy został przydzielony innym elektrowniom w ramach długoterminowych kontraktów. Podobnie, elektrownie Nhon Trach 3 i 4, po uruchomieniu, również będą musiały korzystać z importowanego LNG do wytwarzania energii.

Według obliczeń EVN cena gazu LNG dostarczanego do Wietnamu jest 1,5 raza wyższa od krajowej ceny gazu, co w kontekście trudnej sytuacji finansowej powoduje wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej zarówno w fabrykach, jak i w przypadku zakupu energii elektrycznej od EVN.

Statek Achilles linii Maran Gas wpłynął do terminalu LNG Thi Vai, co stanowi ważne wydarzenie na mapie drogowej przejścia na zieloną energię firmy PetroVietnam Gas Corporation (PV GAS).

W Planie Energetycznym VIII Ministerstwo Przemysłu i Handlu prognozuje, że cena gazu LNG w okresie 2021–2045 wyniesie około 10,6 USD za milion BTU, średnia cena dla fabryki to 11,8 USD za milion BTU.

Przy tej cenie paliwa odpowiadająca jej cena produkcji energii elektrycznej wynosi ok. 9,2 centa/kWh, czyli ok. 1,3 centa więcej od produkcji EVN — średnia cena detaliczna wynosi obecnie ok. 1920,37 VND/kWh.

Poza tym, w przypadku gdy elektrownie EVN lub Phu My zużywają dodatkowo LNG, inne korzystają z gazu krajowego, co także znacząco wpływa na konkurencyjność na rynku, gdyż ceny LNG są zbyt wysokie i nie mogą funkcjonować na rynku energii elektrycznej.

Plan energetyczny VIII został zatwierdzony przez Premiera na mocy decyzji nr 500/QD-TTg z dnia 15 maja 2023 r., w której ustalono, że do 2030 r. struktura krajowej mocy cieplnej opalanej gazem ziemnym i LNG osiągnie 37 330 MW, co stanowi 25,7% całkowitej mocy i stanowi największą część struktury energetycznej.

Z tego 14 930 MW stanowi krajowa moc cieplna gazu, co stanowi 9,9%, a 22 400 MW stanowi moc cieplna LNG, co stanowi 14,9%.

Według danych Wietnamskiej Grupy Naftowo-Gazowej (PVN), w ostatnim okresie napięć w systemie energetycznym, gdyby elektrownie cieplne opalane olejem napędowym (DO) uzupełniały krajowe dostawy gazu, koszt paliwa (ok. 23 USD/mmbtu) przy wytwarzaniu energii elektrycznej byłby niemal dwukrotnie wyższy niż przy wykorzystaniu LNG po cenach rynkowych na świecie (11–13 USD/mmbtu).

Z perspektywy PVN grupa uważa, że dodanie LNG w celu uzupełnienia krajowych źródeł gazu przyczynia się do znaczącego obniżenia kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach turbin gazowych w porównaniu z zasilaniem olejem DO i FO, nie biorąc pod uwagę aspektów środowiskowych, niższego współczynnika konwersji energii z oleju i wyższych kosztów konserwacji turbin gazowych zasilanych olejem.

Energia cieplna opalana węglem odpowiada za prawie 50% produkcji energii elektrycznej, a zasoby wody w zbiornikach hydroelektrowni nadal są ubogie . Vietnam Electricity Group (EVN) poinformowała, że w ciągu pierwszych 7 miesięcy 2023 roku energia elektryczna pozyskiwana z elektrowni cieplnych opalanych węglem stanowiła prawie 50% całkowitej produkcji systemu. Tymczasem zasoby wody w zbiornikach hydroelektrowni na północy kraju są nadal bardzo ubogie.

Źródło