Enligt investerarnas bedömning kan för närvarande endast två projekt, Nhon Trach 3-4 LNG-värmekraftverket, slutföras i tid. På bilden: Nhon Trach 3-4 LNG-projektet har tagits i kommersiell drift - Foto: T.NGOC
En rad investerare har nyligen lämnat in framställningar till premiärministern med förslag på mekanismer och policyer för gaskraftprojekt, medan regeringen utarbetar en resolution för nationalförsamlingen om mekanismer och policyer för att undanröja svårigheter i den nationella energiutvecklingen under perioden 2026–2030 på grund av oro över risker i projektgenomförandet.
Rädsla för risk på grund av låg underwriting
I den framställning som skickades till premiärministern föreslog företagen att åtagandenivån för elförbrukning skulle ökas från 75 % i det resolutionsutkast som industri- och handelsministeriet nyligen lämnat in till regeringen till 90 %, tillämpat under hela elavtalets giltighetstid.
Utöver detta stöds projektet med betalningsmekanismer för fasta kostnader, drift, underhåll i elpriser, bränsleförbrukning i samband med mekanismen för att överföra gasprisavtal till elpriser, mobilisering av tillräckligt med elkällor för att uppfylla gasförbrukningsskyldigheter.
Investerare hoppas också att om den nationella elmarknadsoperatören (NSMO) mobiliserar otillräckligt med bränsle, vilket resulterar i bränsleavtagsskyldigheter, kommer Vietnam Electricity (EVN) att betala den otillräckligt mobiliserade delen och stödja en betalningsmekanism i utländsk valuta till den faktiska växelkursen.
I ett samtal med Tuoi Tre sa Le Minh, expert inom olje- och gassektorn, att gas-/LNG-kraftprojektet har en stor skala och en investeringstakt på upp till miljarder USD, så den föreslagna åtagandenivån på 75 %, implementerad inom 10 år, anses vara en låg åtagandenivå, vilket medför många risker för investerare när gas-/kraftprojektets livscykel är upp till 22–25 år.
På grund av projektets stora skala, om investerare inte kan bevisa ekonomisk effektivitet, kommer det att bli svårt att ordna och mobilisera kapital från banker och sponsorer. För att inte tala om att förbrukningsnivån bara tillämpas i 10 år, vilket gör investerare, särskilt utländska investerare, rädda för risker. Om de efter den tiden inte mobiliserar i enlighet med åtagandet att konsumera produktionen kan projektet kollapsa, medan källan till gas/LNG-bränsle mestadels måste importeras till marknadspriser.
Samtidigt sade Nguyen Quoc Thap – ordförande för Vietnam Petroleum Association – att om produktionsåtagandet är 75 % kommer det inte att vara tillräckligt attraktivt och investerare kommer att ha svårt att fatta ett slutgiltigt beslut, vilket gör det omöjligt för banker att anskaffa kapital.
"Men åtagandet att köpa el, oavsett om det är 75 % eller ökat till 85 % eller 90 % om det skapar gynnsamma förutsättningar och lockar investerare, kommer att innebära risker för EVN när denna grupp måste åta sig och köpa el från gasdrivna kraftprojekt", sa Thap.
Överväger pilotmekanismen för köp och försäljning av el
Enligt Thap är det därför möjligt att istället för en mekanismen för produktionsgaranti överväga att studera möjligheten att tillämpa den direkta elköpsmekanismen (DPPA) på kraftprojekt med stora konsumenter som behöver använda el, det vill säga att låta marknaden bestämma istället för att den nuvarande regeringen/det elektriska nätet måste åta sig att garantera.
Tillämpningen av denna policy är också förenlig med politbyråns resolution 70, som syftar till att främja den direkta elhandelsmekanismen, samt bidra till att frigöra investeringar i elnätsinfrastruktur, vilket hjälper köpare och säljare av el att direktinvestera i elnätsinfrastruktur. Enligt Thap är det nödvändigt att inrätta en DPPA-mekanism för investerare i gasdrivna kraftprojekt med stora industrihushåll och industriparker.
Implementeringen av denna mekanism kommer att ligga till grund för synkron planering för att koppla samman industriområden som elkonsumenter, synkron elförbrukning med gas-/LNG-kraftverk och gasimportzoner, vilket skapar synkronisering i produktionskedjan och el-/LNG-förbrukningen. Detta bidrar också till att underlätta elöverföring, och företag som konsumenter har möjlighet att deklarera användningen av energikällor i produktionen.
Le Minh sade dock att tillämpningen av DPPA-mekanismen måste vara försiktig och testas steg för steg. Enligt den justerade kraftplanen 8 kommer den installerade kapaciteten för gaseldad el från inhemska gaskällor att öka från 7 GW till 16 GW, och kraftkällan som använder importerad flytande naturgas kommer att öka från 0,8 GW till 22,5 GW. Om projekten genomförs kommer gaseldad el att stå för en stor andel av systemet, motsvarande 30 % av kraftsystemets kapacitet.
Om hela DPPA-mekanismen tillämpas omedelbart kan det därför leda till risken att bryta elsystemets struktur och balansera regionernas elförsörjning. För att inte tala om att detta kommer att vara svårt att genomföra för utländska investerares kraftprojekt, vilka vanligtvis kräver inköpsåtaganden, statliga garantier och faktorer relaterade till skillnaden mellan VND/USD, bränsleimport etc.
Därför anser Le Minh att det är möjligt att genomföra ett stegvis pilotprojekt med inhemska investerare relaterade till DPPA-mekanismen på grundval av standardisering av elköpsavtal, balansering av alla parters intressen och flexibel elprisåtagandemekanism, i enlighet med investerarnas projektgenomförandepraxis.
Japan vill bidra till att undanröja hinder för kapitalmobilisering
Den japanska ambassaden har också skickat en petition till premiärministern med förslag om stöd och undanröjande av hinder för företagens förslag i processen att utveckla och mobilisera kapital, särskilt vid genomförande av storskaliga oberoende kraftprojekt (IPP), för att bidra till att etablera en riskfördelningsmekanism och säkerställa projektets ekonomiska genomförbarhet.
Utöver detta är det nödvändigt att bygga en långsiktig, stabil mekanism för elköpsavtal och undanröja flaskhalsar i licensiering, kapitalmobilisering... för att skapa förutsättningar för japanska och koreanska företag, som är viktiga ekonomiska partners för Vietnam, att bidra till Vietnams energitrygghet och ekonomiska tillväxt.
Enligt den japanska ambassaden är dessa pionjärer inom genomförandet av storskaliga gas-/LNG-kraftprojekt, vilka ingår i kraftplaneringen. Därför bidrar regeringens stöd för att undanröja svårigheter för företag till att genomföra politik för energiutveckling.
Det är inte känt när projektet kommer att starta.
Enligt det utkast till resolution som nyligen lämnats in av industri- och handelsministeriet till regeringen kommer gas-/LNG-kraftprojekt som driftsätts och tas i drift före den 1 januari 2031 att omfattas av mekanismen för långsiktig minimiavtalsbaserad elproduktion på minst 75 % av den genomsnittliga elproduktionen som genereras under många år, och den tillämpliga perioden ligger inom återbetalningsperioden för amortering och ränta, men inte mer än 10 år från det datum då projektet tas i drift för att generera el.
I en petition som skickades till premiärministern uttryckte nästan ett dussin investerare i gasdrivna kraftprojekt som LNG Quang Ninh, LNG Thai Binh, LNG Hai Lang, LNG Long An, O Mon 2 kraftprojekt... oro för att ovanstående policy skulle kunna påverka projektets genomförande. Faktum är att dessa projekt också har svårigheter att förhandla fram elköpsavtal (PPA), gasförsäljningsavtal (GSA), kapitalarrangemang och investeringsförfaranden, och "det är inte känt när projektet kommer att starta".
Enligt företag blir det svårt att ha en basal elkälla och upprätthålla en stabil elförsörjning om gaskraftverk inte tas i drift i tid. Detta leder till att den reviderade kraftplanen 8 eventuellt inte kan genomföras, vilket i sin tur inte säkerställer elförsörjning för ekonomisk utveckling.
Källa: https://tuoitre.vn/kho-hut-dau-tu-dien-khi-vi-co-che-20251031081647136.htm
Kommentar (0)