Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) mới đây cho hay, khả năng cấp khí Đông Nam Bộ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng công ty Khí (PV Gas) cho phát điện có sự suy giảm mạnh từ năm 2020 trở đi do các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng. Cụ thể, năm 2020 khả năng cấp chỉ khoảng 6 tỷ m3, đến năm 2023 khả năng cấp chỉ còn 4,3 tỷ m3.

Khu vực Tây Nam Bộ, khả năng cấp khí ổn định trong khoảng 1,3-1,4 tỷ m3/năm.

PV Gas cũng đã thông báo với EVN việc cấp khí LNG tái hóa cho các nhà máy điện tại khu vực Đông Nam Bộ, theo đó, dự kiến khả năng cấp khí thiên nhiên khu vực Đông Nam Bộ năm 2024 ở mức 3,06 tỷ m3, năm 2025 ở mức 2,61 tỷ m3 - chỉ đáp ứng khoảng 33% so với nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện và đề xuất sử dụng LNG là nhiên liệu bổ sung, thay thế.

Để đảm bảo nhiên liệu cho phát điện, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PVPower) đã đề xuất EVN xem xét chấp thuận phương án bổ sung LNG nhập khẩu cho phát điện, đồng thời đàm phán phụ lục hợp đồng mua bán điện để sử dụng nguồn nhiên liệu này.

Ở thời điểm hiện tại, PV Gas cũng hoàn thành công tác xây dựng, lắp đặt thiết bị giai đoạn 1 của kho LNG Thị Vải với công suất khoảng 1 triệu tấn/năm với 01 bồn LNG dung tích 180.000 m3, tương đương lượng khí bổ sung là 1,4 tỷ m3/năm (tương đương 5,7 triệu m3/ngày).

Kho cảng LNG Thị Vải cũng đã đón tàu LNG đầu tiên để thử nghiệm hệ thống vào ngày 10/7/2023, sẵn sàng cấp khí bổ sung cho các nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch.

Trước thực tế, nguồn cung cấp khí thiên nhiên trong nước chưa được khai thác bổ sung và ngày càng suy giảm thì việc bổ sung nguồn nhiên liệu khí LNG nhập khẩu cho các nhà máy điện hiện hữu đang sử dụng nguyên liệu khí đầu vào được EVN cho là cần xem xét.

Đặc biệt, đối với dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sau khi bàn giao lại cho phía Việt Nam vào năm 2024 (Phú Mỹ 3) và năm 2025 (Phú Mỹ 2.2) sẽ chỉ sử dụng được nhiên liệu LNG nhập khẩu.

Điều này là do lượng khí thiên nhiên nội địa được cam kết bấy lâu cho Phú Mỹ 3 và Phú Mỹ 2.2 trong các hợp đồng liên quan cũng kết thúc do hết thời gian thực hiện Hợp đồng BOT và bên bán khí đã phân bổ hết cho các hộ tiêu thụ hiện hữu thông qua các hợp đồng dài hạn.

Tuy nhiên, việc bổ sung LNG nhập khẩu cho phát điện hiện cũng đang gặp một số khó khăn vướng mắc.

Đó là, giá LNG về Việt Nam hiện nay, theo các nghiên cứu của các tư vấn ở mức 10 - 12 USD/triệu BTU, cộng cả các chi phí tồn trữ - tái hóa - vận chuyển thì giá khí LNG sau tái hóa đến hàng rào các nhà máy điện Phú Mỹ sẽ ở mức 12 - 14 USD/triệu BTU, gấp 1,5 lần so với giá khí nội địa hiện hữu.

Việc này sẽ dẫn đến tăng chi phí phát điện của các nhà máy điện, tăng chi phí mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính của EVN vẫn đang gặp khó khăn.

Cạnh đó, nếu chỉ có các nhà máy điện của EVN hoặc chỉ các nhà máy nhiệt điện tại Phú Mỹ của EVN và Tổng công ty Phát điện 3 sử dụng LNG bổ sung, còn các nhà máy điện còn lại dùng khí nội địa thì khả năng cạnh tranh trong thị trường của các nhiệt điện tuabin khí khi sử dụng nhiên liệu LNG sẽ bị ảnh hưởng rất lớn, trong trường hợp giá LNG quá cao sẽ dẫn đến việc không thể vận hành trong thị trường điện.

Cũng theo nhận xét của EVN, việc mua bổ sung LNG gắn liền với việc cam kết các khối lượng bao tiêu, tùy theo cơ chế mua sắm, tỷ lệ phân bổ các hợp đồng dài hạn/ngắn hạn mà có các cam kết bao tiêu tương ứng.

Với diễn biến giá nhiên liệu biến động mạnh và ảnh hưởng của thị trường quốc tế trong thời gian vừa qua, việc chấp thuận các cam kết, ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu cũng được EVN cho là cần phải được xem xét kỹ lưỡng, phù hợp với khả năng vận hành của nhà máy điện tại từng giai đoạn vận hành để giảm rủi ro trong thực hiện hợp đồng.

Ngoài ra, EVN cũng đề nghị, trường hợp PV Gas là đơn vị vận hành các đường ống dẫn khí hiện hữu thì cần tính toán lại các cước vận chuyển khí đối với các đường ống đã vào vận hành trước đây, đã thu hồi hết chi phí đầu tư cũng như không tính trùng các chi phí khi bổ sung nguồn khí LNG và báo cáo Bộ Công thương phê duyệt theo đúng Luật Giá.