EVN: Suy giảm hàng tỷ m3 LNG, lo điện khí sẽ phụ thuộc nhập khẩu và bất ổn về giá

Cụ thể, theo EVN, các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng. Do vậy, việc cấp khí khu vực Đông Nam Bộ của PVN/PVGas cho phát điện thấp hơn trước.

Cụ thể, năm 2020, sản lượng khí khu vực Đông Nam Bộ cấp khoảng 6 tỷ m3 cho các nhà máy điện. Dự kiến, chỉ còn 4,3 tỷ m3 vào năm 2023. Khả năng cấp khí cho khu vực Tây Nam Bộ khoảng 1,3-1,4 tỷ m3 một năm.

Thông tin từ PVN cho thấy: Dự kiến khả năng cấp khí nội địa khu vực Đông Nam Bộ ở mức 3,06 tỷ m3 vào 2024. Sau đó giảm còn 2,61 tỷ m3 vào năm 2025.

Theo Tập đoàn EVN, nguồn cung năm 2025 của LNG trong nước cũng chỉ đáp ứng 33% nhu cầu dùng khí hiện tại của các nhà máy điện, do đó chắc chắn phải nhập khẩu.

Trong khi đó, Quy hoạch điện VIII nêu rõ, tổng công suất nguồn điện chạy bằng khí LNG vào 2030 là 23.900MW, trong đó, đáng chú ý một số nhà máy nhiệt điện chạy bằng khí LNG như Phú Mỹ 2 và Phú Mỹ 3 hoàn thành vào năm 2024-2025 sẽ phải sử dụng khí LNG nhập khẩu; nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 cũng phải sử dụng khí LNG nhập khẩu.

EVN cho biết, để chuẩn bị nhập khẩu, giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD cho một triệu BTU, cộng các loại chi phí sẽ khoảng 14 USD/1 triệu BTU. Theo EVN, mức này gấp 1,5 lần giá nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN hoặc các doanh nghiệp khác.

EVN cũng nêu, trường hợp các nhà máy điện của EVN hoặc các nhà máy điện Phú Mỹ sử dụng LNG bổ sung, số khác dùng khí nội địa cũng ảnh hưởng lớn tới khả năng cạnh tranh trên thị trường. Bởi giá LNG quá cao sẽ không thể vận hành trong thị trường điện.

EVN cho rằng, với diễn biến giá nhiên liệu thời gian qua, việc chấp thuận các cam kết về bao tiêu nhiên liệu cần xem xét kỹ lưỡng, phù hợp khả năng vận hành của các nhà máy điện tại từng giai đoạn.