Las centrales eléctricas a gas requieren compromisos a largo plazo para movilizar la producción, pero esto podría plantear riesgos financieros y ejercer presión sobre los precios de la electricidad, según EVN.
En un informe reciente al Primer Ministro, Vietnam Electricity Group (EVN) dijo que ha negociado un acuerdo de compra de energía (PPA) con los proyectos de energía a gas Nhon Trach 3 y 4 y ha comenzado las negociaciones con la planta de energía a gas Hiep Phuoc. Sin embargo, encontraron dificultades porque no pudieron ponerse de acuerdo sobre la relación de consumo del producto, que es el compromiso con la producción de electricidad movilizada desde estas plantas.
Según EVN, los inversores en energía de GNL siempre proponen unificar esta tasa en el 72-90% durante todo el plazo del contrato. Este requisito proviene de los prestamistas para garantizar un flujo de caja estable para que los inversores puedan pagar sus deudas.
Los proveedores y transportistas de combustible GNL también suelen exigir regulaciones sobre las tarifas de movilización para garantizar la estabilidad a largo plazo del volumen y el precio del combustible. Esto también les ayuda a planificar envíos internacionales, especialmente porque Vietnam es un mercado nuevo y pequeño para los proveedores internacionales de GNL.
Sin embargo, EVN advirtió que aceptar esta condición implicaría el riesgo de aumentar los precios de la electricidad. En concreto, el GNL tiene un coste elevado, entre 12 y 14 dólares por millón de BTU cuando se importa a los puertos de Vietnam. En consecuencia, el costo de generación de electricidad de una planta de energía a gas que utilice combustible GNL importado será de 2.400 a 2.800 VND por kWh, mucho más alto que otras fuentes de electricidad.
Sin mencionar que se espera que para 2030 la capacidad total de energía a gas represente alrededor del 15% del suministro total de electricidad del país. Con altos costos de generación de electricidad, grandes fluctuaciones y requisitos de compromiso de producción a largo plazo como los mencionados anteriormente, los costos de compra de electricidad de entrada de EVN se verán muy afectados, lo que impactará fuertemente el precio de electricidad de salida minorista cuando las fuentes de GNL entren en funcionamiento.
"Aceptar la alta tarifa propuesta por los inversores creará riesgos financieros para EVN, especialmente en años en que la demanda de electricidad no es alta", advirtió EVN.
Al mismo tiempo, el grupo cree que los compromisos también son injustos para otros tipos de centrales eléctricas. Estas fábricas actualmente no tienen compromisos a largo plazo sino que operan anualmente en función del equilibrio real de oferta y demanda. De hecho, según la orientación, esta tasa tendrá que disminuir gradualmente para aumentar la competencia a través del mercado spot.
Según el Plan Energético VIII, en 2030 la energía térmica a gas natural licuado (GNL) de origen nacional alcanzará más de 37.000 MW, lo que equivale a casi el 25% de la capacidad energética total. De los cuales, la electricidad generada con gas natural licuado (GNL) supone unos 24.000 MW, lo que supone aproximadamente el 15%.
Según este plan, para 2030 se habrán desarrollado 13 proyectos de energía de GNL, pero ninguno de ellos cumple el cronograma establecido. Actualmente, solo las centrales térmicas Nhon Trach 3 y 4, con una capacidad total de 1.500 MW, están en construcción y se espera que entren en funcionamiento a finales del próximo año y mediados de 2025.
Según los cálculos de EVN, si las fuentes de energía a gas no funcionan según lo previsto en 2023, esto afectará el suministro de electricidad. El déficit de producción de electricidad a partir de 2028 será de entre 800 y 1.200 millones de kWh. El escenario de alta demanda podría provocar una escasez de hasta 3.000 millones de kWh al año después de 2030.
Para evitar el riesgo de cortes de energía, EVN considera que es necesario definir claramente un porcentaje de electricidad a través de un contrato a largo plazo para garantizar la armonía de intereses de todas las partes. Por lo tanto, el Grupo recomienda que el Primer Ministro decida una tasa apropiada durante el período de pago de la deuda del proyecto. Esto es para garantizar la viabilidad de atraer inversiones en proyectos de energía de GNL, evitar fuertes impactos en los precios minoristas y asegurar una competencia justa entre otros tipos de fuentes.
"Este nivel debe ser decidido por las agencias estatales y aplicarse a todos los proyectos", dijo EVN, sugiriendo que esta cifra podría rondar el 65%.
Estiércol de Phuong
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