Kiến giải tồn tại

Chuỗi dự án khí Lô B - Ô Môn: Vì sao cần cả hệ thống chính trị vào cuộc?

08:07 |18/11/2020

 - 

Như chúng ta đều biết, các đàm phán thương mại và quy trình thẩm định đầu tư Chuỗi dự án khí Lô B - Ô Môn vẫn đang diễn ra, chưa hoàn tất. Nhưng các bế tắc này, do không sớm đạt được thỏa thuận nên tiến độ của chuỗi dự án theo phương án cơ sở (khai thác thương mại vào cuối năm 2023) đã không còn khả thi nữa. Theo tiến độ cập nhật, thời điểm đi vào khai thác thương mại sớm nhất của Chuỗi khí Lô B là vào tháng 9/2024, với điều kiện quyết định đầu tư cuối cùng (FID) không trễ hơn tháng 3/2021. Vì vậy, để tháo gỡ vướng mắc hiện nay, chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Ngoài sự chỉ đạo sát sao của Thủ tướng, đã đến lúc, Bộ Chính trị cần cho ý kiến chỉ đạo về chủ trương, đường lối cụ thể để Chính phủ và các cơ quan hữu quan triển khai nhanh hơn.


Phát triển chuỗi dự án khí Lô B - Ô Môn: Nhu cầu cần và đủ


I/ HIỆN TRẠNG

1/ Tình hình triển khai thực tế:

Theo thông tin mới cập nhật, về phía thượng nguồn, Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc (PQPOC) đã hoàn thành đánh giá kỹ thuật các gói thầu thiết kế, xây dựng, lắp đặt cụm giàn công nghệ trung tâm và giàn nhà ở (EPCI#1) và gói thầu thiết kế, xây dựng, lắp đặt giàn thu gom, giàn đầu giếng và các đường ống nội mỏ (EPCI#2). PQPOC dự kiến mở các gói thầu thương mại sau khi hoàn tất các đàm phán: GSA (Thỏa thuận bán khí), GSPA (Thỏa thuận mua bán khí) và PPA (Thỏa thuận giá bán điện).

Các gói thầu khác (thuê kho nổi chứa nổi - FSO, dịch vụ khoan, bảo hiểm, đăng kiểm), PQPOC đã hoàn tất hồ sơ mời thầu và sẽ phát hành sau khi FID được phê duyệt.

Về phía trung nguồn, các gói thầu thiết kế, mua sắm và thi công (EPC) cả đường ống trên bờ, cũng như dưới biển đã phát hành và đóng thầu, sẽ được Công ty Điều hành đường ống Tây Nam (SWPOC) gia hạn do tiến độ tổng thể bị trượt. Về đền bù và giải phóng mặt bằng tuyến ống trên bờ, SWPOC tiếp tục đôn đốc các nhà thầu tư vấn đền bù thực hiện khảo sát kinh tế, xã hội và tư vấn giải phóng mặt bằng để sẵn sàng chi trả tiền bồi thường, giải phóng mặt bằng khi FID được phê duyệt. Tuy nhiên cũng cần lưu ý sẽ có một số rủi ro về công tác đền bù là nếu tạm dừng triển khai công tác đền bù giải phóng mặt bằng có thể gây bức xúc, khiếu kiện của người dân, gây ra sự bất ổn.

Về phía hạ nguồn, đối với dự án Nhà máy điện Ô Môn 3 (liên quan vốn vay ODA), do Hội đồng thẩm định liên ngành chưa trình báo cáo thẩm định Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi (Pre-FS) nên Thủ tướng chưa thể phê duyệt chủ trương đầu tư dự án. Vì vậy, thỏa thuận khung bán khí (HOA GSA) cho Nhà máy điện Ô Môn 3 cũng chưa được phê duyệt hoàn tất.

Đối với dự án Nhà máy điện Ô Môn 4, báo cáo nghiên cứu khả thi đã được phê duyệt vào cuối tháng 9 năm 2019. Kế hoạch tổng thể triển khai dự án đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phê duyệt, tuy nhiên, do tiến độ phương án cơ sở (đón dòng khí vào cuối năm 2023) đã bị trượt nên gói thầu EPC (dự kiến phát hành vào tháng 7/2020) đang tạm ngừng phát hành, chờ hoàn tất xong các đàm phán thương mại.

Đối với dự án Nhà máy điện Ô Môn 2, tổ hợp nhà đầu tư đã trình Sở Kế hoạch và Đầu tư Thành phố Cần Thơ báo cáo nghiên cứu tiền khả thi. Ngày 13 tháng 5 năm 2020, Sở Kế hoạch và Đầu tư Thành phố Cần Thơ đã có Công văn số 1027/SKHĐT-KT lấy ý kiến các bộ, ngành về đề xuất của Tổ hợp nhà đầu tư. Theo đó, các bộ, ngành vẫn đang trong quá trình thẩm định đầu tư.

Do tiến độ dự án Nhà máy Ô Môn 2 chậm trễ hơn dự kiến (đi vào hoạt động năm 2026) nên dự án điện Ô Môn 1, Ô Môn 3 và Ô Môn 4 cần đồng bộ với tiến độ khâu thượng nguồn để kịp đón dòng khí vào tháng 9 năm 2024. Theo đó, khi 3 nhà máy điện cùng đi vào hoạt động vào tháng 9 năm 2024, EVN sẽ đáp ứng nhu cầu cần bao tiêu sản lượng khí để cân đối được lợi nhuận của các nhà đầu tư phía thượng nguồn trong liên doanh PQPOC.

2/ Các đàm phán thương mại và những vướng mắc:

Được biết, ngày 2 tháng 6 năm 2020, Chính phủ đã tổ chức họp xem xét và Thủ tướng Chính phủ đồng ý về nguyên tắc (công văn số 37/TTg-CN) chuyển ngang giá khí mỏ Lô B sang giá điện thanh cái các nhà máy điện như đề xuất của Bộ Công Thương và các bộ, ngành liên quan. Trên cơ sở này, Bộ Công Thương tiếp tục chủ trì đôn đốc các bên góp vốn nước ngoài hoàn thiện đàm phán và thống nhất Thỏa thuận bảo lãnh và cam kết của Chính phủ (GGU) trong Dự án phát triển mỏ khí Lô B; các bên góp vốn nước ngoài tiếp tục triển khai công tác đàm phán các hợp đồng thương mại mua bán khí, điện với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Trên cơ sở đó, đối với các đàm phán thương mại, PVN vẫn đang tiếp tục các đàm phán (gồm GTA, GSPA và GSA) với các đối tác nước ngoài (trong liên doanh PQPOC) và EVN. Các đàm phán GSA này áp dụng cho các nhà máy điện Ô Môn 1, Ô Môn 4 và thỏa thuận khung đối với Ô Môn 2 (HOA GSA).

Về thỏa thuận hợp đồng bán điện (PPA), giá bán khí được tính theo cơ chế chuyển ngang sang giá điện (Pass through), áp dụng cho cả vòng đời dự án Lô B (trên 20 năm). Theo đó, giá khí được xác định là 12 USD/triệu BTU, chuyển đổi sang giá bán điện tương ứng trên 10 UScent/kWh (tính theo LCOE, với Tmax khoảng 6.100 giờ/năm).

Về đàm phán Thỏa thuận bảo lãnh và cam kết của Chính phủ (GGU), ngày 27/4/2020, các đối nước ngoài đã gửi dự thảo GGU (phiên bản 14 chỉnh sửa, bao gồm cả quy trình chuyển đổi ngoại tệ (Phụ lục A của GGU) theo góp ý của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam và trình lại Ngân hàng Nhà nước Việt Nam. Trên cơ sở dự thảo GGU mà các đối tác nước ngoài gửi, Bộ Công Thương đang tổng hợp để báo cáo Chính phủ.

Về việc gia hạn hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC), ký từ năm 2009 của PQPOC, hiện các bộ, ngành và Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp cũng chưa đạt được đồng thuận cuối cùng do các bên chưa hoàn tất các thỏa thuận thương mại (như đã nêu ở trên).

Tuy nhiên, đến nay, các bên vẫn chưa hoàn tất các đàm phán nêu trên. Cần biết, tất cả các thỏa thuận trên đây sẽ là cơ sở để Thủ tướng phê duyệt quyết định đầu tư cuối cùng (FID) trước khi Lô B - Ô Môn triển khai giai đoạn thi công dự án. Các bế tắc này cũng chính là điều kiện mà các đối tác đầu tư nước ngoài (Công ty Thăm dò Dầu khí Mitsui - MOECO và Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí PTT - PTTEP) đưa ra trước khi Thủ tướng phê duyệt FID.

Theo tiến độ cập nhật, thời điểm có dòng khí sớm nhất của chuỗi dự án là tháng 9 năm 2024 và mục tiêu này trên cơ sở phê duyệt FID không muộn hơn tháng 3 năm 2021. Mục tiêu đã điều chỉnh này cũng sẽ không đạt được nếu như không giải quyết được các vướng mắc trong phê duyệt chủ trương đầu tư cho dự án Nhà máy điện Ô Môn 3 trong vòng tháng 10 năm 2020.

Ngoài các đàm phán nêu trên, nhìn tổng thể, tiến độ triển khai Chuỗi dự án khí - điện Lô B đang bị chậm rất nhiều so với kế hoạch đề ra, đặc biệt là tiến độ triển khai các dự án hạ nguồn, cụ thể:

- Dự án Nhà máy điện Ô Môn 4 chậm 2 năm so với kế hoạch đề ra (theo Quy hoạch điện VII).

- Dự án Nhà máy điện Ô Môn 3 dự kiến chậm 4-5 năm so với kế hoạch đề ra (chưa được phê duyệt chủ trương đầu tư).

- Dự án Nhà máy điện Ô Môn 2 chưa được phê duyệt chủ trương đầu tư và giao chính thức chủ đầu tư.

Về quy chế tài chính, hiện PVN vẫn chưa được cấp có thẩm quyền (Bộ Tài chính) phê duyệt. Phương án vay vốn nước ngoài cho Dự án phát triển mỏ khí Lô B và Dự án đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn chưa được phê duyệt (mặc dù PVN đã hoàn thành giải trình theo yêu cầu của Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước).

Với thực tế này, tiến độ dự án thượng nguồn bị ảnh hưởng nghiêm trọng. Mặc dù Chính phủ đã chỉ đạo sát sao (từ công văn số 1045/VPCP-CN ngày 16/4/2020) đối với các bộ, ngành, PVN, EVN nhằm tập trung tháo gỡ các khó khăn, vướng mắc và đẩy nhanh tiến độ các hạng mục. Tuy nhiên, đến nay dự án đã chính thức trượt tiến độ như mục tiêu ban đầu.

II/ CẢ HỆ THỐNG CHÍNH TRỊ CẦN VÀO CUỘC

Trên cơ sở tình hình triển khai các dự án trọng điểm về dầu khí và đề xuất, kiến nghị của các chủ đầu tư, Bộ Công Thương và Ban Chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo một số nội dung sau:

1/ Bộ Kế hoạch và Đầu tư khẩn trương hoàn thành công tác thẩm định Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi dự án Nhà máy điện Ô Môn 3, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương đầu tư, không làm chậm thêm tiến độ dự phòng của chuỗi dự án.

2/ Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp tiếp tục đôn đốc PVN, EVN xây dựng phương án thu xếp đủ vốn đầu tư cho các dự án thành phần. (Theo chúng tôi, về nội dung này, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp cần phối hợp với Bộ Tài chính trên cơ sở báo cáo giải trình bổ sung của PVN về phương án vay vốn nước ngoài của PVN cho các dự án khí thành phần để sớm hoàn thành việc thẩm định, phê duyệt theo quy định).

3/ PVN, EVN tích cực thúc đẩy tiến độ các dự án thành phần của chuỗi dự án đáp ứng tiến độ có dòng khí đầu tiên vào tháng 9 năm 2024, phối hợp với các bên nước ngoài khẩn trương hoàn thành đàm phán các thỏa thuận thương mại của dự án (GSPA, GSA).

Theo nhìn nhận của nhiều chuyên gia tư vấn độc lập, cũng như chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Mục tiêu dự án có FID trong năm 2020 và dòng khí đầu tiên cuối năm 2023 rõ ràng là đã không còn khả thi nữa. Còn theo tiến độ dự phòng (có dòng khí đầu tiên vào tháng 9/2024) cũng sẽ có nguy cơ chậm nếu như FID không được phê duyệt trước tháng 3 năm 2021. Mục tiêu đã điều chỉnh này cũng sẽ không đạt được nếu như không giải quyết được các vướng mắc trong phê duyệt chủ trương đầu tư cho dự án Nhà máy điện Ô Môn 3 trong vòng tháng 10 năm 2020.

Việc tiếp tục chậm trễ các đàm phán thương mại và Bảo lãnh Chính phủ (GSPA, GSA, GGU), phê duyệt chủ trương đầu tư của dự án Nhà máy điện Ô Môn 3 (dẫn đến việc chậm FID) sẽ khiến dự án thượng nguồn (khai thác khí) và trung nguồn (đường ống) vào tình trạng bế tắc.

Cụ thể, nếu chậm phê duyệt FID, PQPOC có thể sẽ cần từ 1 đến 2 năm để đấu thầu lại các gói thầu EPCI (sau khi đã phải gia hạn lần 3). Nếu tiếp tục chậm tiến độ sẽ làm tăng tổng chi phí đầu tư, tăng giá khí, giảm hiệu quả tổng thể của toàn Chuỗi dự án (trong đó có nguồn thu của Ngân sách Nhà nước).

Việc chậm tiến độ cũng sẽ gây ảnh hưởng đến các dự án nhà máy điện mà các bên đang tiến hành đầu tư, trong đó có Nhà máy điện Ô Môn 4 (dự án sắp phát hành hồ sơ mời thầu EPC để vận hành thương mại vào tháng 8 năm 2024).

Cụ thể, việc lùi tiến độ dòng khí đầu tiên dự án khí Lô B có thể dẫn đến việc Nhà máy điện Ô Môn 4 hoàn thành xây dựng nhưng không có nguồn nhiên liệu khí đầu vào. Mặt khác, việc chậm tiến độ sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nguồn cung cấp điện cho khu vực miền Nam nói riêng và an ninh năng lượng quốc gia nói chung.

Ngoài ra, việc chậm tiến độ chuỗi dự án cũng sẽ ảnh hưởng các lợi ích kinh tế, xã hội và cơ hội việc làm mà chuỗi dự án mang lại cho chuỗi các công ty thành viên PVN và lao động xã hội.

Chuỗi dự án Lô B là dự án trọng điểm quốc gia, liên quan nhiều bên, không chỉ PVN, EVN mà còn các đối tác đầu tư nước ngoài. Khởi đầu từ năm 2009, đến nay chuỗi dự án vẫn chưa có quyết định đầu tư cuối cùng (FID), vì vậy đã ảnh hưởng nhiều bên, cả trong và ngoài nước. Trong bối cảnh hiện nay, khi tình hình Biển Đông đang có những diễn biến phức tạp, thì khu vực xa bờ, khu vực Bể Malay - Thổ Chu nằm ngoài các khu vực chồng lấn, hứa hẹn phát triển bền vững.

Theo thống kê của Tạp chí Năng lượng Việt Nam, trên thềm lục địa Việt Nam, hầu hết các mỏ gần bờ là mỏ dầu và hiện sản lượng đang sụt giảm nghiêm trọng. Theo đó, 5 năm qua, từ sản lượng đỉnh năm 2015 (hơn 15 triệu tấn dầu thô) đến năm nay, sản lượng đã sụt giảm, ước chỉ còn khoảng 10,6 triệu tấn/năm. Trong khí đó, tất cả các mỏ dầu đã qua giai đoạn khai thác đỉnh trong khi các mỏ khí lại nằm xa bờ, chi phí khai thác cao hơn (bao gồm giàn, công nghệ tách và xử lý khí, giếng khoan và đường ống dẫn khí). Theo cách diễn giải này, quyết định đầu tư vì lợi ích kinh tế, xã hội, cũng như tầm nhìn dài hạn là nhu cầu cần và đủ đối với Chuỗi dự án Lô B.

Theo kế hoạch sản xuất, kinh doanh của PVN, sản lượng khí hiện nay đạt khoảng 9,7 tỷ m3 khí/năm và thách thức đang đến gần khi nhu cầu khí tự nhiên đang tăng. Trong khi đến năm 2023, sản lượng các mỏ khí ngoài khơi cũng sẽ thiếu hụt nếu không kịp thời phát triển các dự án trọng điểm như Lô B, hoặc Cá Voi Xanh.

Chuỗi dự án khí Lô B khi đi vào hoạt động thương mại sẽ đáp ứng nhu cầu tiêu thụ từ 5 đến 7 tỷ m3 khí/năm, so với tổng mức 9,7 tỷ m3 khí/năm mà Tổng công ty Khí Việt Nam (PV Gas) đang phân phối hiện nay là một con số kỷ lục, mang lại cho PVN khoảng 1 tỷ USD/năm trong vòng đời 20 năm khai thác.

Trong bối cảnh Việt Nam đã trở thành quốc gia nhập khẩu tịnh năng lượng từ năm 2015, cũng như sự phụ thuộc nhập khẩu nhiên liệu đang và sẽ tăng nhanh, có thể nói, việc triển khai Chuỗi dự án Lô B không chỉ khỏa lấp được sản lượng dầu khí đang sụt giảm mà còn duy trì đà tăng trưởng và tổng mức nộp ngân sách quốc gia của PVN. Nhìn xa hơn, việc phát triển theo tiến độ, sẽ cứu được chuỗi các tổng công ty dịch vụ đang sụt giảm doanh thu và giữ chân được các đối tác nước ngoài gồm PTTEP, MOECO (ở PQPOC và SWPOC), Marubeni (Nhà máy điện Ô Môn 2) và các ngân hàng, cũng như định chế tài chính quốc tế.

Đặc biệt, việc thông qua quyết định phát triển Chuỗi khí - điện Lô B sẽ là một cam kết về thị trường đầu tư ổn định và bền vững mà Chính phủ đang tạo dựng, trong tầm nhìn dài hạn, làm cảm hứng cho các đàm phán hợp tác với các đối tác nước ngoài khác (bao gồm Liên bang Nga và Mỹ ở khu vực bể Nam Côn Sơn và bể Sông Hồng).

Chúng tôi cho rằng, điểm mấu chốt hiện nay là: Dù các bộ, ngành và các chủ đầu tư vẫn đang chạy đua với tiến độ, tuy nhiên, các cơ quan hữu quan vẫn chưa tháo gỡ được những bế tắc cơ bản từ 10 năm nay để Chuỗi dự án đi vào triển khai. Điều này, có thể giải thích theo 2 ý: Giai đoạn đầu, do nhà điều hành Chevron (Hoa Kỳ) triển khai và giá khí khi ấy so với mặt bằng là hơi cao. Giai đoạn hai, sau khi PVN nhận chuyển nhượng và quyền điều hành, lại nảy sinh những bế tắc phát sinh (cả về các đàm phán thương mại, các luật định hiện hành và chính sách đầu tư).

Chính những khúc mắc này đã làm chậm tiến độ của dự án đến tận ngày hôm nay. Chưa kể, các sai sót trong quá khứ (hoặc do quá khứ để lại) dẫn đến các vụ việc hình sự gần đây là những tác động đến tâm lý “chim sợ cành cong”, làm các lãnh đạo PVN hiện nay ngại ra các quyết định.

Cần biết, về phía Chính phủ, đặc biệt là Thủ tướng đã chỉ đạo rất sát sao, nhưng các phê duyệt và tiến độ dự án vẫn chưa được như kỳ vọng.

Theo Nghị quyết 41 về ngành dầu khí và Nghị quyết 55 về kinh tế biển của Bộ Chính trị, việc duy trì hòa bình và ổn định để phát triển kinh tế là rất quan trọng. Nghị quyết Trung ương 8 về định hướng chiến lược phát triển kinh tế biển, trong đó thăm dò và khai thác dầu khí là trọng tâm của Bộ Chính trị cần được thúc đẩy hơn nữa. Lô B, theo tính chất Chuỗi dự án, áp dụng nhiều luật, quy định, nghị định hiện hành. Cụ thể là Luật Dầu khí, Luật Xây dựng và Luật Đầu tư công đi kèm các nghị định.

Chúng ta cũng cần phải thẳng thắn rằng, hiện việc áp dụng các luật, nghị định dưới luật này vẫn đang có sự chồng lấn do tính chất cả ngoài khơi và trên bờ của dự án. Vì vậy, để tháo gỡ các khó khăn, vướng mắc hiện nay, có lẽ đã đến lúc Bộ Chính trị cần cho ý kiến chỉ đạo về chủ trương, đường lối cụ thể để Chính phủ và các cơ quan hữu quan triển khai nhanh hơn.

Có thể nói, nếu dự án Lô B đi vào triển khai theo tiến độ dự phòng sẽ kịp đáp ứng nhu cầu nhiên liệu khí cho phát triển nguồn điện và an ninh năng lượng quốc gia. Nhìn xa hơn, sau khi đi vào hoạt động, chuỗi dự án này sẽ là đòn bẩy tăng trưởng, giúp PVN phục hồi để làm tốt hơn nữa vai trò trọng tâm về kinh tế và an ninh lãnh hải trong tầm nhìn dài hạn ở Biển Đông./.

NGUYỄN LÊ MINH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM


Ghi chú: Trong bài có tham khảo và trích dẫn một số số liệu từ các báo cáo của Cục Dầu khí và Than (Bộ Công Thương), Ban Chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực, các báo cáo tổng hợp của PVN, quy chế hoạt động của PVN; một số công văn chỉ đạo của Thường trực Chính phủ đối với các dự án trọng điểm quốc gia.

Từ khóa:



TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội.
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn

Liên hệ Thư ký Tòa soạn: Mai Văn Thắng (Hotline: 0969998822)

Liên hệ Giám đốc Trung tâm Đối ngoại: Lê Mỹ (Hotline: 0949723223)

Liên hệ Trung tâm Quảng cáo: Nguyễn Tiến Sỹ (Hotline: 0969998811) - Phan Thanh Dũng (Hotline: 0942632014)

Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin - Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3