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

Đề nghị Ban KTTW, Bộ Công Thương nghiên cứu phản biện Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Các cụm từ viết tắt:

PQPOC: Công ty Liên doanh Điều hành Dầu khí Phú Quốc.

SWPOC: Công ty Đường ống Tây Nam.

PTTEP: Tập đoàn Dầu khí Thái Lan (đối tác trong liên doanh PQPOC và SWPOC).

MOECO: Công ty Dầu khí Mitsui Oil Exploration (Nhật Bản).

GSA: Thỏa thuận bán khí.

GSPA: Thỏa thuận mua bán khí.

GTA: Thỏa thuận vận chuyển khí.

PPA: Thỏa thuận giá bán điện. 

GGU: Bảo lãnh Chính phủ cho PQPOC, SWPOC liên quan phần vốn của PTTEP, MOECO.

PSC: Hợp đồng phân chia sản phẩm (hợp đồng dầu khí).

FDP: Kế hoạch phát triển mỏ.

FID: Quyết định đầu tư (cuối cùng).

EPCI: Thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử vận hành.

CAPEX: Tổng mức đầu tư.

Lô B - Ô Môn là dự án trọng điểm quốc gia, có sự tham gia của nhiều đối tác, nhà đầu tư trong và ngoài nước, liên quan cả khâu thượng, trung, hạ nguồn. Được biết, hiện tại các đối tác trong chuỗi dự án cả thượng nguồn và hạ nguồn đang gấp rút đàm phán để đi đến ký kết các hợp đồng thương mại, gồm hợp đồng mua bán khí (GSPA), hợp đồng bán khí (GSA), hợp đồng giá bán điện (PPA). Song song, cấp Chính phủ, là các phê duyệt Bảo lãnh Chính phủ (GGU), gia hạn hợp đồng Phân chia sản phẩm và chủ trương vay vốn nước ngoài (ODA từ Nhật Bản).

Dưới đây là cập nhật tình hình triển khai của chuỗi dự án: 

Về tiến độ tổng thể chuỗi dự án, hiện có 2 phương án cho giai đoạn 1, gồm phương án cơ sở và phương án dự phòng. Theo phương án cơ sở, dự kiến chuỗi dự án sẽ đón dòng khí đầu tiên và đi vào hoạt động thương mại vào cuối năm 2023. Theo phương án dự phòng, trong điều kiện đàm phán kéo dài và chậm FID, chuỗi dự án sẽ đón dòng khí đầu tiên và đi vào hoạt động vào quý 3 năm 2024. Được biết, do đàm phán các thỏa thuận như đã nêu ở trên kéo dài, nên tiến độ theo phương án cơ sở đã bị trượt.

I. TÌNH HÌNH TRIỂN KHAI KHÂU THƯỢNG NGUỒN

Phạm vi đề án phát triển mỏ giai đoạn 1 (cơ sở), có tổng mức đầu tư hơn 2 tỷ USD, bao gồm một giàn xử lý trong tâm (CPP gồm khối thượng tầng 22.700 tấn, chân đế), 1 giàn nhà ở, 4 giàn đầu giếng (WHP), một kho nổi FSO chứa condensate, 3 cây cầu đấu nối giữa các giàn WHP và giàn CPP, hệ thống ống ngầm nội mỏ. Sau khi tiếp nhận quyền điều hành từ Nhà điều hành dầu khí Chevron từ tháng 5 năm 2015, PQPOC đã triển khai các công việc sau đây:

1/ Đánh giá và chỉnh sửa thiết kế tổng thể FEED (Chevron bàn giao), triển khai thêm một số giếng khoan thẩm lượng.

2/ Đánh giá tác động môi trường đã được Bộ Tài nguyên và Môi trường phê duyệt (4/10/2017).

3/ Lập báo cáo FDP và đã được Bộ Công Thương phê duyệt từ cuối tháng 7/2018.

4/ Phát hành Hồ sơ mời thầu (HSMT) gói thầu EPCI quốc tế (giàn CPP, cầu dẫn và giàn nhà ở (ngày 7/12/2017, đã gia hạn hiệu lực Hồ sơ dự thầu lần thứ 3 đến 30/04/2021).

5/ Phát hành HSMT gói thầu EPCI trong nước (ngày 26/11/2018, đã gia hạn hiệu lực Hồ sơ dự thầu lần thứ 3 đến 30/04/2021).

6/ Đối với các gói thầu kho chứa nổi FSO, quản lý chất lượng (QAQC) và bảo hiểm (CAR), PQPOC đã hoàn thiện HSMT và sẽ phát hành sau khi hoàn tất các thỏa thuận thương mại và FID.

Tiến độ tổng thể.

Hiện tại, đối với các gói thầu EPCI trong nước và quốc tế đã phát hành, PQPOC đang tiếp tục phần đánh giá hồ sơ kỹ thuật. Sau khi hoàn tất đánh giá kỹ thuật, PQPOC sẽ mở thầu và đánh giá thương mại đến quý 4/2020, thời điểm dự kiến FID sẽ được phê duyệt. Đối với các đàm phán thương mại, để dễ theo dõi, chúng tôi sẽ tách riêng và cập nhật ở phần sau. Các hợp đồng EPCI sẽ được đàm phán và ký kết vào quý 1 năm sau (sau khi FID được phê duyệt).

II. TÌNH HÌNH TRIỂN KHAI KHÂU TRUNG NGUỒN

Phạm vi đề án phát triển mỏ cho cả vòng đời dự án trên 20 năm, có tổng mức đầu tư 1,27 tỷ USD, đã được phê duyệt, bao gồm các tuyến ống bờ và biển. Tuyến ống biển gồm 292 km đường ống từ CPP về đến trạm tiếp bờ An Minh, tỉnh Kiên Giang; 37 km ống nhánh từ điểm nối gần bờ KP 209 về Mũi Tràm, tỉnh Cà Mau để cấp bù khí cho đường ống PM3 - Cà Mau.

Trên bờ, gồm tuyến ống 102 km từ trạm tiếp bờ An Minh về trạm phân phối khí ở Ô Môn, tỉnh Cần Thơ để cung cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện khí tại Trung tâm Điện lực Ô Môn. Sau khi tiếp nhận quyền điều hành từ Công ty liên doanh điều hành đường ống Lô B - Ô Môn (BPOC) từ tháng 5 năm 2015, SWPOC đã triển khai các công việc sau đây:

1/ Báo cáo nghiên cứu khả thi, thiết kế cơ sở, thiết kế kỹ thuật và dự toán xây dựng công trình, đã được phê duyệt.

2/ Kế hoạch lựa chọn nhà thầu, đã được phê duyệt.

3/ HSMT gói thầu EPC trong nước đối với tuyến ống, các trạm trên bờ và chạy thử toàn bộ dự án, đã phát hành từ 20/1/2020.

4/ HSMT gói thầu quốc tế thi công lắp đặt và tiền chạy thử đường ống biển (PC), đã phát hành từ 20/3/2020, hồ sô dự thầu nộp vào ngày 17/8/2020.

5/ Các gói thầu khác như Tư vấn (PMC), Bảo hiểm, Giám định hàng hải... cũng đã phát hành.

Hiện SWPOC cùng các chuyên gia tư vấn PMC đang đánh giá kỹ thuật một số gói thầu. Song song, là đôn đốc các nhà thầu tư vấn đền bù về khảo sát kinh tế - xã hội, tư vấn giải phóng mặt bằng; giám sát độc lập và khảo sát thay thế để sẵn sàng chi trả tiền bồi thường, giải phóng mặt bằng khi FID được phê duyệt. Các hợp đồng EPCI sẽ được đàm phán và ký kết vào quý 2 năm sau.

Đường ống. 

III. TÌNH HÌNH TRIỂN KHAI KHÂU HẠ NGUỒN

Thiết kế ban đầu khâu thượng và trung nguồn, khí về bờ, ngoài cấp bù cho đường ống PM3 - Cà Mau (cụm khí điện đạm Cà Mau), thì sẽ cung cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện khí tại Trung tâm Điện lực Kiên Giang và Trung tâm Điện lực Ô Môn, Cần Thơ. Tuy nhiên, do Trung tâm Điện lực Kiên Giang chưa khả thi nên phương án các nhà máy điện ở Trung tâm Điện lực Kiên Giang tạm thời hoãn lại. Theo đó, 3 nhà máy điện Ô Môn 2, Ô Môn 3 và Ô Môn 4 ở Lô B, sẽ nâng cấp thiết kế từ 750 MW lên 1.050 MW/nhà máy để sử dụng tối đa khí từ Lô B và nâng công suất phát điện.

Hiện tại, tình hình triển khai khâu hạ nguồn như sau:

1/ Nhiệt điện Ô Môn 4: Báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án đã được phê duyệt. Hiện nay, EVN đang triển khai các công việc tiếp theo. Dự án này có khả năng đồng bộ với nguồn khí Lô B vào bờ năm 2024.

2/ Nhiệt điện Ô Môn 3: Bộ Kế hoạch và Đầu tư đang thẩm định chủ trương đầu tư. Dự án này hiện đang phải chờ Thủ tướng phê duyệt chủ trương vay vốn ODA (Nhật Bản), theo Nghị định mới nhất về quản lý và sử dụng vốn vay ODA. Văn phòng Chính phủ đang tổng hợp các báo cáo thẩm định về sử dụng vốn ODA và Nghiên cứu khả thi (thiết kế kỹ thuật) để đưa ra quyết định cuối cùng. 

3/ Nhiệt điện Ô Môn 2: đầu tháng 10/2019, Thủ tướng Chính phủ đồng ý giao Liên danh Tổng công ty Cổ phần Thương mại Xây dựng (Việt Nam) và Tập đoàn Marubeni (Nhật Bản) làm chủ đầu tư “theo hình thức đầu tư thông thường” (chủ đầu tư tự đầu tư xây dựng, sở hữu và vận hành; không thực hiện theo hình thức đối tác công tư), đảm bảo nhà đầu tư có đủ năng lực và kinh nghiệm, đáp ứng yêu cầu về chất lượng, hiệu quả theo quy định, đồng thời đẩy nhanh tiến độ để đảm bảo cung ứng đủ điện cho khu vực phía Nam.

Theo quy hoạch điện VII (điều chỉnh), tiến độ hoàn thành Nhà máy điện Ô Môn 3 là 2020, Ô Môn 4 là 2021 và Ô Môn 2 là 2026. Như vậy, theo quy hoạch thì các dự án đều đã chậm tiến độ. Theo tiến độ chuỗi dự án Lô B, ngoài nhà máy Ô Môn 4 là đồng bộ, các nhà máy còn lại đang bị chậm tiến độ.

Đối với Ô Môn 3, EVN đang phải hoàn thiện hồ sơ dự án đầu tư trình cấp thẩm quyền quyết định.

Đối với Ô Môn 2, sau khi Marubeni trình hồ sơ đề xuất đầu tư kèm giá bán điện, các cơ quan thẩm quyền cấp Chính phủ đang xem xét, nhưng chưa quyết định.

IV. CÁC ĐÀM PHÁN HỢP ĐỒNG

Về phía thượng nguồn và trung nguồn, hiện tại, đang có một số vướng mắc lâu nay do các cơ chế chính sách, về các điều kiện mà các nhà đầu tư nước ngoài, PVN và PVEP đang đàm phán các hợp đồng và thỏa thuận sau đây (phiên bản 12 kể từ khi PQPOC điều hành).

Về hợp đồng dầu khí, Điều 17 Luật Dầu khí sửa đổi, bổ sung năm 2000 quy định: “Thời hạn hợp đồng dầu khí (PSC) không quá hai mươi lăm năm (25 năm), trong đó giai đoạn tìm kiếm thăm dò không quá năm năm (5 năm). Đối với các dự án khuyến khích đầu tư dầu khí và dự án tìm kiếm thăm dò, khai thác khí thiên nhiên, thời hạn hợp đồng dầu khí không quá ba mươi năm (30 năm), trong đó giai đoạn tìm kiếm thăm dò không quá bảy năm (7 năm)”.

PSC của PQPOC đã ký từ năm 2009 (có thể gia hạn thêm 10 năm) hiện vẫn đang đàm phán gia hạn. Tương ứng là hợp đồng của SWPOC đối với phần đường ống và trạm phân phối khí.

Về các thỏa thuận thương mại, gồm thỏa thuận mua bán khí (GSPA), thỏa thuận bán khí (PSA), hiện nhà điều hành PQPOC vẫn đang đàm phán với EVN các đối tác nước ngoài PVN phía Việt Nam.

Về thỏa thuận hợp đồng bán điện (PPA), giá bán khí tính theo cơ chế chuyển ngang giá điện (pass through). Theo đó, giá khí được xác định gần 12 USD/triệu BTU, áp dụng cho cả vòng đời dự án, gồm cả 2 giai đoạn phát triển khâu thượng nguồn (giai đoạn 1 và giai đoạn mở rộng, phát triển liên tục). Tuy nhiên, do giá điện không cạnh tranh nếu so với các dự án điện khí tương tự như Cà Mau và Nhơn Trạch. Phương án mà PVN/PQPOC có thể tính đến là phương án kéo dài vòng đời dự án (gia hạn PSC thêm 10 năm) và tổng mức đầu tư giai đoạn mở rộng sẽ tùy thuộc vào giai đoạn một. Theo đó, giai đoạn 1, với tổng mức 2 tỷ USD là cố định, còn giai đoạn 2 (4,6 tỷ USD gồm chi phí giàn khai thác và giếng khoan), sẽ có thể điều chỉnh giảm tùy theo sản lượng thực tế sau khi dự án đã đi vào khai thác thương mại.

Nếu xem xét sản lượng các mỏ dầu khí đã khai thác trên thềm lục địa Việt Nam (trừ Bạch Hổ), thì sản lượng các mỏ sẽ sụt giảm so với FDP đã phê duyệt.

Nghĩa là, giá bán khí tính trên tổng mức đầu tư 6,6 tỷ USD cả hai giai đoạn, nhưng do chưa triển khai giai đoạn mở rộng (liên tục và linh hoạt trong khoảng 20 năm) có thể điều chỉnh giảm.

V. CÁC ĐIỀU KIỆN CẦN VÀ ĐỦ

Lô B có cấu tạo địa chất phức tạp, vỉa chứa phi truyền thống như diễn giải trong Kế hoạch phát triển mỏ Lô B. Theo đó, sẽ phát triển theo phương pháp phi truyền thống, gồm giai đoạn cơ sở (đến khi đón dòng khí đầu tiên) và giai đoạn mở rộng, phát triển linh hoạt, liên tục từ năm 2021 đến năm 2040. Theo FDP được phê duyệt, tổng mức đầu tư trong vòng đời 20 năm khoảng 6,6 tỷ USD giữa các đối tác trong cơ cấu liên doanh thông qua PSC gồm PVN (42,38%), MOECO (25,62%), PVEP (23,50%), PTTEP (8,50%).

Trừ giai đoạn 1, giai đoạn mở rộng sẽ bao gồm 43 giàn đầu giếng WHPs, được lắp đặt trong khoảng thời gian 20 năm bắt đầu từ năm 2020, với hai, hoặc ba giàn khai thác đưa vào hoạt động hàng năm để đáp ứng nhu cầu khí đốt thông qua hợp đồng bán khí GSA giữa PQPOC và EVN (sau khi khấu trừ phí vận chuyển của Công ty Điều hành Đường ống Tây Nam bộ - SWPOC).

Phần đường ống (trung nguồn) xem như không có trở ngại gì vì phụ thuộc vào thượng nguồn. Theo đó, phía thượng nguồn, các điều kiện để có FID cho PQPOC, bao gồm GSA, GSPA, GGU. Các đàm phán này, liên quan đến giá bán khí, cũng là cơ sở để chuyển thành giá bán điện ở khâu hạ nguồn đối với các nhà máy điện. Sau khi các đối tác hoàn tất các đàm phán và thỏa thuận, các hợp đồng thương mại cần được Chính phủ phê duyệt trước khi phát hành FID.  

Hiện tại, giá bán khí được xác định là 12 USD/triệu BTU, chuyển đổi sang giá bán điện tương ứng trên 11 UScent/kWh. Hiện giá khí này hơi cao so với trong nước, nhưng so với mặt bằng các nước ASEAN là mức bình quân tương đương. Theo báo cáo cập nhật mới nhất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam, giá điện trung bình hiện nay tính theo UScent/kWh ở Việt Nam là 8, Indonesia là 10, Thái Lan là 12, Singapore là 16, Hàn Quốc 11, Nhật là 27, Anh là 22, Mỹ là 13, Đức là 33, v.v…

Lô B là dự án trọng điểm quốc gia, thuộc nhóm A theo Luật Đầu tư công có sử dụng vốn Nhà nước. Phía hạ nguồn, do Nhà máy điện Ô Môn 3 sử dụng vốn vay ODA nên cũng thuộc phạm vi áp dụng theo Luật Đầu tư công. Hiện Thủ tướng đã lập Hội thẩm định Nhà nước dự án Nhiệt điện Ô Môn 3 theo Quyết định 1015/QĐ-TTg ngày 14/8/2019 và mới nhất áp dụng Nghị định số: 56/2020/NĐ-CP ngày 25/5/2020 về quản lý và sử dụng vốn vay ODA.

Vì vậy, PVN và EVN cần cân đối nguồn lực, cả kỹ thuật và thương mại để thúc đẩy các đàm phán sớm đi đến ký kết. Theo chúng tôi, cách tiếp cận như trên trong các đàm phán hiện nay là chuẩn mực, cân đối được lợi nhuận đầu tư cho chủ đầu tư phía thượng nguồn và bảo đảm nguồn cung khí cho khâu hạ nguồn.

Chúng tôi cũng được biết, mới đây, Thường trực Ban Chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực đã có những đề nghị sát sao tình hình đối với PVN và EVN. Theo đó, các bên cần khẩn trương hoàn thành đàm phán và thống nhất các dự thảo hợp đồng bán khí (GSA) cho Nhà máy điện Ô Môn 1, Ô Môn 4 và dự thảo thỏa thuận khung bán khí (HOA GSA) cho Nhiệt điện Ô Môn 3, đảm bảo tính đồng bộ giữa các hợp đồng khâu thượng nguồn, cũng như hạ nguồn, báo cáo Bộ Công Thương, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp. Đồng thời, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước phối hợp với Bộ Tài chính sớm hoàn thành việc thẩm định, phê duyệt phương án vay vốn nước ngoài đối với Chuỗi dự án khí Lô B theo quy định.

VI. CÁC LỢI ÍCH CỦA DỰ ÁN LÔ B - Ô MÔN 

Về lợi ích ngành, EVN và PVN là 2 trụ cột của nền kinh tế, vì vậy các dự án trọng điểm quốc gia do hợp tác 2 phía cần được Đảng, Chính phủ ưu tiên tối đa về nguồn lực. 

Đối với PVN, chuỗi dự án Lô B đáp ứng nhu cầu thúc đẩy tăng trưởng chuỗi giá trị các doanh nghiệp thành viên liên quan cả 3 khâu (thượng, trung và hạ nguồn). Trong đề án tái cơ cấu, đã xác định thoái vốn ở các doanh nghiệp thành viên, đặc biệt là chuỗi các Tổng công ty dịch vụ kỹ thuật. Tuy nhiên, trong bối cảnh hiện nay, đang thiếu các dự án trọng điểm để gia tăng lợi nhuận và giá trị thương hiệu. Dự án Lô B, là nhu cầu cần và đủ để các doanh nghiệp trong PVN hồi phục, gia tăng tài sản vốn hóa thị trường, đáp ứng nhu cầu cổ phần hóa, thoái vốn nhà nước, theo lộ trình đến năm 2022, hoặc 2025.

Về lợi ích quốc gia, theo ước tính kinh tế, trong vòng đời 20 năm hoạt động, chuỗi dự án Lô B sẽ đóng góp khoảng 19 tỷ USD vào ngân sách (18 tỷ USD từ PQPOC và 1 tỷ USD từ SWPOC). 

Hiện nay, dự án đã chậm trễ hơn 10 năm, kéo theo chi phí hoạt động và các đàm phán kéo dài, gây tâm lý bất ổn cho các nhà đầu tư nước ngoài. Cần thấy rằng, hiện vẫn còn những bất cập giữa Luật Dầu khí và Luật Đầu tư công, các quy trình phê duyệt. Vì vậy, cả hệ thống cần vào cuộc để dự án sớm đi vào triển khai. 

Qua mùa đại dịch Covid-19, chúng ta mới thấy rằng, nhu cầu phát triển bền vững và dài hạn là rất quan trọng. Ở Lô B, có nhiều đối tác, nhà đầu tư, các ngân hàng và định chế tài chính trong, ngoài nước tham gia, vì vậy cần cân đối lợi ích, hài hòa giữa các bên tham gia. 

Đối với khu vực miền Tây Nam bộ, khi dự án đi vào triển khai, chuỗi dự án Lô B sẽ làm thay đổi diện mạo của khu vực thuần kinh tế nông nghiệp, góp phần chuyển đổi kinh tế, thu hút đầu tư ở khu công nghiệp Ô Môn và Tây Nam bộ trên diện rộng.

Ngoài ra, dự án cũng sẽ góp phần thu hẹp khoảng cách tăng trưởng kinh tế - xã hội giữa miền Đông và miền Tây Nam bộ, góp phần cân bằng quy hoạch giữa các vùng miền.

Nếu nhìn về chính sách đầu tư và tầm nhìn dài hạn, song song các đàm phán của các đối tác trong chuỗi dự án, Chính phủ cần thúc đẩy nhanh các phê duyệt, không nên bỏ lỡ thời cơ - vì ngoài nhu cầu kích cầu tăng trưởng cho PVN còn là nhu cầu hợp tác kinh tế, cũng như thu hút đầu tư từ nước ngoài, tạo dựng một môi trường đầu tư bền vững, uy tín trong cộng đồng ASEAN và quốc tế trong lĩnh vực đầu tư, thăm dò, khai thác dầu khí./.

(Còn nữa)

NGUYỄN LÊ MINH - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Chú thích:

Trong bài có tham khảo các tài liệu sau đây:

1/ Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng.

2/ Quy hoạch điện VII và Quy hoạch điện VII - Điều chỉnh.

3/ Thiết kế Tổng thể (FEED) Dự án khí Lô B.

4/ Thiết kế Tổng thể (FEED) Dự án Đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn.

5/ Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) Lô B.

6/ Báo cáo Đánh giá Tác động môi trường Dự án Khí Lô B.

7/ Thư của MOECO và PTTEP gửi Bộ trưởng công thương ngày 22/4/2020.

8/ Một số Báo cáo định kỳ của PVN gửi Ban chỉ đạo về tình hình triển khai các dự án điện. 

9/ Quyết định phê duyệt Kế hoạch lựa chọn nhà thầu Dự án đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn.

10/ Một số hợp đồng phân chia sản phẩm các Lô Dầu khí bể Nam Côn Sơn.

11/ Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi dự án Nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4.

12/ Định hướng chiến lược phát triển năng lượng Quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 của Ban kinh tế Trung ương.