Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Các bộ, ngành liên quan nghiên cứu đề xuất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Giải pháp tiến độ Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn trong bối cảnh có thêm phát sinh mới Nhằm góp phần tháo gỡ bế tắc, thúc đẩy tiến độ triển khai Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã có các nghiên cứu, đánh giá, phân tích về những điều kiện tiên quyết để có Quyết định đầu tư (FID) và vấn đề chi phí lịch sử, giá bán khí, bao tiêu khí v.v... Từ đó, gợi mở một số phương pháp tiếp cận Chuỗi dự án này trong bối cảnh mới. Rất mong nhận được sự chia sẻ, góp ý, phản biện của quý vị.

Trước đó, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã có báo cáo tổng hợp các nghiên cứu, đánh giá, phân tích và kiến nghị giải pháp thúc đẩy tiến độ Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn gửi Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính.

Trong báo cáo này, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đặc biệt nhấn mạnh đến những nội dung như sau:

I. NHỮNG VƯỚNG MẮC CỦA CHUỖI DỰ ÁN KHÍ, ĐIỆN LÔ B - Ô MÔN:

Mấu chốt của Chuỗi dự án là Lô B cần có Quyết định đầu tư (FID) để triển khai các gói tổng thầu trong nước và quốc tế ở khâu thượng nguồn, làm cơ sở để triển khai đồng bộ các dự án thành phần trong cả Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn, gồm hệ thống đường ống vận chuyển khí từ ngoài khơi về đến Ô Môn (khâu trung nguồn) và các nhà máy điện ở Ô Môn, Cần Thơ (khâu hạ nguồn).

Theo Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Để có FID, Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn (khâu thượng nguồn) cần thỏa mãn các điều kiện sau đây:

Phía hạ nguồn (4 nhà máy điện):

1. Sau khi tiếp nhận hồ sơ 2 dự án nhiệt điện khí, PVN cần có thời gian để đánh giá các tài liệu kỹ thuật (Pre - FS, FS, giải phóng mặt bằng, tiến độ) và hồ sơ thương mại (tổng mức đầu tư, chi phí quá khứ mà EVN đã thực hiện, phương án thu xếp vốn vay ngân hàng quốc tế - ODA, hay là ECA).

Như vậy, có thể PVN sẽ phải thuê nhà thầu tư vấn độc lập để đánh giá hiện trạng trước khi chính thức tiếp nhận bàn giao quyền chủ đầu tư. Theo dự báo của chúng tôi, quy trình từ “bàn giao hồ sơ dự án” sang “bàn giao quyền sở hữu/chủ đầu tư dự án” cần ít nhất 6 tháng, vì cần các phê duyệt các cấp.

2. Theo tiến độ ở thời điểm hiện tại, đón dòng khí đầu tiên khí về bờ (First Gas) là vào tháng 12/2026. Vào thời điểm đó, dự kiến 2 nhà máy điện, gồm nhà máy hiện hữu Ô Môn 1 chuyển đổi từ nhiên liệu dầu sang khí do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) làm chủ đầu tư (công suất 660 MW) và Ô Môn 4 (công suất 1.050 MW) sẽ tiếp nhận khí từ dự án Lô B để đi vào hoạt động thương mại.

3. Tiến độ 2 nhà máy hoạt động sau thời điểm dự kiến First Gas: Tiến độ Nhà máy điện Ô Môn 2 do Liên doanh Marubeni/WTO làm chủ đầu tư, công suất 1.050 MW, cần chỉnh sửa nghiên cứu khả thi FS, dự kiến đi vào hoạt động thương mại vào quý 3/2027. Tiến độ Nhà máy điện Ô Môn 3, công suất 1.050 MW, cần hoàn thiện nghiên cứu khả thi FS, dự kiến đi vào hoạt động thương mại vào quý 4/2027.

4. Nếu tiếp nhận 2 dự án nhiệt điện khí, PVN cần hoàn tất và được phê chuẩn báo cáo đầu tư cho mỗi dự án điện, đồng thời cần hoàn tất các đàm phán thương mại theo mô hình đầu tư mới.

Theo đó, PVN không thể tự đứng ra ký hợp đồng GSPA (mua khí của Nhà điều hành Phú Quốc POC) rồi ký kết các hợp đồng GSA (bán khí cho 4 nhà máy điện), hoặc tự phân phối cho 2 nhà máy điện do PVN làm chủ đầu tư. Dù rằng, PVN chiếm 42% cổ phần ở Phú Quốc POC, các hợp đồng GSA sẽ do Phú Quốc POC (có đối tác nước ngoài) tự đàm phán và ký kết với các nhà máy điện (sẽ có thay đổi về giá bán, về các cam kết hợp đồng, trượt giá tiền VNĐ và USD).

5. Tổng mức đầu tư của 2 nhà máy điện vào khoảng 2,4 tỷ USD, trên nguyên tắc 30% vốn chủ sở hữu, PVN cần thu xếp khoảng 1,68 tỷ USD vốn vay từ các ngân hàng quốc tế. Như vậy, PVN cần xác định rõ: Sẽ triển khai theo phương án thu xếp vốn vay ODA, ECA, hay là thương mại và thuyết phục được các ngân hàng quốc tế trong bối cảnh Chính phủ không phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU). Nhưng vòng đời các dự án điện (trên 25 năm) lại vượt quá cam kết phát thải khí CO2 bằng 0 vào năm 2050 (theo cam kết COP26).

Phía thượng nguồn (dự án Lô B):

1. Hiện tại Hợp đồng dầu khí (PSC) đã được gia hạn đến năm 2039 với điều kiện là sau khi có Quyết định đầu tư (FID). Như đã biết, phê duyệt FID dự kiến vào ngày 1/7/2023 đã chậm trễ, vì PVN/Phú Quốc POC chưa thể hoàn tất các đàm phán và ký kết các hợp đồng GSA, GSPA, PPA (ở chế độ tạm tính).

2. Vòng đời khai thác của mỏ khí Lô B là 23 năm (theo FDP) trong khi vòng đời các nhà máy điện là hơn 25 năm (có 2 nhà máy sẽ đi vào hoạt động sau thời điểm First Gas). Như vậy, các nhà máy điện sẽ vượt qua cam kết Net Zero vào năm 2050.

3. Tổng mức đầu tư cho dự án mỏ khí Lô B (giai đoạn 1) đến khi đưa được khí vào bờ vào khoảng 2,1 tỷ USD, trên nguyên tắc 30% vốn chủ sở hữu, PVN/PVEP cần thu xếp khoảng 1,47 tỷ USD vốn vay từ các ngân hàng quốc tế.

4. Nếu tiếp nhận 2 nhà máy điện, về cơ bản các điều kiện trong hợp đồng PPA (giá bán khí tiệm cận mức 14 USD/triệu BTU chuyển ngang giá bán điện tiệm cận mức 2.200 ÷ 2.500 đồng/kWh, tuỳ thuộc hiệu suất CCGT) sẽ vẫn không thay đổi, vẫn cao hơn so với giá bán điện bình quân. Trên cơ sở đó, trừ khi Chính phủ cam kết giao EVN tiêu thụ hết sản lượng điện, còn không thì Chuỗi dự án lại rơi vào bế tắc.

Như vậy, trừ khi điều chỉnh giảm giá khí, còn nếu như vẫn bảo lưu như hiện tại và cam kết tiêu thụ hết sản lượng điện thì EVN sẽ thua lỗ. Ngược lại, dự án khí Lô B sẽ không có hiệu quả kinh tế.

Phía hạ nguồn, sau khi bỏ phương án nhà máy điện ở Kiên Giang, 3 nhà máy điện ở Ô Môn được thay đổi thiết kế theo hướng tăng công suất để tiếp nhận khí từ Lô B. Tổng mức đầu tư của 3 nhà máy điện vào khoảng 3,6 tỷ USD.

II. ÁP LỰC VỀ THỜI GIAN VÀ TIẾN ĐỘ:

Từ những tóm tắt trên đây, có thể nhận định Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn sẽ chậm trễ tiến độ ít nhất từ 6 tháng đến 1 năm nữa.

Theo Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Tiến độ cả Chuỗi dự án đã trượt, nhưng nếu các bên không quyết liệt xử lý các vướng mắc còn tồn đọng, sẽ không thể sớm tiếp tục triển khai dự án, bởi điều kiện thi công, lắp đặt giàn khai thác, giếng khoan, đường ống ở ngoài khơi rất khó khăn, không thể thi công trong cả năm mà chỉ thực hiện theo mùa do biển động.

Nhưng việc chậm trễ tiến độ này sẽ là khung thời gian cần thiết để chủ đầu tư các nhà máy điện có đủ thời gian cần thiết để tối ưu hóa và hoàn tất báo cáo FS, phương án thu xếp vốn vay và tích hợp tiến độ chuỗi với khâu thượng nguồn. Từ đó, EVN, PVN và các đối tác nước ngoài có đủ cơ sở để thống nhất được khối lượng bao tiêu sản lượng điện và khí trong các hợp đồng PPA và GSA.

Tiến độ sẽ chậm, nhưng do phía thượng nguồn, trung nguồn, các chủ đầu tư đã hoàn tất đánh giá các gói thầu EPC1, EPC2 và EPC đường ống, nên nếu không kịp trao thầu trong năm nay thì các nhà thầu không thể thực hiện cam kết tiến độ cập nhật, ảnh hưởng đến giá trị gói thầu và khả năng triển khai dự án, ảnh hưởng Chuỗi.

III. KIẾN NGHỊ GIẢI PHÁP:

Với mô hình hiện nay, giá bán khí kéo theo giá bán điện chưa cạnh tranh, Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn sẽ rất khó cho cấp thẩm quyền phê duyệt, do đó, trên cơ sở các báo cáo của PVN và EVN, tập thể các chuyên gia, nhà khoa học thuộc Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam kiến nghị Thủ tướng Chính phủ nên xem xét chỉ đạo các nội dung cụ thể như sau:

Thứ nhất: Về kỹ thuật, Bộ Công Thương sớm hoàn tất phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) đối với các nhà máy điện Ô Môn 2 và Ô Môn 3 để các nhà đầu tư làm cơ sở hoàn tất báo cáo đầu tư các nhà máy điện này.

Thứ hai: Về thương mại, chỉ đạo chủ đầu tư các nhà máy điện sớm hoàn tất Báo cáo nghiên cứu đầu tư trình Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp (đối với Ô Môn 3, Ô Môn 4) và các cơ quan có thẩm quyền xem xét phê duyệt (đối với Ô Môn 2).

Thứ ba: Về các thỏa thuận hợp đồng thương mại gồm GSPA và GSA, trên nguyên tắc “chia sẻ rủi ro, hài hòa lợi ích”, kiến nghị Thủ tướng xem xét, chỉ đạo PVN đàm phán với các đối tác nước ngoài ở khâu thượng nguồn theo hướng: Áp dụng giá khí cơ sở (khoảng gần 12 USD/triệu BTU) vào thời điểm khai thác thương mại (đón dòng khí đầu tiên - First Gas) vào năm 2027 và chỉ tính trượt giá khí 2,5%/năm và chi phí vận chuyển khí 2%/năm (từ thời điểm này) thay vì từ năm 2017, nhằm gia tăng hiệu quả kinh tế của cả Chuỗi dự án.

Thứ tư: Do nguồn thu của Chính phủ ở khâu thượng nguồn là rất lớn (hơn 40% giá khí cơ sở, ước tính hơn 20 tỷ USD/23 năm hoạt động), do đó kiến nghị Thủ tướng xem xét quyết định giảm một phần thuế thu nhập doanh nghiệp cho các nhà điều hành Phú Quốc POC và Công ty Đường ống Tây Nam (SWPOC) để giảm áp lục cho các nhà đầu tư khâu thượng nguồn và trung nguồn.

Thứ năm: Do điều kiện thu xếp vốn vay ODA sẽ rất khó khăn, còn vay vốn ECA cũng cần nhiều điều kiện đi kèm (do PVN là doanh nghiệp nhà nước), kiến nghị Thủ tướng xem xét phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU) cho PVN để dễ thu xếp vốn vay từ các ngân hàng quốc tế đối với cả khâu thượng nguồn và các nhà máy điện.

Thứ sáu: Chỉ đạo EVN và PVN cam kết bao tiêu sản lượng điện trong hợp đồng PPA (tạm tính) để PVN làm cơ sở ký kết GSPA với Nhà điều hành Phú Quốc POC, hoặc là cơ sở để PVN (đàm phán với các đối tác nước ngoài) giao nhà điều hành Phú Quốc POC ký kết các hợp đồng GSA với các nhà máy điện.

Thứ bảy: Giao PVN chỉ đạo các nhà điều hành Phú Quốc POC và SWPOC bảo lưu kết quả đấu thầu và gia hạn thời hạn hiệu lực đấu thầu thêm 1 năm (đối với các gói thầu EPC1, EPC2 trong nước và quốc tế và EPC đường ống) để ngay khi đạt được các đồng thuận sẽ trao hợp đồng.

IV. TẦM NHÌN CHUNG:

Theo đánh giá của Hội Đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Cùng với việc tăng thêm lượng điện năng cung cấp tại Cụm nhiệt điện Ô Môn với trên 22 tỷ kWh hàng năm, đảm bảo an ninh năng lượng với nguồn nhiên liệu chủ động trong nước, Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn có vai trò lớn lao khi tạo nguồn thu ngân sách nhà nước rất lớn, tạo hàng nghìn công ăn việc làm và thúc đẩy kinh tế phát triển tại khu vực Đồng bằng sông Cửu Long.

Về phía các đối tác nước ngoài trong Chuỗi dự án, thay vì bảo lưu giá khí cao kéo theo hệ lụy giảm sản lượng bao tiêu (theo Thông tư số 45 về thị trường điện cạnh tranh) cũng nên thấy rằng: Nếu giảm giá bán khí, thì giá điện sẽ hợp lý, cũng như sản lượng điện bao tiêu sẽ cao hơn, dẫn đến nhu cầu gia tăng và duy trì mức bình ổn sản lượng khí hàng năm trong suốt vòng đời của dự án (hơn 20 năm).

Về tổng thể, Nghị quyết 41 và 55 của Bộ Chính trị đã chỉ rõ chủ trương và định hướng chiến lược của Đảng về phát triển ngành dầu khí và năng lượng, nhưng tầm nhìn mới chỉ đến năm 2045. Trong khi đó, Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn lại phải đáp ứng các cam kết về biến đổi khí hậu, phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

Về đối ngoại, Việt Nam đang có tầm ảnh hưởng sâu rộng về kinh tế, chính trị thông qua đối tác chiến lược và hợp tác liên Chính phủ với các nước lớn như: Mỹ, Nga, Trung Quốc, Anh, Pháp, Đức, Nhật Bản, Hàn Quốc và ASEAN là một trong những ưu tiên hàng đầu.

Đặc biệt là Nhật Bản - nơi doanh nghiệp của họ đang tham gia đầu tư vào Chuỗi dự án này. Các hợp tác song phương Việt Nam và Nhật Bản không chỉ ở Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn trong ngành Dầu khí Việt Nam, mà còn nhiều lĩnh vực khác, đang gia tăng hàng năm và trải rộng từ chính trị, kinh tế, văn hóa đến giáo dục.

Về kinh tế, Nhật Bản giữ vị trí thứ top 3 nhà đầu tư nước ngoài tại Việt Nam, với hơn 4.835 dự án (tương ứng tổng mức đầu tư FDI trên 64 tỷ USD). Kim ngạch xuất khẩu năm 2022 đạt gần 50 tỷ USD.

Đối với nền kinh tế của đất nước, trong bối cảnh có nhiều thách thức về chuyển dịch năng lượng, vai trò của các tập đoàn kinh tế trụ cột như: EVN, PVN rất quan trọng, không chỉ phải làm tốt vai trò bảo đảm an ninh năng lượng, cung cấp đủ nguồn dầu, khí và nguồn điện để phát triển kinh tế, về an ninh quốc gia liên quan đến vùng trời, vùng biển, hải đảo, mà còn là những công cụ điều tiết kinh tế vĩ mô của cả nền kinh tế. Do vậy, Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn cần khẩn trương tháo gỡ các điểm nghẽn để có thể chuyển từ “tiềm năng tài nguyên” thành “hiệu quả kinh tế”. Nếu càng chậm tiến độ, khả năng khai thác mỏ khí Lô B càng lùi xa, vì quá trình chuyển dịch năng lượng càng bị chậm trễ khi đáp ứng yêu cầu cam kết “Net Zezo” vào năm 2050.

Từ Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn nhìn ra toàn ngành Năng lượng Việt Nam, với tình hình khó khăn, thua lỗ hiện nay của EVN, việc thu xếp và cân đối vốn đầu tư khoảng hơn 11 tỷ USD/năm (theo Quy hoạch điện VIII) để phát triển nguồn điện, lưới điện sẽ rất khó khăn. Do đó, Chính phủ nên có chính sách phù hợp và quyết liệt nhằm hỗ trợ PVN để vừa giảm tải bớt áp lực cho EVN, cũng như bảo đảm lợi ích quốc gia.

Nhìn theo hướng tiếp cận này và với vai trò của PVN, ngoài việc duy trì, phát triển các lĩnh vực truyền thống, thì sắp tới còn tham gia đầu tư sâu hơn vào lĩnh vực điện, nên trách nhiệm cũng sẽ lớn hơn và cũng rất nặng nề, vì cần phải cân đối nguồn lực cho các danh mục đầu tư. Đặc biệt, PVN không chỉ phải duy trì các chỉ tiêu ngân sách mà còn làm nhịp cầu đầu tư và là cảm hứng trong hợp tác quốc tế.

Cuối cùng, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam kiến nghị Thủ tướng Chính phủ, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp, các bộ, ngành nên có những ưu tiên, cũng như quan tâm đúng mức, kịp thời về chủ trương, chính sách và định hướng chiến lược để PVN làm tốt hơn nữa vai trò của mình, cùng với EVN, với sứ mệnh bảo đảm an ninh năng lượng để phát triển kinh tế, an sinh xã hội và hội nhập quốc tế sâu rộng hơn nữa./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM