Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn [kỳ 1]: Nhận diện các thách thức mới phát sinh

Nhận diện rủi ro tiến độ đầu tư nguồn điện LNG, điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch điện VIII Theo tính toán về thời gian đầu tư dự án điện khí, điện gió ngoài khơi: Nếu tính từ lúc có Quy hoạch đến khi có thể vận hành, nhanh nhất cũng mất khoảng 8 năm, thậm chí trên 10 năm, trong khi kinh nghiệm phát triển nguồn điện này ở Việt Nam mới chỉ bắt đầu. Nhưng theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 (chỉ còn 7 năm), công suất của 2 nguồn điện nêu trên phải đạt 28.400 MW... Vậy giải pháp nào để chúng ta có thể đạt được mục tiêu đã đề ra? Tổng hợp, phân tích và đề xuất giải pháp của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Phát triển nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VII, bài học cho Quy hoạch điện VIII Kiểm điểm giai đoạn trên 10 năm phát triển nguồn điện ở Việt Nam vừa qua đã cho thấy: Chậm trễ (thậm chí không thể triển khai đầu tư) nhiều nguồn điện truyền thống do bế tắc về vốn đầu tư, nhiên liệu, quy định pháp luật, công tác điều hành, năng lực của một số chủ đầu tư... Bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích nguyên nhân cản trở tiến độ phát triển nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VII và gợi ý một số giải pháp thúc đẩy các dự án nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII.

Trước hết, chúng ta cần biết rằng: Sau khi nhận bàn giao hồ sơ dự án, PVN rà soát, đánh giá và trên cơ sở thực tế có nhiều rủi ro, thách thức và quan điểm khác nhau về chi phí lịch sử, PVN vẫn có quyền có thể từ chối không tiếp nhận 2 dự án điện này.

Trên thực tế, để có được Quyết định đầu tư cuối cùng (FID) thì còn rất nhiều phạm vi công việc, cả kỹ thuật và thương mại, phải hoàn tất, nhưng tất cả đều còn dở dang.

Lô B - Ô Môn là Chuỗi dự án trọng điểm quốc gia, liên quan đến nhiều cấp, nên chúng ta cũng cần hiểu rõ để đồng cảm với những khó khăn, thách thức mà Chính phủ cùng với PVN và EVN đang tích cực tháo gỡ.

I. Những điều kiện tiên quyết để có FID:

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).

Như một số bài báo mà Tạp chí Năng lượng Việt Nam định kỳ cập nhật và những phát sinh gần đây thông qua các văn bản của Chính phủ, Uỷ ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp, Bộ Công Thương, cũng như giữa EVN và PVN; giữa PVN và các đối tác nước ngoài (MOECO, PTTEP), có thể thấy: Để có được Quyết định đầu tư (FID), thì dự án Lô B (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/ Tiến độ 2 nhà máy vào thời điểm dự kiến đón dòng khí đầu tiên - First Gas (12/2026): Theo tiến độ ở thời điểm hiện tại, 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 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 vay 1,68 tỷ USD 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).

2/ Như chúng ta 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).

3/ Vòng đời khai thác của Lô B là 23 năm (theo FDP) trong khi vòng đời các nhà máy điện là 25 năm (có 2 nhà máy sẽ đi vào hoạt động sau thời điểm First Gas).

Như vậy, Báo cáo đầu tư có thể cần phải điều chỉnh lại (tăng chi phí) tương ứng nhu cầu điều chỉnh các cam kết hợp đồng GSA (theo hướng xây dựng kho cảng nhập LNG để cấp bù khí cho những năm còn lại của hợp đồng), hoặc nếu có rủi ro về trữ lượng (vì chưa triển khai 3D, tái thẩm lượng khu vực diện tích ngoài hợp đồng sau khi PVN nhận quyền điều hành từ Chevron).

4/ Tổng mức đầu tư 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 vay 1,47 tỷ USD từ các ngân hàng quốc tế.

Như vậy, PVN/PVEP cần hoàn thiện Báo cáo đầu tư để thuyết phục được các ngân hàng quốc tế khi Chính phủ không phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU).

5/ 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.

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

Việc xác định hiệu quả dự án, vì vậy, phải được phân tích tính toán hiệu quả cho cả Chuỗi dự án, vì nếu tính toán hiệu quả tách riêng từng dự án thì Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn sẽ đi vào bế tắc và cũng rất khó khăn cho việc quyết định của cấp có thẩm quyền.

II. Nếu không có FID:

Từ những tóm tắt trên đây, chúng ta sẽ thấy Lô B nói riêng và Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn nói chung còn rất nhiều phạm vi công việc phải triển khai, cần ít nhất từ 6 tháng đến 1 năm trước khi có Quyết định đầu tư.

Qua đó, có thể nhận định: Cần có một quyết tâm chính trị từ cấp cao nhất, nếu không, Lô B sẽ khó có được Quyết định đầu tư (FID) trong năm nay và chuỗi dự án sẽ tiếp tục chậm trễ tiến độ. Nhưng càng chậm trễ tiến độ, sẽ phát sinh thêm nhiều khó khăn, thách thức từ chuyển dịch năng lượng và điều kiện thu xếp vốn vay từ các ngân hàng quốc tế, dự án lại càng khó triển khai hơn nữa.

Do đó, có ý kiến cho rằng: Còn hơi sớm, nhưng nếu như dự án tiếp tục chậm trễ tiến độ, PVN nên xem xét chuẩn bị thêm phương án kiến nghị Chính phủ cho thay đổi mô hình đầu tư để vừa bảo toàn được nguồn vốn, nhưng vẫn triển khai được dự án Lô B theo hướng an toàn và có hiệu quả kinh tế cao nhất.

Đối với khâu thượng nguồn, Chính phủ nên chỉ đạo PVN cho Nhà điều hành Phú Quốc POC rà soát lại Kế hoạch phát triển mỏ (số lượng giàn khai thác, số lượng giếng khoan), phê duyệt giá khí và các chi phí lịch sử (trên 600 triệu USD) để hoàn thiện lại khái toán kinh tế, đầu tư, làm cơ sở điều chỉnh lại giá khí.

Đối với khâu hạ nguồn, PVN có thể xem xét giao tư vấn nghiên cứu bổ sung phương án chuyển đổi nhiên liệu khí đầu vào cho các nhà máy điện Ô Môn là khí LNG nhập khẩu để so sánh hiệu quả chuỗi dự án với phương án hiện có. Trên cơ sở đó, nếu chỉ tiêu hiệu quả tốt hơn, cần báo cáo cấp thẩm quyền quyết định.

Với phương án bổ sung so sánh này sẽ xem xét bỏ tuyến ống trên bờ từ Cà Mau về Cần Thơ, đưa khí vào Cụm khí - điện - đạm Cà Mau để cấp bù, tái hóa khí và nâng cấp công suất đối với các nhà máy khí, điện, đạm hiện hữu. Khi đó, các nhà máy điện ở Ô Môn sẽ không sử dụng khí Lô B nữa, mà được chuyển đổi nhiên liệu khí đầu vào từ khí tự nhiên sang khí LNG nhập khẩu.

Nếu triển khai theo hướng này, các chủ đầu tư chỉ cần phải điều chỉnh lại nghiên cứu khả thi và báo cáo đầu tư đối với các nhà máy nhiệt điện khí Ô Môn có thể tiết giảm được chi phí đầu tư ban đầu của các nhà máy điện, chi phí vận chuyển khí, cũng như của cả Chuỗi dự án.

Tuy nhiên, có một khó khăn phát sinh là sẽ phải tính toán bổ sung khả năng nâng công suất các nhà máy điện, đạm hiện hữu để sử dụng khai thác đầy đủ sản lượng khí Lô B. Do vậy, chủ đầu tư cũng cần phải xem xét, cân nhắc kỹ lưỡng trước khi đưa ra quyết định.

Đón đọc kỳ tới...

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Ghi chú: Trong bài có tham khảo một số tài liệu, công văn chỉ đạo của Bộ Công Thương, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp; Kế hoạch phát triển mỏ Khí Lô B và Nghiên cứu khả thi các Nhà máy nhiệt điện khí Ô Môn, 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.