Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn [kỳ 2]: Chi phí ‘lịch sử’ và vấn đề giá bán khí

Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn [kỳ 1]: Nhận diện các thách thức mới phát sinh Từ chủ trương của Chính phủ, vừa qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã bàn giao hồ sơ 2 dự án Nhiệt điện khí Ô Môn 3 và Ô Môn 4 cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Sau sự kiện này, chúng ta thấy nhiều trao đổi tích cực về Chuỗi dự án. Tuy nhiên, để hiểu rõ khái niệm “bàn giao hồ sơ dự án” (1) khác với khái niệm “bàn giao quyền sở hữu/chủ đầu tư dự án” (2), dưới đây chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin tổng hợp và đưa ra một số nhận định, cũng như nhận diện các thách thức trong Chuỗi dự án này.

III. Chi phí lịch sử:

Khoảng 8 - 9 năm trước đây, sau khi không đạt được đồng thuận về giá bán khí với phía chủ nhà trong hợp đồng mua bán khí (GSPA), nhà điều hành Chevron (Mỹ) chuyển nhượng lại cổ phần và quyền điều hành cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), chính thức rút khỏi dự án vào tháng 6/2015.

Ở thượng nguồn, phương án cơ sở (bao gồm Nghiên cứu khả thi - FS, Kế hoạch phát triển mỏ - FDP và Thiết kế tổng thể - FEED) mà Chevron đưa ra là một giàn xử lý trung tâm, một kho chứa nổi kết nối với 46 giàn khai thác đầu giếng qua hệ thống ống ngầm vận chuyển khí và khoảng hơn 800 giếng khoan khai thác.

Phía trung nguồn, bao gồm 248 km đường ống vận chuyển khí ngoài khơi từ giàn xử lý trung tâm về đến trạm tiếp bờ Mũi Tràm và khoảng 185 km chạy thẳng từ Mũi Tràm về đến Ô Môn (Cần Thơ).

Sau khi tiếp nhận, từ định hướng chỉ đạo của Chính phủ, Nhà điều hành Phú Quốc POC điều chỉnh lại FEED và FDP theo hướng: Ngoài cấp bù khí cho Cụm khí, điện, đạm Cà Mau, thì thay đổi tuyến ống trên bờ (thêm một đoạn tuyến ống ngoài khơi) về trạm tiếp bờ An Minh (Kiên Giang) để cấp khí cho Nhà máy điện Kiên Giang (trước khi về Ô Môn).

Từ phương án thay đổi đường ống, thiết kế tổng thể (FEED) dự án ngoài khơi cũng thay đổi, theo hướng tăng số lượng giàn, giếng, kéo theo chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX) và cước phí vận chuyển khí cũng tăng theo.

Chi phí lịch sử của khâu thượng nguồn (Lô B thông qua Phú Quốc POC, bao gồm cả 200 triệu USD thanh toán chi phí cho Chevron) đến hiện tại là rất cao, ảnh hưởng đến việc thương thảo giá bán điện nếu được cộng vào. (Nếu chi phí lịch sử được gộp vào chi phí đầu tư, thì tổng mức đầu tư của khâu thượng nguồn có thể lên tới 6,7 tỷ USD, trong đó giai đoạn 1 tính đến thời điểm đón dòng khí đầu tiên - First Gas chiếm khoảng 2,1 tỷ USD). Chi phí cho khâu trung nguồn (khoảng 330 km đường ống vận chuyển khí ngoài khơi về đến trạm tiếp bờ An Minh và Mũi Tràm và khoảng 94 km đường ống trên bờ về đến Ô Môn) thông qua Công ty Điều hành Đường ống Tây Nam (SW POC) là khoảng 1,3 tỷ USD.

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.

Các chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX) và chi phí vận hành (OPEX) tăng, cộng dồn với chi phí lịch sử được tính vào giá bán khí, phê duyệt vào năm 2016. Nhưng điểm bất cập là giá bán khí trong hợp đồng hợp đồng bán khí (GSA), hợp đồng mua bán khí (GSPA) và cước phí vận chuyển khí trong hợp đồng vận chuyển khí (GTA), tính thêm trượt giá 2,0% - 2,5%/năm, lại áp dụng trước thời điểm phê duyệt FDP (vào tháng 7/2018). Giá bán khí tính gộp cước phí vận chuyển đến thời điểm dự kiến đón dòng khí đầu tiên (First Gas) vào cuối năm 2026, sẽ vào khoảng 14 USD/triệu BTU (tại cổng nhà máy điện). Mức giá này quá cao so với giá bình quân (cộng thêm trượt giá) từ các đường ống Nam Côn Sơn 1 và Nam Côn Sơn 2, khoảng trên dưới 11 USD/triệu BTU về đến cổng các nhà máy điện tại cụm Phú Mỹ, Nhơn Trạch vào cùng thời điểm. Thậm chí còn cao hơn các dự báo về giá khí LNG nhập khẩu vào thời điểm đó.

Ở cấp độ doanh nghiệp 100% vốn nhà nước, từ những phê duyệt liên quan do nhiều cấp trên cơ sở đề xuất từ tình hình thực tế lúc bấy giờ để lại, PVN và EVN không thể tự thay đổi hoàn toàn mô hình đầu tư theo tính chất chuỗi (từ thượng nguồn, trung nguồn, đến hạ nguồn). Tuy nhiên, để phù hợp với tình hình mới, hiện nay PVN, EVN có thể xem xét đề xuất điều chỉnh các phương án, mô hình đầu tư (nếu có hiệu quả hơn và đảm bảo tiến độ của dự án) để cấp có thẩm quyền cho ý kiến chỉ đạo, hoặc quyết định.

IV. Chủ trương và định hướng chiến lược:

Về mặt chủ trương, vừa qua Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính đã có những chỉ đạo kịp thời, nhằm tháo gỡ những khó khăn cho EVN thông qua việc giao cho PVN làm chủ đầu tư 2 nhà máy nhiệt điện khí Ô Môn 3 và Ô Môn 4.

Trên phương diện quốc gia và tầm nhìn tổng quan về kinh tế, chính trị, cũng như nhu cầu đối ngoại, hợp tác liên Chính phủ với các quốc gia trong khu vực, đó là chủ trương rất đúng đắn, vừa bảo đảm hài hòa lợi ích của EVN, PVN, cùng các đối tác nước ngoài, đồng thời đáp ứng nhu cầu bảo đảm an ninh năng lượng để phát triển kinh tế khu vực miền Tây Nam bộ.

Nhưng Thủ tướng không thể làm thay vai trò của PVN và EVN. Đó cũng là lý do Thủ tướng đã chỉ đạo các bộ, ngành và PVN rất rõ ràng là: PVN cần đàm phán với các đối tác nước ngoài trên nguyên tắc các bên “cùng chia sẻ rủi ro, hài hòa lợi ích”.

Với PVN, lẽ ra sẽ chủ động hơn khi được phân cấp, phân quyền quản lý các lô dầu khí ngoài khơi áp dụng theo Luật Dầu khí (sửa đổi), nhưng trên thực tế, Luật Dầu khí vẫn chưa giải quyết triệt để một số vướng mắc. Cụ thể trong Chuỗi dự án này là các phê duyệt về mặt kỹ thuật (FDP) và kinh tế thương mại (giá khí/báo cáo đầu tư) vẫn phải trình cấp có thẩm quyền phê duyệt trước khi thực hiện.

Chúng ta cần biết, Lô B - Ô Môn là Chuỗi dự án trọng điểm quốc gia liên quan nhiều cấp phê duyệt, nên cần phải đạt được tính đồng bộ và Chính phủ không thể làm thay được vai trò của EVN, PVN, cũng như các đối tác nước ngoài. Ngoài việc áp dụng Luật Dầu khí đối với khâu thượng nguồn, Chuỗi dự án còn áp dụng và chịu sự điều chỉnh của các Luật có liên quan ở trung nguồn, hạ nguồn (bao gồm Luật Xây dựng, Luật Quản lý và Sử dụng vốn vay ODA, Luật Quản lý Sử dụng vốn Nhà nước) đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp và các quy định hiện hành khác.

Hệ thống phê duyệt này đi kèm các điều kiện liên quan đến phần vốn nhà nước mà PVN, hoặc PVEP tham gia trong hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) cần phải trình cấp có thẩm quyền thông qua, đi song song và tách rời với quy trình triển khai dự án theo các điều khoản mà PVN/PVEP cam kết trong hợp đồng phân chia sản phẩm và Luật Dầu khí đối với các đối tác nước ngoài.

Theo chúng tôi, mấu chốt của Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn hiện nay vẫn là giá bán khí trong hợp đồng bán khí (GSA) tiệm cận mức 14 USD/triệu BTU (tại cổng nhà máy điện), kéo theo giá bán điện trong hợp đồng mua bán điện (PPA) quá cao (khoảng gần tới 2.500 đồng/kWh). Do đó, nếu chưa giải quyết được vấn đề này, cùng một số vướng mắc như đã nêu, thì Chuỗi dự án sẽ tiếp tục chậm trễ. Hay nói đúng hơn là tiếp tục rất khó khăn để triển khai theo phương án và mô hình đầu tư hiện tại.

Đón đọc kỳ tới...

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Trong bài có tham khảo một số Nghị quyết, Luật, công văn, tài liệu và các phát biểu chỉ đạo, bao gồm:

1/ Nghị quyết 41 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển ngành dầu khí, tầm nhìn đến năm 2035.

2/ Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển ngành năng lượng quốc gia Việt Nam, tầm nhìn đến năm 2045.

3/ Luật quản lý và sử dụng vốn vay ODA, Luật quản lý sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp, Luật xây dựng, Luật dầu khí sửa đổi và Quy chế hoạt động của PVN.

4/ Nghị định 114/2021/NĐ-CP về quản lý và sử dụng vốn hỗ trợ phát triển chính thức (ODA) và vốn vay ưu đãi của nhà tài trợ nước ngoài

5/ Thông tư số 45/2018/TT-BCT về thị trường điện cạnh tranh và công văn chấp thuận cho các nhà máy điện khí Ô Môn gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh.

6/ Một số công văn của Thường trực Chính phủ, Ủy Ban QLVNN, EVN và PVN; một số công văn của đối tác nước ngoài và báo cáo tổng hợp của PVN.

7/ Kế hoạch phát triển mỏ Lô B, báo cáo tác động môi trường dự án Lô B và báo cáo tiền khả thi các nhà máy Nhiệt điện khí Ô Môn.

8/ Một số công văn chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính trên nguyên tắc cùng “chia sẻ rủi ro, hài hoà lợi ích” giữa các tập đoàn kinh tế.

9/ Phát biểu của Chủ tịch HĐTV PVN Hoàng Quốc Vượng về định hướng phát triển tập đoàn dầu khí trước những thách thức về chuyển dịch năng lượng.

10/ Phát biểu của Tổng Giám đốc PVN Lê Mạnh Hùng về tối ưu hóa quản trị điều hành, quản trị giao diện, quản trị đầu tư và quản trị rủi ro.