Giải pháp tiến độ Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn trong bối cảnh có thêm phát sinh mới

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.

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, trước hết chúng ta cần 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) phía hạ nguồn Chuỗi dự án này.

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.

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. Quan điểm của Chính phủ và vấn đề pháp lý:

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.

V. Vấn đề giá bán khí, bao tiêu sản lượng khí và các đề xuất, kiến nghị:

Theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Mấu chốt của Chuỗi dự án đang là những bế tắc ở giá bán khí trong dự thảo Hợp đồng mua bán khí (GSPA) và 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 2.500 đồng/kWh), nên việc cam kết chuyển toàn bộ khối lượng khí Lô B sang phát điện và việc bao tiêu sản lượng điện gặp nhiều trở ngại đáng kể.

Nếu giữ nguyên trạng, việc chuyển chủ đầu tư 2 dự án điện từ EVN sang PVN, bản chất vẫn không thay đổi, nhưng rủi ro thua lỗ của 2 nhà máy điện này sẽ tăng cao, vì EVN không thể bao tiêu hết sản lượng điện, kéo theo nhu cầu tiêu thụ khí đầu vào của các nhà máy điện do PVN đầu tư giảm dưới mức kỳ vọng.

Từ cách tiếp cận này, Chuỗi dự án sẽ được triển khai khi và chỉ khi Thủ tướng chấp thuận cơ cấu giá khí, giá điện như trên, đồng thời ban hành Bảo lãnh Chính phủ để PVN dễ thu xếp vốn vay ngoại tệ (USD) nước ngoài. Còn nếu không, cả Chuỗi dự án sẽ tiếp tục chậm tiến độ.

Như đã đề cập, hiệu quả kinh tế của các chuỗi dự án khí, điện cần được xem xét hiệu quả tổng thể. 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. Hơn nữa, việc khai thác tài nguyên dầu khí trên biển còn góp phần khẳng định chủ quyền biển đảo quốc gia... Trong khi thu ngân sách chiếm tới trên 40% từ tiền bán khí (thuế tài nguyên, các loại phí v.v...), không nên tách từng “khúc” riêng lẻ đối với khâu thượng, trung nguồn và nhất là khâu hạ nguồn (cụm nhiệt điện), đẩy giá khí cao cho khâu phát điện.

Vì vậy, theo quan điểm của chúng tôi, kiến nghị Chính phủ cần sớm có giải pháp điều chỉnh lại chính sách giá khí [*]. Cụ thể là có thể xem xét không tính trượt giá 2% - 2,5%/năm từ 2017, mà tính từ thời điểm vận hành thương mại (dự kiến cuối năm 2026, hoặc trong năm 2027), để giá khí tiệm cận ở mức 12 USD/triệu BTU.

Nhưng chúng ta cần biết, giá khí cơ sở phê duyệt năm 2016 cộng thêm trượt giá 2 - 2,5%/năm do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trên cơ sở trình duyệt và thẩm định của các cơ quan tương ứng với tình hình thực tế và dự báo lúc bấy giờ. Theo quy định của Luật Dầu khí, Thủ tướng Chính phủ là cấp thẩm quyền quyết định (nếu có điều chỉnh). Đồng thời, về phía doanh nghiệp, PVN và các đối tác nước ngoài cũng cần đạt được đồng thuận trên nguyên tắc cùng “chia sẻ rủi ro, bảo đảm lợi ích hài hòa”.

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 mặt kỹ thuật, chủ đầu tư các nhà máy điện: Ô Môn 2, Ô Môn 3 và Ô Môn 4 cần hoàn tất nghiên cứu khả thi để trình Bộ Công Thương thẩm định Thiết kế cơ sở.

Về thương mại, chủ đầu tư các nhà máy điện cũng cần 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).

Còn về các thỏa thuận thương mại liên quan khâu thượng nguồn, hạ nguồn, các đàm phán đối với thỏa thuận mua bán khí (GSPA), thỏa thuận bán khí (GSA), thỏa thuận giá bán điện (PPA) theo hướng điều chỉnh, bổ sung sẽ cần các cấp có thẩm quyền đánh giá, thẩm định trước khi phê duyệt.

Dù sao, 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.

Với mô hình hiện nay, giá bán khí kéo theo giá bán điện chưa cạnh tranh của Lô B - Ô Môn, do đó, trên cơ sở các báo cáo của PVN và EVN, kiến nghị Thủ tướng Chính phủ nên xem xét chỉ đạo điều chỉnh giảm giá khí để các bên sớm thông qua dự án.

Còn khi giá khí được điều chỉnh, nên xem xét 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 2026 - 2027 và chỉ tính trượt giá 2,5%/năm (từ thời điểm này) thay vì từ năm 2017, nhằm gia tăng hiệu quả của cả Chuỗi dự án.

Tiến độ cả Chuỗi dự án đã trượt, nhưng nếu các bên không quyết liệt xử lý các vướng mắc và 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 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 trượt, 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 tháng 8 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.

Do đó, nếu theo phương án như hiện nay, chúng tôi kiến nghị: Song song với việc Chính phủ nên sớm xem xét về ý kiến chỉ đạo điều chỉnh giá bán khí, PVN và đối tác nước ngoài cần đạt được một số đồng thuận để giao các nhà điều hành (Phú Quốc POC và SWPOC), bảo lưu kết quả đấu thầu và gia hạn thời hạn hiệu lực đấu thầu đối với các gói thầu EPC1 và EPC2 trong nước và quốc tế để ngay khi đạt được các đồng thuận sẽ trao hợp đồng.

Được biết, Nhà điều hành Dầu khí Phú Quốc POC đã hoàn tất các phạm vi đánh giá, thẩm định các gói thầu EPC1 (thiết kế, xây dựng, lắp đặt cụm giàn công nghệ trung tâm, giàn nhà ở) trong nước và quốc tế, hiện chỉ chờ có quyết định đầu tư của các đối tác là trao thầu EPC1 để triển khai dự án khí Lô B. Đây cũng là cơ sở để EVN, PVN, cũng như đối tác nước ngoài triển khai các dự án trung nguồn và hạ nguồn.

Trong bối cảnh có nhiều thách thức về chuyển dịch năng lượng, vai trò của các tập đoàn kinh tế trụ cột của đất nước 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 dự án 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.

Với tình hình khó khăn, thua lỗ hiện nay của EVN, việc thu xếp và cân đối vốn đầu tư khoảng từ 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 cân nhắc giao cho PVN và TKV tham gia sâu hơn vào lĩnh vực phát điện, truyền tải và phân phối điện để 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, chúng tôi 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./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

[*] Theo Luật Dầu khí 12/2022/QH15, tại Điều 26 về thẩm quyền phê duyệt hợp đồng dầu khí và theo Nghị định 45/2023/NĐ-CP, thì hợp đồng dầu khí được PVN trình, Bộ Công Thương thẩm định, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt (Điều 21), vì vậy đây là thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ. Nếu Thủ tướng Chính phủ thấy cần thiết xin ý kiến Ủy ban Thường vụ Quốc hội, thì đó là công việc nội bộ của Chính phủ.

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.