Giới chuyên gia đề xuất Thủ tướng 7 giải pháp thúc đẩy tiến độ Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn

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.

Giải pháp cho dự án đường dây 500kV Quảng Trạch - Phố Nối vận hành trước tháng 6/2024 Theo Quy hoạch điện VIII, cụm các dự án đường dây 500 kV cung đoạn Quảng Trạch - Quỳnh Lưu - Thanh Hóa - Nam Định 1 - Phố Nối dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2025 - 2026. Tuy nhiên, mới đây, Chính phủ đã yêu cầu khẩn trương xây dựng đường dây này để đưa vào vận hành trước tháng 6/2024. Câu hỏi đặt ra là: Vì sao phải gấp rút xây dựng và bằng cách nào để hoàn thành nhiệm vụ này? Phân tích và đề xuất giải pháp của chuyên gia 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.

Trong báo cáo gửi Thủ tướng Chính phủ, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: 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).

Sau khi phân tích các điều kiện cần và đủ để có FID, từ phía hạ nguồn (4 nhà máy điện), phía thượng nguồn (dự án Lô B), cũng như áp lực thời gian, tiến độ, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ 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, còn chi phí vận chuyển khí là 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, cũng như EPC đường ống) để ngay khi đạt được các đồng thuận sẽ trao hợp đồng.

Tầm nhìn chung:

Theo nhìn nhận 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 dự án 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, 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