Nếu không giải quyết được tổng thể các vấn đề, thì chuỗi khí điện Lô B - Ô Môn vẫn chưa thể hanh thông nhanh chóng.
Điểm nghẽn tiêu thụ khí
Tuần trước, Bộ Công thương có công văn hỏa tốc yêu cầu Công ty Mitsui Oil Exploration Co., LTD (MOECO) phối hợp chặt chẽ với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) và các bên liên quan tham gia chuỗi dự án khí điện Lô B khẩn trương hoàn thành đàm phán hợp đồng mua bán khí để Dự án Phát triển mỏ khí Lô B có quyết định đầu tư cuối cùng (FID) trong thời gian sớm nhất, bảo đảm tiến độ có dòng khí đầu tiên vào cuối quý IV/2026.
Theo Bộ Công thương, đây là điều kiện tiên quyết để gia hạn Hợp đồng Chia sản phẩm dầu khí (PSC) lô B và 48/52, PSC Lô 52/97 đến ngày 31/12/2049 có hiệu lực theo phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ tại Văn bản 564/TTg-CN ngày 20/6/2023 và là cơ sở để Bộ Công thương cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư điều chỉnh với hai lô này.
Đối với các vướng mắc và điểm nghẽn của chuỗi dự án, Bộ Công thương cho hay, đã có các văn bản trước đó gửi MOECO, Petrovietnam và các bên liên quan tham gia chuỗi hướng dẫn cụ thể về nguyên tắc bao tiêu khí thượng nguồn, cũng như tính đồng bộ giữa các hợp đồng thương mại. Theo đó, việc đàm phán, thống nhất các nội dụng cụ thể của hợp đồng mua bán khí hoàn toàn thuộc trách nhiệm của MOECO, Petrovietnam và các bên tham gia chuỗi dự án.
Cần nhắc lại là, ngày 31/7/2023, MOECO đã gửi thư tới nhiều cơ quan chức năng báo cáo tình hình triển khai chuỗi dự án khí Lô B cho biết, Dự án khí Lô B đang trong tình thế hết sức nghiêm trọng, dù đã nỗ lực không ngừng vì mục tiêu có FID và dòng khí đầu tiên trong thời gian sớm nhất.
Cụ thể, nhà thầu EPCI (gói thầu quan trọng nhất của dự án thượng nguồn) cho biết, nếu không trao thầu EPCI trước ngày 1/8/2023, thì có khả năng không thể thực hiện được các cam kết trong bản chào thầu (bao gồm tiến độ có dòng khí đầu tiên vào cuối năm 2026, giá trị gói thầu và khả năng triển khai dự án).
Tuy nhiên, các nhà đầu tư trong dự án như MOECO cho hay, “không thể bỏ ra khoản đầu tư lớn nhiều tỷ USD để xây dựng công trình khai thác khí ngoài khơi khi chưa có cam kết tiêu thụ khí”. Theo đó, cam kết tiêu thụ khí là điều kiện bắt buộc trước khi trao thầu hợp đồng EPCI và không thể thực hiện FID dự án với một hợp đồng mua bán khí (GSPA) “không ràng buộc” như vậy.
Theo MOECO, thời gian qua, các bên bán khí (là phía chủ mỏ, gồm Petrovietnam, PVEP, MOECO, Công ty Dầu khí Thái Lan - PTTEP) và bên mua khí (Petrovietnam) đã có nhiều buổi làm việc về hợp đồng GSPA tại Tokyo (Nhật Bản), Bangkok (Thái Lan) và Hà Nội. Tuy nhiên, các bên đã không đạt được thống nhất về điều kiện FID của các đối tác nước ngoài. Cụ thể là tại thời điểm FID phải có cam kết tiêu thụ khí của ít nhất 3 nhà máy điện kèm theo thời điểm nhận khí của các nhà máy này.
Trong khi đó, Petrovietnam cho biết, Petrovietnam chỉ có thể ký kết GSPA mang tính ràng buộc sau khi đã đàm phán xong các hợp đồng mua khí (GSAs) với các nhà máy điện. PVN yêu cầu hợp đồng GSPA để mở khả năng “đàm phán lại” nếu khác biệt so với GSAs.
Tuy nhiên, các lo ngại về rủi ro khi ký kết GSPA (trong khi chưa ký kết GSAs) nằm ngoài tầm kiểm soát của nhà đầu tư thượng nguồn.
MOECO cũng cho hay, hơn 26 năm qua, MOECO đã nỗ lực quyết tâm triển khai chuỗi dự án khí Lô B. Cho đến nay, MOECO đã đồng ý giảm cam kết tiêu thụ khí hạ nguồn từ 4 nhà máy xuống còn 3 nhà máy, đồng ý từ bỏ điều kiện cam kết bảo lãnh của Chính phủ (GGU) để triển khai Dự án.
Nhà đầu tư nước ngoài này cho rằng, nếu vấn đề cam kết tiêu thụ khí vẫn không được giải quyết, Dự án không thể đưa ra quyết định FID và trao thầu EPCI, cũng như không thể ra quyết định trao thầu hạn chế cho phép nhà thầu EPCI thực hiện trước một số hạng mục công việc cần thiết để giữ mốc tiến độ có dòng khí đầu tiên cuối năm 2026.
Đồng thời, đề nghị Chính phủ tổ chức một cuộc họp khẩn về chuỗi dự án khí Lô B với sự tham gia của tất cả các bên liên quan để Chính phủ có được thông tin đầy đủ về điểm nghẽn cuối cùng là cam kết tiêu thụ khí.
Giá điện và hiệu ứng domino
Ngày 7/8, Văn phòng Chính phủ đã có văn bản truyền đạt ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính liên quan tới việc triển khai chuỗi dự án khí Lô B. Theo đó, Thủ tướng giao Phó thủ tướng Trần Hồng Hà chỉ đạo Bộ Công thương, Petrovietnam và các cơ quan liên quan xử lý dứt điểm để có FID và triển khai Dự án khí lô B đúng kế hoạch tiến độ, bảo đảm hài hòa lợi ích các bên.
Bộ trưởng Bộ Công thương, Chủ tịch HĐTV và Tổng giám đốc Petrovietnam khẩn trương chỉ đạo, thực hiện đàm phán dứt điểm để có FID và triển khai Dự án khí Lô B đúng kế hoạch tiến độ, quy định, đảm bảo hài hòa lợi ích các bên. Đề nghị thực hiện khẩn trương, không để chậm trễ, kéo dài gây phát sinh khó khăn, phức tạp.
Trước đó, ngày 5/8, Văn phòng Chính phủ có văn bản truyền đạt ý kiến của Phó thủ tướng Trần Hồng Hà chỉ đạo Bộ Công thương chủ trì, phối hợp với cơ quan, đơn vị liên quan, kiểm tra và xử lý đúng quy định về tình hình triển khai chuỗi dự án khí lô B. Trường hợp có nội dung cần xử lý vượt thẩm quyền, báo cáo Chính phủ.
Báo cáo của Bộ Công thương tại Công văn 4711/BCT-DKT ngày 18/7/2023 cũng cho hay, Bộ Công thương đã có các văn bản ngày 28/6/2023 và ngày 12/7/2023 gửi MOECO, Petrovietnam, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các bên liên quan hướng dẫn giải quyết các vướng mắc và thúc đẩy tiến độ dự án.
Cụ thể, theo Bộ Công thương, nghĩa vụ bao tiêu khí thượng nguồn phải được cụ thể hóa và chuyển thành sản lượng điện tương ứng trong hợp đồng mua bán điện (PPA) của các nhà máy điện sử dụng khí Lô B.
Sau khi các nhà máy điện sử dụng khí Lô B đi vào vận hành thương mại, chủ đầu tư các nhà máy điện, EVN và Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) có trách nhiệm xây dựng và thực hiện kế hoạch vận hành, lập lịch huy động các tổ máy chi tiết để đảm bảo tiêu thụ hết lượng khí Lô B và cơ chế sử dụng khí chưa tiêu thụ hết của các năm trước/và hoặc xử lý tình huống tiêu thụ quá lượng khí trong năm trước, bảo đảm không gây thiệt hại kinh tế.
Theo các chuyên gia năng lượng, nhìn vào thực tế triển khai các chuỗi dự án khí - điện - đạm Nam Côn Sơn hay Cà Mau trong quá khứ, có thể thấy, việc lượng khí khai thác được đảm bảo bao tiêu ra sao tại các hộ tiêu thụ trên bờ sẽ ảnh hưởng lớn đến tiến độ triển khai các dự án thượng nguồn.
Hiện tại, hộ tiêu thụ khí Lô B cuối cùng mới chỉ thấy các nhà máy điện. Nghĩa là khi các nhà máy điện chạy khí được huy động bảo đảm tiêu thụ hết lượng khí khai thác được theo tính toán của dự án, thì các nhà đầu tư thượng nguồn mới yên tâm sẽ thu được lợi nhuận như mong đợi.
Theo kế hoạch, sẽ có 4 dự án điện tại Trung tâm Nhiệt điện Ô Môn sử dụng khí từ Lô B là Ô Môn I của EVN đã được xây dựng, Ô Môn II do Liên danh Marubeni và WTO là nhà phát triển dự án, 2 dự án Ô Môn III và Ô Môn IV dùng vốn ODA Nhật Bản.
Trước đây, các dự án Ô Môn III và Ô Môn IV được giao EVN là chủ đầu tư, nhưng với tình hình tài chính gặp khó khăn, lỗ lớn do kinh doanh điện của EVN gần đây, Thủ tướng Chính phủ đồng ý chuyển chủ đầu tư hai dự án này sang Petrovietnam và lễ ký biên bản bàn giao hồ sơ đã diễn ra vào ngày 29/6/2023.
Bỏ qua việc Petrovietnam cần thêm thời gian để thẩm định hồ sơ bàn giao của EVN về Ô Môn III và Ô Môn IV để chốt nhận, mà theo đánh giá, nếu suôn sẻ và nhanh, cũng mất khoảng 6 tháng, các dự án điện khí này sẽ phải đàm phán PPA để bán điện cho EVN, thì mới biết chính xác hiệu quả của việc phát điện từ khí Lô B.
Nói về giá điện khí tại Việt Nam, chuyên gia năng lượng Nguyễn Anh Tuấn (A), nguyên Phó viện trưởng Viện Năng lượng Việt Nam (thành viên Hội đồng phản biện Đề án Quy hoạch Điện VIII) cho hay, với giá khí miệng giếng đã được phê duyệt từ hồi năm 2017, cộng thêm trượt giá cho phép, chi phí vận chuyển, ước tính giá khí lô B vào năm 2026 sẽ cỡ 13 USD/triệu BTU.
Theo ông Tuấn (A), “mức giá này quá cao, vì được duyệt khi chưa duyệt thiết kế mỏ khí, sẽ dẫn đến tăng chi phí sản xuất điện của các dự án Ô Môn” và kỳ vọng, “Chính phủ sẽ điều chỉnh lại mức giá khí Lô B, sau khi đã có thiết kế mỏ và đường ống được duyệt”.
Dĩ nhiên, việc điều chỉnh giá khí sẽ khó diễn ra trên thực tế, nhưng điều đó đồng nghĩa với việc giá bán điện của các dự án Ô Môn sẽ không thấp, thậm chí cao hơn giá khí LNG nhập khẩu được Quy hoạch Điện VIII tính toán là khoảng 11,8-12 USD/triệu BTU.
Theo các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động từ 10 USD - 20 USD - 30 USD - 40 USD/triệu BTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh - 15,5 UScent/kWh - 22,07 UScent/kWh - 28,6 UScent/kWh.
Hiện Dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 đã triển khai đàm phán PPA từ 2 năm qua, nhưng vẫn đang bế tắc không chốt được sản lượng điện hàng năm (Qc), bởi có sự e ngại rằng, nếu cam kết Qc cao, thì những khi giá khí thị trường thế giới cao, chi phí mua điện khí LNG sẽ tăng mạnh và gây ra lỗ lớn cho EVN, khi giá điện bán ra cho nền kinh tế vẫn thấp hơn.
Thực trạng trên cũng dự báo, các dự án điện Ô Môn dùng khí Lô B do Marubeni/WTO hay Petrovietnam đầu tư không nhanh đàm phán xong PPA với EVN, khi lấp ló những con số tăng chi phí mua điện của nền kinh tế dạng khủng mà EVN không thể tự mình xử lý được.
Như vậy, nếu không giải quyết được tổng thể các vấn đề đã nhìn thấy trong các khâu của chuỗi khí điện Lô B - Ô Môn, thì mọi chuyện vẫn chưa thể hanh thông nhanh chóng.
Dự án điện Ô Môn III và Ô Môn IV có quy mô công suất 1.050 MW, ước tính có tổng mức đầu tư khoảng 2,4 tỷ USD. Nếu theo nguyên tắc vốn chủ sở hữu/vốn vay là 30/70, thì Petrovietnam sẽ cần thu xếp khoảng 1,68 tỷ USD từ các tổ chức tài chính quốc tế theo một trong các hình thức ODA, ECA, hay thương mại và thuyết phục được các ngân hàng quốc tế trong bối cảnh Chính phủ không phát hành bảo lãnh chính phủ (GGU).
