Chuyển động mới tại chuỗi khí – điện lô B

Ánh sáng cuối đường hầm

Chuỗi dự án khí điện Lô B bao gồm dự án phát triển mỏ Lô B (thượng nguồn), dự án đường ống Lô B – Ô Môn (trung nguồn) và 4 nhà máy điện khí Ô Môn I, II, III, IV ở hạ nguồn, với quy mô đầu tư gần 12 tỷ USD.

Với đặc thù đòi hỏi tiến độ đồng bộ giữa các khâu, chuỗi dự án đã trải qua hành trình gần 20 năm đàm phán trắc trở giữa các bên, chuẩn bị đầu tư khó khăn cũng như vướng mắc trong cơ chế, chính sách, thủ tục.

Sau khi chính thức được trao quyền phát triển cho PVN từ tháng 6 vừa qua, chuỗi dự án vừa đón nhận tin vui khi hàng loạt văn bản mang tính bản lề, tạo điều kiện triển khai các dự án thành phần thời gian tới: Thỏa thuận khung Lô B; Biên bản thống nhất nội dung hợp đồng bán khí Ô Môn I; Trao thầu hợp đồng EPC#1.

Nhận định dự án có vai trò hết sức quan trọng trong chiến lược cân đối cung cầu, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, chuyển đổi năng lượng xanh và phát triển kinh tế - xã hội, Thủ tướng Phạm Minh Chính yêu cầu các bộ ngành, địa phương tạo điều kiện thuận lợi, giải quyết dứt điểm các khó khăn, vướng mắc, tồn tại. 

Như vậy, có thể thấy nguy cơ bế tắc, thậm chí không thể tiếp tục triển khai đối với chuỗi dự án trị giá 12 tỷ USD (như PVN báo cáo vài tháng trước) đang không còn quá đáng ngại, dù vẫn tồn tại không ít vấn đề cần tiếp tục giải quyết, tháo gỡ.

Vẫn còn thách thức

Cuối tháng 8 vừa qua, giữ vai trò tham gia trực tiếp đầu tư lẫn điều hành trong các khâu thượng nguồn và trung nguồn, PVN đưa ra hàng loạt khó khăn đang bủa vây chuỗi dự án, trong đó có khả năng dự án khí lô B phải dừng triển khai vì không có cam kết tài chính đầy đủ từ đối tác nước ngoài.

Viễn cảnh trên xuất phát từ vướng mắc liên quan đến cam kết triển khai các công việc trong các dự án thượng nguồn và trung nguồn để đảm bảo tiến độ đạt mốc có dòng khí đầu tiên (FG) vào cuối năm 2026.

Mitsui (công ty mẹ của MOECO) đang gặp áp lực từ các tổ chức môi trường tại Nhật về việc dừng đầu tư cho các dự án năng lượng hóa thạch.

Theo PVN, cùng với yêu cầu trao thầu giới hạn cho các gói thầu, các đối tác nước ngoài chỉ cam kết phê duyệt ngân sách trong 6 tháng từ lúc trao thầu giới hạn, việc phê duyệt các công việc tiếp theo sẽ phụ thuộc vào kết quả hoàn thiện và ký kết các hợp đồng thương mại trong chuỗi.

Theo thông tin dẫn chiếu của PVN, Mitsui (công ty mẹ của MOECO) đang gặp áp lực từ các tổ chức môi trường tại Nhật về việc dừng đầu tư cho các dự án năng lượng hóa thạch, do vậy MOECO có thể đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn và phê duyệt nội bộ từ công ty mẹ.

Điều này, PVN nhận định, có thể dẫn đến những quan điểm rất cứng nhắc và bảo thủ đối với phía Việt Nam trong quá trình đàm phán vừa qua.

“Trong trường hợp việc ký kết các hợp đồng thương mại bị chậm trễ vì lý do khách quan hoặc do thủ tục phê duyệt chậm, dự án sẽ đối mặt với rủi ro rất lớn là không thể tiếp tục triển khai vì không có cam kết tài chính đầy đủ từ các bên đối tác nước ngoài”, Phó tổng giám đốc PVN Lê Ngọc Sơn nêu rõ.

Bên cạnh đó, dự án cũng đối diện với hàng loạt khó khăn liên quan (hoặc thuộc) phạm vi xử lý của các bộ, địa phương lẫn thành viên khác trong tổ hợp nhà đầu tư như EVN/GENCO2 lẫn đối tác nước ngoài.

Điển hình, thuộc thẩm quyền của Bộ Công thương, là việc sửa đổi, điều chỉnh các thông tư, quy định liên quan nhằm đảm bảo huy động và tiêu thụ điện để các nhà máy điện sử dụng khí lô B thực hiện được cam kết tiêu thụ khí, và nhà máy điện Ô Môn I có cơ sở tính toán giá điện, thực hiện đàm phán ký PPA.

PVN cho biết, dù Bộ Công thương đã có chỉ đạo, nhưng các nội dung trên hiện vẫn chưa được giải quyết triệt để. Điều này ảnh hưởng đến công tác thống nhất các thỏa thuận, hợp đồng thương mại trong chuỗi, cũng như tiềm ẩn rủi ro cho PVN nếu không đảm bảo được huy động khí, điện theo nguyên tắc chuyển ngang trong chuỗi dự án.

Mặt khác, dù cùng nằm trong tổ hợp nhà đầu tư dự án thượng và trung nguồn, các đối tác nước ngoài vẫn yêu cầu PVN phải là bên trung gian cam kết mua bán khí đối với 3 nhà máy điện (Ô Môn I, III và IV). Tuy nhiên, cơ sở để PVN thực hiện được điều này là cam kết của nhà máy Ô Môn I (do EVN/GENCO2 đầu tư).

Vì vậy, PVN kiến nghị EVN và GENCO2 khẩn trương hoàn thành thủ tục phê duyệt nội bộ làm cơ sở thống nhất và ký kết hợp đồng cung cấp khí (GSA) dự án trước 15/9/2023. Đồng thời, GSA Ô Môn I cần đảm bảo nguyên tắc có hiệu lực ngay và không phụ thuộc vào nội dung của hợp đồng mua bán điện nhà máy giữa GENCO2 và EVN.

Từ đây, theo PVN, GENCO2 và EVN cần gấp rút triển khai đàm phán PPA đồng thời làm việc với Bộ Công thương để tháo gỡ các vướng mắc liên quan, đảm bảo đồng bộ với thời gian đàm phán thống nhất các thỏa thuận/hợp đồng thương mại của PVN và đối tác nước ngoài.

Ngoài ra, theo GENCO2, hợp đồng GSA cần đồng bộ với hợp đồng PPA Ô Môn I và chỉ có hiệu lực khi PPA Ô Môn I được ký kết. Nếu GSA và PPA có khác biệt thì phải sửa đổi GSA theo kết quả đàm phán PPA.

Tuy vậy, việc đàm phán PPA giữa GENCO2 và EVN vẫn chưa thể bắt đầu do chưa có cơ sở tính toán giá điện cho nhà máy điện Ô Môn I (Thông tư 57/2020 của Bộ Công thương không quy định cụ thể).

Bên cạnh đó, PVN cũng phải đối diện với thách thức đảm bảo tiến độ 2 nhà máy nhiệt điện Ô Môn III và IV bởi khối lượng công việc rất lớn, thủ tục pháp lý đối với chuyển chủ đầu tư vẫn chưa hoàn tất.

Cụ thể, nếu chuyển chủ đầu tư theo phương thức chuyển nhượng dự án, EVN và PVN bắt buộc phải trình các bộ, ngành phê duyệt chủ trương, triển khai lựa chọn nhà thầu/tổ chức tư vấn định giá, thẩm định giá, đấu giá dự án… Với 45 hợp đồng/gói thầu EVN đã thực hiện cho Ô Môn III và IV, thời gian hoàn thành thủ tục chuyển nhượng sẽ mất từ 2,5 - 3 năm.

Điều này, theo PVN, không đáp ứng yêu cầu của Thủ tướng tại các chỉ đạo hồi tháng 6 vừa qua.

Liên quan tới quá trình chuyển giao hồ sơ, thực địa và cơ sở vật chất 2 dự án, PVN, EVN và chủ đầu tư nhiệt điện Ô Môn II phải đánh giá, xác định danh mục và quy trình thực hiện tiếp theo, nghiên cứu phương án phân bổ, chia sẻ chi phí các hạng mục trong Trung tâm điện lực Ô Môn.

Riêng với Ô Môn IV, PVN hiện đang xúc tiến hiệu chỉnh, cập nhật báo cáo nghiên cứu khả thi, đồng thời lên phương án kiến nghị Ủy ban quản lý vốn nhà nước ủy quyền để PVN chủ trì thẩm định, phê duyệt dự án này.

Khó khăn cũng xuất hiện tại nhiệt điện Ô Môn II do Vietracimex – Marubeni làm chủ đầu tư. Nguyên nhân là, trong quá trình đàm phán, liên danh chủ đầu tư yêu cầu chỉ ký kết GSA với PVN đồng thời với PPA dự án với EVN.

Tuy nhiên, PVN và các đối tác ngoại vẫn chưa đạt được thỏa thuận khung để cam kết tiêu thụ khí (làm cơ sở để các bên ra quyết định đầu tư cuối cùng) cũng như kế hoạch triển khai các công việc của dự án, do nhiều nguyên nhân khác nhau.

Điển hình, các bên nước ngoài đề xuất trao thầu giới hạn cho các gói thầu và chỉ cam kết tài chính cho giai đoạn khoảng 6 tháng đầu triển khai dự án. Nếu trong 6 tháng này các bên không thống nhất ký các hợp đồng thương mại thì sẽ không cam kết thêm tài chính cho dự án.

Bên cạnh đó, đối tác ngoại rất quan ngại trường hợp GENCO2 yêu cầu đàm phán lại hợp đồng hoặc miễn trừ bao tiêu trong trường hợp có các sự kiện chính phủ (Government Event) liên quan đến thay đổi chính sách/quy định pháp luật nhằm đảm bảo cho các bên thực hiện cam kết tiêu thụ khí, tiêu thụ điện.

Vướng mắc này, về bản chất, liên quan đến việc đảm bảo ổn định môi trường pháp lý của Nhà nước cho các nhà đầu tư, nhưng các bên đối tác nước ngoài đang yêu cầu PVN cam kết chịu trách nhiệm thay cho Chính phủ nếu xảy ra.

Chuỗi khí – điện Lô B gồm các phần thượng, trung và hạ nguồn.
Ở thượng nguồn, dự án phát triển mỏ Lô B&48/95 và 52/97 do PVN là người điều hành cùng các bên tham gia góp vốn trong hợp đồng chia sản phẩm dầu khí (PSC) là PVEP, MOECO và PTTEP. Ở trung nguồn, dự án đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn do PVN là người điều hành cùng các bên tham gia góp vốn trong hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC) là PVGAs, MOECO và PTTEP.
Thuộc hạ nguồn, các dự án điện tua-bin khí hỗn hợp Ô Môn I (660MW, chủ đầu tư GENCO 2), Ô Môn III & IV (hoàn thiện thủ tục chuyển giao chủ đầu tư từ EVN sang PVN theo chỉ đạo của Thủ tướng hồi tháng 6/2023) và Ô Môn II (1.050MW, chủ đầu tư Marubeni và Tổng công ty cổ phần thương mại xây dựng Vietracimex).