Kịch bản nào cho chuỗi dự án khí điện Lô B – Ô Môn hơn 10 tỷ USD?

LTS: Giữ vai trò đặc biệt quan trọng và chiếm tỷ trọng khá lớn trong cơ cấu nguồn cung điện quốc gia, nhưng những dự án nguồn điện trọng điểm trong tay các tập đoàn nhà nước như EVN, PVN lại chậm trễ nhiều năm. Trước nhu cầu tiêu thụ ngày càng lớn cũng như việc chưa thể huy động các nguồn điện năng lượng tái tạo mới, tiến độ các dự án này sẽ ảnh hưởng đến đảm bảo an ninh năng lượng cũng như đáp ứng nhu cầu sử dụng điện trong sản xuất – sinh hoạt. TheLEADER khởi đăng chuyên đề “Những quả đấm thép trong ngành điện” nhằm thông tin tới bạn đọc về bức tranh phát triển các dự án nguồn điện lớn thuộc trách nhiệm đầu tư của các tập đoàn, tổng công ty nhà nước.

Bài 9: Kịch bản nào cho chuỗi dự án khí điện Lô B – Ô Môn?

Chuỗi dự án khí – điện Lô B tại Cần Thơ hướng tới sản lượng khai thác khí khoảng 5,06 tỷ m3/năm trong giai đoạn ổn định cho khoảng 20 năm. 

Chuỗi dự án gồm các thành phần: Dự án phát triển mỏ Lô B (các bên tham gia gồm PVN – người điều hành, MOECO - Nhật Bản, PTTEP -Thái Lan và PVEP) có tổng chi phí khoảng 11 tỷ USD (thời giá 2016). 

Phần thu của Chính phủ trong toàn vòng đời dự án khoảng 21 tỷ USD, của PVN và PVEP là khoảng 9 tỷ USD, của MOECO và PTTEP khoảng 4 tỷ USD.

Dự án đường ống Lô B – Ô Môn (PVN – người điều hành và các bên MOECO, PTTEP, PVGAS) có tổng chi phí khoảng 2,7 tỷ USD. Phần thu của Chính phủ khoảng 0,8 tỷ USD, của PVN và PVGAS khoảng 2,5 tỷ USD, của MOECO và PTTEP khoảng 0,6 tỷ USD.

Dự án hạ nguồn gồm 4 nhà máy điện: Ô Môn 1 (660MW, chủ đầu tư EVNGENCO2), Ô Môn 2 (1.050MW, Marubeni/Vietracimex), Ô Môn 3 và 4 (mỗi nhà máy công suất 1.050MW, chủ đầu tư EVN).

PVN cho biết, tiến độ có dòng khí đầu tiên (First Gas - FG) là vào cuối năm 2021 (đã được Thủ tướng phê duyệt tại quyết định hồi tháng 7/2018 về kế hoạch phát triển mỏ. Tuy nhiên, suốt thời gian qua, với các vướng mắc khó khăn ở thủ tục đầu tư của các nhà máy điện hạ nguồn nên không thể triển khai đồng bộ các công việc trong chuỗi dự án.

Đáng chú ý, theo PVN (với vai trò điều hành ở khâu thượng và trung nguồn) thì tiến độ đón dòng khí đầu tiên đã chậm sang cuối năm 2025 và có nguy cơ chậm/khó có thể triển khai tiếp nếu không giải quyết các vướng mắc chính trong chuỗi kịp thời hạn trong quý II/2022.

Dự án khí Lô B – Ô Môn là một trong hai dự án khí lớn nhất tại Việt Nam. Tổng mức đầu tư của dự án thượng nguồn và dự án đường ống khoảng 10 tỷ USD và sẽ đóng góp vào ngân sách Nhà nước khoảng 18 tỷ USD.
Trong giai đoạn bình ổn, sản lượng khai thác khí hàng năm của dự án đạt khoảng 5 tỷ m3, cung cấp nguồn khí thô quan trọng cho các hộ tiêu thụ tại Trung tâm điện lực Ô Môn và Trung tâm Khí-Điện-Đạm Cà Mau. Việc phát triển dự án khí Lô B – Ô Môn sẽ cung cấp nguồn khí quan trọng để ổn định, phát triển khu vực miền Tây Nam Bộ, là động lực phát triển các ngành công nghiệp địa phương, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng.
Chuỗi dự án khí Lô B bao gồm 2 thành phần là dự án phát triển mỏ Lô B, 48/95 & 52/97 và dự án đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn. Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí (PSC) Lô B & 48/95 được ký kết tháng 5/1996, Lô 52/97 ký hồi tháng 10/1999.
Các đối tác tham gia ban đầu trong các dự án này là Mitsui Oil Exploration (Moeco - Nhật Bản), Chevron (Mỹ), Tổng công ty Thăm dò dầu khí Việt Nam (PVEP) và Công ty TNHH PTTEP Kim Long Việt Nam. Đầu năm 2015, sau khi Chevron tuyên bố rút lui, được sự đồng ý của Thủ tướng, PVN đã mua thành công cổ phần và quyền điều hành của Chevron tại các lô hợp đồng này cũng như dự án đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn để chính thức trở thành người điều hành huỗi dự án.
Cụ thể, PVN tiếp nhận hai công ty thăm dò khai thác dầu khí là Chevron Vietnam (Block B) Ltd, nắm giữ 42,38% quyền lợi tham gia Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) Lô B & 48/95 và công ty Chevron Vietnam (Block 52) Ltd nắm giữ 43,40% quyền lợi tham gia tại Hợp đồng chia sản phẩm Lô 52/97, ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam.
Ngoài ra, PVN cũng tiếp nhận Công ty Chevron Southwest Vietnam Pipeline Co. Ltd nắm giữ 28,7% quyền lợi tham gia trong dự án đường ống dẫn khí tự nhiên khai thác ngoài khơi phía Tây Nam tới các hộ tiêu thụ khí tại Việt Nam.

Một số khó khăn vướng mắc – điều kiện để đạt được FG vào cuối 2025 cũng được PVN thông tin chi tiết.

Trước hết, là cơ chế xác định và đảm bảo tính thực thi thực hiện các cam kết tiêu thụ từ thượng nguồn sang hạ nguồn. Cam kết tiêu thụ khí điện xuyên suốt và đồng bộ là một điều kiện tiên quyết, sống còn để phát triển các chuỗi dự án khí điện (được áp dụng tại các dự án khí điện hiện hữu tại Việt Nam). Việc cam kết tiêu thụ khí ổn đinh, dài hạn sẽ đảm bảo khai thác tối ưu tài nguyên, đảm bảo hiệu quả đầu tư của các bên trong chuỗi dự án.

Đặc biệt, các cam kết này cũng là yêu cầu của các tổ chức ngân hàng khi cho dự án vay vốn. Hiện nay, theo PVN, do chưa có phê duyệt của cấp thẩm quyền cho nguyên tắc này nên các chủ đầu tư của các dự án thành phần trong chuỗi dự án chưa thể hoàn tất các điều khoản thương mại về cam kết mua bán khí/mua bán điện dài hạn.

Được biết, PVN đã báo cáo Bộ Công thương về khối lượng khí cam kết của các hợp đồng bán. Tuy nhiên, để các bên ký kết được hợp đồng GSA thì còn cần Bộ Công thương sửa đổi/ban hành các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Lý do là, nếu căn cứ vào các quy định hiện hành thì các hộ tiêu thụ không có khả năng hoàn thành cam kết mua khí.

Tiếp theo, là thời điểm đạt được thỏa thuận bán khí, thời điểm tiếp nhận và tiêu thụ khí của nhiệt điện Ô Môn 2 và 3 vẫn chưa rõ ràng. Bên cạnh yếu tố tích cực mới đây là chủ trương đầu tư của nhiệt điện Ô Môn 3 đã được phê duyệt, thì khó khăn vẫn ghi nhận ở phía Ô Môn 2.

Cụ thể, dù đã được duyệt chủ trương đầu tư nhưng nhiệt điện Ô Môn 2 đang chậm triển khai, đàm phán thương mại gặp khó do liên danh  Marubeni và Vietracimex có những yêu cầu mà PVN không thể cam kết (đảm bảo cung cấp đủ khí cho 25 năm vận hành nhà máy, ưu tiên cấp khí…). Đồng thời, nhà đầu tư chỉ ký kết GSA (hợp đồng cung cấp khí) tại thời điểm đóng tài chính của dự án, dự kiến sớm nhất mốc thời gian này là khoảng cuối 2023, thậm chí có thể chậm hơn nhiều.

Điều này, có thể ảnh hưởng lớn tới hiệu quả đầu tư dự án phát triển mỏ và đường ống, lượng khí có thể khai thác không đạt như kế hoạch phát triển mỏ được duyệt (nhiệt điện Ô Môn 2 tiêu thụ 25% tổng lượng khí).

Yếu tố vướng mắc thứ 3 là rủi ro liên quan đến thời hạn chào thầu của các gói thầu EPCI phần thượng nguồn.

Giữ vai trò quan trọng đối với tiến độ dự án, các gói thầu EPCI đã được gia hạn thời hạn hồ sơ dự thầu 5 lần để chờ hoàn tất các thủ tục đầu tư của khâu hạ nguồn. Trong lần khảo sát gần đây, các nhà thầu chỉ đồng ý tiếp tục gia hạn thời hạn hồ sơ dự thầu đi kèm điều kiện tăng giá thầu.

Theo PVN, các gói thầu nêu trên bắt buộc phải kịp trao thầu trước 1/7/2022 để hạn chế ảnh hưởng do biến động đột biến của thị trường cũng như giảm thiểu nguy cơ bỏ thầu của các nhà thầu do chờ đợi quá lâu và chi phí vượt ngân sách.

Tuy nhiên, do cơ chế xác định và đảm bảo các bên liên quan thực thi đầy đủ các cam kết tiêu thụ khí từ thượng nguồn sang hạ nguồn chưa được phê duyệt, nên không thể tiến hành trao thầu. Trong bối cảnh này, MOECO và PTTEP đã từng kiến nghị Bộ Công thương và Ủy ban quản lý vốn Nhà nước giải quyết các vướng mắc về cơ chế để có thể phê duyệt gói thầu trước thời hạn 1/7/2022.

Với việc không kịp trao thầu trước thời hạn hết hạn hiệu lực hồ sơ thầu (1/7/2022), chuỗi dự án đã và đang đối diện với các nguy cơ, rủi ro rất lớn.
Điển hình: Không đạt được tiến độ dòng khí đầu tiên vào cuối năm 2025; Thực hiện thủ tục đấu thầu mất khoảng 2-3 năm, với biến động của thị trường cũng như tình hình chính trị thế giới phức tạp hiện nay thì chắc chắn các gói thầu này sẽ bị tăng chi phí so với giá trị ở mức hợp lý hiện nay, hiệu quả đầu tư dự án sẽ không đạt.
Khi đó, dự án không những chỉ chậm 2-3 năm mà việc có hay không thể tiếp tục phát triển dự án sẽ rất khó lường.

Giữa bối cảnh biển khu vực Tây Nam có những diễn biến phức tạp hơn trong thời gian gần đây, việc sớm triển khai chuỗi dự án này để có các công trình như những cột mốc trên biển sẽ đóng vai trò quan trọng trong công tác an ninh quốc phòng, bảo vệ chủ quyền biển đảo của Việt Nam. 

Chuỗi dự án Lô B – Ô Môn đã lỡ tiến độ nhiều năm và thời điểm hiện tại là thuận lợi để thúc đẩy tiến độ dự án nhằm có dòng khí đầu tiên vào cuối năm 2025, chủ động nguồn cung năng lượng cho phát triển kinh tế.

Nhằm giảm thiểu rủi ro tiếp tục chậm tiến độ đối với chuỗi dự án, PVN đã đề nghị Thủ tướng một số nội dung liên quan. Điển hình như: Chỉ đạo Bộ Công thương phê duyệt các khối lượng khí trong các GSA đã được các bên thống nhất làm cơ sở đưa vào PPA; Ban hành hướng dẫn/sửa đổi các quy định về thị trường điện canh tranh để có cơ chế đảm bảo cho các nhà máy điện tiêu thụ hết lượng khí cam kết.

Bộ Công thương sớm tháo gỡ vướng mắc về nguồn vốn của nhiệt điện Ô Môn 3 (có ý kiến về đề xuất sử dụng vốn ODA của Chính phủ theo đề nghị của Bộ Kế hoạch và đầu tư tại công văn ngày 15/4/2022) để EVN có thể đưa dự án vào đồng bộ tiến độ với tiến độ cấp khí của thượng nguồn.

Trong trường hợp nhiệt điện Ô Môn 2 không đảm bảo khả năng nhận khí theo tiến độ cấp khí của thượng nguồn, hoặc không đồng ý với các điều kiện hợp đồng như EVN/EVNGENCO2 thống nhất với PVN, Tập đoàn dầu khí Việt Nam đề nghị cho phép được nghiên cứu đầu tư nhà máy điện mới tại khu vực Cà Mau để tiêu thụ hết lượng khí dự kiến khai thác từ Lô B nhằm đảm bảo hiệu quả tổng thể của chuỗi dự án.