Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Áp lực tiến độ và gợi mở chính sách

Trước sức ép cấp bách về tiến độ Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Thủ tướng Chính phủ nên xem xét chỉ đạo việc điều chỉnh giá khí để các bên sớm thông quan dự án (nếu thực hiện phương án hiện tại). Mặt khác, cần có ngay cơ chế, chính sách mang tính khả thi cao (định hướng hết sức cụ thể, thực tế…) trên nguyên tắc cùng “chia sẻ rủi ro, hài hoà lợi ích” giữa các tập đoàn kinh tế đối với Chuỗi dự án này.

Như chúng ta đều biết, mới đây nhất, Văn phòng Chính phủ đã ban hành Thông báo ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính về tiến độ triển khai Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn trên tinh thần xử lý dứt điểm các vướng mắc để sớm có Quyết định đầu tư (FID) và triển khai dự án khí Lô B theo đúng tiến độ, bảo đảm hài hòa lợi ích của các bên.

Được biết, về phía thượng nguồn, 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 Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), cũng như đối tác nước ngoài triển khai các dự án trung nguồn và hạ nguồn.

Nhưng như đã đề cập trong kỳ trước: 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 trên 13,5 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 xác định tại hai bài viết trước, 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” đối với các 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.

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, như những trăn trở của Thủ tướng Chính phủ, trong bối cảnh có nhiều thách thức về chuyển dịch năng lượng và những cam kết về biến đổi khí hậu. 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.