Khó khăn luân hoàn

Chuỗi dự án khí điện Lô B - Ô Môn (Chuỗi dự án khí điện Lô B) có tổng mức đầu tư thượng nguồn và trung nguồn khoảng 10,8 tỷ USD và các nhà máy điện khoảng 4 tỷ USD, là dự án trọng điểm được Ban Chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm dầu khí theo dõi, chỉ đạo.

Theo dự kiến, lợi ích kinh tế - tài chính mà Chuỗi dự án mang lại là rất lớn cho đất nước, với tổng thu ở khâu thượng nguồn và trung nguồn ước tính lên tới 22 tỷ USD.

Bên cạnh đó, Chuỗi dự án cũng được kỳ vọng tạo ra khối lượng lớn công việc cho các đơn vị sản xuất, dịch vụ trong nước, thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội khu vực Tây Nam bộ.

Tuy nhiên, trải qua rất nhiều thời gian và cũng có nhiều kiến nghị của các nhà đầu tư đã được đưa ra, nhưng tới nay, Chuỗi dự án vẫn chưa thể đóng góp gì về nguồn thu cũng góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho nền kinh tế.

Theo Petrovietnam, tại thời điểm ngày 1/7/2022, Petrovietnam và các bên tham gia trong Hợp đồng phân chia sản phẩm khí Lô B ở thượng nguồn đã không thể trao thầu EPCI do một số điều kiện tiên quyết để triển khai dự án không đạt được, dẫn đến hết hiệu lực thầu và không đạt được mục tiêu có dùng khí đầu tiên vào cuối năm 2025.

Hiện tại, Petrovietnam và các bên tham gia trong Dự án đang tiến hành đấu thầu lại gói thầu EPCI#1 (nằm trên đường găng) và các gói thầu liên quan khác, cũng như sẵn sàng bộ máy nhân sự của Dự án và hoàn thiện hệ thống quản lý để chủ động triển khai ngay khi các vướng mắc của Chuỗi dự án được cấp có thẩm quyền giải quyết.

Theo ước tính của Petrovietnam, với tình trạng hiện tại và nếu những vướng mắc, khó khăn của Chuỗi dự án sớm được giải quyết trong năm 2022, thì tiến độ dòng khí đầu tiên có thể đạt được vào cuối năm 2026.

Tại Dự án Đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn, công tác đấu thầu các gói thầu liên quan cũng được triển khai từ rất sớm để đồng bộ với tiến độ của Chuỗi dự án. Tuy nhiên, do sự chậm trễ của Chuỗi dự án, nên các gói thầu này liên tục được gia hạn thời hạn đóng thầu.

Ở thời điểm hiện tại, dự kiến thời hạn đóng thầu vào cuối năm 2022.

Hiện mặt bằng nơi tuyến ống đi qua đã được bàn giao các mốc cho địa phương, sơ bộ hoàn thành các tiểu dự án về biên bản triển khai bồi thường hỗ trợ tái định cư và cơ bản thống nhất hồ sơ, thủ tục liên quan đến công tác này.

Các thỏa thuận thương mại liên quan đến mua bán khí cũng được Petrovietnam triển khai đàm phán với các bên thượng nguồn và EVN. Petrovietnam và EVN cũng đã ký biên bản thống nhất về việc cung cấp và tiêu thụ khí Lô B cho các nhà máy điện Ô Môn I, III và IV do EVN là chủ đầu tư.

Với Dự án Nhiệt điện Ô Môn II, Liên danh Vietracimex - Marubeni (chủ đầu tư) cũng đã có nhiều vòng đàm phán với Petrovietnam về thỏa thuận khung Hợp đồng bán khí và đạt được nhiều thoả thuận trọng yếu.

Tuy vậy, chuỗi dự án khí có quy mô khoảng 15 tỷ USD này vẫn chưa thể bước vào giai đoạn triển khai xây dựng, bởi vẫn tồn tại một số điểm nghẽn đã được báo cáo nhiều lần, nhưng chưa có đột phá.

Được nhắc tới đầu tiên là cơ chế đảm bảo tiêu thụ sản lượng để các hộ tiêu thụ có thể ký kết hợp đồng thương mại trong Chuỗi dự án.

Petrovietnam cho rằng, điều kiện tiên quyết để vận hành Chuỗi dự án khí điện Lô B là cần phải có cơ chế đảm bảo các nhà máy điện Ô Môn I, II, III, IV tiêu thụ hết sản lượng khí Lô B. Bởi vậy, trong báo cáo gửi Bộ Công thương, Phó tổng giám đốc Petrovietnam Lê Ngọc Sơn đã đề nghị Bộ Công thương chấp thuận các nhà máy tiêu thụ khí Lô B được áp dụng theo quy định tại điểm c, khoản 3, Điều 4, Thông tư số 45/2018/TT-BCT về trách nhiệm tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện làm cơ sở cho các bên ký kết các hợp đồng thương mại.

Đồng thời, Bộ Công thương ban hành các hướng dẫn cần thiết để cơ quan điều độ đảm bảo lập kế hoạch vận hành hệ thống cho các nhà máy điện nói trên tham gia gián tiếp thị trường điện và các cam kết ràng buộc bao tiêu sản lượng khí Lô B, phù hợp với quy định tại điểm c, khoản 2, Điều 60 của Thông tư số 25/2016/TT-BCT.

Tiếp đó, là việc gia hạn thời hạn của các Hợp đồng phân chia sản phẩm Lô B &48/95 và Lô 52/97 để đảm bảo cung cấp khí ổn định cho các nhà máy điện trong khoảng thời gian 23 năm, kể từ khi Dự án có dòng khí đầu tiên. Điều này sẽ giúp Petrovietnam và các bên nhà thầu của dự án thượng nguồn hoàn thiện các thủ tục cần thiết về pháp lý để phù hợp với tiến trình của Dự án.

Tồn tại cuối là việc chưa hoàn tất các thủ tục đầu tư của Dự án Nhiệt điện Ô Môn II và Ô Môn III sẽ ảnh hưởng tới tiến độ cam kết tiếp nhận và tiêu thụ khí của các nhà máy điện này. Vì vậy, Petrovietnam cũng đề nghị Bộ Công thương có ý kiến thúc đẩy các chủ đầu tư Nhà máy điện Ô Môn II và Ô Môn III sớm hoàn thành các thủ tục đầu tư, bảo đảm tiến độ tổng thể của Chuỗi dự án và tiêu thụ tối đa lượng khí khai thác được.

Các nhà máy điện không phải tham gia thị trường

Theo EVN, Petrovietnam và các đối tác thượng nguồn đề nghị khối lượng khí tiêu thụ tối thiểu hàng năm ở mức 95%, trong đó, các năm bình ổn (bắt đầu 2 năm sau thời điểm cấp khí đầu tiên tới tối thiểu 12 năm sau đó) có khối lượng khi tiêu thụ của mỗi nhà máy điện khoảng 1,2 tỷ m3, nghĩa là tương ứng với khoảng 5.700 giờ vận hành trong tổng số 8.760 giờ của một năm.

Số giờ vận hành này được xem là mức bao tiêu rất cao đối với hệ thống có tỷ lệ thâm nhập năng lượng tái tạo cao của Việt Nam hiện nay và thời gian tới. Bên cạnh đó, lượng khí trả trước không tiêu thụ hết (nếu xảy ra) được quyền thu hồi trong 7 năm, kể từ khi phát sinh.

Kết quả này là nỗ lực đàm phán trong 3 năm qua của EVN để phía thượng nguồn chấp nhận triển khai Dự án.

Tuy nhiên, với điều kiện mức bao tiêu khí cao như nói trên và giá khí Lô B cũng cao, khiến giá điện bình quân của các nhà máy Ô Môn ở mức 3.000 đồng/kWh. Mức giá này được cho là cao hơn so với các nhà máy điện khác và gây khó khăn khi tham gia thị trường điện với việc chào giá cạnh tranh để được huy động.

Thậm chí, ngay cả trường hợp được phép chuyển ngang bao tiêu khí sang hợp đồng mua bán điện với các nhà máy điện sử dụng khí Lô B của EVN theo quy định của Thông tư số 24/2019/TT-BCT và tham gia thị trường điện, thì EVN vẫn phải đối mặt với rủi ro không tiêu thụ hết lượng khí bao tiêu.

Cụ thể, kể cả khi đã chào giá sàn với lượng mua điện cam kết, với chi phí biến đổi cao (khoảng 2.500 đồng/kWh), khi hệ thống thừa nguồn sẽ rất rủi ro cho EVN trong bảo đảm khả năng tiêu thụ lượng khí đã cam kết tại các hợp đồng mua bán khí với Petrovietnam, nhất là trong các chu kỳ thừa nguồn điện hoặc cơ quan vận hành hệ thống ưu tiên vận hành các nhà máy điện có chi phí biến đổi rẻ trước.

Bởi vậy, để giải quyết triệt để vấn đề, EVN cũng đề nghị tách các nhà máy điện của EVN là Ô Môn I, III và IV có sử dụng khí Lô B ra khỏi thị trường điện. Khi tới chu kỳ thừa nguồn, điều này sẽ giúp  không ảnh hưởng đến khả năng tiêu thụ hết lượng khí bao tiêu năm khi gián tiếp tham gia thị trường điện.

Đó là nhờ việc thiếu hụt sản lượng điện chu kỳ giao dịch này so với kế hoạch sẽ được tính toán bù đắp vào các chu kỳ kế tiếp, còn nếu tham gia thị trường điện, thì không có cơ hội điều chỉnh sản lượng điện bao tiêu cho cả năm.

Trong quá khứ, Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) đã từng cho phép Nhà máy Điện Cà Mau 1 và 2 gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh nhằm đảm bảo tiêu thụ tối đa lượng khí trả trước cho phía Việt Nam, cũng như lợi ích quốc gia trong giai đoạn 2012 - 2019.

EVN cũng cho biết, việc quy định nhà máy điện tham gia gián tiếp này thuộc thẩm quyền của Bộ Công thương dựa vào khoản 3, Điều 4, Thông tư số 45/2018/TT-BCT. Theo đó, các nhà máy tua-bin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia là các nhà máy gián tiếp tham gia thị trường điện.

Trước đề nghị của Petrovietnam và EVN, Bộ Công thương cũng cho rằng, Chuỗi dự án khí điện Lô B đã được bổ sung vào danh mục các dự án trọng điểm dầu khí do Ban Chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm về dầu khí theo dõi.

Thường trực Chính phủ và Thủ tướng Chính phủ đã chỉ đạo phải tập trung tháo gỡ khó khăn, đẩy nhanh tiến độ triển khai thực hiện Chuỗi dự án khí điện Lô B để phục vụ lợi ích quốc gia tại nhiều văn bản.

Bởi vậy, Bộ Công thương, tại Văn bản số 7127/BCT-ĐTĐL ngày 10/11/2022, đã thống nhất với kiến nghị của Petrovietnam và EVN về việc các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí Lô B gián tiếp tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư số 45/2018/TT-BCT.