Trước những vướng mắc trong Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, cũng như dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 chưa được tháo gỡ một cách triệt để, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tiếp tục kiến nghị giải pháp chính sách tới cấp thẩm quyền. Cùng với kiến nghị của PVN, Tạp chí Năng lượng Việt Nam đóng góp thêm một số ý kiến độc lập dưới đây. Rất mong nhận được sự chia sẻ của bạn đọc.
Các vướng mắc và kiến nghị của PVN:
Qua báo cáo cập nhật tiến độ hoạt động đầu tư và triển khai các chuỗi dự án khí, điện của PVN đã cho thấy các vướng mắc trong Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, cũng như dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4.
Các chuỗi dự án khí, điện trong nước bao gồm các dự án thượng nguồn (mỏ khí), trung nguồn (đường ống dẫn khí) và hạ nguồn (nhà máy điện). Các dự án thành phần có quan hệ chặt chẽ với nhau (mỏ khí, đường ống phải đồng bộ với đầu tư xây dựng các nhà máy điện) và các chủ mỏ chỉ quyết định khai thác khi đảm bảo nguồn khí đầu ra được sử dụng hết.
Các vướng mắc của chuỗi dự án khí, điện cũng tương tự như đối với các nhà máy điện đang sử dụng các nguồn khí, nhưng vì tính chất “chuỗi”, các chuỗi dự án khí, điện luôn cần có các quy định/cơ chế được ban hành đồng bộ từ cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Cụ thể:
Đối với Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn, Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt giá khí, cước phí vận chuyển và cho phép chuyển ngang giá khí từ hợp đồng mua bán khí thượng nguồn sang thanh cái các nhà máy điện. Bộ Công Thương đã có các văn bản thống nhất về việc các dự án nhiệt điện sử dụng khí Lô B gián tiếp tham gia thị trường điện, cũng như chuyển toàn bộ lượng khí bao tiêu của các nhà máy điện từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện. Đây là cơ sở để dự án Lô B triển khai và các nhà máy điện sử dụng khí từ mỏ này sẽ bao tiêu, sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu để đảm bảo lợi ích quốc gia. Nhưng hiện tại, công tác đàm phán giữa các bên còn gặp nhiều khó khăn, vướng mắc.
Theo quan quan điểm của PVN: Để tiêu thụ hết các nguồn khí khai thác ở trong nước, tận thu các nguồn tài nguyên trong lòng đất và tăng nguồn thu cho ngân sách nhà nước, cần phải có biện pháp huy động tối đa ở các nhà máy nhiệt điện khí tại khu vực Đông Nam bộ và Tây Nam bộ phù hợp với điều kiện vận hành khai thác của các mỏ khí tự nhiên nhằm tiêu thụ hết lượng khí cấp cho sản xuất điện hàng năm.
Cùng với đó, Bộ Công Thương cần sớm ban hành các hướng dẫn thực hiện cơ chế chuyển ngang giá khí và các điều khoản bao tiêu khí từ hợp đồng bán khí sang hợp đồng mua bán điện nhằm đảm bảo tính khả thi và hiệu quả đầu tư cho các chuỗi dự án sử dụng nguồn khí trong nước.
Mặt khác, Bộ Công Thương cũng cần sửa đổi, bổ sung quy định trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đảm bảo các nhà máy điện bao tiêu, sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí trong nước để có thể thực hiện được các cam kết và đảm bảo hiệu quả đầu tư.
Còn về dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4, do chưa thỏa thuận được sản lượng điện hợp đồng (Qc) với EVN nên ảnh hưởng đến công tác đàm phán hợp đồng mua bán khí (GSA), giải ngân vốn và hiệu quả của dự án.
Để phát triển các dự án nhiệt điện LNG theo Quy hoạch điện VIII và Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII, trong đó dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4, PVN kiến nghị Chính phủ, cơ quan quản lý nhà nước về năng lượng các nội dung sau:
Thứ nhất: Giao PVN, PV GAS là đơn vị đầu mối nhập khẩu LNG để tập trung đầu mối, tạo lợi thế đàm phán, tạo điều kiện cho PVN, PV GAS phát triển bền vững, thực hiện mục tiêu Chiến lược phát triển.
Thứ hai: Cho phép bao tiêu sản lượng điện dài hạn đối với các nhà máy nhiệt điện LNG theo cơ chế chuyển ngang từ hợp đồng mua LNG với tỷ lệ bao tiêu hợp lý sản lượng của các nhà máy điện (xem xét đánh giá mức 72%-80%). Sửa đổi, bổ sung quy định trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đảm bảo mức Qc tối thiểu cho các nhà máy điện LNG mới.
Thứ ba: Chấp thuận cơ chế chuyển ngang giá LNG nhập khẩu, cước phí tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG vào giá điện.
Thứ tư: Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo triển khai xây dựng hạ tầng nhập khẩu LNG theo hướng tập trung nhằm tối ưu hóa chi phí đầu tư và giảm giá thành phát điện cho các nhà máy điện sử dụng LNG. Trong đó, giao PVN, PV GAS là doanh nghiệp nhà nước (có cổ phần chi phối, có kinh nghiệm trong lĩnh vực công nghiệp khí và am hiểu thị trường khí thế giới) đóng vai trò chủ đạo để phát triển hệ thống hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG của quốc gia.
Một số đánh giá, nhận định độc lập của chuyên gia:
Vừa qua, Bộ Công Thương xây dựng và ban hành các Nghị định, quyết định về điện gió, mặt trời, nhiệt điện khí tự nhiên trong nước và khí tự nhiên hóa lỏng nhập khẩu (LNG), nhưng vẫn cần hướng dẫn chi tiết để triển khai đồng bộ vì còn rất nhiều vướng mắc từ cơ sở pháp lý đến quy định chi tiết về giá bán điện. Cụ thể là các chi phí nhiên liệu đầu vào, cước phí theo giá thị trường và cam kết bao tiêu sản lượng điện.
Chúng ta cần biết, các dự án nguồn điện vừa nêu chiếm tỷ trọng cao trong cơ cấu nguồn điện theo Quy hoạch điện VIII (từ nay cho đến năm 2030). Nếu những vướng mắc này không được tháo gỡ kịp thời, nguy cơ thiếu điện trong những năm sắp tới là rất cao.
1. Dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4:
Theo tiến độ cập nhật: Tính đến ngày 5/9/2024, tiến độ tổng thể của gói thầu EPC (thiết kế, mua sắm, xây dựng, lắp đặt, chạy thử và nghiệm thu) của dự án này đã đạt khoảng 92%. Trong đó, công tác thi công xây lắp ước đạt 90% so với kế hoạch (96,9%). Hiện các nhà thầu đang tập trung công tác lắp đặt hoàn thiện để chuẩn bị công tác thử nghiệm. Một số hạng mục đã hoàn thành như: Lò thu hồi nhiệt HRSG, hệ thống lò hơi phụ, khí nén, các máy biến áp chính, máy biến áp tự dùng, hệ thống cung cấp nhiên liệu khí, sân phân phối 220 kV, 500 kV.
Theo kế hoạch, ngày 15/10/2024, dự án Nhơn Trạch 3 sẽ tiến hành đánh lửa lần đầu, tiếp đến ngày 22/10/2024 sẽ hòa lưới lần đầu và vận hành thương mại vào tháng 2/2025. Còn với dự án Nhơn Trạch 4, tháng 12/2024 sẽ tiến hành đánh lửa lần đầu (hòa lưới lần đầu ngay sau đó) và vận hành thương mại vào tháng 5/2025.
Nhơn Trạch 3 và 4 là dự án đầu tiên tại Việt Nam triển khai thu xếp vốn vay không có Bảo lãnh Chính phủ (GGU), không có Bảo lãnh của Công ty mẹ (PVN) và Bảo lãnh Ngân hàng trong nước. Mặc dù chưa ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA) đi kèm các điều kiện cam kết về mức bao tiêu sản lượng điện trong PPA (mức tối thiểu là 72%), nhưng bằng những nỗ lực vượt bậc, chủ đầu tư đã thành công và hoàn tất việc ký kết, thu xếp vốn vay bằng hình thức tín dụng xuất khẩu (ECA) với các ngân hàng quốc tế vào ngày 31/7/2024 vừa qua.
Về hợp đồng PPA, dù có sự chậm trễ, nhưng phiên bản hợp đồng cuối cùng cũng vừa được Bộ Công Thương phê duyệt, làm cơ sở cho EVN và PV Power ký kết trong tháng 9/2024.
Còn với hợp đồng bán khí LNG nhập khẩu (GSA), các bên tham gia hợp đồng, gồm PV Power (bên mua) và PV GAS (bên bán) cũng đang gấp rút hoàn tất các điều khoản cuối cùng để kịp ký kết vào quý 3 năm nay.
Như vậy, các đàm phán về hợp đồng GSA giữa PV Power - PV GAS và hợp đồng PPA giữa PV Power và EVN sẽ được hoàn tất ký kết trước ngày Nhà máy điện đi vào vận hành thương mại, bảo đảm lợi ích hài hòa của các bên tham gia vào dự án này.
Với các điều kiện không có Bảo lãnh Chính phủ mà thu xếp được vốn vay bằng hình thức ECA với lãi suất thấp (trong 15 năm), dự án Nhơn Trạch 3 và 4 sẽ là một phiên bản mẫu cho các nhà đầu tư các chuỗi dự án LNG nhập khẩu khác lấy làm mô hình đầu tư, thu xếp vốn vay để triển khai đồng bộ.
2. Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn:
Theo tiến độ cập nhật khâu thượng nguồn, ngày đón dòng khí về bờ (First gas) đã trượt (từ cuối năm 2026 sang cuối năm 2027) do vừa qua vẫn còn một số vướng mắc, tồn đọng chưa thể xử lý triệt để. Việc triển khai mua sắm các gói thiết bị chính, có thời hạn giao hàng 2 năm bị chậm trễ, kéo theo tiến độ khâu thượng nguồn cần phải dời lại.
Hiển nhiên, việc chậm trễ tiến độ First gas là nguyên nhân khách quan do một số phát sinh về chậm tiến độ vận hành thương mại của các nhà máy điện ở khâu hạ nguồn. Dự báo, do trượt tiến độ, nên các hợp đồng tổng thầu thiết kế, mua sắm, chế tạo, lắp đặt giàn thu gom/giàn đầu giếng, hệ thống đường ống nội mỏ (EPCI) đã “trao thầu hạn chế”, khâu thượng nguồn sẽ có phát sinh một số chi phí. Các chi phí này (nếu có) là hoàn toàn hợp lệ do tiến độ chuỗi của dự án, cần phải đồng bộ hóa các dự án thành phần để tích hợp ngày First gas với ngày vận hành thương mại các nhà máy điện.
Sau một số điều chỉnh về tiến độ, cũng như tối ưu hóa các giải pháp kỹ thuật và thương mại, bằng những nỗ lực vượt bậc, PVN cùng các đối tác nước ngoài đã hoàn tất các đàm phán cuối cùng về kỹ thuật, cũng như thương mại để ký kết gói thầu quốc tế EPCI #1 với “đầy đủ các điều kiện” vào ngày 3/9/2024. Việc trao thầu chính thức này là cơ sở quan trọng để Liên danh tổng thầu McDermott (Hoa Kỳ) và PTSC triển khai các phạm vi công việc theo tiến độ cập nhật, bảo đảm lợi ích của EVN, cũng như PVN và các đối tác nước ngoài, trên nguyên tắc “chia sẻ rủi ro, hài hòa lợi ích”.
Mới đây nhất (ngày 3/9/2024), PVN cùng các đối tác nước ngoài đã ký kết gói thầu quốc tế EPCI #1 (đầy đủ các điều kiện).
Về phía hạ nguồn, hiện chỉ có Nhà máy điện Ô Môn 1 (đang vận hành sử dụng nhiên liệu dầu) sẽ sẵn sàng tiếp nhận khí Lô B, vì chỉ cần phải nâng cấp, chỉnh sửa lại hệ thống để sử dụng nhiên liệu khí. Với công suất 660 MW của Nhà máy điện Ô Môn 1 (tương đương 17% công suất thiết kế của cả 4 nhà máy điện) sẽ không tiêu thụ hết sản lượng khí từ Lô B.
Đối với các nhà máy điện còn lại, tiến độ tiếp nhận khí mới cập nhật là vào quý 4/2027 (Ô Môn 4), quý 1/2028 (Ô Môn 2) và quý 4/2029 (Ô Môn
3). Tiến độ ngày vận hành thương mại của các dự án thành phần này khác nhau, sẽ kéo theo nhu cầu cần bổ sung, điều chỉnh và cam kết bao tiêu sản lượng điện tối đa của EVN, bảo đảm hiệu quả đầu tư cho PVN và các đối tác.
Về cam kết sản lượng điện, đối với PVN, PV Power và EVN, thì mức cam kết sản lượng điện tối thiểu ở mức 72% là bảo đảm hiệu quả đầu tư. Tuy nhiên, đối với các nhà đầu tư nước ngoài nói chung và Marubeni (Nhật Bản) nói riêng (chủ đầu tư dự án Ô Môn 2), cam kết trên mức 90% thì họ mới sẵn sàng triển khai dự án.
Ngược lại, ở mức cam kết sản lượng trên 90% và bù chênh lệch, trượt giá giữa tiền đồng và đô la (đồng tiền đầu tư), EVN có nguy cơ sẽ chịu thua lỗ lớn.
Như vậy, nếu bảo lưu mức cam kết sản lượng tối thiểu trên 72%, Bộ Công Thương, PVN và EVN cần làm rõ nhu cầu và các cam kết đầu tư của Marubeni đối với dự án Nhà máy điện Ô Môn 2 để kịp thời có giải pháp tổng thể đối với cả chuỗi dự án. Có nghĩa là, với mức cam kết tương tự như PVN thì họ có tiếp tục đầu tư hay sẽ dừng lại, để EVN và PVN có phương án tối ưu sắp tới.
Vì vậy, có lẽ đã đến lúc Bộ Công Thương cần rà soát lại các quy định hiện hành, bổ sung, điều chỉnh và ban hành các hướng dẫn chi tiết để EVN, PVN và các nhà đầu tư nước ngoài lấy đó làm cơ sở hoàn tất các hợp đồng GSA, GSPA và PPA. Về đầu tư, các bộ hợp đồng này cần sớm được hoàn tất để các nhà đầu tư làm cơ sở thu xếp vốn vay trong nước và quốc tế. Đối với yếu tố kỹ thuật và thương mại, các cam kết sản lượng điện ở mức có hiệu quả kinh tế sẽ là cơ sở để PVN, EVN đạt được các đồng thuận cuối cùng.
Giá điện 2 thành phần - Giải pháp căn cơ và lâu dài:
Như đã đề cập trong nhiều bài viết của các chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam (“Giá điện ‘2 thành phần’ - Tăng vai trò hỗ trợ của điện than cho năng lượng tái tạo”, “Giá điện 2 thành phần - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam”...): Việc áp dụng giá điện 2 thành phần (theo công suất và điện năng tiêu thụ) được đánh giá là mang lại nhiều lợi ích cho nhà đầu tư, cũng như người tiêu dùng điện. Vì vậy, Việt Nam cần nghiên cứu để tiến tới thay thế cho giá điện 1 thành phần (tiền điện chỉ trả theo điện năng tiêu thụ) như hiện nay.
Sở dĩ việc thương thảo hợp đồng PPA trong thời gian qua giữa nhà đầu tư với EVN gặp khó khăn, vướng mắc, bởi còn các câu hỏi sau đây chưa tìm được lời giải: Giá mua điện ở mức nào là hợp lý? Tổng sản lượng mua điện hàng năm (Qc) là bao nhiêu để đạt được đồng thuận của cả hai bên và phù hợp với quy định pháp lý? Theo xu thế hiện nay ở nhiều nước trên thế giới đang áp dụng là giá điện 2 thành phần - công suất và điện năng (áp dụng cho giá bán điện 2 thành phần và giá mua điện 2 thành phần).
Vì vậy, để giải quyết một cách căn cơ về lâu dài, Bộ Công Thương cần khẩn trương nghiên cứu, xem xét ban hành các quy định về giá điện 2 thành phần, làm cơ sở cho việc triển khai đầu tư phù hợp xu thế thế giới mà nhà đầu tư, bên bán điện và người sử dụng điện đều có thể chấp nhận được. Trong trường hợp này, Qc có thể chấp hành đúng theo quy định hiện hành của Bộ Công Thương mà cả hai bên không phải đàm phán cụ thể và mất quá nhiều thời gian; đồng thời các nhà máy điện nêu trên sẽ tham gia thị trường điện cạnh tranh minh bạch, rõ ràng hơn.
Lời kết:
Hai tập đoàn kinh tế của chúng ta (EVN, PVN) không chỉ đang làm tròn vai trò duy trì tăng trưởng để phát triển kinh tế, đóng góp quan trọng vào ngân sách, mà còn gánh trên vai nhiệm vụ chính trị là bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia nữa.
Đối với các dự án này, Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn chính là đòn bẩy để PVN thúc đẩy phát triển trong toàn ngành.
Còn về phía EVN, các nhà máy điện Ô Môn sẽ là cam kết về bảo đảm đủ điện để phát triển kinh tế ở khu vực miền Tây Nam bộ và giảm phát thải khí CO2 theo các cam kết về biến đổi khí hậu.
Ngoài những vai trò quan trọng như vậy, cả EVN và PVN còn là những công cụ điều tiết, bình ổn kinh tế vĩ mô của Chính phủ.
Nhìn về phương diện đối ngoại, việc sớm đưa Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn đi vào hoạt động thương mại sẽ làm sâu sắc hơn nữa hợp tác giữa Việt Nam - Nhật Bản, cũng như với các nước ASEAN, về những cam kết của Chính phủ đối với các nhà đầu tư nước ngoài về một thị trường Việt Nam có nhiều hứa hẹn và tiềm năng để phát triển kinh tế./.
HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
