Vào cuối tháng 6 năm 2023, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã bàn giao hồ sơ 2 dự án Nhiệt điện khí Ô Môn 3 và Ô Môn 4 cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Nhiều nhà đầu tư chứng khoán kỳ vọng thông tin này sẽ tạo ra cú thay đổi cho tiến độ FID (Quyết Định Đầu Tư Cuối Cùng) của dự án Lô B- Ô Môn.

Tuy nhiên, một số đánh giá từ các chuyên gia trích đăng trên trang Tạp Chí Năng Lượng Việt Nam cho rằng, cần hiểu rõ khái niệm “bàn giao hồ sơ dự án” (1) khác với khái niệm “bàn giao quyền sở hữu/chủ đầu tư dự án” (2) phía hạ nguồn Chuỗi dự án này. Theo đó, sau khi nhận bàn giao hồ sơ dự án, PVN rà soát, đánh giá và trên cơ sở thực tế có nhiều rủi ro, thách thức và quan điểm khác nhau về chi phí lịch sử, PVN vẫn có quyền có thể từ chối không tiếp nhận 2 dự án điện này.

Trước hết, cần biết điều kiện tiên quyết để có FID là gì?

Chuỗi dự án là Lô B cần có Quyết định đầu tư (FID) để triển khai các gói tổng thầu trong nước và quốc tế ở khâu thượng nguồn,cũng như hệ thống đường ống vận chuyển khí từ ngoài khơi về đến Ô Môn (khâu trung nguồn) và các nhà máy điện ở Ô Môn, Cần Thơ (khâu hạ nguồn).

Để có được Quyết định đầu tư (FID), thì dự án Lô B (khâu thượng nguồn) cần thỏa mãn các điều kiện sau đây:

Phía hạ nguồn (4 nhà máy điện):

1/ Sau khi tiếp nhận hồ sơ 2 dự án nhiệt điện khí, PVN cần có thời gian để đánh giá các tài liệu kỹ thuật (Pre – FS, FS, giải phóng mặt bằng, tiến độ) và hồ sơ thương mại (tổng mức đầu tư, chi phí quá khứ mà EVN đã thực hiện, phương án thu xếp vốn vay ngân hàng quốc tế – ODA, hay là ECA). Quá trình này có thể mất 6 tháng, từ khâu thuê tư vấn độc lập để đánh giá cho đến thời gian phê duyệt của các cấp có thẩm quyền

2/ Tiến độ 2 nhà máy vào thời điểm dự kiến đón dòng khí đầu tiên – First Gas (12/2026): Theo tiến độ ở thời điểm hiện tại, khí về bờ (First Gas) là vào tháng 12/2026. Vào thời điểm đó, dự kiến 2 nhà máy điện, gồm nhà máy hiện hữu Ô Môn 1 chuyển đổi từ nhiên liệu dầu sang khí do EVN làm chủ đầu tư (công suất 660 MW) và Ô Môn 4 (công suất 1,050 MW) sẽ tiếp nhận khí từ dự án Lô B để đi vào hoạt động thương mại.

3/ Tiến độ 2 nhà máy hoạt động sau thời điểm dự kiến First Gas: Tiến độ Nhà máy điện Ô Môn 2 do Liên doanh Marubeni/WTO làm chủ đầu tư, công suất 1,050 MW, cần chỉnh sửa nghiên cứu khả thi FS, dự kiến đi vào hoạt động thương mại vào quý 3/2027. Tiến độ Nhà máy điện Ô Môn 3, công suất 1,050 MW, cần hoàn thiện nghiên cứu khả thi FS, dự kiến đi vào hoạt động thương mại vào quý 4/2027.

4/ Nếu tiếp nhận 2 dự án nhiệt điện khí, PVN cần hoàn tất và được phê chuẩn báo cáo đầu tư cho mỗi dự án điện, đồng thời cần hoàn tất các đàm phán thương mại theo mô hình đầu tư mới.

Tạp Chí Năng Lượng Việt Nam cho rằng, PVN không thể tự đứng ra ký hợp đồng GSPA (mua khí của Nhà điều hành Phú Quốc POC) rồi ký kết các hợp đồng GSA (bán khí cho 4 nhà máy điện), hoặc tự phân phối cho 2 nhà máy điện do PVN làm chủ đầu tư. Dù rằng, PVN chiếm 42% cổ phần ở Phú Quốc POC, các hợp đồng GSA sẽ do Phú Quốc POC (có đối tác nước ngoài) tự đàm phán và ký kết với các nhà máy điện (sẽ có thay đổi về giá bán, về các cam kết hợp đồng, trượt giá tiền VNĐ và USD).

5/ Tổng mức đầu tư của 2 nhà máy điện vào khoảng 2.4 tỷ USD, trên nguyên tắc 30% vốn chủ sở hữu, PVN cần vay 1.68 tỷ USD từ các ngân hàng quốc tế. Như vậy, PVN cần xác định rõ sẽ triển khai theo phương án thu xếp vốn vay ODA, ECA, hay là thương mại và thuyết phục được các ngân hàng quốc tế trong bối cảnh Chính phủ không phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU), nhưng vòng đời các dự án điện (trên 25 năm) lại vượt quá cam kết phát thải khí CO2 bằng 0 vào năm 2050 (theo cam kết COP26).

Phía thượng nguồn (dự án Lô B):

1/ Hiện tại Hợp đồng dầu khí (PSC) đã được gia hạn đến năm 2039 với điều kiện là sau khi có Quyết định đầu tư (FID).

2/ Như chúng ta đã biết, phê duyệt FID dự kiến vào ngày 1/7/2023 đã chậm trễ, vì PVN/Phú Quốc POC chưa thể hoàn tất các đàm phán và ký kết các hợp đồng GSA, GSPA, PPA (ở chế độ tạm tính).

3/ Vòng đời khai thác của Lô B là 23 năm (theo FDP) trong khi vòng đời các nhà máy điện là 25 năm (có 2 nhà máy sẽ đi vào hoạt động sau thời điểm First Gas).

Như vậy, Báo cáo đầu tư có thể cần phải điều chỉnh lại (tăng chi phí) tương ứng nhu cầu điều chỉnh các cam kết hợp đồng GSA (theo hướng xây dựng kho cảng nhập LNG để cấp bù khí cho những năm còn lại của hợp đồng), hoặc nếu có rủi ro về trữ lượng (vì chưa triển khai 3D, tái thẩm lượng khu vực diện tích ngoài hợp đồng sau khi PVN nhận quyền điều hành từ Chevron).

4/ Tổng mức đầu tư Lô B (giai đoạn 1) đến khi đưa được khí vào bờ vào khoảng 2.1 tỷ USD, trên nguyên tắc 30% vốn chủ sở hữu, PVN/PVEP cần vay 1.47 tỷ USD từ các ngân hàng quốc tế.

Như vậy, PVN/PVEP cần hoàn thiện Báo cáo đầu tư để thuyết phục được các ngân hàng quốc tế khi Chính phủ không phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU).

5/ Nếu tiếp nhận 2 nhà máy điện, về cơ bản các điều kiện trong hợp đồng PPA (giá bán khí tiệm cận mức 14 USD/triệu BTU chuyển ngang giá bán điện tiệm cận mức 2,200 ÷ 2.500 đồng/kWh, tuỳ thuộc hiệu suất CCGT) sẽ vẫn không thay đổi, vẫn cao hơn so với giá bán điện bình quân. Trên cơ sở đó, trừ khi Chính phủ cam kết giao EVN tiêu thụ hết sản lượng điện, còn không thì Chuỗi dự án lại rơi vào bế tắc.

Dễ thấy, trừ khi điều chỉnh giảm giá khí và tăng giá bán điện, còn nếu như vẫn bảo lưu như hiện tại và cam kết tiêu thụ hết sản lượng thì EVN sẽ thua lỗ. Ngược lại, dự án Lô B sẽ không có hiệu quả kinh tế.

Việc xác định hiệu quả dự án, vì vậy, phải được phân tích tính toán hiệu quả cho cả Chuỗi dự án, vì nếu tính toán hiệu quả tách riêng từng dự án thì Chuỗi khí, điện Lô B – Ô Môn sẽ đi vào bế tắc và cũng rất khó khăn cho việc quyết định của cấp có thẩm quyền.

Từ những tóm tắt trên đây, chúng ta sẽ thấy Lô B nói riêng và Chuỗi dự án Lô B – Ô Môn nói chung còn rất nhiều phạm vi công việc phải triển khai, cần ít nhất từ 6 tháng đến 1 năm trước khi có Quyết định đầu tư.

Vì sao giá bán khí lại quá cao đến 14 USD/triệu BTU?

Khoảng 8 – 9 năm trước đây, sau khi không đạt được đồng thuận về giá bán khí với phía chủ nhà trong hợp đồng mua bán khí (GSPA), nhà điều hành Chevron (Mỹ) chuyển nhượng lại cổ phần và quyền điều hành cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), chính thức rút khỏi dự án vào tháng 6/2015.

Sau khi tiếp nhận, từ định hướng chỉ đạo của Chính phủ, Nhà điều hành Phú Quốc POC điều chỉnh lại FEED và FDP theo hướng: Ngoài cấp bù khí cho Cụm khí, điện, đạm Cà Mau, thì thay đổi tuyến ống trên bờ (thêm một đoạn tuyến ống ngoài khơi) về trạm tiếp bờ An Minh (Kiên Giang) để cấp khí cho Nhà máy điện Kiên Giang (trước khi về Ô Môn).

Từ phương án thay đổi đường ống, thiết kế tổng thể (FEED) dự án ngoài khơi cũng thay đổi, theo hướng tăng số lượng giàn, giếng, kéo theo chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX) và cước phí vận chuyển khí cũng tăng theo.

Chi phí lịch sử của khâu thượng nguồn (Lô B thông qua Phú Quốc POC, bao gồm cả 200 triệu USD thanh toán chi phí cho Chevron) đến hiện tại là rất cao, ảnh hưởng đến việc thương thảo giá bán điện nếu được cộng vào. (Nếu chi phí lịch sử được gộp vào chi phí đầu tư, thì tổng mức đầu tư của khâu thượng nguồn có thể lên tới 6.7 tỷ USD, trong đó giai đoạn 1 tính đến thời điểm đón dòng khí đầu tiên – First Gas chiếm khoảng 2.1 tỷ USD). Chi phí cho khâu trung nguồn (khoảng 330 km đường ống vận chuyển khí ngoài khơi về đến trạm tiếp bờ An Minh và Mũi Tràm và khoảng 94 km đường ống trên bờ về đến Ô Môn) thông qua Công ty Điều hành Đường ống Tây Nam (SW POC) là khoảng 1.3 tỷ USD.

Phía hạ nguồn, sau khi bỏ phương án nhà máy điện ở Kiên Giang, 3 nhà máy điện ở Ô Môn được thay đổi thiết kế theo hướng tăng công suất để tiếp nhận khí từ Lô B.

Do đó, theo đánh giá của Tạp chí Năng lượng Việt Nam: 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 14 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.

Do đó, các chuyên gia lo ngại nếu không tính lại giá khí, đồng thời ban hành Bảo lãnh Chính phủ để PVN dễ thu xếp vốn vay ngoại tệ (USD) nước ngoàii, cả Chuỗi dự án sẽ tiếp tục chậm tiến độ.

Bình luận của admin về rủi ro pháp lý

Thời gian vừa qua, công động mạng liên tục lan truyền tờ giấy A4 của các đối tác nước ngoài như MOECO, PTTEP than phiền về nguy cơ dự án bị chậm tiến độ. Vào tháng 6/2023, Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính cũng đã cố gắng gỡ rối bằng chỉ đạo giao cho PVN làm chủ đầu tư 2 nhà máy nhiệt điện khí Ô Môn 3 và Ô Môn 4.

Tuy nhiên, admin lo ngại rằng, Thủ Tướng dù chỉ đạo sát đến mấy cũng khó làm thay cho PVN và EVN. Chúng tôi nhận thấy rủi ro pháp lý ở thời điểm nhạy cảm hiện nay và các bên như PVN, EVN và người đứng đầu chính phủ cứ như “đá quả bóng trách nhiệm” cho nhau, không ai dám ký.

Quan điểm của admin là nên chờ cho đến khi có dấu mộc đỏ cấp FID để đánh giá triển vọng ngành dầu khí, tránh đoán già đoán non. Hiện các CTCK bắt đầu tỏ ra lo ngại về khả năng bị trì hoãn FID và dự án bị trễ tiến độ. Ví dụ CTCK KBSV (Hàn Quốc) trong báo cáo tháng 8.2023 đánh giá nguy cơ FID bị trễ tới 2025.

Thậm chí, admin cho rằng, vào tháng 10 năm nay mà không làm kịp FID thì nguy cơ trễ sang 2024 thậm chí 2025 là rất cao. Lưu ý, tháng 7/2024 có khả năng PSC (Hợp Đồng Phân Chia Sản Phẩm) có khả năng hết thời gian và phải trả lại cho nhà nước.