Trung tâm Điện lực Ô Môn. Ảnh: Lương Minh

Khó khăn đã đượcgỡ bước đầu

Tại Văn bản số 7127/BCT-ĐTĐL ngày 10/11/2022, Bộ Công thương đã thống nhất với kiến nghị của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (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.

Việc này nhằm không ảnh hưởng đến khả năng tiêu thụ hết lượng khí bao tiêu năm với các nhà máy điện Ô Môn I, III và IV của EVN đầu tư khi gián tiếp tham gia thị trường điện.

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, tương ứng với khoảng 5.700 giờ vận hành trong tổng số 8.760 giờ trong 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.

Dù đây là nỗ lực đàm phán trong 3 năm qua của EVN để phía thượng nguồn chấp nhận triển khai Dự án, nhưng 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 - cao hơn so với nhiều nhà máy điện khác, nên sẽ 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.

Như vậy, với việc gián tiếp tham gia thị trường điện, 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, nên làm giảm nguy cơ thiệt hại về nguồn khí được khai thác.

Bộ Công thương, trong báo cáo gửi Văn phòng Chính phủ cũng cho biết, vướng mắc của chuỗi dự án khí - điện lô B đã được giải quyết. Trách nhiệm thúc đẩy tiến độ triển khai chuỗi dự án thuộc chủ đầu tư các dự án thượng nguồn, trung nguồn và hạ nguồn. Ở đây được hiểu là Petrovietnam, EVN và một số nhà đầu tư trong và nước ngoài khác trong các dự án khai thác mỏ, làm đường ống và nhà máy điện Ô Môn II.

Doanh nghiệp vẫn phải chờ bộ, ngành

Đánh giá cao quyết định cho các nhà máy điện của EVN gián tiếp tham gia thị trường, nhưng các chuyên gia cũng cho rằng, từ nay đến khi các dự án khâu thượng nguồn và hạ nguồn có quyết định đầu tư sẽ còn cần nhiều phê duyệt về mặt kỹ thuật liên quan đến các bộ chức năng.

Đơn cử tại khâu thượng nguồn, Petrovietnam được Bộ yêu cầu cùng các đối tác MOECO, PTTEP và Tổng công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí (PVEP) có quyết định đầu tư cuối cùng chậm nhất trong tháng 6/2023 và thời điểm phát triển mỏ khí Lô B có dòng khí đầu tiên chậm nhất vào quý IV/2026.

Từ nay đến khi các Dự án khâu thượng nguồn và hạ nguồn có quyết định đầu tư còn cần rất nhiều phê duyệt về mặt kỹ thuật liên quan đến các bộ chức năng.

Ngoài việc phê duyệt và phát hành một loạt các hồ sơ mời thầu liên quan, Petrovietnam còn phải hoàn tất đàm phán và ký kết các thoả thuận về mua bán khí, điện chậm nhất trong quý I/2023. Đồng thời, khẩn trương hoàn thiện hồ sơ báo cáo Bộ Kế hoạch và Đầu tư thực hiện điều chỉnh Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư Dự án đường ống dẫn khí lô B - Ô Môn, đảm bảo đồng bộ với các dự án thượng nguồn.

Dự án khai thác khí Lô B- Ô Môn có tổng mức đầu tư giai đoạn I khoảng 2,1 tỷ USD, Petrovietnam và PVEP chiếm khoảng 70% cổ phần trong dự án này, tức là phải lo thu xếp khoảng 1,47 tỷ USD.

Nếu tính tỷ lệ vốn vay là 70%, thì phần vốn vay của Petrovietnam và PVEP cần sẽ vào khoảng 1,1 tỷ USD cùng hơn 300 triệu USD vốn tự có.

Năm 2022 là năm thắng lợi với Petrovietnam khi đạt doanh thu và lợi nhuận kỷ lục từ trước tới nay. Tuy nhiên, khoản lợi nhuận này sẽ phải nộp hết vào ngân sách nhà nước và sẽ được các cơ quan chức năng xem xét phần đóng góp của Petrovietnam trong quá trình thực hiện dự án, chứ không phải tự doanh nghiệp có thể chủ động được.

Ngoài ra, để vay được nước ngoài, các báo cáo đầu tư và hợp đồng mua bán khí cần sớm được phát hành tới các bên cho vay.

Ở Dự án đường ống dẫn khí ngoài khơi và trên bờ từ Lô B về Ô Môn cùng trung tâm phân phối khí có quy mô đầu tư 1,3 tỷ USD, phía Việt Nam có Tổng công ty Khí (PV GAS) tham gia cùng các đối tác nước ngoài. Với tình hình tài chính tốt trong nhiều năm qua của PV GAS, việc thu xếp vốn vay được đánh giá là thuận lợi.

Ở khâu hạ nguồn là các nhà máy điện, hiện có 3 trong số 4 nhà máy tại Trung tâm Điện lực Ô Môn sẽ do EVN là chủ đầu tư. Trong số này, Nhà máy Ô Môn I đã có và còn 2 nhà máy đang trong tiến trình đầu tư.

Kèm theo đó là Nhà máy Ô Môn II do Liên danh Vietracimex và Marubeni thực hiện. Nguồn tin của Báo Đầu tư cũng cho hay, hiện chủ đầu tư dự án Ô Môn II vẫn chưa có tiếp xúc nào với Công ty Mua bán điện để thương thảo các vấn đề liên quan tới hợp đồng mua bán điện (PPA).

Hiện tại, giá bán lẻ điện bình quân được Nhà nước quy định chỉ là 1.864,44 đồng/kWh, việc điều chỉnh để có thể theo giá thị trường tuy là hướng đi đúng, nhưng cần nhiều thời gian và quyết tâm xây dựng các cơ chế liên quan.

Trong khi đó, giá khí từ Lô B về đến cổng các nhà máy Nhiệt điện khí Ô Môn được cho biết có thể tiệm cận tới hơn 14 USD/triệu BTU vào cuối năm 2026 - thời điểm dự kiến có dòng khí đầu tiên. Mức giá này khiến giá điện bình quân của Nhà máy Ô Môn III và Ô Môn IV sẽ ở mức 3.000 đồng/kWh.

Mức giá này được cho là cao hơn so với các nhà máy điện khác và có thể gây khó khăn trong quá trình huy động phát điện, dù không phải tham gia thị trường điện cạnh tranh.

Bởi vậy, việc phê duyệt báo cáo khả thi của Dự án Ô Môn III từ phía Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp làm cơ sở để triển khai các các vấn đề tiếp theo đòi hỏi những nỗ lực cả của cơ quan quản lý, chứ không chỉ của EVN.