Nhà đầu tư chuỗi dự án khí Lô B - Ô Môn rất mong sớm được giải quyết vướng mắc. Trong ảnh: Nhà máy Nhiệt điện Ô Môn 1.

Thời hạn tháng 6/2023 lại sắp qua

Công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí Mitsui (MOECO) - nhà đầu tư góp vốn trong Dự án khí Lô B và đường ống Lô B - Ô Môn (dự án thượng nguồn và đường ống dẫn khí) vừa có thư gửi tới nhiều cơ quan hữu trách, đề nghị sớm giải quyết một số kiến nghị để chuỗi dự án khí - điện có quy mô lên tới 30 tỷ USD có thể triển khai xây dựng.

Trong thư ngày 22/6, MOECO cho hay, chỉ còn 6 ngày làm việc nữa là tới thời hạn phải trao thầu gói EPCI#1 của Dự án khai thác khí lô B để đạt mục tiêu có dòng khí đầu tiên vào năm 2026. Đây cũng là gói thầu đã đấu thầu lại sau 5 lần gia hạn vì chưa thỏa mãn các điều kiện tiên quyết.

Trước đó, hồi đầu tháng 6/2023, nhà đầu tư cũng bày tỏ với lãnh đạo Chính phủ rằng, để dự án có quyết định đầu tư cuối cùng (FID) và trao gói thầu EPCI#1 trước ngày 30/6/2023, cần phải thỏa mãn 2 điều kiện. Đó là hoàn tất và ký kết các thỏa thuận mua bán khí (GSPA), vận chuyển khí (GTA) trong tháng 6/2023. Đồng thời, Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) của Dự án khí Lô B cần được gia hạn để đảm bảo thời gian khai thác là 23 năm.

Tuy nhiên, tại cuộc làm việc với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), MOECO được thông báo, PVN không thể cam kết tiêu thụ khí cho Dự án Nhà máy điện Ô Môn III và IV theo Hợp đồng Mua bán khí (GSPA) do PVN chưa chính thức được giao làm chủ đầu tư 2 dự án này.

PVN cũng đề nghị dừng đàm phán GSPA, trong khi dự thảo GSPA đã đàm phán nhiều năm qua và gần như hoàn tất, chỉ chờ ký kết. Thay vào đó, PVN đề nghị chủ mỏ (trong đó cổ phần của PVN và Tổng công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí PVEP chiếm 70%) trực tiếp đàm phán hợp đồng với từng nhà máy điện.

Như vậy, theo quy định tại Hợp đồng FEED HOA ký kết giữa PVN và các bên năm 2009, PVN là bên thu gom toàn bộ khối lượng khí của mỏ rồi bán cho các nhà máy điện. Còn nay, PVN đề nghị chủ mỏ trực tiếp bán khí đến từng nhà máy điện, thay vì thông qua một đầu mối là PVN.

Điều này có nghĩa là để dự án có FID, thay vì chỉ cần 1 hợp đồng GSPA, thì sẽ phải cần có tới 4 hợp đồng bán khí (GSA) ký với từng nhà máy điện.

Ngoài ra, PVN cho hay, hiện mới chỉ có Nhà máy Điện Ô Môn I đàm phán GSA với PVN. Hai dự án Nhà máy điện Ô Môn III và IV chưa chính thức chuyển giao cho PVN, cũng như PVN chưa biết liệu các cam kết khối lượng khí trong các hợp đồng GSA có được chuyển ngang sang các hợp đồng mua bán điện (PPA) hay không.

Thực tế này khiến MOECO “bàng hoàng và thất vọng” sau khi đã đầu tư vào Dự án thăm dò khai thác khí Lô B hơn 25 năm qua. Cụ thể, sau khi hoàn thành mọi công việc về phát triển dự án và đã sẵn sàng trao thầu EPCI#1 vào cuối tháng 6/2023 để đạt mục tiêu có dòng khí đầu tiên vào năm 2026, thì lại rơi vào tình trạng “không thể có FID cho dự án, không thể trao thầu EPCI#1 vì Hợp đồng GPSA sẽ không được ký kết vào 30/6/2023”.

“Cam kết tiêu thụ khí là điều kiện bắt buộc trước khi trao thầu hợp đồng xây dựng các công trình khai thác khí ngoài khơi. Tổng sản lượng khí khai thác từ mỏ đã được quy định trong Kế hoạch phát triển mỏ, được Chính phủ phê duyệt năm 2018. Các nhà đầu tư không thể bỏ hàng tỷ USD đầu tư các công trình ngoài khơi mà không có cam kết mua khí”, là quan điểm của MOECO trong thư gửi tới các cơ quan hữu trách.

Chờ những quyết định dứt khoát và nhanh

MOECO đã đề nghị Chính phủ sớm quyết định chính thức về vấn đề chuyển chủ đầu tư Dự án Nhà máy điện Ô Môn III và IV để PVN có cơ sở pháp lý ký kết các hợp đồng thương mại như GSPA và GTA trong tháng 6/2023.

Cùng với đó, đề nghị Chính phủ giao Bộ Công thương chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan tháo gỡ các vướng mắc trong cơ chế huy động điện các nhà máy điện Ô Môn và các vấn đề liên quan để PVN vận hành chuỗi dự án khí - điện Lô B một cách thuận lợi, thông suốt.

Vào đầu tháng 6/2023, PVN cũng cho hay, để đạt được dòng khí đầu tiên của dự án khí Lô B vào cuối năm 2026, thì các dự án trung nguồn và thượng nguồn cần phải có FID vào tháng 6/2023. Tuy nhiên, với hiện trạng công việc hiện nay thì tiến độ này rất thách thức.

PVN cũng đưa ra các điều kiện tiên quyết cần tháo gỡ. Đầu tiên là việc PSC ở khâu thượng nguồn cần được gia hạn trong tháng 6/2023, với thời gian tới năm 2049, để đảm bảo thời gian khai thác là 23 năm kể từ khi có dòng khí đầu tiên vào cuối năm 2026.

PVN và các nhà đầu tư đã hoàn thiện hồ sơ trình Thủ tướng Chính phủ từ năm 2019. Sau khi rà soát lại tình hình thực hiện dự án theo yêu cầu của các cơ quan hữu trách, các nhà đầu tư đã trình lại hồ sơ vào ngày 21/4/2023.

Phía PVN cho hay, nếu không được phê duyệt kịp thời trong tháng 6/2023, thì các bên thượng nguồn không có đủ cơ sở pháp lý để ký các cam kết thương mại liên quan, trao thầu các gói thầu lớn nằm trên đường găng và đạt được FID là đặc biệt quan trọng, nhất là khi các nhà đầu tư nước ngoài rất xem trọng yếu tố pháp lý này.

Ở vấn đề bao tiêu khí, vào năm 2017, Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt giá khí miệng giếng của Lô B. Tuy nhiên, tới cuối năm 2022, PVN và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn không thể thống nhất các điều kiện về cam kết khối lượng mua khí do thiếu cơ chế chuyển ngang giữa GSPA, GSA và PPA.

Tháng 11/2022, Bộ Công thương đã thống nhất cho các nhà máy điện dùng khí Lô B gián tiếp tham gia thị trường điện. Tuy nhiên, EVN cho rằng, để cam kết khối lượng khí tiêu thụ với bên bán khí, còn cần các quy định cụ thể trong lập kế hoạch và vận hành nhà máy điện bằng cách sửa các quy trình, quy định vận hành hệ thống điện và thị trường điện hiện hành nhằm thực hiện được các cam kết tiêu thụ trong hợp đồng mua bán khí và PPA.