Chính danh pháp nhân thực hiện dự án

Trong tháng 9/2023,ỗikhíđiệnLôlive bóng UBND TP. Cần Thơ đã ra hai quyết định về việc chuyển chủ đầu tưNhà máy Nhiệt điện Ô Môn III và Nhiệt điện Ô Môn IV từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sang Petrovietnam. Các quyết định cũng nhắc tới việc Petrovietnam có trách nhiệm thừa kế và tiếp tục triển khai 2 dự án theo đúng quy định của pháp luật và Quyết định số 183/QĐ-TTg ngày 15/12/2019; đảm bảo tiến độ, năng lực thực hiện, hiệu quả và lợi ích quốc gia theo ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ tại Công văn số 77/TTg-CN ngày 24/6/2023.

Petrovietnam cũng được yêu cầu thực hiện thủ tục điều chỉnh dự án đầu tư theo quy định của Luật Đầu tư và quy định pháp luật có liên quan trong trường hợp phát sinh thủ tục bắt buộc phải thực hiện để điều chỉnh dự án. EVN và Petrovietnam chịu hoàn toàn trách nhiệm đối với việc sử dụng vốn nhà nước tại doanh nghiệptheo quy định của Luật Quản lý, sử dụng vốn nhà nước vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp và các quy định khác có liên quan. UBND TP. Cần Thơ không chịu trách nhiệm liên quan đến việc chuyển giao tài sản ngân sách khi thực hiện chuyển chủ đầu tư.

Theo các chuyên gia quản lý dự án, việc ra quyết định chuyển chủ đầu tư hai dự án nhiệt điện Ô Môn III và Ô Môn IV từ EVN sang Petrovietnam nhằm chính danh pháp nhân thực hiện dự án giai đoạn tới.

Trước đó, vào tháng 5/2023, các bộ, ngành đã nhất trí kiến nghị Thủ tướng Chính phủ cho phép chuyển giao hai dự án này từ EVN sang Petrovietnam. Lý do được nhắc tới là EVN đang gặp khó khăn rất lớn trong việc sử dụng nguồn vốn ODA dành cho Dự án Ô Môn III; khả năng huy động nguồn vốn vay thương mại cho Dự án Ô Môn IV, khiến các dự án này có thể bị chậm so với tiến độ triển khai tổng thể của chuỗi dự án.

Tại thời điểm đó, EVN nhắc tới các vướng mắc về cơ chế huy động điện lên lưới để bảo đảm tiêu thụ hết sản lượng khí cung cấp trong khi giá thành sản xuất điện khí đang cao hơn giá bán điện của EVN cho nền kinh tế.

Trong khi đó, Petrovietnam có điều kiện thuận lợi về huy động nguồn vốn, năng lực thực hiện, cũng như có thể quản lý thống nhất, vận hành đồng bộ hạ tầng dùng chung của chuỗi dự án. Vì vậy, Petrovietnam đã được giao tiếp nhận 2 dự án điện Ô Môn III và Ô Môn IV để tiếp tục triển khai.

Sau lễ bàn giao hồ sơ từ phía EVN sang Petrovietnam vào ngày 30/6/2023, tới tháng 9/2023, Petrovietnam đã chính danh là chủ đầu tư triển khai hai dự án điện này. Như vậy, Petrovietnam hiện tham gia cả 3 khâu thượng nguồn - trung nguồn và hạ nguồn của chuỗi khí điện Lô B thông qua các dự án thành phần gồm khai thác mỏ khí lô B  - vận chuyển khí vào bờ - sản xuất điện.

Bài toán “con gà quả trứng”

Theo các chuyên gia năng lượng, khác với dự án khai thác dầu có thể độc lập tiến hành, các dự án phát triển mỏ khí muốn hiệu quả cần có cả chuỗi dự án kèm theo sau khai thác, gồm đường ống vận chuyển và các hộ tiêu thụ trên bờ.

Tại chuỗi dự án khí điện Lô B, các hộ tiêu thụ chủ yếu hiện mới nhìn thấy là 4 nhà máy điện tại Trung tâm Điện lực Ô Môn. Ngoài Nhà máy điện Ô Môn 1 đã được xây dựng và đang chờ có khí để chạy, 3 nhà máy còn lại đang trên đường hoàn tất các thủ tục để có thể triển khai xây dựng.

Trong đó, Dự án Nhiệt điện Ô Môn II do WTO và Marubeni là nhà đầu tư phát triển, đang trao đổi với Petrovietnam về hợp đồng mua bán khí và chưa chốt được hợp đồng chính thức, dù mong muốn của hai bên là hoàn tất trong năm 2023. Hai dự án Ô Môn III và Ô Môn IV dù đã về tay Petrovietnam, thì mọi chuyện cũng không vì thế mà nhanh hơn, bởi vẫn phải tuân thủ các nguyên tắc đàm phán hợp đồng mua bán và bao tiêu khí với người bán hàng trực tiếp là Tổng công ty Khí Việt Nam (PV Gas), dù Petrovietnam đang là cổ đông lớn, chiếm tới hơn 90% vốn điều lệ tại doanh nghiệp này.

Trong quá khứ, có những dự án BOT điện có sự tham gia của EVN với tư cách là cổ đông góp vốn, nhưng không vì vậy mà các hợp đồng mua bán điện của công ty BOT đàm phán với công ty mua bán điện của EVN triển khai nhanh và thuận lợi hơn các dự án BOT khác, nhất là khi giá điện không hấp dẫn.

Trên thực tế, giá khí mà các nhà máy điện tại Trung tâm Điện lực Ô Môn sẽ mua được tính trên công thức giá khí miệng giếng được Chính phủ phê duyệt cộng thêm trượt giá hàng năm và các chi phí vận chuyển.

Chuyên gia năng lượng Nguyễn Anh Tuấn (A), nguyên Phó viện trưởng Viện Năng lượng Việt Nam (thành viên Hội đồng phản biện Đề án Quy hoạch Điện VIII) cho hay, với giá khí miệng giếng đã được phê duyệt từ hồi năm 2017, cộng thêm trượt giá cho phép, chi phí vận chuyển, ước tính giá khí lô B vào năm 2026 sẽ cỡ 13 USD/triệu BTU. “Mức giá này quá cao, vì được duyệt khi chưa duyệt thiết kế mỏ khí, sẽ dẫn đến tăng chi phí sản xuất điện của các dự án Ô Môn”, ông Tuấn (A) cho biết.

Các tính toán sơ bộ cũng cho hay, giá điện chạy bằng khí lô B có thể ở mức quanh 3.000 đồng/kWh và các nhà máy điện này sẽ tiêu thụ lượng khí hàng năm tương đương với 5.700 giờ vận hành.

Với thực trạng giá bán điện của EVN cho nền kinh tế đang ở mức 1.920,3732 đồng/kWh và lần tăng giá gần nhất là vào tháng 5/2023 - sau 4 năm đứng im với mức tăng 3%, thì việc tính toán mua điện để không tạo ra lỗ ở doanh nghiệp nhà nước là EVN cũng đầy thách thức với không chỉ EVN, mà với cả các cơ quan quản lý EVN nhằm đáp ứng mục tiêu bảo toàn vốn.

Dĩ nhiên, khi các nhà máy điện trên bờ chưa ký được hợp đồng mua bán điện chính thức với EVN, thì việc cam kết bao tiêu khí cũng mang lại những rủi ro lớn cho các nhà đầu tư. Cũng bởi có sự tham gia của các nhà đầu tư nước ngoài trong phát triển mỏ khí lẫn đường ống vận chuyển, nên một mình Petrovietnam cũng không dễ điều phối lợi ích giữa các thành viên.

Đồng thời, do các nhà đầu tư nhà máy điện khác nhau, nên việc đàm phán của EVN phải đảm bảo ít nhất nguyên tắc công bằng và đặc biệt là không tạo ra thua lỗ lớn cho EVN khi mua điện từ nguồn này.

Như vậy, để triển khai được cả chuỗi dự án khí điện lô B, cần phải giải quyết được tổng thể những điểm gút quan trọng về lợi ích kinh tế, bởi nếu không mọi chuyện sẽ chưa thể hanh thông nhanh chóng.

(责任编辑：La liga)