Tiến độ phê duyệt FID có thể chậm hơn so với thời hạn 6/2023
SSI Research vừa có báo cáo cập nhật mới nhất về chuỗi dự án Lô B-Ô Môn với nhận định Quyết định đầu tư cuối cùng (FID) cho dự án này sẽ chỉ được phê duyệt trong nửa cuối năm 2023, chậm hơn vài tháng so với thời hạn hiện tại là tháng 6/2023.
Vì Lô B-Ô Môn là đại dự án kết hợp các mỏ khí thượng nguồn, đường ống vận chuyển trung nguồn và các nhà máy điện hạ nguồn, do đó phải có hợp đồng quy định việc mua bán khí (GSPA), thoả thuận vận chuyển khí (GTA), hợp đồng bán khí (GSA) cũng như hợp đồng bán điện cho lưới điện. Để FID được phê duyệt, tất cả các thành phần này cần được các bên liên quan thực hiện đồng thời.
Tuy nhiên, tiến độ thực hiện chuỗi dự án Lô B-Ô Môn đang đối mặt với một số vấn đề như sau:
Thứ nhất, vấn đề về gia hạn Hợp đồng chia sản phẩm (PSC), hiện tại, do tiến độ của dự án chậm vài năm nên PSC đã ký trước đó có khả năng sẽ hết hạn trước vòng đời dự án (23 năm). Do đó việc gia hạn thời hạn hợp đồng đến năm 2049 (23 năm kể từ năm 2026 cho dòng khí đầu tiên) cần được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Đây sẽ là cơ sở pháp lý để các bên tham gia dự án cam kết về việc cung cấp khí cho vòng đời dự án. Điều quan trọng là phải đảm bảo tính khả thi về tài chính cho tất cả các hợp phần của dự án, do đó sẽ phải được thực hiện trước khi có FID.
Thứ hai, vấn đề về đàm phán, ký kết GSPA, GSA và GAT, giá bán khí tại miệng giếng và giá vận chuyển đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và thống nhất giữa các bên, nhưng sản lượng khí và điện mua của Nhà máy điện Ô Môn và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chưa được thống nhất (thông qua GSA với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam - PVN).
Đây là một trong những nhiệm vụ quan trọng hàng đầu cần phải thực hiện trước FID vì việc thống nhất sản lượng và giá bán hàng năm có ý nghĩa quyết định đến tài chính và nguồn vốn của dự án. Để EVN thống nhất được lượng khí và điện mua hàng năm cho đến khi kết thúc dự án, Chính phủ cần phê duyệt cơ chế đặc thù để EVN bán điện cho lưới điện mà không cần quá quan tâm đến lợi nhuận.
Vì giá điện cuối cùng từ các nhà máy điện Lô B-Ô Môn sẽ cao hơn đáng kể so với các nguồn khác và có thể không được sử dụng hết trong khung pháp lý hiện hành. Mới đây, Bộ Công Thương đã cho phép tất cả các nhà máy điện Ô Môn được gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh (CGM) theo Thông tư 45/2018/TT-BTC của Bộ Công Thương.
Thêm vào đó, chủ đầu tư Ô Môn II là Marubeni/WTO đã công bố GSA cho Nhà máy điện Ô Môn II sẽ chỉ được ký kết vào thời điểm họ có thể đảm bảo kế hoạch tài chính cho dự án. Điều này có thể ảnh hưởng đến tiến độ FID, vì GSA với các nhà máy điện là điều rất quan trọng để Lô B đảm bảo nguồn vốn.
Thứ ba, vấn đề đảm bảo nguồn vốn cho Nhà máy điện Ô Môn III và IV, Nhà máy điện Ô Môn III đã được UBND tỉnh Cần Thơ quyết định đầu tư, do EVN làm chủ đầu tư vào cuối năm 2022. Tuy nhiên, EVN gặp khó khăn trong việc sử dụng vốn ODA cho dự án do vướng mắc về mặt kỹ thuật.
Nếu không có nguồn vốn ODA, EVN sẽ phải sử dụng nguồn vốn thương mại với chi phí cao hơn trong khi nguồn tài chính của EVN bị ảnh hưởng lớn do khoản lỗ lớn từ việc bán điện. Do vấn đề về vốn, EVN chưa thể hoàn tất thủ tục đầu tư cho nhà máy Ô Môn III và IV, vốn rất quan trọng để đạt được FID.
Cuối cùng, vấn đề về các gói thầu EPC, các gói thầu này được xây dựng trong năm 2017 và có thể cần điều chỉnh theo lạm phát trước khi mở thầu.
Các diễn biến gần đây cho thấy tất cả các bên đang nỗ lực đẩy nhanh dự án trong bối cảnh căng thẳng nguồn cung điện như hiện nay và mục tiêu giảm phát thải khí carbon theo Quy hoạch Điện VIII.
Trong đó, để đẩy nhanh tiến độ quyết định đầu tư nhà máy điện Ô Môn III và đảm bảo tiến độ FID chung cho toàn dự án, Phó Thủ tướng Chính phủ Trần Hồng Hà gần đây đã tổ chức một cuộc họp và đi đến quyết định phương án chuyển giao dự án Ô Môn III và Ô Môn IV từ EVN về PVN (làm chủ đầu tư).
Với nguồn tài chính mạnh, PVN có thể có vị thế tốt hơn để đảm bảo nguồn vốn cho các nhà máy điện này. Giải pháp này sẽ cần được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Tuy nhiên, PVN cũng có thể cần thêm thời gian để hoàn tất quá trình đầu tư cho những dự án lớn như vậy.
Về việc ký kết GSA, gần đây, Marubeni/WTO và PVN đã ký kết Thỏa thuận khung (HoA) cho hợp đồng GSA, đây là một bước tiến gần hơn đến việc hoàn thiện các điều khoản chính của GSA, bao gồm sản lượng bán hàng năm cho toàn bộ vòng đời dự án và giá bán.
Do đó, SSI Research duy trì giả định cơ sở hiện tại rằng FID cho chuỗi dự án Lô B-Ô Môn sẽ chỉ được phê duyệt vào nửa cuối năm 2023.
Doanh nghiệp dầu khí nào sẽ hưởng lợi chính?
SSI Research nhận định các doanh nghiệp dầu khí được hưởng lợi nhiều nhất từ chuỗi dự án Lô B-Ô Môn gồm: Tổng CTCP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PVS), Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PVD), Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP (GAS) và Công ty CP Bọc ống Dầu khí Việt Nam (PVB). Cụ thể:
Đối với PVS, đây sẽ là công ty đầu tiên có khả năng hưởng lợi khi FID của chuỗi dự án Lô B-Ô Môn được phê duyệt. Trong giai đoạn đầu tư ban đầu (giai đoạn đầu từ năm 2023 đến khi đón Dòng khí đầu tiên, FG), tổng vốn đầu tư cho phần thượng nguồn của Lô B ước tính khoảng 1,5 tỷ USD, bao gồm: 01 Giàn xử lý trung tâm (CPP) và 01 Khu sinh hoạt (LQ) với tổng trị giá 1 tỷ USD; một số giàn thu gom với tổng trị giá 200 triệu USD; hệ thống đường ống nội bộ trị giá 100 triệu USD và các hệ thống khác.
PVS đã nộp hồ sơ thầu cho giai đoạn 1 và đang chờ kết quả đấu thầu, dự kiến sẽ được công bố trong 1-2 tháng tới. Với kinh nghiệm chuyên môn từ các dự án lớn ngoài khơi trước đây như Sư Tử Nâu, Sao Vàng Đại Nguyệt (bao gồm cả CPP, LQ, FSO), PVS được kỳ vọng sẽ giành được một phần công việc.
Về dài hạn, PVS có thể hưởng lợi từ các giai đoạn khác của dự án cho đến khi kết thúc vòng đời dự án (2049), do các giai đoạn này vẫn cần đầu tư vào giàn thu gom khí, giàn đầu giếng, hệ thống đường ống nội bộ và CPP mở rộng, với tổng vốn đầu tư dự kiến là 2,7 tỷ USD bao gồm dự phòng tăng giá 2% mỗi năm.
Về mặt vận hành, chuỗi dự án Lô B-Ô Môn có thể sẽ yêu cầu các dịch vụ O&M thường xuyên cũng như FSO (Kho nổi) cho kho chứa condensate và các dịch vụ tàu chuyên dụng trong suốt vòng đời của các dự án này, do PVS có thể cung cấp. Tính đến thời điểm hiện tại, công ty đã nộp hồ sơ dự thầu cho FSO.
Đối với PVD, trong giai đoạn đầu tiên của dự án Lô B (từ 2023 đến FG), cần khoan 5 giếng thẩm định và gần 80 giếng khai thác với tổng chi phí khoan ước tính (đã tính đến dự phòng tăng giá 2%/năm) giao động từ 350 USD- 400 triệu. Việc khoan có thể bắt đầu từ năm 2025-2026, dự kiến cần hai giàn khoan cho giai đoạn này. Nếu PVD có thể giành được 50% khối lượng công việc, công ty có thể đạt 100 triệu USD doanh thu khoan/liên quan đến khoan mỗi năm trong giai đoạn 2025 và 2026.
Trong các giai đoạn sau, các giếng khai thác bổ sung (tổng cộng 911 giếng) sẽ cần được khoan từ FG cho đến khi kết thúc vòng đời dự án. Đây sẽ là nguồn công việc dài hạn cho PVD tại thị trường trong nước.
Đối với GAS, trong trường hợp Lô B bắt đầu vận hành vào cuối năm 2026 như dự kiến, các mỏ của Lô B dự kiến sẽ cung cấp lượng khí hàng năm là 5 tỷ m3, tương đương 65% sản lượng khí khô tiêu thụ của GAS cho năm 2022. Cùng với Thị Vải và Sơn My, dự án sẽ bổ sung nguồn khí đầu vào cho GAS khi các mỏ hiện tại đang dần cạn kiệt, đặc biệt là các mỏ ở bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn, với tổng trữ lượng dự kiến sẽ giảm từ 4,44 tỷ m3 vào năm 2022 xuống 900 triệu m3 vào năm 2030.
GAS sẽ là cổ đông lớn sở hữu 51% cổ phần trong dự án đường ống vận chuyển có giá trị đầu tư 1,3 tỷ USD với chiều dài 295 km cho phần ngoài khơi và 102 km cho phần trên bờ. Theo thông tin sơ bộ, giá cước vận chuyển của dự án có thể sẽ đạt khoảng 1,90 USD/mmBTU vào năm 2027, với mức dự phòng trượt giá hàng năm là 2% trong những năm tiếp theo. Do đó, dự án đường ống này có thể mang lại tổng doanh thu vận tải hơn 7 tỷ USD trong suốt vòng đời dự án.
Đối với PVB, công ty hiện được kỳ vọng sẽ giành được hợp đồng cung cấp dịch vụ sơn phủ cho dự án Lô B. Đường ống bao gồm 295 km cho phần ngoài khơi và 102 km cho phần trên bờ.
Dựa trên dự án lớn trước đó (đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2), SSI Research ước tính tổng doanh thu sơn phủ đạt khoảng 2.000-2.500 tỷ đồng trong giai đoạn 2023-2025 (với giả định Lô B-Ô Môn sẽ đón dòng khí đầu tiên vào năm 2026). Theo đó, ước tính PVB có thể ghi nhận khoản lợi nhuận ròng hàng năm từ 70-100 tỷ đồng trong giai đoạn 2024 và 2025 từ dự án này.
Chuỗi dự án khí, điện Lô B – Ô Môn bao gồm các dự án phát triển, khai thác và vận chuyển khí từ các mỏ khí thượng nguồn tại Lô B&48/95 và Lô 52/97 đến các nhà máy nhiệt điện khí ở hạ nguồn. Dự án dự kiến sẽ cung cấp tổng cộng 3,95 nghìn tỷ bộ khối, tương đương khoảng 102 tỷ m3, và 12,65 triệu thùng condensate, trong vòng đời 23 năm.
Tổng giá trị đầu tư cho hợp phần thượng nguồn (bao gồm Chi phí đầu tư cơ bản, Chi phí vận hành và Chi phí hủy mỏ) ước tính khoảng 17 tỷ USD.
Sau khi hoàn thành, dòng khí từ các mỏ Lô B sẽ được vận chuyển qua đường ống dẫn khí Lô B – Ô Môn đến các doanh nghiệp tiêu thụ hạ nguồn, trong đó có 4 nhà máy điện Ô Môn tại tỉnh Cần Thơ, với tổng nhu cầu khí cho tổ hợp khoảng 5 tỷ m3/năm, chia cho 4 nhà máy (Ô Môn 1, 2, 3, 4).
