Ngày 24 tháng 7 năm 2026 tại Hà Nội, Petrovietnam cùng BIDV và VietinBank ký hợp đồng tín dụng trị giá 7.300 tỷ đồng để tài trợ Dự án Nhà máy Nhiệt điện Ô Môn IV. Đây không chỉ là một giao dịch vay vốn quy mô lớn mà còn là bước hoàn thiện quan trọng trong cấu trúc tài chính của chuỗi khí điện Lô B Ô Môn, dự án năng lượng tích hợp có tổng mức đầu tư khoảng 12 tỷ USD.
Ô Môn IV được xây dựng tại Trung tâm Điện lực Ô Môn, thành phố Cần Thơ, có công suất thiết kế 1.155 MW và tổng mức đầu tư gần 30.000 tỷ đồng. Nhà máy giữ vai trò đầu ra tiêu thụ khí cho các mỏ ngoài khơi Lô B, qua đó tác động trực tiếp đến dòng tiền, khả năng hoàn vốn và tiến độ đầu tư của cả khâu khai thác khí, đường ống vận chuyển lẫn hệ thống điện hạ nguồn.
Chỉ tiêu trọng yếu Thông tin
Khoản tín dụng nội tệ 7.300 tỷ đồng
Đơn vị tài trợ BIDV và VietinBank
Chủ đầu tư Petrovietnam
Công suất nhà máy 1.155 MW
Tổng mức đầu tư Gần 30.000 tỷ đồng
Quy mô toàn chuỗi Lô B Ô Môn Khoảng 12 tỷ USD
Mục tiêu vận hành thương mại Tháng 12 năm 2028
Khoản vốn 7.300 tỷ đồng có ý nghĩa đặc biệt vì giải quyết phần nhu cầu vay bằng VND cho hoạt động xây dựng, lắp đặt và triển khai nhà máy. Việc sử dụng vốn nội tệ giúp Petrovietnam hạn chế rủi ro tỷ giá trong bối cảnh doanh thu bán điện chủ yếu được ghi nhận bằng VND. Đây là lợi thế đáng kể so với mô hình vay ngoại tệ nhưng thu tiền nội tệ, vốn có thể khiến chi phí tài chính tăng mạnh khi tỷ giá biến động.
Tín dụng Ô Môn IV vì vậy không đơn thuần bổ sung tiền cho một công trình điện khí. Khoản vay tạo ra cơ chế phòng vệ tự nhiên giữa đồng tiền vay, dòng tiền doanh thu và nghĩa vụ trả nợ. Trong một dự án có vòng đời hàng chục năm, việc giảm chênh lệch tiền tệ có thể quyết định trực tiếp đến khả năng duy trì hệ số trả nợ, tỷ suất lợi nhuận và mức độ ổn định của giá thành điện.
Sự tham gia của BIDV và VietinBank cũng phản ánh vai trò ngày càng lớn của hệ thống ngân hàng trong nước đối với các dự án hạ tầng năng lượng chiến lược. Khi nhiều tổ chức tín dụng quốc tế siết điều kiện tài trợ đối với dự án sử dụng nhiên liệu hóa thạch, nguồn vốn nội địa trở thành trụ cột giúp Việt Nam duy trì tiến độ các dự án điện khí chuyển tiếp mà không phụ thuộc hoàn toàn vào bảo lãnh Chính phủ hoặc vốn vay nước ngoài.
Trước khoản tín dụng dành cho Ô Môn IV, Vietcombank đã ký hợp đồng cấp tín dụng hơn 1 tỷ USD cho các dự án thượng nguồn và trung nguồn thuộc chuỗi Lô B Ô Môn. Cấu trúc này tạo ra sự phân công tương đối rõ ràng trong toàn chuỗi. Vốn ngoại tệ được sử dụng cho thiết bị, vật tư và dịch vụ ngoài khơi có yếu tố nhập khẩu, trong khi vốn VND phục vụ phần lớn hoạt động xây dựng hạ nguồn trong nước.
Phân đoạn đầu tư Nguồn vốn nổi bật Mục đích chính
Thượng nguồn Hơn 1 tỷ USD từ Vietcombank Phát triển mỏ khí Lô B
Trung nguồn Nguồn ngoại tệ và vốn chủ sở hữu Xây dựng đường ống dẫn khí
Hạ nguồn Ô Môn IV 7.300 tỷ đồng từ BIDV và VietinBank Thi công và xây lắp nhà máy điện
Hạ tầng truyền tải Vốn đầu tư của EVNNPT Giải tỏa công suất lên lưới quốc gia
Mô hình phối hợp này giúp phân tán rủi ro tín dụng, tối ưu chi phí vốn và sử dụng đúng loại tiền tệ cho từng nhóm chi phí. Đây là một trong những yếu tố quan trọng giúp Petrovietnam tiến gần hơn đến khả năng kiểm soát toàn bộ chuỗi giá trị khí điện thay vì triển khai từng dự án riêng lẻ, thiếu liên kết về tài chính và tiến độ.
Bước ngoặt lớn nhất của Lô B Ô Môn xuất hiện khi Chính phủ quyết định chuyển chủ đầu tư Ô Môn III và Ô Môn IV từ EVN sang Petrovietnam. Trước đó, chuỗi dự án đã bị kéo dài gần hai thập kỷ bởi các vướng mắc về giá khí, giá điện, bảo lãnh Chính phủ, cơ chế vay vốn và trách nhiệm giữa bên khai thác khí với bên mua khí.
Khi EVN giữ vai trò chủ đầu tư các nhà máy điện còn Petrovietnam phụ trách khai thác và vận chuyển khí, rủi ro thương mại bị chia cắt giữa nhiều bên. Điều khoản mua hoặc trả tiền khiến bên mua khí có thể phải thanh toán ngay cả khi nhà máy điện chưa sẵn sàng tiếp nhận đủ sản lượng. Ngược lại, các nhà đầu tư thượng nguồn không thể ra quyết định đầu tư cuối cùng nếu chưa có cam kết chắc chắn về thị trường tiêu thụ.
Việc chuyển Ô Môn III và Ô Môn IV sang Petrovietnam đã thay đổi cấu trúc này. Petrovietnam hiện diện từ khâu khai thác, vận chuyển đến tiêu thụ khí, nhờ đó phần lớn xung đột giữa bên bán và bên mua được nội bộ hóa trong cùng hệ sinh thái. Giá khí, sản lượng giao nhận, tiến độ nhà máy điện và nghĩa vụ thanh toán có thể được điều phối thống nhất hơn thay vì tiếp tục đàm phán kéo dài giữa các tập đoàn.
Đây là lý do khoản vay 7.300 tỷ đồng mang giá trị lớn hơn con số tín dụng được công bố. Nó cho thấy quá trình chuyển giao chủ đầu tư đã bắt đầu tạo ra kết quả tài chính thực tế. Một dự án từng khó huy động vốn thương mại khi không có bảo lãnh Chính phủ nay đã hình thành được cấu trúc tín dụng trong nước với sự tham gia của hai ngân hàng lớn.
Ô Môn IV sử dụng công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp, trong đó khí tự nhiên được đốt để vận hành tua bin khí, còn nhiệt từ dòng khí thải tiếp tục được thu hồi để tạo hơi nước chạy tua bin hơi. Cấu hình này giúp khai thác năng lượng nhiên liệu hiệu quả hơn so với chu trình đơn, đồng thời giảm lượng phát thải trên mỗi đơn vị điện năng.
Nhà máy dự kiến sử dụng hai tua bin khí M701JAC của Mitsubishi Power. Đây là dòng thiết bị được thiết kế cho nhiệt độ đầu vào cao, khả năng vận hành linh hoạt và hiệu suất chu trình hỗn hợp lớn. Khả năng tăng giảm công suất nhanh đặc biệt quan trọng khi hệ thống điện Việt Nam có tỷ trọng điện gió và điện mặt trời ngày càng cao.
Khi bức xạ mặt trời suy giảm hoặc tốc độ gió thay đổi, hệ thống điện cần nguồn phát có thể điều chỉnh nhanh để giữ cân bằng cung cầu. Điện khí chu trình hỗn hợp như Ô Môn IV có thể đảm nhận vai trò bổ sung công suất và hỗ trợ ổn định tần số tốt hơn so với nhiều nhà máy nhiệt điện truyền thống có tốc độ thay đổi tải chậm.
Hạng mục Thông số chính
Công nghệ Tua bin khí chu trình hỗn hợp
Thiết bị tua bin khí Mitsubishi M701JAC
Công suất 1.155 MW
Tổng mức đầu tư Gần 30.000 tỷ đồng
Giá trị hợp đồng EPC Khoảng 560,19 triệu USD và 7.660,8 tỷ đồng
Tổng thầu EPC Doosan Enerbility và PECC2
Tư vấn quản lý dự án Fichtner, EVNPECC4 và IBST
Thời gian thực hiện EPC 67 tháng, gồm 24 tháng bảo hành
Mục tiêu hoàn thành Tháng 12 năm 2028
Gói thầu EPC của Ô Môn IV có giá dự toán hơn 17.820 tỷ đồng và thu hút ba liên danh quốc tế cạnh tranh. Liên danh Doosan Enerbility và PECC2 được lựa chọn với giá hợp đồng khoảng 560,19 triệu USD cùng 7.660,8 tỷ đồng. Việc một doanh nghiệp tư vấn và xây dựng điện trong nước tham gia trực tiếp liên danh tổng thầu giúp nâng tỷ lệ nội địa hóa, tăng khả năng xử lý thủ tục kỹ thuật và giảm rủi ro giao diện giữa thiết kế quốc tế với điều kiện thi công tại Việt Nam.
Ô Môn IV đã khởi công ngày 19 tháng 8 năm 2025 và đặt mục tiêu vận hành thương mại vào tháng 12 năm 2028. Tuy nhiên, tiến độ nhà máy chỉ là một phần của bài toán. Thành công của dự án phụ thuộc vào khả năng đồng bộ với thời điểm có dòng khí đầu tiên, tiến độ tuyến ống, khả năng hoàn thành các nhà máy điện còn lại và năng lực giải tỏa công suất của lưới 500 kV.
Chuỗi Lô B Ô Môn được thiết kế để cung cấp khoảng 5,06 tỷ m³ khí mỗi năm cho cụm nhà máy điện tại Cần Thơ. Nếu khí về trước nhưng nhà máy điện chưa sẵn sàng, Petrovietnam có thể đối mặt với nghĩa vụ tài chính lớn từ các cam kết nhận khí. Nếu nhà máy điện hoàn thành trước nhưng nguồn khí hoặc đường ống chậm tiến độ, tài sản hàng chục nghìn tỷ đồng có thể phải vận hành dưới công suất hoặc sử dụng nhiên liệu thay thế với chi phí cao.
Trung tâm Điện lực Ô Môn được quy hoạch với tổng công suất khoảng 3.810 MW. Ô Môn I đã vận hành và đang được chuyển đổi từ dầu sang khí tự nhiên. Ô Môn III tiếp tục xử lý thủ tục vốn và đầu tư. Ô Môn IV đang có tiến độ tài chính rõ ràng hơn nhờ hoàn thành lựa chọn tổng thầu, khởi công và thu xếp khoản vay nội tệ.
Sự chênh lệch tiến độ giữa các nhà máy đặt ra yêu cầu điều phối đặc biệt chặt chẽ. Ô Môn IV có thể trở thành nhà máy tiêu thụ khí chủ lực trong giai đoạn đầu, nhưng một mình dự án khó hấp thụ toàn bộ sản lượng thiết kế của Lô B. Ô Môn I, Ô Môn II và Ô Môn III vẫn phải tiến triển đồng bộ để tối ưu hiệu suất khai thác mỏ và hạn chế tình trạng giảm sản lượng ngoài khơi.
Ở khâu thượng nguồn, dự án Lô B bao gồm các mỏ thuộc Lô B và 48 phần 95 cùng Lô 52 phần 97 tại bể Malay Thổ Chu, cách bờ biển Cà Mau khoảng 300 km. Petrovietnam tiếp nhận quyền lợi từ Chevron năm 2015, sau đó phối hợp với PVEP, MOECO và PTTEP triển khai các hạng mục phát triển mỏ.
Các thỏa thuận thương mại về mua bán khí, vận chuyển khí và mua bán điện đã tạo nền tảng pháp lý để toàn chuỗi bước vào giai đoạn đầu tư thực chất. Doanh thu dự kiến trong vòng đời chuỗi dự án được ước tính khoảng 47 tỷ USD, cùng khả năng đóng góp khoảng 18 tỷ USD cho ngân sách nhà nước. Những con số này cho thấy Lô B Ô Môn không chỉ là dự án bảo đảm nhiên liệu mà còn là nguồn thu dài hạn đối với nền kinh tế.
Khâu trung nguồn gồm hệ thống đường ống dài khoảng 431 km, trong đó có 329 km ngoài khơi và 102 km trên bờ. Tổng mức đầu tư tuyến ống khoảng 1,277 tỷ USD. Dự án phải vượt qua các yêu cầu phức tạp về khảo sát địa chất biển, chống ăn mòn, an toàn áp suất, giải phóng mặt bằng và kết nối với hệ thống phân phối khí trên bờ.
Đến giữa năm 2026, công tác giải phóng mặt bằng tuyến ống bờ đã đạt hơn 99 phần trăm. Các hoạt động bọc ống, kéo ống, đẩy ống xuống hào và thi công tuyến biển đang được triển khai đồng thời. Tiến độ này là yếu tố quyết định đối với khả năng đưa khí từ ngoài khơi về Trung tâm Điện lực Ô Môn đúng thời điểm.
Mắt xích Quy mô Rủi ro trọng yếu
Khai thác khí Khoảng 5,06 tỷ m³ mỗi năm Chậm giàn, giếng khoan và hệ thống thu gom
Đường ống Khoảng 431 km Chậm tuyến biển, tuyến bờ và giải phóng mặt bằng
Ô Môn IV 1.155 MW Chậm EPC, thiết bị và nghiệm thu
Các nhà máy còn lại Khoảng 2.655 MW Chậm vốn, pháp lý và chuyển đổi nhiên liệu
Lưới truyền tải Hệ thống 500 kV liên vùng Nghẽn giải tỏa công suất
Một rủi ro khác nằm ở lưới truyền tải. Tổng công suất gần 3.810 MW tại Ô Môn sẽ tạo áp lực rất lớn lên hệ thống điện Tây Nam Bộ nếu các tuyến 500 kV không hoàn thành đồng bộ. Đường dây Ô Môn Thốt Nốt, Thốt Nốt Đức Hòa và tuyến LNG Bạc Liêu Thốt Nốt giữ vai trò đưa điện từ Đồng bằng sông Cửu Long đến các trung tâm phụ tải lớn tại miền Nam.
Tuyến Ô Môn Thốt Nốt dài khoảng 35,2 km là cửa ngõ trực tiếp giải tỏa công suất từ trung tâm điện lực. Tuyến Thốt Nốt Đức Hòa dài khoảng 125 km có tổng mức đầu tư khoảng 6.800 tỷ đồng, đóng vai trò truyền tải điện về khu vực Đông Nam Bộ. Tuyến LNG Bạc Liêu Thốt Nốt dài khoảng 135,6 km với tổng vốn hơn 8.200 tỷ đồng sẽ góp phần tạo mạch vòng và nâng khả năng dự phòng của hệ thống.
Nếu các tuyến truyền tải chậm hơn tiến độ phát điện, Ô Môn IV có thể phải giảm công suất dù nhà máy và nguồn khí đã sẵn sàng. Khi đó, doanh thu bán điện giảm nhưng chi phí khấu hao, lãi vay và nghĩa vụ nhận khí vẫn phát sinh. Đây là rủi ro tài chính có thể làm suy yếu hiệu quả của toàn chuỗi ngay cả khi từng dự án thành phần đã hoàn thành về mặt kỹ thuật.
Khoản tín dụng 7.300 tỷ đồng vì vậy mới chỉ tháo gỡ nút thắt vốn của Ô Môn IV, chưa thể xóa bỏ toàn bộ rủi ro của chuỗi Lô B Ô Môn. Thách thức lớn nhất trong giai đoạn tiếp theo là quản trị tiến độ tích hợp giữa mỏ khí, đường ống, nhà máy điện và lưới truyền tải. Chỉ một mắt xích chậm vài quý cũng có thể làm phát sinh chi phí hàng nghìn tỷ đồng trên toàn hệ thống.
Về an ninh năng lượng, Lô B Ô Môn có lợi thế đáng kể so với các dự án điện sử dụng LNG nhập khẩu. Nguồn khí trong nước giúp Việt Nam giảm mức độ phụ thuộc vào thị trường LNG giao ngay, cước vận chuyển quốc tế và các biến động địa chính trị trên tuyến hàng hải. Giá khí được xây dựng theo hợp đồng dài hạn cũng tạo khả năng dự báo tốt hơn cho chi phí phát điện.
Tuy nhiên, khí nội địa không đồng nghĩa với giá điện thấp tuyệt đối. Chi phí khai thác ngoài khơi ở vùng nước xa bờ, đầu tư giàn, khoan giếng và xây dựng đường ống dài vẫn rất lớn. Hiệu quả kinh tế cuối cùng phụ thuộc vào sản lượng khai thác thực tế, hệ số khả dụng của nhà máy, giá khí đầu vào, cơ chế chuyển chi phí nhiên liệu vào giá điện và mức huy động của hệ thống điện quốc gia.
Ở góc độ chuyển dịch năng lượng, Ô Môn IV được xem là nguồn điện chuyển tiếp thay thế một phần công suất nhiệt điện than. Điện khí phát thải ít carbon dioxide hơn than trên mỗi đơn vị điện năng và có khả năng điều chỉnh công suất linh hoạt hơn. Nhà máy có thể hỗ trợ hệ thống hấp thụ thêm điện gió và điện mặt trời mà không làm suy giảm độ ổn định vận hành.
Dù vậy, điện khí vẫn là nguồn năng lượng hóa thạch và không thể được xem là giải pháp phát thải bằng không. Giá trị chiến lược của Ô Môn IV nằm ở vai trò cầu nối, giúp Việt Nam bảo đảm nguồn điện ổn định trong thời gian phát triển lưới điện thông minh, hệ thống lưu trữ, điện gió ngoài khơi và các nguồn năng lượng sạch có khả năng vận hành liên tục.
Đối với Đồng bằng sông Cửu Long, chuỗi dự án tạo thêm động lực cho công nghiệp chế biến nông sản, thủy sản, logistics, hạ tầng đô thị và các khu công nghiệp mới. Nguồn điện ổn định giúp địa phương giảm nguy cơ thiếu điện trong giai đoạn nhu cầu tăng nhanh, đồng thời tạo việc làm cho lực lượng kỹ sư, công nhân kỹ thuật và doanh nghiệp cung ứng trong nước.
Sự tham gia của PECC2, PTSC, PV GAS, Lilama, các doanh nghiệp bọc ống, xây lắp và tư vấn điện cho thấy tác động lan tỏa của dự án không chỉ nằm ở sản lượng điện. Chuỗi Lô B Ô Môn còn tạo cơ hội nâng năng lực thiết kế, chế tạo, quản lý dự án và vận hành công trình năng lượng quy mô lớn cho doanh nghiệp Việt Nam.
Khoản tín dụng 7.300 tỷ đồng đánh dấu bước chuyển của Ô Môn IV từ một dự án phụ thuộc vào tháo gỡ cơ chế sang một công trình đã có tổng thầu, nguồn vốn và mục tiêu tiến độ tương đối rõ ràng. Đây cũng là minh chứng cho hiệu quả bước đầu của quyết định chuyển chủ đầu tư từ EVN sang Petrovietnam, qua đó hợp nhất trách nhiệm khai thác khí, vận chuyển khí và tiêu thụ khí trong một cấu trúc quản trị thống nhất hơn.
Tuy nhiên, thành công cuối cùng không được quyết định tại lễ ký hợp đồng tín dụng. Nó sẽ được xác định bởi khả năng đưa khí từ ngoài khơi vào bờ đúng kế hoạch, hoàn thành đường ống an toàn, đưa Ô Môn IV vận hành vào cuối năm 2028, đồng bộ các nhà máy điện còn lại và hoàn thiện lưới truyền tải 500 kV.
Nếu toàn bộ chuỗi đạt tiến độ, Ô Môn IV sẽ trở thành mỏ neo tài chính và vận hành cho dự án năng lượng lớn nhất lịch sử ngành dầu khí Việt Nam. Nếu tiến độ tiếp tục lệch pha, khoản vay 7.300 tỷ đồng có thể chỉ giải quyết được một phần bài toán trong khi chi phí chậm trễ tiếp tục dịch chuyển sang các mắt xích khác.
Tín dụng đã được mở, công trường đã khởi động và cấu trúc quản trị đã thay đổi. Giai đoạn quyết định từ nay đến năm 2028 sẽ trả lời liệu Lô B Ô Môn có trở thành biểu tượng của năng lực tự chủ năng lượng Việt Nam hay tiếp tục là bài kiểm tra đắt giá về khả năng điều phối những siêu dự án liên ngành.
