Luật Dầu khí (sửa đổi) và vấn đề phát triển mỏ mới, mỏ tận thu của Việt Nam

Nhận định tình hình, đề xuất giải pháp phát triển dự án mỏ dầu khí Lạc Đà Vàng Mỏ Lạc Đà Vàng nằm ở Lô dầu khí 05/1-05 ở Bể Cửu Long, cách bờ khoảng 120 km. Đây là mỏ dầu, có khí đồng hành. Sau một thời gian dài (từ quý 2/2020 đến nay), do các đối tác trong liên doanh chưa thống nhất phương án phát triển mỏ, Chính phủ đã vào cuộc. Sau chuyến thăm Hoa Kỳ của Thủ tướng Phạm Minh Chính và đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) do ông Lê Mạnh Hùng - Tổng giám đốc làm trưởng đoàn, hy vọng dự án sẽ có giải pháp. Dưới đây là cập nhật tình hình và đề xuất giải pháp của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về dự án này.

Theo đánh giá chung, Luật Dầu khí (sửa đổi) có nhiều nội dung mang tính đột phá, quy định chi tiết, rõ ràng hơn trách nhiệm giữa quản lý nhà nước, quản lý doanh nghiệp, vai trò của Chính phủ, các bộ, ngành và vai trò của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Đặc biệt, quy định rõ hơn về vai trò quản lý nhà nước và nhà đầu tư (nhà thầu) của PVN, qua đó, nâng cấp vai trò chủ động của PVN đối với các hoạt động phê duyệt, thẩm định đầu tư, bao gồm các phê duyệt về mặt kỹ thuật và thương mại như: Chương trình thăm dò, chương trình khoan, kế hoạch phát triển mỏ (ODP/FDP), khái toán kinh tế, báo cáo đầu tư.

Những thay đổi cơ bản của Luật Dầu khí (sửa đổi):

Thứ nhất: Điều tra cơ bản về dầu khí. Đây là nội dung mới được bổ sung so với Luật Dầu khí (hiện hành) làm cơ sở thực hiện việc đánh giá tổng quan tiềm năng dầu khí làm căn cứ khoa học cho việc định hướng hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí, được xây dựng trên cơ sở tham khảo Luật Khoáng sản và pháp luật có liên quan.

Cụ thể, nguyên tắc thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí phù hợp với quy hoạch được phê duyệt nhằm khuyến khích tổ chức, cá nhân trong nước và nước ngoài tham gia hợp tác với PVN để thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí.

Từ Luật sửa đổi, Chính phủ sẽ quy định chi tiết về hồ sơ, trình tự, thủ tục thẩm định, phê duyệt, quản lý thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí; quản lý và sử dụng các mẫu vật, số liệu, thông tin thu được trong quá trình điều tra cơ bản về dầu khí do Chính phủ quy định.

Thứ hai: Về Hợp đồng dầu khí. Các các điều khoản liên quan đến hợp đồng dầu khí đã được sửa đổi, bổ sung một số nội dung (có tham khảo quy định của một số nước trong khu vực như Indonesia, Malaysia...) bảo đảm linh hoạt, hấp dẫn hơn, nhằm tạo điều kiện thuận lợi hơn cho các nhà thầu, nhà đầu tư tham gia, đồng thời giải quyết một số tồn tại, bất cập phát sinh trong thực tiễn hoạt động dầu khí.

Cụ thể, thời gian hợp đồng dầu khí được kéo dài thêm 5 năm so với quy định hiện hành và thống nhất thời hạn hợp đồng đối với việc khai dầu và khai thác khí. Theo đó, thời hạn của hợp đồng dầu khí là 30 năm (đối với lô, mỏ, dự án dầu khí thông thường) và 35 năm (đối với các lô, mỏ, dự án ưu đãi đầu tư và đặc biệt ưu đãi đầu tư dầu khí).

Trong đó, thời hạn của giai đoạn tìm kiếm, thăm dò dầu khí 5 năm (đối với lô, mỏ, dự án dầu khí thông thường) và 10 năm (đối với các lô, mỏ, dự án ưu đãi đầu tư và đặc biệt ưu đãi đầu tư dầu khí); thời hạn hợp đồng dầu khí có thể được gia hạn thêm, nhưng không quá 5 năm; thời hạn của giai đoạn tìm kiếm, thăm dò dầu khí có thể được gia hạn thêm, nhưng không quá 5 năm (Điều 31).

Trên cơ sở Luật Dầu khí (sửa đổi), mẫu hợp đồng dầu khí mới (phân chia sản phẩm PSC) sẽ quy định rõ chính sách ưu đãi áp dụng đối với các lô, mỏ dầu khí ngoài khơi.

Theo đó, hợp đồng dầu khí đối với lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư được áp dụng mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp là 32%, thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô là 10% và mức thu hồi chi phí tối đa 70% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm.

Hợp đồng dầu khí đối với lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư đặc biệt được áp dụng mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp là 25%, thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô là 5% và mức thu hồi chi phí tối đa 80% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm.

Cần biết, phạm vi điều chỉnh của Luật Dầu khí chỉ giới hạn các hoạt động dầu khí khâu thượng nguồn nhằm gắn kết chặt chẽ với các lĩnh vực quốc phòng, an ninh, đối ngoại, chủ quyền biển đảo quốc gia, còn các hoạt động dầu khí trung nguồn và hạ nguồn thực hiện theo quy định tại các luật khác có liên quan.

Do đó, Luật Dầu khí (sửa đổi) cũng đã đồng bộ hóa với các luật khác gồm: Luật Đầu tư, Luật Xây dựng, Luật Bảo vệ môi trường, Luật Đất đai để dễ áp dụng đối với các dự án trọng điểm theo tính chất chuỗi từ thượng, trung và hạ nguồn (bao gồm phát triển khai thác, vận chuyển, hệ thống lưu trữ, xử lý dầu khí, các trung tâm phân phối, nhà máy nhiệt điện khí).

Về mặt quản lý nhà nước và doanh nghiệp, Luật sửa đổi đã phân định rất rõ thẩm quyền (trước đây gần như các phê duyệt đều dồn lên Thủ tướng Chính phủ, mà Thủ tướng cần có ý kiến của các bộ, ngành liên quan trước khi quyết định), nhưng nếu quan điểm của các bộ, ngành chưa đạt được đồng thuận để đi đến thống nhất sẽ mất rất nhiều thời gian.

Lần sửa đổi này, Luật đã phân định rất rõ thẩm quyền, Thủ tướng Chính phủ quyết định những vấn đề quan trọng, còn lại xác định rõ thẩm quyền ở từng khâu, trách nhiệm quản lý nhà nước của các bộ, ngành, trách nhiệm quản lý nhà nước và nhà thầu của PVN. Luật phân cấp cho HĐTV PVN quản lý, phê duyệt vốn đầu tư của PVN/PVEP trong lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí.

Như vậy, Luật Dầu khí (sửa đổi) là cơ sở pháp lý cần thiết để rút ngắn các quy trình thẩm định, phê duyệt đối với các dự án trọng điểm theo tính chất chuỗi từ thượng trung đến hạ nguồn liên quan nhiều Luật và quy định hiện hành. Đối với các cụm mỏ hiện hữu, đây cũng là cơ sở để PVN khai thác hiệu quả hơn tài nguyên dầu khí, góp phần tăng thu ngân sách nhà nước trong bối cảnh dự báo những năm tới có nhiều mỏ dầu khí ở giai đoạn cuối đời mỏ sẽ chuyển sang thời kỳ khai thác tận thu.

Chiến lược phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:

Sơ kết 9 tháng đầu năm nay, do được hưởng lợi từ giá dầu tăng đột biến, khâu thượng nguồn, PVN đã vượt các chỉ tiêu kế hoạch và doanh thu cả năm. Dù sản lượng đang sụt giảm tự nhiên, PVN hiện đã khai thác được 8,15 triệu tấn cả trong và ngoài nước, đạt 93% cả năm. Sản lượng khí đạt 5,7 tỷ m3 khí, giảm so với kế hoạch do nhu cầu nhiên liệu đầu vào ở các cụm khí điện và khu công nghiệp khâu hạ nguồn giảm. Tổng nộp ngân sách 9 tháng đầu năm ước đạt gần 103.000 tỷ đồng, vượt 59% kế hoạch cả năm nay, làm tiền đề cho kế hoạch năm 2023.

Vừa qua, PVN đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ để có giải pháp tháo gỡ những khó khăn đối với một số dự án trọng điểm của ngành dầu khí cả ngoài khơi và trên bờ, đồng thời cập nhật, xây dựng và hoàn thiện chiến lược phát triển Tập đoàn đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 trình Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp (UBQLV) phê duyệt. Theo đó, PVN sẽ thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí (TKTD) và phát triển, khai thác dầu khí (KTDK) nhằm gia tăng trữ lượng, sản lượng dầu khí, duy trì chiến lược phát triển bền vững kinh tế biển của đất nước.

Định hướng chiến lược của PVN đã bám sát các chủ trương và định hướng trong các Nghị quyết 41, 55 của Bộ Chính trị và các Luật, quy định hiện hành và chỉ đạo của Chính phủ về phát triển kinh tế biển và ngành năng lượng. Lấy khâu thượng nguồn (E&P) làm cốt lõi, PVN sẽ tập trung phát triển các lĩnh vực kinh doanh chính bao gồm: TKTD - KTDK, công nghiệp khí, công nghiệp điện, chế biến - tồn trữ và phân phối các sản phẩm dầu khí, dịch vụ dầu khí chất lượng cao.

Từ phạm vi điều chỉnh của Luật và định hướng chiến lược của PVN, có thể thấy: Trong ngắn hạn, trung hạn và dài hạn, sẽ có nhiều dự án dầu khí trọng điểm và tận thu ngoài khơi sẽ được phát triển đồng bộ, làm đòn bẩy tăng trưởng cho toàn ngành. Dưới đây là một số dự án quan trọng của lĩnh vực E&P năm 2023, có thể sẽ còn phải rà soát, đánh giá để tối ưu hóa phương án phát triển mỏ tương ứng việc thu xếp vốn đầu tư (vốn đối ứng, vốn vay ngân hàng), nhưng gần như chắc chắn sẽ theo kịp tiến độ.

I. Phát triển khai thác dự án mỏ mới, mỏ tận thu:

1. Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn:

Dự kiến Nhà điều hành là Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc (Phú Quốc POC) sẽ phát hành lại hồ sơ mới thầu (HSMT) quốc tế gói tổng thầu EPCI vào tháng 12/2022. Theo đó, dự kiến dự án sẽ có FID vào tháng 6/2023 để nhà điều hành trao thầu EPCI (tư vấn, thiết kế - mua sắm thiết bị - xây dựng, vận chuyển, lắp đặt) vào đầu quý 3/2023. Song song, Nhà điều hành cũng sẽ triển khai gói thầu thu nổ địa chấn 3D để tối ưu hóa số lượng giàn khai thác, giếng khoan và hệ thống ống ngầm vận chuyển khí nội mỏ, theo như yêu cầu trong FDP (kế hoạch phát triển mỏ) được Thủ tướng phê duyệt năm 2018.

Được biết, Chính phủ sẽ không phát hành Bảo lãnh Chính phủ (GGU) nữa, do đó, Lô B đang gặp 2 thách thức gồm: Thu xếp vốn vay (70% trên tổng mức 1,5 tỷ USD của PVN và PVEP ở giai đoạn 1 - giai đoạn mở rộng khoảng 5 tỷ USD nữa) và phê duyệt giá bán khí chuyển ngang giá điện. Tuy nhiên, do Bộ Công Thương (thay mặt Chính phủ) đã chấp thuận cho các nhà máy điện sử dụng khí Lô B gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh, nên với nguồn lực hiện có, PVN và các đối tác sẽ chủ động hơn về thu xếp vốn vay với các ngân hàng, cũng như định chế tài chính trong và ngoài nước.

Theo tiến độ cập nhật, Chuỗi dự án Lô B - Ô Môn dự kiến sẽ đi vào hoạt động thương mại vào quý 3/2026, đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho 4 nhà máy nhiệt điện khí ở Ô Môn (Cần Thơ), cũng như cấp bù khí cho Cụm khí - điện - đạm Cà Mau. Về phía PVN (không tính phát điện), Chuỗi dự án sẽ mang lại nguồn thu cho ngân sách quốc gia khoảng 1 tỷ USD mỗi năm trong suốt vòng đời hơn 20 năm khai thác thương mại.

2. Chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh:

Hiện nhà điều hành ExxonMobil đã hoàn tất ký kết thỏa thuận hợp đồng khung về mua bán khí, thiết kế tổng thể (FEED) và một số hạng mục bao gồm: Giải phóng mặt bằng trên bờ (nhà máy, kho cảng, đường ống vận chuyển khí) và công tác khảo sát, an toàn môi trường. Do bị ảnh hưởng nghiêm trọng về dịch bệnh Covid-19 và biến động của thị trường thế giới về chuyển dịch năng lượng, kéo theo nhu cầu ưu tiên đầu tư các dự án giảm phát thải khí C02, cũng như một số vướng mắc về thủ tục đầu tư, đối tác ExxonMobil trong dự án này đã tạm ngưng các hoạt động.

Sau khi có chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, PVN đã rà soát toàn bộ chi phí hoạt động để có giải pháp phù hợp. Đồng thời, kiến nghị Chính phủ chấp thuận toàn bộ các hạng mục công trình thuộc phạm vi hợp đồng dầu khí (giàn khoan, giàn khai thác, giàn xử lý khí, hệ thống đường ống dẫn khí...) khi triển khai thực hiện đầu tư được áp dụng đồng bộ, thống nhất theo hành lang pháp lý của Luật Dầu khí (sửa đổi).

Song song, đối với các dự án thành phần trên bờ (gồm 5 nhà máy điện), PVN, EVN, cũng như đối tác Semcorp (Singapore) đang hoàn thiện nghiên cứu khả thi để trình cấp thẩm quyền phê duyệt.

Chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh có tổng mức đầu tư gần 10 tỷ USD, nếu sớm triển khai, sẽ không chỉ đáp ứng nhu cầu gia tăng sản lượng điện mà còn là đòn bẫy tăng trưởng kinh tế cho khu vực các tỉnh miền Trung và Tây Nguyên.

3. Dự án Sư Tử Trắng giai đoạn 2b (giai đoạn 2a đã triển khai):

Hiện hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) của liên doanh Điều hành chung Cửu Long JOC cho các cụm mỏ Sư Tử hiện hữu sẽ hết hạn vào tháng 11/2023. Do đó, PVEP cùng các đối tác nước ngoài đang phối hợp cùng PVN và các bộ, ngành để đàm phán gia hạn PSC, dự kiến gia hạn thêm 12 năm, hoặc 15 năm nữa. Theo đó, cổ phần của PVEP trong PSC sẽ gia tăng từ 50% lên mức 60, hoặc 70%, là nhu cầu cần và đủ để Nhà điều hành Cửu Long JOC triển khai dự án Sư Tư Trắng giai đoạn 2b.

Tổng mức đầu tư Sư Tử Trắng giai đoạn 2b khoảng 1,1 tỷ USD (trong đó PVEP chiếm 50%). Dự kiến án sẽ được triển khai EPCI (thiết kế, mua sắm, chế tạo, lắp đặt, đấu nối và chạy thử) vào cuối năm 2023 để kịp đón dòng khí về bờ vào đầu năm 2026.

4. Kình Ngư Trắng/Kình Ngư Trắng Nam:

Đây là cụm mỏ ở Lô dầu khí 09-2/09, theo thiết kế tổng thể FEED (cập nhật) sẽ đấu nối về Cụm mỏ Bạch Hổ. Hiện Liên doanh Việt Nga (VSP) đã phát hành HSMT mua sắm các thiết bị chính để triển khai phạm vi tổng thầu EPCI (do VSP tự thực hiện). Vừa qua, Thủ tướng đã phê duyệt FDP làm cơ sở cho PVN phê duyệt Báo cáo đầu tư dự án vào cuối năm nay.

Trong bối cảnh sản lượng Cụm mỏ Bạch Hổ đang sụt giảm nghiêm trọng, VSP đang gấp rút hoàn tất một số giải pháp nhằm tối ưu hóa phương án kinh tế, kỹ thuật để kịp phát triển Cụm mỏ này trong năm 2023. Theo đó, đầu năm 2026 dự án sẽ đi vào khai thác thương mại, gia tăng khoảng 12.000 đến 15.000 thùng dầu/ngày.

5. Đại Hùng giai đoạn 3:

Do cụm mỏ hiện hữu đang sụt giảm sản lượng, chỉ còn khoảng 8.000 thùng dầu/ngày (khí đồng hành không đáng kể), kéo theo nhu cầu gia tăng sản lượng. Dự án Đại Hùng giai đoạn 3 đã hoàn tất thiết kế FEED và Nhà điều hành PVEP POC đã trao thầu EPCI cho VSP, giá trị trọn gói khoảng 121 triệu USD. Hiện tại, PVEP POC đang triển khai các hạng mục mua sắm vật tư, thiết bị chính. Theo tiến độ, phạm vi EPCI sẽ được triển khai từ nay đến cuối năm 2025 để PVEP POC kịp gia tăng sản lượng khoảng 4.000 - 5.000 thùng dầu/ngày vào đầu năm 2024, khi dự án đi vào khai thác thương mại.

6. Mở rộng các cụm mỏ hiện hữu:

Vừa qua, Thủ tướng Chính phủ cũng đã phê duyệt kế hoạch mở rộng (FFDP) Cụm mỏ Bạch Hổ để gia tăng sản lượng. Đây là phê duyệt FDP tiếp theo sau các phê duyệt tương tự đối với các Cụm mỏ Tê Giác Trắng (Nhà điều hành Hoàng Long Hoàn Vũ) và Cụm mỏ Chim Sáo Dừa (Nhà điều hành Harbour Energy). Theo kế hoạch, từ nay đến khi Luật Dầu khí (sửa đổi) có hiệu lực, PVN sẽ hoàn thiện các đề án mở rộng mỏ để gia tăng sản lượng và khai thác tận thu tại các cụm mỏ hiện hữu khác ở bể Cửu Long và Nam Côn Sơn.

II. Các đề án tìm kiếm, thăm dò:

Có thể thấy rằng, với cơ chế phân cấp phân quyền rõ ràng thì PVN sẽ chủ động hơn trong các hoạt động tìm kiếm, thăm dò (TKTD) ở ngoài khơi. Nhưng cũng qua đó, PVN sẽ cần phải xây dựng, hoàn thiện lại quy chế, quy trình hoạt động nội bộ để đồng bộ hóa với Luật Dầu khí (sửa đổi) và các quy định hiện hành nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển trong ngắn hạn, trung hạn và dài hạn.

Hiện tại, PVN được giao quản lý hơn 130 lô dầu khí ngoài khơi. Trong số này có 56 lô (đã ký PSC) và triển khai các đề án TKTD và KTDK (trong đó có 23 mỏ đang khai thác thương mại). Hơn 80 lô dầu khí còn lại, đang ở chế độ mở, mời gọi đấu thầu, lựa chọn nhà đầu tư, nhà thầu để ký kết các hợp đồng PSC mới.

Dự báo, với cơ chế khuyến khích các nhà đầu tư trong và ngoài nước thông qua Luật Dầu khí, sắp tới sẽ có thêm nhiều hợp đồng PSC được ký kết để triển khai các đề án TKTD và phát triển mỏ mới.

Đối với các PSC hiện hữu, song song các đề án phát triển mỏ mới, mỏ tận thu, bên cạnh các chương trình địa chất - chương trình khoan phát triển mỏ nêu trên, PVN và PVEP sẽ đưa vào kế hoạch triển khai các chương trình địa chất - chương trình khoan thăm dò và thẩm lượng trữ lượng dầu khí ở khu vực bể Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn.

Có thể kể đến một số đề án như: Chương trình khoan ở các lô dầu khí 09-3/12, 16-1/15, 12/11 của VSP ở bể Cửu Long, Lô 16.2 của SK bể Cửu Long, Lô 05.3 và 06.1 bể Nam Côn Sơn, Lô 103-107 (mỏ Kỳ Lân) bể Sông Hồng. Đây là những chương trình TKTD quan trọng, sẽ khởi đầu cho một loạt chương trình TKTD nhằm gia tăng trữ lượng và sản lượng dầu khí của PVN và PVEP trong những năm sắp tới.

Với các PSC tiềm năng trong tương lai, PVN và các đối tác sẽ thúc đẩy các chương trình TKTD hơn nữa, đặc biệt ở những khu vực xa bờ với nhiềm tiềm năng dầu khí, đáp ứng chiến lược dài hạn. Qua đó, không chỉ đáp ứng nhu cầu gia tăng trữ lượng dầu khí mà còn làm sâu sắc hơn các Nghị quyết của Bộ Chính trị về chiến lược phát triển ngành dầu khí, kinh tế biển và ngành năng lượng trước những thách thức về thị trường. Thông qua các hoạt động TKTD và khai thác dầu khí, PVN sẽ gia tăng sự hiện diện trên các vùng nước sâu, xa bờ, không chỉ đáp ứng mục tiêu tối thượng là gia tăng trữ lượng thông qua các hợp tác quốc tế về dầu khí, mà còn góp phần bảo đảm an ninh năng lượng, cũng như góp phần bảo vệ chủ quyền và toàn vẹn lãnh hải của quốc gia Việt Nam./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Chú thích:

Trong bài có tham khảo các tài liệu sau đây:

1/ Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi (phiên bản trình Quốc hội phê duyệt).

2/ Nghị quyết 41 của Bộ Chính trị về chiến lược ngành dầu khí, Nghị quyết 55 về định hướng chiến lược phát triển ngành năng lượng.

3/ Định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 của Ban Kinh tế Trung ương.

4/ Quy hoạch điện VII và Quy hoạch điện VII - Điều chỉnh.

5/ Thiết kế Tổng thể (FEED) và Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) và Báo cáo đánh giá tác động môi trường dự án khí Lô B.

6/ Một số hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn.

7/ Phát biểu chỉ đạo của Chủ tịch HĐTV PVN Hoàng Quốc Vượng về định hướng phát triển Tập đoàn Dầu khí VN theo hướng chuyển dịch năng lượng.

8/ Phát biểu chỉ đạo của Tổng giám đốc PVN Lê Mạnh Hùng về tối ưu hóa quản trị và điều hành Tập đoàn Dầu khí VN, quản trị biến động và quản trị đầu tư.