Nhận định tình hình, đề xuất giải pháp phát triển dự án mỏ dầu khí Lạc Đà Vàng

Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn: Những tín hiệu khởi sắc Vừa qua, ngay sau khi Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) bổ nhiệm Tổng giám đốc Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc (PQPOC), Bộ Công Thương đã chủ trì họp cùng PVN và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) để kiểm điểm tình hình triển khai chuỗi dự án Khí - Điện Lô B - Ô Môn. Với tinh thần trách nhiệm cao, đại diện lãnh đạo EVN, PVN đã cập nhật hiện trạng khâu thượng, trung và hạ nguồn để có các giải pháp kịp thời. Với mục tiêu, dự án Lô B (khâu thượng nguồn) sẽ có quyết định đầu tư vào tháng 6/2022.

I. CÁC MỐC THỜI GIAN VÀ CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT:

1/ RAR: Báo cáo trữ lượng dầu khí tại chỗ và thu hồi.

2/ ODP: Kế hoạch phát triển mỏ đại cương.

3/ FDP: Kế hoạch phát triển mỏ.

4/ FEED: Thiết kế tổng thể dự án.

5/ PSC: Hợp đồng phân chia sản phẩm.

Tháng 4/2007, Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) được ký giữa PVN và tổ hợp nhà thầu gồm PVEP POC (1) (40%), Total E&P (35%) và SK Innovation (25%), PVEP làm nhà điều hành.

Tháng 8/2015, (sau khi Total E&P rút khỏi PSC) PVEP và Murphy đã ký thỏa thuận chuyển nhượng 35% cổ phần cho Murphy Oil. Theo đó, cơ cấu PSC còn: PVEP (40%), Murphy Oil (35%), SK Innovation (25%).

Tháng 3/2018, PVEP tiếp tục ký thỏa thuận chuyển nhượng thêm 5% cổ phần cho Murphy Oil. Theo đó, cơ cấu mới trong PSC, Murhpy Oil làm nhà điều hành.

II. CÁC HOẠT ĐỘNG TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ FDP:

Các hoạt động trong Lô dầu khí này, tương ứng các đánh giá, phê duyệt kỹ thuật, có thể chia làm 2 giai đoạn, khi PVEP làm nhà điều hành và sau khi Murhpy Oil làm nhà điều hành.

- Giai đoạn PVEP làm nhà điều hành: Sau một số hoạt động gồm thu nổ địa chấn và triển khai 3 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, PVEP POC đã phát hiện hai tiềm năng dầu khí gồm Lạc Đà Nâu (2009) và Lạc Đà Vàng (2010) trong Lô dầu khí 15/1-05.

Sau khi đánh giá, thẩm định trữ lượng dầu khí, PVEP lập Báo cáo trữ lượng (RAR) và Kế hoạch phát triển mỏ đại cương (ODP) mỏ Lạc Đà Vàng, nhưng chưa phê duyệt. Kết quả trữ lượng mà PVEP lập báo cáo RAR và ODP là 490 triệu thùng dầu tại chỗ và 61 triệu thùng dầu thu hồi (khả năng khai thác được).

- Giai đoạn Murphy làm nhà điều hành: Sau khi nhận quyền điều hành từ tháng 3/2018, Murhpy Oil tiến hành khoan 1 giếng khoan tái thẩm lượng và cập nhật lại báo cáo ODP, trong đó, trữ lượng đã có sự thay đổi. Trữ lượng dầu tại chỗ từ mức 490 triệu thùng đã thay đổi, lên đến 1,1 tỷ thùng, còn trữ lượng thu hồi, từ 61 triệu thùng lên 63 triệu thùng (các con số đã làm tròn).

Năm 2019, ODP này được Tổng giám đốc PVEP phê duyệt. Từ ODP này, Murphy Oil thuê nhà thầu Ranhill Worley lập thiết kế tổng thể (FEED) để phát triển mỏ. Song song tiến độ FEED, trên cơ sở ODP (giữ nguyên trữ lượng đã phê duyệt), Murphy Oil lập báo cáo phát triển mỏ (FDP) trình PVEP/PVN xem xét trước khi trình Bộ Công Thương phê duyệt.

Vào đầu năm 2020, sau khi rà soát lại, PVEP đã phát hiện có sai sót về trữ lượng và yêu cầu nhà điều hành Murphy điều chỉnh lại FDP.

Ngược lại, do không được phê duyệt FDP, dù trước đó ODP đã phê duyệt có các thông số về trữ lượng giống nhau, Murphy nhờ Đại sứ quán Hoa Kỳ can thiệp. Từ cuối năm 2020 và 2021, Đại sứ quán Hoa Kỳ đã liên hệ PVEP, PVN và Chính phủ Việt Nam, đề nghị làm rõ nguyên nhân vì sao có sự khác biệt quan điểm về đánh giá trữ lượng và phương án phát triển mỏ, vì FEED được tiển khai trên cơ sở ODP đã phê duyệt.

Tháng 11/2021, sau khi điều chỉnh về trữ lượng, FDP (do Murphy trình) đã được PVEP thông qua để trình lên Bộ Công Thương và PVN, nhưng vẫn chưa thể phê duyệt do chưa thống nhất về phương án phát triển mỏ. Điểm bất cập là FDP do nhà điều hành Murphy lập chưa phải là phương án tối ưu, nhưng nội dung FDP này lại dựa trên cơ sở ODP mà PVEP đã phê duyệt và thiết kế FEED đã hoàn tất, kéo theo chi phí phát sinh.

Do đó, theo ý kiến chuyên gia, thay vì trao đổi qua lại, để xử lý vướng mắc hiện nay, nên chăng Bộ Công Thương và PVN sớm chỉ đạo PVEP, nhà điều hành Murphy cập nhật thêm phương án phát triển chung (ngoài phương án tự phát triển hiện nay).

Được biết, các bên hiện đang tích cực trao đổi để điều chỉnh lại ODP và FDP chính xác hơn.

III. NHÌN NHẬN VẤN ĐỀ NÀY NHƯ THẾ NÀO?

Như chúng ta đều biết, trước khi chuyển quyền điều hành, ODP do đội ngũ kỹ thuật PVEP POC/PVEP lập, và sau khi Murphy làm nhà điều hành, cũng chính đội ngũ kỹ thuật từ PVEP POC/PVEP tham gia quản lý các hoạt động tìm kiếm, thăm dò (TKTD) ở mỏ này. Câu hỏi đặt ra là: Phải chăng, Murphy Oil muốn hoàn thiện FDP và FEED để chuyển nhượng cho một nhà điều hành khác vì mục đích thương mại, thay vì dùng FDP và FEED để phát triển khai thác mỏ?

Nếu vì mục đích thương mại, sai sót về cập nhật ODP và FDP giải thích cho sai số trữ lượng tại chỗ, lẽ đương nhiên, có sự tham gia của đội ngũ cán bộ quản lý và chuyên gia TKTD từ PVEP/PVEP POC. Nếu sự việc này xảy ra, sẽ là một phiên bản thất bại tương tự mỏ Thăng Long - Đông Đô, hoặc Cá Rồng Đỏ (Talisman chuyển nhượng cho Repsol).

Nếu đúng vậy, PVN nên chỉ đạo PVEP rà soát, kiểm điểm xem đã sai sót ở khâu nào để có những chấn chỉnh kịp thời về TKTD. Đây chính là một câu trả lời thỏa đáng cho phía Murphy và Đại sứ quán Hoa Kỳ sau 2 năm còn nhiều bất đồng quan điểm.

Nhưng dù bằng cách tiếp cận nào, qua các phê duyệt trên đây cũng cho thấy đã có sai sót về trữ lượng dầu khí trong ODP kéo theo phát sinh chi phí FEED. Theo đó, dù triển khai theo hướng nào, ODP, FEED và FDP mỏ Lạc Đà Vàng vẫn phải chỉnh sửa lại để tiết giảm chi phí đầu tư công nghệ giàn, giếng, kho chứa nổi (ước tính khoảng 700 triệu USD) nhằm gia tăng hiệu quả đầu tư cho mỏ này.

Chưa kể, với quan hệ đối tác chiến lược toàn diện giữa Việt Nam và Hoa Kỳ, việc PVN sớm có giải pháp cho đề án Lô dầu khí này sẽ là một trong những điểm cầu thúc đẩy các hợp tác song phương lên một tầm cao mới. Đối với dầu khí, sau chuyến thăm Hoa Kỳ của Thủ tướng Phạm Minh Chính, việc sớm có giải pháp với mỏ Lạc Đà Vàng sẽ là một cam kết về các hợp tác dầu khí sâu sắc hơn, góp phần thúc đẩy các hợp tác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam.

IV. NÊN SỚM CẬP NHẬT LẠI FDP:

Lạc Đà Vàng là mỏ trung bình, có sản lượng ước khoảng từ 20.000 đến 25.000 thùng dầu/ngày và 25 triệu feet khối khí/ngày (khí đồng hành). Ước tính, chi phí giá vốn khoảng 65 USD/thùng dầu (mức hòa vốn), khá cao. Với tổng mức đầu tư (CAPEX) lên đến 700 triệu USD, chưa bao gồm chi phí lịch sử, hiển nhiên trữ lượng cần phải được chính xác hóa để gia tăng hiệu quả đầu tư.

Phương án phát triển độc lập (do Murphy Oil trình phê duyệt).

Các thông số, sở dĩ ở chế độ “ước tính” vì từ sai sót ODP (sai sót trữ lượng dẫn đến mặc định phương án phát triển độc lập thay vì phương án kết nối với một cụm mỏ lân cận), phiên bản FDP đã trình phê duyệt sẽ còn phải tiếp tục chỉnh sửa để có được phiên bản cuối cùng, bao gồm các ưu tiên cần xét đến:

Thứ nhất: Về địa lý, mỏ Lạc Đà Vàng chỉ cách bờ 120 km, nằm trong vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam nên không bị ảnh hưởng bởi các tranh chấp lãnh hải.

Thứ hai: Về kỹ thuật, vị trí mỏ chỉ cách hệ đường ống Rạng Đông - Bạch Hổ 19 km, nên việc kết nối ống ngầm vận chuyển khí khá thuận lợi. Chưa kể, còn làm cơ sở để mở rộng khai thác giai đoạn 2 ra toàn Lô 15-1/05. Ngoài phương án độc lập hiện tại (như hình trên), nên chăng cần xây dựng phương án phát kết nối (phát triển chung) với mỏ lân cận, đấu nối ống dẫn dầu về mỏ Sư Tử Vàng (Cửu Long JOC), hoặc Rạng Đông (JVPC) để xem xét.

Nếu phát triển theo hướng này, có thể tiết giảm được chi phí đóng mới (hoặc hoán cải) và thuê toàn bộ một kho chứa nổi (FSO) vì chỉ phải chi trả một phần chi phí thuê FSO cho Cửu Long JOC, hoặc JVPC.

Thứ ba: Về đầu tư, nếu chỉnh sửa lại mô hình phát triển kết nối như quan điểm của PVEP hiện nay, đương nhiên sẽ tiết giảm chi phí đầu tư ban đầu, gia tăng hiệu quả kinh tế.

Giá dầu hiện đang trên 100 USD/thùng và chưa có dấu hiệu giảm sâu, ít nhất trong vòng 5 năm nữa (vì những ảnh hưởng sâu rộng từ chiến tranh Nga - Ukraina chưa hạ nhiệt), nên việc sớm có giải pháp để đưa mỏ vào khai thác thương mại cũng là một trong những lợi thế.

Thứ tư: Điểm mấu chốt là: Nếu áp dụng phương án kết nối, trong bối cảnh vòng đời dự án các cụm mỏ Sư Tử Vàng và Rạng Đông không còn kéo dài (theo PSC), nếu phát triển theo hướng này, cần phải làm rõ hiệu quả kinh tế, kỹ thuật và những cam kết về PSC (2).

Thứ năm: Đối với PVEP, do nhu cầu thu xếp vốn cho các dự án khác, trong trường hợp muốn thoái vốn khỏi PSC Lô 15-1/05, PVN nên thu hồi và thanh toán cho PVEP các chi phí lịch sử (ước khoảng trên dưới 100 triệu USD) để cùng nhà điều hành sớm triển khai phát triển khai các phương án tiếp theo.

Về phía Murphy, các bên cũng nên làm rõ mục tiêu của họ là muốn FDP sớm được phê duyệt để phát triển mỏ, hay chuyển nhượng dự án, từ đó có các giải pháp phù hợp hơn.

Trong ngắn hạn và trung hạn, việc giải phóng nguồn lực để cân đối lại danh mục đầu tư đối với các dự án trong nước và nước ngoài của PVEP chính là nút thắt tháo gỡ các khó khăn làm đòn bẩy gia tăng hiệu quả kinh doanh của toàn ngành.

Về dài hạn, việc thu gọn các hoạt động đầu tư của PVEP để chuyển đổi mô hình hợp đồng dầu khí ở một số mỏ ngoài khả năng thu xếp tài chính, hoặc có vị trí chiến lược, cũng cần được xem xét vì nhu cầu phát triển bền vững.

V. NÊN SỚM LẬP HỘI ĐỒNG THẨM ĐỊNH FDP:

Về phân cấp quản lý, Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) sẽ do Bộ trưởng Bộ Công Thương ký quyết định phê duyệt, làm cơ sở để có Quyết định đầu tư (FID) để phát triển mỏ. Do đó, Hội đồng sẽ do Bộ Công Thương và PVN quyết định.

Theo đó, sau khi cập nhật thêm mô hình khai thác, ngoài mô hình hiện nay trong FDP, các bên (gồm Murphy, PVEP và SK Innovation) cần tổ chức các hội thảo để đi đến thống nhất phương án cuối cùng: Phát triển độc lập, hay phát triển chung (3). Sau đó, cập nhật lại phương án cuối cùng vào FDP để trình lên PVN và Bộ Công Thương phê duyệt.

Để thật sự khách quan và giảm thiểu rủi ro kỹ thuật, ngay sau khi nhà điều hành trình FDP cập nhật, Bộ Công Thương và PVN nên thành lập ngay một Hội đồng thẩm định. Cơ cấu Hội đồng này nên có đại diện của Bộ Công Thương, PVN (các ban liên quan khâu đầu), PVEP, Viện Dầu khí Việt Nam, cùng nhà điều hành Murphy, nhằm rà soát lại từ RAR, ODP và FDP để cho ra kết quả cuối cùng.

Từ các đề án TKTD, chuyển nhượng, thoái vốn ở các mỏ nhỏ, cận biên của các nhà thầu nước ngoài như: Thăng Long - Đông Đô (Petronas/PVEP), Cá Rồng Đỏ (Talisman/Repsol), Nam Du - U Minh (Mitra Energy/Repsol), đã để lại cho chúng ta nhiều bài học kinh nghiệm. Mỏ Lạc Đà Vàng - một mỏ trung bình, cũng không ngoại lệ, có rủi ro địa chất và sai sót về trữ lượng.

Cần thấy rằng, PSC Lô 15-1/05 đã ký từ 2007 (đến nay đã 15 năm), sau ba lần thoái vốn, chuyển nhượng, nhưng vẫn chưa hoàn tất ODP/FDP, đã ảnh hưởng đến tâm lý của các nhà đầu tư. Vì lẽ đó, việc sớm có kết luận cuối cùng về hiệu quả kinh tế, kỹ thuật và giải pháp phù hợp, sẽ là nhu cầu cấp thiết, nhằm duy trì một môi trường đầu tư về dầu khí nói riêng, cũng như kinh tế biển Việt Nam nói chung ổn định, chuyên nghiệp và hội nhập sâu rộng với quốc tế./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Ghi chú:

(1) Tiền thân là Phú Quý POC, sau khi sáp nhập chuyển về PVEP POC. Hiện tại, PVEP POC đã chuyển quyền lợi tham gia hợp đồng PSC lô này cho công ty mẹ là PVEP quản lý.

(2) Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) của Liên doanh Điều hành Dầu khí Cửu Long sẽ hết hạn vào tháng 11/2023, cần gia hạn lại.

(3) Hiện mới chỉ dừng ở mức trao đổi thông tin, chưa cập nhật thành phương án phát triển mỏ do chưa có kết luận về sai sót trữ lượng trong ODP.