PVN với chiến lược phát triển hạ tầng năng lượng đến năm 2020

NGUYỄN QUỐC KHÁNH
Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

Kính thưa quý vị đại biểu,

Năng lượng là một trong các ngành quan trọng nhất của nền kinh tế quốc dân và là động lực của quá trình phát triển đất nước. Nghị quyết Đại hội IX của Đảng ta đã chỉ rõ: “Phát triển năng lượng phải đi trước một bước, đáp ứng được yêu cầu phát triển kinh tế xã hội và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia”. Đây là nhiệm vụ quan trọng và nặng nề, nhưng rất vinh quang của ngành năng lượng. Nhận thức được tầm quan trọng nêu trên, trong những năm qua, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam với vai trò là đầu tầu kinh tế của cả nước và là một trong những trụ cột của ngành năng lượng Việt Nam đã tích cực triển khai mạnh mẽ chiến lược phát triển hạ tầng năng lượng của ngành dầu khí đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng cao cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

I. Tổng quan về tình hình tiêu thụ năng lượng trên thế giới & Việt Nam

- Dự báo năng lượng của một số công ty dầu khí lớn trên thế giới cho rằng nhu cầu năng lượng toàn cầu sẽ tiếp tục tăng trung bình khoảng 1.5%/năm cho giai đoạn từ nay đến năm 2035. Giai đoạn từ nay đến 2020 mức tăng trung bình khoảng 2%, sau đó giảm xuống khoảng 1.2%/năm giai đoạn 2020-2035. 95% mức tăng trưởng trên đến từ các nền kinh tế mới nổi (Non-OECD) trong đó riêng Trung Quốc và Ấn Độ chiếm hơn 50%.

- Nhiên liệu hóa thạch vẫn sẽ giữ vai trò hàng đầu trong tổng nhu cầu năng lượng toàn cầu, theo đó dầu mỏ, khí đốt & than đá mỗi loại chiếm khoảng 27%, phần còn lại đến từ năng lượng hạt nhân, thủy điện & năng lượng tái tạo. Trong số các loại nhiên liệu hóa thạch, khí đốt có sự tăng trưởng mạnh nhất với mức tăng khoảng 1.9%/năm; nhu cầu LNG sẽ tăng trưởng ở mức 3.9%/năm, chiếm 26% mức tăng trưởng nhu cầu khí toàn cầu đến năm 2035; Khí sét (shale gas) chiếm 46% sự tăng trưởng của nhu cầu khí, 21% sản lượng khí trên toàn thế giới và 68% sản lượng khí của Mỹ vào năm 2035.

- Theo dự báo của Viện nghiên cứu Châu Á (The National Bureau of Asian Research), những năm tới sẽ là kỷ nguyên vàng của cho ngành năng lượng sử dung khí với những lý do sau: a) Sự phát triển của công nghệ sản xuất khí không truyền thống cho phép tiếp cận những nguồn tài nguyên khí tự nhiên to lớn; b) sự xuất hiện của các cơ sở hạ tầng LNG trong khu vực, sự gia tăng sản lượng & sự sẵn có của khí cho phép nguồn nguyên liệu này đóng một vai trò to lớn hơn trong việc thực thi chính sách đa dạng hóa & đảm bảo an ninh năng lượng; c) khả năng đầu tư vào cơ sở hạ tầng đối với nguồn khí không truyền thống, sự gia tăng của nhiệt điện khí cũng như việc thay đổi các chính sách sẽ mang lại lợi thế của khí đối với các nguồn nhiên liệu truyền thống như than & dầu. Điều này cũng sẽ góp phần vào quá trình chuyển tiếp nền kinh tế thông thường sang nền kinh tế ít carbon & nhiều năng lượng tái tạo.

- Hiện nay nguồn cung cấp khí cho khu vực châu Á chủ yếu đến từ các nước như Úc, Viễn Đông của Nga, Papua New Guinea, Đôngtimo, Indonesia & Malaysia. Trong tương lai, nguồn khí cung cấp sẽ được bổ sung một khối lượng không nhỏ từ các nguồn khí phi truyền thống như khí than (CBM), khí chặt (tight gas) & đặc biệt là khí đá phiến đất sét (shale gas). Sự xuất hiện của công nghệ mới khai thác các nguồn khí không truyền thống đã thay đổi một cách đáng kể triển vọng năng lượng toàn cầu, điều này cũng làm thay đổi nhận thức của con người về nguồn khí tự nhiên theo đó nguồn khí tự nhiên được nhận định là “dồi dào” thay vì “hiếm” như trước đây. Một ví dụ thực tế là tại Mỹ, “cuộc cách mạng đá phiến đất sét” đã biến Mỹ từ một nước nhập khẩu khí trở thành một nước xuất khẩu khí tiềm năng.

- Trong những năm qua, nhu cầu tiêu thụ điện của khu vực châu Á đã tăng một cách nhanh chóng. Lý do của sự gia tăng này là do tăng dân số, tốc độ đô thị hóa nhanh, sự gia tăng mạnh của các hoạt động sản xuất công nghiệp cũng như khả năng tiếp cận của nguồn điện năng đối với đông đảo dân chúng tại khu vực nông thôn.

- Trong bối cảnh hiện đại hóa nền kinh tế, mức tăng trưởng của nhu cầu điện năng sẽ cao hơn mức tăng trưởng của nhu cầu năng lượng. Dự kiến nhu cầu tiêu thụ năng lượng cuối cùng của Việt Nam sẽ đạt mức 92.82 triệu TOE vào năm 2020 và 165 triệu TOE vào năm 2030, cụ thể:-

Cơ cấu nhu cầu năng lượng cuối cùng của Việt Nam đến năm 2030 (theo QHĐVII)

- Trước tình hình cạn kiệt nguồn nhiên liệu hóa thạch trong nước, giá dầu thế giới tăng cao, khả năng đáp ứng năng lượng đủ cho nhu cầu trong nước sẽ trở thành một thách thức lớn. Trong những năm tới, cơ cấu tiêu thụ năng lượng thương mại ở Việt Nam (không nằm ngoài xu thế chung của các nước trong khu vực) sẽ có sự chuyển dịch theo hướng giảm tỷ trọng than và dầu, tăng tỷ trọng điện và khí đốt. Nhằm đảm bảo an ninh năng lượng cũng như bảo vệ môi trường, các nguồn năng lượng mới và năng lượng tái tạo có xu thế gia tăng tỷ trọng trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng trong tương lai

I. Kết quả hoạt động của Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam

1. Lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí

Công tác tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tích cực triển khai cả trong nước và ngoài nước và đã thu được nhiều kết quả quan trọng.

Trong giai đoạn 2011 - 2013, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã hoàn thành toàn diện và vượt mức tất cả các chỉ tiêu kế hoạch đề ra, cụ thể:

- Có 10 phát hiện dầu khí mới trong nước là: Gấu Trắng -1X (phát hiện 2011); Mèo Trắng-1X (2011); Cá Voi Xanh- 2X (2011); Kình Ngư Trắng (2012); Thỏ Trắng (2012); Kình Ngư Vàng - 1X (2013); Đại Nguyệt - 2X (2013); Nam Du- 1X (2013); Tê Giác Trắng - 10X (Lô 16-1) và Kình Ngư Trắng Nam-1X (2013).

- Phát triển và đưa 21 mỏ/công trình dầu khí mới vào khai thác, trong đó ở trong nước 13 mỏ công trình, gồm: mỏ Đại Hùng Pha 2 (ngày 12/08/2011); mỏ Tê Giác Trắng (ngày 22/08/2011); mỏ Chim Sáo (ngày 10/10/2011); giàn H4 mỏ Tê Giác Trắng (ngày 06/07/2012); mỏ Gấu Trắng (ngày 25/08/2012); mỏ Sư Tử Trắng (ngày 16/09/2012); mỏ Lan Đỏ (ngày 07/10/2012); mỏ Hải Sư Trắng (ngày 19/05/2013); mỏ Hải Sư Đen (ngày 19/06/2013); mỏ Thỏ Trắng (ngày 30/06/2013); dự án Biển Đông (Lô 05- 2& 05-3) (ngày 06/09/2013); mỏ Sư Tử Vàng Đông Bắc (tháng 11/2013); Giàn BK - 17 (ngày 07/12/2013). Ở nước ngoài 08 mỏ gồm: mỏ Visovoi (Lô số 2) Nhenhetxky - Liên Bang Nga (ngày 29/07/2011); mỏ Dana Lô SK305 - Malaysia (ngày 01/09/2011); Junin 2 - Venezuela (ngày 27/09/2012); Nagumanov - Liên Bang Nga đưa vào khai thác thử (ngày 28/10/2012); mỏ Tây Khosedaiu khu vực Nhennhexki (ngày 29/07/2012); mỏ Wet Desaru Lô PM 304 Malaysia (ngày 02/08/2013); mỏ Dorado lô 67- Peru (ngày 20/11/2013) và mỏ Pirama lô 67- Peru (ngày 25/12/2013).

Riêng trong năm 2013 Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đã thực hiện được những kết quả sau:

- Thu nổ 9.497 km2 địa chấn 3D (trong đó thu nổ 844 km2 địa chấn 3D ở nước ngoài) và 12.053 km địa chấn 2D; triển khai khoan 29 giếng thăm dò thẩm lượng & 43 giếng khoan khai thác.

- Gia tăng trữ lượng dầu khí đạt 35.6 triệu tấn quy dầu, bằng 101.7% kế hoạch năm (ở trong nước đạt 33.1 triệu tấn và ở nước ngoài đạt 2.5 triệu tấn).

- Có 05 phát hiện dầu khí mới là Kinh Ngư Vàng – 1X, Đại Nguyệt – 2X, Nam Du – 1X, Tê Giác Trắng – 10X và Kình Ngư Trắng Nam – 1X.

- Tổng sản lượng khai thác quy dầu năm 2013 đạt 26.46 triệu tấn, bằng 105% kế hoạch năm, tăng 1.4% so với năm 2012, cụ thể:

- Sản lượng khai thác dầu năm 2013 đạt 16.71 triệu tấn, bằng 104.4% kế hoạch năm (ở trong nước đạt 15.25 triệu tấn, bằng 106.2% kế hoạch năm; ở nước ngoài đạt 1.45 triệu tấn, bằng 89.1% kế hoạch năm).

- Sản lượng xuất bán dầu thô đạt 16.68 triệu tấn, bằng 104.3% kế hoạch năm (xuất khẩu là 9.14 triệu tấn và cung cấp cho nhà máy lọc dầu Dung Quất là 6.1 triệu tấn; bán dầu thô khai thác ở nước ngoài là 1.44 triệu tấn).Tập đoàn đạt mốc khai thác dầu thứ 310 triệu vào ngày 08/08/2013.

- Sản lượng khai thác khí năm 2013 đạt 9.75 tỷ m³, bằng 106% kế hoạch năm, tăng 4.3% so với năm 2012. Tập đoàn đạt mốc khai thác m³ khí thứ 90 tỷ vào ngày 24/10/2013

2. Lĩnh vực công nghiệp khí

Hiện nay lượng khí khai thác tại Việt Nam chủ yếu đến từ các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lai-Thổ Chu, cụ thể:

- Bể Cửu Long: Hiện nay sản lượng khai thác đạt khoảng 1.4 tỷ m³/năm từ các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông, Phương Đông, Cá Ngừ Vàng, Sư Tử Đen/Sư Tử Vàng/Sư Tử Trắng, Rồng/Đồi Mồi, Tê Giác Trắng, Hải Sư Đen/Hải Sư Trắng.

- Bể Nam Côn Sơn: Hiện nay sản lượng khai thác đạt khoảng 7 tỷ m³/năm từ các mỏ Lan Tây/Lan Đỏ, Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây, Hải Thạch/Mộc Tinh, Chim Sáo. Trong thời gian tới tại đây sẽ tiến hành thu gom & khai thác khí từ mỏ Thiên Ưng, Đại Hùng.

- Bể Malay-Thổ Chu: Hiện nay sản lượng khai thác đạt khoảng 2 tỷ m³/năm từ lô PM3-CAA.

Hiện nay Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang vận hành an toàn & hiệu quả các hệ thống đường ống dẫn khí chính là:

- Hệ thống đường ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ - Dinh Cố : công suất 1,5 tỷ m³ khí/năm, chiều dài 117 km, đường kính ống 16”, vận hành từ năm 1995;

- Hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn: công suất 7 tỷ m³ khí/năm, chiều dài 400 km, đường kính ống 26”, vận hành từ năm 2003;

- Hệ thống đường ống dẫn khí PM3-Cà Mau: công suất 2 tỷ m³ khí/năm, chiều dài 297 km, đường kính ống 18”, vận hành từ năm 2007;

- Hệ thống đường ống dẫn khí Phú Mỹ-Tp Hồ Chí Minh: công suất 2 tỷ m³ khí/năm, chiều dài 70 km, đường kính ống 22”, vận hành từ năm 2008;

- Hệ thống đường ống khí thấp áp Phú Mỹ - Mỹ Xuân – Gò Dầu: công suất 1 tỷ m³/năm, chiều dài 20 km, đường kính ống 8-12”, vận hành từ năm 2003.

- Trong năm 2015, hệ thống đường ống thu gom khí lô 102&106, 103&107 sẽ được hoàn thành, cung cấp cho các hộ công nghiệp ở Thái Bình và các tỉnh lân cận.

- Tính đến hết năm 2013, lượng khí ẩm cung cấp vào bờ để phục vụ cho nhu cầu phát điện & sản xuất công nghiệp đã đạt 95.7 tỷ m³ (90.4 tỷ m³ khí khô trong đó khoảng 88% sản lượng khí khô cung cấp dùng cho sản xuất điện).

3. Lĩnh vực công nghiệp điện

Đến nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã khánh thành và đưa vào vận hành an toàn, hiệu quả 04 nhà máy nhiệt điện khí Cà Mau 1, Cà Mau 2, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2, Nhà máy Thủy điện Hủa Na, Nậm Cắt và Nhà máy Phong điện Phú Quý với tổng công suất lắp đặt xấp xỉ 3000 MW. Ngày 27/12/2013 tổ máy số 1 Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 (2 x 600 MW) đã hòa đồng bộ thành công vào lưới điện Quốc gia và dự kiến đưa vào vận hành thương mại trong quý II/2014 và tổ máy số 2 trong quý IV/2014, nâng tổng công suất các nhà máy điện do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam làm chủ đầu tư đã đưa vào vận hành lên 4.200 MW.

Sản lượng điện sản xuất của các Nhà máy điện của Tập đoàn năm sau luôn cao hơn năm trước (năm 2010 - 12,7 tỷ kWh, năm 2011 - 13,44 tỷ kWh, năm 2012 - 15,27 tỷ kWh, năm 2013 – 16.17 tỷ kWh), từ mức 1% tổng sản lượng điện Quốc gia năm 2007 lên 11,5% năm 2013. Tổng sản lượng điện của các nhà máy điện của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đến nay đạt trên 70 tỷ kWh, góp phần đáng kể vào mục tiêu đảm bảo an ninh năng lượng điện của đất nước đặc biệt là vào các tháng mùa khô.

Căn cứ Quy hoạch Điện 7, nhiệt điện than chiếm tới 46.7% trong cơ cấu nguồn điện đến năm 2020. Để thực hiện mục tiêu này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang tích cực triển khai 5 dự án nhiệt điện than, bao gồm: Thái Bình 2, Vũng Áng 1, Long Phú 1, Quảng Trạch 1, Sông Hậu 1, dự kiến đưa vào vận hành từ nay đến năm 2020 với tổng công suất lắp đặt là 6000 MW, trong đó các Dự án Vũng Áng 1, Thái Bình 2 sử dụng nguồn than trong nước; các dự án Long Phú 1, Quảng Trạch 1, Sông Hậu 1 dùng nguồn than nhập khẩu, cụ thể:

- Dự án Nhiệt điện Vũng Áng 1: Công suất 2x600 MW đã đốt lò lần đầu bằng dầu tổ máy số 1 vào ngày 17/8/2013, đốt than và hoà đồng bộ thành công tổ máy số 1 ngày 27/12/2013 và dự kiến đưa vào vận hành thương mại trong quý II/2014 và tổ máy số 2 trong quý IV/2014.

- Dự án Nhiệt điện Thái Bình 2: Công suất 2x600 MW đang trong quá trình triển khai, dự kiến phát điện thương mại tổ máy số 1 năm 2016 và tổ máy số 2 năm 2017.

- Dự án Nhiệt điện Long Phú 1: Công suất 2x600 MW, dự kiến phát điện tổ máy số 1 vào quý IV/2017 và tổ máy số 2 vào quý II/2018.

Song song với các dự án nhiệt điện than, Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam cũng tích cực đẩy nhanh việc triển khai các dự án thủy điện, cụ thể:

- Dự án Thuỷ điện Hủa Na: Công suất 180 MW đã đi vào vận hành thương mại ổn định, an toàn từ quý I/2013, sản lượng đến nay đạt trên 650 triệu kWh.

- Dự án Thủy điện Đăkđrinh: Công suất 125 MW đã thực hiện tích nước hồ chứa an toàn từ ngày 16/10/2013, cơ bản hoàn thành công tác xây dựng các hạng mục công trình chính và dự kiến đưa vào vận hành tổ máy số 1 trong tháng 04/2014 và tổ máy số 2 tháng 06 /2014.

Thực hiện Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo (NLTT) ở Việt Nam đến năm 2015, tầm nhìn đến năm 2025, Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đã đưa vào vận hành nhà máy phong điện Phú Quý với công suất 6,3 MW từ năm 2012. Hiện PVN đang chỉ đạo nghiên cứu đầu tư Dự án Phong điện Hoà Thắng tỉnh Bình Thuận với công suất giai đoạn 1 khoảng 48 MW cũng như các dự án phong điện tiềm năng khác trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận.

Nhu cầu than của các nhà máy điện than của PetroVietnam

Để đáp ứng nhu cầu than các dự án nhiệt điện than đang triển khai, ngoài việc ký kết các hợp đồng mua than trong nước, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam còn đẩy mạnh tiến hành công tác nhập khẩu than với 2 biện pháp triển khai như sau: 1) Ký các hợp đồng thương mại mua than dài hạn với đối tác nước ngoài; 2) Đầu tư mỏ than ở nước ngoài và lấy quyền mua than dài hạn. Đến nay, PVN đã ký được một số hợp đồng khung mua bán than dài hạn với các đối tác Úc, Indonesia với tổng khối lượng than cam kết dài hạn lên đến 10 triệu tấn/ năm. Bên cạnh đó PVN cũng đang nghiên cứu, đánh giá một số cơ hội đầu tư mỏ than ở các nước có nguồn than phong phú như Indonesia, Úc.

4. Lĩnh vực lọc hóa dầu

Nhà máy lọc dầu (NMLD) Dung Quất là một trong 3 NMLD nằm trong chiến lược phát triển đến năm 2025 của PVN với công suất chế biến 6,5 triệu tấn dầu thô Bạch Hổ/năm, đến tháng 6/2010 NMLD Dung Quất đã chính thức đi vào vận hành thương mại. Sau hơn ba năm vận hành, đến nay Nhà máy đã chế biến hơn 21 triệu tấn dầu thô, sản xuất được hơn 20 triệu tấn sản phẩm lọc, hoá dầu các loại đạt chất lượng ổn định và bắt đầu có lãi từ cuối năm 2012…, trong đó sản phẩm xăng dầu đã cung cấp cho thị trường nội địa chiếm khoảng 30% tổng nhu cầu tiêu thụ trong nước, cụ thể:

Đơn vị: tấn

Hiện nay, PVN đang nghiên cứu khả năng nâng cấp, mở rộng NMLD Dung Quất lên công suất chế biến khoảng 10 triệu tấn dầu thô/năm với nhiều loại dầu thô khác nhau để đáp ứng cho nhu cầu xăng dầu và các sản phẩm lọc hóa dầu khác trong nước kể từ sau năm 2015.

II. Định hướng phát triển ngành Dầu khí

Để đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, trên cơ sở định hướng phát triển ngành Dầu khí đến năm 2015, tầm nhìn đến 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phấn đấu hoàn thành các mục tiêu đề ra như sau:

1. Lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí

Tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí luôn là lĩnh vực cốt lõi được ưu tiên tăng tốc làm đòn bẩy cho các lĩnh vực khác phát triển:

- Đẩy mạnh đầu tư tìm kiếm, thăm dò và khai thác trong nước, trong đó dành tỉ lệ tham gia cao nhất có thể tại các bể truyền thống Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu, Sông Hồng.

- Tiếp tục quảng bá, ưu tiên kêu gọi các đối tác tiềm năng có quan tâm đầu tư vào tìm kiếm thăm dò tại những vùng nước sâu, xa bờ; song song với việc chủ động tự thực hiện điều tra cơ bản và tiến hành TKTD.

- Đầu tư phương tiện thiết bị phục vụ công tác TKTD và sớm đưa các phát hiện dầu khí và khai thác một cách hợp lý, hiệu quả, đặc biệt khu vực nước sâu, xa bờ, nhạy cảm chính trị.

- Tích cực tận thăm dò, tăng cường và nâng cao hệ số thu hồi, sớm có chính sách về giá khí để thu hút đầu tư và thúc đẩy các dự án TDKT khí.

- Nghiên cứu, điều tra cơ bản, nghiên cứu phát triển các dạng hydrocarbon phi truyền thống (khí than, hydrate khí, khí đá phiến sét – shale gas).

- Bên cạnh đó, tích cực tìm kiếm đối tác chiến lược, đầu tư thích hợp để mở rộng hoạt động dầu khí ra nước ngoài, kết hợp giữa mua tài sản và hợp đồng tìm kiếm, thăm dò nhằm tập trung đầu tư 2-3 “khu vực trọng điểm” trong vòng 7-10 năm tới.

Phấn đấu

Mức gia tăng trữ lượng

- Giai đoạn 2016- 2020 là 35-45 triệu tấn quy dầu/năm, trong đó: trong nước 25 - 30 triệu tấn/năm, ngoài nước 10 - 15 triệu tấn/năm;

Sản lượng khai thác dầu khí:

- Bảo đảm tổng sản lượng trong nước và phần được chia của PetroVietnam từ các hợp đồng dầu khí quốc tế đến năm 2020 đạt 40-44 triệu tấn quy dầu/năm, trong đó: trong nước 30 - 31 triệu tấn, ngoài nước 10 - 13 triệu tấn;

(đơn vị: triệu tấn quy dầu/năm)

2. Lĩnh vực khí

Ngày 30/03/2011 Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 459/QĐ-TTg phê duyệt “Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2015, định hướng đến 2025”, theo đó sản lượng khai thác khí thiên nhiên trong nước sẽ đạt mức 15-19 tỷ m³/năm vào năm 2020 và duy trì đến năm 2030.

Để triển khai Quyết định của TTg Chính Phủ, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đặt mục tiêu phát triển công nghiệp khí đồng bộ từ khâu đầu, khâu giữa đến khâu cuối trong đó:

- Tập trung xây dựng hệ thống hạ tầng cơ sở công nghiệp khí quốc gia: hoàn chỉnh hạ tầng công nghiệp khí khu vực phía Nam, hình thành hạ tầng công nghiệp khí khu vực phía Bắc và miền Trung; từng bước triển khai xây dựng hệ thống mạng nối đường ống dẫn khí liên vùng, liên khu vực.

- Đẩy mạnh công tác tự lực, khuyến khích đầu tư thăm dò, khai thác khí thông qua cơ chế giá khí và điều khoản PSC phù hợp.

- Đảm bảo cung cấp đủ khí cho tiêu thụ công nghiệp và dân sinh trong nước.

- Tích cực đầu tư, phát triển & đa dạng hóa thị trường tiêu thụ, trong đó tỷ trọng sử dụng khí trong lĩnh vực điện đạt khoảng 70-85% tổng sản lượng khí.

- Nhập khẩu LPG, LNG một cách hiệu quả trên cơ sở cung, cầu khí trong nước, năm 2020 khoảng 1 triệu tấn LNG/năm; năm 2021-2025 là 3.6 triệu tấn LNG/năm và 6 triệu tấn LNG/năm cho giai đoạn 2026-2030.

Trong giai đoạn từ nay đến năm 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ:

- Kết nối, bổ sung & tiếp tục phát triển các hệ thống đường ống thu gom khí tự nhiên/đồng hành từ các mỏ thuộc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - CAA;

- Triển khai xây dựng đồng bộ hệ thống đường ống thu gom khí, Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 1 & từ các mỏ thuộc khu vực Bắc Bộ về khu vực Thái Bình.

- Triển khai xây dựng đồng bộ hệ thống đường ống dẫn khí từ mỏ Cá Voi Xanh (lô 118) về bờ, từng bước hình thành hệ thống cơ sở hạ tầng cung cấp khí cho khu vực miền Trung, có tính đến khả năng kết nối với hệ thống cung cấp khí khu vực miền Nam.

- Tiếp tục đầu tư nâng cấp, mở rộng nhà máy xử lý khí hiện có tại Dinh Cố, tích cực triển khai các dự án đầu tư nhà máy xử lý khí cùng thời gian với việc xây dựng & mở rộng các hệ thống đường ống dẫn khí.

Bên cạnh việc triển khai các dự án khai thác khí trong nước, với mục tiêu đáp ứng nhu cầu cấp thiết về năng lượng của đất nước nói chung và cho sản xuất điện nói riêng, Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đang khẩn trương tiến hành công tác nhập khẩu khí LNG cũng như nhập khẩu khí bằng đường ống. Việc làm này không những phù hợp với quan điểm phát triển bền vững của Chính phủ trong việc đa dạng hóa nguồn năng lượng sơ cấp sử dụng cho sản xuất điện, bảo tồn các nguồn cung cấp nhiên liệu; mà còn góp phần đảm bảo an ninh năng lượng trong tương lai, giải quyết được nhu cầu khí với khối lượng lớn trong khi chưa có thêm nguồn khí mới trong nước. Theo dự kiến sẽ bắt đầu nhập khẩu LNG từ năm 2018 với sản lượng khoảng 1 triệu tấn/năm.

3. Lĩnh vực sản xuất điện

Thực hiện Chiến lược phát triển năng lượng Quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050, Thủ tướng Chính phủ đã giao nhiệm vụ cho 3 Tập đoàn trụ cột là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than Khoáng sản Việt Nam (TKV) cùng tham gia lĩnh vực sản xuất điện năng. Nhận thức được tầm quan trọng nêu trên, trong những năm qua, PVN đã xây dựng “Chiến lược phát triển lĩnh vực điện đến năm 2015, định hướng đến năm 2025” phấn đấu trở thành nhà sản xuất điện đứng thứ 2 sau EVN và là nhà sản xuất điện khí lớn nhất của cả nước, trong đó phấn đấu đến năm 2015, tổng công suất đặt khoảng 4.200 MW (đạt 12% tổng công suất đặt toàn quốc) và đến năm 2020 khoảng 9000 MW (đạt 18-20% tổng công suất đặt toàn quốc). Để đạt được mục tiêu này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ tiếp tục tích cực đầu tư phát triển nhiệt điện khí, hợp tác với các đối tác, tham gia thực hiện các dự án thủy điện và điện than được Chính phủ giao, đẩy mạnh công tác tìm kiếm và ký kết các hợp đồng nhập khẩu than đối với các dự án chưa có kế hoạch cung cấp than từ nguồn trong nước. Cụ thể:

+ Phát triển nhiệt điện khí, coi đây là thế mạnh số một trên cơ sở tận dụng các nguồn khí khai thác và phát triển nguồn khí mới (LNG);

+ Thực hiện đầu tư xây dựng các dự án nhiệt điện than trên cơ sở Quy hoạch đã được Thủ tướng Chính phủ giao, sử dụng công nghệ hiện đại, hiệu suất cao, thân thiện môi trường để nâng cao tính cạnh tranh. Xúc tiến công tác nhập khẩu than, đồng thời xem xét cơ hội đầu tư hoặc mua các mỏ than ở nước ngoài nhằm bảo đảm nguồn nguyên liệu lâu dài cho các nhà máy điện.

Bên cạnh đó thực hiện Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam đến năm 2015, tầm nhìn đến năm 2025 theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, cũng như theo Quy hoạch điện VII, Chính phủ sẽ ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo, tăng tỷ lệ sản xuất điện năng từ nguồn năng lượng tái tạo (đạt 4,5% điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6% vào năm 2030), PVN/PV Power sẽ tiếp tục xem xét nghiên cứu đầu tư đối với các dự án sử dụng năng lượng tái tạo đạt hiệu quả đầu tư như sau:

+ Giai đoạn 2014 - 2020: Dự kiến đầu tư và đưa vào vận hành 01 dự án (Phong điện Hòa Thắng-giai đoạn 1 công suất 48MW)

+ Giai đoạn 2021 - 2025: Dự kiến đầu tư và đưa vào vận hành 01 dự án năng lượng tái tạo, tổng công suất 100 MW.

Mục tiêu của PVN trong lĩnh vực điện đến 2030

4. Lĩnh vực lọc hóa dầu

Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 nêu rõ mục tiêu phát triển công nghiệp chế biến dầu khí là “phát triển các nhà máy lọc dầu, từng bước đáp ứng đủ nhu cầu về các sản phẩm dầu trong nước, đưa tổng công suất các nhà máy lọc dầu lên khoảng 25 đến 30 triệu tấn dầu thô”.

Triển khai chiến lược trên, trong những năm tới Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đặt mục tiêu thực hiện các nhiệm vụ sau:

- Đầu tư duy trì công suất lọc dầu và công suất sản xuất nhiên liệu sinh học để tổng công suất đáp ứng khoảng 80% nhu cầu sản phẩm xăng dầu trong nước. Nâng cấp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, xây dựng các Nhà máy Lọc dầu Nghi Sơn, Long Sơn. Công suất lọc dầu đạt 16-20 triệu tấn/năm vào năm 2020 và 30 triệu tấn/năm vào năm 2030 trong đó 83% sản lượng là xăng & DO, cụ thể:

Giai đoạn 2011-2020:

+ Đưa Liên hiệp lọc-hoá dầu Nghi sơn công suất 10 triệu tấn/năm vào hoạt động;

+ Hoàn thành nâng cấp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất lên công suất 10 triệu tấn/năm;

+ Đưa 3 Nhà máy Ethanol vào hoạt động với công suất 300 triệu lít/năm.

Giai đoạn 2020-2030:

+ Đưa Nhà máy lọc dầu số 3 vào hoạt động.

- Xây dựng hệ thống phân phối sản phẩm dầu khí; xây dựng các kho chứa tàng trữ dầu thô bảo đảm bảo nguồn nguyên liệu vận hành các nhà máy lọc dầu, đồng thời tham gia hệ thống dự trữ dầu thô quốc gia.

III. Các đề xuất/kiến nghị của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

1. Về cơ chế tài chính

a. Chính phủ xem xét, sửa đổi Nghị định 48/2000/NĐ-CP theo hướng cho phép Công ty mẹ -Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tự tiến hành hoạt động dầu khí phù hợp với Luật Dầu khí và Điều lệ.

b. Sớm ban hành Nghị định của Chính phủ về Quy chế quản lý Tài chính của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phù hợp với Nghị định số 101/2009/NĐ-CP về thí điểm các Tập đoàn kinh tế, Nghị định số 25/2010/NĐ-CP về việc Chuyển đổi Doanh nghiệp Nhà nước thành Công ty Trách nhiệm hữu hạn một thành viên, đặc biệt là việc phản ánh thu nhập của Tập đoàn từ khoản lãi dầu của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”.

Trong khi chờ Chính phủ ban hành Nghị định về Quy chế tài chính của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, kính đề nghị Bộ Tài chính có văn bản chấp thuận để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam hạch toán doanh thu hoạt động tài chính đối với khoản lợi nhuận được chia từ Liên doanh Việt - Nga "Vietsovpetro" vào khoản thu nhập của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

c. Điều chỉnh Nghị định số 71/2013/NĐ - CP ngày 11/7/2013 về đầu tư vốn Nhà nước vào doanh nghiệp và quản lý tài chính đối với doanh nghiệp do Nhà nước nắm giữ 100% vốn điều lệ, cho phù hợp với điều kiện thực tế của Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam, nhằm tháo gỡ các khó khăn trong việc tái đầu tư phát triển, mở rộng hoạt động sản xuất kinh doanh, nâng cao sức cạnh tranh và hội nhập kinh tế quốc tế và khuyến khích các doanh nghiệp làm ra nhiều lợi nhuận. (Nghị định 71/2013/NĐ-CP quy định lợi nhuận của doanh nghiệp Nhà nước chỉ được trích: 30% vào Quỹ đầu tư phát triển, không quá 03 tháng lương cho 02 Quỹ khen thưởng, phúc lợi và không quá 1,5 tháng lương cho viên chức quản lý doanh nghiệp, số lợi nhuận còn lại sẽ được nộp hết về Quỹ hỗ trợ sắp xếp và phát triển doanh nghiệp và việc đầu tư dự án sẽ thực hiện theo quyết định của Thủ tướng Chính phủ).

d. Phê duyệt Cơ chế đặc thù liên quan đến hoạt động cho vay các Công ty con của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam để tháo gỡ các khó khăn trong việc cho vay lại đối với các dự án đầu tư của Tập đoàn tại công văn số 7733/DKVN-HĐTV ngày 25/10/2013.

2. Cơ chế kinh doanh & chính sách một giá khí

Kinh nghiệm triển khai các dự án khí trong thời gian qua cho thấy việc thống nhất giá khí thường mất nhiều thời gian, kéo dài & là nhân tố then chốt. Với việc nguồn cung khí từ các mỏ hiện có đang dần bị suy giảm, sự chênh lệch về giá khí đầu vào từ các nguồn khí khác nhau ngày một mở rộng (Hiện tại: Cửu Long/Nam Côn Sơn trong & ngoài bao tiêu/PM3-CAA; tương lai: Lô B & 48/95 và Lô 52/97; Thái Bình, Lô 102-106 và Lô 103-107; Thiên Ưng - Mãng Cầu; Cá Voi Xanh, Mỏ Sư Tử Biển, Cá Ngừ Vĩ Đại v.v…, LNG nhập khẩu), để có thể đảm bảo nguồn cung cấp khí phục vụ cho nhu cầu năng lượng của quốc gia; trong những năm tới Chính phủ cần thiết phải có những chính sách nhằm đột phát, giải tỏa các vướng mắc trên, đảm bảo lợi nhuận khuyến khích các nhà thầu đầu tư vào các dự án khí thượng nguồn/trung nguồn; như hỗ trợ PVN như là một Bên trong quá trình triển khai các dự án khí/nhập khẩu khí LNG.

Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam kiến nghị Chính phủ/Bộ Công Thương sớm phê duyệt Cơ chế kinh doanh khí & Phương án giá bán khí theo thị trường, theo đó thống nhất áp dụng một giá khí khu vực áp dụng cho từng loại khách hàng: a) sản xuất điện (trừ nhà máy điện Hiệp Phước và lượng khí trong bao tiêu của các nhà máy điện BOT như Phú Mỹ 2.2 & Phú Mỹ 3); b) sản xuất đạm; c) sản xuất hóa chất/hóa dầu; d) khách hàng công nghiệp trong đó giá khí bán cho khách hàng sản xuất công nghiệp được tính theo mức cạnh tranh với nhiên liệu thay thế FO hoặc LPG.

3. Công tác triển khai các dự án điện

Nhằm hỗ trợ PVN đẩy nhanh quá trình triển khai các dự án điện, Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam xin kiến nghị Chính phủ:

+ Tiếp tục chỉ đạo Bộ Tài Chính và các Bộ ngành liên quan hỗ trợ PVN trong đàm phán thu xếp vốn, cấp bảo lãnh cho các dự án điện, trước mắt cho dự án Thái Bình 2 và các dự án Long Phú 1, Sông Hậu 1, Quảng Trạch 1.

+ Tiếp tục chỉ đạo Bộ Công Thương xây dựng cơ chế chính sách giá điện hợp lý, đảm bảo cho PVN và các nhà đầu tư nguồn điện đủ bù đắp chi phí và có lãi, trước mắt phê duyệt giá điện cho Nhà máy Phong điện Phú Quý, để tháo gỡ khó khăn cho PVN/PVPower.

+ Cho phép nhà máy nhiệt điện Thái Bình 2 được thực hiện theo cơ chế đặc thù đã áp dụng cho Vĩnh Tân 4, Long Phú 1 theo đó đối với gói thầu xây lắp do nhà thầu trong nước đảm nhiệm áp dụng giá điều chỉnh, đối với gói thầu nhập khẩu thiết bị chính do nước ngoài thực hiện áp dụng hình thức trọn gói.

+ Sớm xem xét, ủy quyền cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phê duyệt tổng mức đầu tư hiệu chỉnh của một số Dự án điện đã được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trình Thủ tướng Chính phủ tại công văn số 7916/DKVN-HĐTV ngày 31/10/2013.

+ Chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tiếp nhận Nhà máy Phong điện Phú Quý theo đề nghị của Ủy ban Nhân dân Tỉnh Bình Thuận tại công văn số 4457/UBND-KTN ngày 31/10/2013.

+ Chỉ đạo EVN, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia và Công ty Cổ phần Thủy điện Hủa Na hoàn thành việc bàn giao kỹ thuật đường dây 220 kV Nhà máy Thủy điện Hủa Na - Thanh Hóa trước ngày 15/12/2013 và hoàn trả toàn bộ chi phí đầu tư trong quý I/2014.

+ Chỉ đạo EVN/NPT khẩn trương xây dựng các tuyến đường dây (500KV, 220KV) để giải phóng công suất phát của toàn bộ Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và tránh ảnh hưởng đến công tác chạy thử nghiệm thu và vận hành thương mại của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

Bên cạnh đó, để hoàn thiện chuỗi giá trị dầu khí, kiến nghị Chính phủ xem xét, giao cho Tập đoàn làm chủ đầu tư các Nhà máy điện khí sử dụng các nguồn khí từ các đường ống dẫn khí khu vực miền Nam, miền Trung và miền Bắc.

4. Các vấn đề khác

a. Chính phủ xem xét, giao cho Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam chủ trì thẩm định các báo cáo đánh giá trữ lượng, kế hoạch phát triển mỏ (FDP) với sự tham gia của các Bộ/Ngành có liên quan và trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; Chủ trì thẩm định các báo cáo kế hoạch khai thác sớm (EDP), Kế hoạch thu dọn mỏ với sự tham gia của các Bộ/Ngành có liên quan và báo cáo Bộ Công Thương phê duyệt; Phê duyệt thay đổi dự toán ở mức dưới 20% so với tổng mức đầu tư đã được phê duyệt trong FDP/EDP.

b. Chính phủ xem xét, ban hành các chính sách ưu đãi về thuế cho hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí tại những vùng nước sâu, xa bờ, thăm dò - khai thác khí thiên nhiên; Ưu đãi thuế cho các nhà máy lọc/hoá dầu nằm trong quy hoạch, nhằm bảo đảm khả năng cạnh tranh với sản phẩm lọc/hoá dầu nhập khẩu;

c. Chính phủ xem xét cấp, bảo lãnh vay vốn và đảm bảo chuyển đổi ngoại tệ để Tập đoàn có điều kiện thuận lợi trong thu xếp vốn vay cho các dự án trọng điểm của nhà nước. Bên cạnh đó Chính phủ cũng hỗ trợ Tập đoàn trong việc vay vốn ưu đãi từ Ngân hàng Phát triển tối thiểu từ 20%-30% tổng vốn đầu tư đối với các dự án trọng điểm của nhà nước và của Tập đoàn.

d. Chính phủ xem xét, cân nhắc lộ trình điều chỉnh giá khí, giá điện từng bước tiếp cận với giá thị trường.

Xin trân trọng cảm ơn.