Trong 3 năm trở lại đây, đầu tư cho ngành năng lượng, gồm điện - than - dầu khí, suy giảm đã tạo ra khoảng trống, gây áp lực lớn lên an ninh năng lượng của nước ta. Với một nền kinh tế có tốc độ tăng trưởng cao, liên tục, để thoát “bẫy thu nhập trung bình”, thì an ninh năng lượng phải là trụ cột trong chính sách phát triển, chứ không thể là “gót chân Asin” của nền kinh tế.

Bài 2: Mòn mỏi dự án dầu khí

Trong khi than gặp thách thức về đáp ứng nguồn cung, thì nguồn được trông chờ để bổ sung cho phát điện sạch, với công suất lớn là khí cũng đối mặt với nhiều khó khăn từ khai thác và nhập khẩu.

“Chát” giá điện khí

Năm 1996, Dự án khí Lô B đã được bắt đầu triển khai tìm kiếm thăm dò ngoài khơi Tây Nam Việt Nam. Với tuyên bố thương mại vào năm 2008, chuỗi Dự án khí điện Lô B đã được kỳ vọng sớm triển khai để có thêm nguồn điện sạch với quy mô lên tới 4.000 MW.

Tháng 4/2017, Dự án đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt mức giá bán khí miệng giếng, nhưng hiện vẫn chưa hẹn ngày chính thức có dòng khí đầu tiên cập bờ.

Theo ông Lê Ngọc Sơn, Tổng giám đốc Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc, chuỗi Dự án khí Lô B Ô - Môn được triển khai từ năm 1997, nhưng sau 21 năm vẫn chưa được đưa vào khai thác.

Khác với dự án dầu có thể tự độc lập khai thác khi phát hiện trữ lượng đảm bảo hiệu quả kinh tế, dự án khí muốn đạt giá trị gia tăng cao phải đồng bộ từ khai thác tới vận chuyển vào bờ và có các hộ tiêu thụ trên bờ.

Có quy mô 6,7 tỷ USD, Dự án khí Lô B có thời gian đầu tư, khai thác vận hành hơn 20 năm. Hiện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và các đơn vị thành viên nắm 70%, phần còn lại thuộc về đối tác Nhật Bản và Thái Lan. Đây được xem là một dự án lớn với gần 1.000 giếng khai thác và hơn 50 giàn vệ tinh cùng giàn trung tâm.

Hai dự án thành phần còn lại là đường ống dẫn khí dài hơn 400 km, quy mô 1,3 tỷ USD và các nhà máy điện có quy mô khoảng 5 tỷ USD, hoặc đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn, hoặc chưa xác định được chủ đầu tư.

Ở chuỗi Dự án Khai thác mỏ khí Cá Voi Xanh, được kỳ vọng giúp bổ sung khoảng 6.000 MW điện khí tại khu vực Quảng Nam và Quảng Ngãi cũng chưa đến được bước triển khai trên thực địa do chưa hoàn thiện thủ tục pháp lý, trong đó, có thủ tục đặc biệt quan trọng là bảo lãnh của Chính phủ cho dự án khai thác khí.

Khó khăn chưa dừng lại đó khi 5 dự án điện có quy mô trên 5 tỷ USD của chuỗi dự án Cá Voi Xanh do PVN, EVN và nhà đầu tư nước ngoài đảm nhiệm cũng phải đối diện với thực tế không còn thuộc diện được Chính phủ bảo lãnh, nên không dễ thu xếp vốn.

Dẫu vậy, điểm quan trọng nhất là các nhà máy điện khí này sẽ có giá bán điện không dưới 2.500 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá bán lẻ điện bình quân hiện mới là 1.846 đồng/kWh, nên nguồn bù đắp phần chênh này cũng khiến các cơ quan phân vân.

ảnh 1
 

Với các dự án điện dùng khí LNG nhập khẩu, chuyện cũng không dễ dàng.

Hiện có 5 dự án điện khí LNG với quy mô từ 1.500 - 6.000 MW được đề xuất tới Bộ Công thương. Tuy nhiên, ngoài việc phải thực hiện các thủ tục rất phức tạp, mất thời gian để bổ sung vào Quy hoạch Phát triển điện quốc gia, giá bán điện cũng được cho là sẽ không dưới 11 - 12 UScent/kWh, bởi nguồn LNG đầu vào, thiết bị, máy móc đều phải nhập khẩu, chưa kể, có những phần công việc vẫn phải thuê chuyên gia ngoại với chi phí cao.

Loay hoay tái cơ cấu

Việc giá dầu giảm mạnh, có lúc xuống hơn 30 USD/thùng vào đầu năm 2016 và sau đó dao động quanh mức 55 - 70 USD/thùng vài năm qua đã khiến nhiều dự án thăm dò, khai thác phải dừng, giãn tiến độ. Đó là chưa kể những tác động tiêu cực của các vụ đại án tại PVN tác động không nhỏ tới tâm tư, tình cảm của người lao động. Để PVN tiếp tục phát triển, việc tái cơ cấu đã được đặt ra.

Trong Đề án Tái cơ cấu PVN được xây dựng, tới sau năm 2030 chỉ còn lại thăm dò - khai thác, khí và chế biến dầu khí - vốn là 3 mảng có đóng góp lớn trong kết quả kinh doanh của PVN. 

Cụ thể, lợi nhuận sau thuế hợp nhất của PVN giai đoạn 2011 - 2016 đạt trên 274.000 tỷ đồng, có đóng góp từ thăm dò khai thác dầu (60,4%), khí (21,7%), chế biến dầu khí (7,8%), điện (2,8%) và dịch vụ (7,2%).

Mặc dù có những nỗ lực không nhỏ từ phía doanh nghiệp, nhưng nhiều hoạt động của ngành dầu khí vẫn ở trong thế tiến thoái lưỡng nan.

Nhìn thấy rõ nhất là khai thác dầu khí. Năm 2018, sản lượng khai thác quy dầu (gồm dầu và khí) trong nước của PVN là 22,03 triệu tấn, trong khi tìm kiếm thăm dò gia tăng trữ lượng chỉ là 12 triệu tấn.

Trước đó, năm 2017 từng được xem là năm “báo động đỏ” khi hoạt động tìm kiếm thăm dò chỉ mang lại 4 triệu tấn trữ lượng quy đổi, trong khi sản lượng khai thác dầu khí trong nước lên tới 23,46 triệu tấn.

ảnh 2
 

Cần phải biết rằng, giảm sút trong hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí chỉ mới xuất hiện từ năm 2016, khi trong giai đoạn 2011-2015, hệ số gia tăng trữ lượng bù trừ vào sản lượng khai thác đã đạt 1,5 lần - mức an toàn phát triển. Đây là kết quả của sự chăm chút cho việc tìm kiếm nguồn cung dầu khí cho tương lai, nhằm đảm bảo sự bền vững và ổn định của ngành dầu khí trong chiến lược phát triển kinh tế biển của Việt Nam.

Cần nói thêm, tìm kiếm thăm dò cũng là khâu đầu tiên của dây chuyền tìm kiếm thăm dò - khai thác - chế biến dầu khí. “Thiếu thăm dò sẽ thiếu trữ lượng mỏ, không đủ dầu cung cấp cho các  nhà máy lọc dầu, không cung cấp được khí, nguyên liệu cho các nhà máy phân đạm và điện”, ông Nguyễn Quỳnh Lâm, Tổng giám đốc Liên doanh Dầu khí Việt - Nga Vietsovpetro nhận xét.

Bạch Hổ - mỏ chủ lực của ngành dầu khí hiện đã bước vào giai đoạn suy kiệt qua 32 năm khai thác sau khi đã cống hiến hơn 232,4 triệu tấn dầu từ tầng đá móng, cung cấp vào bờ hơn 34,03 tỷ m3 khí đồng hành, doanh thu bán dầu đạt hơn 79 tỷ USD.

“Nếu tình hình tiếp diễn như hiện nay, vào sau năm 2020, sản lượng khai thác của Vietsovpetro  (bao gồm sự đóng góp của các mỏ mới như Cá Tầm) sẽ chỉ đạt 3,5 triệu tấn/năm”, ông Nguyễn Quỳnh Lâm nói.

Nỗi lo của người dầu khí không phải là quá xa. Báo cáo tổng kết năm 2018 của PVN cho hay, điều kiện khai thác ở các mỏ chủ lực như Bạch Hổ, Tê Giác Trắng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Rạng Đông… đã chuyển sang giai đoạn suy giảm sản lượng hay có độ ngập nước cao và tiềm ẩn nhiều rủi ro. Trong lúc đó, các phát hiện dầu khí giai đoạn gần đây phần lớn có trữ lượng nhỏ, do giá dầu thấp nên hiệu quả kinh tế không cao, dẫn đến số lượng công trình khai thác mới đưa vào để bổ sung sản lượng khai thác ít đi.

Trong 2 năm 2017 và 2018 chỉ có 3 mỏ/công trình vào khai thác là giàn Thỏ Trắng - 3 mỏ Thỏ Trắng của Vietsovpetro, Bunga Pakma và Phong Lan Dại.

Thực trạng suy giảm tìm kiếm thăm dò dầu khí cũng được ông Nguyễn Vũ Trường Sơn  (người đang xin từ nhiệm khỏi vị trí Tổng giám đốc PVN) lý giải, PVN không có nguồn và cơ chế tài chính phù hợp để thực hiện hoạt động mang tính rủi ro cao này.

“Nếu tình trạng mất cân đối giữa tìm kiếm thăm dò gia tăng trữ lượng và khai thác vẫn tiếp diễn như hiện nay, thì chỉ vài năm nữa, sản lượng khai thác dầu khí toàn ngành sẽ chỉ còn 1/3 sản lượng so với hiện nay”, ông Sơn dự báo.

Vốn ngoại không mặn mà

Theo tính toán của PVN, nhu cầu vốn cho giai đoạn 2018 - 2030 lên tới 623.830 tỷ đồng, trong đó, riêng cho dầu khí là 183.928 tỷ đồng. 

Thực tế, năm 2018, giá trị thực hiện đầu tư của toàn PVN chỉ là 40.858 tỷ đồng, đạt 54% so với kế hoạch đặt ra (76.132 tỷ đồng), nếu tính giá trị giải ngân thì chỉ có 36.110 tỷ đồng.

Đáng quan tâm là cơ chế thu hút đầu tư nước ngoài vào gia tăng trữ lượng hiện nay được cho là không còn phù hợp, khiến hoạt động này không sôi động.

Công ty IHS Energy (Mỹ) năm 2014 đã đánh giá, Việt Nam đứng thứ 32 trong tổng số 129 quốc gia được xem xét về mức độ hấp dẫn nhà đầu tư trong hoạt động dầu khí. Tại ASEAN, Việt Nam cũng được xếp sau Malaysia và Indonesia.

Một thống kê khác của Wood Mackenzie cũng cho thấy, tiêu chí về phần thu của Chính phủ trong các hợp đồng dầu khí của Việt Nam (khoảng 85%) cao hơn so với các nước trong khu vực (khoảng 75% - 80%) và cao hơn nhiều so với tiêu chí tương tự trong các hợp đồng dầu khí của các nước trên thế giới (khoảng 60%).

Cho tới nay, các nhà đầu tư nước ngoài đã bỏ ra khoảng 57 tỷ USD cho công tác tìm kiếm thăm dò tại Việt Nam, tuy nhiên, nguồn lợi nhuận các nhà đầu tư này thu được chưa đến 40 tỷ USD.

Ông Ngô Thường San, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng, cần điều chỉnh Luật Dầu khí 2008 và các văn bản pháp quy dưới Luật cho phù hợp với hiện trạng kinh tế dầu khí thế giới, tiềm năng dầu khí trong nước để kích thích đầu tư nước ngoài tận thu khai thác các mỏ đang suy giảm, nâng cao hệ số thu hồi dầu, đầu tư phát triển các mỏ cận biên kinh tế, các vùng khó khăn nước sâu, xa bờ.

Về phía mình, PVN cũng đã kiến nghị Quốc hội cần sớm sửa đổi Luật Dầu khí để đảm bảo cơ chế tài chính cho PVN hoạt động; trong đó cho để lại 50% lợi nhuận sau thuế để PVN có đủ nguồn tài chính hoạt động hay bổ sung quy định về phân cấp và xét duyệt trữ lượng nhằm rút ngắn lộ trình xét duyệt và đưa các mỏ dầu/khí vào khai thác sớm.

Có một tín hiệu đáng mừng là, các kiến nghị này vẫn đang được lắng nghe.

Hiện có 2/5 dự án khai thác dầu khí ở nước ngoài của PVN đang có doanh thu và lợi nhuận chuyển về Việt Nam. Cụ thể, tham gia 49% vốn tại Công ty Rusvietpetro để khai thác Dự án lô Nhenhexky (Nga) với số tiền đã góp là 533,22 triệu USD, PVN đã nhận lại phần được chia là 877,59 triệu USD tính tới hết tháng 7/2018.

Còn tại Dự án 433a và 416b ở Algeria, PVEP tham gia 40% và đã góp 1,26 tỷ USD. Với giá dầu hiện nay, Dự án đang khai thác có doanh thu và chuyển dòng tiền về nước.

3/5 dự án khai thác dầu khí còn lại là Junin 2 tại Venezuela, lô 67 tại Pê-ru và lô PM 304 tại Malaysia hoặc đang tạm dừng, hoặc chờ chuyển nhượng phần vốn góp của Việt Nam cho các đối tác nước ngoài.

8 dự án khác trong tìm kiếm thăm dò ở nước ngoài gồm lô M2, MD2, MD4 (Myanmar), lô Danan (Iran), lô VX (Campuchia), Marine IX (Congo), lô 39 (Pê-ru) và Magumanov (Nga) cũng đang gặp nhiều khó khăn trong việc triển khai các hoạt động cụ thể, hoặc đang tạm dừng để chờ chuyển nhượng.

Nguồn: Báo cáo của Bộ Công thương tháng 12/2018

(Còn tiếp)

Theo Thanh Hương
baodautu.vn
Bình Luận (0)

Bài viết chưa có bình luận nào. Bạn nên dùng tiếng Việt có dấu khi bình luận.