Dự án Lô 01 & 02, 5 năm và những vướng mắc cơ chế pháp lý!

Đóng góp to lớn cho kinh tế, an ninh năng lượng Quốc gia

Lô 01&02 thuộc Bể Cửu Long nằm ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam cách Thành phố Vũng Tàu khoảng 155 km về phía Đông Nam, hiện nay đang khai thác với 04 mỏ (Ruby, Pearl, Topaz và Diamond), có 02 mỏ đã có phát hiện (Jade & Emerald) và một số các cấu tạo tiềm năng.

Hợp đồng dầu khí (PSC) Lô 01&02 do Petronas Carigali Vietnam Limited (PCVL) là Nhà điều hành đã hết hạn vào ngày 09/9/2017 (Từ 1991, chưa có Luật Dầu khí). Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) với tư cách là Đại diện nước chủ nhà đã tiếp nhận tài sản và hoạt động dầu khí tại Lô 01&02 sau ngày hết hạn hợp đồng. Sau khi tiếp nhận Lô 01&02, Petrovietnam và Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) đã ký Hợp đồng thuê tạm thời điều hành hoạt động dầu khí Lô 01&02 vào ngày 09/10/2017. Theo đó, PVEP đã thành lập Ban Điều hành Dự án Lô 01&02 để trực tiếp điều hành hoạt động dầu khí tại Lô 01&02 từ ngày 10/9/2017 cho tới nay.

Giàn Ruby thuộc Dự án Lô 01&02

Trong hành trình 5 năm điều hành Dự án Lô 01&02 kể từ khi tiếp nhận, Dự án đã phải đối mặt với rất nhiều khó khăn: chưa có Hợp đồng Dầu khí dẫn đến không thể có đầu tư lớn (Capex); hệ thống thiết bị vận hành khai thác cũ và không đồng bộ; hầu hết các giàn khai thác xuống cấp và thiếu nguồn thiết bị dự phòng, các mỏ ở giai đoạn khai thác cuối thiếu nguồn khí hỗ trợ;…

Mặc dù vậy, với nỗ lực vượt bậc của đội ngũ lao động 100% người Việt, sự chỉ đạo sát sao của Lãnh đạo Petrovietnam/PVEP và sự đồng hành của các Ban chuyên môn của Petrovietnam/PVEP, Dự án đã luôn hoàn thành xuất sắc các nhiệm vụ, chỉ tiêu được giao theo chương trình công tác và ngân sách hàng năm, đạt được những thành tích rất tích cực.

Cụ thể, dự án hoạt động sản xuất tuyệt đối an toàn, 5 năm không có tai nạn làm mất giờ công lao động, mặt trận ngoài biển được giữ vững trong suốt đại dịch Covid-19; Kể từ khi tiếp nhận Dự án và điều hành hoạt động, thời gian vận hành sản xuất (Up-time) của hệ thống thiết bị khai thác của Lô 01&02 hàng năm luôn đạt trên 99%.

Về sản lượng, sau 5 năm tiếp nhận, Dự án đạt mốc khai thác 16 triệu thùng dầu vào ngày 09/9/2022 với sản lượng khai thác dầu trung bình hàng năm luôn đạt từ 103-110% kế hoạch được giao. Tổng sản lượng khai thác toàn Lô 01&02 (tính từ khi bắt đầu khai thác năm 1998) đạt 130 triệu thùng dầu vào ngày 23/5/2022 và trở thành một trong 04 Dự án dầu khí tại Việt Nam cán mốc sản lượng này. Tổng doanh thu từ khi tiếp nhận Dự án đến nay đạt xấp xỉ 1,2 tỷ USD, nộp Ngân sách nhà nước trên 452 triệu USD, lãi sau thuế tạm tính khoảng 262 triệu USD.

Song song với duy trì sản xuất, Dự án đã xây dựng chiến lược phát triển trung và dài hạn, nghiên cứu các phương án tận thăm dò, thăm dò mở rộng, phát triển mỏ, tối ưu hệ thống thiết bị khai thác cho toàn Lô, làm cơ sở để hiện thực hóa mục tiêu gia tăng sản lượng ngay sau khi Hợp đồng PSC mới được ký kết.

Những kết quả thành công nêu trên không chỉ có ý nghĩa to lớn về khía cạnh kinh tế - đảm bảo an ninh năng lượng cho Quốc gia, mà còn khẳng định sự chỉ đạo đúng đắn của Ban lãnh đạo Petrovietnam/PVEP, với nội lực và nguồn nhân lực hiện có 100% là người Việt Nam, PVEP có thể làm chủ được kỹ thuật, công nghệ để đảm nhiệm và điều hành thành công những dự án lớn, dự án khó, trong đó có những dự án khai thác mỏ nhỏ, cận biên ngày càng phổ biến ở Việt Nam.

Gặp khó vì thiếu cơ chế pháp lý!

Tuy nhiên, bên cạnh những thành quả đạt được thì Dự án Lô 01&02/17 đang đối mặt với rất nhiều khó khăn, vướng mắc liên quan đến cơ chế pháp lý cho các hình thức vận hành, điều hành Lô dầu khí tận thu, mỏ nhỏ, mỏ cận biên như trường hợp của Dự án này.

Ông Lê Đắc Hoá, Giám đốc Dự án chỉ đạo triển khai công việc tại giàn khai thác Lô 01&02

Cụ thể, ông Lê Đắc Hoá - Giám đốc Dự án Lô 01&02/17 cho biết rằng, việc thiếu cơ sở pháp lý và cơ chế rõ ràng cho Lô 01&02 sau khi hết hạn Hợp đồng PSC đã ảnh hưởng không nhỏ đến quá trình triển khai hoạt động dầu khí tại Dự án cả về khía cạnh kỹ thuật, pháp lý và kinh tế.

Theo đó, hiện tại các hoạt động dầu khí tại Lô 01&02 được triển khai trên cơ sở Hợp đồng thuê tạm thời điều hành hoạt động dầu khí ký giữa PVEP và Petrovietnam, với mục tiêu ban đầu là sẽ sớm ký kết Hợp đồng Dầu khí (HĐDK) mới. Trong Hợp đồng tạm thời thuê điều hành Lô 01&02, PVEP là đơn vị cung cấp dịch vụ cho Petrovietnam và chỉ nhận phí dịch vụ mà không được nhận phần chia dầu khí từ sản lượng khai thác như các Dự án có HĐDK thông thường. Do PVEP không phải là nhà đầu tư/nhà thầu dầu khí, không thể triển khai các hoạt động đầu tư, nên hoạt động dầu khí hiện tại chỉ dừng ở mức duy trì hoạt động khai thác an toàn tại các mỏ hiện có, không có đầu tư lớn (đầu tư Capex).

Kế đến, Dự án Lô 01&02 hiện đang quản lý, vận hành 05 giàn đầu giếng, được xây dựng từ năm 1998 (RBDP-A) đến 2014 (DMDP-A) với các thiết bị đa dạng về nhãn hiệu, chủng loại… gây khó khăn và tăng chi phí bảo trì, sửa chữa, giảm khả năng hỗ trợ dùng phụ tùng lẫn nhau giữa các giàn. Nhiều thiết bị đã cũ (có những thiết bị đã trên 15 năm), không còn hỗ trợ từ nhà sản xuất, khó khăn khi bảo trì và sửa chữa nên tính tin cậy và hiệu suất vận hành (Uptime) của hệ thống thiết bị giảm sút, ảnh hưởng trực tiếp đến sản lượng khai thác và làm tăng nguy cơ rủi ro mất an toàn. Do đó, để tiếp tục vận hành sản xuất, bắt buộc phải nâng cấp hoặc thay thế các cụm thiết bị. Tuy nhiên hiện không thể thực hiện được vì vướng cơ chế.

Hiện nay, các mỏ đang khai thác trong giai đoạn tận thu, áp suất vỉa suy giảm mạnh, sản lượng khai thác hàng năm suy giảm nhanh. Nhằm duy trì và gia tăng sản lượng dầu khai thác, Dự án cần triển khai các hoạt động đầu tư như nâng cấp/thay thế hệ thống thiết bị, thăm dò mở rộng, sửa chữa giếng, khoan phát triển, phát triển mỏ mới hay dự án gia tăng hệ số thu hồi nhằm duy trì và gia tăng sản lượng khai thác.

Nhưng do hợp đồng thuê điều hành Lô 01&02 chỉ được gia hạn hàng năm, các hợp đồng phục vụ bảo trì, vận hành khai thác chỉ được ký ngắn hạn, không tận dụng được ưu thế như đàm phán ký kết các hợp đồng thương mại dài hạn. Đặc biệt là hợp đồng thuê tàu FPSO dài hạn vốn là loại hợp đồng có giá trị lớn, thời hạn dài, có ý nghĩa sống còn trong việc duy trì khai thác và khai thác tận thu các mỏ, các phát hiện dầu khí và cấu tạo tiềm năng trong Lô.

Do đó, ông Nguyễn Đắc Hoá cho rằng: Dự án cần có cơ sở pháp lý và cơ chế rõ ràng để có thể triển khai đầu tư duy tu bảo dưỡng, nâng cấp/ thay thế hệ thống thiết bị hiện hữu, không chỉ để kéo dài thời gian khai thác các mỏ hiện hữu mà còn để tiếp tục đầu tư mở rộng gia tăng thu hồi/tận thu các mỏ dầu khí hiện có, phát triển các phát hiện dầu khí sẵn có, thăm dò mở rộng các đối tượng tiềm năng nhằm tối đa hóa việc khai thác tài nguyên dầu khí lâu dài, mang lại lợi ích kinh tế cho nhà thầu, tạo nguồn kinh phí cho thu dọn mỏ và tiếp tục mang lại nguồn thu lớn cho Ngân sách Nhà nước.

Đặc biệt là trong những năm tới đây, khi nhiều Lô Hợp đồng Dầu khí hết hạn và được hoàn trả về cho nước chủ nhà với trữ lượng dầu khí còn lại và sản lượng nhỏ, hiệu quả kinh tế thấp như các Lô 01&02, Lô 01&02/97 hay mỏ Sông Đốc. Thực tế đó đặt ra yêu cầu bổ sung vào Dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi) các quy định để đa dạng hóa hình thức HĐDK, không chỉ giới hạn ở hình thức HĐDK truyền thống như hiện nay mà cho phép áp dụng cả những hình thức khác như hợp đồng cấp phép, hợp đồng dịch vụ điều hành phi lợi nhuận,… theo nguyên tắc đôi bên cùng có lợi cho Nhà nước và nhà đầu tư.

L.Trúc