Cần có những cơ chế, chính sách “đặc biệt” cho các mỏ dầu khí “đặc biệt”

08:40 | 23/12/2021

44,631 lượt xem
Theo dõi Petrovietnam trên
|
(PetroTimes) - Trong bối cảnh sản lượng khai thác dầu khí đang dần suy giảm, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đang tích cực triển khai các giải pháp, biện pháp kỹ thuật để đưa vào khai thác các mỏ “đặc biệt” ở khu vực nước sâu, xa bờ có điều kiện thi công phức tạp. Tuy nhiên, để thực hiện được việc này cần phải có những chính sách, cơ chế “đặc biệt”.

Cho đến nay, tổng trữ lượng dầu khí đã phát hiện trên thềm lục địa Việt Nam vào khoảng trên 1,5 tỷ m3 quy dầu, trong đó có khoảng 734 triệu m3 dầu và condensate và 798 tỷ m3 khí. Trữ lượng các mỏ đang khai thác tập trung chủ yếu ở bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Malay-Thổ Chu.

Ngoài các khu vực đã có phát hiện dầu khí, ở các bể trầm tích trên thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam còn nhiều cấu tạo chưa được thăm dò với tiềm năng có thể thu hồi từ 1,5-2,5 tỷ m3 quy dầu, trong đó khu vực nước sâu, xa bờ, phức tạp chiếm khoảng 50%, được phân bổ như sau: Bể Cửu Long (9%), Sông Hồng (20%), Malay - Thổ Chu (3%), Phú Quốc (2%), Nam Côn Sơn (15%), Phú Khánh (16%), Tư Chính - Vũng Mây (32%), Hoàng Sa (5%). Tiềm năng các cấu tạo này phân bố ở các khu vực nước sâu, xa bờ, điều kiện thi công thực địa phức tạp, khó khăn, khó chủ động thực hiện ở các bể Tư Chính - Vũng Mây, Sông Hồng, Phú Khánh và Nam Côn Sơn (>50% tổng tiềm năng), các khu vực này ít được thăm dò, mới chỉ có phát hiện dầu khí, tài liệu còn hạn chế nên dự báo tiềm ẩn rủi ro cao.

Hoạt động khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
Hoạt động khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ

Trong bối cảnh hiện nay, hầu hết các mỏ dầu khí chủ đạo đều đang khai thác với mức độ suy giảm sản lượng cao (Bạch Hổ, cụm mỏ Sư Tử, Tê Giác Trắng, Lan Tây,…). Các phương pháp tăng cường hệ số thu hồi dầu mới bắt đầu thử nghiệm, chưa được triển khai rộng rãi ở quy mô lớn do gặp khó khăn về kỹ thuật và hiệu quả kinh tế. Các mỏ mới dự kiến đưa vào phần lớn là mỏ có cấu tạo phức tạp, trữ lượng nhỏ, công tác phát triển khai thác có nhiều khó khăn. Nguồn tài nguyên dầu khí tại chỗ còn lại thì khí chiếm tỷ trọng lớn hơn dầu, phân bổ không đồng đều, tập trung ở vùng nước sâu, xa bờ, có điều kiện địa chất và kỹ thuật phức tạp, khai thác gặp nhiều khó khăn, thách thức. Công tác tìm kiếm thăm dò gia tăng trữ lượng ngày càng khó khăn, hệ số bù trữ lượng hàng năm không đảm bảo bù cho sản lượng dầu khí khai thác.

Luật Dầu khí hiện hành chưa có các điều kiện/cơ chế khuyến khích phù hợp cho hoạt động đầu tư để phát triển các mỏ nhỏ, cận biên mà các điều kiện của các hợp đồng dầu khí liên quan, dù đã được áp dụng các điều kiện khuyến khích đầu tư hiện hành, chưa đủ đảm bảo lợi ích cho các nhà đầu tư/nhà thầu dầu khí.

Ngoài ra, các quy định pháp luật về khuyến khích đầu tư đối với các dự án dầu khí được ban hành đã lâu (năm 2005), đã có những điều chỉnh/bổ sung nhưng theo từng trường hợp cụ thể, không mang tính tổng thể trên cơ sở xác định và cập nhật các tiêu chí về mặt kỹ thuật, kinh tế và pháp lý. Petrovietnam đã có đề xuất về việc ban hành danh mục các dự án khuyến khích đầu tư điều chỉnh và danh mục dự án đặc biệt khuyến khích đầu tư cùng với khung pháp lý tương ứng nhưng chưa được các cấp có thẩm quyền chấp nhận, đây là một trong các yêu tố có ảnh hưởng lớn đến sức hấp dẫn của môi trường đầu tư của Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí, đặc biệt là đối với các diện tích hợp đồng còn mở hiện tại (tiềm năng hạn chế, nước sâu xa bờ, diện tích đã được hoàn trả nhiều lần…).

Để giải quyết vấn đề này, từ năm 1976, Malaysia đã áp dụng hình thức hợp đồng chia sản phẩm trong hoạt động thăm dò khai thác dầu khí và luôn có sự thay đổi linh hoạt để phù hợp với các điều kiện đặc thù về tài nguyên dầu khí (áp dụng PSC R/C với các mỏ có chi phí cao/rủi ro cao, RSC đối với các mỏ dầu khí cận biên, các điều khoản PSC riêng đối với khu vực nước sâu, khu vực có nhiệt độ cao/áp suất cao).

Năm 1985, Malaysia ban hành hợp đồng chia sản phẩm theo cơ chế tối ưu chi phí, xác định tỷ lệ chia chi phí dựa trên doanh thu và chi phí của nhà thầu, đối với những khu vực có nhiệt độ cao, áp suất cao hoặc điều kiện nước sâu, xa bờ. Năm 2011, Malaysia ban hành hợp đồng dịch vụ rủi ro cho các mỏ có trữ lượng dưới 30 triệu thùng dầu, khoảng 500 triệu m³ khí, đặc biệt giảm thuế từ 38% ở dạng thông thường xuống còn 25% và miễn thuế xuất khẩu… Với các mỏ suy giảm sản lượng, có trữ lượng dưới 30 triệu thùng, cho phép khấu trừ thuế tài nguyên và phần còn lại sẽ chia cho các nhà thầu. Với các mỏ dầu khí cận biên và trữ lượng rất nhỏ (dưới 15 triệu thùng hoặc 200 triệu m³ khí), Malaysia cũng áp dụng cơ chế đặc biệt chỉ thu thuế tài nguyên và phần tham gia của công ty dầu khí quốc gia, phần lợi nhuận còn lại sẽ được chia cho nhà thầu; và từ năm 2019 bắt đầu tiếp tục nghiên cứu mẫu PSC mới (SFA PSC) theo hướng đơn giản hóa các thủ tục nhằm khuyến khích đầu tư tại các khu vực mỏ này.

Ngoài ra, để thu hút các nhà đầu tư tham gia vào các mỏ đặc biệt, cần phải có chính sách đặc biệt. Tháng 12/2021, để thu hút các nhà đầu tư, Chính phủ Brazil đã giảm 70% giá thanh toán quyền thăm dò cho hai lô dầu tiền muối Sepia và Atapu, nằm ngoài khơi Rio de Janeiro. Hai lô này đã được chào bán trong các cuộc đấu giá trước đó vào cuối năm 2019, nhưng vẫn chưa tìm được người mua. Được biết, nhóm các công ty dầu khí trong đó có Total và Shell, đã thắng thầu với trị giá gần 2 tỷ USD. Các lô dầu trong vùng "tiền muối" thường là những mỏ có tiềm năng khổng lồ này nằm ở vùng nước rất sâu, dưới một lớp muối dày.

Cũng tương tự Brazill, vào cuối tháng 11/2020, Nigeria đã thông qua luật mới nhằm áp đặt việc chia sẻ nguồn lực tốt hơn với các tập đoàn quốc tế với việc áp đặt thuế suất cố định 10% đối với các mỏ ngoài khơi và 7,5% đối với các mỏ trên đất liền (so với 5% trước đây) trong bối cảnh đầu tư giảm sút. Động thái này đã giúp các tập đoàn dầu khí lớn như Shell, Exxon Mobil, Total, Eni và NNPC tiếp tục để khởi động giai đoạn phát triển thứ hai của mỏ Bonga, thuộc lô OML 118, cách bờ biển Nigeria 120 km, thuộc khu vực nước sâu, khai thác rất tốn kém.

Các nước như Nga, Algeria, Trung Quốc, Argentina… cũng đã sửa đổi luật, ban hành nhiều chính sách ưu đãi để khuyến khích, thu hút thêm nhiều nhà đầu tư nước ngoài tham gia vào các dự án dầu khí trong tương lai, đặc biệt với các lô/mỏ dầu khí ở vùng nước sâu xa bờ, điều kiện kỹ thuật cao, tiềm ẩn nhiều rủi ro. Chính vì vậy, Việt Nam cũng cần xem xét, nghiên cứu đưa ra cơ chế, chính sách phù hợp với bối cảnh hiện nay, thúc đẩy hơn nữa hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam.

Sửa đổi Luật Dầu khí, hoàn thiện thể chế phát triển ngành Dầu khíSửa đổi Luật Dầu khí, hoàn thiện thể chế phát triển ngành Dầu khí
Khung pháp lý cho hoạt động khai thác, phát triển mỏ còn nhiều vướng mắcKhung pháp lý cho hoạt động khai thác, phát triển mỏ còn nhiều vướng mắc
Hoạt động thăm dò khai thác Dầu khí ngoài khơi Việt Nam: Thực trạng và giải phápHoạt động thăm dò khai thác Dầu khí ngoài khơi Việt Nam: Thực trạng và giải pháp
Hoàn thiện khung pháp lý - Tạo đột phá cho phát triển ngành Dầu khí Việt NamHoàn thiện khung pháp lý - Tạo đột phá cho phát triển ngành Dầu khí Việt Nam
Quản lý nhà nước về dầu khí và vai trò đại diện nước chủ nhà của PetrovietnamQuản lý nhà nước về dầu khí và vai trò đại diện nước chủ nhà của Petrovietnam
Cần sửa đổi Luật Dầu khí cho phù hợp với thời đạiCần sửa đổi Luật Dầu khí cho phù hợp với thời đại

Khánh An

DMCA.com Protection Status