Tuy nhiên, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam - PVN) lại đang gặp thách thức lớn khi muốn tăng khai thác lúc giá dầu biến động mạnh nhưng nguồn dầu tại các mỏ đã cạn kiệt.
Hiệp hội Dầu khí Việt Nam (VPA) kiến nghị thay đổi các điều kiện phân chia giữa Nhà nước và nhà thầu, đồng thời, phân cấp cho PVN phê duyệt một số thay đổi kỹ thuật so với kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Thách thức của Petrovietnam khi muốn tăng khai thác dầu lúc giá cao
Giá dầu thế giới tăng cao, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết đang gặp khó khăn trong việc tăng khai thác các mỏ thời điểm này.
So với hồi đầu tháng 9, giá cả 2 loại dầu chủ chốt là WTI và Brent đều tăng khoảng 20%. Giá dầu bình quân ghi nhận ở mức 80 USA/thùng.
Nhiều ý kiến đề xuất cần cân nhắc tăng sản lượng khai thác dầu để bù đắp, tăng thu ngân sách trong bối cảnh giá dầu thô thế giới tăng cao, dự báo có thể cán mốc 100 USD/thùng.
Tại dự toán ngân sách nhà nước 2022 do Chính phủ trình Quốc hội, nguồn thu từ dầu thô vào khoảng 28.200 tỷ đồng, chiếm 2% tổng thu cân đối ngân sách Nhà nước. Con số này dưa trên sản lượng khai thác trong nước gần 7 triệu tấn, với mức giá 60 USD/thùng.
So với con số 35.200 tỷ đồng thu được năm 2011 từ dầu thô với mức khai thác 8,48 triệu tấn (62 USD/thùng), kế hoạch năm 2022 giảm gần 1,5 triệu tấn khai thác, thu ngân sách giảm 7.000 tỷ đồng.
Theo Tổng giám đốc Tập doàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam PVN Lê Mạnh Hùng, việc khai thác mỏ phụ thuộc nhiều vào việc đầu tư, tuy nhiên các hợp đồng, mỏ đều đã đưa vào khai thác từ lâu, chưa có mỏ, hợp đồng mới.
“PVN phải áp dụng công nghệ kỹ thuật để tăng sản lượng khai thác, nhưng cũng chỉ là giải pháp hỗ trợ, không chắc thành công”, ông Lê Mạnh Hùng cho biết.
Lãnh đạo Petrovietnam dẫn chứng, nếu muốn hạn chế sự suy giảm sản lượng từ các giếng đang khi thác, hàng năm Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam và các nhà thầu phải khoan bổ sung nhưng số lượng cũng rất hạn chế.
Ngoài ra, sản lượng của các giếng khoan này thường dưới 10% sản lượng chung của cả mỏ. Các phương án khác như tối ưu hệ số sử dụng thiết bị, can thiệp giếng... cũng chỉ làm tăng thêm 1-2% sản lượng cho mỏ.
Bên cạnh đó, hoạt động dầu khí ngoài biển tiềm ẩn nhiều rủi ro bao gồm rủi ro về địa chất, rủi ro về điều kiện thời tiết cũng như yếu tố địa chính trị... làm cho sản lượng khai thác thực tế khác với kế hoạch đề ra.
Trên thực tế, cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí cũng cho phép chênh lệch giữa kế hoạch phê duyệt và sản lượng thực tế vào khoảng 10%.
“Phải đầu tư hàng chục năm mới có thể khai thác được mỏ dầu, trải qua các công đoạn từ thăm dò trữ lượng, tìm kiếm thăm dò đến phát triển khai thác mới có sản lượng”, Tổng Giám đốc PVN cho biết.
Tuy vậy, thời gian qua, việc đầu tư bị hạn chế nên không có trữ lượng và khó có sản lượng ngay được.
Chính phủ đã tính toán rất kỹ về sản lượng khai thác dầu khí
Đại diện doanh nghiệp dầu khí cũng như Chính phủ đều thấu hiểu rất rõ những khó khăn trong bối cảnh hiện nay khi giá dầu đang cao mà Việt Nam lại khó tận dụng được cơ hội tốt và nâng cao sản lượng khai thác.
Về phần mình, Phó chủ nhiệm CLB Doanh nghiệp dầu khí Vũ Quang Nam cho biết, một giếng dầu tốn khoảng 10-15 triệu USD cho chi phí tìm kiếm thăm dò. Trong khi đó, việc thăm dò khai thác dầu khí có tỷ lệ rủi ro cao, cơ hội thành công chỉ chiếm khoảng 20%.
“Thế giới có thống kê nếu khoan từ 6 – 10 giếng mà thành công được 1 giếng thì đã là thắng lợi rồi”, ông Nam cho hay.
Với Luật Dầu khí hiện tại, thủ tục phê duyệt thăm dò khai thác dầu khí giống với các dự án đầu tư phát triển khác, gây ra nhiều khó khăn cho các doanh nghiệp nhà nước như PVN trong việc thực hiện các dự án tìm kiếm thăm dò mỏ. Chính vì vậy, vốn và cơ chế là hai điều kiện quan trọng trong lĩnh vực này.
Theo Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, hiện có 2 dự án trọng điểm về dầu khí đang gặp khó khăn là dự án khí Lô B và dự án khí Cá Voi Xanh. Ngoài ra, cơ quan quản lý cần sớm phê duyệt cơ chế hoạt động cho một số lô dầu khí, điều chỉnh các điều kiện phân chia giữa nhà nước và nhà thầu.
Trong khi đó, theo Bộ trưởng Tài chính Hồ Đức Phớc, Bộ Tài chính đã làm việc với Petrovietnam nhưng sẽ khó có khả năng tăng sản lượng khai thác dầu thô trong năm sau.
Bộ trưởng Hồ Đức Phớc cho biết, tài nguyên tại các mỏ khai thác đã suy giảm từ lâu, việc gia tăng sản lượng tiềm ẩn rủi ro cho an toàn mỏ.
“Chính phủ đã tính rất kỹ về sản lượng khai thác dầu năm 2022, nên mức 7 triệu tấn là phù hợp”, lãnh đạo Bộ Tài chính phát biểu tại buổi thảo luận ở tổ về kinh tế - xã hội tuần trước.
Về phần mình, PVN cho biết hiện phần lớn các mỏ đang khai thác đều suy giảm sản lượng, còn việc phát triển mỏ mới gặp nhiều hạn chế. Do đó, sẽ là thách thức lớn cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong việc duy trì và hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác.
Các mỏ dầu đang cạn kiệt, sản lượng khai thác của PVN giảm
Sản lượng khai thác dầu khí Việt Nam liên tục sụt giảm qua các năm.
Thống kê cho thấy, từ mức 16,9 triệu tấn vào năm 2015, xuống đều các mức 15,2 triệu tấn vào năm 2016; 13,4 triệu tấn vào năm 2017; 12 triệu tấn vào năm 2018; 11 triệu tấn vào năm 2019 rồi giảm xuống còn 9,7 triệu tấn vào năm 2020.
Tất nhiên, nguồn thu ngân sách Nhà nước từ dầu khí của Việt Nam cũng sẽ ngày càng bị hạn chế nếu không tìm phương thức ứng phó hiệu quả nhất với tình hình hiện nay và đưa ra được chiến lược lâu dài.
Trên thực tế, theo Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, phần lớn các mỏ dầu khí được đưa vào vận hành khai thác từ 1986-2015.
Có những mỏ đã qua 15-35 năm khai thác, vào giai đoạn khai thác cuối đời, độ ngập nước cao bình quân ở mức 50-90%. Vì vậy, sản lượng suy giảm tự nhiên tại các mỏ này khoảng 15-25% mỗi năm và sản lượng khai thác dầu khí đã giảm liên tục từ năm 2015 đến nay.
Theo chuyên gia ngành dầu khí, một khi tăng khai thác tức là phải bơm nước để dầu nổi lên. Với các mỏ có độ ngập nước cao, việc này sẽ không đảm bảo kỹ thuật, khó có thể tăng sản lượng khai thác. Ngoài dầu, sản lượng khai thác khí dự kiến của PVN cũng giảm trong bối cảnh tiêu thụ khí khó khăn, đặc biệt là khí cho điện giảm mạnh.
Theo số liệu 9 tháng đầu năm 2021, huy động khí cho điện chỉ bằng 72% so với cùng kỳ và bằng 70% kế hoạch.
So với kế hoạch của Bộ Công Thương giao, huy động khí Đông Nam bộ chỉ đạt khoảng 84%, khí Tây Nam bộ khoảng 70% so với cùng kỳ. Việc giảm huy động khí cho phát điện đã ảnh hưởng đến sản lượng khai thác dầu thô khi khí đồng hành tại các mỏ khai thác dầu không được huy động.
Do kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí hàng năm ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh doanh và dòng tiền của dự án cũng như từng nhà thầu tham gia. Vì vậy, kế hoạch sản lượng khai thác của từng lô hợp đồng dầu khí luôn được xem xét kỹ lưỡng, thận trọng từ cấp chuyên gia tới cấp quản lý của người điều hành, cấp quản lý của các bên tham gia và cuối cùng là của PVN.
Cần nhấn mạnh rằng, để hạn chế mức độ suy giảm sản lượng tự nhiên từ các giếng hiện hữu, nhiều giải pháp ứng phó đã được áp dụng kịp thời vào hoạt động khai thác. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các nhà thầu đã khoan bổ sung các giếng khoan đan dày. Tuy vậy, với số lượng giếng khoan đan dày rất hạn chế và sản lượng thường không cao nên giải pháp ứng phó trước mắt này chỉ đóng góp dưới 10% sản lượng chung của cả mỏ.
PVN xin Chính phủ cơ chế để tăng sản lượng dầu khai thác
Như Tổng Giám đốc PVN Lê Mạnh Hùng đã nhiều lần khẳng định, trong nhiều năm qua, Petrovietnam cũng tập trung đầu tư nghiên cứu khoa học, đẩy mạnh hoạt động sáng kiến, sáng chế với nhiều giải pháp kỹ thuật - công nghệ tiên tiến, sử dụng thiết bị công nghệ hiện đại áp dụng vào sản xuất để nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Tại Liên doanh Dầu khí Việt- Nga Vietsovpetro, doanh nghiệp đã áp dụng giải pháp bơm ép nước để bảo tồn áp suất vỉa, tăng hệ số thu hồi dầu khí từ 18% lên trên 40% và là hệ số thu hồi cao nhất trên thế giới với khai thác dầu thân đá móng.
Phía PVN cho biết, cùng với các nguyên nhân khách quan khiến sản lượng khai thác dầu khí sụt giảm theo năm, kế hoạch khai thác khí của PVN cũng sẽ giảm trong năm tới do tình hình tiêu thụ khí khó khăn, nhất là tiêu thụ khí cho sản xuất điện giảm mạnh, trong khi 80% tổng sản lượng tiêu thụ khí của PVN phục vụ cho điện.
Tuy nhiên, để có thể hoàn thành các chỉ tiêu thăm dò khai thác dầu khí giai đoạn 2020 - 2025, các giải pháp về kỹ thuật - công nghệ, tài chính - đầu tư, cơ chế - chính sách, tổ chức và đào tạo đã và đang được PVN triển khai đồng bộ.
Với tình trạng các mỏ đang khai thác trên đà suy giảm, giải pháp duy nhất vẫn là phát triển các mỏ mới để đưa vào khai thác nhằm duy trì sản lượng khai thác dầu khí, trong đó đầu tư hơn nữa vào tìm kiếm thăm dò, nâng cao trữ lượng dầu khí mới cho các năm tiếp theo.
Nhưng cũng cần phải lưu ý rằng, với tỷ lệ thành công của các giếng khoan tìm kiếm thăm dò chỉ ở mức 20%, trong khi quy trình, thủ tục phê duyệt dự án thăm dò khai thác lại chưa phù hợp với đặc thù này nên doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp có vốn nhà nước như PVN cũng như đơn vị thành viên là Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí Việt Nam (PVEP) gần như không thể triển khai các dự án thăm dò khai thác.
Do đó, lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam kiến nghị Chính phủ có cơ chế để PVN xây dựng chiến lược, kế hoạch 5 năm và kế hoạch hàng năm, phù hợp với nhu cầu thực tế.
Cùng với đó, Tập đoàn cũng mong Chính phủ cho phép PVN có thể phê duyệt các dự án thăm dò khai thác không phụ thuộc vào mức vốn đầu tư của dự án như nhiều nước trong khu vực đang áp dụng.
Hiệp hội Dầu khí Việt Nam (VPA) cho biết, vì tình trạng thiếu vốn cho tìm kiếm thăm dò, ngành dầu khí đang đối mặt với tình trạng “tiêu lạm vào dự trữ”. Trong khi đó, Luật Dầu khí và các điều khoản trong Hợp đồng (mẫu) phân chia sản phẩm không còn phù hợp và không khuyến khích đầu tư vào các mỏ nhỏ, mỏ cận biên và các mỏ đang ở thời kỳ khai thác tận thu.
“Chính phủ cần sớm xây dựng cơ chế phù hợp để tái đầu tư cho tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng cũng như thu hút nhà đầu tư vào hoạt động nhiều rủi ro này”, Hiệp hội Dầu khí Việt Nam nhấn mạnh.
Theo VPA, trong ngắn hạn và trung hạn, Chính phủ cần sớm xử lý các vướng mắc liên quan đến 2 dự án trọng điểm về dầu khí là dự án khí lô B và Cá Voi Xanh để hai mỏ này có thể đưa vào khai thác theo kế hoạch.
Cùng với đó, VPA kiến nghị Chính phủ sớm phê duyệt cơ chế hoạt động cho lô dầu khí 01/97&02/97 và điều kiện hợp đồng cho lô dầu khí 01/17&02/17 để có thể tiếp tục đầu tư gia tăng sản lượng.
Ngoài ra, Hội Dầu khí Việt Nam cũng kiến nghị thay đổi các điều kiện phân chia giữa Nhà nước và nhà thầu để đưa vào phục vụ những phát hiện có hiệu quả kinh tế cận biên.
“Cần phân cấp cho PVN phê duyệt một số thay đổi kỹ thuật so với kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt”, VPA đề xuất.
Đồng thời, Hiệp hội Dầu khí cũng lưu ý, việc huy động khí cho điện giảm sút mạnh như hiện nay đang ảnh hưởng đến việc phát triển các mỏ khí, dự án nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng LNG và chiến lược phát triển điện khí quốc gia đã được thông qua, cam kết bao tiêu khí dài hạn cần được thực hiện nghiêm túc để có thể phát triển các mỏ khí mới.