Cú hích 'đánh thức' dòng vốn đầu tư

Giảm sản lượng khai thác dầu khí

Theo thông tin từ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam), hiện các mỏ dầu khí lớn của Việt Nam đang suy giảm sản lượng tự nhiên từ 5 - 8%/năm, do hầu hết các mỏ đã khai thác quá lâu. Đây thực sự là một thách thức lớn trong mục tiêu gia tăng sản lượng khai thác, bởi việc đầu tư phát triển mỏ mới gặp nhiều vướng mắc, các mỏ mới đưa vào khai thác chủ yếu là mỏ nhỏ, cận biên…

Thống kê từ năm 2015 đến nay cho thấy, sản lượng khai thác dầu trong nước liên tục sụt giảm, từ mức 16,9 triệu tấn năm 2015 xuống còn 15,2 triệu tấn năm 2016; 13,4 triệu tấn năm 2017; 12 triệu tấn năm 2018; 11 triệu tấn năm 2019 và 9,7 triệu tấn năm 2020. Theo dự báo, sản lượng khai thác dầu khí tiếp tục giảm trong các năm tiếp theo.

Đặc biệt, phần nhiều những mỏ dầu khí đang khai thác ở Việt Nam đều được đưa vào khai thác trong quá trình từ năm 1986 - 2021. Trong đó, những mỏ có góp phần sản lượng lớn đều đã khai thác được 15 - 36 năm (đang ở tiến trình khai thác cuối đời mỏ), độ ngập nước cao và tăng liên tục theo thời hạn. Độ ngập nước trung bình của một số ít mỏ hiện đã ở mức 50% - 90%, dẫn đến sản lượng suy giảm tự nhiên.

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. Theo đó, Petrovietnam và các nhà thầu đã khoan bổ sung các giếng khoan đan dày. Tuy nhiên, 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. Bên cạnh đó, giải pháp sửa chữa, can thiệp giếng, nâng cao và tối ưu hệ số sử dụng thiết bị cũng được triển khai tích cực, song cũng chỉ đóng góp cao nhất là 2% sản lượng của toàn mỏ.

Theo Thạc sĩ Phạm Văn Long, Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Chiến lược Việt Nam, báo cáo tổng kết chiến lược phát triển ngành dầu khí Việt Nam trong 10 năm qua cho thấy, nếu tính số lượng mỏ phát hiện trên toàn thềm lục địa Việt Nam thì khoảng 75 - 80% số lượng mỏ là mỏ dầu khí cận biên. Nếu tính theo con số trữ lượng phát hiện thì tỷ lệ là khoảng 30% trữ lượng dầu khí đã phát hiện là mỏ dầu khí cận biên. Khi giá dầu thô cao, việc đầu tư tìm kiếm, khai thác các mỏ dầu khí cận biên có trữ lượng nhỏ sẽ hấp dẫn các công ty dầu khí quốc tế, bởi họ luôn đặt tỷ suất lợi nhuận làm ưu tiên lựa chọn.

Trong bối cảnh sản lượng khai thác dầu khí đang dần suy giảm, 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”.

Sửa đổi Luật Dầu khí, tạo cú hích để “đánh thức” dòng vốn đầu tư
Nguồn: ITN

Cần cơ chế ưu đãi đặc biệt

Thạc sĩ Phạm Văn Long khẳng định, cũng giống như ở nhiều quốc gia trên thế giới, các mỏ cận biên tại Việt Nam khi phát hiện thường khó đưa vào phát triển khai thác ngay được vì điều kiện địa lý và hạ tầng kỹ thuật chưa cho phép phát triển; yếu tố thị trường và giá bán sản phẩm, cơ chế chính sách ưu đãi, các định chế tài chính, các điều khoản, điều kiện cam kết liên quan tới thuế, tỷ lệ chia lại, thu hồi chi phí chưa đủ khuyến khích các nhà đầu tư. Bên cạnh đó, tất cả các chính sách riêng cho mỏ cận biên và khung pháp luật chuyên ngành chưa phù hợp, chưa khuyến khích được các nhà đầu tư phát triển các mỏ cận biên.

Chính vì những khó khăn và thách thức nêu trên, để hoàn thành mục tiêu gia tăng sản lượng dầu khí từ nay đến năm 2025, theo ý kiến của nhiều chuyên gia, Việt Nam cần cơ chế ưu đãi đầu tư phù hợp để đưa vào phát triển các phát hiện đã được tìm thấy trong giai đoạn trước, cũng như tìm kiếm, thăm dò, khai thác các mỏ dầu khí mới.

Chia sẻ về nội dung này, theo ĐBQH Phan Đức Hiếu, Ủy viên thường trực Ủy ban Kinh tế, trong quá trình khai thác mỏ dầu khí, có những mỏ đã sắp đến thời hạn kết thúc, tuy nhiên tiềm năng trữ lượng vẫn có thể tiếp tục khai thác, nếu có cơ chế về chi phí và lợi ích thì hoàn toàn có thể tiếp tục khai thác; nhà đầu tư muốn đầu tư thêm vào mỏ đó có thể gia tăng trữ lượng và nâng cao hiệu quả. Tất cả những thực tiễn đó trong Luật Dầu khí hiện hành chưa chế định. Như vậy, hiện đang thiếu một cơ chế gia tăng hiệu quả trong hoạt động dầu khí. Trong dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi) lần này đã quy định những nội dung như vậy.

Tuy nhiên, trong quá trình thảo luận và tham vấn chuyên gia, một số nội dung vẫn còn những ý kiến khác nhau; ví dụ có nên khai thác tận thu dầu khí hay không? Có cần một cơ chế hoàn toàn khác với việc tiếp tục thực hiện hợp đồng dầu khí? Có quan điểm cho rằng, lợi ích đó phải đáng kể và nên quy định một tiêu chí cụ thể như chi phí so với lợi ích thì lợi ích phải đạt từ 20% trở lên. Cũng có ý kiến khác cho rằng, nếu cố định một tiêu chí thì rất khó để xác định lợi ích cao hơn chi phí là bao nhiêu %...

Đại diện Viện Nghiên cứu phát triển TP. Hồ Chí Minh cho rằng, cần bổ sung khái niệm “khai thác tận thu” vào dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi), để làm rõ sự khác biệt với khái niệm “khai thác tận thu khoáng sản” tại Luật Khoáng sản năm 2010 (sửa đổi, bổ sung năm 2018). Đồng thời, nghiên cứu thêm kinh nghiệm của các quốc gia khác để bổ sung các loại hợp đồng dầu khí khác (về các điều khoản mẫu), nhằm góp phần thu hút nhà đầu tư, kịp thời khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên này trong thời gian tới.

Đỗ Quyên