Luật Dầu khí (sửa đổi): Mở hành lang mới cho phát triển năng lượng

Hoạt động khai thác dầu khí trên mỏ Bạch Hổ. Ảnh: Thanh Ngọc

Gỡ điểm nghẽn, đánh thức nguồn tài nguyên còn lại

Sau nhiều thập niên phát triển, ngành dầu khí Việt Nam đã hình thành hệ sinh thái tương đối hoàn chỉnh, từ tìm kiếm, thăm dò, khai thác, vận chuyển, chế biến đến phân phối sản phẩm.

Tuy nhiên, nhiều mỏ dầu khí chủ lực như Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Sư Tử Đen… đã bước vào giai đoạn suy giảm sản lượng. Trong khi đó, các phát hiện mới chủ yếu là mỏ nhỏ, mỏ cận biên hoặc nằm tại khu vực nước sâu, xa bờ, có điều kiện địa chất phức tạp, đòi hỏi chi phí đầu tư lớn và công nghệ đặc thù.

Theo Tiến sĩ Phan Ngọc Trung, nguyên thành viên Hội đồng thành viên Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng quốc gia Việt Nam (Petrovietnam), Trưởng ban Tư vấn phản biện - Hội Dầu khí Việt Nam, những quy định mới liên quan đến mỏ cận biên và hoạt động nâng cao hệ số thu hồi dầu có thể góp phần tháo gỡ vướng mắc, tạo động lực duy trì sản lượng khai thác trong nước.

Thực tế, nếu thiếu chính sách phù hợp, nguồn tài nguyên vẫn còn trong lòng đất có nguy cơ bị bỏ ngỏ, trong khi sản lượng từ các mỏ lớn tiếp tục suy giảm. Các chính sách này gồm tối ưu hóa cơ chế hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) theo hướng linh hoạt hơn đối với các mỏ nhỏ và mỏ cận biên; thúc đẩy kết nối, sử dụng chung hạ tầng để giảm chi phí; thu hút các nhà thầu quốc tế có kinh nghiệm tại khu vực địa chất phức tạp; đồng thời đẩy mạnh ứng dụng công nghệ số và các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (IOR/EOR).

Việc bổ sung cơ chế ưu đãi đối với những dự án có điều kiện khai thác khó khăn, trong đó có tăng mức thu hồi chi phí và kéo dài thời hạn hợp đồng đối với các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu, được kỳ vọng cải thiện hiệu quả đầu tư. Qua đó, những mỏ trước đây chưa đủ điều kiện phát triển có thể được xem xét đưa vào khai thác.

Từ góc độ chính sách, Tiến sĩ Trần Văn, nguyên Phó Chủ nhiệm Ủy ban Tài chính - Ngân sách (nay là Ủy ban Kinh tế và Tài chính của Quốc hội) cho rằng, luật tạo dựng khuôn khổ pháp lý đủ linh hoạt để ngành dầu khí thích ứng với những biến động của thị trường năng lượng toàn cầu.

Việc áp dụng các cơ chế tài chính, thuế và phân chia sản phẩm tương tự những mỏ truyền thống sẽ khó thu hút vốn vào các dự án có rủi ro địa chất cao, chi phí lớn và thời gian thu hồi vốn kéo dài. Vì vậy, cơ chế đặc thù phải được hoàn thiện, như nâng tỷ lệ thu hồi chi phí, cho phép hạch toán chi phí rủi ro, đơn giản hóa thủ tục đầu tư và rút ngắn quá trình phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ.

Đáng chú ý, với hoạt động tìm kiếm, thăm dò dầu khí, nơi tỷ lệ thành công không cao nhưng có ý nghĩa quyết định trong gia tăng trữ lượng, cơ chế bảo vệ rủi ro nghề nghiệp cho doanh nghiệp và người ra quyết định phải được quan tâm.

Nếu doanh nghiệp thực hiện đúng quy trình kỹ thuật, tuân thủ quy định về quản trị rủi ro nhưng kết quả thăm dò không đạt kỳ vọng, các chi phí phát sinh cần được xem xét trong mối quan hệ với đặc thù của ngành. Đây là cơ sở để doanh nghiệp có thêm động lực đầu tư vào những khu vực nước sâu, xa bờ, nơi tiềm năng tài nguyên đi kèm với rủi ro và chi phí cao.

Từ khai thác dầu khí đến không gian năng lượng

Bên cạnh mục tiêu khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên còn lại, Luật Dầu khí (sửa đổi) còn mở rộng không gian pháp lý cho các lĩnh vực gắn với chuyển dịch năng lượng và giảm phát thải, trong đó có công nghệ thu giữ và lưu trữ carbon (CCS).

CCS là quy trình thu giữ khí CO₂ từ các nguồn phát thải, sau đó nén hoặc hóa lỏng, vận chuyển và bơm vào những cấu tạo địa chất phù hợp như mỏ dầu khí đã suy giảm, cạn kiệt hoặc tầng ngậm nước mặn sâu để lưu trữ lâu dài. Đối với Việt Nam, lĩnh vực này không chỉ phục vụ mục tiêu môi trường mà còn mở ra cơ hội phát triển dịch vụ kỹ thuật cao, tận dụng hạ tầng, dữ liệu địa chất và nguồn nhân lực của ngành dầu khí.

Bộ trưởng Bộ Công Thương Lê Mạnh Hùng cho biết, các quy định về CCS và phát triển công trình năng lượng ngoài khơi gắn với hoạt động dầu khí hướng tới hình thành khuôn khổ pháp lý cho quá trình chuyển dịch năng lượng, giảm phát thải, đồng thời tận dụng tài nguyên, dữ liệu và hạ tầng đã được đầu tư.

Petrovietnam cũng đang phối hợp với các đối tác Nhật Bản nghiên cứu, thử nghiệm khả năng lưu trữ CO₂ tại một số khu vực có tiềm năng. Tuy nhiên, CCS đặt ra yêu cầu nghiêm ngặt về công nghệ, an toàn và trách nhiệm lâu dài. Vì vậy, bên cạnh việc thu hút đầu tư, tiêu chuẩn kỹ thuật, cơ chế giám sát, trách nhiệm của các chủ thể và phương án xử lý rủi ro, kể cả sau khi hợp đồng dầu khí kết thúc phải được làm rõ.

Theo Chủ tịch Hội đồng thành viên Petrovietnam Lê Ngọc Sơn, dư địa phát triển của ngành dầu khí cần được nhìn nhận trên hai phương diện là nâng cao hiệu quả khai thác các nguồn tài nguyên hiện có và tạo cầu nối từ công nghiệp dầu khí truyền thống sang các chuỗi giá trị năng lượng mới.

Ngành dầu khí đang sở hữu những lợi thế đặc thù như hạ tầng ngoài khơi, hệ thống đường ống, dữ liệu địa chất, đội ngũ nhân lực và năng lực công nghệ. Nếu có hành lang pháp lý phù hợp, những nguồn lực này có thể tiếp tục được khai thác trong các lĩnh vực như CCS và năng lượng ngoài khơi.

Để hiện thực hóa mục tiêu đó, Phó Giáo sư – Tiến sĩ Lê Quang Duyến, Trưởng khoa Dầu khí và Năng lượng, Trường Đại học Mỏ - Địa chất cho rằng, Petrovietnam cần được trao thêm quyền chủ động trong các dự án năng lượng ngoài khơi, trên cơ sở bảo đảm cơ chế kiểm tra, giám sát phù hợp. Với đội ngũ chuyên gia, hệ thống kỹ thuật và kinh nghiệm hoạt động trên biển, Petrovietnam có điều kiện để chủ động hơn trong quyết định đầu tư, lựa chọn công nghệ và triển khai dự án.