Ngành dầu khí rất cần một chính sách mở để đầu tư khai thác mở rộng.

Luật đang “lạc điệu” với thực tế

Được ban hành từ năm 1993, đến nay Luật Dầu khí đã được sửa đổi, bổ sung một số điều vào các năm 2000 và 2008. Song trong bối cảnh giá dầu thô thế giới biến động hiện nay, xu hướng chuyển dịch năng lượng (từ năng lượng truyền thống sang các dạng năng lượng mới) và điều kiện thăm dò khai thác dầu khí của Việt Nam, các cơ chế trong Luật Dầu khí không đủ khuyến khích nhà đầu tư (NĐT) phát triển các mỏ nhỏ/mỏ cận biên, hay áp dụng các giải pháp để tận thăm dò, nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR).

Bất cập được các NĐT nêu ra nhiều lần, là dù Luật Dầu khí thể hiện khá đầy đủ các giai đoạn, bước thực hiện đối với dự án thăm dò khai thác trong các hợp đồng dầu khí, song chưa chỉ rõ các thủ tục đầu tư đầy đủ khi doanh nghiệp nhà nước (DNNN) tham gia đầu tư dự án dầu khí (Luật Đầu tư cũng không có quy định này).

Điều này khiến việc triển khai các dự án thăm dò khai thác dầu khí gặp nhiều khó khăn, và làm nhiều DN nước ngoài nản chí khi có ý định đầu tư vào các dự án loại này, nhất là khi điều kiện khai thác các mỏ nhỏ ở vùng nước sâu, xa bờ đòi hỏi chi phí lớn. 

Trên thực tế, việc thu hút đầu tư nước ngoài vào Việt Nam trong lĩnh vực thăm dò khai thác những năm gần đây gần như dậm chân tại chỗ. Trong giai đoạn 2016-2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chỉ ký được 8 hợp đồng dầu khí mới, chưa bằng 1/3 so với giai đoạn 2010-2015 (27 hợp đồng). 

Bên cạnh đó, các văn bản pháp luật chỉ điều chỉnh hoạt động đầu tư của các bên với vai trò là nhà thầu dầu khí nói chung (quan hệ giữa NĐT với Chính phủ). Còn với vai trò là NĐT vào thăm dò khai thác dầu khí có sử dụng vốn nhà nước tại DN vẫn phải tuân thủ các luật chung liên quan đến quản lý, sử dụng vốn nhà nước đầu tư.

Trong khi đó, trên thực tế các dự án thăm dò khai thác dầu khí trong nước được thực hiện bởi tổ hợp các nhà thầu dầu khí quốc tế, hoặc NĐT trong nước cùng góp vốn để triển khai công tác thăm dò khai thác dầu khí tại 1 khu vực/lô/cụm lô nào đó tại thềm lục địa Việt Nam, với điều kiện tuân thủ các cam kết về quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí (thường là hợp đồng chia sản phẩm - PSC), được ký kết giữa Chính phủ (đại diện là PVN) và tổ hợp các nhà thầu, đồng thời tuân thủ các quy định liên quan trong Luật Dầu khí cũng như văn bản dưới luật.

Theo đó, nếu kết quả thăm dò - thẩm lượng xác định được mỏ dầu khí thương mại, nhà thầu sẽ tiến hành hoạt động khai thác và bán dầu thô hoặc khí ngay tại miệng giếng, và chỉ tuân thủ quy định trong PSC và Luật Dầu khí.

Vấn đề nảy sinh ở đây, có trường hợp các lô/khu vực hợp đồng có khai thác khí và nhà thầu thực hiện bán khí đến tận hộ tiêu thụ trên bờ (trường hợp này được xem là PSC mở rộng), nhà thầu sẽ cần đầu tư bổ sung các công trình đường ống để dẫn khí về bờ và các trạm xử lý, tiếp nhận, vận chuyển khí đến các hộ tiêu thụ. Nhưng hoạt động xây dựng các công trình trên bờ hiện nay đang điều chỉnh bởi Luật Xây dựng và các văn bản dưới luật này.

Cùng với đó, Luật Quản lý sử dụng vốn nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại DN (Luật 69/2014/QH13 ngày 26-11-2014) quy định, đối với các dự án nhóm A phải có chấp thuận của đại diện chủ sở hữu trước khi chủ đầu tư quyết định đầu tư. Sự “chéo chân” trong văn bản quy phạm pháp luật này đã khiến nhiều NĐT chùn bước.

Lĩnh vực đầu tư đặc thù, luật cần phải sát 

Không chỉ các dự án thượng nguồn gặp khó khăn, việc triển khai các dự án dầu khí ở lĩnh vực trung nguồn và hạ nguồn như chế biến khí, điện khí cũng gặp trắc trở bởi sự chồng chéo về văn bản quy phạm pháp luật và một loạt thông tư hướng dẫn của các bộ, liên bộ, ngành liên quan, cũng như các tiêu chuẩn, quy chuẩn, định mức kinh tế kỹ thuật từ khâu phê duyệt chủ trương đầu tư, lập và thẩm định dự án đầu tư, cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư, cho đến quản lý quá trình triển khai xây dựng và kết thúc đưa dự án vào vận hành khai thác.

Thí dụ, việc triển khai các dự án đường ống dẫn khí từ mỏ/miệng giếng khai thác ngoài khơi về bờ và đến các hộ tiêu thụ (nhà máy điện, nhà máy đạm...), đòi hỏi tính đồng bộ trong công tác đầu tư giữa hoạt động khai thác, vận chuyển và sử dụng khí. Với các dự án này, có nhiều chủ thể liên quan trong chuỗi hoạt động khí, bao gồm chủ mỏ (đơn vị/nhà thầu khai thác khí), đơn vị kinh doanh khí (mua khí từ chủ mỏ và bán cho các hộ tiêu thụ), đơn vị vận chuyển và xử lý khí (thực hiện dịch vụ vận chuyển, xử lý khí từ mỏ đến các hộ tiêu thụ) và các hộ tiêu thụ khí (các nhà máy nhiệt điện khí).

Trong đó, PVN có nhiều vai trò như mua khí từ mỏ, tham gia đầu tư đường ống, bán khí cho các hộ tiêu thụ khí. Đồng thời, giá khí mua của chủ mỏ tại điểm giao nhận từ mỏ (miệng giếng), giá khí bán cho các hộ tiêu thụ điện/đạm và giá điện bán cho EVN đều do Chính phủ quyết định. 

Theo đại diện PVN, các dự án chế biến dầu khí, nhà máy nhiệt điện (khí, than) thường có quy mô đầu tư rất lớn đến 2 tỷ USD và thời gian xây dựng dài, dẫn đến việc huy động vốn rất phức tạp, phải huy động từ các nguồn tài chính nước ngoài và cần có bảo lãnh/hỗ trợ của Chính phủ/Bộ Tài chính. Ngoài ra còn chịu nhiều tác động từ các quy định về an toàn, môi trường, chất lượng sản phẩm, buộc chủ đầu tư phải đầu tư nâng cấp, làm ảnh hưởng đáng kể đến hiệu quả của nhà máy. 

Mặt khác, có dự án bắt buộc phải sử dụng công nghệ bản quyền, nghĩa là mua/thuê bản quyền công nghệ (bao gồm thiết kế công nghệ, sở hữu trí tuệ, hỗ trợ kỹ thuật, thiết bị độc quyền, hóa chất xúc tác...) từ các tổ chức nước ngoài, để phù hợp với yêu cầu chế biến của từng nhà máy/dự án, tương thích với nguồn nguyên liệu dầu thô đầu vào và cơ cấu sản phẩm đầu ra. Do đó, khi triển khai đầu tư (như khâu thiết kế, lựa chọn nhà thầu EPC) phải tuân thủ theo thông lệ quốc tế.  

Theo saigondautu.com.vn

Họ tên
Email
Mã xác nhận

Gửi bình luận