Thứ năm, 21/11/2019 - 5 giờ 37 phút, chiều.

Lô dầu khí Junin 2 (Venezuela) – Kỳ 1: Tổng quan đến hiện trạng

Ngày đăng: 21/10/2019 - 16:56

Sau khi tạm dừng dự án Junin 2, (ở Venezuela) từ 2/12/2013 đến nay, Chính phủ đã chỉ đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) triển khai một số biện pháp cần thiết (đàm phán với đối tác để tìm ra phương án tối ưu và giảm thiểu rủi ro đối với dự án). Được biết, trước ngày khai mạc Kỳ họp thứ 8, Quốc hội XIV (khai mạc sáng hôm nay 21/10), Chính phủ đã có báo cáo về dự án này gửi tới Quốc hội. Để đại biểu Quốc hội và bạn đọc có cái nhìn khách quan, toàn diện hơn về dự án Junin 2, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam thực hiện loạt bài phân tích, phản biện (trên cơ sơ hồ sơ kỹ thuật, quy trình đầu tư, ý kiến chuyên gia Bộ Công Thương, PVN, PVEP), cũng như gợi mở một số giải pháp.

07:34 |21/10/2019

Sau khi tạm dừng dự án Junin 2, (ở Venezuela) từ 2/12/2013 đến nay, Chính phủ đã chỉ đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) triển khai một số biện pháp cần thiết (đàm phán với đối tác để tìm ra phương án tối ưu và giảm thiểu rủi ro đối với dự án). Được biết, trước ngày khai mạc Kỳ họp thứ 8, Quốc hội XIV (khai mạc sáng hôm nay 21/10), Chính phủ đã có báo cáo về dự án này gửi tới Quốc hội. Để đại biểu Quốc hội và bạn đọc có cái nhìn khách quan, toàn diện hơn về dự án Junin 2, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam thực hiện loạt bài phân tích, phản biện (trên cơ sơ hồ sơ kỹ thuật, quy trình đầu tư, ý kiến chuyên gia Bộ Công Thương, PVN, PVEP), cũng như gợi mở một số giải pháp.

Thủ tướng đề nghị Tạp chí Năng lượng VN tiếp tục đóng góp cho ngành dầu khí

Hiện nay, PVEP đang gặp rất nhiều khó khăn trong hoạt động sản xuất, kinh doanh, đặc biệt là thu xếp vốn cho các dự án tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ mới. Đây là hệ quả dây chuyền do đầu tư hàng loạt dự án ở nước ngoài (giai đoạn 2010-2013) gây mất vốn, thua lỗ, hoặc đang trong tình trạng cần chuyển nhượng lại, trong đó có dự án dầu nặng Junin 2 (ở Venezuela).

Tổng quan

Chủ trương cho phép PVN/PVEP hợp tác, đầu tư ra nước ngoài là chủ trương đúng đắn của Đảng và Chính phủ trong bối cảnh sản lượng dầu khí ở các mỏ trong nước đang sụt giảm, đặc biệt là mỏ Bạch Hổ. Trên cơ sở đó, dự án khai thác, nâng cấp dầu nặng lô Junin-2 tại Venezuela hình thành trên cơ sở mối quan hệ chính trị tốt đẹp giữa hai Nhà nước Công hòa Xã hội Chủ nghĩa Việt Nam và Cộng hòa Bolivar Venezuela, trong chương trình hợp tác theo Hiệp định hợp tác về năng lượng giữa Chính phủ hai nước được ký kết giữa Bộ Công nghiệp Việt Nam (nay là Bộ Công Thương) và Bộ Năng lượng – Dầu khí Venezuela ngày 31 tháng 7 năm 2006 nhân chuyến thăm Việt Nam của Tổng thống Hugo Chavez.

Dự án Junin 2 do PVEP làm chủ đầu tư, thực hiện từ 2010 trên cơ sở hợp đồng thành lập Công ty Liên doanh Petromacareo (ký ngày 29/6/2010) giữa PVEP và Công ty Dầu khí CVP (công ty con của Công ty Dầu khí Quốc gia Venezuela – PDVSA). Tổng mức đầu tư dự án được công bố: 12,4 tỷ USD, phân kỳ làm 2 giai đoạn, ban đầu là 8,9 tỷ USD, giai đoạn 2 là 3,5 tỷ USD.

Lô Junin 2, được PVEP/PVN báo cáo Chính phủ nằm ở khu vực có trữ lượng dầu lớn nhất thế giới (trong báo cáo trữ lượng năm 2008 là 1,46 tỷ thùng, một số báo chí viết là 1.460 tỷ thùng). Theo tỷ lệ vốn góp 40%, PVEP có thể thu về 28 triệu thùng/năm (4 triệu tấn/năm), dự kiến hoàn vốn sau 7 năm. Vốn được thu xếp cho giai đoạn đầu như sau: Liên doanh vay 60%, tương ứng 5,8 tỷ USD; 40% còn lại do các bên đóng góp, tương ứng 3,1 tỷ USD. Phần vốn mà PVEP phải đóng góp tương ứng với tỷ lệ tham gia 40% trong hợp đồng là 1,241 tỷ USD. Nếu tính cả “phí tham gia hợp đồng” (bonus) 584 triệu USD thì tổng nhu cầu vốn của phía Việt Nam là 1,825 tỷ USD.

Theo thỏa thuận hợp đồng, PVEP sẽ trả “phí tham gia hợp đồng” (bonus) cho Venezuela với mức 1 USD/thùng dầu trên phần dầu thu hồi tương ứng tỷ lệ 40% (trên tổng trữ lượng 1,46 tỷ thùng) là 584 triệu USD. Khoản phí này, đóng trong vòng 30 tháng (300 triệu USD đợt đầu trong vòng 6 tháng) ngay sau khi ký “hợp đồng thành lập và quản lý Công ty liên doanh Petromacareo S.A” (hợp đồng liên doanh) – bất kể có dầu hay không, PVEP vẫn phải nộp đủ phí 584 triệu USD bằng tiền mặt.

PVEP đã thanh toán 2 lần bonus cho phía Venezuela, tổng cộng là 442 triệu (số 142 triệu còn lại tạm hoãn thực hiện). Tính đến nay, chi phí mà PVEP đã bỏ ra, lên đến 530 triệu USD (gồm 442 triệu bonus và 88 triệu vốn góp cổ đông).

Tính đến tháng 10/2013, Công ty liên doanh Petromacareo (CTLD) đã triển khai các hoạt động thu nổ và minh giải toàn lô; thiết kế chi tiết thiết bị khai thác, phát triển khai thác siêu sớm/khai thác thử. Theo đó, đã đưa được 2 giếng vào khai thác thử, cho thùng dầu đầu tiên ngày 27/9/2012 với lưu lượng ban đầu khoảng 300 thùng/ngày, nhưng lưu lượng suy giảm dần. Sau một thời gian khai thác để thu thập thông số vỉa, nhưng do chi phí cao, đã tạm dừng vào đầu tháng 7/2013. Tổng sản lượng khai thác cộng dồn được khoảng 49.000 thùng.

Từ kết quả thử vỉa nghèo nàn, cũng như các biến động chính trị ở nước sở tại, ban lãnh đạo PVN đã quyết định sẽ tạm dừng dự án để không phải đóng tiếp khoản tiền bonus 142 triệu USD đến hạn. Đến ngày 2/12/2013, Văn phòng Chính phủ chính thức thông báo tạm dừng triển khai dự án theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ.

Đầu tháng 10/2019 trong đoàn lãnh đạo cao cấp Đảng cầm quyền Venezuela sang thăm Quốc hội Việt Nam, có đại diện Tổng công ty Dầu khí Venezuela – PDVSA. Đại diện của PDVSA đã yêu cầu PVEP thực hiện các cam kết hợp đồng liên doanh, trong đó:

1/ Đóng phí tham gia hợp đồng lần 3 (bonus): 142 triệu USD (lần cuối).

2/ Thực hiện cam kết góp vốn vào Công ty liên doanh Petromacareo, khoảng 250 triệu USD (cả phần góp vốn và chi phí hoạt động). Trong trường hợp:

3/ Nếu không thỏa mãn 2 mục trên, PDVSA có thể đơn phương thu hồi mỏ theo sắc lệnh của Tổng thống Venezuela và các điều khoản trong hợp đồng liên doanh ký từ 29/6/2010.

Do các biến động xấu về chính trị, kinh tế tầm vĩ mô ở Venezuela và hiệu quả kinh tế, cũng như rủi ro của lô Junin 2, việc thực hiện các cam kết hợp đồng để chờ cơ hội tiếp tục triển khai, hoặc dừng hẳn dự án sẽ là chủ đề cần Quốc hội thảo luận và quyết định. Nhưng theo nhìn nhận của nhiều chuyên gia: Nếu tiếp tục, PVEP sẽ tốn thêm khoảng hơn 400 triệu USD và chưa hẹn ngày tái khởi động dự án. Nếu dừng hẳn – nghĩa là không thực hiện các cam kết hợp đồng, PVEP sẽ mất khoảng 530 triệu USD đã bỏ ra (tạm tính).

Quy trình thực hiện đầu tư

Có rất nhiều báo cáo, công văn giữa PVEP/PVN, các bộ, ngành và Văn phòng Chính phủ (như phụ lục trích dẫn ở phần sau), nhưng sắp xếp theo tình tự thời gian, cũng như đi sâu vào Báo cáo trữ lượng năm 2008 và Báo cáo đầu tư IBP năm 2008 (gọi tắt là Báo cáo IBP), sẽ thấy nổi lên một số vấn đề như sau:

1/ Hợp đồng ký tắt khai thác dầu nặng lô Junin 2 được ký kết từ rất sớm (ngày 20/11/2008) giữa PVEP và PDVSA khi việc bổ sung thẩm lượng trữ lượng chưa thực hiện. Tổng mức đầu tư ban đầu theo hợp đồng là 1,24 tỷ USD (chưa tính đến phí bonus 584 triệu USD).

2/ Khi tổng mức đầu tư cao hơn mức cho phép (1,825 tỷ USD) kéo theo mức vốn góp cao hơn 30% phải trình Quốc hội đã được điều chỉnh lại chỉ còn 1,131 tỷ USD (tương ứng phần góp vốn của chủ sở hữu PVEP chỉ còn 547 triệu USD). Theo đó, con số vốn góp chạm sát trần cho phép, nhưng hợp lệ là 29,9%.

3/ Hợp đồng thành lập và quản lý công ty liên doanh khai thác, nâng cấp dầu nặng lô Junin 2 (ký ngày 29/6/2010), được ký kết trước khi có Giấy phép đầu tư số 398 do Bộ Kê hoạch – Đầu tư cấp ngày 29/10/2010. Nghĩa là hợp đồng cùng các điều kiện triển khai dự án (bao gồm cả thỏa thuận Bonus) được dựa trên các cơ sở: Chủ trương, thỏa thuận trước đó (thương mại), Báo cáo trữ lượng, Báo cáo đầu tư IBP 2008 (kỹ thuật).

4/ Đến tháng 5/2011, khi liên doanh chưa hoàn thành thủ tục đăng ký với cơ quan chức năng Venezuela, thì PVEP đã phải thực hiện cam kết hợp đồng, chuyển 300 triệu USD cho đối tác Venezuela và đến ngày 12/5/2012 (lần 2): 142 triệu USD.

Hồ sơ địa chất và kỹ thuật dự án

Trong các công văn qua lại trong nội bộ PVEP và giữa PVEP và PVN sau khi có Báo cáo IBP đã phê duyệt, từ 2008 đến tháng 5/2010, cho thấy vấn đề rủi ro đầu tư và trữ lượng giảm đã được nhận diện.

Sau khi có các cảnh báo về trữ lượng trong Báo cáo IBP 2008, vào năm 2010, trên cơ sở tài liệu từ Chi nhánh PVEP Venezuela chuyển về, PVEP đã tiến hành khảo sát, đánh giá lại Báo cáo trữ lượng 2008 (vốn là một phần không thể tách rời trong Báo cáo đầu tư IBP 2008) đã được phê duyệt làm cơ sở ký hợp đồng khai thác năm 2008 – Hợp đồng thành lập và quản lý Công ty liên doanh Petromacareo S.A (29/6/2010). Báo cáo của PVEP – gọi là báo cáo “Cập nhật trữ lượng tại chỗ mỏ Junin 2” vào tháng 3 và 4/2010 (tạm gọi là Báo cáo Tổng công ty). Cũng gần như song song, chi nhánh PVEP Venezuela 2010 (tạm gọi là Báo cáo Chi nhánh) cũng có 1 báo cáo riêng trên cùng cơ sở dữ liệu mới cập nhật và chuyển về cho PVEP.

Các báo cáo này cho thấy rằng, Báo cáo đánh giá năm 2008 đã thiếu hồ sơ nguyên thủy về cơ sở dữ liệu và mẫu dầu trong Báo cáo trữ lượng của phía Venezuela (INTEVEP) để PVEP/Viện Dầu khí Việt Nam xây dựng thành Báo cáo trữ lượng và Báo cáo đầu tư IBP 2008 được phê duyệt. Mặt khác, phương pháp đánh giá trữ lượng là không logic, không nghiên cứu kỹ các tài liệu và bản đồ về tình trạng xâm nhập nước vào mỏ mà phía Venezuela đã cung cấp trước đó.

Đến báo cáo Tổng công ty, kết quả đánh giá trữ lượng của PVEP cũng đã có kết luận khác với Báo cáo IBP 2008, nhưng không chênh lệch nhiều về trữ lượng. Ngược lại, Báo cáo của Chi nhánh PVEP Venezuela chỉ ra những sai sót trùng lắp của Báo cáo trữ lượng năm 2008 và Báo cáo Tổng công ty.

Cụ thể là, mỏ Junin 2 có 2 khu vực (gọi là KV1 và KV2), trong mục xác định phần “phân định các khoảng bị nước xâm nhập”, Báo cáo IBP và Tổng công ty đã xác định cả 2 khu vực đều có ngập nước. Tuy nhiên, trong phần “tính toán trữ lượng trong các khoảng bị nước xâm nhập” thì lại chỉ tính ở KV2 mà bỏ quên khoảng này ở KV1.

Hình 1: Bản đồ tầng sản phẩm.

Điểm cần chú ý khác trong Báo cáo IBP 2008 và Tổng công ty là “trữ lượng” nằm trong các khoảng nước xâm nhập vẫn được tính vào trữ lượng dầu tại chỗ của lô. Theo báo cáo của Chi nhánh PVEP Venezuela: “Hướng dẫn về đánh giá trữ lượng và tiềm năng dầu khí” của SPE năm 2001, cũng như Quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí (Ban hành kèm theo Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN) thì các khoảng đã bị nước xâm nhập thì không thể được tính vào tiềm năng dầu khí, cũng như trữ lượng tại chỗ của lô Junin 2.

Báo cáo Chi nhánh cũng chỉ ra nhiều chỗ không khớp về các thông số vỉa dùng để tính trữ lượng trong các bản đồ mặt cắt (slide) trong báo cáo Tổng công ty, do đó, dẫn đến sự mâu thuẫn, không chính xác về tổng trữ lượng trong tầng sản phẩm (Oligocence). Theo đó, kết quả tính toán trữ lượng cho tầng sản phẩm như thể hiện (trong bảng 1 và 2) chỉ còn 1,17 tỷ thùng dầu trữ lượng – tức là giảm đi 35% so với con số 1,801 tỷ thùng trong Báo cáo trữ lượng 2008 và Báo cáo IBP.

Hình 2: Kết quả xác định lại chiều dày hiệu dụng so sánh với Báo cáo IBB.

Hệ số thu hồi dầu cho tầng Oligocence (tầng sản phẩm) trong Báo cáo IBP cho giai đoạn khai thác 25 năm của hợp đồng là 6,03% (5,58 do khai thác lạnh và 0,45 do khai thác nhiệt). Như vậy, tổng trữ lượng sẽ thu hồi cho tầng Oligocence sẽ là: 1,17 x 0,0603 = 0,7055 tỷ thùng = 705,5 triệu thùng dầu – tức là giảm đi 379,7 triệu thùng so với con số 1085,2 triệu thùng thu hồi trong 25 năm như đưa ra trong Báo cáo IBP.

Với giá dầu 65 USD/thùng như áp dụng trong Báo cáo IBP, tương đương việc giảm sản lượng thu hồi như trên thì dòng tiền từ bán dầu của dự án sẽ giảm đi 24,7 tỷ USD. Đây mới là yếu tố chính ảnh hưởng tới hiệu quả của dự án. Theo cách tính như trên, việc giảm trữ lượng cũng tương ứng việc cần tính toán lại con số tổng mức phí bonus 584 triệu USD phải chi trả.

Hình 3: Kết quả tính toán trữ lượng tầng sản phẩm (Oligocence).

Sau khi ký hợp đồng liên doanh, nhưng trước khi PVEP đóng tiển bonus lần đầu, qua các báo cáo nội bộ (mà cụ thể là Văn bản 04/CVNB-NVQ, ngày 11/1/2011) đã gián tiếp tái khẳng định Báo cáo của Chi nhánh Venezuela là có cơ sở, đồng thời đã cho thấy sự khác biệt cơ bản về thực tế của dự án và Báo cáo đầu tư IBP năm 2008. Theo đó, rủi ro địa chất rất lớn nên không thể khẳng định được trữ lượng dầu có thể thu hồi là bao nhiêu. Vì vậy, dự án phải qua thẩm lượng thì mới có thể làm rõ được các rủi ro này, cũng như khả năng khai thác. Từ đó, bức tranh triển khai tổng thể của dự án sẽ thay đổi lớn. Đồng thời, văn bản cũng đề xuất xác định giai đoạn dòng dầu “siêu sớm” như là giai đoạn “khai thác thử” để tối ưu đầu tư cho giai đoạn phát triển toàn lô.

Ngoài ra, văn bản còn đề nghị cập lại báo cáo kinh doanh tổng thể, như sau:

1/ Xây dựng lại các kịch bản về biểu đồ sản lượng cho phù hợp với chiến lược khai thác mới.

2/ Cập nhật kế hoạch triển khai tổng thể kèm theo các cột mốc chính của Phát triển/Dự án, trong đó kết quả thẩm lượng, khai thác thử cần được tính tới cho tối ưu thiết kế khai thác toàn lô và nhà máy nâng cấp.

3/ Tối ưu kết quả nghiên cứu khả thi chi tiết, để có thông tin về ước tính tổng mức đầu tư.

4/ Rà soát lại khả năng hiện thực hóa thu xếp vốn của cả PVEP và CVP trong liên doanh.

Về mặt kỹ thuật, theo như Báo cáo của đoàn kiểm tra Bộ Công Thương về việc triển khai khai thác thử và thẩm lượng (giai đoạn 2012-2013) đã tái khẳng định: Báo cáo nội bộ này, cũng như của Chi nhánh Venezuela trước đó đã xác định rất sát về tình hình, trữ lượng và cho thấy tình hình xấu đi nghiêm trọng sau đó./.

(Kỳ tới: Các cam kết hợp đồng)

NGUYỄN LÊ MINH

Let’s block ads! (Why?)

: Tin năng lượng — NLVN.vn

  • 0 lượt xem
  • Print Print