12-2-2019
Trước tiên, tôi xin khẳng định là các thông tin và nhận định dưới đây hoàn toàn mang tính cá nhân, không đứng trên lập trường của bên nào trong liên doanh hay nhà thầu dự án Cá Rồng Đỏ. Mục tiêu của tôi là cung cấp thông tin với nhu cầu phục vụ các công ty dịch vụ, các chuyên gia và các bạn kỹ sư chuyên làm các dự án. Vì vậy, đề nghị các cơ quan hữu quan không xem đây là thông tin mật và bạn đọc chỉ nên xem đây là 1 kênh thông tin độc lập mà thôi.
Như đã biết, dự án Cá Rồng Đỏ (CRD) nằm trong Lô dầu khí 07/03 bể Nam Côn Sơn, đã tạm dừng từ 22/3/2018, theo như công văn 107/DKVN-QLHD đến nay, liên quan và ảnh hưởng đến nhiều bên. Như yêu cầu từ chính phủ thông qua PVN, chủ đầu tư Repsol (công ty dầu khí từ Tây Ban Nha) đã cho dừng tất cả các hạng mục thiết kế, mua sắm, gia công chế tạo (EPCI) cả giàn TLWP (1) và FPSO (2) trên nguyên tắc “bất khả kháng” để chờ quyết định chính thức từ Chính phủ kể từ 23/3/2018. Sau nhiều vòng đàm phán thì câu chuyện đã gần như ngã ngũ. Để có cách nhìn tổng quan, tôi xin tóm tắt như sau:
I/ CÁC HÌNH THỨC ĐỀN BÙ REPSOL YÊU CẦU
Thực chất có vai trò của Chính phủ, tuy nhiên Chính phủ giao và ủy quyền cho PVN đàm phán với Repsol nên các đàm phán hay thỏa thuận là giữa PVN và Repsol. Các đàm phán bao gồm các giá trị thiệt hại mà Repsol đề nghị hoặc yêu cầu PVN đền bù cho Repsol tương ứng việc „tạm dừng“ hoặc „dừng“ dự án CRD. Như vậy, chi phí sẽ bao gồm chi phí cố định tương ứng đã thực hiện như trong kế hoạch phát triển mỏ (FDP) và tổng mức chi phí dự án 1,2 tỷ USD (CAPEX) đã phê duyệt; và chi phí phát sinh phát sinh ngoài FDP và CAPEX. Chi phí cố định bao gồm cả việc hủy chiến dịch khoan, hủy hợp đồng góp vốn FPSO. Chi phí phát sinh gồm việc tổng thầu PTSC M&C lưu kho, bảo quản vật tư, chi chí hư hỏng vật tư . Ban đầu, Repsol đưa ra các phương án đền bù như sau:
GIÀN TLP
1/ Tạm dừng đến tháng 9/2018: 400 triệu USD phí dừng + chi phí EPCI cố định & phát sinh đến hết tháng 9/2018 hoặc cho đến khi dự án CRD tái hoạt động trở lại trong năm 2018, hoặc;
2/ Tạm dừng đến tháng 3/2019: 400 triệu USD phí dừng + chi phí EPCI cố định + chi phí phát sinh đến hết tháng 3/2019, hoặc; (3)
3/ Chấm dứt hợp đồng phân chia sản phẩm: 400 triệu USD phí dừng + chi phí EPCI cố định + chi phí phát sinh + chi phí thiết kế tổng thể FEED và thiết kế chi tiết TLP đã hoàn tất bởi FloaTEC (liên doanh tổng thầu EPCI với PTSC M&C, chịu trách nhiệm phần thiết kế).(4)
Đối với các hợp đồng mua sắm vật tư thiết bị, một số đã hủy hợp đồng, một số còn hiệu lực thì Repsol sẽ bàn giao cho PVN tiếp quản; các nhà thầu phụ chính bao gồm: Dril Quip (thiết bị ống đứng, ngầm), Technip FMC (thiết bị ống mềm, cáp ngầm); Heerema (nhà thầu thi công lắp đặt và chảy thử ngoài khơi)…
KHO CHỨA NỔI FPSO OSX-1
PTSC và Yinson là bên cho thuê FPSO OSX-1 thông qua 1 hợp đồng có thời hạn 10 năm với Repsol có tổng giá trị cho thuê gần 1 tỷ USD. FPSO OSX-1 thuộc sở hữu của Yinson và PTSC ký với Yinson hợp đồng góp vốn để hình thành liên doanh PTSC Yinson theo hình thức 51/49. Ban đầu PTSC nắm 51% nhưng sau đó tăng thêm tỷ lệ góp vốn lên gần mức dưới 60% trên tổng mức giá trị 350 triệu USD của FPSO này.
Sau khi góp vốn, liên doanh này bỏ thêm chi phí khoảng 150 triệu thuê các nhà thầu hoán cải, nâng cấp FPSO OSX -1, trước khi cho Repsol thuê dài hạn.
Khi CRD dừng, Repsol đã yêu cầu PTSC hủy hợp đồng góp vốn này từ cuối tháng 3/2018. Sau khi hủy hợp đồng góp vốn, các hợp đồng thầu phụ phục vụ hoán cải và nâng cấp với Keppel Singapore, vật tư thiết bị chính từ NOV + Alpha ECC, Solar Turbine và GE cũng hủy, chờ Repsol đền bù hợp đồng.(5)
II/ CÁC ĐÀM PHÁN SONG PHƯƠNG
Sau nhiều vòng đàm phán, PVN và Repsol gần như đã đạt được thỏa thuận cuối cùng. Theo đó, hai bên sẽ đồng ý chấm dứt hợp đồng phân chia sản phẩm PSC Lô 07/03 như phương án 3/ trên đây. Theo đó, thay vì trả khoản tiền mặt 400 triệu USD, PVN sẽ hoán đổi, cho Repsol tiếp quản Lô 01/02 mà PVEP đang vận hành. Ngoài ra, PVN sẽ chi trả các chi phí thực tế và tiếp quản Lô 07/03 nơi có mỏ Cá Rồng Đỏ.
Lô 01&02 trước đây do Petronas điều hành. Sau khi hết hợp đồng PSC thì quyền điều hành thuộc Chính phủ. Chính phủ giao cho PVN tiếp quản và PVN thuê PVEP vận hành. Lô 01&02 có mỏ Hồng Ngọc đang khai thác có sản lượng khá tốt, khoảng 12,000 thùng dầu / ngày, cùng các tiềm năng phát triển mỏ lân cận mà kết quả khoan thăm dò thẩm lượng rất khả quan.
Sau khi hoàn tất các đàm phán để đi đến thỏa thuận của hai bên, kết quả cuối cùng sẽ trình lên Chính phủ và Bộ Chính trị để phê duyệt trước khi thực hiện. Theo như đánh giá sơ bộ, các quy trình sẽ còn cần nhiều thời gian nên dự án Cá Rồng Đỏ, sẽ quay lại vào đầu năm 2020.
Kết quả, dù theo phương án nào thì cũng phải chờ đến hết tháng 3 năm nay, mới công bố chính thức.
Theo quan điểm cá nhân, đây gần như là phương án tối ưu nhất hiện nay. Phương án này sẽ làm đẹp lòng cả hai bên, nhà điều hành Repsol và PVN trong bối cảnh CRD cần có lối thoát mà Repsol cần mỏ mới để tái hoạt động. Theo đó, sau khi tiếp quản, PVN sẽ tự phát triển hoặc liên doanh với 1 nhà điều hành từ Nga – nhiều tiềm năng là Gazprom.
III/ VÀ NHỮNG HY VỌNG TỐT ĐẸP
Trong thiết kế, khí từ mỏ CRD được đưa về đường ống khí NCSP1, để cung cấp và bù đắp cho phần thiếu hụt của các mỏ hiện tại, kể cả khi đã cập nhật mỏ Cá Tầm. Nếu thiếu hụt khí, sẽ là ảnh hưởng dây chuyền cho hệ thống các nhà máy điện, đạm và khu công nghiệp Phú Mỹ, Mỹ Xuân (BR-VT), Long Thành và nhà máy điện Nhơn Trạch 1+2 (Đồng Nai).
Như vậy, việc phát triển mỏ CRD như thiết kế gần như là phương án mặc định. Chưa kể, sau khi tái khởi động, dự án CRD sẽ mang lại nguồn thu rất lớn cho PTSC, và mang lại gần 2000 công ăn việc làm trong quá trình thi công xây lắp.
Nghị quyết 8 của Đảng đã xác định rõ là hướng ra biển đông: “Đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò, gia tăng trữ lượng dầu khí; nghiên cứu, thăm dò các bể trầm tích mới, các dạng hydrocarbon phi truyền thống; gắn việc tìm kiếm, thăm dò dầu khí với điều tra, khảo sát, đánh giá tiềm năng các tài nguyên“, thì việc tái khởi động CRD sẽ mở đường cho các hoạt động thăm dò các mỏ mới khu vực Nam Côn Sơn xa bờ.
Ngoài ra, về mặt đối ngoại, việc tái khởi động mỏ CRD chính là một câu trả lời thỏa đáng cho các nhà đầu tư nước ngoài về môi trường đầu tư đáng tin cậy, để thu hút thêm nhiều đầu tư hơn nữa vào ngành dầu khí Việt Nam.
Ghi chú:-
(1) – TLWP: giàn đầu giếng chân căng
(2) – FPSO: Kho chứa nổi/Tàu chứa dầu
(3) – đền bù sau khi kiểm kê
(4) – đền bù sau khi kiểm kê
(5) – đền bù sau khi kiểm kê
(6) – PSC Hợp đồng phân chia sản phẩm
