Phóng to

TTCT - Trữ lượng dầu khí luôn là một trong những thông số cơ bản của các tính toán kinh tế dựa trên dầu khí, nhất là khi doanh thu từ xuất khẩu dầu thô chiếm 22-28% tổng thu nộp ngân sách VN hằng năm (số liệu Vietsovpetro).

Một số nước xuất khẩu dầu một thời oanh liệt, như Nigeria hay Indonesia, trong những năm sau này đã lâm cảnh khó khăn xăng dầu (ở Indonesia đã có một dạo bất ổn xã hội vì dân chúng phản đối tăng giá dầu) do đã không quản lý tốt nguồn tài nguyên này, không đẩy mạnh công tác thăm dò dầu khí, cũng như do đã không “quản” nổi nạn tham nhũng (như ở Nigeria). Dầu hỏa và khí đốt của VN ra sao? (Còn) nhiều hay ít?

Dầu

Trong thực tế sản lượng dầu ở VN đã bắt đầu giảm: năm 2005, sản lượng dầu thô của VN bình quân khoảng 370.000 thùng/ngày, thấp hơn so với năm 2004 (vốn là 403.000 thùng/ngày) gần 10%. Việc giảm sản lượng dầu năm 2004-2005 là do giảm sản xuất tại mỏ Bạch Hổ (nguồn: Bộ Năng lượng Hoa Kỳ EIA/DOE) bởi phần lớn sản lượng dầu thô của VN là từ mỏ Bạch Hổ.

Điều này đã được dự báo từ lâu. “Theo dự báo của các chuyên gia dầu khí, từ nay đến năm 2005 sản lượng dầu thô của VN có thể đạt 16 triệu tấn/năm, sau đó sẽ giảm rất nhanh nếu không tìm kiếm thêm được những nguồn dầu mới. Các chuyên gia cũng cho rằng khả năng phát hiện những mỏ dầu lớn như Bạch Hổ ở VN là rất thấp và chỉ có thể còn những mỏ nhỏ, trữ lượng ít” (nguồn: TTXVN 16-3-2001).

Theo Petro Vietnam, tính đến tháng 1-2000, trữ lượng dầu và khí của VN là 2,7 tỉ thùng và 12.800 tỉ bộ khối (Tcf), đứng ở vị trí 35 và 42 trong số các quốc gia trên thế giới. Số liệu này khác với số liệu của Oil and Gas Journal, theo đó VN có 600 triệu thùng dầu dự trữ. Nếu căn cứ trên hai con số này, sẽ thấy số ngày còn dầu để khai thác, theo tốc độ hiện nay:

- 2,7 tỉ thùng: 0,370 triệu thùng/ngày = 7.297 ngày (tức khoảng 20 năm).

- 600 triệu thùng: 0,370 triệu thùng/ngày = 1.621 ngày (tức khoảng 4,5 năm).

Tất nhiên, có những lý do giải thích việc sản lượng “khựng lại”. Từ 20 năm qua, Vietsovpetro (VSP) - một liên doanh giữa Petro Vietnam và Zarubezhneft (Nga) - đã không ngừng khai thác mỏ Bạch Hổ. Đã có một giai đoạn do những yếu tố lịch sử, các hoạt động thăm dò đã chỉ trong tay một, hai công ty như trong thời kỳ 1981-1988: “Đây là khoảng thời gian dài vắng bóng các công ty dầu khí nước ngoài hoạt động trên thềm lục địa VN” (nguồn: Petro Vietnam).

Giai đoạn tiếp theo lạc quan hơn: “Sau 13 năm thực hiện Luật đầu tư nước ngoài năm 1987 và bảy năm thực hiện Luật dầu khí (sửa đổi vào năm 2000), VN đã thu hút được 3 tỉ USD đầu tư nước ngoài vào ngành công nghiệp dầu khí (chủ yếu cho công tác tìm kiếm thăm dò)...” (nguồn đã dẫn).

Kết quả là: “Năm 2002, các mỏ Cá Ngừ Vàng (Golden Tuna) và Voi Trắng (White Elephant) được loan báo, trong đó riêng Cá Ngừ Vàng có trữ lượng 250 triệu thùng. Tháng 4-2003, Petro Vietnam phát hiện tại mỏ Đại Hùng một khả năng sản xuất khoảng 6.300 thùng/ngày. Đầu năm 2004, một phát hiện khác tại lô số 15-1 mỏ Sư Tử Trắng (White Lion) với khoảng 8.682 thùng/ngày, có thể đưa vào sản xuất năm 2008. Tháng 7-2004, VSP phát hiện thêm dầu tại mỏ Rồng.

Ba tháng sau, một liên doanh gồm American Technologies, Petronas, Singapore Petroleum và Petro Vietnam loan báo phát hiện một mỏ dầu có trữ lượng 100 triệu thùng tại bờ biển phía Bắc. Cũng tháng 10-2004, các hãng dầu Nhật Bản Nippon Oil Exploration, Idemitsu Kosan và Teikoku Oil (30 percent) loan báo kế hoạch góp vốn vào các lô 05.1b và 05.1c tại bồn trũng Nam Côn Sơn.

Hai tháng sau, Hãng dầu Korean National Oil Corporation (KNOC) của Hàn Quốc cùng các công ty dầu khác cũng của Hàn Quốc quyết định đầu tư 300 triệu USD cho việc triển khai tại lô 11-2. Tháng 10-2005, Hãng dầu ONGC của Ấn Độ được cấp giấy phép tại lô 127 ở bồn trũng Phú Khánh cùng lúc với Hãng dầu ChevronTexaco của Mỹ tại lô 122 ở đây (nguồn: EIA/DOE).

Các nỗ lực thăm dò trên cho thấy có nhiều triển vọng tăng trữ lượng dầu, do những nỗ lực “đa phương hóa” trong lĩnh vực kinh tế quan trọng này. Nếu so với trước (chỉ một liên doanh dầu khí) tình hình sau khi có Luật dầu khí sửa đổi đã “đa diện” hơn với phần lớn là các hợp đồng chia sản phẩm (PSC), bên cạnh một số ít hợp đồng điều hành chung (JOC) và hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC).

UNDP và WB (ESMAP) thông qua “Chương trình hỗ trợ quản lý lĩnh vực năng lượng” đã khuyến cáo: hình thức hợp đồng thường được sử dụng nhất với các nhà đầu tư nước ngoài là hình thức PSC, hợp đồng chia sản phẩm. VN nên sử dụng các hợp đồng PSC này như là loại hợp đồng chủ yếu, thay vì các hợp đồng liên doanh hay các loại thỏa thuận khác. Bởi lẽ như đánh giá của ESMAP: “Tiềm năng dầu và khí thềm lục địa của VN vẫn còn chưa được thăm dò nhiều lắm so với các nước láng giềng Trung Quốc, Indonesia, Malaysia và Thái Lan”.

Theo các tác giả chương trình này, có thể sử dụng những đòn bẩy kinh tế cần thiết trong các trường hợp trữ lượng dầu ít để, thay vì xếp xó các mỏ dầu nhỏ, vẫn có thể đưa vào khai thác được: “Chính sách tô nhượng không linh hoạt của VN có thể làm nản lòng việc triển khai các mỏ dầu nhỏ. VN nên tỏ ra “nhạy cảm” hơn đối với giá cả và sản xuất sao cho các mỏ nhỏ này có thể trở nên kinh tế hơn...”.

Theo tác giả của “Ảnh hưởng của giá dầu thô lên các dự án thăm dò và khai thác dầu khí ở vùng biển nước cạn VN”, giá dầu thô ở mức xa trên con số trung bình 20 USD/thùng vừa khuyến khích các công ty đang khai thác tăng sản lượng, vừa nâng cao hiệu quả đầu tư cho các công ty thăm dò. Nói cách khác, nếu như giá dầu ở mức 20 USD/thùng như trước kia, thì khai thác cầm chắc là lỗ huống hồ là thăm dò.

Song, khi giá dầu liên tục trên ngưỡng 60 USD/thùng, thậm chí có lúc vượt cả ngưỡng 75 USD/thùng, thì đây chính là thời cơ để có những quyết định khuyến khích các công ty mạnh dạn đầu tư thăm dò ở những vùng có tiềm năng thấp để có thể đi đến kết quả là: “Nhiều mỏ dầu mới được triển khai trong những năm tới sẽ làm tăng sản lượng dầu hỏa của VN. Một giếng dầu mới ở lô 15-1 Sư Tử Trắng với sản lượng 8.682 thùng/ngày được dự trù cho năm 2008” (nguồn: EIA/DOE).

Khí

Nếu như việc khai thác dầu đã tròn 20 “tuổi” (tính từ mỏ Bạch Hổ) thì việc khai thác khí đốt ở VN lại “lớn tuổi” hơn: mỏ khí Tiền Hải C, với trữ lượng khoảng 1,3 tỉ m³ (BCM), đã được đưa vào khai thác từ năm 1981 tuy với sản lượng khiêm tốn.

Tâm điểm của hi vọng khai thác khí đốt là lượng khí đồng hành của mỏ dầu Bạch Hổ, vốn đã được khai thác từ năm 1986 song vẫn cứ “phải đốt bỏ ngày càng lớn, lên đến 1 tỉ m³ khí mỗi năm” (từ ngữ của Petro Vietnam). Hiện vẫn chưa có giải thích chính thức nào về việc phải đốt bỏ khí đồng hành này.

Mãi đến năm 1993, dự án khai thác khí đốt bỏ này mới thành hình với một dự án của Petro Vietnam, với số vốn khoảng 460 triệu USD, lắp đặt tuyến ống từ ngoài khơi về Nhà máy điện Bà Rịa. Lúc đầu cung cấp 1 tỉ m³ khí/ngày; đến cuối năm 2001 nâng lên 5,8 tỉ m³ khí/ngày.

Tháng 12-1998, Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được đưa vào vận hành, mỗi ngày có 4,2 triệu m3 khí được xử lý, chế biến thành khí hóa lỏng (LPG) và condensate cung cấp cho thị trường. Petro Vietnam còn đang xem xét việc nâng công suất của toàn bộ hệ thống thu gom vận chuyển khí từ bể Cửu Long lên 2 tỉ m³ khí/năm.

Song song, năm 1993 liên minh BP - Statoil đã phát hiện các mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ với trữ lượng xác minh là 57 tỉ m³ khí, đảm bảo nguồn cung cấp ổn định lâu dài ở mức 2,7 tỉ m³ khí/năm. Cùng thời gian này, đã phát hiện hàng loạt mỏ khí ở bể Nam Côn Sơn, cho phép nghĩ đến một khả năng cung cấp 5-6 tỉ m³ khí/năm trong tương lai gần.

Ngày 28-3-2005, các công ty BP, Statoil, Mobil và BHP đã cùng nhau ký với Petro Vietnam một thỏa thuận hợp tác lập báo cáo nghiên cứu khả thi. Cùng với việc triển khai dự án Nam Côn Sơn, dự án xây dựng tuyến ống Phú Mỹ - TP.HCM cũng đã được chuẩn bị. Từ khí ngày nào đốt bỏ, một loại nhà máy điện tuôcbin khí (ở Phú Mỹ) mà công suất đã hơn 1/2 tổng công suất điện toàn quốc chỉ nhờ dòng khí đốt này đã được đưa vào hoạt động.