Giải pháp công nghệ thu hồi khí NH₃ phát thải trong quá trình sản xuất ở nhà máy đạm Phú Mỹ

PETROVIETNAM

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 8 - 2020, trang 45 - 48

ISSN 2615-9902

GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ THU HỒI KHÍ NH₃PHÁT THẢI TRONG QUÁ TRÌNH

SẢN XUẤT Ở NHÀ MÁY ĐẠM PHÚ MỸ

Nguyễn Văn Nhung, Lê Văn Minh, Nguyễn Trí Thiện, Lê Ngọc Lợi, Phạm Quang Hiếu, Tống Văn Hà

Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP (PVFCCo)

Email: nvnhung@pvfcco.com.vn

Tóm tắt

Khí NH₃luôn sản sinh trong quá trình sản xuất và tồn chứa NH₃ở nhà máy sản xuất ammonia. Việc thu hồi khí NH₃không chỉ mang

lại lợi ích kinh tế mà còn có ý nghĩa về mặt môi trường do giảm phát thải NH₃. Thông thường, khí NH₃sinh ra sẽ được nhà bản quyền công

nghệ tính toán thu hồi bởi máy nén thu hồi NH₃. Tuy nhiên, sau một thời gian hoạt động, sự thay đổi của công nghệ và thiết bị sẽ làm gia

tăng đáng kể lượng khí NH₃sinh ra và vượt quá công suất thiết kế thu hồi ban đầu của thiết bị.

Nhóm tác giả đã nghiên cứu, đánh giá và đưa ra 2 giải pháp khả thi để thu hồi lượng khí NH₃gồm: (i) nâng cấp hệ thống máy nén thu

hồi 40PK5001K1 A/B (xưởng phụ trợ) hiện hữu và (ii) lắp đặt hệ thống đường ống mới nhằm tận dụng công suất dư của máy nén khí NH₃

10K4051 (xưởng NH₃) để thu hồi toàn bộ lượng khí NH₃sinh ra. Kết quả nghiên cứu cho thấy giải pháp (ii) có hiệu quả cao, giúp thu hồi

được toàn bộ lượng hơi NH₃với mức đầu tư hợp lý.

Từ khóa: Ammonia, thu hồi khí NH₃, máy nén khí NH₃, xưởng NH₃, xưởng phụ trợ.

1. Giới thiệu

Trong quá trình hoạt động bình thường, một

bồn sẽ tăng cao hơn, lượng NH₃xuất bán nhiều hơn. Khi đó công

suất của máy nén thu hồi 40PK5001K1 A/B bị vượt quá và lượng

hơi NH₃dư sẽ thải bỏ qua hệ thống đuốc của nhà máy.

lượng lớn ammonia lỏng sản xuất ra bởi xưởng am-

monia sẽ được chuyển trực tiếp sang xưởng urea để

sản xuất urea, phần còn lại được đưa về hệ thống

bồn chứa dưới dạng sản phẩm lỏng. Bồn chứa am-

monia lỏng 40TK5001 được thiết kế với dung tích

định danh/dung tích làm việc là 23.800/20.000 tấn

NH₃lỏng tại nhiệt độ -33^oC và áp suất khí quyển,

cấu tạo gồm 2 vách tường kim loại và bảo ôn bên

ngoài để chống hấp thu nhiệt từ môi trường. Tuy

nhiên, trong quá trình vận hành có thể xuất hiện

hơi ammonia trong bồn do bay hơi từ 1 phần am-

monia lỏng trong bồn và 1 phần ammonia lỏng

trong đường ống khi hấp thụ nhiệt từ môi trường

xung quanh.

Giải pháp thu hồi toàn bộ lượng khí NH₃sinh ra này phù hợp

với điều kiện công nghệ, thiết bị và vận hành của nhà máy.

2. Đánh giá, lựa chọn giải pháp thu hồi khí NH₃

2.1. Phương pháp thực hiện

Xem xét, đánh giá các yếu tố liên quan đến việc thu hồi khí

NH₃gồm:

- Hệ thống đường ống liên quan đến việc thu hồi NH₃[1].

- Chế độ vận hành hiện tại thay đổi so với thiết kế ban đầu.

Lượng NH₃bay hơi này theo tính toán

khoảng 610 kg/giờ và được thu hồi bởi máy nén

40PK5001K1 A/B. Thực tế, lượng NH₃bay hơi có thể

tăng thêm 750 kg/giờ khi xuất bán. Lượng này sẽ

tăng cao hơn khi qua thời gian vận hành, lớp bảo

ôn của bồn chứa NH₃bị giảm khả năng cách nhiệt

và khi xưởng NH₃nâng công suất thì lượng NH₃về

10K4051

10V5003

(FLASH

VESSEL)

40PK5001K1 A/B

40TK5001

AMMONIA

STORAGE TANK

Hệ thống

làm lạnh

NH₃lỏng về

40TK5001

Ngày nhận bài: 22/5/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 22 - 27/5/2020.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 20/7/2020.

Hình 1. Sơ đồ hệ thống thu hồi khí NH₃sinh ra từ bồn chứa 40TK5001

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

45

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

Bảng 1. So sánh các giải pháp về mặt kinh tế, kỹ thuật

Lựa chọn giải pháp

Giải pháp

Kỹ thuật

Kinh tế

Nâng cấp hệ thống

máy nén thu hồi

40PK5001K1 A/B.

- Nâng cấp/lắp đặt thêm hệ

thống thiết bị phụ trợ như

trao đổi nhiệt;

- Nâng cấp hệ thống điều

khiển máy nén.

- Chi phí tư vấn của nhà sản xuất đánh giá

lại hệ thống thu hồi hơi NH₃và đưa ra

các lự a coḥ n thay đổi vậhnành máy nén

40PK5001K1 A/B với đơn giá là 20.000

EUR;

- Chưa tính các chi phí nâng cấp/lắp đặt

thiết bị.

Lắp đặt hệ thống

đường ống mới

nhằm tận dụng

công suất dư của

máy nén khí NH₃

10K4051.

- Lắp đặt đường ống mới từ

bồn chứa 40TK5001 về cửa

hút máy nén 10K4051;

- Tận dụng công suất dư của

máy nén 10K4051 để thu hồi - Thời gian xây dựng tuyến ống nhanh (20

- Chi phí lắp đặt đường ống (vật tư +

nhân công) khoảng 3 tỷ đồng;

- Thu hồi vốn nhanh (theo tính toán có

thể thu hồi vốn trong vòng 1 năm);

Giải pháp được lựa chọn

do phù hợp với điều kiện

công nghệ, vận hành của

Nhà máy Đạm Phú Mỹ.

Chi phí và thời gian thu

hồi vốn hợp lý.

toàn bộ lượng NH₃bay hơi.

ngày) và có thể đưa vào vận hành ngay.

Bảng 2. Các thông số hoạt động của máy nén 10K4051

Mức cao nhất máy nén

vận hành vẫn hiệu quả

Điều kiện hoạt động

Mức bình thường

Mức cao

Vượt mức thiết kế

Lưu lượng (kg/giờ)

480

30

6.305

30

6.940

30

7.940

30

Áp suất cửa hút (mbarg)

- Hệ thống máy nén khí NH₃10K4051 xưởng NH₃[2].

chờ 6”và có thể cô lập khỏi bồn 40TK5001 để đấu nối ống).

- Điểm đấu nối tại xưởng NH₃: đấu nối vào đường khí

NH₃ra khỏi đỉnh 10V5003 (đường 12”, chỉ thực hiện khi

dừng máy bảo dưỡng tổng thể).

- Hệ thống máy nén làm lạnh 40PK5001K1 A/B

xưởng phụ trợ [3].

- Thay đổi lượng khí NH₃sinh ra khi thay đổi lượng

- Đường ống từ xưởng phụ trợ sang xưởng NH₃sẽ

NH₃xuất bán.

nằm trên hệ thống barrack hiện hữu của nhà máy.

2.2. So sánh các giải pháp về mặt kinh tế, kỹ thuật và lựa

chọn giải pháp (Bảng 1)

• Lập bản vẽ isometric của tuyến ống (Hình 2)

• Tính tổn thất áp suất trên đường ống

3. Tính toán kỹ thuật cho phương án được lựa chọn

- Tổn thất áp suất trên đường ống được tính toán

dựa trên chiều dài đường ống, van và các điểm co theo

trong bản vẽ isometric. Tổn thất áp suất theo tính toán là

khoảng 25 mbar.

3.1. Đánh giá khả năng đáp ứng của máy nén10K4051

- Các thông số hoạt động theo thiết kế của máy nén

10K4051 [2] (Bảng 2).

- Dựa trên lượng NH₃bay hơi tính toán trong các

trường hợp vận hành khác nhau (lượng xuất bán tối đa,

xưởng NH₃vận hành ở 100% tải và đưa toàn bộ NH₃về

bồn 40TK5001) và các thông số vận hành thì máy nén

10K4051 có đủ công suất để vận hành nén lượng khí NH₃

bay hơi từ bồn 40TK5001 trong trường hợp xưởng NH₃

tăng công suất và xuất bán NH₃.

- Áp suất đầu ra 10V5003 trong hoạt động bình

thường cài đặt ở 50 mbar. Áp suất tại cửa hút máy nén

40PK5001K1 A là 75 mbar. Như vậy, khí NH₃đủ áp để đưa

từ xưởng phụ trợ về xưởng ammonia.

3.3. Tính toán chi phí thực hiện

Chi phí thực hiện được tính toán cho việc đầu tư

đường ống thu hồi NH₃ở trên bao gồm chi phí vật tư, thi

công lắp đặt. Tổng chi phí ước tính khoảng 3 tỷ đồng.

3.2. Lựa chọn vị trí đấu nối và đặc tuyến ống

• Tiến hành khảo sát hiện trạng nhà máy, nhóm tác

giả đã đề xuất lắp đặt đường ống như sau:

3.4. Đánh giá hiệu quả kinh tế

3.4.1. Giả thiết tính toán

- Đường ống dẫn khí NH₃từ xưởng phụ trợ về xưởng

NH₃dài khoảng 250 m, đường kính 6”.

- Lượng NH₃xuất bán: Theo số liệu thống kê thực tế.

- Điểm đấu nối đường ống ở xưởng phụ trợ là ở cửa

hút của máy nén 40PK5001K1 B (tại đây đang có một đầu

- Tỷ lệ mất mát NH₃: Lượng NH₃hao hụt diễn ra trong

quá trình xuất bán NH₃được xác định như sau:

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

46

PETROVIETNAM

Như vậy hiệu quả kinh tế thu được từ năm

2016 đến tháng 10/2019 là 37.544.599.617

đồng khi áp dụng phương án sử dụng máy nén

10K4051 để thu hồi khí NH₃sinh ra từ bồn chứa

40TK5001.

Điểm đấu nối tại đường ống 12”- đường khí NH₃ra khỏi 10V5003

(xưởng NH₃)

10V5003

3/4

4. Đánh giá về đổi mới và sáng tạo công nghệ

của công trình

Tính đổi mới, sáng tạo thể hiện ở việc cán

bộ kỹ thuật của Tổng công ty Phân bón và Hóa

chất Dầu khí - CTCP (PVFCCo) và Nhà máy Đạm

Phú Mỹ đã tự nghiên cứu thiết kế công nghệ của

hệ thống hiện hữu, phân tích các khó khăn, tồn

tại và đánh giá lựa chọn giải pháp phù hợp, tối

ưu nhất về kỹ thuật để thu hồi hoàn toàn NH₃

sinh ra trong quá trình vận hành/xuất bán.

6"

Giải pháp công nghệ thu hồi khí NH₃phát

thải trong quá trình sản xuất ở Nhà máy Đạm

Phú Mỹ đã giải quyết được các vấn đề kỹ thuật

công nghệ quan trọng của Nhà máy như:

- Xửlýđiểmnghẽnvềnănglựccủahệthống

làm lạnh bồn 40TK5001: Tận dụng máy nén khí

NH₃10K4051 đang vận hành ở chế độ thấp tải,

để thu hồi NH₃khí từ bồn chứa 40TK5001, qua đó

giải quyết triệt để vấn đề phát sinh khi lượng hơi

NH₃tạo ra trong bồn chứa NH₃lỏng của nhà máy

vượt quá khả năng thu hồi của hệ thống máy nén

làm lạnh 40PK5001K1 A/B, thì lượng hơi NH₃dư

sẽ bị xả bỏ ra đuốc, vừa mất sản phẩm NH₃vừa

thải sản phẩm đốt cháy NH₃ra môi trường.

6"

Điểm đấu nối tại đầu chờ 6”cửa hút của máy nén

40PK5001K1 B (xưởng phụ trợ)

3/4

Hình 2. Bản vẽ isometric của tuyến ống thu hồi khí NH₃

+ A là mức bồn chứa 40TK5001.

+ B là thể tích bồn chứa (B’ là thể tích bồn chứa của 7 giờ ngày

hôm trước, B”là thể tích bồn chứa lúc 7 giờ ngày hôm sau).

- Thiết kế, xây dựng tuyến ống thu gom

NH₃khí từ bồn chứa 40TK5001 về 10K4051.

+ C là chênh lệch thể tích (m³/ngày) trong bồn chứa 40TK5001

của 7 giờ ngày hôm trước đến 7 giờ ngày hôm sau.

Việc thu hồi NH₃đã góp phần tiết kiệm

năng lượng, tối ưu chế độ vận hành thiết bị và

làm giảm tác động/ảnh hưởng đến môi trường

(giảm lượng NH₃phải đốt bỏ), đồng thời:

+ D là chênh lệch khối lượng (tấn/ngày) trong bồn chứa

40TK5001 của 7 giờ ngày hôm trước đến 7 giờ ngày hôm sau.

+ E là khối lượng NH₃xuất bán.

- Đối với dự án mở rộng xưởng NH₃:

Không cần phải vận hành thêm cụm máy nén

40PK5005K1 A/B mới đầu tư.

+ F là khối lượng NH₃hao hụt trong quá trình xuất bán.

+ H là lượng NH₃hao hụt:

- Không xảy ra hiện tượng phóng không

NH₃ra đuốc trong quá trình xuất bán thành

phẩm NH₃lỏng.

H = F/E = (D + E)/E = (A × C + E)/E = [ A × (B” – B’) + E ]/E

+ Giá bán NH₃là giá bán trung bình mỗi năm (giá bán tại cổng

nhà máy).

- Không vận hành 2 cụm máy nén

40PK5001K1 A/B và 40PK5005K1 A/B. Hai cụm

này để ở chế độ dự phòng.

3.4.2. Kết quả

Hiệu quả NH₃thu hồi được và hiệu quả khi dừng các cụm máy

nén thu hồi NH₃qua các năm được thể hiện trên Bảng 3 - 5.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

47

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

Bảng 3. Hiệu quả NH₃thu hồi được qua các năm vận hành

Chi tiết

Đơn vị

tấn

2016

33.050,31

2017

24.207,14

2018

51.814,18

2019

41.907,34

Lượng NH₃xuất bán

Tỷ lệ mất mát NH₃trong quá

trình xuất bán

%

4,21

2,60

Lượng NH₃bay hơi không

thu hồi được

tấn

1.391,42

1.019,12

1.347,17

1.089,59

Giá bán NH₃tại nhà máy

Giá trị làm lợi

VNĐ

6.619.428

9.210.392.010

4.443.146

4.528.101.809

5.918.322

7.972.977.475

6.045.181

6.586.773.844

Bảng 4. Hiệu quả khi dừng các cụm máy nén thu hồi NH₃

Đơn vị 2016 2017

Chi tiết

2018

2019

180

Công suất máy nén 40PK5001

Công suất máy nén 40PK5005

Số ngày không vận hành máy nén

trong năm

kW/h

180

335

180

150

kW/h

150

ngày

360

350

300

Lượng điện tiêu thụ tiết kiệm được

Đơn giá điện nhà máy sản xuất

Giá trị làm lợi

kWh

VNĐ/kW

VNĐ

1.555.200

859

1.336.072.320

1.447.200

1.103

1.596.695.760

2.772.000

1.324

3.671.236.800

2.376.000

1.112

2.642.349.600

Bảng 5. Tổng giá trị làm lợi qua các năm

2016 2017

Tài liệu tham khảo

Giá trị

Đơn vị tính

2018

2019

[1] Nhà máy Đạm Phú Mỹ,

P&ID xưởng NH₃và xưởng phụ trợ

(lần ban hành 11), 2014.

Giá trị làm lợi

VNĐ

10.546.464.330 6.124.797.569 11.644.214.275 9.229.123.444

5. Kết luận

[2] Vendor GEA, Vendor

data book of 10K4051 compressor,

2003.

Việc đốt bỏ NH₃gây thiệt hại lớn về kinh tế và ảnh hưởng đến an toàn vận hành.

Từ kinh nghiệm tích lũy trong quá trình quản lý, vận hành hệ thống dây chuyền công

nghệ, cán bộ kỹ sư Nhà máy Đạm Phú Mỹ đã chủ động tìm hiểu, nghiên cứu về thiết

kế công nghệ của hệ thống hiện có, phân tích các khó khăn, tồn tại và đánh giá lựa

chọn giải pháp phù hợp, tối ưu nhất về kỹ thuật để thu hồi NH₃. Kết quả áp dụng thực

tế từ năm 2016 đến nay đã thu hồi được lượng lớn khí ammonia sinh ra từ bồn chứa

40TK5001 nhằm giảm thiểu phát thải khí NH₃ra môi trường, đồng thời đem lại hiệu

quả kinh tế lớn cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ nói riêng và PVFCCo nói chung.

[3] Vendor GEA, Vendor

data book of 40PK5001/K1B

compressor, 2003.

TECHNICAL SOLUTION FOR RECOVERING GASEOUS NH₃

AT PHU MY FERTILIZER PLANT

Nguyen Van Nhung, Le Van Minh, Nguyen Tri Thien, Le Ngoc Loi, Pham Quang Hieu, Tong Van Ha

Petrovietnam Fertilizer & Chemicals Corporation (PVFCCo)

Email: nvnhung@pvfcco.com.vn

Summary

NH₃is always generated during NH₃manufacturing process and storage in ammonia plants. NH₃gas recovery is not only economically

beneficial but also environmentally significant as it helps reduce NH₃gas emissions. Normally, the generated NH₃gas will be recovered by

a recovery compressor according to licensors’ design. However, technology modification and equipment wear and tear after a period of

operation may substantially increase the amount of NH₃gas generated, which exceeds the designed recovery capacity.

The authors proposed two technically feasible solutions, namely: (i) upgrading the existing recovery compressor system 40PK5001K1 A/B

in the Utility Unit, and (ii) installing a new pipeline to take advantage of the unused capacity of compressor 10K4051 in the NH₃Unit

to fully capture the NH₃gas generated. The results showed that solution (ii) is highly effective, enabling recovery of all NH₃gas with a

reasonable investment.

Key words: Ammonia, NH₃gas recovery, NH₃gas compressor, NH₃unit, utility unit.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

48

PETROVIETNAM

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 8 - 2020, trang 49 - 59

ISSN 2615-9902

ĐẦU TƯ XÂY DỰNG DỰ ÁN DẦU KHÍ ĐꢀC THÙ:

BẤT CẬP NHÌN TỪ GꢁC ĐỘ PHÁP LÝ

Hoàng Thị Phượng, Đoàn Văn Thuần, Hoàng Thị Đào, Cao Thị Thu Hằng, Võ Hồng Thái, Phạm Thu Trang

Viện Dầu khí Việt Nam

Email: phuonght@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Quản lý đầu tư xây dựng các công trình/dự án có tác động trực tiếp đến hiệu quả đầu tư của doanh nghiệp. Thực tế công tác đầu tư

xây dựng các dự án dầu khí (từ lĩnh vực thăm dò khai thác, đến khí, chế biến, điện) đã và đang gặp không ít khó khăn trong việc tổ chức

quản lý, ảnh hưởng đáng kể đến tiến độ, hiệu quả của các dự án.

Bài báo phân tích tính đặc thù của các dự án dầu khí, các bất cập trong hoạt động đầu tư xây dựng nảy sinh từ các quy định pháp lý

của Nhà nước (các văn bản luật và dưới luật còn chồng chéo, chưa có quy định hoặc chưa có sự điều chỉnh phù hợp với thực tế), làm cơ sở

để Chính phủ và các bộ/ngành xem xét tháo gỡ.

Từ khóa: Dự án dầu khí, quản lý đầu tư xây dựng, quy định pháp lý, Luật Dầu khí.

1. Giới thiệu

Hiện nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đang quản

Với các công trình/dự án trong lĩnh vực khí, chế biến,

điện cũng như với các dự án đầu tư xây dựng khác, hoạt

động đầu tư xây dựng các công trình/dự án này chủ yếu

đang được điều chỉnh bởi nhiều văn bản pháp lý khác

nhau như Luật Đầu tư, Luật Đầu tư công, Luật Xây dựng,

Luật Đấu thầu, Luật Quản lý và sử dụng vốn Nhà nước tại

doanh nghiệp... và các văn bản dưới luật (nghị định, thông

tư hướng dẫn) tương ứng. Ngoài ra, còn có các 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.

lý các dự án đầu tư trong các lĩnh vực từ tìm kiếm thăm dò,

khai thác dầu khí; vận chuyển, xử lý khí; chế biến dầu khí

đến các dự án điện (điện từ khí và than). Trong lĩnh vực tìm

kiếm thăm dò khai thác, có hàng chục dự án đang trong

các giai đoạn đầu tư thăm dò, phát triển mỏ (có các dự án

lớn như Dự án phát triển cụm mỏ khí Lô B, 48/95 và 95/97;

Dự án phát triển cụm mỏ khí Cá Voi Xanh); lĩnh vực khí có

các dự án lớn như Dự án đường ống Lô B - Ô Môn, Dự án

đường ống Nam Côn Sơn 2, Dự án kho cảng LNG Thị Vải;

lĩnh vực chế biến có Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc

dầu Dung Quất; lĩnh vực điện có các dự án lớn như Thái

Bình 2, Long Phú 1, Sông Hậu 1, Miền Trung 3 & 4...

Các dự án dầu khí có tính đặc thù, khác với các dự án

đầu tư thông thường, như mang tính quốc tế cao (phải

theo thông lệ quốc tế), quy mô đầu tư lớn, công nghệ

phức tạp/hiện đại, đặc biệt có tầm ảnh hưởng lớn đến

sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước (an ninh năng

lượng). Trong khi đó, hệ thống pháp lý còn có điểm chưa

phù hợp, gây khó khăn trong quá trình đầu tư xây dựng

các dự án dầu khí.

Theo quy định hiện hành, hoạt động thăm dò khai

thác dầu khí được điều chỉnh bởi Luật Dầu khí và các văn

bản dưới luật - nghị định, thông tư, quyết định. Tuy nhiên,

các văn bản này chỉ điều chỉnh hoạt động đầu tư của các

bên với vai trò là các nhà thầu dầu khí nói chung (quan hệ

giữa nhà đầu tư với nước chủ nhà/Chính phủ Việt Nam),

còn với vai trò là nhà đầu tư vào thăm dò khai thác dầu khí

có sử dụng vốn Nhà nước tại doanh nghiệp thì vẫn phải

tuân thủ các luật chung liên quan đầu tư xây dựng.

Bài báo phân tích sự khác biệt trong hoạt động đầu

tư xây dựng giữa các dự án/công trình dầu khí so với các

dự án đầu tư thông thường khác, từ đó làm rõ các vướng

mắc chính (đang gây khó khăn và làm ảnh hưởng đến dự

Ngày nhận bài: 23/4/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 23/4 - 27/5/2020.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 20/7/2020.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

49

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

án) do áp dụng hệ thống pháp luật hiện hành trong hoạt

động đầu tư xây dựng, từ đó đề xuất các nội dung cần

được điều chỉnh cho phù hợp hơn với thực tiễn triển khai.

các hộ tiêu thụ (nhà máy điện, nhà máy đạm...). Các dự án

đường ống dẫn khí là 1 mắt xích trong chuỗi liên hoàn từ

việc khai thác khí tại mỏ đến các hộ tiêu thụ cuối cùng,

do đó luôn đòi hỏi chặt chẽ về tính đồng bộ trong công

tác đầu tư giữa hoạt động khai thác, vận chuyển và sử

dụng khí (hay nói cách khác tiến độ đầu tư, vận hành dự

án đường ống dẫn khí cần đảm bảo đồng bộ với tiến độ

khai thác khí tại mỏ và tiến độ đầu tư, vận hành các nhà

máy nhiệt điện khí, nhà máy đạm sử dụng khí làm nguyên

liệu đầu vào).

2. Đặc thù của hoạt động đầu tư các dự án dầu khí

Nhóm các dự án đầu tư có tính đặc thù chủ yếu thuộc

lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí, khí, chế biến dầu khí

và điện, trong đó mỗi nhóm dự án có đặc điểm và điều

kiện triển khai khác nhau.

2.1. Dự án thăm dò khai thác dầu khí

Từ đặc điểm trên nên có nhiều chủ thể cùng 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 là hộ tiêu thụ chính). Trong đó, PVN đóng nhiều vai

trong chuỗi giá trị khí như: mua khí từ mỏ, tham gia đầu

tư đường ống, bán khí cho các hộ tiêu thụ khí. Ngoài ra,

giá khí mua của chủ mỏ tại điểm giao nhận từ mỏ (giá khí

miệng giếng), giá khí bán cho các hộ tiêu thụ điện/đạm và

giá điện bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đều do

Chính phủ quyết định.

Dự án thăm dò khai thác dầu khí trong nước được

thực hiện bởi tổ hợp các nhà thầu dầu khí quốc tế và/hoặc

nhà đầu tư trong nước cùng góp vốn đầu tư 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 phải 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 Việt Nam (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 Dầu khí.

Theo PSC thông thường, nếu kết quả thăm dò - thẩm

lượng xác định được mỏ dầu khí thương mại thì các nhà

thầu sẽ tiến hành hoạt động khai thác và bán dầu thô hoặc

khí ngay tại miệng giếng, theo đó các hoạt động này chỉ

tuân thủ quy định trong PSC và Luật Dầu khí. Tuy nhiên,

trong trường hợp các lô/khu vực hợp đồng có khai thác

khí và các nhà thầu thực hiện bán khí đến tận hộ tiêu thụ

trên bờ (trường hợp này được xem là PSC mở rộng), các

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. Trong khi đó, hoạt động xây dựng

các công trình trên bờ hiện nay đang điều chỉnh bởi Luật

Xây dựng và các văn bản dưới Luật Xây dựng.

Bên cạnh đó, có nguồn khí do điều kiện khai thác/sử

dụng đặc thù nên được áp dụng cơ chế chuyển ngang

(pass through) giá mua khí sang giá điện (ví dụ như khí

khu vực PM3-CAA; Cụm mỏ Lô B, 48/95, 52/97). Điều này

cho thấy, quan hệ lợi ích hài hòa giữa các bên liên quan

trong chuỗi hoạt động khí mới có thể đảm bảo được sự

đồng bộ trong chuỗi dự án, điều này luôn là thách thức

trong thực tiễn triển khai.

2.3. Các dự án chế biến dầu khí

Chế biến dầu khí là một khâu quan trọng tạo nên

chuỗi giá trị hoàn chỉnh của hoạt động dầu khí (khai thác

- vận chuyển - chế biến). Từ hoạt động chế biến dầu khí

có thể cung cấp cho nền kinh tế các sản phẩm thiết yếu

như: xăng dầu, LPG, phân bón, hóa chất, nhựa, xơ sợi… Do

có tầm ảnh hưởng nhất định đến đời sống xã hội và kinh

tế chính trị của đất nước nên các dự án chế biến dầu khí

được xếp vào nhóm dự án quan trọng quốc gia (quy định

tại Luật Đầu tư).

Ngoài ra, thăm dò khai thác dầu khí là hoạt động khai

thác tài nguyên, các dự án này thường có quy mô đầu tư

rất lớn (hàng trăm triệu USD) nên được xếp vào nhóm các

dự án quan trọng quốc gia, theo đó các dự án này cũng

thuộc đối tượng điều chỉnh của Luật Đầu tư (tại một số

điều liên quan việc xin và phê duyệt chủ trương đầu tư).

2.2. Các dự án khí

Các dự án chế biến dầu khí có tính đặc thù chủ yếu là

có quy mô đầu tư rất lớn (khoảng từ 2 tỷ USD tương đương

hơn 40.000 tỷ đồng trở lên) [1] và thời gian xây dựng dài,

dẫn đến việc huy động vốn rất phức tạp, chịu nhiều tác

động từ các quy định môi trường. Các dự án lọc hóa dầu

Tài nguyên khí ở Việt Nam được khai thác từ mỏ được

để ở dạng khí và vận chuyển thông qua hệ thống đường

ống về bờ, cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong nước. Các

dự án khí có tính đặc thù gồm các dự án đường ống dẫn

khí từ mỏ/miệng giếng khai thác ngoài khơi về bờ và đến

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

50

PETROVIETNAM

của Việt Nam như Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên hợp

Lọc hóa dầu Nghi Sơn đều phải phải huy động vốn từ các

nguồn tài chính nước ngoài và cần có bảo lãnh/hỗ trợ của

Chính phủ/Bộ Tài chính. Thời gian xây dựng dự án dài (5 - 7

năm hoặc lâu hơn) nên sẽ chịu tác động không nhỏ từ các

yêu cầu ngày một khắt khe về môi trường (chẳng hạn như

yêu cầu về khí thải, chất lượng sản phẩm).

Các dự án này sử dụng công nghệ bản quyền, có quy

mô vốn khá lớn (dự án điện khí khoảng 6 - 11 nghìn tỷ

đồng, dự án điện than với công suất 1.200 MW cần khoảng

40 nghìn tỷ đồng) [1]. Để thực hiện các dự án này, cần huy

động/vay vốn từ nước ngoài, cần bảo lãnh của Chính phủ

và chịu tác động nhất định từ các thông lệ quốc tế.

Từ phân tích trên, có thể tổng hợp tính đặc thù chính

của các dự án dầu khí như Bảng 1.

Ngoài ra, 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, đảm bảo 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)

thường phải thực hiện các bước theo thông lệ quốc tế.

3. Các vướng mắc, bất cập pháp lý đối với các dự án dầu

khí

Với hệ thống pháp lý hiện hành (các văn bản luật chủ

yếu được thông qua bởi Quốc hội khóa XIII và áp dụng

từ năm 2015 đến nay, riêng Luật Dầu khí được sửa đổi từ

năm 2008), qua thực tế triển khai tại các dự án dầu khí

trong thời gian qua đã bộc lộ khá nhiều vướng mắc, bất

cập. Hình 1 là sơ đồ tổng quát hóa hệ thống pháp lý điều

chỉnh các dự án/công trình dầu khí và các khâu/công

đoạn triển khai đang có vướng mắc, bất cập.

2.4. Các dự án điện

Với mục tiêu ban đầu là sử dụng nguồn khí thiên

nhiên được khai thác trong nước để phát điện, vừa gia

tăng giá trị cho khí vừa góp phần giảm thiểu ô nhiễm môi

trường (khí được đánh giá là nguồn nhiên liệu sạch, giảm

đáng kể lượng CO₂phát thải ra môi trường so với nhiên

liệu than), PVN đã tham gia đầu tư các dự án điện khí (Cà

Mau 1 & 2, Nhơn Trạch 1 & 2, Nhơn Trạch 3 & 4). Ngoài ra,

PVN đã/đang đầu tư xây dựng các dự án điện than (Vũng

Áng 1, Thái Bình 2, Long Phú 1, Sông Hậu 1).

Hình 1 thể hiện: (1) Ở vai trò nhà thầu đối với các

dự án thăm dò khai thác dầu khí (Hợp đồng dầu khí) thì

hoạt động quản lý đầu tư dự án được điều chỉnh chủ yếu

bởi Luật Dầu khí và Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày

16/10/2015 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều

của Luật Dầu khí (Nghị định 95). Theo các quy định này

đang tồn tại vướng mắc trong việc cấp giấy phép xây

dựng cho các công trình xây dựng trên bờ trong trường

Bảng 1. Đặc điểm chính của các dự án dầu khí

TT

Tiêu chí

Đặc điểm cơ bản

Công trình/dự án điển hình

Chủ yếu thuộc nhóm công trình trọng điểm quốc gia (quản lý tài

nguyên, an ninh quốc gia), Thủ tướng Chính phủ kiểm soát chặt chẽ

(quyết định chủ trương đầu tư, cơ chế hoạt động…).

Điều chỉnh đồng thời từ 2 hệ thống pháp lý:

Dự án thăm dò khai thác, khí,

chế biến, điện.

1

Vai trò của dự án

- Dự án thăm dò khai thác,

khí, chế biến, điện;

- Hợp đồng dầu khí/dự án

thăm dò khai thác.

-

Các quy định pháp lý chung: Luật Xây dựng, Luật Đầu tư,

Luật Đấu thầu, Luật Quản lý và Sử dụng vốn tại Doanh nghiệp,

Luật Bảo vệ Tài nguyên & Môi trường…

2

3

Pháp lý điều chỉnh

-

Luật Dầu khí (chuyên ngành).

Công trình nhóm A (vốn trên 2.300 tỷ đồng)

Cần sự bảo lãnh vay vốn, bảo lãnh tỷ giá từ Chính phủ

Dự án thăm dò khai thác điều chỉnh nhiều lần về nhu cầu đầu tư

(chuyển pha thăm dò, thẩm lượng, phát triển, khai thác)

Dự án thăm dò khai thác gồm các công trình dưới biển (theo PSC

thông thường) và công trình trên bờ (theo PSC mở rộng).

Công nghệ mới/hiện đại, phải mua bản quyền công nghệ từ nước

ngoài nên cần thực hiện các bước thiết kế theo thông lệ quốc tế.

- Dự án khí, chế biến,

điện;

- Dự án thăm dò khai thác.

Quy mô và phạm

vi hoạt động của

dự án

Loại hình công

nghệ

4

5

Dự án chế biến, điện.

Nhà thầu EPC, nhà Có sự tham gia của các nhà đầu tư nước ngoài, tổng thầu quốc tế

đầu tư

lớn nên cần quản lý dự án theo thông lệ quốc tế.

Tính đồng bộ với

các dự án liên

quan

Phải đảm bảo tính đồng bộ (về thời gian) và hiệu quả hợp lý cho

nhà đầu tư các dự án liên quan trong chuỗi hệ thống khí: khai thác Dự án khí.

- vận chuyển, xử lý - tiêu thụ (sản xuất điện, đạm).

6

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

51

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

52

PETROVIETNAM

hợp có PSC mở rộng. (2) Còn ở vai trò nhà đầu tư trong

các dự án dầu khí thì hoạt động quản lý đầu tư dự án

được điều chỉnh đồng thời chủ yếu bởi Luật Đầu tư, Luật

Quản lý và sử dụng vốn tại doanh nghiệp, Luật Xây dựng,

Luật Đấu thầu, Luật Bảo vệ Môi trường và các nghị định

quy định chi tiết các luật tương ứng. Theo các quy định

này tồn tại các vướng mắc lớn trong việc chấp thuận chủ

trương đầu tư của Chính phủ, đánh giá tác động môi

trường, thực hiện các bước thiết kế cho dự án, điều chỉnh

dự án và vấn đề thu xếp vốn cho dự án. Dưới đây là các

thông tin cụ thể hơn về các vướng mắc, bất cập trên.

Như vậy với các dự án thăm dò khai thác dầu khí trong

đó có PVN/đơn vị thuộc PVN tham gia thì PVN/đơn vị phải

2 lần làm thủ tục để Thủ tướng Chính phủ 2 lần quyết định

chủ trương đầu tư và phê duyệt dự án, trong khi thời gian

tối thiểu để thực hiện các thủ tục liên quan mỗi quy trình

đang được quy định là 45 ngày (Hình 2).

Ngoài ra, các dự án điện cũng đang có vướng mắc về

việc lập Báo cáo tiền khả thi (Pre-FS) trong quá trình xin

chủ trương đầu tư. Tại khoản 2 Điều 52 Luật Xây dựng số

50/2014/QH13 quy định “Đối với dự án quan trọng quốc

gia, dự án nhóm A, trước khi lập Báo cáo nghiên cứu khả thi

đầu tư xây dựng, chủ đầu tư phải lập Báo cáo nghiên cứu

tiền khả thi đầu tư xây dựng” và tại khoản 1 Điều 7 Nghị

định số 59/2015/NĐ-CP ngày 18/6/2015 của Chính phủ

quy định “Trường hợp các dự án nhóm A (trừ dự án quan

trọng quốc gia) đã có quy hoạch được phê duyệt đảm bảo

các nội dung quy định tại khoản 2 thì không phải lập báo

cáo nghiên cứu tiền khả thi”.

3.1. Thủ tục xin chấp thuận chủ trương đầu tư của

Chính phủ

Các dự án thăm dò khai thác dầu khí gặp bất cập

trong việc xin chấp thuận chủ trương đầu tư của Chính

phủ. Ngoài việc xin phép để có sự thông qua về định

hướng đầu tư của chủ sở hữu (Ủy ban Quản lý vốn Nhà

nước tại Doanh nghiệp), việc xin chủ trương đầu tư đang

có 2 hệ thống luật điều chỉnh đồng thời, đó là:

Các dự án điện của PVN thuộc đối tượng điều chỉnh

của các quy định này (thuộc dự án nhóm A vì có quy mô

đầu tư lớn hàng chục nghìn tỷ đồng, thuộc danh mục dự

án đã được Chính phủ phê duyệt tại Quy hoạch phát triển

điện lực quốc gia). Tuy nhiên, đến nay chưa có văn bản

pháp lý quy định về trách nhiệm của cơ quan quản lý nào

trong việc xem xét, xác nhận các dự án điện không phải lập

Pre-FS nên thực tế, các nhà đầu tư vẫn đã/đang phải lập

Pre-FS trong quá trình xin chủ trương đầu tư, làm tốn kém

chi phí và thời gian thực hiện dự án.

- Theo Luật Dầu khí và Nghị định 95: Khi có các lô/

khu vực được chào thầu đầu tư thăm dò khai thác dầu khí

thì PVN/đơn vị với vai trò nhà thầu sẽ độc lập hoặc cùng

các nhà thầu khác (chủ yếu nước ngoài) lập hồ sơ, tham

gia đấu thầu. Sau đó, PVN với vai trò là đại diện nước chủ

nhà sẽ tổ chức đấu thầu, đàm phán Hợp đồng dầu khí với

tổ hợp nhà thầu trúng thầu và trình kết quả đàm phán

kèm dự thảo Hợp đồng dầu khí cho Bộ Công Thương để

thẩm định; sau khi thẩm định, Bộ Công Thương trình Thủ

tướng Chính phủ xem xét phê duyệt dự thảo Hợp đồng

dầu khí; sau khi đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt

dự thảo Hợp đồng dầu khí thì PVN sẽ ký Hợp đồng dầu

khí và Bộ Công Thương cấp Giấy chứng nhận đăng ký

đầu tư cho dự án;

3.2. Điều chỉnh dự án

Điều chỉnh dự án đầu tư thường được thực hiện khi có

sự thay đổi về mục tiêu dự án, tăng hoặc giảm vốn, thay

đổi địa điểm, thời gian thực hiện hay nhà đầu tư... Tại Điều

40, Luật Đầu tư số 67/2014/QH13 và Điều 36, Nghị định số

118/2015/NĐ-CP ngày 12/11/2015 của Chính phủ có quy

định các điều kiện/tiêu chí phải điều chỉnh dự án đầu tư,

trong đó có một số điểm gây khó khăn trong việc thực hiện

đối với dự án thăm dò khai thác dầu khí, cụ thể gồm:

- Theo Luật Đầu tư số 67/2014/QH13: Điều 31

khoản 1 quy định các dự án thăm dò khai thác dầu khí

là đối tượng thuộc thẩm quyền quyết định chủ trương

đầu tư của Thủ tướng Chính phủ. Về quy trình thủ tục

để được phê duyệt chủ trương đầu tư, Điều 37 và 38 quy

định cơ quan đăng ký đầu tư là Sở Kế hoạch và Đầu tư

(nơi mà nhà đầu tư dự kiến đặt trụ sở chính cho dự án)

thực hiện tiếp nhận hồ sơ từ PVN/nhà thầu, lấy ý kiến của

Ủy ban Nhân dân tỉnh sở tại và trình Bộ Kế hoạch và Đầu

tư để thẩm định; sau khi thẩm định, Bộ Kế hoạch và Đầu

tư sẽ trình Thủ tướng Chính phủ xem xét quyết định chủ

trương đầu tư; sau khi được Thủ tướng Chính phủ phê

duyệt, Sở Kế hoạch và Đầu tư cấp Giấy chứng nhận đăng

ký đầu tư cho dự án.

- Dự án phải thực hiện thủ tục để điều chỉnh Giấy

chứng nhận đăng ký đầu tư hay điều chỉnh đầu tư khi:

Tăng/giảm trên 10% tổng vốn đầu tư được phê duyệt hoặc

thay đổi thời hạn thực hiện dự án (thay đổi thời hạn Hợp

đồng dầu khí theo quy định tại Điều 29, Điều 30 Nghị định

số 95/2015/NĐ-CP) hoặc thay đổi nhà đầu tư.

- Với các dự án do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ

trương đầu tư ban đầu thì khi điều chỉnh đầu tư cũng phải

được Thủ tướng phê duyệt chủ trương điều chỉnh dự án.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

53

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

Theo quy định này cùng

với thực tế hoạt động thăm

dò khai thác dầu khí thì các

trường hợp dự án thăm dò

khai thác phải thực hiện điều

chỉnh dự án đó là: gia hạn thời

gian thăm dò (do thay đổi thời

gian), chuyển giai đoạn (phase)

từ thăm dò sang thẩm lượng

hoặc phát triển (do thay đổi

lớn về quy mô đầu tư), chuyển

nhượng hoặc nhận quyền

tham gia (do thay đổi nhà đầu

tư và quy mô đầu tư). Ngoài

ra, tại mục (1) về việc xin chủ

trương đầu tư của Chính phủ

đã đề cập dự án thăm dò khai

thác dầu khí là nhóm dự án

phải được Thủ tướng Chính

phủ phê duyệt chủ trương

đầu tư, do vậy chiếu theo quy

định tại Điều 40, Luật Đầu tư số

67/2014/QH13 thì các thay đổi

trên của dự án đều phải được

Thủ tướng Chính phủ phê

duyệt chủ trương điều chỉnh.

Trong khi đó, theo quy định

tại Luật Dầu khí (Điều 24, 25)

và Nghị định số 95/2015/NĐ-

CP (Điều 24, 29, 30) thì việc gia

hạn thời gian thăm dò, chuyển

phase hay chuyển nhượng

hoặc nhận quyền tham gia, các

nhà thầu đều đã phải thực hiện

đầy đủ các thủ tục để được Bộ

Công Thương hoặc Thủ tướng

Chính phủ phê duyệt. Như vậy,

đối với dự án thăm dò khai thác

phải thực hiện 2 lần theo quy

định từ 2 văn bản luật (Luật

Dầu khí và Luật Đầu tư).

3.3. Các bước thiết kế cho dự

án

Với các dự án phải mua

bản quyền công nghệ từ nước

ngoài (như các dự án lọc hóa

dầu, điện) đang gặp vướng

mắc trong khâu lập, thẩm định

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

54

PETROVIETNAM

các bước thiết kế do không/chưa có sự phù hợp giữa quy

định pháp lý hiện hành và thông lệ quốc tế, cụ thể như:

dựng dự toán chi tiết và lập hồ sơ mời thầu EPC (nội dung

tương đương phần chi tiết của FEED).

Theo thông lệ quốc tế, các dự án thường qua 4 bước

thiết kế [1] gồm:

- Thiết kế bản vẽ thi công: Thể hiện đầy đủ các thông

số kỹ thuật, vật liệu sử dụng và chi tiết cấu tạo, bảo đảm

đủ điều kiện để triển khai thi công xây dựng công trình

(tương đương như Detailed design).

- Conceptual design: Đưa ra các ý tưởng thiết kế và

công nghệ.

Như vậy điểm khác nhau giữa quy định của Việt Nam

và thông lệ quốc tế là ở thiết kế cơ sở và thiết kế kỹ thuật

so với FEED cả về nội dung và quản lý. Trong khi đó, hiện

nay mới có Nghị định số 37/2015/NĐ-CP ngày 22/4/2015

của Chính phủ về hợp đồng xây dựng có đề cập khái niệm

thiết kế FEED; chưa có quy định rõ về nội dung hồ sơ, công

tác thẩm tra thẩm định thiết kế FEED cũng như dự toán

đối với các dự án phải mua bản quyền công nghệ.

- Basic design: Định hướng các giải pháp thiết kế,

công nghệ cho dự án.

- FEED: Bước này được phát triển sâu hơn từ Basic

design, đưa ra các giải pháp thiết kế, công nghệ cụ thể,

có đủ cơ sở để xây dựng dự toán chi tiết và lập hồ sơ mời

thầu EPC.

- Detailed design: Thiết kế chi tiết các bước để tổ

chức thi công.

Thực tế, với các dự án dạng này, để có đủ cơ sở tài liệu

cho lập FS theo quy định, nhà đầu tư vẫn phải tính đến

việc mua bản quyền công nghệ (có được FEED, mặc dù

FS không cần thiết phải sử dụng tất cả các nội dung chi

tiết của FEED) và đề xuất sự hướng dẫn của bộ/ngành liên

quan trong từng tình huống cụ thể liên quan việc lập hồ

sơ thẩm tra, thẩm định thiết kế. Hệ quả là thời gian cho

công tác thiết kế và lập báo cáo đầu tư kéo dài; sẽ gây khó

khăn/rủi ro cho nhà đầu tư trong trường hợp dự án không

được phê duyệt, gây lúng túng trong việc hạch toán chi

phí mua bản quyền công nghệ vì hiện chưa có quy định/

hướng dẫn nào liên quan.

Theo quy định hiện hành của Việt Nam (Mục 41, Điều

3, Luật Xây dựng 2014), việc thiết kế cũng gồm 4 bước, tuy

nhiên nội dung có khác, cụ thể:

- Thiết kế sơ bộ là thiết kế được lập trong Pre-FS, đưa

ra ý tưởng ban đầu về thiết kế xây dựng công trình, lựa

chọn sơ bộ về dây chuyền công nghệ, thiết bị làm cơ sở

xác định chủ trương đầu tư xây dựng công trình (tương

đương như Conceptual design).

- Thiết kế cơ sở: Thể hiện phương án thiết kế theo

các thông số kỹ thuật chủ yếu, là căn cứ lập dự toán công

trình, là cơ sở lập Báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) để xem

xét phê duyệt dự án đầu tư (nội dung gồm Basic design

và một số nội dung tổng thể trong FEED như thiết kế theo

thông số kỹ thuật chủ yếu).

3.4. Cấp giấy phép xây dựng các công trình trên bờ trong

trường hợp có PSC mở rộng

Trong trường hợp các dự án thăm dò khai thác có khai

thác khí và mở rộng thêm vận chuyển khí về bờ và đến hộ

tiêu thụ cuối cùng (trường hợp PSC mở rộng) thì việc xây

dựng các công trình trên biển chịu sự điều chỉnh của Luật

- Thiết kế kỹ thuật là bước cụ thể hóa thiết kế cơ sở

sau khi dự án đầu tư được phê duyệt; thể hiện đầy đủ các

giải pháp, thông số kỹ thuật và vật liệu; làm cơ sở để xây

Bảng 2. Quy định pháp lý hiện hành và đặc điểm liên quan đầu tư xây dựng công trình thuộc dự án thăm dò khai thác khí theo PSC mở rộng [10, 12]

Theo PSC thông thường

(bán khí tại mỏ)

Theo PSC mở rộng

(vận chuyển và bán khí đến hộ tiêu thụ trên bờ)

TT

Tiêu chí

Giếng khoan; các giàn khoan, giàn

khai thác/xử lý; hệ thống vận chuyển

dầu khí dưới biển…

Loại công trình

cần xây dựng

Ngoài các công trình theo PSC thông thường, sẽ bổ sung đường

ống, trạm xử lý trên bờ đến hộ tiêu thụ.

1

Quy trình, thủ tục thiết kế, thẩm định thiết kế, cấp phép xây

dựng và triển khai đầu tư với công trình trên biển quy định tại

Luật Dầu khí và Nghị định số 95/2015/NĐ-CP, còn với công trình

trên bờ được quy định tại Luật Xây dựng và các nghị định liên

quan.

Quy trình, thủ tục thiết kế, thẩm định

Quy định hiện thiết kế và triển khai đầu tư được quy

2

3

hành

định tại Luật Dầu khí và Nghị định số

95/2015/NĐ-CP.

Chi phí đầu tư xây dựng các công

trình liên quan được tổng hợp tại

dòng chi phí trong tính toán hiệu

quả của dự án (tại Báo cáophát triển

mỏ tổng thể FDP).

Đặc điểm khi

tính toán chi

phí đầu tư xây

dựng

Chi phí đầu tư xây dựng các công trình dưới biển và trên bờ đều

thuộc dự án chung nên được tổng hợp tại dòng chi phí trong

tính toán hiệu quả của dự án tại FDP tổng thể. Có nghĩa là các

công trình trên bờ không phải là dự án riêng/dự án thành phần.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

55

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

h C í n h ì p n h t r ủ n i ế k

ả o t h ự d

C h h í n ì n h T p r h ủ

C h í n h T p r ì h ủ

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

56

PETROVIETNAM

Dầu khí, còn việc xây dựng các công trình bổ sung trên bờ

sẽ chịu sự điều chỉnh bởi Luật Xây dựng. Có thể tóm lược

các đặc điểm và điều kiện liên quan tại Bảng 2.

trong nước trong việc huy động vốn cho các dự án đang

triển khai hoặc chuẩn bị triển khai (như các dự án thăm dò

dầu khí để gia tăng trữ lượng, các dự án đường ống khí,

các dự án điện...) và hệ quả sẽ là kéo dài tiến độ và giảm

hiệu quả của dự án.

Việc tuân thủ đầy đủ các quy định pháp lý là cần thiết

song điều đó sẽ ảnh hưởng lớn đến tiến độ triển khai dự

án. Thứ nhất, các quy định pháp lý hiện hành chưa có quy

định nào liên quan đến trường hợp này, theo đó các nhà

thầu dầu khí/chủ đầu tư cũng như các cơ quan nhà nước

có thẩm quyền về quản lý đầu tư xây dựng đều lúng túng

về hướng xử lý các thủ tục liên quan cần thiết (thẩm định

các bước thiết kế, cấp giấy phép xây dựng các công trình

trên bờ cũng như tính liên kết của đầu tư xây dựng các

công trình trên bờ với FDP của dự án thăm dò khai thác

theo Hợp đồng dầu khí đã ký). Thứ hai, việc lúng túng về

quy trình, thủ tục cho công trình trên bờ sẽ kéo theo sự

chậm trễ về tiến độ cho dự án thăm dò khai thác, trong khi

dự án này vốn đã rất khó khăn và mất nhiều thời gian cho

việc đàm phán các thỏa thuận mua bán khí [12].

4. Kết luận và kiến nghị

Các vướng mắc pháp lý ảnh hưởng rất lớn đến hoạt

động quản lý đầu tư xây dựng dự án dầu khí. Nếu không

được tháo gỡ sớm sẽ ảnh hưởng đến tiến độ cũng như

hiệu quả đầu tư các dự án, đặc biệt là lĩnh vực thăm dò

khai thác dầu khí - lĩnh vực cốt lõi, xương sống cho phát

triển ngành Dầu khí Việt Nam nói chung và PVN nói riêng.

Để tháo gỡ các vướng mắc đối với dự án dầu khí,

Chính phủ và các bộ/ngành cần nghiên cứu, điều chỉnh ở

các văn bản pháp lý liên quan như: Luật Dầu khí, Luật Đầu

tư, Luật Xây dựng (do bộ chủ quản liên quan tổng hợp

báo cáo Chính phủ để xem xét, trình Quốc hội thảo luận,

thông qua), các nghị định của Chính phủ (hướng dẫn thi

hành các Luật sau khi được Quốc hội thông qua và ban

hành), hoặc các quyết định của Thủ tướng cho một số

trường hợp đăc biệt (nội dung mà các văn bản luật không

điều chỉnh hết).

3.5. Thu xếp vốn cho dự án

Quy mô đầu tư các dự án dầu khí rất lớn, ví dụ tổng

mức đầu tư 1 dự án lọc hóa dầu công suất 10 triệu tấn/

năm khoảng 9 - 10 tỷ USD, tổng mức đầu tư 1 dự án điện

than công suất 1.200 MW khoảng 40 nghìn tỷ đồng [1],

theo đó, lượng vốn vay cần huy động rất lớn (thường

chiếm khoảng 70% tổng mức đầu tư của dự án). Thực tế,

việc huy động vốn từ các ngân hàng thương mại trong

nước chỉ chiếm tỷ trọng nhỏ, chủ yếu vẫn phải vay từ các

tổ chức tín dụng hoặc quỹ tài chính nước ngoài và thường

kèm theo đòi hỏi về bảo lãnh của Chính phủ.

Nhằm tạo cơ sở pháp lý cho việc cải thiện môi trường

đầu tư, kinh doanh (hoàn thiện thể chế), Quốc hội Khóa

XIV (nhiệm kỳ 2016 - 2021) đã ban hành Chương trình xây

dựng luật, pháp lệnh năm 2019 và 2020 [15, 16]. Theo đó,

các luật điều chỉnh hoạt động đầu tư xây dựng dự án dầu

khí cũng được đưa vào chương trình sửa đổi của Quốc

hội gồm: Luật Đầu tư công, Luật Đầu tư, và Luật Doanh

nghiệp, Luật Xây dựng, Luật Bảo vệ Môi trường. Còn đối

với Luật Dầu khí, từ cuối năm 2019 đến nay, Bộ Công

Thương đã và đang rà soát nội dung cần sửa đổi để kiến

nghị Chính phủ xem xét trình Quốc hội đưa vào Chương

trình sửa đổi luật, tại các kỳ họp tiếp theo (với kỳ vọng có

thể được thông qua Chương trình sửa đổi tại kỳ họp cuối

của Quốc hội Khóa XIV). Tiến độ và kết quả sửa đổi các luật

liên quan của Quốc hội được tổng hợp trong Hình 3.

Gần đây, Chính phủ có nhiều quyết định thắt chặt bảo

lãnh vay vốn cho các dự án như: tại Quyết định số 544/QĐ-

TTg ngày 20/4/2017 [13] của Thủ tướng Chính phủ có quy

định “Chính phủ tạm dừng toàn bộ việc cấp mới bảo lãnh

Chính phủ cho các khoản vay trong và ngoài nước", tuy

nhiên 1 năm sau đó, tại Quyết định số 433/QĐ-TTg ngày

20/4/2018 [14] của Thủ tướng Chính phủ, có nới lỏng hơn

“Hạn chế việc cấp mới bảo lãnh Chính phủ cho các khoản

vay trong và ngoài nước của doanh nghiệp thực hiện dự

án đầu tư để đảm bảo các chỉ tiêu an toàn nợ trong giới

hạn đã được Quốc hội phê duyệt". Điều này khiến doanh

nghiệp gặp khó khăn hơn trong việc tiếp cận vốn nước

ngoài để thực hiện các dự án đầu tư trong kế hoạch.

Về đề xuất các điều chỉnh cần thiết trong văn bản luật

cho phù hợp với đặc thù của các dự án dầu khí, từ góc độ

nghiên cứu, nhóm tác giả có kiến nghị cụ thể như sau:

Nội dung đề xuất

Cuộc khủng hoảng do tác động kép của đại dịch

COVID-19 và giá dầu giảm sâu đã, đang và sẽ ảnh hưởng

tiêu cực đến dòng tiền cũng như khả năng cân đối nguồn

vốn đầu tư. Cùng với việc thắt chặt bảo lãnh vay vốn của

Chính phủ sẽ càng gây khó khăn lớn cho doanh nghiệp

- Với Luật Đầu tư số 67/2014/QH13: Kiến nghị xem

xét bãi bỏ quy định về việc các dự án thăm dò khai thác

dầu khí phải được Thủ tướng Chính phủ quyết định chủ

trương đầu tư và chủ trương điều chỉnh đầu tư (PVN đã

thực hiện nội dung tương tự theo Luật Dầu khí).

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

57

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

- Với Luật Xây dựng số 50/2014/QH13 và văn bản

dưới luật: (1) Bổ sung quy định liên quan FEED trong

trường hợp dự án phải mua bản quyền công nghệ (quy

trình, nội dung lập/thẩm tra/thẩm định, hạch toán chi phí

mua bản quyền); (2) có tham chiếu từ Luật và hướng dẫn

cụ thể việc miễn lập Pre-FS với dự án nhóm A khi đã có

trong quy hoạch được Chính phủ phê duyệt; (3) xem xét

hướng dẫn quy trình, thủ tục lập, thẩm định các bước thiết

kế và cấp phép xây dựng đối với các công trình khí (đường

ống, trạm xử lý khí) trên bờ thuộc các dự án thăm dò khai

thác theo PSC mở rộng.

tổng hợp, đề xuất điều chỉnh từ PVN và Bộ Công Thương

nên được thúc đẩy nhanh để sớm được tháo gỡ khó khăn

cho các dự án thăm dò khai thác dầu khí.

Kết quả nghiên cứu của VPI trong thời gian qua cho

thấy ngoài các vướng mắc pháp lý lớn theo tính đặc thù

của dự án dầu khí như đã nêu trên, thực tế trong triển khai

đầu tư các dự án dầu khí còn khá nhiều vướng mắc pháp

lý tương tự như các dự án đầu tư thông thường khác (như

sự chồng chéo, mâu thuẫn giữa các văn bản luật; sự thiếu

thống nhất, thiếu quy định hay quy định chưa rõ dẫn đến

hiểu khác nhau trong một số văn bản; hoặc sự thiếu cập

nhật các quy định so với thực tế triển khai; sự chưa phù

hợp trong việc lập, thẩm tra, thẩm định các bước thiết kế

và cấp giấy phép xây dựng...).

- Với Luật Dầu khí: xem xét bổ sung quy định trong

việc xây dựng các công trình khí (đường ống, trạm xử lý

khí) trên bờ thuộc các dự án thăm dò khai thác theo PSC

mở rộng và bổ sung quy định trong lập, thẩm định Báo

cáo FDP tổng thể tương ứng.

Tài liệu tham khảo

[1] Viện Dầu khí Việt Nam, Báo cáo Đánh giá ảnh

hưởng của quy định pháp lý đối với công tác đầu tư xây

dựng các công trình dầu khí (khí - chế biến - điện) của

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và đề xuất các phương hướng

hoàn thiện, 2019.

Thời gian đề xuất

- Với Luật Đầu tư và Luật Xây dựng: Viện Dầu khí

Việt Nam (VPI) đã có trao đổi và gửi công văn kiến nghị

đến các bộ chủ quản (Bộ Kế hoạch và Đầu tư, Bộ Xây

dựng) đầu mối soạn thảo luật sửa đổi các luật này. Theo

đó, đã chuyển tải được một số đề xuất hiệu chỉnh về

tính đặc thù của dự án dầu khí vào các dự thảo Luật sửa

đổi để Báo cáo Chính phủ và trình Quốc hội thẩm định,

xem xét tại Kỳ họp thứ 8 (tháng 10 và 11/2019) như [1]:

bỏ quy định tại Luật Đầu tư về việc các dự án thăm dò

khai thác dầu khí phải được Thủ tướng Chính phủ quyết

định chủ trương đầu tư và quyết định chủ trương điều

chỉnh đầu tư; bổ sung vào Luật Xây dựng các quy định

về FEED trong trường hợp dự án phải mua bản quyền

công nghệ (nội dung FEED, thẩm định); dẫn chiếu trong

Luật Xây dựng để có hướng dẫn dưới luật rõ hơn trong

việc lập Pre-FS với dự án nhóm A đã có trong quy hoạch

được Chính phủ phê duyệt. Tại Kỳ họp thứ 9 (tháng 5 và

6/2020), Quốc hội đã thông qua cả 2 dự thảo Luật này

(đồng ý với các đề xuất trên) và có hiệu lực thi hành từ

ngày 1/1/2021 [17, 18]. Như vậy, tiếp theo đây PVN/các

đơn vị cần tiếp tục phối hợp cùng Bộ Xây dựng, Bộ Kế

hoạch và Đầu tư trong quá trình dự thảo các nghị định,

thông tư hướng dẫn thi hành Luật cho các nội dung vẫn

chưa được tháo gỡ hoặc cần có hướng dẫn rõ hơn để

triển khai áp dụng như các quy định liên quan FEED, các

công trình trên bờ theo PSC mở rộng, việc lập Pre-FS với

dự án nhóm A đã có trong quy hoạch.

[2] Quốc hội, Luật Đầu tư, Luật số 67/2014/QH13,

26/11/2014.

[3] Quốc hội, Luật Xây dựng, Luật số 50/2014/QH13,

18/6/2014.

[4] Thủ tướng Chính phủ, Nghị định về quản lý chi phí

đầu tư xây dựng, Nghị định số 32/2015/NĐ-CP, 25/3/2015.

[5] Thủ tướng Chính phủ, Nghị định quy định chi

tiết về hợp đồng xây dựng, Nghị định 37/2015/NĐ-CP,

22/4/2015.

[6] Thủ tướng Chính phủ, Nghị định quản lý dự án

đầu tư xây dựng, Nghị định 59/2015/NĐ-CP, 18/6/2015.

[7] Thủ tướng Chính phủ, Nghị định quản lý chi phí

đầu tư xây dựng, Nghị định 68/2019/NĐ-CP, 14/8/2019.

[8] Quốc hội, Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của

Luật Dầu khí, Số 19/2000/QH10, 9/6/2000.

[9] Quốc hội, Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của

Luật Dầu khí, Số 10/2008/QH12, 3/6/2008.

[10] Chính phủ, Nghị định quy định chi tiết một

số điều của Luật Dầu khí, Nghị định 95/2015/NĐ-CP,

16/10/2015.

- Với Luật Dầu khí: Việc đề xuất sửa đổi sẽ do Bộ Công

Thương (sau khi lấy ý kiến các bộ, ngành, doanh nghiệp/

PVN) báo cáo Chính phủ và trình Quốc hội. Do vậy, tiến độ

[11] Viện Dầu khí Việt Nam, "Báo cáo Nghiên cứu

thực trạng khung pháp lý và đề xuất một số quy định/giải

pháp nâng cao hiệu quả công tác quản lý, giám sát hoạt

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

58

PETROVIETNAM

động đầu tư trong lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí ở

trong nước của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam", 2019.

luật, pháp lệnh năm 2019, điều chỉnh Chương trình xây dựng

luật, pháp lệnh năm 2018, Nghị quyết số 57/2018/QH14,

8/6/2018.

[12] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Báo cáo giám sát,

đánh giá tổng kết công tác đầu tư các dự án, 2015 - 2019.

[16] Quốc hội, Nghị quyết về Chương trình xây dựng

luật, pháp lệnh năm 2020, điều chỉnh Chương trình xây dựng

luật, pháp lệnh năm 2019, Nghị quyết số 78/2019/QH14,

11/6/2019.

[13] Thủ tướng Chính phủ, Quyết định về việc phê

duyệt chương trình quản lý nợ trung hạn 2016 - 2018, Quyết

định số 544/QĐ-TTg, 20/4/2017.

[17] Quốc hội, Luật Đầu tư, Luật số 61/2020/QH14,

17/6/2020.

[14] Thủ tướng Chính phủ, Quyết định sửa đổi; bổ sung

Quyết định số 544/QĐ-TTg ngày 20/4/2017 của Thủ tướng

Chính phủ về việc phê duyệt chương trình quản lý nợ trung

hạn 2016 - 2018, Quyết định số 433/QĐ-TTg, 20/4/2018.

[18] Quốc hội, Luật sửa đổi bổ sung một số điều của

Luật Xây dựng, Luật số 62/2020/QH14, 17/6/2020.

[15] Quốc hội, Nghị quyết về Chương trình xây dựng

INVESTMENT IN CONSTRUCTION OF OIL AND GAS PROJECTS -

OBSTACLES VIEWED FROM LEGAL PERSPECTIVE

Hoang Thi Phuong, Doan Van Thuan, Hoang Thi Dao, Cao Thi Thu Hang, Vo Hong Thai, Pham Thu Trang

Vietnam Petroleum Institute

Email: phuonght@vpi.pvn.vn

Summary

Management of project construction investment has a direct impact on the investment efficiency of businesses. In fact, investments

in the construction of oil and gas projects (from exploration to gas, processing, and electricity) have been facing a number of difficulties in

organising management, significantly affecting the progress and efficiency of these projects.

The paper analyses the special characteristics of oil and gas project, as well as the problems caused by current legal regulations (legal

and sub-law documents are either overlapping or inadequate, or have not been adjusted appropriately). This will be the basis for making

proposals to the Government and relevant ministries to solve the problems.

Key words: Oil and gas projects, construction investment management, legal provisions, Petroleum Law.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

59