Congthuong.vn | 27/10/2021

Theo bản tin Argus, Công ty Yara đã tăng giá bán ammonia tại Floria – Mỹ lên 825$/tấn CFR cho lượng hàng giao tháng 11/2021. Như vậy, so với giá cũ thì mức tăng này lên tới 160$/tấn – một kỷ lục tăng giá trong thời gian ngắn. Việc tăng giá ammonia do nguồn cung sụt giảm tại châu Âu trong khi nhu cầu khu vực Bắc Mỹ vẫn còn cao. Có nguồn tin cho biết Công ty CF của Mỹ đã chào giá ammonia giao tại khu vực bắc Dakota và Iowa lên đến 1.200 $/tấn.

Đối với urê, sau 1 tuần giao dịch chậm thì tuần này giá urê lại tăng lên kỷ lục mới. Tại Ethiopia, Tông công ty nông nghiệp EABC đã phải trì hoãn gói thầu mua 800 ngàn tấn urê và 1.2 triệu tấn NPS cho mùa vụ 2022 vì lý do giá đã tăng quá nhanh và mạnh. Còn tại Nepal, nhà cung cấp Swiss Singapore đã trúng gói thầu 25.000 tấn urê của Công ty KSCL với mức giá lên đến 949$/tấn CIP. Như vậy, giá thành urê nhập khẩu tại Nepal tương đương 22.000 VND/kg.

Ảnh minh họa

Tại khu vực Đông Nam Á, các quốc gia nhập khẩu 100% phân urê như Thái Lan, Campuchia, Lào, Myanmar, Philippines đã phải gánh chịu hậu quả nặng nề của cơn sốt giá phân bón toàn cầu.

Trong cơn sốt toàn cầu, nhìn lại thị trường và giá phân bón tại Việt Nam, mặt bằng giá trong nước đang có phần thấp hơn so với giá thế giới, cụ thể, giá bán lẻ urê tại khu vực Nam Bộ khoảng 16.000 – 17.000 đ/kg. Có thể nói, do hoàn toàn chủ động được nguồn cung urê từ 4 nhà máy sản xuất nội địa, thậm chí có phần dư để xuất khẩu, nên Việt Nam đã phần nào giảm thiểu được tác động tiêu cực của cuộc khủng hoảng phân bón đến sản xuất nông nghiệp.

Bên cạnh đó, các cơ quan quản lý nhà nước và doanh nghiệp cũng đang tích cực triển khai hướng dẫn nông dân sử dụng phân bón tiết kiệm, hiệu quả nhằm giảm chi phí vật tư đầu vào trong sản xuất nông nghiệp và bảo vệ môi trường.

pv

pvn.vn | 27/10/2021

Từ năm 2015 đến nay, sản lượng khai thác thực tế cũng như kế hoạch khai thác dầu khí trong nước liên tục sụt giảm, năm sau thấp hơn năm trước. Vậy nguyên nhân do đâu? Và làm thế nào để giải bài toán sản lượng khai thác sụt giảm từng năm?

Thực trạng tìm kiếm – thăm dò – khai thác

Hiện nay, phần lớn các mỏ dầu khí đang khai thác ở nước ta đều được đưa vào khai thác trong giai đoạn từ 1986 – 2015. Trong đó, các mỏ có đóng góp sản lượng lớn đều đã khai thác được 15 – 35 năm, đang ở giai đoạn khai thác cuối đời mỏ, độ ngập nước cao và tiếp tục tăng liên tục theo thời gian. Độ ngập nước trung bình của các mỏ này hiện đã ở mức 50% – 90% dẫn đến sản lượng suy giảm tự nhiên khoảng 15% – 25%/năm. Đây cũng là thực tế chung ở giai đoạn cuối đời của các mỏ trên thế giới.  

 Các công trình dầu khí trên biển – Ảnh Vương Thái

Trong khi đó, trong những năm gần đây do nhiều hạn chế về mặt cơ chế, chính sách liên quan, cũng như điều kiện ngành Dầu khí trong tình hình mới có nhiều thay đổi, khiến hoạt động tìm kiếm thăm dò (TKTD), gia tăng trữ lượng giảm đi rất nhiều so với giai đoạn trước, nguồn bổ sung vào khai thác hằng năm cũng hạn chế, dẫn đến đà suy giảm sản lượng là tất yếu. Theo thống kê từ năm 2015 đến nay, sản lượng dầu trong nước liên tục sụt giảm, từ mức 16,9 triệu tấn năm 2015; xuống 15,2 triệu tấn năm 2016; 13,4 triệu tấn năm 2017; 12 triệu tấn năm 2018; 11 triệu tấn năm 2019; 9,7 triệu tấn năm 2020 và dự báo tiếp tục giảm trong các năm tiếp theo. 

Các công trình dầu khí trên biển – Ảnh Vương Thái

Để hạn chế mức độ suy giảm sản lượng tự nhiên từ các giếng hiện hữu. Hàng năm các nhà thầu dầu khí và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đều nỗ lực tìm kiếm giải pháp khoan bổ sung các giếng khoan đan dày. Tuy nhiên, số lượng giếng khoan đan dày là rất hạn chế và sản lượng thường không cao do vị trí để khoan đan dày không nhiều, các vị trí có tiềm năng cho sản lượng cao đã được khoan và khai thác ngay từ giai đoạn đầu của mỏ. Vì vậy, sản lượng của các giếng khoan đan dày thường chỉ đóng góp ở mức dưới 10% sản lượng chung của cả mỏ. Ngoài ra, các giải pháp khác để hạn chế đà suy giảm sản lượng như sửa chữa, can thiệp giếng, nâng cao và tối ưu hệ số sử dụng thiết bị cũng đều được triển khai tích cực. Tuy nhiên, các giải pháp này cũng chỉ đóng góp nhỏ 1% – 2% sản lượng của toàn mỏ. Điều đó cho thấy, dù cố gắng, hàng năm sản lượng của các mỏ hiện hữu vẫn suy giảm từ 10% – 15%. Mặc dù vậy, mức độ hạn chế suy giảm sản lượng ở Việt Nam vẫn đạt mức tối ưu hơn so với mức trung bình của thế giới.  

Người lao động Dầu khí làm việc trên công trình biển

Trước đà suy giảm sản lượng của các mỏ hiện hữu và công tác phát triển các mỏ mới gặp nhiều hạn chế, việc duy trì và hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác là thách thức rất lớn. Trong nhiều năm qua, Tập đoàn tập trung đầu tư nghiên cứu khoa học, đẩy mạnh hoạt động sáng kiến, sáng chế, với nhiều giải pháp kỹ thuật – công nghệ tiên tiến, sử dụng thiết bị công nghệ hiện đại vào sản xuất, áp dụng nhiều giải pháp nâng cao thu hồi dầu. Như tại Vietsovpetro, bằng biện pháp bơm ép nước để bảo tồn áp suất vỉa, đơn vị đã tăng hệ số thu hồi dầu khí từ 18% lên trên 40% đối với thân dầu trong đá móng, đây là hệ số thu hồi cao nhất trên thế giới. Bằng trí tuệ, với quyết tâm, nỗ lực và sự sáng tạo, chuyên nghiệp của tập thể cán bộ kỹ sư, người lao động Dầu khí, hằng năm, Tập đoàn vẫn hoàn thành kế hoạch khai thác dầu khí được Chính phủ giao.

 Người lao động Vietsovpetro làm việc trên giàn

Kế hoạch sản lượng khai thác dầu hàng năm được xây dựng dựa trên những yếu tố cơ bản: Sản lượng từ các mỏ, giếng hiện hữu; Sản lượng từ các công trình mới, giếng mới theo kế hoạch; Sản lượng từ công tác sửa chữa và can thiệp giếng. Tương tự, kế hoạch sản lượng khai thác khí hằng năm sẽ dựa trên khả năng khai thác của mỏ; đồng thời phụ thuộc vào Hợp đồng mua bán khí giữa chủ mỏ và các hộ tiêu thụ, cũng như thực tế tiêu thụ khí.

Ngoài sản lượng khai thác dầu suy giảm do gặp những khó khăn nêu trên, kế hoạch khai thác khí của Petrovietnam dự kiến cũng sẽ giảm trong năm tới, do tình hình tiêu thụ khí hết sức khó khăn, đặc biệt là tiêu thụ khí cho điện giảm sút mạnh, trong khi điện là nguồn chính tiêu thụ khí, chiếm khoảng 80% tổng sản lượng tiêu thụ khí. Trong 9 tháng đầu năm 2021, huy động khí cho điện giảm mạnh so với cùng kỳ năm trước, bằng khoảng 72% so với cùng kỳ và bằng 70% kế hoạch của Petrovietnam. So với kế hoạch của Bộ Công Thương giao, huy động khí Đông Nam bộ chỉ đạt khoảng 84%, Tây Nam bộ khoảng 70%. Việc giảm huy động khí cho phát điện, còn ảnh hưởng đến sản lượng khai thác dầu, khi khí đồng hành tại các mỏ khai thác dầu không được huy động, ảnh hưởng không nhỏ đến kế hoạch khai thác chung của cả mỏ.

Do kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí hàng năm ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh doanh và dòng tiền của dự án cũng như từng nhà thầu tham gia. Vì vậy, kế hoạch sản lượng khai thác của từng Lô hợp đồng Dầu khí luôn được xem xét kỹ lưỡng, thận trọng từ cấp chuyên gia tới cấp quản lý của Người điều hành, cấp quản lý của các bên tham gia và cuối cùng là của Tập đoàn. 

Với nhiều nguyên nhân, sản lượng khai thác thực tế cũng như kế hoạch khai thác dầu khí trong nước liên tục sụt giảm là tất yếu. Mặc dù kế hoạch sản lượng hàng năm được xây dựng chi tiết và thận trọng. Thêm vào đó, hoạt động dầu khí nói chung và đặc biệt hoạt động dầu khí ngoài biển có nhiều rủi ro bao gồm rủi ro về địa chất, rủi ro về điều kiện thời tiết … dẫn đến sản lượng khai thác thực tế có những thay đổi so với kế hoạch. Thực tế, cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí cũng cho phép thay đổi giữa kế hoạch được phê duyệt và sản lượng thực tế ở mức 10%. Ngoài ra, để phục vụ mục đích lập dự toán NSNN cho năm sau, việc lập kế hoạch khai thác thường được thực hiện sớm vào khoảng tháng 6 hoặc tháng 7 năm trước, khi chương trình công tác của từng Lô hợp đồng chưa được các bên tham gia thống nhất dẫn đến độ chính xác sẽ không cao bằng dự báo vào tháng 12 hàng năm, khi chương trình công tác của từng Lô hợp đồng đã rõ ràng.

Giải pháp để duy trì và gia tăng sản lượng khai thác

Để hoàn thành các chỉ tiêu thăm dò khai thác dầu khí giai đoạn 2020-2025, các giải pháp về kỹ thuật – công nghệ, tài chính – đầu tư, cơ chế – chính sách, tổ chức và đào tạo đã và đang được Petrovietnam triển khai một cách hợp lý, đồng bộ. Tuy nhiên, với tình trạng các mỏ đang khai thác trên đà suy giảm, để có thể duy trì và nâng cao sản lượng dầu khí, giải pháp duy nhất vẫn là phải phát triển và đưa được các mỏ mới vào khai thác. Để thực hiện được điều này, đảm bảo tính bền vững lâu dài cần khuyến khích đầu tư hơn nữa vào công tác tìm kiếm – thăm dò – khai thác, trong đó đặc biệt chú trọng đến công tác TKTD để tạo nguồn trữ lượng mới, giúp công tác phát triển khai thác được liên tục và ổn định. 

Do công tác TKTD có nhiều rủi ro, tỷ lệ thành công của các giếng khoan thăm dò chỉ ở mức 20%. Nếu quy trình thủ tục phê duyệt dự án TKTD thực hiện như các dự án đầu tư phát triển khác, như hiện nay, doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp có vốn nhà nước như Petrovietnam và PVEP gần như không thể triển khai các dự án TKTD. Vì vậy, cần có cơ chế để căn cứ vào đó xây dựng chiến lược, kế hoạch 5 năm và kế hoạch hàng năm, phù hợp với nhu cầu thực tế mà Petrovietnam có thể phê duyệt các dự án TKTD và không phụ thuộc vào mức vốn đầu tư vào dự án.

Ông Vũ Quang Nam, nguyên Phó Tổng giám đốc Petrovietnam, Phó Chủ nhiệm CLB Doanh nghiệp Dầu khí cho biết: Nếu ngành Dầu khí không có vốn thì không làm được gì cả, vì cần vốn rất lớn. Như tìm kiếm thăm dò một giếng thông thường mất khoảng 10 – 15 triệu USD. Ngoài ra, ngành Dầu khí khác với các ngành khác bởi có rủi ro trong tìm kiếm thăm dò. Thế giới có thống kê nếu khoan từ 6 – 10 giếng mà thành công được 1 giếng thì đã là thắng lợi rồi. Do đó, phải hiểu những rủi ro trong ngành này, phải chấp nhận có thể mất ở chỗ này, nhưng được ở chỗ khác. Nhưng tóm lại là phải có vốn đầu tư và có cơ chế để Dầu khí có thể hoạt động được. Như vấn đề về ngân sách để lại đầu tư cho dầu khí. Trước đây khi khai thác dầu khí xong, sẽ trích thẳng một tỷ lệ phần trăm nhất định 10 – 15% để lại cho dầu khí đầu tư TKTD, sau đó sẽ hạch toán sau. Còn hiện nay, tất cả sẽ nộp vào ngân sách Nhà nước sau đó ngân sách mới trích lại để đầu tư cho ngành Dầu khí. “Miếng bánh” ngân sách đặt trước bài toán cân đối sẽ rất khó khăn với dầu khí trong việc bố trí vốn để tái đầu tư. Thực tế, nguồn vốn để thực hiện công tác TKTD dò gặp khó khăn, và suy giảm nghiêm trọng trong những năm qua, giai đoạn 2016 – 2020 chỉ đạt khoảng 28 – 30% so với giai đoạn 2011 – 2015. Từ đó có thể khẳng định, cơ chế – chính sách đối với hoạt động TKTD đã có một bước lùi nhất định.

Theo Hội Dầu khí Việt Nam, do thiếu vốn thăm dò nên xảy ra sự mất cân đối trầm trọng giữa gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác, xảy ra hiện tượng “tiêu lạm vào dự trữ”. Nhiều mỏ dầu truyền thống chủ lực đóng góp sản lượng quan trọng cho Petrovietnam, sau 20-30 năm khai thác như Bạch Hổ, Sư Tử, Rạng Đông, Lan Tây cung cấp trên 500 triệu tấn dầu quy đổi đã qua giai đoạn khai thác đỉnh, sản lượng khai thác hiện nay đang suy giảm, đòi hỏi phải đầu tư thêm các giải pháp công nghệ tận thu hồi dầu, khoan bổ sung để tận khai thác, trong khi các mỏ mới được đưa vào khai thác chậm do thiếu vốn và các thủ tục đầu tư. Hiện Luật Dầu khí và các điều khoản trong Hợp đồng (mẫu) phân chia sản phẩm không còn phù hợp và không khuyến khích đầu tư vào các mỏ nhỏ, mỏ cận biên và các mỏ đang ở thời kỳ khai thác tận thu. Các hoạt động tìm kiếm – thăm dò – khai thác dầu khí ngày càng bị thu hẹp, sản lượng suy giảm nhanh, giá thành tấn dầu thăm dò và khai thác cao, an ninh Biển Đông diển biến phức tạp, có nguy cơ làm nản lòng các nhà đầu tư nước ngoài. Do đó, cần có những điều khoản phù hợp, đủ hấp dẫn các nhà đầu tư trong bối cảnh hiện nay.

Bên cạnh các giải pháp để đẩy mạnh tìm kiếm, thăm dò, gia tăng trữ lượng, trong ngắn hạn và trung hạn cần thúc đẩy giải quyết những vấn đề hiện hữu khác như: Xử lý các khó khăn vướng mắc liên quan đến 2 dự án trọng điểm về dầu khí là Dự án khí Lô B và Dự án khí Cá Voi Xanh để có thể đưa hai mỏ này vào khai thác theo kế hoạch; Sớm phê duyệt cơ chế hoạt động cho Lô dầu khí 01/97&02/97 và điều kiện hợp đồng cho Lô dầu khí 01/17&02/17 để có thể tiếp tục đầu tư gia tăng sản lượng từ các Lô này; cần thay đổi các điều kiện phân chia giữa Nhà nước và Nhà thầu để đưa vào phát triển các phát hiện có hiệu quả kinh tế cận biên; Phân cấp cho Petrovietnam phê duyệt một số những thay đổi kỹ thuật so với kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt (khoan đan dày, khoan cắt thân, mở vỉa bổ sung …);

Ngoài ra, trong tình hình huy động khí cho điện giảm sút mạnh hiện nay ảnh hưởng đến việc phát triển các mỏ khí cũng như các dự án nhập khẩu khí, phát triển điện khí theo chiến lược năng lượng quốc gia, EVN cần cam kết bao tiêu khí dài hạn để có thể phát triển các mỏ khí mới; Ưu tiên huy động điện từ khí để gia tăng khai thác và gia tăng sản lượng condensate đi kèm.

Tất nhiên, nguồn thu của Petrovietnam không hoàn toàn phục thuộc vào dầu thô mà còn có nhiều lĩnh vực khác. 60 năm xây dựng, trưởng thành, Petrovietnam đã phát triển đồng bộ các khâu, xây dựng được hệ thống công nghiệp dầu khí hoàn chỉnh, đồng bộ từ tìm kiếm – thăm dò – khai thác dầu khí đến phát triển công nghiệp khí – điện – chế biến và dịch vụ dầu khí. Bên cạnh khai thác Dầu khí, các mảng khác cũng phát triển lớn mạnh, khẳng định vai trò, vị thế trên thị trường trong nước cũng như quốc tế, đóng góp ngày càng quan trọng trong cơ cấu nguồn thu của Tập đoàn. Tuy nhiên, lĩnh vực thượng nguồn là thăm dò, khai thác (TDKT) luôn xem là lĩnh vực cốt lõi, được Petrovietnam ưu tiên hàng đầu để đảm bảo sự phát triển bền vững chuỗi giá trị, hỗ trợ cho các lĩnh vực hoạt động khác của Tập đoàn.

Tại Hội nghị thăm dò khai thác Petrovietnam năm 2021, Tổng Giám đốc Petrovietnam Lê Mạnh Hùng nhấn mạnh, TDKT luôn được chú trọng và ưu tiên hàng đầu tại Petrovietnam. Tập đoàn luôn sẵn sàng về nguồn lực và tiềm lực để thực hiện các kế hoạch TDKT mang tính đột phá và quyết liệt. Tuy nhiên, sự phát triển của tìm kiếm thăm dò dầu khí hiện đang đối mặt với rất nhiều khó khăn chủ quan và khách quan. Bên cạnh những khó khăn về điều kiện kỹ thuật, địa chất, tình hình triển khai thực địa, khó khăn trong cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí đang ảnh hưởng rất lớn tới hoạt động TDKT. Tiềm năng trữ lượng dầu khí Việt Nam còn rất lớn, để nguồn tài nguyên này có thể góp phần vào phát triển kinh tế đất nước và bảo vệ chủ quyền Tổ quốc, công tác tìm kiếm, thăm dò, phát triển và khai thác cần được triển khai thuận lợi, thông suốt để làm động lực cho các nhà đầu tư, tăng cường các hoạt động TDKT dầu khí, qua đó tạo ra các nguồn thu mới cho đất nước.

diendandoanhnghiep.vn| Ngày 07/10/2021

Thiếu nguyên liệu đầu vào, đứt gãy chuỗi logistic, nguồn cung khan hiếm, tăng giá kỷ lục với phân urê và các loại phân bón khác, được các chuyên gia lo ngại cảnh báo là “chiến tranh phân bón thế giới”

Theo các bản tin của Argus và Fertecon (các Công ty dự báo, phân tích thị trường uy tín quốc tế), thị trường NPK đang dồn sự chú ý vào châu Âu khi mà hàng loạt Nhà máy tại lục địa này tuyên bố tạm dừng sản xuất do các nguyên liệu chính là ammonia, phosphate, khí đốt khan hiếm và tăng giá cao.

Khu vực châu Âu chiếm phần lớn sản lượng sản xuất, xuất khẩu NPK của thế giới, nên việc dừng sản xuất này đã lập tức làm nguồn cung giảm sút nghiêm trọng. Trong khi đó, nhu cầu đang tăng lên ở khu vực châu Phi, Đông Nam Á, Ấn Độ và nhiều nơi khác trên thế giới do bước vào vụ sản xuất mới khiến giá mặt hàng này dự đoán còn tiếp tục tăng cao.

Theo các bản tin của Argus và Fertecon (các Công ty dự báo, phân tích thị trường uy tín quốc tế), thị trường NPK đang dồn sự chú ý vào châu Âu khi mà hàng loạt Nhà máy tại lục địa này tuyên bố tạm dừng sản xuất do các nguyên liệu chính là ammonia, phosphate, khí đốt khan hiếm và tăng giá cao.

Tại châu Á, việc Trung Quốc dự kiến dừng xuất khẩu NP/NPK cho đến giữa năm 2022 đã dấy lên làn sóng lo ngại thiếu hụt NPK, nhất là tại các quốc gia Đông Nam Á. Trong sản lượng xuất khẩu 1.1 triệu tấn NPK hàng năm của Trung Quốc thì Thái Lan và Philipines là 2 nước nhập khẩu nhiều nhất, chiếm gần 70%. Sau động thái dừng xuất khẩu của Trung Quốc, giá NPK 15-15-15/16-16-16 sản xuất tại Nga chào bán về Đông Nam Á đã tăng thêm 40$/tấn, đạt mức giá 600$/tấn CFR. Các nhà quan sát cho rằng mức nâng giá này chủ yếu thăm do thị trường và đánh giá phản ứng của người mua để chuẩn bị cho một mức tăng tiếp theo.

Nguồn cung giảm trong khi cầu tăng nên mặc dù giá tăng, các nước sản xuất nông nghiệp lớn buộc phải tích trữ NPK. Tại Thái Lan, trong tháng 8, nước này đã nhập khẩu 161.600 tấn NPK – tăng 44% so với cùng kỳ năm ngoái; còn trong tháng 9, Brasil đã nhập khẩu lượng NP/NPK lên tới hơn 348.000 tấn, tăng 125% so với cùng kỳ năm 2020 về lượng và về giá tăng hơn 125USD so với giá tháng 4/2021.

Kali cũng là mặt hàng tăng giá mạnh tại tất cả các khu vực do nguồn cung thắt chặt. Giá MOP tăng mạnh nhất tại Đông Nam Á khi đã tăng 50 USD/tấn so với tuần trước lên mức 550-570 USD/tấn CFR – tăng gần gấp đôi chỉ trong vòng 4 tháng khi mà hồi tháng 5 giá mặt hàng này là 285 USD/tấn CFR. Tại Hoa Kỳ giá tăng 28 USD/tấn so với tuần trước lên mức 602-620 USD/tấn FOB Nola, tại châu Âu giá MOP miểng đã tăng từ mức 460-480 Euro/tấn CFR lên mức 460-500 Euro/tấn CFR.

Brazil là nước mua nhiều kali miểng nhất, với giá cao nhất thế giới hiện nay, xung quanh mức 750-760$/tấn CFR và dự báo sẽ đạt 800$/tấn vào cuối tháng 10/2021. Việc không chắn chắn về các lệnh trừng phạt với Belarus, nguồn cung khí đốt eo hẹp tiếp tục chi phối các giao dịch và giá trên thị trường. Giá Kali được dự báo sẽ tiếp tục tăng mạnh trong quý 4/2021 trong bối cảnh nhu cầu tăng mạnh tại tất cả các thị trường do chuẩn bị bước vào vụ chính.

Giá DAP thế giới cũng liên tục tăng lên mức cao. Tại Hoa Kỳ và Brazil giá mặt hàng này neo ở mức 665-675 USD/tấn FOB Nola khi nguồn cung giao ngay ngày càng giảm. Giá tại Ấn Độ tuần này cũng tăng lên mức 677 USD/tấn CFR. Nhiều nhà máy đóng cửa sản xuất khi giá khí đốt tăng cao hoặc do ảnh hưởng của thiên tai, chính sách hạn chế xuất khẩu Phosphate của Trung Quốc được đưa ra đã kéo tụt nguồn cung trong Quý 4 và đẩy giá DAP tăng lên tại nhiều khu vực do chuẩn bị bước vào vụ sản xuất chính.

Có thể thấy tất cả các loại phân bón trên thế giới đều lâm vào tình trạng khan hàng do giá nguyên liệu đầu vào tăng cao dẫn đến chi phí sản xuất tăng, nhiều nhà máy buộc phải đóng cửa làm nguồn cung bị cắt giảm nghiêm trọng.

Nguồn cung các mặt hàng phân bón hạn chế và giá còn được cộng hưởng bởi cước vận chuyển vẫn tiếp tục xác lập các mặt bằng giá mới do sự gián đoạn chuỗi cung ứng, logistics, giá xăng dầu tăng cao vì đại dịch gây ra làm tình hình càng “trầm trọng” thêm. Các hãng tàu hiện khuyến nghị đặt chỗ trước từ 4-5 tuần khi tàu và container đều khan hiếm. Việc vận chuyển dự kiến sẽ chịu thêm áp lực khi thị trường bước vào mùa thu và mùa đông, sự tắc nghẽn tại các cảng biển sẽ làm ảnh hưởng đến thương mại toàn cầu trong ít nhất hai năm tới – trong đó việc giao thương phân bón không phải là ngoại lệ.

Như vậy có thể thấy tất cả các loại phân bón trên thế giới đều lâm vào tình trạng khan hàng do giá nguyên liệu đầu vào tăng cao dẫn đến chi phí sản xuất tăng, nhiều nhà máy buộc phải đóng cửa làm nguồn cung bị cắt giảm nghiêm trọng. Trong những tháng cuối năm và thậm chí cả năm 2022, thế giới có thể sẽ bước vào một “cuộc chiến giành giật phân bón” và đẩy giá mặt hàng lên những mốc kỷ lục mới. Việt Nam nằm trong dòng chảy chung của kinh tế thế giới và giá mặt hàng này cũng không ngoại lệ nên chắc chắn sẽ có những tác động tăng giá mạnh trong thời gian tới.

Minh Ngọc

Ngày 4/10, Tổng Giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) Lê Mạnh Hùng đã chủ trì buổi giao ban điều hành sản xuất, kinh doanh thường kỳ lần thứ 10 năm 2021 trực tuyến với thủ trưởng các đơn vị trong toàn Tập đoàn nhằm “linh hoạt thích ứng” với trạng thái bình thường mới.

Tham dự buổi giao ban có đồng chí Hoàng Quốc Vượng – Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn; các đồng chí trong Thường vụ Đảng ủy, thành viên HĐTV, Phó Tổng giám đốc, Trưởng các ban chuyên môn/văn phòng Tập đoàn cùng lãnh đạo các đơn vị thành viên của Tập đoàn.

Trong tháng 9, hoạt động sản xuất, kinh doanh (SXKD) của Tập đoàn tiếp tục gặp nhiều tác động tiêu cực do tình hình dịch bệnh Covid-19 diễn biến phức tạp, thị trường các sản phẩm dầu khí đứt gãy chuỗi cung ứng, đặc biệt là tình trạng giãn cách xã hội diện rộng tại nhiều địa phương. Trong bối cảnh đó, Petrovietnam đã triển khai hàng loạt các biện pháp để ứng phó, công tác dự báo, quản trị biến động, linh hoạt trong điều hành, kết nối các mắt xích trong chuỗi giá trị của Tập đoàn theo chiều dọc và chiều ngang được đẩy mạnh đã tối đa giá trị của từng đơn vị và mở rộng thị trường… giúp Tập đoàn ứng phó kịp thời với những khó khăn, giữ vững và duy trì nhịp độ SXKD.

Với nỗ lực của cả hệ thống chính trị, trong tháng 9 và 9 tháng đầu năm 2021, Petrovietnam đã đạt được nhiều kết quả khả quan. Cụ thể, khai thác dầu thô tháng 9 vượt 15,4% kế hoạch tháng 9, tính chung 9 tháng đạt 8,20 triệu tấn, vượt 13,0% kế hoạch 9 tháng. Tổng doanh thu toàn Tập đoàn tháng 9/2021 ước đạt 44,9 nghìn tỷ đồng, vượt 11% kế hoạch tháng 9/2021, lũy kế 9 tháng đầu năm 2021 đạt 437,8 nghìn tỷ đồng, vượt 16% kế hoạch 9 tháng. Petrovietnam góp phần quan trọng vào nguồn thu ngân sách Nhà nước khi đã nộp NSNN 9 tháng đạt 65,9 nghìn tỷ đồng, vượt 5,0% kế hoạch năm 2021 và vượt 17% so với cùng kỳ năm 2020. Trong bối cảnh nhiều doanh nghiệp lớn gặp khó khăn, thua lỗ, những đóng góp quan trọng của Petrovietnam thể hiện nỗ lực rất lớn của tập thể lãnh đạo Tập đoàn, các đơn vị thành viên và gần 60.000 người lao động Dầu khí.

Công tác quản trị điều hành được triển khai sát với diễn biến thực tế, kịp thời thích ứng với những biến động của thị trường, tăng cường sự phối hợp chặt chẽ giữa các đơn vị từ khâu thượng nguồn, trung nguồn đến hạ nguồn. Đảm bảo tối ưu công tác quản lý dòng tiền tại các đơn vị và không làm gián đoạn chuỗi sản xuất, cung ứng. Kiểm soát và linh hoạt trong công tác tồn trữ các sản phẩm. Quản trị tận dụng tối đa sự phối hợp giữa các đơn vị trong chuỗi giá trị nhằm bảo đảm lợi ích chung của Petrovietnam và của Nhà nước.

Công tác quản trị đầu tư đã có nhiều chuyển biến tích cực, 9 tháng đầu năm đã hoàn thành đưa mỏ Sư Tử Trắng pha 2 vào khai thác theo đúng kế hoạch, các dự án phát triển mỏ như BK-18A, BK-19 đã và đang được triển khai tích cực theo tiến độ đề ra (dự kiến sẽ đưa công trình BK-19 vào hoạt động vào cuối tháng 10/2021, công trình BK-18A vào cuối tháng 11/2021); tiếp tục tập trung  mọi nguồn lực để sớm đưa vào vận hành các dự án điện Sông Hậu 1, Thái Bình 2, trong đó dự kiến đưa vào vận hành thương mại Tổ máy số 1 dự án Nhà máy nhiệt điện Sông Hậu 1 vào đầu tháng 11/2021.

Bên cạnh hoạt động SXKD, Petrovietnam còn tích cực tham gia các hoạt động an sinh xã hội, ủng hộ công tác phòng chống dịch Covid-19. Từ đầu năm 2021, toàn Tập đoàn đã thực hiện nghiêm túc các giải pháp phòng, chống dịch Covid-19; triển khai thực hiện hiệu quả mô hình sản xuất, vận hành “ba tại chỗ” có vùng đệm, vùng kết nối. Đặc biệt, thực hiện nhanh, kịp thời chiến lược tiêm vắc-xin kết hợp với chăm lo sức khỏe cho người lao động. Tính đến 30/9/2021, toàn Tập đoàn đã tham gia ủng hộ công tác phòng chống Covid là 775,8 tỷ đồng, trong đó đóng góp cho Quỹ vắc-xin 554,9 tỷ đồng. Công tác tiêm chủng trong toàn Tập đoàn được đặc biệt quan tâm và khẩn trương triển khai, đến nay, hầu hết người lao động trong Tập đoàn đã được tiêm ít nhất 1 mũi vắc-xin, đặc biệt ưu tiên người lao động trực tiếp tại các công trình, dự án, nhà máy…

Công tác thực hành tiết kiệm chống lãng phí 9 tháng đầu năm 2021 đạt 2.209,6 tỷ đồng bằng 80,9% kế hoạch tiết giảm năm 2021. Công tác chuyển đổi số triển khai tích cực. Công tác an ninh, an toàn dầu khí, an toàn môi trường, an toàn lao động, phòng chống cháy nổ trên các công trình dầu khí được giám sát chặt chẽ và thực hiện nghiêm túc. Công tác truyền thông, văn hóa doanh nghiệp được triển khai đồng bộ, sâu rộng và đạt hiệu quả tích cực; thương hiệu, uy tín của Tập đoàn ngày càng được nâng cao, hình ảnh Petrovietnam đã tạo ấn tượng tốt đẹp trong dư luận xã hội. Các công tác khác như đào tạo, quản lý, chính sách tiền lương cũng được tập trung triển khai đúng như kế hoạch.

Ngày 9/9, Tổ chức xếp hạng tín nhiệm hàng đầu thế giới Fitch Ratings đã xác nhận Petrovietnam có xếp hạng tín nhiệm độc lập ở mức BB+, xếp hạng nhà phát hành nợ dài hạn bằng ngoại tệ (IDR) tại mức BB với “Triển vọng tích cực”; xếp hạng nợ ưu tiên không có tài sản bảo đảm của Petrovietnam được đánh giá tại mức BB. Đây là năm thứ 3 liên tiếp, Fitch Ratings đánh giá xếp hạng tín nhiệm riêng của Petrovietnam ở mức BB+. Đánh giá tích cực này từ Fitch Ratings cho thấy sự ghi nhận những kết quả đạt được của Petrovietnam trong những năm qua.

Trên cơ sở phân tích, đánh giá kết quả hoạt động SXKD tháng 9 và 9 tháng năm 2021, Ban Tổng giám đốc và lãnh đạo các Ban theo từng lĩnh vực phụ trách đã trao đổi xử lý, giải quyết các khó khăn và đưa ra các giải pháp hỗ trợ các đơn vị thành viên trong sản xuất, kinh doanh, đầu tư.

Sau khi nghe ý kiến trao đổi, xử lý, giải quyết công việc của lãnh đạo các đơn vị, lãnh đạo các Ban và các Phó Tổng giám đốc Tập đoàn, đồng thời tiếp thu ý kiến chỉ đạo của đồng chí Hoàng Quốc Vượng – Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn, Tổng Giám đốc Lê Mạnh Hùng ghi nhận và đánh giá cao kết quả đã đạt được trong 9 tháng năm 2021, định hướng phát triển sau khi kiểm soát dịch bệnh chuyển từ “Zero Covid” sang “chủ động thích ứng linh hoạt, an toàn với dịch bệnh”; lưu ý Tập đoàn cùng các đơn vị cập nhật đánh giá tình hình, sẵn sàng “thích ứng linh hoạt” với diễn biến của dịch bệnh Covid-19, từ đó có giải pháp khắc phục khó khăn, mở rộng thị trường, đẩy mạnh tiêu thụ sản phẩm, nắm bắt cơ hội phục hồi tăng trưởng. Tổng Giám đốc Lê Mạnh Hùng đề nghị các đơn vị tiếp tục nỗ lực, phấn đấu vượt qua khó khăn, duy trì hoạt động SXKD ổn định, đảm bảo an toàn cho người lao động; giao nhiệm vụ để các Phó Tổng giám đốc Tập đoàn, Trưởng các ban chuyên môn, lãnh đạo các đơn vị thành viên nhanh chóng rà soát, xử lý các nhiệm vụ, các kết luận, chỉ đạo của lãnh đạo Tập đoàn đúng tiến độ. Tiếp tục đẩy mạnh triển khai đồng bộ chuyển đổi số trong toàn Tập đoàn.

Lãnh đạo Tập đoàn cũng đề nghị các đơn vị tổ chức lấy ý kiến góp ý của cán bộ, người lao động, các đơn vị, đối tác, nhà thầu liên quan vào Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi và nhấn mạnh, đây là nội dung, là cơ sở quan trọng tạo lực đẩy phát triển bền vững của Petrovietnam trong những năm tới./.

Với đặc thù có vốn đầu tư lớn, rủi ro lại cao cũng như không chỉ chịu sự chi phối của luật pháp Việt Nam mà còn phải tuân theo các thông lệ quốc tế, việc triển khai đầu tư các dự án dầu khí, trong đó có các dự án ở lĩnh vực thượng nguồn như thăm dò khai thác dầu khí đang gặp rất nhiều khó khăn. Và khó khăn này lại càng lớn hơn khi bản thân các dự án dầu khí đang bị “trói buộc” bởi hệ thống văn bản pháp luật chồng chéo, không còn phù hợp trong môi trường đầu tư có nhiều thay đổi để ngành Dầu khí có thể đóng góp hiệu quả cho nền kinh tế.

Kỳ 1: Đặc thù của hoạt động đầu tư các dự án dầu khí

Với đặc điểm khác biệt so với các dự án đầu tư thông thường, các dự án dầu khí, thường có quy mô đầu tư lớn, được xếp vào nhóm các dự án quan trọng quốc gia, công nghệ cao và đi kèm với các rủi ro không hề nhỏ trong triển khai, đặc biệt là các rủi ro về địa chất đối với các dự án thăm dò khai thác dầu khí.

Trong khi đó, việc triển khai dự án dầu khí lại đang chịu sự chi phối lớn nhất của Luật Dầu khí – văn bản pháp luật đã không còn phù hợp trong bối cảnh có nhiều thay đổi. Hơn thế nữa, việc triển khai này càng gặp khó khăn lớn hơn khi chịu thêm sự chi phối chồng chéo của nhiều luật khác như Luật Đầu tư, Luật Đầu tư công, Luật Xây dựng, Luật Đấu thầu, Luật Quản lý sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp và các văn bản dưới luật khác…

Theo ông Nguyễn Văn Phúc – Nguyên Phó Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế Quốc hội, trong bối cảnh có nhiều thay đổi, hành lang pháp lý cho hoạt động của ngành Dầu khí, đặc biệt là Luật Dầu khí đã không còn phù hợp để ngành Dầu khí phát triển mạnh mẽ và đóng góp hiệu quả cho nền kinh tế.

Làm rõ hơn về bất cập này, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) Lê Mạnh Hùng cho biết, hoạt động thăm dò khai thác dầu khí đang phải đối mặt với khó khăn về điều kiện kỹ thuật, địa chất, tình hình triển khai thực địa. Đặc biệt, cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí không còn phù hợp với tình hình mới, ảnh hưởng không nhỏ tới lĩnh vực cốt lõi này.

Cụ thể, Luật Dầu khí và các điều khoản Hợp đồng dầu khí hiện hành còn tồn tại bất cập và kém hấp dẫn so với các nước trong khu vực, không phù hợp tiềm năng trữ lượng dầu khí hiện nay nên không thu hút được nhà đầu tư nước ngoài.

Giếng khoan Kèn Bầu 2X, Lô 114, bể Sông Hồng, thềm lục địa Việt Nam được giàn khoan SAGA thi công. Ảnh: Trương Hoài Nam

Trên thực tế, Luật Dầu khí được ban hành năm 1993, sau đó được sửa đổi, bổ sung một số điều vào các năm 2000 và 2008. Trong bối cảnh giá dầu thô thế giới biến động, 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 các nhà đầu tư 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).

Minh chứng rõ nét nhất là Luật Dầu khí dù đã thể hiện khá đầy đủ các giai đoạn, bước thực hiện đối với dự án thăm dò khai thác dầu khí/Hợp đồng dầu khí nhưng lại chưa chỉ rõ các thủ tục đầu tư đầy đủ khi một doanh nghiệp nhà nước (PVN/đơn vị thuộc PVN) có tham gia đầu tư vào dự án dầu khí (trong khi Luật Đầu tư cũng không quy định).

Chính sự chồng chéo, thiếu quy định này đã khiến cho việc triển khai các dự án thăm dò khai thác dầu khí đang gặp nhiều khó khăn và khiến nhiều doanh nghiệp nước ngoài “nản chí” khi có ý định đầu tư vào các dự án loại này, nhất là khi điều kiện khai thác hiện nay chủ yếu là 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 “giẫm chân tại chỗ”. Trong giai đoạn 2016 – 2020, PVN chỉ ký được 8 hợp đồng dầu khí mới, chưa bằng 1/3 so với giai đoạn 2010 – 2015 (27 hợp đồng dầu khí mới).

Bên cạnh đó, các văn bản pháp luật 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 đến quản lý, sử dụng vốn nhà nước đầu tư.

Thực tế là các 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 đó, nếu kết quả thăm dò – thẩm lượng xác định được mỏ dầu khí thương mại, 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.

Cùng với đó, Luật Quản lý sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp (Luật 69/2014/QH13 ngày 26/11/2014) quy định đối với các dự án nhóm A cần phải có chấp thuận của đại diện chủ sở hữu trước khi chủ đầu tư quyết định đầu tư.

Với đặc thù của ngành dầu khí (Nhà nước vừa quản lý đầu tư, vừa quản lý tài nguyên), Luật Dầu khí quy định rất chặt chẽ các bước thực hiện dự án thăm dò khai thác dầu khí, toàn bộ các thay đổi của Hợp đồng dầu khí cần được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, các bước đầu tư dự án thăm dò khai thác dầu khí (ODP, EDP, FDP) khi thẩm định đều có sự tham gia của đại diện các Bộ ngành và Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp (đại diện chủ sở hữu của PVN).

Vì vậy, việc yêu cầu phải trình và đạt được chấp thuận của đại diện chủ sở hữu trước khi quyết định đầu tư theo Luật 69/2014/QH13 sẽ dẫn đến doanh nghiệp sử dụng vốn có nguồn gốc vốn Nhà nước (như PVEP) phải trình phê duyệt dự án theo 2 quy trình thủ tục khác nhau làm kéo dài thời gian phê duyệt và nhiều khi không khả thi vì tiến độ và nội dung phê duyệt theo 2 quy trình không giống nhau. Đây chính là khó khăn khiến việc triển khai đầu tư các dự án thăm dò khai thác đang bị chậm chễ.

Theo kết quả nghiên cứu của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), không chỉ có 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.

Ví dụ rất rõ có thể thấy là trong 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…).

Thực tế là việc triển khai các dự án này đòi hỏi 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).

Số lượng hợp đồng dầu khí ký mới trong giai đoạn 2010 – 2020.

Với các dự án này, 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, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) có nhiều vai trò khác nhau: 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.

Bên cạnh đó, có một số 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.

Đáng chú ý, các dự án chế biến dầu khí, các dự án nhà máy nhiệt điện (khí, than) thường có quy mô đầu tư rất lớn (đến 2 tỷ USD tương đương hơn 40.000 tỷ đồng trở lên) và thời gian xây dựng dài, dẫn đến việc huy động vốn rất phức tạp, phải huy động vốn 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 đáng kể đến hiệu quả của nhà máy.

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 tuân thủ theo thông lệ quốc tế.

Với các bất cập này, nhiều chuyên gia cho rằng việc sớm rà soát, sửa đổi các văn bản pháp lý không còn phù hợp và chồng chéo trong bối cảnh mới sẽ là “liều thuốc” quan trọng để các dự án dầu khí có thể triển khai thuận lợi, đồng thời tạo sự yên tâm tin tưởng cho các nhà đầu tư nước ngoài “rót vốn” vào lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí./.

petrotimes.vn | Ngày 21/9/2021

Ngày 9/9/2021, Tổ chức xếp hạng tín nhiệm hàng đầu thế giới Fitch Ratings đã xác nhận Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) có xếp hạng tín nhiệm độc lập ở mức BB+, xếp hạng nhà phát hành nợ dài hạn bằng ngoại tệ (IDR) tại mức BB với “Triển vọng tích cực”. Đồng thời, xếp hạng nợ ưu tiên không có tài sản bảo đảm của Petrovietnam được đánh giá tại mức BB. Đây là năm thứ 3 liên tiếp, Fitch Ratings đánh giá xếp hạng tín nhiệm riêng của Petrovietnam ở mức BB+.

Fitch Ratings cũng đánh giá lợi nhuận trước thuế, lãi vay và khấu hao (EBITDA) của Petrovietnam năm 2021 sẽ tăng gấp đôi lên hơn 45 nghìn tỷ VNĐ, hồ sơ tài chính vững chắc với những tiến triển tốt trong các lĩnh vực kinh doanh chủ chốt của Tập đoàn và tính thanh khoản cao – “Fitch không nhận thấy khó khăn trong việc huy động vốn của Petrovietnam với vị thế là một trong những doanh nghiệp nhà nước quan trọng nhất của Việt Nam” – báo cáo của Fitch đánh giá.

Vững vàng trước giông bão – Ảnh: Phạm Phương

Trong bối cảnh ảnh hưởng nặng nề của đại dịch Covid-19 bùng phát lần thứ 4, việc Petrovietnam tiếp tục duy trì các mức xếp hạng tích cực do Tập đoàn đã có những biện pháp ứng phó với dịch bệnh và biến động của giá dầu thô, có sự chủ động, linh hoạt trong điều hành, quản trị doanh nghiệp. Cùng với đó, công tác dự báo, quản trị biến động, kết nối các mắt xích trong chuỗi giá trị của Tập đoàn theo chiều dọc và chiều ngang được đẩy mạnh đã tối đa hóa giá trị của từng đơn vị và mở rộng thị trường… giúp Tập đoàn ứng phó kịp thời với những khó khăn, đạt được kết quả rất đáng khích lệ.

Giữ nhịp độ sản xuất

Kết thúc 8 tháng năm 2021, cơ bản các chỉ tiêu SXKD của Petrovietnam đều đạt kế hoạch đề ra, khai thác dầu thô vượt 12,7% so với với kế hoạch 8 tháng; sản xuất các sản phẩm như đạm, xăng dầu, LPG… đều vượt từ 2-11%. Các chỉ tiêu tài chính của Petrovietnam đều vượt và tăng trưởng so với cùng kỳ tạo nên hồ sơ tài chính vững chắc cho Tập đoàn.

Ngoài ra, Tổ chức xếp hạng này cũng đánh giá Hồ sơ tín dụng độc lập (SCP) của Petrovietnam ở mức BB+, phản ánh mức độ tích hợp, đa dạng hóa và hồ sơ tài chính thận trọng của Tập đoàn. Xếp hạng này khẳng định vị thế của Petrovietnam là nhà sản xuất dầu khí lớn nhất Việt Nam, tích hợp theo ngành dọc với hoạt động thượng nguồn, trung nguồn và hạ nguồn, doanh thu ổn định từ phân phối khí và điện.

Cùng với việc duy trì các kết quả đạt được, Petrovietnam chủ động nắm bắt thời cơ để phục hồi hoạt động sau dịch bệnh Covid-19 trong “trạng thái bình thường mới”.

H.A