3. Hoạt động thu gom, vận chuyển, xử lý và phân phối khí Nam Cơn Sơn
3.2. Quá trình đàm phán và ký kết các văn bản thỏa thuận liên quan đến Dự án khí Nam Cơn Sơn
triển mỏ Lan Tây, xây dựng hệ thống đường ống khí Nam Cơn Sơn khoảng 1 tỷ USD. Đây là một trong những dự án cĩ vốn đầu tư nước ngồi lớn nhất ở Việt Nam cho đến đầu thế kỷ XXI; đồng thời là Dự án then chốt của cụm dự án trọng điểm quốc gia khí - điện - đạm Bà Rịa - Vũng Tàu đã được Quốc hội nước Cộng hịa xã hội chủ nghĩaViệt Nam, khĩa X, thơng qua tháng 10-1997.
3.2. Quá trình đàm phán và ký kết các văn bản thỏa thuận liên quan đến Dự án khí Nam Cơn Sơn Dự án khí Nam Cơn Sơn
Để triển khai Dự án khí Nam Cơn Sơn, tiến hành phát triển cụm mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ, bên cạnh việc đàm phán ký kết Thỏa thuận bổ sung (SA) hợp đồng PSC lơ 06-1, các bên đã tiến hành đàm phán các văn bản pháp lý cĩ liên quan, như:
a) Ý định thư (Letter of Intent-LOI), ghi nhận cam kết ban đầu của các bên liên quan (Nhà thầu, Petrovietnam, EVN) cùng nhau nghiên cứu thị trường tiêu thụ khí và xây dựng tiến độ phát triển Dự án khí mỏ Lan Tây, Lan Đỏ.
b) Hợp đồng mua bán khí (GSPA) giữa các bên Nhà thầu PSC lơ 06-1 (chủ khí) và Tổng thầu mua khí Nam Cơn Sơn (Petrovietnam).
c) Hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC) đầu tư xây dựng và vận hành đường ống khí Nam Cơn Sơn; và Hợp đồng EPC xây dựng đường ống dẫn khí Lan Tây và Lan Đỏ vào bờ.
d) Hợp đồng vận chuyển khí (TA) giữa Tổ hợp đầu tư đường ống và Tổ hợp nhà thầu PSC lơ 06-1 (chủ khí).
đ) Hợp đồng bán khí cho các hộ tiêu thụ chính (GSA) giữa Petrovietnam và EVN và các chủ đầu tư Nhà máy điện Phú Mỹ 3 (BP-Anh) và Nhà máy điện Phú Mỹ 2.2 (EDF-Pháp). Giá khí bán cho hộ tiêu thụ trừ đi phí vận chuyển sẽ là giá khí đầu giếng.
e) Thỏa thuận về Bảo lãnh của Chính phủ (GGU). Những nội dung cơ bản của GGU là quy định việc chuyển đổi ngoại tệ, việc thanh tốn đúng hạn, điều khoản trả tiền, lấy khí theo khối lượng cam kết (Take or Pay), việc mở tài khoản ở nước ngồi của các đối tác, v.v. là những vấn đề vượt ra ngồi quy định hiện hành.
Sau khi Ý định thư được Petrovietnam ký gửi các bên đối tác ký ngày 2-5-1997, các vịng đàm phán liên quan đến những văn bản thỏa thuận khác đã được các bên tích cực triển khai.
Chuyên viên Ban Khí Tập đồn Dầu khí Việt Nam Dương Thị Nga kể rằng: Ý định thư (LOI) chỉ do Petrovietnam (ơng Hiệp) ký gửi các đối tác, vì khi đĩ Petrovietnam muốn đăng ký mua khí cho sản xuất đạm, tính ra cơng suất tối đa/ ngày (MDCQ) là 10,078 triệu m3, nhưng các đối tác muốn giảm swing và MDCQ chỉ cịn 8,5 triệu m3/ngày, nên họ khơng chịu ký vào LOI.... Ngày 25-4-1998, BP thuyết phục Petrovietnam và EVN ký Biên bản chấp nhận MDCQ là 8,5 triệu m3/ ngày, swing 15%... Với sự tích cực đấu tranh của Petrovietnam và EVN cùng với sự hỗ trợ của tư vấn Petroleum Development Consultant (PDC) do Ngân hàng Thế giới (WB) chi tiền cho Petrovietnam thuê, mãi đến ngày 17-8-1999 trong Record Note, BP mới chịu chấp nhận tăng MDCQ lên 10,078 triệu m3/ngày... và swing 33,6%.
3.2.1. Thỏa thuận bổ sung (SA) hợp đồng PSC lơ 06-1
Hợp đồng PSC lơ 06-1 tuy chưa quy định cụ thể cho việc phát triển mỏ khí nhưng đã được xác định, tại Điều XV.5: “Nếu phát hiện được mỏ khí thiên nhiên khơng đồng hành cĩ thể phát triển và khai thác thương mại thì trước khi tiến hành mọi cơng việc thẩm lượng tiếp theo, Nhà thầu trình một đề án cho Petrovietnam để thảo luận và cùng thỏa thuận trên tinh thần trung thực và thiện chí những điểm sau đây: thời hạn của “Hợp đồng”; sự tham gia của Petrovietnam; phần khí được dành để thu hồi chi phí; phần khí cịn lại để chia giữa Nhà thầu và Petrovietnam; xác định giá đối với khí tại đầu giếng; và các điều kiện và quy định tương ứng khác”.
Các Bên liên quan đã thỏa thuận sẽ giải quyết các vấn đề trên đây thơng qua việc ký kết Thỏa thuận bổ sung của hợp đồng PSC lơ 06-1. Tuy nhiên, việc đàm phán Thỏa thuận bổ sung khơng hề đơn giản. Trước tiên các bên: Petrovietnam, ONGC, BP/Statoil đã thống nhất thời hạn hợp đồng là 30 năm, cĩ thể gia hạn 5 năm và cĩ thể xem xét gia hạn tiếp nếu vẫn cịn khả năng sản xuất thương mại.
Về tỷ lệ thu hồi chi phí được thống nhất tối đa là 50% sản lượng khai thác hàng năm. Việc xác định tỷ lệ chia khí lãi giữa Petrovietnam/Nhà thầu phụ thuộc vào sản lượng và giá khí quy đổi về ngày 1-1-1996. Khí lãi là phần khí cịn lại của sản lượng khí tự nhiên trong mỗi năm tài chính sau khi trừ đi phần khí thu hồi chi phí. Khí lãi được chia giữa Petrovietnam và Nhà thầu (bao gồm BP/Statoil, ONGC và Petrovietnam tham gia với tư cách là Bên nhà thầu) dựa trên cơ sở tổng sản
lượng khí tại điểm giao khí (là đầu vào của đường ống ngồi biển từ lơ 06-1), theo thang ăn chia lũy tiến từng phần. Tùy thuộc vào lượng khí giao nhận thực tế hàng năm (theo các mức từ 1,3 tỷ đến trên 3 tỷ m3), phần khí lãi chia cho Petrovietnam hàng năm thay đổi tương ứng (theo các mức từ 50% đến 70%).
Ngày 17-12-1996, các ơng Phĩ Tổng Giám đốc Trần Ngọc Cảnh thay mặt Petrovietnam; Giám đốc G.S. Pundeer thay mặt ONGC Videsh; Phĩ Tổng Giám đốc Tore Sund thay mặt Statoil; và Giám đốc hỗ trợ kinh doanh I.C. Dawson thay mặt BP Exploration Operating Company Ltd. đã ký “Thỏa thuận các điều khoản thương mại cơ bản lơ 06-1: Các điều khoản PSC theo Điều XV.5”.
Do tỷ lệ tham gia hợp đồng của Petrovietnam với tư cách là Nhà đầu tư (Partner), chưa được quy định trong Hợp đồng PSC ký với ONGC ngày 19-5-1988. Thực hiện chủ trương của Chính phủ, ngay từ năm 1992 khi ONGC chuyển nhượng 45% cho BP/Statoil, Petrovietnam đã yêu cầu BP/Statoil để lại cho Petrovietnam 5% cổ phần tham gia vào dự án với lý do Hợp đồng PSC ký với ONGC là ưu đãi đặc biệt, khơng dành cho BP/Statoil. Sau này, suốt thời gian đàm phán Thỏa thuận bổ sung hợp đồng PSC lơ 06-1, Petrovietnam luơn yêu cầu ONGC, BP/Statoil chuyển nhượng thêm 15% cho Petrovietnam nhưng rất khĩ khăn. Petrovietnam đã phải nhờ Bộ Ngoại giao Việt Nam tác động với Chính phủ Ấn Độ, cuối cùng ONGC chuyển nhượng 10% cổ phần của dự án cho Petrovietnam. Kết quả là trong PSC lơ 06-1, lần đầu tiên Petrovietnam cĩ 15% tham gia, ONGC (Ấn Độ) 45% và BP/Statoil 40%.
Tuy Petrovietnam đạt được thỏa thuận với BP/Statoil, ONGC trong một số vấn đề nêu trên, song giá khí, cước phí và các yêu sách của Tổ hợp nhà thầu về bảo lãnh của Chính phủ chưa xử lý được.
Thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, ngày 15-7-1996 Thứ trưởng Bộ Kế hoạch và Đầu tư Trần Xuân Giá đã gặp nhĩm đối tác BP/Statoil thơng báo ý kiến của Chính phủ Việt Nam rằng ta thay đổi điều kiện chia phần “khí lãi” và Chính phủ giao cho Petrovietnam quyền mua và bán khí. Sau đĩ, ngày 23-7-1996 Phĩ Tổng Giám đốc Trần Ngọc Cảnh thay mặt lãnh đạo Petrovietnam đã gặp lãnh đạo BP/ Statoil để làm rõ thêm lập trường của Phía Việt Nam và nhấn mạnh phải tìm giải pháp để bảo đảm mục tiêu cuối năm 1998 cĩ khí vào bờ phục vụ cho Nhà máy điện Phú Mỹ. Những thơng tin này làm cho Tổ hợp nhà thầu bất ngờ và họ cho rằng cần cĩ thời gian suy nghĩ. Tuy nhiên, nhà thầu cũng cảnh báo rằng việc xem xét những đề xuất mới của Phía Việt Nam cĩ thể ảnh hưởng đến mục tiêu đưa khí vào bờ vào cuối năm 1998.
Sau 3 năm tích cực đàm phán (1996-1998), các vấn đề liên quan trong hợp đồng mua bán khí của mỏ vẫn chưa kết thúc, đặc biệt là vấn đề về giá khí. Theo quy định của PSC sau 10 năm thực hiện hợp đồng mà khơng cĩ tuyên bố thương mại thì hợp đồng sẽ chấm dứt. Với tinh thần này, nhà thầu và Petrovietnam đều ở tình huống lưỡng nan.
Ngày 16-3-1998, nhà thầu đã tuyên bố thương mại phát hiện khí Lan Tây, Lan Đỏ phù hợp với Điều IX.1 và IX.2 của hợp đồng PSC lơ 06-1.
Tuy nhiên, định nghĩa về phát hiện thương mại trong hợp đồng cũng chỉ là khái niệm chung chung, định tính: “Trữ lượng dầu khí được phát hiện trên một hoặc nhiều cấu tạo cĩ triển vọng bởi các hoạt động tìm kiếm, thăm dị mà khi được khai thác, phần dầu khí chia cho nhà thầu đủ để hồn trả vốn tìm kiếm, thăm dị, phát triển và khai thác cộng thêm một số lãi hợp lý trên số vốn do nhà thầu đã đầu tư vào đề án”.
Điều IV.4 của PSC quy định “vào cuối năm thứ 10 của hợp đồng kể từ ngày hiệu lực, nhà thầu chỉ được giữ lại những diện tích khai thác”. Mặt khác, diện tích khai thác là một phần của diện tích hợp đồng mà từ đĩ dầu khí được khai thác với những khối lượng thương mại và những diện tích đã được xác định khi phê chuẩn kế hoạch phát triển mỏ.
Đây là lần đầu tiên Petrovietnam gặp phải tình huống “quả trứng, con gà” như thế này. Vì đã nĩi tới mỏ thương mại tức là phải đánh giá được hiệu quả đầu tư và để làm việc này thì phải cĩ yếu tố đầu vào và đầu ra, ở đây chính là giá mua bán và vận chuyển khí. Vì khơng cĩ yếu tố cạnh tranh để so sánh như dầu thơ, khí được tiêu thụ gần như 100% (trừ condensat cĩ thể xuất khẩu) ở thị trường nội địa. Vì vậy, nhà thầu lo ngại nhất chính là sự can thiệp qua chính sách về thuế và giá của Chính phủ.
Cho đến ngày 15-5-1998 các Bên vẫn chưa thỏa thuận được các điều khoản về giá khí theo Điều XV.5 (e), (f) của Hợp đồng. Vì vậy, mặc dù nhà thầu đã nộp Kế hoạch phát triển mỏ ngày 16-3-1998 cho Ủy ban Quản lý, nhưng chưa đủ điều kiện để Ủy ban Quản lý xem xét phê duyệt. Ngược lại, hợp đồng PSC lơ 06-1 cũng khơng quy định là nhà thầu khơng cĩ quyền lập và trình Kế hoạch phát triển mỏ trước khi đàm phán xong Điều XV.5.
Petrovietnam nêu ý kiến, cho rằng: đến ngày 18-5-1998 là trịn 10 năm hợp đồng, nếu Petrovietnam và nhà thầu khơng thể thống nhất được giá khí cũng như các điều kiện liên quan làm cơ sở cho việc xem xét và phê duyệt Kế hoạch phát triển mỏ thì sẽ khơng xác định được cái gọi là “Diện tích khai thác”; PSC sẽ khơng
cĩ khu vực hoạt động và hợp đồng sẽ chấm dứt theo Điều IV.4. Về phía nhà thầu, họ cho rằng đã trình Kế hoạch phát triển mỏ vào ngày 16-3-1998 và theo quy định của hợp đồng, sau 60 ngày (đến ngày 16-5-1998) dù Petrovietnam cĩ phản đối kế hoạch đĩ thì vẫn coi như là được phê duyệt. Kết quả là cĩ diện tích khai thác và PSC vẫn được tiếp tục.
Ngày 4-6-1998, Phĩ Tổng Giám đốc Tổng cơng ty Trần Ngọc Cảnh, đã chủ động gặp BP nêu rõ quan điểm: “Petrovietnam vẫn giữ quan điểm là Tuyên bố thương mại của nhà thầu khơng đúng thủ tục quy định bởi PSC, vì vậy Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) vẫn chưa được duyệt. Song, Petrovietnam tạm thời treo vấn đề này để hỗ trợ nhà thầu tiếp tục triển khai dự án. Petrovietnam đồng ý tiếp tục đàm phán ký sớm Thỏa thuận bổ sung để nhà thầu cĩ cơ sở thực hiện kế hoạch phát triển mỏ. Petrovietnam đồng ý cùng nhà thầu bàn gấp thỏa thuận bán khí và tìm nguồn tài chính cho phần tham gia của Petrovietnam trong đề án. Petrovietnam đồng ý tham gia 15% vào đề án từ thời điểm FDP được cơ quan cĩ thẩm quyền của Việt Nam phê duyệt. Đề nghị nhà thầu thơng báo sớm % tham gia từ các thành viên nhà thầu và chuẩn bị đàm phán với Petrovietnam thỏa thuận điều hành chung (JOA). Nếu nhà thầu cho rằng các điều kiện thương mại và điều khoản bảo lãnh của Chính phủ chưa được thỏa mãn thì làm việc với Bộ Kế hoạch và Đầu tư, song khơng làm chậm trễ Kế hoạch phát triển mỏ Lan Tây, Lan Đỏ để Petrovietnam cĩ thể mua khí vào quý IV-2000”.
Sau gần 2 năm tiếp tục đàm phán, cuối cùng các Bên cũng đã đạt được thỏa thuận chung và Dự thảo Thỏa thuận bổ sung hợp đồng PSC lơ 06-1 đã được trình lên Thủ tướng Chính phủ.
Ngày 6-4-2000, Thủ tướng Chính phủ đã đồng ý với nội dung cơ bản của Thỏa thuận bổ sung và các điều khoản chia khí lãi, tỷ lệ thu hồi chi phí, thời hạn hợp đồng và tỷ lệ tham gia của Petrovietnam1.
Ngày 11-10-2000, Thỏa thuận bổ sung hợp đồng PSC lơ 06-1 giữa Petrovietnam và Tổ hợp cơng ty ONGC Videsh Ltd., BP Exploration Operating Company Ltd. và Den Norske Stats Oljeselskap A.S. được ký kết sau khi đã được sự đồng ý của Thủ tướng Chính phủ:“cho phép Petrovietnam ký Thỏa thuận bổ sung Hợp đồng PSC lơ 06-1 với Tổ hợp các nhà thầu BP/Statoil/ONGC như nội dung đã chỉ đạo tại mục 1 Cơng văn số 1262/VPCP-DK, ngày 6-4-2000 và các điều kiện đã sửa đổi như đề nghị của Tổng cơng ty Dầu khí Việt Nam tại Cơng văn số 2398/DK- HĐQT, ngày 27-7-20002.
1. Cơng văn số 1262/VPCP-DK ngày 6-4-2000 của Văn phịng Chính phủ.2. Cơng văn số 4176/VPCP-DK ngày 2-10-2000 của Văn phịng Chính phủ. 2. Cơng văn số 4176/VPCP-DK ngày 2-10-2000 của Văn phịng Chính phủ.
3.2.2. Hợp đồng mua bán khí lơ 06-1 (GSPA)
Trong việc đàm phán hợp đồng GSPA, những vướng mắc lớn nhất cần phải giải quyết chính là giá khí và khối lượng khí cam kết bao tiêu (take or pay).
Về giá khí: Việc xây dựng cơng thức tính và xác định giá khí cho cả đời dự án
(20 năm) là việc hết sức phức tạp. Giá khí xác định như thế nào để hiệu quả của dự án phát triển mỏ được bảo đảm, là nhân tố quan trọng cho các quyết định đầu tư của các nhà thầu lơ 06-1; đồng thời giá khí cũng là nhân tố đầu vào cho sản xuất điện, làm sao để cĩ được mức giá hợp lý khơng gây biến động lớn cho giá điện trên cơ sở so sánh với các loại nhiên liệu thay thế khác như thủy điện, than, dầu DO, dầu FO… Đây thật sự là bài tốn hĩc búa đối với tất cả các bên, đặc biệt là Petrovietnam trong vai trị là người đại diện cho quyền lợi của nước chủ nhà.
Trong bối cảnh thị trường dầu thơ thế giới suy giảm, giá dầu năm 1998 cĩ lúc xuống đến dưới 10 USD/thùng, để lựa chọn phương án tối ưu Petrovietnam đã nghiên cứu các phương án khác nhau về giá khí như biến động theo giá dầu FO, DO, theo chỉ số giá tiêu dùng CPI… Sau nhiều vịng đàm phán 3 bên gồm nhà thầu lơ 06-1, Petrovietnam và EVN cùng với sự tham gia thẩm định, đánh giá của các bộ, ngành như Bộ Kế hoạch và Đầu tư, Bộ Cơng nghiệp, Bộ Tài chính…, giá khí lơ 06-1 (1,88 USD/MMBTU) và cước phí vận chuyển (0,85 USD/MMBTU) cùng cơng thức giá khí trượt theo tỷ lệ tăng 2%/năm đã được xác định và được các bên liên quan thống nhất trong Biên bản ghi nhớ (Minute of Understanding- MOU) ký ngày 29-4-1999. Theo Biên bản ghi nhớ, giá khí 1,88 USD/MMBTU và tỷ lệ tăng 2%/năm được xác định cĩ hiệu lực từ ngày 1-4-1999. Mặc dù thị trường dầu khí trong thập kỷ đầu của thế kỷ XXI biến động mạnh, giá dầu thơ thế giới cĩ lúc lên xấp xỉ 150 USD/thùng (tương ứng với giá khí là khoảng 8 USD/MMBTU), giá khí mà các hộ tiêu thụ ở Khu cơng nghiệp khí - điện - đạm Phú Mỹ mua từ lơ 06-1 vẫn được bảo đảm ở mức hơn 3 USD/MMBTU.
Khối lượng khí cam kết bao tiêu (take or pay): là vấn đề phức tạp thứ hai. Hợp đồng mua bán khí từ lơ 06-1 (GSPA) là hợp đồng mua khí từ mỏ Lan Tây và Lan Đỏ với thời gian cung cấp 20 năm gồm 3 giai đoạn: tăng trưởng (buil-up), ổn định (plateau) và suy giảm (decline). Việc cam kết cung cấp khí ổn định phụ thuộc rất