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

g chỉ mang lại lợi ích kinh tế mà còn có ý nghĩa về mặt môi trường do giảm phát thải NH3. Thông thường, khí NH3 sinh 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 NH3 sinh 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 NH3 gồm: (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 NH3 sinh ra. Kết quả nghiên cứu cho thấy giải pháp (ii) có hiệu quả cao, giúp thu hồi được toàn bộ lượng hơi NH3 với 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 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 NH3 lỏng 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. Lượng NH3 bay hơi này theo tính toán khoảng 610 kg/giờ và được thu hồi bởi máy nén 40PK5001K1 A/B. Thực tế, lượng NH3 bay 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 NH3 bị giảm khả năng cách nhiệt và khi xưởng NH3 nâng công suất thì lượng NH3 về bồn sẽ tăng cao hơn, lượng NH3 xuất bán nhiều hơn. Khi đó công suất của máy nén thu hồi 40PK5001K1 A/B bị vượt quá và lượng hơi NH3 dư sẽ thải bỏ qua hệ thống đuốc của nhà máy. Giải pháp thu hồi toàn bộ lượng khí NH3 sinh 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 NH3 gồm: - 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. 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 NH3 sinh ra từ bồn chứa 40TK5001 40TK5001 AMMONIA STORAGE TANK 10V5003 (FLASH VESSEL) Hệ thống làm lạnh NH3 lỏng về 40TK5001 40PK5001K1 A/B 10K4051 46 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ - Hệ thống máy nén khí NH3 10K4051 xưởng NH3 [2]. - Hệ thống máy nén làm lạnh 40PK5001K1 A/B xưởng phụ trợ [3]. - Thay đổi lượng khí NH3 sinh ra khi thay đổi lượng NH3 xuất bán. 2.2. So sánh các giải pháp về mặt kinh tế, kỹ thuật và lựa chọn giải pháp (Bảng 1) 3. Tính toán kỹ thuật cho phương án được lựa chọn 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 NH3 bay hơi tính toán trong các trường hợp vận hành khác nhau (lượng xuất bán tối đa, xưởng NH3 vận hành ở 100% tải và đưa toàn bộ NH3 về 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. 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: - Đường ống dẫn khí NH3 từ xưởng phụ trợ về xưởng NH3 dài khoảng 250 m, đường kính 6”. - Điểm đấu nối đường ống ở xưởng phụ trợ là ở cửa hút của máy nén 40PK5001K1 B (tại đây đang có một đầu 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 NH3 ra khỏi đỉnh 10V5003 (đường 12”, chỉ thực hiện khi dừng máy bảo dưỡng tổng thể). - Đường ống từ xưởng phụ trợ sang xưởng NH3 sẽ nằm trên hệ thống barrack hiện hữu của nhà máy. • Lập bản vẽ isometric của tuyến ống (Hình 2) • Tính tổn thất áp suất trên đường ống - 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. - 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 NH3 đủ 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 NH3 ở trên bao gồm chi phí vật tư, thi công lắp đặt. Tổng chi phí ước tính khoảng 3 tỷ đồng. 3.4. Đánh giá hiệu quả kinh tế 3.4.1. Giả thiết tính toán - Lượng NH3 xuất bán: Theo số liệu thống kê thực tế. - Tỷ lệ mất mát NH3: Lượng NH3 hao hụt diễn ra trong quá trình xuất bán NH3 được xác định như sau: Giải pháp Kỹ thuật Kinh tế Lựa chọn giải pháp 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 NH3 và đưa ra các lựa chọn thay đổi vận hành 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 toàn bộ lượng NH3 bay hơi. - 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); - Thời gian xây dựng tuyến ống nhanh (20 ngày) và có thể đưa vào vận hành ngay. 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. Bảng 1. So sánh các giải pháp về mặt kinh tế, kỹ thuật Điều kiện hoạt động Mức bình thường Mức cao Vượt mức thiết kế Lưu lượng (kg/giờ) 480 6.305 6.940 7.940 Áp suất cửa hút (mbarg) 30 30 30 30 Mức cao nhất máy nén vận hành vẫn hiệu quả Bảng 2. Các thông số hoạt động của máy nén 10K4051 47DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 PETROVIETNAM + 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). + C là chênh lệch thể tích (m3/ngày) trong bồn chứa 40TK5001 của 7 giờ ngày hôm trước đến 7 giờ ngày hôm sau. + 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 NH3 xuất bán. + F là khối lượng NH3 hao hụt trong quá trình xuất bán. + H là lượng NH3 hao hụt: H = F/E = (D + E)/E = (A × C + E)/E = [ A × (B” – B’) + E ]/E + Giá bán NH3 là giá bán trung bình mỗi năm (giá bán tại cổng nhà máy). 3.4.2. Kết quả Hiệu quả NH3 thu hồi được và hiệu quả khi dừng các cụm máy nén thu hồi NH3 qua các năm được thể hiện trên Bảng 3 - 5. 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 NH3 sinh ra từ bồn chứa 40TK5001. 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. Giải pháp công nghệ thu hồi khí NH3 phát 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: - Xử lý điểm nghẽn về năng lực của hệ thống làm lạnh bồn 40TK5001: Tận dụng máy nén khí NH3 10K4051 đang vận hành ở chế độ thấp tải, để thu hồi NH3 khí từ bồn chứa 40TK5001, qua đó giải quyết triệt để vấn đề phát sinh khi lượng hơi NH3 tạo ra trong bồn chứa NH3 lỏng của nhà máy vượt quá khả năng thu hồi của hệ thống máy nén làm lạnh 40PK5001K1 A/B, thì lượng hơi NH3 dư sẽ bị xả bỏ ra đuốc, vừa mất sản phẩm NH3 vừa thải sản phẩm đốt cháy NH3 ra môi trường. - Thiết kế, xây dựng tuyến ống thu gom NH3 khí từ bồn chứa 40TK5001 về 10K4051. Việc thu hồi NH3 đã 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 NH3 phải đốt bỏ), đồng thời: - Đối với dự án mở rộng xưởng NH3: Không cần phải vận hành thêm cụm máy nén 40PK5005K1 A/B mới đầu tư. - Không xảy ra hiện tượng phóng không NH3 ra đuốc trong quá trình xuất bán thành phẩm NH3 lỏng. - Không vận hành 2 cụm máy nén 40PK5001K1 A/B và 40PK5005K1 A/B. Hai cụm này để ở chế độ dự phòng. Hình 2. Bản vẽ isometric của tuyến ống thu hồi khí NH3 Nối v ào 1 2-NH V-10 5530 7-B1 4B-Z 4000 3000 1200 0 4000 3000 40P K50 01K 1 A/ B 1080 00 42000 18000 20 00 20 00 10 00 10 00 60 0020 00 10 00 10 00 3/4 10V5003 18000 3/4 6" 6" 6" Điểm đấu nối tại đường ống 12” - đường khí NH3 ra khỏi 10V5003 (xưởng NH3) Điểm đấu nối tại đầu chờ 6” cửa hút của máy nén 40PK5001K1 B (xưởng phụ trợ) 12-N HG-1 5050 09-D 14B- F 2000 48 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ 5. Kết luận Việc đốt bỏ NH3 gây 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 NH3 ra môi trường, đồng thời đem lại hiệu quả kinh tế lớn cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ nói riêng và PVFCCo nói chung. Tài liệu tham khảo [1] Nhà máy Đạm Phú Mỹ, P&ID xưởng NH3 và xưởng phụ trợ (lần ban hành 11), 2014. [2] Vendor GEA, Vendor data book of 10K4051 compressor, 2003. [3] Vendor GEA, Vendor data book of 40PK5001/K1B compressor, 2003. Chi tiết Đơn vị 2016 2017 2018 2019 Lượng NH3 xuất bán tấn 33.050,31 24.207,14 51.814,18 41.907,34 Tỷ lệ mất mát NH3 trong quá trình xuất bán % 4,21 4,21 2,60 2,60 Lượng NH3 bay hơi không thu hồi được tấn 1.391,42 1.019,12 1.347,17 1.089,59 Giá bán NH3 tại nhà máy VNĐ 6.619.428 4.443.146 5.918.322 6.045.181 Giá trị làm lợi VNĐ 9.210.392.010 4.528.101.809 7.972.977.475 6.586.773.844 Bảng 3. Hiệu quả NH3 thu hồi được qua các năm vận hành Bảng 4. Hiệu quả khi dừng các cụm máy nén thu hồi NH3 Chi tiết Đơn vị 2016 2017 2018 2019 Công suất máy nén 40PK5001 kW/h 180 180 180 180 Công suất máy nén 40PK5005 kW/h 150 150 Số ngày không vận hành máy nén trong năm ngày 360 335 350 300 Lượng điện tiêu thụ tiết kiệm được kWh 1.555.200 1.447.200 2.772.000 2.376.000 Đơn giá điện nhà máy sản xuất VNĐ/kW 859 1.103 1.324 1.112 Giá trị làm lợi VNĐ 1.336.072.320 1.596.695.760 3.671.236.800 2.642.349.600 Bảng 5. Tổng giá trị làm lợi qua các năm Summary NH3 is always generated during NH3 manufacturing process and storage in ammonia plants. NH3 gas recovery is not only economically beneficial but also environmentally significant as it helps reduce NH3 gas emissions. Normally, the generated NH3 gas 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 NH3 gas 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 NH3 Unit to fully capture the NH3 gas generated. The results showed that solution (ii) is highly effective, enabling recovery of all NH3 gas with a reasonable investment. Key words: Ammonia, NH3 gas recovery, NH3 gas compressor, NH3 unit, utility unit. 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 Giá trị Đơn vị tính 2016 2017 2018 2019 Giá trị làm lợi VNĐ 10.546.464.330 6.124.797.569 11.644.214.275 9.229.123.444 49DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 PETROVIETNAM ĐẦU TƯ XÂY DỰNG DỰ ÁN DẦU KHÍ ĐẶC THÙ: BẤT CẬP NHÌN TỪ GÓC ĐỘ PHÁP LÝ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số 8 - 2020, trang 49 - 59 ISSN 2615-9902 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 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... 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. 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. 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. 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. 50 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 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. 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 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. 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 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 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). 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. 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). 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 51DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 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). 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. 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 CO2 phát 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). 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. 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. 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 TT Tiêu chí Đặc điểm cơ bản Công trình/dự án điển hình 1 Vai trò của dự án 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). Dự án thăm dò khai thác, khí, chế biến, điện. 2 Pháp lý điều chỉnh Điều chỉnh đồng thời từ 2 hệ thống pháp lý: - 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 - Luật Dầu khí (chuyên ngành). - Dự án thăm dò khai thác, khí, chế biến, điện; - Hợp đồng dầu khí/dự án thăm dò khai thác. 3 Quy mô và phạm vi hoạt động của dự án 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). - Dự án khí, chế biến, điện; - Dự án thăm dò khai thác. 4 Loại hình công nghệ 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 chế biến, điện. 5 Nhà thầu EPC, nhà đầu tư Có sự tham gia của các nhà đầu tư nước ngoài, tổng thầu quốc tế lớn nên cần quản lý dự án theo thông lệ quốc tế. Dự án chế biến, điện. 6 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 - vận chuyển, xử lý - tiêu thụ (sản xuất điện, đạm). Dự án khí. Bảng 1. Đặc điểm chính của các dự án dầu khí 52 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ Hì nh 1. Hệ th ốn g p há p l ý h iện hà nh đi ều ch ỉnh cá c d ự á n/ cô ng tr ình dầ u k hí và cá c k hâ u/ cô ng đo ạn có vư ớn g m ắc [1 - 1 0] Lu ật D ầu kh í, N gh ị đ ịnh 95 ...: Đ ấu th ầu ký hợ p đ ồn g d ầu kh í; t hự c h iện th ăm dò kh ai th ác (đ án h g iá trữ lư ợn g, OD P, FD P) Ph át hi ện Th ẩm lư ợn g Vă n bả n ph áp lý đi ều ch ỉn h ho ạt độ ng đầ u t ư xâ y d ựn g Pr e- FS FS Th ực hi ện EP C (th iết kế , x ây lắ p, th i c ôn g. ..) Đề n b ù g iải ph ón g m ặt bằ ng Kế ho ạc h b ồi th ườ ng đấ t đ ượ c ph ê d uy ệt Th ỏa th uậ n s ơ b ộ v ề đ ịa điể m vớ i U BN D tỉn h Cấ p g iấy ch ứn g n hậ n qu yề n s ử d ụn g Bà n gi ao đấ t Gi ấy ph ép xâ y dự ng ĐỊ A PH ƯƠ NG Ki ểm tr a m ức độ tu ân th ủ v ề an to àn , m ôi trư ờn g, sử dụ ng đấ t.. . Th iết kế sơ bộ Th iết kế cơ sở Th iết kế bả n v ẽ th i c ôn g Th iết kế kỹ th uậ t Co nc ep t D es ign Ba sic D es ign FE ED GI AI Đ OẠ N Bư ớc th iết kế th eo Bư ớc th iết kế th eo qu ốc tế Ph ê d uy ệt FS TR UN G ƯƠ NG Ph ê d uy ệt Pr e- FS Ch ấp th uậ n c hủ tr ươ ng đầ u t ư c ủa Ch ính ph ủ Cơ qu an có th ẩm qu yề n l ấy ý kiế n c ủa cá c b ộ Đi ều ch ỉn h d ự á n ( ch ủ t rư ơn g v à n ội du ng ) Đá nh gi á s ơ b ộ E IA De ta il D es ign EP C T en de r Ch uẩ n b ị đ ấu th ầu và đấ u t hầ u E PC FD I FE ED Ký hợ p đ ồn g dầ u k hí FD P EIA EIA FD I Vă n b ản ph áp lý HỢ P ĐỒ NG DẦ U KH Í (N hà th ầu ) DỰ ÁN KH Í, CH Ế BI ẾN , ĐI ỆN , TD KT (P VN ) OD P GI AI Đ OẠ N Đá nh gi á t ác độ ng Lu ật Xâ y d ựn g; N gh ị đ ịnh 59 /2 01 5 ( Đi ều 6 - 1 4; 19 - 41 ); Ng hị địn h 3 2/ 20 15 ; N gh ị đ ịnh 68 /2 01 9 ( Đi ều 8; 9; 10 ); Ng hị địn h 3 7/ 20 15 (Đ iều 2) ; N gh ị đ ịnh 46 /2 01 5: ch uẩ n b ị k ết th úc dự án Lu ật Đ ấu th ầu , N gh ị đ ịnh 63 /2 01 4; Ng hị địn h 3 0/ 20 15 : Q uy đị nh ho ạt độ ng đấ u t hầ u l ựa ch ọn nh à c un g c ấp dị ch vụ /tư vấ n, m ua sắ m , x ây lắ p Lu ật Q uả n l ý & sử dụ ng vố n ( th ẩm qu yề n p hê du yệ t/q uy ết đị nh cá c v ấn đề liê n q ua n s ử d ụn g v ốn ch o d ự á n ( Ng hị địn h 1 31 ; N gh ị đ ịnh 10 ; N gh ị đ ịnh 07 ; ( Đi ều 38 , Đ iều 24 )) Lu ật Đ ầu tư (Đ iều 31 -5 0) ; N gh ị đ ịnh 11 8/ 20 15 ; N gh ị đ ịnh 13 1/ 20 15 : T hủ tụ c q uy đị nh ch ủ t rư ơn g đ ầu tư ; c ấp /đ iều ch ỉnh /th u h ồi Gi ấy ch ứn g n hậ n đ ăn g k ý đ ầu tư ; lậ p/ th ẩm đị nh /p hê du yệ t v à đ iều ch