Làm rõ cơ chế tài chính cho hoạt động thu giữ và lưu trữ carbon trong ngành dầu khí

Hoàn thiện khung pháp lý cho hoạt động lưu trữ CO2

Thu giữ và lưu trữ carbon (CCS) đang được bổ sung vào các quy định hướng dẫn thi hành Luật Dầu khí, với mục tiêu tạo cơ sở pháp lý cho việc triển khai các dự án gắn với hoạt động dầu khí. Trong dự thảo Nghị định đang được lấy ý kiến, Bộ Công Thương đề xuất quy định cụ thể về đánh giá tiềm năng lưu trữ CO2, lựa chọn thành tạo địa chất phù hợp, tổ chức thực hiện dự án, bảo đảm an toàn vận hành và xử lý công trình khi kết thúc hoạt động.

Theo Bộ Công Thương, các quy định về CCS trong dự thảo chỉ áp dụng đối với hoạt động thu giữ và lưu trữ carbon gắn với hoạt động dầu khí thuộc phạm vi điều chỉnh của Luật Dầu khí. Những vấn đề liên quan đến bảo vệ môi trường, tín chỉ carbon, đo đạc, báo cáo, thẩm định, xác nhận lượng giảm phát thải và các lĩnh vực chuyên ngành khác tiếp tục được thực hiện theo pháp luật có liên quan.

Việc bổ sung những nội dung này được kỳ vọng góp phần hoàn thiện cơ chế triển khai các hoạt động dầu khí, đồng thời tạo điều kiện phát triển dịch vụ kỹ thuật dầu khí công nghệ cao, khai thác tận thu và các dự án năng lượng ngoài khơi có liên quan.

Một trong những yêu cầu quan trọng của dự thảo là đánh giá đầy đủ tiềm năng lưu trữ CO2 trước khi đề xuất triển khai dự án. Báo cáo đánh giá tiềm năng lưu trữ được xác định là thành phần của hồ sơ đề xuất hoạt động CCS, làm căn cứ xây dựng kế hoạch đại cương hoặc kế hoạch triển khai theo Điều 50 Luật Dầu khí.

Các kết quả điều tra cơ bản về dầu khí, nghiên cứu chung và tài liệu đánh giá thành tạo địa chất lưu trữ CO2 đã được cơ quan, tổ chức có thẩm quyền phê duyệt hoặc chấp thuận có thể tiếp tục được sử dụng. Tuy nhiên, những tài liệu này phải đáp ứng yêu cầu về nội dung, chất lượng và độ tin cậy để phục vụ việc lập báo cáo đánh giá cũng như xây dựng kế hoạch thực hiện dự án.

Trên cơ sở kết quả đánh giá và kế hoạch triển khai, nhà thầu có thể đề xuất bổ sung hoạt động CCS vào hợp đồng dầu khí. Theo phương án được đề xuất, nhà thầu được tiếp nhận CO2 phát sinh từ hoạt động dầu khí và những nguồn phát thải khác để xử lý, vận chuyển, bơm ép và lưu trữ trong khuôn khổ hợp đồng. Riêng hoạt động thu giữ CO2 tại các cơ sở phát thải ngoài lĩnh vực dầu khí phải tuân thủ quy định pháp luật có liên quan.

Việc điều chỉnh hợp đồng dầu khí, cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư điều chỉnh để bổ sung hoạt động CCS được thực hiện theo Điều 18 Luật Dầu khí và Điều 26 của dự thảo Nghị định. Trường hợp thành tạo địa chất lưu trữ CO2 hoặc vùng ảnh hưởng áp suất vượt khỏi diện tích hợp đồng hiện hữu sang lô mở liền kề, việc xem xét mở rộng diện tích phục vụ lưu trữ cũng phải tuân thủ các điều kiện và trình tự quy định tại khoản 4 Điều 21 Luật Dầu khí và Điều 35 của dự thảo.

Các kế hoạch CCS có thể được tích hợp vào kế hoạch đại cương phát triển mỏ, kế hoạch phát triển mỏ dầu khí hoặc những phương án điều chỉnh tương ứng. Nhà thầu cũng có thể lập kế hoạch riêng, nhưng việc thẩm định và phê duyệt phải tuân thủ các quy định áp dụng đối với từng loại kế hoạch. Tương tự, kế hoạch thu dọn công trình CCS có thể được xây dựng độc lập hoặc tích hợp vào kế hoạch thu dọn công trình dầu khí.

Nhà thầu chịu chi phí giám sát dài hạn, doanh thu carbon được phân chia theo hợp đồng

Bên cạnh điều kiện triển khai, dự thảo dành sự quan tâm đáng kể đến trách nhiệm của nhà thầu sau khi kết thúc hoạt động bơm ép CO2. Đây là khâu quan trọng nhằm bảo đảm tính toàn vẹn của cơ sở lưu trữ, hạn chế nguy cơ rò rỉ và kiểm soát các tác động bất lợi đến môi trường.

Theo đề xuất, khi hoạt động CCS kết thúc, nhà thầu phải thực hiện thu dọn công trình theo quy định. Trường hợp hoạt động lưu trữ carbon được cơ quan có thẩm quyền chấp thuận tiếp tục sau khi hoạt động khai thác dầu khí theo hợp đồng chấm dứt, việc thực hiện sẽ tuân theo Điều 75 của dự thảo Nghị định.

Công tác thu dọn bao gồm hủy giếng bơm ép theo quy trình kỹ thuật, bảo đảm tính toàn vẹn lâu dài và tuân thủ quy chuẩn kỹ thuật quốc gia, các tiêu chuẩn được thừa nhận, áp dụng rộng rãi cũng như quy định của pháp luật Việt Nam và điều ước quốc tế mà Việt Nam là thành viên. Đối với giếng quan trắc, việc tiếp tục duy trì hay tiến hành hủy giếng sẽ do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định căn cứ yêu cầu giám sát sau khi dự án kết thúc. Các công trình CCS trên bề mặt và dưới đáy biển cũng phải được thu dọn theo quy định của Luật Dầu khí.

Sau khi hoàn tất, nhà thầu có trách nhiệm lập báo cáo tổng kết, trong đó nêu rõ tình trạng các giếng sau khi hủy, kết quả giám sát cuối cùng và đánh giá tính toàn vẹn của cơ sở lưu trữ, trình Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam phê duyệt.

Đáng chú ý, trách nhiệm của nhà thầu không chấm dứt ngay khi công trình được thu dọn. Dự thảo đề xuất nhà thầu phải tự chi trả chi phí giám sát, quan trắc, bảo đảm an toàn cơ sở lưu trữ CO2 và khắc phục sự cố rò rỉ hoặc ô nhiễm môi trường nếu xảy ra trong thời gian tối thiểu 20 năm kể từ khi kết thúc hoạt động bơm ép. Thời hạn này có thể kéo dài hơn nếu cơ quan nhà nước có thẩm quyền yêu cầu theo quy định pháp luật.

Trong thời gian giám sát, nhà thầu phải theo dõi tính toàn vẹn của giếng và các công trình liên quan, kiểm tra sự ổn định cũng như khả năng dịch chuyển của CO2 trong thành tạo địa chất, phát hiện dấu hiệu rò rỉ và những biến động bất thường đối với môi trường. Các nội dung khác được thực hiện theo kế hoạch giám sát, quan trắc đã được phê duyệt. Báo cáo kết quả giám sát phải được lập định kỳ hằng năm và gửi Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam.

Chỉ sau khi hoàn thành thời hạn giám sát, nhà thầu mới được đề xuất chuyển giao trách nhiệm quản lý cơ sở lưu trữ CO2 cho Tập đoàn khi đáp ứng đầy đủ các điều kiện. Trong đó, cơ sở lưu trữ không phát hiện rò rỉ hoặc hiện tượng dịch chuyển CO2 bất thường trong suốt thời gian theo dõi; kết quả giám sát xác nhận lượng CO2 được lưu trữ ổn định, phù hợp với mô hình dự báo; toàn bộ giếng đã được hủy đúng tiêu chuẩn và bảo đảm tính toàn vẹn lâu dài. Đồng thời, nhà thầu phải hoàn thành các nghĩa vụ tài chính liên quan đến hoạt động CCS.

Về cơ chế tài chính, dự thảo xác định nhiều khoản chi phí của dự án CCS được tính vào chi phí hoạt động dầu khí được phép thu hồi theo Luật Dầu khí. Các khoản này bao gồm chi phí đánh giá tiềm năng lưu trữ CO2, lập kế hoạch triển khai, thiết kế và xây dựng công trình, khoan và hoàn thiện giếng bơm ép, giếng quan trắc, vận hành hệ thống thu giữ, xử lý, vận chuyển và bơm ép CO2. Chi phí đo đạc, giám sát, kiểm chứng, bảo hiểm, thu dọn công trình và giám sát sau khi kết thúc bơm ép trong thời hạn quy định cũng thuộc phạm vi được xem xét thu hồi, cùng các khoản chi hợp lý, hợp lệ khác liên quan trực tiếp đến dự án theo hợp đồng dầu khí.

Các khoản chi phí này được thu hồi theo cơ chế và mức thu hồi chi phí quy định trong hợp đồng dầu khí hiện hữu, cùng với những chi phí hoạt động dầu khí khác. Nhà thầu có trách nhiệm hạch toán riêng chi phí CCS để phục vụ kiểm toán và quyết toán, qua đó bảo đảm việc xác định chi phí được thu hồi có cơ sở rõ ràng.

Đối với doanh thu từ tín chỉ carbon, dự thảo cho phép nhà thầu thực hiện quyền sở hữu, trao đổi và mua bán tín chỉ theo pháp luật về bảo vệ môi trường. Nguồn thu từ bán tín chỉ trước hết được sử dụng để bù đắp chi phí CCS, tính trên phần tăng thêm so với mức thu hồi chi phí đã xác định trong hợp đồng dầu khí.

Phần doanh thu còn vượt quá tổng chi phí CCS chưa được thu hồi sẽ được phân chia giữa nhà thầu và Nhà nước theo tỷ lệ chia dầu khí lãi quy định trong hợp đồng. Cách tiếp cận này gắn doanh thu từ tín chỉ carbon với chi phí thực tế của dự án, đồng thời xác định nguyên tắc phân chia lợi ích giữa các bên tham gia.

Để bảo đảm tính minh bạch, khối lượng CO2 lưu trữ làm căn cứ phát hành tín chỉ carbon phải được xác định thông qua đo đạc và kiểm chứng thực tế, phù hợp với quy định về bảo vệ môi trường và tiêu chuẩn quốc tế về kiểm chứng lượng CO2 lưu trữ. Nhà thầu cũng phải quản lý, lưu trữ và cung cấp đầy đủ số liệu về lượng CO2 được thu giữ, vận chuyển, bơm ép và lưu trữ để phục vụ công tác đo đạc, báo cáo, thẩm định và xác nhận mức giảm phát thải.