Dấu ấn của các “ông lớn” ngành dầu khí trong đại dịch

BP đã bắt đầu khai thác mỏ khí đốt tự nhiên Ghazeer tại Lô 61 – Oman trước kế hoạch 4 tháng, hiện đi ngược với chiến lược cắt giảm sản lượng dầu khí xuống còn 1 triệu bpd vào năm 2030 của công ty, tuy nhiên, BP đang lấy ngắn nuôi dài – lấy dòng tiền dầu khí đầu tư sang lĩnh vực năng lượng tái tạo. Trong vòng 5 năm tới, công ty có kế hoạch bán 25 tỷ USD tài sản dầu khí, và Lô 61 Oman cũng nằm trong kế hoạch này, BP đang đàm phán bán bớt cổ phần tại đây, công ty sở hữu 60%, công ty dầu khí quốc gia Oman 30% và Petronas 10% còn lại. Giai đoạn 1 Lô 61 (mỏ Khazzan) được đưa vào sản xuất từ tháng 9/2017 với công suất 42 triệu m3 khí/ngày và hơn 65.000 bpd condensate. Đến hết thời hạn giấy phép vào năm 2043, Lô 61 dự kiến khai thác tổng cộng 300 tỷ m3 khí và 350 triệu thùng condensate.

Eni tiếp tục triển khai dự án khí đốt tại Sharjah – tiểu vương quốc lớn thứ 3/7 của UAE, bất chấp nhu cầu bị ảnh hưởng bởi Covid-19 và cắt giảm chi phí đầu tư -35% trong năm 2020 (-3,1 tỷ USD), khoảng -30% năm 2021 (-2,9 tỷ USD). Eni và Sharjah National Oil Corp (SNOC) đã phát hiện ra vỉa khí Mahani tại Lô B với dòng debit 1,4 triệu m3/ngày. Eni sở hữu 50% cổ phần và là nhà điều hành Lô B, 50% còn lại sở hữu bởi SNOC, ngoài ra, Eni sở hữu 75% Lô A và C tại Sharjah. Theo kế hoạch, các đối tác sẽ hoàn thiện giếng thứ nhất và bắt đầu triển khai sản xuất từ năm 2021, tiếp tục khoan giếng thứ 2 và 3 sau đó. UAE cần phát triển nguồn khí nội địa để đảm bảo nhu cầu tiêu thụ điện, đặc biệt vào thời điểm mùa hè nóng nực, trong tháng 8 vừa qua, nước này đã phải khai thác dầu thô vượt hạn ngạch OPEC+ 184.000 bpd để đáp ứng nhu cầu phát điện.

Transneft: Việc Nga tham gia thỏa thuận OPEC+ đã giảm đáng kể sản lượng khai thác, ảnh hưởng tiêu cực đến chỉ số hoạt động của Transneft, buộc công ty phải tối ưu hóa chi phí hoạt động. Transneft và Rosneft, Total mới đây đã giải quyết các khiếu nại liên quan đến sự cố dầu bẩn trong hệ thống đường ống dẫn dầu “Druzba” khi hoàn tất các khoản bồi thường cho khối lượng dầu nhiễm clo hữu cơ cung cấp cho nhà máy lọc dầu Leine của Total tại Đức và giải quyết vấn đề bồi thường đối với Rosneft.

Trong một thời gian dài trước đó Transneft đã không thể giải quyết các yêu cầu bồi thường của Rosneft mà thay vào đó là những cáo buộc lẫn nhau. Phía Rosneft cáo buộc Transneft trộn dầu bẩn vào trong ống dẫn dầu, ảnh hưởng tiêu cực đến chất lượng dầu xuất khẩu và uy tín của Nga tại thị trường dầu thô tại châu Âu. Phía Transneft cáo buộc Rosneft cố tình sử dụng clo hữu cơ trong hoạt động của mình và không tuân thủ tiêu chuẩn clo hữu cơ là 1ppm của Transneft. Vào tháng 7/2019, Hội đồng quản trị của Transneft đã phê duyệt mức bồi thường tối đa cho các khách hàng vì sự cố dầu bẩn là 15 USD/thùng. Công ty đã thành lập một khoản dự phòng trị giá 26 tỷ dành riêng cho công tác bồi thường. Trong 6 tháng đầu năm 2020, Transneft đã bồi thường 5,2 tỷ rúp.

Gazprom: Theo số liệu của Cơ quan Hải quan liên bang Nga, Đức trở thành khách hàng quan trọng nhất của Gazprom trong tháng 8 vừa qua khi sản lượng xuất khí đốt của Nga sang Đức tăng 2,2 lần so với tháng 7/2020 và 10,4% so với cùng kỳ năm 2019, đạt 3,209 tỷ m3. Italia trở thành quốc gia mua khí đốt của Nga lớn thứ hai tại EU trong tháng 8/2020 với 2,187 tỷ m3, tăng 18,3% so với tháng 7/2020 và cao hơn 7,2% so với cùng kỳ năm 2019. Cũng trong tháng 8/2020, xuất khẩu khí đốt của Gazprom sang Pháp tăng 8,4% so với cùng kỳ 2019, đạt 1,409 tỷ m3; xuất khẩu sang Belarus giảm 3,2% so với cùng kỳ 2019, đạt 1,38 tỷ m3. Tiếp đến là Slovakia với 1,048 tỷ m3, tăng 11,1% so với cùng kỳ năm 2019.

Tại thị trường Thổ Nhĩ Kỳ, sản lượng xuất khẩu khí của Gazprom đã tăng gần 3 lần trong tháng 8/2020 so với tháng trước đó, lên 1,046 tỷ m3, song giảm 29% so với cùng kỳ 2019. Với tình hình đại dịch còn diễn biến phức tạp, giá dầu và khí trên thị trường còn thấp, sản lượng khí xuất khẩu của Gazprom năm 2020 dự kiến sẽ thấp hơn nhiều so với cùng kỳ.

Gazprom nhận định, xuất khẩu khí đốt năm nay sang châu Âu sẽ đạt 170 tỷ m3, thấp hơn 17,6% so với năm 2019 (199,2 tỷ m3). Gazprom đã lần đầu tiên trong lịch sử thị trường tài chính Nga phát hành thành công trái phiếu vĩnh viễn Eurobond bằng ngoại tệ USD và EUR. Công ty bán được 1,4 tỷ USD với lãi suất 4,6%/năm và 1 tỷ EUR lãi suất 3,9% đối với thời hạn quyền chọn mua lại đầu tiên sau 5,25 năm.

Sản lượng khai thác khí của Novatek trong 9 tháng đầu năm tăng 1,5% so với cùng kỳ năm 2019 lên 56,71 tỷ m3, bao gồm cả 9 triệu tấn condensate tương ứng 445,9 triệu boe (+1%). Khối lượng khí bán ra thị trường giảm -6,1% xuống còn 54,15 tỷ m3, trong đó thị trường nội địa chiếm 47,03 tỷ m3 (-1,1%), xuất khẩu – 7,12 tỷ m3 (-29,6%). Novatek cho biết, xuất khẩu giảm mạnh do kênh phân phối LNG giao ngay (spot) từ nhà máy Yamal thông qua các cổ đông chính (Total, CNPC) giảm đáng kể. Trong quý 3, xuất khẩu LNG tiếp tục giảm, chỉ đạt 2,2 tỷ m3 (-27,6%). Dự kiến cuối năm 2020, tổng sản lượng khai thác khí sẽ tăng 2% so với năm 2019.

Novatek dự kiến cung cấp cho thị trường Châu Á 80% LNG từ nhà máy LNG 2 tại Bắc Cực. Dự kiến 3 dây chuyền hóa lỏng với tổng công suất 19,8 triệu tấn LNG sẽ được đưa vào hoạt động trong giai đoạn 2023-2026, 80% sản lượng LNG sẽ được chuyển đến thị trường châu Á. Sau khi đưa vào sử dụng các tàu phá băng hạt nhân LK-60 mới, tuyến đường Biển Bắc sẽ có thể sử dụng quanh năm. Tàu phá băng dẫn đầu Arktika đang được thử nghiệm và sẽ đưa vào hoạt động vào tháng 11/2020. Arctic LNG 2 là dự án LNG thứ 2 của Novatek. Ngoài Novatek, CNOOC, CNPC, Total và Mitsui sở hữu mỗi bên 10% dự án. Dây chuyền đầu tiên sẽ khởi động vào năm 2023, dây chuyền thứ hai và thứ ba – lần lượt vào năm 2024 và 2026.

Chủ tịch tập đoàn Novatek Leonid Mikhelson cho biết, hãng đang xem xét triển khai dự án xử lý CO2 tại nhà máy Yamal LNG trong khuôn khổ thực hiện các mục tiêu về sử dụng hiệu quả năng lượng và các mục tiêu môi trường vào năm 2030. Theo đó, Novatek có thể sẽ ứng dụng công nghệ thu gom, vận chuyển và lưu trữ carbon (CCS). Khí CO2 sẽ được thu gom bởi các hệ thống lắp đặt đặc biệt, bơm vào các vỉa dầu, khí, than đã cạn kiệt hoặc trong các hang muối. Các chuyên gia môi trường ước tính hiệu quả thu gom CO2 đạt từ 20-90%. Khí CO2 khi được bơm vào các thành phần chứa dầu, sẽ giúp giảm độ nhớt của dầu, tạo điều kiện thuận lợi cho việc sản xuất dầu. Tuy nhiên, có thể xảy ra việc rò rỉ CO2 ở các cơ sở lưu trữ.

Gazprom Neft: Hai nhà máy lọc dầu tại Mátxcơva và Omsk của Gazprom Neft đang có kế hoạch ngừng sản xuất dầu mazut vào năm 2025 nhờ ứng dụng các công nghệ lọc dầu sâu kết hợp với hệ thống quản lý sản xuất kỹ thuật số hiện đại (như hệ thống Euro+). Gazprom Neft đang tiếp tục triển khai chương trình hiện đại hóa các nhà máy lọc dầu với tổng kinh phí 700 tỷ rúp đến năm 2025 nhằm tăng hiệu quả hoạt động và giảm thiểu tác động đến môi trường. Việc đưa vào hoạt động tổ hợp Euro+ tại Nhà máy lọc dầu Mátxcơva vừa qua giúp hãng gia tăng khối lượng các sản phẩm xăng dầu nhẹ theo nhu cầu thị trường, đồng thời điều chỉnh linh hoạt sản lượng đầu ra.

Bên cạnh đó, Gazprom Neft đang hoàn thành xây dựng tổ hợp lọc dầu sâu tại nhà máy lọc dầu Omsk. Chiến lược phát triển mạnh ngành tinh chế dầu thô còn được Gazprom đầu tư, mở rộng sản xuất chất xúc tác cho các quá trình tinh chế nhằm hoàn thiện toàn bộ hệ sinh thái tinh chế dầu thô. Hiện nay, các sản phẩm xúc tác nhập khẩu cho các quá trình hydrotreating và hydrocracking chiếm 100% và xúc tác cracking chiếm khoảng 50%. Gazprom Neft đã đầu tư hơn 30 tỷ rúp để xây dựng nhà máy sản xuất chất xúc tác hiện đại cho các quy trình sản xuất nhiên liệu đạt chuẩn Euro-5 và lọc dầu sâu với công suất 21.000 tấn/năm, dự kiến hoàn thành vào năm 2021.

Lukoil – công ty dầu khí tư nhân lớn nhất tuyên bố tái cơ cấu bộ máy hành chính Hội sở thông qua thành lập Trung tâm hỗ trợ kinh doanh đa chức năng và điều chuyển tới 50% nhân viên Hội sở đi các chi nhánh trên toàn quốc. Dự báo quá trình chuyển đổi sẽ giúp tiết kiệm tới 25% quỹ lương do một phần cán bộ sẽ không đồng ý luân chuyển. Trước đó, Rosneft và Transneft cũng đã tuyên bố kế hoạch tối ưu hóa chi phí hoạt động.