Chuyên đề Một số giải pháp và kiến nghị nhằm thu hút đầu tư nước ngoài vào tìm kiếm - thăm dò - khai thác dầu khí

những năm gần đây cho thấy PetroVietnam đã trưởng thành, có thể từng bước tham gia điều hành và tiến tới tự điều hành. 1.2.2.4. Kết quả ĐTNN vào TK – TD – KT Dầu khí. Sau hơn 18 năm hợp tác với nước ngoài đầu tư thăm dò tìm kiếm dầu khí dưới dạng Hợp đồng Chia Sản phẩm, với chi phí đầu tư đáng kể (trên 7 tỷ USD), phần lớn từ nước ngoài, ta đã thực hiện được một khối lượng công việc khổng lồ. Kết quả đáng kể nhất là: với khối lượng thông tin kỹ thuật rất lớn thu được từ công tác khoan và nghiên cứu địa chất, địa vật lý, ta đã có được một hình ảnh tổng thể về tiềm năng dầu khí của Việt Nam. Các trữ lượng tiềm năng của các bể trầm tích chính như: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Tây Nam, vùng chồng lấn … cơ bản đã được xác định. Điều này đã giúp cho Nhà nước hoạch định chiến lược phát triển kinh tế dài hạn và điều chỉnh chính sách đầu tư. a. Vốn đầu tư: Trong giai đoạn từ 1988 - 2005, ngoại trừ Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro, với 40 hợp đồng dầu khí ký kết với các công ty dầu khí nước ngoài năm 2000 và 50 hợp đồng năm 2005, tổng chi phí đầu tư của các Nhà thầu cho hoạt động TKTD & KT dầu khí tính đến hết quý II năm 2000 đạt khoảng 3,62 tỷ USD; một con số không nhỏ nếu tính đến mức GDP còn rất khiêm tốn của nước ta. Đến hết tháng 12/2005 con số này đã lên đến 7,2 tỷ USD (gấp đôi năm 2000 trở về trước). Ngoài các khoản thu về thuế tài nguyên, dầu lãi tiếp tục gia tăng, trong thời gian qua việc ký kết và thực hiện các hợp đồng trên đã tạo ra những khoản thu đáng kể cho Ngân sách Nhà nước, cụ thể ta đã thu được khoảng 520 triệu USD từ Hoa hồng Chữ ký và Tiền Đào tạo do Nhà thầu cung cấp, 180 triệu USD tiền thuế Nhà thầu phụ và thuế Thu nhập cá nhân người nước ngoài phát sinh từ các hoạt động của Nhà thầu. Bảng 6: VÔN ĐẦU TƯ NƯỚC NGOÀI Trong lĩnh vực TKTD và KT Dầu khí từ năm 1988 đến 12/2005 (ĐVT: USD) TT Nhà ĐTNN Lô HĐ VĐT luỹ kế từ năm 1988 đến nay Ghi chú 1 BP 06.1, 05.2, 05.3 844.106.262 2 Cocono, Pedco (Cuu Long JOC) TKDT 456.917.800 3 BP - Statoil 117 – 118 – 119 74.000.000 PSC kết thúc 15/11/95 4 Conoco - Phillips 16.2, 133 – 134 46.665.460 5 JVPC 15.2 989.871.621 6 SOCO (Hoang Long JOC ) 16.1 56.582.521 7 Hoan Vu JOC 9.2 81.948.960 8 KNOC 11.2 135.332.633 9 Petronas (Lamson JOC) 01 & 01/97 16.930.000 10 Petronas (46 - CN ) 46 – CN 29.194.716 11 Petronas 01 & 02 527.580.000 12 Petronas, Talisman (T.Son JOC) 46/02 33.347.579 13 Petronas, Pertaminna (Conson JOC) 10 & 11.1 13.474.045 14 Unocal TKDT 73.235.830 15 Unocal TKDT 63.639.028 16 Premier Oil 12E/12W 56.170.000 17 Unocal B & 48/95, 52/97 136.874.858 18 VRJ 9.3 22.060.440 19 Vamex 07 – 08 3.363.771 20 Vietgazprom 112 16.596.026 21 Talisman PM3 – CAA,46CN 1.216.438.173 22 Maurel & Prom VHTN 75.182.540 23 Đại Hùng 05.1a 506.000.000 24 BHP 120 – 121 22.000.000 PSC kết thúc 30/4/94 25 Secab - Cairn 22 9.000.000 PSC kết thúc 28/8/94 26 Secab - IPL 115 17.000.000 PSC kết thúc 28/12/94 27 Sceptre - Resourse 111 10.000.000 PSC kết thúc 30/11/94 28 OMV 104 26.000.000 PSC kết thúc 31/12/99 29 OMV 111 18.369.563 30 Shell 112 – 114 – 116,10 153.000.000 PSC kết thúc 1992 (Lô 112,114,116) & 28/4/96 (Lô 10) 31 Total 102 – 106 – 107,11 – 1 155.000.000 32 Enterprise 17,21 71.000.000 33 Petro Canada 3 – 12 – 20 32.000.000 PSC kết thúc 28/11/93 34 Idemitsu 102 – 91 28.000.000 PSC kết thúc 30/9/95 35 Lasmo 04 – 2 9.000.000 PSC kết thúc 31/5/96 36 P.Astra 04-3 70.000.000 PSC kết thúc 21/12/96 37 British Gas 04-1 49.000.000 PSC kết thúc 28/10/97 38 MJC 05-1B 116.000.000 PSC kết thúc 31/7/97 39 Fina 46,50&51 152.000.000 40 Vietsovpetro Bạch Hổ-Rồng 75.000.000 Tổng cộng 7.202.881.826 (Nguồn: Công ty Đầu tư & Phát triển Dầu khí PIDC) Bảng 7: Tình hình thực hiện đầu tư của giai đoạn Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác dầu khí trong giai đoạn 1988 - 2004 (đơn vị USD) Năm Số NT Chi phí thu hồi Chi phí không thu hồi Tổng chi phí đầu tư 1988 3 8,043,323 4,150,000 12,193,323 1989 6 47,774,942 3,300,000 51,074,942 1990 10 127,821,292 5,076,485 132,897,777 1991 13 149,037,189 3,825,164 152,862,354 1992 22 97,910,517 60,764,583 158,675,099 1993 24 280,973,217 84,272,462 365,245,679 1994 25 481,591,003 39,554,862 521,145,865 1995 20 424,450,391 1,516,403 425,966,794 1996 21 453,271,502 7,615,794 460,887,296 1997 16 314,101,091 4,078,846 318,179,937 1998 14 347,001,630 14,716,819 361,718,449 1999 16 295,189,323 10,779,894 305,969,217 2000 20 332,110,537 25,174,609 357,285,146 2001 23 403,582,098 32,654,915 436,270,013 2002 27 730,646,956 58,799,823 789,446,779 2003 32 923,554,944 65,145,945 988,700,889 2004 37 716,385,710 69,247,609 785,633,319 Tổng 6,133,427,665 490,674,213 6,624,101,878 Như vậy, số lượng các Nhà thầu cũng như chi phí đầu tư cho các hoạt động Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác dầu khí trong khuôn khổ các PSC/BCC tăng hầu như liên tục, đặc biệt tăng mạnh trong giai đoạn 2000 – 2004 . Điều này chứng tỏ tính hiệu quả của mô hình PSC cũng như sự phù hợp của nó đối với điều kiện nước ta đã tạo ra một môi trường đầu tư hấp dẫn đối với các công ty dầu khí nước ngoài. Sau khi tăng nhanh vào những năm 1994, 1995, 1996 thì nhịp độ đầu tư bắt đầu giảm dần trong các năm tiếp theo, nguyên nhân giảm chi phí đầu tư trong giai đoạn này là do một số hợp đồng kết thúc không có phát hiện dầu, khí thương mại; số hợp đồng ký mới không nhiều. Đầu tư trong các năm từ 1997 – 1999 chủ yếu tập trung vào các Nhà thầu có phát hiện dầu, khí thương mại như JVPC, PETRONAS, BP, số còn lại phần lớn chỉ hoạt động cầm chừng (KNOC, CONOCO, FINA, OPECO vv…). Nhịp độ đầu tư tăng mạnh vào những năm 2000 có nguyên nhân xuất phát từ tình hình tăng trưởng mạnh mẽ của nền Công nghiệp Dầu khí thế giới, giá dầu tăng cao, đỉnh điểm lên tới 75USD/thùng; các nhà đầu tư Dầu khí tăng cường đầu tư hơn trước. Doanh thu từ khai thác và kinh doanh dầu khí có những bước tăng tiến mạnh. Đó là một sự hấp dẫn rất lớn, thúc đẩy hoạt động Dầu khí phát triển. Việt Nam cũng không nằm ngoài vòng quay đó. Về cơ cấu vốn đầu tư, chi phí cho các hoạt động dầu khí chủ yếu tập trung vào khoan (bao gồm cả khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác) đây vẫn là hoạt động thực địa chủ yếu của các Nhà thầu. Bảng 8: Tổng hợp chi phí đầu tư của các Nhà thầu phân theo hạng mục trong giai đoạn 1988 - 2004: Hạng mục chi phí Chi tiêu (USD) Tỉ trọng (%) Chi phí địa chất & địa vật lý (G & G) 1131396601 17.08% Chi phí khoan (Drilling) 3942003028 59.51% Chi phí hành chính & quản lý (G & A) 1056544250 15.95% Chi đào tạo (Training) 47693533.5 0.72% Chi phí khác (Others) 446464467 6.74% Tổng cộng 6,624,101,878 100.00% Biểu đồ 6: Chi phí đầu tư TK - TD - KT theo hạng mục b. Chủng loại và số lượng hợp đồng. Về số lượng. Biểu đồ 7: Số hợp đồng TK - TD - KT Dầu khí giai đoạn 1988-2005 Về chủng loại: Cho tới nay, ngoài Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro, PetroVietnam đã ký kết trên 50 hợp đồng thăm dò khai thác dầu khí, trong số đó: 43 hợp đồng dạng PSC 8 hợp đồng dạng JOC. và một số hợp đồng địa chấn độc quyền và dịch vụ thu nổ địa vật lý. Liên doanh JV Tính tới hết năm 2005, PetroVietnam đã tham gia 17 dự án liên doanh với nước ngoài trong các lĩnh vực thăm dò, khai thác, chế biến và dịch vụ kỹ thuật dầu khí: Liên doanh kinh doanh văn phòng dầu khí “Petrotower JV” với FELS của Singapor (giấy phép đầu tư cấp năm 1995, vốn đăng kí 22,85 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 22%). Liên doanh sản xuất và kinh doanh dầu nhờn “Shell Codamo” với Công ty Shell (Hà Lan) (giấy phép đầu tư cấp năm 1995, vốn đăng kí 11,4 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 32%). Liên doanh xử lí số liệu dầu khí: “Tổ hợp địa vật lý Thái Bình Dương” (giấy phép đầu tư cấp năm 1996, vốn đăng kí 1,84 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 41%). Liên doanh sản xuất và kinh doanh hoá phẩm dầu khí “M – I Việt Nam JV” với Công ty ADF, (giấy phép đầu tư cấp năm 1995, vốn đăng kí 0,934 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 50%). Liên doanh Chế biến suất ăn dầu khí “Best Foods Cetering JV Co.Ltd” (giấy phép đầu tư cấp năm 1994, vốn đăng kí 1 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 30%). Liên doanh khí hoá lỏng (LPG) “LPG Việt Nam JV Co.Ltd” với Công ty PTT Thái Lan (giấy phép đầu tư cấp năm 1994, vốn đăng kí 15 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 49%). Liên doanh VLG hoá chất “LG VINA Chemical DOP Production JV” với Công ty LG của Hàn Quốc (giấy phép đầu tư cấp năm 1997, vốn đăng kí 12,5 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 15%) Liên doanh khí hoá lỏng Thăng Long “Thăng Long LPG JV” với Công ty Petronas của Malaixia (giấy phép đầu tư cấp năm 1995, vốn đăng kí 10,3 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 55%). Liên doanh ren ống “VIETTUBES JV” với Công ty Viettubes (giấy phép đầu tư cấp năm 1995, vốn đăng kí 8,54 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 30%). Liên doanh Nhựa và Hóa chất Phú Mỹ “Phu my Plastics and Chemicals Co.Ltd” với Công ty Petronas của Malaixia (giấy phép đầu tư cấp năm 1997 và 2000, vốn đăng kí 70 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 43%). Liên doanh Cơ khí Petro – Summit “Petro Summit Mechanical Co.Ltd” với Công ty Sumitomo của Nhật Bản (giấy phép đầu tư cấp năm 1997, vốn đăng kí 5,7 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 30%). Liên doanh Khí Hoá lỏng Mekong “Mekong Gas JV” với Công ty Statoil của Nauy (giấy phép đầu tư cấp năm 1998, vốn đăng kí 10,3 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 30%). Liên doanh Xây lắp Việt – Nga “Vietnam Russia Construction & Installation Venture Co.Ltd – VRECC” với Tổ hợp các Công ty Xây dựng của Liên bang Nga. (giấy phép đầu tư cấp năm 2000, vốn đăng kí 10,6 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 45%). Liên doanh Xây dựng và vận hành nhà máy lọc dầu “Vietnam Russia JV – VIETROSS REFINERY” với Liên bang Nga (giấy phép đầu tư cấp năm 1998, vốn đăng kí 1300 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 50%). Xí nghiệp liên doanh thăm dò và khai thác dầu khí “VIETSOVPETRO JV” với Liên bang Nga (thành lập năm 1981, PetroVietnam tham gia 50%). Công ty liên doanh sản xuất nhựa đường “Total Bitumen Vietnam JVC. Ltd” với Công ty Total của Pháp (giấy phép đầu tư cấp năm 2000, vốn đăng kí 200 Tr. USD, PetroVietnam tham gia 15%). Liên doanh Dịch vụ trực thăng với Công ty Helivifra của Pháp (vốn đăng kí 0,05 Tr. USD). Như vậy chỉ có duy nhất một Liên doanh hoạt động trong lĩnh vực Tìm kiếm - thăm dò - khai thác Dầu khí, đó là Vietsovpetro. Tuy vậy đây lại là một liên doanh rất mạnh, (là công ty sản xuất dầu thô lớn thứ 6 châu Á), đem lại hiệu quả hoạt động rất lớn kể cả về sản lượng dầu – khí khai thác và cả về lượng doanh thu đem lại cho Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam cũng như cho Ngân sách Nhà nước. Hiện Vietsovpetro đang chiếm khoảng 70% thị phần dầu khí tại Việt Nam - có thể duy trì mức sản lượng dầu khí khoảng 13 triệu tấn/năm (260.000 thùng/ngày) ( trong khi sản lượng của cả Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam hằng năm khoảng 17 -19 triệu tấn) hiện nay ít nhất cho đến năm 2007, với sản lượng dầu khí chủ yếu khai thác từ mỏ Bạch Hổ, mỏ lớn nhất Việt Nam. Dạng hợp đồng PSC Với dạng hợp đồng này đối tác phải bỏ vốn đầu tư và chịu rủi ro 100%, ngược lại họ được thu hồi 1 phần hoặc toàn bộ vốn đầu tư, chia lợi nhuận nếu khai thác được mỏ, không bị ràng buộc bởi sự biến đổi bởi luật lệ trong nước (nhất là chính sách thuế). Đồng thời Nhà nước vẫn là chủ sở hữu hoàn toàn tài nguyên. Ưu điểm của loại hình hợp đồng chia sản phẩm so là sự linh hoạt về vấn đề tài chính, theo đó PetroVietnam có thể thay mặt nhà thầu nộp thuế. Điều này tạo nên “cơ chế mở” có thể áp dụng cho nhiều khu vực với điều kiện địa lý và kinh tế khác nhau theo nguyên tắc đảm bảo lợi ích của nhà đầu tư suốt đời dự án. Các hợp đồng chia sản phẩm của Việt Nam được xây dựng nhằm đạt được chính sách linh hoạt của Chính phủ Việt Nam nhưng vẫn đáp ứng được các yêu cầu phổ biến của tập quán quốc tế. Tuy vậy đây vẫn là hình thức phổ biến của ĐTNN trong ngành Dầu khí Việt Nam. Sau đây là tổng hợp hoạt động của các PSC đã có và hiện có: Bảng 9: Các hợp đồng phân chia sản phẩm PSC Bể TT TT TÊN LÔ NHÀ THẦU ĐÁNH GIÁ CHUNG GHI CHÚ SÔNG HỔNG 1 102/91 IDEMISU Khoan 2 giểng không có phát hiện dầu khí 2 106, Đông 102, ĐB 103,Bẳc 107 TOTAL Khoan 3 giếng,không có phát hiện dầu khí 3 104 OMV Khoan 2 giếng,không có phát hiện dầu khí Mở 4 111 Sceptre Resources Không có khả năng tài chính thực hiện hợp đồng(chưa khoan) OMVmới khoan giếngcó hiếu khí 5 112,113,114,116 SHELL Khoan 4 giếng,chỉ phát hiện dấu hiệu dầu khí 6 115 IPL Khoan 1 giếng,khí có hàm lượng CO2 cao,chưa có công nghệ khai thác hiệu quả mở 7 117,118,119 BP Khoan 4 giếng,2 phát hiện có khí,có hàm lượng CO2 cao,chưa có công nghệ khai thác hiệu quả mở 8 120,121 BHP Khoan 2 giếng,không có phát hiện dầu khí mở CỬU LONG 9 17 EOE Khoan 4 giếng/2 phát hiện dầu,mỏ nhỏ không thương mại theo điều kiện hợp đồng mở 10 Phần Đông lô 1&2 PETRONAS CARIGALI Khoan ở đây 2 giếng(Agtate và Saphire),hoàn trả diện tích theo hợp đồng vùng có ít triển vọng PVEP đang đánh giá lại 11 Phần Tây lô 15-2 JVPC Hoàn trả diện tích theo hợp đồng NAM CÔN SƠN 12 03 PETRO CANADA Khoan 2 giếng không phát hiện dầu khí mở 13 04-1 BG Khoan 2 giếng không phát hiện dầu khí mở 14 04-2 LASMO Khoan 3 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng mở 15 04-3 OXY Khoan 4 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng VSP chuẩn bị khoan lại ĐB 16 05-1 Đại Hùng BHP Khoan 9 giếng/mỏ dầu,mỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng VSP đang khi thác 17 05-1B MJC Khoan 2 giếng,mỏ có dị thường áp suất áp suất,nhiệt độ cao (sâu)không kinh tế theo điều kiện hợp đồng mở 18 05-3 AEDC Khoan 7 giếng(3 giếng khoan lại do sự cố áp suất cao,2 phát hiện khí)chuyển nhượng lại cho BP+Conoco 19 Phần Nam lô 06 ONGC,BP-Staloil Khoan 3 giếng không có phát hiện dầu khí mở 20 10 SHELL Khoan 4 giếng,1 giếng phát hiện khí(Phi Mã),mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng mở 21 11-1 TOGI Khoan 4 giếng,1 giếng phát hiện khí(Cá Chó),mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng 22 12E ONGC,BP-Statoil Chưa khoan mới,chỉ kháo sát ĐVL bổ sung,mỏ nhỏ hoàn trả diện tích theo hợp đồng(có 6 giếng khoan trước 1958) 23 12W CAN OXY Khoan 1 giếng Hải Âu,mỏ nhỏ hoàn trả diện tích theo hợp SAMEDAN đầu tư trở lại 24 19 ONGC Kém triển vọng chưa khoan mở 25 20 PETROCANADA Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí mở 26 21 EOE Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí mở 27 22 CAIRN ENRGIE Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí mở 28 46,50,51 FINA Khoan 11 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điếu kiện hợp đồng PVEP đang quy hoạch thẩm định Dạng hợp đồng JOC – hình thức hợp tác đầu tư mới. Liên doanh điều hành chung (Joint Operating Company) là hình thức hợp tác đầu tư mới, ra đời sau khi chủ trương thành lập các Liên doanh thực thụ (Joint Venture) ngay từ giai đoạn Tìm kiếm Thăm dò không thành công. Các đòi hỏi (trên thực tế là chính đáng và hợp lý) của Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam đối với hình thức hợp tác đầu tư dưới dạng Liên doanh trái với quan điểm điều hành của người sở hữu vốn (các công ty nước ngoài) đã không cho phép một Liên doanh thực thụ như vậy được hình thành ngay từ giai đoạn Tìm kiếm thăm dò, vốn tiềm ẩn rủi ro rất cao mà phía PetroVietnam chưa chấp nhận gánh chịu. Liên doanh Điều hành JOC về bản chất vẫn là Hợp đồng phân chia sản phẩm PSC, với nguyên tắc là phía nước ngoài đầu tư vốn và chịu rủi ro cho giai đoạn tìm kiếm - thăm dò, điều khác biệt ở đây là phía nước ngoài chấp nhận tỷ lệ tham gia của PetroVietnam cao (30 – 50%), và ngay từ đầu PetroVietnam có quyền cử người tham gia vào bộ máy điều hành sản xuất. Do phía nước ngoài vẫn gánh chịu toàn bộ rủi ro cho giai đoạn tìm kiếm thăm dò nên cơ chế điều hành vẫn giành quyền quyết định cho phía nước ngoài. Liên doanh điều hành JOC (với tư cách pháp nhân Việt Nam) có ưu nhược điểm sau: Ưu điểm: Cổ phần tham gia của phía Việt Nam cao. Các chuyên gia và lãnh đạo của phía Việt Nam có cơ hội tham gia vào điều hành hoạt động dầu khí. Việc JOC có tư cách pháp nhân Việt Nam giúp cho việc giao dịch trực tiếp với các cơ quan quản lí Nhà nước được thuận tiện và các cơ quan quản lí Nhà nước có điều kiện để thực thi quyền quản lí của mình. Có sự quan tâm hơn từ phía PetroVietnam trong quá trình triển khai hoạt động. Nhược điểm: Các nhà đầu tư nước ngoài không mặn mà với hình thức hợp tác này vì họ cho rằng quyền tự quyết của họ bị hạn chế trong khi vẫn hoàn toàn gánh chịu rủi ro. Bộ máy quản lí cồng kềnh, không linh động dẫn đến quá trình đưa ra quyết định bị chậm trễ, chi phí quản lí cao. Quyền điều hành không rõ ràng, các bên Nhà thầu đặc biệt là bên nước ngoài đều muốn ảnh hưởng của mình nhiều hơn trong việc kiểm soát hoạt động của JOC. Uỷ ban quản lí cần phải hoạt động tích cực hơn so với tại các PSC, song trên thực tế điều này khó thực hiện, vì các thành viên Ủy ban Quản lí không thuộc bộ máy trả lương của JOC nên không sâu sát với công việc. Việc quản lí của PetroVietnam (với tư cách là nước chủ nhà) bị giảm nhẹ do quan điểm về tư cách pháp nhân Việt Nam của JOC và về việc phía Việt Nam đã có người cử vào JOC để tham gia điều hành trực tiếp. Quyền quyết định của Việt Nam tại JOC thực chất là không đáng kể, đặc biệt là trong giai đoạn Tìm kiếm thăm dò. Như vậy, tuy JOC cũng có những nhược điểm nhất định nhưng những lợi ích mà nó mạng lại cho PetroVietnam, cho ngành Dầu khí Việt Nam là rất quý báu, giúp cho chúng ta chủ động quản lí được nguồn tài nguyên của mình, khai thác nó và giữ lại nhiếu hơn phần doanh thu cho mình. Nó chứng tỏ được sự trưởng thành của PetroVietnam nói chung và các Nhà thầu Việt Nam nói riêng. Nếu chúng ta triển khai tốt hơn nữa hình thức hợp tác đầu tư này thì đó chính là một bước đột phá, phát triển mạnh mà Việt Nam đạt được trong công tác thu hút Đầu tư nước ngoài vào ngành Dầu khí. Thực trạng hoạt động của các JOC: 8 JOC hiện có bao gồm: Cửu Long JOC, Lam Sơn JOC, Hoàn Vũ JOC, Trường Sơn JOC, Hoàng Long JOC, Côn Sơn JOC, Vietgazprom JOC và mới đây nhất là Thăng Long JOC. Cửu Long JOC, một liên doanh điều hành chung giữa Tổng công ty dầu khí Việt Nam (PetroVietnam), đại diện là PVEP góp 50% vốn (giữ vai trò Tổng giám đốc điều hành) và một tổ hợp các đối tác nước ngoài gồm: CONOCO (UK) Ltd (Anh), KNOC và SK (Hàn Quốc), GEOPETRO (Pháp) góp 50% vốn còn lại. Liên doanh được cấp giấp phép đầu tư từ tháng 10/1998, bắt đầu tiến hành khoan TKTD và thẩm lượng tại cấu tạo Sư Tử Đen từ tháng 8/2000 đến tháng 7/2001. Tại đây, đã phát hiện dầu mỏ với trữ lượng ban đầu rất khả quan. Cuối năm 2001, Cửu Long JOC đánh dấu hai sự kiện quan trọng của mình bằng việc tuyên bố chính thức phát hiện thương mại đầu tiên tại mỏ Sư Tử Đen (ngày 8/8/2001) và mỏ Sư Tử Vàng (ngày 23/10/2001). Chỉ 2 năm sau, ngày 6/11/2003, mỏ Sư Tử Đen bắt đầu được đưa vào khai thác, đạt kỷ lục về tiến độ và trở thành mỏ dầu có trữ lượng lớn thứ 2 của Việt Nam, sau mỏ Bạch Hổ. Tiếp sau thành công của Cửu Long JOC, một số liên doanh dầu khí cũng công bố những phát hiện khả quan. Mới đây, Công ty liên doanh điều hành chung Lam Sơn (Lam Sơn JOC) đã tiến hành khoan thành công giếng thăm dò đầu tiên tại cấu tạo Thăng Long, lô 02/97 ở độ sâu 2.817m, thềm lục địa phía nam. Nhiều dấu hiệu dầu khí tốt được phát hiện trong suốt phần lát cắt từ 1.800m tới đáy giếng, thuộc cả 3 đối tượng thăm dò chính của bể Cửu Long (cát kết Miocen hạ, cát kết Oligcen hạ và móng granit nứt nẻ), mở ra tiềm năng mới về dầu khí cho các lô đang thăm dò thuộc phần đông bắc bể Cửu Long. Trước đó, 2 JOC khác là Hoàn Vũ và Trường Sơn cũng đã công bố những phát hiện thương mại ban đầu. Sau khi tiến hành khoan 2 giếng thẩm lượng tại cấu tạo Cá Ngừ Vàng (lô 09-2), Hoàn Vũ JOC đã phát hiện được dầu nhẹ trong đá móng nứt nẻ với dòng dầu ổn định khoảng 2.606 thùng/ngày và 6,7 triệu bộ khí/ngày. Từ phát hiện này, Hoàn Vũ quyết định sẽ khoan thêm 2 giếng thẩm lượng tiếp theo vào đầu năm 2006 để tiếp tục minh giải rõ hơn các tài liệu địa chấn. Đến nay, liên doanh này đã bỏ ra 48 triệu USD cho cuộc tìm kiếm. Đối với Trường Sơn JOC, TKTD lô 46-02, đối tác gồm PetroVietnam góp 40% vốn, 2 đối tác nước ngoài là Talisman (Canada) 30% và Petronas Carigali (Malaysia) góp 30%, đi vào hoạt động cuối tháng 12/2002. Công ty đã chi 20 triệu USD để khoan giếng thăm dò Sông Đốc-1X (lô 46-02). Mặc dù kết quả chưa đạt như mong muốn, nhưng Trường Sơn JOC không có ý định bỏ cuộc. Tại lô này, trước đây nhà thầu Total – Fina đã khoan 11 giếng, trong đó có 6 giếng khoan cho phát hiện thương mại với lưu lượng dầu 3.000 thùng/ngày, đồng thời phát hiện nhiều cấu tạo dầu khí đáng tin cậy như Năm Căn, Ngọc Hiển, Đầm Dơi, Khánh Mỹ, Phú Tân, U Minh... Hy vọng với kết quả thẩm lượng giếng SĐ-2X vào đầu năm tới, Trường Sơn sẽ nhanh chóng công bố phát hiện thương mại đầu tiên. Tại Hoàng Long JOC, Công ty Hoàng Long của góp 28,5% vốn, Công ty thăm dò & khai thác dầu khí thuộc PetroVietnam góp 41%, Công ty Soco (Anh) góp 28,5%, Công ty Opeco (Mỹ) góp 2%. đã phát hiện được khí thiên nhiên và dầu thô ở lô 16-1 ngoài khơi Việt Nam với trữ lượng lớn kết quả thử vỉa tại giếng TGT-2X cho thấy dòng dầu có lưu lượng khoảng 3.300 thùng/ngày và khoảng 25.000 mét khối khí/ngày. Công ty Hoàng Long đang chuẩn bị thực hiện hai đợt kiểm tra tiếp theo. Trong quá trình thăm dò, công ty đã khoan sâu đến 3.436 mét. Mới đây nhất, ngày 26/4/2005, một JOC mới đã được thành lập, đó là Thăng Long JOC. Đây là hợp đồng dầu khí thứ 49 giữa PetroVietnam với các đối tác nước ngoài. Theo hợp đồng được ký kết, phía PetroVietnam (do Công ty thăm dò và khai thác dầu khí PVEP làm đại diện) góp 40% vốn; Công ty Talisman góp 60% vốn. Hai bên sẽ thành lập công ty điều hành chung Thăng Long để tiến hành các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí tại lô 15-2/01. Trong 3 năm đầu tiên, hai bên sẽ thực hiện chương trình khảo sát địa chấn 3D và khoan 2 giếng thăm dò. Lô 15-2/01 có diện tích khoảng 2.800km2, cách thành phố Vũng Tàu khoảng 20km về phía Đông, nơi có mực nước biển sâu 25-50m. Lô dầu khí này nằm ở trung tâm của bể Cửu Long – bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực. c) Thành phần các nhà đầu tư. Nhà thầu chính: Hiện nay, tại Việt Nam, hầu hết các hãng dầu khí quốc tế đều đã có mặt, trong đó có các hãng dầu khí nổi tiếng ConocoPhillips và Unocal (Mỹ), BP (Anh), tập đoàn SK Corp và tập đoàn dầu khí quốc gia KNOC (Hàn Quốc) và tập đoàn dầu khí Nippon và Mitsui (Nhật Bản). Trong số chừng 70 công ty dầu khí quốc tế tham gia đầu tư thăm dò dầu khí tại Việt Nam tạo thành các Nhà thầu dầu khí có các công ty lớn hàng đầu thế giới như Shell, Mobil, BP, TotalFina…, song phần lớn là các công ty tầm trung bình và nhỏ. Về mặt địa lý, các Nhà thầu đến từ các châu lục khác nhau song nhiều nhất là từ Châu Âu. Các Nhà thầu của Mỹ chỉ bắt đầu chính thức vào Việt Nam sau khi bỏ cấm vận. Gần đây các công ty của Cộng hòa Liên bang Nga bắt đầu đầu tư vào Việt Nam song còn đang ở nhịp độ thấp. Biểu đồ 8: Thành phần các Nhà thầu theo khu vực địa lí. Nhà thầu phụ: Nhà thầu phụ là người thực hiện các công việc kỹ thuật cho thăm dò khai thác với công nghệ cao thông qua các hợp đồng ký với Nhà thầu chính. Vì vậy có thể thấy rằng các Nhà thầu phụ nước ngoài phần lớn có nguồn gốc xuất xứ từ các nước phát triển thuộc Tây Âu, Nhật, Mỹ mặc dù trong một số trường hợp có thể có đăng ký kinh doanh tại các nước trong khu vực gần nước ta. Các Nhà thầu phụ phần lớn không có pháp nhân Việt Nam, số lượng và cường độ hoạt động của họ cũng dao động theo nhịp độ đầu tư của các Nhà thầu chính. Do vậy không nắm bắt được số lượng cụ thể. Nhà thầu Việt Nam: Thị trường dịch vụ dầu khí được hình thành ngay sau khi ký kết hợp đồng PSC đầu tiên vào năm 1988. Các đơn vị kinh doanh của nước chủ nhà đã chủ động nắm bắt cơ hội để cung ứng các dịch vụ cho các Nhà thầu Nước ngoài dưới nhiều hình thức: Cung ứng vật tư thiết bị. Cung ứng dịch vụ kỹ thuật. Cung ứng dịch vụ lao động. Cung ứng dịch vụ đời sống, cơ sở hạ tầng, thông tin liên lạc… Nhìn chung tỷ trọng của dịch vụ địa phương chiếm khoảng dưới 20% thị trường dịch vụ dầu khí, tuy phát triển chậm song đã đi đúng hướng. Các Nhà thầu phụ Việt Nam từ chỗ chỉ cung cấp các dịch vụ nhỏ lẻ, đơn giản đã dần dần tham gia vào các dịch vụ kỹ thuật cao và thậm chí mở rộng hoạt động kinh doanh ra nước ngoài. Một số liên doanh đã hoạt động có hiệu quả (xem Bảng 1 và Biểu đồ 3 sau). Bảng 10: Doanh thu dịch vụ địa phương và tỷ lệ so với vốn đầu tư (Đơn vị: Triệu USD) Năm Doanh thu DVĐP Vốn Đầu tư Tỷ lệ 1992 16,734,018 86,083,373 19.44% 1993 37,414,648 291,340,518 12.84% 1994 57,461,441 365,596,831 15.72% 1995 28,164,793 370,000,000 07.61% 1996 55,671,537 301,000,000 18.49% 1997 36,489,762 123,000,000 29.66% 1998 7,452,688 52,000,000 14.33% 1999 25,456,443 106,945,549 23.8% 2000 21,981,157 94,296,692 23.31% 2001 35,845,865 134,956,862 26.56% 2002 55,137,641 311,336,200 17.71% 2003 41,553,684 196,283,951 21.16% 2004 59,582,