Đề tài Đầu tư nước ngoài vào Tìm kiếm - Thăm dò - khai thác Dầu khí tại Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam

ước 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 9: 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 7: Chi phí đầu tư TK - TD - KT theo hạng mục b. Chủng loại và số lượng hợp đồng. Về số lượng. Kể từ khi bắt đầu thu hút đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực Tìm kiếm - thăm dò - khai thác Dầu khí, đánh dấu bằng sự kiện ra đời Luật Đầu tư nước ngoài 1988, đã có 51 hợp đồng TK - TD - KT được kí kết, gần đây nhất là 1 hợp đồng PSC kí ngày 05/4/2006 tại bể Phú Khánh với Nhà thầu Pogo Proco (Mỹ). Đó là chưa kể một số hợp đồng Tô nhượng (còn gọi là Nhượng địa) mà chính quyền Miền Nam Việt Nam kí kết với các Nhà thầu nước ngoài trước năm 1975. Biểu đồ 10: Số hợp đồng TK - TD - KT Dầu khí giai đoạn 1988-2006 Tất cả các hợp đồng, ngày kí kết, dạng hợp đồng, lô và bể thuộc phạm vi khai thác của từng hợp đồng, hiện trạng của từng hợp đồng được tổng kết chi tiết theo bảng sau: STT Bảng 11: Hiện trạng các Hợp đồng Hợp tác Đầu tư nước ngoài trong lĩnh vực TK - TD - KT Dầu khí Việt Nam. Nhà điều hành Lô Bể Ngày ký Hợp đồng %PV Hiện trạng 1 Enterprise 17 Cửu Long 4/14/89 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 2 Petronas 01,02 Cửu Long 9/9/91 PSC 15 Gửi lại 01-a, đang khai thác 3 JVPC 15-2 Cửu Long 6/10/92 PSC 17.5 Đang khai thác mỏ Rạng Đông 4 Cửu Long JOC 15-1 Cửu Long 10/25/98 JOC 50 Phát hiện dầu, đang phát triển 5 Hoàng Long JOC 16-1 Cửu Long 12/15/99 JOC 41 HĐ đang t/h 6 Conoco 16-2 Cửu Long 4/27/00 PSC 30 HĐ đang t/h 7 Hoàn Vũ JOC 09-2 Cửu Long 12/20/00 JOC 50 HĐ đang t/h 8 VRJ 09-3 Cửu Long 1/19/02 PSC 35 HĐ đang t/h 9 PVEP - Petronas (LamSon JOC) 01-97, 02-97 Cửu Long 1/1/03 JOC 50 HĐ đang t/h 10 Talisman (Thăng Long JOC) 15-2/01 Cửu Long 4/26/05 JOC 40 11 Pecten 12E Nam Côn Sơn 10/1/74 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 12 Agip 12E Nam Côn Sơn 1/1/80 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 13 BP/ONGC 06,12E Nam Côn Sơn 5/18/88 PSC 10 Giữ lại 06-1, đang khai thác 14 Enterprise 21 Nam Côn Sơn 4/14/89 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 15 Cairn 22 Nam Côn Sơn 2/27/90 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 16 PetroCanada 03,12W Nam Côn Sơn 5/28/90 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 17 Shell 10 Nam Côn Sơn 4/27/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 18 KNOC 11-2 Nam Côn Sơn 5/19/92 PSC Chờ phát triển 19 BP 05-3 Nam Côn Sơn 6/4/92 PSC 15 Phát hiện khí, chưa thẩm lượng 20 BP 05-2 Nam Côn Sơn 6/9/92 PSC 17.5 Chờ phát triển 21 Togi 11-1 Nam Côn Sơn 7/9/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 22 Lasmo 04-2 Nam Côn Sơn 8/19/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 23 Oxy 04-3 Nam Côn Sơn 10/22/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 24 British Gas 04-1 Nam Côn Sơn 10/28/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 25 BHP Đại Nam Côn Sơn 4/14/93 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 26 MJC 05-1b Nam Côn Sơn 4/19/94 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 27 Canadian Oxy 12W Nam Côn Sơn 11/16/94 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 28 CONOCO (BCC) 133,134 Nam Côn Sơn 4/10/96 BCC 30 HĐ đang t/h 29 Opeco 12E Nam Côn Sơn 9/19/97 PSC Phát triển khí, chờ thị trường 30 Vamex 07&08 Nam Côn Sơn 7/27/99 PSC HĐ đang t/h 31 Samedan 12W Nam Côn Sơn 11/21/00 PSC HĐ đang t/h 32 PV-Petronas(Conson JOC) 10,11,1 Nam Côn Sơn 1/8/02 JOC 40 HĐ đang t/h 33 Idemitsu, Nipon Oil, Teikoku 05-1b,05-1c Nam Côn Sơn 10/28/04 PSC Bắt đầu triển khai 34 BHP 120,121 Phú Khánh 10/1/91 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 35 Pogo Proco (Mỹ) 124 Phú Khánh 4/5/06 PSC Mới kí kết 36 Shell 112,114 Sông Hồng 6/15/88 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 37 Total 106,103 Sông Hồng 11/21/88 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 38 BP 117,118 Sông Hồng 2/16/89 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 39 TPL 115 Sông Hồng 2/27/90 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 40 Sceptre 111 Sông Hồng 5/22/90 PSC Không hoàn thành cam kết, HĐ hết hiệu lực 41 Idemitsu 102/91 Sông Hồng 9/30/92 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 42 OMV 104 Sông Hồng 8/20/93 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 43 ATI 102,106 Sông Hồng 2/24/00 PSC 20 HĐ đang t/h 44 Vietgazprom JOC 112 Sông Hồng 9/9/00 JOC 50 HĐ đang t/h 45 OMV 111 Sông Hồng 9/19/00 PSC HĐ đang t/h 46 M&P ĐSSH Trũng HN 7/23/93 PSC Đã thẩm lượng, NT hoàn trả 2005 47 Fina 46,50,51 Trũng HN 8/8/90 PSC Hoàn trả diện tích, chỉ giữ lại 46-CN 48 Talisman PM3-CAA Malay-Thổ Chu 8/24/93 PSC 12.5 Đang khai thác DK 49 Unocal B&48/95 Malay-Thổ Chu 5/27/96 PSC 23.5 Phát triển khí, chờ thị trường 50 Unocal 52/97 Malay-Thổ Chu 10/19/99 PSC 30 Phát triển khí, chờ thị trường 51 PVEP - Talisman(Canada) – Petronas(Truong Son JOC) 46.2,50.51 Malay-Thổ Chu 1/2/02 JOC 40 HĐ đang t/h Về chủng loại: Cho tới nay, ngoài Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro, PetroVietnam đã ký kết trên 51 hợp đồng thăm dò khai thác dầu khí, trong số đó: 42 hợp đồng dạng PSC 8 hợp đồng dạng JOC. 1 hợp đồng dạng BCC. và một số hợp đồng địa chấn độc quyền và dịch vụ thu nổ địa vật lý. Hiện tại có 27 hợp đồng đang hoạt động. Đánh giá những kết quả đạt được theo từng hình thức Đầu tư như sau: Liên doanh JV (Joint Venture) 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). Trong tất cả 17 Liên doanh đó 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) từ 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. Sản lượng khai thác dầu tăng đều và khá mạnh. Hằng năm đều thực hiện vượt mức kế hoạch khai thác. Các năm gần đây tuy mức vượt không cao nhưng khối lượng sản xuất rất lớn: Bảng 12: Sản lượng khai thác dầu thô Vietsovpetro 1991 – 2005 Năm Sản lượng (tr tấn) Tỷ lệ thực hiện kế hoạch (%) Tốc độ phát triển (năm trước =100%) 1991 3.957 110.8 1992 5.502 114.6 139.04 1993 6.312 100.2 114.72 1994 6.917 100.2 109.58 1995 6.711 103.2 97.02 1996 8.219 106.0 122.47 1997 9.433 104.8 114.77 1998 11.001 106.8 116.62 1999 12.123 103.6 110.19 2000 12.592 96.86 103.86 2001 12.625 101.6 100.26 2002 12.798 104.9 101.37 2003 13.120 100.86 102.52 2004 12.150 103.7 92.61 2005 12.643 104.1 104.06 Khai thác khí là một lĩnh vực mới đưa vào hoạt động trong hơn 10 năm gần đây, và Vietsovpetro chính là đơn vị đi đầu và cũng là chủ lực, đạt được những kết quả rất khả quan, với mức sản lượng tăng đều hằng năm: Bảng 13: Sản lượng khí của Vietsovpetro Năm Sản lượng khai thác khí và đưa vào bờ (triệu m3) Tốc độ phát triển (năm trước = 100%) 1995 202.9 1996 297.8 143.81 1997 540.7 185.29 1998 1018.2 188.31 1999 1413.0 138.77 2000 1577.9 111.67 2001 1652.7 104.74 2002 1896.1 114.73 2003 1864.6 98.34 2004 1902.3 102.02 Đối với dịch vụ của Vietsovpetro cho các doanh nghiệp bên ngoài khác, doanh thu đạt được so với doanh thu từ dầu thô là không đáng kể, nhưng so với doanh thu của các ngành kinh tế khác là những con số có ý nghĩa to lớn. Bảng 14: Doanh thu từ dịch vụ cho bên ngoài. (Đơn vị: triệu USD) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1.5 5.6 6.0 17.7 9.9 7.9 12.1 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 40.8 23.2 31.1 34.6 28.4 30.7 38.4 (Nguồn: Vietsovpetro – 25 năm xây dựng và phát triển) Từ năm 1991 đến 2004, tỷ lệ bình quân lợi nhuận trên doanh thu là 33.34%, tỷ lệ nộp Ngân sách trên doanh thu là 56.79, thể hiện sự tăng trưởng khá cũng như sự đóng góp Ngân sách đáng kể mà Vietsovpetro đã đạt được. Bảng 15: Một số chỉ tiêu chủ yếu trong giai đoạn 1991 - 2004 Năm Tỷ lệ nộp Ngân sách trên doanh thu (%) Tỷ lệ lợi nhuận trên doanh thu (%) Lợi nhuận tính trên 1 lao động (USD) 1991 42.24 48.5 53.711 1992 47.80 34.4 44.623 1993 58.62 32.3 48.266 1994 58.47 32.4 47.303 1995 56.40 30.6 47.409 1996 56.40 30.6 66.874 1997 56.40 30.6 73.073 1998 56.40 30.6 58.384 1999 56.40 30.6 79.796 2000 65.07 32.3 147.809 2001 59.64 32.4 67.090 2002 59.74 33.5 86.149 2003 58.96 34.1 93.458 2004 62.51 33.9 136.189 1991-2000 56.79 33.34 75.270 (Nguồn: Vietsovpetro) Trong những năm qua, giá trị sản lượng dầu thương phẩm của Xí nghiệp Vietsovpetro chiếm tỷ trọng không nhỏ trong kim ngạch xuất khẩu của cả nước: Bảng 16: Tỷ trọng giá trị xuất khẩu dầu mỏ của Vietsovpetro so với cả nước Năm Giá trị xuất khẩu của cả nước (tr USD) Giá trị xuất khẩu dầu mỏ của Vietsovpetro (trUSD) Tỷ trọng (%) 1991 2.087,1 581,1 27,86 1992 2.580,7 710,2 27,52 1993 2.985,2 852,8 28,57 1994 4.054,3 862,1 21,26 1995 5.448,9 899,7 16,51 1996 7.255,9 1.228,4 16,93 1997 9.185,0 1.375,4 14,97 1998 9.360,3 1.121,9 11,99 1999 11.540,0 1.534,8 13,30 2000 14.308,0 2.694,6 18,83 Cộng 68.805,4 11.861,3 17,24 (Nguồn: Tổng hợp Niên giám thống kê và tài liệu của Vietsovpetro cung cấp) Biểu đồ 8: Tỷ trọng giá trị xuất khẩu của Vietsovpetro so với cả nước Như vậy, tuy chỉ có một Liên doanh trong lĩnh vực Tìm kiếm - thăm dò - khai thác Dầu khí nhưng lại có đóng góp rất lớn trong kết quả chung mà các hình thức Đầu tư nước ngoài đạt được. Dạng hợp đồng PSC (Product Sharing Contract) 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 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. Các kết quả mà hình thức hợp tác đầu tư này mang lại là rất lớn. Xuất phát từ tính phổ biến, linh hoạt, dễ áp dụng của nó mà số hợp đồng chúng ta kí kết với các Nhà thầu nước ngoài đã tăng dần theo thời gian, chứ nếu như chỉ chú tâm vào hình thức liên doanh thì rất khó thực hiện. Nhờ đó mà rất nhiều phân lô thuộc các bể trầm tích đã lần lượt được tập trung tìm kiếm và khai thác. Hiện tại, trong tổng số 42 PSC đã kí kết có 18 đang hoạt động, tức là có 24 hợp đồng đã chấm dứt hoàn toàn, nhưng trong số 18 hợp đồng đang thực hiện đó vẫn có những phần lô Nhà thầu hoàn trả. Bảng 17: Đánh giá chung các lô Nhà thầu hoàn trả. Bể TT TT TÊN LÔ NHÀ THẦU ĐÁNH GIÁ CHUNG SÔNG HỔNG 1 102/91 IDEMISU Khoan 2 giếng 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 4 111 Sceptre Resources Không có khả năng tài chính thực hiện hợp đồng(chưa khoan). Không hoàn thành cam kết. 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, không có khả năng thực hiện. 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 8 120,121 BHP Khoan 2 giếng,không có phát hiện dầu khí CỬU LONG 9 17 EOE Khoan 4 giếng/2 phát hiện dầu,mỏ nhỏ không thương mại theo điều kiện hợp đồng 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 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 13 04-1 BG Khoan 2 giếng không phát hiện dầu khí 14 04-2 LASMO Khoan 3 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng 15 04-3 OXY Khoan 4 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng 16 05-1 Đại Hùng BHP Khoan 9 giếng/mỏ dầu,mỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng 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 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 20 10 SHELL Khoan 4 giếng,1 giếng phát hiện khí(Phi Mã),mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng 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 đồng. 24 19 ONGC Kém triển vọng chưa khoan 25 20 PETROCANADA Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí 26 21 EOE Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí 27 22 CAIRN ENRGIE Khoan 1 giếng không có phát hiện dầu khí ML – TC 28 46,50,51 FINA Khoan 11 giếng ,mỏ nhỏ không kinh tế theo điều kiện hợp đồng (Nguồn: PetroVietnam) Như vậy, nguyên nhân của những hợp đồng đã chấm dứt chủ yếu là do không phát hiện thấy dầu, khí, hoặc mỏ nhỏ không có tính thương mại. Chỉ có 2 hợp đồng chấm dứt do không hoàn thành đúng cam kết, mà nguyên nhân là do phía bên nước ngoài không đủ khả năng tài chính (trường hợp Nhà thầu Sceptre Resources, lô 111 bể Sông Hồng và IPL, lô 115 bể Sông Hồng). Không hề có hợp đồng nào kết thúc do nguyên nhân Nhà thầu nước ngoài bỏ đi do phía Việt Nam vi phạm hợp đồng. Đây là một kết quả rất đáng mừng, chứng tỏ sự thành công trong việc thu hút Đầu tư nước ngoài vào TK - TD - KT Dầu khí Việt Nam. 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 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 nhiều 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