Một số giải pháp và kiến nghị nhằm thu hút FDI vào tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí

CHƯƠNG 1: THỰC TRẠNG ĐẦU TƯ NƯỚC NGOÀI VÀO TÌM KIẾM – THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ. 1.1. NGÀNH CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ VÀ CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ VIỆT NAM. 1.1.1. Ngành Công nghiệp Dầu khí. 1.1.1.1. Đặc thù. Đứng trên góc độ của nhà đầu tư, có thể rút ra các đặc trưng chính như sau: a) Công nghệ cao. Dầu khí là ngành Công nghiệp trẻ ở Việt Nam nhưng là ngành Công nghiệp phát triển trên thế giới. Trong suốt quá trình phát triển đó, lĩnh vực này đã ứng dụng hầu như tất cả những công nghệ tiên tiến đã được phát minh trong nhiều lĩnh vực khác nhau. Trong hoạt động dầu khí, nếu không ứng dụng được những công nghệ cao thì không thể thu được kết quả. b) Vốn lớn. Để ứng dụng được những công nghệ cao thì cần phải có một khối lượng vốn đầu tư khá lớn. Mọi nhà đầu tư vào lĩnh vực dầu khí đều phải tính đến khả năng sử dụng lượng vốn lớn và ứng dụng công nghệ tiên tiến nhất hiện có. c) Nhiều rủi ro nhưng lợi nhuận cao. Nhiều rủi ro. Các rủi ro trong hoạt động Dầu khí có thể kể đến như: rủi ro về tỉ giá hối đoái, rủi ro về tỉ lệ lạm phát, rủi ro chính trị, giá cả, rủi ro địa chất, địa lí, rủi ro về kĩ thuật, rủi ro về thị trường cũng như chất lượng dầu khí… Có những quốc gia sau vài chục năm thăm dò dầu khí mới phát hiện được các mỏ dầu khí có giá trị công nghiệp (Canada mất 40 năm, Việt Nam sau gần 30 năm tìm kiếm thăm dò dầu khí mới phát hiện ra các mỏ dầu có giá trị công nghiệp). Các loại rủi ro đó xuất hiện bất cứ lúc nào, trong bất cứ giai đoạn nào của hoạt động Dầu khí. Ví dụ như có mỏ khai thác có triển vọng chứa dầu khí, có các biểu hiện dầu khí nhưng không có giá trị công nghiệp; cũng có thể dầu thô khai thác được lại có hàm lượng lưu huỳnh, phốt pho cao (S, P lớn hơn 0,1%)… Rủi ro lớn nhất trong hoạt động dầu khí là rủi ro trong Tìm kiếm – thăm dò. Trong đó, rủi ro về trữ lượng và khả năng khai thác là lớn nhất. Các hoạt động trong các khâu khác (lọc, hóa dầu, xử lí, vận chuyển, phân phối, kinh doanh sản phẩm dầu khí…) ít chịu rủi ro hơn trong chính bản thân khâu đó, nhưng lại gián tiếp chịu rủi ro do khâu Tìm kiếm – thăm dò mang lại. Rủi ro trong Tìm kiếm – thăm dò có thể làm mất toàn bộ vốn đầu tư, còn rủi ro trong các khâu khác của hoạt động đầu tư (lĩnh vực lọc, hoá dầu và chế biến kinh doanh) chỉ có thể làm giảm lợi nhuận của quá trình đầu tư đó. Có thể tạm chia chúng ra làm 4 loại: rủi ro địa chất, rủi ro thương mại, rủi ro kỹ thuật, rủi ro khác, trong đó rủi ro địa chất và rủi ro thương mại là các rủi ro chủ yếu. - Rủi ro địa chất: là những rủi ro liên quan đến địa chất mỏ khai thác, có thể do xác định sai cấu tạo địa chất, xác định sai xác suất tồn tại một tích tụ dầu khí và có khả năng khai thác... - Rủi ro thương mại: Để đánh giá hiệu quả từ việc khai thác dầu khí, thường sử dụng chỉ tiêu NPV: NPV = trong đó: R1, R2, R3,... Rn – thu nhập ròng nhận được vào cuối năm 1,2,3... (đây là thu nhập sau khi đã trừ thuế và các khoản thu khác). i – lãi suất chiết khấu (%) n - số năm đầu tư xác định theo thời hạn đầu tư trong hợp đồng. Việc khai thác dầu khí không đạt được hiệu quả kinh tế, tức là NPV âm, thì được coi là rủi ro thương mại. - Rủi ro kỹ thuật: Việc xác định các tham số cần thiết cho việc khai thác dầu sẽ gây ra các rủi ro kỹ thuật. Các tham số (yếu tố) đó là: độ bão hoà dầu, hiệu suất thu hồi, chiều dầy vỉa sản phẩm, hệ số co... - Rủi ro khác: đó là các rủi ro do sự cố xảy ra có tác động tiêu cực đến thu chi tài chính gồm các rủi ro về thiên tai, hoả hoạn, thời tiết và các vấn đề có liên quan đến chính trị. Lợi nhuận lớn. Khi các phát hiện dầu, khí có tính thương mại và đưa vào phát triển, khai thác thì sẽ thu được một khoản lợi nhuận lớn. Thông thường, nếu có phát hiện thương mại, chi phí cho một thùng dầu chỉ bằng khoảng 1/3 giá bán. Chẳng hạn, khu vực Trung Đông là khu vực có tiềm năng dầu khí lớn, chi phí sản xuất chỉ khoảng 1USD/thùng; trong khi đó giá bán có lúc đạt trên 30 USD/thùng, thậm chí tại thời điểm sốt dầu, giá bán đạt trên 70 USD/thùng. Có thể nói nhờ đặc trưng rất hấp dẫn này mà các nhà đầu tư đã chấp nhận rủi ro để bỏ vốn đầu tư vào hoạt động dầu khí. d) Hợp tác quốc tế. Xuất phát từ các đặc thù trên: nhiều rủi ro và sử dụng vốn đầu tư lớn cho nên hợp tác quốc tế trở thành một đặc thù mang tính phổ biến của ngành Dầu khí. Rất khó có thể tìm thấy một công ty hay quốc gia nào có hoạt động dầu khí lại không có hợp tác quốc tế. Hợp tác quốc tế nhằm mục đích san sẻ rủi ro và tạo ra một khối lượng vốn đầu tư đủ lớn cho hoạt động của mình. Tuỳ thuộc điều kiện cụ thể của mỗi nước hay mỗi công ty mà chú ý nhiều hơn tới từng mục tiêu cụ thể. Với các nước có tiềm lực lớn về vốn và mạnh về công nghệ thì hợp tác quốc tế chủ yếu nhằm mục đích san sẻ rủi ro. Với Việt Nam, do hoạt động dầu khí còn non trẻ nên hợp tác quốc tế vừa để san sẻ rủi ro, vừa để huy động vốn, công nghệ và học tập kinh nghiệm của nước ngoài. Tóm lại: Với quốc gia có nền kinh tế đang phát triển và ngành Dầu khí mới được hình thành như Việt Nam thì những đặc trưng trên càng được thể hiện khá rõ nét. Khi quyết định đầu tư cho bất kì dự án dầu khí nào, nhà đầu tư trước hết phải xem xét tới các đặc trưng trên và lượng hóa được các đặc trưng đó (lượng hoá mức độ rủi ro, trình độ công nghệ, vốn đầu tư và lợi nhuận có thể có…) 1.1.1.2. Các công đoạn chính của hoạt động Dầu khí. Hoạt động dầu khí được chia thành 3 lĩnh vực chính: Tìm kiếm – thăm dò –khai thác Vận chuyển – Tàng trữ Chế biến – kinh doanh phân phối sản phẩm Hoạt động Tìm kiếm - thăm dò - khai thác: Còn gọi là lĩnh vực Thượng nguồn, hoặc khâu đầu, hoặc UPSTREAM: được tính từ khi bắt đầu các hoạt động khảo sát địa vật lý, xử lí tài liệu địa chấn, khoan thăm dò… cho tới khi đưa dầu hoặc khí lên tới miệng giếng. Hoạt động vận chuyển – tàng trữ dầu khí: Còn gọi là lĩnh vực Trung nguồn, hoặc khâu giữa, hoặc MIDSTREAM: là khâu nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ. Quá trình phát triển của nó gắn liền với quá trình khai thác dầu khí, bao gồm các kho chứa, các hệ thống vận chuyển bằng đường ống và tàu dầu. Các hoạt động thuộc lĩnh vực chế biến dầu khí, kinh doanh, phân phối sản phẩm…: Còn gọi là lĩnh vực Hạ nguồn, hoặc khâu sau, hoặc DOWNSTREAM: Bao gồm các hoạt động lọc, hóa dầu, chế biến dầu và khí. Nó được tính từ khi nhận dầu (hay khí) từ nơi xuất của khu khai thác đến quá trình lọc, chế biến, hoá dầu và kinh doanh, phân phối các sản phẩm dầu, khí đó. Trên thế giới, mỗi công đoạn có sức hấp dẫn riêng của nó; có quan hệ phụ thuộc hoặc quyết định chi phối lẫn nhau. Tuy vậy, hoạt động trong lĩnh vực Thượng nguồn có sức hấp dẫn cao nhất (mặc dù có rủi ro lớn) vì thu được nhiều lợi nhuận nhất. Trong lĩnh vực Hạ nguồn, đầu tư vào hoạt động kinh doanh, bán lẻ có thể thu được lợi nhuận lớn; còn đầu tư vào lọc dầu ít có sức hấp dẫn và lợi nhuận không cao (đôi khi còn bị lỗ), nhưng người ta vẫn đầu tư vào khâu này vì nhiều mục đích khác nhau, trong đó quan trọng nhất là vì chiến lược an toàn năng lượng và làm tiền đề cho các ngành công nghiệp khác phát triển (ví dụ công nghiệp hoá chất, phân bón…). Khai thác 65.0% Hoá dầu 6,4% Lọc dầu 28,6% Biểu đồ 1: Tỉ trọng thu nhập bình quân từ các khâu của các Tập đoàn dầu khí lớn (giai đoạn 1985 – 2003) 1.1.2. Ngành Công nghiệp Dầu khí Việt Nam. 1.1.2.1. Lịch sử hình thành và phát triển. So với các ngành công nghiệp khác trong nước, ngành Dầu khí được coi là phát triển sau. Tuy nhiên với sự hấp dẫn của nó và sự quan tâm ưu tiên đặc biệt của Đảng và Chính phủ, trong vòng 30 năm trở lại đây, ngành Công nghiệp đặc thù này đã phát triển rất mạnh và trở thành một trong những ngành có vai trò quan trọng nhất trong nền kinh tế quốc dân hiện nay. Trải qua 30 năm xây dựng và phát triển, ngành Dầu khí Việt Nam đã không ngừng lớn mạnh và trưởng thành, vượt qua nhiều khó khăn thử thách lập nên những thành tựu trên chặng đường tìm kiếm, thăm dò và khai thác nguồn tài nguyên vô cùng quý giá này, phục vụ công cuộc phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Có thể tạm phân chia tiến trình phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam theo các giai đoạn như sau: Thời kỳ trước 1975: Trong giai đoạn này, trong điều kiện đất nước còn chia cắt, các hoạt động thăm dò dầu khí đi theo hai hướng khác nhau: Ở miền Bắc, với sự giúp đỡ về tài chính và kỹ thuật của Liên-xô và một số nước XHCN Đông Âu (cũ), Tổng cục Địa chất đã tiến hành một số hoạt động thăm dò địa vật lý, địa chất tại vùng trũng sông Hồng. C«ng t¸c th¨m dß ®· ®­îc triÓn khai t­¬ng ®èi réng r·i ë khu vùc miÒn vâng Hµ néi bao gåm kh¶o s¸t ®Þa vËt lý vµ khoan th¨m dß. Trong khảo sát địa vật lý đã áp dụng hầu như toàn bộ các kỹ thuật mà Liên Xô có lúc bấy giờ. Thêi kú ®Çu (1962-1970) chñ yÕu chØ khoan n«ng (kho¶ng d­íi 150m) nh­ng sau ®ã (1974-1975) tiÕn hµnh khoan mét sè giÕng khoan s©u (trên 3000m) ë Th¸i B×nh vµ ®· cã mét sè ph¸t hiÖn dÇu khÝ. Trong khi đó ở miền Nam, hoạt động thăm dò diễn ra mạnh mẽ hơn: từ khi chính quyền Nam Việt Nam ban hành Luật khuyến khích đầu tư nước ngoài (Luật số 011/70), một loạt các công ty của Mỹ, Nhật, Canada đã đầu tư dưới dạng Hợp đồng Nhượng địa để thăm dò dầu khí trên thềm lục địa Nam Việt Nam, và kết quả là một loạt các giếng đã có phát hiện dầu, trong đó giếng cao nhất cho lưu lượng khoảng 2.400 thùng dầu/ngày. N¨m 1974 c«ng ty dÇu khÝ Mü Mobil ®· ký kÕt víi chÝnh quyÒn miÒn Nam cò th¨m dß vµ ph¸t hiÖn thÊy dÇu t¹i c¸c má B¹ch Hæ vµ má Rång (sau nµy XÝ nghiÖp liªn doanh dÇu khÝ Vietsovpetro tiÕp nhËn). Giai đoạn từ 1975 đến 1987: Đây là giai đoạn từ sau khi thống nhất đất nước đến khi Luật Đầu tư Nước ngoài tại Việt Nam được ban hành. Trong giai đoạn này, hoạt động thăm dò dầu khí được đẩy lên ở mức cao hơn trên toàn lãnh thổ Việt Nam, đặc biệt là về tổ chức, quy mô, chiều sâu kỹ thuật sau khi Tổng cục Dầu khí được thành lập vào tháng 9/1975. Tiếp theo đó các công ty chuyên ngành đã được thành lập: Công ty Dầu khí I, Công ty Dầu khí II, Công ty Địa Vật lý, Viện Dầu khí, Trường Công nhân Kỹ thuật Dầu khí, Đoàn Đồng bằng Cửu Long, Công ty Vật tư Thiết bị… Quy mô và phạm vi hợp tác đã được mở rộng: ngoài việc Liên Xô giúp đầu tư thăm dò mạnh mẽ hơn ở vùng trũng sông Hồng, ở phía Nam ta cũng tự đầu tư khoan giếng thăm dò ở đồng bằng sông Cửu Long. Nhịp độ đầu tư thăm dò tăng dần với việc gọi vốn đầu tư nước ngoài từ các công ty dầu khí quốc tế (ngoài Mỹ) dưới dạng Hợp đồng Dịch vụ. C¸c ho¹t ®éng dÇu khÝ ®­îc triÓn khai ra toµn quèc. Trong thêi gian nµy, mét sè c«ng ty t­ b¶n n­íc ngoµi nh­ Deminex (§øc), BowValley (Canada), Agip (ý) ®· vµo th¨m dß dÇu khÝ ë thÒm lôc ®Þa phÝa nam. MÆc dï cã mét vµi ph¸t hiÖn dÇu khÝ nh­ng do nhiÒu lý do kh¸c nhau c¸c c«ng ty nµy ®Òu ®· hoµn tr¶ diÖn tÝch vµ rót lui. Đỉnh điểm của giai đoạn này là việc ra đời của Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro (1981) với việc phát hiện mỏ dầu lớn cho Việt Nam, mỏ Bạch Hổ (1986). Tấn dầu thô đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào tháng 6/1986. Đây là một cái mốc đặc biệt quan trọng đánh dấu sự phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam. Bên cạnh các hoạt động sản xuất, sự nghiệp hợp tác quốc tế trong tư vấn, đào tạo và nghiên cứu, mặc dù có sự cấm vận của Mỹ, đã được chú trọng và đẩy mạnh. Nhờ có Luật Đầu tư Nước ngoài tại Việt Nam (1987) và chính sách mở cửa kinh tế của Đảng và Nhà nước, ngành Dầu khí Việt Nam đã bước vào một thời kỳ phát triển mạnh mẽ, đặc biệt là đối với công tác thăm dò khai thác. Giai đoạn từ 1987 đến nay: Tổng cục Dầu khí được chuyển đổi thành Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam, với tư cách là một Công ty Dầu khí Quốc gia, đã tiến hành ký hàng chục hợp đồng hợp tác kinh doanh thăm dò dầu khí với các công ty dầu khí có danh tiếng trên thế giới. Hệ thống luật pháp điều chỉnh hoạt động dầu khí trong nền kinh tế thị trường đã được hoàn thiện, đảm bảo cho việc đầu tư được ổn định (Luật Dầu khí, Luật Thuế, Luật Lao động…). Việc hợp tác thăm dò được mở rộng ra với các công ty Mỹ sau khi hết cấm vận đã tạo điều kiện cho việc áp dụng các công nghệ cao trong thăm dò khai thác. Các hình thức hợp đồng được đa dạng hóa với việc ra đời các Liên doanh Điều hành chung. Tháng 4/1995, khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ đã được đưa vào bờ để phát điện tại nhà máy nhiệt điện Bà Rịa, đánh dấu sự ra đời của ngành công nghiệp khí Việt Nam với nhiều triển vọng to lớn. Đặc biệt là với việc tăng nhanh sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ và các phát hiện dầu khí mới của các Nhà thầu đã và đang đưa vào khai thác đã khẳng định vai trò quan trọng của ngành Dầu khí Việt Nam trong nền kinh tế quốc dân. Khối lượng công tác thăm dò thực hiện được trong vòng 18 năm trở lại đây đã gấp hàng chục lần so với toàn bộ hoạt động trước đó với tổng số vốn đầu tư ước chừng 7,2 tỷ USD. Hiện nay, toàn bộ dầu thô Việt Nam được xuất bán cho các công ty nước ngoài (Nhật, Singapor, Mỹ, Hàn Quốc ...) nhưng sau này một phần sẽ được đưa vào chế biến tại nhà máy lọc dầu số 1 ở Việt Nam với công suất 6,5 triệu tấn/năm, tiếp theo là nhà máy lọc dầu số 2 cũng sẽ được xây dựng, làm cơ sở cho công nghệ hoá dầu ở Việt Nam ngày càng phát triển. Để xây dựng nền công nghiệp dầu khí Việt Nam phát triển một cách toàn diện, ngoài những dự án có sự đầu tư trực tiếp của nước ngoài trong khâu tìm kiếm thăm dò khai thác và chế biến dầu khí, Tổng công ty dầu khí Việt Nam cũng sẽ chú trọng những dự án phát triển năng lực dịch vụ kỹ thuật cao để nâng cao tỷ trọng doanh thu từ dịch vụ dầu khí của chính Tổng công ty dầu khí Việt Nam và các doanh nghiệp trong nước, mở rộng kinh doanh ở khâu phân phối sản phẩm, tăng cường nghiên cứu khoa học công nghệ phục vụ sản xuất, chú trọng công tác đào tạo cán bộ, mở rộng hợp tác với các cơ sở khoa học và doanh nghiệp trong nước, từng bước có sự lựa chọn tham gia đầu tư ở nước ngoài, xây dựng Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ngày càng hoàn thiện và phát triển, góp phần vào sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước. 1.1.2.2. Vai trò vị trí của ngành Dầu khí trong tiến trình phát triển và đổi mới nền kinh tế đất nước. Với mức đóng góp đáng kể vào Ngân sách Nhà nước nói chung và kim ngạch xuất khẩu nói riêng, ngành Dầu khí được biết đến là một ngành có đóng góp lớn vào sự phát triển kinh tế chung của đất nước. Đến tháng 6/2005, toàn ngành Dầu khí Việt Nam đã khai thác 200 triệu tấn dầu quy đổi. Với sản lượng khai thác như vậy, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam đã thu được 34 tỷ USD từ xuất khẩu dầu thô, đem lại nguồn thu cho ngân sách Nhà nước (NSNN) hơn 18 tỷ USD. Chỉ tính riêng 5 năm (2001 – 2005), tổng doanh thu đạt 330 nghìn tỷ đồng, nộp NSNN 200 nghìn tỷ đồng. Tính bình quân mỗi năm, ngành Dầu khí đóng góp khoảng 25% NSNN, đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á về xuất khẩu và đứng thứ 4 về khai thác dầu thô. Hàng năm, thu nhập do khai thác và xuất khẩu dầu thô đứng ở vị trí hàng đầu và chiếm khoảng gần 1/4 trong tổng thu nộp NSNN. Ngành Dầu khí được Đảng và Chính phủ xếp là một trong những ngành kinh tế mũi nhọn trong tiến trình công nghiệp hoá – hiện đại hoá đất nước, Tổng công ty Dầu khí cũng được xếp hạng là doanh nghiệp Nhà nước hạng đặc biệt. Điều đó phần nào cho thấy vai trò và vị trí của ngành Dầu khí đối với tiến trình phát triển và đổi mới nền kinh tế đất nước. Có thể tóm tắt một số đóng góp chính của ngành Dầu khí như sau: - Mang lại nguồn thu ngoại tệ đáng kể cho Ngân sách Nhà nước thông qua việc chia sản phẩm và các loại thuế (thuế tài nguyên, thuế thu nh); - Thu hút đầu tư nước ngoài vào các hoạt động dầu khí tại Việt Nam; - Thu hút chuyển giao công nghệ và chuyển dịch kỹ thuật tiên tiến vào Việt nam; - Tạo ra công ăn việc làm đáng kể cho bản thân cán bộ công nhân viên ngành Dầu khí cũng như một số ngành nghề dịch vụ cho Dầu khí; - Phát triển mạnh quan hệ hợp tác quốc tế; chúng ta có quan hệ hợp tác với nhiều nước, các công ty, các viện nghiên cứu liên quan đến hoạt động dầu khí; - Đội ngũ cán bộ của ngành Dầu khí, một bộ phận cấu thành của lực lượng lao động xã hội, được đào tạo, rèn luyện và trưởng thành đáng kể. 30 năm qua, Ngành Dầu khí Việt Nam đã không ngừng lớn mạnh với sản lượng dầu khai thác ngày càng tăng, cung cấp năng lượng cho Đất nước và xuất khẩu, góp phần rất quan trọng trong thời kỳ đẩy mạnh sự nghiệp CNH, HĐH ở nước ta. Ngành Dầu khí Việt Nam đã đóng góp khoảng 400 tỷ đồng xây dựng các công trình phúc lợi công cộng, tu bổ các di tích lịch sử, tích cực tham gia ''Quỹ đền ơn đáp nghĩa'', ''Quỹ vì người nghèo'', ''Quỹ nạn nhân chất độc da cam'' và nhiều quỹ từ thiện khác. 1.1.3. Giới thiệu về Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. 1.1.3.1. Lịch sử hình thành và phát triển. Ngành dầu khí Việt Nam có lịch sử hình thành và phát triển hơn 30 năm. Trong những năm vừa qua đã đạt được những thành tựu đáng kể trong công tác thăm dò và khai thác dầu khí, trở thành một ngành Công nghiệp mũi nhọn trong cơ cấu kinh tế nước ta. Quá trình hình thành ngành Dầu khí nước ta gắn liền với sự ra đời của Tổng công ty dầu khí Việt Nam, trải qua những mốc quan trọng như sau: - Năm 1961: Thành lập Đoàn địa chất 36 trực thuộc Tổng cục Địa chất, làm nhiệm vụ tìm kiếm - thăm dò dầu khí; - Năm 1969: Chuyển Đoàn địa chất 36 thành Liên đoàn Địa chất 36; - Năm 1975: Thành lập Tổng cục Dầu khí Việt Nam trên cơ sở Liên đoàn Địa chất 36 của Tổng cục Địa chất và một số bộ phận của Tổng cục hoá chất; - Năm 1977: Thành lập Công ty Dầu khí Việt Nam trực thuộc Tổng cục Dầu khí làm nhiệm vụ hợp tác tìm kiếm - thăm dò - khai thác dầu khí với nước ngoài tại Việt Nam; - Tháng 4/1990: Sát nhập Tổng cục dầu khí vào Bộ công nghiệp nặng; - Tháng 6/1990: Thành lập Tổng công ty Dầu khí Việt Nam trên cơ sở các đơn vị cũ của Tổng cục Dầu khí; - Tháng 5/1992: Tổng công ty Dầu khí Việt Nam tách khỏi Bộ công nghiệp nặng và trực thuộc Thủ tướng Chính phủ. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có tên giao dịch quốc tế là PETROVIETNAM; - Tháng 5/1995: Tổng công ty Dầu khí Việt Nam được Thủ tướng Chính phủ ra quyết định là Tổng công ty Nhà nước, có tên giao dịch quốc tế là PETROVIETNAM. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam là Tổng công ty Nhà nước do Thủ tướng Chính phủ quyết định thành lập, hoạt động theo mô hình Tổng Công ty 91, được tiến hành các hoạt động dầu khí trên toàn lãnh thổ, lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế, thềm lục địa và hải đảo thuộc chủ quyền nước Cộng hoà xã hội chủ nghĩa Việt Nam và được tiến hành các hoạt động dầu khí ở nước ngoài khi Chính phủ cho phép. Mọi hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí của các tổ chức cá nhân khác tại Việt Nam chỉ được tiến hành trên cơ sở ký kết hợp đồng với Tổng công ty dầu khí Việt Nam. 1.1.3.2. Chức năng nhiệm vụ. Là công ty dầu khí quốc gia thuộc quyền quản lý của Nhà nước, Petrovietnam được giao nhiệm vụ triển khai thực hiện toàn bộ các hoạt động liên quan đến việc phát hiện, khai thác và làm gia tăng giá trị của nguồn tài nguyên dầu khí tại Việt Nam, tiến hành các hoạt động kinh doanh đa lĩnh vực và thực hiện các nhiệm vụ khác do Nhà nước giao phù hợp với pháp luật Việt Nam. 1.1.3.3. Lĩnh vực hoạt động. Kể từ khi được thành lập, hoạt động kinh doanh của Petrovietnam đã phát triển mạnh mẽ và rộng khắp, mang lại hiệu quả cao từ khâu đầu đến các khâu sau. Hiện nay PetroVietnam có hơn 30 đơn vị thành viên, triển khai các hoạt động liên quan đến công nghiệp dầu khí không chỉ ở lãnh thổ Việt Nam mà còn cả ở nước ngoài. Các hoạt động chính của PetroVietnam bao gồm: Tìm kiếm, thăm dò, khai thác DK. Vận chuyển, tàng trữ và chế biến DK. Thương mại DK. Hoạt động tài chính. Dịch vụ Dầu khí. Nghiên cứu khoa học. 1.1.3.4. Cơ cấu tổ chức. Cơ cấu tổ chức hiện nay của PetroVietnam gồm nhiều đơn vị thành viên và các công ty liên doanh, hoạt động kinh doanh phát triển bao trùm khắp các lĩnh vực của ngành công nghiệp Dầu khí tại Việt Nam, từ thăm dò và khai thác dầu khí, tàng chứa, vận chuyển, chế biến, phân phối sản phẩm dầu khí, đến các hoạt động dịch vụ, thương mại, tài chính, bảo hiểm dầu khí. Các công ty thành viên trong lĩnh vực TDKT: - Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) - Công ty Đầu tư & Phát triển Dầu khí (PIDC) - Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro TỔNG CÔNG TY DẦU KHÍ VIỆT NAM BỘ MÁY QUẢN LÍ TỔNG CÔNG TY ĐƠN VỊ HẠCH TOÁN PHỤ THUỘC DNNN HẠCH TOÁN ĐỘC LẬP ĐƠN VỊ SỰ NGHIỆP CÁC LIÊN DOANH P. TCCB và ĐTạo P. Kế hoạch P. Tài Chính P. Kế toán P. Thương mại P. HĐQT P. Vận chuyển XL và phân phối khí P. KHCN và MT P.Thăm dò và Khai thác P. LĐ và TLương P. Thanh tra Văn phòng Cty DVụ Kỹ thuật DK Cty thiết kế XD DK Cty Chế biến và KD sản phẩm dầu Cty DD khoan và hoá phẩm DK Cty Bảo hiểm Cty Thương mại DK Cty tư vấn ĐT XD DK Cty TD -KT -DK Cty Giám sát PSC Trung tâm đào tạo và CUNL DK Viện Dầu khí Trung tâm NCPT Chế biến DK Trung tâm NCPT An toàn DK XNLD Vietsovpetro Cty NMLD Việt Nga Các LD có vốn góp của TCTy P. Chế biến DK Cty Dịch vụ du lịch DK Trung tâm TTLLDK Sơ đồ 1: SƠ ĐỒ TỔ CHỨC TỔNG CÔNG TY DẦU KHÍ VIỆT NAM 1.1.3.5. Kết quả sản xuất kinh doanh 5 năm gần đây. Năm 2005, toàn ngành Dầu khí đạt kim ngạch xuất khẩu hơn 7 tỷ USD, tăng hơn mức kỷ lục đã đạt năm 2004 gần 1,33 tỷ USD, Tổng doanh thu của Tổng công ty tăng 34%. Ngành dầu khí cũng đã nộp ngân sách Nhà nước trên 50.000 tỷ đồng, tăng 1.850 tỷ đồng so với năm 2004, tăng khoảng 28% so với năm 2004. Đây là năm thứ 5 trong giai đoạn 2001 – 2005, ngành Dầu khí dẫn đầu các ngành kinh tế cả nước về kim ngạch xuất khẩu và nộp Ngân sách Nhà nước. Trong giai đoạn 2001 - 2005, Tổng công ty dầu khí đóng góp hàng năm khoảng 25% tổng thu ngân sách Nhà nước, doanh thu liên tiếp tăng và tăng mạnh (xem bảng 1), tốc độ gia tăng trữ lượng dầu khí khá cao, góp phần quan trọng bảo đảm an ninh năng lượng cho phát triển kinh tế của đất nước cũng như góp phần quan trọng vào việc hoàn thành kế hoạch kinh tế - xã hội năm 2005 và giai đoạn 2001 – 2005. Bảng 1: Tổng hợp KQSXKD giai đoạn 2001 – 2005 (Đơn vị: Nghìn USD) 2001 2002 2003 2004 2005 Doanh thu 1.084.655 1.904,090 3.173,709 3.058.126 3.314.902 Trừ: Doanh thu của các đối tác liên doanh (801.318) (827,122) (1.390,630) (1.259.272) (1.308.176) Doanh thu thuần 1.084.655 1.076,968 1.783,079 1.798.854 2.006.726 Giá vốn hàng bán 478.720 (478,713) (685,903) (821.583) (1.015.012) Lãi gộp 605.935 598,255 1.097,176 977.271 991.714 Thu nhập hoạt động khác 7.359 10.672 15.248 16.101 14.687 Chi phí bán hàng 9.162 (17,734) (30,799) (28.521) (28.800) Chi phí quản lý 11.546 (27,267) (27,267) (40.872) (49.034) Chi phí hoạt động khác (8.194) (9.186) (11.952) (11.669) (14.076) Lãi hoạt động 592.586 553,254 1.041,200 912.310 914.491 Chi phí tài chính 11.600 33,239 67,619 (3.194) (6,147) Thu nhập đầu tư liên doanh (17.419) (9,046) (6,964) 65.729 81.341 Thu nhập đầu tư khác 9.173 18,505 2,805 16.614 22.674 Lợi nhuận trước thuế 598.405 595,952 1.104,660 991.459 1.012.359 Thuế thu nhập doanh nghiệp 229.383 (190,718) (424,451) (365.112) (403.602) Lợi nhuận sau thuế 369.022 505,234 680,209 626.347 608.757 (Lỗ) Quyền lợi cổ đông thiểu số 164.704 (0,649) (0,657) 412 588 Lãi ròng hợp nhất 204.318 404,585 679,552 626.759 609.345 (Nguồn: Báo cáo hằng năm PetroVietnam ) 1.1.3.6. Mối quan hệ giữa hoạt động của TCT và vấn đề Đầu tư nước ngoài. Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam vừa là đơn vị trực tiếp quản lí hợp hoạt động của các Nhà thầu nước ngoài trong khi đầu tư vào ngành Dầu khí Việt Nam, vừa là đơn vị cùng tham gia trực tiếp vào hoạt động đó dưới hình thức hợp đồng hợp tác kinh doanh, liên doanh với những tỉ lệ % nhất định. Ngành Dầu khí không cho phép các nhà đầu tư nước ngoài hoạt động dưới hình thức doanh nghiệp 100%, mà trong tất cả các hợp đồng đều phải có mặt PetroVietnam. PetroVietnam chính là đơn vị hoạch định chính sách, quy hoạch, kế hoạch... liên quan đến đầu tư nước ngoài vào ngành Dầu khí Việt Nam, đồng thời tổ chức quản lí giám sát hoạt động, thu hồi lãi dầu và phần lợi nhuận đã thoả thuận, từ đó tổng hợp lại rồi mới nộp cho Nhà nước. 1.2 CÔNG TÁC TÌM KIẾM – THĂM DÒ – KHAI THÁC VÀ VẤN ĐỀ ĐTNN VÀO CÁC HOẠT ĐỘNG NÀY. 1.2.1. Công tác Tìm kiếm – thăm dò – khai thác DK. 1.2.1.1. Mô tả. Một quá trình đầu tư Tìm kiếm - thăm dò - khai thác có thể chia làm 3 giai đoạn chính, thể hiện trên sơ đồ sau: Giai đoạn thăm dò Đánh giá sơ bộ triển vọng lô hợp đồng Chọn vùng cấu tạo triển vọng Khảo sát ĐVL nghiên cứu địa chất Khoan thăm dò N.cứu kết quả khoan và đánh giá phát hiện Đánh giá đối tượng và chọn vị trí khoan Thiết kế, gọi thầu chế tạo phương tiện thiết bị Kế hoạch phát triển, khai thác thử Lập kế hoạch phát triển tổng thể Nghiên cứu vỉa Giai đoạn phát triển Tính trữ lượng Thẩm lượng Hoạt động khai thác thứ cấp Thu gom xử lý, tàng trữ Vận hành và bảo trì giếng Giai đoạn khai thác Khoan khai thác Lắp đặt phương tiện thiết bị Vận hành thử Đo đếm và giao bán sản phẩm a) Giai đoạn Tìm kiếm – Thăm dò. a.1. Giai đoạn Thăm dò. Nghiên cứu địa chất. - Tái xử lí, tái minh giải tài liệu. - Thu nổ địa chấn (2D, 3D). - Xử lí tài liệu địa chấn. - Minh giải tài liệu địa chấn. - Đánh giá triển vọng dầu khí (sinh, chắn, chứa…). - Xác định vị trí giếng khoan. Xác lập và trình duyệt các báo cáo cần thiết. - Báo cáo đánh giá tiềm năng. - Xác định vị trí khoan và chương trình khoan. - Báo cáo đánh giá tác động môi trường. - Báo cáo thiết kế chi tiết giếng khoan. Khoan. - Chuẩn bị: + Chuẩn bị vật tư thiết bị (mua sắm ống chống, xi măng hoá phẩm…) + Chuẩn bị căn cứ dịch vụ. + Khảo sát địa chất công trình. + Giải phóng mặt bằng, làm nền khoan… + Đấu thầu giàn khoan. + Đấu thầu tàu dịch vụ, trực thăng. + Các dịch vụ khác (thử vỉa, bơm trám, thả ống chống, dự báo thời tiết). - Thi công: + Giám sát toàn bộ quá trình thi công. + Cập nhật thông tin, so sánh với dự kiến. + Phân tích mẫu. Lập báo cáo tổng kết. - Xác định tiềm năng dầu khí. - Chương trình thăm dò tiếp theo. - Tuyên bố phát hiện. - Báo cáo hoàn trả diện tích. a.2. Giai đoạn thẩm lượng. Giai đoạn thẩm lượng thường kéo dài 3 – 5 năm, với mục đích xác định chính xác các cấp trữ lượng dầu khí, các thông số kỹ thuật tầng chứa thuộc khu vực thăm dò nhằm làm cơ sở cho việc thiết kế phát triển và khai thác mỏ. Trong giai đoạn này nhà đầu tư phải thực hiện khối lượng rất lớn, đặc biệt là khoan thẩm lượng. Các công việc chính phải làm cũng giống như giai đoạn thăm dò song với mức độ chính xác và chi tiết hơn. Kết thúc giai đoạn thẩm lượng, Nhà thầu (Chủ đầu tư) phải lập báo cáo đánh giá trữ lượng (Reserves Accessment Report), rồi thông qua PetroVietnam trình Hội đồng trữ lượng Nhà nước phê duyệt. b) Giai đoạn phát triển. Giai đoạn phát triển được bắt đầu khi hoàn tất RAR. Đây là giai đoạn cực kì quan trọng, đòi hỏi Nhà đầu tư tập trung nhiều nhân lực và vốn nhất. Để phát triển mỏ, trên cơ sở RAR được Chính phủ phê duyệt, Nhà thầu phải lập kế hoạch phát triển mỏ FDP trình PV, bao gồm các nội dung: - Trữ lượng (phân tích cụ thể các thông số địa chất). - Giải pháp công nghệ tối ưu (đưa ra các phương án khai thác để lựa chọn phương án tối ưu). - Đánh giá tác động môi trường. - Chi phí đầu tư (tổng mức đầu tư). - Tổ chức triển khai (sơ đồ tổ chức, đào tạo nhân lực…) - Tiến độ thực hiện: nhân lực, thời gian (thông qua chương trình Microsoft Project). - Đánh giá kinh tế: Hiệu quả kinh tế, độ nhạy… c) Giai đoạn Khai thác. Giai đoạn Khai thác bắt đầu từ khi có First Production (first oil, first gas…). Trên thực tế phải cần một giai đoạn chuẩn bị trước từ 6 tháng – 1 năm. Bước vào giai đoạn này, công việc chính của Nhà thầu là: - Quản lí, giám sát, cập nhật thông tin trong quá trình khai thác. - Đánh giá khả năng khai thác thực tế so với kế hoạch. - Làm các thủ tục cần thiết (cầu, cảng) để xuất hoặc bán sản phẩm. - Kiểm soát dòng tiền, tính chi phí thu hồi, lãi, thuế. - Điều chỉnh kế hoạch cho phù hợp với thực tế. 1.2.1.2. Đặc thù của một Dự án Tìm kiếm - thăm dò - khai thác Dầu khí. Dự án Đầu tư Dầu khí là dự án có suất đầu tư lớn, rủi ro rất cao. - Khi quyết định đầu tư Dự án vẫn chưa xác định được: + Quy mô đầu tư, thị trường tiêu thụ. + Công nghệ sản xuất, thị trường sản xuất. + Công suất, chủng loại và chất lượng sản phẩm. - Toàn bộ chi phí đầu tư và vận hành đều được thu hồi lại dưới hình thức thu hồi chi phí theo luật. - Không áp dụng khấu hao tài sản như các dự án thông thường. - Thời gian ngừng khai thác (đóng cửa mỏ) chỉ ước đoán. - Các dự án đầu tư khác, giai đoạn đầu tư sẽ chấm dứt khi dự án chuyển sang giai đoạn khai thác. Các dự án đầu tư dầu khí thì ngược lại, để tăng cao hiệu quả đầu tư, giảm thiểu rủi ro…, hoạt động đầu tư thường thực hiện theo hình thức cuốn chiếu. - Để tính được việc đầu tư có hiệu quả hay không cần phải đầu tư một số tiền khá lớn (vài chục triệu USD). 1.2.1.3. Kết quả TK – TD – KT đạt được. Việt Nam là một quốc gia có tiềm năng Dầu khí, với diện tích thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế gần 1 triệu km2 bao gồm các bể trầm tích Đệ Tam: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, MaLay – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa (Sơ đồ 2). Sơ đồ 2: Các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam Hoạt động TKTD Dầu khí ở Việt Nam đã được bắt đầu triển khai ở miền võng Hà Nội từ những năm 60 dưới sự giúp đỡ của Liên Xô cũ. Năm 1975, mỏ khí Tiền Hải C đã được phát hiện ở miền võng Hà Nội và đưa vào khai thác từ năm 1981 cho đến nay. Ở thềm lục địa phía Nam, hoạt động TKTD được tiến hành từ những năm 1970 bởi các công ty Dầu khí nước ngoài như Mobil, Pecten, Union Texas,… Sau khi Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam thành lập vào năm 1975, công tác TKTD được triển khai trên phạm vi cả nước, ở đất liền (miền võng Hà Nội, Đồng bằng Sông Cửu Long) và thềm lục địa phía nam bằng các hợp đồng đầu khí với các Công ty AGIP (Italia), DEMINEX (Đức) và BOWVALLEY (Canada). Năm 1981, VietsovPetro ra đời và đến năm 1986 dòng dầu công nghiệp đầu tiên đã được phát hiện ở mỏ Bạch Hổ. Hai năm sau (1998) dầu tiếp tục được phát hiện trong móng nứt nẻ trước Đệ tam. Sự phát hiện này làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác tại mỏ Bạch Hổ, góp phần tăng nhanh sản lượng khai thác hàng năm đồng thời đưa ra quan điểm địa chất mới trong thăm dò Dầu khí ở bể Cửu Long nói riêng và ở thềm lục địa Việt Nam nói chung. Từ khi có Luật Đầu tư nước ngoài (29/12/1987) và Luật Dầu khí (6/7/1993), đã có hàng chục công ty, tập đoàn Dầu khí lớn trên thế giới đầu tư vào TKTD trên toàn thềm lục địa Việt Nam. Ngoài các hoạt động TKTD do các Nhà thầu Dầu khí nước ngoài, trong những năm qua PetroVietnam đã và đang tích cực đầu tư, tự điều hành các dự án TKTD ở trong nước và đã có những bước đi ban đầu trong việc đầu tư TKTD Dầu khí ở nước ngoài. Cho đến nay, nhiều đề án dầu khí ở nước ngoài đã được ký kết và đang được thực hiện trong đó có các đề án mà P._.etroVietnam là nhà điều hành. Đây là mốc đánh dấu sự trưởng thành vượt bậc của PetroVietnam trên con đường trở thành tập đoàn Dầu khí có hoạt động cả ở trong và ngoài nước. Ở trong nước, đến nay 50 hợp đồng Dầu khí PSC, JOC và BCC đã được ký kết, trong đó 27 hợp đồng đang hoạt động. Tổng số vốn đầu tư TKTD cho đến nay đạt trên 7 tỷ USD. Nhiều kỹ thuật và công nghệ mới tiên tiến được áp dụng đã đem lại thành quả to lớn, tiếp theo việc phát hiện dầu trong móng nứt nẻ trước Đệ tam tại mỏ Bạch Hổ đã phát hiện nhiều mỏ dầu mới như các mỏ Rồng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (bể Cửu Long), Đại Hùng (bể Nam Côn Sơn) và B10 (miền võng Hà Nội). Ngoài việc tham gia cùng với các Nhà thầu trong các hợp đồng Dầu khí, trong thời gian qua PetroVietnam đã và đang tích cực đầu tư, tự điều hành dự án TKTD ở Tư Chính – Vũng Mây, miền Võng Hà Nội, Vịnh Bắc Bộ, Vùng biển miền Trung (bể Phủ Khánh) và đang khai thác mỏ Đại Hùng, Tiền Hải C; đã khảo sát khoảng 30.000 km địa chấn 2D, 830 km2 địa chấn 3D, và khoan hơn 10 giếng khoan TKTD và thẩm lượng với tổng chi phí khoảng 150 triệu USD và 200 tỷ VNĐ. Công tác tự đầu tư đã cho phép đi trước 1 bước trong giải quyết các mục tiêu các điều tra cơ bản đánh giá tiềm năng Dầu khí phục vụ hoạch định chiến lược TKTD tiếp theo cũng như tạo cơ sở kêu gọi đầu tư nước ngoài. Bên cạnh một số kết quả TKTD ban đầu đáng khích lệ (hai phát hiện khí, giếng khoan thẩm lượng 05 – 1 – ĐH 14X cho kết quả 650 tấn dầu/ngày), công tác tự đầu tư đã góp phần nâng cao năng lực điều hành của PetroVietnam. Bảng 2: Các đề án tự đầu tư TKTD Dầu khí TT Tên dự án Năm Khối lượng 1 Địa chấn 2D, khoan – Tư Chính 1993 , 1995 12.000km 1GK 2 Địa chấn 2D – VBB 1995, 1998 7600km 3 Khoan TD MVHN 2002 2004 - 2005 2GK 2GK 4 Khoan khai thác TH – 02 2002 1GK 5 Thu nổ địa chấn 3D – VBB 2003 831km2 6 Thu nổ địa chấn 2D PK&TC - VM 2003 9.672km 7 Đại Hùng (khoan TD) 2003 - 2004 2GK Nhiều chương trình nghiên cứu khoa học cấp Nhà nước, cấp ngành với hàng trăm đề tài - nhiệm vụ nghiên cứu và triển khai công nghệ đã được thực hiện, góp phần định hướng và giải quyết các vấn đề khoa học – công nghệ do thực tế TKTD đặt ra, có đóng góp nhất định vào thành tựu trong TKTD Dầu khí của PetroVietnam. Qua hơn 40 năm hoạt động TKTD trên lãnh thổ và thềm lục địa Việt Nam, Ngành Dầu khí và các công ty Dầu khí nước ngoài đã tiến hành khảo sát gần 300.000km tuyến địa chấn 2D, khoảng 30.000km2 địa chấn 3D, khoan trên 600 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác (biểu đồ 3, 4) với tổng chi phí trên 7 tỷ USD. Đã phát hiện trên 70 mỏ/phát hiện trong đó có 10 mỏ đang khai thác với tổng sản lượng đang khai thác từ các mỏ này đến tháng 12 – 2005 đạt trên 195 triệu m3 dầu và 22 tỷ m3 khí. Nhiều phát hiện Dầu khí khác (ở các bể Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn, MaLay – Thổ Chu) đã và đang được thẩm lượng và phát triển. Biểu đồ 2 : Kết quả thu nổ địa chấn giai đoạn 1988 – 2004 Biểu đồ 3: Số giếng khoan thăm dò, phát triển theo năm. Biểu đồ 4: Số giếng khoan TD – TL theo bể trầm tích Tuỳ thuộc vào độ sâu của giếng khoan, đối tượng và số lượng vỉa thử, nhiệt độ, áp suất và tính phức tạp khác của cấu trúc địa chất mà chi phí giếng khoan cũng biến động theo. Chi phí cho 1 giếng khoan dao động trong khoảng 3 - 4 triệu USD (giếng nông ngoài khơi hoặc vùng đất liền Anzoil) đến 30-40 triệu USD (vùng áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn). Chi phí trung bình là vào khoảng 9 triệu USD/giếng thăm dò & thẩm lượng ở chiều sâu 3-4 nghìn mét, trong điều kiện bình thường là tương đương với chi phí phổ biến ở khu vực Châu Á Thái Bình Dương. Trong số gần 600 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng thực hiện trong hơn mười năm qua, chỉ có 12 giếng khoan có sự cố nặng (chiếm 9%) phải huỷ giếng, khoan lại hoặc không còn được sử dụng: Biểu đồ 5: Phân loại sự cố giếng khoan. Kết quả công tác TKTD trong thời gian qua đã xác định được các bể trầm tích Đệ tam có triển vọng dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa, trong đó có các bể: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu và Sông Hồng gồm cả đất liền (miền võng Hà Nội) đã phát hiện và đang khai thác dầu khí. Tuy nhiên, do đặc điểm hình thành và phát triển riêng của từng bể trầm tích nên chúng có đặc điểm cấu trúc, địa tầng trầm tích cũng như các điều kiện về hệ thống dầu khí khác nhau, do vậy tiềm năng dầu khí của mỗi bể có khác nhau với các đặc trưng chính về dầu khí đã phát hiện của các bể như sau: Bể Cửu Long. Chủ yếu phát hiện dầu, trong đó có 5 mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen) và nhiều mỏ khác (Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng,…) đang chuẩn bị phát triển. Đây là bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục địa Việt Nam. Bể Nam Côn Sơn. Phát hiện cả dầu và khí (tỷ lệ phát hiện khí, khí – condensat cao hơn) trong đó có 2 mỏ đang khai thác là mỏ dầu Đại Hùng và mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ, ngoài ra còn có một số mỏ khí đang phát triển (Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, Hải Thạch,…). Bể Sông Hồng. Chủ yếu phát hiện khí, trong đó có mỏ Tiền Hải “C” ở đồng bằng Sông Hồng (miền võng Hà Nội) đang được khai thác. Bể Malay - Thổ Chu. Phát hiện cả dầu và khí trong đó có các mỏ dầu – khí: Bunga Kekwa – Cái Nước, Bunga Raya, Bunga Seroja ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaixia đang được khai thác. Ở nước ngoài, từ cuối những năm 1990, PetroVietnam đã có chủ trương và từng bước triển khai đầu tư TKTD dầu khí ở nước ngoài. Cho đến nay, PetroVietnam đã tham gia vào 7 đề án thăm dò khai thác (TDKT) ở nước ngoài, trong đó có 2 đề án là nhà điều hành. Các đề án này đang trong giai đoạn thăm dò và thẩm lượng. Dự kiến cuối năm 2006 đầu 2007, PetroVietnam sẽ có sản lượng dầu đầu tiên từ các đề án đầu tư nước ngoài. Đây là mốc đánh dấu sự trưởng thành vượt bậc của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam trên con đường trở thành tập đoàn Dầu khí có hoạt động ở trong và ngoài nước. Theo đánh giá của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, tổng trữ lượng dầu khí của các phát hiện từ những hợp đồng đầu tư ra nước ngoài hiện đạt 120 triệu m3 quy dầu, trong đó phần mang về nước (tính theo tỷ lệ mà VN tham gia) khoảng 80 triệu m3 quy đổi. Tổng công ty đã trực tiếp điều hành 2 dự án tại Iraq và Angeri, tham gia 3 dự án tại Malaysia và 2 dự án tại Indonesia, đang giành quyền lựa chọn tham gia vào 1 dự án tại Mông Cổ. Giai đoạn 2005 – 2010, PetroVietnam sẽ đẩy nhanh tiến độ tìm kiếm dự án mới ở nước ngoài để có thể ký được 6 – 7 dự án tìm kiếm thăm dò và khai thác. Bảng 3 : Các đề án đầu tư TDKT dầu khí ở nước ngoài. TT Tên dự án Khu vực đầu tư Tỷ trọng tham gia của PV (%) Thời điểm tham gia 1 Hợp đồng (HĐ) phát triển mỏ Amara Irắc 100 (điều hành) 29/04/2002 2 HĐ thăm dò - thẩm lượng dầu khí lô 433a & 416b Angieri 40 (điều hành) 30/06/2003 3 HĐ PSC lô PM304 Malaixia 4.5+10.5= 15 01/08/2000 4 HĐ PSC lô SK305 Malaixia 30 16/06/2003 5 HĐ PSC lô Đông Bắc Madura I Inđônêxia 20 14/10/2003 6 HĐ PSC lô Đông Bắc Madura II Inđônêxia 5 14/10/2003 7 HĐ PSC các lô 19, 21, 22 Tamtsag Mông Cổ 05/11/1999 Như vậy, trong 30 năm qua, đặc biệt kể từ khi có chính sách đổi mới, mở cửa đến nay, hoạt động TKTD dầu khí đã được PetroVietnam triển khai rẩt tích cực, đồng bộ, toàn diện ở cả trong và ngoài nước, ở cả khu vực các hợp đồng dầu khí (đầu tư nước ngoài) lẫn tự đầu tư, tự điều hành; năng lực quản lý và điều hành công tác TKTD đã có những bước trưởng thành đáng kể và đã mang lại những kết quả quan trọng trong xác định/ gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí hàng năm đóng góp quan trọng vào sự phát triển của đất nước. Tuy nhiên, do công tác TKTD chủ yếu dựa vào đầu tư nước ngoài nên mức độ không đồng đều, mới tập trung chủ yếu ở vùng có triển vọng nước nông tới 200m, diện tích các lô đã ký hợp đồng, đã có hoạt động dầu khí chỉ chiếm khoảng 1/3 diện tích toàn thềm lục địa, gần 2/3 diện tích còn lại chủ yếu ở vùng nước sâu, xa bờ,… chưa có tài liệu hoặc mới chỉ nghiên cứu địa vật lý khu vực cần phải được đẩy mạnh công tác TKTD. Cạnh tranh trong thu hút đầu tư nước ngoài vào TKTD trong khu vực rất gay gắt cần tiếp tục hoàn thiện các chính sách khuyến khích các công ty dầu khí quốc tế đầu tư vào Việt Nam. Công tác đầu tư, tự điều hành TKTD ở trong và ngoài nước còn nhỏ bé và chưa đáp ứng yêu cầu do thiếu kinh nghiệm, chưa có hành lang pháp lý phù hợp và hạn chế về cơ chế điều hành hiện hành. 1.2.2. ĐTNN vào TK – TD – KT Dầu khí Việt Nam. 1.2.2.1. Vai trò. Để phát triển ngành Công nghiệp Dầu khí, ít nhất cần 3 yếu tố: - Nguồn tài nguyên có trong lòng đất. - Công nghệ hiện đại và Nguồn nhân lực trình độ cao để sử dụng hiệu quả công nghệ đó. - Có nguồn vốn Đầu tư đủ lớn để thực hiện các đề án Thăm dò, Khai thác, Chế biến và Phân phối. Việt Nam là một nước đang phát triển, nếu không nói là một nước còn thuộc dạng nghèo. Tài nguyên của chúng ta tuy không nhiều nhưng vẫn đủ để phát triển ngành công nghiệp Dầu khí. Cái mà chúng ta thiếu chính là công nghệ hiện đại, nguồn nhân lực có trình độ cao và đặc biệt là vốn đầu tư. Hằng năm chúng ta cần một lượng vốn cho Đầu tư phát triển là rất lớn, mọi ngành nghề đâu đâu cũng cần đến vốn đầu tư. Việc huy động nguồn vốn nội địa cho một ngành tiêu tốn khổng lồ như ngành Dầu khí dù nó mang lại Lợi nhuận rất cao là một điều rất khó khăn. Việc thu hút đầu tư nước ngoài không những giải quyết cho chúng ta một phần rất lớn về vốn đầu tư mà còn là cơ hội lớn để chúng ta học hỏi kinh nghiệm quản lí, tiếp thu khoa học công nghệ hiện đại. Vai trò của ĐTNN là quan trọng, và là một đòi hỏi khách quan mà ngành Dầu khí nói riêng và nền kinh tế nói chung rất cần phải có. 1.2.2.2. Chủ trương chính sách Đầu tư. Nhờ có đường lối đổi mới và mở cửa của Đảng, nước ta đã vượt ra khỏi cuộc khủng hoảng kinh tế xã hội, bước vào thời kỳ phát triển mới, đặc biệt từ khi Nhà nước ban hành Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam (29/12/1987) và Luật Dầu khí (06/7/1993). Hai bộ luật trên đã tạo ra khuôn khổ pháp lí cơ bản cho việc khuyến khích đầu tư nước ngoài tại Việt Nam nói chung và đầu tư tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí nói riêng trên cơ sở tôn trọng độc lập chủ quyền và tuân thủ pháp luật của Việt Nam, bình đẳng và cùng có lợi. Ngày 07/11/1998 Thủ tướng Chính phủ đã ra quyết định về khuyến khích đầu tư đối với hoạt động dầu khí tại các vùng nước sâu, xa bờ và khu vực có điều kiện địa lí, địa chất, kinh tế, kỹ thuật đặc biệt khó khăn. Ngày 9/6/2000 Quốc hội đã thông qua Luật sửa đổi bổ sung Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam và Luật sửa đổi bổ sung một số điều khoản của Luật Dầu khí đối với Dự án khuyến khích đầu tư. Nội dung cơ bản liên quan đến định chế tài chính nhằm khuyến khích đầu tư tìm kiếm, thăm dò, khai thác Dầu khí tại các vùng nước sâu, xa bờ và khu vực có điều kiện khó khăn và các khu vực có dự án khuyến khích đầu tư, có thể tóm tắt như sau: Bảng 4: Các định chế tài chính trong lĩnh vực ĐTNN vào TK - TD - KT DK Định chế tài chính Luật Dầu khí 1993 Luật sửa đổi 2000 Nghị định 164/2003/NĐ-CP Thuế tài nguyên 6-25% / 0-10% 4-25% / 0-10% Thuế TNDN 50% 32% (có thể được miễn thuế 2 năm và giảm 50% 2 năm) từ 28 – 50% (TTCP quyết định mức thuế cụ thể phù hợp với từng cơ sở theo đề nghị của BT Bộ TC) Thuế xuất khẩu 4% 4% Thuế chuyển lợi nhuận 10% 5% Thời hạn hợp đồng 25 năm 30 năm Thu hồi chi phí Không quy định 70% Thuế nhập khẩu thiết bị ? Miến thuế Các điều khoản cơ bản của hợp đồng dầu khí hiện nay: Thời hạn của hợp đồng Đối với dầu: không quá 25 năm với 5 năm tìm kiếm thăm dò Đối với khí: không quá 30 năm với 7 năm tìm kiếm thăm dò Diện tích hợp đồng: Không quá 2 lô (hoặc 4 lô trong các trường hợp đặc biệt) Quyền tham gia của PV: Theo thỏa thuận Chương trình công tác và ngân sách: Vừa cố định vừa có thể lựa chọn: Thời hạn đối với mỗi giai đoạn tìm kiếm thăm dò Cam kết công việc tối thiểu (địa chấn, khoan, v.v…) Cam kết tài chính sơ bộ tối thiểu Chế độ thuế t ài nguyên. Thuế tài nguyên tùy theo sản lượng khai thác như sau: Bảng 5: Thuế tài nguyên. Dầu thô Dự án thông thường Dự án khuyến khích Đến 20.000 thùng/ngày 6% 4% Trên 20.000-50.000 thùng/ngày 8% 6% Trên 50.000-75.000 thùng/ngày 10% 8% Trên 75.000-100.000 thùng/ngày 15% 10% Trên 100.000-150.000 thùng/ngày 20% 15% Trên 150.000 thùng/ngày 25% 20% Khí thiên nhiên Đến 5 triệu m3/ngày 0% 0% Trên 5 triệu – 10 triêu m3/ngày 5% 3% Trên 10 triệu m3/ngày 10% 6% Thuế thu nhập doanh nghiệp: Thông thường 50%, 28% đối với các dự án khuyến khích đầu tư, miễn thuế cho năm đầu và giảm 50% cho năm tiếp theo. Chính phủ cũng có thể cho phép miễn thuế 2 năm đầu và giảm 50% cho 2 năm tiếp theo. Thuế chuyển lợi nhuận ra nước ngoài: 3-7% Thuế giá trị gia tăng: 0-10% (miễn thuế đối với vật tư thiết bị nhập khẩu, không sản xuất được trong nước). Thuế xuất khẩu: 4% đối với dầu thô, không áp dụng đối với khí thiên nhiên, thuế được khấu trừ. Thu hồi chi phí tối đa: Thông thường 50%, 70% đối với các dự án khuyến khích Phân chia lợi nhuận: Lũy tiến theo tỷ lệ. Về hình thức đầu tư: Theo quy định của Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam năm 1987, nhà đầu tư nước ngoài được đầu tư theo 3 hình thức: doanh nghiệp Liên doanh; Hợp đồng hợp tác kinh doanh và doanh nghiệp 100% vốn nước ngoài. Cùng với những quy định về hình thức đầu tư, quá trình xây dựng và hoàn thiện Luật Đầu tư nước ngoài luôn bổ sung những phương thức đầu tư mới như: Đầu tư Xây dựng hạ tầng Khu Chế xuất, Khu Công nghiệp, Khu Công nghệ cao; Đầu tư theo phương thức Hợp đồng BOT, BOT, BT (1992). Những hình thức này vẫn được duy trì cho đến nay. Trong hoạt động Dầu khí thì hình thức đầu tư có những nét riêng biệt, tuy vậy vẫn tuân theo Luật Đầu tư nước ngoài đã quy định. Các hình thức đầu tư bao gồm doanh nghiệp Liên doanh; hợp đồng phân chia sản phẩm PSC, hợp đồng Liên doanh Điều hành chung JOC, Hợp đồng Hợp tác kinh doanh BCC (tất cả những hình thức này đề là biến dạng của Hợp đồng hợp tác kinh doanh mà Luật đã quy định). Về khuyến khích và đảm bảo đầu tư. Các quy định về khuyến khích và đảm bảo đầu tư luôn là một nội dung quan trọng của pháp luật về Đầu tư nước ngoài. Các quy định về khuyến khích và bảo đảm đầu tư bao gồm các vấn đề chủ yếu sau đây: - Ban hành các danh mục định hướng đầu tư và quy định quyền tự chủ của nhà đầu tư trong việc lựa chọn cơ hội đầu tư: Nghị định 24/2000/NĐ-CP của Chính phủ đã ban hành 5 danh mục về dự án khuyến khích và đặc biệt khuyến khích đầu tư, địa bàn khuyến khích đầu tư, lĩnh vực đầu tư có điều kiện và lĩnh vực không được cấp phép đầu tư. Hoạt động TK - TD - KT thuộc dang mục Dự án khuyến khích đầu tư quy định của Nghị định này, nếu xuất khẩu trên 80% sản phẩm trở lên thì thuộc danh mục dự án đặc biệt khuyến khích đầu tư. Tóm lại: Khi các nhà đầu tư nước ngoài muốn tham gia đầu tư vào Tìm kiếm - thăm dò - khai thác Dầu khí tại Việt Nam thì cần phải biết rõ về các chủ trương chính sách như: Hình thức đầu tư, Công tác triển khai dự án và tổ chức kinh doanh, Chế độ kế toán, Bảo hiểm, Quản lí ngoại hối, Quan hệ ngoại hối, Đất đai, Xây dựng, Đấu thầu, Thủ tục cấp giấy phép đầu tư, Đảm bảo đầu tư, Xử lí tranh chấp… thông qua các văn bản pháp luật sau: - Luật Đầu tư nước ngoài sửa đổi 9/1996. - Nghị định 24/2000/NĐ-CP, Nghị định 27/2003/NĐ-CP, Nghị định 164/2003/NĐ-CP quy định chi tiết thi hành Luật Đầu tư nước ngoài. - Luật Dầu khí năm 1993 (đã sửa đổi, bổ sung ngày 9/6/2000) - Nghị định số 48/2000/NĐ-CP ngày 12/9/2000 quy định chi tiết thi hành Luật Dầu khí. - Nghị định số 34/2001/NĐ-CP ngày 6/7/2001 của Chính phủ ban hành Quy chế đấu thầu dự án Tìm kiếm - thăm dò - khai thác dầu khí. - Quyết định số 216/1998/QĐ-TTg ngày 7/11/1998 của TTCP về khuyến khích đầu tư đối với hoạt động dầu khí tại các vùng nước sâu, xa bờ và khu vực có điều kiện địa lý, địa chất, kinh tế, kỹ thuật đặc biệt khó khăn. - Quyết định số 41/1999/QĐ-TTg ngày 8/3/1999 của TTCP ban hành Quy chế quản lí an toàn trong các hoạt động dầu khí. - Quyết định số 116/2001/QĐ-TTG ngày 2/8/2001 của TTCP về một số ưu đãi, khuyến khích đầu tư ra nước ngoài trong lĩnh vực hoạt động dầu khí. - Quyết định số 395/1998/QĐ-BKHCNMT ngày 10/4/1998 của Bộ trưởng Bộ Khoa học, công nghệ và môi trường về việc ban hành Quy chế bảo vệ môi trường trong việc Tìm kiếm - thăm dò - phát triển mỏ - khai thác – tàng trữ - vận chuyển - chế biến dầu khí và các dịch vụ liên quan. - Quyết định số 229/2001/QĐ-BKH ngày 18/5/2001 của Bộ trưởng Bộ Kế hoạch và Đầu tư ban hành Danh mục vật tư thiết bị phục vụ hoạt động dầu khí trong nước sản xuất được. - Thông tư số 48/2001/TT-BTC ngày 25/6/2001 của Bộ Tài chính hướng dẫn thực hiện quy định về thuế đối với các tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí theo quy định của Luật Dầu khí. 1.2.2.3. Các hình thức huy động ĐTNN. Nhìn chung, các dạng hợp đồng thăm dò khai thác dầu khí thông thường đều đã được áp dụng tại Việt Nam: Hợp đồng Nhượng địa (CC). Hợp đồng Dịch vụ (SC). Hợp đồng Chia Sản phẩm (PSC). Hợp đồng Liên doanh (JV). Hợp đồng Liên doanh Điều hành chung (JOC). Hợp đồng Địa chấn Độc quyền (S. E). Hợp đồng Địa chấn Lựa chọn (S. O). Hợp đồng Hợp tác kinh doanh (BCC). Việc lựa chọn hình thức hợp đồng áp dụng, đặc biệt là với công việc thăm dò khai thác dầu khí, một lĩnh vực có tầm quan trọng về phương diện kinh tế chính trị là việc làm cần có sự thận trọng. Trong giai đoạn 1988-2000, dạng Hợp đồng Chia Sản phẩm (PSC) đã được lựa chọn là chủ yếu để áp dụng cho việc thăm dò khai thác dầu khí tại Việt Nam. Việc lựa chọn này đã tỏ ra hợp lý với việc hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài, đồng thời góp phần tích cực trong quá trình chuyển giao công nghệ, đào tạo nhân lực và giúp nước chủ nhà hội nhập dần dần với nền công nghiệp dầu khí quốc tế. Hình thức đặc biệt của PSC là JOC áp dụng trong 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 ph._. sinh hoạt và điều hành đối với người nước ngoài còn cao. Chính sách đặc biệt và ưu đãi về thuế để khuyến khích đầu tư vào các vùng mỏ nhỏ, rất xa bờ và tranh chấp chưa đủ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài. Việc nhận thức về nội dung thuế của các Bộ, Ngành, cơ quan và địa phương cũng khác nhau. Điều đó gây nên tình trạnh đánh thuế chồng chéo, ví dụ như đối với phía Nga trong liên doanh Vietsovpetro phải nộp: thuế xuất khẩu phần dầu của Nga, thuế chuyển lợi nhuận về nước. Do vậy thuế xuất khẩu dầu thô đánh chồng lên thuế tài nguyên và hiện nay vẫn còn tình trạng thuế VAT đánh chồng lên thuế nhập khẩu. Các thủ tục hành chính của ta còn quá rườm rà, qua nhiều cửa, còn nhiều ách tắc, còn nhiều hiện tượng cửa quyền, tham nhũng làm cho các nhà đầu tư nản lòng. Đây là vấn đề nổi cộm ngay từ những ngày đầu triển khai các dự án đầu tư nước ngoài của ngành Dầu khí. Mặc dù Nhà nước cố gắng thực hiện chính sách một cửa nhưng trên thực tế việc làm các thủ tục ngày càn phức tạp hơn. Có hiện tượng là cả trung ương lẫn địa phương, mỗi cơ quan quản lý đều bám chặt vào chức năng của mình, cửa quyền, đối xử với xí nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài như đối với các xí nghiệp trong nước gây không ít khó khăn, tốn kém thời gian, kinh phí của các nhà đầu tư, ví dụ việc thanh tra, kiểm tra các dự án đầu tư nước ngoài được tiến hành quá lâu và cũng có cung cách như đối với các dự án trong nước. Do chưa có quy chế đấu thầu riêng cho ngành Dầu khí nên tất cả phần lớn các gói thầu trong lĩnh vực hoạt động dầu khí liên quan đến các hợp đồng dịch vụ với giá trị mỗi hợp đồng, kể cả những dịch vụ khẩn cấp, từ vài triệu đến hàng chục triệu USD, mà theo quy định hiện hành thì bất cứ hoạt động nào của một dự án dầu khí đều phải thông qua những thủ tục đấu thầu phức tạp tốn kém thời gian tiền bạc, như đã ghi tại các quy định trên và đó cũng là yếu tố làm giảm hiệu quả của các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí. Thủ tục xin giấy phép và thực hiện xuất nhập khẩu quá phức tạp, nhiều khi cản trở, gây thiệt hại cho sản xuất, nhất là trong những trường hợp khẩn cấp. Mặc dù đã có quy định trong Luật Đầu tư nước ngoài và Luật Dầu khí nhưng khi triển khai thì dự án nào cũng bị ách tắc, nhất là đối với những máy móc, thiết bị, vật tư nhập khẩu miễn thuế hay tạm nhập tái xuất. Do đó các chính sách, cơ chế của ta cần phải mềm dẻo, có sức hấp dẫn cao, đồng thời có những điều chỉnh thích hợp kịp thời để tạo điều kiện thuận lợi cho các nhà đầu tư nước ngoài. CHƯƠNG 2: MỘT SỐ GIẢI PHÁP VÀ KIẾN NGHỊ NHẰM THU HÚT ĐẦU TƯ NƯỚC NGOÀI VÀO TK - TD - KT DẦU KHÍ. 2.1. MỤC TIÊU PHƯƠNG HƯỚNG CHO CÔNG TÁC TK - TD - KT TIẾP THEO. Dầu khí là một nguồn tài nguyên không tái tạo nên tất yếu sau một thời gian khai thác dài sẽ phải đến ngày cạn kiệt. Theo nghiên cứu của PetroVietnam, “nguồn trữ lượng thu hồi tại các mỏ và phát hiện chỉ đảm bảo duy trì khai thác dầu thô ở mức 17 – 19 triệu tấn/năm cho đến 2012”. Nhận định này cảnh báo cho một nguy cơ không còn dầu để khai thác nếu công tác Tìm kiếm – thăm dò không còn được tiếp tục. Do vậy yêu cầu đặt ra cho Ngành Dầu khí nói riêng và Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam nói chung là phải đẩy mạnh hơn nữa hoạt động của mình, đặc biệt là công tác Tìm kiếm - thăm dò - khai thác dầu khí, đảm bảo sự phát triển ổn định bền vững và lâu dài của PetroVietnam và xa hơn là đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. 2.1.1. Mục tiêu TKTD chung: Gia tăng trữ lượng hàng năm trung bình (ở cả trong và ngoài nước) khoảng 35 – 40 triệu m3 (tương đương 30- 35 triệu tấn) quy dầu. Để đạt sản lượng khai thác ở mức khoảng 27 – 30 triệu tấn quy dầu vào năm 2010 và duy trì lâu dài sản lượng này nhằm đảm bảo sự phát triển bền vững và lâu dài của PetroVietnam, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Tiếp tục và đẩy mạnh công tác điều tra cơ bản đối với các bể trầm tích còn ít được nghiên cứu ở thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế ở Việt Nam; tạo cơ sở tài liệu để Nhà nước hoạch định chính sách kinh tế biển. Để đạt mục tiêu này cần triển khai theo cả hai hướng: Đẩy mạnh công tác TKTD ở trong nước bằng tăng cường kêu gọi, thu hút đầu tư nước ngoài và tự đầu tư; đồng thời tăng cường đầu tư TKTD và mua tài sản của nước ngoài để bù đắp trữ lượng thiếu hụt đã bù đắp được trong nước, trong đó kêu gọi đầu tư nước ngoài vào các lô còn mở tại Việt Nam và mua tài sản ở nước ngoài cần được ưu tiên hàng đầu. 2.1.2. Mục tiêu giai đoạn 2005-2010: Ở trong nước, đẩy mạnh đầu tư hơn nữa cho TKTD dầu khí nhằm xác định tiềm năng và gia tăng trữ lượng dầu khí làm cơ sở cho việc hoạch định kế hoạch phát triển kinh tế nói chung và Ngành Dầu khí nói riêng. Công tác TKTD tập trung chủ yếu tại thềm lục địa có độ sâu nước biển đến 200m, ở một số vùng đến độ sâu 400m nước. Để duy trì sản lượng khai thác ổn định và liên tục trong giai đoạn 2010 tổng trữ lượng gia tăng ở trong nước giai đoạn 2005 – 2010 cần phấn đấu đạt khoảng 180 – 210 triệu m3 (150 – 180 triệu tấn ) quy dầu. Để đảm bảo duy trì sản lượng dầu của PetroVietnam ổn định lâu dài cần đẩy mạnh công tác đầu tư TKTD và khai thác ra nước ngoài, trong đó ưu tiên các dự án mua tài sản để bổ sung trữ lượng thu hồi tại nước ngoài khoảng 40 – 50 triệu m3 (35 – 40 triệu tấn) dầu quy đổi cho giai đoạn 2005 – 2010 và có sản lượng khai thác dầu từ nước ngoài vào cuối 2006, đầu 2007 và đạt 1,5 triệu tấn (1,75 triệu m3) vào năm 2010. 2.1.3. Mục tiêu giai đoạn 2010 đến 2015 : Ở trong nước, ngoài các khu vực nước nông về cơ bản đã được TKTD, trong giai đoạn này, công tác TKTD sẽ chủ yếu tập trung vào các thềm lục địa có độ sâu nước biển dưới 500 m và một số vùng có độ sâu tới 1000m. Do vậy, giai đoạn này đòi hỏi đầu tư rất lớn cho TKTD mới có thể đạt được mục tiêu gia tăng trữ lượng, đến 2015, ở trong nước phấn đấu gia tăng trữ lượng khoảng 140 – 180 triệu m3 (120 – 150 triệu tấn) quy dầu. - Ở nước ngoài tích cực đẩy mạnh đầu tư TKTD và mua tài sản nhằm gia tăng trữ lượng khoảng 47 – 50 triệu m3 (40 – 45 triệu tấn) quy dầu để có thể gia tăng trữ lượng khai thác dầu từ nước ngoài sau năm 2010 2.1.4. Phương hướng nhiệm vụ giai đoạn 2005-2010: Để thực hiện được các mục tiêu nói trên, phương hướng nhiệm vụ TKTD trong giai đoạn 2005 – 2010 là : Chủ động đẩy mạnh công tác nghiên cứu khảo sát địa chấn với mục tiêu điều tra cơ bản, coi đây là cơ sở đảm bảo cho công tác TKTD gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác một cách bền vững. Trong giai đoạn 2005 – 2010 cần tập trung vào các bể trầm tích nước sâu như: Tư Chính – Vũng Mây, Đông Phú Khánh, Tây Hoàng Sa, Trường Sa… và những vùng, đối tượng còn ít được nghiên cứu như bể Sông Hồng, các vùng nước nông ven bờ, Vĩnh Châu – Thạnh Phú… các bể trầm tích nước Kainozoi, nhằm đánh giá được tiềm năng dầu khí của các khu vực này làm có cơ sở hoạch định phương hướng TKTD, xác định và mở rộng đối tượng thăm dò mới cho giai đoạn sau năm 2010. Công tác TKTD dầu khí cần tập trung vào các khu vực/ lô sau đây: + Khôi phục và đẩy mạnh TKTD ở bể Sông Hồng, miền võng Hà Nội nhằm phát hiện 40 – 50 tỷ m3 khí làm cơ sở cho việc xây dựng khu công nghiệp sử dụng khí ở phía Bắc sau năm 2010; Bể Phú Khánh nhằm làm rõ tiềm năng dầu khí, phát hiện khoảng 30 – 4 triệu m3 quy dầu; + Tập trung TKTD ở các lô/ khu vực mới như 25-31 (Bể Cửu Long); 19, 20, 21, 05-2, 06/94 (Bể Nam Côn Sơn); 135, 136 (bể Tư Chính – Vũng Mây); 36-40 (Bể Malay – Thổ Chu); 41 – 44 (Bể Phú Quốc); + Đẩy mạnh TKTD và thẩm lượng ở các lô đã có hợp đồng dầu khí, tại mỏ đang khai thác và áp dụng các biện pháp công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm tăng trữ lượng khai thác. Tiếp tục tăng cường quảng bá, thu hút đầu tư nước ngoài vào TKTD dầu khí dưới các hình thức hợp tác linh hoạt, tiếp tục hoàn thiện các chính sách, điều kiện khuyến khích đầu tư nước ngoài, phấn đấu ký 6 – 12 hợp đồng dầu khí mới trong giai đoạn 2005 – 2010, đặc biệt ưu tiên các lô còn mở tại các bể Sông Hồng, Phú Khánh, Tư Chính – Vũng Mây, Nam Côn Sơn, các vùng nước sâu xa bờ nhằm sớm xác định được trữ lượng dầu khí tại các khu vực này. Chủ động đẩy mạnh công tác tự đầu tư và điều hành công tác TKTD ở trong nước tại các vùng còn mở có triển vọng và tại các khu vực đã có phát hiện dầu khí song chưa được khẳng định tính thương mại để tạo bước đột phá, nâng cao tính hấp dẫn đối với nhà đầu tư nước ngoài cũng như nhằm gia tăng trữ lượng dầu khí. Tiếp tục đẩy mạnh đầu tư TKTD ra nước ngoài, đồng thời theo cả 2 hướng: triển khai có hiệu quả các dự án hiện có và tiếp tục tìm kiếm cơ hội ký thêm 5 – 6 hợp đồng mới tại các khu vực trọng điểm có tính hấp dẫn cao về dầu khí (Trung Đông, Bắc Phi, Nga, SNG, Đông Nam Á…), trong đó ưu tiên mua 1 – 2 tài sản để giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả đầu tư. Tăng cường đầu tư nâng cao năng lực và chất lượng công tác nghiên cứu khoa học – công nghệ đảm bảo khoa học đi trước một bước và định hướng cho công tác TKTD. Ưu tiên đánh giá lại tiềm năng dầu khí của từng bể trầm tích để có các quan điểm TKTD mới; triển khai ứng dụng các giải pháp, công nghệ mới nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, phát triển và khai thác các mỏ tới hạn, các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao (hiện tại không thương mại). Triển khai chương trình nghiên cứu tổng thể về móng để nhanh chóng làm chủ công nghệ TKTD và KT dầu trong móng granit nứt nẻ. 2.2. CƠ HỘI, THUẬN LỢI Có nguồn tài nguyên đáng kể, với trữ lượng tiềm năng dầu khí dự báo của Việt Nam là đáng kể: 3,0 - 4,5 tỷ m3 quy dầu, trong đó chủ yếu là khí (trên 50%). Trữ lượng đã phát hiện gần 1 tỷ m3 quy dầu, chiếm 30 – 35% trữ lượng và tiềm năng dự báo (số liệu tại hội nghị khoa học 25 năm thành lập ngành Dầu khí). Đó là cơ sở vững chắc cho các hoạt động Thượng nguồn. So với các ngành công nghiệp khác, ngành Dầu khí có thu hút được nhiều nguồn tài chính khá dồi dào thông qua các hoạt động của các nhà thầu nước ngoài trong tìm kiếm – thăm dò (hoa hồng, phí đào tạo, cam kết tài trợ…). Lĩnh vực Thượng nguồn có tăng trưởng và doanh thu khá. Năng lực nguồn nhân lực: Tổng công ty đã xây dựng được đội ngũ với hơn 14000 cán bộ, công nhân kỹ thuật, bao gồm đủ các ngành nghề, có trình độ chính trị, quản lý, chuyên môn và ngoại ngữ có thể thực hiện tốt các nhiệm vụ nghiên cứu khoa học và sản xuất kinh doanh của Ngành. Uy tín của Tổng công ty ngày càng được nâng cao, mặt khác lại được đảm bảo về các điều kiện pháp lý của Nhà nước, do vậy sẽ rất thuận lợi trong việc kêu gọi đầu tư, huy động vốn vay để triển khai thực hiện các dự án lớn, là tiền để vững chắc tiến tới mở rộng hoạt động sản xuất kinh doanh ở nước ngoài. Các đối tác nước ngoài tham gia hợp đồng hợp tác kinh doanh đều là những tập đoàn kinh tế mạnh, có nhiều kinh nghiệm điều hành, có tiềm lực tài chính và làm chủ được khoa học công nghệ tiên tiến nên sẽ rất thuận lợi cho các dự án Thượng nguồn. 2.3. KHÓ KHĂN THÁCH THỨC. Bên cạnh các thành tựu và cơ hội nói trên, trong thời gian tới hoạt động TKTD dầu khí của PetroVietnam còn phải đối mặt với không ít khó khăn và thách thức. Trên bình diện chung, khó khăn của tất cả các nước hiện nay là nhu cầu năng lượng tăng rất cao; nguồn tài nguyên dầu khí ngày càng cạn kiệt; khả năng gia tăng trữ lượng và phát hiện các mỏ dầu khí lớn ngày một khó khăn; Điều kiện TKTD (nước sâu, xa bờ…) ngày một phức tạp, khắc nghiệt, đòi hỏi công nghệ và chi phí rất cao; các nước thông qua các công ty dầu khí quốc gia đẩy mạnh thu hút đầu tư nước ngoài và tự đầu tư cho TKTD. Đồng thời, các nước đều có nhu cầu đầu tư ra nước ngoài để bù đắp thiếu hụt năng lượng ở trong nước; sự cạnh tranh quốc tế trong lĩnh vực dầu khí ngày càng quyết liệt do sự sát nhập các công ty dầu đa quốc gia và sự tăng trưởng kinh tế rất nhanh của một số nước như Trung Quốc và Ấn Độ dẫn đến các quốc gia này có những thay đổi về chính sách và có những đầu tư khổng lồ cho các dự án năng lượng, gây rất nhiều khó khăn cho các công ty có tiềm năng kỹ thuật và tài chính hạn chế. Ở trong nước, tiềm năng dầu khí của ta là có hạn, không phải là lớn so với các nước trong khu vực và không thể tái tạo. Các bể trầm tích có tiềm năng dầu khí cao đã được thăm dò, khả năng tìm ra các mỏ dầu khí mới với trữ lượng đáng kể là thấp, do vậy, các khu vực này chủ yếu sẽ phát hiện các mỏ dầu khí có trữ lượng nhỏ và phân tán, điều kiện khai thác khó khăn hơn. Tiềm năng dầu khí chưa phát hiện còn lại được đánh giá đủ lớn chủ yếu tập trung ở vùng nước sâu, xa bờ (Bể Phủ Khánh và Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Hoàng Sa và Trường Sa) hoặc các bể trước Kainozoi…, song chưa được đầu tư nghiên cứu điều tra cơ bản thoả đáng để khẳng định tiềm năng dầu khí. Nguồn trữ lượng thu hồi tại các mỏ và phát hiện chỉ đảm bảo duy trì khai thác dầu thô ổn định ở mức 17 – 19 triệu tấn/năm cho tới năm 2012, sau đó nếu không có bổ sung nguồn trữ lượng mới sản lượng khai thác dầu thô sẽ sụt giảm nhanh chóng ảnh hưởng tới sự bền vững của Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam nói riêng và nền kinh tế quốc dân nói chung. Trong khi đó, trữ lượng khí đã phát hiện đủ lớn cho phép gia tăng đáng kể sản lượng khai thác song việc gia tăng sản lượng khí còn phụ thuộc vào khả năng phát triển thị trường do thị trường khí ở nước ta còn nhỏ, phát triển chậm, chưa tương xứng với tiềm năng khí thiên nhiên của Việt Nam. Khả năng thu hút đầu tư nước ngoài vào Việt Nam có nhiều khó khăn do tiềm năng dầu khí của ta có hạn, nhiều nước mở các diện tích cho thăm dò khai thác, kèm theo các điều kiện ưu đãi hấp dẫn cho đầu tư nước ngoài cạnh tranh hết sức gay gắt với ta. Giá thành TKTD để phát hiện một đơn vị trữ lượng dầu khí sẽ tăng đáng kể do điều kiện địa chất – địa lý sẽ phức tạp và khó khăn, đòi hỏi chi phí lớn. Việc đầu tư ra nước ngoài nhằm bổ sung trữ lượng để duy trì sản lượng dầu khí và sự phát triển bền vững của PetroVietnam sau năm 2012 là hết sức cần thiết. Tuy nhiên, như đã nói ở trên, cạnh tranh quốc tế rất quyết liệt và rất khó khăn đối với những công ty dầu có tiềm năng kỹ thuật và tài chính hạn chế, kinh nghiệm hoạt động quốc tế ít, các cơ chế hành lang pháp lý cho các hoạt động dầu khí ở nước ngoài thiếu, chưa hoàn chỉnh như chúng ta. Mặc dù có nhiều khó khăn và thách thức như vậy, song, các cơ hội vẫn là cơ bản. Với đội ngũ cán bộ, kinh nghiệm và các thành tựu đã đạt được của 30 năm hoạt động, chúng ta vững tin vào sự phát triển bền vững của Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam để có những đóng góp nhiều hơn cho sự nghiệp công nghiệp hoá – hiện đại hoá đất nước. 2.4. MỘT SỐ GIẢI PHÁP. 2.4.1. Tăng cường công tác nghiên cứu, khảo sát đảm bảo cung cấp những tài liệu tham khảo đầy đủ, đáng tin cậy về các lô cho các nhà đầu tư nước ngoài. Để tạo điều kiện thuận lợi cho các Nhà thầu nước ngoài vào tìm hiểu và xúc tiến đầu tư, PetroVietnam cần có những thông tin cần thiết và chính xác về các lô hợp đồng. Cho đến 12/2005, PetroVietnam đã kí được 50 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò và khai thác Dầu khí của tổng số 171 lô. Các lô chưa đầu tư hầu hết có thông tin quá ít hoặc độ rủi ro cao. Do đó để thu hút vốn đầu tư nước ngoài, PetroVietnam cần xúc tiến các hoạt động nghiên cứu tổng hợp tài liệu đã có, đông thời khảo sất thêm lô mới một cách có chọn lọc trên toàn thềm lục địa cũng như đất liền. Thực tế, PetroVietnam chưa có đủ điều kiện để thực hiện tốt công tác này, vì vậy cần thúc đẩy thu hút đầu tư từ các công ty nước ngoài bằng cách ký kết các hợp đồng nghiên cứu chung địa chất, địa vật lý hoặc hợp đồng khảo sát địa chấn một cách không độc quyền; sớm xây dựng cơ sở dữ liệu về địa chất cho từng bồn trũng và toàn thềm lục địa. 2.4.2. Đưa ra các điều kiện kinh tế mềm dẻo, thích hợp và hấp dẫn cạnh tranh trong khu vực đối với các mỏ nhỏ, nước sâu, xa bờ, điều kiện địa chất khó khăn. PetroVietnam đã ký hợp đồng và triển khai hoạt động ở phần lớn các lô được đánh giá có triển vọng. Những lô còn lại ít triển vọng hơn, khả năng chỉ có mỏ nhở hoặc ở vùng nước sâu có nhiều yếu tố rủi ro. Hiện nay, số dự án đầu tư nước ngoài vào Tìm kiếm – Thăm dò – Khai thác ở khu vực này còn rất ít. Tình trạng này có nguyên nhân xuất phát từ các chính sách thiếu sự mềm dẻo, linh hoạt, các mức thuế còn cao so với các nước khác. Vì vậy chúng ta cần có những chủ trương chính sách mà đưa ra cấc điều kiện kinh tế mềm dẻo hơn nữa để thu hút nhà đầu tư nước ngoài vào những lô này. Để khuyến khích đầu tư nước ngoài hơn nữa, Nhà nước có thể giảm mức thuế tài nguyên xuống dưới 4% đối với cả dầu và khí, thuế thu nhập doanh nghịêp cũng có thể giảm xuống 25% thay vì mức 28% như hiện nay, cũng như quy định miễn giảm thuế áp dụng như đối với các lĩnh vực đầu tư nước ngoài khác. Tại các khu vực có độ rủi ro cao, ít triển vọng, Nhà nước có thể cho phép PetroVietnam nới lỏng về cam kết công việc và tài chính, cũng như mở rộng khung tỉ lệ thu hồi chi phí và chia dầu lãi. Cũng có thể áp dụng thí điểm dầu lãi và thu hồi chi phí dựa trên tổng sản lượng khai thác hoặc yếu tố IRR, thay vì sản lượng hằng ngày, như một số nước khác. 2.4.3. Đào tạo và tái đào tạo nhằm củng cố, nâng cao trình độ chuyên môn, kiến thức cho cán bộ công nhân viên trong Ngành theo kịp với nhịp độ quốc tế. Nâng cao hiệu quả sử dụng vốn đầu tư nước ngoài cũng có nghĩa chúng ta phải đàm phán để kí kết được các hợp đồng hợp tác đầu tư nước ngoài với các điều khoản có lợi nhất cho phía Việt Nam mà đối tác có thể chấp nhận được. Muốn vậy, cán bộ trong ngành Dầu khí cần nâng cao trình độ chuyên môn nghiệp vụ, đặc biệt là các cán bộ tham gia đàm phán hợp đồng cũng như các người làm việc trong các ban quản lí dự án. Điều này là vô cùng cần thiết vì các công ty Dầu khí quốc tế đều muốn làm việc với các đối tác có hiểu biết, có trình độ chuyên môn vững chắc để quá trình hợp tác diễn ra được thuận lợi. Cùng với việc tìm kiếm thêm được nhiều mỏ, đưa thêm mỏ vào khai thác thì việc thiếu hụt cán bộ cũng trở nên hệ trọng và cấp thiết. Do vậy việc tìm kiếm và đào tạo ngày càng nhiều những cán bộ chuyên gia cho ngành Dầu khí luôn là một công tác mang tính chiến lược của Tổng công ty Dầu khí nói riêng và các trường Đại học kỹ thuật nói chung. Bên cạnh công tác đào tạo chúng ta cũng cần phải nỗ lực tiếp cận công nghệ hiện đại bằng nhiều cách như cử cán bộ đi đào tạo hoặc sang làm việc cùng các công ty Dầu khí quốc tế, cũng như phải có chế độ tuyển dụng – đãi ngộ phù hợp. 2.4.4. Đa dạng hoá các hình thức hợp tác. Trong các hình thức Đầu tư nước ngoài vào Dầu khí, căn cứ vào lợi ích thực tế của từng hình thức, có thể thấy rằng Liên doanh điều hành chung JOC là hình thức tiên tiến nhất, đem lại nhiều lợi ích nhất cho ngành Dầu khí, tuy vậy các nhà đầu tư nước ngoài lại không mấy mặn mà. Do vậy cần phải có những chủ trương cũng như tổ chức thực hiện sao cho có thể ngày càng phát triển cả về số lượng các JOC cũng như chất lượng hoạt động của chúng, đặc biệt là chất lượng hoạt động của phía Việt Nam trong các JOC đó. Ngoài việc hợp tác đầu tư theo các hình thức quy định trong Luật Đầu tư nước ngoài, việc hợp tác đầu tư trong lĩnh vực KHCN và Đào tạo, chuẩn bị nhân lực rất quan trọng. Do đó, cần đa dạng hoá việc hợp tác đầu tư với nước ngoài, có thể với các hình thức như sau: - Tranh thủ nguồn vốn từ nước ngoài (đối tác liên doanh). - Mua và chuyển giao công nghệ trực tiếp. - Hợp tác trong lĩnh vự bảo vệ môi trường, xử lí rác thải… - Họp tác trong lĩnh vực đào tạo, tái đào tạo cán bộ kỹ thuật, chuẩn bị nhân lực … - Hợp tác trong trợ giúp kỹ thuật, quản lí và vận hành các dự án lớn. - Hợp tác trong vấn đề tư vấn và kỹ thuật. 2.4.5. Phát triển cơ sở hạ tầng cho ngành Dầu khí, tạo điều kiện cho các nhà đầu tư nước ngoài. Xuất phát từ đặc thù hoạt động tại những vùng có điều kiện địa chất, địa lí khó khăn mà cơ sở hạ tầng ngành Dầu khí có những nét riêng biệt. Thứ nhất: Hầu hết các mỏ chứa dầu khí lại ở ngoài khơi xa bờ, đội ngũ cán bộ công nhân viên làm việc ngoài đó luôn cần một lực lượng tiếp viện đầy đủ và đều đặn, mà con đường vận tải duy nhất là bằng đường hàng không và đường thủy, trong đó thuận tiện nhất vẫn là hàng không. Trước năm 2000, các dịch vụ này còn kém, các công ty dịch vụ Dầu khí còn chưa phát triển, còn thiếu các phương tiện kỹ thuật để có thể phục vụ một cách kịp thời và hiệu quả. Hiện nay Việc mở rộng chức năng của các công ty dịch vụ Dầu khí cần phải được PetroVietnam luôn chú trọng. Cần ngày càng mở rộng hon nữa khu căn cứ dịch vụ cảng, hoàn chỉnh cơ sở hậu cần gồm có kho bãi, các phương tiện chuyên chở vật tư kỹ thuật phục vụ cho hoạt động dầu khí ở ngoài khơi xa. Thứ hai: Vấn đề dịch vụ chăm sóc đời sống hàng ngày cho người nước ngoài làm việc tại Việt Nam. Vì các dự án đầu tư có thời hạn khá dài, nên chúng ta cần tạo điều kiện cho cuộc sống gia đình của họ được thuận lợi. Hiện nay, tại Vũng Tàu mới chỉ có một trường học dành cho liên doanh Vietsovpetro cho trẻ em Nga, vì thế rất cần thiết xây dựng những trường học mới cho con cháu các chủ đầu tư nước ngoài khác. Thứ ba: là vấn đề liên quan đến tình trạng chăn sóc sức khỏe cán bộ công nhân viên người nước ngoài. Họ sống và làm việc tại Việt Nam nên cần được đảm bảo về mặt y tế trước hết là phòng chữa được các bệnh thông thường. Trong những trường hợp đặc biệt như sự cố, tai nạn lao động, họ cũng cần được đảm bảo chăm sóc chu đáo, có thể chuyển ra nước ngoài nếu cần. Do đó chúng ta phải lập được một lưới dịch vụ y tế đồng bộ cả trong nước và nước ngoài sẵn sàng tiếp nhận những trường hợp khẩn cấp. Tóm lại, quan trọng nhất vẫn là phải nâng cao năng lực cạnh tranh của các công ty dịch vụ Việt Nam vì tỷ trọng dịch vụ trong chi phí đầu tư rất lớn, mà các công ty Việt Nam chưa đáp ứng được các dịch vụ đòi hỏi công nghệ cao và thuờng là chỉ đứng ra làm môi giới hoặc liên doanh. Nhà nước cần có cơ chế hỗ trợ thích đáng. 2.4.6. Hoàn thiện hơn nữa các thủ tục hành chính, giảm thiểu thời gian xét duyệt dự án đầu tư. Đây là công tác cần sự phối hợp nhịp nhàng giữa các cơ quan Nhà nước chức năng, bao gồm Thủ tướng Chính phủ, Bộ Kế hoạch và Đầu tư, Bộ Công nghiệp Đây là vấn đề tồn tại từ những ngày đầu tiên triển khai các dự án đầu tư nước ngoài và ngày càng làm cho các nhà đầu tư mệt mỏi, chán nản mỗi khi vấp phải các thủ tục hành chính từ cấp Trung ương đến địa phương. Như trước đây đã làm và đã làm tốt Nhà nước nên cho phép PetroVietnam tiến hành lựa chọn đối tác hợp tác thông qua hình thức đàm phán một cách mềm dẻo mà không nhất thiết lúc nào cũng phải đưa ra đấu thầu. Một số thủ tục phê chuẩn của Chính phủ nên được uỷ quyền cho PetroVietnam, ví dụ như việc phê chuẩn diện tích phát triển mỏ, chấp nhận gia hạn cho Nhà thầu để hoàn tất cam kết công việc… Bên cạnh đó, Nhà nước cần giảm thiểu thủ tục phiền hà trong việc cấp hạn ngạch nhập khẩu hàng hóa, máy móc, thiết bị phục vụ cho hoạt động Dầu khí. Các thủ tục hoàn thuế VAT cho Nhà thầu cần được cải tiến, tránh tình trạng chiếm dụng vốn quá lâu hoặc gây phiền hà trong việc trình nộp, giải thích các vụ việc. Trong quá trình triển khai hợp đồng, các chi tiêu của Dự án liên quan đến các hợp đồng dịch vụ với giá trị mỗi hợp đồng kể cả các dịch vụ khẩn cấp đều từ vài triệu đến vài chục triệu USD. Như vậy theo quy định tiến hành về thủ tục đấu thầu của các Nghị định 42, 43, 92 và 93/CP được áp dụng cho các dự án đầu tư nước ngoài thì đa số các hoạt động của một dự án Dầu khí đều thông qua những thủ tục đấu thầu phức tạp tốn kém thời gian và tiền bạc, đặc biệt là không đáp ứng được yêu cầu sản xuất. Do đó, để duy trì hoạt động bình thường của các dự án thăm dò và khai thác dầu khí, Nhà nước cần có một số thay đổi về thủ tục đấu thầu áp dụng riêng cho ngành Dầu khí để tránh rườm rà, tiết kiệm thời gian và hiệu quả cao. Nhà nước cũng cần có những quy định phân cấp cụ thể về phê duyệt dự án đầu tư. Việc đấu thầu lô, hợp đồng cũng cần được tiến hành minh bạch và phù hợp với thông lệ quốc tế hơn. 2.4.7. Tạo điều kiện thuận lợi cho các nhà đầu tư khai thác mỏ khí. Theo kết quả TK – TD, Việt Nam có tiềm năng về khí lớn hơn dầu. Nhưng cho đến nay, các dự án về khí triển khai rất chậm và gặp nhiều trở ngại mà nguyên nhân chủ yếu là do Việt Nam chưa có chính sách xây dựng một thị trường tiêu thụ khí ổn định cũng như chưa có những điều khoản hợp lí trong các hợp đồng đối với mỏ khí. Vì vậy, để đẩy nhanh tiến độ thực hiện các dự án khí hiện có cũng như thu hút thêm nhiều vốn đầu tư của nước ngoài vào các mỏ khí, Nhà nước cần có chính sách về thuế, và giá khí linh hoạt để PetroVietnam có thể nhanh chóng đi tới sự thoả thuận trong đàm phán với các đối tác nước ngoài. Đối với dầu mỏ ta chỉ cần khai thác được là có thể bán ngay ra nước ngoài. Khác với dầu, khí khai thác được chưa thể bán ngay ra nước ngoài vì hiện giờ chúng ta chưa có hệ thống đường ống vận chuyển khí quốc tế mà chỉ bán trong nước với khối lượng khiêm tốn. Do đó để phát triển các hoạt động khai thác khí thì trước hết Việt Nam cần tạo ra một thị trường tiêu thụ khí ổn định. Muốn vậy, PetroVietnam cần chủ động trong việc xây dựng hệ thống đường ống dẫn khí tới những khu vực thị trường tiêu thụ khí có tiềm năng phát triển, đồng thời tham gia đầu tư một phần và nghiên cứu kế hoạch xây dựng tổ hợp các nhà máy điện, nhà máy sản xuất Methanol, PVC, PS, PP, phân Ure… 2.4.8. Sớm xem xét và phê duyệt các qui chế, qui định đầu tư TDKT dầu khí ở nước ngoài. PetroVietnam cần tích cực xây dựng cơ chế chính sách đầu tư ra nước ngoài và chính sách nhân viên để Chính phủ và TCT xem xét và ban hành thực hiện. Đó chính là những cơ sở pháp lý để có thể triển khai nhiệm vụ đầu tư TDKT dầu khí ra nước ngoài. 2.5. KIẾN NGHỊ. Trên cơ sở nghiên cứu tình hình hợp tác đầu tư trong khu vực, ở Việt Nam và của Tổng Công ty; căn cứ các kinh nghiệm trong quá trình xây dựng và triển khai dự án cũng như các đặc thù, các điểm thuận lợi, khó khăn của Tổng Công ty trong bối cảnh hiện nay; căn cứ nhiệm vụ chiến lược Tổng Công ty trong giai đoạn tới năm 2010 và 2020 cũng như sự cần thiết của hợp tác đầu tư đối với ngành Dầu khí nói chung và lĩnh vực Thượng nguồn nói riêng; Xin đề xuất một số kiến nghị nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư nước ngoài trong lĩnh vực Thượng nguồn của Tổng Công ty như sau: 2.5.1. Đối với Nhà nước: Cần tích cực đàm phán giải quyết tranh chấp ở các khu vực chồng lấn, giáp ranh để thúc đẩy hoạt động đầu tư vào khu vực này. Thềm lục địa Việt Nam giáp ranh với nhiều nước như Malayxia, Indonexia, Trung Quốc, Campuchia, Thai Lan tạo nên nhiều vùng chồng lấn. Một số vùng này được các chuyên gia nước ngoài đánh giá là có tiềm năng dầu khí. Hiện nay do chưa có thoả thuận giữa Chính phủ Việt Nam và Chính phủ các nước nên chưa hoạt động đầu tư nào được tiến hành ngoại trừ khu vực chồng lấn với Malayxia (PM3) đã đi vào khai thác. Hoàn thiện cơ chế tạo lập và phát triển vốn hợp lí, đảm bảo cho ngành Dầu khí có khả năng tích luỹ vốn nhanh. Để có thể thực hiện có hiệu quả các giải pháp nêu trên, đặc biệt là tăng cường hoạt động nghiên cứu khảo sát, tham gia vào các liên doanh với cổ phần cao… PetroVietnam cần có lượng vốn tích luỹ lớn nhờ vào sự hỗ trợ của Nhà nước. Cần hỗ trợ vốn cho PetroVietnam bằng cách cho giữ lại toàn bộ lợi nhuận sau thuế của PetroVietnam trong xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro, lợi nhuận sau thuế thu được từ hoạt động Dầu khí. Điều đó sẽ tạo điều kiện cho PetroVietnam tăng khả năng về vốn cho đầu tư phát triển và làm chỗ dựa về tài chính để thu xếp vốn trên thị trường tài chính tín dụng trong và ngoài nước. Cần có Quỹ Thăm dò Dầu khí (rủi ro) vào khoảng 50 – 75 triệu USD/ năm. Cần đảm bảo sự công bằng và bình đẳng giữa các loại hình đầu tư hợp tác, chấp nhận tỷ lệ lợi nhuận hợp lý của PetroVietnam trong các hình thức này. Hơn nữa, chính sách thuế cũng phải hợp lý và ưu đãi hơn. Chỉ đạo các ngành áp dụng nhất quán và đồng bộ các điều khoản thuế đối với hoạt động dầu khí. Đồng thời cần cải thiện hơn nữa quan hệ chính trị, kinh tế đối ngoại với các quốc gia trên thế giới, phát triển quan hệ với các tổ chức tài chính và kinh tế quốc tế để tạo không khí thuận lợi cho đầu tư nước ngoài. Cần đảm bảo sự ổn định và nhất quán trong quá trình thực thi Luật Đầu tư nước ngoài, Luật Dầu khí và các luật liên quan khác. Mặt khác cũng cần phân định đối tượng áp dụng của luật chung với luật đặc thù để tránh tình trạng áp dụng chồng chéo theo hướng lắp ráp hỗn tạp các điều khoản cho là có lợi nhất đối với nước chủ nhà để làm tổn hại quyền lợi của nhà đầu tư một cách méo mó so với tư tưởng chỉ đạo khi xây dựng luật. Cơ chế và thủ tục của các cơ quan chức năng cần tiến theo hướng phù hợp với thông lệ quốc tế. 2.5.2. Đối với PetroVietnam: Cần xây dựng ngay cơ sở dữ liệu toàn ngành, cập nhật thường xuyên thông tin trong ngành và quốc tế. Mềm dẻo hơn trong việc đàm phán, mà vẫn đảm bảo quyền lợi quốc gia. Cơ chế tài chính cấp vốn cho công tác tự đầu tư và hợp tác đầu tư phù hợp. Cơ cấu tổ chức phù hợp, ổn định và có định hướng lâu dài. Xây dựng các đơn vị thăm dò khai thác và dịch vụ dầu khí phù hợp với việc đổi mới doanh nghịêp Nhà nước và tiếp thu kinh nghiệm của các công ty Dầu khí quốc tế và quốc gia. Có chính sách tuyển dụng, đào tạo phát huy được nội lực của từng cá nhân và đáp ứng được nhu cầu phát triển của ngành. Đầu tư thỏa đáng cho việc thuê các chuyên gia dầu khí nước ngoài để tranh thủ khả năng kinh nghiệm và học hỏi từ họ, từ đó nhanh chóng nắm bắt công nghệ và phương thức quản lý tiên tiến. Tăng cường hợp tác với các đối tác, nâng cao vị thế của PetroVietnam trên trường quốc tế. Xây dựng và phát triển nguồn nhân lực chuyên sâu, đặc biệt là lĩnh vực phát triển và khai thác mỏ để đáp ứng nhiệm vụ trong những năm tới. Xây dựng chính sách đãi ngộ thỏa đáng đối với người có năng lực để hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ, tránh tình trạng “chảy máu chất xám”. Sớm xem xét và phê duyệt các qui chế, qui định đầu tư TDKT dầu khí ở nước ngoài. Tiếp tục hỗ trợ các công ty thành viên nâng cấp trụ sở làm việc và bổ sung cơ sở vật chất để phục vu tốt các nhiệm vụ TCT giao. Cho phép các công ty thành viên tổ chức các lớp đào tạo, bồi dưỡng chuyên sâu nhằm chuẩn bị nhân lực cho các dự án TD-KT dầu khí ở nước ngoài. Trang bị cho các công ty thành viên hoạt động trong lĩnh vực Tìm kiếm - thăm dò - khai thác những phần mềm kỹ thuật chuyên dụng về thăm dò, khai thác mỏ, thiết bị để phục vụ cho công tác đánh giá, tìm kiếm các cơ hội và triển khai các dự án đầu tư trong và ngoài nước. PHỤ LỤC: Vị trí các lô trong các bể trầm tích Việt Nam. Môc lôc Trang ._.