PVEP xứng đáng là doanh nghiệp dầu khí quốc tế tiên phong

Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) được hợp nhất từ 2 đơn vị là Công ty Đầu tư - Phát triển Dầu khí (PIDC) và Công ty Thăm dò Khai thác PVEP (TP HCM) năm 2007. PIDC có chức năng tập trung hoạt động đầu tư ra nước ngoài, quản lý hợp đồng dầu khí ở khu vực chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia, còn PVEP quản lý tất cả các hoạt động ở các hợp đồng dầu khí trong nước. Vì lẽ đó, Tổng Công ty PVEP ra đời với chức năng triển khai các hoạt động thăm dò dầu khí trong nước và nước ngoài, bao gồm quản lý đầu tư trong các dự án PVEP và PIDC tham gia.

PIDC từ khi thành lập được giao nhiệm vụ triển khai các hoạt động đầu tư của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) ra nước ngoài. Trong đó, đáng kể là hợp đồng đầu tiên ký kết là Lô PM304 ở Malaysia và Tamtsag ở Mông Cổ. Hợp đồng dầu khí tiếp theo được ký năm 2002 là hợp đồng phát triển khai thác mỏ Amara nhưng vì chiến tranh Iraq xảy ra nên chúng ta ký mà chưa triển khai được. Đến nay, về mặt pháp lý thì hợp đồng này vẫn còn và chúng ta chưa hoàn tất các thủ tục pháp lý để kết thúc hợp đồng với nước chủ nhà.

Các cán bộ biệt phái PVEP tại Algeria trong sự kiện thử vỉa thành công mỏ Bir Seba

Tiếp đó là hợp đồng dầu khí tại Algeria, Lô 416b & 433a tại sa mạc Sahara. Hợp đồng này có được nhờ thông qua quá trình đấu thầu quốc tế. Chúng tôi ký kết hợp đồng vào tháng 7/2002 nhưng đến 29/6/2003 mới chính thức hoàn tất các thủ tục pháp lý để triển khai hợp đồng với nước chủ nhà. Bởi trong gần một năm trời, chúng tôi lo hoàn tất thủ tục bảo lãnh ngân hàng. Sẽ có câu hỏi là tại sao thủ tục lại lâu như vậy. Sở dĩ ‘‘lằng nhằng’’ là vì lúc đó, PIDC là đơn vị hạch toán phụ thuộc. Việc bảo lãnh phải thực hiện bởi Petrovietnam, mà để Petrovietnam thực hiện bảo lãnh thì phải Chính phủ bảo lãnh. Nhưng chưa có tiền lệ nào được thực hiện trước đó nên thủ tục bảo lãnh hợp đồng có giá trị 21 triệu đô này khiến chúng tôi mất gần một năm trời để hoàn tất. Thời điểm đó, chúng tôi bỏ thầu Lô 416b & 433a với tư cách là nhà đầu tư và tỷ lệ tham gia góp vốn 100%. Nước chủ nhà tham gia dự án với 25% nhưng họ không phải góp vốn mà nhà đầu tư phải gánh vốn. Khi ký được hợp đồng, rất nhiều người lo ngại khả năng chúng tôi không triển khai được vì rủi ro địa chất, năng lực quản lý chưa có, ở trong nước chưa thực sự điều hành hợp đồng dầu khí nào, lo ngại về khoảng cách xa xôi, ngôn ngữ bất đồng, thậm chí là tình hình khủng bố vì lúc bấy giờ ở Algeria chưa kiểm soát được. Đã có Lãnh đạo đề cập với chúng tôi sau khi bỏ thầu, trúng thầu thì tuyên bố rút. Tôi trả lời ngay “mình có thể rút được, nhưng hình ảnh của chúng ta ở bên ngoài sẽ mất đi và không có cơ hội để thực hiện mục tiêu đầu tư ra nước ngoài”. Vì vậy, dự án sau khi được bảo lãnh ngân hàng đã tiếp tục triển khai.

Song song với quá trình bảo lãnh ngân hàng để làm thủ tục, vì lo ngại nên chúng tôi tiến hành chia sẻ tiền đối tác để tham gia vào dự án và có Công ty Dầu khí Quốc gia Thái Lan (PTTEP) quan tâm. PIDC và Petrovietnam nhận thấy có thể chia sẻ rủi ro cho PTTEP nên đã đưa ra các điều kiện để đàm phán và thống nhất PTTEP tham gia 35%, PIDC 40% và Sonatrach 25%, trong đó PIDC cùng PTTEP gánh vốn. Tuy nhiên, nước chủ nhà biết được việc chúng tôi tìm đối tác, họ cho rằng dự án chưa được triển khai nhưng PIDC đã sang nhượng dự án (lúc đó việc chuyển nhượng giữa PIDC và PTTEP chưa được công bố). Phía Algeria đã chất vấn chúng tôi về việc hợp đồng chưa có hiệu lực nhưng đã mang đi sang nhượng. Bây giờ nghĩ lại, chúng tôi thấy rằng đó là giải pháp hợp lý. Chúng tôi không nhận bất kỳ khoản tiền nào từ PTTEP, cũng như việc tham gia của PTTEP trong dự án bởi họ gánh vốn cùng chúng tôi. Nên về mặt đầu tư, việc ra quyết định tại mỗi tình huống, mỗi thời điểm cần phải linh hoạt như vậy.

Song song triển khai dự án Algeria, chúng tôi tiếp tục đẩy mạnh hợp tác 3 bên với những quốc gia trong khối ASEAN gồm Petronas (Malaysia) và Pertamina (Indonesia). Chúng tôi có thỏa thuận năm 2001 - 2002 sẽ triển khai mỗi nước có 1 dự án thăm dò khai thác dầu khí với hình thức dự án nằm ở đâu thì nước chủ nhà chiếm 40% và 2 nước còn lại là 30%. Tất cả các quyết sách của dự án này được tiến hành trên cơ sở đồng thuận. Lúc đó chúng tôi triển khai các dự án hợp tác 3 bên này với tinh thần tích cực và khẩn trương.

Ở Việt Nam có dự án Lô 10, Lô 11 (chúng tôi đưa ra dựa trên cơ sở Total có phát hiện dầu khí ở đây); Malaysia có dự án Lô SK 305; Indonesia có dự án Lô Rundugunting. Sau một thời gian triển khai, việc hợp tác giữa các nước trong cùng khu vực không mang đến kết quả tích cực. Đối với Việt Nam, một phần do kỹ thuật và thi công nên giếng khoan quyết định cuối cùng đã không đạt kết quả như mong muốn, phải dừng dự án. Ở Malaysia, có thể nói dự án thành công một phần về mặt địa chất khi phát hiện trữ lượng khí khá đáng kể. Chúng tôi khoan hơn chục giếng thì gần chục giếng phát hiện khí và dầu. Một yếu tố bất cập trong giai đoạn đó vì phát hiện dầu nhưng giá dầu thị trường tăng cao, phía chủ nhà đưa ra đề xuất phát triển nhanh, phát triển sớm. Nhưng nếu áp dụng đề xuất đó với những mỏ có đặc tính vỉa dầu, vỉa khí xen kẽ, vỉa dầu có áp lực khí ở trên được xem là rủi ro địa chất. Thực tế khi triển khai, lúc xây dựng phương án lập báo cáo khả thi, báo cáo phát triển mỏ thì giá dầu cao. Khi dự án đưa vào khai thác thì giá dầu thấp. Cùng với sản lượng thấp đã dẫn tới việc dự án phát triển sớm không thành công. Vì vậy, các phát hiện khí không được các bên tích cực xem xét. Phía chủ nhà thành công ở chỗ nếu 3 bên góp đầu tư cho thăm dò thẩm lượng, đã có phát hiện dầu khí thì khi các nhà đầu tư rút đi chỉ có nước chủ nhà quản lý lô với trữ lượng phát hiện khí vẫn nằm đấy. Sau này Petronas đã mang đấu thầu các lô này.

Những năm 2004 - 2006, bức tranh mở rộng hoạt động đầu tư của Petrovietnam nói chung, PIDC (PVEP hiện nay) nói riêng ở những khu vực trọng điểm được đẩy mạnh, với thành công đầu tiên là việc phát hiện dầu khí ở Algeria, Malaysia. Năm 2005, nhân chuyến công tác của Chủ tịch Quốc hội Việt Nam Nguyễn Văn An sang Algeria, nước chủ nhà đã đặt vấn đề hợp tác dầu khí. Trên cơ sở đề xuất đó, PIDC đã xem xét, đánh giá tiềm năng dầu khí của Venezuela. Nhân chuyến thăm của Tổng thống Hugo Chavez tới Việt Nam năm 2006, phía bạn đã chuẩn bị sẵn thông tin 2 dự án đưa vào hợp tác là Junin-2 nằm trong vành đai dầu Orinoco và dự án nghiên cứu nâng cao hệ số thu hồi lòng hồ Maracaibo, cùng 1 số lô thăm dò ngoài khơi của Venezuela. Nhờ đó, PVEP đã có được dự án Junin-2 với những điều kiện trong hợp đồng tốt nhất trong tất cả các hợp đồng mà những đối tác nước ngoài có được ở vành đai dầu Orinoco, so sánh cả với hợp đồng của các công ty dầu khí Trung Quốc.

Giàn khoan tại mỏ Cendor, Malaysia

Tuy nhiên, Venezuela bị phong tỏa về hoạt động dầu khí sau đó, dự án Junin-2 chưa thể triển khai. Nếu Venezuela được mở cửa trở lại, PVEP vẫn còn cơ hội để phát triển và khai thác, cùng với giá dầu hiện nay, không có dự án nào có thể bị lỗ. Với việc triển khai ở Venezuela, chúng tôi đã đặt chân lên Mỹ Latinh. Các nước rất chào đón sự hiện diện của Petrovietnam mà trực tiếp là PVEP, bao gồm Equado, Brazil, Peru, Arghentina, Chile... nhưng PVEP chỉ dừng lại ở Peru sau nhiều quá trình sàng lọc.

Tại Peru, trước khi có Lô 39, Lô 67, PVEP đã có Lô Z47 ở ngoài khơi và Lô 162 trên đất liền để làm nghiên cứu ban đầu. Sau quá trình triển khai, PVEP đánh giá tiềm năng dầu khí ở Peru còn thấp và không tiếp tục đầu tư. Với Lô 39 đã có phát hiện bởi Conoco Phillips, Lô 67 là dự án phát triển khai thác của Perenco. Sau này, PVEP ký hợp đồng dầu khí ở Uzabekistan với 2 dự án, trong đó 1 dự án đang triển khai ở giai đoạn thăm dò, có biểu hiện dầu khí nhưng vì lý do tài chính nên PVEP không đi tiếp. Còn 1 dự án nghiên cứu nhưng vì rủi ro nên dừng lại.

Ngoài ra, PVEP còn rất thành công với dự tại khu tự trị Nhenhetxky. Đây là dự án kéo dài hợp đồng dầu khí, hiệp định Liên Chính phủ với Liên bang Nga trong triển khai dầu khí Lô 09-1. Để gia hạn đến năm 2030 thì thời điểm trước năm 2010, PVEP đã đưa điều kiện với phía Liên bang Nga cho PVEP quyền tham gia dự án. Vì vậy, Liên doanh Rusvietpetro ra đời với sự tham gia của Zarubezhneft 51% và PVEP 49%. Tương đương ở Việt Nam, Zarubeznheft 49% và Petrovietnam 51%.

Dự án tiếp theo được PVEP triển khai với Gazprom trên cơ sở hợp tác song phương tại Việt Nam và Liên bang Nga. Ở Liên bang Nga đã thành lập Công ty Liên doanh Gazpromviet và giao dự án khí nhỏ là Lô Nogurmanov để công ty hoạt động. Sau một thời gian triển khai, dự án không đủ kinh tế nên PVEP đã kiến nghị bổ sung, thay thế bằng các phương án khác. Chính phủ Nga quyết định đưa mỏ khác cho Gazpromviet quản lý nhưng đến nay vẫn chưa có quyết định cuối cùng. Petrovietnam/PVEP đang triển khai theo hướng Liên bang Nga cam kết thực hiện việc này và ta chấp nhận giảm tỷ lệ tham gia dự án. Nếu đi tiếp thì ta phải làm nhiều thủ tục khác.

Để PVEP thành công ngày hôm nay, tôi cho rằng đầu tiên phải nói đến Đảng, Nhà nước, Chính phủ, Petrovietnam đã có những chính sách đúng đắn trong việc mở rộng hoạt động đầu tư ra nước ngoài. Đây là bước đi phù hợp với xu thế bởi các công ty dầu khí quốc tế đều có hoạt động bên ngoài lãnh thổ của họ và đa phần thành công. Điểm thành công thứ 2 là chúng ta có kết quả ở những dự án cụ thể như ở Algeria, Liên bang Nga. Đây còn là minh chứng cho việc chúng ta có thể trở thành nhà đầu tư trong lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí với tư cách là nhà điều hành, người tham gia. Cũng nhờ các dự án đầu tư ra nước ngoài mà PVEP có đội ngũ chuyên gia, nhà quản lý điều hành các dự án dầu khí hội nhập, chuyên nghiệp, tay nghề vững.

Nhưng không thể không nhắc đến những dự án chưa thành công. Đây là những bài học lớn để PVEP nhìn nhận, đánh giá, rút kinh nghiệm cho những chiến lược phát triển đầu tư ra nước ngoài trong thời gian tới. Nguyên nhân lớn nhất về mặt chủ quan là chưa linh động trong bố trí nhân sự. Có những vị trí trọng trách trong dự án cần các chuyên gia nước ngoài với kinh nghiệm phong phú, nhưng có những vị trí khi triển khai dự án chỉ cần người Việt Nam để quản lý, vận hành dự án sao cho hiệu quả nhất. Nguyên nhân thứ 2 là khi triển khai phải bám vào việc hoàn thành khối lượng cam kết tối thiểu trong hợp đồng dầu khí, bám theo báo cáo đầu tư ban đầu đã được phê duyệt. Trong khi thực tế ở Việt Nam, rủi ro có thể khoan 3-4 giếng không được nhưng giếng thứ 4 ở phút “bù giờ” lại thành công thì chúng ta không làm được và không được phép làm.

Về khách quan, hạn chế đến từ chiến tranh, địa chính trị, biến động giá dầu, khung pháp lý của Việt Nam thiếu phân cấp, phân quyền. Tại phương Tây và các quốc gia khác, khi triển khai dự án, mỗi một dự án là thành lập một công ty. Khi công ty hoạt động trong dự án không thành công sẽ giải thể mà không ảnh hưởng đến hoạt động của công ty mẹ. Nhưng tại Việt Nam không thành lập công ty dự án nên khi xử lý kết thúc dự án gặp nhiều khó khăn. Vì vậy, hoạt động đầu tư nước ngoài của PVEP ở một số nơi phải rút đi trong nuối tiếc. Tại Cuba, PVEP rút khỏi lô nước sâu là 50-50 nhưng tôi vẫn tiếc, giả sử chúng ta duy trì được lô nước sâu này thì vẫn còn cơ hội trong tương lai với quan hệ thắm thiết giữa Việt Nam - Cuba. Tuy nhiên, ở góc độ khác thì chúng ta thoát được gánh nặng. Còn Venezuela, tài nguyên vẫn còn đó, bằng mọi cách PVEP phải giữ được dự án. Với Peru, Lô 39, Lô 67 tài nguyên còn đó, PVEP cùng với nhà đầu tư phải có hướng giải quyết, trong bối cảnh giá dầu hiện nay cũng phải đưa dự báo, quay lại khi nào hợp lý và có những tương tác phù hợp với nước chủ nhà.

PVEP thành lập cùng kỳ vọng là đơn vị hạch toán phụ thuộc Công ty TNHH MTV, hoạt động theo điều lệ, trong suốt 15 năm hình thành và phát triển, PVEP thành công chỉ khi các khung pháp lý chưa đầy đủ và chưa bị siết chặt. Bên cạnh đó, Petrovietnam cũng cần có các hoạt động đầu tư. Nhưng để đầu tư thì các đơn vị thành viên của Petrovietnam phải có hoạt động đầu tư để phát triển. Đây là bài toán khó hiện nay, cần có sự vào cuộc của cả cơ quan Chính phủ để giải quyết và tháo gỡ, là tiền đề và cơ sở cho sự phát triển của PVEP trong giai đoạn mới.

TS. Nguyễn Quốc Thập