Tổng quan, hiện trạng Dầu khí Việt Nam [Kỳ 1]: Thách thức khâu thượng nguồn

Thách thức trong lĩnh vực điện lực của PVN [Kỳ 1]: Nhìn nhận chung

Thách thức trong lĩnh vực điện lực của PVN [Kỳ 2]: Nút thắt ‘sản xuất điện’

Thách thức trong lĩnh vực điện lực của PVN [Kỳ 3]: Các dự án ‘mất phương hướng’

Thách thức trong lĩnh vực điện lực của PVN [Kỳ 4]: Các dự án đang chuẩn bị đầu tư

KỲ 1: DẦU KHÍ VIỆT NAM VÀ NHỮNG THÁCH THỨC KHÂU THƯỢNG NGUỒN

Nhìn chung, dù bị ảnh hưởng kép giá dầu và đại dịch Covid, các nhà điều hành vẫn đạt chỉ tiêu sản lượng năm nay. Trong đó, nổi bật có các nhà điều hành hoạt động khá hiệu quả như: VSP, Biển Đông POC, Rosneft và Cửu Long JOC. Tuy nhiên, do những năm gần đây các nhà điều hành chưa gia tăng trữ lượng, phát hiện mỏ mới nên sản lượng sụt giảm dần. Đối với các mỏ hiện hữu, các mỏ dầu ở gần bờ hầu như đã cạn kiệt. Một số mỏ trung bình mà PVEP trực tiếp điều hành, sản lượng đang sụt giảm nhanh như: Sông Đốc (Lô dầu khí 46/13, còn dưới 1.000 thùng/ngày), Thăng Long Đông Đô (Lô 01-02/97, khoảng 3.600 thùng/ngày), Lô 01/02 (mỏ Hồng Ngọc, khoảng 8.500 thùng/ngày), có thể phải dừng khai thác nếu giá dầu giảm kéo dài dưới mức 50 USD/thùng. 

Tổng sản lượng dầu thô năm nay của PVN ước khoảng 11,47 triệu tấn (trong nước đạt 9,65 triệu tấn). Trong khi đó, các mỏ khí xa bờ, chi phí đầu tư phát triển mỏ, chi phí khai thác và đường ống vận chuyển cao (bao gồm cả trạm trung chuyển, nhà máy chế biến và phân phối khí), kéo theo hiệu quả kinh tế không cao. Sản lượng khí năm nay ước khoảng 9,7 tỷ m3 (năm 2020 là 10,2 tỷ m3 khí).

Đối với việc phát triển các mỏ mới, các mỏ dầu gần bờ sản lượng thấp (cận biên), Chính phủ chưa có cơ chế khai thác tận thu nên chưa thể phát triển. Có thể kể đến các mỏ Kình Ngư Trắng, Kình Ngư Trắng Nam, Đại Hùng Nam, Lạc Đà Vàng ở bể Cửu Long và Nam Côn Sơn.

Đối với các mỏ khí xa bờ, các cơ chế chính sách hiện nay đang gây rất nhiều khó khăn để dự án đi vào triển khai. Đơn cử như Chuỗi dự án khí Lô B và Cá Voi Xanh - do đây là các chuỗi dự án liên quan cả khâu thượng, trung và hạ nguồn (cả ngoài khơi và trên bờ); nên dù là các dự án thuộc ngành Dầu khí, cùng lúc các Luật Dầu khí, Luật Đầu tư công và Luật Xây dựng được áp dụng có một số khác biệt giữa các luật này, do vậy khi triển khai, PVN và các đối tác đang gặp một số khó khăn. Đối với mỏ Sư Tư Trắng (giai đoạn 2), do Chính phủ chưa phê duyệt gia hạn hợp đồng PSC (hết hạn năm 2023) nên dù đã có kế hoạch phát triển mỏ (FDP), dự án vẫn chưa thể triển khai (giai đoạn 2b). 

Đối với các nhà đầu tư nước ngoài thông qua các hợp đồng dầu khí (PSC), điều kiện tiên quyết là Bảo lãnh Chính phủ (GGU) gồm các điều kiện bảo đảm nguồn vốn đầu tư, an toàn thăm dò khai thác ngoài khơi kèm theo cam kết chuyển đổi chênh lệch tỷ giá tiền Đồng và USD; thỏa thuận giá bán khí (GSA) và thỏa thuận mua bán khí (GSPA) có giá cao hơn mức trung bình hiện nay do phải cân đối vốn và hiệu quả đầu tư, kéo theo giá bán điện tăng (PPA). 

Đối với PVN, Chính phủ chưa phê duyệt quy chế tài chính nên cơ chế thu xếp vốn đối ứng trên nguyên tắc 30% vốn chủ sở hữu và 70% vốn vay cho các dự án ngoài khơi rất khó khăn. Ước tính, cả PVN và PVEP, cần thu xếp khoảng 11 tỷ USD cho các dự án Cá Voi Xanh, Lô B (bao gồm cả các nhà máy điện ở khâu sau), Sư Tử Trắng Giai (đoạn 2) và một số dự án thành phần khác.

Trong bối cảnh hiện nay, hậu Covid-19 và khủng hoảng giá dầu, ngay cả các đối tác nước ngoài cũng sẽ gặp nhiều khó khăn về thu xếp tài chính. Về phía PVN, việc đền bù cho đối tác Repsol và nhận chuyển nhượng các lô dầu khí 135-136/03, lô 07/03 (mỏ Cá Rồng Đỏ) vào cuối năm nay và hỗ trợ cho hoạt động đang thua lỗ của PVEP sẽ thêm những gánh nặng. Với việc đền bù cho Repsol, cũng như rủi ro có thể đền bù ở mỏ Junin 2, sẽ đẩy áp lực lên PVN về nhu cầu cân đối tài chính trên danh mục đầu tư cho các dự án ngoài khơi. Vì vậy, có lẽ đã đến lúc PVN cần rà soát và phân cấp mức ưu tiên cho một số dự án trọng điểm nhằm tập trung nguồn lực để phát triển các dự án khả thi nhất. 

1/ Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí - PVEP:

Cơ cấu PVEP hiện tại có gần 1.600 nhân sự (hơn 1.000 nhân sự cố định) là khá gọn nhẹ so với cơ cấu vốn nhà nước trên 80.000 tỷ đồng và đang đầu tư ở 43 lô dầu khí trong và ngoài nước. Ngoài một số liên doanh điều hành chung (Cửu Long JOC, Hoàng Long Hoàn Vũ JOC) và PVEP POC đang hoạt động khá hiệu quả, các JOCs/Lô dầu khí còn lại [Thăng Long JOC (mỏ Sông Đốc), Lô 01&02 (mỏ Hồng Ngọc), Lô 01&02-97 (mỏ Thăng Long/Đông Đô)] đang cạn kiệt và có nguy cơ dừng hoạt động. Do hệ lụy mà các dự án nước ngoài để lại, gần 4 năm qua, PVEP không tự phát triển mỏ mới nào (cả trong và ngoài nước trên tổng vốn đầu tư đăng ký gần 8 tỷ USD); các dự án giãn, dừng gây ngâm vốn chủ sở hữu. Các đề án tìm kiếm thăm dò cũng trì trệ, chỉ phát sinh một số chương trình khoan thông qua PVEP POC (mỏ Đại Hùng), còn lại, thông qua các công ty điều hành chung. PVEP đăng ký đầu tư trong 43 đề án, tuy nhiên hơn ½ trong số này chưa triển khai. Sản lượng các mỏ hiện hữu đang sụt giảm nhưng gần 4 năm nay, PVEP chưa gia tăng được trữ lượng để mở rộng các mỏ hiện hữu và phát triển mỏ mới là vấn đề rất lớn, đẩy áp lực lên các chỉ tiêu sản xuất, kinh doanh (SXKD).

Cơ cấu hoạt động của PVEP rộng, nhưng không hiệu quả do chi phí vận hành, khai thác không giảm (trung bình khoảng 50 USD/thùng) nhưng năm nay giá dầu và sản lượng sụt giảm dần, kéo theo thua lỗ. Do phải phân bổ chi phí (khoảng 3.600 tỷ đồng/năm) cho các dự án thua lỗ (có nguy cơ mất trắng) như Junin 2, các Lô 39 và 67 ở Peru và SK 305 Malaysia, ước tính năm nay PVEP thua lỗ hơn 4.000 tỷ đồng. 

Khách quan mà nói, hai năm qua, sau khi thực hiện tái cơ cấu thu gọn hoạt động các phòng, ban và tiết giảm chi phí dịch vụ, hoạt động SXKD của PVEP đã khởi sắc hơn. Các biện pháp ứng phó như tiết giảm chi phí SXKD và thu gọn hoạt động ở một số lô dầu khí không hiệu quả đã được triển khai. Các hợp đồng thuê kho chứa nổi, vận hành giàn khai thác cũng đã được rà soát, cắt giảm được hơn 10 triệu đô la.

Tuy nhiên, về cơ bản, PVEP vẫn chưa có hiệu quả kinh tế do các hệ lụy mà quá khứ để lại. Các khoản dư nợ do các dự án quá khứ để lại (trả hàng năm trong gần 10 năm nay), dư nợ ước tính đến hiện tại còn hơn 10.000 tỷ đồng và có lẽ đã đến lúc PVN cần chỉ đạo PVEP rà soát lại danh mục đầu tư, cho thoái vốn ở một số dự án không hiệu quả để cắt lỗ.

2/ Liên doanh Việt Nga - Vietsovpetro (VSP):

Là thành viên lớn nhất của PVN, VSP có cơ cấu đồ sộ, gồm 8 xí nghiệp, 1 viện nghiên cứu thiết kế (Nipi) và 3 trung tâm dịch vụ, với gần 6.000 nhân sự. Lĩnh vực hoạt động trải rộng từ thăm dò, khai thác, thiết kế, thi công xây lắp, khảo sát và vận tải biển. Trong đó, thăm dò và khai thác là nhánh trụ cột. Hiện tại, sau khi thực hiện tái cấu trúc, hoàn thiện cơ cấu tổ chức, định biên nhân sự thì hoạt động sản xuất, kinh doanh hiệu quả hơn. 

Về khai thác, với các mỏ hiện hữu, hiện sản lượng đang giảm dần, năm nay còn mức 3,4 triệu tấn dầu thô và 77,2 triệu m3 khí. Trong đó, riêng mỏ Bạch Hổ, cũng giảm dần còn mức hơn 2 triệu tấn. 

Về công tác phát triển mỏ mới, hai năm qua, VSP đã đưa vào khai thác thêm mỏ dầu Cá Tầm và giàn BK21 (cụm mỏ Bạch Hổ). Hiện tại, công tác đàm phán với PVEP và đối tác Nga là Zarubezhneft để phát triển mỏ Kình Ngư Trắng cũng đang được thúc đẩy nhanh.

Về thăm dò, với 3 giàn khoan hùng hậu, năm nay, VSP cũng đã, đang tiến hành khoan thăm dò và thẩm lượng ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Gấu Trắng, Mèo Trắng, Lô 16-1/15, Lô 12/11. Vừa qua, sau khi đánh giá kết quả thử vỉa sau chương trình khoan mỏ Sói Vàng (lô 16-1/15) cho kết quả khá khả quan. Ước tính tại chỗ khoảng 3.500 thùng dầu thô/ngày. Nếu đấu nối về mỏ Bạch Hổ, sẽ giúp bù đắp và gia tăng sản lượng trong bối cảnh sản lượng cụm mỏ Bạch Hổ đang sụt giảm nhanh.

Các chỉ tiêu sản lượng năm nay đều đạt kế hoạch, tuy nhiên, tổng doanh thu giảm còn 1,1 tỷ USD, nộp ngân sách còn 444 triệu USD (phía Việt Nam). Nếu đem các chỉ số cùng cơ cấu hoạt động hiện nay của VSP, so với cơ cấu hoạt động các liên doanh điều hành Rosneft, Biển Đông thì kém hiệu quả hơn. Sản lượng dầu thô của VSP sụt giảm dần, năm sau ước chỉ còn khoảng dưới 3 triệu tấn, đẩy áp lực lên nhu cầu mở rộng SXKD, trong khi các mỏ lân cận như Kình Ngư Trắng, Kình Ngư Trắng Nam hiệu quả thấp.

Cần biết, VSP là nhà điều hành duy nhất tại Việt Nam có xí nghiệp khoan, xí nghiệp xây lắp với đội tàu thi công ngoài khơi hiện đại. Hiện tại, do ít tham gia các dự án xây lắp, xí nghiệp này và kho cảng VSP đang thiếu công ăn việc làm. Vì vậy, nhu cầu để VSP tham gia hoạt động lĩnh vực điện gió ngoài khơi (cả đầu tư và thi công ở dự án Thăng Long Wind Bình Thuận) cần được PVN và phía đối tác Nga ưu tiên thúc đẩy nhanh. 

Theo đó, ngoài việc tập trung vào cốt lõi (xí nghiệp khai thác và xí nghiệp khí), các xí nghiệp xây lắp, vận tải biển và kho cảng VSP cần được gắn kết với việc phát triển điện gió ngoài khơi để chuyển đổi mô hình SXKD và duy trì đà tăng trưởng. 

3/ Mô hình hoạt động của Rosneft, Biển Đông POC và Idemitsu:

Đây là các nhà điều hành, có 2 hình thức khác nhau, nhưng có điểm chung là thông qua hợp đồng dầu khí (PSC) ký trực tiếp giữa PVN và đối tác. Đối với Rosneft và Idemitsu, sau khi ký hợp đồng PSC, họ đã tự bỏ chi phí tìm kiếm, thăm dò dầu khí. Sau khi phát hiện, đánh giá và công bố thương mại thì PVN tham gia vào hợp đồng PSC với mức 20% cổ phần để phát triển khai thác.  

Trường hợp của Biển Đông POC, do BP rút quyền điều hành vào năm 2007 (sau khi đã công bố phát hiện thương mại), PVN tiếp quản, tự bỏ chi phí phát triển dự án. Sau khi dự án đi vào vận hành thương mại năm 2012, năm 2018, PVN chuyển nhượng 49% cổ phần cho Gazprom, hình thành liên doanh.  

Cả 2 mô hình trên đều là liên doanh thông qua PSC do một đối tác nắm giữ nhiều cổ phần nhất làm nhà điều hành (trừ Rosneft do ONGC ủy quyền). Đây là mô hình hiệu quả nhất hiện nay.

Theo đó, trong tương lai, PVN nên ưu tiên phát triển theo mô hình này (Idemitsu và Rosneft) với các đối tác nước ngoài ở khu vực xa bờ. Các mỏ hiện hữu gần bờ đều là mỏ dầu và đang cạn kiệt, trong khi các mỏ xa bờ đều là mỏ khí, có rủi ro về thăm dò, khai thác và rủi ro địa chính trị. Việc giao cho các đối tác có tiềm lực tài chính mạnh làm nhà điều hành sẽ có nhiều ưu thế. Theo đó, họ sẽ tự bỏ chi phí khảo sát, thăm dò. Khi đi vào phát triển dự án, với tỷ lệ (thông thường) 20% đến 30% cổ phần trong PSC, các chi phí đầu tư phát triển mỏ tương ứng cũng sẽ giúp PVN chủ động hơn khi CAPEX các dự án khí đòi hỏi vốn đầu tư lớn, công nghệ xử lý (giàn, giếng khai thác, kho chứa nổi).

Ngược lại, khi các mỏ đi vào hoạt động thương mại, với nguyên tắc thắt cổ chai thông qua các hợp đồng GT, GSA, GSPA (đường ống vận chuyển khí, nguồn khí về bờ do PVN/PV GAS phân phối) hiện nay, giá trị kinh tế sẽ rất cao. Với mô hình này, sẽ tiết giảm chi phí đầu tư ban đầu, các rủi ro ở khu vực xa bờ và gia tăng hiệu quả đầu tư. 

4/ Các dự án trọng điểm:

Các đàm phán thương mại (hợp đồng GTA, GSA), bảo lãnh Chính phủ (GGU), hợp đồng mua bán điện (PPA) ở 2 chuỗi dự án Cá Voi Xanh và Lô B vẫn đang diễn ra song song. Theo tiến độ dự kiến, quý 1/2021 thì các đàm phán trên đây sẽ hoàn tất để quý 2/2021 cả 2 dự án sẽ có quyết định đầu tư (FID) để PQPOC trao thầu EPCI (Lô B) và ExxonMobil triển khai đấu thầu EPC/EPCI (Cá Voi Xanh). Mục tiêu cuối cùng là cuối năm 2024 (Lô B) và trong năm 2025 (Cá Voi Xanh) sẽ đi vào hoạt động thương mại. 

Tuy nhiên, đối với chuỗi dự án Cá Voi Xanh, do các đàm phán thương mại, GGU và mặt bằng kho cảng, tuyến ống trên bờ (Núi Thành, Quảng Nam) kéo dài, nhiều khả năng Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) và FID sẽ không kịp phê duyệt trong năm 2021. CAPEX khâu thượng và trung nguồn giai đoạn 1 dự án Cá Voi Xanh chiếm 4,6 tỷ USD (PVN/PVEP chiếm 36%). Khâu hạ nguồn, 2 nhà máy điện PVN chiếm hơn 2 tỷ USD.

Về phía ExxonMobil, do kinh tế suy giảm ảnh hưởng nặng nề lên chuỗi giá trị toàn cầu, ExxonMobil sẽ giảm mức độ ưu tiên suất đầu tư và tiếp tục cắt giảm nhân sự dự án tại Việt Nam. 

Dự án Lô B, phía thượng nguồn, được biết 2 gói thầu EPCI hiện đã đánh giá xong kỹ thuật (đã gia hạn hiệu lực đấu thầu lần thứ 3) và chờ FID. Phía hạ nguồn, các dự án điện khâu hạ nguồn vẫn đang tiếp tục chờ quyết định phê duyệt đầu tư của Thủ tướng. Các đàm phán thương mại phía thượng nguồn chưa kết thúc và các phê duyệt phía hạ nguồn chưa hoàn tất, đang dẫn đến một thực tế là Lô B có thể tiếp tục chậm trễ về tiến độ. Trong bối cảnh suy thoái kinh tế của các đối tác MOECO và PTTEP, nếu như tiếp tục chậm trễ, nhiều khả năng họ cũng sẽ chuyển nhượng cho bên thứ ba. 

Trong bối cảnh sụt giảm toàn ngành của PVN những năm qua, việc đưa một trong hai dự án trọng điểm trên đây là nhu cầu bức thiết, làm đòn bẩy tăng trưởng cho PVN (ước tính 1 tỷ USD/năm trong vòng đời 20 năm khai thác). Với hiện trạng các dự án và tình hình phía chủ nhà hiện nay, có thể tự tin nói rằng: Chính phủ và PVN nên tập trung nguồn lực vào dự án Lô B. Trong liên doanh PQPOC, tổng mức đầu tư của phía chủ nhà (cả PVN và PVEP) là 70% trên CAPEX 6,8 tỷ USD (PQPOC), trong đó CAPEX (giai đoạn 1) chiếm 2 tỷ USD (tính đến thời điểm có dòng khí đầu tiên).

Đối với dự án đường ống (trung nguồn, CAPEX chiếm 1,3 tỷ USD), nếu giao cho PV GAS làm nhà điều hành sẽ rất khả thi. Với nguyên tắc đầu tư 70% vốn vay (ở PQPOC trong giai đoạn 1) và SWPOC (42%/1,3 tỷ USD), khả năng thu xếp tài chính của các bên nằm trong tầm kiểm soát. Giai đoạn mở rộng sẽ phát triển linh hoạt, tùy thuộc vào sản lượng (giai đoạn 1) nên dễ cân đối nguồn lực. Mấu chốt hiện nay nằm ở giá khí/điện và khâu hạ nguồn, nên Chính phủ cần quyết liệt hơn để sớm thông quan các nhà máy điện Ô Môn 2 và Ô Môn 3. Nếu dự án này kịp triển khai trong năm 2021, sẽ thúc đẩy giá trị vốn hóa và tài sản của chuỗi các tổng công ty dịch vụ kỹ thuật, đáp ứng nhu cầu thoái vốn trong lộ trình 2022 - 2025. 

5/ Các dự án phát triển mỏ khác, trung bình và cận biên:

Mỏ Sư Tử Trắng giai đoạn 2 (nhà điều hành Cửu Long JOC): PVEP chiếm 50% cổ phần ở Cửu Long JOC, nhà điều hành hoạt động hiệu quả nhất của PVEP hiện nay. Hiện sản lượng của Cửu Long JOC đạt khoảng 37.000 thùng dầu quy đổi/ngày và 164 triệu bộ khối khí/ngày. Sư Tư Trắng giai đoạn 2, năm nay đã triển khai giai đoạn 2a (gồm các giếng khoan và nâng cấp hệ thống công nghệ trên giàn hiện hữu), gia tang được khoảng 40 đến 60 triệu bộ khối khí/ngày. Giai đoạn 2b, sẽ tùy thuộc vào việc (Chính phủ chấp thuận) gia hạn hợp đồng PSC (hết hạn tháng 11/2023), gia tăng được khoảng 125 đến 150 triệu bộ khối khí/ngày. Giai đoạn 2b rất quan trọng, trong bối cảnh đường ống Nam Côn Sơn 2 (giai đoạn 2) đã đi vào hoạt động, sẵn sang đón dòng khí từ mỏ này. Về phía hạ nguồn, dự án nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (sẽ thay thế nhà máy xử lý khí Dinh Cố đã xuống cấp) sẽ phát triển khi và chỉ khi dự án Sư Tử Trắng (giai đoạn 2b) đi vào triển khai.

Mỏ Kình Ngư Trắng và Kình Ngư Trắng Nam (đấu nối về cụm mỏ Bạch Hổ): VSP vẫn đang đàm phán với PVEP để hoàn tất hợp đồng nhận chuyển nhượng và đề án phát triển mỏ (FDP). Đối với dự án này, PVN nên sớm phê duyệt phương án tối ưu để VSP gia tăng sản lượng. 

Mỏ Đại Hùng, Đại Hùng Nam (mở rộng, thêm 1 giàn khai thác đấu nối vào giàn hiện hữu): Hiện PVEP POC đang triển khai đấu thầu FEED. Trong bối cảnh sản lượng mỏ Đại Hùng đang sụt giảm nhanh, còn hơn 9.000 thùng/ngày, việc mở rộng mỏ (nếu có hiệu quả kinh tế) cần sớm được triển khai. 

Mỏ Lạc Đà Vàng (nhà điều hành Murphy Oil): Mỏ này đã hoàn tất nghiên cứu khả thi (FS) và thiết kế tổng thể (FEED). Trước đây (trước khi PVEP chuyển nhượng 35% cổ phần cho Murphy Oil), trong kế hoạch phát triển mỏ đại cương (ODP) và báo cáo đánh giá trữ lượng (RAR), kết quả trữ lượng mà PVEP/PVN phê duyệt là 490 triệu thùng dầu tại chỗ. Sau khi làm nhà điều hành và khoan thêm 2 giếng thẩm lượng, năm ngoái, Murphy lập FDP cho ra kết quả trữ lượng tại chỗ lên đến 1,1 tỷ thùng dầu, nhưng chưa được PVEP/PVN công nhận. Hiện đang có một số thảo luận giữa các bên về kết quả đánh giá trữ lượng trên đây. 

Về đánh giá thẩm lượng trữ lượng dầu khí, ngoài mỏ Lạc Đà Vàng, đối với một số vấn đề kỹ thuật và thương mại trong giai đoạn khoan thăm dò, hoặc phát triển các mỏ Kình Ngư Trắng/Kình Ngư Trắng Nam, Gấu Chúa/Cá Chó, Thăng Long/Đông Đô mà PVEP đầu tư giai đoạn 2009 - 2014, PVN nên lập tổ rà soát lại toàn bộ hồ sơ kỹ thuật và thương mại. 

Nhìn toàn cảnh về khâu thượng nguồn, mấu chốt nằm ở PVEP nơi đang ngập tràn trong khó khăn, nên được PVN cho rà soát các danh mục đầu tư và tái cơ cấu lại hoạt động điều hành. 

Trong ngắn hạn, việc giải phóng nguồn lực để cân đối danh mục đầu tư các dự án trong và ngoài nước của PVEP sẽ là nút thắt tháo gỡ các khó khăn làm đòn bẩy gia tăng sản lượng và hiệu quả kinh doanh toàn ngành. Về dài hạn, việc thu gọn các hoạt động đầu tư của PVEP để chuyển đổi mô hình hợp đồng dầu khí ở một số mỏ có vị trí chiến lược xa bờ (như đã nêu ở trên), cũng cần được xem xét vì nhu cầu phát triển bền vững và an ninh lãnh hải ở Biển Đông.

Ngoài ra, trong hững năm gần đây có những khó khăn trong khoan thăm dò, hoặc phát triển mỏ ở các khu vực xa bờ đã ít nhiều tác động đến định hướng chiến lược của PVN và tâm lý của các nhà đầu tư nước ngoài về môi trường đầu tư ở Việt Nam. 

Vì vậy, việc ưu tiên hợp tác đầu tư với các đối tác chiến lược như ExxonMobil ở mỏ Cá Voi Xanh, hoặc PTTEP và MOECO ở Lô B; hoặc ENI ở mỏ Kèn Bầu cần được ưu tiên vì tầm nhìn dài hạn. Theo đó, nếu như giữ chân được họ, không chỉ nâng tầm hợp tác giữa các tập đoàn dầu khí, làm sâu sắc thêm quan hệ “đối tác toàn diện”, hoặc “đối tác chiến lược” song phương giữa Việt Nam - Hoa Kỳ, Việt Nam - Nhật Bản, Việt Nam - Thái Lan mà còn là cảm hứng cho các nhà đầu tư tiềm năng từ các quốc gia này, hoặc các quốc gia khác đầu tư vào thị trường Việt Nam trong tương lai. 

(Đón đọc kỳ tới...) 

HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM (NHÓM CHUYÊN GIA PHÂN NGÀNH DẦU - KHÍ)