Giải pháp thúc đẩy mở rộng các dự án nước ngoài trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí

Tài liệu tham khảo kinh tế đầu tư: Giải pháp thúc đẩy mở rộng các dự án nước ngoài trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí

MỤC LỤC

Trang

LỜI NÓI ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ PVEP 3

1.1 Sơ lược về quá trình hoạt động của công ty 3

1.2 Sơ lược về kết quả kinh doanh của công ty 7

CHƯƠNG 2: THỰC TRẠNG HOẠT ĐỘNG CỦA CÁC DỰ ÁN NƯỚC NGOÀI TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ 9

2.1 Hiện trạng các dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài 9

2.1.1 Các phương thức triển khai của dự án thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài 9

2.1.1.1 Mua tài sản dầu khí 10

2.1.1.2 Thăm dò diện tích mới 11

2.1.1.3 Trao đổi cổ phần 12

2.1.2 Các khu vực trọng điểm 14

2.1.2.1 Trung Đông và Bắc Phi 15

2.1.2.2 Nga và các nước vùng Ca-xpiên 15

2.1.2.3 Đông Nam Á 16

2.1.3 Thực trạng một số dự án hiện tại ở nước ngoài 16

2.1.3.1 Các dự án hiện có 16

2.1.3.1.1 Dự án Daman, Iran (RC_S) 16

2.1.3.1.2 Dự án OPL 321, Algieria (PSC) 22

2.2.3.2 Các dự án đang đánh giá, đàm phán 26

2.2.3.2.1 Dự án Jufyer, Iran 26

2.2.3.2.2 Dự án Uzbekistan 30

2.2.3.2.3 Dự án Anadarko, Venezuela 37

2.2.3.2.4 Dự án Gabes bay, Tunisia 42

2.2 Thị trường các dự án nước ngoài về thăm dò và khai thác dầu khí: 50

2.2.1 Các đối thủ cạnh tranh trong khu vực 50

2.2.2 Các dự án tiềm năng 56

2.3 Đánh giá chung 57

2.3.1 Những thành tựu đã đạt được của công ty trong các dự án quốc tế 57

2.3.1.1 Số lượng dự án tăng dần qua các năm 57

2.3.1.2 Đầu tư tại các nước giàu tiềm năng dầu khí và hứa hẹn mang lại lợi nhuận đầu tư lớn 58

2.3.1.3 Bước đầu tạo dựng hình ảnh Petrovietnam trên thị trường thế giới 59

2 3.1.4 Phát triển tốt các mối quan hệ hợp tác kinh doanh 59

2.3.2 Những hạn chế, tồn tại trong quá trình đầu tư quốc tế của công ty 59

2.3.2.1 Môi trường đầu tư dầu khí thế giới có nhiều biến động phức tạp 60 2.3.2.2 Sự khác nhau về văn hoá, phong tục và tập quán kinh doanh 60

2.3.2.3 Cơ chế chính sách chưa đồng bộ 60

2.3.2.4 Khả năng cạnh tranh yếu 61

CHƯƠNG 3: GIẢI PHÁP THÚC ĐẨY MỞ RỘNG CÁC DỰ ÁN NƯỚC NGOÀI TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ 63

3.1 Những giải pháp nhằm nâng cao khả năng mở rộng đầu tư quốc tế của công ty 63

3.1.1 Đa dạng hóa phương thức đầu tư 63

3.1.2 Đổi mới phương pháp tiếp cận và đánh giá dự án 63

3.1.3 Đổi mới mô hình tổ chức và hoạt động theo xu hướng hội nhập và quốc tế hóa 64

3.1.4 Giải pháp về huy động và sử dụng hiệu quả nguồn vốn cho các dự án quốc tế 65

3.1.5 Nâng cao hiệu quả phát triển nguồn nhân lực có chuyên môn cao 67

3.2 Kiến nghị pháp lý cho hoạt động đầu tư thăm dò khai thác ra nước ngoài 69

3.2.1 Bổ sung và hoàn thiện hành lang pháp lý điều chỉnh hoạt động đầu tư ở nước ngoài nói chung và trong lĩnh vực dầu khí nói riêng 69

3.2.2 Tăng cường hợp tác dầu khí cấp chính phủ và nhà nước 73

3.2.3 Lập quỹ dự phòng rủi ro 73

KẾT LUẬN 74

PHỤ LỤC 75

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 79

LỜI NÓI ĐẦU

''Phát triển công nghiệp Dầu khí thành một ngành kinh tế - kỹ thuật

mũi nhọn'' đã và đang là mục tiêu của Chính phủ ta trong quá trình thực hiện sự

nghiệp công nghiệp hoá - hiện đại hoá đất nước Đáp ứng lại sự tin tưởng ấy, sau

27 năm đầu tư và phát triển, Ngành Dầu khí Việt Nam đã đạt được một vị tríquan trọng và vững chắc trong nền kinh tế đất nước Từ những dòng dầu đầutiên khai thác được từ mỏ Bạch Hổ đến phát hiện thương mại ở mỏ Sư Tư Đen(8/2003), tính đến nay đã hơn 100 triệu tấn dầu thô được khai thác cung cấpnguồn năng lượng cho phát triển đất nước Tất cả những thành tích to lớn và ấntượng này đều khởi nguồn từ những nỗ lực rất lớn của toàn Tổng Công ty Dầukhí Việt Nam

Bước vào thế kỷ mới, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam cũng phải đối diệnvới những vận hội và thách thức mới Đó là khi khi việc đảm bảo an toàn nănglượng cho đất nước sẽ trở nên cực kỳ quan trọng, đặc biệt là từ năm 2015, khichúng ta khó có thể đáp ứng nhu cầu năng lượng bằng các nguồn trong nước Do

đó, đòi hỏi Tổng Công ty không những đẩy mạnh hoạt động trong nước mà cònphải từng bước thực hiện đầu tư thăm dò khai thác ở nước ngoài Mặc dù đây làmột lĩnh vực vô cùng mới mẻ không những của ngành dầu khí mà còn của ViệtNam, nhưng nó có ý nghĩa cấp thiết đối với việc phát triển kinh tế đất nước nóichung, đối với tiến trình hội nhập vào các thể chế kinh tế khu vực và toàn cầucủa Tổng Công ty dầu khí nói riêng

Trong khuôn khổ chuyên đề thực tập tốt nghiệp của mình, em xin trình

bày đề tài: “GIẢI PHÁP THÚC ĐẨY MỞ RỘNG CÁC DỰ ÁN NƯỚC

NGOÀI TRONG LĨNH VỰC THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ”

Bố cục chuyên đề thực tập tốt nghiệp

Lời nói đầu

Chương I: Tổng quan về tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí

Việt Nam PVEP

Chương II: Thực trạng hoạt động của các dự án nước ngoài trong lĩnh

vực thăm dò và khai thác dầu khí

Chương III: Giải pháp thúc đẩy mở rộng các dự án nước ngoài trong

lĩnh vự thăm dò và khai thác dầu khí

Kết luận

Phụ Lục

Tài liệu tham khảo

CHƯƠNG 1:

TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY THĂM DÒ

VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ PVEP 1.1 Sơ lược về quá trình hoạt động của công ty

PVEP ra đời sau quyết định số 1311/QĐ-DKVN ngày 04/05/2007 củaHội đồng Quản trị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, trên cơ sở sáp nhập hai đơn

vị thành viên của Tập đoàn là Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP)

và Công ty Đầu tư Phát triển Dầu khí (PIDC)

Công ty Đầu tư và Phát triển Dầu khí (PIDC)

Tiền thân của PIDC là Công ty Petrovietnam I (PV-I) được thành lập từnăm 1988 với nhiệm vụ hỗ trợ và giám sát các công ty dầu khí quốc tế thựchiện các hợp đồng thăm dò khai thác dầu khí tại Việt Nam Tháng 3 năm

1993 Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam ra quyết định thành lập Công ty Giámsát các Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí (PVSC) trên cơ sở PV-I và PV-II Đếnnăm 1997, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam đã điều chỉnh giao thêm nhiệm vụgóp vốn và tham gia điều hành các hoạt động dầu khí cho PVSC Trong 3 năm,bên cạnh nhiệm vụ giám sát các PSC, Công ty đã tham gia đàm phán, ký kết,thành lập và tham gia điều hành một số liên doanh với các đối tác nước ngoàinhằm triển khai thăm dò và khai thác dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam

Năm 2000, với mục tiêu mở rộng đầu tư TDKT dầu khí ra nước ngoài

và tăng cường tự đầu tư TDKT ở trong nước nhằm góp phần đảm bảo an ninhnăng lượng Quốc gia, Tổng Công ty Dầu khí Việt nam đã quyết định thànhlập Công ty Đầu tư và Phát triển Dầu khí (PIDC) trên cơ sở tổ chức lại PVSC.Sau 6 năm tạo dựng quan hệ, tìm kiếm cơ hội, PIDC đã ký được những hợpđồng đầu tiên ở nước ngoài và đang triển khai các hoạt động tìm kiếm thăm

dò dầu khí ở một số nước như Algeria, Iraq, Malaysia , và triển khai tự điềuhành nhiều dự án TDKT dầu khí ở trong nước

Tổng số CBCNV của PIDC ở thời điểm sát nhập hơn 300 người, baogồm CBNV làm việc tại văn phòng Hà Nội, XNDK Thái Bình, Chi nhánh

Alger, Ban Venezuela và các chuyên gia biệt phái tại các LD điều hànhchung, các Công ty dầu khí nước ngoài.

Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu Khí (PVEP)

Tiền thân của Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí là Petrovietnam II(PV II), được thành lập ngày 17/8/1988 Đến tháng 3/1993 PV II được đổitên thành Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP) Nhiệm vụ chínhcủa Công ty kể từ khi thành lập đến tháng 11/2001 là quản lý, giám sát, hỗ trợcác Hợp đồng Dầu khí do Tổng công ty giao Từ tháng 11/2001, chức nănggiám sát được giao lại cho Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam, Công ty PVEPđược giao nhiệm vụ tiến hành hoạt động Dầu khí với tư cách một bên thamgia các Hợp đồng Dầu khí tại thềm lục địa phía Nam, từ bồn trũng Phú Khánhtrở vào Từ tháng 10/2003, PVEP được giao thêm nhiệm vụ điều hành trựctiếp đề án Đại Hùng được chuyển giao từ liên doanh dầu khí Việt Xô (VSP)

Từ chỗ chỉ có chưa đến 35 cán bộ công nhân viên khi mới thành lập, quahơn 15 năm xây dựng và phát triển, đến thời điểm sáp nhập lực lượng laođộng của Công ty PVEP đã lên đến gần 400 người (chưa bao gồm gần 100CBCNV của Xí nghiệp Đại Hùng) Ngoài ra, Công ty còn trực tiếp quản lýhơn 500 người lao động Việt Nam làm việc cho các Nhà thầu/Nhà thầu phụ

và Công ty Liên doanh Điều hành trong các Hợp đồng dầu khí có sự tham giacủa PVEP

Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí PVEP: Ngày 04/05/2007, theo

quyết định của Tập đoàn dầu khí Việt Nam, hai đơn vị PVEP và PIDC đượcsáp nhập lại thành Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) nhằmtập trung các nguồn lực tài chính, nhân sự và khoa học công nghệ của hai đơn

vị cũ để thực hiện nhiệm vụ do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đặt ra: trở thànhcông ty dầu lửa có sức cạnh tranh trong khu vực và trên thế giới, thành viênchủ lực của Tập đoàn trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

* Tổ chức bộ máy, đội ngũ cán bộ và mạng lưới hoạt động: Sau khi

thành lập, PVEP đã bước đầu hoàn chỉnh cơ cấu tổ chức nhằm đảm bảo triểnkhai tốt nhất các hoạt động dầu khí trong nước, trải dài từ Bắc vào Nam, và ở

nước ngoài Hiện nay PVEP đã tham gia vào 33 dự án thăm dò khai thác dầukhí, trong đó có 23 dự án trong nước và 10 dự án nước ngoài trải khắp cáckhu vực Đông Nam Á, Châu Phi, Trung/Nam Mỹ (không bao gồm các dự ánđang trong trạng thái chờ ở Mông Cổ và Iraq) Bên cạnh đó còn nhiều dự ánmới cả trong và ngoài nước đang trong giai đoạn thương thảo Hợp đồng vàchuẩn bị triển khai.

Trong số 23 dự án ở trong nước, PVEP điều hành 4 dự án, tham gia điềuhành chung 9 dự án và tham gia góp vốn 10 dự án

Trong số 10 dự án ở nước ngoài, PVEP điều hành 4 dự án: 1 ở Algeria, 2

ở Cuba và 1 ở Peru; tham gia góp vốn 6 dự án: 3 ở Indonesia, 2 ở Malaysia và

1 ở Madagascar

Hiện có 10 dự án đang khai thác dầu khí (9 trong nước và 1 nước ngoài)với tổng sản lượng khai thác của PVEP bình quân là khoảng 53.000thùng/ngày và 3,5 triệu m3 khí/ngày Tổng sản lượng khai thác của tất cả cácHợp đồng (tính toàn dự án trong nước và chỉ riêng phần PVEP ở các dự ánnước ngoài) là 144.000 thùng/ngày và 17 triệu m3 khí/ngày

Đối tác của PVEP trong các dự án ở Việt Nam và nước ngoài có cácCông ty dầu khí lớn trên thế giới như BP Amoco, ConocoPhillips, Chevron,Exxon Mobil, Total, Zarubeznheft…; các Công ty từ các quốc gia Châu Ánhư Nippon Oil, ONGC, KNOC …; các Công ty trong khu vực như Petronas,Pertamina, PTT; và nhiều Công ty dầu khí khác

Đội ngũ cán bộ đã tiếp cận và đảm đương được nhiều vị trí quan trọng.Đến nay Tổng công ty PVEP có trên 900 cán bộ, trong đó gần 450 cán bộ tại

bộ máy điều hành với trên 70% có trình độ đại học và trên đại học

Sơ đồ 1: Sơ đồ Tổ chức của Tổng công ty PVEP tại tháng 11/2007

CÔNG TY MẸ

JOC CƯU LONG

JOC LAM SƠN

JOC HOÀNG LONG

JOC THĂNG LONG

JOC TRƯỜNG SƠN

JOC LAM SƠN

JOC VRJ

JOC HOÀN VŨ

CÁC CÔNG TY ĐIỀU HÀNH

CÁC CÔNG TY

ĐIỀU HÀNH CHUNG

ĐẠI HÙNG THÁI BÌNH

BẠCH ĐẰNG PHÚ QUÝ ALGERIA

CÁC CÔNG TY GÓP VỐN

PSC 01&02 JOC VGP

CUBA PERU

HỘI ĐỒNG THÀNH VIÊN

TỔNG GIÁM ĐỐC

CÁC PHÓ TỔNG GIÁM ĐỐC

CÁC PHÒNG BAN

BAN KIỂM SOÁT

CÁC VĂN PHÒNG ĐẠI DIỆN

CHI NHÁNH TP.HCM

ĐD VŨNG TÀU

PSC 15.2 PSC 06.1, 05.2, 05.3 PSC B48/95 & 52/97 PSC 11.2

PSC PM304

PSC PM3 & 46/CN PSC PM3 CAA

…

* Vị thế trong Tập đoàn và trong khu vực: PVEP là đơn vị chủ lực thực

hiện các nhiệm vụ thăm dò, khai thác dầu khí của Tập đoàn với tham vọnggóp phần cho nền công nghiệp dầu khí Việt Nam tăng trưởng mạnh trongnhững năm tiếp theo Với sản lượng chỉ tính riêng cho PVEP, ở trong nướcPVEP hiện đang thứ nhất về khí và thứ hai về dầu Ở lĩnh vực tìm kiếm thăm

dò, PVEP là đơn vị trong nước dẫn đầu về thực hiện gia tăng trữ lượng và điđầu trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở ngoài nước

1.2 Sơ lược về kết quả kinh doanh của công ty

* Vốn và tài sản: PVEP thành lập tháng 5/2007 với số vốn điều lệ là

10.000 tỷ đồng và Tổng giá trị tài sản trên 23.000 tỷ đồng

* Quỹ trữ lượng: Quỹ trữ lượng của các Hợp đồng có sự tham gia của

PVEP tại thời điểm cuối năm 2007 là 371 triệu tấn quy dầu ở trong nước và

37 triệu tấn quy dầu ở nước ngoài Nếu tính riêng phần tham gia của PVEP thìquỹ trữ lượng cuối năm 2007 xấp xỉ 162 triệu tấn quy dầu, trong đó 125 triệutấn trong nước và 37 triệu tấn nước ngoài

* Sản lượng khai thác bình quân: Hiện nay PVEP đang tham gia khai

thác dầu khí trong 10 hợp đồng dầu khí (1 hợp đồng ở nước ngoài) với sảnlượng khai thác bình quân của PVEP đạt khoảng 46.000 thùng/ngày và 2 triệu

m3 khí/ngày với tổng sản lượng khai thác của tất cả các Hợp đồng (tính toàn

dự án trong nước và chỉ riêng phần PVEP ở các dự án nước ngoài) là 140.000thùng/ngày và 16 triệu m3 khí/ngày

* Đóng góp vào ngân sách Nhà nước: Năm 2007 các mỏ có sự tham gia

của PVEP đóng góp gần 45% tổng sản lượng dầu khai thác của Việt nam.Trong bối cảnh sản lượng dầu từ Liên doanh Vietsovpetro suy giảm trongnhững năm tới, sản lượng khai thác của PVEP ngày càng chiếm tỷ trọng cao

Bảng 1: Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh giai đoạn 2001-2007

CHƯƠNG 2 THỰC TRẠNG HOẠT ĐỘNG CỦA CÁC DỰ ÁN NƯỚC NGOÀI

TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ 2.1 Hiện trạng các dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài 2.1.1 Các phương thức triển khai của dự án thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài

Petrovietnam có thể lựa chọn các hình thức triển khai hoạt động đầu tưnước ngoài của mình theo các hướng sau:

 Tự điều hành trong nước : Đây là bước khởi đầu cần thiết chuẩn bị chonhững bước tiến dài hơn sau này Petrovietnam, và cụ thể là PIDC cần liêntục tích luỹ kinh nghiệm quản lý điều hành và thực hiện dự án, tạo lập sự tintưởng cho lãnh đạo cũng như cán bộ nhân viên, thử thách phù hợp của cơ cấu

tổ chức trước yêu cầu công việc

 Điều hành chung ở nước ngoài : Tích cực tham gia điều hành với cáccông ty bạn để có kinh nghiệm về thị trường mới, chia sẻ và học hỏi kinhnghiệm tổ chức quản lý và điều hành ở nước ngoài

 Tự điều hành ở nước ngoài : Trực tiếp điều hành các dự án thăm dòkhai thác dầu khí như là một công ty dầu khí quốc tế, nhanh chóng trưởngthành về mọi mặt và nâng cao uy tín quốc tế

Trên thực tế, Petrovietnam đã triển khai đồng loạt các hình thức hoạtđộng trên ngay từ năm 2002, và đặc biệt chú trọng việc tìm kiếm đối tác đểhợp tác đầu tư

Tóm lại, “Chiến lược đầu tư nước ngoài trong thăm dò khai thác dầu khí

của Tổng công ty dầu khí Việt Nam” là sự phối hợp tổng hoà các bước đi cơbản trong các vấn đề từ đề ra mục tiêu, nguồn vốn, phương thức thức thựchiện, hình thức triển khai… cho đến khu vực đầu tư Để thực hiện thành côngchiến lược này, Petrovietnam cần dựa vào những nền tảng ban đầu được xâydựng trong thời gian qua để phát huy nội lực, tận dụng cơ hội

2.1.1.1 Mua tài sản dầu khí

a Hợp đồng tô nhượng (CC-Concession Contract):

Thực chất đây là hợp đồng cho thuê đất để tiến hành thăm dò khai thác.Theo hợp đồng này, Nhà nước cho phép các công ty (nhà thầu) tiến hànhthăm dò- khai thác Nhà thầu để có được quyền này phải trả một khoản hoahồng rất lớn và tự bỏ vốn, tiến hành thăm dò- khai thác và trả thuế cho nướcchủ nhà

b Đấu thầu mua sắm mới thiết bị :

Khái niệm: Mua tài sản dầu khí là việc mua các mỏ dầu khí đang hoặc

chuẩn bị khai thác có trữ lượng dầu khí được xác minh, bao gồm mua cổ phầntrong các hợp đồng, tiến tới mua cổ phần công ty sở hữu tài sản khi có điềukiện cho phép

Ưu tiên hàng đầu của Petrovietnam là mua mỏ đang khai thác; các dự ánphát triển mỏ sẽ được xem xét trên cơ sở phân tích đánh giá thận trọng các rủi

ro về kỹ thuật, thương mại, tài chính và tiến độ đưa mỏ vào khai thác

Một số lợi ích cơ bản của việc mua tài sản gồm:

Giúp Petrovietnam có thể nhanh chóng thâm nhập một thị trường mới,hình thành khu vực hoạt động tập trung và làm cơ sở thuận lợi để mở rộnghoạt động trong phạm vi cả nước và khu vực đã mua được tài sản

Đây là phương thức duy nhất để Petrovietnam thực hiện mục tiêu chiếnlược có sản lượng khai thác ở nước ngoài vào năm 2005

Do đang khai thác dầu khí hoặc đã có phát hiện thương mại nên rủi ro

kỹ thuật được coi là thấp

Thu nhập từ dự án (nếu mua mỏ đang khai thác) mang lại rất sớm, từ

đó có thể khai thác lợi ích về thương mại

Cho phép tiếp cận ngay thông tin tài liệu (địa chất, khai thác…) cơ bản

và đáng tin cậy của một nước Nếu mua công ty sở hữu tài sản đó, có thể sửdụng ngay các nhân viên đã có kinh nghiệm tiếp tục làm việc cho dự án

Có thể huy động vốn vay để đầu tư.

Tuy nhiên phương thức này có một số hạn chế như sau:

Lợi nhuận thu được sẽ không lớn như lợi nhuận của các dự án thăm dò

có phát hiện dầu khí thương mại, vì chi phí mua “tài sản” (đầu tư ban đầu)thường cao

Công ty phải chấp nhận sự cạnh tranh lớn từ các công ty dầu khí cókinh nghiệm kinh doanh quốc tế và tiềm lực tài chính cạnh tranh

Nghiên cứu đánh giá và quyết định luôn phải được đưa ra một cáchnhanh chóng và kịp thời

Phải tổ chức kiểm tra kỹ và giải quyết nhiều thủ tục pháp lý phức tạp ởtrong và ngoài nước (nếu mua cổ phần công ty sở hữu tài sản)

2.1.1.2 Thăm dò diện tích mới

Khái niệm: Tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí là hoạt động được thực

hiện tại các diện tích mới (chưa có hoặc có rất ít hoạt động thăm dò), các diệntích được hoàn trả (đã có hoạt động thăm dò và/hoặc khai thác nhỏ) và các mỏ

đã có phát hiện dầu khí nhưng vì một lý do nào đó chưa được thẩm lượngphát triển

Những ưu điểm của phương thức này là:

Đây chính là hướng đi cơ bản, lâu dài phù hợp với chiến lược phát triểcủa ngành, là cơ sở cho sự tăng trưởng và phát triển của Petrovietnam nhờ tìmkiếm/sở hữu nguồn trữ lượng bổ sung mới

Mặc dù chi phí tìm kiếm thăm dò không quá cao nhưng hứa hẹn manglại lãi lớn nếu có phát hiện dầu khí thương mại giá trị

Trên thế giới, sự cạnh tranh để giành các diện tích mới nhìn chung ởmức trung bình-cao (tuỳ thuộc tiềm năng dầu khí của từng khu vực/nước)

Bên cạnh đó, phương thức này cũng bộc lộ những hạn chế nhất định:

Đây là một hoạt động mang tính chất lâu dài nên không đáp ứng được

mục tiêu sản lượng năm 2005.

Độ rủi ro cao, vì trong từng dự án cụ thể, nếu không có phát hiệnthương mại, phía nhà thầu sẽ mất toàn bộ chi phí tìm kiếm thăm dò

Yêu cầu vốn lớn, đôi vượt quá khả năng của nhà thầu Nhà thầu phải bỏ100% vốn để tìm kiếm thăm dò từ nguồn vốn tự có (vì không thể vay vốn chotìm kiến thăm dò từ các ngân hàng/tổ chức tài chính)

Thời gian hoàn vốn và sinh lãi của một dự án thăm dò – khai thác diệntích mới thường khá dài

2.1.1.3 Trao đổi cổ phần

a Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC-Production Sharing Contract):Hợp đồng phân chia sản phẩm dầu khí là dạng được áp dụng rộng rãinhất hiện nay đặc biệt là những nước đang phát triển ở khu vực Châu Á vàTrung Cận Đông Lý do là nó đáp ứng được sự mong muốn và quyền lợi củacác bên tham gia, cả phía nhà đầu tư và phía nước chủ nhà

b Hợp đồng liên doanh (JOC- Joint Operating Contract):

Hợp đồng liên doanh tạo nên một pháp nhân của nước chủ nhà, nghĩa làpháp nhân này chịu sự điều chỉnh của pháp luật nước chủ nhà một cách toàndiện như những doanh nghiệp khác Thông thường, nước chủ nhà có tỷ lệ cổphần tham gia là 51% nhằm chủ động kiểm soát hoạt động của liên doanh.Phía nhà đầu tư nước ngoài gánh chịu toàn bộ rủi ro cho cả phía nước chủ nhàtrong quá trình thăm dò cho tới khi có phát hiện dầu khí thương mại Việchoàn trả chi phí được trích từ phần chia sản phẩm theo tỷ lệ thoả thuận

c Hợp đồng dịch vụ (RC-Risk Contract):

Là hình thức nước chủ nhà thuê nhà thầu nước ngoài làm công tác thămdò- khai thác sau đó nhà thầu sẽ được trả bằng tiền hoặc phần trăm dầu khaithác được Hình thức hợp đồng này xuất phát từ Nam Mỹ nhưng đã nhanhchóng được áp dụng trên thế giới Các nước áp dụng hình thức hợp đồng nàychủ yếu là nước có tiềm năng dầu khí lớn như các nước Trung Cận Đông

Để hiểu hơn sự khác biệt giữa các loại hợp đồng trên ta có thể theo dõi bảng dưới:

Bảng 2 : Sự khác biệt giữa các loại hợp đồng.

Yếu tố so

sánh

Dạng hợp đồng

Tônhượng(CC)

Phân chiasản

phẩm(PSC)

Liêndoanh(JOC)

Dịch vụ (RC)

Nhàthầu vànướcchủ nhà

Chủ nhà

Chế độ thuế

Nước chủ nhàtrả thay

(Trừ thuế thunhập cá

nhân)

Liêndoanh

Nước chủ nhàtrả thay

(Trừ thuế thunhập cá

nhân)Quyền điều

2.1.2 Các khu vực trọng điểm

Nhìn chung, các nước/khu vực đầu tư mục tiêu của Petrovietnam cần cónhững đặc trưng sau:

Có tiềm năng dầu khí lớn,

Tìm kiếm những dự án ở các khu vực có trữ lượng dầu khí cao thường làphương thức đầu tư có độ rủi ro kỹ thuật thấp mà hầu hết các công ty dầu khíquốc tế áp dụng Phương thức thực hiện này làm tăng khả năng thành côngcũng như tránh việc lãng phí thời gian của công tác thăm dò ở đây, các công

ty dịch vụ dầu khí luôn sẵn sàng phục vụ nên việc triển khai công nghệ vàthiết bị dễ dàng hơn với chi phí thấp hơn những khu vực khác

 Mức độ cạnh tranh thấp,

Như một lẽ tự nhiên, những khu vực có trữ lượng dầu khí cao luôn thuhút hầu hết các công ty dầu khí quốc gia và quốc tế Tuy nhiên trong số đócũng có một vài quốc gia, vì lý do chính trị hay các vấn đề tương tự, có mức

độ hấp dẫn các nhà đầu tư quốc tế thấp hơn Iran và Irac là hai trong số cácquốc gia được biết đến với trữ lượng dầu khí hàng đầu thế giới, nhưng vì bịlôi kéo vào những cuộc xung đột chính trị không dứt, nên khó có thể pháttriển ngành dầu khí của mình

 Có mối quan hệ tốt với Việt Nam ở cấp chính phủ

Như chúng ta đã biết từ những bài học thực tế của các quốc gia lánggiềng cũng như của bản thân Petrovietnam, những mối quan hệ tốt giữa cácchính phủ có thể rất có ích trong việc tạo cơ hội tiếp cận các dự án dầu khí ởnước ngoài Các quan chức chính phủ có thể có những tác động nhất định tớinhững người ra quyết định đối với các dự án Thông thường, việc xâm nhậpvào một nước mới mất rất nhiều thời gian và nỗ lực khi một công ty bắt đầu

từ những nấc thang thấp nhất Và Việt Nam đã thiết lập được mối quan hệchính trị tốt đẹp với nhiều nước có tiềm năng dầu khí trên khắp thế giới, vàđiều này đã hỗ trợ rất nhiều cho các hoạt động của Petrovietnam ở nướcngoài

Và ta có thể thấy khu vực sau đây phù hợp với mục tiêu chiến lược trên:

Đông Nam Á:

Trung Đông và Bắc Phi

Nga và các nước vùng Ca-xpiên

2.1.2.1 Trung Đông và Bắc Phi

Đây là khu vực có tiềm năng dầu khí khổng lồ với trữ lượng xác minhgần 720 tỷ thùng dầu và 2.000 tỷ bộ khối khí Petrovietnam có điều kiện nắmbắt các cơ hội cả về thăm dò diện tích mới và phát triển các mỏ đã được pháthiện Ngoài ra, khu vực này gần với thị trường tiêu thụ dầu và khí lớn của thếgiới là các nước phát triển ở Tây Âu, tạo điều kiện rất thuận lợi cho tiêu thụsản phẩm dầu khí của các nước trong khu vực

Quan hệ truyền thống giữa Việt Nam với nhiều nước trong khu vực(Irắc, Angiêri, Libi) trước đây cũng như hiện nay là rất tốt và có thể tranh thủmột cách hiệu quả để thúc đẩy hợp tác về kinh tế

Khu vực này được giới chuyên môn đánh giá là khu vực “chi phí thấp”:Chi phí phát hiện khoảng 0,5-1,0 USD/thùng dầu, chi phí phát triển mỏ vàkhai thác khoảng 2 USD/thùng dầu

Sự hạn chế đối với đầu tư nước ngoài vào một số khu vực này là rủi rochính trị liên quan đến lệnh cấm vận của Liên Hợp Quốc và Mỹ, vấn đề anninh, chiến tranh…Tuy nhiên, đây lại là một cơ hội để Petrovietnam thâmnhập thị trường, giành lấy các dự án có giá trị thông qua đấu thầu (nhờ cạnhtranh thấp) hoặc qua con đường quan hệ chính trị

2.1.2.2 Nga và các nước vùng Ca-xpiên

Tiềm năng dầu khí của khu vực này cũng rất lớn, đặc biệt về khí, trong

đó Nga có trữ lượng khí lớn nhất thế giới Đây là khu vực vốn có quan hệtruyền thống, hợp tác tương trợ trong nhiều năm trong thời kỳ chiến tranhlạnh và các mối quan hệ chính trị – kinh tế hiện nay đang được thúc đẩy pháttriển Đồng thời, Petrovietnam có thể tranh thủ mối quan hệ với các Công ty

dầu khí như Zarubezhneft và Gazprom trong việc thâm nhập thị trường thăm

dò khai thác của Nga

Hạn chế lớn nhất của thị trường dầu khí Nga và các nước vùng Ca-xpiên

là cơ sở hạ tầng cho việc phát triển tài nguyên dầu khí

2.1.2.3 Đông Nam Á

Đây là khu vực có tiềm năng dầu khí khá lớn, đặc biệt Indonesia, và có

có nền kinh tế năng động, gần gũi về địa lý, văn hoá với Việt Nam Các nướctrong khu vực có quan hệ tốt với Việt Nam, đặc biệt thông qua các tổ chức vàdiễn đàn khu vực (ASEAN, APEC); quan hệ hợp tác giữa Petrovietnam vàmột số công ty dầu khí quốc gia (Petronas, Pertamina, PTT, PNGC) là nhữngđiều kiện thuận lợi để Petrovietnam thực hiện chiến lược đầu tư nước ngoàicủa mình

Cơ hội đầu tư của Petrovietnam vàp khu vực gồm cả mua tài sản dầu khí,thăm dò các lô mới ở các nước có tiềm năng dầu khí cao (Indonesia, Malaysia

và Thái Lan) Tiềm năng dầu khí ở khu vực này được đánh giá là lớn, vềtrung hạn và dài hạn thị trường khí của khu vực sẽ phát triển nhanh chóng, dovậy các cơ hội thăm dò khai thác khí sẽ thu hút được sự quan tâm ngày càngnhiều Tuy nhiên cơ sở hạ tầng cho công nghiệp khí ở một số nước chưa pháttriển

2.1.3 Thực trạng một số dự án hiện tại ở nước ngoài

- Loại hợp đồng: Hợp đồng dịch vụ tự chịu rủi ro (Risk Serive

Contract) Phạm vi hợp đồng bao gồm tất cả các các hoạt động từ thăm dò,thẩm lượng và kết thúc khi Nhà thầu hoàn tất hoạt động phát triển và chuyển

giao các thiết bị khai thác cho NIOC Nhà thầu hoàn toàn chịu rủi ro trongtrường hợp không có phát hiện thương mại vào cuối giai đoạn thẩm lượng vàchỉ được thu hồi chi phí và nhận tiền thưởng công trong trường hợp có pháthiện thương mại trong diện tích Hợp đồng Ngoài ra, Nhà thầu có thể tiếp tụctham gia vào Thời kỳ khai thác thông qua Hợp đồng trợ giúp kỹ thuật hoặccông việc bổ sung (Additional Work) phục vụ cho việc tối ưu hóa hoạt độngkhai thác khi có yêu cầu của NIOC

- Ngày ký: ngày 12/3/2008.

- Các bên ký kết:

o NIOC: Công ty Dầu khí Quốc gia Iran

o PVEP: Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí

- Ngày Hiệu lực: Hợp đồng có hiệu lực ràng buộc vào ngày Nhà thầu

nhận được thông báo chính thức của NIOC về quyết định phê duyệt Hợp đồngcủa Hội đồng quản trị NIOC

- Phạm vi áp dụng : Hợp đồng điều chỉnh quyền và nghĩa vụ của Nhà

thầu trong việc cung cấp cung cấp vốn, thiết bị, máy móc cần thiết cho triển khaicác hoạt động dầu khí trong các Thời kỳ Thăm dò, Thẩm lượng và Phát triển

- Chi phí:

o Toàn bộ chi phí phát sinh trong thời gian Thăm dò, Thẩm lượng vàPhát triển sẽ được thu hồi kể từ khi có phát hiện khai thác Việc thu hồi chiphí được thực hiện bằng các phần bằng nhau trên cơ sở hàng tháng trong bagiai đoạn: Giai đoạn 1: từ khi bắt đầu có khai thác kéo dài trong khoảng thờigian do Nhà thầu đề xuất theo MDP, Giai đoạn 2: bắt đầu từ khi có FinalProduction của Giai đoạn phát triển thứ nhất kéo dài trong khoảng thời gian

do Nhà thầu đề xuất theo MDP và Giai đoạn 3: bắt đầu từ khi có FinalProduction của giai đoạn phát triển thứ hai (nếu Nhà thầu được lựa chọn thựchiện giai đoạn này) kéo dài trong khoảng thời gian do Nhà thầu đề xuất theoMDP Bất kỳ phần chi phí nào chưa được thu hồi hết sẽ được tiếp tục thu hồiđến khi kết thúc Hợp đồng, bao gồm cả thời gian gia hạn (nếu có)

o Chi phí vốn (capital cost) là các chi tiêu được thực hiện trong khuônkhổ các chương trình công tác và ngân sách được NIOC phê duyệt, gánh chịu

từ ngày hiệu lực đối với các hoạt động thăm dò, thẩm lượng và phát triển

o Chi phí khác (non capital cost) là các khoản thuế và lệ phí áp dụngđối với Nhà thầu theo quy định của luật pháp Iran, chi phí đào tạo và cáckhỏan đóng góp khác

o Chi phí điều hành (operating cost) là các chi phí phát sinh từ khi cósản lượng khai thác sớm (Early Production) cho đến khi Hand over choNIOC

o Chi phí sử dụng vốn: Áp dụng mức lãi suất LIBOR là 5,5% tínhcộng dồn hàng tháng cộng với biên độ 0,75% trên phần chi phí Capex và NonCapex chưa được thu hồi Chi phí sử dụng vốn được trả cho Nhà thầu theoquí Phần chi phí sử dụng vốn chưa thanh toán hết trong quí được chuyển tiếpsang quí sau cộng thêm mức lãi suất là LIBOR ( 5,5%)

o Bổ sung / Cắt giảm công Việc: Mọi thay đổi trong Bản Kế hoạchThăm dò, Thẩm lượng và Phát triển để nhằm tăng hoặc giảm Mục tiêu đề ra

- Giá trị thương mại của mỏ:

o Tỷ lệ chiết khấu để tính giá trị thương mại của mỏ là 20%

o Mỏ được coi là có giá trị thương mại nếu dòng tiền được chiết khấu

với tỉ lệ 20% có giá trị dương

- Thu hồi chi phí: tối đa 50% tổng doanh thu sẽ được dùng để trả tiền

công, chi phí sử dụng vốn, thuế và thu hồi chi phí cho Nhà thầu

 CHI PHÍ

Chi phí dự kiến cho các hạng mục chính để đưa vào tính toán kinh tếtrong báo cáo này như sau:

Bảng 3: Chi phí phát triển các cấu tạo

Lead A Lead A + Lead B Lead B

CAPEX 610,98 959,78 524,52 Thăm dò 53,10 53,10 53,10

Thẩm lượng 21,00 39,00 21,00

Phát triển 484,88 787,18 403,42

Quản lý 52,00 80,50 47,00

Non CAPEX 123,07 192,83 105,77OPEX 180,61 292,99 112,38

Tổng chi phí 914,66 1.445,59 742,67

Hạng mục

Phương án phát triển các cấu tạo

Nguồn: Báo cáo dự án Daman 2009

Dự kiến công việc và chi tiêu thực tế thời kỳ thăm dò (4 năm) như sau:

Bảng 4: Chi phí giai đoạn thăm dò

Dự kiến chi phí thăm dò (triệu USD) Hạng mục

Nguồn: Báo cáo dự án Daman 2009

 HIỆU QUẢ KINH TẾ

Trên cơ sở kết quả trúng thầu với tỷ suất doanh lợi nội tại IRR là

12,66% Kết quả tính toán cụ thể cho 3 Phương án như sau:

Bảng 5: Hiệu quả tính toán đầu tư

Phương án phát triển các cấu tạo Lead A Lead A +

Lead B Lead B IRR

Sản lượng - Triệu thùng 133,78 217,03 83,24 Sản lượng đỉnh - Nghìn thùng/ngày 40,00 65,00 25,00 Capex - Triệu USD 610,98 959,78 524,52 Non capex - Triệu USD 123,07 192,83 105,77 Opex - Triệu USD 180,61 292,99 112,38 Chi phí sử dụng vốn - Triệu USD 301,09 454,74 267,07 Tiền thưởng công - Triệu USD 401,72 589,30 360,76

Giá trị thương mại của mỏ - Triệu USD 225,70 406,48 58,33

NPV @0 % - Triệu USD 702,81 1.044,05 627,84

Thời gian nhận tiền công - năm 6,00 6,00 6,00 Thời gian thu hồi chi phí - năm 10,00 10,00 10,00 Thời gian hoàn vốn- năm 12,68 12,82 12,56 Chi phí chuyển đổi ngoại tệ - 0.5% - Tr USD 15,00 23,16 12,66

EMV - Tr USD

Hạng mục

$3,11 12,66%

Nguồn: Báo cáo dự án Daman 2009

(*): Ứng với mức IRR trúng thầu là 12.66%

(**): Mỏ được coi là có tính thương mại khi giá trị NPV chiết khấu với

từ 12,56 năm đến 12,82 năm Thời gian thu hồi chi phí là 10 năm kể từ khi

bắt đầu khai thác và thời gian nhận tiền công là 6 năm kể từ khi đạt sảnlượng đỉnh

 CHUYỂN VỐN VÀ TÀI SẢN RA NƯỚC NGOÀI VÀ CHUYỂN

PVEP là đơn vị được ủy quyền quản lý và sử dụng vốn đầu tư vào dự ánthông qua tài khoản mở tại ngân hàng được phép hoạt động ở Việt Nam (sauđây gọi là “Ngân hàng được phép”) Các thanh toán ở nước ngoài sẽ doNgười điều hành thực hiện thay mặt cho các bên Nhà thầu theo Thỏa thuậnĐiều hành chung

Khoản thu từ dự án của PVEP theo quy định của Hợp đồng được tính bằngtiền hoặc dầu thô Thông thường, dầu thô sẽ được bán trên thị trường quốc tếtheo giá giao dịch sòng phẳng và doanh thu bán dầu thô sẽ được chuyển về ViệtNam vào tài khoản của PVEP tại Ngân hàng được phép theo quy định hiện hànhcủa Nhà nước Trong trường hợp Chính phủ yêu cầu chuyển dầu thô về nước(phục vụ cho nhà máy lọc dầu …), PVEP sẽ chuyển phần dầu thô thu được từ dự

án về nước Nếu sản phẩm là khí, PVN sẽ bán tại thị trường thích hợp và chuyểndoanh thu về nước như trường hợp bán dầu thô

2.1.3.1.2 Dự án OPL 321, Algieria (PSC)

* Các quy định chung

Loại hợp đồng: Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC)

Bên tham gia:

KNOC Nigerian West Oil Company Limited : 60%, và là Nhà điều hành

Equator Exploration Nigeria 321 Limited (Equator Exploration): 30%

Tulip Energy Resources Nigeria Limited (Local Content Vehicle): 10%

Thuế tài nguyên vùng nước sâu hơn 1000m : 8%

- Chi phí thu hồi tối đa 64% lượng dầu thô

- Dầu lãi là lượng dầu thu được sau khi khấu trừ thuế tài nguyên, chi phí thu hồi và thuế được tính như sau:

Tổng capex và opex cộng dồn

PO - dầu lãi

CO - dầu chi phí

RP - realizable price - giá dầu

n - khoảng thời gian

Capex và opex cộng dồn = Tất cả các chi phí trong diện tích hợp đồngbao gồm cả chi phí quá khứ

-Thanh toán quá hạn phải chịu tiền lãi theo lãi suất ngân hàng trong 1tháng hoặc 2%

-Thuế lợi nhuận : 50%

-Investment Tax Allowance (phần thuế được giảm ) : 50 % của khấuhao Capex

- Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng hoặc vào các năm màkhoản thu của nhà thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó

- Phân tích độ nhạy, khảo sát ảnh hưởng của sự biến động các yếu tốđầu vào đối với hiệu quả đầu tư

* Hiệu quả kinh tế

Với tỷ lệ tham gia 18,5%, hiệu quả đầu tư dự kiến của PVEP với các thông số đầu vào trình bày trên đây được tóm lược như sau:

Kết quả đánh giá chi tiết được trình bày tại Bảng 5.1 & 5.2.

* Đánh giá rủi ro thăm dò

Rủi ro thăm dò của việc “farm in” 18,5% trên tổng số 30% cổ phần của

Equator được đánh giá bằng Giá trị đồng tiền mong đợi chiết khấu(EMV@10%) theo cây quyết định dưới đây:

Unrisked Risked

506.83 12.11

359.16 30.66

222.49 51.33

Theo kết quả tính toán trên, giá trị đồng tiền mong đợi chiết khấu

(EMV@10%) đạt 30,05 triệu USD.

* CHUYỂN VỐN VÀ TÀI SẢN RA NƯỚC NGOÀI VÀ CHUYỂN THU NHẬP VỀ NƯỚC

Do đặc thù của hoạt động thăm dò khai thác dầu khí có tính rủi ro cao,đặc biệt là giai đoạn thăm dò, nên việc vay vốn để đầu tư cho giai đoạn thăm

dò là không thể thực hiện được Trường hợp rủi ro thăm dò xảy ra, nghĩa làkhông có phát hiện dầu khí thương mại, các công ty dầu khí phải tự gánh chịu

và số vốn rủi ro sẽ được bù đắp từ các dự án thăm dò khai thác thành côngkhác Vì vậy, vốn đầu tư cho công tác thăm dò sẽ được thu xếp từ nguồn vốn

của PVEP, dự kiến tổng số khoảng 115,63 triệu USD Khi dự án bước vào

giai đoạn phát triển mỏ (có giấy phép khai thác và trữ lượng dầu khí thươngmại được khẳng định) vốn đầu tư cho giai đoạn này được sẽ được thu xếp từnguồn vốn tự có, vốn vay và huy động từ các nguồn khả thi khác

Việc chuyển vốn và tài sản ra nước ngoài sẽ được thực hiện trên cơ sở (i)

chương trình công tác và ngân sách hàng năm được Ủy ban Quản lý phêduyệt; và (ii) các quy định của Nhà nước về chuyển vốn đầu tư ra nước ngoàitại Nghị định 22/1999/NĐ-CP ngày 14/4/1999, Thông tư số 01/2001/TT-NHNN của 19/1/2001 Ngân hàng Nhà nước Việc dùng doanh thu từ dự án đểđầu tư tiếp vào dự án sẽ được thực hiện theo quy định hiện hành của luậtpháp Việt Nam.

PVEP là đơn vị được ủy quyền quản lý và sử dụng vốn đầu tư vào dự ánthông qua tài khoản mở tại ngân hàng được phép hoạt động ở Việt Nam (sauđây gọi là “Ngân hàng được phép”) Các thanh toán ở nước ngoài sẽ do Nhàđiều hành thực hiện

Khoản thu từ dự án của PVEP theo quy định của Hợp đồng được tínhbằng hiện vật (dầu thô) Thông thường, dầu thô sẽ được bán trên thị trườngquốc tế theo giá giao dịch sòng phẳng và doanh thu bán dầu thô sẽ được chuyển

về Việt Nam vào tài khoản của PVEP tại Ngân hàng được phép theo quy địnhhiện hành của Nhà nước Trong trường hợp Chính phủ yêu cầu chuyển dầu thô

về nước (phục vụ cho nhà máy lọc dầu…), PVEP sẽ chuyển phần dầu thô thuđược từ dự án về nước Nếu sản phẩm là khí, PVEP sẽ bán tại thị trường thíchhợp và chuyển doanh thu về nước như trường hợp bán dầu thô

PVEP sẽ trình Ngân hàng Nhà nước thủ tục chi tiết cho việc chuyển tiềnngoại tệ ra nước ngoài và chuyển các khoản thu bằng ngoại tệ về nước phục

vụ cho các hoạt động của dự án như đã nêu trên

PVEP sẽ thực hiện các nghĩa vụ kê khai và nộp thuế với Nhà nước Việt Namtheo luật thuế Việt Nam và với nhà nước Nigeria theo quy định của Hợp đồng

và luật thuế Nigeria

lượng khai thác và chi phí dự kiến của phần trên đây.

 Phương án phát triển khai thác trên 5 tập vỉa: Upper Ilam, Main Ilam,Ilam Pour, Sarvak và Gadvan

 Hiệu quả kinh tế dự án được phân tích qua các chỉ số kinh tế chínhgồm: hiện giá thuần chiết khấu 10%/năm (NPV@10%), tỷ suất doanh lợi nộitại (IRR) và thời gian hoàn vốn

 Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng

 Phân tích độ nhạy, khảo sát ảnh hưởng của sự biến động các yếu tố đầuvào trong phạm vi thay đổi có thể dự kiến đối với hiệu quả đầu tư

* CÁC THÔNG SỐ ĐẦU VÀO

Phương án phát triển

Phương án phát triển trên 5 tập vỉa với mức sản lượng sau đây được đưa vào đánh giá:

Sản lượng đỉnh 25 nghìn thùng/ngày

Tổng sản lượng thời gian hợp đồng 57.1 triệu thùng

Phương án tham gia đầu tư cổ phần của PVEP: Dự kiến tham gia góp

vốn dầu tư từ 1/1/2008 với các phương án tham gia 50% cổ phần cùng với

Belorusneft đầu tư vào phát triển mỏ Jufeyr Iran với chi phí dự kiến như sau:

Bảng 6: chi phí dự kiến dự án Jufyer Đơn vị: Tr.USD

Chi phí Capex 491.75 245.88Non Capex 98.35 49.18Chi phí vận hành 59.94 29.97Chi phí tư vấn 2.00 2.00

Nguồn: Báo cáo dự án Jufyer 2008

Thông số đầu vào khác

- Tỷ lệ chiết khấu dòng tiền hàng năm: 10%/năm.

- Tỷ lệ trượt giá: 0%/năm.

- Giá dầu: mức giá dầu được giả định trong suốt đời dự án là 35USD/thùng

- Thời điểm tính toán hiệu quả đầu tư: 01/01/2008

* ĐIỀU KIỆN TÀI CHÍNH - HỢP ĐỒNG ĐƯỢC ÁP DỤNG

Nội dung chính về các điều khoản tài chính hợp đồng như sau:

Các bên tham gia:

 NIOC: chủ giấy phép đầu tư Nhà thầu (Belorusneft\PVEP) được NIOC

ủy quyền phát triển mỏ Nhà thầu bỏ vốn đầu tư và thu hồi lại vốn và chi phívốn đầu tư, hưởng tiền công khi đã bàn giao lại quyền khai thác mỏ choNIOC

 Các loại thuế:

- Thuế lợi nhuận: Khoán 5% trên tổng doanh thu nhà thầu được dùng

để thu hồi vốn đầu tư và nhận phí dịch vụ

- Non- capex: 20% Capex bao gồm:

Nguồn: Báo cáo dự án Jufyer 2008

Lãi suất tính chi phí sử dụng vốn: LIBOR +0.75%, tương đương5.75%/năm

- Phần doanh thu được dùng để thu hồi chi phí và nhận tiền công: 60%

- Tiền công được trả theo IRR = 15%

- Thời gian phát triển mỏ: 3 năm.

- Thời gian thu hồi chi phí và nhận tiền công: 6.25 năm kể từ khi đi vàokhai thác

- Chi phí tư vấn: 2 triệu USD

- Thuế thu nhập doanh nghiệp (TNDN) tại Việt Nam: 28% Chỉ phảinộp phần chênh lệch giữa Thuế TNDN tại Việt Nam và Thuế TNDN đã nộptại nước đầu tư

* TÍNH TOÁN ĐỘ NHẠY

Việc phân tích độ nhạy nhằm xem xét ảnh hưởng của các thông số nhưCapex + Non Capex (chi phí vốn đầu tư), Opex (chi phí vận hành) và tiền côngđến hiệu quả kinh tế của các phương án Cụ thể có 6 trường hợp như sau:

- Trường hợp 1 Chi phí đầu tư Capex và Non Capex tăng 5%

- Trường hợp 2 Chi phí đầu tư Capex và Non Capex tăng 10%

- Trường hợp 3 Chi phí vận hành Opex $2/thùng

- Trường hợp 4 Tiền công giảm 5%

- Trường hợp 5 Tiền công giảm 10%

- Trường hợp 6 Tiền công giảm 15%

Bảng 8: Các phương án đánh giá chi phí dự án dự án

Nguồn: Báo cáo dự án Jufyer 2008

Kết quả cho thấy trong tất các trường hợp trên dự án vẫn đem lại hiệuquả kinh tế cho PVEP với NPV 10% đạt từ 9.59 triệu USD đến 25.05 triệuUSD, IRR đạt từ 12.11% đến 16.49% Thời gian hoàn vốn từ 6.68 năm đến7.19 năm

NHẬN XÉT

Nhìn chung, dự án có tính khả thi đối với phương án tham gia góp vốn50% cổ phần của PVEP Nếu PVEP có thể thu xếp được nguồn vốn vay vớicác điều kiện lãi suất tốt và đàm phán được với đối tác về mức tham gia, chiphí tiền công hợp lý thì dự án sẽ còn đưa lại hiệu quả kinh tế cao hơn

2.2.3.2.2 Dự án Uzbekistan

* Hợp đồng thăm dò

Ngày 06/07 - 09/07/2009 PVEP và Uzbekneftegaz đã tiến hành đàmphán và thống nhất được nội dung Hợp đồng thăm dò lô Kossor với các điềukhoản chính như sau:

Các qui định chung

Ngày hiệu lực:

Trừ những nội dung trong các điều sau Điều 1 – Định nghĩa; Điều 3.2 –Ngày Hiệu lực; Điều 3.3 – Hoạt động thực hiện các điều kiện tiên quyết; Điều3.4 – Tuyên bố Ngày Hiệu lực; Điều 4 – Tuyên bố và Đảm bảo; Điều 8 – Ủyban Quản lý; Điều 9 – Nhà điều hành; Điều 13.1 – Thông tin địa chất; Điều

18 – Bất khả kháng; Điều 19 – Bảo vệ môi trường và an toàn công nghiệp;Điều 21 – Chuyển nhượng; Điều 22 – Chấm dứt Hợp đồng; Điều 23 – Bảomật; Điều 24 – Luật áp dụng và trọng tài; Điều 25 – Thông báo và người chịutrách nhiệm; Điều 27 – Các quy định khác có hiệu lực ngay kể từ ngày ký.Các điều kiện tiên quyết để Hợp đồng có hiệu lực:

Có nghị quyết phê duyệt của Hội đồng Bộ trưởng Uzbekistan;

Nhà đầu tư được cấp giấy phép thăm dò;

Bộ Kế hoạch và Đầu tư Việt nam cấp giấy chứng nhận đầu tư cho PVEP;

Phê duyệt nội bộ của hai bên nếu có;

Nhà đầu tư thành lập nhà điều hành (Công ty TNHH ) tại Uzbkekistan;

Nhà đầu tư cung cấp bảo lãnh cho Uzbekneftegaz;

Được cung cấp tất cả các tài liệu địa chất hiện có theo điều 13.1

Hai bên có 120 ngày kể từ ngày có nghị quyết phê duyệt của Hội đồng

Bộ trưởng Uzbekistan để thực hiện các điều kiện tiên quyết trên Thời hạntrên có thể được gia hạn với sự đồng thuận của các bên.

Thời hạn Hợp đồng:

5 năm có thể gia hạn 3 năm bao gồm các pha như sau:

- Pha thăm dò thứ 1: 3 năm (chắc chắn)

- Pha thăm dò thứ 2: 2 năm (lựa chọn)

Trong trường hợp nhà thầu không thực hiện hết hoặc thực hịên một phầncam kết công việc tối thiểu vào cuối pha 1 của giai đoạn thăm dò trừ trườnghợp do bất khả kháng hoặc do Uzbekneftegaz hoặc do các lý do ngoài tầmkiểm của nhà thầu (hợp lý) thì nhà thầu phải trả cho Uzbekneftegaz mộtkhoản tiền tương đương với phần công việc không thực hiện qui định trongphần cam kết công việc tối thiếu cho mỗi lô

Sau khi kết thúc pha 1 nhà thầu có thể chọn một trong các phương án sau(i) chuyển sang pha 2 (thời hạn không quá 2 năm cho cả 2 lô) hoặc (ii) hoặckhông thực hiện pha 2 với điều kiện là các cam kết công việc tối thiếu hoặccác cam kết tài chính tối thiểu đã được thực hiện Trong thời gian pha 2 củagiai đoạn thăm dò nhà thầu có thể lựa chọn chấm dứt Hợp đồng và khôngthực hiện các cam kết và trách nhiệm tiếp theo

Bên tham gia:PVEP

Mở rộng diện tích: nếu Nhà Đầu tư có cở sở cho rằng phát hiện trùm ra

ngoài Diện tích Hợp đồng, Nhà Đầu tư sẽ trình UBQL thông báo và các giấy

tờ cần thiết Sau khi UBQL phê duyệt, Uzbekneftegaz sẽ trình Chính phủ xin

mở rộng Diện tích Hợp đồng

Diện tích hoàn trả: Nhà Đầu tư có thể hoàn trả một phần hoặc toàn bộ

Diện tích Hợp đồng bằng cách thông báo bằng văn bản cho UNG với điềukiện đã hoàn thành Cam kết công việc tối thiểu hoặc Cam kết tài chính tốithiểu

Phương pháp tính

- Sử dụng thông số đầu vào bao gồm điều khoản tài chính hợp đồng vàcam kết công việc tối thiểu, dự kiến sản lượng khai thác, chi phí;

- Hiệu quả kinh tế dự án được đánh giá qua các chỉ số kinh tế chínhthường được dùng đối với dự án thăm dò gồm: hiện giá thuần chiết khấu(NPV), tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR), thời gian hoàn vốn; giá trị dòng tiềnmong đợi chiết khấu (EMV);

- Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng (15 năm) hoặc vào cácnăm mà khoản thu của nhà thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó;

- Phân tích độ nhạy, khảo sát ảnh hưởng của sự biến động các yếu tốđầu vào đối với hiệu quả đầu tư

Thông số đầu vào

Điều kiện tài chính đưa vào tính toán kinh tế được giả định như đề cập :

Sơ đồ phân chia sản phẩm lô Kossor được giả định như sau:

Hình 1: Sơ đồ chia sản phẩm lô Kossor

* Phương án phát triển khai thác

Phù hợp với mục 3.5.5; 4.1.4; 4.2.2, các phương án phát triển khai thácđược xem xét như dưới đây:

- Phương án 1: Tại cấu tạo Assakeaudan Central;

- Phương án 2: Tại các cấu tạo Assakeaudan Central và Uru SW;

- Phương án 3: Tại các cấu tạo Assakeaudan Central, Uru SW và Satbai;

- Phương án 4: Tại các cấu tạo Assakeaudan Central và Satbai;

- Phương án 5: Tại các cấu tạo Uru SW và Satbai;

- Phương án 6: Tại cấu tạo Uru SW

Bảng 9: Sản lượng các phương án phát triển

Nguồn báo cáo Dự án Uzbekistan 2008

* Chi phí

Chi phí dư án

Chi phí đầu tư của dự án được tính trên cơ sở các số liệu thu thập từ các

lô hợp đồng tại khu vực lân cận, tham khảo phần mềm Questor Onshore, сhitiết như sau:

Bảng 10: Chi phí các ph ng án phát tri n ương án phát triển ể

Hạng mục chi phí (Tr.USD) PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 PA6

Chi phí thăm dò, thẩm lượng 85,10 96,10 107,10 96,10 96,10 85,10

Dự kiến công việc và chi tiêu thực tế - Thời kỳ thăm dò

Dự kiến công việc và tổng mức đầu tư trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò

ở phương án 1:

Bảng 11: Chi phí dự án giai đoạn thăm dò

Nguồn báo cáo Dự án Uzbekistan 2008

Tổng mức đầu tư cho giai đoạn 1 thăm dò (3 năm chắc chắn) dự kiến là:

47,10 triệu USD.

Giả định các thông số đầu vào khác

- Tỷ lệ chiết khấu dòng tiền hàng năm: 10%/năm; 15%/năm

- Giá khí: 4,8 USD/ nghìn bộ khối khí

Theo như thông tin nhận được từ đoàn công tác của PVEP tớiUzbekistan, khí khai thác được trên toàn bộ lãnh thổ Uzbekistan được bán choGazprom với mức giá 210 USD/Nghìn mét khối khí tương đương 5,95USD/nghìn bộ khối khí Trên cơ sở đó, để đảm bảo tính an toàn cho dự án,hiệu quả kinh tế được tính toán với mức giá 4,8 USD/nghìn bộ khối khí Báocáo cũng sẽ khảo sát thêm ảnh hưởng của biến đổi giá khí đến các chỉ số kinh

tế của dự án

* Hiệu quả kinh tế:

Trên cơ sở chi phí theo chương trình thăm dò - thẩm lượng, các phương

án phát triển mỏ - khai thác và các khoản chi khác theo quy định của Hợpđồng, kết quả tính toán hiệu quả đầu tư được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 12: Hiệu quả kinh tế lô Kossor

Nguồn báo cáo Dự án Uzbekistan 2008

Căn cứ kết quả tính toán trên, hiện giá thuần chiết khấu (NPV) dự kiếncủa PVEP

- Với chiết khấu dòng tiền (@10% đạt từ 100,41 triệu USD đến 328,38triệu USD

- Với chiết khấu dòng tiền (@15%) đạt từ 17.65 triệu USD đến 123.34triệu USD

Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt từ 16,86% đến 23,07%

Như vậy, có thể sơ bộ kết luận rằng tất cả các phương án phát hiện côngnghiệp trong lô Kossor và vùng liền kề đều có khả năng thương mại

* Phân tích độ nhạy

Khảo sát tác động của sự biến động các thông số đầu vào trong phạm vi

dự kiến đến hiệu quả kinh tế Việc phân tích độ nhạy xem xét ảnh hưởng củacác thông số như chi phí vốn đầu tư (Capex), chi phí vận hành (Opex), giá khíđến hiệu quả kinh tế, cụ thể như sau:

Bảng 13: Phân tích độ nhạy phương án 1

Nguồn báo cáo Dự án Uzbekistan 2008

Kết quả phân tích cho thấy giá khí (yếu tố không kiểm soát được) và Chiphí vốn đầu tư – Capex là yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu quả kinh tế củaNhà thầu Chi phí vận hành (Opex) không ảnh hưởng lớn đến hiệu quả đầu tư.Việc giảm chi phí vốn đầu tư nếu thực hiện được sẽ có tác động tích cực đếnhiệu quả kinh tế của dự án (Xem biểu đồ phân tích mức độ ảnh hưởng của cácthông số giá khí, Opex và Capex đến IRR ở phương án 1).

Hình 2: Ảnh hưởng của Giá khí, Capex và Opex đến IRR

Ảnh hưởng của Giá khí, Capex và Opex tới IRR

Giá khí Capex Opex

Phần chia lợi nhuận giữa PVEP và UNG đang được giả định ở mức50%:50%, do đó chúng tôi khảo sát thêm các tỷ lệ chia khí lãi khác nhau ởphương án 1 (phương án cơ sở) để tham khảo:

Nhận xét

Trên cơ sở đánh giá kỹ thuật, với các thông số đầu vào kinh tế đã đượcgiả định ở mức độ thận trọng/an toàn Kết quả đánh giá kinh tế cho thấy việcđầu tư vào dự án lô Kossor mang lại hiệu quả cho nhà đầu tư, điều này đượcthể hiện qua các chỉ số kinh tế của PVEP như sau:

- Giá trị đồng tiền mong đợi chiết khấu (EMV@10%) đạt 47,66 triệu USD; EMV@ 15% đạt 3.93 triệu USD.

- Hiện giá thuần (NPV)

+ Khi chiết khấu 10% lợi nhuận PVEP đạt từ từ 100,41 triệu USD đến328,28 triệu USD

+ Khi chiết khấu 15% lợi nhuận PVEP đạt từ 17.65 triệu USD đến123.34 triệu USD

- Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt từ 16,86% đến 23,07%

2.2.3.2.3 Dự án Anadarko, Venezuela

* Phương pháp tính

Giá trị tài sản (giá trị mỏ): được xác định bằng hiện giá thuần chiết

khấu 10%/năm (NPV@10%) của dòng tiền dự án thu được từ bán dầu tronghoạt động khai thác mỏ, tính từ 01/01/2008 đến khi hết hợp đồng năm 2025

Phạm vi giá mua tài sản: ứng với các tỷ lệ chiết khấu từ 12%-18%

nhằm mục đích xem xét/quyết định giá chào mua tài sản

Dự án kết thúc theo quy định hợp đồng hoặc vào năm mà các khoản thucủa Nhà thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó

Thông số đầu vào

Doanh thu từ dự án

Doanh thu của dự án được tính theo công thức: Sản lượng dầu khaithác x Giá dầu, trong đó:

 Sản lượng dầu khai thác sau khi trừ đi phần phải nộp thuế Tài nguyên

 Giá dầu: theo công thức tính quy định tại Phụ lục K của Hợp đồng.Không áp dụng trượt giá Lấy giá dầu WTI = 60USD - 65 USD/thùng làm cơ

sở tính, ứng với mức giá dầu API 16o tính suốt đời dự án là 38.32 - 41.27USD/thùng

Phương án phát triển khai thác

Các phương án phát triển khai thác sau được dùng trong đánh giá kinh