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

nay đã hơn 100 triệu tấn dầu thô được khai thác cung cấp nguồn năng lượng cho phát triển đất nước. Tất cả những thành tích to lớn và ấn tượng này đều khởi nguồn từ những nỗ lực rất lớn của toàn Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam. Bước vào thế kỷ mới, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam cũng phải đối diện với những vận hội và thách thức mới. Đó là khi khi việc đảm bảo an toàn năng lượng cho đất nước sẽ trở nên cực kỳ quan trọng, đặc biệt là từ năm 2015, khi chúng 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 còn phải từng bước thực hiện đầu tư thăm dò khai thác ở nước ngoài. Mặc dù đây là một lĩnh vực vô cùng mới mẻ không những của ngành dầu khí mà còn của Việt Nam, nhưng nó có ý nghĩa cấp thiết đối với việc phát triển kinh tế đất nước nói chung, đối với tiến trình hội nhập vào các thể chế kinh tế khu vực và toàn cầu của 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 của Hội 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 từ năm 1988 với nhiệm vụ hỗ trợ và giám sát các công ty dầu khí quốc tế thực hiện 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 Giám sát các Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí (PVSC) trên cơ sở PV-I và PV-II. Đến năm 1997, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam đã điều chỉnh giao thêm nhiệm vụ góp 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 ngoài nhằm 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 ninh năng lượng Quốc gia, Tổng Công ty Dầu khí Việt nam đã quyết định thành lập 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 hợp đồng 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 điều hành nhiều dự án TDKT dầu khí ở trong nước. Tổng số CBCNV của PIDC ở thời điểm sát nhập hơn 300 người, bao gồm 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 hành chung, 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 đổi tên thành Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP). Nhiệm vụ chính của Công ty kể từ khi thành lập đến tháng 11/2001 là quản lý, giám sát, hỗ trợ các Hợp đồng Dầu khí do Tổng công ty giao. Từ tháng 11/2001, chức năng giám sát được giao lại cho Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam, Công ty PVEP được giao nhiệm vụ tiến hành hoạt động Dầu khí với tư cách một bên tham gia các Hợp đồng Dầu khí tại thềm lục địa phía Nam, từ bồn trũng Phú Khánh trở vào. Từ tháng 10/2003, PVEP được giao thêm nhiệm vụ điều hành trực tiếp 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, qua hơn 15 năm xây dựng và phát triển, đến thời điểm sáp nhập lực lượng lao động của Công ty PVEP đã lên đến gần 400 người (chưa bao gồm gần 100 CBCNV của Xí nghiệp Đại Hùng). Ngoài ra, Công ty còn trực tiếp quản lý hơn 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 gia của 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 được sáp nhập lại thành Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) nhằm tập 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 thành công ty dầu lửa có sức cạnh tranh trong khu vực và trên thế giới, thành viên chủ 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 triển khai 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 dầu khí, trong đó có 23 dự án trong nước và 10 dự án nước ngoài trải khắp các khu vực Đông Nam Á, Châu Phi, Trung/Nam Mỹ (không bao gồm các dự án đang trong trạng thái chờ ở Mông Cổ và Iraq). Bên cạnh đó còn nhiều dự án mới cả trong và ngoài nước đang trong giai đoạn thương thảo Hợp đồng và chuẩn bị triển khai. Trong số 23 dự án ở trong nước, PVEP điều hành 4 dự án, tham gia điều hành 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 53.000 thùng/ngày và 3,5 triệu m3 khí/ngày. 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 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 các Công ty dầu khí lớn trên thế giới như BP Amoco, ConocoPhillips, Chevron, Exxon Mobil, Total, Zarubeznheft…; các Công ty từ các quốc gia Châu Á như 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 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 … CÔNG TY MẸ * 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 vọng góp phần cho nền công nghiệp dầu khí Việt Nam tăng trưởng mạnh trong những năm tiếp theo. Với sản lượng chỉ tính riêng cho PVEP, ở trong nước PVEP 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 đi đầu 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 thì quỹ trữ lượng cuối năm 2007 xấp xỉ 162 triệu tấn quy dầu, trong đó 125 triệu tấn 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 sản lượng 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 140.000 thùng/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 trong những 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 Các chỉ tiêu Đơn vị tính Thực hiện Tổng cộng 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Gia tăng trữ lượng cả dự án Tr.tấn 285 Phát triển mỏ mỏ 1 1 2 4 Khai thác dầu khí Dầu thô và cond. Tr.tấn 3,9 3,5 4,5 8,2 8,14 7,33 7,16 42,7 Khí Tr.m3 20,1 481,2 1.437,1 4.568,6 5.515,6 5.790,7 5.740 23.553 Doanh thu dịch vụ Tỷ VNĐ 22,9 47,6 49,2 71,1 64,9 81,2 84,48 421 Doanh thu bán dầu, cond, khí phía VN Tr.USD 349,2 321,2 487,0 1.164,3 1.726,4 2.395,5 3.459,2 9.903 Nộp NSNN Tỷ đồng 11,3 14,5 769,9 1.607,0 2.195,9 3.270,9 2.342,4 10.212 - Ngoại tệ Tr.USD 182,1 214,9 212,6 584,9 883,5 1096,8 1.405,9 4.581 - Nội tệ Tỷ đồng 3,8 4,8 96,9 201,0 246,3 979,8 1.671,2 3.204 Phần thu của Tập đoàn và PVEP 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 tư nước ngoài của mình theo các hướng sau: Tự điều hành trong nước: Đây là bước khởi đầu cần thiết chuẩn bị cho những bước tiến dài hơn sau này. Petrovietnam, và cụ thể là PIDC cần liên tục tích luỹ kinh nghiệm quản lý điều hành và thực hiện dự án, tạo lập sự tin tưởng 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 các công ty bạn để có kinh nghiệm về thị trường mới, chia sẻ và học hỏi kinh nghiệm tổ chức quản lý và điều hành ở nước ngoài. Tự điều hành ở nước ngoài: Trực tiếp điều hành các dự án thăm dò khai thác dầu khí như là một công ty dầu khí quốc tế, nhanh chóng trưởng thành về mọi mặt và nâng cao uy tín quốc tế. Trên thực tế, Petrovietnam đã triển khai đồng loạt các hình thức hoạt động trên ngay từ năm 2002, và đặc biệt chú trọng việc tìm kiếm đối tác để hợp 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 cơ bản trong các vấn đề từ đề ra mục tiêu, nguồn vốn, phương thức thức thực hiện, hình thức triển khai… cho đến khu vực đầu tư. Để thực hiện thành công chiến lược này, Petrovietnam cần dựa vào những nền tảng ban đầu được xây dựng trong thời gian qua để phát huy nội lực, tận dụng cơ hội . 2.1.1.1. Mua tài sản dầu khí 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 hành thăm dò- khai thác. Nhà thầu để có được quyền này phải trả một khoản hoa hồng rất lớn và tự bỏ vốn, tiến hành thăm dò- khai thác và trả thuế cho nước chủ nhà. 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 phần trong các hợp đồng, tiến tới mua cổ phần công ty sở hữu tài sản khi có điều kiện cho phép. Ưu tiên hàng đầu của Petrovietnam là mua mỏ đang khai thác; các dự án phát 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 rộng hoạt 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 chiến lược 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 sử dụng 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 có kinh 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 cách nhanh chóng và kịp thời. Phải tổ chức kiểm tra kỹ và giải quyết nhiều thủ tục pháp lý phức tạp ở trong 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 diện tích 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 lượng phát triển. Những ưu điểm của phương thức này là: Đây chính là hướng đi cơ bản, lâu dài phù hợp với chiến lược phát triể của ngành, là cơ sở cho sự tăng trưởng và phát triển của Petrovietnam nhờ tìm kiếm/sở hữu nguồn trữ lượng bổ sung mới. Mặc dù chi phí tìm kiếm thăm dò không quá cao nhưng hứa hẹn mang lại 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 ở mức 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 hiện thương 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 bỏ 100% vốn để tìm kiếm thăm dò từ nguồn vốn tự có (vì không thể vay vốn cho tìm 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 diện tích mới thường khá dài. 2.1.1.3. Trao đổi cổ phần Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC-Production Sharing Contract): Hợp đồng phân chia sản phẩm dầu khí là dạng được áp dụng rộng rãi nhất hiện nay đặc biệt là những nước đang phát triển ở khu vực Châu Á và Trung Cận Đông. Lý do là nó đáp ứng được sự mong muốn và quyền lợi của các bên tham gia, cả phía nhà đầu tư và phía nước chủ nhà. Hợp đồng liên doanh (JOC- Joint Operating Contract): Hợp đồng liên doanh tạo nên một pháp nhân của nước chủ nhà, nghĩa là pháp nhân này chịu sự điều chỉnh của pháp luật nước chủ nhà một cách toàn diện như những doanh nghiệp khác. Thông thường, nước chủ nhà có tỷ lệ cổ phần 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 nhà trong quá trình thăm dò cho tới khi có phát hiện dầu khí thương mại. Việc hoàn trả chi phí được trích từ phần chia sản phẩm theo tỷ lệ thoả thuận. Hợp đồng dịch vụ (RC-Risk Contract): Là hình thức nước chủ nhà thuê nhà thầu nước ngoài làm công tác thăm dò- khai thác sau đó nhà thầu sẽ được trả bằng tiền hoặc phần trăm dầu khai thác được. Hình thức hợp đồng này xuất phát từ Nam Mỹ nhưng đã nhanh chóng được áp dụng trên thế giới. Các nước áp dụng hình thức hợp đồng này chủ 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 Tô nhượng (CC) Phân chia sản phẩm(PSC) Liên doanh (JOC) Dịch vụ (RC) Đầu tư vốn Nhà Thầu Nhà Thầu Nhà thầu và nước chủ nhà Nhà thầu Tư cách pháp nhân Không có Không có Có Không có Quyền sở hữu và định đoạt sản phẩm Nhà Thầu Nhà Thầu và nước chủ nhà Nhà thầu và nước chủ nhà Chủ nhà Chế độ thuế phải nộp Nhà Thầu Nước chủ nhà trả thay (Trừ thuế thu nhập cá nhân) Liên doanh Nước chủ nhà trả thay (Trừ thuế thu nhập cá nhân) Quyền điều hành Nhà Thầu Nhà Thầu Liên doanh Nhà Thầu Khả năng chuyển giao công nghệ Kém Tốt Rất tốt Kém Khả năng kiểm soát của nước chủ nhà Kém Tốt Rất tốt Kém 2.1.2. Các khu vực trọng điểm Nhìn chung, các nước/khu vực đầu tư mục tiêu của Petrovietnam cần có những 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 là phương thức đầu tư có độ rủi ro kỹ thuật thấp mà hầu hết các công ty dầu khí quốc tế áp dụng. Phương thức thực hiện này làm tăng khả năng thành công cũng 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 và thiết 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 thu hút hầu hết các công ty dầu khí quốc gia và quốc tế. Tuy nhiên trong số đó cũng 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 các quốc gia được biết đến với trữ lượng dầu khí hàng đầu thế giới, nhưng vì bị lôi kéo vào những cuộc xung đột chính trị không dứt, nên khó có thể phát triển 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 láng giềng cũng như của bản thân Petrovietnam, những mối quan hệ tốt giữa các chính phủ có thể rất có ích trong việc tạo cơ hội tiếp cận các dự án dầu khí ở nước ngoài. Các quan chức chính phủ có thể có những tác động nhất định tới những người ra quyết định đối với các dự án. Thông thường, việc xâm nhập vào 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 hệ chính trị tốt đẹp với nhiều nước có tiềm năng dầu khí trên khắp thế giới, và điều này đã hỗ trợ rất nhiều cho các hoạt động của Petrovietnam ở nước ngoài. 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 minh gần 720 tỷ thùng dầu và 2.000 tỷ bộ khối khí. Petrovietnam có điều kiện nắm bắt các cơ hội cả về thăm dò diện tích mới và phát triển các mỏ đã được phát hiện. Ngoài ra, khu vực này gần với thị trường tiêu thụ dầu và khí lớn của thế giới là các nước phát triển ở Tây Âu, tạo điều kiện rất thuận lợi cho tiêu thụ sản 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 thủ một 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 và khai thác khoảng 2 USD/thùng dầu. Sự hạn chế đối với đầu tư nước ngoài vào một số khu vực này là rủi ro chính trị liên quan đến lệnh cấm vận của Liên Hợp Quốc và Mỹ, vấn đề an ninh, chiến tranh…Tuy nhiên, đây lại là một cơ hội để Petrovietnam thâm nhập thị trường, giành lấy các dự án có giá trị thông qua đấu thầu (nhờ cạnh tranh 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 hệ truyền thống, hợp tác tương trợ trong nhiều năm trong thời kỳ chiến tranh lạnh và các mối quan hệ chính trị – kinh tế hiện nay đang được thúc đẩy phát triển. 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 nước trong khu vực có quan hệ tốt với Việt Nam, đặc biệt thông qua các tổ chức và diễn đàn khu vực (ASEAN, APEC); quan hệ hợp tác giữa Petrovietnam và một số công ty dầu khí quốc gia (Petronas, Pertamina, PTT, PNGC) là những điều kiện thuận lợi để Petrovietnam thực hiện chiến lược đầu tư nước ngoài của 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, về trung hạn và dài hạn thị trường khí của khu vực sẽ phát triển nhanh chóng, do vậy các cơ hội thăm dò khai thác khí sẽ thu hút được sự quan tâm ngày càng nhiều. Tuy nhiên cơ sở hạ tầng cho công nghiệp khí ở một số nước chưa phát triển. 2.1.3. Thực trạng một số dự án hiện tại ở nước ngoài 2.1.3.1. Các dự án hiện có 2.1.3.1.1 Dự án Daman, Iran (RC_S) HÌNH THỨC HỢP ĐỒNG Tên Hợp đồng: Hợp đồng Dịch vụ Thăm dò , Khai thác Dầu lô Danan, Iran. - 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 trong trường hợp không có phát hiện thương mại vào cuối giai đoạn thẩm lượng và chỉ được thu hồi chi phí và nhận tiền thưởng công trong trường hợp có phát hiện thương mại trong diện tích Hợp đồng. Ngoài ra, Nhà thầu có thể tiếp tục tham gia vào Thời kỳ khai thác thông qua Hợp đồng trợ giúp kỹ thuật hoặc công việc bổ sung (Additional Work) phục vụ cho việc tối ưu hóa hoạt động khai thác khi có yêu cầu của NIOC. Ngày ký: ngày 12/3/2008. Các bên ký kết: NIOC: Công ty Dầu khí Quốc gia Iran 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 đồng của 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 khai các hoạt động dầu khí trong các Thời kỳ Thăm dò, Thẩm lượng và Phát triển. Chi phí: Toàn bộ chi phí phát sinh trong thời gian Thăm dò, Thẩm lượng và Phát triển sẽ được thu hồi kể từ khi có phát hiện khai thác. Việc thu hồi chi phí được thực hiện bằng các phần bằng nhau trên cơ sở hàng tháng trong ba giai đoạn: Giai đoạn 1: từ khi bắt đầu có khai thác kéo dài trong khoảng thời gian do Nhà thầu đề xuất theo MDP, Giai đoạn 2: bắt đầu từ khi có Final Production 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 Final Production của giai đoạn phát triển thứ hai (nếu Nhà thầu được lựa chọn thực hiện giai đoạn này) kéo dài trong khoảng thời gian do Nhà thầu đề xuất theo MDP. Bất kỳ phần chi phí nào chưa được thu hồi hết sẽ được tiếp tục thu hồi đến khi kết thúc Hợp đồng, bao gồm cả thời gian gia hạn (nếu có). Chi phí vốn (capital cost) là các chi tiêu được thực hiện trong khuôn khổ 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. Chi phí khác (non capital cost) là các khoản thuế và lệ phí áp dụng đối với Nhà thầu theo quy định của luật pháp Iran, chi phí đào tạo và các khỏan đóng góp khác. Chi phí điều hành (operating cost) là các chi phí phát sinh từ khi có sản lượng khai thác sớm (Early Production) cho đến khi Hand over cho NIOC. Chi phí sử dụng vốn: Áp dụng mức lãi suất LIBOR là 5,5% tính cộng dồn hàng tháng cộng với biên độ 0,75% trên phần chi phí Capex và Non Capex chưa được thu hồi. Chi phí sử dụng vốn được trả cho Nhà thầu theo quí. Phần chi phí sử dụng vốn chưa thanh toán hết trong quí được chuyển tiếp sang quí sau cộng thêm mức lãi suất là LIBOR ( 5,5%) Chi phí khác Chi phí Quản lý Dự án: 8% - nằm trong phần chi phí quản lý dự án của Capex Nhà thầu được phép chi tiêu trong khoảng (+/-)5% của Ngân sách hàng năm Thay đổi Phạm vi công Việc (change in scope): Mọi thay đổi trong Bản Kế hoạch Thăm dò, Thẩm lượng và Phát triển để nhằm đạt được Mục tiêu đề ra với mức chi phí phát sinh vượt quá 50.000 USD. Bổ sung / Cắt giảm công Việc: Mọi thay đổi trong Bản Kế hoạch Thăm dò, Thẩm lượng và Phát triển để nhằm tăng hoặc giảm Mục tiêu đề ra. Giá trị thương mại của mỏ: Tỷ lệ chiết khấu để tính giá trị thương mại của mỏ là 20%. 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 tế trong báo cáo này như sau: Bảng 3: Chi phí 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 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 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 tỷ lệ 20% >=0. Với tỷ lệ IRR trúng thầu là 12,66 %, tổng số tiền công được hưởng dự kiến đạt từ 360,76 triệu USD đến 589,30 triệu USD; chi phí vốn được hưởng dự kiến đạt từ 267,07 triệu USD đến 454,74 triệu USD; lãi ròng chiết khấu NPV@ 10% đạt từ 47,18 triệu USD đến 75,97 triệu USD, thời gian hoàn vốn 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 sản lượng đỉnh. 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 là không 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 công khác. Vì vậy, vốn đầu tư cho giai đoạn thăm dò 4 năm sẽ được thu xếp từ nguồn vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt nam, dự kiến tổng số khoảng 82,07 triệu USD. Việc chuyển vốn và tài sản ra nước ngoài sẽ được thực hiện trên cơ sở (i) chương trình công việc và ngân sách hàng năm được Ủy ban Quản lý phê duyệt; và (ii) các quy định của Nhà nước về chuyển vốn đầu tư ra nước ngoài tại 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 để đầu tư tiếp vào dự án sẽ được thực hiện theo quy định hiện hành của luật pháp Việt Nam. PVEP là đơn vị được ủy quyền quản lý và sử dụng vốn đầu tư vào dự án thông qua tài khoản mở tại ngân hàng được phép hoạt động ở Việt Nam (sau đây gọi là “Ngân hàng được phép”). Các thanh toán ở nước ngoài sẽ do Người điều hành thực hiện thay mặt cho các bên Nhà thầu theo Thỏa thuận Điều hành chung. Khoản thu từ dự án của PVEP theo quy định của Hợp đồng được tính bằng tiền hoặc dầu thô. Thông thường, dầu thô sẽ được bán trên thị trường quốc 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 định hiện 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 thu được từ dự án về nước. Nếu sản phẩm là khí, PVN sẽ bán tại thị trường thích hợp và chuyển doanh 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% Ngày ký hợp đồng: 10/03/2006 Các qui định về tài chính Hoa hồng chữ ký và hoa hồng sản lượng không được thu hồi gồm: - Hoa hồng chữ ký: 175.000.000 USD - Hoa hồng sản lượng : + 100.000 thùng dầu hay tiền tương đương cho mức sản lượng cộng dồn 100 triệu thùng. + 1.000.000 thùng dầu hay tiền tương đương cho mức sản lượng cộng dồn 220 triệu thùng. + 1.000.000 thùng dầu hay tiền tương đương cho mức sản lượng cộng dồn 500 triệu th._.ùng. 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: Hệ số R Nhà thầu NNPC < 1.2 P = 70% 30% 1.2 - 2.5 P = 25%+[(2.5-R)/(2.5-1.2)*(70%-25%)] 100% - P > 2.5 P = 25% 75% Rn = ((PO1 + CO 1)*RP1 + (PO2 + CO2)*RP2+ .... + (POn-1 + COn-1)/ 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 đồng bao gồm cả chi phí quá khứ . Thanh toán quá hạn phải chịu tiền lãi theo lãi suất ngân hàng trong 1 tháng hoặc 2%. Thuế lợi nhuận : 50%. Investment Tax Allowance (phần thuế được giảm ) : 50 % của khấu hao Capex. Thuể cổ tức : 15%. Phương pháp Sử dụng thông số đầu vào bao gồm điều khoản tài chính hợp đồng và cam 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 chính thường được dùng đối với dự án thăm dò gồm: hiện giá thuần chiết khấu 10%/năm (NPV@10%), tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR), thời gian hoàn vốn, giá trị dòng tiền mong đợi chiết khấu 10% (EMV@10%). Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng hoặc vào các năm 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 tố đầu 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: Nội dung P.án 1 P.án 2 P.án 3 NPV@0% (Tr.USD) 1.321,14 2.027,80 2.619,69 NPV@10% (Tr.USD) 222,49 359,16 506,83 IRR 19,4% 22,1% 24,8% Thời gian hoàn vốn (năm) 11,12 11,05 10,70 EMV@10% (Tr.USD) 30,05 Căn cứ kết quả tính toán trên, trong phương án 2 (thăm dò thành công 7 vỉa cấu tạo Elephant với trữ lượng xấp xỉ 1,2 tỷ thùng), lãi ròng chiết khấu (NPV@10%) dự kiến của PVEP đạt 359,16 triệu USD với tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 22,1%. Đối với phương án 1 (thăm dò thành công 5 vỉa cấu tạo Elephant), NPV@10% = 222,49 triệu USD và IRR = 19,4%. Nếu thăm dò thành công 7 vỉa cấu tạo Elephant và đưa vào phát triển thêm cấu tạo Cobra (phương án 3), NPV@10% = 506,83 triệu USD và IRR = 24,8%. 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: 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 là không 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 công khác. 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 thương mại được khẳng định) vốn đầu tư cho giai đoạn này được sẽ được thu xếp từ nguồn 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 phê duyệt; và (ii) các quy định của Nhà nước về chuyển vốn đầu tư ra nước ngoài tại 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 để đầu tư tiếp vào dự án sẽ được thực hiện theo quy định hiện hành của luật pháp Việt Nam. PVEP là đơn vị được ủy quyền quản lý và sử dụng vốn đầu tư vào dự án thông qua tài khoản mở tại ngân hàng được phép hoạt động ở Việt Nam (sau đây gọi là “Ngân hàng được phép”). Các thanh toán ở nước ngoài sẽ do Nhà điều hành thực hiện. Khoản thu từ dự án của PVEP theo quy định của Hợp đồng được tính bằng hiện vật (dầu thô). Thông thường, dầu thô sẽ được bán trên thị trường quốc 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 định hiện 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 thu được từ dự án về nước. Nếu sản phẩm là khí, PVEP sẽ bán tại thị trường thích hợp 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 tiền ngoại 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 Nam theo luật thuế Việt Nam và với nhà nước Nigeria theo quy định của Hợp đồng và luật thuế Nigeria. 2.2.3.2 Các dự án đang đánh giá, đàm phán 2.2.3.2.1 Dự án Jufyer, Iran * Cơ sỞ và phương pháp tính Sử dụng thông số đầu vào bao gồm: (i) điều khoản tài chính Hợp đồng Dịch vụ Phát triển mỏ lô Jufeyr dự kiến trình và đàm phán với NIOC; (ii) sản 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 chính gồm: hiện giá thuần chiết khấu 10%/năm (NPV@10%), tỷ suất doanh lợi nội tại (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 đầu vào 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 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 35 USD/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 phí vốn đầu tư, hưởng tiền công khi đã bàn giao lại quyền khai thác mỏ cho NIOC. 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: Bảng 7 : Thẩm định chi phí thực tế Đơn vị: triệu USD Nguồn: Báo cáo dự án Jufyer 2008 Lãi suất tính chi phí sử dụng vốn: LIBOR +0.75%, tương đương 5.75%/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 vào khai thác. Chi phí tư vấn: 2 triệu USD. Thuế thu nhập doanh nghiệp (TNDN) tại Việt Nam: 28%. Chỉ phải nộp phần chênh lệch giữa Thuế TNDN tại Việt Nam và Thuế TNDN đã nộp tại nước đầu tư. * Tính toán đỘ nhẠy Việc phân tích độ nhạy nhằm xem xét ảnh hưởng của các thông số như Capex + Non Capex (chi phí vốn đầu tư), Opex (chi phí vận hành) và tiền công đến 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 PVEP - 50% TH1 TH2 TH3 TH4 TH5 TH6 Tiền công - triệu USD 157.60 157.60 157.60 149.72 141.84 133.96 Phí vốn - triệu USD 86.71 86.71 86.71 86.71 86.71 86.71 NPV @ 10% - triệu USD 18.85 9.59 17.58 25.05 21.99 18.93 IRR - % 14.46 12.11 14.63 16.49 15.74 14.97 Thời gian hoàn vốn - năm 6.89 7.19 6.94 6.68 6.78 6.89 Nguồn: Báo cáo dự án Jufyer 2008 Kết quả cho thấy trong tất các trường hợp trên dự án vẫn đem lại hiệu quả kinh tế cho PVEP với NPV 10% đạt từ 9.59 triệu USD đến 25.05 triệu USD, IRR đạt từ 12.11% đến 16.49%. Thời gian hoàn vốn từ 6.68 năm đến 7.19 năm. NhẬn xét Nhìn chung, dự án có tính khả thi đối với phương án tham gia góp vốn 50% cổ phần của PVEP. Nếu PVEP có thể thu xếp được nguồn vốn vay với các điều kiện lãi suất tốt và đàm phán được với đối tác về mức tham gia, chi phí 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 đàm phán và thống nhất được nội dung Hợp đồng thăm dò lô Kossor với các điều khoản 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; Điều 3.4 – Tuyên bố Ngày Hiệu lực; Điều 4 – Tuyên bố và Đảm bảo; Điều 8 – Ủy ban 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 – Bảo mật; Điều 24 – Luật áp dụng và trọng tài; Điều 25 – Thông báo và người chịu trách 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 hạn trên 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 phần cam kết công việc tối thiểu vào cuối pha 1 của giai đoạn thăm dò trừ trường hợp do bất khả kháng hoặc do Uzbekneftegaz hoặc do các lý do ngoài tầm kiểm của nhà thầu (hợp lý) thì nhà thầu phải trả cho Uzbekneftegaz một khoản tiền tương đương với phần công việc không thực hiện qui định trong phần 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) hoặc không thực hiện pha 2 với điều kiện là các cam kết công việc tối thiếu hoặc các cam kết tài chính tối thiểu đã được thực hiện. Trong thời gian pha 2 của giai đoạn thăm dò nhà thầu có thể lựa chọn chấm dứt Hợp đồng và không thực 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 điều kiện đã hoàn thành Cam kết công việc tối thiểu hoặc Cam kết tài chính tối thiểu. Phương pháp tính Sử dụng thông số đầu vào bao gồm điều khoản tài chính hợp đồng và cam 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 chính thường 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 tiền mong đợi chiết khấu (EMV); Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng (15 năm) hoặc vào các năm 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 tố đầu 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 thác được 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, сhi tiết như sau: Bảng 10: Chi phí các phương án phát triển 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 Chi phí phát triển 390,13 578,68 649,36 555,78 493,89 344,75 Chi phí vận hành 251,73 368,31 441,72 366,97 325,25 205,55 Chi phí dỡ mỏ 47,64 68,54 77,06 66,14 59,64 42,88 Chi phí dự phòng 19,21 28,63 32,17 27,49 24,39 16,94 Tổng Chi phí dự án 793,80 1140,27 1307,40 1112,48 999,27 695,21 Nguồn báo cáo Dự án Uzbekistan 2008 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 tới Uzbekistan, khí khai thác được trên toàn bộ lãnh thổ Uzbekistan được bán cho Gazprom với mức giá 210 USD/Nghìn mét khối khí tương đương 5,95 USD/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. Báo cáo 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 Hợp đồng, 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 kiến của PVEP - Với chiết khấu dòng tiền (@10% đạt từ 100,41 triệu USD đến 328,38 triệu USD. - Với chiết khấu dòng tiền (@15%) đạt từ 17.65 triệu USD đến 123.34 triệu 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 công nghiệp 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 của các thông số như chi phí vốn đầu tư (Capex), chi phí vận hành (Opex), giá khí đến 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 Chi phí vốn đầu tư – Capex là yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu quả kinh tế của Nhà 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 đến hiệu quả kinh tế của dự án (Xem biểu đồ phân tích mức độ ảnh hưởng của các thông số giá khí, Opex và Capex đến IRR ở phương án 1). Hình 2: Ảnh hưởng của Giá khí, Capex và Opex đến IRR Phần chia lợi nhuận giữa PVEP và UNG đang được giả định ở mức 50%:50%, do đó chúng tôi khảo sát thêm các tỷ lệ chia khí lãi khác nhau ở phương 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 được giả định ở mức độ thận trọng/an toàn. Kết quả đánh giá kinh tế cho thấy việc đầu tư vào dự án lô Kossor mang lại hiệu quả cho nhà đầu tư, điều này được thể 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 đến 328,28 triệu USD. + Khi chiết khấu 15% lợi nhuận PVEP đạt từ 17.65 triệu USD đến 123.34 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 trong hoạt 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 thu của 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 khai thác 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 - 41.27 USD/thùng. Phương án phát triển khai thác Các phương án phát triển khai thác sau được dùng trong đánh giá kinh tế gồm: Phương án 1 (cơ sở): khai thác trữ lượng (PDP+PUD) theo tính toán của Anadarko, khoan thêm 91 giếng khai thác. Phương án 2 : khai thác trữ lượng (PDP+PUD) theo tính toán của Anadarko, khoan thêm 131 giếng khai thác và 15 giếng bơm ép nước. Sản lượng Business Plan PA 1 PA 2 Sản lượng đỉnh - Nghìn thùng/ngày 62.70 57.89 59.22 Tổng sản lượng (18%, Anadarko)- triệu thùng 37.76 33.03 37.34 * Chi phí Chi phí dự kiến cho các hạng mục chính dùng trong tính toán kinh tế ứng với 18% cổ phần của Anadarko trong Petroritupano S.A : Bảng 14 : Dự kiến chi phí Đơn vị : Triệu USD Chi phí Business Plan PA 1 PA 2 Chi phí - triệu USD 253.98 233.43 277.68 - UTC - USD/thùng 6.66 6.96 7.35 Chi phí đầu tư 53.66 49.95 74.07 Chi phí vận hành 197.95 154.59 174.73 CP sửa chữa giếng (bổ sung) - 25.51 25.51 Chi phí đào tạo 2.38 2.38 2.38 Chi phí tư vấn 1.00 1.00 Nguồn: Báo cáo thăm dò Anadarko, Venezuela Mức chi phí trên được tính toán dựa trên cơ sở đơn giá tham khảo của Business Plan. có điều chỉnh cần thiết của PVEP để đảm bảo sự thận trọng trong đánh giá. * Điều kiện tài chính hợp đồng Điều kiện tài chính hợp đồng liên doanh: Vốn lưu động (Working Capital): Tại thời điểm tính toán giá cơ sở, vốn lưu động được giả định bằng 0 USD (Theo thông lệ mua bán tài sản, nếu số vốn lưu động của Công ty được xác định là lớn hơn không (“0”) thì Người mua phải trả thêm cho Người bán số tiền tương đương với giá trị của số vốn này. Ngược lại, nếu Công ty còn tồn đọng các khoản nợ đối với bên thứ ba thì giá trị mà Người mua phải thanh toán cho Người bán sẽ được khấu trừ một khoản tiền tương ứng với các khoản nợ này). Chi phí thuê tư vấn, thu xếp tài chính...: 1 triệu USD . Tỷ lệ trượt giá: 0%/năm. Anadarko Venezuela không có tài sản nào khác ngoài 18% cổ phần trong Petropitutano SA. Tạm thời chưa tính voucher 58 triệu USD trong giá trị tài sản (chờ làm rõ về điều kiện chuyển đổi) * Thông số khác: Số dư tài sản: Tại thời điểm 31/12/2006, theo Báo cáo tài chính có kiểm toán Công ty Petroritupano do KPMG thực hiện, số dư tài sản là 464 triệu USD, trong đó, phần đã khấu hao là 50.55 triệu USD. Tương ứng 18% của Công ty Anadarko, số dư tài sản là 83.55 triệu USD, trong đó phần đã khấu hao là 9.1 triệu USD. Do vậy, số dư tài sản đưa vào khấu hao tiếp từ năm 2008 ước tính là 74.45 triệu USD. Giá dầu: 38,38 USD/thùng và 41,27 USD thùng ( tương ứng giá dầu WTI 60 USD/thùng và 65 USD/thùng). * Giá trị tài sản Trên cơ sở các thông số đầu vào và giả định nêu trên, Giá trị tài sản (bao gồm cả số dư tài sản 74.45 triệu USD nêu trên) được tính toán và tóm lược trong bảng dưới đây: Bảng 15 : Phân tích các phương án đầu tư Đơn vị: Triệu USD Giá trị tài sản - Triệu USD Business Plan - tham khảo PA 1 - Cơ sở PA 2 - tham khảo P = $ 38,32 P = $ 41,27 P = $ 38,32 P = $ 41,27 P = $ 38,32 P = $ 41,27 NPV @ 0% 223.47 241.25 198.60 214.22 214.25 231.83 NPV @ 10% 121.62 131.73 105.82 114.75 108.97 118.84 Nguồn: Báo cáo thăm dò Anadarko, Venezuela Kết quả tính toán trên cho thấy với tỷ lệ chiết khấu 10%/năm giá trị tài sản ở Phương án 1 (cơ sở) là 105.82 triệu USD ở mức giá dầu 38.32 USD/thùng (tương ứng mức giá dầu WTI 60 USD/thùng). Nếu áp dụng mức giá dầu 41.27 USD/thùng ( tương ứng giá dầu WTI 65 USD/thùng), giá trị tài sản theo tính toán là 114.75 triệu USD. Theo tính toán, doanh thu bán dầu từ dự án đủ để Anadarko trang trải toàn bộ chi phí đầu tư vào dự án từ năm 2008 trở đi (xem biểu đồ dòng tiền của Anadarko theo Phương án cơ sở dưới đây). * Khảo sát độ nhạy Kết quả phân tích cho thấy giá dầu (yếu tố không kiểm soát được) và sản lượng khai thác là yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến giá trị tài sản của Nhà thầu. Chi phí đầu tư (Capex) và vận hành (Opex) không ảnh hưởng lớn đến giá trị tài sản. Kết quả khảo sát độ nhạy theo capex, opex, và trượt giá (2%/năm, cap giá dầu WTI ở 80 USD/thùng - tương ứng giá dầu API 16o 51.65 USD/thùng): * Khảo sát phạm vi giá mua Kết quả khảo sát giá mua theo tỷ lệ chiết khấu dòng tiền từ 12%-18% ở mức giá dầu 38.32 USD/thùng và 41.27 USD/thùng như sau: Bảng 16 : Khảo sát phạm vi giá mua Nguồn: Báo cáo thăm dò Anadarko, Venezuela 2.2.3.2.4 Dự án Gabes bay, Tunisia * HỢP ĐỒNG CHIA SẢN PHẨM Hợp đồng dầu khí được ký kết giữa Nhà thầu và ETAP sau khi có phê duyệt của Bộ Công nghiệp và Năng lượng đối với Convention. Tóm lược Hợp đồng PSC áp dụng cho Lô E1 như sau: Chia sản phẩm Nhà thầu được thu hồi chi phí và chia dầu khí lãi theo tỉ lệ thỏa thuận. Thu hồi chi phí Dầu 50% Khí 55% Chia dầu khí lãi Tỷ lệ R Chia Dầu lãi ETAP Nhà thầu 0 - 1.0 65% 35% 1.0 - 1.5 70% 30% 1.5 - 2.0 75% 25% 2.0 - 3.0 80% 20% trên 3.0 85% 15% Tỷ lệ R Chia Khí lãi ETAP Nhà thầu 0 - 1.0 55% 45% 1.0 - 1.3 60% 40% 1.3 - 1.8 65% 35% 1.8 - 2.3 70% 30% trên 2.3 75% 25% Tỷ lệ R = (Cộng dồn Doanh thu – Cộng dồn thuế Tài nguyên – Cộng dồn thuế thu nhập) / Cộng dồn Chi phí Nghĩa vụ thuế Thuế tài nguyên: do ETAP trả. Dầu Khí Hệ số R Thuế suất Hệ số R Thuế suất 0 – 0.5 2% 0 – 0.5 2% 0.5 – 0.8 5% 0.5 – 0.8 4% 0.8 – 1.1 7% 0.8 – 1.1 6% 1.1 – 1.5 10% 1.1 – 1.5 8% 1.5 – 2.0 12% 1.1 – 2.0 9% 2.0 – 2.5 14% 2.0 – 2.5 10% Trên 2.5 15% 2.5 – 3.0 11% 3.0 – 3.5 13% Trên 3.5 15% Thuế thu nhập: do ETAP trả. Dầu Khí Hệ số R Thuế suất Hệ số R Thuế suất 0 – 1.5 50% 0 – 2.5 50% 1.5 – 2.0 55% 2.5 – 3.0 55% 2.0 – 2.5 60% 3.0 – 3.5 60% 2.5 – 3.0 65% Trên 3.5 65% 3.0 – 3.5 70% Trên 3.5 75% Chi phí đào tạo: 50.000 USD/năm/PSC (Nhà thầu không phải trả cho giai đoạn khảo sát địa chấn lựa chọn). Chi phí này được phép thu hồi. Thu hồi quỹ dỡ bỏ Trong vòng 3 tháng tính từ ngày phê duyệt Kế hoạch dỡ bỏ bởi Ủy ban điều hành, Nhà thầu sẽ mở tài khoản Ngân hàng tại Tunisia và được tính vào Cost Oil. Quỹ dỡ bỏ được thu hồi vào 5 năm cuối (đối với mỏ ngoài khơi) và 3 năm (đối với mỏ thuộc đất liền), ETAP có thể yêu cầu cơ quan có thẩm quyền (Granting Authority) cho phép kéo dài giai đoạn thu hồi trong những năm cuối. Sau khi kết thúc dỡ mỏ, số dư còn lại sẽ được chia giữ ETAP và Nhà thầu theo tỷ lệ phân chia dầu lãi. * PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ KINH TẾ Sử dụng thông số đầu vào bao gồm điều khoản tài chính hợp đồng và cam 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 chính thường được sử dụng trong đánh giá các dự án thăm dò, gồm: hiện giá thuần chiết khấu 10%/năm (NPV@10%), tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR), thời gian hoàn vốn; Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng hoặc vào các năm 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 tố đầu vào đối với hiệu quả đầu tư . * PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN Phương án phát triển khai thác được xây dựng trên giả thiết chỉ có phát hiện dầu tại cấu tạo Sanghou. Thông số khai thác (Dầu) PTKT – Sanghou Tổng Sản lượng (Tr.thùng ) 31,61 Sản lượng đỉnh (Nghìn thùng/ngày) 13,00 Thu hồi Quỹ dỡ bỏ hàng năm được xác định theo công thức sau P= (a*c)/b Trong đó: P: Phân bổ cộng dồn thu hồi chi phí dỡ mỏ a: sản lượng khai thác tại năm thu hồi chi phí dỡ bỏ b: tổng trữ lượng thu hồi trong giai đoạn thu hồi chi phí dỡ bỏ c: chi phí ước tính cho việc dỡ bỏ * DỰ KIẾN CHI PHÍ Bảng 17: Tổng hợp chi phí cho các hạng mục chính Hạng mục Dự án PVEP (60%) VSP (40%) Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Chi phí đầu tư 462.35 464.36 277.41 278.61 184.94 185.74 Chi phí thăm dò, thẩm lượng 105.19 107.20 63.11 64.32 42.08 42.88 Chi phí phát triển 357.16 357.16 214.30 214.30 142.86 142.86 Chi phí vận hành 368.10 371.27 220.86 222.76 147.24 148.51 Chi phí dỡ mỏ 35.96 35.96 21.58 21.58 14.38 14.38 Tổng (Tr.USD) 866.41 871.58 519.85 522.95 346.56 348.63 Nguồn : Báo cáo kinh tế Andanko 2008 * ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ Với thông số đầu vào trên đây, hiệu quả đầu tư dự kiến của PVEP được thể hiện qua các chỉ số kinh tế dưới đây: Bảng 18: Hiệu quả kinh tế Chỉ số Dự án PVEP (60%) VSP (40%) Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle NPV@0% (triệu USD) 340.59 335.27 204.36 201.16 136.24 134.11 NPV@10% (triệu USD) 65.73 59.79 39.44 35.87 26.29 23.91 NPV@15% (triệu USD) 1.39 (4.89) 0.84 (2.93) 0.56 (1.96) IRR 15.1% 14.5% 15.1% 14.5% 15.1% 14.5% Thời gian hoàn vốn (năm) 7.49 9.53 7.49 9.53 7.49 9.53 Nguồn : Báo cáo kinh tế Andanko 2008 Theo kết quả tính toán trên, hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 39,44 triệu USD (tương ứng 204,36 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 15,1%. Trong trường hợp đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án từ thời điểm bắt đầu đầu tư - năm 2008 (Full Cycle) dự án vẫn mang lại hiệu quả cho nhà đầu tư với hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 35,87 triệu USD (tương ứng 201,16 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 14,5%. Kết quả đánh giá chi tiết tại các Bảng 5.1 – 5.2. * PHÂN BỔ DOANH THU BÁN DẦU Doanh thu từ dự án được phân bổ như sau: Bảng 19 : Phân bổ doanh thu Phân bổ Doanh thu của Dự án (Tr.USD) Look Forward Full Cycle Doanh thu của dự án 2,054.69 2,054.69 Chi phí Thu hồi của Nhà thầu 860.03 860.03 Dầu lãi của Nhà thầu 347.82 347.82 Dầu lãi của ETAP (trước thuế) 846.83 846.83 Thuế (ETAP trả) 451.19 451.19 Dầu lãi của ETAP (sau thuế) 395.64 395.64 Nguồn : Báo cáo tài chính Andanko 2009 NHẬN XÉT Việc đầu tư vào dự án thăm dò lô E1 với tiềm năng dầu khí của lô theo đánh giá hiện tại và các điều kiện tài chính hợp đồng đã được thỏa thuận được đánh giá là có tính khả thi: Phương pháp Look Forward: hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 39,44 triệu USD (tương ứng 204,36 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 15,1%. Phương pháp Full Cycle: hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 35,87 triệu USD (tương ứng 201,16 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 14,5%. Trong trường hợp không có phát hiện dầu khí thương mại, tổng chi phí rủi ro PVEP phải gánh chịu dự kiến là 25,98 triệu USD (tương ứng với tỷ lệ tham gia 60%). * Thu xếp vốn, 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 là không 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 công khác. Vì vậy, vốn đầu tư cho công tác thăm dò sẽ được thu xếp từ nguồn vay ưu đãi qua PVFC, dự kiến tổng số khoảng 25,98 triệu USD. Khi dự án bước vào giai đoạn phát triển mỏ (có giấy phép khai thác và trữ lượng dầu khí thương mại được khẳng định) vốn đầu tư cho giai đoạn này sẽ được thu xếp từ nguồn 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 phê duyệt; và (ii) các quy định của Nhà nước về chuyển vốn đầu tư ra nước ngoài tại Nghị định 22/1999/NĐ-CP ngày 14/4/1999, Thông tư số 01/2001/TT-NHNN ngày 19/1/2001 của Ngân hàng Nhà nước. Việc dùng doanh thu từ dự án để đầu tư tiếp và._.