- Đối với dự án có điều kiện đặc biệt về chính trị thì không cần thỏa mãn các điều kiện về hiệu quả đầu tư, tuy nhiên phải có phương án triển khai cụ thể,
3.2.4Ví dụ minh họa: Báo cáo Đầu tƣ điều chỉnh Dự án thăm dò khai thác dầu khí Lô 09.2/09, Bể Cửu Long
dầu khí Lô 09.2/09, Bể Cửu Long
3.2.4.1 Tổng quan về hợp đồng
Lô 09-2/09 có tổng diện tích khoảng 992 km2 với độ sâu mực nước biển khoảng 50-70m. Lô 09-2/09 phía Bắc giáp mỏ Rạng Đông (Lô 15.2), phía Tây giáp
64
mỏ Bạch Hổ (Lô 09.1) và phía Đông Nam là đới nâng Côn Sơn và cách Vũng Tàu khoảng 140 km về phía Đông Nam.
Hợp đồng Chia Sản phẩm Dầu khí (PSC) Lô 09-2/09 được ký ngày 06/08/2009 giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP). Ngày hiệu lực của Hợp đồng là ngày 21/8/2009 (ngày Bộ Công thương cấp Giấy Chứng nhận Đầu tư số 00007).
Nhà điều hành : PVEP ủy quyền cho công ty dầu khí Hồng Long – nay là công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu Khí Trong nước (PVEP POC) thực hiện các quyền và nghĩa vụ của Người điều hành.
Thời hạn của Hợp đồng: 25 năm đối với dầu và 30 năm đối với khí (có thể được gia hạn tới 5 năm).
Giai đoa ̣n Tìm kiếm Thăm dò của Hợp đ ồng là 05 (3+2) năm kể từ ngày có Hiệu lực, ngày 21/08/2009 và sẽ kết thúc vào ngày 21/8/2014, được chia thành 02 Pha nhỏ:
- Pha 1: từ 21/8/2009 – 20/8/2012 (03 năm)
- Pha 2: từ 21/8/2012 – 20/8/2014 (02 năm) có thể được gia hạn nhưng không quá 2 năm.
Cam kết công việc tối thiểu cho Giai đoạn Tìm kiếm Thăm dò theo Hợp đồng tại bảng 3.10 dưới đây.
Pha Thời hạn Công việc tối thiểu Chi phí chắc chắn (USD)
Chi phí dự phòng (USD)
Nghiên cứu địa chất, địa vật lý
Khoan 02 giếng khoan thăm dò 20.000.000 Dự phòng thu nổ, xử lý và minh
giải 500km2 tài liệu địa chấn 3D 5.000.000
Tổng 20.000.000 5.000.000
Khoan 01 giếng thăm dò 10.000.000
Dự phòng khoan 02 giếng khoan 20.000.000
Tổng 10.000.000 20.000.000 Pha 2 - 02 năm (Lựa chọn) Từ ngày 21/08/2012 đến ngày 20/08/2014 Pha 1 - 03 năm (chắc chắn) Từ ngày 21/08/2009 đến ngày 20/08/2012
Bảng 3.10. Cam kết Công việc và Tài chính Pha 1 và Pha 2 – GĐ TKTD Lô 09.2/09
65
Quy định về gia hạn tại Hợp đồng và quản lý đầu tư dự án dầu khí trong nước của Tập đoàn: việc gia hạn Giai đoạn Tìm kiếm Thăm dò có thể được gia hạn tối đa 02 năm và theo quyết định số 5524/QĐ-DKVN ngày 08/8/2013 về việc Quy định quản lý Đầu tư Dự án Dầu khí trong nước của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, theo đó, “Báo cáo Đầu tư điều chỉnh & xin gia hạn Pha 2 – Giai đoạn Tìm kiếm Thăm dò Lô 09-2/09, bể Cửu Long, ngoài khơi Việt Nam” được xây dựng với mục đích đánh giá lại kết quả hoạt động Tìm kiếm Thăm dò trong 05 năm đầu tiên (Pha 1 & Pha 2), đánh giá tiềm năng dầu khí của Lô, cũng như đề xuất kế hoạch triển khai tiếp theo.
3.2.4.2 Tóm tắt các thông số kỹ thuật
Đánh giá cập nhật tiềm năng dầu khí
Từ kết quả minh giải tài liệu địa chấn (2D và 3D) Lô 09-2/09 bao gồm 06 cấu tạo/ triển vọng dầu khí bao gồm: cấu tạo Kình Ngư Trắng (KNT), Kình Ngư Trắng Nam (KTN), Kình Ngư Đen (KND), Cá Ông Đôi (COD) và 02 triển vọng Song Ngư (SN), Lead A, trong đó triển vọng Lead A được minh giải trên tài liệu địa chấn 2D. Tính tới ngày 31/12/2013, Lô 09-2/09 đã có 2 phát hiện dầu khí: KNT và KTN.
- Đánh giá trữ lƣợng dầu khí tại chỗ
Phát hiện Kình Ngư Trắng: trữ lượng KNT được PVEP phê duyệt cuối năm 2013, đang trình chờ PVN phê duyệt. Theo đó, tổng trữ lượng cấp 2P đạt 158,28 triệu thùng dầu và 224,58 tỷ bộ khối khí. Trong đó, đối tượng chính là các tập cát kết Basal sand và Arkose sand thuộc Oligocen dưới và móng.
Phát hiện Kình Ngư Trắng Nam:Kết quả đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ phát hiện Kình Ngư Trắng Nam, tạm tính sau kết quả phát hiện của 02 giếng khoan KTN-1X và KTN-2X (giếng KTN-3X đang tiến hành khoan) đạt 279 triệu thùng tại chỗ cấp 2P. Trong đó, phát hiện lớn nhất trong tập cát kết Basal sand thuộc Oligocene dưới, trữ lượng tại chỗ đạt 246,6 triệu thùng - cấp 2P.
66 - Đánh giá tiềm năng dầu khí tại chỗ (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí của Lô 09-2/09 bao gồm 04 cấu tạo: Song Ngư, Lead A, Kình Ngư Đen, Cá Ông Đôi. Tổng tiềm năng dầu khí đạt 865,6 triệu thùng, hệ số thành công dao động từ 17-45%. Kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí và xếp hạng cấu tạo được trình bày như trong bảng 3.11 dưới đây.
Cấu tạo OIIP (tr. thùng) POS (%) Xếp hạng
Song Ngƣ 250,3 45 1
Lead A 203,4 37 3
Kình Ngƣ Đen 275,9 40 2
Cá Ông Đôi 136,0 17 4
Bảng 3.11. Trữ lƣợng dầu khí tại chỗ phát hiện Kình Ngƣ Trắng Lô 09.2/09
Với kết quả đánh giá tiềm năng ở thời điểm hiện tại, 02 cấu tạo Song Ngư và Kình Ngư Đen được lựa chọn để khoan thăm dò trong 02 năm gia hạn Pha 2 – Giai đoạn TKTD Lô 09-2/09 từ 21/8/2014 đến 20/8/2016.
Công nghệ mỏ - Ý tưởng phát triển khai thác
Phụ thuộc vào kết quả khoan thăm dò thẩm lượng, các phương án sản lượng khai thác được đánh giá với các trường hợp sau (các cấu tạo KNT Trung Tâm, KNT Nam phát triển với trữ lượng tại chỗ cấp 2P ước tính sau khi khoan 5 giếng thăm dò thẩm lượng, các cấu tạo Song Ngư, Kình Ngư Đen và Lead A phát triển với trữ lượng tại chỗ tiềm năng cấp 3P):
- Phương án 1: phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam, Song Ngư, Kình Ngư Đen và Lead A.
- Phương án 2: phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam, Song Ngư và Kình Ngư Đen.
67
- Phương án 4: phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam và Song Ngư. - Phương án 5: phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam và Kình Ngư Đen. - Phương án 6: phát triển KNT Trung Tâm và KNT.
Theo đó, sản lượng khai thác dự kiến cho các Phương án được thể hiện trong Bảng 3.12 dưới đây. Hệ số thu hồi dầu SL dầu thu hồi/giếng Dầu Khí Dầu Khí KT BE Tr.Thùng Tỷ bộ khối Tr.Thùng Tỷ bộ khối
PA1 KNT TT + KNT Nam + SN + KND + Lead A 56 8 52.801 986 225 168,57 212,26 17% 2,63
PA2 KNT TT + KNT Nam + SN + KND 46 8 51.944 783 225 142,84 184,80 18% 2,65
PA3 KNT TT + KNT Nam + SN + Lead A 45 8 53.490 855 225 145,46 187,62 17% 2,74
PA4 KNT TT + KNT Nam + SN 35 8 52.074 652 225 118,77 159,02 18% 2,76
PA5 KNT TT + KNT Nam + KND 34 8 43.355 532 225 104,76 143,83 20% 2,49
PA6 KNT TT + KNT Nam 23 8 33.077 401 225 80,35 117,65 20% 2,59
PA Cấu tạo
Số giếng Lưu lượng khai thác đỉnh (thùng/ngày)
Trữ lượng tại chỗ Trữ lượng thu hồi
% Tr.Thùng
Bảng 3.12. Tóm tắt kết quả đánh giá sản lƣợng khai thác Lô 09.2/09
Ý tưởng Phát triển khai thác
Ý tưởng phát triển khai thác mỏ được xây dựng dựa trên cơ sở giả thiết các trường hợp phát hiện dầu khí trong Chương trình Thăm dò – Thẩm lượng với tiềm năng Dầu khí như đã tính toán ở phần trình bày trên. Phát triển tổng thể toàn Lô theo giai đoạn, phụ thuộc vào lịch trình triển khai công tác Thăm dò, Thẩm lượng các cấu tạo và cơ sở hạ tầng dịch vụ hiện có của khu vực. Ý tưởng phát triển khai thác được đưa ra như sau:
- Phương án 1: Phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam, Song Ngư, Kình Ngư Đen và Lead A. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 05 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam, KNTTT, Kình Ngư Đen, Song Ngư và Lead A.
68 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
- Phương án 2: Phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam, Song Ngư và Kình Ngư Đen. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 04 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam, KNTTT, Song Ngư và Kình Ngư Đen.
- Phương án 3: Phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam, Song Ngư và Lead A. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 04 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam, KNTTT, Song Ngư và Lead A.
- Phương án 4: Phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam và Song Ngư. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 03 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam, KNTTT và Song Ngư.
- Phương án 5: Phát triển KNT Trung Tâm, KNT Nam và Kình Ngư Đen. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 03 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam, KNTTT và Kình Ngư Đen.
- Phương án 6: Phát triển KNT Trung Tâm và KNT Nam. Bao gồm tàu xử lý, chứa và xuất bán dầu FPSO (thuê) và 02 giàn đầu giếng trên các cấu tạo KNT Nam và KNTTT.
Trên cơ sở các phương án thiết bi ̣ phát triển khai thác theo các phương án trữ lươ ̣ng đã được xây dựng , chi phí tính toán dựa trên phần mềm Que $tor, tham khảo các tài liệu , thông tin ta ̣i các mỏ dầu lân cận , chi phí dự kiến cho các phương án phát triển được tính toán/tổng hợp và đưa ra tại bảng 3.13 sau.
69 Chỉ tiêu đầu vào Đơn vị PA 1 PA 2 PA 3 PA 4 PA 5 PA 6 1 Trữ lượng dầu thu hồi
triệu thùng 168,6 142,8 145,5 118,8 104,8 80,3 2 Trữ lượng khí thu hồi tỷ bộ khối 212,3 184,8 187,6 159,0 143,8 117,7 3 Năm bắt đầu khai thác năm 2017 2017 2017 2017 2017 2017 4 Số năm khai thác năm 18 18 18 18 18 15 5 Chi phí toàn dự án triệu USD 5.1 Thăm dò -“- 5.2 Phát triển -“- 2.277,2 1.767,6 1.901,6 1.385,4 1,340,2 950,7 5.2.1 Chi phí khoan -“- 1.229,4 985,3 1.056,0 811,9 784,8 610,3 5.2.2 Chi phí thiết bị -“- 1.047,8 782,3 845,6 573,5 555,4 340,4 5.3 Vận hành -“- 2.414,6 2.322,2 2.307,7 2.220,9 2.106,3 1.600,4 5.4 Dọn mỏ -“- 238,5 192,6 196,9 150,3 146,5 103,7
Bảng 3.13. Tổng hơ ̣p chi phí dự kiến cho các phƣơng án phát triển Lô 09.2/09
3.2.4.3 Đánh giá kinh tế - rủi ro thăm dò
Thông số kinh tế đầu vào
Căn cứ quy định tại quyết định số 7069/QĐ-DKVN ngày 02/10/2013 của PVN, giá dầu được sử dụng cụ thể như sau:
- Giá dầu tham chiếu: Brent
- Giá dầu năm 2014, 2015, 2016: theo dự báo ngắn hạn của Wood Mackenzie - Giá dầu từ năm 2017: 91,52 USD/thùng dầu
70
Chỉ tiêu Đơn vị Năm 2014 Năm 2015 Năm 2016 Từ năm 2017 trở đi
Giá dầu USD/ Bbl 103,25 100 92 91,52
- Tỷ suất chiết khấu: 11,5% ( = 10% WACC + 1% Re + 0% Ro) - Trượt giá dầu, khí: 0%/năm
- Trượt giá chi phí: 0%/năm
- Các điều khoản phân chia: được quy định theo hợp đồng PCS Lô 09.2/09 - Chi phí quá khứ: được cập nhật theo Báo cáo thực tế hàng năm
- Thời điểm đánh giá kinh tế: 2014
Kết quả đánh giá kinh tế
Kết quả đánh giá cho thấy, các phương án được xem xét đều mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà đầu tư, thể hiện qua các chỉ tiêu NPV@11,5%_PVEP Full Cycle đạt từ 38,6 – 191,4 triệu USD, IRR_PVEP FC đạt từ 12,05% – 13,49% (phương án 6 mặc dù không mang lại hiệu quả Full Cycle cho nhà đầu tư, tuy nhiên theo đánh giá Look Forward, dự án vẫn mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà thầu, thể hiện qua chỉ tiêu NPV@11,5%_LF là 198 triệu USD, IRR LF là 16,16%). Hiệu quả dự án mang lại cho PVN và chính phủ ở các phương án được thể hiệu qua chỉ tiêu NPV@11,5%_Full Cycle đạt từ 1.338,8 – 2.597,8 triệu USD. Chi tiết đánh giá thể hiện tại bảng 3.14 dưới đây.
71
Bảng 3.14. Tổng hơ ̣p kết quả đánh giá kinh tế Lô 09.2/09
Đánh giá rủi ro thăm dò.
Kết hợp các phương án thăm dò/thẩm lượng và xác suất xảy ra đối với từng phương án, kết quá đánh giá Giá trị đồng tiền mong đợi chiết khấu tại mức chiết khấu tối thiểu (EMV@11,5%_ Full Cycle) đạt 60,92 triệu USD (> 0), cho thấy rủi ro thăm dò của dự án là có thể chấp nhận được, thỏa mãn tiêu chí lựa chọn đối với dự án tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng theo Quyết định số 7069/QĐ-DKVN ngày 02/10/2013 của PVN. Chi tiết đánh giá ta ̣i bảng 3.15 dưới đây.
72
Bảng 3.15. Cây quyết định – Rủi ro thăm dò Lô 09.2/09
Phân tích độ nhạy (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Phân tích độ nhạy để khảo sát tác động của sự biến động các thông số đầu vào trong phạm vi dự kiến đến hiệu quả kinh tế dự án. Ảnh hưởng biến động của các yếu tố tới chỉ số EMV@11,5% Full Cycle _PVEP được thể hiện tại hình 3.8 dưới đây:
73
Kết quả phân tích độ nhạy cho thấy giá dầu và sản lượng dầu là 2 yếu tố có ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu quả kinh tế của dự án. Biểu đồ cho thấy, nếu giá dầu/sản lượng dầu biến động giảm 5% so với đánh giá ban đầu sẽ làm giá trị EMV của dự án giảm xuống ngưỡng 0 (đủ đảm bảo bù đắp rủi ro).
Chi phí Capex có tác động khá lớn, chi phí Opex có ảnh hưởng ít hơn tới hiệu quả kinh tế của dự án trong các phương án phát triển. Như vậy, việc gia tăng sản lượng dầu hoặc thực hiện tiết kiệm/tối ưu chi phí nếu thực hiện được sẽ có tác động tích cực đến hiệu quả kinh tế dự án.
3.2.4.4 Thu xếp vốn
Do dự án đang trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò, đánh giá kinh tế được phân tích với mục đính đánh giá rủi ro cho nhà đầu tư trong giai đoạn này. Do dự án trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò có mức độ rủi ro rất lớn, khả năng thu xếp được vốn vay là không khả thi nên nguồn vốn của dự án trong giai đoạn này được thu xếp từ 100% vốn tự có của PVEP.
3.2.4.5 Nhận xét chung
Các phương án được xem xét đều mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà đầu tư, thể hiện qua các chỉ tiêu NPV@11,5%_PVEP Full Cycle đạt từ 38,6 – 191,4 triệu USD, IRR_PVEP Full Cycle đạt từ 12,05% – 13,49%. (Phương án 6 mặc dù không mang lại hiệu quả Full Cycle cho nhà đầu tư, tuy nhiên theo đánh giá Look Forward, dự án vẫn mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà thầu, thể hiện qua chỉ tiêu NPV@11,5%_ Look Forward là 198 triệu USD, IRR Look Forward là 16,16%).
Theo đánh giá rủi ro, chỉ tiêu EMV@11,5%_ Full Cycle đạt 60,92 triệu USD (> 0), cho thấy rủi ro thăm dò của dự án là có thể chấp nhận được, thỏa mãn tiêu chí lựa chọn đối với dự án tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng theo Quyết định số 7069/QĐ- DKVN ngày 02/10/2013 của PVN.
Với những phân tích về kỹ thuật, kinh tế như trên, việc tiếp tục hoàn tất các hoạt động khoan trên phát hiện Kình Ngư Trắng, Kình Ngư Trắng Nam và thực
74
hiện các hoạt động thực địa, khoan tại 04 cấu tạo/triển vọng mới (SN, KND, COD và Lead A) là cần thiết, nhằm sớm khẳng định bức tranh tiềm năng dầu khí của Lô , đưa các phát hiện này vào phát triển khai thác với phương án phát triển tối ưu.
3.3 Đánh giá thƣ̣c tra ̣ng công tác phân tí ch hiê ̣u quả dƣ̣ án đầu tƣ ta ̣i Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí