a) Hiệu quả kinh tế dự kiến (trường hợp không vay vốn)
Với các thông số đầu vào trên đây, hiệu quả kinh tế dự kiến của dự án được tóm lược như sau (xem chi tiết tại Bảng VI.1-VI.6):
Đơn vị: NPV triệu USD
Phương án 1A 1B 2A 2B 3A 3B Nhà thầu NPV (r=0%) 825,8 832,4 1.551,0 1.552,4 2.068,4 2.069,0 NPV (r=10%) 6,0 12,4 138,1 139,4 214,2 214,8 IRR (%) 10,2% 10,5% 14,3% 14,4% 15,5% 15,6% PVEP NPV (r=0%) 463,3 466,9 862,2 862,9 1.146,7 1.147,1 NPV (r=10%) 11,6 15,1 84,2 84,9 126,1 126,4 IRR (%) 10,9% 11,2% 15,0% 15,1% 16,2% 16,2%
Thời gian hoàn vốn (Năm) 11,3 11,1 9,4 9,4 9,1 9,1
Phần thu PV&CP (r=0%) 596,3 601,2 1.120,3 1.121,3 1.493,8 1.494,3
Phần thu PV&CP (r=10%) 95,8 97,0 193,9 194,2 261,1 261,2
Với điều kiện tài chính và các thông số đầu vào như trên, kết quả đánh giá cho thấy các phương án đều mang lại hiệu quả kinh tế cho PIDC.
b) Giá trị đồng tiền mong đợi
Giá trị đồng tiền mong đợi (EMV r=10%) của PIDC là 27,3 triệu USD cho thấy rủi ro thăm dò của dự án là có thể chấp nhận được với mức chi phí rủi ro dự kiến là 54 triệu USD.
Unrisked Risked NPV @10%NPV @10% 45% 16,1% 126,4 20,3 Hắc Long 65% 55% Hồng Long 19,7% 84,9 16,7 35% 45% 8,7% 84,9 7,4 Hắc Long 55% 55% Bạch Long 10,6% (44,9) (4,8) 45% 45% 13,2% 15,1 2,0 Hắc Long 65% 55% Hồng Long 16,1% (44,9) (7,2) 35% 45% 7,1% (44,9) (3,2) Hắc Long 55% 8,7% (44,9) (3,9)
EMV = 27,3 (triệu USD) 100,0%
Hồng Long Hắc Long P. án 3B P. án 2B BL+Hắc Long Bạch Long P. án 1B (+) (+) (+) (+) (+) (+) (-) (-) (-) (-) (-) (-) (+) (-) (-) (-) (-) (-) 1.3.6.4 Phân tích độ nhạy
Có ba yếu tố chính ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế của dự án. Đó là:
- Chi phí vốn đầu tư (Capex): Đây là yếu tố đầu tiên được xem xét khi nghiên cứu một dự án đầu tư. Trong lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí lượng vốn đầu tư thường chiếm tỷ trọng lớn và là nhân tố tác động đến khả năng huy động vốn như lãi suất, hình thức huy động.
- Chi phí vận hành (Opex): Đây là khoản mục chi phí thường xuyên khi dự án đi vào hoạt động. Thông thường các nhà đầu tư không đủ khả năng tự trang trải, họ thường sử dụng dầu lãi để tái đầu tư hoặc vay vốn trên thị trường với lãi suất phù hợp.
- Giá khí: Là yếu tố thường xuyên biến động. Sự thay đổi của nó sẽ ảnh hưởng lớn tới tính khả thi của dự án.
a). Giá khí
Mức độ ảnh hưởng của giá khí đến các chỉ tiêu kinh tế của dự án được thể hiện trong Bảng 3-7.
Bảng phân tích độ nhạy của dự án với giá khí Bảng 3-7 P.án -20% -10% 0% 10% 20% 1A NPV(r=10%) (24,3) (5,9) 11,6 28,6 45,4 IRR 8,0% 9,5% 10,9% 12,2% 13,4% 1B NPV(r=10%)IRR (20,5)8,3% 9,8%(2,2) 11,2%15,1 12,5%32,1 13,8%48,8 2A NPV(r=10%) 28,4 56,6 84,2 111,6 138,8 IRR 11,8% 13,4% 15,0% 16,5% 17,9% 2B NPV(r=10%) 29,1 57,3 84,9 112,3 139,5 IRR 11,8% 13,5% 15,1% 16,6% 18,0% 3A NPV(r=10%)IRR 12,8%54,4 14,5%90,5 16,2%126,1 17,7%161,3 19,2%196,2 3B NPV(r=10%) 54,8 90,9 126,4 161,7 196,5 IRR 12,8% 14,5% 16,2% 17,7% 19,2%
Như vậy, tại hai trường hợp giá khí giảm 20% và 10% thì phương án 1 cho NPV âm. Các trường hợp khác đều cho kết quả tốt, đảm bảo hiệu quả kinh tế.
b) Chi phí đầu tư (Capex)
Mức độ ảnh hưởng của chi phí đầu tư đến các chỉ tiêu kinh tế của dự án được thể hiện trong Bảng 3-8.
Bảng phân tích độ nhạy của dự án với Capex Bảng 3-8 P.án -20% -10% 0% 10% 20% 1A NPV(r=10%) 38,5 25,2 11,6 (2,2) (16,4) IRR 13,7% 12,2% 10,9% 9,8% 8,9% 1B NPV(r=10%)IRR 14,0%41,3 12,5%28,3 11,2%15,1 10,1%1,7 (12,0)9,2% 2A NPV(r=10%)IRR 18,4%117,2 16,5%100,8 15,0%84,2 13,7%67,5 12,6%50,5 2B NPV(r=10%) 117,7 101,4 84,9 68,2 51,3 IRR 18,5% 16,6% 15,1% 13,8% 12,6% 3A NPV(r=10%)IRR 19,7%165,4 17,8%145,9 16,2%126,1 14,8%106,0 13,6%85,7 3B NPV(r=10%) 165,7 146,3 126,4 106,5 86,2 IRR 19,7% 17,8% 16,2% 14,8% 13,6%
Khi chi phí đầu tư (Capex) tăng 10% và 20% làm cho NPV tại phương án 1 âm. Các trường hợp khác đều cho kết quả khả quan, NPV dương, IRR lớn hơn lãi suất vay.
c). Chi phí vận hành (Opex)
Mức độ ảnh hưởng của giá khí đến các chỉ tiêu kinh tế của dự án được thể hiện trong Bảng 3-9.
Bảng phân tích độ nhạy của dự án với Opex Bảng 3-9 P.án -20% -10% 0% 10% 20% 1A NPV(r=10%) 16,6 14,1 11,6 9,0 6,5 IRR 11,3% 11,1% 10,9% 10,7% 10,5% 1B NPV(r=10%) 20,1 17,6 15,1 12,6 10,0 IRR 11,6% 11,4% 11,2% 11,0% 10,8% 2A NPV(r=10%)IRR 15,3%89,2 15,1%86,7 15,0%84,2 14,9%81,7 14,7%79,2 2B NPV(r=10%) 89,9 87,4 84,9 82,4 79,9 IRR 15,4% 15,2% 15,1% 14,9% 14,8% 3A NPV(r=10%)IRR 16,4%131,5 16,3%128,8 16,2%126,1 16,0%123,3 15,9%120,6 3B NPV(r=10%) 131,9 129,1 126,4 123,7 121,0 IRR 16,4% 16,3% 16,2% 16,1% 15,9%
Tất cả các trường hợp khi Opex thay đổi đều cho kết quả tốt, dự án có hiệu quả kinh tế.
Qua việc khảo sát trên có thể thấy giá khí và chi phí đầu tư có ảnh hưởng mạnh nhất đến hiệu quả kinh tế của dự án. Nhìn chung, dự án đảm bảo hiệu quả kinh tế khi các yếu tố đầu vào dao động trong khoảng từ -20% đến +20%.
1.3.7 Thu xếp tài chính
1.3.7.1 Cơ cấu vốn đầu tư
Dự kiến cơ cấu huy động vốn của PIDC như sau:
Vốn tự có
Vốn tự có được huy động từ Quỹ Đầu tư Phát triển của PetroVietnam (Khi PetroVietnam có doanh thu từ dự án, một phần doanh thu sẽ được dùng để tiếp tục đầu tư theo yêu cầu của dự án).
Vốn tự có được chi trả cho toàn bộ phần đóng góp chi phí của PetroVietnam để thực hiện cam kết thăm dò thẩm lượng và 30% phần đóng góp chi phí phát triển khi dự án đi vào giai đoạn phát triển khai thác.
Vốn vay
Vào giai đoạn phát triển khai thác, dự kiến 70% phần chi phí phát triển mỏ của PIDC sẽ được huy động từ nguồn vốn vay.
Nguồn vốn vay thương mại và vay tín dụng ưu đãi trong nước được đánh giá có tính khả thi trong số các nguồn vốn vay đối với PIDC. Khoản vay thương mại có thể được thu xếp thông qua Công ty Tài chính Dầu khí hoặc ngân hàng Đầu tư Phát triển Việt nam hoặc ngân hàng Ngoại thương. Các điều kiện vay thương mại được dùng trong tính toán dự kiến như sau:
- Thời hạn vay: 5 năm
- Lãi suất: 8%/năm (SIBOR + các khoản phí ) - Thời gian ân hạn: 4 năm
- Phương pháp trả gốc: 5 lần bằng nhau trong 5 năm
Theo tiến độ thu chi dự kiến, nhu cầu huy động vốn vay bắt đầu từ năm 2008, thực hiện trong vòng 03 năm 2008 – 2010. Bắt đầu từ năm 2011 trở về sau, dự án bắt đầu có doanh thu.
1.3.7.2 Tiến độ chi phí
Đơn vị : Triệu USD
Năm Hợp đồng 2006 2007 2008 2009 2010 Tổng cộng
Chi phí Thăm dò + Thẩm lượng 16,3 46,8 43,5 - - 106,5
Chi phí Phát triển mỏ - - 40,4 73,9 22,0 136,3
Vốn tự có - - 12,1 22,2 6,6 40,9
Vốn vay - - 28,3 51,8 15,4 95,4
Chi phí vận hành - - - - 5,5 5,5
Chi phí dỡ bỏ - - - - 1,7 1,7
Tổng chi phí của PIDC 16,3 46,8 83,8 73,9 29,2 250,1
Với cơ cấu vốn đầu tư trên đây, tổng vốn đầu tư cho dự án của PIDC trong giai đoạn 2006-2010 ước tính khoảng 250 triệu USD bao gồm vốn tự có và vốn vay.
1.3.7.3 Hiệu quả kinh tế trong trường hợp vay vốn
Dưới đây là bảng tổng hợp kết quả tính toán hiệu quả kinh tế của ba phương án trong trường hợp vay vốn.
Bảng đánh giá hiệu quả kinh tế trong trường hợp vay vốn
Bảng 3-10
STT Chỉ tiêu ĐVT PA 1 PA 2 PA 3
1 NPV (r= 10%) Triệu USD 16,0 90,4 133,9
2 IRR % 11,4 16,2 17,6
3 Thời gian hoàn vốn (T) Năm 11,7 9,7 9,4
Bảng 3-6 cho thấy các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả kinh tế đều có kết quả tốt trong cả trường hợp vay vốn. Giá trị hiện tại thuần đều cho kết quả dương, tỷ suất hoàn vốn nội bộ có giá trị lớn hơn tỷ suất vay.
Trong cả hai trường hợp tự đầu tư và đầu tư, kết quả tính toán các phương án đều đảm bảo hiệu quả cho dự án. Để lựa chọn trường hợp tối ưu có thể so sánh kết quả tính toán theo bảng dưới đây.
Bảng 3-11 Chỉ tiêu TH tự đầu tư TH vay vốn So sánh +,- % PA 1 NPV(r=10%) (Triệu USD) 11,6 16 4,4 137,93 IRR (%) 10,9 11,4 0,5 104,59
Thời gian hoàn vốn (năm) 11,3 11,7 0,4 103,54
PA 2 NPV(r=10%) (Triệu USD) 84,2 90,4 6,2 107,36
IRR (%) 15 16,2 1,2 108,00
Thời gian hoàn vốn (năm) 9,4 9,7 0,3 103,19
PA 3 NPV(r=10%) (Triệu USD) 126,1 133,9 7,8 106,19
IRR (%) 16,2 17,6 1,4 108,64
Thời gian hoàn vốn (năm) 9,1 9,4 0,3 103,30
Như vậy, trường hợp vay vốn đầu tư có hiệu quả kinh tế cao hơn so với trường hợp tự đầu tư 100% vốn tự có. Trong tất cả các phương án, giá trị hiện tại thuần và tỷ suất hoàn vốn nội bộ trường hợp vay vốn đều cao hơn so với tự đầu tư vốn. Giá trị PIDC thu thêm trong phương án 1 là 4,4 triệu USD, phương án 2 là 6,2 triệu USD và phương án 3 là 7,8 triệu USD. Tỷ suất hoàn vốn nội bộ tăng 0,5% đối với phương án 1, tăng 1,2% đối với phương án 2 và tăng 1,4% đối với phương án 3. Thời gian thu hồi vốn sẽ kéo dài thêm khoảng 4 tháng so với trường hợp tự đầu tư. Đây không phải là thời gian quá dài vì như đã biết đời dự án rất lâu, đến 30 năm.
Qua việc phân tích trên có thể thấy trường hợp PIDC sử dụng vốn vay khi dự án đi vào giai đoạn phát triển khai thác thì hiệu quả dự án sẽ tăng lên so với tự đầu tư. Vì vậy, việc sử dụng vốn vay là có tính khả thi, giúp Công ty cải thiện hiệu quả đầu tư của mình.
1.3.7.4 Nhận xét
Căn cứ kết quả đánh giá/phân tích kinh tế, việc đầu tư thăm dò khai thác dầu khí Lô 103-107 dự kiến mang lại hiệu quả cho PIDC trong tất cả các phương án. Nếu
kết quả khoan thăm dò ở Bạch Long và thẩm lượng ở Hồng Long thành công, dự kiến PIDC thu được lãi ròng chiết khấu NPVr=10% khoảng 85 triệu USD và tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 15,1% trong Phương án trung bình (Phương án 2B).
Nếu kết quả thăm dò thẩm lượng thành công tại cả 3 cấu tạo Hồng Long, Bạch Long, Hắc Long (Phương án 3B), dự án sẽ mang lại hiệu quả kinh tế tương đối cao cho PIDC với mức lãi ròng chiết khấu đạt 126,4 triệu USD và IRR 16,2%.
Ở phương án 1B (phương án tối thiểu), nếu kết quả khoan thăm dò tại cấu tạo Bạch Long không thành công, kết quả thăm dò Hắc Long và thẩm lượng Hồng Long có phát hiện, nhà đầu tư vẫn có lãi với NPVr=10% = 15,1 triệu USD và IRR = 11,2%.
Rủi ro thăm dò của dự án được đánh giá là có thể chấp nhận được thể hiện qua chỉ số Giá trị tiền tệ mong đợi chiết khấu EMVr=10% = 27,3 triệu USD. Hơn nữa, đây là dự án thăm dò ở trong nước và chi phí rủi ro được chia sẻ với sự tham gia 45% cổ phần của Petronas. Tổng chi phí rủi ro của PIDC phải gánh chịu tương ứng với 55% quyền lợi tham gia là 54 triệu USD.
Khi/nếu dự án đi vào giai đoạn phát triển khai thác, việc sử dụng vốn vay là cần thiết và có tính khả thi và dự kiến sẽ giúp cải thiện hiệu quả đầu tư của PIDC
1.3.8 Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội
Bên cạnh hiệu quả kinh tế đem lại cho nhà thầu thì dự án còn đem lại hiệu quả kinh tế - xã hội cho đất nước. Việc đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội của dự án được thực hiện thông qua các chỉ tiêu sau:
1.3.8.1 Mở rộng và tích lũy kinh nghiệm trong dự án tìm kiếm thăm dò dầu khí
Hợp đồng PSC lô 103/107 – Vịnh Bắc Bộ thuộc sự điều hành của PIDC. Dự án được tiến hành sẽ giúp mở rộng hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí để xác định rõ tiềm năng dầu khí trên khu vực Vịnh Bắc Bộ. Nếu dự án thành công thì đây sẽ là lần đầu tiên PIDC trở thành nhà điều hành một dự án thăm dò khai thác dầu khí dưới hình thức PSC tại Việt Nam.
1.3.8. 2.Hiệu quả tạo công ăn việc làm
Khi dự án đi vào vận hành thì nhu cầu về lao động trực tiếp và lao động gián tiếp sẽ rất lớn. Vì vậy, dự án có hiệu quả tạo công ăn việc làm rất rõ ràng, giúp giải quyết một phần tình trạng thất nghiệp tại nước ta.
Bên cạnh đó, nó sẽ góp phần giải quyết lao động cho một lượng cán bộ và công nhân dư thừa tại mỏ Tiền Hải đang bước vào giai đoạn suy giảm.
1.3.8. 3 Góp phần đảm bảo an ninh năng lượng
Nguồn năng lượng dầu mỏ đang ngày càng cạn kiệt. Nó là nguồn nguyên liệu khó thay thế được, tham gia vào nhiểu lĩnh vực trong đời sống xã hội. Vì thế an ninh năng lượng là mối lo lớn đối với nhiều quốc gia trên thế giới. Nước ta đang trong giai đoạn phát triển nhu cầu về năng lượng là rất lớn. Chính vì vậy, để đảm bảo lâu dài cho sự phát triển của đất nước thì thực hiện dự án là một vấn đề cấp thiết góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước.
1.3.8.4 Cung cấp khí cho khu vực phía Bắc
Nguồn cung cấp khí cho khu công nghiệp Tiền Hải và các tỉnh phía Bắc chủ yếu lấy từ mỏ Tiền Hải C. Hiện nay, sản lượng khí khai thác tại khu vực Thái Bình đang ở cuối chu kỳ khai thác. Vì thế nếu dự án được tiến hành thì sẽ góp phần đáp ứng nhu cầu thiếu hụt khí khu vực phía Bắc.
1.3.8.5 Tạo nguồn thu ngoại tệ cho đất nước
Dự án nếu được tiến hành thì sẽ đóng góp một phần nguồn thu ngoại tệ cho đất nước. Đây là một dự án đầu tư trong nước nên dự án sẽ đóng góp cho Nhà nước một khoản tiền ngoại tệ thu từ đánh thuế tài nguyên, thuế thu nhập doanh nghiệp và phần dầu khí lãi của Nhà nước.
1.3.9 Triển khai dự án
1.3.9.1 Bối cảnh và chủ trương triển khai
Hợp đồng PSC lô 103 – 107 được chuẩn bị trong hoàn cảnh ở Vịnh Bắc Bộ còn lại một hợp đồng TKTD có Nhà thầu nước ngoài đầu tư (lô 102&106) và mỏ khí
Tiền Hải nằm trong tình trạng sắp cạn kiệt, không đủ để duy trì nền công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình.
Khu vực Vịnh Bắc bộ nằm trong bể trầm tích lớn của Việt Nam chưa được đầu tư tìm kiếm thăm dò kỹ nên còn tiềm ẩn rất nhiều khả năng có thể trở thành khu vực cung cấp nguồn năng lượng hoá thạch quan trọng cho đất nước. Việc phát hiện các mỏ khí có giá trị thương mại mới trong khu vực Vịnh Bắc Bộ ngoài việc thoả mãn các yêu cầu năng lượng hiện tại của khu vực mà còn cho phép hoạch định chiến lược phát triển lâu dài của ngành công nghiệp khí tại Miền Bắc.
Chủ trương tìm kiếm thăm dò dầu khí ở lô 103 – 107 được hình thành và triển khai trong bối cảnh Chính phủ cho phép Petrovietnam tự đầu tư cho công tác tìm kiếm thăm dò. Tuy nhiên, với quy mô chi phí rủi ro khá lớn, sự tham gia của công ty nước ngoài là cần thiết và cần được khuyến khích.
1.3.9.2 Dự kiến triển khai Hợp đồng và các hoạt động dầu khí
Công tác triển khai sẽ được thực hiện ngay sau khi Hợp đồng có hiệu lực, giai đoạn thăm dò kéo dài trong 6 năm, trong đó:
- Bốn năm đầu là thực hiện các công tác thu nổ ít nhất 400 km² địa chấn 3D (trên khu vực phía Tây và Tây Nam của hai lô), khoan 3 giếng khoan và các công tác nghiên cứu địa chất. Nếu không có các phát hiện dầu khí thương mại thì phía nhà thầu sẽ xem xét khả năng kết thúc Hợp đồng.
- Hai năm tiếp theo: phụ thuộc vào kết quả pha thăm dò đầu tiên, nếu có các