Nguồn: Ban Phát triển khai thác ( PTKT)
Bảng 2. 9: Mức độ tiêu thụ nhiên liệu của các tàu chứa dầu
Nguồn: Ban Phát triển khai thác (PTKT)
EPCI cho WHP/CPP Topsides Jacket + Piles 1 05-1a POC 11,582 34,295 8,547 8.20% VSP Chỉđịnh thầu 11,582 34,295 8,547 2 15.1 (STV) 18,193 22,534 9,682 14.04% J. Ray McDermott
Asia Pacific Pte. Ltd Đấu thầu QT
3 15.1 (STDNE) 28,602 46,970 14,322 17.52% 4 15.1 (STT) 32,767 66,412 14,466 17.52% 5 16.1 22,557 31,471 14,370 17.55% 6 46-2 16,406 25,901 10,404 NA 23,705 38,658 12,649 7 15.2 19,027 26,181 17,422 12.50% VSP Chỉđịnh thầu
8 01&02 23,234 38,574 13,768 11.51% PTSC Mechanical &
Construction Co. Ltd Chỉđịnh thầu 21,131 32,378 15,595 PTSC Mechanical & Construction Co. Ltd Chỉđịnh thầu Hình thức trúng thầu Trung bình POC JOC Trung bình JOC PSC Trung bình PSC STT Dự án/Lô Mô hình quản lý
Đơn giá chi phí
(USD/ton) PMT/Tổng giá trị EPC (%) Nhà thầu STT Lô Mô hình quản lý Tỷ lệ tham gia của PVEP (%) Công suất (BHP) Mức tiêu thụ nhiên liệu (m3) Mức tiêu thụ nhiên liệu/1 đơn vị công suất
(Lít/BHP/ngày) Tên Tàu 10,800 17.00 1.57 Lewek Pelican 8,050 14.50 1.80 Post Verdant 8,050 14.50 1.80 PTSC Thái Bình 8,967 15.33 1.73 8,080 13.00 1.61 PTSC Thái Bình 10,800 18.00 1.67 Lewek Penguin 10,800 18.30 1.69 Lewek Plavor 10,800 18.30 1.69 Sea Chorokee 10,120 16.90 1.67 11,000 8.67 0.79 Greatship Manisha 16,000 13.63 0.85 Skandi Pacific 7,040 8.50 1.21 An Phong 12,000 11.00 0.92 M/V Aquamarine 11,510 10.45 0.94 10,560 10.50 0.99 Seabulk Ravel 13,360 13.00 0.97 Vũng Tàu 01 16,092 18.00 1.12 Thiên Ưng 01 13,337 13.83 1.03 VSP Trung bình POC Trung bình JOC Trung bình PSC 1 2 3 4 5 6 05.1a 15.1 16.1 06-1 15.2 Trung bình VSP JOC 50% 40% POC 100% PSC 20% 17.5% VSP
Ngoài ra, PVEP còn có tính giá thành đơn vị khai thác (UPC được tính trên chi phí khai thác và sản lượng khai thác trong kỳ) của từng dự án/phần PVEP để cập nhật và so sánh với đơn giá của các công ty thăm dò khai thác khác.
Nguồn: Ban ĐTPT
Hình 2. 5: So sánh giá thành đơn vị khai thác của PVEP và Nhà thầu nước ngoài (NTNN)
Trong các năm từ 2013-2017, các Dự án do PVEP là Nhà điều hành có giá thành khai thác cao hơn các Dự án do Nhà thầu nước ngoài điều hành, cụ thể do các lý do sau:
- Đơn giá dịch vụ do các Đơn vị trong ngành cung cấp cho các dự án thuộc PVEP điều hành thường cao hơn giá cung cấp cho các dự án Nhà thầu nước ngoài
điều hành, ví dụ: Tàu dịch vụ, bảo hiểm
- PVEP là doanh nghiệp có quy mô nhỏ hơn so với các nhà thầu nước ngoài, không tận dụng được lợi thế quy mô;
- Trong bối cảnh giá dầu giảm, PVEP đã chủđộng xem xét điều chỉnh/tối ưu kế hoạch phát triển mỏ, giám sát chặt chẽ quá trình thi công khoan và triển khai các hợp đồng phát triển mỏ nhằm tối ưu chi phí đầu tư. Tuy nhiên, một số mỏ khai thác chủ lực trong nước đang vào giai đoạn suy giảm sản lượng, các mỏ còn lại nhỏ, điều kiện phát triển và vận hành ngày càng phức tạp với chi phí lớn.
2.2.3.4. Quản trị nhân lực 0 2 4 6 8 10 12 2013 2014 2015 2016 2017 So sánh UPC của PVEP và NTNN
PVEP áp dụng mô hình tổ chức quản trị dự áự theo ma trận: thành viên của nhóm dự áma tợc tập hợp từ các cán bộ của các bộ phận chức năng khác nhau dưới sự đựều hành của trưởng đại diện/trưởng ban điều hành dự án. Mỗi cán bộ có thể
tham gia cùng lúc vào hai hoặc nhiều dự án khác nhau và chịu sự chỉ huy đồng thời của cả trưởng đại diện dự án và trưởng bộ phận chức năng.
Trong quá trình thực hiện dự án, trực tiếp tham gia thực hiện dự án gồm có các ban chức năng chính như: Ban Tìm kiếm thăm dò (TKTD) đảm nhiệm dự án TKTD, Ban Phát triển khai thác (PTKT) thực hiện dự án các PTKT ngoài ra các ban có liên quan như Công nghệ mỏ (CNM), Khoan sẽ hỗ trợ những nhiệm vụ liên quan. Về quản lý chương trình công tác ngân sách thì Ban Kế hoạch và Quản lý dự
án sẽ tham gia đảm nhận.
Về công đoạn giám sát quản lý dự án nầu tư hiện nay được giao cho Ban Đầu tư phát triển đầu mối, do đó ban đầu mối sẽ huy động người của các ban chức năng sẽ có lịch giám sát định kỳ và có báo cáo Tổng giám đốc.
Ở mỗi giai đoạn khác nhau, trưởng đại diện/trưởng ban điều hành dự ád sẽ huy
động số người phù hợp cho mỗi loại hình dự án. Tuy nhihiộnẽ huy động tối thiểu 1 chuyên viên và 1 lãnh đạo phòng ban chức năng nhằm mục đích đưa ra quyết định nhanh khi cần thiết phải đưa ra quyết định tức thời. Nhân sự mỗi dự áỗ có thể ló thến 14 hoặc 25 người tườiến 14ự phức tạp của dự án, ngoài nhân sự của PVEP còn có nhân sự của các đối tác tham gia cùng.
Về đội ngũ nhân lực: Tính đến 12/2017, PVEP hiện có 1.550 người đang làm việc tại Văn phòng Tổng Công ty, PVEP POC, PVEP OVS, các JOC, các dự án trong nước, nước ngoài.
Xét về tổng thể, nhân sự khối E&P và khối phi kỹ thuật đang gần ngang bằng (46%:54%).
Nguồn: Ban Tổ chức nhân sự và đào tạo
Hình 2. 6: Hình Cơ cấu nhân sự của Tổng Công ty
Tuy nhiên:
- Tại Bộ máy Tổng công ty: Nhân sự E&P làm việc trong các Ban kỹ thuật (CNM, PTKT, TKTD, TTKT, Khoan, Ban điều hành) vẫn đang thiếu hụt, chưa đáp
ứng được với quy mô hoạt động của Tổng Công ty (chỉ chiếm 35,2% tổng nhân sự
tại bộ máy).
- Một số chi nhánh, văn phòng, Công ty có tỷ lệ nhân sự E&P trên tổng số
lượng nhân sự của Đơn vị còn khiêm tốn như: PVEP Sông Hồng (41%); Thăng Long JOC (47%); Vietgazprom (44%)
- Cơ cấu nhân sự theo độ tuổi cho thấy, đội ngũ lao động trẻ chiếm đa số
(17% dưới 30 tuổi; 47% từ 31 - 39 tuổi; 23% từ 40-49 tuổi;13% Từ 50 tuổi trở lên).
Đây là một yếu tố thuận lợi cho việc đào tạo, bồi dưỡng cán bộđể nâng cao trình độ
chuyên môn song điều này cũng cho thấy số lượng lao động có kinh nghiệm thực tế
tại Tổng Công ty không cao, vừa đảm nhiệm công tác quản lý và công tác chuyên môn nên ít có điều kiện đào tạo, hướng dẫn lao động trẻ.
- Về trình độ học vấn: Nguồn nhân lực tại PVEP có trình độ học vấn cao, đa phần được đào tạo bài bản, chính quy trong đó trình độ Tiến sỹ chiếm 3%; Thạc sỹ
chiếm 20%; Đại học chiếm 69%; Cao đẳng, Trung cấp, LĐPT, CNKT chiếm 8%.
- Cơ cấu giới tính: Tỷ trọng về giới tính nam – nữ tại PVEP không chệch lệch nhiều (Nam: 60%, Nữ: 40%). Số lao động nam giới nhiều hơn lao động nữ là phù hợp với đặc thù của Tổng Công ty hoạt động trong lĩnh vực kỹ thuật.
động trẻ của Tổng Công ty. Các cán bộ có bậc lương từ bậc 7 đến bậc 9 chiếm 18% và cần nâng cao hơn hơn đội ngũ có trình độ chuyên môn, nghiệp vụ cao.
Chất lượng nguồn nhân lực từng bước nâng cao đáng kể, với 10 năm trực tiếp
điều hành và tham gia các dự án ở nước ngoài, PVEP xây dựng được một đội ngũ
nhân sự, đặc biệt nhân sự kỹ thuật từng bước được nâng cao. Tuy nhiên, đội ngũ
nhân sự cần tiếp tục được đào tạo trong môi trường quốc tếđể theo kịp quy mô phát triển của Tổng công ty cũng nhưđáp ứng yêu cầu phát triển bền vững và lâu dài.
2.2.3.5. Quản trị hiệu quảđầu tư
Đối với mỗi dự án dầu khí, hiệu quả đầu tư là thước đo cuối cùng và là mục tiêu quản trị dự án đầu tư dầu khí. Trong giai đoạn từ cuối 2014 đến nay, sự biến
động khó lường của giá dầu thô kéo theo sự biến động lớn về giá cả của nhiều loại thiết bị, vật tư, nhiên liệu và dịch vụ liên quan đến hoạt động dầu khí, ảnh hưởng tới tiến độ và hiệu quả các dự án đầu tư.
Định kỳ hàng quý, hàng năm và khi chuyển giai đoạn của các dự án, PVEP
đều có đánh giá cập nhật tổng thể dự án đầu tư, trong đó, nội dung quan trọng là cập nhật hiệu qủa đầu tư các dự án dầu khí.
Hiệu quả đầu tư các Dự án phát triển khai thác dầu khí của PVEP trên cơ sở
cập nhật giá dầu, sản lượng khai thác, chi phí. Trong mỗi báo cáo hiệu quả dự án, PVEP đều có (i) so sánh với thời điểm phê duyệt dự án đầu tư và (ii) xem xét giá trị
hiệu quả đầu tư tại thời điểm tính toán/báo cáo để xác định khả năng đi tiếp của dự
án. Dưới đây là hiệu quả đầu tư của các dự án PTKT thời điểm cập nhật tháng 12/2017 so với hiệu quả đầu tư lúc thực hiện Báo cáo đầu tư (BCĐT) và Báo cáo phát triển mỏ (FDP). Tất cả các dự án đầu tư của PVEP được đánh giá dựa trên chỉ
tiêu Hiện giá thuần chiết khấu tại IRRmin được quy định chi tiết trong Quyết định 7069 của Tập đoàn dầu khí Việt Nam cho từng loại hình dự án. Với dự án PTKT, hiện nay PVEP đang đánh giá dòng tiền thuần chiết khấu tại mức 10%.
(Nguồn: Ban ĐTPT)
Hình 2. 7: So sánh Hiệu quảđầu tư Full cycle giữa FDP/BCĐT với cập nhật của các DA phát triển khai thác- Giảđịnh giá dầu của WMK tại Q4/2017
Hiệu quả đầu tư dự án là tổ hợp của nhiều yếu tốảnh hưởng (tham sốđầu vào (chi phí, sản lượng) và giả định tính toán (giá dầu, giá khí, trượt giá, điều kiện hợp
đồng dầu khí…). Với kết quả cập nhật, đa số các dự án vẫn đảm bảo hiệu quảđầu tư
(trừ DA 9), một số dự án có hiệu quả tăng so với báo cáo ban đầu (DA 1, DA 4, DA 7, DA 8, DA 10) trong đó hiệu quả đầu tư của DA 1 có giá trị lớn, chiếm tỷ trọng lớn trong danh mục DA của PVEP. PVEP cần xem xét duy trì/ tiếp tục đầu tư cho DA 1… và cần tối ưu công việc/chi phí hoặc chuyển nhượng/chia sẻ rủi ro (như DA 9).
Ngoài đánh giá Hiệu quảđầu tư cho các dự án PTKT, PVEP cũng đánh giá rủi ro thăm dò cho các dự án TKTD dựa trên chỉ tiêu EMV chiết khấu tại IRRmin theo Quyết định 7069 của Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Chỉ tiêu EMV là chỉ tiêu đặc trưng của ngành dầu khí và chỉ dành riêng cho dự án TKTD. Nếu chỉ tiêu này mà lớn hơn hoặc bằng 0 thì rủi ro được đánh giá là có thể chấp nhận được còn nếu nhỏ
hơn 0 thì không nên đầu tư vào dự án.
Dưới đây là đánh giá kỳ vọng đầu tư của PVEP thời điểm lập BCĐT và thời
điểm cập nhật tháng 12/2017 : -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 DA 1 DA 2 DA 3 DA 4 DA 5 DA 6 DA 7 DA 8 DA 9 DA 10 DA 11 DA 12
triệu USD Hiệu quảđầu tư của các dự án dầu khí (NPV@10% Full cycle)
FDP/BCĐT Cập nhật
(Nguồn: Ban ĐTPT)
Hình 2. 8: So sánh kỳ vọng đầu tư của các dự án thời điểm lập BCĐT và thời
điểm cập nhật tháng 12/2017
Cập nhật giả định giá dầu ở 2 mức là 60$/thùng và 90$/thùng, kết quả tính toán cho thấy: Kỳ vọng đầu tư toàn đời dự án (EMV, Full cycle): phụ thuộc vào mức giá dầu. Với mức giá dầu 90 USD/thùng, một số dự án dự kiến có kỳ vọng cao hơn BCĐT như Lô 103-107; Lô 09-2/09; Lô 15-1/05. Còn ở mức giá dầu 60$/thùng
đa số các dự án không vượt qua kỳ vọng đầu tư ban đầu của PVEP.
Như vậy ta có thể thấy nguyên nhân ảnh hưởng lớn nhất đến kỳ vọng đầu tư/hiệu quảđầu tư của dự án là 2 yếu tố Giá dầu và Sản lượng. Yếu tố giá dầu là yếu tố PVEP không thể kiểm soát được do đó PVEP có nhận diện và đưa vào đánh giá, nhận diện rủi ro của PVEP còn yếu tố sản lượng là yếu tố phụ thuộc chính vào sự
minh giải của con người, do đó đội ngũ lao động có kinh nghiệm và tài năng cũng
đặc biệt quan trọng và cần thiết với PVEP.
2.2.3.6. Quản trị rủi ro
Ngay từ khi hình thành dự án đầu tư, PVEP đã xem xét về rủi ro của dự án và
đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
Các yếu tố quản trị rủi ro được PVEP quan tâm:
- Rủi ro về môi trường đầu tư: thay đổi chính sách của nước chủ nhà/nước tiếp nhận đầu tư; mức độổn định của điều kiện hợp đồng; thiên tai, mùa gió chướng
(không thể khoan), khu vực địa chất nơi có dự án đầu tư; quy trình thực hiện thủ tục
đầu tư với cơ quan nhà nước có thẩm quyền…
- Rủi ro về triển khai: rủi ro trong hoạt động thăm dò (hệ thống dầu khí, xác suất giếng khoan thăm dò thành công, quy mô kích thước trữ lượng); rủi ro trong hoạt động phát triển khai thác (sản phẩm nhiều tạp chất, thi công khoan, động thái khai thác mỏ, rò rỉ đường ống, công suất thiết bị, công nghệ xử lý, công nghệ
khoan…)
- Rủi ro thị trường: giá dầu giảm, giá khí giảm, thị trường tiêu thụ nhỏ/chưa sẵn có
- Rủi ro kiểm soát hoạt động điều hành: kiểm soát tiến độ, chi phí, ra quyết
định
Thực tế, các rủi ro trên được đánh giá theo từng loại hình dự án (thăm dò, phát triển, khai thác) do tác động và mức độ ảnh hưởng của các yếu tố trên đối với hoạt
động dự án là khác nhau. Quy trình quản trị rủi ro đã và đang từng bước được hoàn thiện tại PVN và PVEP.
Ví dụ về nhận diện, đánh giá rủi ro Lô 39, Peru thời điểm lập Báo cáo đầu tư
năm 2011:
Giá dầu
Khả năng giá dầu sau năm 2015 thấp hơn giá dầu cơ sở tính toán hiệu quả đầu tư là 85 USD/thùng
Dầu thô là loại hàng hóa chiến lược có mức biến động giá rất mạnh và rất nhạy cảm với tình hình biến động của nền kinh tế - chính trị toàn cầu, trong lịch sử đã chứng minh những đợt tăng hoặc giảm giá mà nguyên nhân đều liên quan tới các sự kiện kinh tế - chính trị: chiến tranh khu vực, kinh tế thế giới/khu vực tăng trưởng nóng/khủng hoảng, sự hình thành và động thái của các khối hợp tác người bán/người mua (OPEC, OECD) v.v... Những biến động giá dầu đáng chú ý thời gian gần đây: giá dầu lập kỷ lục cao trong lịch sử ở mức trên 147USD/thùng vào Quý III năm 2008, sau đó nền kinh tế toàn cầu bước vào giai đoạn khủng hoảng và giá dầu đã giảm xuống mức thấp nhất của chu kỳ suy giảm, còn khoảng 33
USD/thùng trong cả năm 2009 và 80 USD/thùng trong năm 2010. Giá dầu trung bình trong 6 tháng đầu năm 2011 là trên 90 USD/thùng nhưng tới đầu tháng 8/2011 sau khi hàng loạt thông tin về tăng trưởng kinh tế thế giới không như kỳ vọng và tình trạng nợ công ngày càng tăng ở Mỹ và Tây Âu, chỉ số tín nhiệm của trái phiếu Chính phủ Mỹ bị tụt hạng v.v.... giá dầu WTI ở tuần 2 tháng 8/2011 giảm xuống còn 87 USD/thùng. Nhận định về giá dầu trung và dài hạn thì xu hướng sẽ tăng mạnh vì dầu mỏ là loại năng lượng tự nhiên, không tái tạo trong khi việc nghiên cứu, ứng dụng các dạng năng lượng thay thế, năng lượng mới chưa theo kịp tốc độ
tăng trưởng nhu cầu sử dụng dầu mỏ, đặc biệt là sự tăng trưởng nhanh của các nền kinh tế Trung Quốc, Ấn Độ và một số nền kinh tế mới nổi.
Trên cơ sở tham khảo đánh giá, nhận định của một số tổ chức năng lượng có uy tín thì dự báo ở phương án cơ sở, giá dầu trung hạn là trên 100 USD/thùng và dài hạn lên tới 130 USD/thùng.
Rủi ro giá dầu sau năm 2015 (là năm dự kiến có dòng dầu đầu tiên từ dự án) ở
mức dưới giá 85 USD/thùng (mức giá tính toán hiệu quả) là khá thấp, tuy vậy trong