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 trường hợp rủi ro xẩy ra thì khả năng kiểm soát được là thấp (vì giá dầu có tính toàn cầu) và là yếu tố tác động mạnh nhất tới hiệu quả dự án.
Biện pháp kiểm soát rủi ro là đưa vào tính toán hiệu quả dự án với giá dầu cơ
sởở mức thận trọng là 85 USD/thùng và không tính trượt giá.
Suy giảm sản lượng
Rủi ro khi sản lượng khai thác thực tế thấp hơn dự báo, nếu xẩy ra thì sẽ tác động mạnh tới hiệu quả kinh tế của dự án.
Biện pháp kiểm soát rủi ro: Việc đánh giá hiệu quả đầu tư ở phương án tối thiểu, giả thiết chỉ phát triển/khai thác được phát hiện Raya Main và sản lượng tính toán trên hệ số thu hồi (tỷ suất trữ lượng dầu thu hồi/trên tổng trữ lượng dầu tại chỗ) khoảng 11,3 % -12,5% là đã khá thận trọng so với một số dự án lân cận. Đã có tham khảo nghiên cứu phát triển của Repsol và thực tế phát triển trong khu vực.
Rủi ro trữ lượng
(Là đặc thù của hoạt động thăm dò khai thác dầu khí, được phân tích, đánh giá chi tiết riêng ở Chương III của Báo cáo)
Rủi ro thăm dò là đặc thù của hoạt động thượng nguồn (Upstream) dầu khí, tuy vậy trong Lô 39 đã có các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng và đã có các phát hiện với trữ lượng tại chỗ cấp 2P (P50) là 415 triệu thùng và trữ lượng tiềm năng (P50) vào khoảng 945 triệu thùng. Để có kết quả tính toán trữ lượng và tiềm năng trên, PVEP đã tiếp cận tài liệu gốc, tính toán lại một cách độc lập và thận trọng hơn so với tính toán của Conoco Phillips (COP).
Việc đánh giá lại toàn bộ tài liệu hiện có, minh giải lại các tài liệu địa chấn,
địa vật lý giếng khoan được thực hiện với sự tham gia tích cực của các chuyên gia
đầu ngành:
+ Tổ chức họp trực tuyến, thảo luận và phản biện về mặt kỹ thuật với COP trên cơ sở các kết quả nghiên cứu, đánh giá lại.
+ So sánh và đối chiếu đầy đủ và toàn diện các kết quả minh giải mới của PVEP với các kết quả của COP và Repsol.
+ Áp dụng chặt chẽ quy chế phân cấp trữ lượng của Bộ Công thương Việt Nam.
+ Đã thực hiện việc rà soát hồ sơ (Due dilligence) liên quan đến tài liệu gốc của COP tại Houston, Mỹ.
Đã thận trọng tính toán hiệu quả đầu tư trên phương án tối thiểu, chỉ có phát hiện Raya Main đưa vào phát triển khai thác và tính toán hiệu quả kinh tế. Kết quả
tính toán cho thấy ở phương án tối thiểu đã có thể đảm bảo tiêu chí đầu tư, nếu thành công trong thăm dò phần trữ lượng tiềm năng thì sẽđem lại hiệu quả lớn hơn cho nhà Đầu tư.
Phê duyệt của nước Chủ nhà về thăm dò phát triển dầu khí trong khu vực bảo tồn
Có một số phát hiện và cấu tạo triển vọng/tiềm năng nằm trong diện tích khu vực Bảo tồn Quốc gia và Chính phủ Peru đang xây dựng kế hoạch phát triển tổng thể (Master plan) cho khu bảo tồn này. Rủi ro xẩy ra khi Chính phủ không cho phép tiến hành hoạt động dầu khí ở khu vực này, xác xuất xảy ra rủi ro không lớn vì các lý do: (i) Hợp đồng dầu khí lô 39 (và cả lô 67 lân cận) ký trước khi có khoanh vùng
nước có luật pháp rõ ràng trong lĩnh vực dầu khí và (iii) các Nhà điều hành các Lô hợp đồng dầu khí trong khu vực bảo tồn (Repsol, Perenco) được tham gia vào quá trình lập Master Plan) và đương nhiên các Nhà điều hành sẽ có trách nhiệm bảo vệ
quyền lợi của họ cũng như của Tổ hợp Nhà thầu.
Biện pháp kiểm soát rủi ro là đã đưa ra các điều kiện thanh toán Phí tham gia 35% quyền lợi Lô Hợp đồng Lô 39 phụ thuộc vào kết quả phê duyệt Master Plan của nước Chủ nhà:
- Thanh toán tiền đặt cọc sau khi ký SPA (Sale and Purchase Agreement): 6,15 triệu USD.
- Nếu Master Plan được phê duyệt trước ngày các Bên (bên mua và bên bán) hoàn thành các thủ tục và điều kiện tiên quyết trong Thỏa thuận Mua bán và xảy ra các trường hợp sau:
(i) Không có ảnh hưởng đến việc triển khai Hợp đồng: Bên mua sẽ thanh toán toàn bộ số tiền còn lại của Phí tham gia (61,5 triệu USD trừđi 6,15 triệu USD đã đặt cọc);
(ii) Có ảnh hưởng một phần đến diện tích nằm trong Khu Bảo tồn: Bên bán sẽ khấu trừ (giảm) giá mua tương ứng với phần bịảnh hưởng;
(iii) Có ảnh hưởng toàn bộ đến phần diện tích nằm trong khu bảo tồn: Bên mua có quyền không trả 28,35 triệu USD và đi tiếp hoặc không tiếp tục tham gia hợp đồng mua bán và lấy lại tiền đặt cọc.
- Nếu Master Plan được phê duyệt sau ngày các Bên (bên mua và bên bán) hoàn thành các thủ tục, điều kiện tiên quyết trong Thỏa thuận Mua bán và xảy ra các trường hợp sau:
(i) Bên mua sẽ thanh toán cho Bên bán 27 triệu USD;
(ii) Sau khi có phê duyệt Master Plan, phần 28,35 triệu USD còn lại sẽ phụ
thuộc phê duyệt của Master Plan có ảnh hưởng đến Khu Bảo tồn để làm cơ sở thanh toán;
- Nếu 2 năm sau ngày ký Hợp đồng, hoặc 1 năm sau Ngày Hoàn thành, nếu Master Plan chưa được phê duyệt, PVEP không phải thanh toán 28,35 triệu USD cho phần diện tích Hợp đồng nằm trong khu vực Bảo tồn.
- Với các hoạt động trong khu vực Bảo tồn, trong dự toán đã tính tới các chi phí phụ trội do ảnh hưởng của điều kiện thi công và do kiểm soát môi trường chặt