nguoiemphuongxa200154
New Member
Download miễn phí Chuyên đề Giải pháp thúc đẩy mở rộng các dự án nước ngoài trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí
MỤC LỤC
Trang
LỜI NÓI ĐẦU 1
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ PVEP 3
1.1. Sơ lược về quá trình hoạt động của công ty 3
1.2. Sơ lược về kết quả kinh doanh của công ty 7
CHƯƠNG 2: THỰC TRẠNG HOẠT ĐỘNG CỦA CÁC DỰ ÁN NƯỚC NGOÀI TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ 9
2.1. Hiện trạng các dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài 9
2.1.1. Các cách triển khai của dự án thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài 9
2.1.1.1. Mua tài sản dầu khí 10
2.1.1.2. Thăm dò diện tích mới 11
2.1.1.3. Trao đổi cổ phần 12
2.1.2. Các khu vực trọng điểm 14
2.1.2.1. Trung Đông và Bắc Phi 15
2.1.2.2. Nga và các nước vùng Ca-xpiên 15
2.1.2.3 Đông Nam Á 16
2.1.3. Thực trạng một số dự án hiện tại ở nước ngoài 16
2.1.3.1. Các dự án hiện có 16
2.1.3.1.1 Dự án Daman, Iran (RC_S) 16
2.1.3.1.2 Dự án OPL 321, Algieria (PSC) 22
2.2.3.2 Các dự án đang đánh giá, đàm phán 26
2.2.3.2.1 Dự án Jufyer, Iran 26
2.2.3.2.2 Dự án Uzbekistan 30
2.2.3.2.3 Dự án Anadarko, Venezuela 37
2.2.3.2.4 Dự án Gabes bay, Tunisia 42
2.2. Thị trường các dự án nước ngoài về thăm dò và khai thác dầu khí: 50
2.2.1 Các đối thủ cạnh tranh trong khu vực 50
2.2.2. Các dự án tiềm năng 56
2.3. Đánh giá chung 57
2.3.1. Những thành tựu đã đạt được của công ty trong các dự án quốc tế 57
2.3.1.1. Số lượng dự án tăng dần qua các năm 57
2.3.1.2. Đầu tư tại các nước giàu tiềm năng dầu khí và hứa hẹn mang lại
lợi nhuận đầu tư lớn 58
2.3.1.3. Bước đầu tạo dựng hình ảnh Petrovietnam trên thị trường thế giới 59
2. 3.1.4. Phát triển tốt các mối quan hệ hợp tác kinh doanh 59
2.3.2. Những hạn chế, tồn tại trong quá trình đầu tư quốc tế của công ty 59
2.3.2.1. Môi trường đầu tư dầu khí thế giới có nhiều biến động phức tạp 60
2.3.2.2. Sự khác nhau về văn hoá, phong tục và tập quán kinh doanh 60
2.3.2.3. Cơ chế chính sách chưa đồng bộ 60
2.3.2.4. Khả năng cạnh tranh yếu 61
CHƯƠNG 3: GIẢI PHÁP THÚC ĐẨY MỞ RỘNG CÁC DỰ ÁN NƯỚC NGOÀI TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ 63
3.1. Những giải pháp nhằm nâng cao khả năng mở rộng đầu tư quốc tế của công ty 63
3.1.1 Đa dạng hóa cách đầu tư 63
3.1.2. Đổi mới phương pháp tiếp cận và đánh giá dự án 63
3.1.3. Đổi mới mô hình tổ chức và hoạt động theo xu hướng hội nhập và quốc tế hóa 64
3.1.4. Giải pháp về huy động và sử dụng hiệu quả nguồn vốn cho các dự án quốc tế 65
3.1.5. Nâng cao hiệu quả phát triển nguồn nhân lực có chuyên môn cao 67
3.2. Kiến nghị pháp lý cho hoạt động đầu tư thăm dò khai thác ra nước ngoài 69
3.2.1. Bổ sung và hoàn thiện hành lang pháp lý điều chỉnh hoạt động đầu tư ở nước ngoài nói chung và trong lĩnh vực dầu khí nói riêng 69
3.2.2. Tăng cường hợp tác dầu khí cấp chính phủ và nhà nước 73
3.2.3. Lập quỹ dự phòng rủi ro 73
KẾT LUẬN 74
PHỤ LỤC 75
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 79
Để tải tài liệu này, vui lòng Trả lời bài viết, Mods sẽ gửi Link download cho bạn ngay qua hòm tin nhắn.
Ketnooi -
Ai cần tài liệu gì mà không tìm thấy ở Ketnooi, đăng yêu cầu down tại đây nhé:
Nhận download tài liệu miễn phí
Tóm tắt nội dung tài liệu:
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 tui 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 hay 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 trư