Chuyên đề Giải pháp thúc đẩy mở rộng các dự án nước ngoài trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí

3: Tại các cấu tạo Assakeaudan Central, Uru SW và Satbai; 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 tôi 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 hoặc 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 trượt giá: 0%/năm. Anadarko Venezuela không có tài sản nào khác ngoài 18% cổ phần trong Petropitutano SA. Tạm thời chưa tính voucher 58 triệu USD trong giá trị tài sản (chờ làm rõ về điều kiện chuyển đổi) * Thông số khác: Số dư tài sản: Tại thời điểm 31/12/2006, theo Báo cáo tài chính có kiểm toán Công ty Petroritupano do KPMG thực hiện, số dư tài sản là 464 triệu USD, trong đó, phần đã khấu hao là 50.55 triệu USD. Tương ứng 18% của Công ty Anadarko, số dư tài sản là 83.55 triệu USD, trong đó phần đã khấu hao là 9.1 triệu USD. Do vậy, số dư tài sản đưa vào khấu hao tiếp từ năm 2008 ước tính là 74.45 triệu USD. Giá dầu: 38,38 USD/thùng và 41,27 USD thùng ( tương ứng giá dầu WTI 60 USD/thùng và 65 USD/thùng). * Giá trị tài sản Trên cơ sở các thông số đầu vào và giả định nêu trên, Giá trị tài sản (bao gồm cả số dư tài sản 74.45 triệu USD nêu trên) được tính toán và tóm lược trong bảng dưới đây: Bảng 15 : Phân tích các phương án đầu tư Đơn vị: Triệu USD Giá trị tài sản - Triệu USD Business Plan - tham khảo PA 1 - Cơ sở PA 2 - tham khảo P = $ 38,32 P = $ 41,27 P = $ 38,32 P = $ 41,27 P = $ 38,32 P = $ 41,27 NPV @ 0% 223.47 241.25 198.60 214.22 214.25 231.83 NPV @ 10% 121.62 131.73 105.82 114.75 108.97 118.84 Nguồn: Báo cáo thăm dò Anadarko, Venezuela Kết quả tính toán trên cho thấy với tỷ lệ chiết khấu 10%/năm giá trị tài sản ở Phương án 1 (cơ sở) là 105.82 triệu USD ở mức giá dầu 38.32 USD/thùng (tương ứng mức giá dầu WTI 60 USD/thùng). Nếu áp dụng mức giá dầu 41.27 USD/thùng ( tương ứng giá dầu WTI 65 USD/thùng), giá trị tài sản theo tính toán là 114.75 triệu USD. Theo tính toán, doanh thu bán dầu từ dự án đủ để Anadarko trang trải toàn bộ chi phí đầu tư vào dự án từ năm 2008 trở đi (xem biểu đồ dòng tiền của Anadarko theo Phương án cơ sở dưới đây). * Khảo sát độ nhạy Kết quả phân tích cho thấy giá dầu (yếu tố không kiểm soát được) và sản lượng khai thác là yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến giá trị tài sản của Nhà thầu. Chi phí đầu tư (Capex) và vận hành (Opex) không ảnh hưởng lớn đến giá trị tài sản. Kết quả khảo sát độ nhạy theo capex, opex, và trượt giá (2%/năm, cap giá dầu WTI ở 80 USD/thùng - tương ứng giá dầu API 16o 51.65 USD/thùng): * Khảo sát phạm vi giá mua Kết quả khảo sát giá mua theo tỷ lệ chiết khấu dòng tiền từ 12%-18% ở mức giá dầu 38.32 USD/thùng và 41.27 USD/thùng như sau: Bảng 16 : Khảo sát phạm vi giá mua Nguồn: Báo cáo thăm dò Anadarko, Venezuela 2.2.3.2.4 Dự án Gabes bay, Tunisia * HỢP ĐỒNG CHIA SẢN PHẨM Hợp đồng dầu khí được ký kết giữa Nhà thầu và ETAP sau khi có phê duyệt của Bộ Công nghiệp và Năng lượng đối với Convention. Tóm lược Hợp đồng PSC áp dụng cho Lô E1 như sau: Chia sản phẩm Nhà thầu được thu hồi chi phí và chia dầu khí lãi theo tỉ lệ thỏa thuận. Thu hồi chi phí Dầu 50% Khí 55% Chia dầu khí lãi Tỷ lệ R Chia Dầu lãi ETAP Nhà thầu 0 - 1.0 65% 35% 1.0 - 1.5 70% 30% 1.5 - 2.0 75% 25% 2.0 - 3.0 80% 20% trên 3.0 85% 15% Tỷ lệ R Chia Khí lãi ETAP Nhà thầu 0 - 1.0 55% 45% 1.0 - 1.3 60% 40% 1.3 - 1.8 65% 35% 1.8 - 2.3 70% 30% trên 2.3 75% 25% Tỷ lệ R = (Cộng dồn Doanh thu – Cộng dồn thuế Tài nguyên – Cộng dồn thuế thu nhập) / Cộng dồn Chi phí Nghĩa vụ thuế Thuế tài nguyên: do ETAP trả. Dầu Khí Hệ số R Thuế suất Hệ số R Thuế suất 0 – 0.5 2% 0 – 0.5 2% 0.5 – 0.8 5% 0.5 – 0.8 4% 0.8 – 1.1 7% 0.8 – 1.1 6% 1.1 – 1.5 10% 1.1 – 1.5 8% 1.5 – 2.0 12% 1.1 – 2.0 9% 2.0 – 2.5 14% 2.0 – 2.5 10% Trên 2.5 15% 2.5 – 3.0 11% 3.0 – 3.5 13% Trên 3.5 15% Thuế thu nhập: do ETAP trả. Dầu Khí Hệ số R Thuế suất Hệ số R Thuế suất 0 – 1.5 50% 0 – 2.5 50% 1.5 – 2.0 55% 2.5 – 3.0 55% 2.0 – 2.5 60% 3.0 – 3.5 60% 2.5 – 3.0 65% Trên 3.5 65% 3.0 – 3.5 70% Trên 3.5 75% Chi phí đào tạo: 50.000 USD/năm/PSC (Nhà thầu không phải trả cho giai đoạn khảo sát địa chấn lựa chọn). Chi phí này được phép thu hồi. Thu hồi quỹ dỡ bỏ Trong vòng 3 tháng tính từ ngày phê duyệt Kế hoạch dỡ bỏ bởi Ủy ban điều hành, Nhà thầu sẽ mở tài khoản Ngân hàng tại Tunisia và được tính vào Cost Oil. Quỹ dỡ bỏ được thu hồi vào 5 năm cuối (đối với mỏ ngoài khơi) và 3 năm (đối với mỏ thuộc đất liền), ETAP có thể yêu cầu cơ quan có thẩm quyền (Granting Authority) cho phép kéo dài giai đoạn thu hồi trong những năm cuối. Sau khi kết thúc dỡ mỏ, số dư còn lại sẽ được chia giữ ETAP và Nhà thầu theo tỷ lệ phân chia dầu lãi. * PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ KINH TẾ Sử dụng thông số đầu vào bao gồm điều khoản tài chính hợp đồng và cam kết công việc tối thiểu, dự kiến sản lượng khai thác, chi phí; Hiệu quả kinh tế dự án được đánh giá qua các chỉ số kinh tế chính thường được sử dụng trong đánh giá các dự án thăm dò, gồm: hiện giá thuần chiết khấu 10%/năm (NPV@10%), tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR), thời gian hoàn vốn; Dự án kết thúc tùy theo quy định hợp đồng hoặc vào các năm mà khoản thu của nhà thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó; Phân tích độ nhạy, khảo sát ảnh hưởng của sự biến động các yếu tố đầu vào đối với hiệu quả đầu tư . * PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN Phương án phát triển khai thác được xây dựng trên giả thiết chỉ có phát hiện dầu tại cấu tạo Sanghou. Thông số khai thác (Dầu) PTKT – Sanghou Tổng Sản lượng (Tr.thùng ) 31,61 Sản lượng đỉnh (Nghìn thùng/ngày) 13,00 Thu hồi Quỹ dỡ bỏ hàng năm được xác định theo công thức sau P= (a*c)/b Trong đó: P: Phân bổ cộng dồn thu hồi chi phí dỡ mỏ a: sản lượng khai thác tại năm thu hồi chi phí dỡ bỏ b: tổng trữ lượng thu hồi trong giai đoạn thu hồi chi phí dỡ bỏ c: chi phí ước tính cho việc dỡ bỏ * DỰ KIẾN CHI PHÍ Bảng 17: Tổng hợp chi phí cho các hạng mục chính Hạng mục Dự án PVEP (60%) VSP (40%) Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Chi phí đầu tư 462.35 464.36 277.41 278.61 184.94 185.74 Chi phí thăm dò, thẩm lượng 105.19 107.20 63.11 64.32 42.08 42.88 Chi phí phát triển 357.16 357.16 214.30 214.30 142.86 142.86 Chi phí vận hành 368.10 371.27 220.86 222.76 147.24 148.51 Chi phí dỡ mỏ 35.96 35.96 21.58 21.58 14.38 14.38 Tổng (Tr.USD) 866.41 871.58 519.85 522.95 346.56 348.63 Nguồn : Báo cáo kinh tế Andanko 2008 * ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ Với thông số đầu vào trên đây, hiệu quả đầu tư dự kiến của PVEP được thể hiện qua các chỉ số kinh tế dưới đây: Bảng 18: Hiệu quả kinh tế Chỉ số Dự án PVEP (60%) VSP (40%) Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle Look Forward Full Cycle NPV@0% (triệu USD) 340.59 335.27 204.36 201.16 136.24 134.11 NPV@10% (triệu USD) 65.73 59.79 39.44 35.87 26.29 23.91 NPV@15% (triệu USD) 1.39 (4.89) 0.84 (2.93) 0.56 (1.96) IRR 15.1% 14.5% 15.1% 14.5% 15.1% 14.5% Thời gian hoàn vốn (năm) 7.49 9.53 7.49 9.53 7.49 9.53 Nguồn : Báo cáo kinh tế Andanko 2008 Theo kết quả tính toán trên, hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 39,44 triệu USD (tương ứng 204,36 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 15,1%. Trong trường hợp đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án từ thời điểm bắt đầu đầu tư - năm 2008 (Full Cycle) dự án vẫn mang lại hiệu quả cho nhà đầu tư với hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 35,87 triệu USD (tương ứng 201,16 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 14,5%. Kết quả đánh giá chi tiết tại các Bảng 5.1 – 5.2. * PHÂN BỔ DOANH THU BÁN DẦU Doanh thu từ dự án được phân bổ như sau: Bảng 19 : Phân bổ doanh thu Phân bổ Doanh thu của Dự án (Tr.USD) Look Forward Full Cycle Doanh thu của dự án 2,054.69 2,054.69 Chi phí Thu hồi của Nhà thầu 860.03 860.03 Dầu lãi của Nhà thầu 347.82 347.82 Dầu lãi của ETAP (trước thuế) 846.83 846.83 Thuế (ETAP trả) 451.19 451.19 Dầu lãi của ETAP (sau thuế) 395.64 395.64 Nguồn : Báo cáo tài chính Andanko 2009 NHẬN XÉT Việc đầu tư vào dự án thăm dò lô E1 với tiềm năng dầu khí của lô theo đánh giá hiện tại và các điều kiện tài chính hợp đồng đã được thỏa thuận được đánh giá là có tính khả thi: Phương pháp Look Forward: hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 39,44 triệu USD (tương ứng 204,36 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 15,1%. Phương pháp Full Cycle: hiện giá thuần chiết khấu (NPV@10%) của PVEP đạt 35,87 triệu USD (tương ứng 201,16 triệu USD trước chiết khấu) và Tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR) đạt 14,5%. Trong trường hợp không có phát hiện dầu khí thương mại, tổng chi phí rủi ro PVEP phải gánh chịu dự kiến là 25,98 triệu USD (tương ứng với tỷ lệ tham gia 60%). * Thu xếp vốn, chuyển vốn và tài sản ra nước ngoài và chuyển thu nhập về nước Do đặc thù của hoạt động thăm dò khai thác dầu khí có tính rủi ro cao, đặc biệt là giai đoạn thăm dò, nên việc vay vốn để đầu tư cho giai đoạn thăm dò là không thể thực hiện được. Trường hợp rủi ro thăm dò xảy ra, nghĩa là không có phát hiện dầu khí thương mại, các công ty dầu khí phải tự gánh chịu và số vốn rủi ro sẽ được bù đắp từ các dự án thăm dò khai thác thành công khác. Vì vậy, vốn đầu tư cho công tác thăm dò sẽ được thu xếp từ nguồn vay ưu đãi qua PVFC, dự kiến tổng số khoảng 25,98 triệu USD. Khi dự án bước vào giai đoạn phát triển mỏ (có giấy phép khai thác và trữ lượng dầu khí thương mại được khẳng định) vốn đầu tư cho giai đoạn này sẽ được thu xếp từ nguồn vốn tự có, vốn vay và huy động từ các nguồn khả thi khác. Việc chuyển vốn và tài sản ra nước ngoài sẽ được thực hiện trên cơ sở (i) chương trình công tác và ngân sách hàng năm được Ủy ban Quản lý phê duyệt; và (ii) các quy định của Nhà nước về chuyển vốn đầu tư ra nước ngoài tại Nghị định 22/1999/NĐ-CP ngày 14/4/1999, Thông tư số 01/2001/TT-NHNN ngày 19/1/2001 của Ngân hàng Nhà nước. Việc dùng doanh thu từ dự án để đầu tư tiếp vào dự án sẽ được thực hiện theo quy định hiện hành của luật pháp Việt Nam. PVEP sẽ quản lý và sử dụng vốn đầu tư vào dự án thông qua tài khoản mở tại ngân hàng được phép hoạt động ở Việt Nam (sau đây gọi là “Ngân hàng được phép”). Các thanh toán ở nước ngoài sẽ do Người điều hành thực hiện thay mặt cho các bên Nhà thầu theo Thỏa thuận Điều hành chung. Khoản thu từ dự án của PVEP theo quy định của Hợp đồng được tính bằng hiện vật (dầu thô và/hoặc khí). Thông thường, dầu thô sẽ được bán trên thị trường quốc tế theo giá giao dịch sòng phẳng và doanh thu bán dầu thô sẽ được chuyển về Việt Nam vào tài khoản của PVEP tại Ngân hàng được phép theo quy định hiện hành của Nhà nước. Trong trường hợp Chính phủ yêu cầu chuyển dầu thô về nước (phục vụ cho nhà máy lọc dầu…), PVEP sẽ chuyển phần dầu thô thu được từ dự án về nước. Nếu sản phẩm là khí, PVEP sẽ bán tại thị trường thích hợp và chuyển doanh thu về nước như trường hợp bán dầu thô. PVEP sẽ thực hiện các nghĩa vụ kê khai và nộp thuế với Nhà nước Việt Nam theo luật thuế Việt Nam và với nhà nước Tunisia theo quy định của Hợp đồng và luật thuế Tunisia. * Bảo hiểm vốn và tài sản Người điều hành sẽ tiến hành bảo hiểm các công trình dầu khí (giếng khoan, thiết bị máy móc), bảo hiểm tài sản, con người … trên cơ sở mua bảo hiểm của các công ty bảo hiểm theo quy định của Hợp đồng, luật pháp Tunisia và thông lệ quốc tế. Đây là cách thức bảo hiểm vốn và tài sản áp dụng rộng rãi trong công nghiệp dầu khí quốc tế. 2.2. Thị trường các dự án nước ngoài về thăm dò và khai thác dầu khí: 2.2.1 Các đối thủ cạnh tranh trong khu vực Malaysia Malaysia là những một đất nước giàu tài nguyên dầu khí trong khu vực Đông Nam Á. Trữ lượng dầu của Malaysia hiện nay chắc chắn ở khoảng 3,9 tỷ thùng. Sau giai đoạn phát triển nhanh ở thập kỷ 70 và 80, sản lượng khai thác dầu chững lại ở mức trung bình khoảng 615.000 – 680.000 thùng/ngày (cùng với 100.000 thùng/ngày khí đồng hành) kể từ năm 1991. Trong khi đó, kinh tế đất nước vẫn tiếp tục phát triển mạnh mẽ khiến cho Malaysia khó có khả năng giữ vững lượng dầu xuất khẩu có ý nghĩa quan trọng với nền kinh tế về lâu về dài. Tuy nhiên, trữ lượng khí thiên nhiên của Malaysia thực sự đáng kể. Với 82 tỷ thùng, Malaysia đứng thứ 12 trên thế giới và đứng đầu Châu Á. Việc khai thác khí của Malaysia vẫn đang phát triển mạnh mẽ, và năm 1999 đạt mức 1.45 tỷ thùng, 730 triệu thùng trong số đó dành cho xuất khẩu sang các nước như Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan…. Công ty dầu khí quốc gia của Malaysia là Petroliam Nasional Berhad, gọi tắt là Petronas, được thành lập vào năm 1974, hoàn toàn thuộc sở hữu của Chính phủ Malaysia. Mục tiêu đề ra của công ty là đảm bảo rằng trữ lượng dầu khí của Malaysia phải bắt kịp với nhu cầu của quốc gia. Ngoài việc thăm dò và khai thác dầu khí, Petronas cũng tham gia vào các hoạt động khác như lọc dầu; marketing, bán và phân phối dầu thô và các sản phẩm dầu mỏ; vận chuyển và phân phối khí; hoá lỏng khí; sản xuất và tiêu thụ các sản phẩm hoá dầu….Tại Malaysia, Petronas tham gia vào các hoạt động thăm dò khai thác dầu khí thông qua hợp đồng phân chia sản phẩm với các công ty dầu khí quốc tế. Các hoạt động thăm dò khai thác ở nước ngoài là nhiệm vụ của công ty thành viên Petronas Carigali. Cho tới tận cuối những năm 80, triển vọng của ngành dầu khí Malaysia vẫn rất tươi sáng. Nhưng sau đó các phát hiện dầu không theo kịp nhịp độ phát triển của khai thác dầu thô, và các nguồn dự trữ dường như giảm dần. Để vượt qua thách thức khó khăn này, Petronas đã đề ra 2 chiến lược: Tăng cường thu hút đầu tư nước ngoài trong thăm dò dầu khí ở Malaysia; Tăng trữ lượng dầu của đất nước thông qua việc thực hiện thăm dò khai thác ở nước ngoài. Thêm vào đó, năm 1997, Petronas đưa ra một loại hợp đồng chia sản phẩm mới nhằm khuyến khích đầu tư hơn nữa bằng việc cho phép nhà thầu hưởng mức phần trăm lớn hơn trong sản lượng khai thác khi lợi nhuận của nhà thầu xuống tới quá thấp. Sự ưu đãi này trong thu hồi chi phí được đánh giá là dưới ngưỡng của tính kinh tế. Trên trường quốc tế, Petronas thành lập một chi nhánh quốc tế và 30% doanh thu của tập đoàn thu từ việc khai thác ở nước ngoài. Petronas đã tham gia vào 22 liên doanh thăm dò và khai thác dầu khí tại 14 nước trên thế giới, từ các hoạt động thượng nguồn đến hạ nguồn. Sản lượng khai thác ở nước ngoài đạt 118.000 thùng/ ngày trong tổng số 1,16 triệu thùng/ngày của cả tập đoàn. Trữ lượng dầu khí ở nước ngoài là 3,3 tỷ thùng, chiếm 19% tổng trữ lượng của tập đoàn Doanh thu từ các hoạt động quốc tế là khoảng 6 tỷ USD trong tổng số 19 tỷ USD tổng doanh thu của tập đoàn, và ngay từ năm thứ hai thực hiện chiến lược, Petronas đã đạt được30% kế hoạch. Indonesia Trữ lượng dầu của Indonesia là 5 tỷ thùng, tức đã giảm 14 % kể từ năm 1994 và sản lượng được dự báo là vẫn sẽ giữ mức 1,5 triệu thùng/ngày như hiện tại. Trong năm 2000, Indonesia không đáp ứng được hạn ngạch của OPEC. Tuy nhiên, với 72 khí thiên nhiên, đăy là nước xuất khẩu khí thiên nhiên hoá lỏng lớn nhất thế giới, chủ yếu sang các nước. Indonesia có thể đáp ứng được nhu cầu khí không ngừng tăng trong khu vực Châu Á trong 20 năm tới. Với triển vọng về khí thiên nhiên sáng sủa như vậy, Indonesia nên dành lượng dầu trong nước không dùng hết cho xuất khẩu (tới 50%). Tuy vậy, họ lại thiếu cơ sở hạ tầng, đường ống dẫn dầu để có thể phân phối rộng khắp. Công ty dầu khí quốc gia của Indonesia là Pertamina, trước đây là công ty độc quyền trong hoạt động dầu khí trên lãnh thổ Indonesia. Tuy nhiên, sau khi thức tỉnh từ cuộc khủng hoảng tài chính tiền tệ 1997, Chính phủ nước này đã đưa ra những thay đổi quan trọng cho ngành dầu khí. Việc tổ chức đấu thầu tìm kiếm thăm dò do Bộ năng lượng và tài nguyên trực tiếp thực hiện. Vai trò độc quyền của Pertamina đối với công ty phân phố khí đốt PNG và công ty điện PLN cũng bị thu hồi bằng luật. Ngày 30/10/2000, Tổng thống ra Sắc lệnh 76/2000 trao quyền khai thác nguồn năng lượng địa nhiệt cho các tỉnh, trước đó quyền này chỉ thuộc Pertamina. Quá trình tư nhân hoá cũng diễn ra mạnh mẽ. Tuy nhiên, với quy mô của mình, Pertamina sẽ còn tiếp tục giữ vai trò chủ đạo trong các đề án dầu khí của Indonesia trong và ngoài nước. Những năm qua, ngay trong bản thân Pertamina cũng có những bước thay đổi quan trọng để bắt kịp xu thế phát triển mới của dầu khí thế giới. Đó là việc thay đổi ban lãnh đạo mới có kinh nghiệm và năng lực hơn, sa thải hàng nghìn công nhân, cũng như tăng cường tìm kiếm đối tác để phát triển các mỏ dầu khí và nâng cao năng lực chế biến dầu. Ban lãnh đạo Pertamina cũng xác định một cách rõ ràng mục tiêu phấn đấu trở thành một công ty dầu khí quốc tế, ít nhất cũng trong lĩnh vực thượng nguồn, như Công ty Petronas của Malaysia. Chiến lược đầu tư nước ngoài của Pertamina tập trung chủ yếu vào các khu vực có độ rủi ro địa chất thấp, chủ yếu tìm kiếm cơ hội ở các nước Châu Á và các nước OPEC. Mặc dù mở rộng hoạt động trên tầm quốc tế không phải là vấn đề cần bàn cãi, nhưng dường như có một động lực nào đó thúc đẩy Pertamin phải thực hiện điều này ngay lập tức. Trong khi đó, một số nhà phân tích lại nhấn mạnh rằng hiện tại việc tái cơ cấu lại công ty là thiết thực hơn cả, bởi nó hoạt động chưa thực sự hiệu quả và thiếu kinh nghiệm trong hoạt động quốc tế. Hơn thế nữa họ cảnh báo rằng công ty nên gác lại mục tiêu mở rộng hoạt động quốc tế cho tới khi nào hoàn thành việc cải tổ. Còn nếu Pertamina không từ bỏ ý định, thì Công ty nên hợp tác với một đối tác có kinh nghiệm quốc tế hơn, như Petronas để học hỏi những kinh nghiệm quý báu. Trung Quốc Ngành dầu khí Trung Quốc từng hoàn toàn chịu sự quản lý của nhà nước trong hơn 30 năm kể từ năm 1948, sau khi Đảng Cộng Sản lên cầm quyền. Tuy nhiên tới những năm 80, chính phủ nhận thức rằng Trung Quốc thiếu cả vốn lẫn công nghệ để khai thác nguồn tài nguyên dầu khí xa bờ. Và Công ty CNOOC của Trung Quốc đã được thành lập vào tháng giêng năm 1982 chịu trách nhiệm với các hoạt động thăm dò khai thác dầu khí các lô ngoài khơi Trung Quốc. Tháng 10 năm 1998 công ty được giao thêm nhiệm vụ quản lý hoạt động nhập khẩu khí thiên nhiên hoá lỏng trong tương lai. Bắt đầu từ năm 1982,CNOOC tổ chức đấu thầu các lô ngoài khơi, mặc dù trước đó công ty thường sử dụng Hợp đồng phân chia sản