PVEP năm 2023 [kỳ 2]: Thách thức và biện pháp giảm thiểu rủi ro

KỲ 2: THÁCH THỨC VÀ BIỆN PHÁP GIẢM THIỂU RỦI RO

Thứ nhất: Tiềm năng sản lượng khai thác suy giảm.

Mặc dù giá dầu thế giới cao, nhưng có thể PVEP sẽ không đủ dầu, khí để bán ra thị trường, bởi sản lượng khai thác bị hạn chế cả về mặt kỹ thuật và trữ lượng. Vấn đề tìm kiếm, thăm dò các mỏ mới đang là vấn đề thách thức cơ bản và khó khăn nhất đối với PVEP trong 5 năm - 10 năm tiếp theo. Bởi cần có một nguồn vốn lớn để thực hiện, trong khi khâu tìm kiếm, thăm dò dầu khí khá rủi ro, tỷ lệ thành công thấp. Còn khâu phát triển khai thác thì có nhiều yếu tố để khó gia tăng sản lượng như Lô 67 Peru phải dừng khai thác từ ngày 1/10/2022 do vấn đề an ninh địa phương. Còn với các giếng/mỏ đang khai thác trong nước thì hầu hết đang ở giai đoạn cuối đời mỏ nên lưu lượng khai thác suy giảm, nhiều thiết bị khai thác cũ nên gây ra nhiều sự cố trong quá trình khai thác, quá trình khai thác phải tạm dừng.

Bên cạnh đó, các giếng/mỏ đưa vào phát triển khai thác khác bị chậm do gặp phải các vấn đề pháp lý liên quan đến phê duyệt ODP (kế hoạch phát triển mỏ đại cương), FDP (kế hoạch phát triển mỏ), mua sắm thiết bị, hoặc phải được kiểm soát chặt chẽ tiến độ thực hiện như với Lô 05-1(a) nếu không sẽ bị chậm tiến độ đón dòng dầu đầu tiên.

Thứ hai: Chi phí trong hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác tăng lên, khi giá dầu tăng sẽ làm cho các chi phí dịch vụ phục vụ hoạt động dầu khí cũng tăng theo.

Cụ thể là chi phí khoan, hóa phẩm, nhiên liệu, nhân công, thuê tàu dịch vụ, dịch vụ dầu khí khác v.v... Chi phí thuê giàn khoan tự nâng năm 2023 khu vực châu Á có thể tăng từ 10 - 30% (tùy từng mức độ hiện đại của loại giàn). Các loại nguyên phụ liệu, dịch vụ dầu khí phải nhập khẩu sẽ tăng giá nhiều hơn các nguyên phụ liệu, dịch vụ sản xuất trong nước, vì ngoài các chi phí tăng lên còn phải gánh thêm chi phí chênh lệch tỷ giá ngoại tê…

Ngoài các chi phí trong hoạt động dầu khí, năm 2023, chi phí lãi vay ngân hàng tăng cũng là một thách thức lớn trong cơ cấu chi phí. Lãi suất cho vay của nhiều ngân hàng thương mại ở Việt Nam ở mức 12 - 14%/năm là quá cao đối với các hoạt động sản xuất mang tính dài hạn.

Hiện nay, mặc dù các ngân hàng thương mại đã hạ lãi suất cho vay, nhưng mức lãi suất vay vẫn cao hơn so những năm trước vài %.

Thứ ba: Nỗi lo về tỷ giá.

Đây là thách thức không chỉ với PVEP, mà với nhiều doanh nghiệp sản xuất, kinh doanh liên quan đến sử dụng ngoại tệ để thanh toán.

Trong hơn 1 năm qua, Cục Dự trữ Liên bang Mỹ (Fed) liên tục tăng lãi suất để chống lạm phát, khiến tỷ giá đồng USD tăng mạnh. Điều này dẫn tới việc các ngân hàng trung ương khác phải tăng lãi suất theo Fed để bảo vệ tỷ giá đồng nội tệ, trong đó có Ngân hàng Nhà nước Việt Nam.

Ngày 17/10/2022, Ngân hàng Nhà nước Việt Nam ban hành Quyết định số 1747/QĐ-NHNN quy định về tỷ giá giao ngay giữa đồng Việt Nam với các ngoại tệ của các tổ chức tín dụng được phép. Theo đó, biên độ tỷ giá giao ngay giữa đồng Việt Nam và đô la Mỹ (USD) điều chỉnh từ ±3% lên ±5%. Việc tăng biên độ tỷ giá làm tăng chi phí khi PVEP vay và mua ngoại tệ để thanh toán cho các hoạt đông dầu khí. Việc tăng chi phí này ngoài tầm kiểm soát của PVEP, đặc biệt khó khăn khi đến hạn thanh toán cho các nhà thầu, hoặc trả nợ bằng đồng USD.

Trước những cơ hội và thách thức đặt ra cho PVEP phải giải quyết hàng hoạt các biện pháp mang tính đồng bộ. Một số biện pháp giảm thiểu rủi ro, thách thức phải kể đến là:

1/ Cập nhật lại và đánh giá danh mục đầu tư các mỏ/dự án có tiềm năng dầu khí, không có tiềm năng, tiềm năng ít. Trên cơ sở đó, xây dựng chiến lược, phương hướng và các giải pháp đầu tư của PVEP cho từng dự án cụ thể tương ứng theo quy định Luật Dầu khí ban hành ngày 14/11/2022, có hiệu lực từ 1/7/2023.

2/ Tối ưu chi phí, nên thực hiện tốt và đồng bộ các biện pháp kiểm soát chi phí nhằm giảm thiểu chi phí kinh doanh. Đưa các tiêu chí đánh giá kiểm soát chặt chẽ chi phí và tối ưu chi phí là nhiệm vụ ưu tiên hàng đầu và để đánh giá đội ngũ nhân viên, cán bộ biệt phái trong quá trình xem xét, theo dõi thực hiện Chương trình công tác và ngân sách hàng năm.

3/ Nâng cao chất lượng quản trị rủi ro trong hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác và bán dầu. Xây dựng hệ thống quản trị thông tin đầy đủ, nhanh chóng những rủi ro có thể xảy ra và biện pháp xử lý rủi ro để từ lãnh đạo cao nhất tới các chuyên viên nắm được và thực hiện các biện pháp phòng ngừa, cũng như trách nhiệm xử lý.

4/ Nhanh chóng xây dựng và triển khai công tác chuyển đổi số để đơn giản hóa thủ tục, thời gian mà vẫn đảm bảo được tính trách nhiệm và hiệu quả công việc. Xây dựng các kho dữ liệu thông tin của từng lĩnh vực kỹ thuật, phi kỹ thuật, từng ban để tra cứu, so sánh làm căn cứ cho lãnh đạo Tổng công ty, lãnh đạo ban lựa chọn, hoặc xem xét trong các hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác và bán dầu khí.

5/ Kiểm soát chặt chẽ tiến độ thực hiện các dự án phát triển, đặc biệt là các dự án trọng điểm như Lô B&48/95 và 52/97 và Lô 117-119. Thúc đẩy và giải quyết các vướng mắc về mặt pháp lý phê duyệt ODP, FDP, mua sắm, đấu thầu... của các dự án. Đây là những vướng mắc lớn liên quan đến tiến độ đưa các dự án vào phát triển khai thác.

Việc đưa được các dự án vào phát triển khai thác sớm/đúng hạn sẽ không chỉ ảnh hưởng đến sản lượng khai thác hàng năm, mà còn ảnh hưởng đến chiến lược phát triển chung của PVEP.

6/ Triển khai công tác tìm kiếm, thăm dò ở chính các dự án PVEP đang thực hiện/khu vực có tiềm năng dầu khí nhất; các lô mở ở Việt Nam, các cơ hội nhận chuyển nhượng các dự án có tiềm năng/phát hiện dầu khí (trên cơ sở PVN hỗ trợ từ quyền ưu tiên của nước chủ nhà), cơ hội thực hiện quyền ưu tiên mua trước trong các hợp đồng dầu khí. Nếu không thực hiện công tác tìm kiếm, thăm dò thì không thể có các khâu sau là phát triển khai thác. Do vậy, cần thực hiện tốt các nghiên cứu và triển khai công tác tìm kiếm, thăm dò ở những vùng/khu vực có tiềm năng.

Đón đọc kỳ tới...

CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM VÀ NGUYỄN ANH TUẤN - BAN QUẢN LÝ DỰ ÁN CỦA PVEP