ngÀnh dẦu khÍ viỆt nam -...

www.VPBS.com.vn Page | 1

Báo cáo ngành lần đầu

Diễn biến giá dầu thô một năm

Nguồn: Bloomberg

Diễn biến giá khí thiên nhiên một năm

Nguồn: Bloomberg

Tiêu thụ năng lượng sơ cấp của Việt Nam đã phát triển nhanh chóng trong 10 năm

qua so với các nước Đông Nam Á khác. Việt Nam là nước có tốc độ tăng trưởng tiêu

thụ năng lượng sơ cấp cao nhất trong khu vực. Tiêu thụ tăng 27,7% trong năm 2004,

và giảm xuống còn 3,7% trong năm 2005. Tổng mức tiêu thụ năng lượng sơ cấp

trong giai đoạn 2003-2013 đạt tốc độ tăng trưởng kép hằng năm (CAGR) là 7%,

trong khi tăng trưởng GDP trung bình đạt khoảng 6% trong cùng kỳ. Việt Nam không

còn khả năng sản xuất 400.000 thùng dầu mỗi ngày như trước. Trong khi đó, nhu cầu

dầu mỏ và khí đốt đang gia tăng liên tục. Việt Nam đang cố gắng để tăng sản lượng

dầu thô của mình bằng cách mở rộng hoạt động thăm dò và sản xuất (E&P) ở nước

ngoài và cùng lúc , Nhà nước và PVN sẽ phải mở cửa cho các nhà đầu tư nước ngoài

để thu về nhiều lợi nhuận hơn. Theo PVN , sản lượng dầu của Việt Nam sẽ đạt

420.000 thùng mỗi ngày (kbpd) ở mức đỉnh cao vào năm 2014, phản ánh tốc độ

CAGR là 3,7% trong giai đoạn 2009-2014. Sản xuất trong nước sau đó được ước tính

giảm xuống đáng kể chỉ còn 150 kbpd vào năm 2020.

Nhu cầu tiêu thụ khí hóa lỏng (LPG) của Việt Nam được dự báo sẽ phát triển mạnh

mẽ hơn nguồn cung, do đó sản lượng lọc hóa dầu không thể đáp ứng nhu cầu. Tuy

nhiên, nhờ vào các nhà cung cấp mới, Việt Nam có thể giảm đáng kể khối lượng nhập

khẩu. Nhu cầu dự kiến sẽ đạt 2,1 triệu tấn (Mt) vào năm 2020 với khả năng thiếu hụt

sẽ xảy ra sau năm 2025, chưa kể đến những nguồi tiêu thụ LPG lớn như nhà máy hóa

dầu PP và PE - sẽ bắt đầu hoạt động sau năm 2020. Việt Nam sẽ tiếp tục phải đối

mặt với thâm hụt LPG sau năm 2020 và nhập khẩu sẽ vẫn là giải pháp chính của đất

nước.

Để phát triển nguồn cung xăng dầu trong nước, Việt Nam đang lên kế hoạch đưa một

số nhà máy lọc dầu trong đi vào hoạt động tương lai gần. Theo đó, công suất lọc dầu

của Việt Nam sẽ đạt 31 triệu tấn mỗi năm vào năm 2020, 36 triệu tấn vào năm 2021

ở mức tối đa. Do đó nhập khẩu các sản phẩm xăng dầu sẽ giảm, Việt Nam sẽ có

nguồn thặng dư xăng và nhiên liệu hàng không A1. Hạn ngạch cũng như thị phần sẽ

thay đổi đáng kể. Thị trường sẽ thuộc về các nhà sản xuất sản phẩm dầu mỏ. Vì

PetroVietnam có cổ phần trong tất cả các nhà máy lọc dầu mới nổi, chúng tôi cho

rằng PV Oil có thể vượt qua Petrolimex và trở thành doanh nghiệp chủ lực trên thị

trường phân phối xăng dầu.

Cổ phiếu dầu khí hiện đang nằm trong số những lựa chọn ưa thích của các nhà đầu tư

trên thị trường chứng khoán. Cổ phiếu năng lượng tại thị trường chứng khoán Việt

Nam đang giao dịch ở mức PE trung bình 14.3x , PB trung bình 1.6x và ROE là

27,5%. Giá cổ phiếu dầu khí nói chung trong hai tuần qua đã tăng trung bình khoảng

hơn 10%. Trong trung hạn, chúng tôi hy vọng giá cổ phiếu sẽ tiếp tục tăng , đặc biệt

là khi giá dầu thô và khí đốt ngày càng tăng.

80

85

90

95

100

105

110

115

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

NGÀNH DẦU KHÍ VIỆT NAM December 16, 2013


TỔNG QUAN VÙNG .................................................................................................................................................................. 4

Dầu thô ...................................................................................................................................................................................... 5

Khí tự nhiên .............................................................................................................................................................................. 6

Cơ cấu ngành dầu khí ............................................................................................................................................................ 8

Các công ty chủ chốt .............................................................................................................................................................. 9

PetroVietnam ......................................................................................................................................................................... 9

Petrolimex ............................................................................................................................................................................ 10

Khai thác dầu khí ở đâu? ..................................................................................................................................................... 12

Khung pháp lý – Hướng dẫn đầu tư? ................................................................................................................................ 14

Thượng nguồn ..................................................................................................................................................................... 14

Hạ nguồn .............................................................................................................................................................................. 16

Khai thác và tiêu thụ ............................................................................................................................................................ 18

Các công ty chính ............................................................................................................................................................... 18

Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí (PVEP) – Nhà khai thác dầu ............................................................... 18

Tổng công ty dầu Việt Nam (PV Oil) – nhà xuất khẩu dầu ................................................................................... 18

Tổng công ty khí Việt Nam (PV Gas) – nhà khai thác khí ..................................................................................... 18

Dầu thô – Nguy cơ thiếu hụt! .......................................................................................................................................... 19

Giá dầu thô ...................................................................................................................................................................... 20

Khí thiên nhiên .................................................................................................................................................................... 21

Nguồn cung – tích trữ từ miền Bắc ............................................................................................................................ 21

Thị trường khí tự nhiên: Nhiều người bán – một người mua – một nhà bán lẻ ................................................ 25

Hạ nguồn – Xử lý và Phân phối .......................................................................................................................................... 28

LPG ........................................................................................................................................................................................ 28

Quy chế thị trường ......................................................................................................................................................... 28

Các công ty chủ lực ........................................................................................................................................................ 30

Kho chứa LPG – Đã đến lúc ngừng xây dựng ........................................................................................................... 31

Định giá ............................................................................................................................................................................ 32

Triển vọng LPG ................................................................................................................................................................... 34

Cung .................................................................................................................................................................................. 34

Nhu cầu ............................................................................................................................................................................. 36

Dự báo cung-cầu LPG .................................................................................................................................................... 37

Lợi nhuận của các công ty kinh doanh LPG niêm yết ............................................................................................. 38

Các sản phẩm dầu khí ....................................................................................................................................................... 39

Quy chế thị trường và các công ty chủ lực ............................................................................................................... 39

Key players ...................................................................................................................................................................... 41

Cơ sở hạ tầng cho sản phẩm dầu khí ......................................................................................................................... 42


Phân phối bán lẻ ............................................................................................................................................................. 43

Cơ chế giá xăng .............................................................................................................................................................. 44

Lợi nhuận của phân phối xăng dầu ............................................................................................................................. 46

Nguồn cung sản phẩm dầu mỏ ....................................................................................................................................... 47

Phát triển nguồn cung trong nước – thập kỷ bùng nổ ........................................................................................... 48

Cầu .................................................................................................................................................................................... 51

KẾT LUẬN ................................................................................................................................................................................ 53


TỔNG QUAN VÙNG

ASEAN là một trong những khu vực kinh tế đang phát triển sôi động nhất

trên thế giới. Cùng với sự phát triển của nền kinh tế và dân số, nhu cầu

năng lượng ở khu vực này đang tăng lên nhanh chóng. Một điều cần nhận

thấy đối với mọi phân tích cho khu vực Đông Nam Á đó là, đây là khu vực có

sự đa dạng và khác biệt vô cùng lớn trong quy mô và phân bố sử dụng năng

lượng và nguồn cung năng lượng, trong và giữa các nước thành viên.

Indonesia, nước sử dụng năng lượng lớn nhất trong vùng, chiếm 36% tổng

cầu, có mức tiêu thụ năng lượng nhiều hơn Thái Lan (nguồi tiêu thụ lớn thứ

2) đến 66% và gấp 50 lần Brunei Darussalam (tiêu thụ thấp nhất). Một chỉ

số quan trọng khác là khả năng tiếp cận điện, cũng có sự khác biệt lớn: từ

mức tiếp cận phổ cập như Brunei Darussalam, Malaysia, Thailand và

Singapore đến dưới 50% độ bao phủ như Cambodia và Myanmar.

Tổng quan nguồn năng lượng của các nước Đông Nam Á

Nguồn: International Energy Agency (IEA)

Nhu cầu năng lương thô của ASEAN được dự đoán sẽ tăng gấp 3 từ 2005

đến 2030 và chiếm khoảng 4% toàn cầu trong giai đoạn 2003-2012. Theo

Báo cáo “Viễn cảnh năng lượng Đông Nam Á 2013” của IEA, cầu trong vùng

dự báo sẽ chạm mốc 1.004 triệu tấn dầu quy đổi (MTOE) trong năm 2035 từ

mức 549 MTOE trong 2011 với tốc độ phát triển mỗi năm 3%. Đây là mức

cao hơn cả tốc độ phát triển tiêu thụ năng lương thô trung bình dự kiến của

thế giới cho đến năm 2030. Nguồn tiêu thụ lớn nhất Đông Nam Á là

Indonesia. Nước này tiêu thụ 128,4 MTOE mỗi năm, trong khi nước đứng thứ

2 là Thái Lan chỉ tiêu thụ trung bình 83,6 MTOE mỗi năm. Tiêu thụ năng

lượng sơ cấp ở Việt Nam chỉ đứng thứ năm trong vùng với mức trung bình

Tiêu thụ năng thô của Việt

Nam có tốc độ phát triển

nhanh nhất trong ASEAN


35,2 MTOE nhưng lại có tốc độ phát triển nhanh nhất Đông Nam Á, và đặc

biệt tăng mạnh trong thập kỷ qua.

Có thể quan sát trong đồ thị bên dưới, tăng trưởng tiêu thụ năng lượng sơ

cấp của Việt Nam luôn ở mức cao nhất trong khu vực, cao điểm là 27,7%

vào năm 2004, và giảm xuống 3,7% trong năm 2005. Tỷ lệ tăng trưởng kép

(CAGR) trong giai đoạn 2003-2012 là 8,8%, trong khi GDP chỉ tăng bình

quân 7% cùng kỳ. Theo Bộ Công Thương, tiêu thụ năng lượng sơ cấp sẽ

phát triển nhanh chóng trong vài năm tới và Việt Nam sẽ phải nhập khẩu

nhiều dầu hơn. Trong 2012, Việt Nam tiêu thụ khoảng 52 triệu tấn dầu quy

đổi và trong 2013, con số này ước tính vào khoảng 55 triệu tấn.

Tăng trưởng thiêu thụ năng lượng sơ cấp

Nguồn: Thống kê năng lượng thế giới 2013 của BP

Dầu thô

Khai thác dầu thô trong khối ASEAN (chủ yếu từ Indonesia và Malaysia)

chạm đỉnh vào năm 2000. Đến năm 2010, sản lương dầu của Indonesia đã

giảm 40% trong khi Malaysia giảm 27% so với mức cao điểm. Việt Nam

cũng khó có khả năng sản xuất được 400 ngàn thùng dầu mỗi ngày (kbpd)

như trong thế kỷ trước. Trong bốn nhà sản xuất lớn nhất khu vực, chỉ có

Thái Lan là vẫn đang gia tăng sản lượng hàng năm và đã đạt mức tối đa

vào năm 2012. Tốc độ tăng trưởng nhanh chóng đã biến khu vực này từ

nguồn cung dầu dồi dào cho thế giới, trở thành nguồn tiêu thụ lớn hơn khi

tổng cầu đã tăng hơn 28 triệu thùng/ngày trong khi sản xuất chỉ tăng 2,5

triệu thùng/ngày, với 36% sản lượng từ Indonesia và 27% từ Malaysia.

Con số này chỉ chiếm 2,9% sản lượng toàn cầu và dự kiến CAGR sẽ giảm ở

mức -1,7%, cho đến 2030 giảm xuống còn 1,9%. Trong giai đoạn này,

Indonesia dự kiến vẫn là nhà cung cấp lớn nhất khu vực, tiếp theo là

Malaysia và Việt Nam. Myanmar có thể sẽ là nguồn cung tiềm năng vì

nước này vẫn chưa được khai thác mạnh mẽ sau nhiều năm bị cấm vận

kinh tế.

Trong một viễn cảnh hoàn toàn trái ngược với nguồn cung, nhu cầu tiêu

thụ dầu thô của khu vực Đông Nam Á sẽ tiếp tục gia tăng. Các công ty dầu

5%

28%

4%

8% 8%

5%

15%

4% 5%

13%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Indonesia Malaysia Philippines

Singapore Thailand Vietnam

Nhu cầu dầu thô của ASEAN

vẫn sẽ gia tăng trong khi

hoạt động sản xuất trong

vùng đi xuống.


lớn đều tự định hướng sẽ trở thành nguồn cung trong tương lai. ASEAN

hiện đang đại diện cho 5,34% nhu cầu dầu thô toàn cầu. Khu vực này

chiếm 12% trong mức tăng toàn cầu giai đoạn 2000-2011. Tiêu thụ dầu

thô toàn cầu nhiều khả năng sẽ tăng với tốc độ tăng trưởng kép hàng năm

(CAGR) từ 1 – 1,2% cho đến năm 2030. Điều này có nghĩa là thị trường

dầu toàn cầu sẽ tăng từ xấp xỉ 89 triệu thùng/ngày cho đến 105-110 triệu

thùng/ngày (CAGR 1,2%).

Sản lượng dầu thô của ASEAN 2012

Nguồn: IndexMundi

Khí tự nhiên

Đông Nam Á có nguồn khí tự nhiên phong phú hơn dầu với trữ lượng

chứng minh là 7,5 nghìn tỷ khối vào cuối 2013, chiếm 3,5% toàn cầu. Nhu

cầu khí tự nhiên trong khu vực này dự kiến sẽ tăng 77% từ 141 tỷ khối

trong 2011 đến khoảng 250 tỷ trong 2035. Thị phần khí trong khối năng

lượng duy trì ổn định ở mức hơn 20% cho đến 2035. Giá khí tăng là

nguyên nhân chính dẫn đến tốc độ tăng trưởng chậm lại so với trong quá

khứ. Do nhiều bể khí trong vùng đã được khai thác gần hết và những bể

tiềm năng lại có vị trí không thuận lợi so với trung tâm tiêu thụ, nên có

khả năng nhu cầu khí trong vùng sẽ được đáp ứng bởi khí thiên nhiên hóa

lỏng (LNG) nhập khẩu, đắt hơn so với giá khí phổ thông thường xuyên

được chính phủ trợ giá.

Tuy nhiên, hiện nay khi các nước Đông Nam Á đưa vào thi hành các quy

định nghiêm ngặt đối với ô nhiễm môi trường ở các địa phương (hoặc các

biện pháp xử lý chất thải carbon dài hạn) thì triển vọng khí tư nhiên có thể

được thúc đẩy do thuộc tính sạch so với than.

20 kbpd

440 kbpd348

kpbd

19.99 kbpd

158 kbpd657

kpbd

918 kbpd


Trữ lượng chứng minh khí tự nhiên ở ASEAN

Nguồn: Thống kê năng lượng thế giới 2013 của BP

Theo đó, các ngành công nghiệp chuyển đổi như phát điện, xử ký khí, lọc

hóa dầu và các quy trình chuyển đổi khác được dự báo sẽ đóng góp nhiều

nhất vào nhu cầu tiêu thụ khí– 55,6% trong giai đoạn 2010-2035, theo

sau là các ngành khác (chủ yếu là lĩnh vực thương mại và nhà ở) – 24,5%

và công nghiệp 14,7%.

41

20 17

07

66

00

10

20

30

40

50

60

70

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

Indonesia Malaysia Myanmar Thái Lan Việt Nam

Nghìn tỷ mét khối

Trữ lượng khí chứng minh Tỷ lệ trữ lượng/sản xuất


Cơ cấu ngành dầu khí

Ngành dầu khí Việt Nam được chi phối bởi Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt

Nam (PetroVietnam), dưới sự giám sát của Bộ Công Thương, trong cả điều

hành và vận hành trong ngành này. Tất cả hoạt động sản xuất dầu khí

trong nước đều được thực hiện bởi các công ty con thượng nguồn của

PetroVietnam, Tổng công ty thăm dò khai thác khí Việt Nam (PVEP) hoặc

thông qua liên doanh (JV) và các hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC),

trong đó công ty dầu quốc gia nắm giữ ít nhất 20% cổ phần.

Cơ cấu ngành dầu khí Việt Nam

Nguồn: PVN

PetroVietnam cũng tham gia vào hoạt động hạ nguồn thông qua công ty

con là Tổng công ty dầu Việt Nam (PV Oil). Công ty sản xuất dầu lớn nhất

Việt Nam là Vietsovpetro (VSP), liên doanh lâu đời giữa PetroVietnam và

Zarubezhneft của Nga, đang tiếp tục vận hành mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng và

mỏ Rồng Đông Nam. Hai tập đoàn đồng ý mở rộng quan hệ đối tác thêm

20 năm kể từ 2011. Về mảng khí thiên nhiên, các đối tác nước ngoài của

PetroVietnam trong khâu sản xuất và phát triển là: TNK-BP, Chevron,

KNOC, Gazprom, Petronas, PTTEP Thailand, Talisman, ExxonMobil, Total

và Neon Engery. Shell cũng bày tỏ mối quan tâm đối với việc gia nhập thị

trường khí thượng nguồn và hạ nguồn ở Việt Nam, bao gồm cả khí thiên

nhiên hóa lỏng (LNG), và đang trong giai đoạn kí kết biên bản ghi nhớ với

Việt Nam. PetroVietnam và Gazprom đã thành lập một liên doanh chiến


lược, Vietgazprom, hiện đang thăm dò các mỏ khí tự nhiên chưa được khai

thác ở cả hai nước..

Trong mảng hạ nguồn, PVN và Petrolimex chiếm thị phần chính. Tuy

nhiên, Petrolimex hiện tại chỉ tập trung vào mảng vận chuyển và phân

phối trong khi PVN hoạt động trong cả lĩnh vực sản xuất và phân phối.

Ngoài ra còn có các công ty khác cũng hoạt động trong lĩnh vực hạ nguồn.

Các công ty này được chia làm 3 nhóm: tư nhân, nhà nước và liên doanh

nước ngoài.

Các công ty chủ chốt PetroVietnam

Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PetroVietnam) được thành lập vào năm 1975,

là công ty duy nhất đại diện cho Nhà Nước quản lý và vận hành ngành dầu

khí Việt Nam trong cả khâu khai thác và chế biến. PVN thuộc sự quản lý

của Bộ Công Thương do Thủ Tướng chỉ đạo. Doanh thu của PVN chủ yếu

đến từ sản xuất dầu thô, khí thiên nhiên, urê, điện, dầu và các sản phẩm

dầu khí. Ngoài ra, doanh thu còn đến từ hoạt động buôn bán, bao gồm

xuất khẩu dầu thô, bán dầu thô cho nhà máy lọc dầu Dung Quất. Doanh

thu của tập đoàn đóng góp bình quân vào khoảng 20% GDP. Các hoạt

động thượng nguồn của PVN đóng góp khoảng 50% tổng thu nhập của tập

đoàn trong khi hạ nguồn đóng góp 30% và 20% từ các hoạt động còn lại.

Năm 2013, doanh thu của PVN đạt 762.860 tỷ đồng (36,3 tỷ đô) tăng

16,8% so với năm 2012, đóng góp 20,6% vào tổng giá trị quốc nội (GDP)

của Việt Nam.

Doanh thu của PVN

Nguồn: PVN

Là một trong những nguồn thu ngân sách lớn nhất của quốc gia, PVN có

nhiều công ty thành viên với hoạt động kinh doanh tương tự. Tổng công ty

là một tập đoàn đa dạng và hiện đang kiểm soát 40 công ty và doanh

nghiệp:

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E

Doanh thu của PetroVietnam (tỷ USD ) Tăng trưởng


7 công ty con 100% sở hữu bởi PVN bao gồm: Tổng công ty thăm

dò và khai thác dầu khí (PVEP), Tổng công ty dầu Việt Nam (PV

Oil), Tổng công ty điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power), Công ty

TNHH một thành viên lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) – vận hành Nhà

máy lọc dầu Dung Quất, Công ty công nghiệp tàu thủy Dung Quất

và khu công nghiệp Lai Vu.

14 chi nhánh chịu trách nhiệm quản lý dự án, nghiên cứu khoa học

và đào tạo

14 đơn vị thành viên trong đó PVN nắm 50% quyền kiểm soát. Các

đơn vị này chủ yếu là công ty con trước đây của PVN, được cổ phần

hóa và niêm yết trên thị trường chứng khoán Việt Nam.

6 công ty liên kết với các nhà đầu tư trong và ngoài nước.

Cơ cấu tổ chức của PVN

Nguồn: PetroVietnam

Petrolimex

Tập đoàn Xăng dầu Việt Nam (Petrolimex) được thành lập từ việc cổ phần

hóa và cơ cấu lại Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam theo Quyết định

828/QD-TTg của 31 tháng 5 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ như một

công ty đại chúng theo tài liệu số 2946/UBCK-PLQH 17 tháng 8 năm 2012

Uỷ ban Chứng khoán Nhà nước. Phạm vi kinh doanh chính của Petrolimex

là nhập khẩu, xuất khẩu và kinh doanh xăng dầu, lọc dầu và sản phẩm


hóa dầu, đầu tư vào các lĩnh vực khác mà Petrolimex đang hoạt động và

các lĩnh vực khác được pháp luật cho phép. Lợi nhuận của Petrolimex ước

tính khoảng 10 tỷ USD trên trung bình, chiếm 10% GDP của đất nước.

Bên cạnh sản phẩm dầu mỏ, dầu, mỡ bôi trơn, các sản phẩm hóa dầu, khí

hóa lỏng (LPG) và vận chuyển dầu, Petrolimex còn đầu tư vào các lĩnh vực

như kỹ thuật, lắp đặt, thiết bị cơ khí và dầu, bảo hiểm, ngân hàng và các

hoạt động thương mại và các dịch vụ khác trong đó một số được xem là

thương hiệu hàng đầu của Việt Nam như PLC, PGC, VIPCO, PITACO, PJICO

Cơ cấu tổ chức của Petrolimex

Nguồn: Petrolimex

Petrolimex hiện có khoảng 42 công ty thành viên được trực tiếp kinh doanh

sản phẩm dầu trong 62 trên 63 tỉnh, thành phố của cả nước. Ngoài ra,

Petrolimex có công ty một thành viên TNHH ở Singapore, Lào, và gần đây

một văn phòng đại diện tại Campuchia. Bên cạnh các sản phẩm xăng dầu,

Petrolimex cũng phân phối dầu nhờn, khí và cũng tham gia kinh doanh các

ngành bảo hiểm, ngân hàng. Năm 2013 Tập đoàn đạt 196.330 tỷ đồng, lợi

nhuận hợp nhất trước thuế 1.929 tỷ đồng, trong đó lợi nhuận kinh doanh

xăng dầu đạt 768 tỷ đồng.

VIETNAM

PETROLIMEX

SHAREHOLDERS

MEETING

SUPERVISORY

BOARD

BOARD OF

MANAGEMENT

CEO

SECRETARIAL OFFICE

INTERNAL AUDITING

DEPARTMENT

DEPARTMENT OF PLANNING

AND INVESTMENT

COMMITTEE OF RECOGNITION

AND PROMOTION

SUBSIDIARIES

HOLDING

COMAPNIES

ASSOCIATE

COMPANIES

SPECIALIZED DEPARTMENTS

AND FINANCIAL ACCOUNTING

CENTRE

REPRESENTATIVE

OFFICE IN HO CHI

MINH CITY

REPRESENTATIVE

OFFICE IN CAMBODIA

PETROCHEMICALS (PLC

GAS (PGAS)

INSURANCE

(PJICO)

WATERWAY OIL

TRANSPORTATION

CONSTRUCTION AND

INSTALLATION

PETROLEUM

SERVICES

MILITARY

PETROCHEMICALS JSC

VIETNAM EXPRESSWAY

SERVICES JSC

OTHER ASSOCIATE

COMPANIES

PETROLIMEX GROUP

COMMERCIAL JOINT

STOCK BANK

CASTROL-BP-

PETCO LTD CO.

AVIATION FUEL JSC

VAN PHONG BONDED

PETROLEUM TERMINAL LTD CO.

SINGAPORE-BASED PETROLIMEX

ONE-MEMBER LTD CO.

42 VIETNAM-BASED PETROLEUM

ONE-MEMBER LTD CO.

INTERNATIONAL TRADING JSC

CHEMICALS LTD CO.

INFORMATION TECHNOLOGY

AND TELECOMMUNICATION JSC


Khai thác dầu khí ở đâu?

Theo thống kê của BP, năm 2013 trữ lượng dầu mỏ của Việt Nam chiếm

0,3% tổng số trên toàn thế giới, tăng trung bình hàng năm là 8,5% từ

năm 2000 đến năm 2012. Việt Nam có tỷ lệ trữ lượng dầu trên sản lượng

(RPR) cao nhất trong số các nước ASEAN và trong Châu Á Thái Bình

Dương. So sánh với các nước láng giềng như Thái Lan, Malaysia và

Indonesia, Việt Nam có trữ lượng dầu thô chứng minh lớn nhất trong năm

2012 (4.400 triệu thùng). Tuy nhiên, trữ lượng khí tự nhiên chứng minh

của Việt Nam đạt chỉ 0.6 nghìn tỷ mét khối, đứng sau Indonesia và

Malaysia.

Tiềm năng dầu khí của Việt Nam nằm chủ yếu ở 7 bể: Cửu Long, Côn Sơn,

Sông Hồng, Malay Thổ Chu, bể Phú Khánh, Hoàng Sa và Trường Sa. Năm

trong số đó đang hoạt động và hai đang được điều tra thăm dò và trữ

lượng (bể Hoàng Sa và Trường Sa). Các bể dầu khí của Việt Nam chủ yếu

nằm ở phía Nam Việt Nam và là trầm tích, và có đặc điểm phức tạp. Đặc

biệt, hai bể sau ở ngoài khơi Biển Đông nằm trong nước sâu nhất đòi hỏi

đầu tư lớn. Bể Cửu Long là nơi đầu tiên được khai thác tại Việt Nam, và

được xem là có trữ lượng dầu mỏ lớn nhất. Tuy nhiên, bể này đã được khai

thác trong 23 năm và bây giờ đang có dấu hiệu suy giảm sản lượng. Malay

Thổ Chu có nhiều tiềm năng khí đốt hơn, trong khi tiềm năng ở lưu vực

Sông Hồng là không đáng kể. Bể Cửu Long: Trải rộng trên diện tích 60.000 km2, từ sông Cửu

Long ra biển Đông, lưu vực này có tiềm năng dầu khí cao và đã

được gần như hoàn toàn phát triển, khai thác hết. Hầu hết các mỏ

trong bể này đều có dầu thô và khí ngưng tụ, ngoại trừ các mỏ Sư

Tử Trắng và Emerald có chứa khí và khí ngưng tụ.

Bể Nam Côn Sơn: lưu vực này nằm phía đông nam của bể Cửu

Long có diện tích khoảng 160.000 km2. Hầu hết các mỏ trong lưu

vực Nam Côn Sơn là những mỏ khí – khí ngưng tụ (với ngoại lệ là

mỏ dầu Đại Hùng và Mộc Tinh). Các thành phần chủ yếu là khí mê-

tan, với hàm lượng CO2 và lưu huỳnh thấp. Lưu vực hiện có 7 mỏ

đang trong giai đoạn sản xuất, Lan Tây, Đại Hùng, Chim Sáo, Thiên

Ưng cùng với những mỏ khác là Lan Đỏ, Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây.

Ngoài ra, có một số mỏ khá tiềm năng đang trong giai đoạn đánh

giá như Thanh Long, Hải Âu.

Bể Malay-Thổ Chu: Nằm ở phía tây nam của thềm lục địa của Việt

Nam, trong vịnh Thái Lan, hoạt động thăm dò dầu khí trong khu

vực này bắt đầu trong những năm 1990. Lưu vực bao phủ một diện

tích khoảng 40 km2, có trữ lượng tiềm năng từ 300-400 triệu tấn

dầu quy đổi. Đa số khí khai thác được ở khu vực có mật độ khí

metan và CO2 cao. Hiện nay, chỉ có lô PM3-CAA trong khu vực lãnh

Dự trữ dầu của Việt Nam

chiếm khoảng 0.3% toàn thế

giới, với tốc độ tăng trưởng

hằng năm là 8.5% trong giai

đoạn 2000-2012.

Bể Cửu Long và Nam Côn

Sơn đóng góp khoảng 87%

tổng sản lượng dầu thô Việt

Nam


thổ chung của Việt Nam và Malaysia đã được phát triển từ năm

2003, đã cung cấp dòng khí đầu tiên đến Cà Mau vào tháng Tư

năm 2007.

Bể Sông Hồng: nằm ở gần khu vực Hà Nội đi qua Vịnh Bắc Bộ và

thềm lục địa miền Trung. Hiện nay, chỉ có mỏ khí Tiền Hải C là tiến

gần đến giai đoạn sản xuất. Mỏ này có trữ lượng thu hồi là 0.6 tỷ

m3, và mức sản lượng dự kiến 8-10 triệu m3/năm.

Bể Phú Khánh, Tú Chính và Vũng Mây: các bể này nằm trong vùng

nước sâu của phần phía nam của biển Đông và được ước tính có trữ

lượng lớn khoảng 1.450 tấn dầu quy đổi. Tuy nhiên, cho tới nay,

chỉ mới một vài hoạt động thăm dò tối thiểu đã được thực hiện

trong khu vực này.

Quần đảo Hoàng Sa và Trường Sa: lưu vực đảo Hoàng Sa, nằm gần

trung tâm của biển Đông và được bao quanh bởi lãnh hải Việt Nam

(Đà Nẵng) và Phi Luật Tân (đảo Lucon), có tổng diện tích khoảng

50.000 km2. Quần đảo Trường Sa nằm về phía Đông Bắc biển

Đông. Tổng diện tích khảo sát khoảng 190.000 km2. Lưu vực quần

đảo Hoàng Sa là một nguồn cung khí tiềm năng với trữ lượng tại

chỗ ước tính là 340 tỷ m3, và phục hồi tiềm năng của 198 tỷ m3.

Lưu vực quần đảo Trường Sa được ước tính có trữ lượng dầu đáng

kể, nhưng các hoạt động thám hiểm và thăm dò địa chất được xúc

tiến với tốc độ chậm do các tính chất phức tạp về mặt địa chính trị

của khu vực.

Các khu vực dầu khí của Việt Nam

Nguồn: PVN

Việt Nam có 7 loại dầu thô được sản xuất từ các mỏ dầu khác nhau: Bạch

Hổ, Rồng, Đại Hùng, Rạng Đông, BungaKekwa/Cái Nước và Sư Tử Đen.

Nhìn chung, tất cả 7 loại dầu có chất lượng tốt, cao hơn so với tiêu chuẩn

Brent trên thị trường thế giới. Dầu thô của Việt Nam chủ yếu là loại ngọt

Toàn quốc gia có 7 loại dầu

thô và đa phần thuộc loại

ngọt nhẹ.

Khí tự nhiên của Việt Nam

hiện đang được khai thác từ

20 mỏ trong ba lưu vực


nhẹ, với mật độ 380 đến 402 tỷ trọng API (tỷ trọng Viện Dầu khí Mỹ) và

hàm lượng lưu huỳnh thấp (0,03-0,09%), bán được với giá cao trên thị

trường toàn cầu. Tuy nhiên, dầu thô Việt sản xuất gần đây bị giảm giá trị

do chứa hàm lượng thủy ngân cao.

Khí đốt tự nhiên tại Việt Nam hiện đang được khai thác từ 20 mỏ trong ba

lưu vực như Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu. Theo số liệu năm

2012, Việt Nam có khoảng 12.6 nghìn tỷ feet (TCF) khối trong tổng dự trữ

khí đốt tự nhiên chứng minh và có khả năng có 23.1 TCF trữ lượng khí đốt,

trong đó chủ yếu được chứa ở bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ

Chu và Sông Hồng. Ước tính còn có 10.5 TCF tiềm năng khí đốt trong bể

Sông Hồng chưa được phát triển. Hàm lượng CO2 cao của dòng khí đã

tăng chi phí phát triển dự kiến và trì hoãn khai thác khí trong bể này. Mỏ

khí Lô B-Ô Môn của bể Malay-Thổ Chu, được điều hành bởi Chevron, dự

kiến sẽ đi vào hoạt động vào cuối năm 2015 với công suất cung cấp khí

lượng khí đốt vào khoảng 250 tỷ mét khối /năm để bù đắp cho cạn kiệt

nguồn cung cấp khí đốt từ các mỏ khí Bạch Hổ.

Ngoài ra, Việt Nam được ước tính có tiềm năng khí methane trong tầng

than đá (CBM) khoảng 14,1 TCF. Khu vực có tiềm năng CBM cao là lưu vực

Sông Hồng, hàm lượng khí dự trữ CBM trải rộng trên một diện tích 3.500

km2, ước tính khoảng 6-10 TCF - Quảng Yên - nằm ở phía đông bắc Việt

Nam với diện tích khoảng 5.000 km2. Lưu vực được ước tính có 5 tỷ tấn

CBM.

Khung pháp lý – Hướng dẫn đầu tư? Thượng nguồn

Ngành dầu khí của Việt Nam bị chi phối bởi PVN thuộc Bộ Công Thương

trong cả lĩnh vực điều hành và vận hành trong ngành công nghiệp dầu khí.

Các công ty dầu khí nước ngoài thường sẽ đàm phán trực tiếp với

PVEP/PVN về giấy phép khai thác dầu khí tại Việt Nam, và tất cả các phát

hiện dầu khí phải được sự chấp thuận của Sở Thủ tướng Chính phủ Dầu

khí. Khuôn khổ pháp lý cho hoạt động thượng nguồn của Việt Nam được

chủ yếu là các văn bản sau:

Văn bản luật:

Luật dầu khí Việt Nam và các văn bản hướng dẫn

Luật đầu tư

Thông tư 32 hướng dẫn cụ thể về thuế áp dụng đối với ngành công

nghiệp dầu khí

Quyết định số 459/QD-TTg

Các loại thuế chính:

Thượng nguồn:

Thuế giá trị gia tăng (GTGT)

Thuế thu nhập doanh nghiệp (TNDN)

Hiện nay Chervon đang rút

vốn khỏi mỏ khí Lô B-

O6mon. PV Gas đang có kế

hoạch mua lại phần vốn này


Thuế nhà thầu nước ngoài

Thuế tài nguyên

Thuế xuất khẩu

Thuế nhập khẩu

Thuế môi trường

Thuế lợi nhuận bất thường

Thuế lợi tức chuyển nhượng vốn

Thuế thu nhập cá nhân

Dầu khí được coi là tài nguyên chủ lực của đất nước, và do đó, thuế khai

thác dầu khí là rất quan trọng và được nhà nước quản lý nghiêm ngặt. Một

số loại thuế như thuế GTGT, thuế tài nguyên, thuế TNDN, thuế xuất khẩu

dầu thô và thuế thu nhập bất thường, có ảnh hưởng nhất định đến quyết

định đầu tư trong lĩnh vực khai thác dầu tại Việt Nam. Dự án thông thường

và dự án ưu tiên (dự án cần vốn đầu tư lớn, đòi hỏi công nghệ phức tạp và

có rủi ro cao) đều được đánh thuế riêng biệt. Bảng dưới đây cho thấy thuế

GTGT áp dụng đối với các dự án dầu tùy thuộc vào loại sản phẩm khác

nhau.

Thuế GTGT trên sản xuất dầu thô

Dầu thô xuất khẩu Miễn thuế

Dầu thô cho tiêu dùng nội địa 10.0%

Khí tự nhiên xuất khẩu 0.0%

Khí tự nhiên dùng nội địa 10.0%

Nguồn: PricewaterhouseCoopers (PwC)

Ngoài ra, thuế tài nguyên được áp dụng theo giá và quy định trong từng

hợp đồng và được tính toán dựa trên việc sản xuất cho toàn bộ lô. Thuế

được trả trên cơ sở dự phòng, bằng tiền mặt hoặc tương đương dầu trên

cơ sở hàng quý.

Thuế tài nguyên

Sản lượng Dự án thông thường Dự án ưu tiên

Nhỏ hơn 20 kbpd 7.0% 10.0%

20-50 kbpd 9.0% 12.0%

50-75 kbpd 11.0% 14.0%

75-100 kbpd 13.0% 19.0%

100-150 kbpd 18.0% 24.0%

Nhiều hơn 150 kbpd 23.0% 29.0%

Nguồn: VPI

Nói chung, Việt Nam có mức thuế suất cao hơn so với các nước khác trong

khu vực với thuế thu nhập lợi nhuận thực hiện trong khoảng 32%-50%.

Bảng dưới đây so sánh thuế tài nguyên của Việt Nam, Trung Quốc,

Malaysia và Indonesia.

So sánh chính sách thuế của vài nước trong khu vực

Thuế Việt Nam Trung Quốc Malaysia Indonesia

Thuế tài nguyên 7-29% 0-1.25% 0.1 15-20%

Thuế thu nhập doanh nghiệp 32%-50% 0.33 0.4 35.0%

Thuế xuất khẩu dầu thô 10.0% NA 0.2 NA

Nguồn: PVI

Việt Nam có thuế suất cao

hơn so với các nước trong

khu vực


Việt Nam còn có thuế lợi nhuận bất thường trên lợi nhuận của nhà thầu khi

khi giá dầu thô tăng. Thuế bổ sung này được áp dụng khi giá bán dầu thô

trong quý cao hơn so với mức giá cơ bản trong năm 20%. Mức thuế bổ

sung được tính lũy tiến dựa trên giá dầu thô. Chi tiết thuế lợi nhuận bất

thường được áp dụng được trình bày dưới đây.

Chi tiết thuế lợi nhuận bất thường

Loại dự án Khác biệt giữa giá bán và giá cơ bản Thuế bổ sung

Dự án thông thường 20%-50% 50%

>50% 60%

Dự án ưu tiên >20% 30%

Nguồn:PVI

Hạ nguồn

Đầu tư vào mảng hạ nguồn tại Việt Nam cơ bản phải tuân theo luật đầu tư

của Việt Nam. Vì đây là một lĩnh vực được đặc biệt khuyến khích nên nhà

nước Việt Nam đã đưa ra một loạt các chính sách khuyến khích đầu tư.

Chẳng hạn, khi đầu tư vào một dự án nhà máy lọc hóa dầu nhà đầu tư sẽ

được hưởng mức thuế TNDN thấp hơn là 10% thay vì bình thường 25%

trong 15 năm đầu hoạt động. Các chính sách ưu đãi cũng bao gồm miễn

thuế hoàn toàn cho bốn năm đầu tiên sản xuất từ thời điểm khoản lợi

nhuận đầu tiên được ghi nhận. Sau thời hạn đó, thuế tăng lên đến 5%

trong chín năm tiếp theo và sau đó trở lại mức bình thường 25%. Ngoài

ra, nhà đầu tư sẽ được miễn thuế nhập khẩu đối với thiết bị cần thiết cho

dự án nhưng không có sẵn tại Việt Nam.

Ví dụ, đầu tư vào các nhà máy lọc dầu Dung Quất được hưởng ưu đãi đặc

biệt như trong Thư số 13/UDDT ngày 15/02/2006 của Ban Quản lý Khu

kinh tế Dung Quất, với các chi tiết như sau:

Miễn tiền thuê đất, phí sử dụng đất, thuế sử dụng trong suốt thời

gian dự án

Cho phép mức thuế TNDN 10% trong vòng 15 năm kể từ khi bắt đầu

hoạt động thương mại của công trình, với 0% trong bốn năm đầu

tiên, 5% cho năm thứ năm đến năm thứ 14, 10% trong những năm

thứ 15 và 16, và 25% sau năm thứ 16.

Giảm thuế thu nhập cá nhân 50% cho những người thu nhập cao để

thu hút quản lý và nhân viên có tay nghề cao nhất.

Miễn thuế nhập khẩu một số nguyên liệu, vật tư, linh kiện và sản

phẩm dở dang trong năm năm đầu tiên của hoạt động thương mại.

Miễn thuế nhập khẩu đối với vật tư, thiết bị trong thời gian xây dựng.

Miễn thuế nhập khẩu đối với thiết bị, máy móc và vận chuyển đặc

biệt được đưa vào tài sản cố định của công ty cũng như các phương

tiện đưa đón nhân viên.

Mỗi nhà máy lọc dầu sẽ có ưu đãi và trợ cấp khác nhau tùy thuộc vào quy

mô vốn đầu tư và thỏa thuận với chính phủ. Ví dụ, chính sách khuyến


khích đối với các nhà máy lọc dầu Nghi Sơn và Dung Quất: Giá sản phẩm

bán buôn xăng dầu (tại cổng nhà máy) sẽ được tính theo cách tương tự

như giá xăng dầu nhập khẩu trong 10 năm đầu hoạt động thương mại.

Mức thuế suất nhập khẩu được áp dụng là 7% cho các sản phẩm tinh chế,

3% cho các sản phẩm hóa dầu, và 5% đối với LPG. Trong đó đối trường

hợp Dung Quất, khi mức thuế suất thuế nhập khẩu được điều chỉnh thấp

hơn so với tỷ lệ trích dẫn ở trên, chính phủ sẽ trợ cấp sự khác biệt về giá

cả.

Các chính sách này là khá thuận lợi cho các nhà máy lọc dầu, vì sản phẩm

được sản xuất tại Việt Nam nhưng giá bán cũng giống như giá nhập khẩu.

Các nhà máy lọc dầu trong nước sẽ được hưởng lợi ngay cả trong trường

hợp không có thuế nhập khẩu. Tuy nhiên các chương trình trợ cấp như vậy

không có tính bền vững về kinh tế, nâng cao giá đến tay tiêu dùng gây tổn

thất cho ngân sách Nhà nước. Hiện nay, việc hủy bỏ các chương trình trợ

giá này đang được nhà nước cân nhắc.

Về mặt phân phối, các nhà đầu tư nước ngoài không được phép đầu tư vào

lĩnh vực này, trừ phân phối LPG và phân phối dầu nhờn. Các nhà đầu tư

nước ngoài được phép đầu tư vào các nhà phân phối địa phương (không

bao gồm quyền nhập khẩu/xuất khẩu) với mức cao nhất là 49%. Quy định

này được kỳ vọng sẽ thay đổi sau năm 2015 để nhà đầu tư nước ngoài

trong lĩnh vực lọc dầu cũng sẽ được phép đầu tư vào phân phối xăng dầu.

Nhìn chung, chính sách đầu tư của Việt Nam với thuế thu nhập doanh

nghiệp cao trong lĩnh vực khai thác dầu là kém hấp dẫn so với các nước

khác trong khu vực. Mặc dù đầu tư vào nhà máy lọc dầu được hưởng chính

sách ưu đãi nhưng quá trình xin giấy phép đầu tư lại khá phức tạp, gây trở

ngại cho các nhà đầu tư tiềm năng tại Việt Nam. Sau hơn hai thập kỷ kìm

hãm tăng trưởng và lợi nhuận trong lĩnh vực này, PetroVietnam hiện đang

tìm kiếm một số lượng lớn đầu tư nước ngoài và ưu tiên đầu tư các dự án

thăm dò và khai thác (đặc biệt là các dự án nước sâu) và các dự án nhà

máy lọc dầu/hóa dầu. Có thể dễ dàng nhận thấy rằng Việt Nam đang tiếp

tục đấu tranh huy động vốn theo cơ cấu đầu tư/khuyến khích hiện nay vì

vốn sẽ chảy đến nơi sinh lợi tốt nhất.


Khai thác và tiêu thụ

Các công ty chính

Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí (PVEP) – Nhà khai thác dầu

PVEP được thành lập vào ngày 04 tháng 5 năm 2007 qua việc sát nhập

công ty thăm dò và khai thác dầu khí PetroVietnam và Công ty đầu tư &

phát triển PetroVietnam, 100% thuộc PVN. Mục tiêu của việc thành lập

PVEP là để thống nhất các hoạt động sản xuất kinh doanh thăm dò và khai

thác dầu khí tại Việt Nam cũng như ở nước ngoài. Tại Việt Nam, PVEP hoạt

động trên sông Hồng, sông Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay Thổ Chu và bể

trầm tích Trường Sa. Công ty có khoảng 2.000 nhân viên và tổng tài sản

USD 6 tỷ USD. Cơ cấu tổ chức của PVEP bao gồm 15 đơn vị, 10 công ty

điều hành, 10 công ty điều hành chung, hai công ty liên doanh vận hành,

hai chi nhánh và bảy văn phòng đại diện ở các nước khác. Doanh thu của

PVEP trong năm 2012 là 3 tỷ USD và lợi nhuận ròng là 1,6 tỷ USD.

Tổng công ty dầu Việt Nam (PV Oil) – nhà xuất khẩu dầu

PV Oil được thành lập vào tháng 6 năm 2008 qua sự hợp nhất của CTCP

thương mại dầu khí (Petechim) và Công ty chế biến và phân phối các sản

phẩm dầu khí (PDC). PV Oil có trách nhiệm phát triển các lĩnh vực dầu mỏ

hạ nguồn ở Việt Nam, nhập khẩu và kinh doanh các sản phẩm dầu khí.

Ngoài ra, PV Oil là công ty duy nhất được phép xuất khẩu dầu thô sản xuất

tại Việt Nam. PV Oil cũng chịu trách nhiệm đảm bảo đủ nguyên liệu dầu

thô cho nhà máy lọc dầu của PetroVietnam và tiêu thụ các sản phẩm tinh

chế.

Tổng công ty khí Việt Nam (PV Gas) – nhà khai thác khí

Tổng công ty (PV GAS) được thành lập vào năm 1990 và có các hoạt động

chính bao gồm thu thập, vận chuyển, chế biến, dự trữ, phân phối và buôn

bán các sản phẩm khí trên toàn quốc. PV Gas là công ty duy nhất đại diện

cho PVN trong việc mua khí đốt tự nhiên từ giếng và bán lại, phân phối

đến người tiêu dùng. PV Gas được niêm yết trên sàn chứng khoán Hồ Chí

Minh với mã GAS và là một trong những công ty lớn nhất vốn hóa thị

trường. PVN nắm giữ 97% cổ phần PV Gas. Vốn điều lệ của PV Gas là

khoảng 18.950 tỷ đồng (911 triệu USD). Thu nhập của PV Gas chủ yếu

đến từ việc bán khí thiên nhiên và LPG. Hai mảng này đóng góp khoảng

90% tổng doanh thu của PVGas. Thu nhập hàng năm của công ty là

khoảng 80.000 tỷ đồng (3,8 tỷ USD).


Dầu thô – Nguy cơ thiếu hụt!

Trong thập kỷ qua, sản lượng dầu thô của Việt Nam đã đạt tổng số 205,8

triệu tấn (Mt) với sản lượng hàng năm trong những năm gần đây được duy

trì trong khoảng 320 và 350 nghìn thùng mỗi ngà (kbpd). Tính đến cuối

năm 2012, sản lượng dầu thô của Việt Nam xếp hạng thứ tư trong khu vực

Đông Nam Á với 345 kbpd sau Indonesia, nhà sản xuất lớn nhất với 918

kbpd, Malaysia 657 kbpd và Thái Lan tại 440 kbpd. Sản lượng dầu thô của

Việt Nam đạt đỉnh điểm vào năm 2004 và giảm kể từ sau đó. Đa phần

nguyên nhân là do các điều khoản bất lợi về mặt kinh tế áp lên các công

ty dầu quốc tế bởi PVN và Nhà Nước. Như đã đề cập ở trên, sự đan xen

của chính sách thuế và hợp đồng cơ cấu đã làm nản lòng đối với các mỏ

dầu khí không thuộc loại có tỷ suất lợi nhuận tiềm năng cao nhất. Mà hầu

hết, nếu không phải tất cả, những mỏ có tỷ suất lợi nhuận tiềm năng cao

nhất đều đã được khai thác.

Sản lượng dầu thô của Vietnam qua các năm (kbpd)

Nguồn: PetroVietnam

Hiện nay Việt Nam đang cố gắng để tăng sản lượng dầu thô của mình

bằng cách mở rộng hoạt động thăm dò và khai thác ngoài nước, song song

với đó, Nhà nước và PVN sẽ phải nới lỏng chính sách để các nhà đầu tư

nước ngoài để thu thêm lợi nhuận. Theo PVN, sản lượng dầu quốc gia sẽ

đạt đỉnh cao tại mức 420 kbpd vào năm 2014, phản ánh mức tăng trưởng

CAGR 3,7% trong giai đoạn 2009 – 2014. Khai thác dầu thô trong nước

sau đó được ước tính giảm xuống đáng kể chỉ vào 150 kbpd vào năm

2020.

Việt Nam đang đẩy mạnh phát triển lọc dầu để đáp ứng nhu cầu phát triển

mạnh mẽ trong nước. Chiến lược này tất yếu sẽ dẫn đến sự gia tăng

nhanh chóng nhu cầu dầu thô trong khi đó sản xuất trong nước suy yếu

mạnh. Cụ thể hơn, các mỏ Bạch Hổ dự kiến sẽ cạn kiệt vào năm 2015, vào

365 430 395 359 339 317 348 321 328 348 351

2%

18%

-8% -9%

-6% -6%

10%

-8%

2%

6%

1%

-15%

-10%

-05%

00%

05%

10%

15%

20%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E

Kbpd Tổng sản lượng dầu thô (kbpd) Tăng trưởng

Sản lượng dầu thô quốc gia

sẽ đạt mức cao nhất

420kbpd vào năm 2014,

với mức tăng trưởng CAGR

3,7% trong giai đoạn 2009

đến 2014. Sản xuất dự

kiến sẽ giảm mạnh xuống

mức chỉ 150kbpd vào

2020.

Refining development will

lead to a rapid increase in

crude oil demand.

t

h

e


thời điểm mà Việt Nam sẽ tăng nhu cầu dầu 424 kbpd. Theo tính toán của

chúng tôi, nhu cầu dầu thô của Việt Nam trong giai đoạn 2013-2025 của

sẽ có độ tăng trưởng CARG 6% so với cùng kỳ, đạt 424 kbpd vào năm

2015, và 810 kbpd trong năm 2025.

Ước tính sản lượng và nhu cầu dầu thô của Việt Nam (kbpd)

Nguồn: PVN, VPBS Research

Sau năm 2014, khoảng cách giữa cung và cầu sẽ lớn hơn khi Việt Nam

không còn có thể đảm bảo nhu cầu dầu mỏ do những hạn chế của thị

trường trong thập kỷ qua. Ngoài ra đến năm 2020, Việt Nam dự kiến đưa

một loạt nhà máy lọc dầu và hóa dầu đi vào hoạt động, nhu cầu dầu thô

cho các nhà máy lọc dầu sẽ đạt 810 kbpd, lớn hơn gấp đôi sản lượng hiện

tại của Việt Nam và cao hơn so với nhu cầu dự kiến. Việt Nam sẽ chuyển

từ một nước xuất khẩu ròng sang một nước nhập khẩu ròng dầu. Hướng

tới năm 2018, với khoảng cách lớn giữa cung và cầu, nhập khẩu sẽ phải

tiếp tế cho các nhà máy lọc dầu trong tương lai. Việt Nam hiện đang tích

cực cố gắng tăng sản lượng dầu bằng cách tìm kiếm các nguồn phát triển

mới ở ngoài khơi cũng như quốc tế.

Giá dầu thô

Giá dầu thô Việt Nam được tính theo giá trên toàn thế giới. Việc bán dầu

thô được thông qua bởi đấu giá hàng tháng của Tổng công ty dầu Việt

Nam (PV Oil) tổ chức, tạo điều kiện cho người trả giá cao nhất mua dầu

thô sản xuất trong nước. Việt Nam xuất khẩu gần như tất cả dầu thô được

sản xuất, chủ yếu cho các nước Nhật Bản, Úc, Trung Quốc và Malaysia.

Xuất khẩu dầu thô của Việt Nam suy giảm kể từ năm 2010 khi nhà máy

lọc dầu đầu tiên của Việt Nam, Dung Quất, bắt đầu hoạt động. Nhà máy

lọc dầu có công suất thiết kế là 6,5 triệu tấn (130 kbpd) chủ yếu sử dụng

dầu thô từ mỏ Bạch Hổ đang trên đà cạn kiệt, chiếm 40% sản lượng dầu

420

350

300

230 210

190 150

130 100 100 100 100

406 424

455 488

523 561

600 637

677 719

763

810

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2014F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019F 2020F 2021F 2022F 2023F 2024F 2025F

Sản lượng dầu thô Nhu cầu tiêu thụ dầu


thô của nước này. Giá dầu cho nhà máy lọc dầu Dung Quất được tính như

dầu thô nhập khẩu.

Khí thiên nhiên

Nguồn cung – tích trữ từ miền Bắc

Khai thác khí đốt tự nhiên trong các bể khí được vận chuyển đến nhà máy

xử lý và người tiêu dùng theo hệ thống sau đây:

Hệ thống đường ống Phú Mỹ-Bạch Hổ có chiều dài 220 km và

đường kính 16''. Đường ống này vận chuyển khí đốt từ các mỏ

Rạng Đông, Bạch Hổ ở bể Cửu Long cho khách hàng trên đất liền.

Giai đoạn một của hệ thống đường ống được hoàn thành vào năm

1995 và giai đoạn hai vào năm 2002 với tổng vốn đầu tư 400 triệu

USD. Hệ thống đường ống có công suất 2 tỷ m3/năm, vận chuyển

khí chủ yếu để sản xuất điện tại Bà Rịa, Phú Mỹ và nhà máy chế

biến khí Dinh Cố và nhà máy Đạm Phú Mỹ;

Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn vận chuyển khí từ mỏ Lan Tây,

Rồng Đông và Rồng Đôi Tây (bể Nam Côn Sơn) đến các nhà máy

điện Phú Mỹ. Hệ thống có công suất 7 tỷ m3/năm. Giai đoạn một

được hoàn thành vào năm 2002 và giai đoạn hai vào năm 2008. Hệ

thống đường ống này trải dài hơn 400 km và có đường kính 26'' với

vốn đầu tư 565 triệu USD.

Hệ thống đường ống PM3-CAA vận chuyển khí từ mỏ PM3 đến khu

phức hợp điện đạm Cà Mau đặt tại thành phố Cà Mau. Hệ thống có

công suất 2 tỷ m3 mỗi năm, vốn đầu tư là 300 triệu USD và có

chiều dài 330 km, được hoàn thành vào năm 2007;

Dự án truyền tải khí đốt Sư Tử Vàng - Rạng Đông vận chuyển khí

đốt từ Sư tử đen / Sư tử Vàng và từ Sư tử trắng để Rạng Đông.

Ngoài ra, có hai đường ống dẫn hệ thống dự kiến sẽ đưa vào hoạt động

trong tương lai gần. Tổng công suất của các đường ống sẽ đạt 1,8 tỷ m3

mỗi ngày.

PV Gas là nhà phân phối khí chủ lực của PetroVietnam. PetroVietnam và

các đối tác liên doanh, trực tiếp đàm phán giá khí nội địa với các nhà máy

điện và công nghiệp theo từng dự án. Giá khí tự nhiên ở Việt Nam được

giữ ở mức khá thấp so với thị trường quốc tế chủ yếu vì giá điện bán buôn

vẫn còn thấp. Chi phí vận chuyển khác nhau tùy theo đường ống dẫn khí

và được phê duyệt bởi Bộ Công Thương. Khi thị trường khí Việt Nam phát

triển và có sự thâm nhập của LNG, giá khí có thể sẽ tăng lên ngang bằng

với giá thị trường.


Hệ thống đường ống dẫn khí

Nguồn: PVN

Sản xuất khí đốt tự nhiên ở Việt Nam là khoảng 9 tỷ m3 trung bình trong

vòng năm năn gần đây. Sản xuất của đất nước đạt đến CARG 9,6% trong

giai đoạn 10 năm 2003-2012.

Sản xuất khí đốt tự nhiên ở Việt Nam

Nguồn: PV Gas

Sản lượng khí đốt tự nhiên của Việt Nam được dự báo sẽ nhanh chóng suy

giảm trong vòng 10 năm tới do mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long cạn kiệt và

sản lượng của bể Nam Côn Sơn giảm xuống còn 0,2 tỷ m3 trong năm

2035. Sản xuất khí đốt tự nhiên của Việt Nam trong năm 2013 được ước

tính là 9,75 tỷ m3(BCM), tăng 4.8% so với năm 2012 và dự báo sẽ đạt

mức tối đa là 15 tỷ m3 trong năm 2018. Sau đó sản xuất sẽ giảm xuống

nhanh chóng. Đến 2035 tổng sản lượng khí thiên nhiên của đất nước sẽ

còn khoảng 7 tỷ m3.

Khí thiên nhiên là một sản phẩm không tồn kho mà được được tiêu thụ ngay

sau khi nó được khai thác/sản xuất. Khoảng 85% nhu cầu khí đốt tự nhiên ở

4

6 7

8 7

8 8

9

8

9 10

71% 70%

9% 9%

-9%

9% 7%

17%

-13%

13% 10%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

2

4

6

8

10

12

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20122013E

BCM Sản lượng khí thiên nhiên Tăng trưởng

Sản xuất khí đốt tự nhiên của

Việt Nam được ước tính sẽ

nhanh chóng suy giảm trong

10 năm tới do mỏ Bạch Hổ

thuộc bể Cửu Long cạn kiệt

và sản lượng của bể Nam

Côn Sơn suy giảm.


Việt Nam dành cho phát điện, 10% cho sản xuất phân bón và phần còn lại

được tiêu thụ qua hình thức thấp khí thấp áp hoặc LPG. Tuy nhiên, nguồn

cung khí đốt hiện nay chỉ có thể đáp ứng 60% nhu cầu điện năng, 30% nhu

cầu phân bón và 60% nhu cầu LPG của Việt Nam. Dự báo trong tương lai,

những nhu cầu trên sẽ tăng mạnh, kéo theo nhu cầu tiêu thụ khí đốt cũng

gia tăng.

Tiêu thụ khí tự nhiên

Nguồn: PV Gas, VBPS

Tổng nhu cầu tiêu thụ khí tự nhiên dự kiến cho năm 2013 được ước tính đã

đạt 9.46 bcm, tăng 11% so với năm 2012. Tiêu thụ khí đốt tự nhiên được

dự báo chủ yếu dựa trên nhu cầu từ sản xuất điện, phân bón. Hiện nay,

Việt Nam có hai nhà sản xuất phân bón, Phú Mỹ và nhà máy Cà Mau. Mỗi

nhà máy tiêu thụ trung bình khoảng 0,5 bcm khí để sản xuất ra 1,5 triệu

tấn urê.

Ước tính tiêu thụ khí tự nhiên (bcm/năm)

Nguồn: PV Gas

3

4 4 5 5 5

7

9

7 8 8

81%

68% 65%

87% 83%

77%

90% 91% 90%

82% 82%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E

Tăng trưởng BCM Tiêu thụ cho sản xuất điện (bcm)

Tiêu thụ cho các ngành khác (bcm)

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

2014F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019F 2020F 2021F 2022F 2023F 2024F 2025F

Nhu cầu cho ngành điện

Nhu cầu cho ngành công nghiệp (bao gồm CNG)

Nhu cầu cho ngành phân bón

Nhu cầu tiêu thụ khí sẽ tiếp

tục tăng mạnh troing 10 năm

tới


Nếu sản xuất urê ổn định nghĩa là nhà máy phân bón sẽ tiêu thụ khoảng

1,1 tỷ m3 khí mỗi năm, chiếm trung bình 6% tổng nhu cầu. Các nguồn

tiêu thụ khác như khí thấp áp cho công nghiệp, CNG và LPG sản xuất góp

phần một lượng 1,7-3,0 tỷ m3, chiếm 7-16% trong tổng cầu. Về dự báo

nhu cầu điện, dựa trên Quy hoạch điện lần VII (QHĐ VII) của Việt Nam,

các trạm phát điện sẽ đạt công suất 97.424 MW vào năm 2025, dẫn đến

nhu cầu khí đốt 17,1 tỷ m3 trong năm 2025, tăng 90% so với năm 2012.

Như vậy, nhu cầu khí tự nhiên của Việt Nam sẽ có tốc độ tăng trưởng

CAGR 4,5% trong giai đoạn 2014-2025 trong khi đó sản xuất là -2%.

Tóm lại, sự thiếu hụt nguồn cung cấp khí đốt sẽ tăng lên khi khoảng cách

giữa cung và cầu được mở rộng. Thiếu hụt sẽ tăng mạnh khi bể Cửu Long

ngừng sản xuất. Đến năm 2015, Việt Nam sẽ thiếu 1,23 tỷ m3 khí đốt tự

nhiên, năm năm sau đó con số này sẽ là 5,9 tỷ m3. Mỏ khí mới sẽ phải đi

vào hoạt động kịp thời để bù đắp cho các mỏ đang trên đà cạn kiệt. Bất

chấp sự phát triển các mỏ mới, năng lực sản xuất khí thiên nhiên trong

nước dự kiến sẽ giảm nhanh chóng từ năm 2017, tiếp tục gia tăng khoảng

cách giữa cung và cầu. Nhập khẩu LNG sẽ là cần thiết để thu hẹp khoảng

cách này.

Cân bằng cung - cầu (bcm)

Nguồn: PV Gas, ước tính của VPBS

Ngoài ra, Việt Nam vừa tuyên bố rằng đã tìm thấy thêm khí đốt tự nhiên ở

miền Trung. Nguồn tài nguyên khí đốt tự nhiên này dự kiến sẽ lớn hơn so

với bể Nam Sơn Côn. Tuy nhiên, khí ở đây có chứa hàm lượng cao của

CO2 và chưa có xác nhận chính thức về quy mô của nguồn tài nguyên

này. Do đó, Việt Nam sẽ vẫn phải nhập khẩu khí đốt tự nhiên trong tương

lai gần; PV Gas đang có kế hoạch nhập khẩu lô LNG đầu tiên vào năm

2015 cho Thị Vải và Sơn Mỹ ở Bình Thuận từ năm 2018. Nhập khẩu LNG

dự kiến sẽ đa dạng hóa các nguồn năng lượng sơ cấp được sử dụng cho

(10.00)

(5.00)

-

5.00

10.00

15.00

20.00

2014F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019F 2020F 2021F 2022F 2023F 2024F 2025F

Tổng cung

Tổng cầu

Thiếu hụt


sản xuất điện, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Tuy nhiên, sẽ có tác

động đối với thị trường khí đốt tự nhiên trong nước từ việc nhập khẩu LNG.

Một mức giá khí mới sẽ được thành lập.

Thị trường khí tự nhiên: Nhiều người bán – một người mua – một nhà bán lẻ

Cơ chế giá khí ở Việt Nam thường là thương lượng cho từng dự án riêng.

Trường hợp ngoại lệ là khí PM3 CAA được tính toán căn cứ vào giá trung

bình dầu nhiên liệu ("MFO") do một phần của mỏ khí này được bán cho

việc phát điện tại Malaysia. Cho đến nay, các phương pháp xác định giá

khí thiên nhiên tại chỗ của Việt Namkhông liên quan đến sự năng động của

thị trường sản xuất điện. Các phương pháp xác định giá khí chỉ tập trung

vào các thành phần cung cấp khí của chuỗi giá trị cung cấp khí.

PV Gas là công ty duy nhất có trách nhiệm bán và phân phối khí tự nhiên

tại Việt Nam. Giá bán khí thiên nhiên đến người tiêu dùng tại Việt Nam

được xác định dựa trên các nguyên tắc sau:

Khí cung cấp cho sản xuất điện và phân bón được quy định bởi

Nhà Nước.

Giá khí cho các khách hàng công nghiệp dựa trên chi phí nhiên

liệu thay thế.

Giá khí trong nước so với giá khí quốc tế:

Thị trường khí Việt Nam

Nguồn: PVN, VBPS

Công thức tính giá bán khí đang được PVN sử dụng bao gồm chi phí truyền

tải, chi phí vận chuyển, thuế GTGT và biên lợi nhuận định mức. Thuế

truyền tải và phân phối thường được quy định bởi Bộ Công Thương và

được quyết định bởi PVN. Giá khí đốt cho các lĩnh vực khí đốt hiện nay dao

động từ 3,5 USD đến 7 mỗi mmbtu. Giá khí đốt của Việt Nam có thể được

coi là thấp nhất trong vùng trừ Malaysia, do được chính phủ trợ giá.

phương pháp xác định giá khí

thiên nhiên tại chỗ của Việt

Namkhông liên quan đến sự

năng động của thị trường sản

xuất điện. Các phương pháp xác

định giá khí chỉ tập trung vào

các thành phần cung cấp khí

của chuỗi giá trị cung cấp khí


Mức giá khí hiện tại dường như là cần thiết để đạt được giá điện thấp và

trợ cấp cho khí đốt tiêu thụ trong lĩnh vực phân bón.

Giá khí đốt thấp để phát điện có xu hướng làm nản lòng đối với việc đầu tư

trong thăm dò và phát triển khí đốt và đi ngược một số mục tiêu cao hơn

cho ngành như sự phát triển nhanh chóng và đa dạng hóa nguồn nhiên

liệu cho việc phát điện. PVN nhiều khả năng sẽ muốn tăng giá trong nước

để tương đương với giá thế giới. Trong năm 2010 PVN thực hiện các biện

pháp nhất định để tăng giá từ năm 2012:

(1) đề nghị tăng giá khí đốt cho ngành điện , (2) tăng giá khí cho khu vực

của cơ sở sản xuất điện/urê của các công ty con. (3) Giá cho các nguồn

tiêu thụ khác như sản xuất điện và sản xuất công nghiệp được lên lịch

trình tăng 2%/năm.

Lịch trình giá khí Cửu Long Khí Cửu Long 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Cho sản xuất điện 5,16 5,36 5,58 5,72 5,86 6,01 6,16 6,31

Cho sản xuất phân bón 6,56 6,69 6,83 7,98 8,54 9,14 9,78 10,50

Cho sản xuất công nghiệp 6,63 7,29 8,02 8,22 8,43 8,64 8,85 9,07

Giá khí Nam Côn Sơn được lên lộ trình như dưới đây và tăng 2%/năm.

Lộ trình giá khí Nam Cơn Sơn (Lô 06.1 and 11.2)

Lô 06.1 và 11.2 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Tiêu thụ dưới 3.8 bcm 3,6 3,7 3,7 3,8 3,9 4,0 4,0 4,1

Trên 3.8 bcm 5,2 5,4 5,6 5,7 5,9 6,0 6,1 6,2

Thuế 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Phí thu thập 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3

Lộ trình giá khí Nam Côn Sơn (Hải Thạch Mộc Tinh)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Giá bán 5.36 5.46 5.57 5.68 5.80 5.90 6.02 6.13

Phí thu thập 1.12 1.14 1.16 1.18 1.21 1.23 1.26 1.28

Ngoài ra, theo BMI, Chevron Việt Nam đình chỉ hoạt động khai thác khí tại

lưu vực Malay đến năm 2014. Đình chỉ này chủ yếu là do tranh chấp với

PVN trong giá bán buôn nơi Chevron đề xuất từ 7-8.2USD/mmbtu .

Lộ trình giá PM3

PM3 Gas 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Giá bán 7.7 8.0 8.2 8.41 8.62 8.83 9.05 9.28

Cho Cà Mau 4.98 5.19 5.3 5.46 5.6 5.74 6.61 6.6

Phí thu thập 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17

Căn cứ trên lộ trình giá khí thiên nhiên, các lĩnh vực kinh doanh sau sẽ bị

ảnh hưởng:

Khí Cửu Long được cung cấp chủ yếu cho nhà máy phân bón Phú

Mỹ và một lượng nhỏ để tiêu thụ điện và công nghiệp. Trên trung

bình , nhà máy Phú Mỹ tiêu thụ khoảng 0,5 bcm khí, tương đương

với 20,76 mmbtu. Giá khí cho nhà máy Phú Mỹ được lên lịch trình

như trong bảng dưới đây. Lịch trình được dựa trên sự so sánh của

giá khí đến Cà Mau và Phú Mỹ để đảm bảo rằng phân bón Phú Mỹ

Giá khí thiên nhiên ở Việt

Nam có lộ trình tăng giá đến

năm 2020


sẽ có một tỷ suất lợi nhuận 15% và để hỗ trợ giá khí cho Cà Mau,

nhà máy sản xuất phân bón thứ hai của PVN. Giá khí dự kiến cho

Phú Mỹ dự kiến sẽ đạt 6,43 USD mỗi mmBTU, tăng 2% cho đến

năm 2015 và 7,98% vào năm 2016. Từ 2017 đến 2021 giá gas sẽ

tăng thêm 7% mỗi năm. Theo đó, nhà máy phân bón Phú Mỹ sẽ có

ROE 13% đến 15 % trong giai đoạn 2011-2015. Sau năm 2015 cho

đến hết vòng đời của nhà máy, ROE ước đạt 15%.

Giá khí PM3 gPM3 được tính bằng 46% giá FO niêm yết trên thị

trường Singapore (theo Platts) cộng với mức thuế thu ước tính

khoảng 1,17 USD mỗi mBTU. Tại năm 2012, giá khí PM3 là USD7.

Đối với nhà máy đạm Cà Mau, nguồn tiêu thụ chính của PM3, giá

khí là quá cao cho dự án. Vì vậy, PVN đã đề xuất với Chính phủ lộ

trình giá cho Cà Mau trong đó giảm 35% giá khí đốt cho giai đoạn

2012-2018, giảm tiếp 27% sau năm 2018 để đảm bảo rằng ROE

của Cà Mau sẽ duy trì ở mức 14% mỗi năm. Sự khác biệt giữa giá

gốc và giá PM3 cho Cà Mau sẽ được trợ cấp bởi lợi nhuận từ việc

tăng giá cho Đạm Phú Mỹ.

Các nguồn tiêu thụ khác như CNG và LPG, sẽ phải mua khí đốt với

giá dự kiến cho người tiêu dùng công nghiệp. Những khách hàng

này cũng sẽ gánh chịu nhiều nhất khi giá thị trường nâng lên đến

mức mới cho LNG để lấp đầy khoảng cách giữa cung và cầu. Điện

và phân bón sẽ được chính phủ trợ giá. Do đó, các khoản đầu tư

trong các lĩnh vực điện và phân bón được coi là sinh lợi tại Việt Nam

hơn. Cổ phiếu của các công ty niêm yết hoạt động trong các ngành

này sẽ có nhiều khả năng tăng giá. Các cổ phiếu của các công ty

niêm yết trong ngành này được xem là lựa chọn đầu tư tốt vì khả

năng giá cổ phiếu tăng cao.

Mã

CK

Tên Công Ty KL Đang Lưu

Hành

Giá tại

22.1.14

Vốn Thị

Trường (tỷ

VNĐ)

EPS

(VNĐ)

P/E BVPS

(VNĐ)

P/B ROE

GAS Tổng CTCP Khí Việt Nam 1.895.000.000 77.000 145.915 6.700 11,49 17.580 4,38 43,69%

PVD Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ khoan dầu khí 300.281.878 73.500 22.071 7.410 9,92 32.380 2,27 20,43%

PGD CTCP Phân phối khí Thấp áp 42.900.000 45.000 1.931 5.060 8,89 24.800 1,81 21,36%

DPM Tổng CTCP Phân bón và Hóa chất dầu khí 377.554.320 47.300 17.858 6.550 7,22 26.390 1,79 26,75%

PGS CTCP Kinh doanh khí hóa lỏng miền Nam 38.000.000 35.000 1.330 5.500 6,36 23.440 1,49 31,70%

PVS Tổng CTCP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam 446.703.141 29.700 13.267 3.040 9,77 17.090 1,74 19,41%

CNG CTCP CNG Việt Nam 27.000.000 34.800 940 4.980 6,99 16.430 2,12 30,06%

PVG CTCP Kinh doanh khí hóa lỏng miền Bắc 27.719.850 14.500 402 1.070 13,55 14.450 1,00 7,42%

Nguồn: VPBS


Hạ nguồn – Xử lý và Phân phối LPG

Quy chế thị trường

Thị trường LPG hay còn gọi là khí ga, chịu sự kiểm soát của nhiều Bộ, như

Bộ Công Thương, Bộ Công nghệ và Khoa học, Bộ Tài chính, Bộ Giao thông

Vận tải và Bộ Xây dựng. Các Bộ này giám sát chất lượng, lưu trữ, cơ sở

vật chất và giá cả LPG. Các bộ ngành khác như Bộ Công an, Bộ Môi

trường, Bộ Lao động và Xã hội giám sát an toàn sản xuất LPG và hỗ trợ

cho người sản xuất LPG. Kinh doanh LPG phải được sự chấp thuận của tất

cả các Bộ, trước khi được phép hoạt động trên thị trường. Thị trường LPG

được quản lý theo Nghị định số 107/ND-CP, ngày 22.8.2009.

Chuỗi thị trường LPG Việt Nam

Nguồn: VBPS

Các công ty tham gia thị trường LPG được chia thành bốn loại: các công ty

kinh doanh LPG, nhà phân phối LPG cấp 1, tổng đại lý và cửa hàng LPG.

Các công ty kinh doanh LPG tham gia xuất/nhập khẩu, sản xuất, vận

chuyển và phân phối. Nhà phân phối LPG cấp 1 có thể vận chuyển và phân

phối LPG nhưng không thể nhập khẩu, xuất khẩu hoặc sản xuất. Cuối

cùng, tổng đại lý, cơ quan, cửa hàng và phân phối LPG cho người tiêu

dùng.

Hiện nay, có 53 công ty kinh doanh khí trên thị trường LPG Việt Nam, 23

trong số đó được phép nhập khẩu và xuất khẩu LPG với số còn lại tham

gia vào phân phối. Việt Nam có hơn 130 tổng đại lý và 11.500 đại lý khí

trong đó Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh chiếm gần 50%.

Việt Nam có 53 công ty kinh

doanh LPG, trong đó cò 23

công ty được xuất nhập khẩu

LPG, hơn 130 tổng đại lý và

11.500 đại lý khí


LPG được sản xuất trong nước hoặc nhập khẩu bởi các công ty kinh doanh

LPG, được phân phối trực tiếp bởi chính các nhà buôn này hoặc thông qua

nhà phân phối cấp 1 đến các tổng đại lý/cơ quan/cửa hàng, và từ các cửa

hàng đến người tiêu dùng cuối cùng.

Các công ty tham gia thị trường LPG tại Việt Nam bao gồm các công ty

100% vốn nhà nước, các công ty cổ phần, các công ty liên doanh, công ty

tư nhân và các công ty vốn nước ngoài 100%. Các công ty liên doanh và

các công ty nhà nước có tổng thị phần hơn 50%. Con số này đã giảm

trong năm năm gần đây các công ty tư nhân và cổ phần mới với mức tăng

trưởng cao từ 25-30%/năm gia nhập thị trường ngay trong khoảng thời

gian các công ty liên doanh và công ty nhà nước hoạt đồng cầm chừng Sự

thay đổi thị phần có thể do các công ty tư nhân với chính sách linh hoạt có

hiệu quả đã giảm bớt các tác động đáng kể của các công ty nhà nước và

công ty liên doanh.

Các công ty kinh doanh LPG

Tên Nhãn hiệu Loại hình kinh doanh

Nhập khẩu

Wholesale Retail

100% vốn Nhà Nước

Saigon Petro Saigon Petro Gas Có Có Có

Hà Nội Petro Có Có

Emeco Emeco Gas Có Có Không

JS Company

PV Gas South PetroVietnam Gas Có Có Có

PV Gas North PetroVietnam Gas Có Có Có

PetroVietnam Gas PetroVietnam Gas Có Có Có

Petrolimex SG Petrolimex Có Có Có

Petrolimex CT Petrolimex Có Không

PetrolimexĐN Petrolimex Có Có Có

Vinagas VINAGAS Có Không

Saigon gas Saigon Gas Có Có Có

Vimexco Vimexco Có Có Có

Anpha SG GiaDinh Gas Có Có Có

PTS (Petrolimex) Có Không

Liên doanh và 100% vốn nước ngoài

Shell Gas Hải Phòng (Siam Gas mua lại)

Shell Gas Có Có Có

Thăng Long Gas Có Có Có

Total Gas Total Gas Có

Có

Đại Hãi Gas DHP Gas Có

Petronas PETRONAS Có Có Có

Elf-Total- Saigon-Vina Elf Gaz Có Có Có

VT Gas VT Gas Có Có Có

Total Cần Thơ Total Có Có

Shell Gas (Siam Gas mua lại)

Shell Gas Có Có Không

Các công ty tham gia thị trường

LPG tại Việt Nam bao gồm các

công ty 100% vốn nhà nước, các

công ty cổ phần, các công ty

liên doanh, công ty tư nhân và

các công ty vốn nước ngoài

100%


V-Gas V-Gas Có Có Có

Elf GazĐN Elf Gaz Có Có Có

BP Petco BP Có Không

Công ty tư nhân TNHH

A Gas A Gas Không

Trần Hồng Quân SA Gas Không

Thái Bình Dương TB Gas Có Có

Công Nghiệp Có

Gia Định Gas GiaDinh Gas Có

Hồng Mộc H Gas Có Không

Gas Khánh Hòa Khagasco Không

Tân Hưng Long Không

Tân Nhã Vinh Không

Vinh Phát Không

Shinpetro Có Có Có

Phát Vinh PVI Gas Có Không

TP gas TP Gas Có Không

Thái Lan gas Gas Thái Lan Có Không

Mai Khê Gas MK Gas Có Không

Đặng Phước DP Gas Có Không

Thủ Đức Gas Gas Thủ Đức Có Không

Vĩnh Long Có Không

Dak Gas DAK Gas Có Không

Gas Đại Dương Ocean Gas Có Không

For Gas For Gas Có Không

Phutagasco Phutagasco Có Không

Khánh Thiện Không

Rạch Kiến AT Gas Có Không

Đông Bắc (Hồng Mộc mua lại)

DB Gas Có Không

Petrimex Petrimex Có Có

Thành Tài TTA

Source: PGS, VPBS

Các công ty chủ lực

Các công ty chủ chốt trong thị trường bán lẻ chủ yếu là các công ty nhà

nước, bao gồm Công ty Cổ phần Gas Petrolimex, Sài Gòn Petro, PV Gas

(thông qua CTCP kinh doanh khí hóa lỏng miền Nam và Bắc) và Elf-total-

Saigon Vina, một công ty của Pháp thuộc sở hữu hoàn toàn của nước

ngoài. Các công ty này được phép nhập khẩu LPG và là nhà phân phối

chính. Các công ty này nắm giữa hệ thống kho chứa có công suất lớn và

hệ thống phân phối rộng, cho phép kiểm soát giá bán lẻ địa phương. Tất

cả gộp lại nắm giữ khoảng 50% tổng thị phần bán lẻ.


Thị trường bán lẻ LPG

Nguồn: VTGas, PGS, VPBS

PetroVietnam Gas là nhà phân phối LPG lớn nhất Việt Nam nhờ vào hai

công ty trực thuộc: CTCP kinh doanh khí hóa lỏng miền Nam (PGS) và

miền Bắc (PVG). Từ năm 2011 đến 2012, với các hoạt động mua bán sát

nhập để mở rộng hệ thống phân phối của mình, PGS trở thành công ty lớn

nhất trên thị trường miền Nam. Trong thực tế, PGS và PVG là hai công ty

mạnh nhất về cung cấp nhờ vào vị thế công ty mẹ PV Gas, thuộc PVN, là

nhà sản xuất LPG duy nhất tại Việt Nam. Tuy nhiên, do sự khác biệt trong

tiêu thụ giữa miền Bắc, miền Nam và miền Trung Việt Nam , PGS nắm giữ

thị phần lớn hơn so với PVG. Elf Gas đứng thứ hai với thị phần 12,6% và

Gas Petrolimex xếp thứ tư với thị phần 8,6% . Dựa trên kế hoạch kinh

doanh của công ty và kết quả kinh doanh trong năm 2013, cơ cấu thị phần

có khả năng thay đổi thay đổi, mặc dù PV Gas vẫn giữ vị trí dẫn đầu với

17 đến 18 % thị phần. Các công ty khác như Elf Gas và Saigon Petro sẽ

vẫn giữ vị trí ổn định trên thị trường.

Kho chứa LPG – Đã đến lúc ngừng xây dựng

Kho chứa đóng một vai trò rất quan trọng trong việc kinh doanh LPG ở

Việt Nam. Việt Nam hiện tại có sức chứa thấp nhưng nhiều kho chứa đang

được xây dựng thêm để đáp ứng nhu cầu. Trước năm 2009, Việt Nam chỉ

có 27 kho chứa LPG với dung tích 83 nghìn tấn Do đó, các công ty LPG của

Việt Nam chỉ có khả năng tiếp nhận tàu chở LPG cỡ trung bình/nhỏ theo cơ

sở tại chỗ. Đây là một vấn đề lớn vì các công ty LPG với vòng quay hàng

tồn kho nhỏ không thể lưu trữ một lượng LPG lớn trong thời điểm giá

giảm, dẫn đến việc giá LPG trong nước không ổn định, không thể tối đa

hóa lợi nhuận.

Tính đến năm 2013, hệ thống kho chứa LPG của Việt Nam vẫn ở mức 50

kho chứa với công suất trung bình khoảng 4.000 tấn. Kho chứa lớn nhất,

với công suất 60.000 tấn theo hình thức kho lạnh, thuộc về PV Gas. Tổng

công suất kho các chứa LPG vào khoảng 129.2 ngàn tấn (Kt), với miền

Bắc chiếm 13,8%, miền Trung 6,8% và miền Nam chiếm 79,4%. Hiện

PetroVietnam

17%

Elft -Total -

Saigon-Vina

13%

Petrolimex Gas

9%

Saigon Petro

6%

Petronas

5%

Anpha Petro

4% VT Gas

4%

H-Gas

3%

Petimex Gas

2%

DHP Gas

2%

Shinpetrol Gas

2%

CN Gas

2%

Khác

31.6%

Dựa trên nghiên cứu của

chúng tôi, đầu tư vào 1.000

tấn lưu trữ sẽ tốn từ 60 đến

70 tỷ hoặc 3 đến 3.5 triệu

USD. Tất cả các kho lưu trữ ở

Việt Nam sẽ phải đáp ứng các

tiêu chuẩn TCVN 6486-1999

hoặc TCVN 7441-2004.

PV Gas là công ty nắm giữ thị

phần lớn nhất sau đó đến Elft

Total Saigon Vina. Petrolimex

Gas đứng thứ 3


nay, các kho chứa LPG thường hoạt động dưới điều kiện áp suất cao và

nhiệt độ bình thường. Có tất cả 24 công ty LPG tại Việt Nam sở hữa kho

chứa. PV Gas là công ty sở hữu công suất kho chứa lớn nhất với tổng công

suất là 70,6 Kt, tiếp theo là PGS với công suất chứa 8,7 Kt và PVG với

công suất chứa 5,9 Kt.

Hệ thống kho chứa LPG ở Việt Nam

Nguồn: VPBS, các công ty LPG

Ngoài các kho trên, một kho chứa ở Long An đang được xây dựng với công

suất 84 Kt. Kho chứa này do PV Gas, PGS và Marubeni của Nhật Bản đầu

tư với vốn đầu tư là 255 triệu USD, tổng công suất ban đầu vào khoảng 40

ngàn tấn. Tuy nhiên, dự án hiện đang bị hoãn lại do thiếu vốn. Công suất

mới của các kho chứa nói trên sẽ tạo điều kiện các nhà kinh doanh LPG ký

hợp đồng nhập khẩu dài hạn/xuất khẩu LPG cho các nước láng giềng trong

trường hợp có thặng dư. Sau khi các kho chứa nói trên được đưa vào hoạt

động như dự kiến, chúng tôi cho rằng việc đầu tư thêm cho kho chứa LPG

sẽ được khuyến khích vì công suất kho đã đủ để đáp ứng tiêu dùng trong

nước.

Cảng cũng đóng một vai trò quan trọng trong kinh doanh LPG. Việt Nam

nhập khẩu LPG thông qua các cảng lớn lớn tại Hải Phòng, Đà Nẵng, Quảng

Ngãi, và cảng tư nhân khác thuộc về các nhà kinh doanh LPG. Các cảng tư

nhân có quy mô nhỏ, chỉ phục vụ các công ty có nhu cầu nhập khẩu. Nhập

khẩu LPG chủ yếu là thông qua các cảng ở phía nam, khu vực có nhu cầu

cao hơn nhiều so với các vùng khác của đất nước.

Định giá

Giá nhập khẩu

Tổng công suất kho các chứa

LPG vào khoảng 129.2 ngàn tấn

(Kt), với miền Bắc chiếm 13,8%,

miền Trung 6,8% và miền Nam

chiếm 79,4%


Giá LPG ở Việt Nam có được tính dựa trên giá LPG thế giới với những điều

chỉnh đối với thuế nhập khẩu và chi phí vận chuyển. Việc điều chỉnh giá

LPG toàn cầu ảnh hưởng đáng kể giá LPG bán lẻ do hạn chế nguồn cung

trong nước. Kết quả là, thuế nhập khẩu LPG rất không ổn định. Chính phủ

đã điều chỉnh tỷ lệ từ 20% đến 10% và thậm chí là 0% để phù hợp với sự

chuyển động của giá LPG trên thị trường toàn cầu. Mức thuế suất thuế

nhập khẩu hiện hành cho LPG là 5%, điều chỉnh từ 0% trong tháng Ba

năm 2012.

Giá LPG thế giới nói chung được quy chuẩn với giá LPG (giá khí propane và

butane) công bố hàng tháng bởi Saudi Aramco. Giá LPG sau đó được cố

định dựa trên thành phần của propane và butane. LPG thường có tỷ lệ trộn

như sau: 30% propanee/70% butane, 70% propane/30% butan và 50%

propane/50% butan. Hỗn hợp đầu tiên và thứ ba là phổ biến nhất tại Việt

Nam.

Giá LPG Saudi Aramco được tính theo công thức sau:

CP = (%C3) * CPC3 + (%C4) * CPC4, trong đó

• CPC3/CPC4 là giá của một tấn khí propane/một tấn butane, được cung

cấp bởi công bố Saudi Aramco của mỗi tháng.

• % C3/C4 là phần trăm khối lượng của propane / butane.

Giá LPG nhập khẩu được tính theo công thức:

P = (CP + Pre) * (1 +% TNK) * (1 +% GTGT),

Trong đó

• P: Giá nhập khẩu

• CP: giá thế giới được công bố hàng tháng bởi Saudi Aramco

• Pre: premium của Việt Nam

• % TNK: thuế nhập khẩu hiện nay là 5%

• % GTGT: thuế giá trị gia tăng (GTGT) đối với hàng hóa theo quy định

của Chính phủ hiện nay là 10%

Premium được cố định bởi các công ty vận chuyển LPG dựa trên công nghệ

vận chuyển bao gồm:

• Vận chuyển LPG ở áp suất cao và điều kiện nhiệt độ bình thường

• Vận chuyển LPG trong điều kiện áp suất bình thường và điều kiện nhiệt

độ thấp

Trường hợp đầu tiên phổ biến hơn trong kinh doanh LPG Việt Nam do khả

năng lưu trữ hạn chế. Các công ty này chỉ có khả năng nhận được tàu nhỏ

vận chuyển LPG dưới áp suất cao và điều kiện nhiệt độ bình thường, và

cũng có premium cao hơn (thường premium của một tàu nhỏ chiếm

khoảng 20% của giá CP) so với áp lực bình thường/điều kiện nhiệt độ thấp

trên tàu lớn (hơn 50.000 DWT). Trong trường hợp này, propane và butane

được vận chuyển riêng biệt và được trộn khi giao hàng. Các nhà buôn LPG

Việt Nam sở hữu kho công suất lớn đang ở trong vị thế kiểm soát thị


trường vì chi phí của họ sẽ thấp hơn ít nhất 40-50 USD mỗi tấn trong chi

phí vận chuyển.

Giá của các nhà cung cấp nội địa

Giá LPG trong nước (LPG Dung Quất và Dinh Cố) được xác định bằng cách

đấu thầu ba tháng một lần .Giá đầu thầu dựa trên công thức sau:

Pdomestic = CP + Pre, trong đó Pre là premium phụ thuộc vào vị trí và

số lượng giao hàng.

Thông thường, đấu thầu trên premium được thực hiện bởi các thương nhân

địa phương và phí premium phụ thuộc vào điều kiện thị trường của địa

điểm và số lượng giao hàng. Giá trong nước được tính toán tương tự như

giá quốc tế mặc dù đấu thầu được thực hiện dựa trên giá hợp đồng LPG

tương lai.

Giá bán lẻ:

Giá bán lẻ = Giá trong nước + chi phí (phí quản lý, khấu hao và

bình, lệ phí khác) + VAT + phí phân phối

Giá LPG trong các năm qua

Nguồn: LPG Úc, VPBS thu thập

Đồ thị trên thể hiện sự biến động của giá LPG ở Việt Nam so với giá thế

giới. Có thể thấy giá LPG bán lẻ của Việt Nam phụ thuộc nhiều vào giá thế

giới. Khi giá thế giới tăng, giá bán lẻ tại Việt Nam tăng lên ngay lập tức bất

kể cân đối cung cầu.Giá LPG thế giới được dự báo sẽ tăng trong năm tới

thời tiến trở nên lạnh hơn khiến cho nhu cầu sưởi ấm tăng mạnh.

Triển vọng LPG

Cung

Nhu cầu LPG nội địa được cung cấp bởi hai nhà sản xuất nhà máy Dinh Cố

và Nhà máy lọc dầu Dung Quất và qua nhập khẩu. Nhà máy Dinh Cố, vận

hành bởi PV Gas, nằm ở phía Nam và sử dụng khí đốt tự nhiên từ mỏ Bạch

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Tháng1

Tháng2

Tháng3

Tháng4

Tháng5

Tháng6

Tháng7

Tháng8

Tháng9

Tháng10

Tháng11

Tháng12

Giá thị trường thế giới 2012 (USD/tấn)

Giá bán lẻ ở Việt Nam 2012 (kVND/bình 12kg)

Giá thị trường thế giới 2013 (USD/tấn)

Giá bán lẻ ở Việt Nam 2013 (kVND/bình 12kg)

Nhu cầu LPG nội địa được cung

cấp bởi hai nhà sản xuất nhà

máy Dinh Cố và Nhà máy lọc


Hổ ( bể Cửu Long ) và bể Nam Côn Sơn để sản xuất LPG. Nhà máy Dinh

Cố cung cấp khoảng 20-25 % tổng nhu cầu của đất nước. Nhà máy này

sản xuất hai loại LPG: hỗn hợp 50% propane và 50% butan và hỗn hợp

30% propane và 70% butan, là những hỗn hợp phổ biến nhất được sử

dụng tại Việt Nam. Nhà sản xuất LPG trong nước khác là nhà máy lọc dầu

Dung Quất vận hành bởi Công ty Cổ phần Bình Sơn, sản xuất khoảng 290

nghìn tấn LPG mỗi năm. Nhà máy lọc dầu Dung Quất xử lý dầu thô trong

nước từ các mỏ Bạch Hổ và Đại Hùng cũng như nhập khẩu từ Trung Đông

để sản xuất LPG. LPG sản xuất bởi các nhà máy lọc dầu Dung Quất có

chứa một lượng cao của olefin do đặc điểm của nguyên liệu đầu vào. LPG

được phân phối cho thị trường trong nước của Công ty Bình Sơn thông qua

các công ty liên kết là CTCP Kinh doanh khí hóa lỏng miền Nam (PGS) và

miền Bắc (PVG).

Các nhà cung cấp LPG nội địa

Nguồn: PVN, VPBS

Hiện nay, do việc giảm sản lượng khí đốt từ các mỏ Bạch Hổ, Nhà máy

Dinh Cố không thể chạy hết công suất. Để thay thế cho nguồn cung cấp

giảm từ mỏ Bạch Hổ, Dinh Cố đã bắt đầu sử dụng khí tự nhiên nhiều hơn

từ bể Nam Côn Sơn, tương đối đắt tiền hơn. Dinh Cố cung cấp LPG cho

miền Nam và khu vực Trung Nam của đất nước trong khi Dung Quất phân

phối LPG chủ yếu ở phía Bắc và khu vực Bắc Trung Bộ. Khoảng một nửa số

LPG sản xuất bởi nhà máy lọc dầu Dung Quất được phân phối cho công ty

cổ phần khí hóa lỏng miền Bắc (PVG), một phần tư cho công ty khí hóa

lỏng miền Nam (PGS) và 25% còn lại được phân bổ cho các thương nhân

địa phương thông qua đấu thầu cạnh tranh. Chi phí vận chuyển cao khiến

các công ty ở phía Bắc như PVG không phân phối LPG sản xuất bởi Dinh

Cố vì nhà máy này nằm ở phía nam. Do đó, 50% sản lượng Dinh Cố được

phân phối cho PGS, và 50% còn lại được phân bổ cho các thương nhân địa

phương thông qua đấu thầu cạnh tranh.

Do thiếu hụt sản xuất trong nước, Việt Nam phải nhập khẩu một lượng lớn

LPG, chủ yếu là từ Trung Quốc, Singapore, Malaysia và Trung Đông với

lượng nhập khẩu gần đây chiếm khoảng 50-55% nhu cầu. Trung Quốc là

Khoảng một nửa số LPG sản

xuất bởi nhà máy lọc dầu Dung

Quất được phân phối cho công

ty cổ phần khí hóa lỏng miền

Bắc (PVG), một phần tư cho

công ty khí hóa lỏng miền Nam

(PGS) và 25% còn lại được phân

bổ cho các thương nhân địa

phương thông qua đấu thầu

cạnh tranh


nước xuất khẩu LPG lớn nhất vào Việt Nam nhờ lợi thế địa lý gần với Việt

Nam và thực tế phân phối chủ yếu là ở miền Bắc của Việt Nam. Nhập khẩu

LPG từ Trung Quốc chiếm khoảng 55% tổng nhập khẩu LPG của Việt Nam.

Hiện nay, do nguồn cung hạn chế từ các nước châu Á khác, Việt Nam đã

gia tăng nhập khẩu LPG từ Trung Đông. Số lượng nhập khẩu LPG cho từng

khu vực khác nhau dựa trên nhu cầu và quy mô cảng. Nhìn chung, 63,7%

nhập khẩu của đất nước đến qua miền Nam, 35,2% qua miền Bắc và còn

lại 1,1% qua miền Trung Việt Nam.

Nhu cầu

Trong vòng 10 năm, từ năm 1994 đến năm 2003, tiêu thụ LPG của Việt

Nam đã tăng trưởng với tốc độ CAGR là 50%. Kể từ đó tăng trưởng trong

tiêu thụ LPG đã tự nhiên chậm lại với tốc độ CAGR là 6,1% từ năm 2004

đến năm 2013. Tiêu thụ LPG của Việt Nam được ước tính sẽ giảm mạnh do

sự phát triển của khu vực thương mại và nhà ở. Tuy nhiên, tăng trưởng

trong tiêu thụ đang đối mặt với vấn đề khi giá LPG tiếp tục tăng. Ví dụ,

trong năm 2012, Việt Nam tiêu thụ khoảng 1,28 triệu tấn LPG, giảm nhẹ

từ năm 2011. Trong năm 2013, nhu cầu dự kiến sẽ ở mức 1,3 triệu tấn,

tăng khoảng 0.9%.

Việt Nam sử dụng LPG làm nhiên liệu chủ yếu trong nấu ăn (trong dịch vụ

thương mại như nhà hàng và quán cà phê) và trong lĩnh vực công nghiệp

là chủ yếu. Trước đây, LPG được tiêu thụ chủ yếu bởi các khu thành thị lớn

của thành phố Hồ Chí Minh, Hà Nội và Đà Nẵng. Chỉ một lượng nhỏ được

tiêu thụ bên ngoài các khu đô thị lớn. Thị trường LPG có thể được chia

thành 3 khu vực chính - Bắc, Nam và miền Trung. Là khu vực phát triển

nhất, phía Nam tiêu thụ khoảng 70% đến 80% tổng nhu cầu. Tuy nhiên,

trong thời gian gần đây, tăng trưởng kinh tế mạnh mẽ hơn trong các khu

vực khác của đất nước đã mang lại thay đổi trong cơ cấu tiêu thụ. Hiện

nay, phía nam tiêu thụ khoảng 66% tổng nhu cầu LPG, phía Bắc 30% và

miền Trung Việt Nam 4%.

Tiêu thụ LPG có thể được chia trong ba lĩnh vực: công nghiệp, khu dân cư

và thương mại/giao thông vận tải. Vì vẫn còn là một nước đang phát triển,

trên thực tế vẫn được coi là một thị trường biên theo các tiêu chuẩn đầu

tư, Việt Nam không sử dụng nhiều LPG trong giao thông vận tải, toàn

ngành chỉ chiếm 3% tổng nhu cầu. Khu vực công nghiệp là nguồn tiêu thụ

lớn nhất chiếm 65% nhu cầu trong khi 32% được sử dụng bởi các thành

phần dân cư và thương mại. Cơ cấu tiêu dùng này được coi là lạc hậu, đặc

biệt là vì LPG được coi là một nguyên liệu đầu vào quan trọng cho ngành

công nghiệp hóa dầu.


Cung-cầu LPG Việt Nam (Kt)

Nguồn: PV Gas, VPBS

Dự báo cung-cầu LPG

Như đã đề cập ở trên, ngoài các nhà sản xuất LPG hiện nay như Dung

Quất và Dinh Cố, có nhiều khả năng sẽ có các nhà cung cấp LPG khác

cùng với nhà máy lọc dầu. Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), khu kinh tế

Nghi Sơn với công suất tối đa sẽ sản xuất 380 ngàn tấn/năm (KTPA) LPG,

tương đương 29% lượng tiêu thụ hiện nay của Việt Nam.

Cung nội địa LPG trong tương lai gần

Nguồn: PVI, VPBS

Các nhà máy này cùng với Dinh Cố sẽ có tổng công suất khoảng 700 Kt

2014-2015 để cung cấp cho thị trường. Từ năm 2018, tổng sản lượng LPG

của cả nước sẽ tăng 24,6% lên 960 Kt tương đương với 95% tổng nhu cầu

của cả nước, nhờ vào hoạt động của Nghi Sơn, Long Sơn và đặc biệt là

nhà máy lọc dầu Vân Phong.

363 366 348 345 281 277 258 238 264 173 212

102 303

350

339 410

658

751 786 811

900 888

1080 1116

1324 1289 1300

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Nghìn tấn Dung Quất Dinh Cố Tổng cầu


Ước tính cung cầu của chúng tôi được dựa chủ yếu vào dự báo tăng trưởng

của Việt Nam và chưa tính đến nhu cầu tiềm năng từ bất kỳ dự án hóa dầu

mới nào mà sẽ tiêu thụ một lượng lớn LPG. Hiện nay, Việt Nam chỉ có Nhà

máy polypropylene (PP) Dung Quất sản xuất khoảng 150 ngàn tấn một

năm (KTPA). Tuy nhiên, nhà máy này sử dụng công nghệ chuyển đổi dầu

khí và không tiêu thụ LPG. Các nhà máy PP và polyethylene (PE) khác như

nhà máy PP/PE trong khu liên hợp hóa dầu Long Sơn, nhà máy PP trong

nhà máy lọc dầu Nghi Sơn và nhà máy methyltert-butyl ether (MBTE) có

thể đi vào hoạt động sau năm 2020. Tuy nhiên, do sự không chắc chắn

xung quanh các dự án này, chúng tôi đã không đưa thể đưa các yếu tố này

vào dự báo nhu cầu.

Triển vọng cung-cầu LPG (Kt)

Nguồn: Ước tính của VPBS

Tiêu thụ LPG của Việt Nam được dự báo sẽ phát triển mạnh mẽ hơn nguồn

cung, như vậy sản xuất từ lọc hóa dầu không thể đáp ứng nhu cầu. Tuy

nhiên, nhờ vào các nhà cung cấp mới, Việt Nam sẽ có thể giảm đáng kể

khối lượng nhập khẩu. Nhu cầu dự kiến sẽ đạt 2,1 triệu tấn vào năm 2020

với khả năng thiếu hụt nguồn cung sau năm 2025, chưa kể đến các nguồn

tiêu dùng lớn khác - nhà máy PP và PE - sẽ bắt đầu hoạt động sau năm

2020. Việt Nam sẽ tiếp tục phải đối mặt với thâm hụt trong LPG sau năm

2020 và nhập khẩu sẽ vẫn là giải pháp chính cho quốc gia.

Lợi nhuận của các công ty kinh doanh LPG niêm yết

Dựa trên kết quả phân tích tài chính của các công ty kinh doanh LPG trên

thị trường chứng khoán Việt Nam, có thể thấy biên lợi nhuận ròng khá

thấp, trong khoảng 1 đến 3%. Kể cả với VT-gas, một công ty không niêm

yết, lợi nhuận biên ròng trong 2012 cũng chỉ ở mức 2%. Con số này khá

thấp khi so sánh với các ngành khác như điện, cao su, thực phẩm, IT, v.v.

622 770 960 960 960 960 903

-749 -685 -594 -700 -812 -933 -1118

1371 1455 1554

1660 1772

1893 2021

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Thiếu hụt Sản xuất

Nhu cầu


Hiện tại các cổ phiếu LPG được mua bán ở mức P/E bình quân là 5,76x so

với 12,6x của toàn thị trường.

Chi phí LPG chiếm 80 đến 90% tổng doanh thu, tùy thuộc vào việc LPG có

nguồn gốc từ nhập khẩu hay sản xuất trong nước. Các chi phí còn lại như

chi phí quản lý và khấu hao xi lanh chiếm từ 5 đến 6% tổng doanh thu. Lợi

nhuận thu được của nhà kinh doanh LPG bị ảnh hưởng mạnh bởi các

nguồn LPG và luân chuyển hàng tồn kho. Vì vậy, nhà kinh doanh LPG với

dung lượng lưu trữ lớn sẽ nhiều khả năng là những đối thủ mạnh nhất trên

thị trường.

Chỉ số tài chính của các công ty kinh doanh LPG niêm yết

Bình quân PGS PVG MTG ASP PGC

Tỷ số đánh giá

P/E 12,3 6,4 12,7 19,1 16,1 7,3

EV / EBIT 8,2 3,9 12,4 8,2 10,6 5,6

EV / EBITDA 5,6 2,2 8,2 6,0 7,3 4,3

Giá trên Doanh thu 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 0,2

Giá trên Giá trị sổ sách 0,9 1,5 1,0 0,4 0,6 1,0

Tỷ số sinh lợi

Hệ số lợi nhuận gộp 11,8% 22,5% 7,6% 5,1% 8,7% 15,1%

Hệ số biên lợi nhuận trước thuế và lãi

vay 4,0% 9,3% 1,8% 2,2% 2,2% 4,2%

Hệ số lợi nhuận hoạt động 2,4% 4,7% 1,0% 2,3% 1,2% 3,0%

Hệ số biên lợi nhuận ròng 1,6% 2,9% 0,6% 0,8% 1,3% 2,3%

Tỷ số lợi nhuận trên tài sản ROA 3,3% 6,8% 2,2% 0,9% 1,1% 5,6%

Tỷ số lợi nhuận trên vốn chử sở hữu

ROE 10,5% 25,0% 7,6% 2,0% 3,7% 14,3%

Khả năng thanh toán

EBIT/Lãi vay 3,54 8,97 1,75 0,68 0,53 5,79

EBITDA / (Lãi vay + Đầu tư) 2,47 4,52 na 1,52 na 1,36

Nợ / Vốn đầu tư 0,38 0,33 0,42 0,30 0,49 0,36

Nợ / Vốn chủ sở hữu 0,65 0,50 0,73 0,43 1,03 0,58

Hiệu quả hoạt động

Vòng quay tài sản 2,3 2,1 2,7 2,3 2,3 2,0

Vòng quay phải thu 28,3 9,9 47,7 20,4 28,7 35,1

Vòng quay phải trả 36,9 5,4 61,7 41,2 35,2 41,1

Vòng quay tồn kho 18,6 38,2 10,6 17,2 6,9 20,3

Thanh khoản 1,0 1,0 1,0 0,8 0,8 1,2

Hệ số khả năng thanh toán ngắn hạn 0,7 0,9 0,8 0,4 0,6 0,9

Hệ số khả năng thanh toán nhanh

Tăng trưởng 31,8% 1,0% -13,7% 178,1% -10,1% 3,7%

Doanh thu 19,3% 104,7% 10,5% -12,9% -49,8% 43,9%

Lợi nhuận 16,3% 65,3% -3,1% 18,3% -4,8% 5,8%

Tài sản 4,1% 15,1% -0,8% -0,5% -2,3% 9,0%

Vốn chủ sở hữu 12,3 6,4 12,7 19,1 16,1 7,3

Nguồn: Blooomberg,VPBS

Các sản phẩm dầu khí

Quy chế thị trường và các công ty chủ lực

Thị trường xăng dầu của Việt Nam, cũng như các thị trường cho các sản

phẩm khác như dầu nhiên liệu, dầu hỏa, dầu diesel và jetA1, chịu sự kiểm

soát của Nhà Nước về phân phối thông qua một chuỗi các công ty nhập

khẩu/bán buôn sản phẩm xăng dầu. Theo kết quả của các cuộc đàm phán

của Tổ chức Thương mại Thế giới, sản phẩm dầu mỏ vẫn còn được xem


như mặt hàng loại trừ, các công ty nước ngoài không được phép buôn bán

hoặc phân phối chúng. Chỉ doanh nghiệp Việt Nam được phép nhập khẩu,

xuất khẩu và phân phối các sản phẩm dầu mỏ. Hiệp định thương mại song

phương Mỹ-Việt Nam mang lại điều kiện thuận lợi hơn cho Việt Nam như

một phần của cam kết về một thị trường xăng dầu mở. Thị trường bán

buôn khai trương năm 2007, nhưng như thường thấy ở các nước khác, quá

trình mở cửa thị trường bán lẻ cho nhà đầu tư nước ngoài mất từ năm năm

đến mười năm. Kể từ khi Việt Nam đạt được thỏa thuận để đưa sản phẩm

xăng dầu thương mại vào một danh sách loại trừ, mở cửa thị trường bán lẻ

là không thể tránh khỏi.

Quản lý thị trường xăng dầu

Nguồn: VPBS

Bộ Công Thương và Bộ Tài chính đại diện cho chính phủ, kiểm soát thị

trường xăng dầu của Việt Nam. Bộ Tài chính quản lý giá thuế suất thuế

nhập khẩu và giá sản phẩm dầu mỏ trong khi Bộ Công Thương kiểm soát

hạn ngạch hàng năm (số lượng xăng dầu tối đa có thể được nhập khẩu) để

đảm bảo cung cấp cho thị trường trong nước. Petrolimex, một tập đoàn

Nhà Nước, là nhà nhập khẩu dầu mỏ lớn nhất và là nhà phân phối nắm giữ

hơn 50% hạn ngạch nhập khẩu. Nhà máy lọc dầu Dung Quất là nhà máy

lọc dầu duy nhất và sản xuất khoảng 6,5 triệu tấn sản phẩm xăng dầu mỗi

năm.

Chính phủ kiểm soát thị trường theo nghị định 84/2009/NĐ-CP. Nghị định

xác định các phương thức kiểm soát giá cả và các cơ sở nhập khẩu, bán

buôn và các công ty bán lẻ bao gồm các cảng, kho chứa và hệ thống phân

phối. Nghị định quy định cụ thể rõ ràng rằng tất cả các doanh nghiệp tại

Việt Nam bất kể loại hình kinh doanh, chỉ cần có hoạt động chế biến và

sản xuất dầu khí, đều được tham gia thị trường phân phối xăng dầu của


Việt Nam nếu tuân thủ các Nghị định trên. Với việc ban hành Nghị định

này chính phủ đã phần nào mở cửa thị trường phân phối xăng dầu, nhưng

vẫn áp dụng biện pháp hành chính nghiêm ngặt về việc mua bán các sản

phẩm này thông qua các quy định về tiêu chuẩn hoạt động kinh doanh và

độc quyền của Nhà Nước trong kinh doanh xuất nhập khẩu xăng dầu. Nghị

định đã loại bỏ các khoản trợ cấp của chính phủ và cho phép các công ty

nhập khẩu và bán buôn tự xác định giá bán buôn và điều chỉnh giá bán lẻ

theo giá thế giới. Do đó, Nghị định này đại diện cho một bước tiến tới cơ

chế thị trường từ cơ chế bao cấp.

Key players

Sản phẩm dầu mỏ được phân phối cho người tiêu dùng bởi 14 doanh

nghiệp, trong đó có Petrolimex và các nhà máy lọc dầu Dung Quất, thông

qua tổng đại lý, công ty kinh doanh trực thuộc và các trạm dịch vụ. Các

doanh nghiệp bán buôn phải sắp xếp việc nhập khẩu xăng dầu thành

phẩm một cách kịp thời theo hạn ngạch phân bổ và phân loại hoặc kế

hoạch sản xuất đã nộp. Ngoài ra các doanh nghiệp phải đảm bảo rằng sản

phẩm của họ đáp ứng tất cả các tiêu chuẩn yêu cầu về chất lượng và số

lượng cũng như mạng lưới phân phối ổn định để đáp ứng nhu cầu thị

trường cho các sản phẩm dầu khí. Các công ty này phải đảm bảo dự trữ

sản phẩm xăng dầu đáp ứng số lượng cần thiết cho 30 ngày thương mại.

14 công ty dưới đây được phép nhập khẩu sản phẩm dầu mỏ:

STT. Công ty STT. Công ty 1 CTCP Petrolimex 8 Thanh Lễ 2 CTCP Petec 9 ZA1 Petrolimex 3 Saigon Petro 10 Vinapco 4 PVO 11 CTCP lọc hóa dầu Nam Việt 5 Petimex 12 Mipec 6 Military 13 Hiệp Phước 7 Hàng Hải 14 Hải Hà Amphibious

Nguồn: VPBS

Danh sách các nhà nhập khẩu có thể được thay đổi hàng năm tùy thuộc

vào hiệu quả kinh doanh của mỗi doanh nghiệp, và việc đạt được hạn

ngạch nhập khẩu của năm trước. Sẽ hữu ích khi lưu ý rằng không phải tất

cả các doanh nghiệp kể trên đều phân phối sản phẩm xăng dầu cho thị

trường bán lẻ. Công ty Xăng dầu hàng không Việt Nam (VINAPCO) là nhà

phân phối xăng máy bay cho tất cả các hãng hàng không trong và ngoài

nước đang hoạt động tại sân bay dân dụng của Việt Nam. Hiệp Phước độc

quyền nhập khẩu dầu nhiên liệu để phát điện, công ty xăng dầu Quân đội

nhập khẩu sản phẩm dầu khí quân sự chỉ để sử dụng cho mục đích quân

sự cụ thể, và Hàng Hải nhập khẩu các sản phẩm xăng dầu cho ngành hàng

hải của Việt Nam. Các doanh nghiệp nhập khẩu còn lại phân phối sản

phẩm dầu khí trên cả nước, và do đó kiểm soát giá bán lẻ của sản phẩm

dầu mỏ. Petrolimex là nhà nhập khẩu và phân phối sản phẩm dầu mỏ lớn


nhất với thị phần hơn 50%. Doanh nghiệp này cung cấp trung bình 9 triệu

tấn (Mt) sản phẩm xăng dầu ra thị trường mỗi năm, chủ yếu là từ nhập

khẩu. PV Oil và Saigon Petro theo sát Petrolimex, lần lượt đứng vị trí thứ

hai, thứ ba.

Hạn ngạch nhập khẩu sản phẩm dầu mỏ năm 2013

Nguồn: Bộ Công Thương

Sản phẩm xăng dầu được nhập khẩu dựa trên nhu cầu quốc gia, theo ước

tính của Bộ Công nghiệp và Thương mại. Trong quá khứ, hạn ngạch này

đại diện cho thực tế nhu cầu sản phẩm dầu mỏ của cả nước vì tất cả tiêu

thụ đã được đáp ứng thông qua nhập khẩu. Vận hành của nhà máy lọc dầu

Dung Quất là một yếu tố khác cần được xem xét trong quá trình ra quyết

định hạn ngạch. Hạn ngạch này sẽ được tính đến khi các công ty nhập

khẩu và bán buôn sản phẩm xăng dầu lên kế hoạch kinh doanh. Mỗi năm,

các nhà nhập khẩu phải kê khai số lượng sản phẩm xăng dầu có thể phân

phối tại thị trường trong nước cho Bộ Công Thương. Con số này phải gắn

với nhu cầu nội địa. Hạn ngạch nhập khẩu sản phẩm dầu mỏ thay đổi mỗi

năm nhưng hạn ngạch lớn nhất luôn thuộc về Petrolimex, thường được

phân bổ hơn 50%.

Hạn ngạch nhập khẩu trong năm 2013 là 9 triệu tấn (Mt), trong đó 4.43

Mt là xăng, 3.9 Mt là diesel, số còn lại là dầu hỏa, nhiên liệu máy bay và

dầu DO Hạn ngạch đã được phân phối cho mười ba doanh nghiệp như

trong đồ thị trên. Hạn ngạch cũng là một dấu hiệu cho thấy thị phần của

từng doanh nghiệp. Thị phần càng lớn, hạn ngạch càng lớn.

Cơ sở hạ tầng cho sản phẩm dầu khí

Phân phối sỉ

Sản phẩm xăng dầu được phân phối trên toàn quốc thông bằng tàu, xe tải,

đường ống và xe lửa. Việt Nam chỉ có một hệ thống đường ống, B12, dưới

sự kiểm soát của Petrolimex. Đường ống dẫn B12 được xây dựng với sự

giúp đỡ của Liên Bang Xô Viết cũ . 600km đường ống được kết nối với

công suất 337.200 m3 tại thành phố Quảng Ninh chạy đến 6 thành phố:

Quảng Ninh, Hải Phòng, Hải Dương, Hưng Yên, Bắc Ninh và Hà Nội. Đường


ống vận chuyển xăng dầu hàng năm cho các kho như Thượng Lý (Hải

Phòng), Đức Giang (Hà Nội) và K135 (Hưng Yên).

Cảng dầu khí tại Việt Nam được đặt tại Hải Phòng, Quảng Ninh, Nghệ An,

Đà Nẵng, Bình Định, Vũng Rô, thành phố Hồ Chí Minh, Đồng Nai và Vũng

Tàu. Cảng dầu khí Việt Nam có thể đón các tàu tối đa 60.000 DWT. Hình

dưới đây cho thấy quy mô của các cảng dầu khí theo từng khu vực. Cảng

lớn nhất là cảng xăng dầu Petec Cái Mép, có khả năng tiếp nhận tàu

60.000 DWT và sẽ tăng lên 80.000 DWT vào năm 2013. Cảng xăng dầu

Cái Mép nằm trong hệ thống cảng nước sâu trong Cái Mép, khu vực cảng

lớn nhất ở miền Nam. Trong hệ thống, chỉ có hai cổng dầu khí có khả năng

chứa tàu lên đến 120.000 DWT. Các cảng xăng dầu Petec Cái Mép 60,000-

80,000 DWT và cảng Cái Mép của CTCP Dầu khí Vũng Tàu sẽ nhận được

tàu 120.000 DWT. Hai cảng này sẽ giúp các nhà nhập khẩu xăng dầu được

chủ động trong việc tìm kiếm các nguồn dầu khí rẻ hơn so với các nguồn

hiện tại trong khu vực, giảm chi phí dỡ hàng và thất thoát trong quá trình

bốc dỡ do tàu lớn có thể ghé cảng trực tiếp.

Các cảng tiếp nhận dầu hiện tại

Nguồn: VPBS thu thập

Phân phối bán lẻ

Việt Nam có hơn 12.000 trạm xăng dầu, trong đó 30% thuộc về Nhà nước

và 70% thuộc về tư nhân. Các trạm dịch vụ tại Việt Nam thường đơn giản

là các trạm xăng và không gắn liền với các dịch vụ kinh doanh khác như

nhà hàng, quán cà phê và nhà nghỉ. Thành phố Hồ Chí Minh có khoảng

580 trạm xăng - 4,8% của tổng số của đất nước - trong khi ở Hà Nội có

474 trạm xăng - 4% tổng số.

Hà Nội

25.900-60.000 DWT

5.2000—30.000 DWT

2.500-3.300 DWT

4.900-40.000

DWT

5.1000-6.4000 DWT 80.000-120.00 DWT

Đà Nẵng

TP.HCM


Đầu tư vào một trạm xăng ở Việt Nam là một quá trình rất phức tạp và đòi

hỏi nhiều thời gian (lên đến một năm) vì phải được phê duyệt từ Nhà

nước. Ngoài thủ tục hành chính phức tạp, có ba cấp độ khác nhau của

trạm xăng và mỗi loại đòi hỏi diện tích đất khác nhau theo quy định của

Chính phủ. Trạm cấp 1 đòi hỏi một diện tích 5.600 m2 và phải bao gồm

một nhà nghỉ và bãi đậu xe. Trạm cấp 2 yêu cầu diện tích tối thiểu 3.000

m2 trong khi trạm cấp 3 xăng yêu cầu diện tích tối thiểu 900 m2. Việt

Nam đang có kế hoạch tăng số lượng các trạm xăng lên 18.000 vào năm

2020. Thành phố Hồ Chí Minh sẽ có 853 trạm xăng (tăng 273 trạm) và Hà

Nội sẽ có khoảng 796 trạm (tăng 322 trạm). Một trạm xăng phân phối

khoảng 70 nghìn – 140 nghìn lít mỗi tháng tùy thuộc vào kích thước và

mức độ của nó. Cần khoảng 100 nghìn USD là để đầu tư vào một trạm

xăng nhỏ cấp 3 với công suất đầu ra 70 nghìn lít mỗi tháng không bao

gồm tiền đầu tư đất. Trạm xăng tư nhân kiếm lợi nhuận thông qua hoa

hồng từ các nhà nhập khẩu .

Cơ chế giá xăng

Giá bán lẻ tại Việt Nam thấp hơn giá thị trường quốc tế dưới trợ cấp của

chính phủ để hỗ trợ kinh doanh thương mại. Từ năm 2009, chính phủ

ngừng trợ cấp giá xăng dầu và mà quản lý giá dựa theo chính sách mới là

dựa trên giá thế giới. Giá xăng hiện nay được quản lý theo giá dầu thế giới

chứ không được tự do định giá. Chính sách quy định như sau:

Tăng giá

Khi giá thế giới tăng ít hơn 7%, các công ty trong nước được tăng

giá nội địa tương ứng

Nếu mức tăng từ 7% đến 12%, doanh nghiệp có thể thêm 60%

mức tăng vào giá nội địa, 40% còn lại sẽ được chính phủ trợ giá.

Trường hợp tăng hơn 12%, Nhà Nước sẽ quyết định giá nội địa.

Giảm giá

Trong trường hợp giá thế giới giảm, các công ty phải giảm giá bán lẻ tương

ứng với mức giảm của giá thế giới.

Cạnh tranh gía trong thị trường xăng dầu của Việt Nam không tồn tại do

thiếu các doanh nghiệp tham gia và có sự khác biệt đáng kể trong quy mô

và khả năng kinh doanh. Hiện nay, giá bán lẻ nhiên liệu ở Việt Nam thấp

hơn so với Thái Lan và Singapore nhờ vào trợ cấp của chính phủ và giảm

thuế.


Biến động giá của RON92 từ 2012

Nguồn:

Công thức tính giá cơ sở của Việt Nam

Giá bán lẻ và thay đổi giá bán lẻ nhiên liệu được quy định bởi chính phủ,

như đã đề cập ở trên. Tuy nhiên giá bán lẻ được xác định theo công thức

tính giá cơ sở. Giá cơ sở bao gồm một số yếu tố giá cả và có thể được chia

thành các yếu tố quốc tế và nội địa. Các yếu tố quốc tế của giá nhiên liệu

cơ sở dựa trên những gì chi phí sẽ phát sinh để nhập khẩu xăng dầu và

vận chuyển sản phẩm vào Việt Nam từ một kinh doanh nhà máy lọc

dầu/nhiên liệu quốc tế. Các yếu tố trong nước bao gồm một số chi phí vận

chuyển trong nước, thuế và các khoản thu Nhà nước, biên lợi nhuận bán lẻ

và chi phí kinh doanh định mức cần phải được cộng vào giá quốc tế.

Phân tích giá nhiên liệu Việt Nam

Nguồn: MOIT, VPBS

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

18000

19000

20000

21000

22000

23000

24000

25000

01/01/12 -06/03/12

09/05/12 -22/05/12

21/06/12 -01/07/12

01/08/12 -12/08/12

11/11/12 -27/12/12

10/04/13-18/04/13

15/06/13 -28/06/13

23/08/ 13- 07/10/13

18/12/13 -Now

RON 92

Thay đổi (%)


Lợi nhuận của phân phối xăng dầu

Theo công thức giá cơ sở, đối với các nhà nhập khẩu, giá bán lẻ bao gồm

600 đồng (0,028 USD) trên mỗi lít trong chi phí kinh doanh và lợi nhuận

biên gộp tối đa trên một lít A92/DO/FO/Kerosene khoảng 300 đồng (0,014

USD). Chi phí kinh doanh ở đây bao gồm chi phí bán hàng và quản lý và

hoa hồng cho các nhà bán lẻ, biên lợi nhuận gộp tùy thuộc vào lợi nhuận

trước thuế của mỗi lít. Nói cách khác, tỷ suất lợi nhuận trên mỗi lít khoảng

225 đồng. Ngoài ra, lợi nhuận trên mỗi lít có thể được tích lũy nếu chi phí

kinh doanh ít hơn 600 đồng trên mỗi lít. Các nhà nhập khẩu càng quản lý

chi phí kinh doanh tốt, lợi nhuận thu về càng nhiều.

Dưới đây là một phân tích nhanh về Petrolimex, nhà nhập khẩu xăng dầu

lớn nhất Việt Nam. Trong chín tháng đầu năm 2013, tổng chi phí của công

ty kinh doanh xăng dầu chiếm 99,3% trong tổng doanh thu. Trong các chi

phí này, chi phí quản lý và bán hàng đã tăng 3,1% trong tổng doanh thu.

Như vậy, giá vốn của sản phẩm dầu mỏ và chi phí vận chuyển chiếm

92,6% trên tổng doanh thu. Tỷ suất lợi nhuận ròng của công ty là 0,4%

trong chín tháng đầu năm 2012. Đối với nhà phân phối xăng dầu như

CTCP Nhiên liệu Sài Gòn (mã SFC), lợi nhuận chỉ thu được từ hoa hồng, tỷ

suất lợi nhuận ròng trong chín tháng đầu năm 2013 chỉ đạt 0,01% mặc dù

tổng chi phí của công ty cũng chiếm 99,3% tổng doanh thu, trong đó có

chi phí quản lý và bán hàng chiếm tới 2,7% tổng doanh thu.

Bảng sau đây cho thấy việc định giá tương đối và khả năng sinh lời của vài

công ty niêm yết kinh doanh sản phẩm xăng dầu:

:Chỉ số tài chính của các công ty xăng dầu niêm yết

Tỷ số đánh giá Average COM CMV SFC

P/E

EV / EBIT 10,4 13,3 7,5 10,3

EV / EBITDA 11,0 8,9 14,4 9,8

Giá trên Doanh thu 8,9 8,0 10,0 8,7

Giá trên Giá trị sổ sách 0,1 0,1 0,0 0,1

Tỷ số sinh lợi 1,1 1,0 1,0 1,3

Hệ số lợi nhuận gộp

Hệ số biên lợi nhuận trước thuế và lãi vay 4,6% 4,4% 3,2% 6,2%

Hệ số lợi nhuận hoạt động 1,0% 1,1% 0,6% 1,1%

Hệ số biên lợi nhuận ròng 0,7% 0,8% 0,6% 0,8%

Tỷ số lợi nhuận trên tài sản ROA 0,6% 0,5% 0,6% 0,8%

Tỷ số lợi nhuận trên vốn chử sở hữu ROE 5,4% 5,4% 4,8% 6,0%

Khả năng thanh toán 11,4% 7,8% 13,9% 12,5%

EBIT/Lãi vay

EBITDA / (Lãi vay + Đầu tư) 10,93 5,58 2,39 24,83

Nợ / Vốn đầu tư 1,42 1,57 1,26 na

Nợ / Vốn chủ sở hữu 0,45 0,31 0,45 0,58

Tỷ số đánh giá 0,89 0,46 0,86 1,36

P/E


EV / EBIT 8,8 9,9 9,6 6,8

EV / EBITDA 4,2 3,7 6,3 2,4

Giá trên Doanh thu 5,9 1,3 12,4 4,1

Giá trên Giá trị sổ sách 11,3 9,0 17,3 7,5

Tỷ số sinh lợi 1,3 1,4 1,2 1,2

Hệ số lợi nhuận gộp 0,6 0,5 0,4 0,9

Hệ số biên lợi nhuận trước thuế và lãi vay

Hệ số lợi nhuận hoạt động 5,1% 5,5% -7,1% 16,8%

Hệ số biên lợi nhuận ròng -8,1% 4,0% -36,9% 8,5%

ROA 2,8% na 2,8% na

ROE 1,9% -1,4% 2,7% 4,3%

Source: Bloomberg, VPBS

Nguồn cung sản phẩm dầu mỏ

Việt Nam phải nhập khẩu tất cả các sản phẩm tinh chế cho tiêu dùng trước

năm 2009. Việt Nam đã có thể xử lý khí ngưng tụ để sản xuất xăng từ lâu

trước khi nhà máy lọc dầu đầu tiên đi vào hoạt động trong năm 2010.

Trước khi có nhà máy Dung Quất, Việt Nam có ba nhà máy xử lý khí

ngưng tụ nhỏ đang hoạt động và đáp ứng ít hơn 2-3% nhu cầu tiêu thụ

xăng dầu trong nước:

Nhà máy xử lý khí ngưng tụ Cát Lái, thuộc sở hữu của công ty Sài

Gòn Petro, xử lý khí ngưng tụ từ mỏ Rồng Đôi và bể Nam Côn Sơn,

cung cấp sản lượng hàng năm 359 ngàn tấn (Ktpa) LPG, xăng, dầu

diesel và dầu hỏa cho thị trường địa phương.

Nhà máy xử lý khí ngưng tụ Phú Mỹ do PV Oil (PV Oil Phú Mỹ) quản

lý có công suất hiện tại 350 Ktpa xăng (xăng, dầu diesel và dầu

hỏa) và sẽ được tăng lên 500 Ktpa năm tới.

Dầu Nam Việt là một nhà máy xử lý khí ngưng tụ tư nhân có tổng

sản lượng 300 KTPA xăng có hàm lượng otane thấp. Nhà máy trộn

khí ngưng tụ từ bể Nam Côn Sơn và Senipah từ Indonesia với xăng

có chỉ số octane cao. Nam Việt đang lên kế hoạch tự xử lý khí

ngưng tụ và LPG trong tương lai.

Nhà máy xử lý nước ngưng tụ với các công nghệ đơn giản sử dụng khí

ngưng tụ từ mỏ Bạch Hổ và bể Nam Côn Sơn để trộn naphtha và xăng

dầu.

Dung Quất là nhà máy lọc dầu đầy đủ chức năng đầu tiên của Việt Nam,

nằm trong Khu kinh tế Dung Quất, tỉnh Quảng Ngãi (miền Trung Việt

Nam) . Nhà máy lọc dầu đi vào hoạt động trong năm 2009, phải đối mặt

với làn sóng phê bình quốc tế đối với vị trí không hợp lý- cách mỏ Bạch Hổ

1.000km. Nhà máy lọc dầu Dung Quất được xây dựng bởi một nghiệp

đoàn (TechnipCoflexip của Pháp, TechnipGeoproduction của Malaysia, JGC

Corp của Nhật Bản và TechnicasReunidas của Tây Ban Nha) điều hành bởi


Technip của Pháp . Công suất tối đa hiện tại của nhà máy lọc dầu là 6,5

MTPA (130 kbpd) và 90% nguyên liệu dầu thô được lấy từ mỏ Bạch Hổ.

Hiện nay, sản lượng của Dung Quất đáp ứng khoảng 40% nhu cầu sản

phẩm lọc dầu của Việt Nam. Tổng vốn đầu tư vào Dung Quất khoảng 3,1

tỷ USD, với khoản nợ của nhà máy lọc dầu tại năm 2012 ước tính khoảng

2 tỷ USD. Sản lượng sản phẩm của nhà máy bao gồm LPG, xăng không chì

(RON 92, 95 ), jetA1, dầu diesel, dầu nhiên liệu (FO), polypropylene và

lưu huỳnh với thông số kỹ thuật đạt chuẩn EURO II. Hiện tại, nhà máy lọc

dầu đang hoạt động với hiệu suất sử dụng gần 100%.

Các nhà máy lọc hóa dầu và xử lý khí ngưng tụ hiện tại ở Việt Nam

Nguồn: PVN, VPBS

Phát triển nguồn cung trong nước – thập kỷ bùng nổ

Để phát triển nguồn cung xăng dầu trong nước, Việt Nam đang xây dựng

một số nhà máy lọc dầu. Trongtương lai gần Việt Nam đang hy vọng sẽ gia

tăng công suất của Dung Quất lên 10MTPA (200 kbpd) để có thể pha trộn

dầu thô từ Trung Đông. Tuy nhiên kế hoạch có vẻ đã thay đổi khi

GazpromNeft ký khuôn khổ thỏa thuận với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

(PetroVietnam) để mua cổ phần tại nhà máy lọc dầu Dung Quất và tham

gia vào việc hiện đại hóa nhà máy. Như một phần của thỏa thuận này,

Gazprom Neft sẽ nắm 49% cổ phần nhà máy lọc hóa dầu Bình Sơn, được

quyền kiểm soát và quản lý các nhà máy lọc dầu, trong khi cả hai công ty

vẫn đang thương lượng giá cổ phần. Có thể dễ dàng hiểu rằng nếu thỏa

thuận thành công, Nga sẽ là nguồn cung cấp dầu thô cho nhà máy lọc dầu

Dung Quất.

Dự án lọc hóa dầu Nghi Sơn


Dự án nhà máy lọc dầu Nghi Sơn , hiện đang trong giai đoạn thăm dò và

khai thác, nằm ở thành phố Thanh Hóa, phía Bắc của Việt Nam với diện

tích 926 ha. So với nhà máy lọc dầu Dung Quất, địa điểm này gần hơn với

người dùng cuối cùng nhưng vẫn còn xa khu vực sản xuất dầu mỏ lớn của

đất nước. Nhà máy lọc dầu sẽ có công suất 10MTPA với tổng vốn đầu tư

dự kiến 7,5 tỷ USD. Việc xây dựng tại Nghi Sơn sẽ bắt đầu vào tháng năm

2013, và nhà máy lọc dầu dự kiến sẽ đi vào hoạt động vào cuối năm 2016.

Đa số dầu thô sẽ được lấy từ Kuwait cùng với các sản phẩm sau: LPG,

xăng (EU3/4), dầu hỏa, nhiên liệu phản lực, diesel, dầu nhiên liệu, lưu

huỳnh, polypropylene, paraxylene và benzene. Dự án nhà máy lọc dầu

Nghi Sơn sẽ thuê Technip (Pháp/Malaysia), CTCP PVC (Việt Nam), JGC

(Nhật Bản), và Tecnicas (Tây Ban Nha) làm nhà thầu EPC – cũng là các

nhà thầu được thuê trong gói thầu EPC cho nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Nghi Sơn là một nhà máy lọc phức tạp cao có kích thước trung bình, được

thiết kế để cung cấp cho thị trường nội địa Việt Nam đang phát triển, có

khả năng tăng gấp đôi quy mô về sau. Hợp đồng EPC được ký kết vào

ngày 27 tháng 1 năm 2013 và việc xây dựng bắt đầu vào tháng bảy 2013.

Tổng giá trị hợp đồng EPC vào khoảng 5 tỷ USD.

Dư án lọc hóa dầu Long Sơn

Dự án lọc hóa dầu Long Sơn nằm ở Vũng Tàu, bên cạnh các dự án lưu trữ

dưới lòng đất PVOS, trên diện tích 810 ha. Nhà máy nằm ở vị trí chiến

lược, gần với các tuyến đường đường biển quốc tế chạy gần các khu công

nghiệp hiện có, và có các tiện ích và dịch vụ đầy đủ. Nhà máy lọc dầu

Long Sơn dự kiến sẽ tinh lọc 200 kbpd dầu thô, sản xuất khoảng 10 MTPA

các sản phẩm dầu khí với thông số kỹ thuật tối thiểu EURO IV. Tổng mức

đầu tư dự kiến là 6 tỷ USD với PetroVietnam và Công ty TNHH Dầu Ả Rập

(AOC) lần lượt chiếm 29% và 35,5% cổ phần. PetroVietnam và SAO (Công

ty Dầu Saudi Arabian)/Total đã hoàn thành việc nghiên cứu tính khả thi

cho dự án nhưng nhà máy lọc dầu dự kiến sẽ đi vào hoạt động trong năm

2020. Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) ban đầu có bày tỏ quan tâm đối

với dự án nhưng từ đó đến nay chưa có động tĩnh gì thêm. Long Sơn dự

kiến sẽ nhập khẩu tất cả các nhu cầu dầu thô cần thiết, một phần trong đó

có thể từ Venezuela, nơi PetroVietnam hiện đang thực hiện hoạt động

thăm dò và khai thác.

Dự án lọc hóa dầu Vân Phong

Nhà máy lọc dầu thứ tư dự kiến được xây dựng là nhà máy lọc dầu Vân

Phong với công suất 10 triệu tấn (200 kbpd). Dự án dự định được đặt tại

khu kinh tế Vân Phong, tỉnh Khánh Hòa với diện tích 304,5 ha, gần tuyến

đường sắt chính Bắc-Mam và đường cao tốc. Petrolimex muốn giữ 60%

của lợi tức và chia sẻ 40% còn lại cho nhà đầu tư để mở các cuộc đàm

phán về các loại dầu thô và công nghệ. Petrolimex và Daelim Industrial

của Hàn Quốc đã ký Biên bản ghi nhớ (MOU) cho việc nghiên cứu tính khả


thi của nhà máy lọc dầu. Biên bản ghi nhớ này bao gồm việc xây dựng các

cơ sở lọc dầu, không bao gồm mảng hoạt động.

Ngoài ra, Petrolimex và Daelim còn đang thảo luận về các cơ hội cho

Daelim để giữ một số cổ phần trong dự án này, nhưng chưa có quyết định

nào được đưa ra. Dự án dự kiến chia thành hai giai đoạn: Giai đoạn 1 bao

gồm nhà máy lọc dầu và đòi hỏi vốn đầu tư 3 tỷ USD. Giai đoạn 2 sẽ liên

quan đến các sản phẩm hóa dầu với 1,8 tỷ USD còn lại.

Dầu thô cho nhà máy lọc dầu Vân Phong sẽ đến từ nhập khẩu, dự kiến từ

Singapore hoặc Trung Đông. Về mặt tiến độ, Petrolimex ban đầu dự định

hoàn thành vào năm 2015, nhưng ngày này có thể sẽ được hoãn lại đến

năm 2020.

Các nhà máy lọc dầu trong tương lai tại Việt Nam

Nguồn: PVN, VBPS

Dự án lọc hóa dầu Vũng Rô

Dự án nhà máy lọc dầu Vũng Rô đang được phát triển bởi Techno-Star .

Công suất của nhà máy được dự báo là 160 kbpd với vốn đầu tư 3.2 tỷ

USD. Dự án dự định được đặt tại tỉnh Phú Yên. Xây dựng tại Vũng Rô được

lên kế hoạch để bắt đầu vào năm 2013, sử dụng công nghệ thiết kế của

UOP LLC (Honeywell-Mỹ). Nhà máy lọc dầu dự kiến sẽ đi vào hoạt động

sau năm 2018. Vũng Rô có 100% vốn đầu tư nước ngoài và sẽ không được

hưởng bất kỳ chính sách ưu đãi nào của chính phủ Việt Nam như nhà máy

lọc dầu Dung Quất và Nghi Sơn. Ban quản lý của Techno-Star muốn

chuyển dự án này đến Khu công nghiệp (KCN) Tam Hòa. Thủ tướng Chính

phủ không bác bỏ việc di chuyển nhưng công ty sẽ phải thương lượng với

chủ sở hữu KCN Hòa Tâm.


Một dự án khác có thể sẽ đi vào hoạt động sau năm 2020. Dự án này sẽ

được đặt tại Nhơn Hội Bình Định với vốn đầu tư khoảng 27 tỷ USD. Nhà

máy lọc dầu Nhơn Hội dự kiến sẽ có công suất 666 kpbd. Chỉ riêng một

nguồn cung từ nhà máy này đã đủ cho tiêu thụ trong nước. Chúng tôi chưa

có thông tin về tính khả thi của dự án này vì quy mô thị trường tiêu thụ là

quá nhỏ so với công suất của nhà máy. Chủ đầu tư là Tập đoàn PTT (Thái

Lan). Chúng tôi không đưa nhà máy lọc dầu này vào các giả định về nguồn

cung trong tương lai.

Theo lịch trình của các nhà máy lọc dầu trong tương lai: 1/Dung Quất có

công suất 6 triệu tấn, sẽ được tăng lên 10 triệu tấn vào năm 2018, trong

khi chờ đạt được thành công một thỏa thuận đầu tư. 2/Các nhà máy lọc

dầu khác sẽ đi vào hoạt động chỉ sau năm 2018 để tránh ảnh hưởng đến

nhà máy lọc dầu đầu tiên. Chúng tôi cho rằng đến năm 2018, Việt Nam sẽ

có thể cung cấp tối đa là 6,3 triệu tấn sản phẩm xăng dầu (bao gồm cả

0,8 triệu tấn từ nhà máy chế biến khí ngưng tụ nhỏ) đến thị trường trong

nước, chiếm khoảng 50% tổng nhu cầu. Do đó, Việt Nam sẽ vẫn phụ thuộc

vào nhập khẩu dầu và khí đốt.

Nguồn cung các sản phẩm dầu khí trong tương lai (triệu tấn)

Nguồn: PVI, VPBS ước tính

Cầu

Tiêu thụ sản phẩm xăng dầu của Việt Nam đã tăng trưởng với tốc độ CAGR

là 4,6% trong vòng 12 năm 2001-2013. Nhu cầu chủ yếu đến từ khu vực

giao thông vận tải (xăng và dầu diesel), chiếm 57% tổng tiêu thụ. Các

ngành công nghiệp và năng lượng, chiếm 19,2% và 6,9% lượng tiêu thụ

tương ứng, chủ yếu là tiêu thụ dầu diesel và dầu nhiên liệu với số lương

dao động trong khoảng 1,5-3 triệu tấn/năm (MTPA). Tiêu thụ diesel và

dầu nhiên liệu trong ngành công nghiệp đã bị suy giảm trong vài năm qua

nhờ sự phát triển của nền kinh tế, thực tế là sản xuất công nghiệp đã nhận

6 6 10 10 9 9 9

4 8 8 8 8

4 7 7

7

10

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2014F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019F 2020F

Long Sơn Hòa Tâm/Vũng Rô Vân Phong Nghi Sơn Dung Quất

Tiêu thụ sản phẩm xăng dầu của

Việt Nam đã tăng trưởng với tốc

độ CAGR là 4,6% trong vòng 12

năm 2001-2012


ra hiệu quả lớn hơn của việc sử dụng CNG và LPG và sự khác biệt nhỏ về

giá. Dầu nhiên liệu không còn phổ biến với khu vực dân cư.

Cơ cấu tiêu thụ xăng dầu Cung và cầu xăng dầu

Nguồn: Nguồn:

Nhu cầu sản phẩm xăng dầu của Việt Nam được ước tính chủ yếu dựa trên

cường độ tăng trưởng kinh tế của đất nước và năng lượng. Nền kinh tế

Việt Nam đã phát triển nhanh chóng trong thập kỷ qua do đổi mới kinh tế

và hội nhập sâu hơn vào nền kinh tế thế giới. Lạm phát trong nước và suy

thoái kinh tế toàn cầu dẫn đến giảm xuất khẩu và sản xuất suy thoái đã

cản trở tăng trưởng, nhưng chúng tôi hy vọng Việt Nam sẽ tiếp tục quỹ

đạo tăng trưởng từ năm 2015 trở đi. Theo đó, chúng tôi ước tính rằng dầu

nhiên liệu (FO) sẽ chiếm 17% lượng tiêu thụ trong 2013-2014 và chiếm

khoảng 16% trong những năm tiếp theo. Nhu cầu JetA1 dự kiến sẽ chiếm

5% tổng cầu vào năm 2013 và năm 2014, giảm nhẹ 4% đến năm 2020 và

duy trì ở mức 3% từ năm 2020. Tiêu thụ xăng và dầu diesel sẽ tăng lên,

bù đắp sự suy giảm trong dầu nhiên liệu và tiêu thụ jetA1. Nhu cầu xăng

được dự báo sẽ tăng tỷ trọng trong tổng nhu cầu từ 22% đến 24% trong

giai đoạn 2013 đến 2025 trong khi diesel, hiện chiếm tỷ trọng lớn nhất, dự

kiến sẽ chiếm 49% tổng lượng tiêu thụ vào năm 2015 và sau đó giảm

trong những năm tới.

Nếu chỉ tính đến những dự án có khả năng được thực hiện, công suất lọc

dầu của Việt Nam sẽ đạt khoảng 31 triệu tấn trong năm 2020, 36 triệu tấn

vào năm 2021 ở mức tối đa. Theo đó, nhập khẩu các sản phẩm xăng dầu

sẽ giảm, Việt Nam sẽ có nguồn thặng dư xăng và jetA1. Số lượng hạn

ngạch cũng như thị trường cổ phiếu sẽ thay đổi đáng kể. Thị trường sẽ

thuộc về các nhà sản xuất sản phẩm dầu mỏ. Vì PetroVietnam có cổ phần

trong tất cả các nhà máy lọc dầu mới nổi, chúng tôi kỳ vọng PV Oil sẽ vượt

qua Petrolimex và trở thành doanh nghiệp chủ chốt trên thị trường. PV Oil

có trách nhiệm phân phối 100% sản lượng của Dung Quất, 35% sản lượng

Nghi Sơn và 20% sản lượng của Long Sơn.

LPG

7.4%

Xăng

dầu

31.9%

Dầu

hỏa

0.1% Nhiên

liệu

hàng

không 2.7%

Diesel

48.1%

Dầu

mazut

9.7%

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Sản xuất (Mt)

Nhập khẩu (Mt)

PV Oil có trách nhiệm phân phối

100% sản lượng của Dung Quất,

35% sản lượng Nghi Sơn và 20%

sản lượng của Long Sơn.


KẾT LUẬN

Việt Nam có tỉ lệ hệ số dự trữ/ sản xuất (R/P) rất cao, trong đó (R/P) của

dầu thô là 32.6 lần (đứng đầu khu vực châu Á Thái Bình Dương và thứ 10

thế giới) và chỉ số R/P của xăng dầu là 66 (đứng đầu châu Á Thái Bình

Dương và thứ 716 thế giới). Điều này cho thấy sự phát triển tiềm năng trong

tương lai của ngành này là rất cao. Về đầu tư trực tiếp, trữ lượng dầu khí

chứng minh của Việt Nam đang được khai thác gần hết trong khi các mỏ

tiềm năng lại nằm quá xa đất liền, đòi hỏi một lượng vốn lớn và kỹ thuật

cao. Vì vậy nhà nước Việt Nam đặc biệt kêu gọi các nhà đầu tư quan tâm và

tham gia hợp tác vào lĩnh vực tìm kiếm và khai thác các vùng nước sâu. Thứ

hai, ngành chế biến dâu khí của Việt Nam mới bắt đầu phát triển trong khi

nhu cầu tiêu thụ xăng dầu tăng lên nhanh chóng trong vài thập kỷ qua.

Chúng ta có thể thấy Việt Nam đã và đưa vào xây dựng một loạt các nhà

máy lọc hóa dầu nhằm đáp ứng nhu cầu này. Chúng tôi tin rằng, Việt Nam

sẽ là một thị trường tiềm năng của các sản phẩm lọc hóa dầu, đặc biệt trong

lĩnh vực giao thông vận tải và sản xuất các sản phẩm hóa dầu do cơ sợ hạ

tầng của Việt Nam còn kém. Vì vậy, khâu phân phối các sản phẩm lọc hóa

dầu như LPG, Lubricant và xăng dầu (nhóm sản phẩm này đang được hy

vọng sẽ mở cửa cho các nhà đầu tư nước ngoài vào năm 2015). Các cơ hội

đầu tư có thể nhìn thấy tại các công ty phân phối sản phẩm lọc hóa dầu có

sẵn cơ sở hạ tầng nhưng hoạt động không hiệu quả do quản lý kém. Ngoài

ra hệ thống kho chứa xăng dầu nói riêng và các sản phẩm dầu khí nói chung

tại Việt Nam cũng chưa được quan tâm phát triển. Lĩnh vực này cũng là một

trong những cơ hội tiềm năng.

Vể đầu tư gián tiếp, các cổ phiều dầu khí hiện nay đang là một trong những

số ít lựa chọn của các nhà đầu tư trên thị trưởng chứng khoán. Các cổ phiếu

ngành năng lương hiện nay trên thị trường chứng khoán Việt Nam được giao

dịch tại mức PE trung bình là 14.3 lần, PB 1.6x và có ROE trung bình là

27.5%. Giá cổ phiếu ngành dầu khí trong vòng hai tuần qua đã tăng trung

bình khoảng 10%. Trong trung hạn chúng tôi dự báo các cổ phiếu này còn

tiếp tục tăng giá, đặc biệt khi giá dầu và giá khí được dự báo sẽ tăng do

căng thẳng chính trị ở các nước có nguồn cung lớn và thời tiết trên thế giới

trở nên lạnh hơn.

GAS: PV Gas hiện là công ty có giá trị vốn hóa lớn nhất trên thị trường

chứng khoán Việt nam và lớn nhất toàn ngành về tổng tài sản và doanh

thu. Trong năm 2013, doanh thu hợp nhất dự kiến vào khoảng 65 nghìn

tỷ đồng, giảm gần 5% so với 2012 nhưng lợi nhuận ròng 12 nghìn tỷ

đồng đã vượt chỉ tiêu và năm trước đó 22% do giá bán tăng nhanh hơn

giá đầu vào. Điều này đã dẫn đến việc giá cổ phiếu của PV Gas tăng liên

tục hơn 70% trong năm qua. Năm 2014, PV Gas có kế hoạch bán 20%

cổ phần cho nhà đầu tư nhằm mục đích thu về khoảng 1 tỷ đô để gia

tằng quyền khai thác khí trong lãnh thổ Việt Nam. Chúng tôi cho rằng


thương vụ này có thể là thương vụ với Chervon trong lô khí PM3- Block B

Omon.

PGS: Đến cuối quý 3/2013, doanh thu và lợi nhuận ròng đạt 150,7 tỷ

đồng và 88,7 tỷ đồng, tăng lần lượt 3,8% và 70% so với năm 2012 nhờ

vào biên lợi nhuận ròng cao từ việc kinh doanh CNG và chi phí lãi vay

giảm mạnh (khoảng 47% so với 2012). Giá cổ phiếu của PGS đã chứng

kiến đợt tăng mạnh vào khoảng 62% trong năm 2013.

PVG: Doanh thu và lợi nhuận ròng năm 2013 là 3.870 tỷ và 27,7 tỷ

đồng, giảm lần lượt 6,8% và 25% so với 2012 do giá đầu vào tăng và

phát sinh khoản chi phí dự phòng nợ xấu vào khoảng 5 tỷ đồng. Tuy

nhiên, giá cổ phiếu của PVG vẫn tăng mạnh khoảng 48% vào quý cuối

2013 nhờ tin tức về dự án nhà máy CNG sẽ đi vào xây dựng vào quý 1

năm 2014 và dự kiến sẽ cải thiện đáng kể lợi nhuận của PVG, đạt 250 tỷ

đồng vào năm 2017.

PGD: Lợi nhuận ròng trong năm 2013 giảm xuống 209 tỷ đồng, vượt xa

chỉ tiêu 161% nhưng giảm 8,3% so với năm 2012 do mức tăng 25,1%

của giá bán không thể bắt kịp với mức tăng của giá đầu vào khi PV Gas

tăng giá cung cấp khí khô cho PGD khoảng 37,1%. Mặc dù lợi nhuận

ròng và doanh thu suy giảm, giá cổ phiếu của PGD vẫn tăng 28% trong

năm qua.

PVD: Doanh thu và lợi nhuận ròng trong 2013 tiếp tục tăng khi PVD tăng

giá thuê 3 giàn tự nâng từ khoảng 10-15% và tăng số lượng giàn thuê

lên bốn giàn từ hai giàn trong năm 2012. Doanh thu từ mảng dịch vụ

khoan và các dịch vụ liên quan đến khoan tại 30.9.2013 theo đó đã tăng

lần lượt 8,6% và 27,8% so với cùng kỳ. Mức tăng của giá cổ phiếu PVD

theo sát GAS, ở mức 61%.

PVS: Tại thời điểm 30.9.2013, doanh thu của công ty được ghi nhận ở

mức 19.289 tỷ đồng và lợi nhuận ròng 1.024 tỷ đồng, tăng lần lượt 6%

và 16% so với cùng kỳ, vượt kế hoạch 49%. Một phần lớn từ tăng trưởng

lợi nhuận ròng đến từ việc cung cấp tàu chuyên dụng, dịch vụ tàu FPSO,

đặc biệt từ các công ty liên kết. Với kỳ vọng cao về lợi nhuận cả năm, giá

cổ phiếu của PVS đã tăng mạnh, với tỷ lệ tăng trong cả năm 2013 là

49%.

CNG: Doanh thu trong năm 2013 là 950 tỷ đồng, cao hơn 2012 khoảng

19%. Lợi nhuận ròng tăng trưởng ở mức khiêm tốn 5% do tăng giá đầu

vào và tăng chi phí hoạt động. Tuy nhiên, việc chi phí lãi vay giảm 35%

đã kéo lợi nhuận ròng vừa trên chỉ tiêu, ở mức 123,91 tỷ đồng. Giá cổ

phiếu CNG trong năm do đó tăng chỉ khoảng 27,5%, không mạnh như

các cổ phiếu dầu khí khác.

DPM: Doanh thu và lợi nhuận ròng ước tính cho năm 2013 là 10.500 tỷ

và 2.219 tỷ đồng, thấp hơn năm 2012 hơn 20% do giá khí tăng và giá


bán giảm do cung vượt cầu. Bất chấp kết quả này, cổ phiếu của DPM vẫn

tăng nhẹ 13.7% trong 2013.


Khuyến cáo

Báo cáo phân tích được lập và phát hành bởi Công ty TNHH Chứng khoán Ngân hàng TMCP Việt Nam Thịnh Vượng (“VPBS”). Báo cáo này không trực tiếp hoặc ngụ ý dùng để phân phối, phát hành hay sử dụng cho bất kì cá nhân hay tổ chức nào là công dân hay thường trú hoặc tạm trú tại bất kì địa phương, lãnh thổ, quốc gia hoặc đơn vị có chủ quyền nào khác mà việc phân phối, phát hành hay sử dụng đó trái với quy định của pháp luật. Báo cáo này không nhằm phát hành rộng rãi ra công chúng và chỉ mang tính chất cung cấp thông tin cho nhà đầu tư cũng như không được phép sao chép hoặc phân phối lại cho bất kỳ bên thứ ba nào khác. Tất cả những cá nhân, tổ chức nắm giữ báo cáo này đều phải tuân thủ những điều trên.

Mọi quan điểm và khuyến nghị về bất kỳ hay toàn bộ mã chứng khoán hay tổ chức phát hành là đối tượng đề cập trong bản báo cáo này đều phản ánh chính xác ý kiến cá nhân của những chuyên gia phân tích tham gia vào quá trình chuẩn bị và lập báo cáo, theo đó,lương và thưởng của những chuyên gia phân tích đã, đang và sẽ không liên quan trực tiếp hay gián tiếp đối với những quan điểm hoặc khuyến nghị được đưa ra bởi các chuyên gia phân tích đó trong báo cáo này. Các chuyên gia phân tích tham gia vào việc chuẩn bị và lập báo cáo không có quyền đại diện (thực tế, ngụ ý hay công khai) cho bất kỳ tổ chức phát hành nào được đề cập trong bản báo cáo.

Các báo cáo nghiên cứu chỉ nhằm mục đích cung cấp thông tin cho những nhà đầu tư cá nhân và tổ chức của VPBS. Báo cáo nghiên cứu này không phải là một lời kêu gọi, đề nghị, mời chào mua hoặc bán bất kỳ mã chứng khoán nào.

Các thông tin trong báo cáo nghiên cứu được chuẩn bị từ các thông tin công bố công khai, dữ liệu phát triển nội bộ và các nguồn khác được cho là đáng tin cậy, nhưng chưa được kiểm chứng độc lập bởi VPBS và VPBS sẽ không đại diện hoặc đảm bảo đối với tính chính xác, đúng đắn và đầy đủ của những thông tin này. Toàn bộ những đánh giá, quan điểm và khuyến nghị nêu tại đây được thực hiện tại ngày đưa ra báo cáo và có thể được thay đổi mà không báo trước. VPBS không có nghĩa vụ phải cập nhật, sửa đổi hoặc bổ sung bản báo cáo cũng như không có nghĩa vụ thông báo cho tổ chức, cá nhân nhận được bản báo cáo này trong trường hợp các đánh giá, quan điểm hay khuyến nghị được đưa ra có sự thay đổi hoặc trở nên không còn chính xác hay trong trường hợp báo cáo bị thu hồi.

Các diễn biến trong quá khứ không đảm bảo kết quả trong tương lai, không đại diện hoặc bảo đảm, công khai hay ngụ ý, cho diễn biến tương lai của bất kì mã chứng khoán nào đề cập trong bản báo cáo này. Giá của các mã chứng khoán được đề cập trong bản báo cáo và lợi nhuận từ các mã chứng khoán đó có thể được dao động và/hoặc bị ảnh hưởng trái chiều bởi những yếu tố thị trường hay tỷ giá và nhà đầu tư phải ý thức được rõ ràng về khả năng thua lỗ khi đầu tư vào những mã chứng khoán đó, bao gồm cả những khoản lạm vào vốn đầu tư ban đầu. Hơn nữa, các chứng khoán được đề cập trong bản báo cáo có thể không có tính thanh khoản cao, hoặc giá cả bị biến động lớn, hay có những rủi ro cộng hưởng và đặc biệt gắn với các mã chứng khoán và việc đầu tư vào thị trường mới nổi và/hoặc thị trường nước ngoài khiến tăng tính rủi ro cũng như không phù hợp cho tất cả các nhà đầu tư. VPBS không chịu trách nhiệm về bất kỳ thiệt hại nào phát sinh từ việc sử dụng hoặc dựa vào các thông tin trong bản báo cáo này.

Các mã chứng khoán trong bản báo cáo có thể không phù hợp với tất cả các nhà đầu tư, và nội dung của bản báo cáo không đề cập đến các nhu cầu đầu tư, mục tiêu và điều kiện tài chính của bất kỳ nhà đầu tư cụ thể nào. Nhà đầu tư không nên chỉ dựa trên những khuyến nghị đầu tư, nếu có, tại bản báo cáo này để thay thế cho những đánh giá độc lập trong việc đưa ra các quyết định đầu tư của chính mình và, trước khi thực hiện đầu tư bất kỳ mã chứng khoán nào nêu trong báo cáo này, nhà đầu tư nên liên hệ với những cố vấn đầu tư của họ để thảo luận về trường hợp cụ thể của mình.

VPBS và những đơn vị thành viên, nhân viên, giám đốc và nhân sự của VPBS trên toàn thế giới, tùy từng thời điểm,có quyền cam kết mua hoặc cam kết bán, mua hoặc bán các mã chứng khoán thuộc sở hữu của (những) tổ chức phát hành được đề cập trong bản báo cáo này cho chính mình; được quyền tham gia vào bất kì giao dịch nào khác liên quan đến những mã chứng khoán đó; được quyền thu phí môi giới hoặc những khoản hoa hồng khác; được quyền thiết lập thị trường giao dịch cho các công cụ tài chính của (những) tổ chức phát hành đó; được quyền trở thành nhà tư vấn hoặc bên vay/cho vay đối với (những) tổ chức phát hành đó; hay nói cách khác là luôn tồn tại những xung đột tiềm ẩn về lợi ích trong bất kỳ khuyến nghị và thông tin, quan điểm có liên quan nào được nêu trong bản báo cáo này.

Bất kỳ việc sao chép hoặc phân phối một phần hoặc toàn bộ báo cáo nghiên cứu này mà không được sự cho phép của VPBS đều bị cấm.

Nếu báo cáo nghiên cứu này được phân phối bằng phương tiện điện tử, như e-mail, thì không thể đảm bảo rằng phương thức truyền thông này sẽ an toàn hoặc không mắc những lỗi như thông tin có thể bị chặn, bị hỏng, bị mất, bị phá hủy, đến muộn, không đầy đủ hay có chứa virus. Do đó, nếu báo cáo cung cấp địa chỉ trang web, hoặc chứa các liên kết đến trang web thứ ba, VPBS không xem xét lại và không chịu trách nhiệm cho bất cứ nội dung nào trong những trang web đó. Địa chỉ web và hoặc các liên kết chỉ được cung cấp để thuận tiện cho người đọc, và nội dung của các trang web của bên thứ ba không được đưa vào báo cáo dưới bất kỳ hình thức nào. Người đọc có thể tùy chọn truy cập vào địa chỉ trang web hoặc sử dụng những liên kết đó và chịu hoàn toàn rủi ro.

Barry David Weisblatt

Giám đốc phân tích

[email protected]

Lê Mai Thùy Linh

Phó giám đốc–Phân tích cơ bản

[email protected]

Phạm Thị Hải Hà

Trợ lý phân tích – Phân tích cơ bản

[email protected]

Hội sở Hà Nội 362 Phố Huế

Quận Hai Bà Trưng – Hà Nội

T - +84 (0) 4 3974 3655

F - +84 (0) 4 3974 3656

Chi nhánh Hồ ChíMinh

76 Lê Lai

Quận 1 – Hồ Chí Minh

T - +84 (0) 8 3823 8608

F - +84 (0) 8 3823 8609

Chi nhánh Đà Nẵng

112 Phan Châu Trinh

Quận Hải Châu –Đà Nẵng

T - +84 (0) 511 356 5419

F - +84 (0) 511 356 5418

ngÀnh dẦu khÍ viỆt nam -...

Documents