Tổng quan luận án

Hoạt động tìm kiếm thăm dò và phát triển khai thác dầu khí là lĩnh vực có mức độ rủi ro cao, đòi hỏi trình độ công nghệ phức tạp và nhu cầu hợp tác liên doanh quốc tế lớn. Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (PetroVietnam) đại diện cho nước chủ nhà tham gia góp vốn với tỷ lệ phổ biến từ 25% đến 50% trong các dự án. Tính đến hết năm 2015, Việt Nam có khoảng 100 hợp đồng dầu khí (riêng giai đoạn 2011–2015 ký kết 34 hợp đồng), trong đó 90% là hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC). Bình quân mỗi năm có khoảng 5–7 dự án phát triển khai thác mỏ được triển khai với chi phí cố định từ 500 triệu USD đến 1 tỷ USD, một số dự án lên tới 2 tỷ USD.

Trong chu trình phát triển mỏ, hợp đồng thiết kế, mua sắm, chế tạo và lắp đặt (EPCI) ký giữa chủ đầu tư và Tổng thầu giữ vai trò cốt lõi. Do đặc thù công trình biển chịu tác động khắc nghiệt của môi trường tự nhiên, quy trình thi công đa diện và giải ngân vốn kéo dài, Tổng thầu EPCI thường xuyên đối mặt với các rủi ro kỹ thuật, kinh tế, thị trường và tự nhiên. Việc xảy ra các biến cố dẫn đến chậm tiến độ, phát sinh chi phí lớn, làm tổn hại uy tín thương hiệu và an toàn tài chính của doanh nghiệp. Khoảng trống nghiên cứu được tác giả xác định là: trước thời điểm thực hiện đề tài, hầu như chưa có công trình luận án tiến sĩ trong nước nào nghiên cứu một cách có hệ thống, định lượng và toàn diện về giải pháp quản trị rủi ro dành riêng cho Tổng thầu thực hiện hợp đồng EPCI dự án phát triển khai thác mỏ dầu khí tại Việt Nam.

Mục tiêu nghiên cứu: Mục tiêu tổng quát của luận án là xác lập hệ thống giải pháp quản trị rủi ro có căn cứ khoa học và tính khả thi thực tiễn, nhằm hỗ trợ Tổng thầu né tránh, giảm thiểu hoặc khắc phục tác hại của các rủi ro trong quá trình thực hiện hợp đồng EPCI ở thềm lục địa Việt Nam; đảm bảo thực hiện đúng các cam kết hợp đồng về tiến độ, chi phí, chất lượng và an toàn sức khỏe môi trường (ATSKMT).

Câu hỏi nghiên cứu:

  1. Các nhà nghiên cứu trên thế giới và trong nước đã bàn tới vấn đề lý luận quản trị rủi ro như thế nào?
  2. Hợp đồng EPCI có đặc điểm gì? Rủi ro đối với nhà thầu là gì?
  3. Khi thực hiện hợp đồng EPCI của dự án phát triển khai thác mỏ dầu khí tại Việt Nam có đặc điểm riêng gì? Có những rủi ro nào có thể gặp phải và công tác quản trị rủi ro đã thực hiện như thế nào?
  4. Cần đưa ra những giải pháp quản trị rủi ro nào để giúp các Tổng thầu EPCI quản trị được rủi ro?

Nhiệm vụ nghiên cứu:

  • Tổng quan tình hình nghiên cứu liên quan đến đề tài luận án.
  • Thiết lập quy trình nghiên cứu khoa học cho đề tài.
  • Tổng quan lý thuyết và thực tiễn về quản trị rủi ro trong thực hiện hợp đồng EPCI dự án phát triển khai thác dầu khí.
  • Đánh giá thực trạng rủi ro và công tác quản trị rủi ro của Tổng thầu EPCI tại Việt Nam giai đoạn 2006–2015.
  • Đề xuất mô hình và hệ thống giải pháp quản trị rủi ro cho Tổng thầu EPCI tại Việt Nam.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

  • Đối tượng nghiên cứu: Các rủi ro có thể gây ra thiệt hại và các giải pháp quản trị rủi ro của Tổng thầu trong thực hiện hợp đồng EPCI.
  • Phạm vi nghiên cứu: Các hợp đồng EPCI thuộc các dự án phát triển khai thác mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam từ năm 2006 đến năm 2015 do các Tổng thầu trong và ngoài nước thực hiện.

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Tác giả đã phân loại và điểm luận có hệ thống các công trình nghiên cứu trong và ngoài nước theo từng mảng nội dung chuyên sâu:

Các nghiên cứu quốc tế

  • Quản lý dự án và phương thức thực hiện EPCI:
    • A. Roldi (2011): Phân tích việc áp dụng mô hình quản trị "Fast track" của Tổng thầu Saipem tại Trung Đông; chỉ ra các thách thức như thao tác đồng thời (SIMOPS), bất đồng ngôn ngữ - văn hóa, đấu nối ngầm (Subsea), đường ống (Pipeline) và quản lý gói thiết bị mua sắm dài ngày (LLI).
    • Van Der Linden, C. (2004): Đúc kết kinh nghiệm triển khai hợp đồng EPCI cho giàn khai thác định hướng (TLP) ở độ sâu trên 300m; nhấn mạnh nguyên tắc kiểm tra giám sát, thiết kế ống đứng (Riser) và không đánh đổi chất lượng lấy tiến độ đón dòng dầu đầu tiên (First production date).
    • Nghiên cứu của các tác giả SPE (2013): Đánh giá tính phức tạp về công nghệ và quy mô tổ chức trong các giai đoạn thiết kế (tuân thủ API, ASTM, DNV), mua sắm và chế tạo - lắp đặt ngoài khơi.
  • Nhận diện và phân loại rủi ro dầu khí:
    • Amos và Dents (1997): Phân rủi ro thành thương mại, hợp đồng và vận hành.
    • Santoso, Ogunlana và Minato (2003): Xác định thiết kế và quản lý là hai yếu tố tác động lớn nhất.
    • SPE OTC 14166 (2002): Đánh giá dự án nước sâu Girassol (Angola, sâu 1.400m, 39 giếng ngầm, tháp riser tower, FPSO, vốn 2,8 tỷ USD).
    • Cheng Siew Goh và Hamzah Abdul-Rahman (2012): Nhận dạng 6 nhóm rủi ro trong dự án công nghiệp Malaysia qua khảo sát chuyên gia.
    • Bensahraoui và cộng sự (SPE 162500, 2012): Xây dựng Sổ đăng ký rủi ro (Risk Management Register) trong ngành dầu khí.
    • T. Akineremi Adigun (SPE-171749-MS, 2015): Phân chia rủi ro thăm dò khai thác thành 3 nhóm: kinh tế, xã hội và môi trường.
    • Sajjad Mubin và Abdul Mannan (2013): Nhận diện 59 rủi ro chia làm 8 nhóm nguyên nhân trong hợp đồng EPCI dầu khí tại Pakistan, tập trung vào hai trục mục tiêu tiến độ ($Rs_1 - Rs_{10}$) và chi phí ($Rc_1 - Rc_{10}$).
  • Công cụ, mô hình định lượng và quản trị rủi ro:
    • M.A. Mian (2002), John Schuyler (1996, 2001), Megill R.E (1971): Cung cấp cơ sở phân tích kinh tế dự án, lý thuyết xác suất, cây quyết định và mô phỏng trên phần mềm Crystal Ball.
    • David Huld (2009): Phân tích rủi ro tiến độ và chi phí tích hợp; chỉ ra hạn chế của phương pháp CPM và PERT so với mô phỏng Monte Carlo kết hợp hàm phân phối tam giác.
    • RiskMetrics Group (1999): Hướng dẫn đo lường rủi ro thị trường và xây dựng kịch bản tài chính.
    • M.A. Hons (2000): Ứng dụng các chỉ tiêu EMV, NPV, IRR, DPI, ROR trong đánh giá đầu tư dầu khí biển Bắc (Anh).
    • T. (Kees) Berends (2007): Nghiên cứu quan hệ hợp đồng giữa chủ đầu tư và Tổng thầu tại TU Delft, áp dụng kiểm định Cronbach's Alpha.
    • Trịnh Thùy Anh (2012): Tổng hợp so sánh các mô hình quản trị rủi ro quốc tế gồm Baker (1999), PMBOK (2000), Cadence (2002), Flanagan & Norman (1993), Kahkonen & Huovila (1996), Chapman & Ward (1999), PRINCE2 (2002), Cooper và Mohebbi.

Các nghiên cứu trong nước

  • Thân Thanh Sơn (2015): Nghiên cứu phân bổ rủi ro trong dự án đối tác công tư (PPP) hạ tầng giao thông đường bộ; sử dụng phân tích nhân tố khám phá (EFA) để xử lý danh mục 54 biến rủi ro.
  • Trịnh Thùy Anh (2006): Nhận dạng 91 rủi ro trong dự án công trình giao thông theo hình thức đầu tư truyền thống, đánh giá theo ma trận xác suất và mức độ tác động.
  • Lê Như Linh (2007): Ứng dụng lý thuyết xác suất và hàm phân phối để đánh giá rủi ro địa chất ($Re_1$) trong các dự án khoan thăm dò dầu khí.
  • Nguyễn Xuân Thắng, Trần Quốc Việt, Trần Thanh Tùng (2013): Khảo cứu công tác quản trị rủi ro doanh nghiệp ở tầm vĩ mô tại Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
  • Trương Văn Thiện (2012): Phân tích bản chất hợp đồng EPC theo mẫu FIDIC Silver Book trong dự án nhiệt điện Vũng Áng - Quảng Trạch.
  • Nguyễn Cảnh Nam (2013): Đề xuất phương pháp luận 4 bước nhằm lượng hóa giá trị thiệt hại kinh tế do rủi ro gây ra trong kinh doanh mỏ (gồm thiệt hại hữu hình và vô hình).

Khoảng trống luận án lựa chọn giải quyết: Các công trình trước đây chủ yếu tập trung vào giai đoạn thăm dò hoặc quản trị rủi ro dự án xây dựng dân dụng, giao thông, hạ tầng PPP; hoặc dừng lại ở việc áp dụng quy trình quản trị chung của nước ngoài mà chưa đi sâu vào đặc thù EPCI dầu khí ngoài khơi. Luận án giải quyết khoảng trống về việc định lượng, xếp hạng rủi ro thực tế của Tổng thầu EPCI tại thềm lục địa Việt Nam và thiết lập mô hình kiểm soát rủi ro đa phòng tuyến gắn với thiệt hại kinh tế và các mục tiêu cam kết hợp đồng.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Cơ sở lý luận và các khái niệm sử dụng

Tác giả hệ thống hóa 30 định nghĩa rủi ro theo tiến trình lịch sử qua 3 trường phái chính:

  1. Trường phái truyền thống (tiêu cực): Xem rủi ro là biến cố bất lợi, nguy hiểm, tổn thất không mong muốn (Rescher, 1983; March & Shapira, 1987; Hồ Diệu; tiêu chuẩn NS5814 Nauy; IEC 300-3-9; BS444-3 Anh; CIRIA; DoD 2000; IEEE 1540:2001).
  2. Trường phái trung lập: Xem rủi ro là sự biến động tiềm ẩn, sự bất trắc có thể đo lường được bằng xác suất toán học (APM, 1997; BS6079-3-2000; AS/NZS 4360:1999; Frank Knight; Allan Willett; Irving Preffer; Arthur William Jr. & Smith).
  3. Trường phái mở rộng (hiện đại): Xem rủi ro mang tính chất hai mặt, bao gồm cả mối đe dọa (tổn thất) lẫn cơ hội (lợi nhuận) tác động đến mục tiêu (John Raftery, 1994; RAMP, 1997; Williams et al., 1998; PMI, 2008/2014/2015; BSI-PD ISO/IEC C73:2002; Đoàn Thị Hồng Vân, 2007).

Định nghĩa của luận án: Rủi ro của Tổng thầu trong thực hiện hợp đồng EPCI dự án phát triển khai thác mỏ dầu khí là sự kiện, tình huống bất ngờ có thể đo lường được, khi xảy ra gây nguy cơ không đạt được các mục tiêu về chi phí, tiến độ, chất lượng, ATSKMT, dẫn đến mất mát, thiệt hại làm ảnh hưởng đến cam kết hợp đồng, uy tín và sự tồn tại của Tổng thầu.

Quy trình quản trị rủi ro lý thuyết: Gồm 3 giai đoạn: Nhận dạng rủi ro $\rightarrow$ Đo lường rủi ro $\rightarrow$ Kiểm soát rủi ro (Loại trừ, Phòng ngừa, Giảm thiểu tổn thất, Chuyển giao, Lưu giữ, Đa dạng hóa).

Bước quản trị Nội dung đánh giá / Hành động xử lý
1. Nhận dạng rủi ro Tổn thất thu nhập / chi phí; Thương tật người lao động; Hư hỏng tài sản; Trách nhiệm pháp lý
2. Đo lường rủi ro Tần số xuất hiện (xác suất); Mức độ tổn thất dự tính; Tổng số thiệt hại
3. Kiểm soát rủi ro Loại trừ; Phòng ngừa; Tối thiểu hóa tổn thất; Chuyển giao; Lưu giữ; Phối hợp; Đa dạng hóa

Phương pháp nghiên cứu

Luận án áp dụng kết hợp phương pháp nghiên cứu định tính và định lượng qua quy trình 5 bước:

Bước 1: Nghiên cứu định tính tổng quan lý luận và thực tiễn
  ↓
Bước 2: Nghiên cứu định tính hiện trạng 9 dự án EPCI thực tế tại Việt Nam
  ↓
Bước 3: Nghiên cứu định lượng (Khảo sát chuyên gia n=100, kiểm định Cronbach Alpha, phân tích EFA)
  ↓
Bước 4: Nghiên cứu định lượng (Mô phỏng @Risk nhận dạng phân phối, công thức Shen 2001 xếp hạng)
  ↓
Bước 5: Thiết lập và áp dụng mô hình kiểm soát rủi ro 2 phòng tuyến - 4 nhóm giải pháp
  • Thiết kế thang đo và phiếu khảo sát: Sử dụng thang đo Likert 5 điểm: 1 (Rất thấp), 2 (Thấp), 3 (Trung bình), 4 (Cao), 5 (Rất cao). Điểm rủi ro tổng hợp được xác định qua ma trận tích số giữa xác suất xảy ra ($\alpha$) và mức độ ảnh hưởng ($\beta$).
Xác suất ($\alpha$) / Ảnh hưởng ($\beta$) Rất thấp (1) Thấp (2) Trung bình (3) Cao (4) Rất cao (5)
Rất thấp (1) (< 2%) 1 2 3 4 5
Thấp (2) (2% - 5%) 2 4 6 8 10
Trung bình (3) (5% - 30%) 3 6 9 12 15
Cao (4) (30% - 60%) 4 8 12 16 20
Rất cao (5) (> 60%) 5 10 15 20 25
  • Mẫu và kỹ thuật thu thập dữ liệu:
    • Dữ liệu thứ cấp: Báo cáo tài chính, báo cáo kiểm toán dự án hàng năm, số liệu từ PetroVietnam, Bộ Công Thương, báo cáo đóng gói hợp đồng EPCI.
    • Dữ liệu sơ cấp: Khảo sát phiếu câu hỏi gửi đến các chuyên gia quản lý trực tiếp tại 6 tổ chức/doanh nghiệp: Tổng công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC), Công ty Điều hành Dầu khí Lam Sơn (Lam Sơn JOC), Công ty Điều hành Chung Cửu Long (Cửu Long JOC), Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro (VSP), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Viện Dầu khí Việt Nam (VPI).
    • Cơ cấu đối tượng khảo sát: Chủ nhiệm dự án, Quản lý dự án, Quản lý thiết kế, Quản lý gói mua sắm (Package Manager), Quản lý giao diện (Interface Manager), Quản lý chất lượng (Quality Manager), Quản lý an toàn (HSE Manager), Quản lý chạy thử đấu nối biển (HUC - Field Operations Manager).
    • Quy mô mẫu: Phát ra $N = 100$ phiếu, thu về $n = 100$ phiếu hợp lệ sau 2 vòng khảo sát.
STT Doanh nghiệp / Tổ chức khảo sát Dự án tham gia điển hình Loại hợp đồng
1 PTSC (PTSC M&C) Biển Đông 1 EPCI
2 Lam Sơn JOC Thăng Long - Đông Đô EPCI
3 Cửu Long JOC Sư Tử Vàng CPP EPCI
4 Liên doanh Vietsovpetro (VSP) Cá Ngừ Vàng, Đại Hùng 2 EPCI
5 PVEP Chủ đầu tư các dự án EPCI
6 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) Tư vấn dự án EPCI
  • Công cụ và kỹ thuật xử lý dữ liệu:
    • Công thức thống kê mô tả: $$\bar{x} = \frac{1}{n} \sum_{i=1}^{n} x_i \quad (2.1); \quad S^2 = \frac{1}{n} \sum_{i=1}^{n} (x_i - \bar{x})^2 \quad (2.2); \quad f = \frac{m}{n} \quad (2.3)$$ $$P(|X - MX| < \epsilon) = 2\Phi\left(\frac{\epsilon}{\sigma_x}\right) \quad (2.4)$$
    • Xử lý dữ liệu định lượng trên SPSS 20.0: Kiểm định độ tin cậy thang đo qua hệ số Cronbach's Alpha (yêu cầu $\ge 0{,}7$; tương quan biến - tổng $\ge 0{,}3$). Phân tích nhân tố khám phá (EFA) với hệ số KMO $\ge 0{,}5$, kiểm định Bartlett có mức ý nghĩa $p < 0{,}05$, Eigenvalue $\ge 1$, tổng phương sai trích $\ge 50%$, sử dụng phương pháp trích Principal Component và phép xoay Varimax.
    • Mô phỏng và định lượng rủi ro: Sử dụng phần mềm @Risk để xác định hàm phân phối xác suất của các yếu tố rủi ro và áp dụng công thức của Shen (2001) để tính toán, xếp hạng thứ tự ưu tiên các rủi ro trọng yếu tác động tới 4 nhóm mục tiêu.

Nội dung chính theo từng chương

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI LUẬN ÁN

Chương 1 hệ thống hóa và phân tích bức tranh tổng thể các công trình nghiên cứu trên thế giới và trong nước liên quan đến hợp đồng EPCI và quản trị rủi ro dự án. Tác giả chỉ ra rằng các công trình quốc tế của SPE, PMI, FIDIC và các học giả (A. Roldi, Van Der Linden, Sajjad Mubin, David Huld, John Schuyler) đã cung cấp nhiều công cụ phân tích rủi ro, nhưng chủ yếu phục vụ các nhà thầu quốc tế hoặc dự án ở các vùng biển khác. Tại Việt Nam, các nghiên cứu của Thân Thanh Sơn, Trịnh Thùy Anh, Lê Như Linh, Nguyễn Cảnh Nam đã tiếp cận từng khía cạnh rủi ro hạ tầng, thăm dò hoặc nguyên lý xác định thiệt hại, nhưng chưa có đề tài nào đi sâu vào vị thế của Tổng thầu EPCI trong ngành dầu khí. Kết luận chương khẳng định tính mới và sự cần thiết của đề tài.

CHƯƠNG 2: THIẾT LẬP QUY TRÌNH NGHIÊN CỨU ĐỀ TÀI

Chương 2 trình bày chi tiết quy trình tiếp cận nghiên cứu 5 bước kết hợp định tính và định lượng. Tác giả thiết kế cấu trúc phân loại rủi ro ban đầu gồm 8 nhóm yếu tố tác động tới 4 mục tiêu (tiến độ, chi phí, chất lượng, ATSKMT). Chương này xác lập chi tiết thiết kế thang đo Likert 5 điểm, ma trận tính điểm rủi ro $5 \times 5$, các tiêu chí xác suất (từ $<2%$ đến $>60%$) và mức độ tác động tiến độ (từ $<2$ tuần đến $>2$ tháng). Tác giả mô tả phương pháp thu thập mẫu chuyên gia ($n=100$) tại 6 đơn vị dầu khí tiêu biểu và chuẩn hóa quy trình phân tích thống kê đa biến (Cronbach's Alpha, EFA trên SPSS 20.0, mô phỏng hàm phân phối trên @Risk).

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ LUẬN VÀ THỰC TIỄN VỀ RỦI RO VÀ QUẢN TRỊ RỦI RO TRONG THỰC HIỆN HỢP ĐỒNG EPCI DỰ ÁN PHÁT TRIỂN KHAI THÁC MỎ DẦU KHÍ

Chương 3 xây dựng khung lý thuyết toàn diện về rủi ro và quản trị rủi ro doanh nghiệp. Tác giả phân tích các khái niệm theo 3 trường phái, phân loại rủi ro theo tổn thất tài chính, phạm vi ảnh hưởng, kết quả tác động và nguyên nhân. Chương này phân tích thực tiễn quản trị rủi ro của các tập đoàn và dự án lớn trên thế giới:

  • Mô hình quản trị rủi ro của Petronas (Malaysia).
  • Thực tiễn dự án Sakhalin (Nga).
  • Nghiên cứu thực nghiệm của Pramendra Srivastava (Ấn Độ).
  • Dự án nước sâu Genesis của Mỹ tại Vịnh Mexico (sử dụng công nghệ Spar).
  • Các mô hình quản trị rủi ro chuẩn hóa: PRINCE2 (2002), mô hình Cooper et al., mô hình Amir Hassan Mohebbi - Ngadhnjim Bislimi.
  • Rút ra các bài học kinh nghiệm cho Việt Nam về kiểm soát giao diện, quản lý chuỗi cung ứng, dự phòng chi phí và điều hành tiến độ ngoài khơi.

CHƯƠNG 4: THỰC TRẠNG RỦI RO VÀ QUẢN TRỊ RỦI RO CỦA TỔNG THẦU TRONG THỰC HIỆN HỢP ĐỒNG EPCI DỰ ÁN PHÁT TRIỂN KHAI THÁC MỎ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM

Chương 4 khảo sát thực tế tình hình thực hiện các hợp đồng EPCI giai đoạn 2006–2015 tại thềm lục địa Việt Nam qua các dự án điển hình (Biển Đông 1 - BD1, Thăng Long - Đông Đô, Sư Tử Vàng CPP, Cá Ngừ Vàng, Đại Hùng 2, Chim Sáo, HST - HSD).

Tác giả chỉ ra các số liệu thực tế về chi phí phát sinh, chi phí thay đổi hợp đồng và tiền phạt do chậm tiến độ (LDs). Đánh giá thực trạng quản trị rủi ro của Tổng thầu (điển hình như quy trình của PTSC M&C) ở 3 khâu:

  1. Nhận diện rủi ro: Còn mang tính cảm tính, thiếu công cụ định lượng hỗ trợ.
  2. Đo lường rủi ro: Sử dụng ma trận rủi ro định tính sơ bộ, chưa phân tích tương quan chuỗi và chưa lượng hóa chính xác giá trị kỳ vọng thiệt hại.
  3. Kiểm soát rủi ro: Các biện pháp ứng phó mang tính thụ động, đối phó sự vụ khi sự cố đã xảy ra trên công trường hoặc ngoài biển. Chương 4 tổng hợp các nhân tố ảnh hưởng và chỉ rõ những mặt đạt được cùng các hạn chế căn bản trong quản trị rủi ro của Tổng thầu tại Việt Nam.

CHƯƠNG 5: GIẢI PHÁP HOÀN THIỆN QUẢN TRỊ RỦI RO CỦA TỔNG THẦU TRONG THỰC HIỆN HỢP ĐỒNG EPCI DỰ ÁN PHÁT TRIỂN KHAI THÁC MỎ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM

Chương 5 là chương trọng tâm đề xuất hệ thống giải pháp hoàn thiện quản trị rủi ro:

  • Hoàn thiện phương pháp xác định và định lượng: Thông qua kết quả xử lý dữ liệu khảo sát và phân tích EFA, hệ thống hóa danh mục rủi ro của Tổng thầu. Sử dụng phần mềm @Risk xác định dạng phân phối xác suất và xếp hạng mức độ ảnh hưởng theo công thức Shen (2001).
  • Nhận diện 6 rủi ro trọng yếu thường xuyên xuất hiện và tác động lớn nhất:
    1. Rủi ro $Re_1$: Điều kiện địa chất (địa chất thủy văn: dòng hải lưu, mực nước; địa chất công trình nơi đặt giàn gặp túi khí nông).
    2. Rủi ro $Re_2$: Sai sót trong thiết kế, ảnh hưởng đến chi tiết kỹ thuật của các thiết bị trong gói LLI, kết cấu chân đế và khối thượng tầng (Topside).
    3. Rủi ro $Rp_3$: Lựa chọn nhà cung cấp vật tư, thiết bị không đáp ứng năng lực.
    4. Rủi ro $Rc_7$: Mất an toàn lao động trong thi công ở các thời điểm cao điểm khối lượng lớn và nhân công đông.
    5. Rủi ro $Rc_{22}$: Chậm trễ các hạng mục thuộc đường găng dự án (CPM).
    6. Rủi ro $Ri_4$: Thời tiết biển bất lợi ảnh hưởng đến chiến dịch vận chuyển, hạ thủy và lắp đặt ngoài biển.
  • Xây dựng mô hình kiểm soát rủi ro: Đề xuất mô hình kiểm soát rủi ro gồm 2 phòng tuyến và 4 nhóm giải pháp, kết hợp phương pháp phân tích nguyên nhân - hậu quả Bow-tie, bảng phân công trách nhiệm RACI, quy trình phối hợp SIMOP và phương pháp đường găng CPM. Luận án thiết kế các giải pháp cụ thể cho từng loại rủi ro (giải pháp tăng cường nhân lực dự án BD từ ngày 23/02/2012, kiểm soát cửa sổ thời tiết thi công ngoài khơi dựa trên số liệu trạm dự báo Polarfront).

Kết quả và những đóng góp mới

Đóng góp mới về mặt lý luận và khoa học

  1. Làm rõ đặc thù của hợp đồng EPCI công trình dầu khí biển: Luận án chỉ rõ sự khác biệt bản chất giữa hợp đồng EPCI mỏ dầu khí và hợp đồng EPC xây dựng dân dụng, công nghiệp thông thường về cơ cấu nhân lực, quy trình thiết kế công nghệ, mua sắm gói LLI, chế tạo khối thượng tầng, vận hành thử và lắp đặt ngoài khơi.
  2. Hệ thống hóa và định lượng danh mục rủi ro đặc thù: Xây dựng danh mục các rủi ro gắn với hợp đồng EPCI tại thềm lục địa Việt Nam (71 rủi ro được khảo sát và sàng lọc qua EFA thành các nhóm nhân tố chuẩn tắc) tác động đến 4 mục tiêu: chi phí, tiến độ, chất lượng và ATSKMT.
  3. Xác định 6 rủi ro cốt lõi theo nguyên nhân: Chỉ ra chính xác 6 rủi ro thường xuyên xuất hiện và có mức độ thiệt hại cao nhất đối với Tổng thầu EPCI tại Việt Nam ($Re_1, Re_2, Rp_3, Rc_7, Rc_{22}, Ri_4$).

Đóng góp mới về mặt thực tiễn và ứng dụng

  1. Mô hình kiểm soát rủi ro 2 phòng tuyến - 4 nhóm giải pháp: Xây dựng khung quản trị rủi ro có tính ứng dụng trực tiếp cho các Tổng thầu EPCI Việt Nam, tích hợp công cụ phân tích Bow-tie, ma trận RACI và đường găng CPM để chủ động phòng ngừa trước khi xảy ra sự cố.
  2. Ứng dụng công cụ mô phỏng hiện đại: Đưa phần mềm @Risk và thuật toán xếp hạng rủi ro vào quy trình ra quyết định đấu thầu và điều hành dự án, giúp Tổng thầu tính toán chính xác biên độ dự phòng thời gian và chi phí rủi ro.

Kiến nghị và giải pháp đề xuất

  • Đối với Tổng thầu EPCI: Thành lập bộ phận chuyên trách quản trị rủi ro độc lập; chuẩn hóa quy trình đánh giá năng lực nhà cung cấp gói LLI; thiết lập hệ thống cảnh báo sớm tiến độ đường găng CPM; tuân thủ nghiêm ngặt quy trình an toàn ATSKMT và quy chế cửa sổ thời tiết biển.
  • Đối với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Chủ đầu tư: Hoàn thiện khung pháp lý và cơ chế phân bổ rủi ro hợp đồng theo thông lệ quốc tế; tăng cường chia sẻ dữ liệu địa chất - thủy văn; tối ưu hóa quy trình phê duyệt thiết kế FEED và nghiệm thu kỹ thuật.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế:
    • Phạm vi dữ liệu thực nghiệm tập trung vào các dự án phát triển khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam giai đoạn 2006–2015 dưới góc nhìn của Tổng thầu (chủ yếu là các đơn vị thành viên của PetroVietnam như PTSC M&C, Vietsovpetro).
    • Do tính bảo mật thương mại của ngành dầu khí, việc thu thập dữ liệu chi phí thiệt hại chi tiết ở một số gói thầu quốc tế còn gặp giới hạn.
  • Hướng nghiên cứu tiếp:
    • Mở rộng phạm vi đánh giá sang các loại hình hợp đồng dầu khí khác (hợp đồng thuê mua FPSO/FSO, hợp đồng EPC mỏ khí nước sâu xa bờ).
    • Nghiên cứu cơ chế chia sẻ và phân bổ rủi ro tối ưu đa phương giữa Chủ đầu tư (JOC/PSC), Tổng thầu EPCI và các nhà thầu phụ quốc tế.

Giá trị tham khảo

  • Đối với nghiên cứu sinh, học viên và giảng viên: Là tài liệu chuyên khảo tham khảo trong đào tạo kinh tế dầu khí, quản lý xây dựng công trình biển và quản trị rủi ro dự án; cung cấp khung phương pháp luận kết hợp giữa nghiên cứu định tính trường hợp (Case study) và phân tích định lượng (SPSS, EFA, @Risk).
  • Đối với các Tổng thầu xây lắp công trình dầu khí (PTSC, Vietsovpetro...): Cung cấp cẩm nang thực hành nhận diện 71 rủi ro và bộ giải pháp chi tiết xử lý 6 rủi ro trọng yếu trong công tác đấu thầu, thiết kế, mua sắm và lắp đặt ngoài biển.
  • Đối với các nhà quản lý dự án, chủ mỏ và cơ quan hoạch định chính sách: Giúp tối ưu hóa việc đàm phán hợp đồng EPCI, thiết lập cơ chế giám sát rủi ro tiến độ - chi phí, đảm bảo an toàn nguồn vốn đầu tư của Nhà nước và doanh nghiệp.

Câu hỏi thường gặp

1. Hợp đồng EPCI trong ngành dầu khí khác biệt như thế nào so với hợp đồng EPC xây dựng thông thường? Hợp đồng EPCI ngoài 3 khâu thiết kế (Engineering), mua sắm (Procurement), chế tạo xây dựng (Construction) còn bao gồm khâu lắp đặt và vận hành chạy thử ngoài biển (Installation - HUC). Công trình biển có mức độ phức tạp công nghệ rất cao, chi phí từ 500 triệu USD đến hàng tỷ USD, thi công ở vùng nước sâu chịu tác động trực tiếp của dòng hải lưu, bão gió và đòi hỏi quy trình phối hợp khoan - lắp đặt đồng thời (SIMOPS).

2. Mẫu khảo sát định lượng của luận án được thực hiện trên những đơn vị nào? Mẫu khảo sát gồm 100 phiếu hợp lệ thu về từ các cán bộ quản trị, chỉ huy dự án (Chủ nhiệm dự án, Quản lý thiết kế, Mua sắm, Chất lượng, An toàn, Giao diện, Chạy thử) thuộc 6 tổ chức: Tổng công ty Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí (PTSC), Lam Sơn JOC, Cửu Long JOC, Liên doanh Vietsovpetro (VSP), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và Viện Dầu khí Việt Nam (VPI).

3. Sáu loại rủi ro trọng yếu nhất của Tổng thầu EPCI tại Việt Nam được luận án chỉ ra là gì? Gồm: (1) Rủi ro địa chất thủy văn và túi khí nông ($Re_1$); (2) Rủi ro sai sót thiết kế kết cấu chân đế, khối thượng tầng và thiết bị LLI ($Re_2$); (3) Rủi ro năng lực nhà cung cấp vật tư ($Rp_3$); (4) Rủi ro mất an toàn lao động trong thi công cao điểm ($Rc_7$); (5) Rủi ro trễ các hạng mục đường găng CPM ($Rc_{22}$); (6) Rủi ro thời tiết biển bất lợi ($Ri_4$).

4. Mô hình kiểm soát rủi ro mà luận án đề xuất có cấu trúc ra sao? Mô hình gồm 2 phòng tuyến và 4 nhóm giải pháp, kết hợp kỹ thuật phân tích rào cản Bow-tie, bảng phân nhiệm RACI, quản lý tiến độ đường găng CPM, kiểm soát cửa sổ thời tiết và các giải pháp điều động nhân lực linh hoạt trong suốt chu trình thực hiện hợp đồng EPCI.

Kết luận

Luận án đã giải quyết một cách khoa học vấn đề quản trị rủi ro của Tổng thầu thực hiện hợp đồng EPCI trong các dự án phát triển khai thác mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam. Thông qua việc kết hợp chặt chẽ giữa nghiên cứu định tính 9 dự án thực tế và phân tích định lượng trên mẫu 100 chuyên gia bằng phần mềm SPSS và @Risk, công trình đã nhận diện danh mục rủi ro chuẩn hóa và xác định 6 rủi ro trọng yếu tác động trực tiếp đến tiến độ, chi phí, chất lượng và an toàn. Hệ thống giải pháp kiểm soát rủi ro 2 phòng tuyến - 4 nhóm giải pháp được đề xuất là công cụ quản lý thiết thực, góp phần nâng cao hiệu quả kinh doanh của Tổng thầu và bảo toàn nguồn vốn đầu tư trong các dự án dầu khí quốc gia.