Năm 2023, theo dự phóng của Chứng khoán BIDV (BSC), Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí (PV Drilling - Mã: PVD) có thể đạt doanh thu thuần 6.765 tỷ đồng, tăng 25% so với cùng kỳ và lợi nhuận ròng 330 tỷ đồng so với mức lỗ 103 tỷ đồng của năm ngoái.
(Nguồn: Đăng Nguyên tổng hợp từ báo cáo tài chính và dự phóng của BSC).
(Nguồn: Đăng Nguyên tổng hợp từ báo cáo tài chính và dự phóng của BSC).
BSC kỳ vọng giá cước thuê giàn khoan tự nâng duy trì ở mức cao (trên 100.000 USD/ngày) sẽ cải thiện lợi nhuận của PVD trong thời gian tới. Tính tới hết tháng 5/2023, mặc dù đã giảm 20% kể từ đỉnh, nhưng giá cước theo ngày của khu vực Đông Nam Á vẫn duy trì quanh 100.000 USD/ngày, với hiệu suất hoạt động hơn 90%.
Trong bối cảnh số lượng giàn khoan hoạt động ở khu vực Đông Nam Á đã giảm đáng kể so với thời điểm năm ngoái (do xu hướng chuyển dịch các giàn sang Trung Đông), BSC cho rằng giá thuê giàn nhiều khả năng sẽ còn tiếp tục duy trì ở mức cao trong thời gian tới.
Bên cạnh đó, tất cả các giàn khoan của PV Drilling đều có đầy đủ việc làm trong cả năm 2023 nhưng vẫn có một số giàn như PVD II hay PVD III đang hoạt động với giá khoảng 60.000 – 70.000 USD/ngày tới cuối năm 2023 vì hợp đồng đã ký từ trước. Song, BSC đánh giá công ty sẽ còn tiếp tục được hưởng lợi từ giá thuê giàn cao hơn trong giai đoạn 2024 – 2025.
Đối với phần nợ xấu của đối tác Kris Energy, tính đến hiện tại công ty đã trích lập 76 tỷ đông và sẽ tiến hành trích lập phần còn lại (khoảng 16 tỷ đồng) trong năm nay.
Đơn vị phân tích còn nhận định trữ lượng dầu khí sụt giảm mạnh, trong khi thiếu hụt các dự án mới suốt nhiều năm cũng có thể thúc đẩy việc tái khởi động các dự án dầu khí. Theo báo cáo của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), gia tăng trữ lượng trung bình giai đoạn 2016 – 2022 đạt khoảng 12,6 triệu tấn/năm, chỉ đạt 55% so với sản lượng khai thác, thấp hơn nhiều so với mục tiêu 100% đến 120% của PVN, để đảm bảo hoạt động ổn định trong dài hạn.
Nguyên nhân chính tới từ việc, trong giai đoạn này tổng số hợp đồng dầu khí ký kết mới ở trong nước thấp hơn hẳn so với số lượng hợp đồng đã hoàn thành, đặc biệt từ năm 2018 đến nay, chỉ có duy nhất 1 hợp đồng mới được ký kết. Dẫn tới, trữ lượng dầu khai thác trong nước suy giảm dần qua từng năm. Do đó, BSC kỳ vọng, trong thời gian tới các dự án chậm trễ trong giai đoạn trước sẽ được tái khởi động, nhằm bù đắp sản lượng cho các mỏ dầu khí đang dần cạn kiệt.
Theo đó, triển vọng nhu giàn khoan thị trường trong nước cũng sẽ được cải thiện kể từ cuối năm 2023. Hiện tại trong nước đang có 8 giàn tự nâng đang hoạt động với 5 giàn của Vietsovpetro (VSP), 2 giàn của PV Drilling và 1 giàn nước ngoài nhưng nhu cầu đang rất yếu khi thiếu các dự án trọng điểm.
Trong nửa cuối 2023, PV Drilling đang lên kế hoạch thuê thêm giàn để cung cấp cho VSP, tùy vào tình hình thị trường và tiến độ triển khai các dự án.
Theo đánh giá của ban lãnh đạo, kể từ năm 2024 sẽ có rất nhiều dự án dài hạn được tái khởi động, bao gồm Dự án Đại Hùng – pha 3 (dự kiến 12 giàn khoan); Dự án Lạc Đà Vàng (dự kiến bắt đầu khoan thăm dò vào quý III/2024); Dự án Mỏ Cá Tầm (12 giếng khoan, sử dụng giàn nhẹ) và Dự án Mỏ Kình Ngư Trắng (28 giếng khoan, sử dụng giàn nhẹ).
BSC kỳ vọng nguồn công việc cho PV Drilling ở thị trường trong nước sẽ được cải thiện trong giai đoạn 2024 – 2025, với các hợp đồng dài hạn cùng giá thuê giàn khoan dự kiến có thể đạt trên 100.000 USD/ngày.
Ngoài ra, công ty kỳ vọng sẽ bắt đầu tham gia chiến dịch khoan cho Dự án Lô B – Ô Môn kể từ năm 2025. Đối với dự án này, lãnh đạo công ty cho biết hiện công ty đang tham gia gói thầu EPCI và kỳ vọng dự án sẽ có FID (quyết định đầu tư cuối cùng) vào khoảng quý III/2023.
Nếu kế hoạch đi đúng theo lộ trình, dự kiến công ty sẽ bắt đầu nhận phần công việc khoan các giếng khai thác kể từ năm 2025, bao gồm 77 giếng cho đến lúc có dòng khí đầu tiên (first gas) và 911 giếng cho đến khi kết thúc dự án.
BSC ước tính, tổng khối lượng mảng khoan và dịch vụ kỹ thuật giếng khoan trong dự án này có thể đem lại cho PVD trên 200 triệu USD (tương đương khoảng 4.700 tỷ đồng theo tỷ giá hiện tại) trong giai đoạn 2025 – 2027.
