Phân tích tình hình hoạt động kinh doanh của GAS (P1)

Ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam được phân thành thượng nguồn, trung nguồn và hạ nguồn, trong đó PVGAS (Mã CK: GAS) thuộc khâu hạ nguồn. GAS là công ty niêm yết có giá trị hàng đầu của ngành dầu khí với giá trị vốn hóa cao, và là một cổ phiếu đầu ngành dầu khí hiện nay. Trong nội dung bài viết này chúng ta cùng phân tích tình hình hoạt động kinh doanh của GAS để ra quyết định đầu tư chính xác nhé.

1. Lĩnh vực kinh doanh

PVGAS (GAS) là đơn vị thuộc khâu hạ nguồn được giao phụ trách các công việc bao gồm thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khi và sản phẩm khí trong hệ thống Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Để có thể phụ trách được hết các nhiệm vụ thì công ty sẽ có phân ra những mảng kinh doanh cụ thể hơn như bên dưới, trong đó chung ta chỉ liệt kê những hoạt động kinh doanh chính mang lại doanh thu lớn nhất mà thôi.

– Thu gom, xuất nhập khẩu, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí. Đầu tư cơ sở hạ tầng hệ thống phân phối sản phẩm khí khô, khí lỏng đồng bộ, thống nhất trong toàn PV GAS từ khâu nguồn cung cấp (trong và ngoài nước) đến khâu phân phối bán buôn, bán lẻ trên phạm vi cả nước và ở nước ngoài;
– Tiêu thụ LPG từ các nhà máy lọc hóa dầu và các nguồn khác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;
– Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa các công trình khí; Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, cải tạo công trình khí;
– Cung cấp các dịch vụ trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng sửa chữa động cơ, lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư nghiệp sử dụng nhiên liệu khí; dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng nhiên liệu khí;

Hình: Mô hình Kinh doanh Khí ở Việt Nam

  • Khách hàng chính

– Khách hàng của khí khô bao gồm các nhà máy điện, chiếm tới 80% tổng sản lượng khí, tiếp theo là các nhà máy đạm với 11% và 9% sản lượng khí được cung cấp cho các khách hàng công nghiệp.

  • Khách hàng của Khí khô (thị phần 20% nguồn cung điện)

– Khí thiên nhiên từ các mỏ thuộc bể Cửu Long và Nam Côn Sơn được thu gom, vận chuyển và xử lý tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố và nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn để tách thành các sản phẩm khí. Khí khô sau khi qua các nhà máy xử lý khí sẽ được vận chuyển bằng đường ống cung cấp cho các khách hàng tiêu thụ tại Bà Rịa, Phú Mỹ, Nhơn Trạch và Hiệp Phước (TP. Hồ Chí Minh) bao gồm: Điện Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3, Nhơn Trạch 1&2; Đạm Phú Mỹ; Một số khách hàng công nghiệp trong vùng.

– Khí thiên nhiên từ các mỏ thuộc bể Malay – Thổ Chu được vận chuyển bằng đường ống đến cung cấp cho 2 nhà máy điện Cà Mau với tổng công suất 1500 MW và nhà máy Đạm Cà Mau.

  • Khách hàng của khí LPG (65% thị phần)

PV GAS đang đóng vai trò là nhà sản xuất, nhập khẩu và kinh doanh LPG hàng đầu Việt Nam, chiếm trên 65% thị phần bán buôn LPG. Công ty nhập LPG từ nhà máy Dinh Cố, GPP Cà Mau, Lọc dầu Dung Quất, và nhập khẩu từ các nước trong khu vực như TQ, Malay, Đài Loan, Sing, Indo…

  • Khách hàng của khí thiên nhiên nén (CNG)

PVGAS có ba đơn vị phụ trách việc kinh doanh phân phối CNG là Công ty CP CNG Việt Nam, PV GAS South và LPG Việt Nam. Các khách hàng hiện đang sử dụng CNG là các hộ công nghiệp sản xuất gạch men, sắt thép, gốm sứ… các công ty vận chuyển sử dụng khí CNG, nằm xa tuyến ống dẫn khí của PV GAS.

  • Khách hàng của khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)

LNG là khí thiên nhiên hóa lỏng ở -162 độ C, dự kiến được nhập khẩu và phân phối tại Việt Nam từ 2022 hướng đến khách hàng mục tiêu là các nhà máy điện và khách hàng công nghiệp tại khu vực Đông Nam Bộ và Bình Thuận.
Từ năm 2022-2023, LNG sẽ được cung cấp làm nhiên liệu cho 2 nhà máy điện là Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 tại Đồng Nai và 2 nhà máy điện Sơn Mỹ 1 và Sơn Mỹ 2 tại Bình Thuận.

  • Khách hàng của condensate (90% thị phần)

Condensate là sản phẩm thu được từ khí ẩm được khai thác từ các mỏ dầu khí thuộc bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn, được sử dụng chủ yếu cho việc chế biến xăng thành phẩm đóng góp một phần vào việc đảm bảo nguồn cung cấp xăng trong nước.

2. Sơ đồ các đơn vị đóng góp chính trong cơ cấu doanh thu của công công ty

  • Công ty Vận chuyển Khí Đông Nam Bộ: vận chuyển và phân phối khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn 1 và Nam Côn Sơn 2 – GĐ2, cung cấp cho các khách hàng khách hàng điện, đạm, công nghiệp và khách hàng khác tại khu vực Đông Nam Bộ. Thế mạnh: lực lượng lao động với kinh nghiệm vận hành công trình khí lâu năm nhất tại PV GAS; quản lý và vận hành hệ thống đường ống dẫn khí từ bể Cửu Long đến Bà Rịa – Phú Mỹ – Nhơn Trạch – Hiệp Phước trên 370 km và Trung tâm Phân phối Khí Phú Mỹ hiện đại và lớn nhất Việt Nam hiện nay. năm 2020: phân phối an toàn, hiệu quả 6.759 triệu m3 khí khô cho các khách hàng điện, đạm, công nghiệp.
  • Công ty Khí Cà Mau: vận chuyển khí từ mỏ PM3 thuộc bể Malay – Thổ Chu đến các khách hàng khách hàng điện, đạm tại khu vực Tây Nam Bộ. hệ thống đường ống dẫn khí với công suất 6,2 triệu m3 khí/ngày đêm. năm 2020: vận chuyển an toàn, hiệu quả 1.826 m3 khí về bờ
  • Công ty Đường ống Khí Nam Côn Sơn: vận chuyển khí từ bể Nam Côn Sơn về Trung tâm Phân phối Khí Phú Mỹ. quản lý và vận hành hệ thống đường ống dẫn khí có công suất vận chuyển lớn nhất Việt Nam hiện nay, 22 triệu m3 khí/ngày đêm. năm 2020: vận chuyển an toàn, hiệu quả 5.568 triệu m3 khí về bờ; liên tục 3 năm liền hệ thống khí đạt độ tin cậy, sẵn sàng 100%.
  • Công ty Chế biến Khí Vũng Tàu: quản lý và vận hành Nhà máy xử lý khí Dinh Cố và hệ thống kho chứa, cảng xuất nhập LPG, Condensate trên khắp 3 miền Bắc, Trung, Nam, chiếm trên 50% tổng công suất kho chứa LPG trên cả nước; năm 2020: tiếp nhận và xử lý 1.246,6 triệu m3 khí ẩm bể Cửu Long, sản xuất 1.086,6 triệu m3 khí khô, 240,9 nghìn tấn LPG, 50,6 nghìn tấn Condensate, vận chuyển 52,8 nghìn tấn Condensate Nam Côn Sơn và Hải Thạch – Mộc Tinh và đáp ứng 100% nhu cầu hợp lý của khách hàng sử dụng các dịch vụ Kho cảng Thị Vải.
  • Công ty Kinh doanh Sản phẩm Khí: kinh doanh, xuất nhập khẩu LPG tại thị trường Việt Nam và thế giới. hệ thống kho cảng rộng khắp cả nước (kho LPG Thị Vải 71.260 tấn, kho LPG Gò Dầu 4.000 tấn, kho LPG Dung Quất 2.000 tấn, kho LPG Hải Phòng 1.500 tấn); nguồn hàng đa dạng (Dinh Cố, Dung Quất, Trung Đông và các nước trong khu vực); có hợp đồng mua bán
    LPG với hầu hết các doanh nghiệp kinh doanh LPG lớn tại thị trường các miền Bắc, Trung, Nam; uy tín của thương hiệu PV GAS; đội ngũ nhân viên am hiểu thị trường LPG Việt Nam. năm 2019: kinh doanh 1.907,9 nghìn tấn LPG tại thị trường Việt Nam và thế giới; chiếm lĩnh 62% thị phần LPG tại thị trường Việt Nam.
  • Công ty dịch vụ khí: bảo dưỡng, sửa chữa ngăn ngừa, thường xuyên, đột xuất và kiểm định, hiệu chuẩn kịp thời, có chất lượng, góp phần đảm bảo các hệ thống khí của PV GAS hoạt động ổn định.

Trên đây chỉ liệt kê một số đơn vị phụ trách các mảng kinh doanh chính của công ty, còn các công ty mà PVGAS chiếm chi phối thì mọi người có thể tham khảo thêm thông tin trên website công ty.

2. Nguồn cung khí của GAS và hệ thống phân phối

2.1 Nguồn cung khí

  • Cụm mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và Sư Tử Nâu

– Cụm khí này thuộc Bể Cửu Long, nằm ở lô 15-1. Sản lượng dầu thô khoảng 75.000 thùng dầu/ngày và 75 triệu bộ khối khí.

– Được quản lý bởi Công ty Điều hành chung Cửu Long.

  • Mỏ Lan Tây – Lan Đỏ

– Mỏ này thuộc Bể Nam Côn Sơn, lô 06-1, sản phẩm chính là Khí với sản lượng khoảng 9.5 triệu m3 khí.

– Công ty điều hành là Dầu khí Rosneft.

  • Mỏ Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây

– Mỏ này nằm ở Bể Nam Côn Sơn, lô 11-2 thuộc công ty Dầu khí Quốc gia hàn Quốc (KNOC) điều hành.

– Mỏ này có sản lượng khoảng 3.4 triệu m3 khí xuất về bờ.

  • Mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh

– Mỏ này nằm ở Bể Nam Côn Sơn, thuộc lô 05-2 và 05-3, có sản lượng khai thác khoảng 5 triệu m3 khí xuất về bờ.

– Công ty điều hành là Dầu khí Biển Đông.

  • Cụm mỏ Lô PM3-CAA & 46CN

– Cụm mỏ này thuộc Bể Malay – Thổ Chu, nằm ở lô PM2-CAA & 46CN thuộc vùng chồng lến giữa Việt Nam và Malaysia.

– Công ty điều hành Pepsol Malaysia với sản lượng khoảng 5.6 triệu m3 khí xuất về bờ (phần của Việt Nam).

2.2 Hệ thống đường ống phân phối khí

  • Hệ thống vận chuyển và phân phối khí Cửu Long:

Đường ống dẫn khí đồng hành Sư Tử Vàng – Rạng Đông – Bạch Hổ – Long Hải – Dinh Cố

+ Đường ống dẫn khí Bạch Hổ – Long Hải – Dinh Cố (116,5 km) được đưa vào vận hành trong năm 1995 để vận chuyển khí đồng hành từ giàn nén khí trung tâm (CCP) tại mỏ Bạch Hổ tới nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Đường ống được thiết kế với lưu lượng 6 triệu m3 khí /ngày đêm để phục vụ cho việc vận chuyển khí từ các mỏ dầu.

+ Đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ dài là 46,5 km được đưa vào vận hành từ tháng 12/2001 để vận chuyển khí đồng hành từ Lô 15.2 về CCP.

+ Đường ống dẫn khí 16” Sư Tử Vàng – Rạng Đông với tổng chiều dài 43,5 km, được đưa vào vận hành trong năm 2009 để vận chuyển khí đồng hành thu gom từ Lô 15.1 về CCP.

– Đường ống dẫn khí Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ

Đường ống dẫn khí 16” dài 7,3 km Dinh Cố – Bà Rịa và đường ống Bà Rịa – Phú Mỹ dài 21,5 km có nhiệm vụ vận chuyển khí khô từ đầu ra nhà máy xử lý khí Dinh Cố tới các trạm phân phối khí để phân phối cho các khách hàng tiêu thụ.

– Các trạm phân phối khí (GDS) Bà Rịa, Phú Mỹ

Được xây dựng và đưa vào vận hành cùng với đường ống dẫn khí Bạch Hổ – Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ, các trạm phân phối khí Bà Rịa và Phú Mỹ có nhiệm vụ phân phối khí cho nhà máy điện Bà Rịa và các hộ tiêu thụ khí Cửu Long tại khu vực Phú Mỹ.

– Đường ống sản phẩm lỏng Dinh Cố – Thị Vải

Đường ống sản phẩm lỏng Dinh Cố – Thị Vải, gồm 3 đường ống 6” từ Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải, được đưa vào sử dụng từ năm 1998, có nhiệm vụ vận chuyển sản phẩm lỏng gồm Bupro (hỗn hợp Butane và Propane) và Condensate từ đầu ra của nhà máy xử lý khí Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải để tồn trữ và xuất cho khách hàng.

  • Hệ thống vận chuyển và phân phối khí Nam Côn Sơn

– Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn

Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành từ năm 2003 để vận chuyển khí thiên nhiên từ các Lô 06.1, 11.2 và 12W về nhà máy xử lý khí Dinh Cố (NCST) để xử lý. Khí khô tại đầu ra NCST được vận chuyển bằng đường ống tới Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ (GDC) để cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại khu vực Phú Mỹ. Hiện tại, công suất tối đa của hệ thống khí NCS là 20 triệu m3/ngày đêm.

– Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ

Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ được xây dựng trên diện tích 10 ha tại Phú Mỹ, bên cạnh Trạm phân phối khí Phú Mỹ thuộc hệ thống khí Cửu Long. Ngoài nhiệm vụ tiếp nhận khí và phân phối khí Nam Côn Sơn tới các hộ tiêu thụ Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ còn có chức năng điều tiết khí giữa hai nguồn khí Nam Côn Sơn và khí Cửu Long. .

– Đường ống dẫn khí Phú Mỹ – Nhơn Trạch – Hiệp Phước

Đường ống dẫn khí Phú Mỹ – Nhơn Trạch – Hiệp Phước với tổng chiều dài 71,1km được  đưa vào sử dụng trong năm 2008 có nhiệm vụ vận chuyển một phần khí Nam Côn Sơn đến Trạm phân phối khí Nhơn Trạch (Đồng Nai) và Hiệp Phước (TP Hồ Chí Minh) để cung cấp cho các nhà máy điện và các khu công nghiệp dọc theo tuyến ống, đồng thời phát triển thị trường tiêu thụ khí ở TP.HCM trong tương lai, cũng như kết nối mạng khí hai khu vực Đông – Tây Nam bộ.

  • Hệ thống vận chuyển và phân phối khí PM3 – Cà Mau

Hệ thống vận chuyển khí PM3 – Cà Mau, được vận hành từ năm 2007, có đường ống dài 330 km với công suất 2 tỉ m3/năm gồm có đường ống ngoài khơi dài 300 km vận chuyển khí được khai thác từ các Lô PM3-CAA & Lô 46 Cái Nước, và đường ống trên bờ dài 30 km đưa khí về  Trung tâm phân phối khí Cà Mau .

Trung tâm phân phối khí Cà Mau  có nhiệm vụ tiếp nhận khí từ hệ thống khí PM3 và Lô 46 Cái Nước để phân phối tới các hộ tiêu thụ là Nhà máy Điện Cà Mau 1, Nhà máy điện Cà Mau 2 và Nhà máy Đạm Cà Mau.

3. Phân tích sản lượng đầu vào và đầu ra

3.1 Khí đầu vào

– GAS là đơn vị mua buôn khí từ chủ mỏ sau đó phân phối bán lại cho khách hàng qua hệ thống đường ống và kênh phân phối của mình. Do đó, chi phí mua khí được xác định là chiếm tỷ trọng cao nhất trong hoạt động này và được tính theo công thức:

  • Cơ chế mua khí theo giá cố định từ Bể Cửu Long và Bể Sông Hồng

Giá mua khí = 3.53 USD/mmBTU + 2%/năm

  • Công thức mua khí áp theo giá dầu (HSFO Singgapore) được áp dụng cho bể Malay – Thổ Chu và một số mỏ thuộc Nam Côn Sơn

Giá mua khí = Max (46% giá HSFO Singgapo, giá miệng giếng) + 2%/năm

– Giá miệng giếng là giá bán khí của chủ mỏ cho GAS và nó tùy thuộc theo từng mỏ khí khác nhau. Các mỏ khí khai thác trước đây có giá rất cạnh tranh, còn càng về sau thì giá khá cao, điều này cũng là một trong những nguyên nhân cần phối hợp bao tiêu mới tiến hành khai thác được các mỏ khí ngoài xa bờ.

Hình: Giá miệng giếng của các mỏ khí (dự kiến)

– Chi phí vận chuyển là khoản được GAS thu để bù cho chi phí bỏ ra đầu tư hệ thống đường ống phân phối từ mỏ về đất liền tới các khu CN, nhà máy điện/đạm…và được tính như sau:

Chi phí vận chuyển = Chi phí vận chuyển năm liền trước + 2%/năm

Giá cước được tính tùy vào từng mỏ, nhưng nó theo khoảng cách và chi phí khấu hao (bao gồm lợi nhuận) với trung bình từ 1-4 USD/mmBTU;

  • Giá nhập khẩu LPG

Giá cước nhập khẩu LPG được tính theo giá cước Saudi Aramco (hay còn gọi là giá CP Aramco hoặc CP) theo công thức:

CP = Giá propane * %propane + Giá butane *%butane

Giá nhập khẩu = (Giá CP + Premium) * (1+ thuế nhập khẩu) * (1+ thuế VAT)

3.2 Khí cung cấp cho khách hàng

Mặc dù mua khí các mỏ theo giá cố định và thả nổi, nhưng GAS lại bán lại không tương ứng như vậy mà tùy vào từng mỏ khí khác nhau.

Giá bán = Max [46% giá HSFO, giá miệng giếng] + chi phí vận chuyển (bao gồm lợi nhuận)

– Theo cơ chế mua bán cố định thì GAS hưởng chênh lệch 2.28 USD/mmBTU cố định, cách này công ty sẽ duy trì được lợi nhuận cố định cho một số mỏ mỏ thuộc Bể Nam Côn Sơn.

– Theo cơ chế mua cố định và bán thả nổi với Bể Cửu Long, như vậy công ty sẽ đảm bảo được lợi nhuận tối thiểu nhưng lại được tăng biến lợi nhuận nếu giá dầu tăng mạnh.

– Với một phần Bể Nam Côn Sơn và Bể Malay-Thổ Chu thì áp dụng mua bán theo thả nổi, theo đó công ty duy trì được mức lợi nhuận biến động theo giá dầu.

– Với Mỏ Hàm Rồng – Thái Bình thì sản lượng thấp, công ty mua thả nổi và cũng bán thả nổi.

– Trước đây, giá khí được bán cho nhà máy điện theo 2 giá: một là, sản lượng bao tiêu cũ (đã được loại bỏ) cho các nhà máy điện khu vực Đông Nam; và hai là sản lượng trên mức bao tiêu (Above take or pay) đại diện cho phần sản lượng khí còn lại bán cho các nhà máy điện ngoài khu vực Đông Nam. GAS đã chấm dứt cơ chế bao tiêu vào tháng 3 năm 2019 và sẽ áp dụng giá bán của trên mức bao tiêu.

  • Giá bán lẻ LPG trong nước = Giá LPG nhập khẩu + Chi phí (quản lý, khấu hao, lệ phí) + VAT + Chi phí phân phối

– Giá bán lẻ LPG trong nước phụ thuộc vào giá CP hay giá dầu thô, tỷ giá, phí vận chuyển, thuế, khối lượng kinh doanh và tính mùa vụ…Nhìn chung, tỷ trọng nhập khẩu LPG và LNG ngày càng tăng và buộc GAS phải có cơ chế tính toán riêng để duy trì lợi nhuận, khác với nguồn khí trong nước.

  • Giá bán LNG (dự kiến) = trung bình (Giá miệng giếng và giá LNG nhập khẩu điều chỉnh theo tỷ giá và lạm phát) + premium + chi phí vận chuyển và phân phối

– Trong thời gian tới Việt Nam sẽ nhập khá nhiều LNG cho các nhà máy nhiệt điện, do đó sản lượng LNG sẽ chiếm một tỷ trọng không nhỏ trong cơ cấu doanh thu của GAS. Hiện nay, công ty chưa có cơ chế cụ thể cho giá khí LNG nhưng để hài hòa lợi ích công ty, chủ mỏ trong nước, đơn vị bán điện và người dân, thì khả năng cao công ty phải tính theo giá trung bình bằng cách chộn giá cao và thấp giữa các nguồn khí vào với nhau để cung cấp cho khách hàng.

Tóm lại, cơ chế mua bán này giúp cho GAS luôn duy trì được lợi nhuận trong bất cứ trường hợp biến động nào của giá dầu và được bù thêm chi phí vận chuyển.

3.3 Phân tích cung – cầu

– Sản lượng khai thác trung bình khoảng 9-11 tỷ m3 khí/năm trong giai đoạn 2012-2020, tuy nhiên năm 2020 do có ảnh hưởng của Covid khiến sản lượng tiêu thụ giảm chỉ còn 8.95 tỷ m3 và dự kiến sẽ còn tiếp tục ở mức dưới 9 tỷ m3 trong năm 2021;

– Khách hàng chính của GAS gồm: khách hàng điện tiêu thụ khoảng 6.639,7 triệu m3 (chiếm hơn 76%), khách hàng đạm 1.152,2 triệu m3 (chiếm 13.5%), khách hàng công nghiệp 898,1 triệu m3 (chiếm 10.5%);

– Kinh doanh khí LPG: PV GAS – công ty mẹ cung cấp ra thị trường 1.962,0 nghìn tấn LPG (Dinh Cố 238,9 nghìn tấn, Cà Mau 131,7 nghìn tấn, Dung Quất 218,6 nghìn tấn, nhập khẩu tiêu thụ trong nước 917,5 nghìn tấn, xuất khẩu 222,4 nghìn tấn và kinh doanh quốc tế 232,6 nghìn tấn; sản xuất và kinh doanh trên 1,9 triệu tấn LPG về đích trước kế hoạch 3 tháng (trên 1,5 triệu tấn bán buôn trong nước; 0,4 triệu tấn xuất khẩu và kinh doanh quốc tế);

– Về trữ lượng dầu khí, hiện Việt Nam đã khai thác khoảng một nửa trữ lượng mỏ sở hữu. Trong trữ lượng dầu khí còn lại thì khí chiếm khoảng 65-70% (còn lại là dầu). Mặc dù trữ lượng còn nhiều, nhưng nhu cầu thời gian tới ngày càng tăng, do đó GAS đang tăng tỷ trọng nhập khẩu LPG và LNG cho các nhà máy điện, các khách hàng công nghiệp và hộ gia đình.

Còn tiếp tục……..

Nguồn: Lão Trịnh

 

Tags: ,,