Trong bối cảnh tiềm năng dầu khí ngày càng hạn chế, công tác tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng dầu khí hàng năm không bảo đảm bù cho sản lượng dầu khí khai thác. Trong khi đó, hầu hết các mỏ dầu khí khai thác ở trong nước bước vào giai đoạn suy giảm sản lượng.
 |
| TS Phan Minh Quốc Bình (phải), Phó Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) trình bày tham luận chuyên đề tại tọa đàm. |
Tại cuộc tọa đàm chia sẻ thông tin với các phóng viên đưa tin kỳ họp Quốc hội, TS Phan Minh Quốc Bình, Phó Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam, và một số chuyên gia có góc nhìn phân tích chuyên sâu một số khía cạnh được đề cập trong dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi sẽ được trình Quốc hội tại kỳ họp lần này. Xin trân trọng giới thiệu bài viết.
Trường hợp Malaysia
Việt Nam cần xem xét các cơ chế, chính sách phù hợp với các điều kiện đặc thù của nguồn tài nguyên dầu khí ở trong nước. Điều này cần được thể hiện rõ trong các nội dung dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi được Chính phủ trình Quốc hội xem xét; trong đó, cần tham khảo các thông lệ dầu khí quốc tế tại các quốc gia trên thế giới và trong khu vực.
Malaysia được đánh giá là một quốc gia thành công trong việc thu hút đầu tư nước ngoài cho nhiều lĩnh vực trong đó có lĩnh vực dầu khí. Cách thức mà Malaysia đã thực hiện đó là nỗ lực hướng tới các điều khoản tài chính và phi tài chính khả thi về mặt thương mại để thu hút đầu tư của các công ty dầu khí quốc tế (IOCs).
Sự nỗ lực đó thể hiện ở việc Malaysia đã liên tục hoàn thiện và đưa vào áp dụng những hình thức hợp đồng mới phù hợp các đặc điểm về tiềm năng và các điều kiện triển khai hoạt động dầu khí khác nhau.
Tính đến năm 2021, Malaysia đã chính thức ban hành 11 mẫu hợp đồng dầu khí thuộc các hình thức hợp đồng khác nhau, gồm có: Thỏa thuận tô nhượng (trước năm 1976), Hợp đồng Chia sản phẩm (9 mẫu hợp đồng), Hợp đồng dịch vụ rủi ro và các dạng hợp đồng khác áp dụng đối với các mỏ dầu khí tận thu. Thông qua các mẫu hợp đồng này, Malaysia đã có những điều chỉnh thay đổi và cho thấy sự linh hoạt của các định chế tài chính khác nhau.
Theo Hợp đồng chia sản phẩm (PSC), Nhà thầu cung cấp tài chính và chịu toàn bộ rủi ro trong các hoạt động thăm dò, trường hợp có phát hiện dầu khí thương mại được đưa vào phát triển khai thác, dầu khí lãi sẽ được chia giữa nhà thầu và nước chủ nhà sau khi phân bổ dầu/khí thuế tài nguyên và dầu/khí thu hồi chi phí...
 |
|
Hình 1.1: Các thế hệ hợp đồng dầu khí của Malaysia (Nguồn: Petronas, 2021) |
Cơ chế khuyến khích đầu tư cho các hoạt động dầu khí của Malaysia được áp dụng linh hoạt và thay đổi khác nhau tùy thuộc vào các điều kiện đặc thù của mỗi nguồn tài nguyên dầu khí và các điều kiện biến động của thị trường dầu khí trong đó bao gồm cơ chế tài chính đối với các mỏ thuộc khu vực nước sâu xa bờ, khu vực có nhiệt độ cao, áp suất cao, các mỏ dầu khí cận biên và các mỏ dầu khí cạn kiệt nhằm tận thu nguồn tài nguyên dầu khí.
Tương tự như các quốc gia khác, ngành dầu khí của Malaysia cũng phải đối mặt với các rủi ro như tài nguyên cạn kiệt, xu hướng suy giảm sản lượng khai thác trong khi nhu cầu ngày càng tăng cao, nhiều mỏ nhỏ, cận biên chưa được phát triển vì chi phí phát triển ước tính tương tự như phát triển các mỏ lớn, việc áp dụng các mẫu Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) cho các đối tượng mỏ nhỏ mỏ cận biên không còn hấp dẫn với nhà đầu tư khi không thể cân bằng được lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà.
Năm 2011, để khắc phục suy giảm sản lượng, Malaysia đã xây dựng chính sách khuyến khích đầu tư (sửa đổi Luật Thuế thu nhập từ dầu mỏ) và giới thiệu thêm một hình thức hợp đồng mới trên cơ sở điều chỉnh mẫu Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) gọi là hình thức Hợp đồng Dịch vụ Rủi ro (Risk Service Contract hoặc RSC) cho đối tượng mỏ nhỏ, mỏ cận biên.
Theo đó, nhà thầu nhận được một khoản phí từ Petronas được tính toán dựa trên mỗi thùng dầu khai thác được, thay vì phân chia sản lượng khai thác. Các ưu đãi bổ sung như miễn giảm thuế cũng được áp dụng cho các công ty đầu tư vào các mỏ cận biên theo các hợp đồng dịch vụ rủi ro này (thuế thu nhập doanh nghiệp được giảm xuống mức 25% so với mức 38% tại các hợp đồng/dự án thông thường).
Đối với các mỏ dầu khí nhằm tận thu tài nguyên, Petronas có ban hành các hình thức hợp đồng dầu khí có nhiều điểm khác biệt so với Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) thông thường.
Cụ thể: Hợp đồng chia sản phẩm cho các tài sản cuối đời mỏ (Late life aset (LLA) PSC): áp dụng với các mỏ có trữ lượng dưới 30 triệu thùng dầu được ban hành năm 2019; Hợp đồng chia sản phẩm cho các mỏ nhỏ (Small Field Assets (SFA) PSC): áp dụng với các mỏ có trữ lượng dưới 15 triệu thùng dầu hoặc 200 BSCF khí được ban hành năm 2020.
Các hình thức hợp đồng này có cấu trúc tài chính đơn giản theo hướng khuyến khích nhà thầu tiết giảm chi phí (không áp dụng cơ chế thu hồi chi phí và chia dầu khí lãi như Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) thông thường), đối với Hợp đồng SFA PSC ngoài việc chi trả cho thuế tài nguyên nhà thầu không phải trả các loại thuế, phí khác như phí nghiên cứu, phí đào tạo, quỹ giáo dục, phí bổ sung...
Trường hợp Indonesia
Hợp đồng Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) đầu tiên được ký giữa Pertamina và Công ty dầu khí của Mỹ (IIAPCO) vào năm 1966. Theo hình thức Hợp đồng chia sản phẩm (PSC), nhà thầu sẽ đầu tư toàn bộ các chi phí cho hoạt động thăm dò khai thác dầu khí.
Nhà thầu được chia một phần sản phẩm để thu hồi chi phí trong quá trình khai thác mỏ và nhận phần dầu khí lãi được chia. Chính phủ nước chủ nhà sẽ được nhận các khoản thuế, phí và một phần chia dầu khí lãi từ hoạt động khai thác mỏ.
Các điều khoản tài chính chủ yếu trong Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) Indonesia thường bao gồm các loại hoa hồng, thang sản lượng dầu đầu tiên, chi phí thu hồi, tín dụng đầu tư, thu hồi chi phí tăng thêm, tiêu thụ nội địa bắt buộc, phân chia dầu khí lãi và thuế thu nhập.
Khi các phát hiện thương mại ngày càng giảm thì việc cải thiện các điều kiện của Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) là việc làm cần thiết của nước chủ nhà để thu hút vốn của các nhà đầu tư.
Để phù hợp với tình hình đầu tư vào hoạt động dầu khí ở từng thời kỳ nhằm khuyến khích nền kinh tế phát triển, Indonesia đã thay đổi các quy định tài chính trong Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) một cách linh hoạt. Sự thay đổi các điều khoản tài chính trong hợp đồng PSC Indonesia được phân chia thành các thế hệ PSC qua từng giai đoạn.
Để được phép thu hồi chi phí, các nhà thầu phải được Chính phủ nước chủ nhà phê duyệt chương trình công tác và ngân sách hàng năm. Tuy nhiên, có một số những khó khăn nhất định trong quản lý việc thu hồi chi phí của nhà thầu đặc biệt là khi giá dầu suy giảm từ năm 2014. Giá dầu giảm dẫn đến việc suy giảm đáng kể phần thu cho cả Chính phủ và nhà thầu, trong khi Chính phủ vẫn phải hoàn trả khoản chi phí hàng năm của Nhà thầu.
Khoản chi phí nhà thầu được thu hồi này thậm chí còn có tỷ trọng cao hơn phần thu của Chính phủ, trong năm 2016, tổng chi phí thu hồi là 11,4 tỷ USD trong khi phần thu của Chính phủ chỉ là 9,29 tỷ USD.
Sau 51 năm thực hiện Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) theo cơ chế thu hồi chi phí, Chính phủ Indonesia đã quyết định thiết lập một hình thức hợp đồng dầu khí mới gọi là phân chia tổng doanh thu (Gross Split) PSC vào đầu năm 2017 theo quy định Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản (MEMR) số 8/2017...
Một số khuyến nghị
Tại phiên họp chuyên đề pháp luật mới đây của Ủy ban Thường vụ Quốc hội đã khẳng định, việc xây dựng Luật Dầu khí (sửa đổi) là hết sức cần thiết, nhằm tăng cường hiệu quả, hiệu lực trong quản lý nhà nước, loại bỏ rào cản, tạo hành lang pháp lý thuận lợi cho nhà đầu tư, góp phần cải thiện mức độ hấp dẫn của môi trường đầu tư trong lĩnh vực dầu khí.
Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi đã nghiên cứu, xem xét các hình thức hợp đồng mới áp dụng cho các đối tượng như các dự án khuyến khích đầu tư, đặc biệt khuyến khích đầu tư trên cơ sở tham khảo thông lệ dầu khí quốc tế.
Đặc biệt, dự thảo Luật cũng đã trao quyền chủ động cho PVN với vai trò là Công ty dầu khí quốc gia trong quá trình đàm phán hợp đồng dầu khí với các nhà thầu dầu khí để có các điều khoản thỏa thuận phù hợp với những rủi ro và thách thức cụ thể cho từng đối tượng tài nguyên.
Tuy nhiên, nếu so sánh với các quốc gia trong khu vực, có thể thấy mức độ linh hoạt trong việc áp dụng các hình thức hợp đồng dầu khí của Việt Nam vẫn có phạm vi hẹp trong khuôn khổ hợp đồng chia sản phẩm dầu khí PSC theo cơ chế thu hồi chi phí.
Do đó, để tăng cường cải thiện môi trường đầu tư, xem xét tham khảo kinh nghiệm của Malaysia và Indonesia trong việc đa dạng và linh hoạt các hình thức hợp đồng dầu khí phù hợp với các điều kiện đặc thù của từng loại tài nguyên.
Đối với các mỏ dầu khí cận biên, xem xét áp dụng hình thức hợp đồng dịch vụ rủi ro (RSC). Thực tế áp dụng tại Malaysia, RSC đem lại nhiều lợi ích và thuận lợi cụ thể cho nhà thầu trong việc phát triển mỏ cận biên.
Cụ thể như sau: Hợp đồng dịch vụ rủi ro (RSC) giúp nhà thầu giảm thiểu rủi ro hơn so với các điều khoản tài chính khác trong PSC Malaysia. Trong trường hợp hết hạn hợp đồng mà nhà thầu chưa thu hồi hết chi phí, nhà thầu sẽ được hoàn trả tương ứng các chi phí chưa thu hồi sau khi dự án kết thúc.
Nhà thầu không phải trả thuế tài nguyên do đây là hợp đồng dịch vụ dựa vào sự thỏa thuận. Thông thường, nhà thầu phải trả thuế tài nguyên 10% trong các hợp đồng PSC.
Nhà thầu phải nộp thuế thu nhập doanh nghiệp với mức thuế suất 25% thay vì phải nộp với mức 38% như các hợp đồng PSC khác. Nhà thầu không phải nộp phí nghiên cứu 0,5%. Trong Hợp đồng chia sản phẩm (PSC), nhà thầu phải trả phí nghiên cứu 0,5% đối với phần dầu khí thu hồi chi phí và dầu khí lãi của nhà thầu.
Nhà thầu được miễn thuế xuất khẩu dầu thô đối với dầu thô khai thác được từ mỏ cận biên. Theo các điều khoản của PSC, nhà thầu phải trả thuế xuất khẩu 10% đối với phần dầu lãi xuất khẩu và chi phí chưa sử dụng mà nhà thầu được nhận.
Nhà thầu được miễn nghĩa vụ thu dọn mỏ; theo thỏa thuận của RSC, Petronas có trách nhiệm bỏ chi phí thu dọn mỏ cũng như chi phí phục hồi môi trường sau khi dự án kết thúc. Theo hợp đồng PSC, chi phí thu dọn mỏ thuộc về trách nhiệm của nhà thầu.
Theo Báo điện tử Nhân Dân
