Nhận định - Phản biện

Hoàn thiện thể chế để thu hút đầu tư dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam [Kỳ 1]

07:15 |30/11/2018

 - 

Với hiện trạng các dự án mỏ dầu khí có nguy cơ chậm tiến độ và nhằm tránh để các nhà đầu tư trong nước, cũng như nước ngoài quan ngại về một môi trường đầu tư thiếu bền vững, TS. Nguyễn Xuân Huy - Giảng viên Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu Khí (Trường Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh) có loạt bài viết dành riêng cho Tạp chí Năng lượng Việt Nam về chủ đề: "Đổi mới chính sách tài chính và Luật Dầu khí trong hợp đồng phân chia sản phẩm nhằm khuyến khích, thu hút các hoạt động dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam".

Phản biện của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về ngành Dầu khí Quốc gia



Tóm tắt

Hiện nay, các hợp đồng dầu khí được ký kết giữa Chính phủ và các nhà thầu nước ngoài chủ yếu là hợp đồng hợp tác phân chia sản phẩm. Tuy nhiên, các điều khoản trong phần chia lợi nhuận của các bên như: chi phí thu hồi, thuế tài nguyên, dầu lãi... hầu như chỉ dựa vào sản lượng khai thác theo Luật Dầu khí. Điều khoản này được đánh giá là thiếu linh hoạt, ít hấp dẫn nhà đầu tư và làm thiệt hại tài nguyên cho nước chủ nhà khi giá dầu biến động mạnh.

Đặc biệt, trong tình hình giá dầu thấp như hiện nay, chính sách này khiến phần lợi nhuận của nhà thầu bị giảm mạnh, nên bắt buộc gia tăng sản lượng khai thác thêm nhằm bù đắp chi phí vận hành và bảo dưỡng. Điều này làm cho các mỏ bị ngập nước nghiêm trọng, sản lượng cạn kiệt nhanh chóng và vòng đời của mỏ bị thu hẹp ngắn, gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến tài nguyên quốc gia.

Để giải quyết vấn đề trên cần thay đổi chính sách tài chính và Luật Dầu khí cần thay đổi linh hoạt theo nhu cầu thị trường. Trong các hợp đồng phân chia sản phẩm ở các quốc gia phát triển, R-factor là yếu tố được sử dụng để tính tỷ lệ phân chia lợi nhuận của chính phủ và nhà thầu. R-factor thể hiện phần trăm giữa doanh thu và chi phí của nhà thầu dựa trên thay đổi của giá dầu theo thời gian trên thị trường thế giới. Các biến như sản lượng khai thác, suất sinh lời của nhà đầu tư và giá dầu đều ảnh hưởng đến chỉ số R-factor.

Bài nghiên cứu sẽ chỉ ra sự ưu và khuyết điểm giữa mô hình tài chính dựa theo Luật Dầu khí hiện tại và mô hình mới đề xuất. Đó là chính sách tài chính chủ yếu dựa trên sản lượng khai thác hiện tại và dựa trên hệ số R-factor.

Kết quả nghiên cứu cho thấy, việc sử dụng hệ số R-factor trong việc tính toán sẽ mang lại hiệu quả "win-win" tỷ lệ lợi nhuận cho cả hai bên dựa trên những biến động của giá dầu bất thường. Ngoài ra, việc áp dụng chế độ tài chính linh hoạt sẽ khuyến khích cho cả việc phát triển những mỏ cận biên, mỏ trưởng thành và khu vực xa bờ.

1. Giới thiệu

Theo số liệu thống kê của BP, Việt Nam là quốc gia đứng thứ 28 trên tổng số 52 nước trên thế giới có trữ lượng dầu khí lớn trên thế giới. Tính đến hết năm 2015, sản lượng dầu thô đã khai thác của Việt Nam vào khoảng 4,4 tỷ thùng, đứng thứ hai trong khu vực Đông Nam Á, chỉ sau Indonesia.

Bảng 1. Thay đổi giá dầu 2014-2015

Năm

6 tháng đầu 2014

6 tháng đầu 2015

6 tháng đầu 2016

Giá dầu

50 $/thùng

60 $/thùng

40 $/thùng

Sản lượng (triệu thùng)

60.54

66.29

104.07


Một vấn đề thực tế đang xảy ra là: Mặc dù giá dầu giảm, nhưng sản lượng khai thác vẫn duy trì, thậm chí tăng cao vượt công suất thiết kế khai thác khiến cho nhiều giếng bị ngập nước nghiêm trọng, vòng đời của mỏ ngắn lại. Nguyên nhân là do chính sách thuế và phân chia lợi nhuận được ký kết dựa trên hợp đồng phân chia sản phẩm chưa đảm bảo chia sẻ rủi ro với doanh nghiệp khi giá dầu giảm và chưa đảm bảo sự phát triển bền vững trong vận hành khai thác tài nguyên mỏ.

Trên cơ sở đó, đề tài "Đổi mới chính sách tài chính và Luật Dầu khí trong hợp đồng phân chia sản phẩm nhằm khuyến khích, tăng cường các hoạt động dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam" nhằm nghiên cứu cơ chế tài chính và Luật Dầu khí trong hợp đồng phân chia sản phẩm của Việt Nam hiện tại và so sánh khả năng thu hút các nhà đầu tư với cơ chế tài chính của các quốc gia trong khu vực. Xây dựng mô hình tài chính - kinh doanh phù hợp nhằm cân đối lợi ích giữa nhà đầu tư và nước chủ nhà khi giá dầu biến động. Từ đó thu hút vốn đầu tư và khuyến khích các nhà đầu tư có chế độ khai thác mỏ hợp lý bền vững và cùng chia sẻ rủi ro cũng như lợi nhuận.

2. Hệ thống tài chính trong hợp đồng phân chia sản phẩm

Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) được sử dụng phổ biến nhất trong các hợp đồng dầu khí trên thế giới. PSC được ký kết đầu tiên tại Indonesia vào năm 1966 giữa Công ty Dầu khí Quốc gia Indonesia (Pertamina) và Công ty Dầu khí Độc lập Indonesia - Mỹ (Independent Indonesian American Oil Company - IIAPCO), từ đó nhiều điều khoản mới giữa chính phủ và nhà thầu được thỏa thuận. Cấu trúc cơ bản của PSC thường được xây dựng dựa trên cơ cở luật pháp của nước sở tại. Bản hợp đồng có hiệu lực trong khoảng từ 25 đến 30 năm. PSC không giới hạn đối với sản phẩm khai thác, có thể khai thác dầu và khí đều sử dụng loại hợp đồng này. Trong đó, hai thông số tài chính quan trọng của PSC quyết định đến phần chia lợi nhuận của nhà thầu và chính phủ:

Một là: Thuế tài nguyên: Thường chiếm từ 8% đến 15% tổng doanh thu. Thuế tài nguyên được trả trực tiếp cho chính phủ bằng dầu và khí khai thác được .

Hai là: Chi phí thu hồi (Cost recovery): Tổng doanh thu sau khi khấu trừ thuế tài nguyên sẽ chia làm 2 phần: Chi phí thu hồi và lợi nhuận (PO). Nếu chi phí thu hồi không đủ thì sẽ được cấn bù trừ qua bởi năm kinh doanh thành công tiếp theo, còn nếu chi phí thu hồi sau khi khấu trừ mọi chi phí có trong quy định vẫn còn dư thì sẽ được nhà thầu và chính phủ chia theo quy định. Chi phí thu hồi thường nằm giới hạn giữa 30% đến 60%.

Ngoài ra, trong PSC còn có các chi phí:

1/ CAPEX: Chi phí vốn đầu tư ban đầu (từ lúc dự án bắt đầu thăm dò, thẩm lượng, phát triển mỏ).

2/ OPEX: Chi phí vận hành hoạt động (từ lúc bắt đầu khai thác dòng dầu đầu tiên đến khi đóng cửa mỏ).

3/ Các khoản hoa hồng: Nhà thầu phải trả cho chính phủ nước sở tại nhiều khoản hoa hồng do sử dụng tài liệu. Chi phí này không được tính vào chi phí thu hồi.

4/ Excess cost recovery: Khi nhà thầu không sử dụng hết phần chi phí thu hồi, phần dư ra sẽ được chia cho chính phủ theo tỷ lệ nhất định (phụ thuộc vào thỏa thuận giữa các bên).

3. Phương pháp nghiên cứu

Bài nghiên cứu sử dụng phương pháp so sánh để xem xét sự khác nhau, cũng như ưu và nhược điểm trong hai mô hình tài chính. Giả định các yếu tố đầu vào là tương đương, nghiên cứu sẽ tính toán các yếu tố đầu ra (phần chia lợi nhuận mà nhà thầu và chính phủ nhận được) của hai phương pháp tính. Sau đó, sử dụng phương pháp so sánh các chỉ số cơ bản NPV, IRR, thời gian thu hồi vốn để phân tích và đánh giá mô hình tài chính nào ưu việt hơn.

Case study: Cấu tạo mỏ STD thuộc Lô A nằm ngoài khơi phía Đông Nam cách Vũng Tàu 200 km, có diện tích 1.620 km2. Khu vực Lô A có rất tiềm năng triển vọng dầu khí, hiện có 2 mỏ dầu khí với quy mô nhỏ và trung bình hiện đang khai thác ở giáp biên phía Nam của Lô A. Chiều sâu mực nước biển dao động từ 50 - 70m. Trong diện tích chứa dầu cấu tạo STD có tầng khai thác chính là đá móng nứt nẻ, hang hốc.

3.1. Trữ lượng và hệ số thu hồi dầu khí:

Trữ lượng dầu thu hồi được xây dựng dựa trên cơ sở thẩm định trữ lượng dầu và công nghệ sử dụng khai thác được phê duyệt trong diện tích hợp đồng (bảng 2). Mỏ sẽ được khai thác theo cơ chế giảm áp tự nhiên trong giai đoạn đầu và áp dụng biện pháp bơm ép nước duy trì áp suất vỉa nhằm tăng hệ số thu hồi.

Bảng 2. Trữ lượng và sản lượng thu hồi

Trữ lượng tại chỗ

(MMstb)

Hệ số thu hồi

Trữ lượng thu hồi

(MMstb)

Số giếng

Khai thác

Bơm ép

5162,2

18%

929,2

27

9

3.2. Mô hình kinh tế:


Chi phí thăm dò, thẩm lượng, phát triển và vận hành khai thác mỏ chi tiết ở bảng dưới đây:

Bảng 3. Chi phí đầu tư và vận hành

Vốn (triệu $)

Chi phí đơn vị

Đơn vị

Total

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Thu thập tài liệu địa chất & địa vật lý

22,85

1

22,85

0,7

0,6

0,2

Địa chấn 2D

0,0185

1000 km

18,5

0,5

0,5

0,5

Địa chấn 3D

0,035

450 km2

15,7

9

Chi phí khác

16,8

0,3

0,3

0,4

1

1

Giếng thăm dò

62

2

123,65

20

20

Giấng thẩm lượng

35

1

35

20

Giếng khai thác

23

27

620

40

60

10

30

10

20

30

30

40

Giếng bơm ép

34

9

300

30

10

10

10

10

10

10

Đường ống: 20km x 8"

0,21

20 km * 8"

33,6

8

8

Giàn đầu giếng

73,7

2

147,4

35

35

Giàn khai thác trung tâm

128,5

1

128,5

75

Total Capex

1462

25

24,8

68,2

62

396

286

60

80

60

80

100

100

120

Detailed date of Opex


3.3. Chế độ tài chính:

Giả định rằng, mỏ dầu trong mô hình có thời gian đầu tư thăm dò và thẩm lượng ban đầu là 5 năm, thời gian khai thác đến lúc đóng mỏ là 15 năm, sản lượng khai thác trung bình 62.000 thùng/ngày. Để đơn giản hoá, mô hình có lược bỏ một số khoản mà nhà thầu phải nộp như thuế xuất khẩu, thuế VAT, thuế khi có dòng dầu đạt mức nhất định, vv... Với những giả định nêu trên, hai mô hình tài chính có cùng các yếu tố dữ liệu đầu vào. Tuy nhiên, cách tính thuế tài nguyên, chi phí thu hồi, tỷ lệ chia lãi thì khác nhau.

R-factor được tính toán bằng cách lấy lợi nhuận tích lũy của nhà thầu chia cho chi phí tích lũy nhà thầu phải trả trong kỳ

Những điểm khác biệt trong cách tính của hai mô hình là:

Bảng 4. So sánh hai mô hình phân chia sản phẩm

Phương pháp tính thuế tài nguyên

Mô hình hiện tại (dựa theo luật dầu khí)

Mô hình đề xuất

Tính theo sản lượng khai thác

Sản lượng dầu thực (thùng/ngày)

Thuế suất

Cho tới 50,000

8%

50,000 - 75,000

10%

75,000 - 100,000

15%

100,000- 150,000

20%

Trên 150,000

25%

Thuế suất được tính dựa vào sản lượng khai thác trong ngày, sản lượng càng khai thác nhiều thì thuế càng cao.

Tính theo R-factor (dựa trên giá dầu thay đổi):

R-factor

Thuế suất (%)

1

15

1.5

20

2

25

2.5

35

Phương pháp tính chi phí thu hồi


35% sản lượng dầu thực khai thác trong ngày.

Dựa vào R-factor và giá dầu:

Chi phí thu hồi

Giá dầu ($/Stb)

R-factor

1

1.25

1.5

2

2.5

45

50

45

43

40

37

80

50

40

32

28

25

100

35

30

25

23

22

200

35

30

25

20

17

Phương pháp tính dầu lãi

Dầu lãi được chia theo sản lượng khai thác trong ngày như sau:

Sản lượng Dầu thực (thùng/ngày)

Chính phủ

Nhà thầu

Nhỏ hơn 75,000

50%

50%

75,000 - 100,000

55%

45%

100,000 - 150,000

60%

40%

Trên 150,000

70%

30%

Dựa vào R-factor và sản lượng khai thác trong ngày:

Dầu lãi (phần thu của chính phủ)

Thùng /ngày

R-factor

1

1.25

1.5

2

2.5

<= 2,5

60

15

25

35

38

55

60

100

20

30

40

45

70

80

150

20

30

40

45

70

80


Trong cách tính thuế và chia dầu lãi ở mô hình hiện tại, tỷ lệ phân chia lợi nhuận dựa vào sản lượng khai thác hằng ngày.

Trong cách tính thuế và chia dầu lãi ở mô hình mới đề xuất, tỷ lệ phân chia dựa trên thu nhập tích lũy và chi phí tích lũy của nhà thầu dựa trên sự thay đổi giá dầu, sản lượng khai thác hằng ngày.

(Đón đọc kỳ tới...)

TS. NGUYỄN XUÂN HUY


Tài liệu tham khảo:

1/ Wanwan Hou, 2009, The Economics of Petroleum Exploration and Development in China

2/ Xuan Huy Nguyen, MBA, 2007, Thesis title: “Economic analysis to complete the fiscal regime in petroleum exploration and production, Vietnam”. Master of Business Administration, School of Industrial Management, Ho Chi Minh City University of Technology, Vietnam.

3/ M.A.Mian, 2007, Project Economics and Decision Analysis 2nd edition.

4/ Tim Boykett and partners, 2012, Oil Contracts: How to Read and Understand a Petroleum Contract.

5/ Phụ lục:

Mô hình PSC mẫu

Bảng tính dòng tiền và phân chia lợi nhuận với giá dầu trung bình 60$/thùng

Bảng tính dòng tiền và phân chia lợi nhuận với giá dầu trung bình 60$/thùng (năm 1 đến năm 14) và 40$ (năm 2015 đến năm 2020).



®   Khi đăng lại tin, bài, hay trích dẫn số liệu phải ghi rõ nguồn: TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM và dẫn link tới bài gốc trên NangluongVietnam.vn

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3