Cơ chế, chính sách ưu đãi cho một số mỏ dầu khí ở Việt Nam

Cơ chế nào để địa chất dầu khí Việt Nam vượt thách thức?
PVN có thể rút ngắn con đường phát triển bằng cơ chế
Chế biến dầu khí ở Việt Nam: Thách thức và cơ hội [Kỳ cuối]
Đông Nam Á đối phó giá dầu thấp và kiến nghị cho trường hợp Việt Nam

NHÓM TÁC GIẢ: THS. PHẠM KIỀU QUANG; THS. HOÀNG THỊ PHƯỢNG; KS. PHẠM THU TRANG (VIỆN DẦU KHÍ VIỆT NAM)

Đặt vấn đề

Các cơ chế chính sách hiện tại của Việt Nam hầu như chưa thực sự khuyến khích các Nhà thầu dầu khí khi tìm thấy các phát hiện dầu khí nhỏ, thậm chí cả với các mỏ nhỏ đã đi vào khai thác (Nhà thầu dầu khí sẵn sàng dừng khai thác khi điều kiện khai thác gặp khó khăn - sản lượng thấp, chi phí cao…).

Ví dụ như mỏ Sông Đốc lô 46/02 là mỏ nhỏ, việc áp dụng cơ chế chính sách hiện tại để phát triển mỏ Sông Đốc không đem lại hiệu quả kinh tế cho Nhà thầu và Nhà thầu đã dừng khai thác, trả lại mỏ Sông Đốc cho Chính phủ Việt Nam.

Mặt khác, hầu hết các mỏ đang khai thác hiện nay đang đi vào giai đoạn suy giảm sản lượng nên việc đẩy mạnh hoạt động tìm kiếm thăm dò và phát triển các mỏ mới càng trở nên cấp thiết để đảm bảo sản lượng hàng năm của PVN, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia cũng như đáp ứng kịp thời nhu cầu năng lượng và nguồn ngân sách phát triển đất nước. Vấn đề cấp thiết đặt ra hiện nay là cần phải có cơ chế chính sách ưu đãi để khuyến khích nhà thầu thu gom khí đồng hành và khai thác các mỏ cận biên ở Việt Nam.

Đánh giá chung về cơ chế chính sách khuyến khích đối với hoạt động khai thác dầu khí của một số nước trên thế giới

Tùy thuộc vào trữ lượng dầu khí và phương hướng phát triển, Chính phủ mỗi nước đưa ra các chính sách khuyến khích khác nhau để thúc đẩy việc phát triển tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí với sự thay đổi, điều chỉnh một số điều khoản tài chính trong hợp đồng dầu khí nước mình theo hướng khuyến khích có lợi hơn cho nhà thầu.

Nigeria áp dụng PSC cho các mỏ cận biên với một số điều khoản tài chính ưu đãi hơn hẳn so với các PSC thông thường và JV. Thuế tài nguyên và thuế lợi nhuận dầu mỏ thấp hơn so với PSC và JV. Các điều khoản tài chính dành cho mỏ cận biên không có phần thu hồi chi phí dành cho nhà thầu, thay vào đó nhà thầu được nhận 100% phần dầu lãi.

Để đảm bảo quyền lợi của Chính phủ Nigeria, hợp đồng mỏ cận biên sẽ áp dụng thuế tài nguyên tăng thêm khi sản lượng khai thác của mỏ cận biên vượt quá 15.000 thùng/ngày.

Tính đến thời điểm cuối năm 2013, Nigeria đã đưa ra đấu thầu 56 mỏ cận biên, trong đó có 8 mỏ đã đi vào khai thác (2). Nigeria không có chính sách dành riêng cho khí đồng hành. Tuy nhiên, các điều khoản tài chính đối với khí có nhiều ưu đãi hơn với với các điều khoản tài chính đối với dầu.

Angola chỉ giảm thuế khai thác dầu mỏ (PPT) từ 20% xuống còn 10% cho hoạt động thăm dò dầu tại các mỏ cận biên và vùng nước sâu xa bờ có độ sâu > 750m, hoặc những khu vực gần bờ đã được Chính phủ xác định là khó tiếp cận. Để thực hiện việc phát triển khai thác mỏ cận biên, Angola sử dụng hợp đồng dịch vụ rủi ro (RSC). Angola cũng không có chính sách đặc biệt nào để khuyến khích nhà thầu thu gom khí đồng hành (1) (2).

Theo nghiên cứu của nhóm tác giả, hiện tại Ecuador không có một quy định cụ thể nào cho việc khuyến khích phát triển mỏ cận biên. Bởi vì Ecuador áp dụng hợp đồng dịch vụ (SC) cho các mỏ nhỏ và mỏ cận biên, do đó toàn bộ sản lượng khai thác được thuộc về Chính phủ Ecuador, nhà thầu sẽ được nhận một khoản tariff đối với mỗi thùng dầu khai thác được (đã tính tới các chi phí đã đầu tư trong quá khứ và tương lai) (2).

Brazil, Canada và Anh áp dụng hợp đồng tô nhượng (CC) cho các mỏ cận biên. Để khuyến khích nhà thầu thực hiện phát triển khai thác mỏ cận biên, Brazil và Canada đều giảm tiền thuê mỏ. Tuy nhiên, Brazil đưa ra mức tiền thuê mỏ cố định là 5% đối với các mỏ cận biên. Canada áp dụng mức tiền thuê mỏ giảm theo công thức. Để khuyến khích phát triển mỏ cận biên, Anh áp dụng giảm thuế phụ thu (2).

Tại Brazin, khí đồng hành bị đốt bỏ vẫn được tính vào tổng sản lượng khai thác để tính tiền thuê mỏ và các loại thuế phải trả. Khối lượng khí bơm ép lại mỏ và khí đốt bỏ vì lý do an toàn, hoặc dùng cho hoạt động nội mỏ được trừ khi tính các khoản phải trả.

Các điều khoản thỏa thuận chi tiết trong hợp đồng tô nhượng cho phép một phần khí đồng hành khai thác được có thể sử dụng làm nhiên liệu nội mỏ. Cả Luật và hợp đồng tô nhượng của Brazil đều cấm việc đốt bỏ khí.

Quy định về đốt bỏ khí được thực hiện ngay từ giai đoạn tìm kiếm thăm dò, khi nhà thầu quyết định đánh giá phát hiện. Khi bắt đầu khai thác mỏ, nhà điều hành phải thông báo hàng tháng cho đại diện của Chính phủ số lượng khí đốt bỏ, khí thải và khí sử dụng cho bơm ép lại mỏ, khí sử dụng nội mỏ cho các thiết bị. Nếu nhà thầu không thực hiện, Cơ quan dầu mỏ quốc gia (ANP) có thể áp dụng các biện pháp hành chính bắt nhà thầu thực hiện và phạt tiền. Khối lượng khí đốt bỏ và thải ra ngoài thực tế không được phép vượt quá 15% kế hoạch khai thác hàng tháng đã được phê duyệt, hoặc không được quá 10% tổng sản lượng khai thác hàng năm.

Sản lượng khí đốt bỏ được miễn thuế khi: sản lượng khí đốt bỏ hàng tháng nhỏ hơn 3% kế hoạch khai thác hàng tháng; thử giếng (well test); vì mục đích an toàn; các mỏ có sản lượng khai thác nhỏ hơn, hoặc bằng 150 nghìn m3 khí/tháng; trong trường hợp khẩn cấp và sử dụng cho nội mỏ, bơm ép khí. Nếu như lượng khí đốt bỏ vượt quá giới hạn đã được cho phép bởi ANP, ANP sẽ thông báo cho nhà thầu biết.

Trong một khoảng thời gian thích hợp, nếu nhà thầu không giảm được lượng khí đốt bỏ bằng với hạn mức đã phê duyệt thì nhà thầu sẽ bị phạt khoảng 310 nghìn USD. Và nếu nhà thầu tiếp tục vi phạm, họ có thể bị dừng hoạt động khai thác cho tới khi thực hiện lại việc giảm đốt bỏ khí.

Các thông tin từ việc giám sát của ANP trong hoạt động phát triển và khai thác cho thấy đã có 34 thông báo về việc đốt bỏ khí quá hạn mức cho phép trong năm 2010 và 11 thông báo trong năm 2011.

Tuy nhiên, chỉ có một trường hợp bị phạt khoảng 190 nghìn USD các trường hợp khác bị phạt từ 310 nghìn USD đến 1,1 triệu USD. Khoảng 75% khí sản xuất ở Brazil là khí đồng hành và dưới 10% bị đốt bỏ. Một phần khác được tiêu thụ nội mỏ, hoặc được bơm ép trở lại mỏ (1).

Indonesia vẫn áp dụng PSC cho các mỏ cận biên với cơ chế thu hồi tăng thêm 20% ngoài mức thu hồi chi phí 90% theo Luật Dầu khí Indonesia và nhà thầu được nhận tỷ lệ phân chia dầu khí lãi ưu đãi cao hơn đối với mỏ cận biên.

Chi phí thu hồi tăng thêm không được khấu trừ thuế và không phải là vĩnh viễn mà được đánh giá hàng năm dựa vào cơ chế On - Off (3). Khi IRR của mỏ lớn hơn 30% (IRR> 30%) sẽ không áp dụng cơ chế ưu đãi áp dụng cho mỏ cận biên (Off). Cơ chế ưu đãi sẽ được áp dụng lại nếu IRR thực tế trong năm tiếp theo nhỏ hơn 15% (On).

Tuy nhiên cơ chế ưu đãi dành cho mỏ cận biên của Indonesia chưa thực sự là tối ưu khi giá dầu áp dụng để tính toán IRR ban đầu của nhà thầu là 25 USD/thùng dầu, giá dầu này thấp so với giá dầu hiện tại đang tăng cao. Chính vì vậy, đối với mỏ cận biên, các nhà thầu dầu khí cũng có thể áp dụng các gói ưu đãi khuyến khích khác (nếu có) phù hợp với quy định của luật pháp Indonesia.

Khí đốt bỏ ở Indonesia chiếm khoảng 5% sản lượng khí khai thác trong nước và thải ra khoảng 10 triệu tấn CO2. Indonesia là nước đốt bỏ khí nhiều nhất trong các nước châu Á (hơn 70%/năm).

Theo đánh giá của nhóm tác giả, một trong những ưu đãi đối với khí của Indonesia là Luật Dầu khí mới năm 2001 cho phép thỏa thuận mua bán khí trực tiếp giữa người bán và người mua (với sự trợ giúp của SKK MIGAS) để khuyến khích nhà thầu tiêu thụ khí trong thị trường nội địa.

Indonesia chưa ban hành một cơ chế khuyến khích cụ thể dành cho việc thu gom và vận chuyển khí đồng hành cũng như việc đốt bỏ khí ở Indonesia. Đây là công việc của nhà thầu và nhà thầu sẽ phải triển khai dự án CDM để có thể được hưởng ưu đãi do dự án CDM đem lại.

Trong PSC của Indonesia có yêu cầu nhà thầu phải sử dụng khí đồng hành và không được đốt bỏ nếu việc sử dụng này đem lại hiệu quả kinh tế. Tuy nhiên, Indonesia đã thực hiện chương trình giảm hiệu ứng khí nhà kính, trong đó có thực hiện giảm đốt bỏ khí thông qua việc tối ưu hóa sử dụng khí cho mục đích LGP và sử dụng nội mỏ và SKK MIGAS có thể lấy khí đồng hành với giá 0 đồng nếu nhà thầu không sử dụng.

Malaysia sử dụng RSC cho các mỏ cận biên. Nhà thầu sẽ đầu tư toàn bộ chi phí cho giai đoạn tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ. Khi mỏ đi vào khai thác, nhà thầu sẽ thu lại toàn bộ chi phí đầu tư từ doanh thu bán sản phầm dầu khí với mức thu hồi chi phí từ 70% - 120%. Ngoài ra, nhà thầu còn được nhận một khoản tiền thù lao dựa vào sản lượng khai thác, cũng như các chỉ tiêu đánh giá thực hiện công việc chính.

Để khuyến khích nhà thầu đầu tư phát triển khai thác mỏ cận biên, Malaysia đưa ra nhiều chính sách ưu đãi cho nhà thầu như giảm thuế thu nhập đối với các mỏ cận biên từ 38% xuống 25%, miễn thuế xuất khẩu dầu thô phải nộp đối với toàn bộ sản lượng dầu được khai thác và xuất khẩu từ mỏ cận biên, nhà thầu được miễn nghĩa vụ thu dọn mỏ và không phải trả phí nghiên cứu 0,5%.

Theo nhận định của nhóm tác giả, chính sách khuyến khích phát triển mỏ cận biên của Malaysia khá thành công, từ khi ban hành chính sách trên, Malaysia đã đấu thầu thành công 6 mỏ cận biên, trong đó có 3 mỏ cận biên đã đi vào khai thác (mỏ Berantian, mỏ Balai-Bentara và mỏ Kapal, Banang, Meranti) (2).

Cơ chế chính sách cho một số mỏ dầu khí ở  Việt Nam

Từ năm 1993 đến nay, hệ thống khung pháp lý dầu khí của Việt Nam từng bước được hoàn thiện và bổ sung để tạo điều kiện thuận lợi trong việc quản lý hoạt động dầu khí một cách hệ thống theo thông lệ quốc tế, thúc đẩy thu hút đầu tư vào lĩnh vực dầu khí và mở ra một giai đoạn phát triển mới cho ngành công nghiệp khí của Việt Nam.

Luật Dầu khí ra đời đầu tiên vào năm 1993 và Luật Dầu khí (sửa đổi bổ sung) năm 2000, 2008 là khung pháp lý trực tiếp quy định các hoạt động dầu khí tại Việt Nam.

Ngoài ra, còn có các Nghị định hướng dẫn thi hành, các quy định, quy chế áp dụng cho các hoạt động thăm dò khai thác dầu khí như: Quy định về việc phân lô dầu khí khu vực Bắc bộ, thềm lục địa phía Nam Việt Nam; Quy chế trích lập, quản lý sử dụng Quỹ tìm kiếm thăm dò dầu khí; Quy chế bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí; Quy chế khai thác tài nguyên dầu khí; Quy định về việc thu dọn công trình; Ban hành Hợp đồng mẫu của Hợp đồng phân chia sản phẩm dầu khí năm 2005, sửa đổi bổ sung năm 2013; các Quy định, Thông tư về quy trình hoạt động tìm kiếm thăm dò… Các văn bản này đã tập trung điều chỉnh hoạt động thăm dò khai thác dầu khí, đảm bảo vận hành hệ thống đường ống vận chuyển khí/công trình dầu khí phù hợp với nhu cầu thực tiễn của các hoạt động sản xuất, kinh doanh dầu khí và xu hướng hội nhập kinh tế quốc tế.

Tuy nhiên, Luật Dầu khí hiện nay của Việt Nam chưa thể hiện được chính sách phát triển phân biệt riêng cho khí tự nhiên và khí đồng hành theo đặc điểm phát triển khai thác. Luật Dầu khí 1993 và Luật Dầu khí sửa đổi, bổ sung năm 2000 chưa có định nghĩa riêng về khí đồng hành. Luật dầu khí sửa đổi năm 2008 có bổ sung định nghĩa về khí than và cũng chưa đưa ra khái niệm về khí đồng hành.

Tuy nhiên, sau đó Chính phủ Việt Nam đã đưa khái niệm khí đồng hành tại Khoản 9 Điều 3 Nghị định số 95/2015/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Dầu khí, quy định: "Khí đồng hành là hydrocarbon ở thể khí được tách ra trong quá trình khai thác và xử lý dầu thô". Việt Nam mới chỉ có Luật áp dụng cho khí thiên nhiên (Điều 32 trong Luật Dầu khí 1993 quy định thuế suất thuế tài nguyên đối với khí thiên nhiên được quy định từ 0% đến 10%. Còn theo Nghị quyết số 712/2013/UBTVQH13 ngày 16/12/2013 về việc ban hành biểu mức thuế suất thuế tài nguyên cũng chỉ đưa ra biểu mức thuế suất đối với dầu thô và khí thiên nhiên, khí than).

Để có thể khuyến khích nhà thầu cũng như PVN/PVGas đầu tư thu gom khí đồng hành, phát triển khai thác các mỏ dầu nhỏ/cận biên và đầu tư thực hiện các phương pháp nâng cao thu hồi dầu, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kiến nghị các cấp có thẩm quyền sớm ban hành cơ chế ưu đãi như sau:

Đối với các mỏ cận biên ở Việt Nam, Chính phủ có thể bàn hành và áp dụng hợp đồng dịch vụ rủi ro. Nhà thầu sẽ bỏ chi phí tìm kiếm thăm dò và phát triển khai thác mỏ và chịu toàn bộ rủi ro nếu mỏ không được đi vào khai thác. Khi mỏ đi vào khai thác, Chính phủ Việt Nam sẽ cho nhà thầu thu hồi chi phí và có lợi nhuận thông qua các ưu đãi, khuyến khích sau:

1/ Thu hồi chi phí tối thiểu của nhà thầu là 70%, nhà thầu có thể đạt được mức thu hồi chi phí tối đa là 90% nếu đảm bảo đúng tiến độ, chi phí và sản lượng cam kết (dựa vào đàm phán sau khi đã xác minh rõ trữ lượng của mỏ); hoặc thu hồi chi phí tối đa của nhà thầu là 90%, sau khi đã thu hồi hết các chi phí tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng và phát triển, mức thu hồi chi phí của nhà thầu sẽ là 70%.

2/ Thuế thu nhập doanh nghiệp của nhà thầu là 20%; Nhà thầu có thể được miễn thuế thu nhập trong hai năm đầu tiên kể từ khi bắt đầu khai thác và giảm 50% thuế thu nhập trong hai năm tiếp theo.

Do đây là hợp đồng dịch vụ rủi ro, toàn bộ sản lượng thuộc về Chính phủ Việt Nam, do đó nhà thầu sẽ không phải trả các loại thuế như: thuế tài nguyên, thuế xuất khẩu, thuế phụ thu dầu lãi, các loại phí... mà chỉ phải trả thuế thu nhập doanh nghiệp dầu khí.

Việt Nam không phải là nước có trữ lượng khí đồng hành lớn, tổng trữ lượng khí đồng hành có thể thu hồi còn lại khoảng 77,73 tỷ m3. Để hạn chế ô nhiễm môi trường, tận dụng hiệu quả nguồn tài nguyên trên và tăng nguồn cung cấp khí cho việc phát triển ngành công nghiệp khí, yêu cầu tìm giải pháp để tận thu nguồn khí đồng hành từ các mỏ dầu được đặt ra như một nhiệm vụ cấp bách. Đối với việc thu gom khí đồng hành ở các dự án thuộc khu vực nước sâu, xa bờ, chưa có cơ sở hạ tầng khí phát triển, hoặc các dự án mà việc thu gom khí đồng hành sẽ làm giảm hiệu quả kinh tế khiến dự án không thể tiếp tục triển khai sẽ được áp dụng các ưu đãi theo 2 cơ chế sau:

Cơ chế 1: Khuyến khích nhà thầu đầu tư thu gom khí đồng hành.

Nhà thầu tiến hành đầu tư thu gom khí đồng hành được hưởng các ưu đãi sau:

1/ Tăng tỷ lệ chia khí lãi của nhà thầu: 80% - 100%.

2/ Tăng tỷ lệ thu hồi chi phí đối với khí: 90% - 100%.

3/ Miễn thuế tài nguyên đối với khí. Và,

4/ Áp dụng mức thuế thu nhập doanh nghiệp linh hoạt từ 20% - 32%, trao quyền cho PVN xem xét đề xuất mức thuế suất theo từng dự án thu gom khí đồng hành cụ thể.

Cơ chế 2: Khuyến khích doanh nghiệp trong nước (PVN/PVGas) đầu tư thực hiện các dự án thu gom khí đồng hành.

Cơ chế này được áp dụng trong trường hợp nhà thầu dầu khí không chấp nhận tự đầu tư hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành đến điểm kết nối. Khi đó, Chính phủ có thể ủy quyền cho doanh nghiệp trong nước (PVN/PVGas) đầu tư thực hiện các dự án thu gom khí đồng hành và nhà thầu dầu khí phải có nghĩa vụ nộp khoản phí phạt đối với lượng khí đồng hành không thu gom đó. Mức phí phạt được kiến nghị và xem xét tùy theo từng dụ án cụ thể và nằm trong khoảng từ 0,03 - 0,5 USD/triệu BTU. Khoản phí phạt này sẽ được đưa vào Quỹ đầu tư cho các dự án thu gom khí đồng hành ở các mỏ dầu nhỏ/cận biên và được sử dụng để đầu tư cho các dự án thu gom khí đồng hành ở các mỏ dầu nhỏ/cận biên.

Tuy nhiên, để PVN/PVGas có thể triển khai thực hiện dự án thu gom khí đồng hành ở các mỏ dầu/nhỏ cận biên, Chính phủ cũng cần phải ban hành cơ chế chính sách khuyến khích dành cho PVN/PVGas như sau:

Một là: Mức phí phạt đối với việc nhà thầu không đầu tư thu gom khí đồng hành sẽ được sử dụng cho việc đầu tư thu gom khí đồng hành ở mỏ đó. Trường hợp PVN/PVGas cũng không thể đầu tư (không đem lại hiệu quả kinh tế), phí phạt này sẽ được chuyển vào Quỹ dành cho đầu tư thu gom khí.

Hai là: Áp dụng thuế thu nhập doanh nghiệp 20%, có thể xem xét miễn thuế trong 2 năm đầu và giảm 50% trong 2 năm tiếp theo kể từ khi có doanh thu.

Ba là: Nguồn vốn đầu tư:

1/ Chính phủ ủy quyền cho PVN quản lý và sử dụng phần thu từ chi phí nộp phạt do nhà thầu không đầu tư cho thu gom khí đồng hành (thành lập Quỹ đầu tư cho các dự án thu gom khí đồng hành) và sẽ dùng nguồn vốn từ Quỹ này đầu tư cho việc thu gom khí đồng hành ở các mỏ dầu nhỏ/cận biên.

2/ Hỗ trợ từ Ngân hàng Phát triển Việt Nam: cần được hỗ trợ nguồn vốn với cơ chế ưu đãi về vốn vay, lãi suất và thời gian trả nợ.

Kết luận

Trong tình hình thực tế khi sản lượng dầu khí ở Việt Nam đang dần suy giảm, việc ban hành chính sách khuyến khích thu gom khi đồng hành và phát triển khai thác các mỏ cận biên là hết sức cần thiết để tiếp tục duy trì và gia tăng sản lượng khai thác dầu khí ở Việt Nam. Tuy nhiên, việc điều chỉnh các điều khoản tài chính trong hợp đồng dầu khí cần phải được sự phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ, Quốc hội, do đó các điều chỉnh này cũng cần có lộ trình để thực hiện. Do đó, PVN cần sớm thúc đẩy các thủ tục cần thiết để trình Quốc hội, Chính phủ và các bộ ban ngành liên quan nhằm sớm ban hành các cơ chế ưu đãi này.

Tài liệu tham khảo:

1. Nghiên cứu và đề xuất cơ chế khuyến khích cho các dự án thu gom khí đồng hành ở Việt Nam. Chủ nhiệm Phạm Kiều Quang và các tác giả, 2015.

2. Nghiên cứu và đề xuất cơ chế chính sách cho việc phát triển mỏ cận biên ở Việt Nam. Chủ nhiệm Phạm Kiều Quang và các tác giả, 2016.

3. Oil & Gas in Indonesia - Investment and taxation guide, May 2017 – 8th Edition.

Lưu ý: Mọi trích dẫn và sử dụng bài viết này cần được sự đồng ý của Nhóm tác giả thông qua Tạp chí Năng lượng Việt Nam.