Bộ Công Thương đã chính thức có đề xuất với Chính phủ về các biện pháp cứu các tài sản đã đầu tư của Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí (PVEP) không có khả năng thu hồi trong những năm qua để doanh nghiệp này và tập đoàn Dầu khí (PVN) không bị ảnh hưởng lớn đến khả năng cân đối tài chính.
Xin cơ chế về chi phí rủi ro khi dự án đầu tư bị giảm giá trị
Kiến nghị cứu tài sản của PVEP được Bộ Công Thương nêu ra trong báo cáo tại hội nghị ngành tổng kết năm 2017 và định hướng, giải pháp thực hiện năm 2018. Theo đó, bộ này đề nghị Chính phủ cho phép khoanh vùng và xử lý phân bổ tài sản không có khả năng thu hồi của PVEP trong vòng 20 năm để không ảnh hưởng đến các chỉ số về vốn điều lệ của PVN và PVEP.
Tính đến nay, PVEP đã và đang đầu tư 43 dự án dầu khí trong và ngoài nước. Ảnh: TRIỆU TRÙNG ĐIỆP
Đồng thời, bộ đề nghị Chính phủ xem xét, phê duyệt cơ chế về chi phí rủi ro cho các đơn vị trong ngành dầu khí. Mục đích là giúp doanh nghiệp phát triển với chất lượng tài sản lành mạnh, giảm mất an toàn tài chính khi các dự án phát triển kỹ thuật dầu khí bị sụt giảm giá trị do trữ lượng và giá dầu giảm.
Câu hỏi đặt ra là những tài sản không có khả năng thu hồi mà Bộ Công Thương đề nghị Chính phủ cho phép khoanh vùng và xử lý trong vòng 20 năm của PVEP là những tài sản nào?
Tính đến nay, PVEP đã và đang đầu tư 43 dự án dầu khí trong và ngoài nước (34 dự án trong nước, 9 dự án tại nước ngoài). Phần công bố thông tin trên trang web chính thức của PVEP không có một dòng nào về báo cáo tài chính hay các thông tin về hoạt động đầu tư thể hiện vấn đề mà Bộ Công Thương đã nêu. Tuy nhiên, trong Báo cáo tài chính hợp nhất năm 2016 của công ty mẹ - PVN thì số tài sản không có khả năng thu hồi của PVEP được đề cập khá chi tiết.
Cụ thể, Công ty kiểm toán Deloitte đã loại trừ khoản đầu tư của PVEP và Công ty liên doanh Petromacareo (Venezuela) và khoản phí tham gia trả lần đầu và lần thứ hai để được tham gia đầu tư khai thác tại Lô Junin 2 (Venezuela) theo giá gốc với tổng số tiền là 10.753 tỉ đồng trên Bảng cân đối kế toán hợp nhất tại ngày 31-12-2016. PVEP đã trích lập dự phòng đầu tư tài chính dài hạn cho khoản đầu tư này với số tiền là 418 tỉ đồng (làm tròn số). Tại ngày lập Báo cáo tài chính (BCTC) hợp nhất của PVN, PVEP chưa thu thập được BCTC năm 2016 của Petromacareo để đánh giá khả năng thu hồi và đang làm việc với cơ quan có thẩm quyền đề có phương án xử lý thích hợp. Deloitte cũng khẳng định không thể thu thập được đầy đủ bằng chứng thích hợp về khả năng thu hồi này đến thời điểm đó.
Khoản tài sản thứ hai của PVEP nằm trong diện không có khả năng thu hồi, theo đánh giá của kiểm toán là đến hết năm 2016 PVEP đang ghi nhận trên khoản mục “Chi phí trả trước dài hạn” các chi phí tìm kiếm, thăm dò và phát triển dầu khí chưa phân bổ của Lô 67 Peru đến hết năm 2016 là 10.760 tỉ đồng.
Theo thông báo của Nhà điều hành Lô 67 Peru ngày 1-6-2016 thì dự án này đã tạm dừng khai thác vì điều kiện bất khả kháng kể từ ngày 18-5-2016. Đến thời điểm lập báo cáo tài chính, PVN và PVEP đang làm việc với các nhà thầu và cơ quan có thẩm quyền để xác định phương án xử lý vấn đề này. Kiểm toán cũng khẳng định không có bằng chứng về khả năng thu hồi của các khoản chi phí trả trước dài hạn này tại thời điểm hết 2016.
Như vậy, tổng hai khoản không có khả năng thu hồi nêu trên hết năm 2016 là 21.513 tỉ đồng.
Đến nay, PVN chưa có báo cáo tài chính hợp nhất cho năm 2017 được công bố. Tuy nhiên, vẫn theo BCTC 2016, cả PVN và PVEP còn bị “mắc kẹt” ở những dự án đầu tư không thành công từ năm 2015 trở về trước và chủ yếu là các dự án đầu tư ở nước ngoài. Nếu PVN không xin được cơ chế xử lý phù hợp thì rất có thể các dự án đang xin phê duyệt phương án phân bổ chi phí, tài sản sẽ rơi vào số phận hai dự án nêu trên. Lý do là các dự án xin cơ chế đều đã dừng hoạt động.
Chẳng hạn như chi phí thăm dò, tìm kiếm dầu khí tại dự án Lô 39 Peru lũy kế đến hết năm 2016 khoảng 1.542 tỉ đồng. Tại thời điểm hết 2016, PVEP chưa nhận được phê duyệt chính thức của cơ quan chức năng về hướng xử lý khoản đầu tư này như thế nào, chưa bao gồm những điều chỉnh có thể phát sinh liên quan.
Thêm nữa, theo Quyết định số 521/QĐ-TDKT của Hội đồng thành viên PVEP (26-5-2017) về việc phê duyệt phân bổ chi phí dự án không thành công, không hiệu quả năm 2016 đã có chủ trương kết thúc, dừng, chuyển nhượng được thể hiện trong BCTC của PVEP (kiểm toán dẫn lại). PVEP ghi nhận vào giá vốn hoạt động dầu khí năm 2016 giá trị 8.650 tỉ đồng, bao gồm chi phí trả trước dài hạn chưa phân bổ của các dự án 01/97 và 02/97 Lam Sơn cộng với 90% chi phí thăm dò, phát triển một dự án M2 tại Myanmar, Côn Sơn và Marine XI Congo.
Hiện nay, PVEP vẫn đang tiếp tục làm việc với các nhà thầu dầu khí, cơ quan chức năng về giá trị bồi thường hợp đồng, chi phí quyết toán dự án... liên quan đến việc dừng các dự án nêu trên và thực hiện điều chỉnh khi có số liệu tin cậy, chính xác.
Cũng trong năm đó. PVEP đã trình PVN phê duyệt Báo cáo kết thúc dự án thăm dò khai thác dầu khí Lô SK 305-Malaysia trong đó bao gồm khoản chi phí phải trả liên quan đến các nghĩa vụ/trách nhiệm mà PVEP phải thực hiện khi dừng tham gia hợp đồng thăm dò khai thác tại đây với tổng số tiền là 936,5 tỉ đồng đang được phản ánh tại khoản mục “chi phí phải trả ngắn hạn”.
Cũng do chưa có phê duyệt chính thức từ cơ quan chức năng nên báo cáo hợp nhất năm 2016 của PVN cũng loại trừ những điều chỉnh có thể phát sinh liên quan đến sự kiện không chắc chắn này.
Đánh giá lại chất lượng các dự án của PVEP
Không có một văn bản nào công bố số tài sản không có khả năng thu hồi mà PVN/PVEP xin khoanh vùng và xử lý trong 20 năm. Nếu căn cứ văn bản gần nhất là báo cáo tài chính năm 2016 thì tổng số tài sản không có khả năng xử lý là 21.513 tỉ đồng, cộng với các dự án đã đầu tư nhưng không thành công, tạm dừng đến hết năm 2016 là xấp xỉ 8.650 tỉ đồng nữa.
Từ năm 2016, khi giá dầu giảm mạnh thì chi phí dịch vụ khai thác của PVEP đã cao hơn giá bán dầu, do các dự án đã đầu tư rất khó khai thác và tiềm ẩn nhiều rủi ro. Nếu hạch toán đầy đủ, chắc chắn các khoản đầu tư này sẽ ảnh hưởng lớn đến vốn điều lệ, vốn chủ sở hữu và nguy cơ mất cân đối tài chính cho doanh nghiệp dù cho đến nay, PVEP vẫn báo lãi.
Từ năm 2016, PVEP đã nhiều lần có ý kiến rằng việc áp dụng cơ chế tài chính theo Nghị định 91/2015 về đầu tư vốn Nhà nước và quản lý tài chính đối với doanh nghiệp do Nhà nước nắm 100% vốn điều lệ không phù hợp với đặc thù hoạt động của PVEP. PVEP cũng đề nghị cho phép PVN là đơn vị có thẩm quyền phê duyệt việc thực hiện phân bổ chi phí thăm dò, phát triển các dự án dầu khí không hiệu quả của PVEP...
Nhưng chưa cần đợi các cơ quan chức năng ngoài PVN cho phép, PVEP đã đầu tư hàng loạt dự án ra nước ngoài (từ 2010 đến 2015) mà chỉ có PVN và PVEP quyết định, để lại nhiều hệ lụy.
Trước khi chính thức cho PVN/PVEP một cơ chế khoanh vùng và xử lý phân bổ tài sản không thể thu hồi, Chính phủ nên đánh giá lại chất lượng tài sản của PVEP, đặc biệt đối với các dự án ở nước ngoài, cũng như mức độ ảnh hưởng đến tình hình cân đối tài chính của PVEP nói riêng và PVN nói chung. Nếu không thì việc cho cơ chế cũng chỉ là “dập lửa gần” cho từng dự án riêng lẻ.
Xin cơ chế về chi phí rủi ro khi dự án đầu tư bị giảm giá trị
Kiến nghị cứu tài sản của PVEP được Bộ Công Thương nêu ra trong báo cáo tại hội nghị ngành tổng kết năm 2017 và định hướng, giải pháp thực hiện năm 2018. Theo đó, bộ này đề nghị Chính phủ cho phép khoanh vùng và xử lý phân bổ tài sản không có khả năng thu hồi của PVEP trong vòng 20 năm để không ảnh hưởng đến các chỉ số về vốn điều lệ của PVN và PVEP.
Tính đến nay, PVEP đã và đang đầu tư 43 dự án dầu khí trong và ngoài nước. Ảnh: TRIỆU TRÙNG ĐIỆP
Câu hỏi đặt ra là những tài sản không có khả năng thu hồi mà Bộ Công Thương đề nghị Chính phủ cho phép khoanh vùng và xử lý trong vòng 20 năm của PVEP là những tài sản nào?
Tính đến nay, PVEP đã và đang đầu tư 43 dự án dầu khí trong và ngoài nước (34 dự án trong nước, 9 dự án tại nước ngoài). Phần công bố thông tin trên trang web chính thức của PVEP không có một dòng nào về báo cáo tài chính hay các thông tin về hoạt động đầu tư thể hiện vấn đề mà Bộ Công Thương đã nêu. Tuy nhiên, trong Báo cáo tài chính hợp nhất năm 2016 của công ty mẹ - PVN thì số tài sản không có khả năng thu hồi của PVEP được đề cập khá chi tiết.
Cụ thể, Công ty kiểm toán Deloitte đã loại trừ khoản đầu tư của PVEP và Công ty liên doanh Petromacareo (Venezuela) và khoản phí tham gia trả lần đầu và lần thứ hai để được tham gia đầu tư khai thác tại Lô Junin 2 (Venezuela) theo giá gốc với tổng số tiền là 10.753 tỉ đồng trên Bảng cân đối kế toán hợp nhất tại ngày 31-12-2016. PVEP đã trích lập dự phòng đầu tư tài chính dài hạn cho khoản đầu tư này với số tiền là 418 tỉ đồng (làm tròn số). Tại ngày lập Báo cáo tài chính (BCTC) hợp nhất của PVN, PVEP chưa thu thập được BCTC năm 2016 của Petromacareo để đánh giá khả năng thu hồi và đang làm việc với cơ quan có thẩm quyền đề có phương án xử lý thích hợp. Deloitte cũng khẳng định không thể thu thập được đầy đủ bằng chứng thích hợp về khả năng thu hồi này đến thời điểm đó.
Khoản tài sản thứ hai của PVEP nằm trong diện không có khả năng thu hồi, theo đánh giá của kiểm toán là đến hết năm 2016 PVEP đang ghi nhận trên khoản mục “Chi phí trả trước dài hạn” các chi phí tìm kiếm, thăm dò và phát triển dầu khí chưa phân bổ của Lô 67 Peru đến hết năm 2016 là 10.760 tỉ đồng.
Theo thông báo của Nhà điều hành Lô 67 Peru ngày 1-6-2016 thì dự án này đã tạm dừng khai thác vì điều kiện bất khả kháng kể từ ngày 18-5-2016. Đến thời điểm lập báo cáo tài chính, PVN và PVEP đang làm việc với các nhà thầu và cơ quan có thẩm quyền để xác định phương án xử lý vấn đề này. Kiểm toán cũng khẳng định không có bằng chứng về khả năng thu hồi của các khoản chi phí trả trước dài hạn này tại thời điểm hết 2016.
Như vậy, tổng hai khoản không có khả năng thu hồi nêu trên hết năm 2016 là 21.513 tỉ đồng.
Đến nay, PVN chưa có báo cáo tài chính hợp nhất cho năm 2017 được công bố. Tuy nhiên, vẫn theo BCTC 2016, cả PVN và PVEP còn bị “mắc kẹt” ở những dự án đầu tư không thành công từ năm 2015 trở về trước và chủ yếu là các dự án đầu tư ở nước ngoài. Nếu PVN không xin được cơ chế xử lý phù hợp thì rất có thể các dự án đang xin phê duyệt phương án phân bổ chi phí, tài sản sẽ rơi vào số phận hai dự án nêu trên. Lý do là các dự án xin cơ chế đều đã dừng hoạt động.
Chẳng hạn như chi phí thăm dò, tìm kiếm dầu khí tại dự án Lô 39 Peru lũy kế đến hết năm 2016 khoảng 1.542 tỉ đồng. Tại thời điểm hết 2016, PVEP chưa nhận được phê duyệt chính thức của cơ quan chức năng về hướng xử lý khoản đầu tư này như thế nào, chưa bao gồm những điều chỉnh có thể phát sinh liên quan.
Thêm nữa, theo Quyết định số 521/QĐ-TDKT của Hội đồng thành viên PVEP (26-5-2017) về việc phê duyệt phân bổ chi phí dự án không thành công, không hiệu quả năm 2016 đã có chủ trương kết thúc, dừng, chuyển nhượng được thể hiện trong BCTC của PVEP (kiểm toán dẫn lại). PVEP ghi nhận vào giá vốn hoạt động dầu khí năm 2016 giá trị 8.650 tỉ đồng, bao gồm chi phí trả trước dài hạn chưa phân bổ của các dự án 01/97 và 02/97 Lam Sơn cộng với 90% chi phí thăm dò, phát triển một dự án M2 tại Myanmar, Côn Sơn và Marine XI Congo.
Hiện nay, PVEP vẫn đang tiếp tục làm việc với các nhà thầu dầu khí, cơ quan chức năng về giá trị bồi thường hợp đồng, chi phí quyết toán dự án... liên quan đến việc dừng các dự án nêu trên và thực hiện điều chỉnh khi có số liệu tin cậy, chính xác.
Cũng trong năm đó. PVEP đã trình PVN phê duyệt Báo cáo kết thúc dự án thăm dò khai thác dầu khí Lô SK 305-Malaysia trong đó bao gồm khoản chi phí phải trả liên quan đến các nghĩa vụ/trách nhiệm mà PVEP phải thực hiện khi dừng tham gia hợp đồng thăm dò khai thác tại đây với tổng số tiền là 936,5 tỉ đồng đang được phản ánh tại khoản mục “chi phí phải trả ngắn hạn”.
Cũng do chưa có phê duyệt chính thức từ cơ quan chức năng nên báo cáo hợp nhất năm 2016 của PVN cũng loại trừ những điều chỉnh có thể phát sinh liên quan đến sự kiện không chắc chắn này.
Đánh giá lại chất lượng các dự án của PVEP
Không có một văn bản nào công bố số tài sản không có khả năng thu hồi mà PVN/PVEP xin khoanh vùng và xử lý trong 20 năm. Nếu căn cứ văn bản gần nhất là báo cáo tài chính năm 2016 thì tổng số tài sản không có khả năng xử lý là 21.513 tỉ đồng, cộng với các dự án đã đầu tư nhưng không thành công, tạm dừng đến hết năm 2016 là xấp xỉ 8.650 tỉ đồng nữa.
Từ năm 2016, khi giá dầu giảm mạnh thì chi phí dịch vụ khai thác của PVEP đã cao hơn giá bán dầu, do các dự án đã đầu tư rất khó khai thác và tiềm ẩn nhiều rủi ro. Nếu hạch toán đầy đủ, chắc chắn các khoản đầu tư này sẽ ảnh hưởng lớn đến vốn điều lệ, vốn chủ sở hữu và nguy cơ mất cân đối tài chính cho doanh nghiệp dù cho đến nay, PVEP vẫn báo lãi.
Từ năm 2016, PVEP đã nhiều lần có ý kiến rằng việc áp dụng cơ chế tài chính theo Nghị định 91/2015 về đầu tư vốn Nhà nước và quản lý tài chính đối với doanh nghiệp do Nhà nước nắm 100% vốn điều lệ không phù hợp với đặc thù hoạt động của PVEP. PVEP cũng đề nghị cho phép PVN là đơn vị có thẩm quyền phê duyệt việc thực hiện phân bổ chi phí thăm dò, phát triển các dự án dầu khí không hiệu quả của PVEP...
Nhưng chưa cần đợi các cơ quan chức năng ngoài PVN cho phép, PVEP đã đầu tư hàng loạt dự án ra nước ngoài (từ 2010 đến 2015) mà chỉ có PVN và PVEP quyết định, để lại nhiều hệ lụy.
Trước khi chính thức cho PVN/PVEP một cơ chế khoanh vùng và xử lý phân bổ tài sản không thể thu hồi, Chính phủ nên đánh giá lại chất lượng tài sản của PVEP, đặc biệt đối với các dự án ở nước ngoài, cũng như mức độ ảnh hưởng đến tình hình cân đối tài chính của PVEP nói riêng và PVN nói chung. Nếu không thì việc cho cơ chế cũng chỉ là “dập lửa gần” cho từng dự án riêng lẻ.
thesaigontimes.vn
Relate Threads
