Vừa qua, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã đưa ra “cảnh báo đỏ”, đó là đến năm 2017 sản lượng khai thác dầu khí sẽ đi xuống, ảnh hưởng không nhỏ tới nguồn cung năng lượng cho phát triển đất nước.
Đầu tư nâng cao thu hồi
Cảnh báo trên được đưa ra trong Hội thảo Nâng cao hiệu quả khai thác mỏ than - Dầu khí đáp ứng nhu cầu năng lượng quốc gia và nó hoàn toàn có cơ sở nếu không tìm được mỏ dầu nào mới thì chúng ta sẽ không thể tránh khỏi lâm vào cuộc khủng hoảng thiếu năng lượng.
Các nhà quản lý chuyên ngành khai thác mỏ Việt Nam nói chung và ngành Dầu khí nói riêng đã đưa ra 2 giải pháp cấp bách là đầu tư nâng cao thu hồi dầu (EOR) và điều chính chế độ phí, thuế ưu đãi để tạo điều kiện hơn nữa cho các nhà đầu tư, thăm dò khai thác dầu khí ở các mỏ cận biên và vùng nước sâu.
Trong những năm qua, VPI và Liên doanh Việt - Nga (VSP) đang đi đầu trong việc nghiên cứu và áp dụng công nghệ nâng cao thu hồi dầu tại Việt Nam. Đây là một công nghệ rất phức tạp, cần thời gian nghiên cứu và thử nghiệm mất nhiều năm cho từng mỏ dầu nhưng hứa hẹn sẽ tăng lượng dầu khai thác 10-20%. Đây là lượng dầu cực lớn nếu biết rằng bằng các phương pháp thông thường chỉ thu được 20-40% trữ lượng dầu/mỏ. Có nghĩa là nếu xác định mỏ dầu có tổng sản lượng 100 triệu tấn thì tối đa cũng chỉ khai thác được 40 triệu tấn dầu mà thôi. Ở các mỏ dầu có trữ lượng lớn thì sản lượng đem lại sẽ rất khả quan, lợi nhuận thu về cho nước chủ nhà Việt Nam và nhà đầu tư có thể lên đến hàng trăm triệu USD.
Hiện nay, chúng ta mới chỉ áp dụng thành công EOR ở mỏ Bạch Hổ khi tăng cao sản lượng thu hồi theo 4 đợt được gần 18 nghìn tấn dầu thô. Một thành công khác nữa là tại mỏ Rạng Đông với quy mô toàn mỏ, dự kiến lượng dầu gia tăng vào khoảng 4,9 -7,6 triệu thùng dầu. Đặc biệt nghiên cứu chung về các giải pháp nâng cao thu hồi dầu bằng khí nén CO2 giữa Việt Nam (VPI) và Nhật Bản (JOGMEC) triển khai từ năm 2007 đến 2011 cho thấy, nếu áp dụng toàn bộ tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Ruby, Rạng Đông, Hải Sư Trắng, Tê Giác Trắng ước tính sẽ thu hồi được thêm khoảng 187 triệu thùng dầu. Chỉ tính với giá dầu trung bình khoảng thấp nhất hiện nay khoảng 50USD thì cũng có thể đem về gần 20 tỉ USD cho đất nước.
Theo Tiến sĩ Phan Ngọc Trung, Thành viên HĐTV PVN, thực hiện nâng cao thu hồi dầu là hết sức cần thiết để tận thu nguồn tài nguyên quý giá của nước ta, giúp tăng nguồn thu cho Chính phủ và nâng cao hiệu quả kinh tế của nhà thầu. Để khuyến khích các nhà đầu tư áp dụng EOR cần điều chỉnh một số các điều khoản tài chính của hợp đồng dầu khí Việt Nam theo Luật Dầu khí 2000. Trong đó đáng lưu ý về thu hồi chi phí, tỷ lệ phân chia dầu lãi dành cho nhà thầu, tiếp theo là thuế tài nguyên, thu nhập, xuất khẩu và phụ thu dầu lãi. Đây chính là các điều khoản trong hợp đồng dầu khí mà Việt Nam đang “kém hấp dẫn” hơn so với các nước trong khu vực như Malaysia, Indonesia. Hiện nay PVN đang tích cực nghiên cứu, đề xuất với Chính phủ ban hành cơ chế, chính sách cụ thể nhằm khuyến khích các nhà thầu thực hiện EOR”.
Điều chỉnh phí, thuế thượng nguồn
Hiện nay Việt Nam đang sử dụng 4 hình thức hợp đồng dầu khí trong thăm dò, khai thác gồm hợp đồng chia sản phẩm (PSC), hợp đồng dầu khí (PC), hợp đồng liên doanh (JV) và hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC). Bốn hình thức trên giúp chúng ta rất linh hoạt trong việc hợp tác với nhiều Tập đoàn, quốc gia khác nhau về các điều khoản tài chính đến vận hành. Các hợp đồng dầu khí mới đều được ký theo dạng PSC, chỉ khác nhau về hình thức điều hành. Trong đó, các loại thuế và phí gồm các loại hoa hồng, phí đào tạo, tài liệu, bảo vệ môi trường, Quỹ Nghiên cứu Khoa học và Phát triển công nghệ dầu khí, thuế tài nguyên, xuất khẩu, thu nhập doanh nghiệp và phụ thu dầu lãi.
Hiện nay nước ta mới chỉ có các cơ chế về thuế và phí áp dụng cho các dự án thông thường và các dự án thuộc diện khuyến khích đầu tư chứ chưa có khuyến khích riêng cho các mỏ cận biên và các dự án EOR. Trong khi đó để khuyến khích phát triển khai thác các mỏ cận biên và đầu tư cho EOR đều cần phải có một cơ chế ưu đãi hơn so với các dự án khuyến khích đầu tư. Chẳng hạn ở Trung Quốc có cơ chế tài chính ưu đãi cho các dự án dầu khí với thuế tài nguyên 5%, thuế cho thu nhập doanh nghiệp 25%. Đối với các dự án EOR, Trung Quốc áp dụng miễn 30% thuế tài nguyên. Ở Malaysia, đối với mỏ cận biên giảm thuế thu nhập cho nhà đầu tư từ 38% xuống còn 25%. Để khuyến khích phát triển khai thác mỏ cận biên và dự án EOR ngoài việc giảm thuế, Chính phủ các nước còn khuyến khích nhà thầu thông qua việc tăng thu hồi chi phí, tăng tỷ lệ phân chia dầu, khí lãi của nhà thầu và giảm một số phí và hoa hồng.
Đối với Việt Nam chúng ta chưa có chính sách khuyến khích các nhà đầu tư các dự án EOR và phát triển các mỏ cận biên. Để có thể khuyến khích các nhà đầu tư cần có chính sách cụ thể như đối với các dự án EOR công trình nghiên cứu của VPI đã đưa ra gần 300 kịch bản điều chỉnh các điều khoản tài chính của hợp đồng dầu khí Việt Nam so sánh với Indonesia. Các kết quả tính toán cho thấy có 114 kịch bản đem lại hiệu quả kinh tế cho nhà thầu cao hơn và 16 kịch bản đem lại hiệu quả kinh tế của Chính phủ. Theo nguyên tắc hai bên cùng có lợi, ngoài việc điều chỉnh tăng hồi chi phí và tỷ lệ chi dầu khí lãi cho nhà thầu Chính phủ cần có các khuyến khích về thuế. Cụ thể thuế tài nguyên áp dụng cho sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR chỉ là 4-7% còn thuế thu nhập doanh nghiệp chỉ vào khoảng 28%.
Trao đổi với phóng viên Báo Năng lượng Mới, Thạc sĩ Phạm Kiều Quang, thuộc VPI khẳng định: “Chúng tôi đã tính toán đề ra 4 phương án khả thi cho hợp đồng PSC các mỏ cận biên. Trong đó, có sự điều chỉnh đối với các điều khoản tài chính như thuế tài nguyên, thu nhập doanh nghiệp, xuất khẩu, tỷ lệ phân chia dầu khí lãi của nhà thầu và thu hồi chi phí của nhà thầu. Phương án thứ hai cần áp dụng hợp đồng rủi ro (RSC) của Malaysia đối với các mỏ cận biên. Tiếp theo cũng có thẻ áp dụng loại hợp đồng dịch vụ (SC) của Ecuador. Cuối cùng là phương án yêu cầu Chính phủ Việt Nam là một nhà thầu độc lập, tự đầu tư phát triển và khai thác các mỏ cận biên. Kết quả cho thấy việc đưa vào phát triển các mỏ cận biên là điều rất cần thiết để có thể gia tăng sản lượng khai thác, tăng thêm nguồn thu cho Chính phủ Việt Nam. Để có thể khuyến khích phát triển khai thác các mỏ dầu cận biên cần phải giảm thuế tài nguyên dầu thô xuống còn 4%, khí còn 0%, đồng thời áp dụng miễn thuế thu nhập doanh nghiệp trong hai năm đầu kể từ khi bắt đầu khai thác và giảm 50% thuế thu nhập trong 2 năm tiếp theo”.
Trong vòng 5 năm qua, Việt Nam mới chỉ có thêm 1 hợp đồng thăm dò dầu khí. Trong khi đó, Malaysia và Indonesia đều có hơn 10 hợp đồng mới được ký kết. Chỉ cần nhìn vào con số này đã có thể thấy chúng ta cần nhanh chóng thay đổi chính sách khuyến khích chế độ thuế và phí cho các hợp đồng dầu khí mới có thể giữ chân các nhà đầu tư chiến lược ở lại Việt Nam và mời gọi thực hiện thêm nhiều dự án mới.
Đầu tư nâng cao thu hồi
Cảnh báo trên được đưa ra trong Hội thảo Nâng cao hiệu quả khai thác mỏ than - Dầu khí đáp ứng nhu cầu năng lượng quốc gia và nó hoàn toàn có cơ sở nếu không tìm được mỏ dầu nào mới thì chúng ta sẽ không thể tránh khỏi lâm vào cuộc khủng hoảng thiếu năng lượng.
Các nhà quản lý chuyên ngành khai thác mỏ Việt Nam nói chung và ngành Dầu khí nói riêng đã đưa ra 2 giải pháp cấp bách là đầu tư nâng cao thu hồi dầu (EOR) và điều chính chế độ phí, thuế ưu đãi để tạo điều kiện hơn nữa cho các nhà đầu tư, thăm dò khai thác dầu khí ở các mỏ cận biên và vùng nước sâu.
Trong những năm qua, VPI và Liên doanh Việt - Nga (VSP) đang đi đầu trong việc nghiên cứu và áp dụng công nghệ nâng cao thu hồi dầu tại Việt Nam. Đây là một công nghệ rất phức tạp, cần thời gian nghiên cứu và thử nghiệm mất nhiều năm cho từng mỏ dầu nhưng hứa hẹn sẽ tăng lượng dầu khai thác 10-20%. Đây là lượng dầu cực lớn nếu biết rằng bằng các phương pháp thông thường chỉ thu được 20-40% trữ lượng dầu/mỏ. Có nghĩa là nếu xác định mỏ dầu có tổng sản lượng 100 triệu tấn thì tối đa cũng chỉ khai thác được 40 triệu tấn dầu mà thôi. Ở các mỏ dầu có trữ lượng lớn thì sản lượng đem lại sẽ rất khả quan, lợi nhuận thu về cho nước chủ nhà Việt Nam và nhà đầu tư có thể lên đến hàng trăm triệu USD.
Hiện nay, chúng ta mới chỉ áp dụng thành công EOR ở mỏ Bạch Hổ khi tăng cao sản lượng thu hồi theo 4 đợt được gần 18 nghìn tấn dầu thô. Một thành công khác nữa là tại mỏ Rạng Đông với quy mô toàn mỏ, dự kiến lượng dầu gia tăng vào khoảng 4,9 -7,6 triệu thùng dầu. Đặc biệt nghiên cứu chung về các giải pháp nâng cao thu hồi dầu bằng khí nén CO2 giữa Việt Nam (VPI) và Nhật Bản (JOGMEC) triển khai từ năm 2007 đến 2011 cho thấy, nếu áp dụng toàn bộ tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Ruby, Rạng Đông, Hải Sư Trắng, Tê Giác Trắng ước tính sẽ thu hồi được thêm khoảng 187 triệu thùng dầu. Chỉ tính với giá dầu trung bình khoảng thấp nhất hiện nay khoảng 50USD thì cũng có thể đem về gần 20 tỉ USD cho đất nước.
Theo Tiến sĩ Phan Ngọc Trung, Thành viên HĐTV PVN, thực hiện nâng cao thu hồi dầu là hết sức cần thiết để tận thu nguồn tài nguyên quý giá của nước ta, giúp tăng nguồn thu cho Chính phủ và nâng cao hiệu quả kinh tế của nhà thầu. Để khuyến khích các nhà đầu tư áp dụng EOR cần điều chỉnh một số các điều khoản tài chính của hợp đồng dầu khí Việt Nam theo Luật Dầu khí 2000. Trong đó đáng lưu ý về thu hồi chi phí, tỷ lệ phân chia dầu lãi dành cho nhà thầu, tiếp theo là thuế tài nguyên, thu nhập, xuất khẩu và phụ thu dầu lãi. Đây chính là các điều khoản trong hợp đồng dầu khí mà Việt Nam đang “kém hấp dẫn” hơn so với các nước trong khu vực như Malaysia, Indonesia. Hiện nay PVN đang tích cực nghiên cứu, đề xuất với Chính phủ ban hành cơ chế, chính sách cụ thể nhằm khuyến khích các nhà thầu thực hiện EOR”.
Điều chỉnh phí, thuế thượng nguồn
Hiện nay Việt Nam đang sử dụng 4 hình thức hợp đồng dầu khí trong thăm dò, khai thác gồm hợp đồng chia sản phẩm (PSC), hợp đồng dầu khí (PC), hợp đồng liên doanh (JV) và hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC). Bốn hình thức trên giúp chúng ta rất linh hoạt trong việc hợp tác với nhiều Tập đoàn, quốc gia khác nhau về các điều khoản tài chính đến vận hành. Các hợp đồng dầu khí mới đều được ký theo dạng PSC, chỉ khác nhau về hình thức điều hành. Trong đó, các loại thuế và phí gồm các loại hoa hồng, phí đào tạo, tài liệu, bảo vệ môi trường, Quỹ Nghiên cứu Khoa học và Phát triển công nghệ dầu khí, thuế tài nguyên, xuất khẩu, thu nhập doanh nghiệp và phụ thu dầu lãi.
Hiện nay nước ta mới chỉ có các cơ chế về thuế và phí áp dụng cho các dự án thông thường và các dự án thuộc diện khuyến khích đầu tư chứ chưa có khuyến khích riêng cho các mỏ cận biên và các dự án EOR. Trong khi đó để khuyến khích phát triển khai thác các mỏ cận biên và đầu tư cho EOR đều cần phải có một cơ chế ưu đãi hơn so với các dự án khuyến khích đầu tư. Chẳng hạn ở Trung Quốc có cơ chế tài chính ưu đãi cho các dự án dầu khí với thuế tài nguyên 5%, thuế cho thu nhập doanh nghiệp 25%. Đối với các dự án EOR, Trung Quốc áp dụng miễn 30% thuế tài nguyên. Ở Malaysia, đối với mỏ cận biên giảm thuế thu nhập cho nhà đầu tư từ 38% xuống còn 25%. Để khuyến khích phát triển khai thác mỏ cận biên và dự án EOR ngoài việc giảm thuế, Chính phủ các nước còn khuyến khích nhà thầu thông qua việc tăng thu hồi chi phí, tăng tỷ lệ phân chia dầu, khí lãi của nhà thầu và giảm một số phí và hoa hồng.
Đối với Việt Nam chúng ta chưa có chính sách khuyến khích các nhà đầu tư các dự án EOR và phát triển các mỏ cận biên. Để có thể khuyến khích các nhà đầu tư cần có chính sách cụ thể như đối với các dự án EOR công trình nghiên cứu của VPI đã đưa ra gần 300 kịch bản điều chỉnh các điều khoản tài chính của hợp đồng dầu khí Việt Nam so sánh với Indonesia. Các kết quả tính toán cho thấy có 114 kịch bản đem lại hiệu quả kinh tế cho nhà thầu cao hơn và 16 kịch bản đem lại hiệu quả kinh tế của Chính phủ. Theo nguyên tắc hai bên cùng có lợi, ngoài việc điều chỉnh tăng hồi chi phí và tỷ lệ chi dầu khí lãi cho nhà thầu Chính phủ cần có các khuyến khích về thuế. Cụ thể thuế tài nguyên áp dụng cho sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR chỉ là 4-7% còn thuế thu nhập doanh nghiệp chỉ vào khoảng 28%.
Trao đổi với phóng viên Báo Năng lượng Mới, Thạc sĩ Phạm Kiều Quang, thuộc VPI khẳng định: “Chúng tôi đã tính toán đề ra 4 phương án khả thi cho hợp đồng PSC các mỏ cận biên. Trong đó, có sự điều chỉnh đối với các điều khoản tài chính như thuế tài nguyên, thu nhập doanh nghiệp, xuất khẩu, tỷ lệ phân chia dầu khí lãi của nhà thầu và thu hồi chi phí của nhà thầu. Phương án thứ hai cần áp dụng hợp đồng rủi ro (RSC) của Malaysia đối với các mỏ cận biên. Tiếp theo cũng có thẻ áp dụng loại hợp đồng dịch vụ (SC) của Ecuador. Cuối cùng là phương án yêu cầu Chính phủ Việt Nam là một nhà thầu độc lập, tự đầu tư phát triển và khai thác các mỏ cận biên. Kết quả cho thấy việc đưa vào phát triển các mỏ cận biên là điều rất cần thiết để có thể gia tăng sản lượng khai thác, tăng thêm nguồn thu cho Chính phủ Việt Nam. Để có thể khuyến khích phát triển khai thác các mỏ dầu cận biên cần phải giảm thuế tài nguyên dầu thô xuống còn 4%, khí còn 0%, đồng thời áp dụng miễn thuế thu nhập doanh nghiệp trong hai năm đầu kể từ khi bắt đầu khai thác và giảm 50% thuế thu nhập trong 2 năm tiếp theo”.
Trong vòng 5 năm qua, Việt Nam mới chỉ có thêm 1 hợp đồng thăm dò dầu khí. Trong khi đó, Malaysia và Indonesia đều có hơn 10 hợp đồng mới được ký kết. Chỉ cần nhìn vào con số này đã có thể thấy chúng ta cần nhanh chóng thay đổi chính sách khuyến khích chế độ thuế và phí cho các hợp đồng dầu khí mới có thể giữ chân các nhà đầu tư chiến lược ở lại Việt Nam và mời gọi thực hiện thêm nhiều dự án mới.
Nguồn:Năng lượng Mới 485
Relate Threads
