Cần linh hoạt các hình thức hợp đồng dầu khí

Những vướng mắc từ thực tế

Ông Lê Đắc Hóa, Giám đốc Dự án lô 01/17&02/17, Tổng công ty Thăm dò, khai thác dầu khí (PVEP) cho biết, các lô này thuộc Bể Cửu Long hiện nay đang khai thác với 4 mỏ (Ruby, Pearl, Topaz và Diamond), có 2 mỏ đã có phát hiện (Jade & Emerald) và một số các cấu tạo tiềm năng. Nhà điều hành Petronas Carigali Vietnam Limited (PCVL), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và PVEP đã thành lập Ban Điều hành Dự án lô này để trực tiếp điều hành hoạt động dầu khí từ ngày 10/9/2017 cho tới nay.

Sau 5 năm tiếp nhận, dự án đạt mốc khai thác 16 triệu thùng dầu vào ngày 9/9/2022 với sản lượng khai thác dầu trung bình hàng năm luôn đạt từ 103-110% kế hoạch được giao. Tổng sản lượng khai thác toàn lô (tính từ khi bắt đầu khai thác năm 1998) đạt 130 triệu thùng dầu vào ngày 23/5/2022 và trở thành một trong 44 dự án dầu khí tại Việt Nam cán mốc sản lượng này. Tổng doanh thu từ khi tiếp nhận dự án đến nay đạt xấp xỉ 1,2 tỷ USD, nộp ngân sách trên 452 triệu USD, lãi sau thuế tạm tính khoảng 262 triệu USD…

Bên cạnh những thành quả đạt được, dự án đang gặp khó khăn, vướng mắc. Đó là việc thiếu cơ sở pháp lý cho các hình thức vận hành, điều hành lô dầu khí tận thu, mỏ nhỏ, mỏ cận biên. Việc thiếu cơ sở pháp lý và cơ chế rõ ràng cho lô 01&02 sau khi hết hạn Hợp đồng PSC ảnh hưởng không nhỏ đến quá trình triển khai hoạt động dầu khí tại lô cả về khía cạnh kỹ thuật, pháp lý và kinh tế.

Ảnh minh họa.

Hiện tại, các hoạt động dầu khí tại lô 01&02 được triển khai trên cơ sở hợp đồng thuê tạm thời điều hành hoạt động dầu khí ký giữa PVEP và PVN, với mục tiêu ban đầu là sẽ sớm ký kết hợp đồng dầu khí mới. Trong hợp đồng tạm thời thuê điều hành các lô này, PVEP là đơn vị cung cấp dịch vụ cho PVN và chỉ nhận phí dịch vụ mà không được nhận phần chia dầu khí từ sản lượng khai thác như các dự án có hợp đồng dầu khí thông thường. Do PVEP không phải là nhà đầu tư/nhà thầu dầu khí, không thể triển khai các hoạt động đầu tư nên hoạt động dầu khí hiện tại chỉ dừng ở mức duy trì hoạt động khai thác an toàn tại các mỏ hiện có, không có đầu tư lớn.

Do hợp đồng thuê điều hành lô 01&02 chỉ được gia hạn hàng năm, các hợp đồng phục vụ bảo trì, vận hành khai thác chỉ được ký ngắn hạn, không tận dụng được ưu thế như đàm phán ký kết các hợp đồng thương mại dài hạn. Đặc biệt là hợp đồng thuê tàu FPSO dài hạn (là loại hợp đồng có giá trị lớn, thời hạn dài, có ý nghĩa sống còn trong việc duy trì khai thác và khai thác tận thu các mỏ, các phát hiện dầu khí và cấu tạo tiềm năng trong lô)…

Trước những khó khăn đó, theo ông Hóa, dự án cần có cơ sở pháp lý và cơ chế rõ ràng để có thể triển khai đầu tư duy tu bảo dưỡng, nâng cấp/thay thế hệ thống thiết bị hiện hữu.

Cần linh hoạt áp dụng các hình thức hợp đồng dầu khí

Một vấn đề khác được ông Hóa chỉ ra là tới đây, nhiều lô hợp đồng dầu khí hết hạn và được hoàn trả về cho nước chủ nhà với trữ lượng dầu khí còn lại và sản lượng nhỏ, hiệu quả kinh tế thấp như các lô 01&02, lô 01&02/97 hay mỏ Sông Đốc.

Thực tế đó đặt ra yêu cầu bổ sung vào Dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi) các quy định để đa dạng hóa hình thức hợp đồng dầu khí, không chỉ giới hạn ở hình thức hợp đồng truyền thống như hiện nay mà cho phép áp dụng cả những hình thức khác. Ví dụ như hợp đồng cấp phép, hợp đồng dịch vụ điều hành phi lợi nhuận… theo nguyên tắc đôi bên cùng có lợi cho nhà nước và nhà đầu tư.

Bên cạnh đó, Luật cũng cần quy định mức thuế suất thuế tài nguyên linh động theo giá dầu thô để khuyến khích đầu tư…

TS. Phan Minh Quốc Bình, Phó Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) kiêm Hiệu trưởng Đại học Dầu khí cũng cho biết, Dự thảo Luật Dầu khí đã được Ban soạn thảo nghiên cứu, xem xét các hình thức hợp đồng mới áp dụng cho các dự án khuyến khích đầu tư, đặc biệt khuyến khích đầu tư trên cơ sở tham khảo thông lệ dầu khí quốc tế. 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 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 PSC theo cơ chế thu hồi chi phí. Trong khi đó, Malaysia và Indonesia rất 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. Ông Bình đề nghị 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 cho thấy, RSC giúp nhà thầu giảm thiểu rủi ro hơn so với các điều khoản tài chính khác trong PSC. Trong trường hợp hết hạn hợp đồng mà nhà thầu chưa thu hồi hết chi phí, họ sẽ được hoàn trả tương ứng các chi phí chưa thu hồi sau khi dự án kết thúc.

Thêm vào đó, tỷ lệ thu hồi chi phí trong RSC được bảo đảm tối thiểu là 70% và có thể tăng thêm. Nếu nhà thầu đảm bảo khai thác đủ sản lượng khai thác đã cam kết, nhà thầu sẽ được áp dụng tỷ lệ thu hồi chi phí 100% đối với các chi phí đầu tư đã bỏ ra.

Bên cạnh đó, nhà thầu không phải trả thuế tài nguyên do đây là hợp đồng dịch vụ dựa vào sự thỏa thuận (với các hợp đồng PSC, nhà thầu phải trả thuế tài nguyên 10%). Nhà thầu chỉ 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. Ngoài ra, nhà thầu được miễn thuế xuất khẩu dầu thô đối với dầu thô khai thác được từ mỏ cận biên. Cùng với đó, nhà thầu được miễn nghĩa vụ thu dọn mỏ.