Có cơ chế cho mỏ cận biên, có thể thêm hàng tỷ USD cho ngân sách

Theo ông Hoàng Ngọc Trung - Phó Tổng giám đốc Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí (PVEP), những năm gần đây, quy mô đầu tư trong tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí đang giảm mạnh. Nếu như giai đoạn 2011 – 2015, PVEP ký được 27 dự án thì từ năm 2016 đến nay, chỉ mới ký được 2 dự án. Số lượng dự án đang hoạt động của PVEP cũng giảm tương đối nhanh, thay vì 52 - 57 dự án như giai đoạn trước, thì hiện tại chỉ còn 35 dự án. Điều này cho thấy không chỉ thu hút đầu tư mới khó mà các dự án cũ cũng đang khó khăn.

Thực tế, ngành công nghiệp dầu khí hiện không còn hấp dẫn như xưa, một phần do tiềm năng dầu khí của Việt Nam chỉ ở mức vừa phải, hoạt động tìm kiếm khai thác cũng đã diễn ra vài chục năm, những nơi thuận lợi đã làm hết, hiện chỉ còn lại các vùng sâu, vùng xa, quy mô không lớn, hoặc các mỏ nhỏ, mỏ cận biên, ông Trung chia sẻ.

Trong khi đó, các chính sách ưu đãi của Việt Nam so với các nước trong khu vực chỉ ở mức tương đương (theo mức đã được điều chỉnh tại dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi năm 2022), nhưng tiềm năng của các nước này lớn hơn nhiều so với Việt Nam, như Malaysia , Indonesia…

“Chúng tôi hiện có một số dự án đã phát hiện dầu nhưng với điều kiện như cũ thì khó triển khai, nên mong muốn có cơ chế để sớm được đưa vào khai thác, nếu được có thể mang lại thêm 70 – 80 triệu thùng, từ đó có thể mang lại 1 – 1,5 tỷ USD cho ngân sách. Cần có cơ chế rõ ràng để tận thu tài nguyên, mang lại nguồn lực cho đất nước” - ông Hoàng Ngọc Trung kiến nghị.

Ông Hoàng Ngọc Trung, Phó Tổng giám đốc PVEP

Bên cạnh đó, Phó Tổng giám đốc PVEP cho biết đầu tư dầu khí là lĩnh vực đầu tư mạo hiểm cao, rủi ro lớn và chi phí đầu tư ngày càng cao. Hiện nay để tìm kiếm được những phát hiện có tính chất lớn hơn thì chỉ hy vọng ở những vùng nước sâu, vùng xa nơi công tác tìm kiếm thăm dò chưa được triển khai nhiều. Nhưng kèm theo đó, chi phí đầu tư rất đắt, đã có đơn vị chi cả trăm triệu USD cho khoan thăm dò một giếng dầu.

Trong khi đó, chúng ta đang thiếu cơ chế để quản lý rủi ro, xử lý rủi ro trong đầu tư. Hiện có 35 dự án đã kết thúc (không thành công), nhưng chi phí kết thúc dự án chưa được xử lý. Điều này tạo rủi ro pháp lý cho những người quản lý dự án. Tỷ lệ thành công của dự án dầu khí chỉ khoảng 15%, nếu 10 dự án có khoảng 2 dự án thành công là đủ để bù đắp cho các dự án còn lại, nhưng cần cơ chế đánh giá bao quát, ông Hoàng Ngọc Trung chia sẻ.

Đa dạng và linh hoạt các loại hợp đồng dầu khí

Từ góc độ người làm công tác nghiên cứu, ông Phan Minh Quốc Bình - Phó Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam, Hiệu trưởng Trường Đại học Dầu khí cho biết, tiềm năng dầu khí ngày càng hạn chế, công tác tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng dầu khí hàng năm không đảm bảo bù cho sản lượng dầu khí khai thác. Trong khi đó, hầu hết các mỏ dầu khí khai thác ở trong nước đã bước vào giai đoạn suy giảm sản lượng và dần cạn kiệt (Bạch Hổ, Lan Tây, Lan Đỏ,…).

Mặt khác, vai trò của năng lượng hóa thạch sau 5 – 10 năm tới ra sao cũng là vấn đề quan trọng phải tính đến khi năng lượng tái tạo đang có những bước phát triển mạnh. “Trước đây ta cho rằng nên tiết kiệm năng lượng dầu khí cho mai sau, nhưng nay có thể đặt vấn đề đi trước đón đầu, tận thu nguồn năng lượng truyền thống này một cách nhanh, hiệu quả hay không?” - ông Phạm Minh Quốc Bình nêu vấn đề.

Do đó, cùng với việc sửa đổi Luật Dầu khí một cách toàn diện lần này, Việt Nam cần xem xét các cơ chế, chính sách phù hợp với các điều kiện đặc thù của nguồn tài nguyên dầu khí ở trong nước. Trong đó, có thể tham khảo các thông lệ dầu khí quốc tế tốt tại các quốc gia trên thế giới và trong khu vực.

Lấy ví dụ từ Malaysia, Hiệu trưởng Trường Đại học Dầu khí cho biết, Malaysia đã thay đổi chính sách rất nhanh trong các năm và mỗi năm họ đều có được 5 – 7 hợp đồng. Với 11 lần sửa Luật Dầu khí, mới nhất là năm 2020, Malaysia được đánh giá là một quốc gia thành công trong việc thu hút đầu tư nước ngoài cho lĩnh vực dầu khí.

Tính đến năm 2021, Malaysia đã chính thức ban hành 11 mẫu hợp đồng dầu khí thuộc các hình thức hợp đồng khác nhau, gồm có: Thỏa thuận tô nhượng (trước năm 1976), Hợp đồng Chia sản phẩm (PSC) (9 mẫu hợp đồng), Hợp đồng dịch vụ rủi ro và các dạng hợp đồng khác áp dụng đối với các mỏ dầu khí tận thu. Thông qua các mẫu hợp đồng này, Malaysia đã có những điều chỉnh thay đổi và cho thấy sự linh hoạt các định chế tài chính khác nhau.

Cơ chế khuyến khích đầu tư cho các hoạt động dầu khí của Malaysia được áp dụng linh hoạt và thay đổi khác nhau tùy thuộc vào các điều kiện đặc thù của mỗi nguồn tài nguyên dầu khí và các điều kiện biến động của thị trường dầu khí, trong đó bao gồm cơ chế tài chính đối với các mỏ thuộc khu vực nước sâu xa bờ, khu vực có nhiệt độ cao, áp suất cao, các mỏ dầu khí cận biên và các mỏ dầu khí cạn kiệt nhằm tận thu nguồn tài nguyên dầu khí.

Tại Thái Lan, từ 23/6/2017, Thái Lan sửa Luật Dầu khí (the Petroleum Act – PA) và Luật Thuế thu nhập dầu khí (the Petroleum Income Tax Act - PITA), bổ sung thêm hình thức PSC và hình thức hợp đồng dịch vụ - SC. Bộ Năng lượng thiết lập các quy tắc và thủ tục cho từng loại hình hợp đồng. Trong đó, thuế thu nhập doanh nghiệp đã giảm từ mức 50% xuống mức 20% để khuyến khích và thu hút đầu tư.

Ngành dầu khí Việt Nam đang cần những cơ chế mới để tiếp tục thu hút đầu tư. Ảnh: TL

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 chia sản phẩm dầu khí PSC theo cơ chế thu hồi chi phí. Do đó, để tăng cường cải thiện môi trường đầu tư, ông Phan Minh Quốc Bình cho rằng, có thể xem xét tham khảo kinh nghiệm của các nước như Malaysia trong việc 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.