Luận văn Đẩy mạnh thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở Việt Nam

g và phát triển KT- - 75 - XH của đất nước. Tuy nhiên, bên cạnh những thành tựu đạt được đó vẫn còn những mặt trái của FDI mang lại song chúng ta không thể phủ nhận được những lợi ích mà FDI mang lại cho ngành công nghiệp dầu khí. Để phát huy những mặt tích cực và hạn chế những mặt tiêu cực của FDI trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí và khuyến khích đầu tư FDI vào lĩnh vực này nhiều hơn nữa cần phải có những chính sách hợp lý, những biện pháp quản lý hữu hiệu. - 76 - CHƯƠNG III: GIẢI PHÁP NHẰM THU HÚT ĐẦU TƯ TRỰC TIẾP NƯỚC NGOÀI VÀO HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM. Trên cơ sở phân tích thực trạng và tình hình đầu tư vào hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí tại Việt Nam và trên cơ sở những thành tựu đạt được của công cuộc đổi mới của Đảng và Nhà nước ta khởi xướng, căn cứ bối cảnh nền kinh tế thế giới, luận án nghiên cứu đưa ra các giải pháp hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài vào hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí sau khi phân tích định hướng phát triển kinh tế Việt Nam nói chung và ngành dầu khí nói riêng. 3.1. QUAN ĐIỂM, ĐỊNH HƯỚNG VÀ MỤC TIÊU THU HÚT FDI 3.1.1. Quan điểm và định hướng về thu hút FDI: Chủ trương của Đảng và Nhà nước ta trong báo cáo chính trị Đại hội IX tháng 4/2001 và Đại hội X tháng 4/2006 chỉ rõ trong Chiến lược phát triển kinh tế đến năm 2010 là: “Đưa nước ta khỏi tình trạng kém phát triển, nâng cao rõ rệt đời sống vật chất và tinh thần của nhân dân, tạo nền tảng để đến năm 2020 nước ta cơ bản trở thành một nước công nghiệp theo hướng hiện đại”. Thu hút FDI phải phù hợp với chiến lược phát triển kinh tế của đất nước và đảm bảo quyền lợi của nhà đầu tư nước ngoài trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta và để đạt được mục tiêu đề ra, Nhà nước phải thiết lập và có các chính sách ưu đãi về thuế, giảm các chi phí cho nhà đầu tư để họ có thể an tâm hướng nguồn đầu tư vào các khu vực, các vùng ở Việt Nam trên cơ sở phải đảm bảo quyền lợi của nhà đầu tư. Thu hút FDI phải đảm bảo tối đa hoá được lợi ích kinh tế xã hội đảm bảo an ninh chính trị, quốc phòng và giữ gìn văn hoá và bản sắc dân tộc. Các chính sách thu hút FDI phải được thiết lập thông qua việc vận dụng các thông lệ và nguyên tắc mang tính phổ biến của pháp luật về FDI của các nước trong khu vực và trên thế giới. Các chính sách khuyến khích đầu tư và hạn chế đầu tư gồm các chính sách về thuế, hải quan, thủ tục xuất nhập hàng hoá, bảo hộ mậu dịch, và các quy định về kế toán, kiểm toán…phải phù hợp với nguyên tắc thông lệ quốc tế. Với quan điểm này - 77 - chính sách khuyến khích đầu tư sẽ phù hợp, hấp dẫn các nhà đầu tư, tăng khả năng cạnh tranh cao và tạo điều kiện cho Việt Nam đẩy nhanh tiến trình hội nhập, giúp các doanh nghiệp Việt Nam hiểu biết và hội nhập vào nền kinh tế toàn cầu. Thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài phải phù hợp với chiến lược phát triển kinh tế của đất nước, đáp ứng mục tiêu của nhà đầu tư là tìm kiếm lợi nhuận nhưng phải bảo vệ lợi ích quốc gia và chủ quyền của đất nước. Thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài phải phù hợp với chiến lược phát triển ngành dầu khí đến 2015 và định hướng tới 2025 đã được Chính phủ phê duyệt: 9 Đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm dò một cách đồng bộ và toàn diện trên toàn bộ lãnh thổ, thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam nhằm đánh giá tiềm năng, gia tăng trữ lượng dầu khí. 9 Khai thác an toàn hiệu quả các mỏ hiện có, sớm đưa ra các phát hiện dầu/khí mỏ mới vào phát triển, khai thác nhằm duy trì và gia tăng sản lượng khai thác dầu khí. 9 Ưu tiên tìm kiếm thăm dò và phát triển ở những vùng nước sâu, xa bờ, chồng lấn, nhạy cảm chính trị. 9 Mở rộng đầu tư thăm dò khai thác ra nước ngoài nhằm bù đắp trữ lượng và sản lượng dầu ở trong nước và góp phầm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Cần xác định FDI là một bộ phận hữu cơ của nền kinh tế, vừa là mục tiêu, vừa là động lực thúc đẩy KT - XH phát triển; có vai trò rất quan trọng trong việc tạo nguồn vốn ban đầu để phát triển kinh tế, đặc biệt là các dự án có quy mô lớn; là đòn bẩy tạo hiệu ứng kinh tế đối với nguồn vốn trong nước. Phải nhất quán quan điểm phát triển dựa trên cả nguồn lực bên trong và bên ngoài. Phải xác định nội lực có vai trò quyết định đối với sự phát triển và ngoại lực là yếu tố có vai trò quan trọng đối với sự phát triển. Vì vậy, bằng mọi cách thu hút nguồn lực bên ngoài trên cơ sở khai thác tối đa, có hiệu quả nguồn nội lực để đẩy mạnh công cuộc đổi mới phát triển KT - XH theo hướng CNH - HĐH. Thu hút FDI phải trên cơ sở đảm bảo hoạt động, thực hiện theo đúng quy định của pháp luật Việt Nam. Tất cả các thành phần kinh tế đều phải được coi trọng và đối xử như nhau. Đồng thời phải đảm bảo mục tiêu tìm kiếm lợi nhuận hợp pháp của nhà đầu tư. - 78 - Quá trình thu hút, sử dụng vốn FDI phải được thực hiện song song với việc gìn giữ, bảo tồn và phát huy giá trị bản sắc văn hoá dân tộc. Gắn thu hút FDI để tăng trưởng, phát triển kinh tế với bảo vệ môi trường, đảm bảo an ninh, quốc phòng; thu hút đầu tư để phát triển kinh tế phải gắn với phát triển văn hoá, phát triển toàn diện con người, thực hiện tiến bộ, công bằng xã hội tại địa phương phù hợp với tiến trình hội nhập kinh tế với khu vực và thế giới. 3.1.2. Mục tiêu về thu hút FDI: Phát triển nhanh phải đi đôi với nâng cao tính bền vững, tăng trưởng về số lượng phải đi liền với nâng cao chất lượng, hiệu quả và sức cạnh tranh của nền kinh tế, trong khai thác các yếu tố phát triển theo chiều rộng, phải đặc biệt coi trọng các yếu tố phát triển chiều sâu. Việc huy động, thu hút FDI phải nhằm tạo nguồn thu ngoại tệ, tạo tích luỹ cho ngân sách Nhà nước. FDI phải đạt được sự chuyển giao công nghệ hiện đại, phương pháp và kỹ năng quản lý tiên tiến trên thế giới phục vụ cho nhu cầu phát triển kinh tế cả nước nói chung và ngành thăm dò khai thác dầu khí nói riêng. FDI phải tạo ra được môi trường sản xuất kinh doanh năng động, hiệu quả, tạo thêm nhiều việc làm và quan trọng hơn nữa là phải góp phần khai thác và sử dụng một cách hiệu quả nhất các nguồn lực, tiềm năng, thế mạnh của địa phương phục vụ yêu cầu chuyển dịch cơ cấu kinh tế theo hướng CNH – HĐH nền kinh tế, hình thành một cơ cấu kinh tế hiện đại, hình thành một hệ thống cơ sở hạ tầng hiện đại. Tóm lại việc huy động, thu hút FDI vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí cần phải đáp ứng được yêu cầu là góp phần tăng trưởng và phát triển KT-XH của cả nước theo hướng tăng tốc, đột phá sớm đưa nước ta trở thành một nước công nghiệp theo hướng hiện đại và phải đồng thời đạt được mục tiêu thăm dò khai thác đến năm 2015, định hướng tới năm 2025, cụ thể như sau: ™ Đối với tìm kiếm thăm dò - Điều tra cơ bản: Đẩy mạnh công tác khảo sát (ĐVL) ở những vùng còn ít được nghiên cứu (các bể nước sâu: Đông Phú Khánh, Tư Chính Vũng Mây, Hoàng Sa, Trường Sa và các bể trước Kainozoi) nhằm đánh giá tiềm năng dầu khí và quy hoạch phương hướng tiếp theo, đồng thời lựa chọn một số vùng/lô có triển vọng dầu khí cao tự đầu tư/tự điều hành TKTD và tạo cơ sở dữ liệu để quảng bá thu hút đầu tư nước ngoài. - 79 - - Tiến độ triển khai công tác TKTD ở các vùng nước khác nhau như sau: 9 Giai đoạn 2009-2015 TKTD tới 500m nước, một số nơi tới 1000m nước; 9 Giai đoạn 2016-2020 TKTD tới 500m-1000m nước, một số nơi sâu hơn (>1000m nước); 9 Giai đoạn 2021-2025 TKTD nước sâu hơn >1000m; Tuy nhiên, tiến độ triển khai công tác TDKT ở các vùng nước sâu sẽ được điều chỉnh để đẩy nhanh hơn nếu kết quả TDKT và điều kiện kỹ thuật, kinh tế và chính trị cho phép và phấn đấu hoàn thành công tác khảo sát điều tra cơ bản đối với các bể nước sâu vào năm 2015. - Đầy mạnh TKTD ở bể Sông Hồng và bể Phú Khánh làm cơ sở thiết lập và xây dựng khu công nghiệp khí ở phía Bắc và miền Trung đồng thời triển khai TKTD ở bể Tư Chính-Vũng mây để có phát hiện dầu khí làm cơ sở cho khai thác sau 2015. - Đối với các bể Trường Sa, Hoàng Sa, Đông Phú Khánh và các bể trầm tích trước Đệ Tam, triển khai công tác TKTD trong giai đoạn 2016-2025 nhằm đánh giá tiềm năng, có phát hiện và xác định trữ lượng dầu khí. ™ Đối với khai thác dầu khí - Phát triển và đưa vào khai thác các phát hiện dầu khí mới một cách linh hoạt với sản lượng hợp lý, ổn định cho từng mỏ, ưu tiên đầu tư trước các mỏ ở xa bờ nằm trong các vùng tranh chấp, nhạy cảm. - Kiểm soát chặt chẽ quy trình công nghệ, khai thác của các mỏ - Đầu tư nghiên cứu và áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu tại các mỏ hiện có - Đưa vào khai thác các mỏ nhỏ/tới hạn, mỏ khí có hàm lượng CO2 cao. - Dự kiến đưa các mỏ vào phát triển khai thác giai đoạn 2009-2025 như sau: - 80 - Bảng 3.1: Dự kiến các mỏ dầu khí đưa vào PTKT giai đoạn 2009-2025. Tên mỏ Trạng thái dự báo 2009-2015 2016-2025 Mỏ dầu Sớm phát hiện 9 mỏ Sẽ phát hiện 4 mỏ 7 mỏ Mỏ khí Sớm phát hiện 5 mỏ Sẽ phát hiện 4 mỏ 4 mỏ Tổng cộng 22 mỏ 11 mỏ Để đạt được mục tiêu trên, thì tổng nhu cầu vốn đầu tư cho hoạt động thăm dò khai thác dầu khí đòi hỏi phải rất lớn trong đó nguồn vốn FDI chiếm một tỷ trọng không nhỏ trong lĩnh vực này trong giai đoạn 2009-2025. Vì vậy, việc huy động, khuyến khích đầu tư FDI trong lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí cần có những giải pháp phù hợp với trạng thực của ngành dầu khí hiện nay. 3.2. KẾ HOẠCH THĂM DÒ KHAI THÁC VÀ NHU CẦU VỐN ĐẦU TƯ GIAI ĐOẠN 2009-2025. 3.2.1. Kế hoạch TDKT và nhu cầu vốn của Petrovietnam giai đoạn 2009-2025 3.2.1.1. Giai đoạn 2009 – 2015. Chiến lược phát triển ngành dầu khí đặt ra trong giai đoạn 2009-2015 mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí là 150-180 triệu tấn dầu quy đổi và mục tiêu gia tăng sản lượng khai thác dầu khí 31-35 triệu tấn dầu quy đổi. Với mục tiêu đặt ra cho giai đoạn này thì nhu cầu vốn của PetroVietnam cho điều tra cơ bản là 100 triệu USD, góp vốn cho TKTD trong các HĐDK: 428-523 triệu USD, nhu cầu vốn cho tự đầu tư/tự điều hành cho TKTD dự kiến khoảng 570- 760 triệu USD, nhu cầu vốn của PV (kể cả tự đầu tư và góp vốn tham gia vào các HĐDK) cho phát triển khai thác: 3651-4292 triệu USD. Như vậy, tổng nhu cầu vốn của PetroVietnam đầu tư cho TDKT giai đoạn 2009-2015 là: 4,749 – 5,675 triệu USD. - 81 - Bảng 3.2: Tổng nhu cầu vốn cho TDKT cho giai đoạn 2009-2015 Đvt: triệu USD STT Hạng mục Giai đoạn 2011-2015 Mức cơ bản Mức cao 1. Điều tra cơ bản 100 2. Thăm dò khai thác 4,649 5,575 - Tự đầu tư thăm dò 570 760 - Góp vốn thăm dò vào các JOC, PSC 428 523 - Tự đầu tư phá triển 3,651 4,292 - Góp vốn phát triển, khai thác vào các JOC, PSC Tổng đầu tư cho TDKT 4,749 5,675 Nguồn Petrovietnam 3.2.1.2. Giai đoạn 2016 – 2025. Chiến lược phát triển ngành dầu khí đặt ra trong giai đoạn 2016-2025 mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí là 270-320 triệu tấn dầu quy đổi và mục tiêu gia tăng sản lượng khai thác dầu khí 35-38 triệu tấn dầu quy đổi. Với mục tiêu đặt ra cho giai đoạn này thì nhu cầu vốn của PetroVietnam cho điều tra cơ bản là 200 triệu USD, góp vốn cho TKTD trong các HĐDK: 166-200 triệu USD, nhu cầu vốn cho tự đầu tư/tự điều hành cho TKTD dự kiến khoảng 1,018-1,190 triệu USD, nhu cầu vốn của PV (kể cả tự đầu tư và góp vốn tham gia vào các HĐDK) cho phát triển khai thác: 7,784-9,185 triệu USD. Như vậy, tổng nhu cầu vốn của PetroVietnam đầu tư cho TDKT trong nước giai đoạn 2016-2025 là: 9,168-10,775 triệu USD. - 82 - Bảng 3.3: Tổng nhu cầu vốn cho TDKT cho giai đoạn 2016-2025 Đvt: triệu USD STT Hạng mục Giai đoạn 2016-2025 Mức cơ bản Mức cao 1. Điều tra cơ bản 200 2. Thăm dò khai thác 8,968 10,575 - Tự đầu tư thăm dò 1,018 1,190 - Góp vốn thăm dò vào các JOC, PSC 166 200 - Tự đầu tư phá triển 7,784 9,185 - Góp vốn phát triển, khai thác vào các JOC, PSC Tổng đầu tư cho TDKT 9,168 10,775 Nguồn Petrovietnam 3.2.2. Dự kiến tổng nhu cầu vốn cho TDKT giai đoạn 2009-2025. Để đạt được những mục tiêu gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí như Chiến lược dầu khí đặt ra, tổng nhu cầu vốn đầu tư cho thăm dò khai thác dầu khí theo từng giai đoạn được tính toán trên cơ sở thống kê, cập nhật và dự báo giá thành phát hiện 1 tấn trữ lượng dầu khí và giá thành phát triển, vận hành để khai thác 1 tấn dầu quy đổi như sau: Bảng 3.4: Dự báo giá thành TDKT dầu khí giai đoạn 2009-2025. Chỉ tiêu Đơn vị tính 2009-2015 2016-2025 Đơn giá TKTD USD/tấn 19 23 Đơn giá Phát triển USD/tấn 75 80 Đơn giá Khai thác USD/tấn 50 50 Nguồn: Petrovietnam Với đơn giá tìm kiếm thăm dò khai thác như dự báo thì tổng nhu cầu vốn đầu tư cho TDKT dầu khí giai đoạn 2009-2025 là rất lớn, giai đoạn 2009-2015 là 14.845-16.075 triệu USD, giai đoạn 2016-2025 là 39.207-41.134 triệu USD trong khi vốn đầu tư của PetroVietnam cho giai đoạn 2009-2025 còn rất hạn chế như đã nêu ở trên. Vì vậy nhu cầu thu hút vốn FDI vào hoạt động TDKT giai đoạn 2009- - 83 - 2025 là rất lớn và có một vai trò vô cùng quan trọng đối với sự nghiệp phát triển ngành dầu khí Việt Nam. Bảng 3.5: Tổng nhu cầu vốn cho TDKT dầu khí giai đoạn 2009-2025 Đvt: triệu USD Chỉ tiêu 2009-2015 2016-2025 Tổng nhu cầu vốn 13.645 – 16.075 37.207 – 41.134 Nhu cầu vốn của PV đầu tư 4.749 – 5.675 9.168 – 10.775 Nhu cầu thu hút FDI 8.896 – 10.400 28.039 – 30.359 Nguồn: Petrovietnam Qua bảng trên cho thấy Chính phủ cần mở rộng các chính sách khuyến khích đầu tư trực tiếp nước ngoài đối với ngành thăm dò khai thác dầu khí trong nước để ngày càng phát triển. 3.3. GIẢI PHÁP NHẰM KHUYẾN KHÍCH ĐẦU TƯ TRỰC TIẾP NƯỚC NGOÀI VÀO HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM. Hiện nay để đáp ứng được các yêu cầu kinh tế ở tầm vĩ mô thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí, Việt Nam cần thay đổi một cách linh hoạt các định chế tài chính trong các hợp đồng dầu khí đặc biệt là các hợp đồng ở vùng nước sâu hơn 200m nước và các vùng mới được tìm kiếm, thăm dò hoặc vùng chồng lấn, kể cả ở ngay khu vực có hoạt động dầu khí truyền thống. Khi các phát hiện thương mại ngày càng giảm thì việc cải thiện các điều kiện về tài chính, thuế trong các hợp đồng dầu khí là việc làm cần thiết của các nước chủ nhà để thu hút vốn của các nhà đầu tư, tức là ở các khu vực mà độ rủi ro cao, các định chế tài chính, thuế cần được cải thiện thuận lợi hơn cho các nhà thầu. Vấn đề là các điều khoản về tài chính, thuế phải thay đổi thế nào để vừa khuyến khích các nhà đầu tư mà nước chủ nhà không bị thua thiệt quá giới hạn cho phép. Để có những bước tiếp theo nhằm hoàn thiện cơ chế tài chính trong hoạt động - 84 - thăm dò và khai thác khí tại thềm lục địa phía nam, cần phải so sánh định chế tài chính và thuế của Việt Nam với một số nước láng giềng. Bảng so sánh dưới đây cho chúng ta thấy rằng các loại thuế suất tại Việt Nam còn cao hơn các nước lân cận, mức thu hồi chi phí cho nhà thầu còn thấp so với các nước lân cận. Bảng 3.6: Các ưu đãi của Việt Nam so với các nước trong khu vực Nội dung Việt Nam Trung Quốc Malaysia Indonesia Thuế tài nguyên 6-25% 0-12.5% 10% 20% Thuế thu nhập DN 50% 33% 40% 35% Thuế xuất khẩu 4% Không 20% Không Thuế chuyển lợi nhuận Không Không Không 20% Chi phí thu hồi dầu 35% 50% 50% 100% Hoa hồng Có Không Không Có Chi phí đào tạo Có Không Không Không 3.3.1. Bổ sung và hoàn thiện các chính sách về thuế. Trong cục diện đua tranh phát triển kinh tế hiện nay, vấn đề tăng trưởng nhanh và bền vững đang là mục tiêu đặt ra đối với tất cả các nước trên thế giới. Đặc biệt đối với các nước có điểm xuất phát thấp về kinh tế như nước ta lại càng là vấn đề bức bách, nếu không, sẽ là tụt hậu và ngày càng xa rới các cơ hội phát triển. Trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí, đặc biệt là trong môi trường thềm lục địa và tiềm năng dầu khí của Việt Nam, cơ hội đầu tư có nhiều nhưng vốn đầu tư của chúng ta có hạn. Tiềm năng dầu khí của Việt Nam đang ở trong một cuộc cạnh tranh với các nước trong vùng và các nước lân cận nhằm thu hút đầu tư nước ngoài. Nếu như các điều kiện của định chế tài chính của ta không hấp dẫn bằng các điều kiện của các nước khác, trong bối cảnh là tất cả các điều kiện khác đều tương ứng, thì điều hiển nhiên là ta sẽ mất đi sức cạnh tranh trong việc thu hút các nguồn vốn đầu tư. - 85 - Để khuyến khích đầu tư trực tiếp nước ngoài vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ngày càng nhiều thì Việt Nam cần phải có các chính sách ưu đãi về các chính thuế, về dầu thu hồi chi phí và lợi nhuận được chia giữa nước chủ nhà và các nhà đầu tư. Chính vì vậy chúng ta cần phải coi trọng việc kích thích đầu tư ngoài việc tăng cường khai thác phải tập trung vào khâu tìm kiếm thăm dò thông qua các chính sách thuế như sau: 3.3.1.1. Thuế tài nguyên Nghị định 84/CP ngày 17-12-1996 của Chính phủ quy định chi tiết việc thi hành Luật dầu khí nêu rõ: “Thuế tài nguyên đối với dầu thô được tính trên cơ sở lũy tiến từng phần của tổng sản lượng dầu thô thực khai thác trong mỗi kỳ nộp thuế dựa theo sản lượng dầu thô bình quân mỗi ngày khai thác trên toàn bộ diện tích hợp đồng dầu khí” và được phân thành hai mức khác nhau tùy theo mực nước biển đến 200m và trên 200m. Việc phân chia thành hai mức ưu tiên khác nhau căn cứ theo độ sâu của mực nước biển đã đảm bảo sự hợp lý phân chia quyền lợi giữa các bên. Tuy nhiên, theo sự so sánh đã nêu ở trên thì thuế suất thuế tài nguyên của Việt Nam cao hơn các nước khác trong khu vực mặc dù đã được tính theo từng thang lũy tiến từ thấp đến cao. Việt Nam là nước có tiềm năng dầu khí rất lớn, chủ yếu là các mỏ vừa và nhỏ, đặc biệt là ở các vùng nước sâu xa bờ trên 200m nước chưa được các nhà đầu tư nước ngoài quan tâm nhiều nên Chính phủ cần đưa ra những chính sách ưu đãi về thuế hơn nữa để kích thích các nhà đầu tư nước ngoài tham gia đặc biệt là giảm mức thuế suất thuế tài nguyên cụ thể như sau: - 86 - Bảng 3.7: Biểu thuế suất thuế Tài nguyên Sản lượng khai thác Dự án khuyến khích đầu tư Dự án khác Đến 20.000 thùng/ngày 2% 4% Trên 20.000 thùng đến 50.000 thùng/ngày 4% 6% Trên 50.000 thùng đến 75.000 thùng/ngày 6% 8% Trên 75.000 thùng đến 100.000 thùng/ngày 8% 10% Trên 100.000 thùng đến 150.000 thùng/ngày 10% 15% Trên 150.000 thùng/ngày 15% 20% Với các mức thuế suất thuế tài nguyên nêu trên sẽ khuyến khích được đầu tư vào các mỏ vừa và nhỏ, có sản lượng thấp. Vì vậy, để khuyến khích đầu tư khai thác những mỏ nhỏ hoặc những mỏ xa, có cấu tạo địa chất phức tạp Luật dầu khí cần điều chỉnh và sửa đổi áp dụng cách đánh thuế lũy tiến như trên mức thuế suất thuế tài nguyên mới trở thành đòn bẩy kinh tế khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài đổ vốn vào đầu tư thăm dò khai thác dầu khí ở những vùng có cấu tạo địa chất phức tạp, nước sâu xa bờ tại thềm lục địa Việt Nam. 3.3.1.2. Thuế thu nhập doanh nghiệp Một trong những lợi thế thu hút đầu tư nước ngoài của Việt Nam được các nhà đầu tư đánh giá cao là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp hấp dẫn. Đối với các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí thuế thu nhập doanh nghiệp được áp dụng là 50% theo điều 33 của Luật dầu khí. Mức thuế suất 50% là cao hơn nhiều so với các nước khác trong khu vực như Trung Quốc (33%), Malaysia (40%), Indonesia (35%)…nên mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp của Việt Nam chưa thực sự hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài. Hơn nữa, chi phí được trừ để xác định thu nhập chịu thuế thu nhập doanh nghiệp còn rất hạn chế. Điều 50 của Nghị định 48/2000/NĐ-CP và khoản 2 mục IV phần thứ hai của thông tư số 48/2001/TT-BTC, các chi phí được trừ để xác định thu nhập chịu thuế TNDN bao gồm: - Chi phí được phép thu hồi trong năm tính thuế - Thuế Tài nguyên - Thuế xuất khẩu - 87 - - Tiền hoa hồng dầu khí - Các khoản đóng góp tài trợ vì mục đích xã hội, từ thiện. Tuy nhiên, trong thực tế còn phát sinh một số chi phí hợp lý, hợp lệ liên quan đến hoạt động thăm dò khai thác dầu khí có hóa đơn, chứng từ hợp lý, hợp lệ nhưng chưa được trừ khi tính thu nhập chịu thuế bao gồm: - Chi phí quản lý của Nhà thầu (các bên tham gia hợp đồng dầu khí) đối với hoạt động thăm dò khai thác dầu khí của hợp đồng dầu khí. - Chi phí Marketing - Chi phí đại lý Marketing - Phí giám định - Lệ phí Hải quan - Phí phân tích mẫu dầu cho xuất khẩu - Phí bảo lãnh thuê tàu chứa dầu - Các chi phí khác phát sinh trong quá trình xuất khẩu dầu thô. Việt Nam đã trải qua những kinh nghiệm trong các hợp đồng đặc nhượng, hợp đồng liên doanh, hợp đồng phân chia sản phẩm, hợp đồng điều hành chung… Vì vậy để khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài đầu tư vào các mỏ vừa và nhỏ, đặc biệt là ở các vùng nước sâu xa bờ trên 200m nước trên cơ sở vận dụng linh hoạt Luật đầu tư nước ngoài và Luật dầu khí cần có những quy định phù hợp theo các giải pháp sau: ™ Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp - Đối với các dự án khuyến khích đầu tư: 28% - Đối với các dự án khác: 35% ™ Các chi phí được trừ khi tính thu nhập chịu thuế TNDN. Ngoài các chi phí được trừ khi tính thuế thu nhập chịu thuế TNDN như quy định trong Nghị định 48/2000/NĐ-CP và Thông tư 48/2001/TT-BTC đã nêu ở trên thì cho phép trừ các chi phí sau khi tính thu nhập chịu thuế TNDN gồm: - Chi phí quản lý của các bên Nhà thầu tham gia hợp đồng dầu khí không phải là Nhà điều hành (Non-Operator) là các chi phí chung của các bên Nhà thầu phục vụ công tác quản lý các hợp đồng dầu khí mà công ty đang tham gia - 88 - quản lý được phân bổ cho các hợp đồng dầu khí mà Nhà thầu tham gia quản lý. Tiêu thức phân bổ theo chi phí phát sinh thực tế của các hợp đồng dầu khí. - Các chi phí hợp lý, hợp lệ có hóa đơn chứng từ đầy đủ liên quan trực tiếp đến quá trình khai thác và xuất khẩu dầu thô. - Các chi phí hợp lý, hợp lệ khác. 3.3.1.3. Thuế xuất khẩu Trong các hợp đồng dầu khí không đề cập trực tiếp vấn đề thuế xuất khẩu dầu thô nhưng có nêu là các nhà thầu phải chịu các luật thuế khác theo pháp luật Việt Nam. Hiện nay, thuế suất của thuế xuất khẩu áp dụng đối với dầu thô xuất khẩu là 4%. Thuế xuất khẩu dầu thô hiện nay được tính trên cơ sở theo từng chuyến dầu xuất bán theo công thức sau: Thuế xuất khẩu = Doanh thu xuất khẩu x Tỷ lệ thuế xuất khẩu Tỷ lệ thuế xuất khẩu = (100% – Tỷ lệ thuế tài nguyên) x 4% Thuế Tài nguyên phải nộp Tỷ lệ thuế Tài nguyên = ---------------------------------- Doanh thu xuất khẩu Trên thực tế hiện nay Bộ Tài Chính căn cứ vào sản lượng khai thác dự kiến của quý mà Nhà điều hành cung cấp và thuế suất thuế tài nguyên xác định tỷ lệ thuế tài nguyên tạm nộp của từng chuyến dầu theo quý, sau đó căn cứ tỷ lệ thuế tài nguyên tạm nộp và thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô để xác định tỷ lệ thuế xuất khẩu tạm nộp theo từng chuyến dầu theo quý. Căn cứ vào tỷ lệ thuế suất khẩu tạm nộp mà Bộ Tài chính quy định, Nhà điều hành xuất khẩu dầu thô làm thủ tục kê khai nộp thuế xuất khẩu. Tuy nhiên vào thời điểm cuối kỳ (cuối quý) các quy định của Luật thuế Việt Nam đang áp dụng lại không quy định quyết toán thuế xuất khẩu dầu thô theo sản lượng khai thác thực tế. Sản lượng khai thác thực tế có thể khác nhiều so với sản lượng khai thác dự kiến nên tỷ lệ thuế tài nguyên phải nộp thay đổi, do đó tỷ lệ thuế xuất khẩu phải nộp cũng thay đổi theo. Vì vậy, Bộ Tài chính/Tổng Cục thuế cần phải bổ sung thêm quy định quyết toán thuế xuất khẩu dầu thô để tạo sự minh bạch, công bằng đối với các nghĩa vụ nộp Ngân sách Nhà nước theo công thứ sau: - 89 - Thuế xuất khẩu thừa/thiếu = Thuế xuất khẩu phải nộp theo sản lượng khai thác thực tế - Thuế xuất khẩu đã tạm nộp theo sản lượng khai thác dự kiến 3.3.2. Giải pháp xây dựng quỹ thu dọn mỏ. 3.3.2.1. Mục đích xây dựng quỹ thu dọn mỏ. Mục đích xây dựng quỹ thu dọn mỏ nhằm đảm bảo nguồn kinh phí cho thu dọn các công trình xây dựng cơ bản và công nghệ ở các mỏ. Nhằm trả lại nguyên trạng bề mặt và vùng thềm lục địa đã sử dụng. Để đảm bảo nguồn kinh phí cho việc thu dọn các công trình xây dựng cơ bản và thiết bị công nghệ ở các mỏ phải hình thành quỹ thu dọn mỏ. Do tính chất và đặc thù của mỏ dầu khí, khi kết thúc hợp tác thăm dò và dầu khí, nghĩa vụ của các bên thu dọn mỏ được quy định trong Luật dầu khí và cụ thể hóa việc thu dọn mỏ trong hợp đồng dầu khí. 3.3.2.2. Cơ sở pháp lý hình thành và sử dụng quỹ thu dọn mỏ. Thông lệ quốc tế về Hàng hải và Luật quốc tế môi trường, cũng như hầu hết các hợp động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trên thế giới đều quy định bắt buộc phải thu dọn mỏ sau khi kết thúc hoạt động dầu khí. Điều 13 Luật dầu khí 1993 quy định: Sau khi kết thúc các hoạt động dầu khí, tổ chức, cá nhân phải giải phóng diện tích đã sử dụng, phải tháo dỡ các công trình cố định, thiết bị theo yêu cầu giải phóng của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền. Điều 15 Nghị định của Chính phủ số 48/2000/NĐ-CP ngày 12 tháng 9 năm 2000 qui định chi tiết thi hành Luật dầu khí quy định về nghĩa vụ tháo dỡ công trình: Tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí phải lập chương trình, kế hoạch, dự toán chi phí cho việc tháo đõ các công trình cố định phục vụ hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí, trình cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí phê duyệt. Chi phí tháo dỡ được tính vào chi phí dầu khí được thu hồi. 3.3.2.3. Đề xuất một số phương pháp xây dựng quỹ thu dọn mỏ Theo quy định tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí phải lập chương trình, kế hoạch, dự toán chi phí cho việc tháo dỡ các - 90 - công trình cố định phục vụ hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí, trình các cơ quan quản lý về dầu khí phê duyệt. Việc phải lập dự toán kinh phí chung và có kế hoạch chi tiết, lập lịch tháo dỡ từng phần cũng như toàn bộ công trình là vô cùng cần thiết. Chúng ta có thể sử dụng nhiều phương pháp trích quỹ thu dọn mỏ, trong đó có một số phương pháp tính như sau: ™ Phương pháp thứ nhất: Mức trích tính theo thời gian, ta có công thức sau: Mt = T Φ (3.1) Trong đó: Mt: Mức trích tính bình quân một năm Ф: Tổng số quỹ thu dọn mỏ. T: Số năm cần trích quỹ thu dọn mỏ. Phương pháp này có ưu điểm là dễ xác định số tiền trích quỹ thu dọn mỏ hàng năm; nhưng có nhược điểm không tính đến sự thay đổi (tăng hoặc giảm) sản lượng khai thác hàng năm. Phương pháp này cũng cho thấy tổng mức trích quỹ thu dọn mỏ hàng năm không đổi nhưng tính cho 1 tấn dầu khai thác thì tăng lên. ™ Phương pháp thứ hai: Mức trích tính theo sản lượng dầu khai thác thương mại, ta có công thức sau: Mtq = Q Φ (3.2) Trong đó: Mtq: Mức trích dọn mỏ tính cho 1 tấn dầu thương mại. Ф: Tổng số quỹ thu dọn mỏ. Q: Tổng sản lượng dầu khai thác thương mại giai đoạn trích lập quỹ. Mức trích quỹ thu dọn mỏ tính cho 1 năm: Mi = Qi x Mtq (3.3) - 91 - Trong đó: Mi: Mức trích dọn mỏ năm thứ i. Qi: Sản lượng dầu khai thác thương mại năm thứ i Phương pháp này khắc phục nhược điểm của phương pháp thứ nhất, nhưng cũng có hạn chế ở chỗ: những năm cuối cùng sản lượng khai thác sẽ giảm dần nhưng mức trích theo sản lượng vẫn không đổi. Phương pháp này cho thấy mức trích quỹ thu dọn mỏ tính cho 1 tấn dầu không đổi, nhưng mức trích quỹ tính cho 1 năm thay đổi theo sản lượng dầu khai thác. ™ Phương pháp thứ ba: Phương pháp trích quỹ lũy tiến giảm dần, ta có công thức: Mi = )...321( n++++ Φ (n-i) (3.4) Trong đó: Mi: Mức trích dọn mỏ năm thứ i. i: số năm đã trích quỹ Mức trích dọn mỏ tính cho 1 tấn dầu: Mtq = Qi Mi (3.5) Trên đây là một số phương pháp tính và xác định chi phí thu dọn mỏ dầu khí, do từ trước đến nay chưa tiến hành công việc này tại Việt nam và cũng chưa mỏ nào được thu dọn đúng nghĩa như quy định của Luật dầu khí và thông lệ quốc tế, vì vậy việc nghiên cứu và đề xuất có ý nghĩa cả về lý luận và thực tiễn. Phương pháp trích quỹ thu dọn mỏ theo sản lượng với lũy tiến giảm dần là phù hợp với tình hình thực tiễn của các công ty thăm dò khai thác dầu khí ở Việt Nam trong điều kiện hiện nay. Có thể áp dụng các phương pháp tính khác nhau cho từng mỏ phù hợp. Trên cơ sở luật dầu khí và thông lệ quốc tế, Chính phủ và các bộ, ngành cần có văn bản hướng dẫn và thong báo cho tất cả các nhà thầu dầu khí chấp hành việc trích chi phí thu dọn mỏ. - 92 - Sử dụng quỹ thu dọn mỏ, với mục đích là để trang trải những chi phí cần thiết cho việc tháo dỡ, thu dọn và bảo vệ môi trường. Quỹ phải được hạch toán và theo dõi riêng biệt. Việc chi tiêu phải theo kế hoạch và lập dự trù hàng năm phân theo quý. 3.3.3. Tăng tỷ lệ dầu khí thu hồi chi phí Theo so sánh ưu đãi của Việt Nam so với các nước trong khu vực đã nêu ở trên thì Việt Nam có tỷ lệ dầu thu hồi chi phí thấp nhất so với các nước trong khu vực, tỷ lệ dầu thu hồi chi phí của Việt Nam cho các hợp đồng dầu khí tỷ lệ tối đa là 35% trong khi Trung Quốc, Malaysia là 50% và Indonesia là 100% nên chưa thực sự hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài. Dầu khí thu hồi chi phí là một phần sản lượng dầu thực hoặc sản lượng khí thực mà từ đó nhà đầu tư thực hiện thu hồi chi phí, điều này có nghĩa là Nhà đầu tư nước ngoài thu hồi vốn đầu tư chậm so với các nước lân cận trong khi mục tiêu của các Nhà đầu tư là thu hồi vốn đầu tư nhanh. Do vậy, để khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài đầu tư vào vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ngày càng nhiều và có thể cạnh tranh được so với các nước lân cận và trong khu vực thì Việt Nam cần có các chính sách ưu đãi khuyến khích đầu tư tối thiểu bằng các nước láng giềng hoặc hơn họ thì mới thực sự khuyến khích được nhà đầu tư. Giải pháp đưa ra là Chính phủ Việt Nam cần tăng tỷ lệ thu hồi chi phí cho các Hợp đồng dầu khí trong lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí tăng lên từ 50% - 70% đối với các dự án thông thường tùy theo cấu tạo của mỏ, mực nước nông sâu và 100% đối với dự án khuyến khích đầu tư ở những vùng nước sâu trên 200m, cấu tạo mỏ phức tạp, điều kiện khai thá khó khăn. 3.3.4. Phát triển nguồn nhân lực - Để giải quyết việc thiếu hụt các chuyên gia giỏi trước mắt cần tiến hành: tuyển dụng các chuyên gia nước ngoài vào các vị trí quan trọng kết hợp với đào tạo, chuyển giao hiểu biết, công nghệ và luân chuyển các cán bộ có năng lực đến các dự án có nhu cầu cấp thiết. - Về lâu dài, cần có chính sách đào tạo nâng cao số lượng và chất lượng các chuyên gia người Việt. Các hình thức đào tạo có thể: ngắn hạn đối với các khóa chuyên ngành sâu về kỹ thuật, trung hạn và dài hạn đối với các khóa tiếp cận trình độ các nước tiên tiến trên cả bề rộng và bề sâu. - 93 - - Xây dựng quỹ đào tạo phải thể hiện được tầm quan trọng của công tác đào tạo. Xây dựng và thực hiện chương trình đào tạo khoa học, hiệu quả, cân đối giữa đào tạo đội ngũ cán bộ kỹ thuật và cán bộ quản lý. - Cân đối cung cầu nhân lực cho các dự án dầu khí trên nguyên tắc xác định mức độ quan trọng và ưu tiên để có thể tập trung đúng và đủ nhân lực cần thiết. - Xây dựng chính sách, phương pháp đánh giá sử dụng cán bộ một cách khoa học và hiệu quả. Các tiêu chí đánh giá phải minh bạch và tiên tiến. Chính sách đánh giá hướng đến tính chủ động, sáng tạo của cán bộ trong việc thực hiện nhiệm vụ được giao. - Xây dựng tiêu chuẩn chức danh và hệ thống thang bảng lương trên nguyên tắc phản ánh đúng yêu cầu về chất lượng của hoạt động dầu khí, đảm bảo tính cạnh tranh, giữ được người lao động, đặc biệt các cán bộ giỏi, có kinh nghiệm. Các chính sách nhân viên, chính sách lương, thưởng, đãi ngộ được xây dựng đảm bảo các tiêu chí: minh bạch, công bằng và có sức hấp dẫn, cạnh tranh… 3.3.5. Xóa bỏ nghĩa vụ đóng góp tài chính Theo quy định của Hợp đồng dầu khí các bên Nước ngoài phải trả cho PetroVietnam các khoản phí sau: • Hoa hồng: Các bên nước ngoài sẽ trả cho PetroVietnam một khoản tiền hoa hồng: 9 500.000USD trong vòng 30 ngày kể từ ngày hiệu lực của Hợp đồng, 9 1.000.000USD trong vòng 30 ngày kể từ ngày Nhà thầu tuyên bố Phát hiện thương mại đầu tiên trong diện tích hợp đồng, 9 1.000.000USD trong vòng 30 ngày kể từ ngày sản xuất thương mại đầu tiên trong diện tích hợp đồng 9 1.000.000USD trong vòng 30 ngày sau khi sản lượng cộng dồn đạt 20 triệu thùng dầu thô hoặc khí thiên nhiên quy đổi trên cơ sở năng lượng tương đương. • Phí tài liệu: Các bên nước ngoài sẽ trả cho PetroVietnam một khoản phí tài liệu là 200.000 USD để truy cập tất cả các tài liệu và thông tin mà PetroVietnam giữ - 94 - liên quan đến diện tích hợp đồng và có quyền sử dụng các tài liệu và thông tin đó trong thời hạn của Hợp đồng này với điều kiện là quyền sở hữu các tài liệu đó sẽ luôn thuộc PetroVietnam. • Phí đào tạo: Các Bên nước ngoài phải cam kết cấp cho PetroVietnam một khoản tiền là 150.000 USD cho mỗi năm Hợp đồng trước sản xuất thương mại đầu tiên trong diện tích hợp đồng và một khoản tiền là 400.000 USD cho mỗi năm hợp đồng sau đó để đào tạo cán bộ quản lý và nhân viên Việt Nam. Việt Nam có tiềm năng dầu khí rất lớn nhưng trữ lượng dầu khí được phát hiện còn rất hạn chế nên Việt Nam cần có các chính sách đầu tư hấp dẫn để khuyến khích đầu tư đặc biệt là đối với vùng nước sâu xa bờ, cấu tạo địa chất phức tạp. Một trong những chính sách đó là Việt Nam nên xóa bỏ điều khoản đóng góp tài chính đối với tiền hoa hồng, phí tài liệu, phí đào tạo cho các Nhà đầu tư nước ngoài bởi các lý do sau: - Tạo sự cạnh tranh với các nước trong khu vực và lân cận - Miễn phí tài liệu để tạo sự quan tâm, nghiên cứu của các Bên nước ngoài từ đó đưa ra các quyết định đúng đắn liên quan đến thăm dò khai thác dầu khí. - Thu hút FDI đồng nghĩa Việt Nam được chuyển giao công nghệ, học hỏi kinh nghiệm từ các chuyên gia nước ngoài lành nghề, trong trường hợp cần đào tạo sâu hơn nguồn nhân lực Việt Nam về lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí thì Việt Nam nên lấy tiền từ phần dầu lãi nước chủ nhà được chia thay vì bắt nhà đầu tư nước ngoài phải đóng góp. 3.3.6. Giải pháp về thăm dò khai thác - Để duy trì và mở rộng các hoạt động TKTD và KTDK cần phải triển khai đồng thời theo cả hai hướng – ưu tiên mở rộng hơn nữa hợp tác quốc tế, tăng cường thu hút đầu tư nước ngoài nhằm thu hút vốn, công nghệ, chia sẻ rủi ro và đồng thời phát huy tối đa nội lực. - Đối với các vùng bể nước sâu: Tư Chính-Vũng Mây, Trường Sa, Hoàng Sa và các khu vực “nhạy cảm” cần phải linh hoạt trên cơ sở cho phép của Chính - 95 - phủ hợp tác song phương và đa phương triển khai các hoạt động dầu khí tại các khu vực này trên cở sở bảo vệ được chủ quyền và quyền chủ quyền tài nguyên hợp lý của ta. Cần có chính sách khuyến khích đầu tư cho bể Tư Chính – Vũng Mây để sớm triển khai công tác thăm dò ở khu vực các lô 131- 136, 154-159. - Đầu tư trang bị cho hoạt động TDKT: + Đầu tư khảo sát địa chấn 2D và địa chấn công trình + Trung tâm xử lý số liệu dầu khí tại viện dầu khí + Giàn khoan nước sâu + Các dịch vụ khác như: ĐCCT, ĐVLGK, xây lắp…nhằm tích cực và chủ động trong công tác điều hành hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí ở khu vực nước sâu nhạy cảm chính trị. - Để đảm bảo sản lượng khai thác trong thời gian 2009-2015 cần có giải pháp cấp bách gồm: + Đảm bảo chế độ khai thác hợp lý, phù hợp với điều kiện của mỏ và Sơ đồ công nghệ được duyệt. Theo dõi, giám sát chặt chẽ động thái khai thác các thân dầu, đảm bảo khai thác an toàn, đặc biệt là các thân dầu trong móng. + Tiếp tục tìm kiếm và khai thác các biện pháp tăng khai thác từ mọi thân dầu mà điều kiện kỹ thuật cho phép (điều chỉnh khai thác, bơm ép; khoan bổ sung giếng mới, khoan cắt thân 2, sửa chữa, xử lý đáy giếng, đảm bảo tiến độ xây dựng các công trình khai thác…) + Đảm bảo đưa các giếng mới mỏ Đại Hùng vào khai thác sớm nhất. + Đảm bảo đưa các phát hiện mới vào khai thác: Sông Đốc, Cá Ngừ Vàng, Tê Giác Trắng, Phương Đông, Pearl (2009), Diamond (2010). + Đảm bảo phát triển các hộ tiêu thụ và cơ sở hạ tầng công nghệp khí Tây Nam và Đông Nam Bộ để sẵn sàng tiêu thụ khí vào 2009-2010. + Định giá khả năng khai thác từ các mỏ hiện có 3.3.7. Giải pháp về Khoa học & Công nghệ - Tăng cường đầu tư và nâng cao chất lượng nghiên cứu khoa học nhằm cung cấp cơ sở khoa học, giảm thiểu rủi ro cho công tác TKTD dầu khí. - 96 - - Củng cố và phát triển trung tâm nghiên cứu khoa học chuyên ngành TDKT, tăng cường các bộ phận còn thiếu hoặc yếu như: nghiên cứu địa chất, công nghệ mỏ, công nghệ khoan… - Tăng cường tính tự chủ trong nghiên cứu khoa học cho các đơn vị nghiên cứu khoa học, đổi mới cơ chế quản lý các đề tài, nhiệm vụ nghiên cứu khoa học, thử nghiệm cơ chế đặt hàng cho khối nghiên cứu khoa học qua hình thức hợp đồng. - Tiếp nhận công nghệ mới, có lộ trình tiến tới làm chủ các công nghệ được chuyển giao trong tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Tăng cường ứng dụng công nghệ thông tin trong điều hành quản lý công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí, tiến tới xây dựng cơ sở dữ liệu dầu khí quốc gia thống nhất. - Đẩy mạnh công tác nghiên cứu và khảo sát điều tra cơ bản làm cơ sở cho hoạch định phương hướng tìm kiếm thăm dò tiếp theo trên lãnh thổ, thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế Việt Nam. - Cập nhật, đánh giá lại tiềm năng dầu khí của từng bể trầm tích để có các quan điểm TKTD mới. - Thúc đẩy nghiên cứu các giải pháp công nghệ gia tăng hệ số thu hồi dầu tại các mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen…). Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật và công nghệ phát triển các mỏ nhỏ/biên; mỏ khí có hàm lượng CO2 cao là hướng đi rất quan trọng trong thời gian tới khi các mỏ được phát hiện chủ yếu là các mỏ trung bình và nhỏ. - Nhiên cứu công nghệ khoan và các giải pháp phát triển các mỏ nước sâu. 3.3.8. Giải pháp về An toàn – Sức khỏe – Môi trường. Để triển khai thành công quy hoạch phát triển nhiệm vụ TKTD&KT dầu khí công tác ATSKMT cần được triển khai một cách đồng bộ, thống nhất trong mọi hoạt động và đạt chuẩn mực của các nước phát triển theo các nội dung: an toàn công nghệ, lao động, môi trường như sau: - 97 - - Đáp ứng tốt nhất các yêu cầu của pháp luật về đảm bảo các điều kiện lao động, vệ sinh công nghiệp và cung cấp trang bị bảo hộ lao động. - Xây dựng, cập nhật, hoàn thiện và duy trì thường xuyên các kế hoạch ứng phó trong các trường hợp khẩn cấp như: kế hoạch phòng chống cháy nổ, ứng phó sự cố dầu tràn, các trường hợp tai nạn, thiên tai, đảm bảo an ninh ….cung ứng đủ nguồn lực cần thiết và tổ chức phối hợp đa ngành. - Tổng hợp, phân tích, đánh giá và triển khai các giải pháp cần thiết đảm bảo sức khỏe người lao động, chủ động phòng tránh và điều trị, xử lý kịp thời các trường hợp mắc bệnh nghề nghiệp. - Bảo vệ môi trường: tất cả các dự án, hoạt động dầu khí đều được đánh giá tác động đến môi trường sinh thái, kinh tế xã hội và văn hóa ngay từ khâu đầu của quá trình khai thác, các sản phẩm và dịch vụ cung ứng đều đáp ứng các tiêu chuẩn môi trường, thường xuyên tổ chức giám sát môi trường, tổ chức thu gom và xử lý chất thải phù hợp với yêu cầu của pháp luật. Với mục tiêu trên, việc xây dựng một hệ thống quản lý ATSKMT thống nhất với phương thức quản lý theo hướng mục tiêu trên nền tảng của kiểm soát rủi ro, xây dựng văn hóa an toàn và quản lý thay đổi sẽ là nhiệm vụ ưu tiên. 3.3.9. Một số giải pháp khác. - Cần sửa đổi Luật dầu khí và các văn bản dưới luật nhằm đáp ứng được yêu cầu thu hút đầu tư vào TDKT ở Việt Nam trong tình hình mới, đặc biệt cho vùng nước sâu nhạy cảm chính trị. - Tiếp tục bổ sung, sửa đổi Luật dầu khí nhằm tiếp tục hoàn thiện các chính sách, điều kiện kinh tế (miễn giảm các sắc thuế, tăng tỷ lệ thu hồi…) đủ hấp dẫn và cạnh tranh so với các nước xung quanh để khuyến khích đầu tư vào khu vực nước sâu, xa bờ và phát triển mỏ nhỏ và mỏ khí. - Sử dụng hình thức PSC là chính, có thể chấp nhận giai đoạn 1 thời kỳ TKTD là giai đoạn nghiên cứu không có khoan như Indonesia, Myanmar đang áp dụng. - 98 - - Cùng Nhà thầu gánh chịu một phần rủi ro trong TKTD (tham gia một tỷ lệ thích hợp ngay từ đầu trong các Hợp đồng dầu khí) để khích lệ và tạo sự yên tâm, tin tưởng hơn cho các nhà đầu tư đặc biệt đối với các khu vực nước sâu nhậy cảm về chính trị. - Linh hoạt trong việc lựa chọn đối tác, bên cạnh việc tổ chức đấu thầu chấp nhận đàm phán trực tiếp. - Đẩy nhanh tiến độ phát triển mỏ, kiến nghị Chính phủ cho phép Tập đoàn tự tổ chức và chịu trách nhiệm về việc xét duyệt các báo cáo trữ lượng và Kế hoạch đại cương, kế hoạch phát triển mỏ. Kết luận chương 3: Trên đây là những giải pháp nhằm đẩy mạnh thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. Có thể thấy rằng, trong công cuộc đổi mới đất nước nói chung và ngành dầu khí nói riêng thì nhu cầu về vốn đầu tư cho phát triển là rất lớn, trong đó nguồn vốn FDI có vai trò, vị trí rất quan trọng để thực hiện mục tiêu tăng trưởng và phát triển kinh tế phục vụ cho sự nghiệp CNH – HĐH của đấ nước. Vì thế, các giải pháp cần phải được thực hiện một cách nhất quán, đồng bộ. - 99 - KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Ngành dầu khí Việt Nam là ngành kinh tế mũi nhọn của đất nước, từ khi phát hiện về dầu khí ở Tiền Hải- Thái Bình đã khẳng định hướng phát triển của ngành dầu khí. Sau năm 1975, chính phủ Việt Nam hết sức coi trọng mở rộng việc thăm dò và khai thác dầu khí trên thềm lục địa gắn với việc phát triển kinh tế biển và bảo vệ chủ quyền lãnh hải với việc kêu gọi đầu tư hàng trăm triệu USD và bước đầu thu được những dữ liệu khả quan. Năm 1981 theo thỏa thuận của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ) sau đó Liên Bang Nga kế thừa, Hiệp định về tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tại thềm lục địa Nam Việt Nam đã được triển khai làm cho các hoạt động về dầu khí càng sôi động. Sau khi có được cơ sở vật chất ban đầu, trong năm 1983 giếng khoan thăm dò đầu tiên tại mỏ Bạch Hổ được triển khai và chỉ vài tháng sau, ngày 24-5-1984, phát hiện dòng dầu công nghiệp đầu tiên. Liên tục sau đó các mỏ Rồng được phát hiện vào ngày 17-8-1985 và mỏ Đại Hùng vào ngày 17-8-1988 với trữ lượng công nghiệp đã mở ra giai đọan mới của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam. Đến nay ngành dầu khí Việt Nam đã ký được 57 hợp đồng dầu khí với các nhà đầu tư nước ngoài về hợp tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí và nhiều mỏ đã được phát hiện và có trữ lượng công nghiệp như mỏ PM3- Bunga Kekwa, mỏ Ruby tại các lô 01&02, mỏ Rạng Đông tại lô 15-2, mỏ Sư Tử Đen tại lô 15.1, mỏ khí Lan Tây- Lan Đỏ lô 06-1 thuộc cấu tạo nam Côn Sơn cùng các mỏ khác đang được phát hiện và có kết quả khả quan. Hiện nay bên cạnh các dự án về thăm dò khai thác dầu khí vẫn đang được tiếp tục đầu tư thì các dự án khác phục vụ trực tiếp cho lĩnh vực này cũng đang được tích cực đầu tư như nhà máy lọc hóa dầu, đề án quy hoạch và sử dụng tổng thể khí đã và đang nghiên cứu, triển khai hoàn thành để khai thác và sử dụng cho công trình khí- điện- đạm, phục vụ nhu cầu Condenssate, LPG cho tiêu thụ trong nước và xuất khẩu… Tất cả các nội dung được hệ thống và phân tích trong luận văn này cho thấy, công tác thu hút đầu tư nước ngoài là một nhiệm vụ vô cùng quan trọng không chỉ riêng đối với ngành dầu khí mà còn là vấn đề của cả nước từ trung ương đến địa phương. - 100 - Để tiếp tục phát huy những kết quả, thành tựu đã đạt được vừa qua, PetroVietnam cần chọn cho mình một hướng đi phù hợp xu thế chung của đất nước, nhất là trong điều kiện nước ta vừa gia nhập WTO. Nhằm đẩy mạnh tốc độ thu hút FDI giai đoạn 2009-2025, tác giả mạnh dạn đưa ra một số kiến nghị sau: ƒ Đề nghị bổ sung vào Luật dầu khí những quy định về trích lập và sử dụng quỹ thu dọn mỏ đối với hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí. ƒ Bộ tài chính và các bộ cần nghiên cứu và có chính sách ưu đãi về thuế, tìm hiểu và so sánh tính chất cạnh tranh trong đầu tư các hoạt động dầu khí, đi trước đón đầu có những chính sách kích thích đầu tư mạnh mẽ hơn. ƒ Khuyến khích các công ty dầu khí đầu tư theo hình thức PSC trên cơ sở hoàn thiện cơ chế đầu tư và thúc đẩy hơn nữa môi trường đầu tư. ƒ Khuyến khích và thu hút đầu tư trong các hoạt động dầu khí cần chú trọng đến các đối tác hợp tác lâu dài, hiệu quả cao, hệ số thu hồi dầu đạt mức tiên tiến và có những kinh nghiệm để khai thác nguồn tài nguyên dầu khí là tài nguyên không tái tạo. ƒ Có các chính sách khuyến khích và ưu đãi nhưng phải coi trọng vấn đề bảo vệ môi trường đặc biệt là môi trường sinh thái biển. -----***----- - 101 - TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. PGS.TS Trần Ngọc Thơ – TS Nguyễn Ngọc Định, Tài chính quốc tế, Nhà xuất bản thống kê – năm 2005. 2. PGS.TS Trần Ngọc Thơ, Tài chính doanh nghiệp hiện đại, Nhà xuất bản thống kê – năm 2005. 3. Luật đầu tư (2005), Hà nội 4. Luật đầu tư trực tiếp nước ngoài 5. Nghị định số 48/2000/NĐ-CP của Chính phủ quy định chi tiết thi hành Luật dầu khí ký ngày 12/9/2000. 6. Tạp chí dầu khí các số từ năm 2000 đến năm 2008. 7. Thông tư 48/2001/TT-BTC của Bộ Tài chính hướng dẫn chi tiết kê khai thu nộp thuế đối với hoạt động dầu khí. 8. Luật dầu khí (1993) 9. Luật dầu khí (sửa đổi năm 2000) 10. Hợp đồng dầu khí tìm kiếm thăm dò khai lô 15.1 hình thức JOC 11. Hợp đồng dầu khí tìm kiếm thăm dò khai lô 15.2 hình thức PSC 12. Quy hoạch công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí đến năm 2015 và định hướng đến năm 2025. 13. Chiến lược phát triển của ngành dầu khí đến năm 2025. 14. Báo cáo kiểm toán nội bộ các Hợp đồng dầu khí từ năm 1994 đến năm 2007. 15. Các Website: - www.mpi.gov.vn Bộ Kế hoạch và đầu tư. - www.mof.gov.vn Bộ Tài chính. - www.vir.com.vn Báo Đầu tư. - www.gse.gov.vn Tổng cục Thống kê. - www.petrovietnam.com.vn Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam - www.pvep.com.vn Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí 16. Petroleum Economics, Tác giả Jean Masseron, xuất bản lần 4-1995. - 102 - PHỤ LỤC 1: SƠ ĐỒ PHÂN BỐ CÁC MỎ DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM Má S− Tö §en Má B¹ch Hæ Má khÝ TiÒn H¶i - 103 - PHỤ LỤC 2: CÁC KHU VỰC PHÁT TRIỂN DẦU KHÍ CHỦ YẾU Ở VIỆT NAM Bồn trũng Cửu Long: Hiện có 4 mỏ dầu khí đang hoạt động, đó là Hồng Ngọc (Ruby), Rạng Đông (Dawn), Bạch Hổ (White Tiger) và Rồng (Dragon) và Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng cùng với hàng loạt các phát hiện dầu khí ở các vùng lân cận như Kim Cương (Diamond), Bạch Ngọc (Topaz), Lục Ngọc (Emerald), Phương Đông (Orient), Ba Vì, Bà Đen, Cam, Vải Thiều, v.v… hình thành khu vực sản xuất dầu và khí đồng hành chủ yếu của PETROVIETNAM hiện nay. Thềm lục địa Tây Nam: Ngoài mỏ Bunga – Kekwa, Cái Nước đang hoạt động, các mỏ khác như Bunga – Orkid, Raya – Seroja nằm trong khu vực phát triển chung với Malaysia (CAA/46-PM3), các phát hiện dầu khí gần đây như Ngọc Hiển, Phú Tân, Cái Nước, U Minh, Khánh Mỹ (Lô 46/51), Kim Long (Lô B)… đang chuẩn bị bước vào giai đoạn phát triển. Bồn trũng Nam Côn Sơn: Ngoài mỏ Đại Hùng (Big Bear), mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ (Lô 06-1) đang khai thác, các mỏ khác như Hải Thạch, Mộc Tinh (Lô 05.2, 3), Rồng Đôi (Lô 11.2), Cá Chò (Lô 11.1) đang trong giai đoạn chuẩn bị khai thác. Bồn trũng sông Hồng: Ngoài mỏ khí Tiền Hải đang hoạt động, các mỏ khác như mỏ khí sông Trà Lý (14D-STL), các phát hiện dầu khí ở B-10 ở đồng bằng Sông Hồng, Hồng Long (103-TH), 70 km ngoài khơi bờ biển Tiền Hải đang được thẩm lượng. PIDC đang chuẩn bị nghiên cứu khả thi về việc tìm kiếm thăm dò tự lực nhóm cấu tạo Hải Long bao gồm 4 cấu tạo là Hồng Long, Bạch Long, Hoàng Long và Hắc Long để xác định trữ lượng, khai thác và vận chuyển vào bờ phục vụ phát triển kinh tế khu vực đồng bằng sông Hồng. - 104 - PHỤ LỤC 3: CÁC HÌNH THỨC KÝ KẾT HỢP ĐỒNG DẦU KHÍ 1. Quản lý hoạt động đầu tư thăm dò và khai thác dầu khí. 2. Đàm phán trực tiếp. (1): PetroVietnam giới thiệu các dự án dầu khí thông qua các phương tiện thông tin đại chúng, hội thảo, triển lãm… (2): Nhà đầu tư nước ngoài có thể liên hệ trực tiếp với PetroVietnam để đọc tài liệu, cập nhật các yêu cầu pháp lý, hợp đồng. (3): Nhà đầu tư nước ngoài và PetroVietnam có thể ký Biên bản ghi nhớ (MOU), Thỏa thuận sơ bộ (HOA). PetroVietnam giới thiệu các dự án dầu khí Các Nhà đầu tư nước ngoài liên hệ trực tiếp với PV Xem xét các dữ liệu kỹ thuật và các điều kiện. Ký Biên bản ghi nhớ, thỏa thuận sơ bộ Trình MPI xin giấy phép đầu tư. Trình Thủ tướng Chính phủ xin phê duyệt dự án Đàm phán và ký Hợp đồng PetroVietnam (1) (2) (3) (4) (5) (6) Thủ tướng Chính phủ Bộ Kế hoạch và Đầu tư PetroVietnam Nhà thầu Bộ phận được ủy quyền của CP - 105 - (4): PetroVietnam đệ trình để Thủ tướng Chính phủ phê duyệt dự án. (5): Sau khi được phê duyệt, hai bên đàm phán và ký kết Hợp đồng dầu khí. (6): Nộp hồ sơ cho Bộ Kế hoạch và Đầu tư để cấp phép. 3. Đấu thầu • Quy trình đấu thầu: (1): PetroVietnam ra thông báo mời thầu hiệu lực 60 ngày. (2): Các nhà đầu tư nước ngoài đăng ký dự thầu hiệu lực 10 ngày. (3): PetroVietnam phát hồ sơ dự thầu cho các nhà thầu trong thời gian sớm nhất. (4): Nhà đầu tư nước ngoài cung cấp hồ sơ tham dự thầu cho PetroVietnam. (5): Mở thầu và đánh giá thầu trong thời hạn 60 ngày. (6): PetroVietnam thông báo kết quả đánh giá thầu trong thời gian sớm nhất Đăng ký tham gia dự thầu Phát hồ sơ dự thầu Nộp hồ sơ thầu Phát hành ITB Mở thầu và đánh giá thầu Thông báo kết quả đánh giá thầu Đàm phán và ký Hợp đồng Nhà đầu tư nước ngoài PetroVietnam (1) (1) (2) (2) (3) (3) (4) (4) (5) (6) (6) (7) (7) - 106 - (7): PetroViet nam và nhà đầu tư nước ngoài tiến hành đàm phán hợp đồng trong thời hạn 90 ngày (có thể gia hạn thêm 60 ngày nếu được phép của Thủ tướng Chính phủ). • Điều kiện tham gia đấu thầu - Có tư cách pháp nhân hợp lệ - Có khả năng tài chính, kỹ thuật - Có năng lực hoạt động trong lĩnh vực dầu khí - Có ít nhất 2 phát hiện dầu khí hoặc 2 hợp đồng thăm dò khai thác - Hoặc liên danh với các tổ chức, cá nhân có đủ năng lực để hình thành một tổ hợp.