Bức tranh dầu khí Indonesia (Kỳ cuối)

Quy định thượng nguồn

Khu vực làm việc: Các hoạt động kinh doanh thượng nguồn, bao gồm thăm dò và khai thác, được tiến hành trong các khu vực được chỉ định được gọi là “khu vực làm việc, sản xuất”. Các khu vực này được chính thức hóa sau khi được Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản (MoEMR) phê duyệt, với sự tham vấn của SKK Migas và các cơ quan chính quyền địa phương có liên quan, và được quy định cụ thể trong Hợp đồng hợp tác cung (JCC).

Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC): Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) là các thỏa thuận chủ yếu được sử dụng trong lĩnh vực thượng nguồn của Indonesia. Trong PSC thông thường, chính phủ trung ương và nhà thầu đồng ý phân chia doanh thu sản phẩm dựa trên tỷ lệ phần trăm được xác định trước với chi phí vận hành được thu hồi từ quá trình sản xuất thông qua các công thức tính chi phí nhà thầu được xác định trong PSC. Ngoài ra, nhà thầu có quyền định đoạt riêng phần dầu khí của mình với quyền sở hữu được chuyển giao tại điểm xuất khẩu hoặc giao hàng.

Nguồn: PwC

PSC đã phát triển qua năm “thế hệ”, với những khác biệt chính giữa chúng liên quan đến việc phân chia sản phẩm. Các PSC thế hệ thứ hai và thứ ba (1976) đã loại bỏ giới hạn thu hồi chi phí trước đó là 40% doanh thu và xác nhận tỷ lệ chia vốn cổ phần dầu sau thuế là 85/15 cho SKK Migas và nhà thầu. Thế hệ thứ ba vào cuối những năm 1980 đã giới thiệu First Tranche Petroleum (FTP) và đưa ra các ưu đãi cho các khu vực biên giới, cận biên và biển sâu. Năm 1994, để khuyến khích đầu tư vào các khu vực vùng sâu vùng xa và biên giới (các tỉnh miền Đông), chính phủ trung ương đã đưa ra tỷ lệ chia dầu sau thuế 65/35 cho các hợp đồng ở khu vực đó (thế hệ thứ tư). Năm 2008, thế hệ thứ năm của PSC với một cơ chế thu hồi chi phí đã được đưa ra. Mặc dù việc phân chia vốn chủ sở hữu sau thuế có thể thương lượng nhưng mô hình mới nhất giới hạn chi tiêu sẵn có để thu hồi chi phí (thông qua “danh sách tiêu cực” được quy định theo GR-79 được sửa đổi bởi GR-27) và đưa ra các ưu đãi trong các lĩnh vực khác như thông qua tín dụng đầu tư.

Vốn góp cổ phần dầu mỏ: Số lượng dầu mỏ còn lại sau khi được cấp tín dụng đầu tư và thu hồi chi phí sẽ được phân chia giữa SKK Migas và nhà thầu. PSC thế hệ thứ hai và thứ ba liên quan đến việc chia dầu theo tỷ lệ 85/15 (65/35 cho khu vực biên giới) cho SKK Migas và nhà thầu. Đây là khoản phân bổ sau thuế, là số tiền mà nhà thầu có quyền thu được sau khi nộp thuế theo mức cố định (tức là mức thuế có hiệu lực khi PSC được ký kết).

Vốn góp cổ phần khí đốt: Các quy định về chia sẻ sản lượng khí đốt tương tự như quy định đối với dầu mỏ ngoại trừ việc chia tách cổ phần và DMO. Khi PSC sản xuất cả dầu thô và khí đốt, chi phí sản xuất liên quan sẽ được phân bổ cho từng loại theo tỷ lệ sản xuất tính theo giá trị trong năm hoặc một số phương pháp phân bổ khác được SKK Migas phê duyệt. Chi phí của từng hạng mục không được hoàn lại có thể được chuyển sang năm tiếp theo hoặc chỉ được đưa vào sản xuất của hạng mục khác trong cùng một năm.

Sự khác biệt chính giữa sản xuất dầu và khí đốt liên quan đến việc phân chia vốn góp cổ phần. Phần lớn các PSC đều dựa trên tỷ lệ phân chia dầu sau thuế là 85/15. Đối với khí đốt, tỷ lệ phân chia sau thuế thường là 70/30 đối với chính phủ trung ương và nhà thầu mặc dù một số PSC cũ dựa trên tỷ lệ phân chia sau thuế là 65/35. Sau gói ưu đãi năm 1995, các nhà thầu khí các tỉnh miền Đông sử dụng tỷ lệ chia sau thuế là 60/40.

Giá khí đốt trong nước: Hiện Indonesia có ba cơ sở LNG tích hợp đang hoạt động là PT Badak LNG, BP Tangguh LNG và PT Donggi Senoro LNG. Giá khí đốt theo các hợp đồng cung cấp trong nước được xác định thông qua đàm phán trên cơ sở từng mỏ giữa SKK Migas, người mua và nhà sản xuất riêng lẻ, dựa trên tính kinh tế của một mỏ khí phát triển cụ thể. Trong lịch sử, tất cả khí đốt trong nước phải được cung cấp cho hãng Pertamina theo thỏa thuận cung cấp khí đốt. Đến lượt Pertamina sẽ bán khí đốt cho người dùng cuối với mức giá cả đã được cố định cho một mức cung cấp được chỉ định trong suốt thời gian của hợp đồng. Tuy nhiên, chính phủ trung ương vẫn tiếp tục tham gia vào việc chỉ đạo các hợp đồng hướng tới một số người mua trong nước, thay vì ưu tiên của nhà sản xuất đối với chi phí phân phối, bao gồm hóa lỏng, nén, truyền tải và phân phối qua đường ống và vận chuyển dựa trên các khuyến nghị từ SKK Migas hoặc Cơ quan quản lý dầu khí đặc biệt của Aceh (BPMA - Badan Pengelola Migas Aceh) và cơ quan giám sát phân phối khí đốt.

Quy định về lĩnh vực hạ nguồn

Đạo luật số 22 chính thức tự do hóa thị trường hạ nguồn bằng cách mở cửa khu vực (chế biến, vận chuyển, bảo quản và kinh doanh) để hướng dẫn đầu tư nước ngoài và chấm dứt tình trạng độc quyền trước đây của doanh nghiệp nhà nước-công ty dầu khí PT Pertamina (Persero). Trong khi việc phân phối các sản phẩm hạ nguồn và pha trộn dầu nhờn trước đây đã được thực hiện bởi các công ty đa quốc gia ở Indonesia song kể từ khi đạo Luật số 22 được ban hành, nhiều công ty trong nước và đa quốc gia đã thành lập ở những lĩnh vực đòi hỏi đầu tư vốn nhiều hơn ở khu vực hạ nguồn, bao gồm: Bể chứa/cơ sở lưu trữ chất lỏng số lượng lớn và LPG; Phân phối khí bằng đường ống (Citigas và đường ống đường dài); Đề xuất các nhà máy lọc dầu và hạ nguồn LNG; Trạm tái hóa khí LNG; và Bán lẻ nhiên liệu (có trợ cấp và không trợ cấp).

Vận hành và giám sát hoạt động kinh doanh hạ nguồn: Các doanh nghiệp hạ nguồn phải hoạt động thông qua một thực thể hợp nhất của Indonesia (sau đây gọi là công ty PT) và phải có giấy phép kinh doanh (do OSS cấp với sự chấp thuận và đánh giá của Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản-MoEMR) và/hoặc các cơ quan chính phủ) thông qua hệ thống tích hợp một cửa. Ban Điều phối đầu tư (BKPM) và Cơ quan Điều tiết dầu khí hạ nguồn (BPH Migas) là hai cơ quan chịu trách nhiệm điều tiết, phát triển và giám sát hoạt động của ngành công nghiệp hạ nguồn.

Giấy phép kinh doanh: Cần phải có giấy phép kinh doanh riêng cho từng hoạt động xuôi dòng sau đây (trừ trường hợp hoạt động đó là sự tiếp nối của hoạt động thượng nguồn thì không cần phải có giấy phép): Xử lý (không bao gồm xử lý tại hiện trường); Vận tải; Kho cảng; và Thương mại (cần có hai loại giấy phép kinh doanh: Giấy phép kinh doanh thương mại bán buôn và giấy phép kinh doanh thương mại).

Vận chuyển: Việc vận chuyển khí đốt bằng đường ống qua phân đoạn truyền tải hoặc khu vực mạng lưới phân phối chỉ được phép khi có sự chấp thuận của BPH Migas, với giấy phép chỉ được cấp cho các đường ống/khu vực thương mại cụ thể. Đối với kinh doanh vận tải dầu khí, giấy phép có giá trị tối đa 20 năm và có thể được gia hạn tối đa 10 năm một lần.

Lưu trữ: Công ty PT có thể tăng công suất dự trữ dầu khí và các cơ sở liên quan sau khi được BPH Migas cho phép. Các hoạt động vận chuyển hoặc lưu kho nhằm mục đích kiếm lợi nhuận hoặc được sử dụng chung với một bên khác bằng cách thu phí hoặc cho thuê, được hiểu là các hoạt động kinh doanh cuối nguồn và yêu cầu các quy định phù hợp về giấy phép kinh doanh hạ nguồn và giấy phép.

Kinh doanh thương mại: Công ty PT có giấy phép kinh doanh bán buôn có thể hoạt động kinh doanh thương mại để phục vụ những người tiêu dùng nhất định (ví dụ như người tiêu dùng lớn). Các cơ quan MoEMR, cùng với BPH Migas, có thể xác định giới hạn công suất tối thiểu của cơ sở lưu trữ hoặc các cơ sở của công ty PT. Công ty PT có thể bắt đầu kinh doanh thương mại sau khi đáp ứng đủ công suất tối thiểu cần thiết.

Dự trữ dầu nhiên liệu quốc gia: MoEMR chịu trách nhiệm thiết lập chính sách liên quan đến số lượng và loại dự trữ dầu nhiên liệu quốc gia và có thể chỉ định một công ty PT đóng góp vào việc xây dựng kho bể dự trữ này. Dự trữ dầu nhiên liệu quốc gia do BPH Migas xác định và giám sát. Dự trữ chỉ được sử dụng khi tình trạng khan hiếm dầu mazut, và khi tình trạng khan hiếm được giải quyết thì dự trữ phải được bơm lấp đầy trở lại mức ban đầu.

Phát triển thị trường dầu khí ở Indonesia

Hạ tầng đường ống dẫn khí: Bất chấp tình trạng trữ lượng dầu mỏ suy giảm, trữ lượng khí đốt tự nhiên của Indonesia vẫn tiếp tục gia tăng. Hầu hết các nghiên cứu đều tiết lộ rằng khí đốt sẽ là nhiên liệu của Indonesia trong tương lai. Điều này cũng được hỗ trợ bởi thực tế là thị trường khí đốt tự nhiên ở Indonesia đã tăng trưởng vượt bậc trong thập kỷ qua và sẽ tiếp tục tăng trong những năm tới. Việc hoàn thành các nhà máy LNG, sự xuất hiện của FSRU và nhu cầu khí đốt ngày càng tăng trong sản xuất điện và vận tải đã khiến mức tiêu thụ của Indonesia tăng gấp đôi và được dự đoán sẽ tiếp tục tăng trong tương lai.

Mặc dù Indonesia có tiềm năng lớn trong lĩnh vực khí đốt tự nhiên song nước này vẫn cần rất nhiều đầu tư để phát triển cơ sở hạ tầng ở hạ nguồn. Việc xây dựng các cơ sở tiếp nhận, đường ống và các loại cơ sở hạ tầng phân phối khác cho đất nước là một thách thức đối với các doanh nghiệp, nơi có hình dạng quần đảo và vấn đề đất đai song cơ hội đầy hứa hẹn vì chính phủ trung ương muốn khuyến khích các hộ gia đình và các lĩnh vực công nghiệp tận dụng nhiều tài nguyên khí đốt tự nhiên hơn. Trường hợp nếu khí đốt tự nhiên được đẩy lên cao thì cơ sở hạ tầng sẽ được ưu tiên. Tính đến thời điểm hiện tại, việc xây dựng đường ống dẫn khí đốt tự nhiên cho các hộ gia đình đã nằm trong dự án chiến lược quốc gia và dự kiến ​​sẽ bắt đầu vận hành trong năm 2024.

Trước đây có hai công ty đường ống dẫn khí lớn là PT Pertamina Gas và PGN. Sau khi ban hành GR số 6/2018 và chỉ định PT Pertamina (Persero) là công ty cổ phần dầu khí thuộc sở hữu nhà nước, quyền sở hữu của chính phủ trung ương tại PGN đã được chuyển cho PT Pertamina (Persero) (4/2018). Sau đó, PGN đã mua lại 51% cổ phần của PT Pertamina Gas từ PT Pertamina (Persero) (12/2018). Các công ty đường ống khí đốt khác thuộc sở hữu tư nhân và đường ống của họ thường gắn liền với Đường ống chính của PGN hoặc Pertagas.

Mở rộng khả năng tiếp cận đường ống khí đốt và phân bổ, sử dụng và định giá khí đốt: Hiện chính phủ trung ương đã nhận thấy sự cần thiết phải mở rộng mạng lưới đường ống để tăng tỷ lệ thâm nhập khí đốt và giảm sự phụ thuộc vào dầu mỏ. Tuy nhiên, sự phát triển tiếp thị khí đốt ở Indonesia bị cản trở do phát triển cơ sở hạ tầng chậm, khả năng tiếp cận đường ống phân phối và truyền tải hạn chế cũng như nhiều tầng lớp thương nhân, dẫn đến giá khí đốt cao cho người dùng cuối. Bằng cách bán đấu giá các đường ống dẫn khí truy cập mở mới, BPH Migas hy vọng sẽ mở đường cho toàn bộ mạng lưới phân phối áp dụng quyền truy cập mở vào thời điểm thích hợp.

Ngày 25/1/2018, MoEMR đã ban hành Quy định số 4/2018 (được sửa đổi bởi Quy định MoEMR số 19/2021), liên quan đến hoạt động kinh doanh khí đốt tự nhiên trong hoạt động kinh doanh dầu khí hạ nguồn. Quy định này thay thế quy định trước đó, tức là Quy định MoEMR số 19/2009 cũng như sửa đổi Quy hoạch tổng thể Mạng lưới truyền tải và phân phối khí quốc gia, đồng thời ủy quyền cho BPH Migas đưa các đoạn truyền tải khí vào một quá trình đấu thầu. Người thắng thầu sẽ ký kết hợp đồng trong 30 năm, trong khi các đơn vị kinh doanh hiện có trong mạng lưới phân phối không thắng thầu có cơ hội tiếp tục kinh doanh trong 15 năm, cùng với BPH Migas và MoEMR để giám sát tính khả thi và tính kinh tế của kết quả phân khúc truyền tải. Mặt khác, Quy định MoEMR số 4/2018 cũng đã bãi bỏ hệ thống khu vực phân phối dựa trên hệ thống chuyên dụng ở hạ lưu dưới dạng đường ống dẫn khí tư nhân được các đơn vị kinh doanh sử dụng để vận chuyển khí đốt của chính họ và đưa ra các quy định về cấp phép cần thiết để tham gia vào hoạt động hoạt động kinh doanh truyền tải khí bằng đường ống hoặc bằng cách sử dụng các phương tiện không phải đường ống (dưới dạng CNG hoặc LNG) trong các phân khúc truyền tải hoặc khu vực mạng lưới phân phối nhất định, cũng như các hoạt động kinh doanh lưu trữ khí đốt tự nhiên.

Bức tranh dầu khí Indonesia (Kỳ 1)

Bức tranh dầu khí Indonesia (Kỳ 2)

Bức tranh dầu khí Indonesia (Kỳ 3)

Tuấn Hùng

PwC