Bài tập nhóm: Hệ thống tài khoá của ngành công nghiệp dầu khí Indonesia

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

------ o0o ------

BÀI TẬP NHÓM

CHỦ ĐỀ:

Hệ thống tài khoá của ngành công nghiệp dầu khí Indonesia

Giáo viên hướng dẫn: Phạm Cảnh Huy Danh sách sinh viên:

1. Phạm Thị Anh- 20192269 2. Nguyễn Văn Giới- 20192276 3. Trần Lê Thành- 20192303 4. Nguyễn Thị Vân- 20192311

HA NOI, 2022

I. Giới thiệu tổng quan về dầu khí và công nghiệp dầu khí thế giới .................................. 3

1.1.

Dầu khí ............................................................................................................................... 3

1.1.1.

Khái niệm .................................................................................................................... 3

1.1.2.

Phân loại ..................................................................................................................... 3

1.1.3.

Quy trình khai thác ..................................................................................................... 4

1.1.3.1.

Định vị dầu mỏ .................................................................................................................... 4

1.1.3.2.

Khoan .................................................................................................................................. 4

1.1.3.3.

Khai thác và thu hồi ............................................................................................................. 5

1.2.

Công nghiệp dầu khí thế giới.............................................................................................. 6

1.2.1.

Trữ lượng ................................................................................................................... 6

1.2.1.1.

Trữ lượng dầu thô ................................................................. Error! Bookmark not defined.

1.2.1.2.

Trữ lượng khí đốt .................................................................. Error! Bookmark not defined.

1.2.2.

Tình hình khai thác của các khu vực .......................................................................... 8

1.2.3.

Nhu cầu sử dụng dầu khí của các khu vực ............................................................... 10

1.2.4.

Tình hình xuất, nhập khẩu dầu khí giữa các khu vực ............................................... 12

II. Giới thiệu về ngành công nghiệp dầu khí của Indonesia ........................................... 17

2.1.

Trữ lượng ......................................................................................................................... 17

2.2.

Sản lượng khai thác .......................................................................................................... 18

2.3.

Sản lượng tiêu thụ ............................................................................................................ 20

2.4.

Sản lượng xuất, nhập khẩu .............................................................................................. 21

III. Chính sách tài khóa của Indonesia đối với công nghiệp dầu khí ............................... 21

3.1.

Hệ thống quản lý .............................................................................................................. 22

3.1.1.

SKK Migas ................................................................................................................. 22

3.1.2.

BPH Migas ................................................................................................................ 22

3.2.

Hệ thống tài khóa của Indonesia đối với ngành công nghiệp dầu khí ............................. 23

3.2.1.

Khảo sát chung và dữ liệu dầu khí ........................................................................... 23

3.2.2.

Hợp đồng hợp tác chung (JCC) ................................................................................. 23

3.2.3.

Hợp đồng chia sẻ sản xuất (PSC) .............................................................................. 27

3.2.3.1.

Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu chi phí ................................................................................ 30

3.2.3.2.

Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu ............................................................................................ 30

3.2.3.3.

Cổ phần vốn chủ sở hữu-Khí ............................................................................................. 31

3.2.4.

Thuế và Hải quan ...................................................................................................... 33

3.2.4.1.

Thu hồi chi phí/thuế .......................................................................................................... 33

3.2.4.2.

Thuế gián thu .................................................................................................................... 33

3.2.4.3.

Chi phí Trụ sở chính ........................................................................................................... 34

3.2.4.4.

Chi phí nâng sau ................................................................................................................ 34

3.2.4.5.

Thuế thu nhập ................................................................................................................... 34

3.2.4.6.

Thuế khấu trừ (WHT) ........................................................................................................ 36

3.2.4.7.

VAT .................................................................................................................................... 36

IV. Tóm tắt ....................................................................................................................... 37

Giới thiệu tổng quan về dầu khí và công nghiệp dầu khí thế giới

I. 1.1. Dầu khí 1.1.1. Khái niệm

Theo Luật Dầu khí thì “Dầu khí” là dầu thô, khí thiên nhiên và hydrocarbon ở thể khí, lỏng, rắn hoặc nửa rắn trong trạng thái tự nhiên, kể cả sulphur và các chất

tương tự khác kèm theo hydrocarbon nhưng không kể than, đá phiến sét, bitum hoặc

các khoáng sản khác có thể chiết xuất được dầu

1.1.2. Phân loại

Dầu thô tồn tại ở vô số dạng, và thành phần của nó sẽ quyết định cách nó

được vận chuyển và tinh chế. Dầu thô được phân loại theo hai đặc điểm: tỷ trọng và

hàm lượng lưu huỳnh

Dầu thô được gọi là nhẹ, trung bình hoặc nặng, dựa trên tỷ trọng của nó. Trọng lực

của Viện Dầu mỏ Hoa Kỳ , thường được viết tắt là trọng lực API, so sánh tỷ trọng

của dầu thô với nước. Trọng lượng API cao hơn 10 có nghĩa là dầu ít đặc hơn nước

và sẽ nổi trên đó. Trọng lượng API thấp hơn 10 có nghĩa là dầu đặc hơn nước và sẽ

chìm trong đó. Khi đề cập đến dầu, trọng lực API lớn hơn 31,1 độ được coi là nhẹ. Trọng lực API

giữa 22,3 độ và 31,1 độ được coi là trung bình. Trọng lực API từ 10,0 độ đến 22,3

độ được coi là nặng. Cuối cùng, trọng lực API nhỏ hơn 10,0 độ sẽ được coi là cực

kỳ nặng.

𝐴𝑃𝐼 =

− 131,5

141,5 𝑇ỉ 𝑡𝑟ọ𝑛𝑔

Công thức tỉ trọng API:

Dầu thô cũng có thể được gọi là chua hoặc ngọt, dựa trên hàm lượng lưu huỳnh trong dầu chưa tinh chế. Xác định hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô là một đánh giá quan trọng về chất lượng. Lưu huỳnh phải được loại bỏ khi tinh chế dầu thô.

Nếu không, khi thải vào khí quyển, nó có thể gây ô nhiễm và mưa axit.

Hơn nữa, hàm lượng lưu huỳnh cao có thể dẫn đến sự xuống cấp của kim loại được sử dụng trong quá trình tinh luyện. Khi làm việc với dầu thô có chứa hydrogen

sulfide, nó cũng có thể nguy hiểm vì nó gây nguy hiểm cho hô hấp. Dầu thô có hàm

lượng lưu huỳnh lớn hơn 0,5% được coi là có vị chua; dưới 0,5% là ngọt.

Khí thiên nhiên hay khí đốt là toàn bộ hydrocarbon ở thể khí, khai thác từ giếng

khoan, bao gồm cả khí ẩm, khí khô, khí đầu giếng khoan và khí còn lại sau khi chiết xuất hydrocarbon lỏng từ khí ẩm.

Khí gồm 2 loại: khí thiên nhiên và khí đồng hành

Khí thiên nhiên là toàn bộ hydrocacbon ở thể khí khai thác từ giếng khoan bao gồm

cả khí ẩm, khí khô.

Khí đồng hành là khí tự nhiên nằm trong các vỉa dầu được khai thác đồng thời với

dầu thô.

1.1.3. Quy trình khai thác 1.1.3.1. Định vị dầu mỏ

Các nhà địa chất học sử dụng khảo sát địa chấn để tìm kiếm các cấu trúc địa chất có

thể tạo thành các bể chứa dầu. Các phương pháp "cổ điển" bao gồm việc tạo ra một

vụ nổ dưới lòng đất gần đó và quan sát phản ứng địa chấn, cung cấp thông tin về

cấu trúc địa chất dưới mặt đất. Tuy nhiên, phương pháp "thụ động" mà lấy thông tin

từ sóng địa chấn tự nhiên cũng được sử dụng.

Các dụng cụ khác như máy đo trọng lực và từ kế cũng được sử dụng trong việc tìm

kiếm dầu khí. Chiết xuất dầu thô thường bắt đầu bằng việc đào các giếng khoan tới

một bể chứa ngầm. Khi một giếng dầu đã được khai thác, một nhà địa chất sẽ theo

dõi nó từ giàn khoan. Trong lịch sử tại Hoa Kỳ, một số mỏ dầu có dầu dâng lên đến

bề mặt một cách tự nhiên, nhưng hầu hết các mỏ này đã từ lâu được sử dụng hết từ lâu, ngoại trừ ở một số mỏ tại Alaska. Thường thì rất nhiều giếng dầu (gọi là giếng

đa phương) được khoan vào bể chứa đó, để bảo đảm tốc độ khai thác sẽ có hiệu quả kinh tế. Và một số giếng (giếng thứ cấp) có thể được sử dụng để bơm nước, hơi nước, axit hoặc hỗn hợp khí khác nhau vào hồ chứa để tăng hoặc duy trì áp suất bẻ để duy trì tốc độ khai thác kinh tế.

1.1.3.2. Khoan

Các giếng dầu được tạo ra bằng cách khoan một lỗ dài vào trái đất với một giàn khoan dầu. Một ống thép (vỏ) được đặt trong các lỗ, để cung cấp cấu trúc chắc chắn cho giếng mới khoan. Sau đó các lỗ được tạo ra ở đế giếng để giúp dầu đi vào giếng

khoan. Cuối cùng, một loạt các van còn được gọi là "cây thông noel" được gắn vào

phía trên, các van điều chỉnh áp suất và kiểm soát dòng chảy.

1.1.3.3. Khai thác và thu hồi

- Thu hồi dầu cơ bản: Trong giai đoạn thu hồi dầu cơ bản, sự biến đổi của bể chứa đến từ một số cơ chế tự

nhiên. Bao gồm: nước di chuyển dầu vào giếng dầu, sự mở rộng của khí tự nhiên ở

phía trên của bể chứa, khí mở rộng ban đầu hòa tan trong dầu thô, và hệ thống hút nước trọng lực do dầu di chuyển từ phần cao đến phần thấp của bể chứa nơi có

giếng khoan. Tỉ lệ dầu thu hồi dược trong giai đoạn cơ bản thường là là 5-15%.

Trong khi áp lực ngầm trong hồ chứa dầu là đủ để đẩy dầu lên bề mặt, tất cả những

gì cần thiết là phải đặt một bộ van được sắp xết một cách phức tạp trên miệng giếng để kết nối tốt với mạng lưới đường ống dẫn dầu để lưu trữ và xử lý. Đôi khi bơm,

như máy bơm hơi và máy bơm điện chìm, được sử dụng để đưa dầu lên bề mặt;

chúng được biết đến là hệ thống nâng nhân tạo.

- Thu hồi dầu bậc hai:

Trong suốt thời gian sử dụng giếng dầu, áp suất giảm và có khi không có đủ áp suất

ngầm để đưa dầu lên bề mặt. Sau khi biến đổi bế chứa bằng cách tự nhiên giảm đi,

phương pháp thu hồi cấp hai được áp dụng. Nó dựa vào nguồn cung cấp năng lượng

bên ngoài truyền vào bể chứa bằng các hình thức bơm chất lỏng để tăng áp suất bể

chứa, do đó thay thế hoặc tăng cường hoạt động tự nhiên của bể chứa bằng cơ cách

nhân tạo. Kỹ thuật phục hồi cấp hai làm tăng áp suất của bể chứa bằng bơm nước,

bơm lại khí và nâng khí, nghĩa là bơm không khí, cacbon dioxide hoặc một số chất

khí khác vào đáy giếng dầu đang hoạt động, giảm khối lượng riêng tổng thể của

chất lỏng trong giếng khoan. Tỷ lệ thu hồi dầu điển hình từ các hoạt động bơm nước

là khoảng 30%, tùy thuộc vào tính chất của dầu và các đặc tính của đá chứa. Trung bình, tỷ lệ dầu thu hồi sau hai phương pháp cơ bản và cấp hai khoảng 35 đến 45%.

- Tăng cường thu hồi dầu: Phương pháp thu hồi dầu tăng cường, hay còn gọi là phương pháp thu hồi dầu bậc

ba, tăng tính di động của dầu để tăng sản lượng khai thác.

Phương pháp thu hồi dầu nhiệt tăng cường là kỹ thuật đốt nóng dầu, làm giảm độ nhớt của nó và khai thác dễ dàng hơn. Phun hơi nước là hình thức tăng cường thu hồi dầu nhiệt phổ biến nhất, và nó thường được thực hiện qua một nhà máy đồng phát. Loại nhà máy đồng phát này sử dụng tuabin khí để tạo ra điện và nhiệt thải ra được sử dụng để sản xuất hơi nước, sau đó nó được bơm vào bồn chứa. Đây là hình thức thu hồi được sử dụng rộng rãi để tăng cường khai thác dầu ở thung lũng San

Joaquin, nơi mà khai thác được loại dầu rất nặng, nhưng chỉ chiếm mười phần trăm

sản lượng khai thác dầu của Hoa Kỳ. Bơm lửa cũng là một hình thức tăng cường

thu hồi dầu, nhưng thay vì hơi nước, sau đó một phần dầu được đốt nóng tiếp tục

đốt nóng dầu xung quanh đó.

Đôi khi, chất hoạt động bề mặt (chất tẩy rửa) được bơm vào để làm thay đổi độ căng bề mặt giữa nước và dầu trong bể chứa, di chuyển lượng dầu mà nếu không sẽ

vẫn còn lại trong bể chứa dầu.

Một phương pháp khác để làm giảm độ nhớt là bơm cacbon dioxide. Phương pháp thu hồi dầu cấp ba giúp tăng thêm 5% đến 15% lượng dầu của bể

chứa thu hồi được. Trong một số mỏ dầu nặng ở California, phun hơi nước đã tăng

gấp đôi hoặc thậm chí gấp ba lần trữ lượng dầu và lượng dầu thu hồi tối đa. Ví dụ,

xem mỏ dầu Midway-Sunset, mỏ dầu lớn nhất của California. Phương pháp thu hồi dầu cấp ba bắt đầu khi phương pháp thu hồi dầu cấp hai không

đủ để tiếp tục khai thác, nhưng chỉ khi dầu còn đủ để khai thác có lãi. Điều này phụ

thuộc vào chi phí của các phương pháp khai thác và mức giá hiện tại của dầu thô.

Khi giá cao, giếng trước đó không có lợi nhuận được đưa trở vào sử dụng trở lại, và

khi nó đang ở mức thấp, khai thác được giảm bớt.

Việc sử dụng các phương pháp thu hồi dầu vi khuẩn là một phương pháp phục hồi

bậc ba. Sự pha trộn đặc biệt của các vi sinh vật được sử dụng để xử lý và phá vỡ các

chuỗi hydrocarbon trong dầu, làm cho thu hồi dầu dễ dàng hơn. Nó cũng tiết kiệm

hơn so với phương pháp thông thường khác. Ở một số tiểu bang như Texas, có

những ưu đãi về thuế cho việc sử dụng các vi sinh vật tăng cường thu hồi dầu.

1.2. Công nghiệp dầu khí thế giới 1.2.1. Trữ lượng

1.2.1.1. Trữ lượng dầu thô

Oil: Proved reserves in thousand million barrels

Growth rate per annum

1980

1990

2000

2010

2020

2009-19

2020

Total North America

123,3

101,0

236,5

220,3

242,9

--0,4%

1,2%

14,0%

Total S. & Cent. America

26,3

71,0

96,0

320,1

323,4

--0,2%

3,3%

18,7%

Total Europe

16,6

17,5

21,0

13,6

--4,0%

0,1%

0,8%

Total CIS

67,0

58,4

120,1

144,2

146,2

-

0,2%

8,4%

Total Middle East

362,4

659,6

696,7

765,9

835,9

-0,0%

1,0%

48,3%

Total Africa

53,4

58,7

92,9

124,9

125,1

0,1%

0,2%

7,2%

Total Asia Pacific

33,6

34,7

37,7

47,8

45,2

--0,4%

--0,3%

2,6%

Total World

682,6

1000,9

1300,9

1636,9

1732,4

--0,1%

1,3%

100,0%

Chart Title

3500.0

3000.0

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

Total Europe

Total CIS

Total Africa

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Middle East

Total Asia Pacific

1980

1990

2000

2010

2020

- Nhận xét: Tổng trữ lượng dầu qua các năm của các khu vực tăng không đều và không liên tục. Vẫn có năm giảm sản lượng so với các năm trước. Tốc độ tăng trưởng trữ lượng dầu năm 2020 của các khu vực hầu như là giảm, chỉ trừ ở Africa là tăng 0.1%. Tốc độ tăng trưởng trữ lượng dầu từ 2009-19 của các khu vực đều tăng ngoại trừ Pacific giảm 0.3%.

1.2.1.2. Trữ lượng khí

Natural Gas: Proved reserves

Growth rate per annum

1980

1990

2000

2010

2020

2009-19

2020

Total North America

7,3

10,5

15,2

2,4%

4,7%

8,1%

9,2

9,6

Total S. & Cent. America

6,8

8,1

7,9

--0,5%

0,5%

4,2%

5,5

2,8

Total Europe

5,4

4,7

3,2

--3,3%

--3,7%

1,7%

5,5

4,3

Total CIS

20,5

34,9

38,6

51,3

56,6

--0,3%

2,2%

30,1%

Total Middle East

24,0

36,8

58,3

77,8

75,8

0,1%

0,3%

40,3%

Total Africa

8,2

11,9

14,0

12,9

--13,8%

0,6%

6,9%

5,7

Total Asia Pacific

8,3

9,8

13,5

16,6

--1,3%

1,9%

8,8%

4,0

Total World

70,9

108,4

138,0

179,9

188,1

--1,2%

1,2%

100,0%

Chart Title

300.0

250.0

200.0

150.0

100.0

50.0

Total Europe

Total CIS

Total Africa

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Middle East

Total Asia Pacific

1980

1990

2000

2010

2020

- Nhận xét: Tương tự dầu, tổng chữ lượng khí qua các năm cũng tăng không đồng đều và liên tục. Vẫn có năm giảm so với năm trước. Tốc độ tăng trưởng trữ lượng khí năm 2020 ở các khu vực đều giảm ngoại trừ 2 khu vực có tốc độ tăng trưởng tăng là Middle East, Middle East lần lượt là 2.4%, 0.1%. Từ năm 2009-19 duy nhất có khu vực Europe có tốc độ tăng trưởng giảm -3,7%.

1.2.2. Tình hình khai thác của các khu vực

Oil: Production*

rate per

Growth annum

1965

1975

1985

1995

2005

2015

2020

2009- 19

2020

Million tonnes

489.6

591.5

730.2

645.7

638.2

911.0 1060.0

-4.4%

5.9%

25.4%

Total North America

226.3

191.8

192.6

300.1

374.7

398.4

300.3 -5.9%

-1.7%

7.2%

Total S. & Cent. America

39.0

52.3

217.3

315.2

273.3

166.6

167.1

5.3%

-3.1%

4.0%

Total Europe

Total CIS

242.9

490.8

589.9

354.3

575.6

684.5

660.1 -8.5%

1.1%

15.8%

418.7

978.7

514.1

975.4 1222.5

1411.8

1297.3

-8.5%

1.8%

31.1%

Total Middle East

106.2

243.4

258.0

336.3

464.7

386.1

327.3 -18.7%

-1.6%

7.9%

Total Africa

44.9

189.0

289.4

352.3

382.9

399.8

353.1 -2.4%

-0.7%

8.5%

Total Asia Pacific

1567.6

2737.6

2791.5

3279.1

3931.9

4358.1

4165.1

-7.2%

1.4%

100.0%

Total World of which: OECD

526.3

655.5

968.2

1007.1

954.5

1140.9

1281.4

-3.5%

4.0%

30.8%

1041.3

2082.0

1823.3

2271.9

2977.3

3217.2

2883.8

-8.8%

0.5%

69.2%

Non-OECD

687.8

1281.6

750.5

1294.7

1646.3

1719.8

1448.4

-12.5%

0.4%

34.8%

879.8

1456.0

2041.0

1984.4

2285.6

2638.2

2716.7

-4.2%

2.0%

65.2%

34.5

32.9

36.1

37.7

42.1

26.1

19.3

-4.9%

-4.4%

0.5%

OPEC Non-OPEC European Union #

Oil: Production

5000

4000

3000

2000

1000

1965

1975

1985

1995

2005

2015

2020

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

Total Asia Pacific

Nhận xét:

Tổng sản lượng sản xuất dầu qua các năm của các khu vực tăng không đều và

không liên tục. vẫn có năm giảm sản lượng so với các năm trước.

Tốc độ tang trưởng sản xuất dầu năm 2020 của các khu vực hầu như là giảm, chỉ trừ

ở Europe là tang 5.3%

Tốc độ tang trưởng sản xuất dầu hàng năm từ 2009-2019 của North America, CIS,

Middle East tang lần lượt là 5.9%, 1.1%, 1.8%. Còn của các khu vực S. & Cent.

America, Europe, Africa, Asia Pacific lần lượt giảm là -1.7%, -3.1%, -1.6%, -0.7%.

Trong đó tang nhiều nhất là North America (5.9%), còn giảm nhiều nhất là Europe

(-3.1%)

Natural Gas: Production*

Growth rate per annum

Billion cubic metres

1970

1975

1985

1995

2005

2015

2020

2009-19

2020

Total North America

636.5

602.6

556.2

685.2

712.9

949.0 1109.9

-2.1%

4.0%

28.8%

Total S. & Cent. America

18.7

24.5

47.4

78.0

139.4

178.0

152.9 -11.5%

1.2%

4.0%

Total Europe

104.9

200.6

267.7

266.3

327.6

260.8

218.6 -7.3%

-2.5%

5.7%

Total CIS

187.5

274.0

554.7

624.8

726.2

754.9

802.4 -6.8%

2.5%

20.8%

10.3

26.4

57.5

138.5

309.9

600.8

686.6 1.0%

5.1%

17.8%

Total Middle East

Total Africa

3.0

11.5

50.6

87.3

170.1

208.0

231.3 -5.4%

2.5%

6.0%

15.1

35.5

106.9

208.3

372.0

560.0

652.1 -1.2%

4.0%

16.9%

Total Asia Pacific

976.1 1175.2

1640.9

2088.3

2758.0

3511.7

3853.7

-3.3%

3.1%

100.0%

724.6

784.0

771.8

958.9

1062.8

1281.0

1478.5

-2.4%

3.2%

38.4%

251.5

391.2

869.2

1129.4

1695.2

2230.6

2375.2

-3.9%

3.0%

61.6%

93.0

163.1

156.8

147.5

129.2

84.3

47.8

-21.9%

-6.3%

1.2%

Total World of which: OECD Non-OECD European Union #

Natural Gas: Production

5000

4000

3000

2000

1000

1970

1975

1985

1995

2005

2015

2020

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

Total Asia Pacific

Nhận xét:

Tổng sản lượng sản xuất khí qua các năm của các khu vực tăng không đều và không

liên tục. vẫn có năm giảm sản lượng so với các năm trước

Tốc độ tang trưởng sản xuất khí ở năm 2020 ở các khu vực hầu hết là giảm chỉ trừ ở

Middle East là tang 1.0%

Tốc độ tang trưởng sản xuất khí hàng năm từ 2009- 2019 của hầu hết các khu vựa là tang, chỉ trừ ở Europe là giảm -2.5%

1.2.3. Nhu cầu sử dụng dầu khí của các khu vực

Oil: Consumption*

Million tonnes Total North America Total S. & Cent. America Total Europe

1965 601.9 85.4 422.3

1975 869.2 138.6 744.2

1985 841.9 151.7 759.6

1995 952.2 199.7 766.7

2005 1121.7 240.5 800.8

2015 1004.4 299.7 677.1

2020 893.9 246.1 603.1

Growth rate per annum 2009-19 0.4% 0.5% -0.5%

2020 -13.4% -10.5% -14.1%

Share 2020 22.3% 6.1% 15.1%

Total CIS Total Middle East Total Africa Total Asia Pacific Total World of which: OECD Non-OECD European Union #

168.3 43.3 27.5 164.6 1513.3 1128.8 384.5 326.2

348.8 63.3 50.1 453.3 2667.5 1881.8 785.8 604.8

332.9 143.1 84.3 505.3 2818.9 1774.3 1044.6 555.9

191.4 213.1 105.5 868.5 3297.2 2103.9 1193.2 600.6

159.5 286.3 137.5 1144.2 3890.7 2300.6 1590.1 635.4

187.1 389.8 182.4 1497.4 4237.8 2028.0 2209.9 517.7

187.9 361.2 165.1 1560.2 4017.5 1796.8 2220.7 462.5

-5.5% -7.8% -13.4% -5.1% -9.4% -13.2% -6.1% -13.9%

2.0% 1.5% 2.0% 3.1% 1.4% ♦ 2.8% -0.8%

4.7% 9.0% 4.1% 38.8% 100.0% 44.7% 55.3% 11.5%

Oil: Consumption

5000

4000

3000

2000

1000

1965

1975

1985

1995

2005

2015

2020

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

Total Asia Pacific

Nhận xét:

Tổng sản lượng tiêu thụ dầu qua các năm của các khu vực tăng không đều và không

liên tục. vẫn có năm giảm sản lượng so với các năm trước

Tốc độ tang trưởng tiêu thụ dầu ở năm 2020 ở các khu vực đều giảm. Giảm nhiều

nhất là ở Europe ( -14.1%)

Tốc độ tang trưởng tiêu thụ dầu từ năm 2009-2019 ở các khu vực hầu hết đều tang.

Chỉ trừ Europe là giảm -0.5%

Natural Gas: Consumption*

Growth rate per annum

Billion cubic metres

1965

1975

1985

1995

2005

2015

2020

2009-19

Total North America

445.7

585.5

551.2

705.9

736.3

934.8 1030.9

-2.6%

3.2%

Total S. & Cent. America

14.8

24.2

47.1

77.4

127.1

177.8

145.6 -11.1%

1.9%

Total Europe

37.9

224.9

402.6

476.3

627.6

509.2

541.1 -2.5%

-0.4%

Share 2020 27.0% 3.8% 14.2% 14.1%

Total CIS

121.7

274.1

434.1

455.9

498.8

528.2

538.2 -6.5%

1.4%

Total Middle East

3.8

17.0

54.4

136.3

266.3

479.2

552.3 1.2%

4.6%

Total Africa

1.0

5.4

27.9

46.1

80.8

132.5

153.0 -1.8%

5.1%

Total Asia Pacific

5.6

35.1

108.6

212.8

408.5

716.4

861.6 0.1%

5.2%

Total World

630.4 1166.1

1626.1

2110.9

2745.4

3478.2

3822.8

-2.3%

of which: OECD

472.5

796.9

882.5

1176.8

1424.1

1623.7

1757.7

-2.6%

2.1%

157.8

369.2

743.6

934.0

1321.2

1854.5

2065.1

-2.1%

3.6%

Non-OECD European Union #

36.7

185.8

251.1

314.8

418.7

346.7

14.4% 4.0% 22.5% 2.9% 100.0% 46.0% 54.0% 9.9%

379.9

-3.1%

-0.1%

Natural Gas: Consumption

5000

4000

3000

2000

1000

1965

1975

1985

1995

2005

2015

2020

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

Total Asia Pacific

Nhận xét

Tổng sản lượng tiêu thụ khí qua các năm của các khu vực tăng không đều và không

liên tục. vẫn có năm giảm sản lượng so với các năm trước

Tốc độ tang trưởng tiêu thụ khí ở năm 2020 ở các khu vực hầu hết là giảm. Chỉ trừ

ở Middle East và Total Asia Pacific là tang lần lượt 1.2% và 1.0%

Tốc độ tang trưởng tiêu thụ khí từ năm 2009-2019 ở các khu vực hầu hết đều tang.

Chỉ trừ Europe là giảm -0.4%

1.2.4. Tình hình xuất, nhập khẩu dầu khí giữa các khu vực

Oil: Trade movements

1980

1985

1995

2005

2015

2020

Growth rate per annum 2009-19

2020

Share 2020

5065 8768 n/a n/a 4045 6764 24642

7863 12611 12865 5030 3310 23381 65061

-14.0% -15.2% 8.8% -6.7% -12.4% -7.9% -7.6%

-2.2% 1.5% 8.8% 4.4% -1.2% 4.0% 2.6%

Thousand barrels daily Imports US Europe China India Japan Rest of World Total World Exports

6735 12244 n/a n/a 4985 8635 32599

8830 10694 679 915 5581 11912 38611

13525 13557 3427 2236 5225 15143 53113

9451 13993 8333 4380 4332 22026 62515

12.1% 19.4% 19.8% 7.7% 5.1% 35.9% 100.0%

Canada Mexico US S. & Cent. America Europe1 Russia Other CIS USSR & Central Europe Saudi Arabia Middle East (ex Saudi Arabia)2 North Africa3 West Africa3 Asia Pacific (ex Japan)4 Rest of World Total World

445 875 555 3010 n/a n/a n/a 2040 9630 8155 2820 2475 2099 495 32599

685 1580 780 1985 n/a n/a n/a 2549 2674 6820 2415 1765 2339 1050 24642

1401 1422 949 2797 1435 3468 134 n/a 7612 9496 2699 2736 3470 991 38611

2201 2065 1129 3528 2257 6878 1126 n/a 8594 11879 3076 4408 4429 1543 53113

3836 1323 4521 4107 2926 8313 2100 n/a 7968 13537 1701 4880 6780 525 62515

4427 1252 8117 3455 2742 7433 2073 n/a 8027 13915 1550 4244 7399 428 65061

-5.6% -1.6% 0.3% -0.2% -12.9% -11.3% -2.9% n/a -5.3% -6.7% -39.2% -10.3% -7.4% -22.8% -7.6%

6.4% -1.3% 15.3% -0.8% 4.3% 1.4% 1.4% n/a 1.5% 2.4% -1.4% 0.4% 3.6% -8.4% 2.6%

6.8% 1.9% 12.5% 5.3% 4.2% 11.4% 3.2% n/a 12.3% 21.4% 2.4% 6.5% 11.4% 0.7% 100.0%

Imports oil

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

1980

1985

1995

2005

2015

2020

Europe

China

India

Japan

Rest of World

Exports oil

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

1980

1985

1995

2005

2015

2020

Canada

Mexico

S. & Cent. America

Europe1

Russia

Other CIS

USSR & Central Europe

Saudi Arabia

Middle East (ex Saudi Arabia)2 North Africa3

West Africa3

Asia Pacific (ex Japan)4

Rest of World

Xuất nhập khẩu dầu ở các khu vực không đều

Năm 1980:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là ở Europe ( 12244 Thousand barrels)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Saudi Arabia ( 9630 Thousand barrels )

Năm 1985:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là ở Europe ( 8768 Thousand barrels)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East (ex Saudi Arabia) ( 6820 Thousand barrels)

Năm 1995:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là ở Rest of World ( 11912 Thousand barrels)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East (ex Saudi Arabia) ( 9496 Thousand

barrels) Năm 2005: + Nhập khẩu nhiều nhất là ở Rest of World ( 15143 Thousand barrels) + Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East (ex Saudi Arabia) ( 11879 Thousand barrels) Năm 2015: + Nhập khẩu nhiều nhất là ở Rest of World ( 22026 Thousand barrels)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East (ex Saudi Arabia) ( 13537 Thousand

barrels)

Năm 2020:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là ở Rest of World ( 23381 Thousand barrels) + Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East (ex Saudi Arabia) ( 13915 Thousand

barrels)

Tốc độ tang trưởng nhập khẩu ở các khu vực năm 2020 hầu hết là giảm chỉ trừ ở China là tang 8.8%

Tốc độ tang trưởng nhập khẩu ở các khu vực từ năm 2009-2019 hầu hết là tăng chỉ

trừ ở US và Japan lần lượt giảm -2.2% và -1.2

Tốc độ tang trưởng xuất khẩu ở các khu vực năm 2020 hầu hết là giảm chỉ trừ ở US là tang 0.3%

Tốc độ tang trưởng xuất khẩu ở các khu vực từ năm 2009-2019 hầu hết là tăng chỉ

trừ ở Mexico, S. & Cent. America, North Africa, Rest of World lần lượt giảm -

1.3%, -0.8%, -1.4% và -8.4%

Natural gas: LNG imports

Growth rate per annum Share

2000 2005 2015 2020 2009- 19 2020

2020 - 46.0% 6.5 17.6 10.0 4.6 -6.8% 1.0%

0.3 32.9 1.0 49.8 18.9 13.9 56.0 114.8 5.4% 14.2% 5.4% -3.8% 2.8% 23.5%

- - 13.7

-3.1% 26.0% 7.8% 3.3%

Billion cubic metres Total North America Total S. & Cent. America Total Europe Total Middle East & Africa Total Asia Pacific Total World 1.9% 9.2 100.7 126.8 238.5 345.4 70.8% 140.5 195.1 337.1 487.9 0.6% 6.8% 100.0%

Natural gas: LNG exports

Growth rate per annum Share

2000 2005 2015 2020

5.7 15.6 22.1 2009- 19 2020 81.3 16.0% 13.2% 2020 16.7%

- 0.1 25.6 46.0 -4.1% 16.7% 9.4%

Billion cubic metres Total Americas Total Europe & CIS Total Middle East Total Africa Total Asia 24.6 32.9 77.3 45.1 125.4 126.9 47.3 56.4 48.5 87.0 115.5 177.3 -0.8% -8.1% -0.3% 5.9% 0.9% 6.8% 26.0% 11.6% 36.3%

Natural gas: LNG imports

600

500

400

300

200

100

2000

2005

2015

2020

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total Middle East & Africa

Total Asia Pacific

Natural gas: LNG exports

600

500

400

300

200

100

2000

2005

2015

2020

Total Americas

Total Europe & CIS

Total Middle East

Total Africa

Total Asia Pacific

Pacific Total LNG exports 140.5 195.1 337.1 487.9 0.6% 6.8% 100.0%

Xuất nhập khẩu khí ở các khu vực tang liên tục qua các năm Năm 2000:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là Asia Pacific ( 100.7 Billion cubic metres) + Xuất khẩu nhiều nhất là Asia Pacific ( 77.3 Billion cubic metres)

Năm 2005: + Nhập khẩu nhiều nhất là ở Asia Pacific ( 126.8 Billion cubic metres) + Xuất khẩu nhiều nhất là ở Asia Pacific ( 87.0Billion cubic metres) Năm 2015: + Nhập khẩu nhiều nhất là ở Asia Pacific ( 238.5 Billion cubic metres)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Middle East ( 125.4 Billion cubic metres)

Năm 2020:

+ Nhập khẩu nhiều nhất là ở Asia Pacific ( 345.4 Billion cubic metres)

+ Xuất khẩu nhiều nhất là ở Asia Pacific ( 177.3 Billion cubic metres)

Tốc độ tang trưởng nhập khẩu ở các khu vực năm 2020 hầu hết là giảm chỉ trừ ở S. & Cent. America và Asia Pacific tang lần lượt là 5.4%, 3.3%

Tốc độ tang trưởng nhập khẩu ở các khu vực từ năm 2009-2019 hầu hết là tăng chỉ

trừ ở North America là giảm -6.8% Tốc độ tang trưởng xuất khẩu ở các khu vực năm 2020 hầu hết là giảm chỉ trừ ở

Americas là tang 16.0%

Tốc độ tang trưởng xuất khẩu ở các khu vực từ năm 2009-2019 đều tang. Tăng

nhiều nhất là ở khu vực Europe & CIS ( 16.7%)

II. Giới thiệu về ngành công nghiệp dầu khí của Indonesia

Indonesia có nhiều lưu vực địa chất đa dạng cung cấp tiềm năng dầu khí lớn.

Indonesia có 60 bể trầm tích, trong đó có 36 bể ở Tây Indonesia đã được khám phá

kỹ lưỡng, 14 trong số này đang sản xuất dầu và khí đốt.

Khoảng 75% hoạt động thăm dò và khai thác nằm ở Tây Indonesia. Bốn khu vực

sản xuất dầu là Sumatra, Biển Java, Đông Kalimantan và Natuna. Ba khu vực sản

xuất khí đốt chính là Đông Kalimantan, Nam Sumatra và Natuna

2.1. Trữ lượng

Quốc gia này sở hữu 128 khu vực có trữ lượng dầu khí, trong đó 54 khu vực đã

được đưa vào khai thác và 74 khu vực vẫn đang chờ đầu tư.

Trữ lượng đã được chứng minh của 54 khu vực trên là 3,8 tỷ thùng, trong khi các

khu vực còn lại có trữ lượng ước tính lên tới 7,4 tỷ thùng.

Dầu mỏ (nghìn tự nhiên

triệu thùng)

1990 Khí (nghìn tỷ m3) 2,9 5,4

1991 5,9 1,9

1992 5,6 1,8

1993 5,2 1,8

1994 5,0 1,8

1995 5,0 2,0

1996 4,7 2,1

1997 4,9 2,2

1998 5,1 2,2

1999 5,2 2,7

2000 5,1 2,7

2001 5,1 2,6

2002 4,7 2,6

2003 4,7 2,6

2004 4,3 2,8

2005 4,2 2,5

2006 4,4 2,7

2007 4,0 3,0

2008 3,7 3,2

2009 4,3 3,1

2010 4,2 3,0

2011 3,7 3,0

2012 3,7 3,0

2013 3,7 2,9

2014 3,6 2,9

2015 3,6 2,8

2016 3,3 2,9

2017 3,2 2,9

2018 3,2 2,8

2019 2,5 1,4

2020 2,4 1,3

Trữ lượng khí đốt tự nhiên đã được chứng minh của Indonesia đạt tổng cộng 1,407

nghìn tỷ mét khối vào năm 2021, giảm hơn 50% so với năm 2018. Trữ lượng của

nước này lớn thứ ba ở khu vực châu Á - Thái Bình Dương, sau Trung Quốc và

Australia.

2.2. Sản lượng khai thác

Theo Trưởng Nhóm đặc trách các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí

(SKKMigas), ông Dwi Sutjipto, mục tiêu trên là có thể đạt được do Indonesia vẫn còn nhiều tiềm năng dầu khí chưa được khai thác. Tuy nhiên, theo ông Dwi, dù có tiềm năng lớn, hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí của Indonesia vẫn đối mặt với nhiều thách thức, một trong số đó là nhu cầu vốn đầu tư lớn trong khi thời gian đầu tư khá dài, đôi khi mất tới 10 năm.

Sản lượng dầu ở Indonesia từ năm 2011 đến năm 2020(1.000 thùng một ngày)

Bắt đầu từ những năm 1990, sản lượng dầu thô của Indonesia đã có xu hướng giảm

ổn định do thiếu hoạt động thăm dò và đầu tư vào lĩnh vực này. Trong những năm

gần đây, lĩnh vực dầu khí của nước này thực sự đã cản trở tăng trưởng GDP quốc

gia . Các mục tiêu sản xuất dầu do chính phủ đặt ra vào đầu năm đã không đạt được

trong nhiều năm liên tiếp vì hầu hết sản lượng dầu đều bắt nguồn từ các mỏ dầu đã

trưởng thành. Ngày nay, tổng số nhà máy lọc dầu của Indonesia có tổng công suất tương đương với một thập kỷ trước, cho thấy tiến độ sản xuất dầu còn hạn chế, dẫn

đến nhu cầu nhập khẩu dầu hiện tại để đáp ứng nhu cầu trong nước.

Nếu không tăng đầu tư, tổng sản lượng dầu khí của Indonesia sẽ giảm gần 20% vào

năm 2022 so với sản lượng của năm 2017.

Trong bốn năm qua, vốn đầu tư cho hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí của Indonesia đã giảm một nửa khi các công ty trì hoãn triển khai các dự án mới trong

bối cảnh giá dầu sụt giảm mạnh. Dự báo sau năm 2022, quốc gia này sẽ phải nhập khẩu khí đốt ròng do nhu cầu trong nước gia tăng trong khi các dự án bị đình trệ. Sản lượng khai thác dầu khí của Indonesia đạt mức kỷ lục khoảng 1,6 triệu thùng/ngày vào giữa năm 1990. Tuy nhiên, khi bắt đầu cải cách những năm 2000, sản lượng dầu của Indonesia rơi vào tình trạng suy giảm do quản lý yếu kém của chính phủ, kết hợp những yếu tố khách quan dẫn đến việc giảm đầu tư và khai thác trong ngành công nghiệp dầu mỏ.

Năm 2019, quốc gia này đặt mục tiêu đạt sản lượng 784.520 thùng/ngày, tăng nhẹ

so với mức 778.330 thùng/ngày trong năm 2018.

Sản lượng dầu của Indonesia sụt giảm cùng với nhu cầu trong nước tăng đã biến

Indonesia thành nước nhập khẩu dầu ròng từ năm 2004 trở đi, đồng nghĩa với việc nước này phải chấm dứt tư cách thành viên dài hạn (1962-2008) trong OPEC. Tuy

nhiên, Indonesia sẽ tái gia nhập OPEC vào tháng 12/2015.

2.3. Sản lượng tiêu thụ

tự nhiên Dầu (triệu tấn)

Khí (tỷ m3) 17,2 1990 31,7

1991 19,8 33,6

1992 21,6 36,2

1993 22,9 38

1994 27,1 39,1

1995 28,6 41,5

1996 29,7 44,1

1997 31 48,9

1998 29,9 46,5

1999 32,5 48,7

2000 33 54,3

2001 34,1 56,1

2002 37,1 57

2003 39,6 57,7

2004 36,2 61,5

2005 36,4 60,9

2006 37,1 58

2007 34,6 61,5

2008 39,7 61,4

2009 42,1 62,6

2010 44 66,5

2011 42,7 72,6

2012 43 76,4

2013 44,5 75,4

2014 44 74,4

2015 45,8 69,8

2016 44,6 67,6

2017 43,2 71,9

2018 44,5 73,4

2019 43,9 72,1

2020 41,5 63,9

Tiêu thụ dầu của Indonesia đang có xu hướng tăng ổn định. Do dân số ngày càng

tăng , tầng lớp trung lưu ngày càng mở rộng và nền kinh tế đang phát triển, nhu cầu về nhiên liệu không ngừng tăng lên. Do sản xuất trong nước không thể đáp ứng nhu

cầu trong nước, Indonesia nhập khẩu khoảng 350.000 thùng / ngày và 500.000

thùng nhiên liệu mỗi ngày từ một số quốc gia.

2.4. Sản lượng xuất, nhập khẩu

Indonesia không có bất kỳ đường ống dẫn dầu quốc tế nào và chỉ có một số đường

ống dẫn dầu trong nước, vì vậy thương mại hàng hải là một phần quan trọng trong

thị trường xăng dầu của nước này. Hầu hết thương mại xăng dầu là dưới hình thức

nhập khẩu, chủ yếu là xăng động cơ và dầu diesel cho ngành giao thông vận tải của

Indonesia. Indonesia xuất khẩu một lượng nhỏ dầu nhiên liệu mỗi năm. Mặc dù

Indonesia nhập khẩu và xuất khẩu dầu thô, nhưng Indonesia là nước nhập khẩu ròng

dầu thô do nhu cầu trong nước ngày càng tăng đối với các sản phẩm dầu mỏ và sử

dụng dầu thô trong sản xuất điện

Năm 2020, Indonesia nhập khẩu hơn 236.000 thùng / ngày dầu thô. Khoảng 38%

lượng dầu thô nhập khẩu của Indonesia đến từ Ả Rập Xê-út. Các nhà cung cấp quan

trọng khác bao gồm Malaysia (18%), Nigeria (17%) và Australia (11%)

III. Chính sách tài khóa của Indonesia đối với công nghiệp dầu khí

3.1. Hệ thống quản lý 3.1.1. SKK Migas

Chính phủ Indonesia quyết định thành lập BPMIGAS (2002) và sau đó đến năm

2013 được thay thế bằng SKK Migas (trực thuộc MoEMR-cơ quan thuộc Bộ năng lượng và Tài nguyên khoáng sản) để thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí.

SKK Migas báo cáo trực tiếp Tổng thống và được giám sát bởi Ủy ban bao gồm Bộ

trưởng Bộ Năng lượng và Tài nguyên khoáng sản và các lãnh đạo cấp cao trong Chính phủ.

SKK Migas kiểm soát các hoạt động thượng nguồn và quản lý các Nhà thầu dầu khí

thay mặt Chính phủ thông qua các Hợp đồng Hợp tác chung. Theo Luật số 22 (Điều

44 và 45), tất cả các quyền và nghĩa vụ của Pertamina phát sinh từ các Hợp đồng hợp tác hiện có, thay mặt cho Chính phủ, đã được chuyển giao cho SKK Migas.

SKK Migas có các vai trò sau:

a. Cung cấp tư vấn cho MoEMR liên quan đến việc chuẩn bị và đưa ra các lĩnh vực

làm việc và các Hợp đồng hợp tác chung;

b. Hoạt động với tư cách là một bên trong các Hợp đồng hợp tác chung;

c. Đánh giá các kế hoạch phát triển lĩnh vực đầu tiên trong một khu vực công việc

nhất định và trình đánh giá của nó lên MoEMR để phê duyệt;

d. Phê duyệt các kế hoạch phát triển (ngoài các kế hoạch nêu tại điểm c)

e. Phê duyệt kế hoạch làm việc và ngân sách

f. Để báo cáo MoEMR và giám sát việc thực hiện các hợp đồng hợp tác chung

g. Chỉ định người bán phần xăng dầu và / hoặc khí đốt tự nhiên của Nhà nước để có

lợi nhất cho Chính phủ.

MoEMR và SKK Migas có thể quy định thêm các điều khoản liên quan đến phạm

vi và giám sát các hoạt động kinh doanh thượng nguồn. Nếu cần, MoEMR và SKK Migas có thể cùng giám sát các hoạt động kinh doanh thượng nguồn. Trưởng SKK

Migas do Tổng thống bổ nhiệm và chịu trách nhiệm trước Chủ tịch.

3.1.2. BPH Migas

BPH Migas được thành lập vào ngày 30 tháng 12 năm 2002 để đảm nhận vai trò

quản lý của Pertamina liên quan đến các hoạt động hạ nguồn (Điều 46 và 47 của Luật số 22). BPH Migas chịu trách nhiệm đảm bảo cung cấp đủ khí đốt tự nhiên và nhiên liệu trong nước cũng như hoạt động an toàn của quá trình lọc, lưu trữ, vận chuyển và phân phối khí đốt và các sản phẩm dầu mỏ thông qua giấy phép kinh doanh. BPH Migas được quản lý bởi một chủ tịch và tám thành viên. Chủ tịch và các thành

viên của Cơ quan quản lý

chịu trách nhiệm trước Tổng thống, người bổ nhiệm họ sau khi tham khảo ý kiến

của Nghị viện.

Các vai trò quản lý, phát triển và giám sát của BPH Migas được nêu trong bảng sau:

Các khu vực điều tiết và phát triển Các lĩnh vực giám sát theo MoEMR

thuộc BPH Migas

-Giấy phép kinh doanh -Giấy phép kinh doanh

-Loại, tiêu chuẩn và chất lượng của nhiên liệu -Loại, tiêu chuẩn và chất lượng của nhiên liệu

-Sử dụng các phương tiện vận chuyển -An toàn lao động, sức khỏe, môi

và lưu trữ nhiên liệu dầu trường và phát triển cộng đồng

-Khai thác khí đốt phục vụ nhu cầu -Thuê người làm

sinh hoạt -Dự trữ dầu chiến lược -Dự trữ dầu nhiên liệu quốc gia -Sử dụng các nguồn lực địa phương -Công nghệ dầu khí -Quy tắc kĩ thuật

-Quy hoạch tổng thể cho việc truyền -Sử dụng các dụng cụ đo lường

tải và phân phối khí quốc giá mạng

-An toàn lao động, sức khỏe, môi

trường và phát triển cộng đồng

-Quy định giá bao gồm giá bán gas

cho hộ gia đình và khách hàng quy mô

nhỏ

-sử dụng nguồn lực địa phương

BPH Migas cũng chịu trách nhiệm giám sát việc phân phối dầu nhiên liệu và vận

chuyển khí đốt thông qua các đường ống do các công ty PT vận hành.

3.2. Hệ thống tài khóa của Indonesia đối với ngành công nghiệp dầu khí 3.2.1. Khảo sát chung và dữ liệu dầu khí

Để hỗ trợ việc chuẩn bị các khu vực làm việc, một cuộc khảo sát tổng thể (địa chất và địa vật lý) phải được thực hiện, nhưng bất kỳ cuộc khảo sát nào do một đơn vị

kinh doanh thực hiện đều được thực hiện với chi phí và rủi ro riêng và chỉ sau khi được MoEMR cho phép.

Dữ liệu khảo sát, thăm dò và khai thác chung trở thành tài sản của Nhà nước, vì vậy bất kỳ việc sử dụng, truyền tải, chuyển giao và / hoặc chuyển giao dữ liệu trong hoặc ngoài Indonesia đều phải có sự cho phép của MoEMR. Dữ liệu thu được từ các hoạt động thăm dò và khai thác phải được cung cấp cho MoEMR (thông qua SKK Migas) trong vòng ba tháng kể từ khi thu thập, xử lý và giải thích.

3.2.2. Hợp đồng hợp tác chung (JCC)

Các hoạt động ở thượng nguồn được thực hiện thông qua Hợp đồng hợp tác chung,

được định nghĩa theo Luật số 22 là PSC hoặc hình thức khác của Hợp đồng hợp tác

chung (chẳng hạn như Hợp đồng dịch vụ, Thỏa thuận vận hành chung hoặc Hợp

đồng hỗ trợ kỹ thuật) liên quan đến các hoạt động thăm dò và khai thác được ký bởi pháp nhân kinh doanh hoặc PE với SKK Migas (cơ quan điều hành).

JCC có các điều khoản quy định như sau:

a. Quyền sở hữu dầu khí đó vẫn thuộc về Chính phủ cho đến thời điểm bàn giao b. Quyền kiểm soát quản lý hoạt động cuối cùng đó vẫn thuộc về SKK Migas; và

c. Tất cả vốn và rủi ro do nhà thầu chịu

JCC cũng có các điều khoản quy định ( Điều 11)

a. Điều khoản “ thu ngân sách nhà nước” b. Các khu vực làm việc

c. Các chương trình làm việc

d. Các cam kết chi tiêu

e. Chuyển giao quyền sở hữu kết quả sản xuất dầu khí

f. Thời hạn và điều kiện gia hạn hợp đồng

g. Giải quyết mọi tranh chấp

h. Nghĩa vụ cung cấp trong nước (tối đa 25% sản xuất thường được đáp ứng nguồn

cung trong nước(điều 22))

i. Các nghĩa vụ khai thác, sau khai thác

j. Nơi làm việc an toàn và an ninh

k. Quản lý môi trường

l. Yêu cầu báo cáo

m. Các kế hoạch phát triển lĩnh vực này

n. Phát triển cộng đồng địa phương o. Ưu tiên sử dụng nhân lực Indonesia

Trong lịch sử, có hai loại hợp đồng cho ngành dầu khí của Indonesia. Loại thứ nhất đề cập đến gói các quyền và nghĩa vụ được cấp cho nhà đầu tư để đầu tư, hợp tác

với Chính phủ, trong thăm dò và khai thác dầu khí (nghĩa là PSC; Hợp đồng hỗ trợ

kỹ thuật (TAC); và Hợp đồng EOR). Loại thứ hai đề cập đến các thỏa thuận mà các bên tham gia PSC, TAC hoặc EOR đã ký kết về cách họ sẽ tiến hành các hoạt động dầu khí, chẳng hạn như Thỏa thuận hoạt động chung (JOAs) và Cơ quan hoạt động chung (JOBs). Kể từ khi Luật số 22 được thông qua, hầu hết các hợp đồng mới đều ở dạng PSC A. Cam kết hoạt động, chi tiêu và tiền thưởng

Các nhà thầu phải bắt đầu các hoạt động của mình trong vòng sáu tháng kể từ ngày

bắt đầu có hiệu lực của JCC và thực hiện chương trình làm việc trong sáu năm đầu

tiên của giai đoạn thăm dò.

Nhà thầu chịu trách nhiệm về tất cả các yêu cầu về tài chính và chịu hoàn toàn rủi ro nếu việc thăm dò không thành công. Khoản tài trợ này dự kiến là Đô la Mỹ. Mọi chi

phí phát sinh của Nhà thầu đều phải chịu sự thu hồi từ Chính phủ.

PSC bao gồm các yêu cầu về chi phí thăm dò hàng năm cho cả sáu năm đầu và bất kỳ phần gia hạn nào.

Các khoản tiền thưởng được trả và số tiền chi tiêu cam kết nêu trong PSC thường

được Nhà thầu và SKK Migas thương lượng và nhất trí trước khi ký PSC.

Trong khi cam kết hàng năm được thiết lập trong PSC, các chi tiết phải được SKK Migas phê duyệt thông qua các chương trình làm việc hàng năm và ngân sách liên

quan (đối với PSC có cơ chế bù đắp chi phí). Thông thường, Chính phủ sẽ yêu cầu

Nhà thầu ký kết hợp đồng thực hiện để trang trải cho ba năm hoạt động đầu tiên của

hợp đồng. Chi tiêu vượt mức có thể được chuyển tiếp nhưng chi tiêu dưới mức chỉ

có thể được thực hiện khi có sự đồng ý của SKK Migas. Việc không thực hiện

nghĩa vụ được yêu cầu có thể dẫn đến việc chấm dứt JCC và bất kỳ khoản chi tiêu

dưới mức nào có thể phải được trả cho Chính phủ cùng với việc mất bất kỳ trái

phiếu thực hiện liên quan nào

Giá thầu thường bao gồm cam kết trả tiền thưởng cho SKK Migas (và ngày càng

nhiều Chính phủ yêu cầu một khoản trái phiếu để trang trải khoản tiền thưởng ký

kết như một phần của giá thầu). Tiền thưởng này có hai loại:

a. Tiền thưởng Chữ ký - được trả trong vòng một tháng kể từ khi ký hợp đồng. Các

khoản thưởng này thường dao động từ 1 triệu - 15 triệu USD.

b. Tiền thưởng sản xuất - phải trả nếu sản lượng vượt quá số thùng quy định mỗi ngày, ví dụ: 10 triệu đô la Mỹ khi sản lượng vượt quá 50.000 bbl / ngày, hoặc sản

lượng tích lũy. B. Thời gian hợp đồng

Các JCC vẫn có hiệu lực trong thời hạn tối đa là ba mươi năm kể từ ngày được phê

duyệt. Sau thời gian này, Nhà thầu có thể nộp đơn lên MoEMR để gia hạn thời hạn tối đa là hai mươi năm cho mỗi lần gia hạn (Điều 14), có thể được đệ trình không sớm hơn mười năm và không muộn hơn hai năm trước khi JCC hết hạn. C.Các sửa đổi đối với JCC Nhà thầu có thể đề xuất sửa đổi các điều khoản và điều kiện của JCC.

Những điều này có thể được Bộ trưởng chấp thuận hoặc từ chối dựa trên ý kiến của

SKK Migas và lợi ích của họ đối với Nhà nước.

D. Quyền lợi tham gia-Chuyển nhượng

Nhà thầu có thể chuyển nhượng một phần hoặc toàn bộ lợi ích tham gia của mình với sự chấp thuận trước của MoEMR và / hoặc SKK Migas, tùy thuộc vào PSC của

họ. Không được phép chuyển phần

lớn lợi ích tham gia cho một công ty không liên kết trong ba năm đầu tiên của giai đoạn thăm dò. Các vấn đề về thuế liên quan đến chuyển giao PSC được thảo luận

trong Chương 3.5, bao gồm cả theo GR 79 đã được sửa đổi bởi GR 27.

Nhà thầu được yêu cầu cung cấp lãi suất tham gia 10% (theo Giá trị sổ sách ròng

(NBV) của chi phí phát sinh cho đến ngày đó) cho một pháp nhân kinh doanh thuộc sở hữu khu vực (BUMD) khi phát hiện thương mại đầu tiên. Vào ngày 29 tháng 11

năm 2016, MoEMR đã ban hành Quy định số 37 năm

2016 về yêu cầu cung cấp 10% lãi suất tham gia vào một lô dầu khí (Quy định 37

của MoEMR). Theo Quy định 37 của MoEMR, Nhà thầu phải “thực hiện” các

nghĩa vụ tài chính đối với khoản lãi 10% tham gia của BUMD và nhận được khoản

hoàn trả từ hoạt động sản xuất dầu khí mà không có bất kỳ sự gia tăng nào.

E. An toàn và sức khỏe nghề nghiệp, quản lý môi trường và phát triển cộng đồng

Các nhà thầu phải tuân thủ các luật và quy định liên quan về sức khỏe và an toàn lao

động, quản lý môi trường và Phát triển cộng đồng địa phương (CD). Đối với các

hợp đồng PSC được thực hiện vào hoặc sau năm 2008, Nhà thầu phải chịu trách

nhiệm rõ ràng về việc thực hiện các chương trình CD trong thời hạn của PSC

Đóng góp của Nhà thầu cho CD có thể bằng hiện vật, dưới dạng cơ sở vật chất và

cơ sở hạ tầng, hoặc thông qua việc trao quyền cho các doanh nghiệp địa phương và

lực lượng lao động. Các hoạt động CD phải được tiến hành với sự tham vấn của Chính quyền địa phương, ưu tiên cho những cộng đồng sống gần khu vực làm việc

nhất. Các nhà thầu được yêu cầu cung cấp kinh phí để thực hiện bất kỳ chương trình CD nào.

F. Tỷ lệ sản xuất để đáp ứng nhu cầu trong nước

Nhà thầu có trách nhiệm đáp ứng nhu cầu dầu thô và / hoặc khí đốt tự nhiên cho các nhu cầu trong nước. Theo GR số 35, tỷ lệ của Nhà thầu trong việc đáp ứng các nhu cầu trong nước được quy định tối đa là 25% tỷ trọng của Nhà thầu trong sản xuất dầu thô và / hoặc khí tự nhiên. GR 79 được sửa đổi bởi GR 27 Điều 24 (8) chỉ ra rằng Nghĩa vụ Thị trường Nội địa (DMO) hiện được đặt ở mức 25%

sản lượng xăng dầu và / hoặc khí đốt tự nhiên được sản xuất.

J. Nhân lực và kiểm soát chi phí và lợi ích của nhân viên

Các nhà thầu nên ưu tiên nhân lực địa phương, nhưng có thể sử dụng nhân lực nước

ngoài về chuyên môn mà nhân lực Indonesia không thể cung cấp. SKK Migas kiểm

soát số lượng vị trí người nước ngoài và các vị trí này được xem xét hàng năm.. Các nhà thầu được yêu cầu cung cấp các chương trình phát triển, giáo dục và đào tạo

cho người lao động Indonesia.

K. Thẩm quyền và Báo cáo Các JCC tuân theo luật pháp Indonesia. Các nhà thầu có nghĩa vụ báo cáo các khám

phá và kết quả chứng nhận trữ lượng dầu và / hoặc khí cho MoEMR / SKK Migas.

Các nhà thầu phải thực hiện các hoạt động của mình phù hợp với các thông lệ kỹ

thuật và công nghiệp tốt, bao gồm việc tuân thủ các quy định về an toàn và sức khỏe nghề nghiệp và bảo vệ môi trường và sử dụng công nghệ thu hồi dầu nâng cao khi

thích hợp.

L. Cơ chế tranh chấp- Trọng tài

SKK Migas đã giới thiệu một cơ chế tranh chấp thu hồi chi phí PSC đặc biệt thông

qua Pedoman Tata

Kerja (PTK) 051.

Điều này cung cấp hướng dẫn cho SKK Migas và Nhà thầu trong việc trì hoãn việc

thu hồi chi phí do kết quả của các phát hiện kiểm toán, phân tích và đánh giá Báo

cáo tài chính hàng quý (FQR), kiểm

toán Ủy quyền chi tiêu tài chính (AFE) Kết thúc, và / hoặc chi phí mà SKK Migas

đặt câu hỏi về tính hợp lệ từ quan điểm pháp lý, kỹ thuật hoặc hoạt động.

Trước khi hoãn việc thu hồi chi phí, các cuộc thảo luận sẽ được tổ chức với các cấp

quản lý

liên tiếp trong SKK Migas và Nhà thầu trong thời gian sáu tháng kể từ khi phát hành báo cáo kiểm toán. Mọi khoản thu hồi chi phí hoãn lại sẽ được giải quyết trong

vòng 90 ngày làm việc thông qua tối đa ba cuộc thảo luận. Trong trường hợp các cuộc thảo luận thất bại, Nhà thầu có thể thực hiện các quyền của mình theo quy

định của PSC.

3.2.3. Hợp đồng chia sẻ sản xuất (PSC)

PSC là loại JCC phổ biến nhất được sử dụng trong lĩnh vực thượng nguồn của Indonesia. Theo PSC (thông thường), Chính phủ và Nhà thầu đồng ý chia nhỏ sản lượng, được đo lường bằng doanh thu, dựa trên tỷ lệ phần trăm đã được PSC thỏa thuận. Chi phí vận hành được thu hồi từ quá trình sản xuất thông qua công thức dầu giá thành của Nhà thầu do PSC

xác định, và Nhà thầu có quyền nhận và định đoạt riêng phần dầu và khí của mình

(với quyền đối với hydrocacbon đi qua điểm xuất khẩu hoặc giao hàng)

PSC đã phát triển qua năm “thế hệ” với các biến thể chính về phân chia chia sẻ sản

xuất. PSC thế hệ thứ hai và thứ ba được phát hành sau năm 1976 đã loại bỏ giới hạn thu hồi chi phí trước đó là 40% doanh thu và xác nhận mức phân chia vốn chủ sở

hữu dầu sau thuế là 85/15 cho SKK Migas và Nhà thầu, tương ứng. Mô hình thế hệ

thứ ba vào cuối những năm 1980 đã giới thiệu First Tranche Petroleum (FTP) và cung cấp các ưu đãi cho các khu vực biên giới, cận biên và biển sâu.

Năm 1994, để kích thích đầu tư vào các vùng sâu vùng xa và biên giới (các tỉnh

miền Đông), Chính phủ đã đưa ra mức phân chia 65/35 sau thuế đối với dầu đối với

các hợp đồng trong khu vực (thế hệ thứ tư). Trước khi hoãn việc thu hồi chi phí, các cuộc thảo luận sẽ được tổ chức với các cấp

quản lý liên tiếp trong SKK Migas và Nhà thầu trong thời gian sáu tháng kể từ khi

phát hành báo cáo kiểm toán. Mọi khoản thu hồi chi phí hoãn lại sẽ được giải quyết

trong vòng 90 ngày làm việc thông qua tối đa ba cuộc thảo luận. Trong trường hợp

các cuộc thảo luận thất bại, Nhà thầu có thể thực hiện các quyền của mình theo quy

định của PSC.SKK Migas đã giới thiệu một cơ chế tranh chấp thu hồi chi phí PSC

đặc biệt thông qua Pedoman Tata Kerja (PTK) 051.Kể từ năm 2008, thế hệ thứ năm

của PSC với cơ chế thu hồi chi phí đã được giới thiệu. Mặc dù việc phân chia vốn

chủ sở hữu sau thuế có thể thương lượng được, nhưng mô hình mới nhất giới hạn

các hạng mục có sẵn để bù đắp chi phí (danh sách âm để bù đắp chi phí theo quy

định theo GR 79 kết hợp với GR 27) và cung cấp các ưu đãi trong các lĩnh vực khác

như thông qua tín dụng đầu tư.

A. Điều khoản thương mại

Khái niệm chung của PSC là Nhà thầu chịu mọi rủi ro và chi phí thăm dò. Nếu không tiến hành sản xuất thì các chi phí này không thể thu hồi được. Nếu quá trình

sản xuất được tiến hành thì Nhà thầu có thể yêu cầu một phần sản xuất để bù đắp chi phí, một khoản tín dụng đầu tư (nếu được cấp) và một khoản lãi vốn chủ sở hữu

sau thuế cho phần sản xuất còn lại.

Các điều khoản của PSC bao gồm: a. Nhà thầu có quyền thu hồi tất cả các chi phí hiện tại cho phép (bao gồm cả chi phí sản xuất), cũng như chi phí thăm dò và vốn được phân bổ; b. Việc thu hồi chi phí thăm dò chỉ giới hạn trong sản xuấtphát sinh từ “lĩnh vực” đã ký hợp đồng có PoD được phê duyệt - cách ly hiệu quả việc thu hồi chi phí đối với “lĩnh vực” ban đầu và sau đó là các

“lĩnh vực” tiếp theo (các PSC thế hệ trước không “khoanh vùng hàng rào” bởi PoD

và / hoặc theo lĩnh vực);

c. Nhà thầu được yêu cầu trả một loạt các khoản tiền thưởng bao gồm tiền thưởng

ký kết, học vấn (lịch sử) và tiền thưởng sản xuất. Phần thưởng sản xuất có thể được xác định trên cơ sở tích lũy.Các khoản tiền thưởng này không thể thu hồi chi phí

hoặc không được khấu trừ thuế;

d. Nhà thầu đồng ý với một chương trình làm việc với chi phí thăm dò tối thiểu trong một số năm nhất định;

e. Tất cả thiết bị, máy móc, hàng tồn kho, nguyên liệu và vật tư mà Nhà thầu mua

đều trở thành tài sản của Nhà nước khi họ hạ cánh tại Indonesia. Nhà thầu có quyền

sử dụng và giữ quyền giám sát trong quá trình hoạt động. Nhà thầu có quyền truy cập vào các dữ liệu thăm dò, khai thác và địa chất, địa vật lý nhưng dữ liệu vẫn là

tài sản của MoEMR;

f. Mỗi Nhà thầu chia sẻ sản lượng của mình trừ đi các khoản khấu trừ để thu hồi chi

phí hoạt động đã được phê duyệt của Nhà thầu. Mỗi Nhà thầu phải nộp và đáp ứng

các nghĩa vụ thuế của mình một cách riêng biệt;

g. Nhà thầu chịu mọi rủi ro khi thăm dò;

h. Trước đây, mỗi Nhà thầu phải chịu FTP là 15% (đối với các lĩnh vực ở Đông

Indonesia và một số ở Tây Indonesia theo gói khuyến khích năm 1993) hoặc 20%

(đối với các lĩnh vực khác). Điều này đã được tính toán trước khi có bất kỳ khoản

tín dụng đầu tư hoặc thu hồi chi phí nào. Các hợp đồng gần đây quy định việc chia

sẻ FTP là 20%;

i. Nhà thầu được yêu cầu cung cấp một phần dầu thôsản xuất để đáp ứng một DMO.

Số lượng và giá dầu DMO được quy định trong thỏa thuận. Các hợp đồng mới yêu

cầu khí DMO; j. Sau khi sản xuất thương mại, Nhà thầu có thể được quyền thu hồi một khoản tín

dụng đầu tư trước đây từ 17% đến 55% chi phí (được thương lượng như một phần của phê duyệt PoD) phát sinh trong việc phát triển các cơ sở sản xuất dầu thô;

k. Nhà thầu được yêu cầu từ bỏ các phần của khu vực hợp đồng dựa trên lịch trình

quy định trong PSC B. Nguyên tắc thu hồi chi phí Các nguyên tắc thu hồi chi phí cơ bản bao gồm việc cho phép các hạng mục sau: a. Vốn năm hiện tại (chi phí khấu hao năm hiện tại) và chi phí ngoài vốn b. Vốn chưa thu hồ của những năm trước và chi phí ngoài vốn c. Chi phí hàng tồn kho

d. Các chi phí chung của văn phòng tại nhà được tính cho các hoạt động

e. Chi phí bảo hiểm và chứng từ yêu cầu bảo hiểm

3.2.3.1. Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu chi phí

A. Tín dụng đầu tư

Để ghi nhận sự chậm trễ trong việc tạo ra thu nhập vốn có trong quá trình thăm dò, một khoản tín dụng dao động từ 17% đến 55% chi phí vốn để phát triển, phương

tiện vận tải và sản xuất đã có từ trước

B. Dầu chi phí Các khoản chi phí thường được phép để bù đắp các chi phí bao gồm:

+ Chi phí vận hành

+Khấu hao

….

3.2.3.2. Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu

A. Cổ phần vốn chủ sở hữu

Bất kỳ lượng dầu nào còn lại sau khi 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 tỷ lệ

chia dầu 85/15 (65/35 cho các khu vực biên giới) cho SKK Migas và Nhà thầu

tương ứng. Đây là khoản phân bổ sau thuế mà Nhà thầu được quyền nâng lên sau

khi nộp thuế theo thuế suất đặc biệt (tức là khi PSC được ký kết)

B. DMO Nhà thầu được yêu cầu cung cấp tối đa 25% tổng sản lượng dầu cho thị trường nội

địa

từ thị phần sản xuất vốn chủ sở hữu của mình. Dầu DMO hài lòng khi sử dụng dầu

cổ phần độc quyền

của FTP.

Dầu DMO có thể hấp thụ toàn bộ phần vốn góp của Nhà thầu. Nếu không có đủ sản lượng để đáp ứng

DMO dầu thì không có bất kỳ khoản thiếu hụt nào được chuyển sang. Nói chung,

trong năm năm đầu tiên sau khi bắt đầu sản xuất thương mại, Nhà thầu được SKK Migas thanh toán

toàn bộ giá trị cho

dầu DMO của mình. Điều này được giảm xuống 10% của mức giá đó cho các năm

tiếp theo. Giá được sử dụng là Giá Trung bình Gia quyền (WAP). Các thế hệ PSC trước đó được cung cấp

với mức giá chỉ

0,20 USD / thùng.

C. Định giá dầu

Để xác định việc chia sẻ sản lượng và cho các mục đích tính thuế, dầu được định

giá bằng cách sử

dụng giá Brent và biến số alpha được xác định bởi MoEMR. Giá trị được tính hàng

tháng bởi SKK

Migas. Theo PSC, Nhà thầu nhận được dầu hoặc các sản phẩm hiện vật để thanh

toán chi phí và phần

vốn chủ sở hữu của mình. Điều này làm cho việc xác định giá quy đổi dầu thành Đô

la Mỹ là cần

thiết để tính toán thu hồi chi phí, thuế và các khoản tài chính khác như nâng dưới /

quá mức. Trước đây, ICP được xác định hàng tháng bởi BP Migas / Pertamina dựa trên giá

giao ngay trung bình động của một rổ một số loại dầu thô giao dịch quốc tế, nhưng giá trị của nó không tính đến

những biến động đáng kể trong biến động của giá dầu và được xem xét. thiếu vì lý

do này. Các tính toán thuế hàng tháng dựa trên ICP và vòng đời thực tế của Nhà thầu. Quyền lợi thực tế của Nhà thầu PSC hàng năm vào cuối năm (chi phí cộng với thùng vốn chủ sở hữu) dựa trên ICP trung bình trong năm. ICP trung bình trong năm tương ứng được gọi là WAP.

3.2.3.3. Cổ phần vốn chủ sở hữu-Khí

A. Chia sẻ sản xuất-Khí đốt

Đối với khí đốt, mức phân chia sau thuế thường là 70/30 cho Chính

phủ và Nhà thầu mặc dù một số PSC cũ hơn dựa trên mức phân chia sau thuế là

65/35. Sau gói khuyến khích năm 1995, các nhà thầu khí đốt của Tỉnh Miền Đông sử dụng mức phân chia sau thuế là 60/40

B. Giá gas trong nước

Việc định giá khí trong các hợp đồng cung cấp trong nước được thực hiện thông

qua các cuộc đàm phán trên cơ sở từng mỏ giữa SKK Migas, người mua và nhà sản

xuất riêng lẻ dựa trên tính kinh tế của việc phát triển một mỏ khí cụ thể. Trước đây,

tất cả khí đốt trong nước phải được cung cấp cho Pertamina theo một thỏa thuận

cung cấp khí đốt. Sau đó, Pertamina đến lượt mình bán khí đốt cho người tiêu dùng

cuối cùng. Giá đã được cố định cho một nguồn cung cấp được chỉ định trong suốt

thời gian của hợp đồng. Theo Luật số 22, các nhà sản xuất cá nhân có thể bán trực tiếp cho người dùng cuối

với các điều khoản và điều kiện hợp đồng được thương lượng trực tiếp giữa nhà sản xuất và người mua (với sự hỗ trợ từ SKK Migas). Tuy nhiên, Chính phủ vẫn tiếp tục có sự tham gia của Chính phủ vào các hợp đồng hướng tới một số người mua trong nước thay vì các nhà sản xuất ưa thích xuất khẩu do giá cả và các điều khoản thuận lợi. Các thỏa thuận nhận hoặc trả đã được thương lượng trong một số trường hợp. Mặc dù khái niệm này đã được chấp nhận từ lâu trong chính sách về cách xử lý thuế, nhưng quan điểm kế toán (ghi nhận doanh thu) và báo cáo khác nhau trong thực tế.

Các nhà thầu PSC và các nhà đầu tư tiềm năng cũng nên xem xét rủi ro tín dụng vốn

có trong bất kỳ thỏa thuận mua bán khí trong nước nào khi đàm phán các điều

khoản và điều kiện hợp đồng và cách họ có thể tự bảo vệ mình.

3.2.4. Thuế và Hải quan

Quy định trong GR27

3.2.4.1. Thu hồi chi phí/thuế

GR79/27 yêu cầu phải có sự đối xử thống nhất giữa thu hồi chi phí và thuế. Để đáp ứng tính đồng nhất, số lượng vẫn phải:

-Được chi cho các hoạt động sản xuất thu nhập

-Đáp ứng chiều dài cánh tay nguyên tắc (đối với giao dịch với bên liên kết)

- Hãy kiên định với diều tốt thực hành kinh doanh và kỹ thuật - Được SKK Migas phê duyệt và được đưa vào chương trình làm việc và Ngân sách

liên quan

3.2.4.2. Thuế gián thu

Thuế gián thu, thuế khu vực và thuế khu vực được nêu là chi phí có thể thu hồi

được. Các loại thuế gián thu bao gồm VAT, Thuế nhập khẩu, Thuế đất và xây dựng

(PBB) khoảng 0,5%, thuế khu vực và thuế khu vực. Những khoản thuế này thường

được hoàn lại trong quá khứ.

Thuế Nhập khẩu và các loại thuế nhập khẩu khác (chẳng hạn như thuế GTGT và

Điều 22 Thuế thu nhập) liên quan đến hoạt động thăm dò và khai thác thường được

miễn .

Giảm PBB cho các PSC thăm dò

Vào ngày 31 tháng 12 năm 2014, và để đáp ứng yêu cầu trên, Bộ Tài chính đã ban

hành Quy định số 267/2014 (“PMK 267”) cung cấp các ưu đãi về thuế cho các PSC

thăm dò dưới hình thức giảm PBB. Mức giảm được cấp trên thành phần bề mặt phụ và có thể lên tới 100% PBB do

thành phần đó. Ưu đãi này áp dụng cho năm 2015 trở đi khi Nhà thầu đáp ứng các yêu cầu sau:

a. PSC của nó được ký sau ngày 20 tháng 12 năm 2010 (tức là ngày GR 79 có hiệu

lực); b. Đã gửi SPOP (thông báo về các đối tượng PBB) cho DGT; và c. Đã cung cấp thư giới thiệu từ MoEMR quy định rằng đối tượng PBB vẫn đang ở giai đoạn thăm dò.

Việc cắt giảm được cấp hàng năm trong thời gian tối đa là sáu năm kể từ ngày ký

PSC và có thể được gia hạn lên đến bốn năm (tùy thuộc vào thư giới thiệu từ

MoEMR).

3.2.4.3. Chi phí Trụ sở chính

Chi phí tại Trụ sở chính có thể thu hồi được tùy thuộc vào:

a. Chi phí hỗ trợ các hoạt động diễn ra ở Indonesia;

b. Nhà thầu cung cấp báo cáo tài chính đã được kiểm toán của trụ sở chính và phác thảo phươngpháp phân bổ chi phí này (theo phê duyệt của SKK Migas); và C. Phân

bổ trụ sở chính không vượt quá mức trần theo Quy định số 256 / PMK.011 / 2011

của Bộ Tài chính là tối đa 2% chi tiêu (tùy thuộc vào sự chấp thuận của SKK

Migas) là chi tiêu tích lũy trong quá trình thăm dò và chi tiêu hàng năm sau đó.

3.2.4.4. Chi phí nâng sau

Một số chi phí sau nâng nhất định, bao gồm cả chi phí vận chuyển khí tự nhiên

(chẳng hạn như chi phí

tiếp thị được SKK Migas phê duyệt) và các hoạt động sau thượng nguồn khác có

thể được thu hồi

3.2.4.5. Thuế thu nhập a. Thuế thu nhập với nhà thầu

Trong trường hợp đơn vị có liên quan có quyền lợi trong một PSC được ký trước

năm 1984, thuế suất Thuế thu nhập hiện hành đang áp dụng phải là 45%. Tỷ lệ này

đã giảm xuống 35% vào năm 1984, và sau đó là 30%

vào năm 1995 cho đến năm 2008. Tỷ lệ này tiếp tục giảm xuống 28% vào năm 2009

và 25% bắt đầu từ năm 2010 dựa trên Luật thuế thu nhập mới số 36/2008. có hiệu

lực từ ngày 1 tháng 1 năm 2009.

Giả định chung trong những năm đầu cấp phép PSC là các đơn vị PSC sẽ được thành lập ở nước ngoài. Trên cơ sở này, lợi nhuận sau thuế của một đơn vị PSC phải

chịu một BPT nữa. Thuế này do thuế suất 20% làm tăng tổng mức thuế Thu nhập (giả sử) là 56% đối với các PSC trước năm 1984 (tức là 45% cộng thêm (55% x

20%)). Trong PSC liên quan, con số này được thể hiện dưới dạng tỷ trọng sản xuất

(tổng thuế) là 0,3409 đối với dầu (tức là 15% / 1-.56%) và 0,6818 đối với khí (tức là 30% / 1- Để đảm bảo lợi nhuận sau thuế không đổi, tỷ trọng tổng thuế này đã thay đổi trong những năm qua do thuế suất Thuế thu nhập chung củaIndonesia đã được hạ xuống. Ngoài ra, trong một số vòng đấu thầu của PSC, mức thuế thuần của Nhà thầu đã tăng lên (lên đến) 25% đối với dầu và 40% đối với khí. Điều này cũng dẫn đến sự

thay đổi trong tỷ lệ phân chia tổng sản lượng.

Tỷ lệ BPT có thể được giảm bằng một hiệp định thuế. Tuy nhiên, ngoại trừ một số ít

các hiệp ước (đáng chú ý nhất là với Hà Lan, Anh, Malaysia và Singapore - mặc dù

có những hiệp ước khác), việc cắt giảm BPT trong một hiệp ước thuế không áp

dụng cho các hoạt động của PSC.

Bất kỳ việc giảm tỷ lệ BPT nào cũng có thể dẫn đến việc tăng tỷ trọng sản xuất sau

thuế của đơn vị PSC. Do đó, các cơ quan có liên quan của chính phủ Indonesia

trong lịch sử đã tranh chấp quyền của một thực thể PSC trong việc sử dụng các lợi

ích của hiệp ước. Vào cuối những năm 1990, vấn đề này đã dẫn đến việc hủy bỏ

hiệp ước của Hà Lan (mặc dù điều này đã được đàm phán lại sau đó) và đe dọa hủy

bỏ các hiệp ước khác bao gồm cả hiệp ước với Vương quốc Anh. Năm 1999, Bộ Tài

chính đã ban hành chỉ thị rằng cần tăng tỷ trọng sản xuất của Chính phủ để bù đắp

cho bất kỳ cơ quan PSC nào sử dụng các nhượng bộ của hiệp định.

Phép tính "tổng thuế" bao gồm trong phần sản xuất giả định rằng một chủ sở hữu PSC là công ty nước ngoài có trách nhiệm pháp lý đối với BPT ở mức 20%.

Tuy nhiên, PSC có thể được trao cho một tổ chức Indonesia. Trong trường hợp như

vậy, công thức phân chia sản lượng thường sẽ không thay đổi và do đó, giả định

thuế khấu trừ cổ tức (chứ không phải BPT) cũng ở mức 20%.

Trong trường hợp PSC được nắm giữ bởi một tổ chức Indonesia với các cổ đông Indonesia, việc đánh thuế cổ tức phải tuân theo các quy tắc đánh thuế chung. Theo

các quy tắc này, đối với một pháp nhân Indonesia, thu nhập từ cổ tức thường được miễn thuế khi pháp nhân cổ đông nhận nắm giữ không dưới 25% vốn của pháp nhân trả cổ tức. Tuy nhiên, không rõ ràng rằng bất kỳ khoản giảm Thuế Thu nhập nào liên quan đến PSC sẽ được chấp nhận trên thực tế. b. Thuế thu nhập nhân viên

Đối với các đơn vị PSC (đóng vai trò là đơn vị vận hành), các thỏa thuận về thuế

đối với người lao động phần lớn giống với các thỏa thuận đối với người sử dụng lao

động khác. Trên cơ sở này, nhà điều hành có nghĩa vụ

khấu trừ và nộp thuế Thu nhập, đồng thời khai báo hàng tháng, theo Điều 21 hoặc 26 của luật Thuế thu nhập. Điều khoản (và do đó thuế suất) thay đổi tùy theo nơi cư

trú của nhân viên (vui lòng tham khảo Hướng dẫn thuế bỏ túi của PwC để biết thêm

chi tiết).

3.2.4.6. Thuế khấu trừ (WHT)

Đối với các thực thể PSC (khi đóng vai trò là nhà điều hành), nghĩa vụ WHT phần

lớn giống với các nghĩa vụ đối với những người nộp thuế khác.

Trên cơ sở này, nhà điều hành có nghĩa vụ khấu trừ và nộp thuế Thu nhập, đồng thời khai báo WHT hàng tháng, phù hợp với các quy định khác nhau của luật Thuế

thu nhập (vui lòng tham khảo Hướng dẫn về Thuế thu nhập của PwC để biết thêm

chi tiết).

Đối với các thực thể PSC, các nghĩa vụ WHT phổ biến nhất phát sinh liên quan đến:

một. Xử lý "máy quay" hoặc nhân viên bán cố định tương tự. Điều này chủ yếu

liên quan đến việc đảm bảo rằng các mức thuế suất chính xác được áp

dụng; và

một. Cho thuê đất và xây nhà (tức là Điều 4 (2) - thuế cuối cùng tại

b. Việc đối xử không dùng tiền mặt “lợi ích bằng hiện vật”. Các

10%);

sự đối xử có thể thay đổi tùy theo thời đại của PSC, liệu nhân viên

có đang làm việc ở những “vùng sâu vùng xa” được chỉ định hay không

và liệu nhà điều hành có yêu cầu bù đắp chi phí vì lợi ích liên quan

hay không. b. Thuế suất thu nhập được coi là (ví dụ: Điều 15, đối với giao hàng tại

Hơn nữa, nhân viên cư trú không có NPWP (số nhận dạng người đóng thuế) phải chịu khoản phụ phí 20% đối với thu nhập có nguồn gốc Indonesia ngoài WHT

tiêu chuẩn.1,2% và 2,64%);Trên cơ sở này, một tổ chức PSC cần đảm bảo rằng tất

cả nhân viên (bao gồm cả người nước ngoài cư trú) có được NPWP cá nhân của họ, đặc biệt nếu một tổ chức PSC cung cấp tiền lương trên cơ sở thuế thuần. c. Các khoản thanh toán cho việc cung cấp dịch vụ, v.v. của người cư trú về thuế (Điều 23 - ở mức 2%); và d. Các khoản thanh toán cho việc cung cấp dịch vụ, v.v

3.2.4.7. VAT

* Chung

Việc bán hydrocacbon được lấy trực tiếp từ nguồn hiện được miễn

thuế GTGT. Do đó, các đơn vị PSC chưa bao giờ cấu thành doanh nghiệp chịu thuế

cho mục đích VAT và chưa bao giờ được đăng ký cho mục đích

VAT. Rõ ràng vào ngày 28 tháng 12 năm 2012, Bộ trưởng Bộ Tài chính đã ban

hành Quy định số 252 (Bộ Tài chính số 252) xác nhận rằng một số loại vật tư khí

đốt được miễn thuế GTGT.Việc bán hydrocacbon được lấy trực tiếp từ nguồn hiện được miễn thuế GTGT. Do đó, các đơn vị PSC

chưa bao giờ cấu thành doanh nghiệp chịu thuế cho mục đích VAT và chưa bao giờ

được đăng ký cho mục đích VAT.

b. Được miễn (thường đối với hàng nhập khẩu);Chúng bao gồm khí tự nhiên được vận chuyển qua đường ống, Khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) và

Khí tự nhiên nén (CNG). Tuy nhiên, Khí Dầu mỏ Hóa lỏng (LPG) đóng trong chai

và “sẵn sàng tiêu thụ công cộng” phải chịu thuế VAT 10%

IV. Tóm tắt

Mặc dù phát triển từ rất sớm, vốn là một quốc gia hùng mạnh về công nghiệp dầu

khí khi đã từng là thành viên của OPEC, xong tình hình phát triển lại đang có sự suy

thoái mặc dù nhu cầu sử dụng dầu khí trong nước vẫn không ngừng tăng. Lý do

cũng chính do hệ thống tài khóa của Indonesia trước năm 2017 vẫn còn nhiều bất

cập, khi các chính sách vẫn còn không rõ ràng cũng như không hấp dẫn được các

nhà đầu tư nên trữ lượng cũng như sản lượng khai thác hàng năm rất bất ổn, nếu có

tăng thì tăng với tỷ trọng rất bé do càng ngày càng có ít nhà đầu tư mặn mà với việc

thăm dò cũng như sản xuất dầu khí tại đây. Tuy nhiên sau năm 2017 do có sự cải

tạo chính sách về thu hồi chi phí và thuế với nhiều ưu đãi và rõ ràng hơn nên kì

vọng về sự phuc hồi của ngành dầu khí tại Indonesia