VSP được thành lập trên cơ sở Hiệp định liên Chính phủ giữa Việt Nam và Liên Xơ ký ngày 19.06.1981 để tiến hành thăm dò địa chất và khai thác dầu khí ở thềm lục địa Phía Nam Việt Nam. Ngày 19.11.1981, Hội đồng Bộ trưởng Việt Nam (nay là Chính phủ) ký quyết định số 136/HĐBT cho phép VSP hoạt động trên lãnh thổ ở thềm lục địa và trong vùng đặc quyền kinh tế Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.
Xuất phát từ yêu cầu đổi mới mà nội dung chủ yếu là xóa bỏ cơ chế tập trung quan liêu, bao cấp, chuyển sang cơ chế hạch toán kinh tế, tự chủ kinh doanh của các đơn vị kinh tế, đặc biệt là Luật đầu tư nước ngoài của Việt Nam ra đời năm 1987, ngày 16.07.1991 Hiệp định liên Chính phủ giữa Việt Nam và Liên Xơ về việc tiếp tục hợp tác trong lĩnh vực thăm dị địa chất và khai thác dầu khí ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam trong khn khổ VSP được ký kết. Hiệp định này bổ sung và thay thế Hiệp định liên Chính phủ năm 1981. Theo Hiệp định mới, khu vực hoạt động của VSP được xác định trong các lô 09, 16 và 05. Đến ngày 01.01.1994, sau khi hồn thành giai đoạn thăm dị, VSP hồn trả lại diện tích, trừ diện tích các mỏ đang khai thác có hiệu quả. Khu vực hoạt động của VSP được giới hạn trong phạm vi đường ranh giới chứa dầu khí của các mỏ Bạch Hổ và Rồng thuộc lơ 09-1.
Vào các năm 1999 và 2001, trên cơ sở Nghị định thư bổ sung Hiệp định liên Chính phủ 1991, các lô 17 và 04-3 được giao cho VSP tiến hành tìm kiếm thăm dị bằng lợi nhuận hoạt động dịch vụ (lô 17) và lãi rịng của hai Phía (lơ 04-3). Khi có phát hiện thương mại sẽ chuyển sang giai đoạn khai thác theo thỏa thuận riêng giữa hai Phía.
Thời gian hiệu lực của Hiệp định 1991 được quy định là 20 năm tính từ ngày 01.01.1991, nghĩa là sẽ kết thúc vào cuối năm 2010. Ngày 27.05.1993 đã ký kết Hiệp định giữa Chính phủ Việt Nam và Chính phủ Liên bang Nga về việc Liên bang Nga thừa kế quyền và nghĩa vụ của Bên Liên Xô trước đây được quy định trong Hiệp định 16.07.1991.
Cơ chế tài chính của VSP được chia thành hai giai đoạn gắn liền với Hiệp định 1981 và Hiệp định sửa đổi năm 1991.
Cơ chế tài chính giai đoạn 1981-1990 :
Thời kỳ 1981-1985 : Hai nước góp vốn bằng hiện vật là chủ yếu.
Việc thực hiện góp vốn bằng hiện vật có những nhược điểm rất lớn đó là việc hình thành giá của các bên góp vốn. Hai bên đều muốn tăng thêm phần góp vốn của mình nên việc hình thành giá của các bên góp vốn cao, nhiều vật tư thiết bị chưa thực sự phù hợp với kế hoạch sản xuất, dẫn đến dư thừa tồn kho...
Thời kỳ 1986-1990 :
Để khắc phục nhược điểm ở giai đoạn 1981-1985 hai bên chuyển sang góp vốn trực tiếp bằng tiền với các loại tiền như: Ngoại tệ mạnh để thanh toán với các nước thứ ba; Rúp chuyển nhượng để thanh toán cho việc cung cấp vật tư thiết bị và dịch vụ từ Liên Xô; Đồng Việt Nam để thanh tốn các chi phí tại Việt Nam và được quy ra Rúp chuyển nhượng (theo tỷ giá mậu dịch và phi mậu dịch) để hạch tốn. Hình thức góp vốn này đã tạo cho VSP những thuận lợi vì mang tính chủ động mua những hàng hóa cần thiết phù hợp với q trình sản xuất và lợi ích kinh tế, lựa chọn được cơng nghệ tiên tiến.
Mơ hình về phân chia lợi nhuận của VSP được mô tả ngắn gọn theo Hiệp định 1981 cho giai đoạn 1981-1990 (hình 1.3.).
Doanh thu bán dầu tính theo giá xuất xưởng
Lợi nhuận sản xuất hàng năm
(100%) Giá thành dầu thơ để lại VSP để bù đắp chi phí
Lợi nhuận phía
Nga (50%) Việt Nam (50%) Lợi nhuận phía
Hình 1.3. Mơ hình phân chia lợi nhuận của VSP theo Hiệp định 1981
Giai đoạn từ năm 1991 đến nay : Giai đoạn này VSP hoạt động theo Hiệp định sửa đổi liên chính phủ giữa Việt Nam và Liên Xô(cũ) ký ngày 16 tháng 7 năm 1991. Nội dung về cơ chế tài chính có những điểm mới như:
Từ 01 tháng 01 năm 1991 VSP hoạt động trên nguyên tắc hạch toán kinh tế độc lập, tự cấp vốn và tự hoàn vốn. Vốn pháp định của VSP đến 01/1/1991 đánh giá là 1500 triệu USD, trong đó phần của mỗi bên là 750 triệu USD. Hiệp định quy định trong q trình hoạt động của mình VSP khơng được giảm vốn pháp định. Việc tăng vốn pháp định được tiến hành theo sự thỏa thuận giữa các phía tham gia VSP. Do vậy, VSP không lập quỹ khấu hao TSCĐ và không phải nộp tiền khấu hao TSCĐ. Khi giải thể VSP thì TSCĐ sẽ được tiến hành đánh giá lại có tính đến sự hao mịn hữu hình và vơ hình của chúng (Điều 21 Hiệp định). Việc quy định này trong Hiệp định có lợi cho phía Việt Nam vì :
- Trong quá trình hoạt động của VSP bên nước ngồi sẽ khơng thể rút vốn đầu tư dần dần về nước qua khấu hao TSCĐ mà không phải chịu thuế chuyển lợi nhuận về nước, trong khi đó nếu chuyển lợi nhuận về nước thì phải chịu thuế chuyển lợi nhuận là 5%.
- Phần thuế lợi tức của Nhà nước thu được nhiều hơn.
Việc tính khấu hao và hạch toán kế toán khấu hao TSCĐ của VSP chỉ có giá trị để tính hiệu quả sử dụng TSCĐ và phù hợp với quy chế hạch toán và chế độ báo biểu theo quy định, tuy không được thể hiện như một khoản chi tài chính, nhưng đã góp phần quản lý TSCĐ.
xuất của mình. Giá thuê hiện nay như sau: - Mặt đất với giá thuê 4 USD/m2/năm
- Mặt nước(Cảng) với giá thuê 500 USD/ha/năm, - Mặt biển :
Vùng khai thác Công nghiệp với giá thuê 800 USD/Km2/năm, Vùng khai thác thử với giá thuê 400 USD/Km2/năm,
Ngoài cấu tạo mỏ với giá thuê 8.000 USD/năm,
VSP được miễn thuế hải quan trên lãnh thổ Việt Nam trong khi chuyển đến và chuyển đi các vật tư, thiết bị và hàng hóa phục vụ cho hoạt động thăm dị và khai thác dầu khí.
VSP sử dụng phải trả tiền thuế xuất khẩu là 4% số lượng dầu thơ xuất khẩu
(trong đó khơng tính phần dầu khí thuộc thuế tài nguyên của Nhà nước).
Phân chia dầu:
- VSP trả thuế tài nguyên (Royalty) cho nhà nước Việt Nam với mức 18%
khối lượng sản phẩm hàng hóa hàng năm(dầu) dưới dạng hiện vật hoặc bằng tiền. - Để lại cho VSP tới 35 % khối lượng sản phẩm hàng hóa hàng năm(dầu) để cấp vốn hoạt động và lập các quỹ tương ứng của VSP. Tỷ trọng của phần dầu để lại hàng năm phụ thuộc vào quy mô sản xuất các năm do các kỳ họp Hội đồng VSP quyết định, thực tế từ năm 1993 đến nay tỷ lệ để lại là từ 25% đến 28%.
- Phần sản phẩm hàng hóa hàng năm (dầu) sau khi trừ đi phần dùng để trả thuế tài nguyên và phần để lại cho VSP sử dụng, phải chịu thuế lợi tức với mức thuế là 40% (Quy định tại Điều 13 Hiệp định liên chính phủ). Hai năm đầu thực hiện cơ chế mới năm 1991 VSP được miễn thuế lợi tức, năm 1992 mức thuế này được giảm 50%.
- Phần sản phẩm hàng hóa cịn lại (dầu) được coi là lợi nhuận và được chia cho hai phía tham gia VSP với tỷ lệ của hai bên trong vốn pháp định. Phần lợi nhuận của Phía Nga dưới dạng tiền khi chuyển ra khỏi biên giới Việt Nam phải chịu thuế (thuế chuyển lợi tức) với mức thuế là 5%.
1991 (hình 1.4.).
Doanh thu bán dầu
Dầu lãi trước thuế Phần dầu để lại cho VSP để bù đắp chi phí (35%)
Thuế tài nguyên
(18%) Dầu lãi chưa phân phối (100%) Thuế lợi tức (40%)
Lợi nhuận phía Nga (50%)
Lợi nhuận phía Việt Nam
(50%) Lợi nhuận thuần túy phía Nga Thuế chuyển lợi nhuận về nước (5%)
Hình 1.4. Mơ hình về phân chia lợi nhuận của VSP theo Hiệp định sửa đổi 1991
Việc hạch toán kế toán và thống kê trong VSP được tiến hành từ 01/1/1991 bằng Đô la Mỹ, phù hợp với luật pháp Việt Nam, bằng tiếng Việt và tiếng Nga. Hàng năm phải trình cho các Phía tham gia báo cáo về hoạt động kinh tế, tài chính của mình.
Thời gian đầu mới thành lập việc hạch tốn chi phí hoạt động thăm dị và khai thác dầu khí của VSP được tiến hành kết hợp phương pháp kế toán của Liên xô với các quy định của Bộ Tài Chính Việt Nam. VSP tổ chức bộ máy hạch tốn chi phí hoạt động dầu khí theo hình thức tập trung: Tồn bộ chi phí tìm kiếm thăm dị và phát triển mỏ được đưa vào giá trị đầu tư xây dựng cơ bản và làm tăng giá trị tài sản cố định. Chi phí tìm kiếm thăm dị được hình thành và tạo nên giá trị của những tài sản vơ hình, các chi phí phát triển mỏ gồm các chi phí giếng khoan khai thác, xây dựng giàn khoan, đường ống dẫn dầu nội bộ mỏ, kho chứa dầu, các cơ sở vật chất cơng nghiệp trên bờ, đội tàu thuyền, hình thành những tài sản cố định hữu hình; Chi phí xây dựng các cơng trình phát triển mỏ được hạch tốn vào chi phí đầu tư; Chi phí thường xun nhằm duy trì việc khai thác dầu cơng nghiệp được hạch tốn vào
chi phí khai thác dầu.
Nguồn vốn để hồn những chi phí thường xun trong q trình sản xuất từ khi xây dựng cơ bản đến khi VSP khai thác dầu thô được bù đắp từ phần tiền bán dầu thơ do Hai phía tham gia Việt Nam và Nga để lại cho VSP.
Kết quả hoạt động sản xuất- kinh doanh của VSP giai đoạn 1981-2006:
Các chỉ tiêu khai thác và doanh thu của VSP giai đoạn 1981-2006 được thể
hiện trong bảng 1.2.
Bảng 1.2. Các chỉ tiêu khai thác và doanh thu VSP giai đoạn 1981-2006
Chỉ tiêu vị tính Đơn Giai đoạn 1981- 1990 Giai đoạn 1991- 1995 Giai đoạn 1996- 2000 Giai đoạn 2001- 2005 Năm 2006 Toàn bộ 1981- 2006 Khối lượng khai
thác dầu Bạch Hổ và Rồng ng. tấn 5 227,7 29 397,8 53 366,9 62 815,9 9 806,3 160 614,6 Đưa khí vào bờ tr.m3 202,9 4 837,7 10 008,4 1 892,4 16 941,4 Doanh thu bán dầu USD tr. 731,8 3 906,2 7 955,1 15 838,7 5 018,5 33 450,2 Phần dầu để lại VSP -"- 1 222,4 2 152,7 3 959,7 1 254,6 8 489,4 Thu nhập Phía Việt Nam -"- 2 098,3 4 720,3 10 614,9 3 550,4 20 983,8 -Thuế tài nguyên -"- 703,1 1 431,9 2 851,0 903,3 5 889,3 -Thuế xuất khẩu -"- 119,5 269,6 457,5 137,6 984,2
-Thuế lợi tức -"- 601,6 1 725,0 4 406,8 1 673,0 8 406,4 -Lợi nhuận Việt
Nam -"- 674,1 1 293,8 2 899,6 836,5 5 703,9 Lợi nhuận Phía
Nga -"- 685,4 1 342,4 2 974,2 863,4 5 865,4 Doanh thu từ
dịch vụ bên
ngoài -"- 40,5 115,1 268,8 45,6 470,0
Theo bảng 1.2., tính đến hết năm 2006 VSP đã khai thác 160,6 triệu tấn dầu, trong đó từ mỏ Bạch Hổ 155,3 triệu tấn và mỏ Rồng 5,3 triệu tấn. Doanh thu xuất
khẩu dầu thô đến hết năm 2006 đạt 33,4 tỷ USD. Từ doanh thu bán dầu, VSP đã nộp vào ngân sách Nhà nước và lợi nhuận Việt Nam gần 21 tỷ USD, lợi nhuận Phía Nga gần 5,9 tỷ USD. Đã thu gom và cung cấp vào bờ gần 17 tỷ mét khối khí và condensate quy đổi. Ngoài ra, hàng năm bằng việc tận dụng kinh nghiệm, các thiết bị nhàn rỗi, VSP đã thực hiện các cơng trình trọng điểm của nhà nước cũng như làm dịch vụ cho các công ty dầu khí khác với doanh thu 470 triệu USD.
Tổng chi phí đầu tư xây dựng mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng của VSP tính đến
01/1/2006 là 4089,43 triệu USD, trong đó mỏ Bạch Hổ là 3701,5 triệu USD chiếm 90,5%, mỏ Rồng là 387,9 triệu USD chiếm 9,5% (Xem bảng 1.3).
Bảng 1.3. Chi phí đầu tư mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng tính đến 01/1/2006
Danh mục chi phí triệu VSP Mỏ Bạch Hổ Mỏ Rồng
USD %
triệu
USD %
triệu
USD %
Chi phí nghiên cứu thăm dị khai thác, nghiên cứu địa chất
địa vật lý 275,2 6,7% 211,6 5,7% 63,6 16,4%
Chi phí giếng khoan 1253 30,6% 1143 30,9% 110,2 28,4% Chi phí giàn khoan cố định 661,4 16,2% 537,8 14,5% 123,6 31,9% Chi phí giàn khoan nhẹ 125,2 3,1% 112,1 3,0% 13,1 3,4% Giàn công nghệ trung tâm số 2 158,7 3,9% 158,7 4,3%
Tổ hợp công nghệ trung tâm 201,7 4,9% 201,7 5,4% Giàn bơm ép nước
PPD40000m3 122,9 3,0% 122,9 3,3%
Giàn nén khí lớn nhỏ 95,75 2,3% 95,75 2,6%
Kho nổi chứa xuất dầu 222,6 5,4% 222,6 6,0%
Giàn khoan tự nâng 152 3,7% 127,3 3,4% 24,72 6,4% Đường ống ngầm 157,8 3,9% 133,3 3,6% 24,52 6,3% Cơng trình bờ 425,3 10,4% 403,7 10,9% 21,64 5,6% Phương tiện vận tải 238 5,8% 231,4 6,3% 6,6 1,7%
Cộng 4090 100 3702 90,5% 388 9,5%
Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của VSP cho thấy rằng VSP hoạt động rất hiệu quả. Đến năm 1996 hai phía đã thu hồi đủ vốn đầu tư. Doanh thu bán dầu
thô gần 33,5 tỷ USD; tiền dầu để lại cho VSP để bù đắp chi phí là 8,48 tỷ USD. Vì vậy, VSP đủ vốn để phát triển một cách an tồn và khả năng thanh tốn của VSP cao. Tuy nhiên, cơ cấu chi phí cho đầu tư khai thác giữa hai mỏ Bạch Hổ và Rồng không được cân đối, chủ yếu đầu tư khai thác mỏ Bạch Hổ chiếm 90,5% chi phí đầu tư, trong khi đó mỏ Rồng chỉ được đầu tư 9,5% chi phí đầu tư. Và vấn đề đặt ra là cần phải khuyến khích đầu tư mỏ Rồng khi VSP tiếp tục hợp tác trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí sau khí kết thúc Hiệp định.
Qua đánh giá về cơ chế tài chính và kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của VSP thấy rằng cơ chế tài chính với những điều kiện kinh tế đặc thù trong Hiệp
định ký giữa hai nhà nước Việt Nam và Liên Xô (cũ) về việc khai thác dầu tại thềm lục địa Nam Việt Nam, cơ chế này chỉ phù hợp với khai thác các mỏ dầu có trữ lượng lớn như mỏ Bạch Hổ bởi vì với cơ chế tài chính hiện tại đối với mỏ có trữ lượng lớn hiệu quả kinh tế cao thì nhà đầu tư có lợi, ngược lại đối với mỏ vừa và nhỏ hiệu quả kinh tế thấp thì nhà đầu tư khơng chịu bỏ vốn ra để khai thác.
Hiện nay vùng hoạt động của VSP bị giới hạn trong hai mỏ Bạch Hổ và Rồng, nhưng hai mỏ này có các điều kiện kinh tế, địa chất rất khác nhau. Mỏ Bạch Hổ có trữ lượng địa chất lớn, dễ khai thác cịn mỏ Rồng có trữ lượng nhỏ và cấu tạo địa chất phức tạp. Vì vậy, áp dụng một cơ chế tài chính chung cho cả hai mỏ là chưa phù hợp, không khuyến khích phía Nga đầu tư vào mỏ Rồng để tìm kiếm các trữ lượng thương mại.
Do đó, Nhà nước cần phải đưa ra một số giải pháp về chính sách thuế, tỷ lệ phân chia lợi nhuận phù hợp để thu hút sự đầu tư về vốn và công nghệ của các đối tác vào các mỏ nhỏ, cấu tạo địa chất phức tạp để tìm kiếm các trữ lượng thương mại. Quyền lợi của Nhà nước sẽ giảm khi phát hiện mỏ nhỏ, nhưng khi phát hiện được mỏ với trữ lượng thương mại cao hoặc khi giá dầu tăng thì quyền lợi của nhà nước sẽ được tăng lên.
Hiệu lực hoạt động của VSP theo cơ chế Hiệp định liên Chính phủ sẽ kết thúc vào cuối năm 2010. Đại diện hai Chính phủ Việt Nam và Liên bang Nga - hai Phía tham gia VSP- Tập đồn Dầu khí quốc gia Việt Nam và Zarubezhneft khẳng định sẽ tiếp tục hợp tác sau năm 2010 trong lĩnh vực thăm dò địa chất và khai thác dầu khí
trên cơ sở VSP. Điều khẳng định này được thể hiện trong Văn kiện các kỳ họp lần