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

IE
U

O
M

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

U
IL
IE
TA

IL
I

CHỦ ĐỀ:

BÀI TẬP NHÓM

EU
H

U

ST
.C
O

H

M

U

LI
E

U

H

U

TA

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

ST

.C

TA
IL

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

TA
I

U
H
EU

IE

U

M
.C
O
ST
U
H
EU
LI

HA NOI, 2022

TA
I

H

U

ST
.C

O
M

TA
I

LI

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

IL

.C

O
M

ST

.C

O

M

TA

Hệ thống tài khố của ngành cơng nghiệp
dầu khí Indonesia

ST

U

TA

ST
.C
U
H

M

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

Giới thiệu tổng quan về dầu khí và cơng nghiệp dầu khí thế giới .................................. 3
Dầu khí ............................................................................................................................... 3
Khái niệm.................................................................................................................... 3

1.1.2.

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

1.1.3.

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

ST

.C

1.1.1.

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

H

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

IL
IE
U

1.1.3.3.

TA

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

1.2.1.1.

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

1.2.1.2.

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

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

Giới thiệu về ngành cơng nghiệp dầu khí của Indonesia ........................................... 17

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

U

TA

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

ST

U

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

3.2.2.

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

3.2.3.

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

3.2.3.2.

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

3.2.3.3.

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

Thuế và Hải quan...................................................................................................... 33
Thu hồi chi phí/thuế .......................................................................................................... 33

3.2.4.2.

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

3.2.4.3.

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

U
H

M

O

IE

IL

Chi phí nâng sau ................................................................................................................ 34
Thuế thu nhập ................................................................................................................... 34

TA

ST

U

H
U

3.2.4.5.

U

3.2.4.1.

3.2.4.4.

O

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

ST
.C

3.2.3.1.

M

TA
I

LI
E

U

H

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

U

3.2.1.

3.2.4.

IE

H

M

O

3.1.2.

.C

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

.C

M

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

3.1.1.

3.2.

O

EU
H

IL
I

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

3.1.

ST
.C

TA

2.1.

III.

IL

IL
IE

II.

M

1.2.2.

U

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

U

U
LI
E

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

1.2.1.

H

U

1.2.

1.1.3.2.

ST
.C
O

ST
.C

O

M

U

1.1.3.1.

TA
I

O
M

1.1.

TA
IL

I.


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

3.2.4.7.

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

TA
IL

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

I.

O
M

IV.

3.2.4.6.

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

H

M

U

ST

.C

1.1. Dầu khí
1.1.1. Khái niệm
Theo Luật Dầu khí thì “Dầu khí” là dầu thơ, khí thiên nhiên và hydrocarbon ở thể

IL
IE
U

O

khí, lỏng, rắn hoặc nửa rắn trong trạng thái tự nhiên, kể cả sulphur và các chất

ST
.C

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

H

1.1.2. Phân loại

H
U

M

TA

IL
I

EU
H

U

TA

IL
IE

ST
.C
O

M

TA
I

LI
E

U

Dầu thô tồn tại ở vơ số dạng, và thành phần của nó sẽ quyết định cách nó
được vận chuyển và tinh chế. Dầu thơ được phân loại theo hai đặc điểm: tỷ trọng và
hàm lượng lưu huỳnh

Dầu thơ 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

U

TA

U

các khống sản khác có thể chiết xuất được dầu

141,5
− 131,5
𝑇ỉ 𝑡𝑟ọ𝑛𝑔

IL

IE

U

M
IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

ST
.C

Dầu thơ 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 khơng, 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 thơ có chứa hydrogen

O

U

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

𝐴𝑃𝐼 =

ST

.C

O

kỳ nặng.
Cơng thức tỉ trọng API:


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

sulfide, nó cũng có thể nguy hiểm vì nó gây nguy hiểm cho hơ hấp. Dầu thơ có hàm

H

M

U

ST

.C

O

M

TA
IL

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

TA

U

ST
.C

IL
IE
U

O

Khí thiên nhiên hay khí đốt là tồn bộ hydrocarbon ở thể khí, khai thác từ giếng
khoan, bao gồm cả khí ẩm, khí khơ, khí đầu giếng khoan và khí cịn lại sau khi chiết
xuất hydrocarbon lỏng từ khí ẩm.

EU
H

U

H

U

TA

IL
IE

ST
.C
O

M

TA
I

cả khí ẩm, khí khơ.
Khí đồng hành là khí tự nhiên nằm trong các vỉa dầu được khai thác đồng thời với
dầu thơ.
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

U

LI
E

U

H

Khí gồm 2 loại: khí thiên nhiên và khí đồng hành
Khí thiên nhiên là tồn bộ hydrocacbon ở thể khí khai thác từ giếng khoan bao gồm

IL
I

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

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

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

IL

IE

U

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

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


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

phía trên, các van điều chỉnh áp suất và kiểm sốt dịng chảy.

ST

.C

O
M

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

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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 hịa tan trong dầu thơ, và hệ thống hút
nước trọng lực do dầu di chuyển từ phần cao đến phần thấp của bể chứa nơi có

TA

U

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

LI
E

U

H

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,

EU
H

U

U
H

TA

IL
IE

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

U

ST
.C
O

M

TA
I

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:

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

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

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 khơng 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

IL

IE

U

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

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


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

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

ST

.C

O
M

đốt nóng dầu xung quanh đó.
Đơi 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 khơng sẽ

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

vẫn cịn 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

TA

U

chứa thu hồi được. Trong một số mỏ dầu nặng ở California, phun hơi nước đã tăng
gấp đơi hoặc thậm chí gấp ba lần trữ lượng dầu và lượng dầu thu hồi tối đa. Ví dụ,

LI
E

U

H

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 khơng

EU
H

U

U
H

TA

IL

IE

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

U

ST
.C
O

M

TA
I

đủ để tiếp tục khai thác, nhưng chỉ khi dầu cịn 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 thơ.
Khi giá cao, giếng trước đó khơng có lợi nhuận được đưa trở vào sử dụng trở lại, và

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

ST

.C

O

M

TA

IL
I

hơn so với phương pháp thơng 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. Cơng nghiệp dầu khí thế giới
1.2.1. Trữ lượng
1.2.1.1. Trữ lượng dầu thô

2009-19

2020

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

13,6

--4,0%

0,1%

0,8%

Total CIS

67,0

58,4

120,1

144,2

146,2

-

0,2%

8,4%

362,4

659,6

696,7

765,9

835,9

-0,0%

1,0%

48,3%

53,4

58,7

92,9

124,9

125,1

0,1%

0,2%

7,2%

33,6

34,7

37,7

47,8

45,2

--0,4%

--0,3%

682,6

1000,9

1300,9

1636,9

1732,4

--0,1%

IE

U

H
U

U

U
H

O

2,6%

IE
IL

Total World

TA

ST

.C

Total Asia Pacific

M

Total Africa

1,3%

M

2020

O

U

2020

ST
.C

2010

LI
E

2000

Total Middle East

IL

Share

1990

Total North America

U

Growth rate per annum

1980

TA
I

ST
.C

O

H

M

U

Oil: Proved reserves in thousand million barrels

100,0%


TA

ST
.C
U

O
M

TA
IL

IE
U

H

M

3500.0

Chart Title

3000.0

.C

2500.0

ST

2000.0

M

U

1500.0

IL
IE
U

-

U

H

1980

1990

Total CIS

Total Middle
East

Total Africa

TA

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

U

ST
.C

500.0

2000

2010

Total Asia
Pacific

2020

2000

2010

2020

2020

2009-19

2020

Total North America

9,6

9,2

7,3

10,5

15,2

2,4%

4,7%

8,1%

Total S. & Cent. America

2,8

5,5

6,8

8,1

7,9

0,5%

4,2%

Total Europe

4,3

5,5

5,4

4,7

3,2

--3,3%

--3,7%

1,7%

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

5,7

8,2

11,9

14,0

12,9

--13,8%

0,6%

6,9%

Total Asia Pacific

4,0

8,3

9,8

13,5

16,6

--1,3%

1,9%

8,8%

70,9

108,4

138,0

179,9

188,1

--1,2%

1,2%

100,0%

.C

--0,5%

ST
U

H

U

IL

IE

U

IE
IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

H

ST
.C

O

M

LI
E

TA
I

M

1990

Total World

U

Share

1980

TA

M
O

Growth rate per annum

U

ST
.C

Natural Gas: Proved reserves

O

IL
I

EU
H

U

TA

IL
IE

ST
.C
O

M

TA
I

LI
E

- 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

U

O

H

1000.0


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

300.0
250.0

O
M

TA
IL

Chart Title

.C

200.0

ST

150.0

M

U

100.0

Total S. &
Total Europe

Cent. America
1980

Total CIS

1990

Total Middle
East

2000

2010

Total Africa

Total Asia
Pacific

2020

Growth
annum

H

Share

1995

2005

2015

2020

2020

1060.0

-4.4%

5.9%

25.4%

300.3

-5.9%

-1.7%

7.2%

166.6

5.3%

-3.1%

4.0%

-8.5%

1.1%

15.8%

31.1%

638.2

911.0

Total S. &
Cent.
America

226.3

191.8

192.6

300.1

374.7

398.4

Total
Europe

39.0

52.3

217.3

315.2

273.3

167.1

Total CIS

242.9

490.8

589.9

354.3

575.6

684.5

660.1

Total
Middle
East

418.7

978.7

514.1

Total
Africa

106.2

243.4

Total Asia
Pacific

44.9

189.0

2020

1222.5

1411.8

1297.3

-8.5%

1.8%

258.0

336.3

464.7

386.1

327.3

-18.7%

-1.6%

289.4

352.3

382.9

399.8

353.1

-2.4%

-0.7%

2737.6

2791.5

3279.1

3931.9

4358.1

4165.1

-7.2%

526.3

655.5

968.2

1007.1

954.5

1140.9

1281.4

-3.5%

1041.3

2082.0

1823.3

2271.9

2977.3

3217.2

2883.8

-8.8%

ST
.C
7.9%

8.5%

U

U

H
1.4%

IE

IL

ST

H
U

TA

1567.6

O

M

O

975.4

M

ST

H

U

LI
E

TA
I

.C

O

M

645.7

U

1985

730.2

U

per

1975

591.5

IE

rate

200919

489.6

Total
World
of
which:
OECD

IL

Oil: Production*

Total North
America

.C

U

ST
.C

O

M

TA

IL
I

1965

TA

EU
H

U

1.2.2. Tình hình khai thác của các khu vực

Million
tonnes

U

IL
IE

ST
.C
O

M

TA
I

LI
E

U

- Nhận xét:
Tương tự dầu, tổng chữ lượng khí qua các năm cũng tăng khơng 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%.

U

Total North
America

TA

ST
.C

-

U

H

IL
IE
U

O

H

50.0

100.0%

4.0%

30.8%

0.5%

69.2%


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

TA
IL

Non-OECD
687.8

1281.6

750.5

1294.7

1646.3

1719.8

1448.4

-12.5%

0.4%

34.8%

Non-OPEC

879.8

1456.0

2041.0

1984.4

2285.6

2638.2

2716.7

-4.2%

2.0%

65.2%

European
Union #

34.5

32.9

36.1

37.7

42.1

26.1

19.3

-4.9%

-4.4%

0.5%

ST
.C

IL
IE
U

O

5000
4000

TA

3000

U

.C

ST
H

M

U

Oil: Production

2000

H

O
M

OPEC

LI
E

U

1000
0
1985

1995

2005

2015

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

U
IL
IE

Total Asia Pacific

H

Total S. & Cent. America

M

Total North America

2020

U

1975

ST
.C
O

TA
I

1965

EU
H

U

TA

Nhận xét:
Tổng sản lượng sản xuất dầu qua các năm của các khu vực tăng khơng đều và

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

khơng 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%), cịn giảm nhiều nhất là Europe

(-3.1%)

1975

1985

1995

2005

2015

2020

2020

Total North
America

636.5

602.6

556.2

685.2

712.9

949.0

1109.9

-2.1%

18.7

24.5

47.4

78.0

139.4

178.0

152.9

-11.5%

200.6

267.7

266.3

327.6

260.8

218.6

187.5

274.0

554.7

624.8

726.2

754.9

802.4

IE

U

2020

ST
.C
U

28.8%

4.0%

-7.3%

-2.5%

5.7%

-6.8%

2.5%

20.8%

U
H

M

O

4.0%

1.2%

IE

IL

TA

H
U

Total CIS

104.9

ST

Total Europe

2009-19

O

1970

Share

M

TA
I

Billion cubic
metres

Total S. &
Cent.
America

IL

Growth rate per
annum

.C

U

Natural Gas: Production*


TA

ST
.C
U
Total Africa

3.0

57.5

138.5

309.9

600.8

686.6

1.0%

5.1%

17.8%

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 World
of which:
OECD

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%

Non-OECD

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%

U

ST

U
H

IL
IE
U

European
Union #

TA

ST
.C

O

M

Total Asia
Pacific

.C

26.4

O
M

10.3

TA
IL

IE
U

H

M

Total Middle
East

U

H

Natural Gas: Production

LI
E

5000

TA
I

4000

0
1975

EU
H

U

1970

1985

H
U

IL
IE

1000

1995

2005

2015

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

2020

IL
I

Total North America

TA

2000

ST
.C
O

M

U

3000

TA

Total Asia Pacific

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

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%

M

U

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

1995

2005

2015

2020

Total North America

601.9

869.2

841.9

952.2

1121.7

1004.4

893.9

-13.4%

85.4

138.6

151.7

199.7

240.5

299.7

246.1

-10.5%

422.3

744.2

759.6

766.7

800.8

677.1

603.1

IE

-14.1%

IL
TA

.C

O

IE

U

H
U

ST

Total Europe

Share
2020

ST
.C

1985

0.4%

22.3%

0.5%

6.1%

-0.5%

15.1%

U

1975

U
H

1965

M

Million tonnes

Total S. & Cent. America

IL

Growth rate per
annum
2020
2009-19

O

Oil: Consumption*

TA

ST
.C
U
191.4

159.5

187.1

187.9

-5.5%

2.0%

4.7%

43.3

63.3

143.1

213.1

286.3

389.8

361.2

-7.8%

1.5%

9.0%

27.5

50.1

84.3

105.5

137.5

182.4

165.1

-13.4%

2.0%

4.1%

164.6

453.3

505.3

868.5

1144.2

1497.4

1560.2

-5.1%

3.1%

38.8%

O

M

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

1513.3
1128.8
384.5
326.2

2667.5
1881.8
785.8
604.8

2818.9
1774.3
1044.6
555.9

3297.2
2103.9
1193.2
600.6

3890.7
2300.6
1590.1
635.4

4237.8
2028.0
2209.9
517.7

4017.5
1796.8
2220.7
462.5

-9.4%
-13.2%
-6.1%
-13.9%

1.4%
♦
2.8%
-0.8%

100.0%
44.7%
55.3%
11.5%

ST
.C

Oil: Consumption

TA

U

5000

4000

H

ST

Total Asia Pacific

U

Total Africa

H

Total Middle East

O
M

332.9

IL
IE
U

168.3

TA
IL

348.8

.C

IE
U

H

M

Total CIS

LI
E

U

3000

TA
I

2000

1985

1995

2005

2015

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total CIS

Total Middle East

Total Africa

U

TA

Total North America

2020

U

1975

IL
IE

1965

ST
.C
O

0

H

M

U

1000

EU
H

Total Asia Pacific

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

Nhận xét:
Tổng sản lượng tiêu thụ dầu qua các năm của các khu vực tăng khơng đều và khơng
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%

2005

2015

2020

2020

2009-19

585.5

551.2

705.9

736.3

934.8

1030.9

-2.6%

3.2%

27.0%

24.2

47.1

77.4

127.1

177.8

145.6

-11.1%

1.9%

3.8%

37.9

224.9

402.6

476.3

627.6

509.2

541.1

-2.5%

121.7

274.1

434.1

455.9

498.8

528.2

538.2

-6.5%

14.8

IE

U

U
H

IE

IL

TA

M

O
.C

ST

H
U

Total CIS

O

445.7

ST
.C

Total North America

U

1975

M

1995

1965

Total Europe

IL

1985

Billion cubic metres

Total S. & Cent. America

Growth rate per
annum

Share
2020

TA
I

U

Natural Gas: Consumption*

-0.4%

14.2%

1.4%

14.1%

TA

ST
.C
U
3.8

17.0

54.4

136.3

266.3

479.2

552.3

1.2%

1.0

5.4

27.9

46.1

80.8

132.5

153.0

-1.8%

5.6

35.1

108.6

212.8

408.5

716.4

861.6

0.1%

Total World

630.4

1166.1

1626.1

2110.9

2745.4

3478.2

3822.8

-2.3%

2.9%

M

TA
IL

IE
U

H

M

472.5

796.9

882.5

1176.8

1424.1

1623.7

157.8

369.2

743.6

934.0

1321.2

36.7

185.8

251.1

314.8

418.7

4.0%

5.2%

22.5%

2.1%

2065.1

-2.1%

3.6%

346.7

379.9

-3.1%

-0.1%

1757.7

Natural Gas: Consumption

U
H

-2.6%

1854.5

100.0%
46.0%
54.0%
9.9%

TA

#

H

Non-OECD
European Union

IL
IE
U

ST
.C

O

of which: OECD

U

ST

Total Asia Pacific

5.1%

O
M

Total Africa

14.4%

4.6%

.C

Total Middle East

U

5000

LI
E

4000

0
1975

U

1965

EU
H

Total North America
Total CIS

1985

U
H
U

1995

2005

2015

Total S. & Cent. America

Total Europe

Total Middle East

Total Africa

IL

IE

1000

ST
.C
O

M

2000

2020

TA

TA
I

3000

IL
I

Total Asia Pacific

TA

Nhận xét

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

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

IL

IE

U

6735
12244
n/a
n/a
4985
8635
32599

5065
8768
n/a
n/a
4045
6764
24642

8830
10694
679

915
5581
11912
38611

13525
13557
3427
2236
5225
15143
53113

9451
13993
8333
4380
4332
22026
62515

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%

M

Share
2020

O

2020

ST
.C

2015

U

2005

U
H

1995

IE

1985

IL

O

1980

Growth rate per
annum
2020
2009-19

TA

H
U

ST

.C

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

M

U

Oil: Trade movements

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


TA

ST
.C
U

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%

O
M

-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%

.C

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

ST

3836

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

U

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

1543
53113

H

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

Imports oil

U
H

685
1580
780
1985

n/a
n/a
n/a
2549
2674
6820
2415
1765
2339
1050
24642

IL
IE
U

ST
.C

O

M

TA
IL

445
875
555
3010

n/a
n/a
n/a
2040
9630
8155
2820
2475
2099
495
32599

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%

TA

IE
U

H

M

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

LI
E

U

70000
60000

U

U

10000

IL
IE

20000

U

ST
.C
O

30000

H

M

40000

TA

TA
I

50000

EU
H

0

1980

1985

Europe

China

2005
India

2015

Japan

2020

Rest of World

IL

IE

U

M
IE
IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

ST
.C

O

U

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

US

1995


TA

ST
.C
U

O
M

TA
IL

IE
U

H

M

70000

Exports oil

.C

60000

ST

50000

H

M

U

40000

ST
.C

IL
IE
U

O

30000
20000

TA

1995

2005

2015

Canada

Mexico

US

S. & Cent. America

Europe1

Russia

Other CIS

USSR & Central Europe

Saudi Arabia

North Africa3

West Africa3

Asia Pacific (ex Japan)4

IL
IE

ST
.C
O

Middle East (ex Saudi Arabia)2

2020

U

1985

H

TA
I

LI
E

U

1980

M

H

0

U

U

10000

Rest of World

EU
H

U

TA

Xuất nhập khẩu dầu ở các khu vực không đều
Năm 1980:

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

+ 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

IL

IE

U

IE

IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

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)


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

barrels)

ST

.C

O
M

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

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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%

TA

U

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

LI
E

U

H

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

Growth rate
per annum
20092020 2020
19
4.6 46.0% -6.8%

2015

6.5

17.6

10.0

0.3
32.9

1.0
49.8

18.9 13.9
56.0 114.8

5.4% 14.2%
-3.8% 5.4%

M

2005

U

TA

Share

2020

1.0%
2.8%
23.5%

ST

.C

2000

O

U
EU
H

H

U

- 13.7
9.2 -3.1% 26.0%
1.9%
100.7 126.8 238.5 345.4 3.3% 7.8%
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

20092000 2005 2015 2020 2020
19
2020
5.7 15.6 22.1 81.3 16.0% 13.2%
16.7%
-4.1%

16.7%

9.4%

45.1 125.4 126.9
47.3 48.5 56.4
87.0 115.5 177.3

-0.8%
-8.1%
-0.3%

5.9%
0.9%
6.8%

26.0%
11.6%
36.3%

U
H

IE

M
O

ST
.C

46.0

U

25.6

IL

.C

ST

H
U
U
IE
IL

24.6
32.9
77.3

0.1

TA

M

-

O

U

Billion cubic
metres
Total Americas
Total Europe &
CIS
Total Middle
East
Total Africa
Total Asia

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

M

TA

IL
I

Billion cubic metres
Total North
America
Total S. & Cent.
America
Total Europe
Total Middle East
& Africa
Total Asia Pacific
Total World

H
U

Natural gas: LNG imports

IL
IE

ST
.C
O

M

TA
I

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%


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

TA
IL

140.5 195.1 337.1 487.9

0.6%

6.8% 100.0%

O
M

Pacific
Total LNG
exports

.C

Natural gas: LNG imports

ST

600

U

500

IL
IE
U

O

H

M

400

ST
.C

300

TA

U

200

H

100

2005

2015

Total S. & Cent. America

Total Middle East & Africa

Total Asia Pacific

Total Europe

U

Total North America

2020

H
U

ST
.C
O

TA
I

LI
E

2000

M

U

0

EU
H

500

M
O

100

TA

200

IL
I

400
300

TA

U

600

IL
IE

Natural gas: LNG exports

Total Americas

Total Europe & CIS

Total Africa

Total Asia Pacific

2020

ST

2015

Total Middle East

U

2005

O

H

M

2000

.C

0

IL

IE

U

O
ST
.C
U
U
H

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

M

U

+ 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)

M

TA
I

LI
E

ST
.C

U

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

TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

Năm 2020:

TA
IL

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

ST

.C

O
M

+ 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%

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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

TA

U

Americas là tang 16.0%
Tốc độ tang trưởng xuất khẩu ở các khu vực từ năm 2009-2019 đều tang. Tăng

LI
E

U

H

nhiều nhất là ở khu vực Europe & CIS ( 16.7%)
II.
Giới thiệu về ngành cơng nghiệp dầu khí của Indonesia

EU
H

U

Trữ lượng

2.1.

U
H

TA

IL
IE

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 Đơng Kalimantan, Nam Sumatra và Natuna

U

ST
.C
O

M

TA
I

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.

.C

O

M

TA

IL
I

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.

5,0

2,0

1996

4,7

2,1

1997

4,9

2,2

1998

5,1

2,2

5,2

2,7

M

O
.C

IE

U

H
U

ST

1999

M

1995

O

1,8

ST
.C

5,0

U

1,8

U
H

5,2

1994

IL

1,8

IE

U

1993

1,9

IL

5,6

2,9

TA

1992

U

5,9

H

1991

U

5,4

LI
E

1990

TA
I

ST
.C

O

M

ST

Dầu mỏ (nghìn Khí tự nhiên
triệu thùng)
(nghìn tỷ m3)

TA

ST
.C
U
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

2008

3,7

2009

4,3

2010

4,2

2011

3,7

3,0

2012

3,7

3,0

2013

3,7

2,9

3,6

2,9

3,6

2,8

3,3

2,9

2017

3,2

2,9

2018

3,2

2,8

2019

2,5

1,4

2020

2,4

1,3

.C
ST
U
H

3,2

TA

3,1

U
H
U
IL
IE

M

3,0

M

TA

IL
I

EU
H

U

2016

3,0

TA

2015

ST
.C
O

M
O
ST
.C
U
H
U
LI
E

TA
I

2014

O
M

2,7

TA
IL

5,1

IL
IE
U

IE
U

H

M

2000

O

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

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

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 dị và khai thác dầu khí

IL

IE

U

IE
IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

(SKKMigas), ơng Dwi Sutjipto, mục tiêu trên là có thể đạt được do Indonesia vẫn
cịn nhiều tiềm năng dầu khí chưa được khai thác.
Tuy nhiên, theo ơng Dwi, dù có tiềm năng lớn, hoạt động thăm dị 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.


TA

ST
.C
U
U

TA

IL
IE

U

ST
.C
O

H

M

U

LI
E

U

H

U

TA

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

ST

.C

O
M

TA
IL

IE

U

H

M

TA
I

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 thơ 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

EU
H

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

IL

IE

U

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

O

ST
.C

U

bối cảnh giá dầu sụt giảm mạnh.
Dự báo sau năm 2022, quốc gia này sẽ phải nhập khẩu khí đốt rịng 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.

M

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

gia . Các mục tiêu sản xuất dầu do chính phủ đặt ra vào đầu năm đã khơng 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 cơng 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 dị và khai thác dầu khí của
Indonesia đã giảm một nửa khi các cơng ty trì hỗn triển khai các dự án mới trong


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

so với mức 778.330 thùng/ngày trong năm 2018.

17,2

1991

19,8

1992

21,6

36,2

1993

22,9

38

1994

27,1

39,1

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

2006

37,1

2007

34,6

2008

39,7

61,4

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

U

U

ST

60,9
58

IL

IE

U
H

U

ST
.C

O

M

61,5

TA

U
H
U

LI
E

TA
I

U

U

H
U

ST

.C

O

M

2009

H

29,9

U

1998

IL
IE

48,9

TA

31

M

44,1

.C

29,7

O

M

41,5

EU
H
IL
I
TA
M
O

ST
.C

33,6

28,6

1997

U

31,7

TA

1990

ST
.C

O

TA
I

LI
E

U

H

U

(tỷ m3)

1996

IE

IL
IE
U

ST
.C

Khí tự nhiên Dầu (triệu tấn)

1995

IL

H

O

M

nhiên, Indonesia sẽ tái gia nhập OPEC vào tháng 12/2015.
2.3. Sản lượng tiêu thụ

ST

.C

O
M

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


TA

ST
.C
U
43,2

71,9

2018

44,5

73,4

2019

43,9

72,1

2020

41,5

63,9

O
M

2017

.C

67,6

TA
IL

44,6

ST

IE
U

H

M

2016

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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

TA

U

cầu trong nước, Indonesia nhập khẩu khoảng 350.000 thùng / ngày và 500.000
thùng nhiên liệu mỗi ngày từ một số quốc gia.

EU
H

U

H

TA

IL
IE

Indonesia. Indonesia xuất khẩu một lượng nhỏ dầu nhiên liệu mỗi năm. Mặc dù
Indonesia nhập khẩu và xuất khẩu dầu thơ, nhưng Indonesia là nước nhập khẩu rịng
dầu thơ do nhu cầu trong nước ngày càng tăng đối với các sản phẩm dầu mỏ và sử

U

ST
.C
O

M

TA
I

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

U

LI
E

U

H

2.4. Sản lượng xuất, nhập khẩu
Indonesia khơng có bất kỳ đường ống dẫn dầu quốc tế nào và chỉ có một số đường

dụng dầu thơ trong sản xuất điện

IL

IE

U

M
IE

TA

IL

Chính sách tài khóa của Indonesia đối với cơng nghiệp dầu khí

ST

H
U

III.

.C

O

U
H

M

U

ST
.C

O

U

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

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%)


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

3.1.

Hệ thống quản lý

TA
IL

3.1.1. SKK Migas

ST

.C

O
M

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 trị quản lý nhà nước về dầu khí.

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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.

TA

U

SKK Migas kiểm sốt 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

LI
E

U

H

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.

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

U
H

TA

EU

H

U

IL
IE

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

U

ST
.C
O

M

TA
I

SKK Migas có các vai trị 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;

LI
E

ST

.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

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

IL

IE

U

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

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 tồn của q trình lọc, lưu trữ, vận
chuyển và phân phối khí đốt và các sản phẩm dầu mỏ thơng 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


TA

ST
.C
U
IE

U

H

M

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

TA
IL

của Nghị viện.

O
M

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

-Giấy phép kinh doanh

U

-Giấy phép kinh doanh

ST

.C

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

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

-Loại, tiêu chuẩn và chất lượng của -Loại, tiêu chuẩn và chất lượng của
nhiên liệu
nhiên liệu
-Sử dụng các phương tiện vận chuyển -An toàn lao động, sức khỏe, môi
trường và phát triển cộng đồng

TA

U

và lưu trữ nhiên liệu dầu

U
U
IL
IE

M

TA

IL
I

cho hộ gia đình và khách hàng quy mô
nhỏ
-sử dụng nguồn lực địa phương

TA

EU
H

U

ST
.C
O

-Quy hoạch tổng thể cho việc truyền -Sử dụng các dụng cụ đo lường
tải và phân phối khí quốc giá mạng
-An tồn lao động, sức khỏe, môi
trường và phát triển cộng đồng
-Quy định giá bao gồm giá bán gas

H

M

TA
I

LI
E

U

H

-Khai thác khí đốt phục vụ nhu cầu -Thuê người làm
sinh hoạt
-Sử dụng các nguồn lực địa phương
-Dự trữ dầu chiến lược
-Cơng nghệ dầu khí
-Dự trữ dầu nhiên liệu quốc gia
-Quy tắc kĩ thuật

IL

IE

U

IE

IL

TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

O

ST
.C

U

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 ngồi 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 (thơng qua
SKK Migas) trong vịng ba tháng kể từ khi thu thập, xử lý và giải thích.
3.2.2. Hợp đồng hợp tác chung (JCC)

M

TA
I

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

BPH Migas cũng chịu trách nhiệm giám sát việc phân phối dầu nhiên liệu và vận
chuyển khí đốt thơng qua các đường ống do các cơng ty PT vận hành.
3.2. Hệ thống tài khóa của Indonesia đối với ngành cơng 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


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

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

ST

.C

O
M

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).

TA

U

c. Tất cả vốn và rủi ro do nhà thầu chịu
JCC cũng có các điều khoản quy định ( Điều 11)

U

H

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

LI
E

IL
IE
U

ST
.C

O

H

M

U

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

U

EU
H

U

TA

IL
IE

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

U

ST
.C
O

H

M

TA
I

c. Các chương trình làm việc
d. Các cam kết chi tiêu
e. Chuyển giao quyền sở hữu kết quả sản xuất dầu khí

cung trong nước(điều 22))

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

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

IL

IE

U

IE

IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

với Chính phủ, trong thăm dị 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


TA

ST
.C
U
IE
U

H

M

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

TA
IL

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

ST

.C

O
M

tiên của giai đoạn thăm dò.
Nhà thầu chịu trách nhiệm về tất cả các yêu cầu về tài chính và chịu hồn tồn rủi ro
nếu việc thăm dị khơng thành cơng. Khoản tài trợ này dự kiến là Đơ la Mỹ. Mọi chi

ST
.C

IL
IE
U

O

H

M

U

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.

TA

U

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.

LI
E

U

H

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

EU
H

U

U
H

TA

IL
IE

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

U

ST
.C
O

M

TA
I

quan (đối với PSC có cơ chế bù đắp chi phí). Thơng 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

phiếu thực hiện liên quan nào

LI
E

ST
.C

U

O

H

M

U

ST

.C

O

M

TA

IL
I

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 đơ la Mỹ khi sản lượng vượt quá 50.000 bbl / ngày, hoặc sản
lượng tích lũy.
B. Thời gian hợp đồng

IL

IE

U

IE

IL
TA

H
U

ST

.C

O

U
H

M

U

M
O

ST
.C

U

TA
I

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 khơng 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.