Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho rằng định hướng sửa đổi Luật Dầu khí là củng cố vai trò quản lý nhà nước của Bộ Công Thương, tạo điều kiện hoàn thiện quản lý nhà nước về dầu khí. Trong nghiên cứu công bố mới đây TS. Nguyễn Hồng Minh – chuyên gia của VPI, ngoài những chính sách quan trọng như Bộ Công Thương đã thực hiện trong dự thảo lần này, một số vấn đề cần được cân nhắc và bổ sung vào nội dung dự thảo sửa đổi nhằm tăng cường quản lý nhà nước,  hoạt động dầu khí sẽ có bước phát triển mới, mang lại nguồn thu ổn định cho ngân sách và hiệu quả cao hơn cho các doanh nghiệp.

Bổ sung hình thức hợp đồng dịch vụ để đảm bảo tính đa dạng khi hình thức PSC truyền thống không còn phù hợp trong một số trường hợp. Hợp đồng do nhà nước thuê làm dịch vụ thăm dò, khai thác dầu khí hoặc thực hiện công việc nào đó liên quan đến dầu khí. Nhà nước trả phí dịch vụ cho người điều hành (tính theo thùng dầu, đủ để trang trải các chi phí vận hành và chấp nhận một tỷ lệ lợi nhuận hợp lý của người điều hành) và sở hữu tài nguyên, trữ lượng và sản lượng dầu sản xuất (không tính tới các loại thuế liên quan đến hoạt động dầu khí). Theo đó, hợp đồng dịch vụ sẽ không có cam kết tối thiểu, quy định về thu hồi chi phí. Đối tượng áp dụng, phương thức lựa chọn nhà thầu để ký kết hợp đồng dịch vụ (đấu thầu, chào thầu cạnh tranh hoặc chỉ định thầu) cần được quy định một cách rõ ràng, tường minh, đảm bảo tính linh hoạt. Bên ký kết tất cả các loại hợp đồng (PSC và dịch vụ) thống nhất về 1 đầu mối là Bộ Công Thương. Việc này chỉ cần quy định nguyên tắc trong Luật, còn điều khoản, hồ sơ, thủ tục cụ thể sẽ do Nghị định điều chỉnh.

Phân cấp thẩm quyền trong các thủ tục hành chính. Đề xuất này nhằm củng cố, tăng cường vai trò, tính chủ động của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí; công việc thực thi đấu thầu, chủ thể ký hợp đồng dầu khí, quản lý quỹ thu dọn mỏ và tổ chức bán phần sản phẩm của nước chủ nhà… nên chuyển từ PVN về Bộ Công Thương. Một số thủ tục phê duyêt thuộc thẩm quyền Thủ tướng Chính phủ cũng nên phân cấp xuống cho Bộ Công Thương, như phê duyệt các báo cáo trữ lượng, phát triển mỏ (trừ phát triển theo chuỗi), hợp nhất mỏ…
Luật hóa cụ thể hơn quyền hạn quản lý, giám sát, kiểm tra hoạt động dầu khí được thực hiện bởi nhà thầu trong quá trình triển khai hợp đồng dầu khí của PVN. Đưa nội dung PVN có thể ban hành quy trình, hướng dẫn và kiểm tra thực hiện đối với các người điều hành vào Luật Dầu khí để tăng tính pháp lý của việc thực thi. Bổ sung trường hợp người điều hành có vi phạm, tùy theo mức độ, thì Petrovietnam được phép đề xuất cơ quan quản lý nhà nước phạt.

Giải pháp về tổ chức là Bộ Công Thương hình thành cục/vụ riêng về quản lý hoạt động dầu khí và củng cố, tăng cường nguồn lực cho cơ quan tham mưu quản lý này. Cục/vụ này sẽ tiếp quản dần các chức năng liên quan đến thực thi đấu thầu, quản lý pháp lý và kinh tế hợp đồng, quản lý quỹ thu dọn mỏ, tổ chức bán sản phẩm của nhà nước trong hợp đồng dầu khí, sau đó tiến tới quản lý điều tra cơ bản, hợp tác quốc tế về dầu khí, quản lý thông tin dầu khí…

Petrovietnam cần có sự tách bạch giữa thực hiện chức năng quản lý, giám sát hợp đồng dầu khí (với tư cách đại diện cho nhà nước) và quản lý hợp đồng dầu khí với tư cách là nhà đầu tư, kinh doanh. Giải pháp tổ chức có thể hình thành bộ phận riêng về quản lý nhà nước trong Petrovietnam. Bộ phận này có trách nhiệm đối xử bình đẳng với các người điều hành, nhà đầu tư dù thuộc Petrovietnam, Việt Nam hay nước ngoài. Mục tiêu, chỉ số đo lường hiệu quả hoạt động của bộ phận này chủ yếu liên quan đến thời gian xử lý thủ tục hành chính, đánh giá, nhận xét của nhà thầu, tiến độ các dự án, khối lượng công việc kỹ thuật…

Bảng 1. Đề xuất một số thay đổi/điều chỉnh so với Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi

Trên cơ sở đó, TS. Nguyễn Hồng Minh đề xuất một số thay đổi cụ thể trong dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi đang được Bộ Công Thương hoàn thiện và trình Thủ tướng như trong Bảng 1.
Việc chuyển thẩm quyền quản lý, phê duyệt điều tra cơ bản từ Bộ Tài nguyên và Môi trường sang Bộ Công Thương là để Bộ Công Thương có điều kiện chủ động nắm vững thông tin về tiềm năng dầu khí phục vụ việc phân lô hợp lý, tham mưu chính sách khuyến khích đầu tư, đưa ra tiêu chí đấu thầu phù hợp và xa hơn nữa để hoạch định chiến lược phát triển ngành dầu khí. Khi đó, thông tin điều tra cơ bản sẽ được thông báo cho Bộ Tài nguyên và Môi trường để tổng hợp chung.

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí.

PVN đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước trong giai đoạn 2009 – 2020

Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đánh giá: “Quy định pháp luật của ngành năng lượng nói chung và từng phân ngành nói riêng vẫn còn nhiều hạn chế, thiếu thống nhất, chưa bảo đảm tính tương thích với pháp luật quốc tế. Một số cơ chế, chính sách chưa phù hợp với cơ chế thị trường, chưa thúc đẩy việc xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh. Chính sách về đầu tư phát triển, quản lý tài nguyên năng lượng còn thiếu, chưa đồng bộ”.
Để thực hiện nhiệm vụ được Bộ Chính trị giao “Đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò nhằm gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí tại các khu vực tiềm năng, nước sâu, xa bờ gắn với nhiệm vụ bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển; nâng cao hệ số thu hồi, tận thu các mỏ nhỏ, khối sót cận biên…” (Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020), các chuyên gia cho rằng cần sớm hoàn thiện hành lang pháp lý cho sự phát triển của ngành Dầu khí. Trong đó, phân biệt rõ chức năng quản lý nhà nước và chức năng sản xuất kinh doanh; tách bạch các trách nhiệm xã hội với nhiệm vụ bảo toàn vốn, phát triển doanh nghiệp. Luật Dầu khí cần điều chỉnh áp dụng cho toàn bộ chuỗi hoạt động dầu khí và cho phép áp dụng Luật Dầu khí trong trường hợp có sự chưa thống nhất với các luật khác nhằm hạn chế tối đa các vướng mắc do phải áp dụng các luật khác nhau.
Trên cơ sở phân tích mô hình quản lý của các quốc gia trên thế giới, chuyên gia Đoàn Văn Thuần – Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) kiến nghị các cơ quan có thẩm quyền xem xét các các thay đổi/điều chỉnh trong thẩm quyền phê duyệt của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí trong Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi. Cụ thể, Thủ tướng Chính phủ chỉ phê duyệt các quy trình có ảnh hưởng lớn đến quyền “sở hữu nhà nước đối với tài nguyên dầu khí” như phê duyệt dự thảo Hợp đồng dầu khí; chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong Hợp đồng dầu khí; chấm dứt Hợp đồng dầu khí.
Để tăng tính chủ động trong quá trình triển khai và phù hợp với thông lệ dầu khí quốc tế, Thủ tướng Chính phủ xem xét trao quyền cho cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (Bộ Công Thương) hoặc công ty dầu khí quốc gia (PVN) phê duyệt: Danh mục các lô dầu khí; kế hoạch đấu thầu, kết quả đấu thầu; chuyển đổi cam kết công việc; giữ lại diện tích, kéo dài thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí; hoàn trả diện tích tìm kiếm thăm dò; mở rộng phạm vi hợp đồng trong trường hợp phát hiện thương mại vượt ra ngoài ranh giới phạm vi hợp đồng đó; báo cáo trữ lượng dầu khí; FDP/FDP điều chỉnh.
Đối với lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí, VPI cho rằng đây là hoạt động rủi ro cao do chủ yếu được thực hiện ở khu vực nước sâu xa bờ (vài km dưới đáy biển), chi phí lớn, điều kiện thi công khó khăn. Trên thế giới, xác suất thành công của các giếng khoan thăm dò ngoài khơi trung bình chỉ khoảng 10 – 20%. Tuy nhiên, chỉ có tìm kiếm thăm dò mới có thể gia tăng được trữ lượng, đây là cơ sở để có các bước tiếp theo là phát triển mỏ và khai thác dầu khí.
Trong bối cảnh xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế, VPI đề xuất các cơ quan có thẩm quyền xem xét linh hoạt trong việc áp dụng các hình thức hợp đồng dầu khí (ngoài PSC), gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí. Các cơ chế, chính sách theo thông lệ quốc tế, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được khẩn trương xem xét, nghiên cứu áp dụng.
Từ khi thành lập đến cuối năm 2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đã khai thác được trên 420 triệu tấn dầu thô, 160 tỷ m3 khí, sản xuất 200 tỷ kWh điện, 70 triệu tấn xăng dầu và 20 triệu tấn phân bón (urea), là trụ cột đảm bảo an ninh năng lượng, an ninh lương thực quốc gia, đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước và là tiền đề phát triển các ngành công nghiệp khác.

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí.

Với cơ chế quản lý nhà nước đồng bộ và hiệu quả, Petronas vượt qua “cú sốc” giá dầu và đạt kết quả khả quan trong lĩnh vực thượng nguồn vào năm 2020. Nguồn: Petronas

Malaysia giao quyền sở hữu tài nguyên dầu khí cho Petronas
Là quốc gia có sản lượng khai thác dầu khí lớn thứ 2 ở Đông Nam Á, việc quản lý nhà nước về dầu khí tại Malaysia đang được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ thực hiện chức năng hoạch định, ban hành chính sách về dầu khí. Thủ tướng Chính phủ Malaysia là cấp quản lý cao nhất quy định và ban hành các vấn đề chính sách liên quan đến năng lượng quốc gia bao gồm có dầu khí. Hội đồng tư vấn dầu khí quốc gia tư vấn cho Thủ tướng Chính phủ Malaysia về các vấn đề chính sách, lợi ích quốc gia và các vấn đề liên quan đến dầu khí.
Với mô hình quản lý nhà nước về dầu khí như vậy, công ty dầu khí quốc gia của Malaysia – Petroliam Nasional Berhad (Petronas) được trao quyền thực hiện cả 3 vai trò: (i) tham gia hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí; (ii) quản lý nhà nước về dầu khí; (iii) đầu tư trực tiếp vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Malaysia.
Luật Phát triển Dầu khí (Petroleum Development Act – 1974) trao quyền sở hữu toàn bộ tài nguyên dầu khí của Malaysia cho Petronas. Theo đó, Petronas trực tiếp đầu tư, điều hành hoạt động thăm dò khai thác dầu khí thông qua công ty con (Petronas Carigali) đồng thời Petronas cũng tham gia cùng với Ban Kinh tế Kế hoạch (thuộc Văn phòng Thủ tướng) xây dựng các chính sách về dầu khí trong tổng thể các chính sách về năng lượng.
Vai trò quản lý hoạt động dầu khí thượng nguồn của Petronas được thực hiện thông qua đơn vị quản lý dầu khí của Malaysia (Malaysia Petroleum Management – MPM) để quản lý, giám sát mọi vấn đề liên quan từ khi hình thành dự án, lựa chọn nhà thầu, đám phán ký kết hợp đồng dầu khí cho đến công đoạn triển khai và kết thúc dự án.
Nhà thầu khi muốn tham gia vào hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí tại Malaysia, phải xin cấp phép và nhận giấy phép từ Petronas. Petronas thông qua MPM ký kết hợp đồng dầu khí với các công ty dầu khí và chịu trách nhiệm giám sát các hoạt động.
Petronas xây dựng và ban hành Hệ thống quy trình hướng dẫn đối với hoạt động thăm dò khai thác dầu khí (Procedures and guidelines for upstream activities – PPGUA) gồm đầy đủ trình tự, thủ tục liên quan từ khi ký kết hợp đồng dầu khí, tiến hành hoạt động thăm dò, khoan, phát triển mỏ, khai thác dầu khí… Ngoài việc cấp phép (ký kết hợp đồng dầu khí PSC hoặc RSC) cần có sự phê duyệt/chấp thuận của Thủ tướng Chính phủ, các quy trình liên quan khác được quy định trong PPGUA đều được Petronas phê duyệt (thông qua MPM).
Trong đó, MPM phê duyệt đối với báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí hàng năm và các thay đổi/điều chỉnh trữ lượng dầu khí. PPGUA không có quy định riêng về phê duyệt báo cáo trữ lượng đối với phát hiện dầu khí thương mại được đưa vào phát triển mà được xem xét trong các bước đánh giá (milestone) của quy trình phê duyệt Báo cáo kế hoạch phát triển mỏ (FDP).
MPM tham gia vào toàn bộ quy trình đánh giá và thực hiện FDP gồm: Lập kế hoạch nhằm tối ưu hóa khu vực phát triển/tiến độ; nghiên cứu FDP (G&G, mô hình tầng chứa, phương án phát triển, thiết kế kỹ thuật tổng thể); phê duyệt và thực hiện FDP.
MPM thành lập Hội đồng đánh giá kỹ thuật (TRC) và Hội đồng đánh giá thực hiện (ERC) đóng vai trò tư vấn kỹ thuật cho Petronas trong quá trình đánh giá FDP. FDP cuối cùng được MPM phê duyệt sau khi nhận được chứng thực của các bên tham gia trong hợp đồng/dự án.
Từ năm 1976, Malaysia áp dụng hình thức hợp đồng chia sản phẩm trong hoạt động TDKT dầu khí và luôn có sự thay đổi linh hoạt để phù hợp với các điều kiện đặc thù về tài nguyên dầu khí (áp dụng PSC R/C với các mỏ có chi phí cao/rủi ro cao, RSC đối với các mỏ dầu khí cận biên, các điều khoản PSC riêng đối với khu vực nước sâu, khu vực có nhiệt độ cao/áp suất cao). Đối với các mỏ dầu khí có quy mô nhỏ (có trữ lượng dưới 15 triệu thùng dầu), từ năm 2019, Petronas đã và đang nghiên cứu mẫu PSC mới (SFA PSC) theo hướng đơn giản hóa các thủ tục, ở giai đoạn tiền phát triển, FDP được Petronas xem xét 1 lần thay vì 5 bước đánh giá như các dự án thông thường trước khi có FDP chính thức.

Indonesia cho phép NOC thành công ty dầu khí độc lập
Có phát hiện dầu đầu tiên ở Bắc Sumatra vào năm 1885, việc quản lý nhà nước về dầu khí ở Indonesia được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ hoạch định và ban hành chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí; công ty dầu khí quốc gia (NOC) đóng vai trò độc lập, chỉ thực hiện chức năng của nhà đầu tư.
Tại Indonesia, Tổng cục Dầu khí (DGOG) là cơ quan thuộc Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản (MoEMR) chịu trách nhiệm xây dựng và ban hành các chính sách về năng lượng.
Trước đây, Công ty Dầu khí Quốc gia Indonesia (Pertamina) giữ vai trò độc quyền trong hoạt động thăm dò khai thác, vận chuyển, phân phối và bán sản phẩm dầu khí tại Indonesia. Từ năm 2001, Pertamina được chuyển đổi thành công ty dầu khí độc lập. Chính phủ Indonesia thành lập BPMIGAS (2002) và sau đó đến năm 2013 được thay thế bằng SKK Migas (đơn vị thuộc MoEMR) để quản lý nhà nước về dầu khí. Các quyền và nghĩa vụ của Pertamina phát sinh từ các hợp đồng, thay mặt cho Chính phủ, được chuyển giao cho SKK Migas. SKK Migas báo cáo trực tiếp Tổng thống và được giám sát bởi Ủy ban bao gồm Bộ trưởng MoEMR và các lãnh đạo cấp cao trong cơ quan Chính phủ.
SKK Migas tư vấn cho MoEMR các vấn đề: Chuẩn bị và đưa ra danh sách các khu vực diện tích hợp đồng và các hợp đồng hợp tác chung; đánh giá các kế hoạch phát triển mỏ đầu tiên trong diện tích hợp đồng nhất định và đệ trình MoEMR phê duyệt; phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ; phê duyệt chương trình công tác và ngân sách; báo cáo MoEMR và giám sát việc thực hiện các hợp đồng hợp tác chung
Quyền thăm dò khai thác chỉ có thể thực hiện được thông qua thỏa thuận/hợp đồng hợp tác giữa chính phủ (thông qua SKK Migas) và nhà thầu. Hợp đồng hợp tác có thể được trao bằng đấu thầu hoặc chào hàng trực tiếp (direct offer). Tuy nhiên các diện tích hợp đồng mới chủ yếu được thực hiện thông qua đấu thầu theo quy định của MoEMR. Hình thức chào hàng trực tiếp được áp dụng trong một số trường hợp trong đó có áp dụng đối với các hợp đồng dầu khí đã hết hạn hoặc được nhà thầu hoàn trả (các hợp đồng này có thể được quản lý bởi Pertamina, nhà thầu hiện tại hoặc điều hành chung giữa nhà thầu theo PSC và Pertamina).
Indonesia cho phép các nhà đầu tư lựa chọn giữa 2 loại hợp đồng chia sản phẩm: PSC thu hồi chi phí và PSC chia gộp (Gross split PSC), đều được cấp phép trong 30 năm và có thể gia hạn lên đến 20 năm. Tuy nhiên, Indonesia không cho phép chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong PSC cho bên thứ 3 và thay đổi nhà điều hành trong thời gian 3 năm đầu tiên của giai đoạn thăm dò. Việc MoEMR cho phép lựa chọn thay đổi cấu trúc PSC từ “thu hồi chi phí” sang “chia gộp” (với nhiều lựa chọn), cho thấy cơ quan này linh hoạt điều chỉnh các điều khoản của PSC để thu hút đầu tư.
Nhà thầu được yêu cầu thông báo cho Chính phủ và SKK Migas bất kỳ phát hiện nào về dầu khí trong diện tích hợp đồng. Sau khi thông báo được SKK Migas chấp thuận, nhà thầu sẽ trình Kế hoạch phát triển mỏ (Plan of Development – POD) ngay khi có thể (trong thời hạn không quá 3 năm). POD đầu tiên sẽ được MEMR phê duyệt dựa trên ý kiến của SKK Migas sau khi có tham khảo ý kiến của chính quyền khu vực có liên quan. Các POD tiếp theo sẽ được phê duyệt bởi SKK Migas.
Sau khi POD liên quan được phê duyệt, nhà thầu được yêu cầu bắt đầu hoạt động dầu khí trong vòng 5 năm kể từ khi kết thúc giai đoạn thăm dò, nếu không thực hiện được thì PSC sẽ chấm dứt hiệu lực.
Nhà thầu sẽ trình Chính phủ (SKK Migas hoặc MoEMR) báo cáo trữ lượng dầu khí hàng năm gồm trữ lượng dầu khí xác minh, có khả năng và có thể. Đối với trữ lượng dầu khí xác minh, khi có phát hiện dầu khí thương mại, nhà thầu được yêu cầu chuẩn bị và trình POD cho SKK Migas và MoEMR.

Mô hình quản lý “cồng kềnh” kém hiệu quả tại Myanmar
Myanmar xuất khẩu thùng dầu thô đầu tiên vào năm 1853. Tuy nhiên, các lệnh trừng phạt của Mỹ, Liên minh châu Âu và chính sách đầu tư không hiệu quả đã cản trở Myanmar hiện thực hóa tiềm năng dầu khí. Ngoài hệ thống pháp luật về dầu khí dựa trên các nguyên tắc pháp lý của Anh, Ấn độ trước đây, hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar bị chi phối bởi hệ thống Luật Doanh nghiệp Kinh tế Nhà nước, Luật Đầu tư Myanmar, Quy tắc Đầu tư Myanmar… Do vậy, thủ tục, thẩm quyền phê duyệt đối với các hoạt động dầu khí tại Myanmar khá “cồng kềnh”.
Tại Myanmar, việc quản lý nhà nước về dầu khí được thực hiện theo mô hình trong đó Chính phủ Myanmar hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia vừa tham gia thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí, vừa đóng vai trò nhà đầu tư/điều hành hoạt động dầu khí.
Bộ Điện và Năng lượng (MoEE) là cơ quan trực thuộc Chính phủ Myanmar chịu trách nhiệm quản lý nhà nước về năng lượng, trong đó có lĩnh vực dầu khí. Vụ Kế hoạch Dầu khí (OGPD), trực thuộc MoEE chịu trách nhiệm đàm phán các PSC.
Tổng công ty Dầu khí Myanmar (MOGE) vừa là cơ quan quản lý trực thuộc MoEE, vừa là công ty dầu khí quốc gia (NOC). MOGE có trách nhiệm thăm dò và khai thác dầu khí tại Myanmar và độc quyền thực hiện các hoạt động dầu khí với các nhà thầu tư nhân; chịu trách nhiệm quản lý hoạt động dầu khí (ký kết hợp đồng PSC, phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ và thu dọn mỏ, chuyển nhượng quyền lợi tham gia, thay đổi nhà điều hành theo PSC).
Việc quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar còn có sự tham gia của các cơ quan liên quan khác. Trước khi MOGE ký PSC, cần có sự phê duyệt của các cơ quan như: Bộ Kế hoạch và Phát triển Kinh tế Quốc gia, Văn phòng Bộ Tư pháp, Bộ Tài chính, Bộ Bảo tồn Kinh tế và Lâm nghiệp và Ủy ban Đầu tư Myanmar.
Ủy ban Đầu tư Myanmar (MIC) thuộc Bộ Đầu tư và Kinh tế Đối ngoại, có thẩm quyền giám sát đối với lĩnh vực dầu khí thượng nguồn. Sự chấp thuận của MIC là cần thiết để phê duyệt việc chỉ định PSC và để nhà đầu tư chuyển quyền lợi theo PSC và thay đổi nhà điều hành trong quá trình phát triển dầu khí.
Để tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, Myanmar cho phép nhà đầu tư có thể tham gia thông qua các hình thức: PSC, Hợp đồng bồi thường (PCC), Hợp đồng cải thiện thu hồi dầu (IPR), Thỏa thuận tăng cường thu hồi cho mỏ nhỏ (IPRs) và Thỏa thuận hoạt động lại (Reactivation Agreements). Các điều khoản tài chính của PSC Myanmar được chia thành PSC khu vực trên bờ, PSC khu vực nước nông ngoài khơi và PSC khu vực nước sâu ngoài khơi.

Chính phủ Anh thành lập cơ quan độc lập để quản lý dầu khí
Tại Vương quốc Anh, Chính phủ thành lập cơ quan quản lý về dầu khí để thực hiện hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Bộ Năng lượng Kinh doanh và Chiến lược Công nghiệp (BEIS) có trách nhiệm thiết lập các chính sách về năng lượng và giảm thiểu biến đổi khí hậu; tham vấn về các vấn đề môi trường để xem xét phê duyệt FDP.
Là cơ quan độc lập thuộc sự quản lý của Chính phủ Anh, Cơ quan Quản lý về Dầu khí (Oil and Gas Authority – OGA) có trách nhiệm cấp phép, điều tiết và quản lý lĩnh vực dầu khí. Luật Dầu khí điều chỉnh cả hoạt động khai thác dầu khí ở Anh (không bao gồm phần lãnh thổ đất liền ở Bắc Ireland) và là cơ sở cho các loại giấy phép được cấp bởi OGA (hoặc bởi Bộ trưởng xứ Wales, đối với dầu và khí trên đất liền ở xứ Wales, hoặc bởi Bộ trưởng Scotland, về dầu khí trên đất liền ở Scotland), cho các chủ thể tham gia tìm kiếm và khai thác dầu khí.
Giấy phép này về bản chất là hợp đồng và các quy định đi kèm theo hợp đồng, được thực hiện như chứng thư và được phép chuyển giao từ Nhà nước cho chủ thể được cấp phép. OGA chỉ cấp giấy phép cho tổ chức có năng lực kỹ thuật và tài chính phù hợp để đóng góp vào Chiến lược tối đa hóa thu hồi lợi ích của Anh (MER UK). Các loại giấy phép trong lĩnh vực dầu khí đang được cấp tại Anh gồm: giấy phép khai thác trên biển; giấy phép khai thác trên đất liền; giấy phép thăm dò đều được cấp bởi OGA và cần có sự đồng ý của OGA đối với việc bán, chuyển nhượng các loại giấy phép này.
Vương quốc Anh sử dụng hợp đồng tô nhượng (hợp đồng được ký với người nước ngoài/tổ chức nước ngoài, trong đó chính phủ nước sở tại cho người nước ngoài/tổ chức nước ngoài hưởng những quyền lợi đặc biệt trong lĩnh vực khai thác thượng nguồn). Thời hạn của giai đoạn thăm dò ban đầu là 4 năm và được chia thành 2 giai đoạn nhỏ (2+2), có thể gia hạn thêm 4 năm. Sau khi FDP được phê duyệt, thời hạn của hợp đồng có thể kéo dài tới 40 năm.

Từ kinh nghiệm quản lý nhà nước về dầu khí tại 4 quốc gia trên thế giới (Malaysia, Indonesia, Myanmar, Anh) cho thấy, dù được áp dụng theo mô hình khác nhau, song chủ yếu quy trình phê duyệt liên quan đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được thực hiện ở cấp độ của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (thường là cơ quan chủ quản thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí).
Ngoại trừ Myanmar (với mô hình quản lý nhà nước “cồng kềnh”, thiếu linh hoạt, kém hiệu quả), 3 mô hình còn lại áp dụng ở Malaysia, Indonesia, Vương quốc Anh cho thấy sự phân định rõ vai trò, trách nhiệm trong quản lý, giám sát theo thẩm quyền, trong đó ở mỗi quốc gia vai trò của cơ quan quản lý về dầu khí được thể hiện rất rõ nét (MPM của Malaysia, MoEMR/SKK Migas của Indonesia, OGA của Anh).
Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí, đặc biệt trong bối cảnh giá dầu biến động và dịch bệnh Covid-19 diễn biến phức tạp. Các cơ chế, chính sách theo hướng có lợi, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được tăng cường xem xét, nghiên cứu áp dụng.

Quản lý nhà nước về dầu khí tại các quốc gia trên thế giới mặc dù được áp dụng theo các mô hình khác nhau, song chủ yếu quy trình phê duyệt liên quan đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được thực hiện ở cấp độ của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (thường là cơ quan trực thuộc Thủ tướng Chính phủ hoặc Bộ chủ quản thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí).

Trong quản lý nhà nước về dầu khí, các quốc gia trên thế giới mặc dù áp dụng mô hình quản lý khác nhau, song đều xác định rõ vai trò quan trọng của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí. Còn các cơ quan quản lý cấp cao của Chính phủ chỉ xem xét phê duyệt các quy trình có ảnh hưởng lớn đến quyền “sở hữu nhà nước đối với tài nguyên dầu khí” như phê duyệt dự thảo hợp đồng dầu khí, chuyển nhượng, chấm dứt hợp đồng dầu khí…
Trên cơ sở nghiên cứu, phân tích mô hình quản lý nhà nước của các quốc gia trong khu vực và trên thế giới, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho biết quản lý nhà nước về dầu khí trên thế giới hiện nay được chia thành 4 mô hình chính.

Mô hình quản lý nhà nước về dầu khí trên thế giới. Nguồn: VPI

Mô hình thứ nhất, Chính phủ thực hiện chức năng hoạch định, ban hành chính sách về dầu khí. Luật dầu khí trao quyền cho công ty dầu khí quốc gia sở hữu về dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại Malaysia, trong đó Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Malaysia (Petronas) thực hiện cả 3 vai trò: (i) hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí; (ii) quản lý nhà nước về dầu khí; (iii) đầu tư trực tiếp vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Malaysia.
Mô hình thứ 2, Chính phủ hoạch định và ban hành chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia đóng vai trò độc lập, chỉ thực hiện chức năng của nhà đầu tư. Mô hình này được áp dụng điển hình tại: Na Uy, Indonesia, Algeria và Mexico…
Mô hình thứ 3, Chính phủ hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia vừa tham gia thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí, vừa đóng vai trò nhà đầu tư/điều hành hoạt động dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại Việt Nam, Myanmar, Iran…
Mô hình thứ 4, Chính phủ thành lập cơ quan quản lý về dầu khí để thực hiện hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại các quốc gia có các công ty dầu khí quốc tế (IOCs) hàng đầu của thế giới như: Mỹ, Anh, Canada…
Tại Việt Nam, “quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí” được quy định ngay từ khi Luật Dầu khí lần đầu tiên được ban hành (Luật Dầu khí 1993), trong đó khẳng định “Chính phủ thống nhất quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí”. Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật dầu khí năm 2008 xác định vai trò, chức năng của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí, trong đó “Bộ Công Thương chịu trách nhiệm trước Chính phủ thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí”.
Theo quy định, Thủ tướng Chính phủ là cơ quan phê duyệt có tính pháp lý cao nhất đối với kết quả đấu thầu lô dầu khí và hợp đồng dầu khí; phương án hợp tác để triển khai hoạt động dầu khí tại các vùng chồng lấn với nước ngoài; kéo dài thời hạn tìm kiếm thăm dò hoặc thời hạn hợp đồng dầu khí; danh mục các lô dầu khí, phân định và điều chỉnh giới hạn các lô dầu khí…, báo cáo trữ lượng (RAR); kế hoạch phát triển mỏ/kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh (FDP/FDP điều chỉnh);
Bộ Công Thương có thẩm quyền phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí (ODP), kế hoạch khai thác sớm (EDP) tại các khu vực diện tích hợp đồng; phê duyệt kế hoạch, kiểm tra, xử lý vi phạm trong việc thu dọn các công trình cố định, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí không còn sử dụng và việc phục hồi môi trường theo quy định của pháp luật…
Bộ, cơ quan ngang Bộ trong phạm vi quyền hạn của mình có trách nhiệm thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí theo quy định của pháp luật (ví dụ như: Bộ Tài chính quy định chi tiết thi hành các quy định liên quan đến thuế trong hoạt động dầu khí). UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí tại địa phương theo quy định của pháp luật.
Công ty dầu khí quốc gia là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) ký kết hợp đồng dầu khí; quản lý và giám sát việc thực hiện của nhà thầu/người điều hành trong các hợp đồng/dự án thăm dò khai thác dầu khí ở trong nước thông qua việc phê duyệt chương trình công tác và ngân sách hàng năm, kế hoạch/chương trình thẩm lượng, xác lập diện tích phát triển, lịch trình khai thác…
Với các quy định hiện hành, hoạt động dầu khí tại Việt Nam đang có quá nhiều cơ quan cùng tham gia vào hoạch định chính sách và phê duyệt các quy trình liên quan (Thủ tướng Chính phủ, Cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí, Bộ/cơ quan ngang Bộ, Công ty dầu khí quốc gia, UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương). Trong khi đó, cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí hiện nay vẫn còn nhiều bất cập, các điều khoản hợp đồng dầu khí chưa đủ hấp dẫn, cạnh tranh so với các quốc gia trong khu vực, điều kiện tiềm năng dầu khí trong nước ngày càng hạn chế, gây khó khăn rất lớn trong việc thu hút đầu tư, đặc biệt là nước ngoài trong hoạt động tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng.
Trong giai đoạn 2016 – 2020, PVN chỉ ký được 8 hợp đồng dầu khí mới, trong đó chỉ ký được 1 hợp đồng dầu khí duy nhất với công ty dầu khí nước ngoài là Murphy Oil.
Để thu hút đầu tư vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí, các nước trên thế giới có xu hướng đơn giản hóa các thủ tục nhất là khi tài nguyên dầu khí còn lại có điều kiện thăm dò, khai thác dầu khí ngày càng khó khăn, phức tạp (khu vực nước sâu xa bờ, rủi ro cao), xu hướng chuyển dịch năng lượng (từ năng lượng truyền thống sang các dạng năng lượng mới). Tại một số quốc gia, công ty dầu khí quốc gia cũng có sự điều chỉnh về vai trò để trở thành công ty dầu khí độc lập, thực hiện chức năng chính của nhà đầu tư và không tham gia vào hoạt động quản lý nhà nước về dầu khí.
Theo TS. Ngô Thường San – Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, Luật Dầu khí và các văn bản pháp quy dưới luật cần được rà soát, sửa đổi để phù hợp với hiện trạng kinh tế dầu khí thế giới, tiềm năng dầu khí trong nước, khuyến khích đầu tư nước ngoài tận khai thác các mỏ đang suy giảm, nâng cao hệ số thu hồi dầu, đầu tư phát triển các mỏ cận biên, các khu vực nước sâu, xa bờ.
Đồng quan điểm này, chuyên gia Đoàn Văn Thuần – Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí, VPI đề xuất trong quá trình xem xét, sửa đổi/bổ sung Luật Dầu khí hiện nay, các cơ quan có thẩm quyền cần xem xét để có các thay đổi/điều chỉnh trong phân định về thẩm quyền phê duyệt của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí nhằm đơn giản hóa các thủ tục phù hợp với thông lệ dầu khí quốc tế.