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).

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

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.

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.