Luật Dầu khí 2022 số 12/2022/QH15 áp dụng năm 2025

• Số hiệu: 12/2022/QH15
• Loại văn bản: Luật
• Nơi ban hành: Quốc hội
• Người ký: Vương Đình Huệ
• Ngày ban hành: 14/11/2022

QUỐC HỘI --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Luật số: 12/2022/QH15	Hà Nội, ngày 14 tháng 11 năm 2022

LUẬT

DẦU KHÍ

Căn cứ Hiến pháp nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam;

Quốc hội ban hành Luật Dầu khí.

Chương I

NHỮNG QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Luật này quy định về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí trong phạm vi đất liền, hải đảo và vùng biển của nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Luật này áp dụng đối với cơ quan, tổ chức, cá nhân Việt Nam và nước ngoài có liên quan đến điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Luật này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Dầu khí bao gồm dầu thô, khí thiên nhiên và hydrocarbon ở thể rắn hoặc nửa rắn trong trạng thái tự nhiên, dầu khí phi truyền thống. Dầu khí phi truyền thống bao gồm khí than, dầu đá phiến hoặc dầu sét, khí đá phiến hoặc khí sét, băng cháy, bitum hoặc các dạng khác có thể tồn tại.

2. Điều tra cơ bản về dầu khí là hoạt động nghiên cứu, khảo sát, điều tra về thành tạo địa chất và thành phần vật chất, các điều kiện và quy luật sinh dầu khí nhằm đánh giá tiềm năng, triển vọng dầu khí làm cơ sở cho việc định hướng hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí.

3. Hoạt động dầu khí bao gồm hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí, phát triển mỏ dầu khí, khai thác dầu khí, thu dọn công trình dầu khí.

4. Hợp đồng dầu khí là sự thỏa thuận bằng văn bản được ký kết giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với nhà thầu để tiến hành hoạt động dầu khí.

5. Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí là hợp đồng dầu khí, trong đó có quy định việc chia sản phẩm giữa các bên trong hợp đồng trên cơ sở sản lượng có được từ hoạt động dầu khí trong diện tích hợp đồng tương ứng; nhà thầu được quyền thu hồi các chi phí từ sản lượng khai thác, chịu trách nhiệm mọi mặt về tài chính, kỹ thuật và tự chịu rủi ro.

6. Băng cháy là hỗn hợp hydrocarbon và nước ở thể rắn trong trạng thái tự nhiên, tồn tại dưới dạng tinh thể đóng băng.

7. Công trình dầu khí bao gồm giàn khoan, giàn khai thác, giàn phụ trợ, kho chứa, kho chứa nổi, hệ thống đường ống, phao neo, giếng và tổ hợp các phương tiện, máy móc, thiết bị có liên quan, các kết cấu công trình được chế tạo, xây dựng, chôn ngầm và lắp đặt cố định hoặc tạm thời để phục vụ cho hoạt động dầu khí.

8. Dầu đá phiến hoặc dầu sét là hydrocarbon ở thể lỏng trong trạng thái tự nhiên, được chứa trong các vỉa đá phiến hoặc sét kết.

9. Dầu khí tại chỗ ban đầu là lượng dầu khí tồn tại ban đầu trong các tích tụ tự nhiên đã hoặc chưa được phát hiện bằng giếng khoan, được tính toán hoặc dự báo.

10. Dầu thô là hydrocarbon ở thể lỏng trong trạng thái tự nhiên, asphalt, ozokerite và condensate. Condensate là hydrocarbon lỏng thu được từ khí thiên nhiên bằng phương pháp ngưng tụ hoặc chiết xuất.

11. Dịch vụ dầu khí là các hoạt động dịch vụ thương mại, kỹ thuật, công nghệ phục vụ cho điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

12. Dự án dầu khí là dự án độc lập hoặc tập hợp của nhiều dự án thành phần được hình thành để thực hiện hoạt động dầu khí.

13. Hệ số thu hồi dầu khí là tỷ lệ giữa lượng dầu khí có thể thu hồi được so với lượng dầu khí tại chỗ ban đầu của mỏ, vỉa chứa.

14. Kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí là tài liệu trình bày các nội dung nghiên cứu đại cương về sự cần thiết, tính khả thi và hiệu quả sơ bộ của dự án phát triển mỏ dầu khí nhằm lựa chọn phương án phát triển mỏ phù hợp, có tính đến khả năng phát triển mở rộng của mỏ hoặc khu vực (nếu có) trong tương lai.

15. Kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí là tài liệu trình bày các nội dung nghiên cứu về sự cần thiết, mức độ khả thi và hiệu quả của phương án phát triển sớm mỏ dầu khí để đồng thời khai thác dầu khí và thu thập bổ sung thông tin về mỏ, vỉa chứa hoặc động thái khai thác với mục tiêu tối ưu hóa việc phát triển mỏ dầu khí.

16. Kế hoạch phát triển mỏ dầu khí là tài liệu trình bày các nội dung nghiên cứu về sự cần thiết, mức độ khả thi và hiệu quả của phương án phát triển mỏ dầu khí đã được lựa chọn làm cơ sở tiến hành phát triển mỏ dầu khí.

17. Kế hoạch thu dọn công trình dầu khí là tài liệu trình bày các nội dung nghiên cứu về phương án, giải pháp kỹ thuật, công nghệ, môi trường, chi phí, tiến độ thực hiện thu dọn công trình dầu khí.

18. Khai thác dầu khí là hoạt động được tiến hành nhằm thu hồi dầu khí từ mỏ dầu khí.

19. Khí đá phiến hoặc khí sét là hydrocarbon ở thể khí trong trạng thái tự nhiên, được chứa trong các vỉa đá phiến hoặc sét kết.

20. Khí đồng hành là hydrocarbon ở thể khí được tách ra trong quá trình khai thác và xử lý dầu thô.

21. Khí than là hydrocarbon, thành phần chính là methan ở thể khí được chứa trong các vỉa than.

22. Khí thiên nhiên là hydrocarbon ở thể khí trong trạng thái tự nhiên, khai thác từ giếng khoan, bao gồm cả khí đồng hành.

23. Lô dầu khí là phần diện tích được giới hạn bởi các điểm có tọa độ địa lý xác định, được phân định để tiến hành hoạt động dầu khí.

24. Lô dầu khí mở là lô dầu khí hiện không có hợp đồng dầu khí.

25. Mỏ dầu khí là tổ hợp các thành tạo địa chất trong lòng đất đã được xác định có một hoặc nhiều thân chứa, vỉa chứa hoặc tầng chứa được đánh giá có dầu khí.

26. Mỏ dầu khí cận biên là mỏ dầu khí chưa thể phát triển khai thác do hiệu quả đầu tư tiệm cận dưới mức tối thiểu với trình độ công nghệ và các điều kiện kinh tế, kỹ thuật thông thường tại thời điểm đánh giá.

27. Người điều hành là tổ chức đại diện cho các bên nhà thầu tham gia hợp đồng dầu khí để điều hành hoạt động dầu khí trong phạm vi được ủy quyền theo quy định của hợp đồng dầu khí.

28. Nhà thầu là nhà đầu tư được tiến hành hoạt động dầu khí trên cơ sở hợp đồng dầu khí.

29. Phát hiện dầu khí là tích tụ dầu khí được phát hiện bằng giếng khoan.

30. Phát triển mỏ dầu khí là hoạt động lập kế hoạch, thiết kế, mua sắm, chế tạo, xây dựng, lắp đặt công trình dầu khí để khai thác dầu khí.

31. Quyền lợi tham gia là quyền, lợi ích, nghĩa vụ và trách nhiệm của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí. Phần quyền lợi tham gia của mỗi bên nhà thầu tại từng thời điểm được biểu thị bằng tỷ lệ phần trăm, được ghi trong hợp đồng dầu khí và giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

32. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam là doanh nghiệp nhà nước có tên giao dịch quốc tế là VIETNAM OIL AND GAS GROUP, gọi tắt là PETROVIETNAM, viết tắt là PVN.

33. Tìm kiếm thăm dò dầu khí là hoạt động được tiến hành nhằm phát hiện các tích tụ dầu khí, thẩm lượng các tích tụ dầu khí đó.

34. Thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế là các chuẩn mực, tiêu chuẩn, phương pháp, thủ tục đã được chấp nhận và sử dụng phổ biến bởi các nhà đầu tư dầu khí, các nước tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí trên thế giới.

35. Thu dọn công trình dầu khí là hoạt động được tiến hành để phá bỏ, dỡ đi, phá hủy, hoán cải, bảo quản tạm thời, lâu dài hoặc các biện pháp kỹ thuật khác phù hợp với quy định của pháp luật và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế đối với các công trình dầu khí không còn cần thiết cho hoạt động dầu khí.

36. Thu hồi chi phí là việc nhận lại các khoản chi phí đã thực hiện để triển khai hoạt động dầu khí từ sản lượng khai thác dầu khí tại diện tích hợp đồng dầu khí được phép thu hồi theo quy định của hợp đồng dầu khí.

37. Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí dự kiến có thể thu hồi thương mại từ dầu khí tại chỗ ban đầu của mỏ với điều kiện kinh tế, kỹ thuật nhất định.

38. Tuyên bố phát hiện thương mại là thông báo bằng văn bản của nhà thầu gửi Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về việc phát hiện dầu khí có thể khai thác có hiệu quả kinh tế.

Điều 4. Áp dụng Luật Dầu khí, các luật có liên quan, pháp luật nước ngoài, thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế

1. Trường hợp có quy định khác nhau giữa Luật Dầu khí và luật khác về cùng một vấn đề cụ thể liên quan đến điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí thì áp dụng Luật Dầu khí, bao gồm:

a) Thẩm quyền, trình tự, thủ tục đầu tư dự án dầu khí;

b) Thẩm quyền phê duyệt của Hội đồng thành viên Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và trách nhiệm của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp tham gia ý kiến về việc sử dụng vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, doanh nghiệp 100% vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khi thực hiện quyền tham gia vào hợp đồng dầu khí, quyền ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia trong hợp đồng dầu khí và khi thực hiện hoạt động dầu khí theo các giai đoạn của hợp đồng dầu khí, dự án dầu khí; việc tham gia của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với doanh nghiệp có vốn góp của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam vào các hợp đồng dầu khí; nguyên tắc xử lý chi phí; quản lý, sử dụng thông tin, dữ liệu, tài liệu, mẫu vật, công trình dầu khí và tài sản khác đã được lắp đặt, đầu tư của hợp đồng dầu khí đã kết thúc để tiếp tục triển khai hoạt động dầu khí, thu dọn công trình dầu khí đã tiếp nhận và xử lý thu dọn;

c) Việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí.

2. Luật khác ban hành sau ngày Luật này có hiệu lực thi hành nếu quy định về thẩm quyền, trình tự, thủ tục, điều kiện để thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí khác với quy định của Luật Dầu khí thì phải xác định cụ thể nội dung thực hiện hoặc không thực hiện theo quy định của Luật Dầu khí, nội dung thực hiện theo quy định của luật khác đó.

3. Trong trường hợp pháp luật Việt Nam không có quy định, các bên có thể thỏa thuận trong hợp đồng dầu khí việc áp dụng pháp luật nước ngoài hoặc thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế nếu hậu quả của việc áp dụng đó không trái với các nguyên tắc cơ bản của pháp luật Việt Nam.

Điều 5. Chính sách của Nhà nước về dầu khí

1. Nhà nước khuyến khích tổ chức, cá nhân Việt Nam và nước ngoài đầu tư để tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí tại Việt Nam nhằm gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí tại các khu vực tiềm năng, các vùng nước sâu, xa bờ, góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, phát triển kinh tế đất nước và bảo vệ quyền và lợi ích chính đáng của Việt Nam phù hợp với pháp luật quốc tế.

2. Nhà nước bảo đảm quyền sở hữu đối với vốn đầu tư, tài sản và các quyền và lợi ích hợp pháp khác của tổ chức, cá nhân Việt Nam và nước ngoài tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí tại Việt Nam.

3. Nhà nước không thu tiền sử dụng khu vực biển để điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí, xử lý, vận chuyển tài nguyên dầu khí khai thác được trong các vùng biển của Việt Nam về bờ bằng đường ống theo hợp đồng dầu khí.

4. Nhà nước có chính sách ưu đãi đầu tư đối với dự án dầu khí theo lô, mỏ dầu khí nhằm khuyến khích tìm kiếm thăm dò, phát triển, khai thác dầu khí phi truyền thống, các lô, mỏ dầu khí nằm ở vùng nước sâu, xa bờ, khu vực có điều kiện địa lý đặc biệt khó khăn, địa chất phức tạp, các mỏ dầu khí cận biên; nâng cao hệ số thu hồi dầu khí.

5. Nhà nước khuyến khích tổ chức, cá nhân Việt Nam và nước ngoài chia sẻ và tiếp cận, sử dụng cơ sở hạ tầng, công trình dầu khí để thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí theo thỏa thuận.

Điều 6. Nguyên tắc thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí

1. Tài nguyên dầu khí của Việt Nam thuộc sở hữu toàn dân, do Nhà nước đại diện chủ sở hữu và thống nhất quản lý.

2. Tổ chức, cá nhân tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí trên cơ sở tôn trọng độc lập, chủ quyền, toàn vẹn lãnh thổ, quyền chủ quyền, quyền tài phán, bảo đảm lợi ích và an ninh quốc gia của Việt Nam, tuân thủ pháp luật Việt Nam và điều ước quốc tế mà nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam là thành viên.

3. Tổ chức, cá nhân tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí phải tuân thủ quy định của pháp luật Việt Nam về quốc phòng, an ninh quốc gia, trật tự, an toàn xã hội, sức khỏe của cộng đồng, bảo vệ môi trường, ứng phó với biến đổi khí hậu, ứng phó sự cố tràn dầu, bảo vệ tài nguyên, di sản văn hóa và bảo tồn di tích lịch sử - văn hóa, danh lam thắng cảnh.

4. Tổ chức, cá nhân tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí phải sử dụng kỹ thuật, công nghệ hiện đại, tuân thủ quy chuẩn kỹ thuật quốc gia, áp dụng các tiêu chuẩn phù hợp với quy định của pháp luật Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

5. Tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động dầu khí phải mua bảo hiểm đối với công trình, thiết bị, phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí, bảo hiểm trách nhiệm bồi thường thiệt hại về môi trường, bảo hiểm trách nhiệm dân sự đối với bên thứ ba, bảo hiểm con người, bảo hiểm khác theo quy định của pháp luật Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

6. Toàn bộ mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu thu được trong quá trình thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí do Nhà nước quản lý. Việc thu thập, giao nộp, quản lý, sử dụng, bảo mật các mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu thu được trong quá trình triển khai điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí phải tuân thủ các quy định của pháp luật Việt Nam, thỏa thuận thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hợp đồng dầu khí.

Điều 7. Cơ sở tiến hành hoạt động dầu khí

1. Hoạt động dầu khí thực hiện trên cơ sở hợp đồng dầu khí được ký kết đối với các lô dầu khí theo danh mục được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, trừ trường hợp khai thác tận thu mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí theo quy định tại điểm c khoản 2 và điểm b khoản 3 Điều 41 của Luật này.

2. Thủ tướng Chính phủ phê duyệt danh mục các lô dầu khí và danh mục các lô dầu khí điều chỉnh trên cơ sở đề xuất của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và kết quả thẩm định, báo cáo của Bộ Công Thương.

3. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục thẩm định, phê duyệt danh mục các lô dầu khí, danh mục các lô dầu khí điều chỉnh.

Điều 8. Yêu cầu về an toàn dầu khí

1. Tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động dầu khí phải thiết lập vùng an toàn xung quanh công trình dầu khí.

2. Vùng an toàn xung quanh công trình dầu khí trên biển bao gồm:

a) Vùng cấm xâm nhập đối với các công trình dầu khí trên biển, ngoại trừ các công trình ngầm, là vùng được xác định bằng bán kính 500 mét tính từ rìa ngoài cùng của các công trình về mọi phía bao gồm cả vị trí thả neo đối với các phương tiện nổi, công trình di động, trừ trường hợp đặc biệt do Thủ tướng Chính phủ quyết định;

b) Vùng cấm thả neo hoặc tiến hành các hoạt động ngầm dưới đáy biển là vùng được xác định trong phạm vi 02 hải lý tính từ rìa ngoài cùng của công trình dầu khí bao gồm cả các công trình ngầm dưới đáy biển; các phương tiện, tàu thuyền không được thả neo hoặc tiến hành các hoạt động ngầm dưới đáy biển, trừ trường hợp đặc biệt do nhà thầu chấp thuận hoặc Thủ tướng Chính phủ quyết định.

3. Vùng an toàn xung quanh công trình dầu khí trên đất liền là vùng an toàn được xác định xung quanh các công trình, thiết bị phục vụ hoạt động dầu khí trên đất liền, tùy thuộc vào điều kiện địa lý, xã hội của nơi tiến hành hoạt động dầu khí, vì mục đích bảo đảm an toàn cho con người và phương tiện trong quá trình triển khai hoạt động dầu khí.​

4. Tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động dầu khí phải thực hiện các công việc bảo đảm an toàn dầu khí sau đây:

a) Xây dựng các tài liệu về quản lý an toàn, bao gồm chương trình quản lý an toàn, báo cáo đánh giá rủi ro, kế hoạch ứng cứu khẩn cấp trình cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền phê duyệt;

b) Thiết lập, duy trì và phát triển hệ thống quản lý an toàn bảo đảm kiểm soát các rủi ro trong toàn bộ hoạt động dầu khí;

c) Thiết lập và duy trì hệ thống ứng cứu khẩn cấp hiệu quả, giảm thiểu thiệt hại khi xảy ra các sự cố, tai nạn gây nguy hại cho người, môi trường hoặc tài sản;

d) Trang bị hệ thống cảnh báo có khả năng phát hiện tình huống xấu có thể xảy ra gây nguy hiểm cho công trình, môi trường và tự động thông báo, thông tin cho trung tâm điều hành đối với các công trình dầu khí trên biển không có người làm việc thường xuyên;

đ) Có tàu trực để bảo đảm ứng cứu kịp thời trong trường hợp khẩn cấp đối với các công trình dầu khí trên biển có người làm việc thường xuyên. Người điều hành hoạt động dầu khí ở các khu vực mỏ hoặc lô dầu khí lân cận có thể phối hợp sử dụng chung tàu trực nhưng phải bảo đảm có tàu trực liên tục để ứng cứu kịp thời trong trường hợp khẩn cấp.

5. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Điều 9. Các hành vi bị nghiêm cấm trong điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí

1. Thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí khi chưa được cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép.

2. Lợi dụng điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí làm ảnh hưởng đến quốc phòng, an ninh, lợi ích quốc gia, quyền và lợi ích hợp pháp của tổ chức, cá nhân; gây ô nhiễm môi trường.

3. Lợi dụng điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí để khai thác tài nguyên, khoáng sản khác.

4. Cản trở các hoạt động hợp pháp trong điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

5. Cố ý phá hoại tài sản, thiết bị, công trình dầu khí; hủy hoại mẫu vật, thông tin, dữ liệu thu được trong quá trình điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

6. Cung cấp trái pháp luật mẫu vật, thông tin, dữ liệu thu được từ điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

7. Tham nhũng, thất thoát, lãng phí trong thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

Chương II

ĐIỀU TRA CƠ BẢN VỀ DẦU KHÍ

Điều 10. Tổ chức thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí

1. Căn cứ chiến lược, quy hoạch về năng lượng, tài nguyên khoáng sản và đề xuất của các tổ chức đáp ứng điều kiện quy định tại Điều 12 của Luật này, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài nguyên và Môi trường và các Bộ, cơ quan có liên quan xây dựng danh mục đề án điều tra cơ bản về dầu khí bảo đảm tính tổng thể, đồng bộ trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Trong danh mục đề án điều tra cơ bản về dầu khí có các nội dung về tổ chức chủ trì thực hiện, nguồn kinh phí và dự toán kinh phí thực hiện, thời gian thực hiện, hình thức tổ chức thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí.

Trường hợp đề xuất thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí tại khu vực đã được giao thực hiện công tác điều tra cơ bản địa chất về khoáng sản hoặc thăm dò, khai thác khoáng sản theo quy định của pháp luật về khoáng sản, Thủ tướng Chính phủ quyết định việc phối hợp thực hiện giữa các tổ chức, cá nhân liên quan trên cơ sở bảo đảm hiệu quả cao nhất, tối đa lợi ích quốc gia.

2. Kinh phí thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí được bố trí trong dự toán ngân sách nhà nước, kinh phí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, kinh phí của tổ chức, cá nhân.

3. Hình thức tổ chức thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí bao gồm:

a) Giao nhiệm vụ trong trường hợp cơ quan, doanh nghiệp nhà nước chủ trì thực hiện đề án;

b) Thỏa thuận giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với tổ chức khác trong trường hợp tổ chức đó chủ trì thực hiện đề án.

4. Căn cứ danh mục đề án điều tra cơ bản về dầu khí được phê duyệt, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài nguyên và Môi trường và các Bộ, cơ quan có liên quan thực hiện các nhiệm vụ sau đây:

a) Phê duyệt đề cương chi tiết, dự toán chi phí để thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí; phê duyệt nội dung thỏa thuận giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với tổ chức chủ trì thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí trong trường hợp quy định tại điểm b khoản 3 Điều này;

b) Hướng dẫn tổ chức thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí; kiểm tra, giám sát việc thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí;

c) Nghiệm thu, phê duyệt kết quả thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí;

d) Thẩm định nội dung chi và phê duyệt quyết toán kinh phí từ nguồn ngân sách nhà nước (nếu có), nội dung chi của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (nếu có) thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí.

5. Báo cáo kết quả điều tra cơ bản về dầu khí được cập nhật vào hệ thống cơ sở dữ liệu quốc gia về địa chất và khoáng sản.

6. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Điều 11. Nội dung điều tra cơ bản về dầu khí

1. Nghiên cứu, khảo sát địa chất, địa vật lý, điều tra về thành tạo địa chất và thành phần vật chất, khoan thông số để thu thập số liệu và lấy mẫu, lập báo cáo, xây dựng bản đồ địa chất, địa vật lý khu vực và các bản đồ chuyên đề phục vụ hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí, kết hợp nghiên cứu tai biến địa chất, địa chất môi trường và khoáng sản khác, lập các bản đồ chuyên đề liên quan.

2. Tìm kiếm các dấu hiệu về dầu khí, đánh giá tiềm năng, triển vọng dầu khí, khoanh định và phân loại theo đối tượng, nhóm thành tạo địa chất nhằm xác định khu vực có dầu khí mới, định hướng hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí.

Điều 12. Điều kiện thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí

1. Tổ chức chủ trì thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí phải có đủ năng lực tài chính, kỹ thuật và kinh nghiệm trong điều tra cơ bản về dầu khí theo quy định của Chính phủ.

2. Tổ chức không đáp ứng đủ điều kiện thì phải liên danh với tổ chức khác, cá nhân để có đủ điều kiện thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí theo quy định tại khoản 1 Điều này.

3. Cá nhân tham gia thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí phải liên danh với tổ chức để có đủ điều kiện thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí theo quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 13. Quyền và nghĩa vụ của tổ chức thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí

1. Tổ chức thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí có các nghĩa vụ sau đây:

a) Tuân thủ nội dung đề án đã được phê duyệt;

b) Bảo đảm tính trung thực, đầy đủ trong việc thu thập, tổng hợp tài liệu, thông tin về địa chất dầu khí; bảo mật thông tin trong quá trình điều tra cơ bản về dầu khí;

c) Bảo vệ khoáng sản và tài nguyên khác trong quá trình điều tra cơ bản về dầu khí;

d) Nộp báo cáo kết quả điều tra cơ bản về dầu khí về Bộ Tài nguyên và Môi trường để cập nhật vào hệ thống cơ sở dữ liệu quốc gia về địa chất và khoáng sản.

2. Tổ chức thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí có quyền chuyển ra nước ngoài các tài liệu thu được trong quá trình điều tra cơ bản về dầu khí, các loại mẫu vật với khối lượng và chủng loại phù hợp với tính chất và yêu cầu để phân tích, xử lý thử nghiệm theo đề án đã được phê duyệt và tuân thủ quy định của pháp luật về bảo vệ bí mật nhà nước và quy định khác của pháp luật có liên quan.

3. Tổ chức ngoài cơ quan, doanh nghiệp nhà nước thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí có quyền quy định tại khoản 2 Điều này và các quyền sau đây:

a) Quản lý việc khai thác, sử dụng thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí theo thỏa thuận được phê duyệt;

b) Sử dụng thông tin theo cam kết bảo mật tài liệu, được đề xuất thu hồi chi phí khi tham gia đấu thầu, ký kết hợp đồng dầu khí tại lô dầu khí trong khu vực đã thực hiện điều tra cơ bản theo đề án.

Điều 14. Quản lý, khai thác, sử dụng mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí

1. Cơ quan, doanh nghiệp nhà nước chủ trì thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí quản lý mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí do mình thực hiện; tổ chức khác chủ trì thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí nộp mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí đã được phê duyệt về Tập đoàn Dầu khí Việt Nam để quản lý.

2. Tổ chức, cá nhân được khai thác và sử dụng các tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí để nghiên cứu, đánh giá, đề xuất ký kết hợp đồng dầu khí và phải trả phí khai thác và sử dụng tài liệu dầu khí theo quy định của pháp luật về phí và lệ phí hoặc theo thỏa thuận được phê duyệt.

3. Tổ chức, cá nhân tiếp cận, tham khảo, khai thác và sử dụng các tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí phải bảo mật thông tin theo quy định của pháp luật và thỏa thuận.

4. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Chương III

LỰA CHỌN NHÀ THẦU KÝ KẾT HỢP ĐỒNG DẦU KHÍ

Điều 15. Hình thức lựa chọn nhà thầu

Việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí tại lô dầu khí mở được thực hiện thông qua một trong các hình thức sau đây:

1. Đấu thầu rộng rãi;

2. Đấu thầu hạn chế;

3. Chào thầu cạnh tranh;

4. Chỉ định thầu.

Điều 16. Điều kiện tham gia đấu thầu lựa chọn nhà thầu

Tổ chức, cá nhân tham gia đấu thầu lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí phải đáp ứng các điều kiện sau đây:

1. Tổ chức có đăng ký thành lập, hoạt động được cấp theo quy định pháp luật của quốc gia bên dự thầu; cá nhân có năng lực hành vi dân sự đầy đủ theo quy định pháp luật của quốc gia mà cá nhân đó là công dân;

2. Có đủ năng lực tài chính, kỹ thuật và kinh nghiệm trong hoạt động dầu khí; trường hợp tổ chức, cá nhân không đáp ứng điều kiện này thì phải liên danh với các tổ chức, cá nhân khác để có đủ điều kiện tham gia đấu thầu.

Điều 17. Kế hoạch lựa chọn nhà thầu

1. Kế hoạch lựa chọn nhà thầu được lập cho một hoặc một số lô dầu khí thuộc danh mục lô dầu khí được phê duyệt theo quy định tại khoản 2 Điều 7 của Luật này để triển khai thực hiện việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí.

2. Nội dung chính của Kế hoạch lựa chọn nhà thầu bao gồm:

a) Danh mục lô dầu khí và hình thức lựa chọn nhà thầu đối với từng lô dầu khí;

b) Đánh giá sơ bộ tiềm năng dầu khí của từng lô dầu khí;

c) Thời gian tiến hành;

d) Tiêu chí lựa chọn nhà thầu;

đ) Phương pháp đánh giá.

Điều 18. Đấu thầu rộng rãi

1. Việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí theo hình thức đấu thầu rộng rãi được áp dụng trên nguyên tắc cạnh tranh đối với lô dầu khí không thuộc trường hợp quy định tại các điều 19, 20 và 21 của Luật này.

2. Quy trình đấu thầu rộng rãi bao gồm các bước sau đây:

a) Thông báo mời thầu;

b) Đăng ký dự thầu;

c) Phát hành hồ sơ mời thầu;

d) Nhận hồ sơ dự thầu, mở thầu và đánh giá hồ sơ dự thầu;

đ) Thẩm định, phê duyệt, thông báo kết quả lựa chọn nhà thầu và điều kiện kinh tế, kỹ thuật cơ bản của hợp đồng dầu khí;

e) Đàm phán và hoàn thiện hợp đồng dầu khí;

g) Thẩm định, phê duyệt và ký kết hợp đồng dầu khí.

Điều 19. Đấu thầu hạn chế

1. Việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí theo hình thức đấu thầu hạn chế được áp dụng trong trường hợp có yêu cầu đặc thù mà chỉ có một số nhà thầu đáp ứng được.

2. Quy trình đấu thầu hạn chế bao gồm các bước như quy trình đấu thầu rộng rãi quy định tại khoản 2 Điều 18 của Luật này.

Điều 20. Chào thầu cạnh tranh

1. Việc lựa chọn nhà thầu để ký kết hợp đồng dầu khí theo hình thức chào thầu cạnh tranh được áp dụng trong trường hợp lô dầu khí không nằm trong kế hoạch lựa chọn nhà thầu hiện có và được đề xuất bởi ít nhất 02 tổ chức, cá nhân có đủ điều kiện quy định tại Điều 16 của Luật này để ký kết hợp đồng dầu khí.

2. Quy trình chào thầu cạnh tranh bao gồm các bước sau đây:

a) Thông báo chào thầu cạnh tranh;

b) Đăng ký tham dự chào thầu cạnh tranh;

c) Phát hành hồ sơ mời chào thầu cạnh tranh;

d) Nhận hồ sơ và đánh giá hồ sơ chào thầu cạnh tranh;

đ) Thẩm định, phê duyệt, thông báo kết quả lựa chọn nhà thầu và điều kiện kinh tế, kỹ thuật cơ bản của hợp đồng dầu khí;

e) Đàm phán và hoàn thiện hợp đồng dầu khí;

g) Thẩm định, phê duyệt và ký kết hợp đồng dầu khí.

Điều 21. Chỉ định thầu

1. Việc lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí theo hình thức chỉ định thầu được áp dụng đối với lô dầu khí trong các trường hợp sau đây:

a) Liên quan đến quốc phòng, an ninh;

b) Chỉ có 01 tổ chức, cá nhân đủ điều kiện quy định tại Điều 16 của Luật này đề xuất ký kết hợp đồng dầu khí sau khi đã được thông tin rộng rãi trong vòng 30 ngày nhưng không có nhà thầu khác quan tâm;

c) Nhà thầu đang thực hiện hợp đồng dầu khí đề xuất đầu tư bổ sung trong cùng diện tích hợp đồng với điều kiện kinh tế, kỹ thuật cho hợp đồng dầu khí mới sau khi hợp đồng dầu khí đã ký kết hết thời hạn.

2. Quy trình chỉ định thầu bao gồm các bước sau đây:

a) Phát hành hồ sơ yêu cầu chỉ định thầu;

b) Nhận hồ sơ đề xuất và đánh giá hồ sơ đề xuất;

c) Thẩm định, phê duyệt, thông báo kết quả lựa chọn nhà thầu và điều kiện kinh tế, kỹ thuật cơ bản của hợp đồng dầu khí;

d) Đàm phán và hoàn thiện hợp đồng dầu khí;

đ) Thẩm định, phê duyệt và ký kết hợp đồng dầu khí.

Điều 22. Tiêu chí lựa chọn nhà thầu và phương pháp đánh giá hồ sơ dự thầu, hồ sơ chào thầu cạnh tranh, hồ sơ đề xuất

1. Tiêu chí lựa chọn nhà thầu bao gồm:

a) Năng lực, kinh nghiệm của nhà thầu;

b) Điều kiện kỹ thuật phù hợp với từng lô dầu khí;

c) Điều kiện kinh tế phù hợp với từng lô dầu khí.

2. Phương pháp đánh giá hồ sơ dự thầu, hồ sơ chào thầu cạnh tranh, hồ sơ đề xuất theo phương pháp thang điểm, so sánh, tổng hợp.

3. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Điều 23. Xét duyệt kết quả lựa chọn nhà thầu

Nhà thầu được đề nghị lựa chọn khi đáp ứng các điều kiện sau đây:

1. Hồ sơ dự thầu, hồ sơ chào thầu cạnh tranh, hồ sơ đề xuất hợp lệ;

2. Đáp ứng các yêu cầu về năng lực, kinh nghiệm hoạt động dầu khí;

3. Đáp ứng yêu cầu về kỹ thuật;

4. Đáp ứng yêu cầu về kinh tế;

5. Có hồ sơ dự thầu, hồ sơ chào thầu cạnh tranh được xếp thứ nhất.

Điều 24. Tổ chức lựa chọn nhà thầu

1. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm sau đây:

a) Lập kế hoạch lựa chọn nhà thầu, báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt;

b) Thông báo mời thầu hoặc chào thầu cạnh tranh; phát hành hồ sơ mời thầu, hồ sơ mời chào thầu cạnh tranh hoặc hồ sơ yêu cầu chỉ định thầu; tổ chức đánh giá hồ sơ dự thầu, hồ sơ chào thầu cạnh tranh hoặc hồ sơ đề xuất;

c) Báo cáo kết quả lựa chọn nhà thầu để Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt;

d) Thông báo kết quả lựa chọn nhà thầu và điều kiện kinh tế, kỹ thuật cơ bản của hợp đồng dầu khí, tổ chức đàm phán và hoàn thiện nội dung hợp đồng dầu khí, báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt làm căn cứ ký kết hợp đồng dầu khí.

2. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí.

Điều 25. Bảo đảm dự thầu

1. Các bên dự thầu có nghĩa vụ nộp bảo đảm dự thầu theo yêu cầu tại hồ sơ mời thầu.

2. Bên dự thầu được hoàn trả bảo đảm dự thầu khi không trúng thầu hoặc sau khi hợp đồng dầu khí được ký kết.

Chương IV

HỢP ĐỒNG DẦU KHÍ

Điều 26. Phê duyệt hợp đồng dầu khí

1. Sau khi hoàn thành đàm phán hợp đồng dầu khí, trên cơ sở kết quả lựa chọn nhà thầu đã được phê duyệt, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt nội dung hợp đồng dầu khí trước khi Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký kết hợp đồng dầu khí.

2. Nội dung thẩm định hợp đồng dầu khí bao gồm:

a) Tính hợp lệ của hồ sơ trình thẩm định, phê duyệt nội dung hợp đồng dầu khí;

b) Tính hợp lý của kết quả đàm phán hợp đồng dầu khí;

c) Sự phù hợp của dự thảo hợp đồng dầu khí với kết quả lựa chọn nhà thầu đã được phê duyệt, các quy định của pháp luật có liên quan.

3. Phê duyệt nội dung hợp đồng dầu khí của Thủ tướng Chính phủ là cơ sở để nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí và thay cho phê duyệt chủ trương đầu tư đối với dự án dầu khí theo quy định của Luật Đầu tư và Luật Đầu tư công.

4. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục thẩm định, phê duyệt hợp đồng dầu khí.

Điều 27. Cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư

1. Trên cơ sở hợp đồng dầu khí đã được ký kết, Bộ Công Thương cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho nhà thầu thực hiện hoạt động dầu khí.

2. Nội dung chính của giấy chứng nhận đăng ký đầu tư bao gồm:

a) Tên hợp đồng dầu khí, lô dầu khí, dự án dầu khí;

b) Mục tiêu và quy mô;

c) Địa điểm thực hiện;

d) Văn phòng điều hành;

đ) Các bên nhà thầu, tỷ lệ quyền lợi tham gia, người điều hành;

e) Cam kết tài chính tối thiểu của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí;

g) Trách nhiệm của nhà thầu về tài chính, kỹ thuật và tự chịu rủi ro;

h) Quyền của nhà thầu được thu hồi các chi phí từ sản lượng khai thác dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí;

i) Thời hạn của hợp đồng dầu khí;

k) Ngày có hiệu lực của hợp đồng dầu khí.

3. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

Điều 28. Điều chỉnh nội dung hợp đồng dầu khí và điều chỉnh giấy chứng nhận đăng ký đầu tư

1. Việc điều chỉnh nội dung của hợp đồng dầu khí do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trên cơ sở đề xuất của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và báo cáo thẩm định của Bộ Công Thương.

2. Bộ Công Thương điều chỉnh giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho nhà thầu trên cơ sở hợp đồng dầu khí điều chỉnh được phê duyệt.

3. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục thẩm định, phê duyệt việc điều chỉnh hợp đồng dầu khí và điều chỉnh giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

Điều 29. Các loại hợp đồng dầu khí

1. Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí.

2. Loại hợp đồng dầu khí khác.

Điều 30. Nội dung chính của hợp đồng dầu khí

1. Nội dung chính của hợp đồng chia sản phẩm dầu khí bao gồm:

a) Tư cách pháp lý, quyền lợi tham gia của nhà thầu ký kết hợp đồng;

b) Đối tượng của hợp đồng;

c) Giới hạn diện tích và tiến độ hoàn trả diện tích hợp đồng;

d) Hiệu lực của hợp đồng, thời hạn hợp đồng, các giai đoạn của hợp đồng, điều kiện gia hạn các giai đoạn và việc điều chỉnh, gia hạn thời hạn hợp đồng;

đ) Quyền và nghĩa vụ của các bên ký kết hợp đồng, người điều hành;

e) Cam kết công việc tối thiểu và cam kết tài chính tối thiểu theo giai đoạn của hợp đồng;

g) Nguyên tắc chia sản phẩm dầu khí và xác định chi phí thu hồi;

h) Nguyên tắc lựa chọn nhà thầu cung cấp dịch vụ dầu khí, hàng hóa phục vụ hoạt động dầu khí;

i) Quyền của nước chủ nhà đối với tài sản, công trình dầu khí sau khi thu hồi chi phí và sau khi chấm dứt hợp đồng;

k) Điều kiện chuyển nhượng quyền và nghĩa vụ của các bên ký kết hợp đồng;

l) Quyền của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được tham gia vào hợp đồng khi có phát hiện thương mại và được ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ mà nhà thầu chuyển nhượng trong hợp đồng khi có chuyển nhượng;

m) Cam kết về hoa hồng, đào tạo, quỹ nghiên cứu khoa học và ưu tiên sử dụng lao động, dịch vụ Việt Nam;

n) Trách nhiệm bảo vệ môi trường và bảo đảm an toàn trong khi tiến hành hoạt động dầu khí; nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí;

o) Điều kiện chấm dứt hợp đồng, xử lý các vi phạm;

p) Phương thức giải quyết tranh chấp phát sinh từ hợp đồng và luật áp dụng.

2. Thủ tướng Chính phủ quyết định nội dung chính của loại hợp đồng dầu khí khác phù hợp với đặc thù của mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí.

3. Chính phủ ban hành hợp đồng mẫu của hợp đồng chia sản phẩm dầu khí.

Điều 31. Thời hạn hợp đồng dầu khí

1. Thời hạn hợp đồng dầu khí không quá 30 năm, trong đó thời hạn của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí không quá 05 năm, trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Đối với lô dầu khí trong danh mục các lô dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư và ưu đãi đầu tư đặc biệt, thời hạn hợp đồng dầu khí không quá 35 năm, trong đó thời hạn của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí không quá 10 năm.

3. Thời hạn hợp đồng dầu khí có thể được gia hạn nhưng không quá 05 năm, thời hạn của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí có thể được gia hạn nhưng không quá 05 năm trên cơ sở chấp thuận của Bộ Công Thương, trừ trường hợp quy định tại khoản 4 Điều này.

4. Trong trường hợp đặc biệt vì lý do quốc phòng, an ninh, điều kiện địa chất dầu khí phức tạp, điều kiện thực địa triển khai hoạt động dầu khí có những khó khăn rất đặc thù hoặc cần bảo đảm thời gian khai thác khí hiệu quả, Thủ tướng Chính phủ chấp thuận việc cho phép gia hạn thêm thời hạn hợp đồng dầu khí và thời gian gia hạn của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí quy định tại khoản 3 Điều này trên cơ sở thẩm định của Bộ Công Thương.

5. Sau khi tuyên bố phát hiện thương mại nhưng chưa có thị trường tiêu thụ và chưa có các điều kiện về đường ống, phương tiện xử lý thích hợp, nhà thầu được giữ lại diện tích phát hiện khí. Thời hạn được giữ lại diện tích phát hiện khí không quá 05 năm trên cơ sở chấp thuận của Bộ Công Thương. Trong trường hợp hết thời hạn giữ lại diện tích phát hiện khí nhưng chưa có thị trường tiêu thụ và chưa có các điều kiện về đường ống, phương tiện xử lý thích hợp, Thủ tướng Chính phủ xem xét cho phép kéo dài thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí nhưng không quá 02 năm trên cơ sở thẩm định của Bộ Công Thương. Trong thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí, nhà thầu phải tiến hành các công việc đã cam kết trong hợp đồng dầu khí.

6. Trong trường hợp bất khả kháng, các bên tham gia hợp đồng dầu khí thỏa thuận phương thức tạm dừng thực hiện một số quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí; Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương quyết định. Thời gian tạm dừng thực hiện một số quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí do nguyên nhân bất khả kháng được tính từ khi sự kiện bất khả kháng xảy ra cho tới khi sự kiện bất khả kháng chấm dứt.

7. Trong trường hợp vì lý do quốc phòng, an ninh, thời gian tạm dừng thực hiện một số quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí do Thủ tướng Chính phủ quyết định theo đề nghị của cơ quan có thẩm quyền.

8. Thời gian gia hạn của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí, thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí đã được tuyên bố phát hiện thương mại và thời gian tạm dừng thực hiện một số quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí trong trường hợp bất khả kháng hoặc vì lý do quốc phòng, an ninh không tính vào thời hạn hợp đồng dầu khí.

9. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục gia hạn thời hạn hợp đồng dầu khí, gia hạn thời hạn giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí, quyết định thời hạn giữ lại diện tích phát hiện khí, quyết định thời hạn tạm dừng thực hiện một số quyền và nghĩa vụ trong hợp đồng dầu khí trong trường hợp bất khả kháng hoặc vì lý do quốc phòng, an ninh.

Điều 32. Diện tích, hoàn trả diện tích, mở rộng diện tích hợp đồng dầu khí, hợp nhất phát hiện dầu khí, mỏ dầu khí

1. Diện tích hợp đồng dầu khí bao gồm diện tích của một hoặc nhiều lô dầu khí được quy định trong hợp đồng dầu khí.

2. Nhà thầu có nghĩa vụ hoàn trả một phần diện tích hợp đồng dầu khí vào cuối mỗi giai đoạn thành phần của giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí và có nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí trên diện tích hoàn trả theo quy định của Luật này và quy định khác của pháp luật có liên quan.

3. Nhà thầu có quyền đề xuất giữ lại toàn bộ diện tích hợp đồng dầu khí hoặc đề xuất tạm hoãn nghĩa vụ hoàn trả diện tích hợp đồng dầu khí trong trường hợp nhà thầu có đề xuất tiếp tục thực hiện thăm dò, thẩm lượng đối với một số cấu tạo tiềm năng trong phần diện tích phải hoàn trả trên cơ sở chấp thuận của Bộ Công Thương.

4. Trong trường hợp phát hiện dầu khí có tính thương mại, mỏ dầu khí vượt sang diện tích của lô dầu khí mở liền kề, nhà thầu được phép đề xuất mở rộng diện tích hợp đồng dầu khí.

5. Trong trường hợp phát hiện dầu khí có tính thương mại, mỏ dầu khí vượt sang diện tích của một hoặc nhiều lô dầu khí liền kề đã ký kết hợp đồng dầu khí, các nhà thầu được phép đề xuất hợp nhất phát hiện dầu khí, mỏ dầu khí để thẩm lượng và phát triển chung nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế và khai thác tối ưu tài nguyên dầu khí.

6. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt việc mở rộng diện tích hợp đồng dầu khí, hợp nhất phát hiện dầu khí, mỏ dầu khí để thẩm lượng và phát triển chung.

7. Trong trường hợp cần thiết phải xây dựng các hạng mục công trình, thiết bị ngoài diện tích hợp đồng dầu khí phục vụ khai thác, xử lý, vận chuyển dầu khí từ diện tích hợp đồng dầu khí, nhà thầu được phép đề xuất trong kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí, kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí (nếu có) và kế hoạch phát triển mỏ dầu khí, trình thẩm định, phê duyệt theo quy định tại các điều 46, 47 và 48 của Luật này.

8. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt giữ lại hoặc tạm hoãn nghĩa vụ hoàn trả, mở rộng diện tích hợp đồng dầu khí, hợp nhất phát hiện dầu khí, mỏ dầu khí.

Điều 33. Mức thu hồi chi phí trong hợp đồng dầu khí

Các bên tham gia hợp đồng dầu khí có thể thỏa thuận mức thu hồi chi phí của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí theo quy định sau đây:

1. Tối đa 50% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm đối với hợp đồng dầu khí áp dụng cho lô dầu khí thông thường;

2. Tối đa 70% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm đối với các hợp đồng dầu khí áp dụng cho lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư;

3. Tối đa 80% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm đối với các hợp đồng dầu khí áp dụng cho lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư đặc biệt.

Điều 34. Ngôn ngữ của hợp đồng dầu khí

Ngôn ngữ sử dụng trong hợp đồng dầu khí và các tài liệu kèm theo hợp đồng là tiếng Việt và tiếng Anh hoặc một tiếng nước ngoài thông dụng khác do các bên thỏa thuận. Bản tiếng Việt và tiếng Anh hoặc bản tiếng nước ngoài thông dụng khác có giá trị pháp lý ngang nhau.

Điều 35. Chấm dứt hiệu lực hợp đồng dầu khí

1. Hợp đồng dầu khí chấm dứt hiệu lực theo quy định tại hợp đồng dầu khí hoặc kết thúc thời hạn hợp đồng dầu khí nhưng không được gia hạn theo quy định tại khoản 3 và khoản 4 Điều 31 của Luật này.

2. Hợp đồng dầu khí kết thúc trước thời hạn theo sự thỏa thuận của các bên ký kết hợp đồng với điều kiện nhà thầu phải hoàn thành các nghĩa vụ đã cam kết và phải thông báo cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trước 06 tháng so với thời điểm đề xuất chấm dứt hợp đồng dầu khí trước thời hạn.

Điều 36. Chuyển nhượng quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí

1. Nhà thầu có quyền chuyển nhượng quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí. Việc chuyển nhượng toàn bộ hoặc một phần quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí phải đáp ứng các điều kiện sau đây:

a) Bên nhận chuyển nhượng cam kết kế thừa các quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của bên chuyển nhượng và thực hiện các nội dung của hợp đồng dầu khí đã được ký kết;

b) Bên chuyển nhượng và bên nhận chuyển nhượng phải đáp ứng được các điều kiện theo quy định của Luật này và quy định khác của pháp luật có liên quan;

c) Bên chuyển nhượng có nghĩa vụ nộp thuế, phí và lệ phí liên quan đến việc chuyển nhượng theo quy định của pháp luật về thuế, phí và lệ phí và quy định khác của pháp luật có liên quan.

2. Việc chuyển nhượng quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trên cơ sở thẩm định của Bộ Công Thương và có hiệu lực tại giấy chứng nhận đăng ký đầu tư điều chỉnh.

3. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt việc chuyển nhượng quyền lợi tham gia, quyền và nghĩa vụ của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí.

Điều 37. Giải quyết tranh chấp phát sinh từ hợp đồng dầu khí

Các tranh chấp phát sinh từ hợp đồng dầu khí trước hết phải được giải quyết thông qua thương lượng, hòa giải. Trường hợp không thương lượng, hòa giải được thì tranh chấp có thể giải quyết tại Trọng tài hoặc Tòa án được quy định trong hợp đồng dầu khí phù hợp với quy định của Luật Đầu tư và luật khác có liên quan.

Điều 38. Văn phòng điều hành của người điều hành nước ngoài trong hợp đồng dầu khí

1. Người điều hành nước ngoài phải thành lập văn phòng điều hành tại Việt Nam để thực hiện hợp đồng dầu khí. Văn phòng điều hành có con dấu, được mở tài khoản, được tuyển dụng lao động và thực hiện các quyền và nghĩa vụ trong phạm vi được ủy quyền quy định tại hợp đồng dầu khí, thỏa thuận điều hành của các nhà thầu và theo quy định của pháp luật Việt Nam.

2. Người điều hành nước ngoài có thể sử dụng một văn phòng điều hành tại Việt Nam để quản lý, điều hành các hoạt động dầu khí của một hoặc nhiều hợp đồng dầu khí ở Việt Nam. Chi phí quản lý, điều hành đối với từng hợp đồng dầu khí phải được phân bổ, hạch toán độc lập.

3. Trong trường hợp thay đổi địa chỉ văn phòng điều hành hoặc thay đổi trưởng văn phòng điều hành hoặc tiếp nhận lại văn phòng điều hành do thay đổi người điều hành, người điều hành phải có văn bản thông báo cho cơ quan đăng ký đầu tư nơi đặt văn phòng điều hành.

4. Trong trường hợp chấm dứt hoạt động văn phòng điều hành, người điều hành phải gửi hồ sơ thông báo chấm dứt hoạt động văn phòng điều hành cho cơ quan đăng ký đầu tư nơi đặt văn phòng điều hành.

5. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục thành lập, chấm dứt hoạt động văn phòng điều hành, thay đổi trong trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này.

Điều 39. Thực hiện quyền tham gia, quyền ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia, tiếp nhận quyền lợi tham gia trong hợp đồng dầu khí

1. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được thực hiện quyền tham gia vào hợp đồng dầu khí; quyền ưu tiên mua trước một phần hoặc toàn bộ phần quyền lợi tham gia mà nhà thầu có ý định chuyển nhượng trong hợp đồng dầu khí đã được ký kết, trên cơ sở các điều kiện chuyển nhượng đã được thỏa thuận giữa bên có ý định chuyển nhượng với bên nhận chuyển nhượng tiềm năng.

2. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được nhận chuyển giao toàn bộ quyền lợi tham gia, các dữ liệu, công trình dầu khí hiện hữu của nhà thầu trong trường hợp nhà thầu quyết định rút khỏi hợp đồng dầu khí vì lý do đặc biệt được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận.

3. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định việc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện quyền tham gia, quyền ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia và nhận chuyển giao toàn bộ quyền lợi tham gia của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí.

4. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt việc thực hiện quyền tham gia, quyền ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia và nhận chuyển giao toàn bộ quyền lợi tham gia của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí; cơ chế quản lý, theo dõi, sử dụng, xử lý tài chính đối với tài sản và tiếp nhận quyền lợi tham gia từ nhà thầu vì lý do đặc biệt.

Điều 40. Đề xuất kế hoạch đầu tư bổ sung, ký kết hợp đồng dầu khí mới trước khi hợp đồng dầu khí hết thời hạn

1. Tối thiểu 02 năm trước khi hết thời hạn hợp đồng dầu khí, nhà thầu được đề xuất kế hoạch đầu tư bổ sung nhằm gia tăng trữ lượng, nâng cao hệ số thu hồi dầu khí và khai thác dầu khí trong cùng diện tích hợp đồng với điều kiện kinh tế, kỹ thuật phù hợp để ký kết hợp đồng dầu khí mới sau khi hợp đồng dầu khí đã ký kết hết thời hạn.

2. Trên cơ sở đề xuất của nhà thầu đang thực hiện hợp đồng dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt chỉ định nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí mới theo quy định tại điểm c khoản 1 và khoản 2 Điều 21 của Luật này.

3. Nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí mới được tiếp tục sử dụng mà không phải trả tiền sử dụng thông tin, dữ liệu, tài liệu, mẫu vật, công trình dầu khí và tài sản khác đã được lắp đặt, đầu tư trong cùng diện tích hợp đồng để thực hiện hoạt động dầu khí theo hợp đồng dầu khí mới với điều kiện việc xác định quyền lợi của nước chủ nhà tại hợp đồng dầu khí mới phải xét đến việc nhà thầu không phải trả tiền sử dụng thông tin, dữ liệu, tài liệu, mẫu vật, công trình dầu khí và tài sản khác đã được lắp đặt, đầu tư để thực hiện hoạt động dầu khí.

Điều 41. Tiếp nhận mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí từ nhà thầu khi hợp đồng dầu khí hết thời hạn

1. Tối thiểu 02 năm trước khi hết thời hạn hợp đồng dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương về kế hoạch xử lý tiếp theo đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí đang được khai thác tại diện tích hợp đồng dầu khí.

2. Tối thiểu 06 tháng trước thời điểm hết thời hạn hợp đồng dầu khí mà không ký kết hợp đồng dầu khí mới theo quy định tại Điều 40 của Luật này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt kế hoạch xử lý tiếp theo đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí theo một trong các phương án sau đây:

a) Không tiếp tục khai thác mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí;

b) Tiếp tục khai thác mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí trên cơ sở hợp đồng dầu khí mới với điều kiện kinh tế, kỹ thuật phù hợp. Trong trường hợp này, nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí mới được sử dụng thông tin, dữ liệu, tài liệu, mẫu vật, công trình dầu khí và tài sản khác đã được lắp đặt, đầu tư trong cùng diện tích hợp đồng theo quy định tại khoản 3 Điều 40 của Luật này;

c) Giao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khai thác tận thu mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí.

3. Trong trường hợp tiếp tục khai thác mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều này, tại thời điểm hợp đồng dầu khí hết thời hạn, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp nhận nguyên trạng mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí từ nhà thầu và thực hiện điều hành hoạt động dầu khí theo cơ chế tài chính trong kế hoạch xử lý đã được phê duyệt cho đến khi hợp đồng dầu khí mới được ký kết nhưng không quá 02 năm. Hết thời hạn 02 năm kể từ khi tiếp nhận mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí mà không có nhà thầu quan tâm hoặc không lựa chọn được nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí mới, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt kế hoạch xử lý tiếp theo đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí theo một trong hai phương án sau đây:

a) Không tiếp tục khai thác mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí;

b) Giao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khai thác tận thu mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí.

4. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt kế hoạch xử lý tiếp theo đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí, nội dung kế hoạch xử lý; cơ chế tài chính cho đến khi ký kết hợp đồng dầu khí mới.

5. Thủ tướng Chính phủ quyết định cơ chế điều hành hoạt động khai thác tận thu mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí trong trường hợp quy định tại điểm c khoản 2 và điểm b khoản 3 Điều này.

Chương V

HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Điều 42. Dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền; dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển

1. Trong quá trình lập kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí, nếu xét thấy cần thiết xây dựng chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển ngoài diện tích hợp đồng ban đầu phục vụ khai thác, xử lý và vận chuyển dầu khí để sản xuất ra dầu khí thương phẩm nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế của dự án phát triển mỏ dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương thực hiện dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển.

2. Việc chuyển mục đích sử dụng rừng, đất (nếu có) đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền, dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển được thực hiện như sau:

a) Quốc hội quyết định chủ trương chuyển mục đích sử dụng rừng, đất đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền trước khi kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí được phê duyệt theo quy định tại khoản 1 Điều 46 của Luật này và đối với dự án phát triển mỏ dầu khí theo chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển trước khi Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương thực hiện dự án theo quy định tại khoản 1 Điều này trong trường hợp: dự án có yêu cầu chuyển mục đích sử dụng đất vườn quốc gia, khu bảo tồn thiên nhiên, khu bảo vệ cảnh quan, khu rừng nghiên cứu, thực nghiệm khoa học, rừng đặc dụng, rừng phòng hộ đầu nguồn, rừng phòng hộ biên giới từ 50 héc ta trở lên; đất trồng lúa nước từ 02 vụ trở lên với quy mô từ 500 héc ta trở lên; rừng phòng hộ chắn gió, chắn cát bay và rừng phòng hộ chắn sóng, lấn biển từ 500 héc ta trở lên; rừng sản xuất từ 1.000 héc ta trở lên;

b) Trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản này, đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền, Thủ tướng Chính phủ quyết định chủ trương chuyển mục đích sử dụng rừng, đất trước khi kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí được phê duyệt theo quy định tại khoản 1 Điều 46 của Luật này; đối với dự án phát triển mỏ dầu khí theo chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển, Thủ tướng Chính phủ quyết định chủ trương chuyển mục đích sử dụng rừng, đất cùng với chấp thuận triển khai dự án theo quy định tại khoản 1 Điều này;

c) Sau khi có quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền về chủ trương chuyển mục đích sử dụng rừng, đất và kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí được phê duyệt, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quyết định chuyển mục đích sử dụng rừng, đất đối với dự án để triển khai phát triển mỏ dầu khí.

3. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục thực hiện khoản 1, điểm b và điểm c khoản 2 Điều này và hồ sơ trình Quốc hội quy định tại điểm a khoản 2 Điều này.

Điều 43. Lập, phê duyệt chương trình hoạt động và ngân sách hoạt động hằng năm

1. Căn cứ vào các cam kết trong hợp đồng dầu khí và chương trình, kế hoạch đã được phê duyệt (nếu có), nhà thầu lập chương trình hoạt động và ngân sách hoạt động hằng năm trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

2. Nội dung chính của chương trình hoạt động và ngân sách hoạt động hằng năm bao gồm:

a) Nội dung công việc;

b) Dự toán chi phí;

c) Kế hoạch sử dụng nhân lực.

Điều 44. Lập, thẩm định, phê duyệt chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí

1. Trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí, trên cơ sở quy định trong hợp đồng dầu khí, nhà thầu lập chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thẩm định, phê duyệt.

2. Nội dung chính của chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí bao gồm:

a) Tổng quan về hợp đồng dầu khí;

b) Lịch sử tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng, phát triển và khai thác dầu khí (nếu có);

c) Tài liệu về địa chất, địa vật lý, tài liệu khoan, tài liệu khảo sát và nghiên cứu khác;

d) Đặc điểm địa chất, hệ thống dầu khí, đánh giá tài nguyên dầu khí;

đ) Tiến độ thực hiện, khối lượng công việc, dự toán chi phí;

e) Kế hoạch thực hiện công tác an toàn và bảo vệ môi trường bao gồm cả an toàn và xử lý sự cố, giải pháp ngăn chặn và xử lý các nguy cơ gây ô nhiễm;

g) Dự kiến kết quả đạt được, đánh giá rủi ro tìm kiếm thăm dò dầu khí;

h) Kết luận và kiến nghị.

3. Nội dung thẩm định chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá sự phù hợp của tài liệu về địa chất, địa vật lý, tài liệu khoan, tài liệu khảo sát và nghiên cứu khác;

b) Đánh giá tính hợp lý của số liệu về đặc điểm địa chất, hệ thống dầu khí, đánh giá tài nguyên dầu khí;

c) Đánh giá tính khả thi, hợp lý của tiến độ thực hiện, khối lượng công việc, dự toán chi phí;

d) Đánh giá sự đáp ứng yêu cầu về an toàn và bảo vệ môi trường;

đ) Đánh giá kết quả đạt được và các rủi ro tìm kiếm thăm dò dầu khí.

4. Trong trường hợp có sự thay đổi các nội dung chính của chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí quy định tại khoản 2 Điều này, nhà thầu đề nghị điều chỉnh chương trình, trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thẩm định, phê duyệt.

5. Trong quá trình phát triển mỏ dầu khí, khai thác dầu khí, nhà thầu có thể đề xuất tiến hành thăm dò dầu khí bổ sung và lập chương trình thăm dò dầu khí bổ sung, trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thẩm định, phê duyệt theo quy định tại khoản 2 và khoản 3 Điều này.

Điều 45. Lập, thẩm định, phê duyệt báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí

1. Trên cơ sở kết quả thăm dò, thẩm lượng dầu khí, nếu phát hiện dầu khí có tính thương mại trong diện tích hợp đồng dầu khí, nhà thầu lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

2. Nội dung chính của báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí bao gồm:

a) Lịch sử tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng, phát triển và khai thác dầu khí;

b) Tài liệu khảo sát địa chấn và phương pháp địa vật lý thăm dò khác; tài liệu khoan; tài liệu khảo sát và nghiên cứu khác;

c) Địa chất khu vực, địa chất mỏ;

d) Thông số vỉa chứa bao gồm thành tạo địa chất các thân chứa dầu khí, địa vật lý giếng khoan, công nghệ mỏ, kết quả khai thác, bơm ép dầu, khí, nước (nếu có);

đ) Tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí của phát hiện dầu khí, mỏ dầu khí;

e) Kết luận và kiến nghị.

3. Nội dung thẩm định báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá kết quả thực hiện công tác thăm dò, thẩm lượng dầu khí;

b) Tính hợp lý về địa chất, mô hình địa chất vỉa chứa, thông số vỉa chứa và công nghệ mỏ;

c) Tính hợp lý và độ tin cậy của kết quả tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu và trữ lượng dầu khí.

4. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm theo dõi, tổng hợp tài nguyên, trữ lượng dầu khí của các mỏ dầu khí trên lãnh thổ Việt Nam và cập nhật hằng năm thông tin về tài nguyên, trữ lượng dầu khí báo cáo Bộ Công Thương.

5. Nhà thầu có trách nhiệm cập nhật báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí của từng mỏ trong thời hạn 03 năm kể từ ngày có dòng dầu, khí đầu tiên được khai thác thương mại và sau đó cập nhật định kỳ 05 năm. Trường hợp tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu có thay đổi lớn hơn 15% so với phê duyệt gần nhất, nhà thầu lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí cập nhật trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt theo quy định của Điều này.

6. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.

Điều 46. Lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí

1. Sau khi báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí được phê duyệt, nhà thầu triển khai thực hiện giai đoạn phát triển mỏ dầu khí và lập kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

2. Nội dung chính của kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí bao gồm:

a) Lịch sử tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng dầu khí, mô hình địa chất của mỏ và kế hoạch thẩm lượng ở giai đoạn tiếp theo;

b) Công nghệ mỏ và hệ số thu hồi dầu khí sơ bộ; các phương án phát triển dự kiến và phương án lựa chọn;

c) Dự báo sản lượng khai thác và quản lý vận hành mỏ;

d) Thiết kế sơ bộ theo các phương án phát triển lựa chọn và xác định sơ bộ chi phí đầu tư;

đ) Công nghệ khoan, kế hoạch khoan và hoàn thiện giếng;

e) Kế hoạch thực hiện công tác an toàn và bảo vệ môi trường;

g) Đánh giá kinh tế, kỹ thuật và lựa chọn phương án phát triển thích hợp tại thời điểm lập báo cáo;

h) Các thông số, tiêu chí chính của phương án được lựa chọn làm cơ sở để lập thiết kế kỹ thuật tổng thể;

i) Phương án tiêu thụ khí sơ bộ;

k) Đánh giá mức độ rủi ro công nghệ, biến động giá dầu và tài chính của dự án;

l) Dự kiến tiến độ thực hiện;

m) Đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền, dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển, ngoài những nội dung quy định tại các điểm a, b, c, d, đ, e, g, h, i, k và l khoản này phải có các nội dung chính sau đây theo quy định của pháp luật về xây dựng: sơ bộ nhu cầu sử dụng đất; nhu cầu sử dụng tài nguyên; sự phù hợp của dự án với chiến lược, quy hoạch có liên quan; đánh giá tác động kinh tế - xã hội, bảo đảm quốc phòng, an ninh của dự án;

n) Kết luận và kiến nghị.

3. Nội dung thẩm định kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá sự phù hợp của công nghệ mỏ, dự báo sản lượng và hệ số thu hồi dầu khí sơ bộ;

b) Đánh giá sự phù hợp của các phương án phát triển dự kiến và phương án lựa chọn về công nghệ khoan, công nghệ khai thác; các thông số, tiêu chí chính của phương án được lựa chọn làm cơ sở để lập thiết kế kỹ thuật tổng thể;

c) Đánh giá sự đáp ứng yêu cầu về an toàn và bảo vệ môi trường;

d) Tính hợp lý trong đánh giá sơ bộ hiệu quả kinh tế, kỹ thuật; mức độ rủi ro công nghệ, biến động giá sản phẩm và tài chính của dự án;

đ) Đánh giá sự phù hợp với các quy hoạch có liên quan;

e) Nội dung thẩm định theo quy định của pháp luật về xây dựng đối với nội dung quy định tại điểm m khoản 2 Điều này.

4. Việc lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí thay cho việc lập, thẩm định, phê duyệt báo cáo nghiên cứu tiền khả thi đầu tư xây dựng của dự án dầu khí theo quy định của Luật Xây dựng.

5. Khi thay đổi phương án phát triển lựa chọn, nhu cầu sử dụng đất (nếu có), phương án tiêu thụ khí trong kế hoạch đại cương phát triển mỏ đã được phê duyệt, nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí. Việc điều chỉnh nội dung khác của kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, phê duyệt.

6. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí.

Điều 47. Lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí

1. Sau khi kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí được phê duyệt, trong trường hợp cần nghiên cứu, thu thập bổ sung thông tin để giảm thiểu rủi ro sau này, nhà thầu có thể lập kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

2. Nội dung chính của báo cáo kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí bao gồm:

a) Kết quả nghiên cứu đặc điểm địa chất mỏ;

b) Số liệu và các phân tích thành phần, tính chất chất lưu và vỉa chứa, các nghiên cứu về mô hình mô phỏng mỏ, công nghệ mỏ và thiết kế khai thác, dự báo về sản lượng khai thác dầu khí, hệ số thu hồi dầu khí;

c) Các thông tin về công nghệ khai thác và các nghiên cứu khả thi;

d) Công nghệ khoan và hoàn thiện giếng;

đ) Mô tả hệ thống công trình và thiết bị khai thác được sử dụng;

e) Báo cáo thuyết minh thiết kế kỹ thuật tổng thể;

g) Các kế hoạch về bảo vệ tài nguyên, môi trường, sinh thái bao gồm cả an toàn và xử lý sự cố, giải pháp ngăn chặn, xử lý các nguy cơ gây ô nhiễm và thu dọn công trình dầu khí;

h) Tính toán tổng mức đầu tư và hiệu quả kinh tế của dự án khai thác sớm mỏ dầu khí;

i) Đánh giá mức độ rủi ro công nghệ, biến động giá dầu thô và tài chính của dự án;

k) Tiến độ thực hiện;

l) Ước tính chi phí thu dọn công trình dầu khí;

m) Thỏa thuận khung bán khí đối với dự án khai thác khí;

n) Đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền, dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển, ngoài những nội dung quy định tại các điểm a, b, c, d, đ, e, g, h, i, k, l và m khoản này phải có các nội dung chính sau đây theo quy định của pháp luật về xây dựng: thông tin hiện trạng sử dụng đất, điều kiện thu hồi đất, nhu cầu sử dụng đất; địa điểm xây dựng; phương án kết nối hạ tầng kỹ thuật trong và ngoài công trình; giải pháp về xây dựng, vật liệu chủ yếu được sử dụng; đánh giá tác động kinh tế - xã hội, bảo đảm quốc phòng, an ninh của dự án;

o) Kết luận và kiến nghị.

3. Nội dung thẩm định kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá sự phù hợp với phương án được lựa chọn trong kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí;

b) Đánh giá sự phù hợp của địa chất mỏ, tính chất chất lưu và vỉa chứa, mô hình mô phỏng mỏ, thiết kế khai thác, sản lượng khai thác dầu khí, hệ số thu hồi dầu khí;

c) Đánh giá sự phù hợp của công nghệ khoan, công nghệ khai thác, hệ thống công trình và thiết bị;

d) Đánh giá tính hợp lý trong đánh giá hiệu quả kinh tế; mức độ rủi ro công nghệ, biến động giá sản phẩm và tài chính của dự án; tiến độ thực hiện;

đ) Đánh giá sự phù hợp của các giải pháp thiết kế, tiêu chuẩn áp dụng trong thiết kế kỹ thuật tổng thể;

e) Đánh giá sự đáp ứng yêu cầu về an toàn và bảo vệ môi trường;

g) Nội dung thẩm định theo quy định của pháp luật về xây dựng đối với nội dung quy định tại điểm n khoản 2 Điều này.

4. Việc lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí thay cho việc lập, thẩm định, phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng của dự án dầu khí theo quy định của Luật Xây dựng.

5. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí trong trường hợp việc điều chỉnh dẫn đến tổng mức đầu tư tăng thêm dưới 10% đối với các nội dung sau đây:

a) Điều chỉnh số lượng, kích thước đường ống nội mỏ, điều chỉnh công suất thiết bị để tăng hiệu quả dự án cũng như tăng hệ số thu hồi dầu khí;

b) Điều chỉnh tối ưu vị trí, thứ tự và số lượng giếng khoan để gia tăng sản lượng, trữ lượng hoặc tối ưu hóa đầu tư;

c) Áp dụng giải pháp kỹ thuật bổ sung, mở vỉa mới được phát hiện trong quá trình khoan phát triển để gia tăng sản lượng khai thác, nâng cao hiệu quả của dự án;

d) Khai thác thử nghiệm nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí;

đ) Khoan bổ sung các giếng khoan đan dày.

6. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí trong các trường hợp khác ngoài quy định tại khoản 5 Điều này.

7. Sau khi hoàn tất kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí, nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, báo cáo Bộ Công Thương kết quả thực hiện kế hoạch khai thác sớm và cập nhật mô hình khai thác cùng các số liệu và phân tích chứng minh, kết luận về khả năng áp dụng sơ đồ thử nghiệm cho khai thác toàn mỏ dầu khí.

8. Chính phủ quy định về điều kiện để lập kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí và hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí.

Điều 48. Lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ dầu khí

1. Sau khi kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí được phê duyệt hoặc trước khi kết thúc thời hạn thực hiện của kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí, nhà thầu lập kế hoạch phát triển mỏ dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

2. Nội dung chính của báo cáo kế hoạch phát triển mỏ dầu khí bao gồm:

a) Kết quả thực hiện của kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí (nếu có);

b) Kết quả nghiên cứu đặc điểm địa chất mỏ;

c) Số liệu và các phân tích thành phần, tính chất chất lưu và vỉa chứa, các nghiên cứu về mô hình mô phỏng mỏ, công nghệ mỏ và thiết kế khai thác, dự báo về sản lượng khai thác dầu khí, hệ số thu hồi dầu khí;

d) Các thông tin về công nghệ khai thác và các nghiên cứu khả thi;

đ) Công nghệ khoan và hoàn thiện giếng;

e) Mô tả hệ thống công trình và thiết bị khai thác được sử dụng;

g) Báo cáo thuyết minh thiết kế kỹ thuật tổng thể;

h) Các kế hoạch về bảo vệ tài nguyên, môi trường, sinh thái bao gồm cả an toàn và xử lý sự cố, giải pháp ngăn chặn, xử lý các nguy cơ gây ô nhiễm và thu dọn công trình dầu khí;

i) Tính toán tổng mức đầu tư và hiệu quả kinh tế của dự án;

k) Đánh giá mức độ rủi ro công nghệ và tài chính của dự án;

l) Tiến độ, lịch trình thực hiện;

m) Thống kê những nguyên tắc, quy định kỹ thuật được áp dụng trong quá trình khoan khai thác;

n) Thỏa thuận khung bán khí đối với dự án khai thác khí;

o) Ước tính chi phí thu dọn công trình dầu khí;

p) Đối với dự án phát triển mỏ dầu khí trên đất liền, dự án phát triển mỏ dầu khí có chuỗi đồng bộ các hạng mục công trình, thiết bị dầu khí trên đất liền và trên biển, ngoài những nội dung quy định tại các điểm a, b, c, d, đ, e, g, h, i, k, l, m, n và o khoản này phải có các nội dung chính sau đây theo quy định của pháp luật về xây dựng: thông tin hiện trạng sử dụng đất, điều kiện thu hồi đất, nhu cầu sử dụng đất; địa điểm xây dựng; phương án kết nối hạ tầng kỹ thuật trong và ngoài công trình; giải pháp về xây dựng, vật liệu chủ yếu được sử dụng; đánh giá tác động kinh tế - xã hội, bảo đảm quốc phòng, an ninh của dự án;

q) Kết luận và kiến nghị.

3. Nội dung thẩm định kế hoạch phát triển mỏ dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá sự phù hợp với phương án được lựa chọn trong kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí;

b) Đánh giá sự phù hợp của địa chất mỏ, tính chất chất lưu và vỉa chứa, mô hình mô phỏng mỏ, thiết kế khai thác, sản lượng khai thác dầu khí, hệ số thu hồi dầu khí;

c) Đánh giá sự phù hợp của công nghệ khoan, công nghệ khai thác, hệ thống công trình và thiết bị;

d) Đánh giá tính hợp lý trong đánh giá hiệu quả kinh tế; mức độ rủi ro công nghệ, biến động giá sản phẩm và tài chính của dự án; tiến độ thực hiện;

đ) Đánh giá sự phù hợp của các giải pháp thiết kế, tiêu chuẩn áp dụng trong thiết kế kỹ thuật tổng thể;

e) Đánh giá sự đáp ứng yêu cầu về an toàn và bảo vệ môi trường;

g) Nội dung thẩm định theo quy định của pháp luật về xây dựng đối với nội dung quy định tại điểm p khoản 2 Điều này.

4. Việc lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ dầu khí thay cho việc lập, thẩm định, phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng của dự án dầu khí theo quy định của Luật Xây dựng.

5. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch phát triển mỏ dầu khí trong trường hợp việc điều chỉnh dẫn đến tổng mức đầu tư tăng thêm dưới 10% đối với các nội dung sau đây:

a) Điều chỉnh số lượng, kích thước đường ống nội mỏ, điều chỉnh công suất số lượng thiết bị để tăng hiệu quả dự án hoặc tăng hệ số thu hồi dầu khí;

b) Điều chỉnh tối ưu vị trí, thứ tự và số lượng giếng khoan để gia tăng sản lượng, trữ lượng hoặc tối ưu hóa đầu tư;

c) Áp dụng giải pháp kỹ thuật bổ sung, mở vỉa mới được phát hiện trong quá trình khoan phát triển để gia tăng sản lượng khai thác, nâng cao hiệu quả của dự án;

d) Khai thác thử nghiệm nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí;

đ) Khoan bổ sung các giếng khoan đan dày.

6. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch phát triển mỏ dầu khí trong các trường hợp khác ngoài quy định tại khoản 5 Điều này.

7. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ dầu khí.

Điều 49. Đốt và xả khí

1. Nhà thầu có trách nhiệm thu gom khí sau khi đã sử dụng nội mỏ (nếu có) trong quá trình khai thác dầu khí và phải lập phương án thu gom khí trong kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí hoặc kế hoạch phát triển mỏ dầu khí.

2. Nhà thầu được đốt và xả khí trong các trường hợp sau đây:

a) Trong quá trình thử vỉa để thông và làm sạch giếng; hoàn thiện, sửa chữa hoặc xử lý giếng và để giải tỏa áp suất giếng;

b) Trong trường hợp khẩn cấp nhằm bảo đảm an toàn cho người, tài sản và hoạt động dầu khí hoặc trong trường hợp hệ thống xử lý, vận chuyển khí tạm ngưng hoạt động do sự cố;

c) Theo kế hoạch đốt và xả khí hằng năm liên quan đến an toàn vận hành, bảo dưỡng định kỳ của mỏ dầu khí được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

Điều 50. Lập, thẩm định, phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí

1. Trong quá trình tiến hành hoạt động dầu khí, sau khi kết thúc từng giai đoạn hoặc kết thúc hợp đồng dầu khí, nhà thầu phải thu dọn các công trình dầu khí không còn sử dụng hoặc không thể tiếp tục phục vụ cho hoạt động dầu khí do bị hư hỏng nặng, không phù hợp với công nghệ gây ảnh hưởng đến an toàn và hiệu quả của hoạt động dầu khí.

2. Trong thời hạn 01 năm kể từ ngày có dòng dầu, khí đầu tiên được khai thác thương mại từ diện tích hợp đồng dầu khí, nhà thầu phải lập kế hoạch thu dọn công trình dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

3. Chậm nhất là 01 năm trước ngày kết thúc hợp đồng dầu khí hoặc kết thúc thời gian khai thác mỏ dầu khí, nhà thầu phải cập nhật kế hoạch thu dọn công trình dầu khí trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt.

4. Nội dung chính của kế hoạch thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Danh mục, mô tả các phương tiện, tổ hợp thiết bị, các kết cấu công trình của công trình dầu khí cần thu dọn;

b) Các giải pháp và phương án kỹ thuật thực hiện việc thu dọn công trình dầu khí;

c) Kế hoạch quản lý chất thải, kiểm soát ô nhiễm môi trường biển, kế hoạch quan trắc môi trường, kế hoạch phòng ngừa, ứng phó sự cố môi trường, kế hoạch bảo đảm an toàn trong quá trình thu dọn công trình dầu khí;

d) Ước tính chi phí thu dọn, kế hoạch và tiến độ trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí;

đ) Tiến độ thực hiện công việc thu dọn công trình dầu khí.

5. Nội dung thẩm định kế hoạch thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Đánh giá sự phù hợp của danh mục các phương tiện, tổ hợp thiết bị, các kết cấu công trình của công trình dầu khí cần thu dọn;

b) Đánh giá sự phù hợp của các giải pháp và phương án kỹ thuật thực hiện việc thu dọn công trình dầu khí;

c) Đánh giá sự phù hợp của kế hoạch quản lý chất thải, kiểm soát ô nhiễm môi trường biển, quan trắc môi trường, phòng ngừa, ứng phó sự cố môi trường, bảo đảm an toàn;

d) Đánh giá sự phù hợp và tính hợp lý trong ước tính chi phí thu dọn, kế hoạch và tiến độ trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí, tiến độ thực hiện.

6. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch thu dọn công trình dầu khí trong trường hợp bổ sung, mở rộng các hạng mục công trình, thiết bị, giếng khoan dẫn đến dự toán chi phí trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được phê duyệt gần nhất tăng thêm dưới 20%.

7. Trong quá trình triển khai dự án phát triển, khai thác dầu khí nếu xét thấy công trình dầu khí bị sự cố không có khả năng sửa chữa, khắc phục hoặc không bảo đảm an toàn để duy trì hoạt động, nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, phê duyệt phương án thu dọn.

8. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương thẩm định, phê duyệt điều chỉnh kế hoạch thu dọn công trình dầu khí trong các trường hợp sau đây:

a) Bổ sung, mở rộng các hạng mục công trình, thiết bị, giếng khoan hoặc thay đổi về yêu cầu công nghệ, kỹ thuật, trượt giá dịch vụ dẫn đến dự toán chi phí trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được phê duyệt gần nhất tăng thêm từ 20% trở lên;

b) Thu dọn công trình dầu khí phải thực hiện từng phần trong trường hợp chưa xác định trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt hoặc hoãn thu dọn hoặc để lại công trình dầu khí.

9. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí.

Điều 51. Quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí

1. Việc bảo đảm tài chính cho nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí được thực hiện theo phương thức lập quỹ.

2. Trong thời hạn 01 năm kể từ ngày có dòng dầu, khí đầu tiên được khai thác thương mại từ diện tích hợp đồng dầu khí, nhà thầu phải lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí. Quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí được trích hằng năm trên cơ sở kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được phê duyệt và nộp về Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. Mức trích nộp quỹ của mỗi nhà thầu tương ứng với tỷ lệ quyền lợi tham gia của nhà thầu đó trong hợp đồng dầu khí và được tính vào chi phí thu hồi của hợp đồng dầu khí.

3. Trước khi kết thúc hợp đồng dầu khí hoặc kết thúc thời hạn giai đoạn khai thác dầu khí của mỏ, nhà thầu phải hoàn thành trích nộp quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí.

4. Việc quản lý quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện, đúng quy định của pháp luật và đáp ứng yêu cầu về thu dọn công trình dầu khí theo kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được phê duyệt. Trong thời gian chưa sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam gửi số tiền của quỹ vào ngân hàng thương mại do Nhà nước nắm giữ cổ phần chi phối; tiền lãi phát sinh hằng năm sau khi thực hiện các nghĩa vụ tài chính theo quy định pháp luật có liên quan được ghi tăng vào quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí.

5. Trong trường hợp số dư của quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí không đáp ứng đủ nhu cầu cần thiết cho việc thu dọn công trình dầu khí, nhà thầu phải đóng góp bổ sung để bảo đảm hoàn thành nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí. Trường hợp số dư của quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí lớn hơn nhu cầu cần thiết cho việc thu dọn công trình dầu khí thì khoản chênh lệch sau khi hoàn thành nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí sẽ được hoàn trả cho các bên tham gia hợp đồng dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí.

6. Chính phủ quy định chi tiết việc trích lập, quản lý và sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí.

Điều 52. Thực hiện thu dọn công trình dầu khí

1. Nhà thầu có nghĩa vụ thực hiện thu dọn công trình dầu khí theo kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được phê duyệt. Việc thu dọn công trình dầu khí phải bảo đảm các yêu cầu về an toàn và bảo vệ môi trường theo quy định của pháp luật.

2. Nhà thầu trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương chấp thuận việc để lại một phần hoặc toàn bộ công trình dầu khí; hoãn thu dọn một phần hoặc toàn bộ công trình dầu khí.

3. Nhà thầu phải tiến hành ngay việc thu dọn từng phần hoặc toàn bộ công trình dầu khí hư hỏng nặng; công trình dầu khí xuống cấp nghiêm trọng không có khả năng sửa chữa, khắc phục ảnh hưởng đến an toàn của hoạt động dầu khí.

4. Trong quá trình khai thác dầu khí, nhà thầu được tiến hành thu dọn trước từng phần hoặc một số hạng mục, thiết bị và hủy bỏ các giếng khoan có trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt mà không còn công năng sử dụng nhằm giảm chi phí vận hành và bảo dưỡng theo quy định tại khoản 7 Điều 50 của Luật này.

5. Chính phủ quy định về hồ sơ, trình tự, thủ tục trình, thẩm định, phê duyệt việc để lại, hoãn thu dọn hoặc thực hiện thu dọn một phần hay toàn bộ công trình dầu khí.

Chương VI

ƯU ĐÃI TRONG HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ VÀ CHÍNH SÁCH KHAI THÁC TÀI NGUYÊN ĐỐI VỚI MỎ, CỤM MỎ, LÔ DẦU KHÍ KHAI THÁC TẬN THU

Điều 53. Đối tượng ưu đãi

1. Lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư khi đáp ứng một trong các tiêu chí sau đây:

a) Lô dầu khí nằm ở vùng nước sâu, xa bờ, khu vực có điều kiện địa lý đặc biệt khó khăn, địa chất phức tạp;

b) Lô dầu khí thông thường đã tổ chức đấu thầu theo các điều kiện kinh tế, kỹ thuật của hợp đồng dầu khí nhưng không có nhà thầu, nhà đầu tư đề xuất;

c) Lô dầu khí được hình thành từ diện tích hoàn trả theo hợp đồng dầu khí áp dụng cho lô dầu khí thông thường;

d) Lô dầu khí thông thường mà nhà thầu trả lại trước khi hết thời hạn hợp đồng dầu khí;

đ) Lô dầu khí được hình thành từ việc hợp nhất diện tích hoàn trả và lô dầu khí mà nhà thầu trả lại quy định tại điểm c và điểm d khoản này;

e) Các mỏ dầu khí cận biên thuộc các lô dầu khí thông thường đã ký kết hợp đồng dầu khí;

g) Tại thời điểm kết thúc hợp đồng dầu khí, các mỏ dầu khí có thể tiếp tục duy trì hoạt động khai thác nhưng không đạt được hiệu quả đầu tư tối thiểu khi áp dụng các điều kiện kinh tế, kỹ thuật của hợp đồng dầu khí thông thường đã ký kết;

h) Đối tượng dầu khí mới chưa được tìm kiếm thăm dò hoặc phát hiện dầu khí trong bể trầm tích.

2. Lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư đặc biệt khi đáp ứng một trong các tiêu chí sau đây:

a) Lô dầu khí đã tổ chức đấu thầu theo điều kiện đối với lô dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư nhưng không có nhà thầu, nhà đầu tư đề xuất;

b) Lô dầu khí được hình thành từ diện tích hoàn trả theo hợp đồng dầu khí áp dụng cho lô dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư;

c) Lô dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư mà nhà thầu trả lại trước khi hết thời hạn hợp đồng dầu khí;

d) Lô dầu khí được hình thành từ diện tích hoàn trả và lô dầu khí mà nhà thầu trả lại quy định tại điểm b và điểm c khoản này;

đ) Các mỏ dầu khí cận biên thuộc các lô dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư đã ký kết hợp đồng dầu khí;

e) Tại thời điểm kết thúc hợp đồng dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư, các mỏ dầu khí có thể tiếp tục duy trì hoạt động khai thác nhưng không đạt được hiệu quả đầu tư tối thiểu khi áp dụng các điều kiện kinh tế, kỹ thuật của hợp đồng dầu khí được hưởng các chính sách ưu đãi đầu tư;

g) Lô dầu khí có đối tượng là dầu khí phi truyền thống.

3. Thủ tướng Chính phủ ban hành danh mục các lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư và ưu đãi đầu tư đặc biệt.

4. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Điều 54. Chính sách ưu đãi

1. Chính sách ưu đãi áp dụng đối với các lô, mỏ dầu khí được thực hiện thông qua hợp đồng dầu khí.

2. Hợp đồng dầu khí đối với lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư được áp dụng mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp là 32%, thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô là 10% và mức thu hồi chi phí tối đa 70% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm.

3. Hợp đồng dầu khí đối với lô, mỏ dầu khí được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư đặc biệt được áp dụng mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp là 25%, thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô là 5% và mức thu hồi chi phí tối đa 80% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm.

Điều 55. Chính sách khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu

1. Chính sách khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu theo quy định tại điểm c khoản 2 và điểm b khoản 3 Điều 41 của Luật này được thực hiện như sau:

a) Chênh lệch giữa doanh thu và chi phí thực hiện khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu được nộp vào ngân sách nhà nước trên nguyên tắc bảo đảm hiệu quả hoạt động khai thác tận thu và kiểm soát chặt chẽ chi phí hoạt động dầu khí;

b) Được sử dụng thông tin, dữ liệu, tài liệu, mẫu vật, công trình dầu khí và tài sản khác đã được lắp đặt, đầu tư của hợp đồng dầu khí đã kết thúc để thực hiện hoạt động khai thác tận thu mà không phải trả tiền;

c) Việc đầu tư bổ sung để khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu, thu dọn công trình dầu khí và xử lý sau thu dọn khi kết thúc hoạt động khai thác được thực hiện theo quy định của Luật này và trên cơ sở cân đối nguồn thu từ hoạt động khai thác tận thu đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí.

2. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Chương VII

CÔNG TÁC KẾ TOÁN, KIỂM TOÁN, QUYẾT TOÁN ĐỐI VỚI HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Điều 56. Công tác kế toán, kiểm toán đối với hoạt động dầu khí theo hợp đồng dầu khí

1. Công tác kế toán, kiểm toán đối với hoạt động dầu khí theo hợp đồng dầu khí được thực hiện theo quy định của pháp luật về kế toán, kiểm toán Việt Nam và phù hợp với thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

2. Thuế thu nhập doanh nghiệp đối với hoạt động dầu khí được xác định trên cơ sở hợp đồng dầu khí theo quy định của Luật này và Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp không phụ thuộc vào kết quả sản xuất kinh doanh (lỗ hoặc lãi) của doanh nghiệp tham gia hợp đồng dầu khí.

3. Trong trường hợp lô dầu khí có các mỏ dầu khí cận biên thuộc các lô dầu khí đã ký kết hợp đồng dầu khí theo quy định tại điểm e khoản 1 và điểm đ khoản 2 Điều 53 của Luật này, công tác kế toán, kiểm toán, khai, nộp thuế thực hiện theo mỏ và theo hợp đồng dầu khí.

Điều 57. Quyết toán chi phí hoạt động dầu khí theo hợp đồng dầu khí

1. Quyết toán chi phí hoạt động dầu khí theo hợp đồng dầu khí được nhà thầu tiến hành sau khi hoàn thành công việc theo từng khoản mục, hạng mục và từng giai đoạn trong hợp đồng dầu khí hoặc khi kết thúc dự án dầu khí, dự án thành phần của dự án dầu khí.

2. Việc thực hiện quyết toán chi phí bảo đảm nguyên tắc chi phí quyết toán phản ánh trung thực, đầy đủ, hợp lý, hợp lệ theo quy định của pháp luật Việt Nam.

3. Chính phủ quy định chi tiết Điều này.

Chương VIII

QUYỀN VÀ NGHĨA VỤ CỦA NHÀ THẦU

Điều 58. Quyền của nhà thầu

1. Nhà thầu có các quyền sau đây:

a) Hưởng các ưu đãi và bảo đảm đầu tư theo quy định của pháp luật Việt Nam;

b) Sử dụng các mẫu vật, thông tin, dữ liệu thu được để tiến hành các hoạt động dầu khí;

c) Tuyển dụng người lao động trên cơ sở ưu tiên tuyển dụng người lao động Việt Nam;

d) Thuê tổ chức, cá nhân cung cấp dịch vụ dầu khí, hàng hóa phục vụ hoạt động dầu khí theo quy định của Luật này và phù hợp với thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế;

đ) Miễn thuế nhập khẩu, thuế xuất khẩu để phục vụ hoạt động dầu khí theo quy định của Luật Thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu;

e) Sở hữu phần sản phẩm dầu khí và các sản phẩm khác khai thác được theo hợp đồng dầu khí sau khi hoàn thành các nghĩa vụ tài chính theo quy định của pháp luật; được phép bán chung các sản phẩm này theo từng lần và từng thời điểm xuất bán mà không bị coi là vi phạm pháp luật về cạnh tranh;

g) Xuất khẩu, bán tại thị trường Việt Nam phần sản phẩm thuộc sở hữu theo thỏa thuận trong hợp đồng dầu khí, trừ trường hợp nhà thầu phải thực hiện nghĩa vụ bán tại thị trường Việt Nam theo quy định tại khoản 8 Điều 59 của Luật này. Nhà thầu không cần xin giấy phép xuất khẩu khi xuất khẩu phần sản phẩm thuộc sở hữu;

h) Thu hồi chi phí hoạt động dầu khí theo thỏa thuận trong hợp đồng dầu khí;

i) Tiếp cận, sử dụng đối với hệ thống giao thông, cơ sở hạ tầng, công trình dầu khí sẵn có theo quy định của pháp luật; tiếp cận, sử dụng các cơ sở hạ tầng, công trình dầu khí sẵn có để phục vụ cho việc thực hiện các hoạt động dầu khí thông qua hợp đồng hoặc thỏa thuận với đơn vị chủ sở hữu hoặc quản lý vận hành các cơ sở hạ tầng, công trình dầu khí trên cơ sở bảo đảm lợi ích của các bên phù hợp với quy định của pháp luật;

k) Mua ngoại tệ tại ngân hàng thương mại để thực hiện góp vốn tham gia hợp đồng dầu khí và thực hiện nghĩa vụ nộp ngân sách nhà nước;

l) Quyền khác theo quy định của Luật này.

2. Ngoài các quyền quy định tại khoản 1 Điều này, nhà thầu là tổ chức, cá nhân nước ngoài có các quyền sau đây:

a) Mở tài khoản tại Việt Nam và nước ngoài theo quy định của pháp luật về quản lý ngoại hối;

b) Chuyển thu nhập hợp pháp có được từ hoạt động dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí ra nước ngoài theo quy định của pháp luật về quản lý ngoại hối và quy định khác của pháp luật có liên quan sau khi thực hiện các nghĩa vụ tài chính theo quy định của pháp luật;

c) Mua ngoại tệ tại ngân hàng thương mại để thực hiện các giao dịch vãng lai và các giao dịch được phép khác theo quy định của pháp luật về quản lý ngoại hối.

Điều 59. Nghĩa vụ của nhà thầu

1. Thực hiện các cam kết trong hợp đồng dầu khí.

2. Khai, nộp các loại thuế, phí và lệ phí theo quy định của pháp luật Việt Nam.

3. Chuyển giao công nghệ; đào tạo, sử dụng người lao động Việt Nam và bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp, chính đáng của người lao động.

4. Tuân thủ các quy định của pháp luật về quốc phòng, an ninh; thực hiện các biện pháp bảo vệ môi trường và bảo đảm an toàn trong hoạt động dầu khí; thực hiện các quy định, hướng dẫn của cơ quan quản lý nhà nước về định mức chi phí, định mức kinh tế, kỹ thuật.

5. Báo cáo hoạt động dầu khí với cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và báo cáo cơ quan thuế có thẩm quyền theo quy định của pháp luật về thuế khi phát sinh nghiệp vụ chuyển nhượng làm thay đổi chủ sở hữu của nhà thầu đang nắm giữ quyền lợi tham gia trong hợp đồng dầu khí tại Việt Nam.

6. Cung cấp các tài liệu cần thiết cho đoàn kiểm tra, đoàn thanh tra của cơ quan chức năng khi có yêu cầu.

7. Thu dọn các công trình dầu khí, thiết bị, phương tiện sau khi kết thúc hoạt động dầu khí theo quy định của pháp luật.

8. Bán tại thị trường Việt Nam khi Chính phủ yêu cầu đối với các sản phẩm sau đây:

a) Phần khí thiên nhiên thuộc sở hữu của nhà thầu trên cơ sở thỏa thuận tại các dự án phát triển khai thác khí;

b) Phần dầu thô thuộc sở hữu của nhà thầu theo giá cạnh tranh quốc tế.

9. Chuyển tiền góp vốn vào tài khoản chung do người điều hành hoặc văn phòng điều hành của người điều hành mở tại Việt Nam để thực hiện chi trả phục vụ hoạt động dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí.

10. Chia sẻ việc sử dụng cơ sở hạ tầng, công trình dầu khí sẵn có với bên thứ ba trên cơ sở các hợp đồng hoặc thỏa thuận giữa các bên với điều kiện không làm ảnh hưởng đến hoạt động dầu khí, phù hợp với quy định của pháp luật Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

11. Tạo điều kiện cho các tổ chức, cá nhân tiến hành các hoạt động nghiên cứu khoa học, tìm kiếm thăm dò và khai thác khoáng sản, tài nguyên thiên nhiên khác ngoài dầu khí trong diện tích hợp đồng dầu khí phù hợp với quy định của pháp luật Việt Nam trên nguyên tắc không cản trở hoạt động dầu khí và không gây thiệt hại đối với con người, tài sản, môi trường.

12. Tổ chức lựa chọn nhà thầu cung cấp dịch vụ dầu khí, hàng hóa phục vụ hoạt động dầu khí trên cơ sở bảo đảm nguyên tắc cạnh tranh, công bằng, minh bạch, hiệu quả và phù hợp với quy định của hợp đồng dầu khí; báo cáo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về việc tổ chức lựa chọn nhà thầu cung cấp dịch vụ dầu khí, hàng hóa phục vụ hoạt động dầu khí.

13. Nghĩa vụ khác theo quy định của Luật này và luật khác có liên quan.

Chương IX

CHỨC NĂNG, QUYỀN VÀ NGHĨA VỤ CỦA TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM TRONG ĐIỀU TRA CƠ BẢN VỀ DẦU KHÍ VÀ HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Điều 60. Chức năng của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí

1. Tiến hành điều tra cơ bản về dầu khí, thực hiện hoạt động dầu khí với vai trò nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí theo quy định của Luật này. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tham gia cùng với doanh nghiệp có vốn góp của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam vào các hợp đồng dầu khí theo quy định tại Điều 39 của Luật này không bị coi là vi phạm pháp luật về quản lý, sử dụng vốn nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp.

2. Sau khi đề án điều tra cơ bản về dầu khí được phê duyệt, thực hiện ký kết thỏa thuận thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí với tổ chức ngoài cơ quan, doanh nghiệp nhà nước chủ trì thực hiện đề án điều tra cơ bản về dầu khí.

3. Sau khi hợp đồng dầu khí được phê duyệt, thực hiện ký kết và quản lý hợp đồng dầu khí với các tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động dầu khí; thực hiện quyền tham gia, quyền ưu tiên mua trước một phần hoặc toàn bộ quyền lợi của nhà thầu trong hợp đồng dầu khí bao gồm cả trường hợp đặc biệt.

4. Tiếp nhận, quản lý, điều hành mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí từ nhà thầu khi hợp đồng dầu khí hết thời hạn để lựa chọn nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí mới.

5. Khai thác theo chính sách khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu.

6. Để thực hiện chức năng quy định tại các khoản 2, 3, 4 và 5 Điều này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có các quyền và nghĩa vụ quy định tại Điều 61 và Điều 62 của Luật này.

Điều 61. Quyền của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

1. Ký kết thỏa thuận với tổ chức ngoài cơ quan, doanh nghiệp nhà nước chủ trì thực hiện đề án điều tra cơ bản dầu khí; quản lý, giám sát thực hiện thỏa thuận liên quan đến khai thác thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí theo quy định của Luật này và quy định khác của pháp luật có liên quan.

2. Ký kết hợp đồng dầu khí với các tổ chức, cá nhân để tiến hành hoạt động dầu khí theo quy định của Luật này và quy định khác của pháp luật có liên quan.

3. Quản lý, giám sát thực hiện hợp đồng dầu khí; phê duyệt chương trình hoạt động và ngân sách hoạt động hằng năm; kiểm toán chi phí thực hiện hoạt động dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí; phê duyệt quyết toán chi phí theo hợp đồng dầu khí.

4. Phê duyệt các chương trình tìm kiếm thăm dò dầu khí, tìm kiếm thăm dò dầu khí điều chỉnh, thăm dò dầu khí bổ sung theo quy định tại Điều 44 của Luật này.

5. Phê duyệt điều chỉnh kế hoạch đại cương phát triển mỏ, kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí, kế hoạch phát triển mỏ dầu khí, kế hoạch thu dọn công trình dầu khí quy định tại khoản 5 Điều 46, khoản 5 Điều 47, khoản 5 Điều 48 và khoản 6 Điều 50 của Luật này; phê duyệt phương án thu dọn quy định tại khoản 7 Điều 50 của Luật này.

6. Giám sát công tác thiết kế, xây dựng công trình dầu khí theo quy định của hợp đồng dầu khí.

7. Tổ chức bán phần sản phẩm của nước chủ nhà cùng với phần sản phẩm của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với tư cách là bên nhà thầu khai thác được theo hợp đồng dầu khí, được phép bán chung sản phẩm này với các nhà thầu khác trong hợp đồng dầu khí theo quy định tại điểm e khoản 1 Điều 58 của Luật này.

8. Quản lý, điều hành hoạt động dầu khí; khai thác tận thu và đầu tư bổ sung để khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu và theo dõi, sử dụng tài sản liên quan đến việc tiếp nhận quyền lợi tham gia của nhà thầu, tiếp nhận mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí.

Điều 62. Nghĩa vụ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

1. Tổ chức quản lý, điều hành, khai thác hiệu quả, hợp lý nguồn tài nguyên dầu khí, bảo vệ tài nguyên, môi trường và bảo đảm an toàn trong hoạt động dầu khí.

2. Tổ chức quản lý, lưu giữ, bảo quản, sử dụng mẫu vật, tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí do tổ chức ngoài cơ quan, doanh nghiệp nhà nước chủ trì thực hiện điều tra cơ bản về dầu khí; mẫu vật, tài liệu, thông tin và dữ liệu thu được trong quá trình triển khai hoạt động dầu khí và sau khi kết thúc hợp đồng dầu khí bảo đảm quyền tiếp cận của tổ chức, cá nhân đối với tài liệu, thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

3. Quản lý, giám sát thực hiện thỏa thuận điều tra cơ bản về dầu khí liên quan đến khai thác thông tin, dữ liệu và kết quả điều tra cơ bản về dầu khí chặt chẽ theo đúng quy định của pháp luật và thỏa thuận được ký kết.

4. Quản lý, giám sát thực hiện hợp đồng dầu khí chặt chẽ, hiệu quả theo đúng quy định của pháp luật và hợp đồng dầu khí.

5. Báo cáo các hoạt động dầu khí với cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền định kỳ hoặc theo yêu cầu.

6. Đề xuất giải pháp, phối hợp theo yêu cầu của các cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền trong việc hoạch định chính sách, chiến lược, định hướng liên quan đến việc tổ chức khai thác hợp lý và có hiệu quả nguồn tài nguyên dầu khí, bảo vệ tài nguyên môi trường và phát triển bền vững.

Điều 63. Phê duyệt việc sử dụng vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và doanh nghiệp 100% vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong hoạt động dầu khí

Hội đồng thành viên Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chịu trách nhiệm:

1. Phê duyệt việc sử dụng vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và doanh nghiệp 100% vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam không phụ thuộc vào mức vốn góp sau khi được phê duyệt theo quy định của Luật này trong các trường hợp sau đây:

a) Thực hiện quyền tham gia vào hợp đồng dầu khí và quyền ưu tiên mua trước một phần hoặc toàn bộ quyền lợi tham gia quy định tại Điều 39 của Luật này;

b) Thực hiện hoạt động dầu khí theo các giai đoạn của hợp đồng dầu khí, dự án dầu khí;

2. Phê duyệt kết thúc dự án dầu khí không thành công và chi phí dự án dầu khí không thành công của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và doanh nghiệp 100% vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;

3. Báo cáo Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp về các nội dung đã phê duyệt theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này để theo dõi, kiểm tra, giám sát.

Điều 64. Xử lý các chi phí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

1. Chi phí điều tra cơ bản về dầu khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện ngoài phần kinh phí được bảo đảm bằng nguồn ngân sách nhà nước (nếu có) được thanh toán bằng nguồn lợi nhuận sau thuế của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

2. Chi phí tìm kiếm thăm dò dầu khí của dự án tìm kiếm thăm dò dầu khí không thành công của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, sau khi có quyết định của Hội đồng thành viên Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về việc kết thúc dự án dầu khí và quyết toán chi phí, được bù đắp từ nguồn lợi nhuận sau thuế hằng năm của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và thực hiện phân bổ trong thời gian 05 năm kể từ thời điểm có quyết định kết thúc dự án và quyết toán chi phí.

3. Các chi phí quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này được xử lý từ nguồn lợi nhuận sau thuế của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trước khi trích các quỹ theo quy định của pháp luật về quản lý, sử dụng vốn nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp.

4. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được sử dụng tiền từ việc bán phần sản phẩm dầu, khí lãi của nước chủ nhà từ các hợp đồng dầu khí trước khi xác định lãi được chia cho nước chủ nhà nộp ngân sách nhà nước để thanh toán các chi phí, nghĩa vụ sau đây:

a) Các chi phí thuộc trách nhiệm của nước chủ nhà theo quy định tại hợp đồng dầu khí được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện thay;

b) Các nghĩa vụ đối với phần dầu, khí lãi của nước chủ nhà từ hợp đồng dầu khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện thay;

c) Chi phí quản lý, giám sát các hợp đồng dầu khí;

d) Chi phí duy trì hợp đồng dầu khí trong trường hợp tiếp nhận quyền lợi tham gia từ nhà thầu vì lý do đặc biệt hoặc thực hiện các nhiệm vụ được Thủ tướng Chính phủ giao liên quan đến hoạt động dầu khí.

Chương X

QUẢN LÝ NHÀ NƯỚC VÀ TRÁCH NHIỆM CỦA ỦY BAN QUẢN LÝ VỐN NHÀ NƯỚC TẠI DOANH NGHIỆP VỀ ĐIỀU TRA CƠ BẢN VỀ DẦU KHÍ VÀ HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Điều 65. Trách nhiệm quản lý nhà nước về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí

1. Chính phủ thống nhất quản lý nhà nước về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

2. Bộ Công Thương chịu trách nhiệm trước Chính phủ thực hiện quản lý nhà nước về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí và có các nhiệm vụ, quyền hạn sau đây:

a) Ban hành theo thẩm quyền hoặc trình cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành văn bản quy phạm pháp luật, chiến lược, kế hoạch phát triển ngành dầu khí;

b) Xây dựng, ban hành, hướng dẫn về định mức chi phí, định mức kinh tế, kỹ thuật cho điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí;

c) Tổng hợp, theo dõi, báo cáo tình hình phát triển và kết quả tìm kiếm thăm dò, khai thác, tiêu thụ dầu khí trong nước và xuất khẩu;

d) Thực hiện hợp tác quốc tế;

đ) Hướng dẫn, phổ biến, tổ chức thực hiện, theo dõi, kiểm tra, đánh giá việc thực hiện văn bản quy phạm pháp luật về dầu khí;

e) Kiểm tra, thanh tra, xử lý vi phạm và giải quyết khiếu nại, tố cáo về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí theo thẩm quyền;

g) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan ngang Bộ kiểm tra, giám sát việc thực hiện quyền và nghĩa vụ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam quy định tại Điều 61 và Điều 62 của Luật này;

h) Thực hiện các nhiệm vụ khác về quản lý nhà nước đối với điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí thuộc thẩm quyền theo quy định của Luật này.

3. Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh, trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình, có trách nhiệm phối hợp với Bộ Công Thương thực hiện quản lý nhà nước về điều tra cơ bản về dầu khí và hoạt động dầu khí.

Điều 66. Trách nhiệm của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp

1. Tham gia ý kiến về việc sử dụng vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khi thực hiện quyền tham gia vào hợp đồng dầu khí, quyền ưu tiên mua trước quyền lợi tham gia trong hợp đồng dầu khí, thực hiện hoạt động dầu khí theo các giai đoạn của hợp đồng dầu khí, dự án dầu khí, gửi Bộ Công Thương tổng hợp trong quá trình thực hiện thẩm định các nội dung theo quy định của Luật này.

2. Kiểm tra, giám sát việc góp vốn tham gia hợp đồng dầu khí, chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong hợp đồng dầu khí, thực hiện hoạt động dầu khí theo các giai đoạn của hợp đồng dầu khí, dự án dầu khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Chương XI

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 67. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp và Luật Thuế tài nguyên

1. Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều 10 của Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp số 14/2008/QH12 đã được sửa đổi, bổ sung một số điều theo Luật số 32/2013/QH13, Luật số 71/2014/QH13 và Luật số 61/2020/QH14 như sau:

Thay thế cụm từ “Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp đối với hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu, khí và tài nguyên quý hiếm khác tại Việt Nam từ 32% đến 50% phù hợp với từng dự án, từng cơ sở kinh doanh.” bằng cụm từ “Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp đối với hoạt động dầu khí từ 25% đến 50% phù hợp với từng hợp đồng dầu khí; thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp đối với hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác tài nguyên quý hiếm khác tại Việt Nam từ 32% đến 50% phù hợp với từng dự án, từng cơ sở kinh doanh.”.

2. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 Điều 3 của Luật Thuế tài nguyên số 45/2009/QH12 đã được sửa đổi, bổ sung một số điều theo Luật số 71/2014/QH13 như sau:

“1. Người nộp thuế tài nguyên là tổ chức, cá nhân khai thác tài nguyên thuộc đối tượng chịu thuế tài nguyên, trừ trường hợp khai thác tài nguyên đối với mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí khai thác tận thu theo quy định của pháp luật về dầu khí.”.

Điều 68. Hiệu lực thi hành

1. Luật này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 7 năm 2023.

2. Luật Dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993 đã được sửa đổi, bổ sung một số điều theo Luật số 19/2000/QH10, Luật số 10/2008/QH12 và Luật số 35/2018/QH14 hết hiệu lực kể từ ngày Luật này có hiệu lực thi hành.

Điều 69. Quy định chuyển tiếp

1. Nhà thầu ký kết hợp đồng dầu khí đã được cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục thực hiện theo hợp đồng dầu khí đã ký kết và giấy chứng nhận đăng ký đầu tư đã cấp.

2. Đề án, báo cáo, kế hoạch, chương trình dầu khí đã phê duyệt trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục thực hiện theo các nội dung đã được phê duyệt và không phải bổ sung các nội dung quy định tại Luật này.

3. Báo cáo, kế hoạch, chương trình, hợp đồng dầu khí đã trình cơ quan có thẩm quyền trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành thì không phải trình lại và được thẩm định, phê duyệt theo quy định của pháp luật trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành.

4. Hoạt động vận hành khai thác tận thu theo cơ chế điều hành đã được phê duyệt trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục thực hiện theo quyết định đã được ban hành và quy định của pháp luật trước ngày Luật này có hiệu lực thi hành./.

Luật này được Quốc hội nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam khóa XV, kỳ họp thứ 4 thông qua ngày 14 tháng 11 năm 2022.

CHỦ TỊCH QUỐC HỘI Vương Đình Huệ

Tiếng Anh (English)

NATIONAL ASSEMBLY --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom – Happiness ---------------
No. 12/2022/QH15	Hanoi, November 14, 2022

PETROLEUM LAW

Pursuant to Constitution of the Socialist Republic of Vietnam;

The National Assembly promulgates the Petroleum Law.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope

This Law provides for fundamental investigation of petroleum and petroleum operations within the mainland, islands and territorial waters of the Socialist Republic of Vietnam.

Article 2. Regulated entities

...

...

...

Article 3. Definitions

For the purposes of this Law, the terms below shall be construed as follows:

1. “petroleum” means crude oil, natural gas and solid or semi-solid hydrocarbons in the natural state, unconventional oil. Unconventional oil refers to coal gas, oil shales, shale gas, natural gas hydrates, bitumen, or other possible forms.

2. “fundamental investigation of petroleum” includes research, survey and investigation of geological formations and material composition, conditions and laws of petroleum generation in order to assess the petroleum potential as a basis for orientation of hydrocarbon exploration.

3. “petroleum operation” includes hydrocarbon exploration, oil and gas field development, extraction of petroleum, decommissioning of petroleum installations.

4. “petroleum contract" is a written agreement between Vietnam Oil and Gas Group (PetroVietnam - PVN) with a contractor for carrying out petroleum operations.

5. “Oil and gas production sharing agreement” means a petroleum contract, including regulations on the production sharing among parties on the basis of oil production obtained from petroleum operations within a respective contract area; the contractor is entitled to recover costs from the oil production and is responsible for all financial and technical aspects and at its own risk.

6. “natural gas hydrates” are ice-like crystalline solids naturally formed by the interaction of hydrocarbon gas and water .

7. “petroleum installations” include drilling rigs, extraction rigs, auxiliary rigs, storage facilities, floating storage facilities, pipeline systems, mooring buoys, wells and a combination of related vehicles, machinery and equipment, work structures fabricated, constructed, buried and installed permanently or temporarily to serve petroleum operations.

...

...

...

9. “oil initially in place (OIIP)” refers to the initial oil in natural accumulations which has been or not been discovered by drilling, and is calculated or estimated.

10. “crude oil” means a naturally liquid hydrocarbon, asphalt, ozokerite and condensate. Condensate is a liquid hydrocarbon obtained from condensed or extracted natural gas.

11. “petroleum services” mean trading, technical and technological services provided for the fundamental investigation of petroleum and petroleum operations.

12. “petroleum project” refers to a separate project or a project combined from multiple component projects set up to carry out petroleum operations.

13. “petroleum recovery factor” is the proportion of recoverable oil and gas to the oil initially in place (OIIP) of a field or reservoir.

14. “an outline field development plan (ODP)” means a document presenting outlines of a research on the necessity, feasibility and preliminary effectiveness of a field development project in order to select an appropriate field development plan of which the expansion potential of the field or area (if any) in the future is taken into account.

15. “an early field development plan (EDP)”means a document presenting contents of a research on the necessity, feasibility and effectiveness of an early field development project to carry out the petroleum extraction and addition of information on fields, reservoirs or extraction operations in order to optimize the oil and gas field development.

16. “a field development plan (FDP)” means a document presenting contents of a research on the necessity, feasibility and effectiveness of a field development project which has been selected as the basis for oil and gas field development.

17. “a decommissioning plan" means a document presenting contents of a research on projects, technical solutions, technologies, environment, costs and progress of decommissioning of petroleum installations.

...

...

...

19. “shale gas” is a gaseous hydrocarbon formed in organic-rich fine-grained sedimentary rocks.

20. “associated petroleum gas (APG)”means a gaseous hydrocarbon fractured in the process of extraction and processing of crude oil.

21. “coal gas” means a hydrocarbon of which the primary component is methane which exits in a gaseous state and is found in coal seams.

22. “natural gas” means a gaseous hydrocarbon in the natural state, extracted from a dug well, including APG.

23. “oil block” means an area limited by points with defined geographical coordinates, delimited to conduct petroleum operations.

24. “available oil block” means an oil block which is currently not controlled under any petroleum contract.

25. “oil and gas field” refers to a combination of geological formations in the ground that have been identified with one or more reservoirs or aquifers that are assessed to have petroleum.

26. “marginal field” means an oil and gas field that cannot be developed and extracted because the investment efficiency is close to the minimum level with the normal technological level and economic and technical conditions at the time of assessment.

27. “operator” is a representative organization of contractors who enters into a petroleum contract to perform petroleum operations within the authorization of contractors under the petroleum contract.

...

...

...

29. “petroleum discovery” refers to a petroleum accumulation discovered by well drilling.

30. “oil and gas field development” includes plan formulation, design, procurement, manufacturing and construction of petroleum installations for extraction of petroleum.

31. “participating interest” refer to rights, interests, obligation and responsibilities of contractors under petroleum contracts. The participating interests of each contracting party in each period shall be expressed as a percentage, recorded in the petroleum contractors and investment registration certificates.

32. “Vietnam Oil and Gas Group", which is the international trading name of “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam”, is referred to as "PETROVIETNAM” and is abbreviated to PVN, is a state-owned enterprise of Vietnam.

33. “hydrocarbon exploration” is the prospecting and exploration of oil and gas deposits and quantification of such oil and gas deposits.

34. “international petroleum industry practices” mean standards, methods, and procedures that have been widely accepted and used by oil and gas investors, countries conducting fundamental investigations and petroleum operations in the world.

35. “decommissioning of petroleum installations” means an operation carried out for demolishment, dismantlement, destruction, conversion, temporarily and long-term preservation or other technical measures in accordance with the provisions of law and international petroleum industry practices for petroleum installations that are no longer necessary for petroleum operations.

36. “cost recovery” is the recovery of the amounts spent on petroleum operations from oil production obtained from the extraction of petroleum in a petroleum contract area in which the recovery is allowed according to the provisions of a petroleum contract.

37. “oil and gas reserve" means an expected amount of commercially recoverable oil and gas obtained from oil initially in place (OIIP) of a field with certain economic and technical conditions.

...

...

...

Article 4. Application of the Petroleum Law, relative laws, foreign laws and international petroleum industry practices

1. In case there are different regulations between the Petroleum Law and other laws on the same specific issue related to fundamental investigation of petroleum and petroleum operations, the Petroleum Law shall apply, including:

a) Jurisdiction over and procedures for investment in petroleum projects;

b) Jurisdiction to grant approval of the Members’ Council of PVN and responsibilities of the Committee for Management of State Capital at Enterprises to make enquiries about the use of capitals of PVN and wholly state-owned subsidiaries of PVN when exercising the right to participate in petroleum contracts, priority over purchase of the participating interest in petroleum contracts and when performing petroleum operations in different phases of petroleum contracts and petroleum projects; participation of PVN and partially state-owned subsidiaries of PVN in petroleum contracts; rules for handling of costs; management and use of information, data, documents, samples and petroleum installations and other property that have been installed and invested of petroleum contracts which has ended to continue to perform petroleum operations and decommission petroleum installations which have been received and handle the decommissioning of petroleum installations;

c) Selection of petroleum contractors.

2. If another law, promulgated after the date on which this Law comes into force, provides jurisdiction of, procedures and requirements for conducting fundamental investigations of petroleum and its operations different to the Petroleum Law, contents of which the Petroleum Law shall apply or not and contents of which such another law shall apply shall be specifically determined.

3. In case Vietnamese applicable Law does not apply, contracting parties may reach an agreement on the application of foreign laws or international petroleum industry practices if this application does not cause consequences contrary to the fundamental rules of Vietnamese law.

Article 5. State’s policies on petroleum

1. The State encourages Vietnamese and foreign investors in conducting fundamental investigations of petroleum and its operations in Vietnam in order to increase reserves and oil production obtained in potential areas, deep-waters and offshore areas, contribute to ensure national energy security, develop national economy, and protect Vietnam's legitimate rights and interests in accordance with international law.

...

...

...

3. The State of Vietnam does not collect fees for the use of sea areas for conducting fundamental investigations of petroleum and its operations, possessing and transporting petroleum resources obtained from territorial waters of Vietnam to the shore by pipelines under petroleum contracts.

4. The State of Vietnam has investment incentives for oil field-/block-based petroleum projects to encourage exploration, development and extraction of unconventional oil, oil blocks and fields located in deep water, offshore, areas with extremely difficult geographical conditions, complex geology and marginal fields; improve petroleum recovery factor.

5. The State of Vietnam encourages Vietnamese and foreign organizations and individuals to share, access and use petroleum infrastructures and installations to carry out fundamental investigations of petroleum and its operations according to their agreements.

Article 6. Rules for conducting fundamental investigations of petroleum and its operations

1. Petroleum resources of Vietnam must be owned by the whole people and represented by the State of Vietnam and uniformly managed.

2. Organizations and individuals must conduct fundamental investigations of petroleum and its operations on the basis of respecting the independence, sovereignty, territorial integrity, sovereign rights and jurisdiction, ensuring the national interests and security of Vietnam, complying with Vietnamese laws and international treaties to which the Socialist Republic of Vietnam is a signatory.

3. Organizations and individuals conducting fundamental investigations of petroleum and its operations must comply with regulations of Vietnamese laws on national defense, security, social order and safety, community health, environmental protection, response to climate change, response to oil spills, protection of natural resources and cultural heritages and preservation of historical - cultural relics and scenic spots.

4. Organizations and individuals conducting fundamental investigations of petroleum and its operations must use modern technologies, comply with the national technical regulations and apply standards in conformity with regulations of Vietnamese laws and international petroleum industry practices.

5. Organizations and individuals carrying out petroleum operations must take out insurance policies for installations, equipment and vehicles serving petroleum operations, environmental liability insurance (ELI), civil third party liability insurance, personal insurance and other insurance according to regulations of Vietnamese laws and international petroleum industry practices.

...

...

...

Article 7. Grounds for carrying out petroleum operations

1. Petroleum operations shall be performed under a concluded petroleum contract in respect of oil blocks according to the list approved by the Prime Minister, except for salvage of oil fields, groups of oil fields and oil blocks in accordance with regulations at Point c Clause 2 and Point b Clause 3 Article 41 hereof.

2. The Prime Minister shall approve the list of oil blocks and the list of oil blocks adjusted according to the proposal of PVN, appraisal results and reports of the Ministry of Industry and Trade.

3. The Government of Vietnam shall issue regulations on documents and procedures for appraisal and approval of the list of oil blocks and the adjusted list of oil blocks.

Article 8. Requirements for petroleum security

1. Organizations and individuals performing petroleum operations must establish safety zones around petroleum installations.

2. Safety zones around offshore petroleum installations include:

a) Petroleum reserved blocks (no-go zones) of offshore petroleum installations, except for subsea installations, refer to areas with a radius of 500 meters measured from the outermost edges of the installations in all directions including anchorages of floating vehicles and mobile structures, except for special cases decided by the Government;

b) No-anchoring areas or areas under prohibition on deep seabed operations refer to areas with a radius of 02 nautical miles measured from the outermost edges of the petroleum installations including subsea installations; vehicles and vessels shall not be permitted to anchor or perform deep seabed operations, except for special cases approved by the contractors or decided by the Prime Minister.

...

...

...

4. Organizations and individuals performing petroleum operations must carry out the following tasks for ensuring petroleum security:

a) Formulate documents on security management, including security management programs, risk assessment reports and emergency response plans and submit them to competent authorities for approval thereof;

b) Establish, maintain and develop security management systems, thereby ensuring control of risks incurring during the entire process of petroleum operation;

c) Establish and maintain emergency response systems in a manner of ensuring the efficiency and minimizing losses of people and assets or damage to environment due to incidents or accidents;

d) Equip with warning systems that are able to detect possible bad circumstances causing harm for installations and environment and automatically give notices of normally unmanned offshore petroleum installations to operation centers ;

dd) Prepare emergency vessels for ensuring timely rescue in cases of emergency in respect of normally manned offshore petroleum installations. Operators working in oil neighboring oil fields or blocks use the same emergency vessel but availability of emergency vessels must be ensured.

5. The Government of Vietnam shall elaborate this Article.

Article 9. Prohibited acts in the process of performance of fundamental investigations of petroleum and its operations

1. Carry out fundamental investigations of petroleum and its operations without permission of competent authorities.

...

...

...

3. Take advantage of fundamental investigations of petroleum and its operations to exploit other natural resources and minerals.

4. Obstruct lawful activities in the process of performance of fundamental investigations of petroleum and its operations.

5. Deliberately destroy assets, equipment and petroleum installations; destroy samples, information and data collected during the process of performance of fundamental investigations of petroleum and its operations.

6. Illegally provide samples, information and data collected during the process of performance of fundamental investigations of petroleum and its operations.

7. Be involved in corruption, cause losses and waste during the process of performance of fundamental investigations of petroleum and its operations.

Chapter II

FUNDAMENTAL INVESTIGATIONS OF PETROLEUM

Article 10. Organizations conducting fundamental investigations of petroleum

1. On the basis of strategies and planning in respect of energy and mineral resources and proposals of organizations meeting the requirements prescribed in Article 12 of this Law, the Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with the Ministry of Natural Resources and Environment and related ministries and agencies in formulating a list of projects to conduct fundamental investigations of petroleum in a manner of ensuring the totality and uniformity and submitting it to the Prime Minister for approval. In the list of projects to conduct fundamental investigations of petroleum, contents of organizations presiding over performance, funding sources and cost estimates, conducting period and forms of organization of fundamental investigations of petroleum must be involved.

...

...

...

2. Budget for fundamental investigations of petroleum shall be included in the state budget estimates, budgets of PVN, organizations and individuals.

3. Forms of carrying out petroleum-related fundamental investigation projects include:

a) Assignments in case state authorities and enterprises preside over carrying out the projects;

b) Agreements between PVN and other organizations in case such organizations preside over carrying out the projects.

4. On the basis of the approved list of fundamental investigation projects of petroleum, the Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with the Ministry of Natural Resources and Environment and related ministries and agencies in performing the following tasks:

a) Approve detailed guidelines and cost estimates for fundamental investigations of petroleum; approve terms and details of the mutual agreements between PVN and organizations presiding over conducting fundamental investigations of petroleum in cases prescribed in Point b Clause 3 of this Article;

b) Guide organization of carrying out fundamental investigations of petroleum; inspect and supervise the progress of petroleum-related fundamental investigation projects;

c) Check before acceptance of the results of fundamental investigations of petroleum and approve them;

d) Appraise expenditures and approve statements of funding from state budget sources (if any), expenditures of PVN (if any) used to conduct fundamental investigations of petroleum.

...

...

...

6. The Government of Vietnam shall issue detailed regulations on this Article.

Article 11. Contents of fundamental investigations of petroleum

1. Doing geological and geophysical researches and surveys, conducting investigations of geological formations and material compositions, performing parametric drilling to collect data and take samples, make reports, building regional geological and geophysical maps and thematic maps for hydrocarbon exploration, combining to research on hazards of geology, environmental geology and other minerals, making relevant thematic maps.

2. Finding signs of petroleum, assessing petroleum potentials and prospects, locating and classifying by separate objects and groups of geological formations in order to identify new potential areas and orient hydrocarbon exploration.

Article 12. Requirements for conducting fundamental investigations of petroleum

1. Organizations presiding over fundamental investigations of petroleum (presiding organizations) must possess sufficient financial and technical capacity as well as experiences in fundamental investigations of petroleum according to regulations of the Government of Vietnam.

2. Organizations failing to fully satisfy requirements must establish a consortium with other organizations or individuals to fully satisfy requirements for conducting fundamental investigations of petroleum as prescribed in Clause 1 of this Article.

3. Individuals participating in conducting fundamental investigations of petroleum must establish a consortium with organizations to fully satisfy requirements for conducting fundamental investigations of petroleum as prescribed in Clause 1 of this Article.

Article 13. Rights and obligation of organizations conducting fundamental investigations of petroleum

...

...

...

a) Compliance with contents of the approved projects;

b) Assurance about the truthfulness and completeness in collecting and consolidating documents and information on petroleum geology; confidentiality of information found during the period of fundamental investigation;

c) Protection of minerals and other natural resources during the process of fundamental investigation;

d) Submission of reports on the results of fundamental investigations of petroleum to the Ministry of Natural Resources and Enviroment to update them on the national geology and mineral database system.

2. Organizations conducting fundamental investigations of petroleum may transfer the documents collected during the process of fundamental investigation, types of samples with the volumes and types in conformity with the nature and requirements abroad to analyze and experimentally process according to the approved projects and comply with laws on protection of state secrets and other relevant laws.

3. Organizations other than state authorities and enterprises conducting fundamental investigations of petroleum shall have the rights prescribed in Clause 2 of this Article and the following rights:

a) Manage the exploitation and use of information, data and results of the fundamental investigations of petroleum according to the approved agreements;

b) Use information according to the commitments to document security, be able to submit a proposal to recover costs spent when participating in bidding and signing petroleum contracts at oil blocks in the fundamentally investigated areas under the projects.

Article 14. Management, exploitation and use of samples, documents, information, data and results of fundamental investigations of petroleum

...

...

...

2. Organizations and individuals shall be able to exploit and use documents, information, data and results of the fundamental investigations of petroleum to do researches, assessments and propose signing petroleum contracts and must pay fees for exploitation and use of petroleum documents according to regulations of laws on fees and charges or the approved agreements.

3. Organizations and individuals accessing, referencing, exploiting and using documents, information, data and results of the fundamental investigations of petroleum must ensure information security according to laws and agreements.

4. The Government of Vietnam shall elaborate this Article.

Chapter III

SELECTION OF CONTRACTORS FOR SIGNING OF PETROLEUM CONTRACTS

Article 15. Methods of contractor selection

The selection of contractors for available oil blocks shall be made by one of the following methods:

1. Open bidding;

2. Limited bidding;

...

...

...

4. Direct contracting.

Article 16. Eligibility requirements for bidding for contractor selection

Organizations and individuals eligible for bidding for selection of petroleum contractors must meet the following requirements:

1. Organizations have business registration certificates granted under laws of bidders’ countries; individuals are filled to civil capacity under laws of countries where such individuals are citizens;

2. Organizations and individuals are filled to financial and technical capacity as well as experiences in petroleum operations; in case organizations and individuals do not meet this requirement, they must combine with other organizations and individuals to be eligible for bidding.

Article 17. Contractor selection plans

1. A contractor selection plan made for one or several oil blocks under the list of oil blocks shall be approved in accordance with regulations in Clause 2 Article 7 of this Law for making the selection of petroleum contractors.

2. The main contents of the contractor selection plan include:

a) The list of oil blocks and methods for contractor selection for each oil block;

...

...

...

c) Planning period;

d) Contractor selection criteria;

dd) Assessment methods.

Article 18. Open bidding

1. Open competitive bidding shall be applied to the selection of petroleum contractors for oil blocks that are ineligible for cases prescribed in Articles 19, 20 and 21 of this Law.

2. An open bidding process consists of the following stages:

a) Notice bidders;

b) Receive bidders' registration applications;

c) Issue bidding documents;

...

...

...

dd) Appraise, approve and notice the contractor selection results and basic economic and technical requirements of petroleum contracts;

e) Negotiate and complete petroleum contracts;

g) Appraise, approve and sign petroleum contracts.

Article 19. Limited bidding

1. Limited bidding shall be applied to the selection of petroleum contractors in case there are special requirements that only a few contractors can satisfy.

2. A limited bidding process consists of the stages of the open bidding process prescribed in Clause 2 Article 18 of this Law.

Article 20. Shopping

1. The selection of petroleum contractors shall apply shopping in case oil blocks are not under the existing contractor selection plans and are proposed by at least 02 eligible organizations and individuals prescribed in Article 16 of this Law to sign petroleum contracts.

2. A shopping process consists of the following stages:

...

...

...

b) Apply for shopping;

c) Issue shopping documents;

d) Receive documents and evaluate competitive bidding documents;

dd) Appraise, approve and notice contractor selection results and basic economic and technical requirements of petroleum contracts;

e) Negotiate and complete petroleum contracts;

g) Appraise, approve and sign petroleum contracts.

Article 21. Direct contracting

1. Direct contracting shall be applied to the selection of contractors for signing of petroleum contracts for oil blocks in the following cases:

a) They are related to national defense and security;

...

...

...

c) A contractor who is under a petroleum contract proposes additional investment in the same contract and economic and technical requirements to a new petroleum contract after the current contract expires.

2. A direct contracting process consists of the following stages:

a) Issue requests for proposals for direct contracting;

b) Receive and evaluate proposals;

c) Appraise, approve and notice contractor selection results and basic economic and technical requirements of petroleum contracts;

d) Negotiate and complete petroleum contracts;

dd) Appraise, approve and sign petroleum contracts.

Article 22. Contractor selection criteria and methods for evaluation of bids, competitive bidding documents and proposals

1. Contractor selection criteria consist of:

...

...

...

b) Technical requirements suitable for each oil block;

c) Economic requirements suitable for each oil block;

2. Methods for evaluation of bids, competitive bidding documents and proposals include scoring method, comparing method and consolidating method.

3. The Government of Vietnam shall issue detailed regulations on this Article.

Article 23. Approval for contractor selection results

Bidders shall be considered to be selected when the following requirements are satisfied:

1. Valid bids, competitive bidding documents and proposals;

2. Requirements for qualifications in petroleum operations;

3. Technical requirements;

...

...

...

5. Bidders’ bids, competitive bidding documents and proposals to be ranked first.

Article 24. Organization of contractor selection

1. PVN shall:

a) Make contractor selection plans, report them to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and submit them to the Prime Minister for approval;

b) Send notices of invitation for bids or notices of competitive bidding; issue bidding documents, shopping documents or requests for proposals for direct contracting; organize evaluation of bids or proposals;

c) Report contractor selection results to the Ministry of Industry and Trade for approval;

d) Send notices of contractor selection results and basic economic and technical requirements of petroleum contracts, negotiate and complete petroleum contracts, submit reports on them to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and the Prime Minister for approval to be the basis for signing of petroleum contracts.

2. The Government shall issue regulations on documents and procedures for selection of petroleum contractors.

Article 25. Bid security

...

...

...

2. Bid security shall be refunded to non-winning bidders or contractors after their contracts have been signed.

Chapter IV

PETROLEUM CONTRACTS

Article 26. Approval for petroleum contracts

1. After a petroleum contract is successfully negotiated, on the basis of the approved contractor selection result, PVN shall submit a report on the terms of the petroleum contract to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and the Prime Minister for approval before PVN signs the petroleum contract.

2. Contents of petroleum contract appraisal include:

a) The validity of an application for appraisal and approval of the terms of the petroleum contract;

b) The rationality of results of negotiation of the petroleum contract;

c) The conformity of the draft petroleum contract with the approved contractor selection result and relevant laws.

...

...

...

4. The Government shall issue regulations on documents and procedures for appraisal and approval of the petroleum contractor.

Article 27. Issuance of investment registration certificates

1. On the basis of the signed petroleum contracts, the Ministry of Industry and Trade shall issue investment registration certificates to contractors performing petroleum operations.

2. Main contents of an investment registration certificate consist of:

a) Name of the petroleum contract, oil block, petroleum project;

b) Objectives and scale;

c) Execution site;

d) Operating office;

dd) Contractors, participation interest rate, operator;

...

...

...

g) The contractor’s financial, technical and risk responsibilities;

h) Rights of the contractor who is eligible for recovering costs obtained from the oil production according to the petroleum contract;

i) Term of the petroleum contract;

k) Effective date of the petroleum contract.

3. The Government shall issue regulations on documents and procedures for issuance of investment registration certificates.

Article 28. Amendments to terms of petroleum contracts and investment registration certificates

1. Terms of petroleum contracts shall be amended according to approvals of the Prime Minister on the basis of proposals of PVN and appraisal reports of the Ministry of Industry and Trade.

2. The Ministry of Industry and Trade shall amend the contractors’ investment registration certificates on the basis of the approved amended petroleum contracts.

3. The Government shall issue regulations on documents and procedures for appraisal and approval of amended petroleum contracts and investment registration certificates.

...

...

...

1. Oil and gas production sharing agreements.

2. Other types of petroleum contracts.

Article 30. Main terms of petroleum contracts

1. Main terms of an oil and gas production sharing agreement include:

a) Legal status, participating interests of contractors selected for signing the agreement;

b) Eligible entities of the agreement;

c) Area limit and schedule for return of contract area;

d) Effective date, term and phases of the agreement, conditions for extension of the phases of the agreement and amendments to the agreement and extension thereof.

dd) Rights and obligation of contracting parties and operator;

...

...

...

g) Rules for sharing of petroleum products and determination of recoverable costs;

h) Rules for selection of contractors for provision of petroleum services and goods for petroleum operations;

i) Rights of the host country for petroleum installations and assets after cost recovery and contract termination;

k) Conditions for transfer of rights and obligation of contracting parties;

l) Rights of PVN to participate in the agreement when a commercial discovery is determined and priority over purchase of participating interests, rights and obligation assigned by the contractor in the agreement whenever possible;

m) Commitments to have commissions, training, scientific research funds and take priority over use of Vietnamese employees and services;

n) Charges for environmental protection and safety measures conducted in petroleum operations; obligation to decommission petroleum installations;

o) Requirements for termination of the agreement and handling of violations thereof;

p) Methods for settling disputes arising from the agreement and applicable law.

...

...

...

3. The Government shall issue an oil and gas production sharing agreement template.

Article 31. Duration of petroleum contracts

1. Duration of a petroleum contract shall not be over 30 years, where the hydrocarbon exploration period shall not exceed 05 years, except for the case prescribed in Clause 2 of this Article.

2. For an oil block named in the list of oil blocks to which investment incentives and special investment incentives shall be given, the duration of the petroleum contract shall not exceed 35 years, where the hydrocarbon exploration period shall not exceed 10 years.

3. Duration of a petroleum contract may be extended at the maximum of 05 years and the exploration period may be extended but the extension period shall not exceed 05 years on the basis of the approval of the Ministry of Industry and Trade, except for the case prescribed in Clause 4 of this Article.

4. For reasons of national defense and security, complicated petroleum geology conditions, particularly disadvantageous field conditions for performing petroleum operations or in case of necessity to ensure effective gas extraction period, the Prime Minister shall approve of further extension of the duration of the petroleum contract and the extension period prescribed in Clause 3 of this Article on the basis of the appraisal of the Ministry of Industry and Trade.

5. After the contractor declared that the discovery is commercial but consumer market is not found and appropriate requirements for pipelines and processing facilities are not met, the contractor may retain the discovered area. The further period in which the discovery area is retained shall not exceed 05 years on the basis of the approval for the Ministry of Industry and Trade. In case the period in which the discovery area is retained expires but consumer market is not found and appropriate requirements for pipelines and treatment facilities are not met, the Prime Minister shall consider extending the period for not exceeding 02 years on the basis of the appraisal of the Ministry of Industry and Trade. During the further period, the contractor must perform works committed in the petroleum contract.

6. In case of force majeure that contracting parties consents to temporarily relinquish exercise of several rights and obligation mentioned in the petroleum contract, PVN shall send a report to the Ministry of Industry and Trade for decision. The period in which several rights and obligation stated in the petroleum contract are temporarily relinquished due to force majeure shall be calculated from the beginning to the end of this force majeure.

7. The period in which several rights and obligation stated in the petroleum contract are temporarily relinquished shall be decided by the Government according to the proposal of the competent authority for national defense and security reasons.

...

...

...

9. The Government shall issue regulations on documents and procedures for extension of the duration of the petroleum contract and extension of the exploration period, and decide the period in which the discovery area is retained and the period in which several rights and obligation stated in the petroleum contract are temporarily relinquished due to force majeure or for the national defense and security reasons.

Article 32. Petroleum contract area, return and extension thereof as well as consolidation of discovery of petroleum and oil and gas fields

1. A petroleum contract area includes the area of one or more oil blocks prescribed in the petroleum contract.

2. The contractor shall be responsible for partial return of the contract area in the end of each part of the exploration period and decommissioning of petroleum installations involved in the returnable contract area as prescribed in this Law and other related laws.

3. The contractor has the right to submit a proposal to retain all the contract area or a proposal to temporarily relinquish the obligation to return the contract area in case the contractor submitted the proposal to continue to carry out hydrocarbon exploration and quantification of some potential structures involved in the contract area to be returned on the basis of the approval of the Ministry of Industry and Trade.

4. In case of discovery of commercial hydrocarbons and an oil and gas field encroaches on the area of the adjacent available oil block, the contractor may submit a proposal for extension of the petroleum contract area.

5. In case of discovery of commercial hydrocarbons and an oil and gas field encroaches on the area of one or more adjacent oil blocks for which the petroleum contract has been signed, contractors shall be permitted to propose consolidation of these fields for simultaneous quantification and development for the purpose of improving economic efficiency and optimally exploiting oil and gas resources.

6. The contractor shall submit the proposal for extension of the contract area and consolidation of discovery of petroleum and oil and gas fields for simultaneous quantification as well as development to PVN for consideration, report it to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and submit it to the Prime Minister for approval.

7. In case of necessity to construct works and equipment outside the petroleum contract area in service of extraction, refining and transport of petroleum obtained from the contract area, the contractor shall be permitted to propose it in the outline field development plan (ODP), an early field development plan (EDP) (if any) and oil and gas field development plan, submit it for appraisal and approval as prescribed in Articles 46, 47 and 48 hereof.

...

...

...

Article 33. Cost recovery in petroleum contracts

Contracting parties may enter into an agreement on cost recovery of the contractor in the petroleum contract according to the following regulations:

1. The oil production obtained in a year shall not exceed 50% in terms of petroleum contracts for normal oil blocks;

2. The oil production obtained in a year shall not exceed 70% in terms of petroleum contracts for oil blocks and fields to which investment incentives shall be given;

3. The oil production obtained in a year shall not exceed 80% in terms of petroleum contracts for oil blocks and fields to which special investment incentives shall be given.

Article 34. Languages employed in petroleum contracts

Vietnamese and English or another common foreign language shall be employed in petroleum contracts and enclosed documents of the contracts agreed upon by the parties. Vietnamese and English or another common foreign language shall be of equal value.

Article 35. Termination of petroleum contracts

1. A petroleum contract shall be terminated according to the term prescribed in the contract or when the duration of the contract ends but the contract is not renewed according to Clause 3 and Clause 4 Article 31 of this Law.

...

...

...

Article 36. Transfer of participating interests, rights and obligations of contractors under petroleum contracts

1. Contractor may transfer his/her participating interests and his/her rights and obligations under the petroleum contract. The entire or partial transfer of the participating interests, rights and obligations of the contractor under the petroleum contract must comply with the following requirements:

a) The transferee must undertake to succeed participating interests, rights and obligation of the transferor and fulfill all terms of the petroleum contract;

b) The transferor and transferee must comply with the requirements according to this Law and other related laws;

c) The transferor must pay tax, fees and charges related to the transfer as prescribed by law on tax, fees and charges and other related laws.

2. The transfer of the participating interests, rights and obligation of the contractor under the petroleum contract shall be approved by the Prime Minister on the basis of the appraisal of the Ministry of Industry and Trade and come into force as prescribed in the amended investment registration certificate.

3. The Government shall issue regulations on documents and procedures for submission, appraisal and approval of the transfer of the participating interests, rights and obligation of the contractor under the petroleum contract.

Article 37. Methods for settling disputes arising from petroleum contracts

Disputes arising from a petroleum contract must first be resolved by consultation and negotiation. In the event that no agreement is reached, these disputes may be settled through arbitration or court proceedings prescribed in the petroleum contract in accordance with the Law on Investment and other related laws.

...

...

...

1. Foreign operators must establish operating offices in Vietnam to execute petroleum contracts. The operating offices must have their seals, accounts and must be permitted to recruit employees and fulfill rights and obligations within the authorization prescribed in the petroleum contracts and operating agreements of contractors and under Vietnamese laws.

2. A foreign operator may use an operating office in Vietnam for management of petroleum operations of one or multiple petroleum contracts in Vietnam. Management costs for each petroleum contract must be separately allocated and entered in the accounts.

3. In case of change of operating office address or change of the head of operating office or receipt of operating office due to change of the operator, the operator must send a written notice to an investment registration agency where the operating office is located.

4. Upon termination of operating office’s operations, the operator must send a notice of termination to an investment registration agency where the operating office is located.

5. The Government shall issue regulations on documents and procedures for establishment and termination of operating office’s operations and change for the cases prescribed in Clause 3 of this Article.

Article 39. Exercise of participating interests, priority over purchase of participating interests, and receipt of participating interests in petroleum contracts

1. PVN shall be permitted to exercise participating interests in petroleum contracts; priority over partial or whole purchase of participating interests that contractors intended to assign in signed petroleum contracts, on the basis of transfer conditions agreed upon between intentional transferors and potential transferees.

2. PVN shall be permitted to fully receive transfer of existing participating interests, data and petroleum installations of a contractor in case the contractor decide to withdraw from the petroleum contract for the special reasons approved by the Prime Minister.

3. PVN shall submit a report on the exercise of participating interests, priority over purchase of participating interests and full receipt of transfer of participating interests of the contractor stated in the petroleum contract to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and submit the report to the Prime Minister for consideration.

...

...

...

Article 40. Proposals for additional investment plans, signing of new petroleum contracts before the applicable petroleum contracts expire

1. At least 02 years before ending duration of a petroleum contract, the contractor shall be permitted to propose a plan for additional investment in order to increase petroleum reserves, improve petroleum recovery factors and petroleum extraction in the same contract area with appropriate economic and technical conditions to sign a new petroleum contract after the current petroleum contract expires.

2. On the basis of a proposal of a contractor who is under a petroleum contract, PVN shall submit a report on the appointment of the contractor for signing of a new petroleum contract according to the regulations in Point c Clauses 1 and 2 Article 21 of this Law to the Ministry of Industry and Trade for appraisal, submit it to the Prime Minister for consideration.

3. The contractor signing the new petroleum contract shall be permitted to continue to use without payment for use of information, data, samples and petroleum installations and other assets which have been installed and invested in the same contract area for carrying out petroleum operations under the new petroleum contract in the event that the case in which the contractor is not subject to such payment is involved in the determination of interests of the host country in the new petroleum contract.

Article 41. Receipt of oil fields, groups of oil fields and blocks from contractors upon expiration of petroleum contracts

1. At least 02 years before a petroleum contract expires, PVN shall submit a report on the follow-up plan for handling of oil fields, groups of oil fields and oil blocks being exploited at the petroleum contract area to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

2. At least 06 months before ending duration of the petroleum contract and no new contract is signed under regulations in Article 40 hereof, PVN shall submit a report on the follow-up plan for handling of oil fields, groups of oil fields and oil blocks according to one of the following methods to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and submit it to the Prime Minister for approval:

a) Do not continue to exploit oil fields, groups of oil fields and blocks;

b) Continue to exploit oil fields, groups of oil fields and blocks on the basis of a new petroleum contract in the appropriate economic and technical conditions. In this case, the contractor signing the new petroleum contract shall be permitted to use information, data, samples, petroleum installations and other assets which have been installed and invested in the same contract area according to the regulations in Clause 3 Article 40 hereof;

...

...

...

3. If oil fields, groups of oil fields and oil blocks are allowed to continue exploiting according to the regulations in Point b Clause 2 of this Article, from the date a petroleum contract expires, PVN shall receive such oil fields, groups of oil fields and oil blocks from the contractor in their status quo and carry out petroleum operations under the financial mechanism stated in the approved handling plan to the date on which a new petroleum contract is signed but the duration does not exceed 02 years. After 02 years from the date on which PVN receives oil fields, groups of oil fields and blocks but no contractor expresses interest in or is eligible for signing of the new petroleum contract, PVN shall submit a report on a follow-up plan for handling of such oil fields, groups of oil fields and blocks according to one of the following methods to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and submit it to the Prime Minister for approval:

a) Do not continue to salvage oil fields, groups of oil fields and blocks;

b) Assign PVN to salvage all oil fields, groups of oil fields and blocks.

4. The Government of Vietnam shall issue regulations on documents and procedures for appraisal and approval of the follow-up plan for handling of such oil fields, groups of oil fields and blocks, contents of the handling plan; the financial mechanism until the date on which the new petroleum contract is signed.

5. The operating mechanism of salvage of oil fields, groups of oil fields and blocks prescribed in Point c Clause 2 and Point b Clause 3 of this Article shall be decided by the Government of Vietnam.

Chapter V

PETROLEUM OPERATIONS

Article 42. Onshore field development projects; field development project with a uniform chain of onshore and offshore petroleum installations and equipment

1. During the process of preparing an outline field development plan (ODP), if it is deemed necessary to build a uniform chain of onshore and offshore installations and equipment apart from the initial contract area serving exploitation, handling and transport of petroleum for manufacturing commercial petroleum products in order to improve the economic efficiency of the field development project, PVN shall submit a report on the guidelines for implementation of the field development project with a uniform chain of onshore and offshore petroleum installations and equipment to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for appraisal and submit it to the Prime Minister for approval.

...

...

...

a) The National Assembly shall decide on guidelines for the repurposing of forests and land for the onshore field development project before the outline field development plan (ODP) is approved according to the regulations in Clause 1 Article 46 hereof and for the field development project with a uniform chain of onshore and offshore petroleum installations and equipment before the Prime Minister approves the guidelines for implementation of the project according to the regulations in Clause 1 of this Article in case that the projects require the repurposing of land of national parks, nature reserves, landscape protection zones, forests serving researches and scientific experiments, special-use forests, watershed protection forests, or border protection forests of at least 50 hectares; land for wet rice cultivation with at least 02 crops of at least 500 hectares; protective forests for preventing wind and blocking sand and protective forests for breaking waves and blocking sea encroachment of at least 500 hectares; production forests of at least 1.000 hectares;

b) Except the case prescribed in Point a of this Clause, for the onshore field development project, the Prime Minister shall decide on guidelines for the repurposing of forests and land before the outline field development plan (ODP) is approved according to the regulations in Clause 1 Article 46 hereof; for the field development project with a uniform chain of onshore and offshore petroleum installations and equipment, the Prime Minister shall decide on the guidelines for the repurposing of forests and land as well as approve the implementation of the project as prescribed in the regulations in Clause 1 of this Article;

c) After the decision of the competent authorities on the guidelines for the repurposing of forests and land and is taken and the outline field development plan (ODP) is approved, the Provincial People’s Committee shall decide on the repurposing of forests and land for the projects to develop petroleum fields.

3. The Government shall issue regulations on documents and procedures for implementation of Clause 1, Point b and Point c Clause 2 of this Article and documents to be submitted to the National Assembly prescribed in Point a Clause 2 of this Article.

Article 43. Preparation of and approval for operating programs and annual operating budgets (AOBs)

1. On the basis of the obligations stated in petroleum contracts and programs and plans which are approved (if any), contractors shall prepare operating programs and annual operating budgets (AOBs) to be submitted to PVN for approval thereof.

2. The main contents of an operating program and AOB include:

a) Operating contents;

b) Cost estimates;

...

...

...

Article 44. Development, appraisal of and approval for programs of hydrocarbon exploration

1. During the period of hydrocarbon exploration, on the basis of regulations stated in petroleum contracts, contractors shall develop programs of hydrocarbon exploration to be submitted to PVN for appraisal and approval thereof.

2. The main contents of a program of hydrocarbon exploration include:

a) Overall of the petroleum contract;

b) History of exploration, quantification and extraction of petroleum (if any);

c) Materials on geology, geophysics, documentation of drilling, survey and other researches;

d) Characteristics of petroleum geology, petroleum system, petroleum resource assessment system;

dd) Implementation schedule, workload, cost estimate;

e) Plan for implementation of safety and environmental protection, including safety and incident handling and solutions to prevent and handle pollution risks;

...

...

...

h) Conclusion and recommendation.

3. The contents of the appraisal of the program of hydrocarbon exploration include:

a) Assessment of the suitability of the materials on geology, geophysics, documentation of drilling, survey and other researches;

b) Assessment of the reasonableness of data on the characteristics of petroleum geology, petroleum system, petroleum resource assessment system;

c) Assessment of the feasibility and reasonableness of the implementation schedule, workload, cost estimate;

d) Assessment of the satisfaction of the safety and environmental protection requirements;

dd) Evaluation of the expected results achieved and hydrocarbon exploration risks.

4. In case there is a change of the main contents of the program of hydrocarbon exploration prescribed in Clause 2 of this Article, the contractor shall propose adjustment of the program and submit it to PVN for appraisal and approval.

5. During the process of oil and gas field development, petroleum extraction, the contractor may propose additional hydrocarbon exploration and develop the additional hydrocarbon exploration program, and submit it to PVN for appraisal and approval according to the regulations in Clause 2 and Clause 3 of this Article.

...

...

...

1. In case of discovery of commercial hydrocarbons according to in a petroleum contract area from the results of exploration and quantification of petroleum, the contractor shall make and submit a report on oil and gas resources and reserves to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

2. The main contents of the report on oil and gas resources and reserves include:

a) History of exploration, quantification and extraction of petroleum;

b) Documentation of seismic surveys and other geophysical exploration methods; documentation of drilling, survey and other researches;

c) Regional geology and field geology;

d) Reservoir parameters include geological formation of oil and gas reservoirs, well logging, field technology, results of extraction and force pump of oil, gas and water (if any);

D) Calculation of oil initially in place (OIIP) and oil and gas reserves of discovered petroleum and petroleum fields;

e) Conclusion and recommendation.

3. The contents of the appraisal of the report on oil and gas resources and reserves include:

...

...

...

b) Rationality of geology, reservoir models, reservoir parameters and field technology;

c) Rationality and reliability of the results of the calculation of oil initially in place (OIIP) and oil and gas reserves.

4. PVN is responsible for monitoring and summarizing oil and gas resources and reserves of petroleum fields in the territory of Vietnam and annually updating information about oil and gas resources and reserves and submitting a report to the Ministry of Industry and Trade.

5. The contractor is responsible for updating reports on the oil and gas resource and reserve of each field during 03 years from the date on which the first oil and gas flow enters into commercial production and then periodically updating them for every 05 years. In case there is a change of more than 15% in the total oil initially in place (OIIP) compared to the latest approval, the contractor shall prepare an up-to-date report on oil and gas resources and reserves and submit it to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and approval according to the regulations of this Article.

6. The Government shall issue regulations on documents and procedures for submission, appraisal and approval of the report on oil and gas resources and reserves.

Article 46. Preparation, appraisal of and approval for outline field development plans (ODPs)

1. After the report on oil and gas resources and reserves is approved, the contractor shall implement the phase of petroleum field development and prepare and submit an outline field development plan (ODP) to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

2. The main contents of the ODP include:

a) History of exploration and assessment of quality and quantity of petroleum and geological models of petroleum fields as well as a plan for quantification of petroleum for the following phase;

...

...

...

c) Forecast of the oil production and management of oil and gas field operation;

d) Preliminary design following selected field development plans and preliminary determination of investment costs;

dd) Drilling techniques, well completion and drilling plans;

e) Plans for implementation of safety and environmental protection;

g) Economic and technical assessment and selection of appropriate field development plans at the time of preparing the report;

h) Parameters and main criteria of the plans selected as the basis of creation of an overall technical design;

i) Preliminary plans for consumption of natural gas;

k) Assessment of tech-related risk degrees, oil price fluctuations and finance affairs of the projects;

l) Estimate of progress of implementation of the projects;

...

...

...

n) Conclusion and recommendation.

3. The contents of the appraisal of the ODP include:

a) Assessment of the suitability of field technology, forecast of oil production and preliminary recovery factor;

b) Assessment of the suitability of scheduled development plans on drilling techniques and extraction techniques and plans for selection thereof; parameters and main criteria of the plans selected as the basis of creation of the overall technical drawing;

c) Assessment of the satisfaction of the safety and environmental protection requirements;

d) Assessment of the reasonableness of the preliminary assessment of economic and technical efficiency; tech-related risk degrees, product price fluctuations and finance affairs of the projects;

dd) Assessment of the conformity with related planning;

e) Contents of the appraisal under regulations of laws on construction, for the contents prescribed in Point m Clause 2 of this Article.

4. The preparation, appraisal of and approval for the ODP shall replace those of the construction investment pre-feasibility study reports of the projects in accordance with the Construction Law.

...

...

...

6. The Government shall issue regulations on documents and procedures for appraisal of and approval for the ODP.

Article 47. Preparation, appraisal of and approval for early field development plans (EDPs)

1. After the ODP is approved, if it is necessary to have study and additional collection of information to minimize risks later, the contractor may prepare and submit an early field development plan (EDP) to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

2. The main contents of the EDP include:

a) Results of the study of characteristics of field geology;

b) Statistics and analyses of composition and properties of reservoir fluids, studies on field simulation models, field technology and extraction process design and forecast of oil production and recovery factor;

c) Information about extraction techniques and feasibility studies;

d) Well completion and drilling techniques;

dd) Description of the system of installations and equipment used in hydrocarbon extraction;

...

...

...

g) Plans for protection of resources, environment and ecology, including safety and incident handling and solutions to prevent and handle pollution risks and decommission petroleum installations;

h) Calculation of the total investments and economic efficiency of early field development projects;

i) Assessment of tech-related risk degrees, crude oil price fluctuations and finance affairs of the projects;

k) Implementation progress;

l) Estimate of costs for decommissioning of petroleum installations;

m) Gas sale framework agreement, for gas extraction projects;

n) For onshore field development projects, onshore and offshore field development projects with a uniform chain of installations and equipment, apart from contents prescribed in points a, b, c, d, dd, e, g, h, i, k, l and m of this Clause, the following main contents must be included according to the regulations of law on construction: information on the current land use status; conditions for land recovery; construction sites; plans for connection of technical infrastructure inside and outside the petroleum installations; construction solutions and mainly used building materials; assessment of socio-economic impacts, assurance about the national defense and security of the project;

o) Conclusion and recommendation.

3. The contents of the appraisal of the EDP include:

...

...

...

b) Assessment of the suitability of field geology, properties of reservoir fluids, field simulation models, extraction process design, oil production and recovery factor;

c) Assessment of the suitability of drilling techniques, extraction techniques and petroleum installation and equipment system;

d) Assessment of the reasonableness of the assessment of economic efficiency; tech-related risk degrees, product price fluctuations and finance affairs of the projects; and implementation progress;

dd) Assessment of the suitability of design solutions and standards applied in an overall technical drawing;

e) Assessment of the satisfaction of the safety and environmental protection requirements;

g) Contents of the appraisal under regulations of laws on construction, for the contents prescribed in Point n Clause 2 of this Article.

4. The preparation, appraisal of and approval for the EDP shall replace those of the construction investment feasibility study reports of the projects in accordance with the Construction Law.

5. The contractor shall submit an adjusted EDP to PVN for consideration and approval in case the adjustment leads to the increase of less than 10% of the total investments in terms of the following contents:

a) Adjustment of the number and size of intra-field pipelines, adjustment of capacity of equipment to increase the project efficiency as well as increase recovery factor;

...

...

...

c) Application of additional technical solutions, open of new petroleum reservoirs discovered in the process of development drilling to increase the oil production and improve the project efficiency;

d) Test extraction for increasing recovery factor;

dd) Additional drilling of infill wells.

6. The contractor shall submit an adjusted EDP to PVN for consideration and submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval in other cases apart from the cases prescribed in clause 5 of this Article.

7. After completing the EDP, the contractor shall submit its results to PVN for consideration and submit a report to the Ministry of Industry and Trade and update an extraction model with statistics and analyses to prove and conclude the capacity to apply the test diagram to extraction of the entire fields.

8. The Government of Vietnam shall issue regulations on requirements for preparation of an EDP as well as documents and procedures for appraisal of and approval for the EDP.

Article 48. Preparation, appraisal of and approval for field development plans (FDPs)

1. After the ODP is approved or before the time limit for implementation of the EDP ends, the contractor shall prepare and submit an FDP to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

2. The main contents of the FDP include:

...

...

...

b) Results of the study of characteristics of field geology;

c) Statistics and analyses of components and properties of reservoir fluids, studies on field simulation models, field technology and extraction process design and forecast of oil production and recovery factor;

d) Information about extraction techniques and feasibility studies;

dd) Well completion and drilling techniques;

e) Description of the system of installations and equipment used in extraction of petroleum;

g) Explanatory report on an overall technical drawing;

h) Plans for protection of resources, environment and ecology, including safety and incident handling and solutions to prevent and handle pollution risks and decommission petroleum installations;

i) Calculation of the total investments and economic efficiency of the projects;

k) Assessment of tech-related risk degrees, oil price fluctuations and finance affairs of the projects;

...

...

...

m) Statistics of principles and technical regulations applied in the process of petroleum drilling and extraction;

n) Gas sale framework agreement, for gas extraction projects;

o) Estimate of costs for decommissioning petroleum installations;

p) For onshore field development projects, onshore and offshore field development projects with a uniform chain of installations and equipment, apart from contents prescribed in points a, b, c, d, dd, e, g, h, i, k, l and m of this Clause, the following main contents must be included according to the regulations of laws on construction: information on the current land use status conditions for land recovery, land use demands; construction sites; plans for connection of technical infrastructure inside and outside the petroleum installations; construction solutions and mainly used building materials; assessment of socio-economic impacts, assurance about the national defense and security of the projects;

q) Conclusion and recommendation.

3. Contents of the appraisal of the FDP include:

a) Assessment of the conformity with the plans selected in the ODP;

b) Assessment of the suitability of field geology, properties of reservoir fluids, field simulation models, extraction process design, oil production and recovery factor;

c) Assessment of the suitability of drilling techniques, extraction techniques and petroleum installation and equipment system;

...

...

...

dd) Assessment of the suitability of design solutions and standards applied in an overall technical drawing;

e) Assessment of the satisfaction of the safety and environmental protection requirements;

g) Contents of the appraisal under regulations of laws on construction, for the contents prescribed in Point p Clause 2 of this Article.

4. The preparation, appraisal of and approval for the FDP shall replace those of the construction investment feasibility study reports of the projects in accordance with the Construction Law.

5. The contractor shall submit an adjusted FDP to PVN for consideration and approval in case the adjustment leads to the increase of less than 10% of the total investments in terms of the following contents:

a) Adjustment of the number and size of intra-field pipelines, adjustment of capacity of equipment to increase the project efficiency or increase recovery factor;

b) Optimal adjustment of location, order and number of wells to increase oil production and reserves or optimize investment;

c) Application of additional technical solutions, open of new petroleum reservoirs discovered in the process of development drilling to increase the oil production and improve the project efficiency;

d) Test extraction for increasing recovery factor;

...

...

...

6. The contractor shall submit an adjusted FDP to PVN for consideration and submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval in other cases apart from the cases prescribed in clause 5 of this Article.

7. The Government shall issue regulations on documents and procedures for appraisal of and approval for the FDP.

Article 49. Combustion and discharge of gases

1. The contractor is responsible for the collection of gases after being used inside the field (if any) during the hydrocarbon extraction process and must present a plan for collection of gases in the EDP or FDP.

2. The contractor shall be permitted to combust and discharge gases in the following cases:

a) During the process of well testing to clear and clean wells; complete, repair or treat wells and to relieve pressure in wells;

b) In an emergency, in order to ensure the safety of people, assets and petroleum operations, or in case the gas treatment and transportation system is suspended due to a problem;

c) Based on the plan for annual combustion and discharge of gases related to operating security, and periodic maintenance of the petroleum field approved by PVN.

Article 50. Preparation, appraisal of and approval for decommissioning plans

...

...

...

2. Within 01 year from the date of commercial production of the first oil and gas flow from the petroleum contract area, the contractor must prepare and submit a decommissioning plan to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

3. At least 01 year before the date on which the petroleum contract terminates or the extraction period ends, the contractor must update and send the decommissioning plan to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval.

4. The main contents of the decommissioning plan include:

a) List and description of means, equipment complexes and construction structures of petroleum installations to be decommissioned;

b) Solutions and technical plans for decommissioning petroleum installations;

c) Waste management and marine pollution control plan, environmental monitoring plan, environmental incident prevention and response plan, safety assurance plan during the decommissioning of petroleum installations;

d) Estimate of decommissioning costs, plans and progress of appropriation of funds to ensure the obligation to decommission petroleum installations;

dd) Progress of decommissioning petroleum installations.

5. Contents of the appraisal of the decommissioning plan include:

...

...

...

b) Assessment of the suitability of solutions and technical plans for decommissioning petroleum installations;

c) Assessment of the suitability of the waste management and marine pollution control plan, environmental monitoring plan, environmental incident prevention and response plan and safety assurance plan;

d) Assessment of the suitability and reasonableness in the estimate of decommissioning costs, plans and progress of appropriation of funds to ensure the obligation to decommission petroleum installations as well as the operating progress;

6. The contractor shall submit an adjusted decommissioning plan to PVN in case there is an increase in size or number of petroleum works, equipment or/and wells, thereby increasing less than 20% of decommissioning costs compared to the estimated costs mentioned in the latest approved decommissioning plan.

7. During the period of implementing the petroleum exploitation and development project, if it deems that a petroleum installation which has failed can not be repaired or is unsafe to be used, the contractor shall submit a decommissioning plan to PVN for consideration and approval.

8. The contractor shall submit an adjusted decommissioning plan to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for appraisal and approval in the following cases:

a) There is an increase in size or number of petroleum works, equipment and wells or change of requirements for technology, techniques and slippage in service prices, thereby increasing at least 20% of decommissioning costs compared to the estimated costs mentioned in the latest approved decommissioning plan;

b) Decommissioning of petroleum installations must be partially implemented in case it is not determined in the approved decommissioning plan, decommissioning is suspended or the installations are left in place.

9. The Government shall issue regulations on documents and procedures for appraisal of and approval for the decommissioning plan.

...

...

...

1. Financial security in decommissioning of petroleum installations shall be done by the method of setting up a fund.

2. Within 01 year from the date of commercial production of the first oil and gas flow from the petroleum contract area, the contractor must prepare a decommissioning trust fund. This fund is annually allocated on the basis of the approved decommissioning plan and transferred to PVN. The fund annually allocated of each contractor is related to the participating interest of such contractor prescribed in the petroleum contract and is included in the recovery cost of the petroleum contract.

3. Before the petroleum contract terminates or the extraction period ends, the contractor must complete the allocation and transfer of the decommissioning trust fund.

4. The decommissioning trust fund shall be managed by PVN in a manner that is in accordance with the regulations of law and meet requirements for decommissioning according to the approved decommissioning plan. In the period of using this fund, PVN shall pay the amount of money of this fund into a commercial bank in which the State holds a controlling interest; and interests generated annually after fulfilling financial obligations according to relative laws shall be recorded as an increase in the decommissioning trust fund.

5. In case the balance of the decommissioning trust fund does not meet necessary demands in the decommissioning of petroleum installations, the contractor must make an additional contribution to ensure the fulfillment of the obligation to decommission petroleum installations. In case the fund for decommissioning of petroleum installations is not completely used, the remainder shall be refunded to the contracting parties according to regulations of the petroleum contract.

6. The Government shall issue regulations on the allocation, transfer, management and use of the decommissioning trust fund.

Article 52. Decommissioning

1. The contractor shall decommission petroleum installations according to the approved decommissioning plan. Petroleum installations must be decommissioned in a manner that meets requirements for safety and environmental protection in accordance with laws.

2. The contractor shall submit a proposal to leave part or the whole petroleum installations in place, suspend or terminate the decommissioning of petroleum installations to PVN, which will submit a report to the Ministry of Industry and Trade for approval.

...

...

...

4. During the extraction period, the contractor is entitled to decommission each part or several of petroleum works and equipment and destroy the wells which are included in the approved decommissioning plan but are no longer used in order to reduce operation and maintenance expenses according to the regulations in Clause 7 Article 50 of this Law.

5. The Government shall issue regulations on documents and procedures for submission, appraisal of and approval for the proposal to leave in place, suspend decommissioning of part or the whole petroleum installations.

Chapter VI

INCENTIVES FOR PETROLEUM OPERATIONS AND RESOURCE EXTRACTION POLICIES APPLIED TO SALVAGED OIL AND GAS FIELDS, GROUPS OF OIL FIELDS AND BLOCKS

Article 53. Eligible entities

1. Investment incentives shall be applicable to oil and gas fields and blocks if one of the following criteria is met:

a) Oil and gas blocks are located in deep waters, offshore waters, areas with particularly difficult geographical conditions and complicated geological conditions;

b) Regular oil and gas blocks for which bidding has been held according to economic and technical conditions included in the petroleum contract but proposals are not submitted by any bidder or investor;

c) Oil and gas blocks are formed from the returnable contract area, for regular oil and gas blocks;

...

...

...

dd) Oil and gas blocks are formed from the consolidation of the returnable contract area and oil and gas blocks that the contractor has returned prescribed in Point c and Point d of this Clause;

e) Marginal fields that belong to regular oil and gas blocks for which the petroleum contract has been signed;

g) At the end of a regular petroleum contract, the extraction of oil and gas fields may be continued but the minimum investment efficiency can not be achieved when applying economic and technical conditions of such petroleum contract;

h) Unexplored or undiscovered hydrocarbons in sedimentary basins.

2. Special investment incentives shall be applicable to oil and gas fields and blocks if one of the following criteria is met:

a) Oil and gas blocks eligible for investment incentives for which conditional bidding has been held but proposals are not submitted by any bidder or investor;

b) Oil and gas blocks are formed from the returnable contract area according to the petroleum contract for oil and gas blocks to which investment incentives shall be given;

c) Oil and gas blocks to which the investment incentives have been given are returned by the contractor before ending duration of the petroleum contract;

d) Oil and gas blocks are formed from the returnable contract area and those are returned by the contractor as prescribed in Point b and Point c of this Clause;

...

...

...

e) At the end of a petroleum contract eligible for investment incentives, the extraction of oil and gas fields may be continued but the minimum investment efficiency can not be achieved when applying economic and technical conditions of this petroleum contract;

g) Oil and gas blocks that contain unconventional oil.

3. The Prime Minister shall issue a list of oil and gas fields and blocks to which investment incentives and special investment incentives shall be given.

4. The Government shall issue detailed regulations on this Article.

Article 54. Incentives

1. Incentives applicable to oil and gas fields and blocks shall be given through a petroleum contract.

2. For a petroleum contract for oil and gas fields and blocks to which investment incentives shall be given, a corporate income tax rate of 32%, a crude oil export tax rate of 10% and a maximum cost recovery rate of 70% of the oil production obtained in a year shall be imposed.

3. For a petroleum contract for oil and gas fields and blocks to which special investment incentives shall be given, a corporate income tax rate of 25%, a crude oil export tax rate of 5% and a maximum cost recovery rate of 80% of the oil production obtained in a year shall be imposed.

Article 55. Resource extraction policies applied to salvaged oil and gas fields, groups of oil fields and blocks

...

...

...

a) The difference between revenues and costs of resource extraction for salvaged oil and gas fields, groups of oil fields and blocks shall be remitted to the State budget on the principle of ensuring the efficiency in salvage and strict control of costs for petroleum operations;

b) Information, data, documents, specimens, petroleum installations and other assets that have been installed and invested prescribed in a petroleum contract which has terminated shall be permitted to be used to salvage without payment;

c) Additional investment in resource extraction for salvaged oil and gas fields, groups of oil fields and blocks, decommissioning of petroleum installations and treatment after decommissioning when ending the extraction shall comply with the regulations of this Law and on the basis of balancing revenues from the salvage for oil and gas fields, groups of oil fields and blocks.

2. The Government shall elaborate this Article.

Chapter VII

ACCOUNTING, AUDITING AND FINALIZATION FOR PETROLEUM OPERATIONS

Article 56. Accounting, auditing and finalization for petroleum operations under petroleum contracts

1. Accounting, auditing and finalization for petroleum operations under a petroleum contract shall comply with the regulations of laws on accounting, auditing and finalization of Vietnam and must be conformable with international petroleum industry practices.

2. Corporate income tax on petroleum operations shall be determined on the basis of petroleum contracts in accordance with the regulations of this Law and the Law on Corporate Income Tax, regardless of the production and business results (losses or profits) of enterprises participating in petroleum contracts.

...

...

...

Article 57. Finalization of costs for petroleum operations under petroleum contracts

1. The finalization of costs for petroleum operations under a petroleum contract shall be carried out by a contractor after each clause and item of the contract is completed or when finishing the petroleum project and its component projects.

2. The finalization of costs for petroleum operations shall be truthful, adequate, reasonable and valid according to the regulations of Vietnamese Law.

3. The Government shall elaborate this Article.

Chapter VIII

RIGHTS AND OBLIGATION OF CONTRACTORS

Article 58. Rights of contractors

1. Contractors have the following rights:

a) Enjoy investment incentives and guarantees in accordance with the regulations of Vietnamese law;

...

...

...

c) Recruit workers on the basis of taking priority over recruitment of Vietnamese workers;

d) Hire organizations and individuals providing petroleum services and goods serving petroleum operations in accordance with the regulations of this Law and in conformity with international petroleum industry practices;

dd) Exempt from import and export tariffs to serve petroleum operations in accordance with the regulations of the Law on Import and Export Tariffs;

e) Own petroleum products and other products extracted under petroleum contracts after fulfilling financial obligations according to the regulations of law; be permitted to sell these products together from time to time they are sold without being considered a violation of the law on competition;

g) Export and sell in the Vietnamese market products under their ownership as agreed upon in the petroleum contracts, unless the contractors have to perform the obligation to sell in the Vietnamese market as prescribed in Clause 8 Article 59 of this Law. The contractors do not be necessary to apply for import permits when exporting the products under their ownership;

h) Recover costs for petroleum operations as agreed upon on the petroleum contracts;

i) Access and use the existing traffic system, petroleum infrastructure and installations in accordance with the regulations of law; access and use the existing petroleum infrastructure and installations to serve the performance of petroleum operations through petroleum contracts or agreements with units that are owners or operating managers of petroleum infrastructure and installations on the basis of ensuring the benefits of each party in conformity with the regulations of law;

k) Buy foreign currency at commercial banks to make a contribution to the participation in a petroleum contract and fulfillment of financial obligation to the state budgets;

l) Other rights under the regulations of this Law.

...

...

...

a) Open accounts at home or abroad according to the regulations of law on foreign exchange control;

b) Transfer their lawful income obtained from petroleum operations under the regulations of the petroleum contracts abroad according to the regulations of law on foreign exchange control and other regulations of relevant laws after fulfilling financial obligations in accordance with laws;

c) Buy foreign currency at commercial banks to perform current transactions and other permitted transactions in accordance with the law on foreign exchange control.

Article 59. Obligations of contractors

1. Fulfill obligations stated in petroleum contracts.

2. Declare and submit taxes, fees and charges in accordance with the regulations of Vietnamese law;

3. Transfer technology; train and employ Vietnamese workers and ensure their legitimate and legal rights and interests.

4. Comply with regulations of law on national defense and security; implement measures for environmental protection and assurance about the safety in petroleum operations; meet regulations and guidelines of competent authorities on economic and technical costs and norms.

5. Submit reports on petroleum operations to competent authorities and PVN, and submit reports to competent tax authorities according to tax laws on transfers that lead to change of ownership of contractors who are holding the participating interests stated in the petroleum contracts in Vietnam.

...

...

...

7. Decommission petroleum installations, equipment and vehicles after terminating petroleum operations in accordance with laws.

8. Buy in the Vietnamese market upon request of the Government in terms of the following products:

a) Natural gases under the ownership of the contractor as agreed upon in gas exploitation development projects;

b) Crude oil under the ownership of the contractor at an internationally competitive price.

9. Remit the contribution to the joint account opened by an operator or an operator’s operating office in Vietnam to pay for petroleum operations in accordance with the regulations of the petroleum contract.

10. Share the use of the existing petroleum infrastructure and installations with the third party on the basis of the contracts or agreements between these parties if the sharing does not affect petroleum operations and is conformable with regulations of Vietnamese law and international petroleum industry practices.

11. Enable organizations and individuals to conduct scientific researches, exploration and extraction of other minerals and natural resources apart from oil and gas in the petroleum contract area in conformity with regulations of Vietnamese law on a principle of not obstructing petroleum operations and causing no damage to people, assets and environment.

12. Organize selection of contractors providing petroleum services and goods serving petroleum operations on the basis of ensuring the principles of competition, fairness, transparency, efficiency and conformity with the regulations of the petroleum contracts; report the organization of selection of contractors to provide petroleum services and goods serving petroleum operations to PVN.

13. Other obligations under this Law and other relevant laws.

...

...

...

FUNCTIONS, RIGHTS AND OBLIGATION OF PVN IN FUNDAMENTAL INVESTIGATIONS OF PETROLEUM AND PETROLEUM OPERATIONS

Article 60. Functions of PVN in fundamental investigations of petroleum and petroleum operations

1. PVN shall conduct fundamental investigations of petroleum and perform petroleum operations in the role of a contractor signing a petroleum contract according to the regulations of this Law. PVN participating together with partially state-owned subsidiaries of PVN in petroleum contracts as prescribed in Article 39 of this Law shall not be considered to commit a violation against laws on managing and using the state capital to invest in production and business in the enterprises.

2. After a project for fundamental investigations of petroleum is approved, PVN shall sign an agreement on conducting fundamental investigations of petroleum with an organization other than state authorities and enterprises presiding over carrying out the project.

3. After a petroleum contract is approved, PVN shall sign and manage the contract with organizations and individuals performing petroleum operations; show its participating interest and priority over purchase of a part or whole of the rights of the contractor in the petroleum contract including special cases.

4. PVN shall receive oil and gas fields, cluster and blocks from the contractor when the petroleum contract becomes invalid to select a new contractor to sign a new petroleum contract, manage and operate them.

5. PVN shall extract oil and gas fields, groups of oil fields and blocks according to the resource extraction policies for salvaged oil and gas fields, groups of oil fields and blocks.

6. In order to fulfill the functions prescribed in Clauses 2, 3, 4 and 5 of this Article, PVN shall have the rights and obligations prescribed in Article 61 and Article 62 of this Law.

Article 61. Rights of PVN

...

...

...

2. Sign petroleum contracts with organizations and individuals to perform petroleum operations according to the regulations of this Law and other regulations of relevant laws.

3. Manage and supervise the execution of a petroleum contract; approve the operating program and AOBs; audit the cost of performing petroleum operations according to the regulations of the petroleum contract; approve the finalization of expenses under the petroleum contract.

4. Approve programs of hydrocarbon exploration and adjusted programs of hydrocarbon exploration, additional programs of hydrocarbon exploration as prescribed in Article 44 of this Article.

5. Approve adjusted ODPs, EDPs, FDPs and decommissioning plans prescribed in Clause 5 Article 46, Clause 5 Article 47, Clause 5 Article 48 and Clause 6 Article 50 hereof; approve decommissioning plans prescribed in Clause 7 Article 50 hereof.

6. Supervise design and construction of petroleum installations in accordance with the regulations of a petroleum contract.

7. Organize sales of products of the host country together with products of PVN which are extracted under a petroleum contract in the role of a contractor, and be permitted to sell these products together with other contractors in the petroleum contract as prescribed in Point e Clause 1 Article 58 hereof.

8. Manage petroleum operations; salvage and make additional investment to salvage oil and gas fields, groups of oil fields and blocks, and monitor and use assets related to the receipt of participating interests of contractors, receipt of oil and gas fields, groups of oil fields and blocks.

Article 62. Obligation of PVN

1. Effectively and rationally manage and exploit petroleum resources, protect resources and environment, and ensure the safety in petroleum operations.

...

...

...

3. Manage and supervise the fulfillment of agreements on fundamental investigation of petroleum related to the exploitation of information, data and results of the fundamental investigation of petroleum in accordance with the regulations of law and the signed agreements.

4. Strictly and effectively manage and supervise the execution of petroleum contracts in accordance with the regulations of law and the petroleum contract.

5. Report petroleum operations to competent authorities periodically or upon request.

6. Propose solutions and cooperate in making policies, strategies, and orientations related to the rational and effective exploitation of petroleum resources, protection of environmental resources and sustainable development at the request of competent authorities.

Article 63. Approval for use of capital of PVN and wholly state-owned subsidiaries of PVN in petroleum operations

The Members’ Council of PVN shall:

1. Approve the use of capital of PVN and wholly state-owned subsidiaries of PVN, regardless of the contribution after being approved in accordance with the regulations of this Law in the following cases:

a) Exercise the participating interest in petroleum contracts and priority over partial or whole purchase of the participating interest prescribed in Article 39 of this Law;

b) Perform petroleum operations according to phases of petroleum contracts and petroleum projects;

...

...

...

3. Report the approved contents in accordance with the regulations in Clause 1 and Clause 2 of this Article to the Committee for Management of State Capital at Enterprises for monitoring, inspection and supervision.

Article 64. Handling of costs of PVN

1. Costs for fundamental investigation of petroleum conducted by PVN apart from the funding secured by the state budget (if any) shall be paid by the post-tax profit of PVN.

2. Costs for hydrocarbon exploration of the unsuccessful project for hydrocarbon exploration of PVN, after a decision of the Members’ Council of PVN on termination of the petroleum project and finalization of costs is issued, shall be covered from the annual post-tax profit of PVN and allocated for 05 years from the date on which the decision is issued.

3. Costs prescribed in Clauses 1 and 2 of this Article shall be handled from the post-tax profit of PVN before extracting funds in accordance with regulations of law on managing and using the state capital to invest in production and business in enterprises.

4. PVN shall be permitted to transfer to state budget the revenues from selling the remaining petroleum products of the host country from petroleum contracts before determining interest shared to the host country to pay costs and fulfill obligations as follows:

a) Costs incurred by the host country, under the regulations of the petroleum contracts, which are paid by PVN on behalf of the host country;

b) The obligation fulfilled by PVN for the remaining petroleum products of the host country stated in the petroleum contracts on behalf of the host country;

c) Costs for management and supervision of petroleum contracts;

...

...

...

Chapter X

STATE MANAGEMENT AND RESPONSIBILITIES OF THE COMMITTEE FOR MANAGEMENT OF STATE CAPITAL AT ENTERPRISES FOR FUNDAMENTAL INVESTIGATION OF PETROLEUM AND PETROLEUM OPERATIONS

Article 65. State management of fundamental investigation of petroleum and petroleum operations

1. The Government shall uniform the state management of fundamental investigation of petroleum and petroleum operations.

2. The Ministry of Industry and Trade shall be responsible before the Government for the state management of fundamental investigation of petroleum and petroleum operations and have the following tasks and entitlements:

a) Promulgate legislative documents, strategies and plans for development of the petroleum industry under its competence or appeal to competent authorities to promulgate them;

b) Formulate, promulgate and guide cost norms, economic and technical norms for fundamental investigation of petroleum and petroleum operations;

c) Consolidate, monitor and report the development and results of hydrocarbon exploration, petroleum extraction, domestic consumption and export of petroleum;

d) Carry out international cooperation;

...

...

...

e) Inspect and handle violations and settle complaints and denunciations about fundamental investigation of petroleum and petroleum operations under its competence;

g) Take charge and cooperate with Ministries and ministerial agencies in inspecting and supervising the fulfillment of rights and obligation of PVN prescribed in Article 61 and Article 62 of this Law;

h) Carry out other tasks for state management of fundamental investigation of petroleum and petroleum operations under its competence according to the regulations of this Law.

3. Ministries, ministerial agencies, the Provincial People’s Committees, under their competence in tasks and entitlements, are responsible for cooperating with the Ministry of Industry and Trade in state management of fundamental investigation of petroleum and petroleum operations.

Article 66. Responsibilities of the Committee for Management of State Capital at Enterprises

1. Make enquiries about the use of capitals of PVN when enjoying the participating interest in a petroleum contract, the priority over purchase of the participating interest in the petroleum contract and when performing petroleum operations according to phases of the petroleum contract and the petroleum project, and submit the results to the Ministry of Industry and Trade for consolidation during the process of appraisal of the contents according to the regulations of this Law.

2. Inspect and supervise the contribution to the participation in the petroleum contract, transfer of the participating interest in the petroleum contract and performance of petroleum operations according to phases of the petroleum contract and petroleum project of PVN.

Chapter XI

IMPLEMENTATION CLAUSES

...

...

...

1. Amendments to Clause 3 Article 10 of Law on Corporation Income Tax No. 14/2008/QH12 which is amended by Law No. 32/2013/QH13, Law No. 71/2014/QH13 and Law No. 61/2020/QH14:

Replace the phrase “The corporate income tax rate applicable to the hydrocarbon exploration, exploitation and other rare and precious resources in Vietnam ranges from 32% to 50%, suitable for each project and each business establishment." by the phrase “The corporate income tax rate applicable to petroleum operations ranges from 25% to 50% depending on each petroleum contract; the corporate income tax rate applicable to exploration and extraction of other rare and precious resources in Vietnam ranges from 32% to 50% depending on each project and each business establishment.".

2. Amendments to Clause 1 Article 3 of Law on Resource Tax No. 45/2009/QH12 which is amended by Law No. 71/2014/QH13:

“1. Payers of resource tax are resource-extracting organizations and individuals subject to resource taxation, except for exploitation of oil and gas fields, groups of oil fields and blocks according to the regulations of law on petroleum.”.

Article 68. Effect

1. This Law comes into force from July 01, 2023.

2. The Petroleum Law dated July 06, 1993 which is amended by Law No. 19/2000/QH10, Law No. 10/2008/QH12 and Law No. 35/2018/QH14 becomes invalid from the date on which this Law comes into force.

Article 69. Transitional provisions

1. Contractors who sign petroleum contracts are granted investment registration certificates before the effective date of this Law shall continue to execute the signed petroleum contracts and the granted investment registration certificates.

...

...

...

3. Petroleum reports, plans, programs and contracts which are submitted to competent authorities before the effective date of this Law are not required to be re-submitted and shall be appraised and approved according to the regulations of law before the effective date of this Law.

4. The operation of the salvage shall be performed according to the operating mechanisms approved before the effective date of this Law shall be continued to be performed according to the issued decisions and regulations of law before the effective date of this Law./.

This Law was passed on November 14, 2022, by the XVth National Assembly of the Socialist Republic of Vietnam at its 4^th session.

CHAIRMAN OF THE NATIONAL ASSEMBLY




Vuong Dinh Hue