Thuộc tính
Nội dung
Tiếng Anh (English)
Văn bản gốc/PDF
Lược đồ
Liên quan hiệu lực
Liên quan nội dung
Thuộc tính
Tải về
Các bản dự thảo

Đang tải văn bản...

Quyết định 49/2017/QĐ-TTg thu dọn công trình thiết bị phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí

Số hiệu:	49/2017/QD-TTg	Loại văn bản:	Quyết định
Nơi ban hành:	Thủ tướng Chính phủ	Người ký:	Trịnh Đình Dũng
Ngày ban hành:	21/12/2017	Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày công báo:	Đang cập nhật	Số công báo:	Đang cập nhật
		Tình trạng:	Đã biết

THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 49/2017/QĐ-TTg	Hà Nội, ngày 21 tháng 12 năm 2017

QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC THU DỌN CÁC CÔNG TRÌNH, THIẾT BỊ VÀ PHƯƠNG TIỆN PHỤC VỤ HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Căn cứ Luật tổ chức Chính phủ ngày 19 tháng 6 năm 2015;

Căn cứ Luật dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật dầu khí ngày 09 tháng 6 năm 2000; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật dầu khí ngày 03 tháng 6 năm 2008;

Căn cứ Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật dầu khí;

Theo đề nghị của Bộ trưởng Bộ Công Thương;

Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định về việc thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

Quyết định này quy định việc thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí (sau đây gọi là công trình dầu khí) của tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động dầu khí tại Việt Nam (sau đây gọi là tổ chức, cá nhân).

Điều 2. Áp dụng các thỏa thuận trong hợp đồng dầu khí

1. Các quy định của Quyết định này được áp dụng cho các hợp đồng dầu khí và các công trình khí có quyết định phê duyệt dự án đầu tư của cấp có thẩm quyền trước và sau ngày Quyết định này có hiệu lực.

2. Trường hợp trong các hợp đồng dầu khí đã ký kết có thỏa thuận cụ thể về nghĩa vụ bảo đảm tài chính khác với quy định về việc trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí tại Chương IV của Quyết định này thì tổ chức, cá nhân thực hiện theo thỏa thuận trong các hợp đồng dầu khí đó.

Điều 3. Nguyên tắc chung

1. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm thu dọn công trình dầu khí theo kế hoạch thu dọn công trình dầu khí được Bộ Công Thương phê duyệt và phải tuân thủ quy định tại Quyết định này và văn bản pháp luật có liên quan. Trường hợp kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt nhưng Bộ Công Thương yêu cầu không thu dọn toàn bộ hoặc một phần công trình dầu khí thì tổ chức, cá nhân thực hiện theo yêu cầu đó.

2. Việc thu dọn công trình dầu khí phải bảo đảm an toàn với con người, bảo vệ môi trường; các yêu cầu về bảo vệ lòng đất, khôi phục môi trường, an toàn giao thông và các nguồn lợi khác của biển và trên đất liền nơi xây dựng công trình.

3. Công trình dầu khí phải được thiết kế để bảo đảm khả năng thu dọn được khi kết thúc dự án hoặc không còn cần sử dụng cho hoạt động dầu khí hoặc không đảm bảo an toàn cho con người, môi trường.

Điều 4. Giải thích từ ngữ

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

1. “Công trình tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác dầu khí” là các phương tiện nổi, tổ hợp các thiết bị, các kết cấu công trình được xây dựng, trang bị và lắp đặt cố định, tạm thời trên đất liền, vùng biển để phục vụ các hoạt động tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác dầu khí.

2. “Công trình khí” là các công trình, thiết bị phục vụ cho việc thu gom, xử lý và vận chuyển khí, đường ống dẫn khí ngoài khơi, đường ống dẫn khí trên bờ, nhà máy chế biến - xử lý khí, trạm phân phối, đường ống dẫn khí từ nhà máy chế biến - xử lý khí đến hộ tiêu thụ (không bao gồm đường ống dẫn khí thấp áp hoặc các đường ống tương tự cung cấp cho các hộ tiêu thụ).

3. “Đường ống chôn ngầm” là đường ống được chôn dưới mặt đất, mặt đáy biển theo thiết kế được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt.

4. “Đoạn ống lộ” là đoạn ống chôn ngầm nhưng theo thời gian lớp phủ bị bào mòn làm cho đoạn ống lộ ra hoặc dịch chuyển khỏi vị trí ban đầu hoặc được đặt trên bề mặt biển, mặt đất hoặc bề mặt sông, hồ.

5. “Kế hoạch thu dọn công trình dầu khí” là tài liệu bao gồm những nội dung có liên quan đến phương án thu dọn, giải pháp kỹ thuật, công nghệ, môi trường, tổng chi phí, tiến độ thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí.

6. “Khối chân đế" là các kết cấu thép, được cố định bằng các cọc thép hoặc bê tông, đóng sâu xuống đáy biển để đỡ khối thượng tầng.

7. “Khối thượng tầng” là phần trên cùng của công trình cố định, gồm các kết cấu và các thiết bị đặt trên chân đế.

8. “Nhà máy chế biến - xử lý khí” là nơi tiếp nhận và chế biến, xử lý khí.

9. “Thiết bị” là tổ hợp các linh kiện cơ khí, điện tử được lắp đặt và sử dụng để phục vụ hoạt động dầu khí.

10. “Trạm phân phối khí” là nơi tiếp nhận nguồn khí sau khi được xử lý để phân phối đến các tổ chức, cá nhân tiêu thụ.

Chương II

LẬP, THẨM ĐỊNH VÀ PHÊ DUYỆT KẾ HOẠCH THU DỌN, BÁO CÁO HOÀN THÀNH VIỆC THU DỌN

Điều 5. Trình kế hoạch thu dọn công trình dầu khí

Trong thời hạn 9 tháng, kể từ khi khai thác thương mại hoặc 1 năm kể từ ngày đưa công trình dầu khí vào hoạt động, tổ chức, cá nhân phải lập kế hoạch thu dọn công trình dầu khí, trình Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt.

Điều 6. Trình phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí

1. Tổ chức, cá nhân nộp 1 bộ hồ sơ theo hình thức trực tiếp tại Bộ Công Thương hoặc qua đường bưu điện.

2. Hồ sơ trình phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Văn bản đề nghị phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí;

b) Văn bản chấp thuận của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về kế hoạch thu dọn công trình dầu khí (áp dụng đối với các nhà thầu dầu khí và doanh nghiệp thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trình);

c) 01 bản kế hoạch thu dọn công trình dầu khí;

d) 25 bản tóm tắt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí.

3. Nội dung cơ bản của kế hoạch thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Giới thiệu về kế hoạch thu dọn công trình dầu khí;

b) Tóm tắt nội dung kế hoạch thu dọn công trình dầu khí;

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

d) Mô tả chi tiết các phương tiện, tổ hợp thiết bị, các kết cấu công trình của công trình dầu khí cần thu dọn;

đ) Các giải pháp và phương án kỹ thuật thực hiện việc thu dọn;

e) Kế hoạch quản lý chất thải, kiểm soát ô nhiễm môi trường biển (trong đó mô tả rõ các nội dung về chủng loại, khối lượng chất thải, việc thu gom, lưu giữ, vận chuyển và xử lý chất thải trong quá trình thu dọn công trình dầu khí); kế hoạch phòng ngừa, ứng phó sự cố môi trường.

g) Tổng chi phí thu dọn, kế hoạch và tiến độ trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí;

h) Tiến độ thực hiện;

i) Quản lý dự án và chế độ kiểm tra;

k) Các kết quả nghiên cứu hỗ trợ (nếu có);

l) Các nội dung khác.

Điều 7. Quy trình thẩm định, phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí

1. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được đủ hồ sơ kế hoạch thu dọn công trình dầu khí theo quy định của Quyết định này, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các bộ, ngành thẩm định. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày thẩm định, Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí.

2. Trường hợp kết quả thẩm định cho thấy cần phải sửa đổi, bổ sung kế hoạch thu dọn công trình dầu khí, trong thời hạn 5 ngày làm việc kể từ ngày thẩm định, Bộ Công Thương có văn bản yêu cầu tổ chức, cá nhân chỉnh sửa, hoàn thiện hoặc giải trình ý kiến thẩm định.

Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được ý kiến sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình về kế hoạch thu dọn công trình dầu khí của tổ chức, cá nhân, Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt.

Điều 8. Cập nhật, điều chỉnh kế hoạch thu dọn công trình dầu khí

1. Tổ chức, cá nhân phải cập nhật, điều chỉnh kế hoạch thu dọn công trình dầu khí khi có một trong các trường hợp sau:

a) Kế hoạch phát triển mỏ hoặc kế hoạch khai thác sớm hoặc dự án xây dựng đường ống hoặc công trình dầu khí được phê duyệt điều chỉnh hoặc công trình dầu khí được nâng cấp, mở rộng, đầu tư hạng mục bổ sung dẫn đến dự báo thay đổi từ 20% tổng chi phí thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt gần nhất;

b) Trong thời hạn 1 năm trước khi kết thúc hợp đồng dầu khí hoặc kết thúc thời hạn khai thác dầu khí hoặc kết thúc hoạt động của công trình khí;

c) Công trình dầu khí không đảm bảo an toàn để duy trì hoạt động và hoặc bị sự cố không có khả năng sửa chữa, khắc phục.

2. Tổ chức, cá nhân nộp 1 bộ hồ sơ trình kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh theo quy định tại khoản 3 Điều này theo hình thức trực tiếp tại Bộ Công Thương hoặc qua đường bưu điện,

3. Hồ sơ trình kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh bao gồm:

a) Văn bản đề nghị phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh;

b) Văn bản chấp thuận của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh (áp dụng đối với các nhà thầu dầu khí và doanh nghiệp thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trình);

c) 1 bản kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh;

d) 25 bản tóm tắt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh.

4. Nội dung cơ bản của kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh bao gồm:

a) Các nội dung đã được phê duyệt;

b) Các nội dung thay đổi so với nội dung đã được phê duyệt, nêu rõ lý do thay đổi;

c) 1 bản sao các quyết định phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí; kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh trước đó (nếu có).

5. Trình tự xem xét, phê duyệt kế hoạch thu dọn công trình dầu khí điều chỉnh được thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.

Điều 9. Lập và phê duyệt báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí

1. Trong thời hạn 9 tháng kể từ khi kết thúc hoạt động thu dọn, tổ chức, cá nhân phải lập báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí, trình Bộ Công Thương phê duyệt.

2. Nội dung cơ bản của báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Mô tả công trình dầu khí và hoạt động thu dọn thực tế đã được thực hiện;

b) Tiến độ thực hiện việc thu dọn;

c) Trình bày và đánh giá nội dung thay đổi giữa hoạt động thu dọn thực tế với phương án được phê duyệt (nếu có);

d) Chi phí thu dọn thực tế;

đ) Tóm tắt các công tác bảo đảm an toàn môi trường đã được thực hiện bao gồm: Phương án thu gom, vận chuyển, xử lý các loại rác thải, phế thải đã thực hiện,...

e) Cam kết trách nhiệm đối với công trình để lại (nếu có);

g) Kết luận và kiến nghị (nếu có).

3. Trình tự, thủ tục phê duyệt báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.

Chương III

THU DỌN CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

Mục 1. THU DỌN CÔNG TRÌNH TÌM KIẾM THĂM DÒ, PHÁT TRIỂN MỎ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ

Điều 10. Thu dọn công trình cố định trên biển

1. Thu dọn khối thượng tầng và thiết bị đi kèm

a) Các hệ thống công nghệ (cây thông, bộ gom, bình tách, bồn chứa, bơm dầu, ống dẫn,...), hệ thống dung dịch, xi măng, hệ thống năng lượng, hệ thống phòng chống cháy nổ, các khuông khoan, các ống góp khai thác, các cấu trúc bảo vệ, khối neo và điểm neo, dây neo, ống đứng và bệ ống đứng,... phải được làm sạch trước khi thu dọn hoặc đưa về bờ và xử lý theo quy định;

b) Khối thượng tầng và thiết bị đi kèm được thu dọn hoàn toàn, thu gom và phân loại theo các mục đích: Tái sử dụng, tái chế hay xử lý thải bỏ theo quy định của pháp luật;

c) Các chất thải phải được thu gom và xử lý theo quy định của pháp luật.

2. Thu dọn khối chân đế và thiết bị đi kèm

a) Khối chân đế và các thiết bị đi kèm được thu dọn để tái sử dụng hoặc xử lý thải bỏ theo quy định của pháp luật;

b) Tất cả các cọc, ống, kết cấu đóng xuống đáy biển cần phải cắt sát bên dưới mặt đáy biển tự nhiên và đảm bảo không còn phần nào nhô lên trên bề mặt đáy biển, không gây cản trở các hoạt động hàng hải, khai thác biển khác. Độ sâu cắt sẽ phụ thuộc vào các điều kiện xói mòn đáy biển tại khu vực đó.

Điều 11. Thu dọn phương tiện nổi

1. Tổ chức, cá nhân phải tiến hành làm sạch dầu, hóa chất trong các phương tiện nổi, các kết cấu và thiết bị kết nối đi kèm (ống mềm, ống dẫn,...) trước khi thu dọn.

2. Các phương tiện nổi, các kết cấu và thiết bị đi kèm phải được đưa ra khỏi vị trí đã lắp đặt, thu dọn hoàn toàn, chuyển tới nơi khác để ưu tiên tái sử dụng hoặc đưa về bờ để cất giữ hoặc xử lý thải bỏ theo quy định của pháp luật.

Điều 12. Thu dọn đường ống nội mỏ trên biển

1. Tổ chức, cá nhân phải tiến hành thu dọn toàn bộ đường ống nổi, đoạn ống treo. Việc thu dọn đường ống nổi, đoạn ống treo chỉ được tiến hành khi tổ chức, cá nhân đã làm sạch dầu, khí và các hóa chất trong đường ống đó.

2. Các phương tiện, thiết bị khác có liên quan đến công trình dầu khí (hệ thống cáp điện, cáp quang, các van ngầm dưới biển, thiết bị điều khiển,...) phải được thu dọn hoàn toàn, thu gom và phân loại theo các mục đích tái sử dụng, tái chế hoặc xử lý thải bỏ theo quy định của pháp luật.

3. Tổ chức, cá nhân không phải thu dọn đường ống chôn ngầm hoặc đường ống không cần thu dọn, nhưng phải làm sạch dầu, khí và các hóa chất trong đường ống đó.

4. Phương án để lại đường ống chôn ngầm hoặc đường ống không cần thu dọn, làm sạch đường ống cần được đề cập trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí. Kết quả của hoạt động làm sạch đường ống cần được đề cập trong báo cáo hoàn thành việc thu dọn.

Điều 13. Bảo quản hoặc hủy bỏ giếng khoan dầu khí

Trường hợp hủy bỏ giếng khoan dầu khí hoặc bảo quản giếng khoan dầu khí khi hết thời hạn hoạt động nhưng chưa thể thu dọn, việc bảo quản hoặc hủy bỏ giếng khoan dầu khí phải tuân theo quy định pháp luật hiện hành.

Điều 14. Thu dọn công trình tìm kiếm thăm dò, phát triển và khai thác dầu khí trên đất liền

Việc thu dọn công trình dầu khí trên đất liền được thực hiện theo quy định tại Điều 10, Điều 12 và Điều 13 của Quyết định này và phải đảm bảo an toàn cho con người, môi trường theo quy định của pháp luật.

Mục 2. THU DỌN CÔNG TRÌNH KHÍ

Điều 15. Thu dọn các công trình, thiết bị phục vụ cho việc thu gom, xử lý, vận chuyển khí và đường ống dẫn khí trên biển

1. Việc thu dọn các công trình, thiết bị phục vụ cho việc thu gom, xử lý và vận chuyển khí trên biển được thực hiện theo quy định tại Điều 10 Quyết định này

2. Việc thu dọn đường ống dẫn khí trên biển được thực hiện theo quy định Điều 12 Quyết định này.

Điều 16. Thu dọn đường ống dẫn khí trên bờ, qua sông, hồ, công trình cố định

1. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phải thu dọn đường ống dẫn khí trên bờ, qua sông, hồ. Việc thu dọn đường ống chỉ được tiến hành khi tổ chức, cá nhân đã làm sạch dầu, khí và các hóa chất trong đường ống đó.

2. Trường hợp đường ống dẫn khí nằm dưới các công trình cố định hoặc chôn ngầm qua sông hồ, kênh rạch không ảnh hưởng đến giao thông đường thủy thì tổ chức, cá nhân không phải thu dọn nhưng phải làm sạch dầu, khí và các hóa chất trong đường ống đó. Phương án để lại đường ống không cần thu dọn nhưng phải làm sạch đường ống cần được đề cập trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí. Kết quả của hoạt động làm sạch đường ống cần được đề cập trong báo cáo hoàn thành việc thu dọn.

Điều 17. Thu dọn công trình nhà máy chế biến - xử lý khí

1. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm làm sạch trước khi thu dọn các công trình nhà máy chế biến - xử lý khí.

2. Công trình và thiết bị đi kèm được thu dọn hoàn toàn, thu gom và phân loại theo các mục đích: Tái sử dụng, tái chế hay thải bỏ theo quy định của pháp luật.

3. Các chất thải, vật thải phải được thu gom và xử lý trước khi thải theo quy định của pháp luật.

Mục 3. CÁC YÊU CẦU CHUNG ĐỐI VỚI VIỆC THU DỌN CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

Điều 18. Xử lý và quản lý chất thải

Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm xử lý và quản lý chất thải theo quy định của pháp luật.

Điều 19. Công tác đảm bảo an toàn

1. Tổ chức, cá nhân phải đảm bảo tất cả hoạt động thu dọn được thực hiện một cách an toàn và tuân thủ theo các quy định về quản lý an toàn trong hoạt động dầu khí và hoạt động hàng hải.

2. Trước khi tiến hành thu dọn công trình dầu khí, tổ chức, cá nhân phải trình Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt các tài liệu an toàn, bao gồm: chương trình quản lý an toàn; báo cáo đánh giá rủi ro và kế hoạch ứng cứu khẩn cấp.

3. Nội dung và trình tự phê duyệt chương trình quản lý an toàn; báo cáo đánh giá rủi ro và kế hoạch ứng cứu khẩn cấp được thực hiện theo quy định của pháp luật.

4. Trong quá trình thực hiện thu dọn công trình dầu khí, tổ chức, cá nhân thực hiện các yêu cầu sau:

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

b) Bảo đảm các rủi ro từ hoạt động thu dọn phải được xác định, phân tích, đánh giá, triển khai các biện pháp nhằm kiểm soát, giảm thiểu các rủi ro và chứng minh các rủi ro nằm trong mức rủi ro chấp nhận được theo quy định pháp luật;

c) Đảm bảo thiết lập và duy trì hệ thống ứng cứu khẩn cấp để các biện pháp ứng cứu cần thiết được tiến hành nhanh chóng, hiệu quả và giảm thiểu thiệt hại khi xảy ra các sự cố, tai nạn gây nguy hại cho người, môi trường hoặc tài sản;

d) Đảm bảo an toàn lao động và vệ sinh lao động cho người lao động khi tham gia thu dọn công trình dầu khí;

đ) Thực hiện các biện pháp cần thiết để đảm bảo an toàn cho người, tài sản, bảo vệ môi trường và báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài nguyên và Môi trường trong trường hợp sự cố gây ảnh hưởng đến an toàn đối với người, tài sản, môi trường.

Điều 20. Công tác bảo vệ môi trường

1. Quan trắc môi trường cho hoạt động thu dọn công trình dầu khí

a) Trước khi thực hiện thu dọn, tổ chức, cá nhân phải thực hiện và lập báo cáo quan trắc môi trường, báo cáo Bộ Tài nguyên và Môi trường. Nội dung kết quả quan trắc cần được đề cập trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí. Trường hợp tổ chức, cá nhân đã tiến hành quan trắc môi trường trong thời hạn 2 năm kể từ ngày kết thúc quan trắc đến trước ngày thực hiện thu dọn thì tổ chức, cá nhân được sử dụng số liệu trong báo cáo quan trắc đó để báo cáo Bộ Tài nguyên và Môi trường;

b) Trong thời hạn 9 tháng kể từ khi kết thúc hoạt động thu dọn, tổ chức, cá nhân phải thực hiện và lập báo cáo quan trắc môi trường, báo cáo Bộ Tài nguyên và Môi trường. Báo cáo quan trắc môi trường phải đánh giá được các tác động của quá trình thu dọn, những tác động tồn dư của toàn bộ quá trình thu dọn cũng như khả năng phục hồi tự nhiên của môi trường. Kết quả quan trắc sau thu dọn phải được đề cập trong báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí;

c) Mạng lưới các trạm quan trắc, các thông số phân tích và đánh giá môi trường được thực hiện tương tự như tổ chức quan trắc trong quá trình khai thác dầu khí, vận hành công trình dầu khí.

2. Phạm vi, mạng lưới, loại mẫu và thông số quan trắc môi trường

a) Đối với hoạt động thu dọn công trình dầu khí được thực hiện như đợt quan trắc cuối cùng trong giai đoạn khai thác, vận hành công trình dầu khí;

b) Đối với hoạt động thu dọn đường ống: Được thực hiện như đợt quan trắc môi trường trước khi lắp đặt đường ống.

3. Thu dọn rác vụn và làm sạch hiện trường

a) Hoạt động thu dọn và khảo sát rác vụn cần được đề cập trong kế hoạch thu dọn công trình dầu khí;

b) Sau khi hoàn thành mỗi đợt thu dọn, tổ chức cá nhân cần thực hiện khảo sát rác vụn để xác định và thu hồi rác vụn phát sinh từ quá trình thu dọn hoặc từ quá trình khai thác trước đó vẫn còn nằm lại trên đáy biển;

c) Phạm vi khảo sát rác vụn được tính từ mép ngoài của công trình dầu khí

- Đối với giếng khoan: Trong vòng bán kính tối thiểu 90 m;

- Đối với giàn khai thác: Trong vòng bán kính tối thiểu 100 m;

- Đối với các đầu giếng ngầm và cụm phân phối ngầm: Trong vòng bán kính tối thiểu 90 m.

- Đối với đường ống và các công trình dầu khí khác: Trong vòng bán kính tối thiểu 10 m.

4. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm khắc phục sự cố môi trường (nếu xảy ra).

5. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm thông báo cho Bộ Tài nguyên và Môi trường, Bộ Công Thương và Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có công trình dầu khí về kế hoạch, nguồn lực phòng ngừa, ứng phó sự cố môi trường trong quá trình thu dọn công trình dầu khí.

Điều 21. Trường hợp đặc biệt

1. Trong quá trình hoạt động dầu khí, công trình dầu khí bị hư hỏng nặng hoặc có nguy cơ mất an toàn, ảnh hưởng đến an toàn hoạt động dầu khí thì tổ chức, cá nhân phải tiến hành ngay việc thu dọn từng phần hoặc toàn bộ công trình dầu khí, đồng thời báo cáo Bộ Công Thương.

2. Khi tiến hành thu dọn công trình dầu khí nếu gặp phải nguyên nhân không lường trước được, làm cản trở công việc thu dọn, dẫn đến không thể hoàn thành việc thu dọn theo kế hoạch thu dọn được phê duyệt, tổ chức, cá nhân phải lập các nội dung cần điều chỉnh bổ sung so với kế hoạch thu dọn đã được phê duyệt, trình Bộ Công Thương.

Tổ chức, cá nhân nộp báo cáo về các nội dung cần điều chỉnh trực tiếp tại Bộ Công Thương hoặc qua đường bưu điện. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được báo cáo, Bộ Công Thương xem xét, chấp thuận. Trường hợp không chấp thuận, Bộ Công Thương phải thông báo cho tổ chức, cá nhân và nêu rõ lý do bằng văn bản,

Điều 22. Hoãn thu dọn công trình dầu khí

1. Tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác dầu khí hoặc tổ chức, cá nhân sở hữu công trình khí liên quan có thể đề xuất việc hoãn thu dọn công trình dầu khí theo quy định tại các khoản 2, 3, 4 Điều này.

2. Điều kiện để công trình dầu khí được xem xét hoãn thu dọn

a) Công trình dầu khí được đảm bảo duy trì tính toàn vẹn, không có rủi ro đến những hoạt động thu dọn trong tương lai;

b) Việc hoãn thu dọn công trình dầu khí đáp ứng các yêu cầu về an toàn chung, an toàn hàng hải và bảo vệ môi trường phù hợp với luật pháp Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế;

c) Việc hoãn thu dọn công trình dầu khí có ý nghĩa đối với nghiên cứu khoa học, quốc phòng, an ninh hoặc các trường hợp cần thiết khác;

d) Quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính thu dọn công trình dầu khí tương ứng được trích, nộp đủ theo kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt;

đ) Đối với các giếng khoan chỉ được phép hoãn thu dọn khi tổ chức, cá nhân chịu hoàn toàn trách nhiệm đối với các vấn đề có thể phát sinh do hoãn thu dọn;

e) Công trình dầu khí còn công năng sử dụng và đảm bảo yêu cầu về an toàn.

3. Tổ chức, cá nhân nộp đề xuất hoãn thu dọn công trình dầu khí trực tiếp tại Bộ Công Thương hoặc qua đường bưu điện. Nội dung đề xuất hoãn thu dọn công trình dầu khí bao gồm:

a) Hiện trạng công trình dầu khí;

b) Phương án triển khai thu dọn công trình dầu khí;

c) Lý do đề xuất hoãn thu dọn công trình dầu khí;

d) Quản trị các rủi ro có thể xảy ra;

đ) Thời gian dự kiến hoãn thu dọn;

e) Các giải pháp đảm bảo tính toàn vẹn của các công trình;

g) Kết luận và kiến nghị.

4. Trình tự, thủ tục phê duyệt việc hoãn thu dọn công trình dầu khí được thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.

Điều 23. Để lại công trình dầu khí

1. Trường hợp tổ chức, cá nhân đã thực hiện trích lập đầy đủ nghĩa vụ bảo đảm tài chính theo kế hoạch thu dọn đã được phê duyệt thì việc để lại toàn bộ hoặc từng phần công trình dầu khí được xem xét một trong các trường hợp sau:

a) Không khả thi về mặt kỹ thuật để thực hiện thu dọn công trình dầu khí;

b) Các giải pháp thu dọn công trình dầu khí được đưa ra nhưng vẫn không thể thu hồi công trình một cách an toàn;

c) Thu dọn công trình dầu khí có thể gây nguy hại đến tính mạng con người hoặc ảnh hưởng nghiêm trọng đến môi trường biển nhưng không ảnh hưởng đến an toàn hàng hải;

d) Các đường ống biển chưa chôn ngầm nhưng bị chôn vùi tự nhiên toàn bộ theo thời gian và đang tồn tại như trạng thái chôn ngầm hoặc phần đường ống biển còn nổi nhưng tổ chức, cá nhân thực hiện giải pháp chôn vùi;

đ) Thiết bị đầu giếng; công trình ngầm; cọc, ống, khối neo bằng bê tông, kết cấu đóng xuống đáy biển của khối chân đế tại vùng biển có độ sâu mực nước tối thiểu 500 m, trừ trường hợp có các lý do đặc biệt liên quan đến quốc phòng;

e) Việc cắt bỏ và để lại ống chống của giếng khoan, cọc, ống và các kết cấu được đóng xuống đáy biển từ mặt đáy biển trở lên;

g) Các công trình chứng minh được lợi ích khi để lại.

2. Tổ chức, cá nhân nộp đề xuất để lại công trình dầu khí trực tiếp tại Bộ Công Thương hoặc qua đường bưu điện. Nội dung đề xuất để lại công trình dầu khí bao gồm:

a) Hiện trạng công trình dầu khí;

b) Lý do đề xuất để lại công trình dầu khí;

c) Quản trị các rủi ro có thể xảy ra;

d) Các giải pháp đảm bảo tính toàn vẹn của các công trình;

đ) Kết luận và kiến nghị.

3. Bộ Công Thương xem xét, chấp thuận việc để lại công trình dầu khí thuộc một trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này. Trình tự, thủ tục phê duyệt để lại công trình dầu khí được thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.

4. Trách nhiệm của tổ chức, cá nhân khi để lại công trình dầu khí

a) Gửi hồ sơ đề nghị đưa báo hiệu hàng hải tới cơ quan có thẩm quyền để thông báo hàng hải;

b) Thiết lập các thiết bị cảnh báo hàng hải đối với các công trình dầu khí để lại;

c) Chuyển giao toàn bộ quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí tương ứng, tài liệu pháp lý liên quan cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam quản lý và sử dụng cho việc thu dọn sau này.

Chương IV

BẢO ĐẢM NGHĨA VỤ TÀI CHÍNH CHO VIỆC THU DỌN CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

Mục 1. BẢO ĐẢM NGHĨA VỤ TÀI CHÍNH CHO VIỆC THU DỌN CÔNG TRÌNH TÌM KIẾM THĂM DÒ, PHÁT TRIỂN MỎ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ

Điều 24. Nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí

1. Trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí, tổ chức, cá nhân có nghĩa vụ thu dọn công trình dầu khí phục vụ hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí (giếng khoan, thiết bị, phương tiện khác) khi không còn cần thiết hoặc không sử dụng cho hoạt động dầu khí nữa theo chương trình công tác và ngân sách hàng năm (không phải đóng quỹ).

2. Chi phí phát sinh liên quan đến hoạt động thu dọn là chi phí hoạt động dầu khí vì mục đích thu hồi theo quy định của hợp đồng dầu khí.

Điều 25. Phương thức bảo đảm nghĩa vụ tài chính để thu dọn công trình dầu khí khi dự án dầu khí có hoạt động khai thác

Việc bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí được thực hiện theo phương thức lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính, trừ trường hợp áp dụng phương thức bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí khác theo quy định tại khoản 2 Điều 2 Quyết định này.

Điều 26. Thời điểm lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

1. Trong thời hạn 1 năm, kể từ thời điểm khai thác dòng dầu, khí đầu tiên, tổ chức, cá nhân phải lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí trên cơ sở kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt.

2. Đối với tổ chức, cá nhân đang tiến hành khai thác dầu khí nhưng chưa lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí thì phải lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính ngay sau khi Quyết định này có hiệu lực, trừ trường hợp áp dụng phương thức bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí khác theo quy định tại khoản 2 Điều 2 của Quyết định này.

3. Hàng năm, việc trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính được thực hiện theo kế hoạch thu dọn đã được Bộ Công Thương phê duyệt. Trong trường hợp tại thời điểm 1 năm kể từ thời điểm khai thác dòng dầu, khí đầu tiên mà kế hoạch thu dọn chưa được Bộ Công Thương phê duyệt thì việc lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính được thực hiện tạm thời theo số liệu trong kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc kế hoạch khai thác sớm đã được Bộ Công Thương phê duyệt. Giá trị trích lập quỹ hàng năm sẽ được điều chỉnh sau khi Bộ Công Thương phê duyệt kế hoạch thu dọn.

Điều 27. Nguyên tắc trích lập, điều chỉnh, sử dụng và quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Việc trích lập, điều chỉnh và quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính được thực hiện theo quy định tại Điều 77, Điều 78 và Điều 79 Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật dầu khí.

Điều 28. Mức trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Mức trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính hàng năm cho việc thu dọn công trình dầu khí được xác định theo công thức sau:

E_n	=	A_n x (B_n - C_(n-1) - I_(n-1))
		D_n

Trong đó:

- E_n: Mức trích lập quỹ năm n, đơn vị tính là USD.

- A_n: Sản lượng khai thác năm n, được xác định bằng sản lượng khai thác thực trong năm tương ứng, đơn vị tính là thùng dầu quy đổi.

- B_n: Tổng chi phí thu dọn cập nhật tại năm n, B_n = (b₁ - b₂), trong đó:

+ b₁: Tổng chi phí thu dọn ước tính trong kế hoạch thu dọn (được phê duyệt gần nhất), đơn vị tính là USD.

B₂: Ước tính chi phí được xác định trong kế hoạch thu dọn (được phê duyệt gần nhất) tương ứng với hạng mục thiết bị, tài sản hoặc công trình đã được thu dọn đến năm (n-1), đơn vị tính là USD.

- C_(n-1): Số dư quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính tại thời điểm ngày 31 tháng 12 năm (n-1) được xác định bằng tổng số dư của tất cả các tài khoản mà Tập đoàn Dầu khí Việt Nam gửi quỹ của mỏ tương ứng, được các ngân hàng thương mại liên quan xác nhận bằng văn bản, đơn vị tính là USD.

- I_(n-1): Số lãi tiền gửi ngân hàng mà tổ chức, cá nhân được nhận sau khi Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thay mặt thực hiện các nghĩa vụ với ngân sách nhà nước (nếu có) cho năm n-1.

- D_n: Trữ lượng có thể thu hồi còn lại, D_n = d₁-d₂, trong đó:

+ d₁: Trữ lượng có thể thu hồi được xác định trong kế hoạch phát triển hoặc kế hoạch khai thác sớm đã được phê duyệt bởi các cấp có thẩm quyền tính đến cuối năm thứ n, đơn vị tính là thùng dầu quy đổi.

+ d₂: Tổng sản lượng đã được khai thác cộng dồn từ (các) mỏ liên quan tính đến năm (n-1), đơn vị tính là thùng dầu quy đổi.

Điều 29. Nghĩa vụ trích nộp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính trong trường hợp tổ chức, cá nhân chấm dứt khai thác mỏ hoặc hợp đồng dầu khí chấm dứt hiệu lực

1. Trước khi chấm dứt khai thác mỏ hoặc chấm dứt hợp đồng dầu khí trước thời hạn, tổ chức, cá nhân phải có nghĩa vụ trích lập đủ quỹ theo quy định của Quyết định này.

2. Trường hợp công trình dầu khí chưa phải thu dọn ngay tại thời điểm chấm dứt khai thác mỏ hoặc chấm dứt hiệu lực hợp đồng dầu khí, tổ chức, cá nhân phải chuyển giao đủ quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Điều 30. Đồng tiền trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Đồng tiền trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính là đồng Đô la Mỹ.

Điều 31. Quản lý quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

1. Việc quản lý quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện.

2. Trong thời gian chưa sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam gửi số tiền của quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính của từng mỏ hoặc từng hợp đồng dầu khí vào các tài khoản tại các ngân hàng thương mại có hoạt động ổn định do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam cung cấp danh sách. Tiền lãi phát sinh hàng năm sau khi thực hiện các nghĩa vụ tài chính đối với Nhà nước được ghi tăng vào quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính.

3. Nghĩa vụ nộp thuế khi quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính có phát sinh lãi

Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính có phát sinh lãi, tổ chức, cá nhân phải thực hiện việc kê khai và nộp thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định của pháp luật về thuế thu nhập doanh nghiệp. Tiền lãi phát sinh của quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính phải được theo dõi riêng để áp dụng nghĩa vụ thuế theo quy định.

Điều 32. Sử dụng, kiểm tra và quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

1. Quỹ được sử dụng cho mục đích thu dọn công trình dầu khí.

Tổ chức, cá nhân được sử dụng số tiền trong quỹ để thực hiện nghĩa vụ thu dọn theo kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt và chương trình công tác và ngân sách thu dọn đã được phê duyệt hàng năm. Trong thời hạn 20 ngày kể từ ngày nhận được đề nghị gọi vốn từ quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí của tổ chức, cá nhân và các chứng từ liên quan, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm chuyển tiền quỹ tương ứng với giá trị mà tổ chức, cá nhân đã trích lập quỹ đối với từng hạng mục công trình theo kế hoạch thu dọn đã được phê duyệt. Các tổ chức, cá nhân có nghĩa vụ đóng góp theo tỷ lệ quyền lợi tham gia đối với phần chênh lệch giữa chi phí thực tế để thực hiện công việc thu dọn và số tiền tối đa mà Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có thể chuyển tiền được từ quỹ theo gọi vốn để Người điều hành thực hiện công việc thu dọn.

Chi phí thu dọn ước tính của hạng mục công trình đã được thu dọn sẽ được đưa ra khỏi tổng chi phí thu dọn được xác định tại kế hoạch thu dọn đã được phê duyệt gần nhất để làm cơ sở điều chỉnh giá trị trích lập quỹ tiếp theo.

2. Kiểm tra việc sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Hàng năm, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thực hiện việc kiểm toán và xác nhận chi phí thực tế bằng tiền mà tổ chức, cá nhân sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí.

3. Quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

a) Trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày Bộ Công Thương phê duyệt báo cáo hoàn thành việc thu dọn công trình dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phối hợp với tổ chức, cá nhân quyết toán chi phí thực hiện thu dọn công trình dầu khí.

b) Trong trường hợp sau quyết toán, số dư quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính lớn hơn 0, số tiền còn lại trong quỹ sẽ được xử lý như sau:

- Nếu tổ chức, cá nhân đã thu hồi toàn bộ số tiền trích quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính, số dư quỹ sẽ được chia cho tổ chức, cá nhân và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam theo tỷ lệ chia dầu lãi hoặc khí lãi của thang sản lượng cao nhất đối với dầu hoặc khí đã áp dụng tại hợp đồng dầu khí.

- Nếu tổ chức, cá nhân chưa thu hồi hết số tiền trích quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính, số tiền còn lại trong quỹ sẽ được ưu tiên hoàn trả cho tổ chức, cá nhân để bù đắp phần trích quỹ chưa được thu hồi này. Phần dư của quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính sau khi thực hiện việc bù đắp này (nếu có) sẽ được chia cho tổ chức, cá nhân và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam theo tỷ lệ chia dầu lãi hoặc khí lãi của thang sản lượng cao nhất đối với dầu hoặc khí đã áp dụng tại hợp đồng dầu khí.

4. Hàng năm, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phải báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính về tình hình quản lý, sử dụng, kiểm tra và quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình dầu khí.

Điều 33. Xử lý phần chênh lệch quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp nhận và thực hiện việc thu dọn công trình dầu khí

1. Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính lớn hơn chi phí thu dọn thực hiện, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm thực hiện các nghĩa vụ tài chính, phân bổ theo quy định của pháp luật.

2. Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính nhỏ hơn chi phí thu dọn thì Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được phép phân bổ chi phí thiếu hụt trong thời gian tối đa 5 năm vào chi phí hoạt động sản xuất kinh doanh của mình để bù đắp.

Mục 2. BẢO ĐẢM NGHĨA VỤ TÀI CHÍNH CHO VIỆC THU DỌN CÔNG TRÌNH KHÍ

Điều 34. Phương thức bảo đảm nghĩa vụ tài chính để thu dọn công trình khí

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

2. Chi phí thu dọn công trình khí trích lập quỹ hàng năm được tính vào chi phí sản xuất kinh doanh của tổ chức, cá nhân.

Điều 35. Thời điểm lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Trong thời hạn 1 năm kể từ ngày vận chuyển hoặc xử lý dòng khí đầu tiên tổ chức, cá nhân bắt đầu trích quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính hoặc ngay sau khi kế hoạch thu dọn công trình khí được phê duyệt.

Điều 36. Mức trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Mức trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình khí hàng năm được xác định như sau:

E_n	=	A_n x (B - C_(n-1))
		D_n

Trong đó:

- E_n: Mức trích lập quỹ năm n, đơn vị tính là Việt Nam Đồng;

- A_n: Sản lượng khí vận chuyển năm n theo kế hoạch thu dọn công trình khí được phê duyệt, đơn vị tính là triệu m³ khí;

- B: Tổng chi phí thu dọn được phê duyệt;

- C_(n-1₎: Số dư quỹ thu dọn tại thời điểm ngày 31 tháng 12 năm (n-1) (bao gồm cả gốc và lãi đến hết năm (n-1)), đơn vị tính là Việt Nam Đồng;

- D_n: Tổng lượng khí vận chuyển còn lại tại năm n theo báo cáo đầu tư đã được phê duyệt, đơn vị tính là hiệu m³ khí.

Điều 37. Quản lý quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

1. Tổ chức, cá nhân sở hữu công trình khí chịu trách nhiệm trích lập, quản lý và sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính theo kế hoạch thu dọn được phê duyệt. Trong trường hợp công trình khí được để lại theo quy định tại Điều 23 Quyết định này, tổ chức, cá nhân sở hữu công trình khí được ghi nhận số dư quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính đó vào thu nhập của tổ chức cá nhân.

2. Trong thời gian chưa sử dụng quỹ, tổ chức, cá nhân gửi số tiền của quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính của từng dự án khí vào các tài khoản tại các ngân hàng thương mại có hoạt động ổn định do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam cung cấp danh sách. Tiền lãi phát sinh hàng năm sau khi thực hiện các nghĩa vụ tài chính đối với Nhà nước được ghi tăng vào quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính.

3. Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính có phát sinh lãi, tổ chức cá nhân có nghĩa vụ kê khai và nộp thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định của pháp luật về thuế thu nhập doanh nghiệp. Tiền lãi phát sinh của quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính phải được theo dõi riêng để áp dụng nghĩa vụ thuế theo quy định.

4. Hàng năm, tổ chức, cá nhân báo cáo Bộ Công Thương về tình hình trích lập, quản lý và sử dụng quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính.

5. Trường hợp công trình khí có nhiều nhà đầu tư cùng tham gia đầu tư, các nhà đầu tư đồng sở hữu tài khoản tiền gửi quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính.

Điều 38. Sử dụng, quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

1. Quỹ được sử dụng cho mục đích thu dọn công trình khí. Tổ chức, cá nhân được sử dụng số tiền trong quỹ để thực hiện nghĩa vụ thu dọn theo kế hoạch thu dọn công trình khí đã được phê duyệt.

2. Việc quyết toán quỹ được thực hiện theo quy định của pháp luật.

3. Về số dư quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

a) Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính lớn hơn nhu cầu cần thiết cho việc thu dọn công trình khí thì khoản chênh lệch được xác định là thu nhập của tổ chức, cá nhân sở hữu công trình khí sau khi thực hiện nghĩa vụ tài chính đối với Nhà nước theo quy định của pháp luật.

b) Trường hợp quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính không đủ so với nhu cầu cần thiết cho việc thu dọn công trình khí thì trong thời hạn 6 tháng trước khi công trình hết thời hạn sử dụng hoặc kết thúc hoạt động, tổ chức, cá nhân phải đóng góp đủ theo kế hoạch thu dọn công trình khí đã được phê duyệt tương ứng với tỷ lệ phần vốn góp tham gia sở hữu công trình.

Điều 39. Đồng tiền trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính

Đồng tiền trích lập quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính là Việt Nam Đồng.

Chương V

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 40. Trách nhiệm của các bộ

1. Bộ Công Thương

Chủ trì, phối hợp với các Bộ: Giao thông vận tải, Tài nguyên và Môi trường, Xây dựng, Tài chính thực hiện việc thanh tra, kiểm tra hoạt động thu dọn công trình dầu khí.

2. Bộ Tài chính

Phối hợp với Bộ Công Thương kiểm tra, thanh tra việc quản lý, sử dụng và quyết toán quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính.

3. Ngân hàng Nhà nước Việt Nam

a) Hàng năm, cung cấp danh sách các ngân hàng thương mại có hoạt động ổn định cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và tổ chức, cá nhân quản lý quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính cho việc thu dọn công trình khí vì mục đích gửi tiền quỹ bảo đảm nghĩa vụ tài chính theo quy định của Quyết định này.

b) Trong trường hợp phát hiện các ngân hàng thương mại nằm trong danh sách các ngân hàng hoạt động ổn định mà Ngân hàng Nhà nước Việt Nam đã thông báo có khả năng đưa vào diện kiểm soát đặc biệt hoặc có khả năng mất khả năng chi trả, Ngân hàng Nhà nước Việt Nam kịp thời thông báo cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và tổ chức, cá nhân quản lý quỹ thu dọn công trình khí để chủ động ứng phó.

4. Các Bộ: Tài nguyên và Môi trường, Xây dựng, Giao thông vận tải trong phạm vi chức năng, quyền hạn của mình có trách nhiệm phối hợp với Bộ Công Thương thực hiện chức năng quản lý nhà nước đối với hoạt động thu dọn công trình dầu khí.

Điều 41. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đã được phê duyệt trước ngày hiệu lực của Quyết định này, tổ chức, cá nhân tiếp tục thực hiện nội dung kế hoạch thu dọn công trình dầu khí đó.

2. Đối với tổ chức, cá nhân đang tiến hành khai thác dầu khí nhưng chưa trình kế hoạch thu dọn công trình dầu khí thì phải lập kế hoạch, trình Bộ Công Thương phê duyệt theo quy định của Quyết định này và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

3. Đối với công trình khí đang hoạt động hoặc đã có quyết định phê duyệt dự án đầu tư của cấp có thẩm quyền trước ngày Quyết định này có hiệu lực, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm lập phương án xử lý cụ thể phù hợp với đặc điểm của từng dự án để trình Bộ Công Thương xem xét, trình Thủ tướng Chính phủ quyết định.

Điều 42. Hiệu lực thi hành

Quyết định này có hiệu lực thi hành từ ngày 12 tháng 02 năm 2018 và thay thế Quyết định số 40/2007/QĐ-TTg ngày 21 tháng 3 năm 2007 của Thủ tướng Chính phủ về việc thu dọn các công trình cố định, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí.

Điều 43. Tổ chức thực hiện

Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

Nơi nhận:
- Ban Bí thư Trung ương Đảng;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- HĐND, UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Văn phòng Trung ương và các Ban của Đảng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Hội đồng dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội;
- Văn phòng Quốc hội;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Viện kiểm sát nhân dân tối cao;
- Kiểm toán nhà nước;
- Ủy ban Giám sát tài chính Quốc gia;
- Ngân hàng Chính sách xã hội;
- Ngân hàng Phát triển Việt Nam;
- Ủy ban trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam;
- Cơ quan trung ương của các đoàn thể;
- VPCP: BTCN, các PCN, Trợ lý TTg, TGĐ Cổng TTĐT, các Vụ, Cục, đơn vị trực thuộc, Công báo;
- Lưu: VT, CN(2b). PC

KT. THỦ TƯỚNG
PHÓ THỦ TƯỚNG

Trịnh Đình Dũng

THE PRIME MINISTER -------	THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 49/2017/QD-TTg	Hanoi, December 21, 2017

DECISION

ON DECOMMISSIONING OF PETROLEUM INSTALLATIONS

Pursuant to the Law on Government Organization dated June 19, 2015;

Pursuant to the Law on Petroleum dated July 06, 1993; Law on amendments to some articles of the Law on Petroleum dated June 09, 2000; Law on amendments to some articles of the Law on Petroleum dated June 03, 2008;

Pursuant to the Government’s Decree No. 95/2015/ND-CP dated October 16, 2015 on elaboration of some articles of the Law on Petroleum;

At the request of the Minister of Industry and Trade;

The Government hereby promulgates a Decision on decommissioning of petroleum installations.

Chapter I

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 1. Scope and regulated entities

This Decision provides for decommissioning of petroleum installations by organizations and individuals involved in petroleum industry in Vietnam (hereinafter referred to as “decommissioning entity”).

Article 2. Application of agreements to petroleum contracts

1. Regulations of this Decision shall apply to petroleum contracts and gas installations that have the competent authority’s decision on approval for investment project before and after the effective date of this Decision.

2. In the event the signed petroleum contract contains financial obligations that are different from regulations on establishment of fund for decommissioning installations specified in Chapter IV of this Decision, the decommissioning entity shall adhere to such petroleum contract.

Article 3. General rules

1. Petroleum installations shall be decommissioned in accordance with the decommissioning plan approved by the Ministry of Industry and Trade, regulations of this Decision and relevant laws. In case the decommissioning plan has been approved but the Ministry of Industry and Trade requests no decommissioning of part or entire petroleum installation, the decommissioning entity shall comply with such request.

2. Petroleum installations must be decommissioned in a manner that ensures safety of people and environment and complies with requirements for underground protection, environmental restoration, traffic safety and other resources of the sea and mainland where the installations are located.

3. A petroleum installation must be designed so that it can be decommissioned after the project is completed or the installation is no longer used for petroleum industry or unsafe for people and environment.

...

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

1. “installations for field exploration and development and petroleum extraction” include floating platforms, equipment and structures constructed and installed permanently or temporarily on the mainland or within territorial waters to serve field exploration and development and petroleum extraction.

2. “gas installations” include installations for collection, treatment and transport, offshore gas pipelines, onshore gas pipelines, gas processing and treatment plants, distribution stations, pipeline delivering gas from the gas processing and treatment plant to users (excluding low pressure gas pipelines or similar pipelines delivering gas to users).

3. “underground pipeline” means a pipeline buried underground or seabed according to the design approved by the competent authority.

4. “exposed pipe section” means an underground pipe section whose abrasive coating causes it to expose or stick out of its location or that is placed on the sea surface, ground or river/lake surface.

5. “decommissioning plan” means a document containing decommissioning plan, technical, technological and environmental measures, total costs and progress in decommissioning of petroleum installations.

6. “jacket” means the steel structures, which are fixed by steel or concrete poles, and anchored to the seabed to support the topside.

7. "topside" means the upper half of a fixed installation, including structures and equipment installed on the jacket.

8. “gas processing and treatment plant” means a place where gas is received, processed and treated.

...

10. “gas distribution station” means a place where treated gas is received to be distributed to users.

Chapter II

FORMULATING, APPRAISING AND APPRAISING DECOMMISSIONING PLAN AND REPORTING DECOMMISSIONING

Article 5. Submitting decommissioning plan

Within 9 months from commercial extraction or 1 year from the date on which the petroleum installation is put into operation, the decommissioning entity shall formulate and submit a decommissioning plan to the Ministry of Industry and Trade for approval.

Article 6. Submitting the decommissioning plan for approval

1. 1 application shall be submitted, by post or directly, to the Ministry of Industry and Trade.

2. An application for approval for the decommissioning plan includes:

a) An application form for approval for the decommissioning plan;

...

c) 01 decommissioning plan;

d) 25 summaries of the decommissioning plan.

3. A decommissioning plan includes:

a) Introduction to the decommissioning plan;

b) Summary of the decommissioning plan;

c) List of facilities, equipment and structures of the petroleum installation to be decommissioned;

d) Detailed description of facilities, equipment and structures of the petroleum installation to be decommissioned;

dd) Technical solutions and plans for decommissioning;

e) Waste treatment and marine pollution control plan (specifying waste type and quantity, collection, storage, transport and treatment of waste during decommissioning of the installation); environmental emergency preparedness and response plan.

...

h) Progress;

i) Project management and inspection;

k) Research results (if any);

l) Other contents.

Article 7. Procedures for appraising and approving the decommissioning plan

1. Within 15 working days from the receipt of the documents on decommissioning plan prescribed in this Decision, the Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with ministries in carrying out the appraisal. Within 15 working days from the date of appraisal, the Ministry of Industry and Trade shall consider approving the decommissioning plan.

2. In the event the appraisal results show that the decommissioning plan needs revising, within 5 working days from the date of appraisal, the Ministry of Industry and Trade shall submit a written request for revision to the decommissioning entity or provide explanation for appraisal results.

Within 15 working days from the receipt of the revised plan or explanation for the plan from the decommissioning entity, the Ministry of Industry and Trade shall consider approving it.

Article 8. Adjusting the decommissioning plan

...

a) The adjustment or approval of the field development plan or early extraction plan or pipeline construction project or installation construction project or improvement and expansion of the installation or addition of installation items results in an estimated increase or decrease by at least 20% of the approved cost of decommissioning of the latest installation.

b) The plan shall be adjusted within 1 year before the end of the petroleum contract or petroleum extraction or termination of the gas installation;

c) The petroleum installation fails to satisfy safety requirements to maintain its operation and/or has a breakdown that cannot be handled.

2. 1 application for approval for the adjusted decommissioning plan, which is prescribed in Clause 3 of this Article, shall be submitted by post or directly to the Ministry of Industry and Trade.

3. An application for approval for the adjusted decommissioning plan includes:

a) An application form for approval for the adjusted decommissioning plan;

b) PVN’s written approval for the adjusted decommissioning plan (applicable to petroleum contractor and affiliates of PVN);

c) 1 adjusted decommissioning plan;

d) 25 summaries of the adjusted decommissioning plan.

...

a) Approved contents;

b) Deviations from the approved contents, reasons therefor;

c) 1 copy of the decision on approval for the decommissioning plan, and decision on approval for the previously adjusted decommissioning plan (if any).

5. Procedures for approving the adjusted decommissioning plan are specified in Article 7 of this Decision.

Article 9. Preparing and approving reports on completed installation decommissioning

1. Within 9 months from the end of the decommissioning, the decommissioning entity shall prepare and submit a report on completed decommissioning plan to the Ministry of Industry and Trade for approval.

2. A report on completed decommissioning plan includes:

a) Description of the installation and decommissioning tasks;

b) Decommissioning progress;

...

d) Actual decommissioning costs;

dd) Summary of environmental safety assurance plans that have been implemented such as the waste collection, transport and treatment plan.

e) Responsibilities for the retained installation (if any)

g) Conclusion and suggestions (if any).

3. Procedures for approving the report on completed installation decommissioning are specified in Article 7 of this Decision.

Chapter III

INSTALLATION DECOMMISSIONING

Section 1. DECOMMISSIONING OF INSTALLATIONS FOR FIELD EXPLORATION AND DEVELOPMENT AND PETROLEUM EXTRACTION

Article 10. Removal of fixed offshore installations

...

a) Technology systems (pines, collectors, separators, storage tanks, oil pumps, pipes, etc.), fluid and cement system, cement, energy systems, fire protection systems, drill rods, extraction tubes, protective structures, anchor blocks and anchor points, anchor lines, vertical pipes and vertical pipe base, etc. must be cleaned before being removed or moved to the shore;

b) The topside and associated equipment shall be completely removed, collected and categorized for the purposes of reusing, recycling, treating or discarding as prescribed by laws;

c) Wastes must be collected and treated in accordance with regulations of law.

2. Removal of jacket and associated equipment

a) The jacket and associated equipment shall be removed to be recycled, treated or discarded in accordance with regulations of law;

b) All piles, pipes and structures anchored to the seabed must be cut so that they do not protrude from the seabed surface thus obstruct maritime operations and extraction. The depth of cut depends on eroded area of the seabed.

Article 11. Removal of floating platforms

1. Oil and chemicals must be removed from floating platforms, structures and associated connecting equipment (flexible pipes, pipes, etc.) before decommissioning.

2. Floating platforms, structures and associated equipment must be removed from their location, completely removed and moved to another location to prioritize recycling or moved to the shore to be stored, treated or discarded in accordance with regulations of law.

...

1. Entire floating and hanging pipelines must be removed. Floating and hanging pipelines shall be only removed if oil, gas and chemicals are removed from such pipelines.

2. Other facilities and equipment in connection with petroleum installations (electrical cables, optical cables, subsea valves, control equipment, etc.) must be completely removed, collected and categorized for the purposes of recycling, reusing, treating or discarding in accordance with regulations of law.

3. The decommissioning entity does not have to remove underground pipelines or pipelines that do not need to be removed, but oil, gas and chemicals must be removed from such pipelines.

4. The plan for retaining underground pipelines or pipelines that do not need to be removed and cleaning pipelines shall be included in the decommissioning plan. The results of pipeline cleaning shall be included in the report on completed decommissioning.

Article 13. Dismantling oil wells

In case an expired oil well needs to be dismantled but is yet to be decommissioned, it shall be dismantled in accordance with applicable regulations of law.

Article 14. Decommissioning of onshore installations for field exploration and development and petroleum extraction

The decommissioning of onshore petroleum installations shall comply with Articles 10, 12 and 13 of this Decision and satisfy human and environmental safety requirements in accordance with regulations of law.

Section 2. DECOMMISSIONING OF GAS INSTALLATIONS

...

1. Offshore installations for gas collection, treatment and transport shall be decommissioned as prescribed in Article 10 of this Decision.

2. Offshore gas pipelines shall be decommissioned as prescribed in Article 12 of this Decision.

Article 16. Decommissioning of onshore, river or lake gas pipelines and fixed installations

1. Onshore, river or lake gas pipelines must be decommissioned. They shall be only decommissioned if oil, gas and chemicals are removed from them.

2. In the event the gas pipeline is laid under the fixed installations or rivers, lakes or canals without affecting waterway traffic, the decommissioning entity does not have to decommission such pipeline, but oil, gas and chemicals must be removed from it. The plan for retaining the pipeline that does not need to be decommissioned but requires cleaning shall be included in the decommissioning plan. The results of pipeline cleaning shall be included in the report on completed decommissioning.

Article 17. Decommissioning of gas processing and treatment plants

1. The gas processing and treatment plant shall be cleaned before decommissioning.

2. Facilities and associated equipment shall be completely decommissioned, collected and categorized for the purposes of reusing, recycling, treating or discarding in accordance with regulations of law.

3. Before discharge, wastes must be collected and treated in accordance with regulations of law.

...

Article 18. Waste treatment and manag3ment

The decommissioning entity shall treat and manage wastes in accordance with regulations of law.

Article 19. Safety assurance

1. The decommissioning entity shall ensure that the decommissioning is carried out in a safe manner and in accordance with regulations on petroleum and maritime safety management.

2. Before petroleum installation decommissioning, the decommissioning entity shall submit safety documents, including safety management program, risk management report and emergency response plan to the Ministry of Industry and Trade for approval.

3. Contents and procedures for approving safety management program, risk management report and emergency response plan shall comply with regulations of law.

4. During decommissioning of petroleum installations, the decommissioning entity shall comply with the following requirements:

a) Establish, maintain and develop safety management system that shall control risks from decommissioning;

b) Ensure that risks from decommissioning must be determined, analyzed and assessed, adopt solutions for controlling and minimizing risks and defining acceptable level of risk in accordance with regulations of law;

...

d) Ensure occupational safety and hygiene during decommissioning of petroleum installations;

dd) Take necessary measures to ensure safety of people, properties and environment and report threats to safety of people, properties and environment to the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Natural Resources and Environment.

Article 20. Environmental safety assurance

1. Carry out environmental monitoring upon decommissioning of petroleum installations

a) Before decommissioning, the decommissioning entity shall carry out and prepare a report on environmental monitoring and submit it to the Ministry of Natural Resources and Environment. Monitoring results shall be included in the decommissioning plan. In the event the decommissioning entity has carried out environmental monitoring for 2 years from the end of the monitoring to before the date of decommissioning, the decommissioning entity may use and report the data included in the monitoring to the Ministry of Natural Resources and Environment;

b) Within 9 months from the end of the decommissioning, the decommissioning entity shall carry out and prepare a report on environmental monitoring and submit it to the Ministry of Natural Resources and Environment. The environmental monitoring report shall include assessments of effects of the decommissioning, residual effects of entire decommissioning and natural resilience of the environment. Post-decommissioning monitoring results shall be included in the report on completed petroleum installation decommissioning;

c) Monitoring station network, analysis parameters and environmental assessment are the same as those established and carried out when performing monitoring works during petroleum extraction and operation of petroleum installations.

2. Environmental monitoring scope, network, samples and parameters

a) Regarding petroleum installation decommissioning, the environmental monitoring is carried out similarly to the last one carried out during petroleum installation operation.

...

3. Waste decommissioning and scene cleaning

a) Waste decommissioning and survey shall be included in the decommissioning plan;

b) After each decommissioning, the decommissioning entity shall survey waste to determine and recall wastes generated during the decommissioning of the current or previous installations.

c) The scope of the waste survey is from the outer edge of the petroleum installation

- Regarding an oil well: Within a radius of at least 90 m;

- Regarding a production platform: Within a radius of at least 100 m;

- Regarding subsea wellheads and subsea distribution assembly: Within a radius of at least 90 m.

- Regarding pipelines and other petroleum installations: Within a radius of at least 10 m.

4. The decommissioning entity shall respond to environmental emergencies (if any).

...

Article 21. Special cases

1. During operation, if the petroleum installation is seriously damaged or presents threats to safety of petroleum industry, the decommissioning entity shall immediately remove part or entire petroleum installation and inform the Ministry of Industry and Trade.

2. Upon petroleum installation decommissioning, if a force majeure event occurs and obstructs the decommissioning, resulting in failure to decommission the petroleum installation according to the approved plan, the decommissioning entity shall make adjustments to the approved plan and submit them to the Ministry of Industry and Trade.

The decommissioning entity shall submit a report on adjusted contents, by post or directly, to the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the receipt of the report, the Ministry of Industry and Trade shall consider approving it. In case of rejection, the Ministry of Industry and Trade shall provide explanation in writing.

Article 22. Suspension of petroleum installation decommissioning

1. The decommissioning entity carrying out petroleum exploration or relevant one owning the gas installation may make a proposal for suspension of petroleum installation decommissioning as prescribed in Clauses 2, 3 and 4 of this Article.

2. Conditions for suspension of petroleum installation decommissioning

a) The petroleum installation shall have its integrity maintained and pose no risks to future decommissioning;

b) The petroleum installation decommissioning shall be suspended in accordance with general, maritime and environmental safety requirements prescribed by Vietnam’s laws and Good International Petroleum Industry Practices;

...

d) The decommissioning fund shall be established and used according to the approved decommissioning plan;

dd) The oil well decommissioning shall be only suspended if the decommissioning entity takes full responsibility for issues arising from suspension of decommissioning.

e) The petroleum installation must be filled to capacity and satisfy safety requirements.

3. The decommissioning entity shall submit the proposal for suspension of the petroleum installation decommissioning, by post or directly, to the Ministry of Industry and Trade. A proposal for suspension of the petroleum installation decommissioning includes:

a) State of the petroleum installation;

b) A decommissioning plan;

c) Reasons for proposal for suspension of the petroleum installation decommissioning;

d) Potential risk management;

dd) Expected time for decommissioning;

...

g) Conclusion and suggestions.

4. Procedures for approving the proposal for suspension of petroleum installation decommissioning are specified in Article 7 of this Decision.

Article 23. Retaining petroleum installation

1. In case the decommissioning entity has provided sufficient fund for the approved decommissioning plan, the petroleum installation shall be partially or fully retained in one of the following cases:

a) It is not technically feasible to decommission the petroleum installation;

b) Solutions for decommissioning the petroleum installation have been taken but the installation still fails to be decommissioned in a safe manner;

c) The decommissioning of the petroleum installation may harm people or seriously affect maritime environment, but does not affect maritime safety;

d) A pipeline is yet to be buried underground but is entirely buried in a natural manner over time and exists as underground ones or a section of the pipeline still floats but the decommissioning entity buries it;

dd) Wellhead equipment; underground installation; concrete piles, pipes and anchor block, and jacket structures anchored to the seabed of the territorial waters have a water depth of at least 500 m, except for national defense reasons;

...

g) Installations have its benefits proved when retained.

2. The decommissioning entity shall submit the proposal for retention of the petroleum installation, by post or directly, to the Ministry of Industry and Trade. A proposal for retention of the petroleum installation includes:

a) State of the petroleum installation;

b) Reasons for proposal for retention of the petroleum installation;

c) Potential risk management;

d) Solutions for maintaining integrity of the installation;

dd) Conclusion and suggestions.

3. The Ministry of Industry and Trade shall consider approving the retention of the petroleum installation as prescribed in Clause 1 of this Article. Procedures for approving the proposal for retention of the petroleum installation are specified in Article 7 of this Decision.

4. Responsibilities of the decommissioning entity for retention of the petroleum installation

...

b) Install marine signaling devices in the retained petroleum installations;

c) Transfer entire decommissioning fund and relevant legal documents to PVN.

Chapter IV

FUND FOR DECOMMISSIONING PETROLEUM INSTALLATIONS

Section 1. FUND FOR DECOMMISSIONING INSTALLATIONS FOR FIELD EXPLORATION AND DEVELOPMENT AND PETROLEUM EXTRACTION

Article 24. Obligations to decommission petroleum installations during petroleum exploration

1. During petroleum exploration, the decommissioning entity shall decommission the petroleum installation to serve exploration (oil wells, equipment, other facilities) if such installation is no longer needed or used for petroleum industry according to the working plan and annual budget (payment to fund is not required).

2. Costs incurred in connection with decommissioning are the cost of petroleum industry for the recovery purposes under the petroleum agreement.

Article 25. Funding methods in case the petroleum project includes petroleum extraction

...

Article 26. Time for establishing the decommissioning fund

1. Within 1 year from the day on which the first oil and gas flow is extracted, the decommissioning entity shall establish a decommissioning fund according to the approved decommissioning plan.

2. The decommissioning entity that is extracting petroleum but is yet to establish the decommissioning fund shall do so after the effective date of this Decision, except for the case where the funding method prescribed in Clause 2 Article 2 of this Decision is adopted.

3. Annually, the fund for decommissioning petroleum installations shall be established according to the decommissioning plan approved by the Ministry of Industry and Trade. In case the decommissioning plan is yet to be approved by the Ministry of Industry and Trade within 1 year from the day on which the first oil and gas flow is extracted, the decommissioning fund shall be temporarily established according to the data included in the field development plan approved by the Prime Minister or the early extraction plan approved by the Ministry of Industry and Trade. The value of annual establishment of the decommissioning fund shall be adjusted after the Ministry of Industry and Trade approves the decommissioning plan.

Article 27. Rules for establishing, adjusting, using and settling the decommissioning fund

The decommissioning fund shall be established, adjusted and settled as prescribed in Articles 77, 78 and 79 of the Government’s Decree No. 95/2015/ND-CP dated October 16, 2015 on elaboration of some articles of the Law on Petroleum.

Article 28. Ratio of establishment of the decommissioning fund

The annual ratio of establishment of the decommissioning fund is determined according to the following formula:

E_n

...

A_n x (B_n - C_(n-1) - I_(n-1))

D_n

Where:

- E_n: Establishment ratio of year n, expressed as USD.

- A_n: Oil production of year n, equal to the production in the corresponding year, expressed as barrels.

- B_n: Total decommissioning costs determined in year n, B_n = (b₁ - b₂), where:

+ b₁: Total costs estimated during implementation of the decommissioning plan (most recently approved), expressed as USD.

+ b₂: Estimated costs determined during implementation of the decommissioning plan (most recently approved) corresponding to the decommissioned equipment, property or installation by year (n-1), expressed as USD.

...

- I_(n-1): Deposit interest received by the decommissioning entity after PVN, on behalf of the, discharge obligations to state budget (if any) for year n-1.

- D_n: Remaining recoverable reserves, D_n = d₁-d₂, where:

+ d₁: Recoverable reserves determined during implementation of the development plan or early extraction plan approved by a competent authority by the end of year n, expressed as barrels.

+ d₂: Total production of oil from relevant mine(s) by year (n-1), expressed as barrels.

Article 29. Obligations to establish and transfer the decommissioning fund in case the decommissioning entity terminates mine extraction or the petroleum contract expires

1. Before terminating mine extraction or petroleum contract ahead of schedule, the decommissioning entity shall sufficiently establish the decommissioning fund as prescribed in this Decision.

2. In case the petroleum installation does not have to be decommissioned on the date of termination of mine extraction or petroleum contract, the decommissioning entity shall transfer entire fund to PVN.

Article 30. Currency in establishment of the decommissioning fund

The currency in establishment of the decommissioning fund is US dollar.

...

1. The fund for decommissioning petroleum installations shall be managed by PVN.

2. While the decommissioning fund is yet to be used, PVN shall transfer the decommissioning fund allocated to each mine or petroleum contract to accounts at the relevant stable commercial banks listed by the State Bank. The interests annually generated after discharging financial obligations to the state shall be recorded as an increase in the decommissioning fund.

3. Tax shall be paid in case the decommissioning fund generates interest

In case the decommissioning fund generates interest, the decommissioning entity shall declare and pay corporate income tax in accordance with regulations of the law on corporate income tax. Such interest shall be separately managed in order to impose tax obligation in accordance with regulations.

Article 32. Using, inspecting and settling the decommissioning fund

1. Using the fund for decommissioning of petroleum installations.

The decommissioning entity may use the fund for decommissioning petroleum installations according to the approved plan and annually approved working plan and decommissioning budget. Within 20 working days from the receipt of the decommissioning entity’s request for funding and relevant documents, PVN shall transfer the amount requested according to the approved decommissioning plan. The decommissioning entity shall cover the difference between the fund provided by PVN and the actual decommissioning costs.

The estimated costs of decommissioning of the decommissioned installation item shall be removed from total decommissioning costs determined during the implementation of the most recently plan as the basis for estimating the fund for decommissioning of the next project.

2. Inspecting the use of the decommissioning fund

...

3. Settling the decommissioning fund

a) Within 30 working days from the date on which the Ministry of Industry and Trade approves the report on completed petroleum installation, PVN shall cooperate with the decommissioning entity in settling the decommissioning costs.

b) In case after settlement, the balance of the decommissioning fund is greater than 0, the remaining amount of the decommissioning fund shall be handled as follows:

- If the decommissioning entity has recovered entire amount extracted from the decommissioning fund, the fund balance shall be distributed to such decommissioning entity and PVN according to the proportion of oil or gas profit distribution.

- If the decommissioning entity has not yet recovered the amount extracted from the decommissioning fund, the remaining amount of the decommissioning fund shall be refunded to the decommissioning entity. The balance of the decommissioning fund after the offsetting (if any) shall be distributed to the decommissioning entity and PVN according to the proportion of oil or gas profit distribution.

4. PVN shall submit an annual report on management, use, inspection and settlement of the decommissioning fund to the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Finance.

Article 33. Handling the difference in the fund received by PVN and fund for decommissioning of petroleum installations

1. In case the decommissioning fund is greater than decommissioning costs, PVN shall fulfill financial obligations and give allocation as prescribed by law.

2. In case the decommissioning fund is less than the decommissioning costs, PVN may include the deficit in its operating costs for up to 5 years.

...

Article 34. Funding methods

1. Fund for decommissioning gas installations shall be established using the method of establishing a fund.

2. The gas installation decommissioning costs covered by the annually extracted amount shall be included in the decommissioning entity’s operating costs.

Article 35. Time for establishing the decommissioning fund

Within 1 year from the date on which the first gas flow is transported or treated, the decommissioning entity shall establish a decommissioning fund or establish it after the gas decommissioning plan is approved.

Article 36. Ratio of establishment of the decommissioning fund

The annual ratio of establishment of the fund for decommissioning a gas installation is determined according to the following formula:

E_n

...

D_n

Where:

- E_n: Establishment ratio of year n, expressed as VND;

- A_n: gas production transported in year n according to the approved gas installation plan, expressed as m³;

- B: Approved total decommissioning costs;

- C_(n-1): The balance of the decommissioning costs on December 31 year (n-1) (including principal and interest until the end of year (n-1)), expressed as VND;

- D_n: The remaining transported total gas of year n according to the approved investment report, expressed as m³.

Article 37. Management of the decommissioning fund

...

2. While the fund is yet to be used, the decommissioning entity shall transfer the fund allocated to each gas project to accounts at the relevant stable commercial banks listed by the State Bank. The interests annually generated after discharging financial obligations to the state shall be recorded as an increase in the decommissioning fund.

3. In case the fund generates interest, the decommissioning entity shall declare and pay corporate income tax in accordance with regulations of the law on corporate income tax. Such interest shall be separately managed in order to impose tax obligation in accordance with regulations.

4. The decommissioning entity shall submit an annual report on establishment, management and use of the fund according to the approved decommissioning plan to the Ministry of Industry and Trade.

5. In case multiple investors invest in a gas installation, all of them are owners of the decommissioning fund0}

Article 38. Using and settling the decommissioning fund

1. The fund shall be used for decommissioning of the gas installation. The decommissioning entity may use the fund to decommission the gas installation according to the approved gas decommissioning plan.

2. The fund shall be settled in accordance with regulations of law.

3. Regarding the balance of the fund

a) In case the fund is greater than demands necessary for gas installation decommissioning costs, the difference is the installation owner’s income after discharging financial obligations to the State in accordance with regulations of law.

...

Article 39. Currency in establishment of the fund

The currency in establishment of the fund is VND.

Chapter V

IMPLEMENTATION CLAUSE

Article 40. Responsibilities of Ministries

1. The Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with the Ministry of Transport, the Ministry of Natural Resources and Environment, the Ministry of Construction and the Ministry of Finance in inspecting decommissioning of petroleum installations.

2. The Ministry of Finance shall cooperate with the Ministry of Industry and Trade in inspecting management, use and settlement of the fund.

3. The State Bank of Vietnam

a) Annually, provide the list of stable commercial banks for PVN and the decommissioning managing the fund for decommissioning gas installations in accordance with regulations of this Decision.

...

4. The Ministry of Natural Resources and Environment, the Ministry of Construction and the Ministry of Transport shall, within their competence, cooperate with the Ministry of Industry and Trade in performing state management of petroleum installation decommissioning.

Article 41. Transition clause

1. Regarding the petroleum installation decommissioning plan approved before the effective date of this Decision, the decommissioning entity shall continue to implement such plan.

2. Regarding the decommissioning entity that is extracting petroleum but is yet to submit the decommissioning plan, they shall prepare and submit it to the Ministry of Industry and Trade for approval in accordance with regulations of this Decision and other relevant regulations of law.

3. Regarding the gas installation that is being operated or issued with the decision on approval for investment project before the effective date of this Decision, the decommissioning entity shall prepare a remedial plan suitable for each project and submit it to the Ministry of Industry and Trade, which will submit it to the Prime Minister for decision.

Article 42. Effect

This Decision comes into force from February 12, 2018 and replaces the Decision No. 40/2007/QD-TTg dated March 21, 2007 of the Prime Minister on decommissioning of fixed petroleum installations.

Article 43. Implementation

Ministers, heads of ministerial agencies, heads of Governmental agencies, Presidents of the People’s Committees of provinces are responsible for the implementation of this Decision./.

...

PP. THE PRIME MINISTER
THE DEPUTY PRIME MINISTER

Trinh Dinh Dung

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!

Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...