Gỡ nút thắt để dự án chạy nhanh hơn
Sáng 23/8, Quốc hội thông qua Luật Dầu khí (sửa đổi) với 473/475 đại biểu có mặt tán thành. Luật sửa đổi lần này được thị trường quan tâm bởi sau hơn 3 năm thực hiện Luật Dầu khí 2022 (có hiệu lực từ ngày 1/7/2023), một số vướng mắc về phân cấp, thẩm quyền và thủ tục đầu tư vẫn khiến tiến độ nhiều dự án chưa đạt kỳ vọng.
Trong khi đó, các dự án dầu khí đòi hỏi vốn đầu tư rất lớn và phần lớn chi phí được bỏ ra trước khi tạo ra doanh thu. Vì vậy, việc kéo dài tiến độ không chỉ khiến sản lượng dầu khí được đưa vào khai thác chậm hơn, mà còn làm tăng chi phí vốn và ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế của dự án. Với các mỏ nhỏ, cận biên, nước sâu hoặc xa bờ, bài toán này càng khó khăn do chi phí phát triển vốn đã cao.
Luật sửa đổi xử lý điểm nghẽn này bằng cách phân định rõ thẩm quyền giữa Chính phủ, Bộ Công Thương và Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN). PVN được trao thêm quyền chủ động đối với một số nội dung kỹ thuật và chuyên môn, giúp giảm bớt các bước phê duyệt trung gian và rút ngắn đáng kể thời gian chuẩn bị dự án...
Cùng với thủ tục, hiệu quả kinh tế của các mỏ cũng được kỳ vọng cải thiện. Các mỏ lớn truyền thống đang bước vào giai đoạn suy giảm, trong khi nguồn tài nguyên còn lại của Việt Nam ngày càng tập trung ở những khu vực khó khai thác. Một số mỏ có quy mô không lớn, nằm xa bờ hoặc ở vùng nước sâu, khiến chi phí đầu tư và vận hành cao, trong khi sản lượng không đủ lớn để bảo đảm hiệu quả kinh tế như các mỏ lớn trước đây.
Vì vậy, Luật tiếp tục hoàn thiện chính sách đối với mỏ nhỏ, mỏ cận biên, nước sâu, xa bờ, qua đó cải thiện hiệu quả kinh tế của dự án. Cơ chế thu hồi chi phí và các ưu đãi được điều chỉnh theo hướng thuận lợi hơn, giúp một số nguồn tài nguyên trước đây chưa đủ hấp dẫn có thêm cơ hội được đưa vào phát triển.
Với các mỏ đã khai thác trong nhiều năm, phần dầu khí còn lại thường khó khai thác hơn, đòi hỏi khoan bổ sung, can thiệp giếng hoặc áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR). Luật sửa đổi bổ sung cơ chế cho các hoạt động này, đồng thời mở thêm dư địa khai thác tận thu đối với những mỏ, cụm mỏ đã hết thời hạn hợp đồng nhưng vẫn còn khả năng khai thác về mặt kỹ thuật và kinh tế.
Một điểm mới khác là Luật Dầu khí sửa đổi lần đầu đưa hoạt động thu giữ, vận chuyển và lưu trữ CO2 (CCS) vào khung pháp lý cấp luật, đồng thời mở rộng phạm vi cho các hoạt động năng lượng ngoài khơi. Điều này mở thêm hướng kinh doanh mới cho PVN trên nền tảng hạ tầng sẵn có, tạo dư địa tăng trưởng khi các mỏ dầu khí truyền thống suy giảm.
Với toàn ngành, đây là bước mở đường để thu hút đầu tư và tạo cơ hội để Việt Nam phát triển dịch vụ CCS cho khu vực, dù hiệu quả thực tế còn phụ thuộc vào tiến độ ban hành các nghị định, thông tư hướng dẫn.
PVS, PVD đón đầu chu kỳ đầu tư mới
Nhìn theo chuỗi giá trị, nhóm thượng nguồn Việt Nam đang đứng trước một chu kỳ đầu tư mới khi Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) dự kiến tổng mức đầu tư khoảng 175.000 tỷ đồng trong giai đoạn 2026 - 2030, gấp 4 lần giai đoạn 2021 - 2025. Đây là dư địa công việc lớn cho các doanh nghiệp dịch vụ thượng nguồn, trong đó Tổng công ty cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PVS) và Tổng công ty cổ phần Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PVD) có khả năng hưởng lợi trực tiếp.
Theo Công ty Chứng khoán MB (MBS), phần lớn tác động tích cực đối với hai doanh nghiệp này đến từ việc rút ngắn chu kỳ phê duyệt dự án, qua đó đẩy sớm thời điểm ghi nhận doanh thu và chuyển hóa backlog thành doanh thu.
Với PVS, lợi ích lớn nhất đến từ vị trí của doanh nghiệp trong chuỗi xây lắp (EPC/EPCI) và các công trình biển. Doanh nghiệp đang tham gia nhiều dự án lớn như Lô B - Ô Môn, Lạc Đà Vàng và các dự án năng lượng ngoài khơi. Backlog của PVS vào khoảng 7 tỷ USD, tạo nền tảng doanh thu đáng kể trong những năm tới.
Riêng năm 2026, giá trị backlog mảng cơ khí và xây lắp (M&C) được dự báo bước vào giai đoạn cao điểm, với giá trị hơn 1 tỷ USD. Trong đó, các gói EPCI của Lô B - Ô Môn tiếp tục là trụ cột, bên cạnh EPCI giàn xử lý trung tâm Lạc Đà Vàng và các dự án điện gió ngoài khơi.
Việc dự án được phê duyệt nhanh hơn có thể giúp PVS sớm triển khai khối lượng công việc, nhưng biên lợi nhuận của từng hợp đồng vẫn là yếu tố quyết định khả năng chuyển hóa backlog thành lợi nhuận. Đây cũng là lý do MBS lưu ý biên M&C hiện còn khá mỏng và cần theo dõi sát theo tiến độ từng dự án.
PVS còn có lợi thế khi có thể tham gia cả các dự án ngoài dầu khí truyền thống. Năng lực chế tạo, cảng dịch vụ và công trình biển tạo nền tảng để doanh nghiệp tiếp tục mở rộng sang năng lượng ngoài khơi và về dài hạn là CCS.
Những doanh nghiệp ở đầu nguồn, gắn trực tiếp với hoạt động thăm dò, phát triển mỏ và khoan, sẽ cảm nhận tác động sớm hơn từ Luật Dầu khí mới.
Với PVD, MBS đánh giá, trong bối cảnh các mỏ dầu nội địa dần suy giảm, nhu cầu thăm dò các mỏ mới ngày càng cấp thiết, qua đó tạo thêm dư địa cho mảng kỹ thuật giếng khoan, vốn thường đóng góp khoảng 35 - 40% doanh thu.
Bên cạnh nhu cầu trong nước, thị trường giàn khoan quốc tế cũng đang thuận lợi. MBS dự báo, nhu cầu giàn khoan tại Đông Nam Á tiếp tục duy trì ở mức cao, thể hiện qua tỷ lệ sử dụng giàn thường xuyên trên 95%. Trong điều kiện thị trường thuận lợi, PVD có khả năng tái ký hợp đồng với mức giá thuê khoảng 100.000 - 150.000 USD/ngày trong chu kỳ 2 - 3 năm tới.
Như vậy, PVD đang có hai động lực cùng lúc: Luật Dầu khí có thể giúp nhu cầu khoan trong nước đến sớm hơn, trong khi thị trường giàn khoan quốc tế thuận lợi hỗ trợ hiệu suất và giá thuê giàn.
Sau PVS và PVD, tác động của Luật Dầu khí sửa đổi có thể lan xuống các doanh nghiệp trung và hạ nguồn khi dự án chuyển từ giai đoạn quyết định đầu tư sang phát triển, khai thác.
Công ty Chứng khoán Mirae Asset Việt Nam đánh giá, trung nguồn đang trở thành mắt xích quan trọng trong chuỗi dầu khí Việt Nam khi các mỏ khí chủ lực suy giảm, trong khi nhu cầu điện khí và khí hóa lỏng (LNG) tăng. Trong ngắn hạn, LNG phục vụ Nhơn Trạch 3&4 và việc mở rộng kho Thị Vải là những động lực đáng chú ý. Trong trung hạn, dòng khí Lô B về bờ dự kiến từ quý III/2027 có thể tạo thêm dư địa cho hạ tầng khí. Kế hoạch đầu tư hạ tầng khí giai đoạn 2026 - 2030 ở quy mô 60.000 - 100.000 tỷ đồng cũng mở ra không gian đáng kể cho chuỗi trung nguồn.
Với vị thế nắm giữ phần lớn hạ tầng khí quốc gia, Mirae Asset cho rằng, Tổng công ty Khí Việt Nam (GAS) là doanh nghiệp có khả năng gia tăng cơ hội kinh doanh khi các dự án thượng nguồn thực sự chuyển thành sản lượng.
Tổng công ty cổ phần Vận tải Dầu khí (PVT) cũng có thể hưởng lợi khi sản lượng dầu khí tăng. Tuy nhiên, động lực chính của PVT vẫn nằm ở quy mô đội tàu, giá cước, thị trường vận tải quốc tế và khả năng mở rộng hoạt động.
Ở nhóm dịch vụ chuyên biệt, Công ty cổ phần Bọc ống Dầu khí Việt Nam (PVB) có thêm cơ hội tăng trưởng khi các dự án mới kéo theo nhu cầu đường ống; Tổng công ty Hóa chất và Dịch vụ Dầu khí (PVC) hưởng lợi từ hoạt động khoan, EOR và dịch vụ giếng; còn Công ty cổ phần Kết cấu Kim loại và Lắp máy Dầu khí (PXS) có thêm cơ hội từ các gói kết cấu, lắp máy. Tuy nhiên, mức độ chuyển hóa thành doanh thu của các doanh nghiệp này phụ thuộc nhiều hơn vào từng dự án và khả năng thắng thầu.
Ở chiều ngược lại, tác động của Luật Dầu khí sửa đổi đối với Tổng công ty Lọc Hóa dầu Việt Nam (BSR), Tập đoàn Xăng dầu Việt Nam (PLX) và Tổng công ty Dầu Việt Nam (OIL) khá hạn chế.
Với BSR, các yếu tố quyết định kết quả kinh doanh vẫn chủ yếu là chênh lệch giá giữa sản phẩm lọc dầu và dầu thô (crack spread), công suất vận hành, nguồn nguyên liệu và tiến độ dự án nâng cấp, mở rộng Nhà máy lọc dầu Dung Quất. Tương tự, với PLX và OIL, giá dầu thế giới, cơ chế điều hành giá, tồn kho và thị phần bán lẻ sẽ là những biến số lớn hơn.
Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (POW) có thể hưởng lợi ở mức độ nhất định nếu nguồn khí nội địa ổn định hơn, nhưng hiệu quả kinh doanh vẫn phụ thuộc vào sản lượng huy động, giá khí và các điều kiện trong hợp đồng mua bán điện.
Nhìn chung, Luật Dầu khí sửa đổi có tác động tích cực nhưng không đồng đều lên các doanh nghiệp trong chuỗi. Những doanh nghiệp ở đầu nguồn, gắn trực tiếp với hoạt động thăm dò, phát triển mỏ và khoan, sẽ cảm nhận tác động sớm hơn; trong khi các doanh nghiệp trung và hạ nguồn cần chờ nguồn dầu khí mới hình thành để chuyển hóa thành tăng trưởng.