Hết thời 'mỏ ngon ăn' dầu khí Việt Nam tìm dư địa tăng trưởng mới

Ngành dầu khí Việt Nam đang đứng trước một bước ngoặt: những mỏ từng đem lại sản lượng lớn sau nhiều thập kỷ khai thác dần suy giảm, còn dư địa tăng trưởng ngày càng phụ thuộc vào khả năng phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên và ứng dụng công nghệ để thu hồi thêm tài nguyên. Đây không chỉ là bài toán kỹ thuật, mà còn là phép thử đối với cơ chế đầu tư và năng lực tổ chức thực hiện dự án.

Phát biểu tại Diễn đàn "Phát triển công nghiệp dầu khí Việt Nam: Đảm bảo tăng trưởng bền vững" ngày 29/10, ông Đào Quang Bính, Phó Chủ tịch, Tổng Thư ký Hội Khoa học Kinh tế Việt Nam, nhấn mạnh vai trò của năng lượng nói chung và công nghiệp dầu khí nói riêng đối với an ninh năng lượng, ổn định kinh tế vĩ mô. Tuy nhiên, theo ông, ngành đang chịu sức ép từ sự suy giảm tự nhiên của các mỏ chủ lực, biến động địa chính trị toàn cầu và cam kết phát thải ròng bằng không vào năm 2050.

Những thách thức này khiến yêu cầu phát triển ngành không thể dừng ở việc duy trì sản lượng từ các mỏ hiện hữu. Tại diễn đàn, ông Vũ Quang Minh, nguyên Thứ trưởng Bộ Ngoại giao, lưu ý rằng nhiều mỏ đã tiến gần giai đoạn cuối vòng đời khai thác; phần còn lại chủ yếu là các mỏ cận biên, mỏ xa, khó phát triển và có thể nằm tại những khu vực nhạy cảm về địa chính trị. Theo ông Minh, sản lượng dầu khí của Việt Nam hiện chỉ còn khoảng một nửa so với mức đỉnh năm 2004; mỏ Bạch Hổ đã trải qua 40 năm khai thác.

Điều đó cho thấy dư địa tài nguyên không đồng nghĩa với dư địa khai thác dễ dàng. Với các mỏ nhỏ và cận biên, trữ lượng tại chỗ có thể còn đáng kể nhưng quy mô dự án, điều kiện địa chất, khoảng cách tới hạ tầng và chi phí đầu tư khiến hiệu quả kinh tế trở thành rào cản lớn. Nếu cơ chế không đủ linh hoạt để phân bổ rủi ro và tạo động lực cho nhà đầu tư, tài nguyên còn lại có thể khó chuyển hóa thành sản lượng thương mại.

Ông Phạm Trường Giang, Phó giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam, cũng chỉ ra rằng nhóm dự án mỏ nhỏ, mỏ cận biên có dư địa trữ lượng tại chỗ lớn, nhưng đồng thời đối mặt rủi ro cao nhất về chi phí đầu tư và hiệu quả kinh tế. Vì vậy, theo ông, việc tháo gỡ chính sách và cơ chế là điều kiện quan trọng để đưa các dự án này vào phát triển.

Một hướng đi khác là nâng cao hệ số thu hồi tại các mỏ đang khai thác. Ông Giang cho biết hệ số thu hồi của các mỏ hiện hữu trên thế giới chỉ đạt khoảng 30%, đồng nghĩa còn một phần lớn tài nguyên dưới lòng đất chưa được thu hồi. Đây là dư địa để ứng dụng công nghệ mới, tối ưu vận hành và nâng cao hiệu quả khai thác. Theo ông, các đơn vị thuộc Tập đoàn Công nghiệp – Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) đã đẩy mạnh nghiên cứu, đánh giá và ứng dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Như vậy, bài toán của ngành không chỉ là tìm thêm mỏ mới mà còn phải khai thác tốt hơn những gì đang có, đồng thời làm cho các mỏ khó trở nên khả thi về mặt kinh tế. Trong bối cảnh đó, Luật Dầu khí năm 2026 được kỳ vọng tạo ra một hành lang pháp lý phù hợp hơn với điều kiện khai thác mới.

Một trong những điểm đáng chú ý của Luật Dầu khí năm 2026 là cơ chế ưu đãi được thiết kế theo mức độ khó khăn của dự án, trong đó có cơ chế riêng cho mỏ cận biên. Theo TS. Phan Đức Hiếu, Ủy viên Ủy ban Kinh tế và Tài chính của Quốc hội, nhóm mỏ cận biên có thể được áp dụng mức thuế thu nhập doanh nghiệp 25%, thuế xuất khẩu 5% và cơ chế thu hồi toàn bộ chi phí. Luật cũng hướng tới đơn giản hóa thủ tục, phân định thẩm quyền và tăng quyền chủ động cho doanh nghiệp.

Đây là thay đổi có ý nghĩa thực tiễn với những dự án mà chi phí đầu tư cao khiến khả năng sinh lời trở nên mong manh. Khi cơ chế thu hồi chi phí và ưu đãi được thiết kế phù hợp hơn, nhà đầu tư có thêm cơ sở để tính toán hiệu quả, cân nhắc triển khai các mỏ trước đây chưa đủ hấp dẫn về kinh tế. Tuy nhiên, cơ chế ưu đãi mới chỉ tạo điều kiện; khả năng hiện thực hóa còn phụ thuộc vào chất lượng thẩm định dự án, công nghệ khai thác và năng lực tổ chức thực hiện.

TS. Đặng Thị Thu Hoài, Trưởng phòng Nghiên cứu Kinh tế ngành và địa phương, Viện Nghiên cứu chính sách và Chiến lược, nhấn mạnh vai trò chiến lược của dầu khí và năng lượng đối với mục tiêu tăng trưởng, làm chủ công nghệ và bảo đảm tự chủ quốc gia. Theo bà, dầu khí không chỉ là nguồn cung đầu vào cho nhiều ngành kinh tế mà còn gắn với an ninh năng lượng, kinh tế biển và yêu cầu đổi mới mô hình tăng trưởng theo hướng chất lượng cao, xanh và tự chủ.

Từ góc nhìn đó, kỳ vọng đặt ra cho ngành dầu khí không dừng ở việc khai thác thêm tài nguyên. Luật mới cũng khuyến khích nghiên cứu, phát triển, thử nghiệm, ứng dụng và chuyển giao công nghệ để phát triển dịch vụ kỹ thuật dầu khí công nghệ cao, nhất là những sản phẩm, dịch vụ có khả năng thay thế nhập khẩu hoặc tham gia thị trường quốc tế. Đây là cơ sở để ngành từng bước mở rộng năng lực từ khai thác sang công nghiệp và dịch vụ có giá trị gia tăng cao hơn.

Dẫu vậy, cơ chế mới sẽ khó phát huy hết hiệu quả nếu các quyết định đầu tư và điều kiện triển khai dự án vẫn chậm được tháo gỡ. Ông Nguyễn Hùng Dũng, Phó Chủ tịch kiêm Tổng thư ký Hiệp hội Dầu khí Việt Nam, cho rằng cơ chế giá phù hợp là điều kiện quan trọng để các dự án được triển khai; nếu nhà đầu tư còn phải chờ quyết định về giá và hợp đồng mua bán điện, tiến độ dự án sẽ tiếp tục bị ảnh hưởng.

Ông Dũng cũng lưu ý bài toán phân định vai trò của Petrovietnam khi tập đoàn vừa đại diện nước chủ nhà, vừa là chủ đầu tư và có thể đồng thời tham gia với tư cách nhà thầu. Theo ông, việc trao quyền chủ động cần đi cùng những quyết sách rõ ràng và tinh thần dám làm; nếu không, dự án tiếp tục kéo dài và hiệu quả kinh tế suy giảm theo thời gian.

Đây là điểm nghẽn cần được nhìn nhận song song với những thay đổi về pháp luật. Luật có thể mở rộng quyền chủ động và tạo cơ chế thuận lợi hơn, nhưng hiệu quả cuối cùng vẫn phụ thuộc vào cách phân định trách nhiệm, phối hợp giữa các bên và tốc độ đưa quyết định vào thực tế. Đặc biệt với các mỏ cận biên, nơi hiệu quả dự án nhạy cảm với chi phí và thời gian, sự chậm trễ có thể làm mất đi chính lợi thế mà cơ chế ưu đãi hướng tới tạo lập.

Ở tầm dài hạn, hướng đi của ngành cũng cần vượt ra ngoài bài toán khai thác. Ông Đặng Thanh Tùng, Phó Trưởng ban Chiến lược Petrovietnam, cho rằng dư địa tài nguyên không còn dồi dào như trước, đòi hỏi tập đoàn chuyển đổi mô hình phát triển với ba trụ cột gồm năng lượng, công nghiệp và dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao. Theo định hướng được nêu tại diễn đàn, ngành cần đồng thời phát triển chuỗi khí, chế biến sâu lọc hóa dầu, nâng cao năng lực cơ khí chế tạo và dịch vụ kỹ thuật ngoài khơi, cũng như ứng dụng dữ liệu số để tối ưu vận hành và nâng cao hệ số thu hồi.

Thực tế, năng lực kỹ thuật dầu khí cũng có thể trở thành nền tảng để mở rộng sang những lĩnh vực mới. Nguyên Thứ trưởng Bộ Ngoại giao Vũ Quang Minh dẫn ví dụ về Tổng công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) với các dự án chế tạo, xuất khẩu chân đế và trạm biến áp điện gió ngoài khơi cho thị trường quốc tế. Những hoạt động này cho thấy năng lực tích lũy từ ngành dầu khí có thể được chuyển hóa thành năng lực công nghiệp phục vụ các lĩnh vực năng lượng khác.

Vì vậy, “hết thời mỏ ngon ăn” không có nghĩa ngành dầu khí đã hết dư địa phát triển. Thách thức nằm ở việc biến phần tài nguyên khó khai thác thành sản lượng có hiệu quả, đồng thời chuyển năng lực kỹ thuật và kinh nghiệm tích lũy thành các ngành công nghiệp, dịch vụ có giá trị cao hơn. Luật Dầu khí mới có thể mở cánh cửa cho chu kỳ đầu tư tiếp theo; còn việc ngành có tận dụng được cơ hội đó hay không sẽ phụ thuộc vào tốc độ thực thi chính sách, năng lực công nghệ và quyết tâm chuyển từ khai thác tài nguyên sang phát triển công nghiệp dầu khí.