Thượng nguồn dầu khí Việt Nam: Cải cách pháp lý kích hoạt chu kỳ đầu tư mới
Sau nhiều năm trầm lắng, lĩnh vực thượng nguồn dầu khí Việt Nam đang cho thấy những tín hiệu đảo chiều rõ nét. Hoạt động thăm dò và khai thác (E&P), vốn suy giảm kéo dài từ 2015–2022, được kỳ vọng bước vào một chu kỳ đầu tư mới nhờ sự kết hợp giữa nhu cầu năng lượng gia tăng và các cải cách pháp lý mang tính “bản lề”.
Chu kỳ E&P: Từ đáy phục hồi đi lên
Giai đoạn 2016–2022 ghi nhận mức đầu tư E&P ở vùng thấp do giá dầu biến động, thủ tục pháp lý phức tạp và hiệu quả kinh tế giảm dần tại các mỏ trưởng thành. Hệ quả là hoạt động thăm dò bị thu hẹp, trữ lượng bổ sung thấp và sản lượng khai thác suy giảm theo thời gian.
Tuy nhiên, từ năm 2023, vốn đầu tư E&P đã bắt đầu phục hồi và dự kiến tăng mạnh trong giai đoạn 2025–2027. Động lực đến từ yêu cầu đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, vai trò ngày càng quan trọng của khí thiên nhiên trong phát triển điện khí – LNG, cùng quyết tâm “phá băng” các dự án dầu khí trọng điểm.
Riêng năm 2025, PVN đặt kế hoạch đầu tư E&P khoảng 866 triệu USD, gần gấp đôi so với năm trước. Tiến độ giải ngân tích cực tại các dự án như Đại Hùng pha 3, Kình Ngư Trắng – Kình Ngư Trắng Nam, Lạc Đà Vàng hay Lô B – Ô Môn cho thấy chu kỳ thượng nguồn đã thực sự bước sang pha phục hồi.
Cải cách pháp lý: Chìa khóa mở khóa thượng nguồn
Nếu chu kỳ đầu tư là “điều kiện cần” thì cải cách pháp lý chính là “điều kiện đủ” để thượng nguồn dầu khí tăng trưởng bền vững. Trước đây, các dự án E&P thường bị chậm trễ bởi hợp đồng cứng nhắc, quy trình phê duyệt kéo dài và cơ chế chi phí thiếu rõ ràng.
Luật Dầu khí 2022 cùng các nghị định, nghị quyết hướng dẫn đã tạo ra thay đổi mang tính hệ thống, bao phủ toàn bộ vòng đời dự án, từ khảo sát – thăm dò đến phát triển mỏ, khai thác và mở rộng. Điểm đáng chú ý là việc phân cấp, trao quyền nhiều hơn cho PVN trong phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ và khai thác sớm, giúp rút ngắn đáng kể độ trễ thủ tục – vốn là “nút thắt” lớn nhất nhiều năm qua.
Khung pháp lý mới không chỉ tháo gỡ từng vướng mắc riêng lẻ mà còn hình thành một cơ chế xuyên suốt, nhất quán, nâng cao khả năng hiện thực hóa các dự án E&P trong thực tế.
Dự án trọng điểm và lịch khoan: Điểm rơi 2025–2030
Danh mục dự án hiện nay cho thấy thượng nguồn dầu khí Việt Nam đang bước vào giai đoạn triển khai thực chất. Kình Ngư Trắng dự kiến có dòng dầu từ năm 2025, Sư Tử Trắng giai đoạn 2B vận hành từ 2026, trong khi Lô B – Ô Môn với tổng vốn khoảng 12 tỷ USD được kỳ vọng đi vào khai thác từ 2027.
Song song, các dự án khí lớn và trung bình như Cá Voi Xanh, Nam Du – U Minh, Thiên Nga – Hải Âu đang từng bước tháo gỡ vướng mắc để tiến tới FID. Điều này kéo theo lịch khoan trong nước duy trì ở mức cao, đặc biệt giai đoạn 2026–2028, với nhu cầu giàn khoan tự nâng được dự báo tăng mạnh.
Lan tỏa tới doanh nghiệp dịch vụ dầu khí
Sự phục hồi của E&P sẽ tạo hiệu ứng lan tỏa rõ rệt tới các doanh nghiệp dịch vụ thượng nguồn. Nhu cầu khoan tăng trở lại giúp cải thiện tỷ lệ sử dụng giàn, trong khi giai đoạn xây dựng mỏ mang lại giá trị hợp đồng lớn cho nhóm EPCI và cơ khí dầu khí. Các dự án như Lô B – Ô Môn, Lạc Đà Vàng hay Nam Du – U Minh được kỳ vọng sẽ làm dày backlog trong giai đoạn 2025–2027.
Giai đoạn 2025–2027 được xem là cao điểm của chu kỳ đầu tư thượng nguồn, với độ trễ ghi nhận doanh thu rõ nét hơn từ 2026 trở đi. Điểm khác biệt của chu kỳ này là động lực tăng trưởng đến từ nhu cầu năng lượng và cải cách chính sách, thay vì chỉ phụ thuộc vào biến động giá dầu.
Dù vẫn tồn tại các rủi ro như chậm FID hay biến động giá dầu, bức tranh tổng thể cho thấy thượng nguồn dầu khí Việt Nam đang đứng trước một chu kỳ tăng trưởng mới, bền vững và có nền tảng rõ ràng hơn so với các giai đoạn trước.
Anh/Chị nếu cần rà soát danh mục hoặc muốn em đánh giá chi tiết từng mã đang nắm giữ, vui lòng nhắn riêng để em hỗ trợ.
Liên hệ em để được tư vấn và tham gia nhóm đầu tư.