https://kevesko.vn/20261030/het-thoi-mo-ngon-an-san-luong-dau-khi-viet-nam-chi-bang-mot-nua-thoi-dinh-cao-44775689.html
Hết thời “mỏ ngon ăn”, sản lượng dầu khí Việt Nam chỉ bằng một nửa thời đỉnh cao?
Hết thời “mỏ ngon ăn”, sản lượng dầu khí Việt Nam chỉ bằng một nửa thời đỉnh cao?
Sputnik Việt Nam
Sản lượng dầu Việt Nam phục hồi sau 11 năm suy giảm nhưng hiện vẫn chỉ bằng khoảng một nửa mức đỉnh năm 2004. Theo ông Vũ Quang Minh, nguyên Thứ trưởng Bộ... 30.10.2026, Sputnik Việt Nam
2026-10-30T14:38+0700
2026-10-30T14:38+0700
2026-10-30T14:38+0700
việt nam
thông tin
dầu khí
petrovietnam
kinh tế
https://cdn.img.kevesko.vn/img/07e6/03/0a/14157017_0:95:1011:663_1920x0_80_0_0_4cabc24b28437822bdac66f943c48c7e.jpg
Sản lượng phục hồi, nhưng những mỏ lớn ngày càng cạn kiệtNgày 29/10, tại Diễn đàn “Phát triển công nghiệp dầu khí Việt Nam: Đảm bảo tăng trưởng bền vững” do VnEconomy tổ chức, các chuyên gia thảo luận về những thách thức và hướng phát triển của ngành dầu khí trong bối cảnh Việt Nam đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số.Trình bày tham luận, ông Vũ Quang Minh, nguyên Thứ trưởng Bộ Ngoại giao, dẫn số liệu cho biết sản lượng dầu năm 2025 tăng lần đầu tiên sau 11 năm suy giảm và tiếp tục phục hồi trong chín tháng đầu năm 2026. Tuy nhiên, sản lượng khai thác hiện chỉ bằng khoảng một nửa thời kỳ đỉnh cao năm 2004. Theo ông Minh, mỏ Bạch Hổ đã trải qua khoảng 40 năm khai thác, trong khi phần tiềm năng còn lại ngày càng tập trung tại các mỏ nhỏ, mỏ cận biên, vùng nước sâu, xa bờ, nơi điều kiện khai thác khó khăn, chi phí và rủi ro cao hơn.Cùng nhận định về những thách thức của ngành, ông Đào Quang Bính, Phó Chủ tịch, Tổng Thư ký Hội Khoa học Kinh tế Việt Nam, Tổng thư ký tòa soạn Tạp chí Kinh tế Việt Nam/VnEconomy cho rằng nhiều mỏ dầu khí chủ lực đang suy giảm sản lượng tự nhiên. Trong khi đó, ngành còn chịu sức ép từ nhu cầu năng lượng gia tăng, biến động địa chính trị và cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.Theo ông Bính, những thay đổi này đặt ra yêu cầu tái cấu trúc chuỗi giá trị, chuyển từ mô hình khai thác tài nguyên truyền thống sang phát triển công nghiệp - năng lượng và dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao, qua đó nâng cao giá trị gia tăng và đóng góp cho tăng trưởng kinh tế.Ở góc độ khai thác, ông Phạm Trường Giang, Phó Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí thuộc Viện Dầu khí Việt Nam, cho biết các mỏ nhỏ, mỏ cận biên vẫn còn dư địa trữ lượng tại chỗ đáng kể, nhưng cũng là nhóm dự án đối mặt rủi ro cao về chi phí đầu tư và hiệu quả kinh tế. Bên cạnh phát triển mỏ mới, một hướng đi quan trọng là nâng hệ số thu hồi tại các mỏ đang hoạt động. Ông Giang dẫn số liệu cho thấy hệ số thu hồi tại các mỏ dầu trên thế giới chỉ đạt khoảng 30%, đồng nghĩa với việc vẫn còn lượng lớn tài nguyên dưới lòng đất chưa được thu hồi.Theo ông, các đơn vị thuộc Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) đang đẩy mạnh nghiên cứu, đánh giá và ứng dụng những giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, nhằm khai thác hiệu quả hơn nguồn tài nguyên hiện có.Cơ chế ưu đãi phải đi cùng quyết định đầu tư kịp thờiTrước những khó khăn trong khai thác, chính sách và cơ chế đầu tư được các chuyên gia xác định là yếu tố quan trọng để phát triển những mỏ có điều kiện địa chất phức tạp hoặc hiệu quả kinh tế thấp.TS. Phan Đức Hiếu, Ủy viên Ủy ban Kinh tế và Tài chính của Quốc hội, cho biết Luật Dầu khí năm 2026 tập trung phân quyền, đơn giản hóa thủ tục, thu hút đầu tư và phát triển dịch vụ kỹ thuật dầu khí.Theo các cơ chế được ông Hiếu đề cập, dự án thuộc diện ưu đãi được áp dụng thuế thu nhập doanh nghiệp 32%, thuế xuất khẩu 10% và mức thu hồi chi phí 70%. Với dự án thuộc diện ưu đãi đặc biệt, các mức tương ứng là 25%, 5% và 80%. Riêng mỏ cận biên được áp dụng thuế thu nhập doanh nghiệp 25%, thuế xuất khẩu 5% và cơ chế thu hồi toàn bộ chi phí.Những chính sách này được kỳ vọng cải thiện điều kiện đầu tư đối với các dự án có chi phí lớn, rủi ro cao, tạo cơ sở để doanh nghiệp cân nhắc phát triển những mỏ trước đây chưa đủ hấp dẫn về mặt kinh tế.Tuy nhiên, ông Nguyễn Hùng Dũng, Phó Chủ tịch kiêm Tổng Thư ký Hiệp hội Dầu khí Việt Nam, lưu ý rằng cơ chế giá phù hợp cũng là điều kiện quan trọng để các dự án được triển khai. Nếu nhà đầu tư tiếp tục phải chờ quyết định về giá và hợp đồng mua bán điện, tiến độ thực hiện sẽ còn bị ảnh hưởng.Ông Dũng đồng thời đề cập yêu cầu phân định vai trò của Petrovietnam khi tập đoàn vừa thực hiện nhiệm vụ đại diện nước chủ nhà, vừa là chủ đầu tư hoặc tham gia với tư cách nhà thầu. Theo ông, trao quyền chủ động cần đi cùng sự rõ ràng về trách nhiệm và những quyết sách kịp thời, tránh để dự án kéo dài, làm giảm hiệu quả kinh tế.Từ kinh nghiệm quốc tế, ông Vũ Quang Minh đề xuất Việt Nam tham khảo mô hình Malaysia trong việc áp dụng hợp đồng linh hoạt theo đặc điểm từng loại mỏ và tổ chức mời thầu hằng năm theo lịch công bố trước. Ông cũng gợi ý xây dựng kho dữ liệu tài nguyên để doanh nghiệp có thêm thông tin đánh giá cơ hội đầu tư.Theo ông Minh, chính sách cần ổn định, có khả năng dự báo dài hạn. Đi cùng phân quyền là yêu cầu phân định rõ vai trò đại diện nước chủ nhà và nhà thầu, công khai chi phí thực hiện các nhiệm vụ Nhà nước giao cho Petrovietnam, tránh để tập đoàn đảm nhận những nhiệm vụ không sinh lời mà thiếu cơ chế bù đắp minh bạch. Như vậy, bên cạnh ưu đãi thuế và chi phí, khả năng phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên còn phụ thuộc vào công nghệ khai thác, cơ chế giá, điều kiện hợp đồng và tốc độ triển khai dự án.Chuyển sang công nghiệp - năng lượng để tạo dư địa tăng trưởng mớiVề dài hạn, TS. Đặng Thị Thu Hoài, Trưởng phòng Nghiên cứu Kinh tế ngành và địa phương thuộc Viện Nghiên cứu Chính sách và Chiến lược, cho rằng ngành dầu khí cần chuyển từ tăng trưởng dựa nhiều vào tài nguyên, sản lượng và doanh thu sang phát triển đồng bộ chuỗi giá trị.Theo bà, trọng tâm là chế biến sâu, hóa dầu, dịch vụ kỹ thuật, công nghiệp hỗ trợ và công nghệ cao. Ngành cũng cần đa dạng hóa nguồn cung, thị trường nhập khẩu, đồng thời phát triển đồng bộ hệ thống chế biến, vận chuyển, dự trữ và phân phối. Bên cạnh đó, việc ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI), dữ liệu lớn và tự động hóa được xem là giải pháp nâng hiệu suất hoạt động, tối ưu vận hành và cải thiện năng lực cạnh tranh.Chia sẻ định hướng của Petrovietnam, ông Đặng Thanh Tùng, Phó Trưởng ban Chiến lược tập đoàn, cho biết nguồn tài nguyên không còn dồi dào như trước, đòi hỏi chuyển đổi mô hình phát triển dựa trên ba trụ cột gồm năng lượng, công nghiệp và dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao.Trong lĩnh vực khí và khí tự nhiên hóa lỏng (LNG), tập đoàn định hướng phát triển chuỗi liên kết từ nguồn cung đến hệ thống tồn trữ, vận chuyển và các cơ sở tiêu thụ như nhà máy điện, hóa chất và khu công nghiệp. Đối với lọc hóa dầu, mục tiêu là từng bước chuyển từ những sản phẩm thông thường sang hóa chất chuyên dụng và vật liệu mới phục vụ công nghiệp chế tạo.Petrovietnam cũng định hướng xây dựng các trung tâm công nghiệp - năng lượng tích hợp, kết nối nhà máy điện, cơ khí chế tạo, lọc hóa dầu, dịch vụ kỹ thuật và logistics trên nền tảng hạ tầng dùng chung. Theo tập đoàn, mô hình này có thể giúp giảm chi phí, tận dụng phụ phẩm, nhiệt thải và phát triển các hoạt động có giá trị gia tăng cao.Một hướng phát triển khác là tận dụng năng lực chế tạo, thi công và vận hành các công trình ngoài khơi để tham gia những lĩnh vực năng lượng mới. Ông Vũ Quang Minh dẫn trường hợp Tổng công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) tham gia chế tạo, xuất khẩu chân đế và trạm biến áp điện gió ngoài khơi cho thị trường quốc tế. Theo hướng tiếp cận này, kinh nghiệm tích lũy từ hoạt động dầu khí có thể được chuyển hóa thành năng lực công nghiệp phục vụ các ngành năng lượng khác.Đối với năng lượng mới, Petrovietnam lựa chọn lộ trình thận trọng, ưu tiên thương mại hóa những lĩnh vực có lợi thế và thị trường sẵn sàng. Các hướng nghiên cứu trung và dài hạn gồm điện gió ngoài khơi, hydrogen xanh, amoniac xanh và công nghệ thu giữ, sử dụng, lưu trữ carbon.Tuy nhiên, theo đại diện tập đoàn, quá trình chuyển đổi cần có chính sách minh bạch, đồng bộ giữa các quy định về dầu khí, điện lực, đất đai và môi trường. Cùng với đó là cơ chế chia sẻ rủi ro, giá và hợp đồng đầu ra rõ ràng để huy động nguồn vốn dài hạn.Trong bối cảnh nhiều mỏ truyền thống suy giảm sản lượng, triển vọng phát triển của ngành dầu khí Việt Nam không chỉ nằm ở khả năng tìm kiếm và khai thác thêm tài nguyên, mà còn ở việc nâng hệ số thu hồi, phát triển những mỏ khó và chuyển năng lực kỹ thuật tích lũy thành các hoạt động công nghiệp, năng lượng và dịch vụ có giá trị gia tăng cao hơn.
https://kevesko.vn/20260727/phat-hien-mo-dau-khi-moi-ngoai-khoi-viet-nam-43481944.html
https://kevesko.vn/20260605/viet-nam-nhin-thay-tiem-nang-to-lon-trong-su-nghiep-hop-tac-dau-khi-voi-nga-42860385.html
https://kevesko.vn/20260630/rosatom-va-petrovietnam-se-thanh-lap-trung-tam-in-3d-tai-viet-nam-43165863.html
Sputnik Việt Nam
moderator.vn@sputniknews.com
+74956456601
MIA „Rossiya Segodnya“
2026
Sputnik Việt Nam
moderator.vn@sputniknews.com
+74956456601
MIA „Rossiya Segodnya“
tin thời sự
vn_VN
Sputnik Việt Nam
moderator.vn@sputniknews.com
+74956456601
MIA „Rossiya Segodnya“
Sputnik Việt Nam
moderator.vn@sputniknews.com
+74956456601
MIA „Rossiya Segodnya“
việt nam, thông tin, dầu khí, petrovietnam, kinh tế
việt nam, thông tin, dầu khí, petrovietnam, kinh tế
Sản lượng phục hồi, nhưng những mỏ lớn ngày càng cạn kiệt
Ngày 29/10, tại Diễn đàn “Phát triển công nghiệp dầu khí Việt Nam: Đảm bảo tăng trưởng bền vững” do VnEconomy tổ chức, các chuyên gia thảo luận về những thách thức và hướng phát triển của ngành dầu khí trong bối cảnh Việt Nam đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số.
Trình bày tham luận, ông Vũ Quang Minh, nguyên Thứ trưởng Bộ Ngoại giao, dẫn số liệu cho biết sản lượng dầu năm 2025 tăng lần đầu tiên sau 11 năm suy giảm và tiếp tục phục hồi trong chín tháng đầu năm 2026. Tuy nhiên, sản lượng khai thác hiện chỉ bằng khoảng một nửa thời kỳ đỉnh cao năm 2004. Theo ông Minh, mỏ Bạch Hổ đã trải qua khoảng 40 năm khai thác, trong khi phần tiềm năng còn lại ngày càng tập trung tại các mỏ nhỏ, mỏ cận biên, vùng nước sâu, xa bờ, nơi điều kiện khai thác khó khăn, chi phí và rủi ro cao hơn.
Cùng nhận định về những thách thức của ngành, ông Đào Quang Bính, Phó Chủ tịch, Tổng Thư ký Hội Khoa học Kinh tế Việt Nam, Tổng thư ký tòa soạn Tạp chí Kinh tế Việt Nam/VnEconomy cho rằng nhiều mỏ dầu khí chủ lực đang suy giảm sản lượng tự nhiên. Trong khi đó, ngành còn chịu sức ép từ nhu cầu
năng lượng gia tăng, biến động địa chính trị và cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.
Theo ông Bính, những thay đổi này đặt ra yêu cầu tái cấu trúc chuỗi giá trị, chuyển từ mô hình khai thác tài nguyên truyền thống sang phát triển công nghiệp - năng lượng và dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao, qua đó nâng cao giá trị gia tăng và đóng góp cho tăng trưởng kinh tế.
Ở góc độ khai thác, ông Phạm Trường Giang, Phó Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí thuộc Viện Dầu khí Việt Nam, cho biết các mỏ nhỏ, mỏ cận biên vẫn còn dư địa trữ lượng tại chỗ đáng kể, nhưng cũng là nhóm dự án đối mặt rủi ro cao về chi phí đầu tư và hiệu quả kinh tế. Bên cạnh phát triển mỏ mới, một hướng đi quan trọng là nâng hệ số thu hồi tại các mỏ đang hoạt động. Ông Giang dẫn số liệu cho thấy hệ số thu hồi tại các mỏ dầu trên thế giới chỉ đạt khoảng 30%, đồng nghĩa với việc vẫn còn lượng lớn tài nguyên dưới lòng đất chưa được thu hồi.
Theo ông, các đơn vị thuộc Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) đang đẩy mạnh nghiên cứu, đánh giá và ứng dụng những giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, nhằm khai thác hiệu quả hơn nguồn tài nguyên hiện có.
Cơ chế ưu đãi phải đi cùng quyết định đầu tư kịp thời
Trước những khó khăn trong khai thác, chính sách và cơ chế đầu tư được các chuyên gia xác định là yếu tố quan trọng để phát triển những mỏ có điều kiện địa chất phức tạp hoặc hiệu quả kinh tế thấp.
TS. Phan Đức Hiếu, Ủy viên Ủy ban Kinh tế và Tài chính của Quốc hội, cho biết Luật Dầu khí năm 2026 tập trung phân quyền, đơn giản hóa thủ tục, thu hút đầu tư và phát triển dịch vụ kỹ thuật dầu khí.
Theo các cơ chế được ông Hiếu đề cập, dự án thuộc diện ưu đãi được áp dụng thuế thu nhập doanh nghiệp 32%, thuế xuất khẩu 10% và mức thu hồi chi phí 70%. Với dự án thuộc diện ưu đãi đặc biệt, các mức tương ứng là 25%, 5% và 80%. Riêng mỏ cận biên được áp dụng thuế thu nhập doanh nghiệp 25%, thuế xuất khẩu 5% và cơ chế thu hồi toàn bộ chi phí.
Những chính sách này được kỳ vọng cải thiện điều kiện đầu tư đối với các dự án có chi phí lớn, rủi ro cao, tạo cơ sở để doanh nghiệp cân nhắc phát triển những mỏ trước đây chưa đủ hấp dẫn về mặt kinh tế.
Tuy nhiên, ông Nguyễn Hùng Dũng, Phó Chủ tịch kiêm Tổng Thư ký Hiệp hội Dầu khí Việt Nam, lưu ý rằng cơ chế giá phù hợp cũng là điều kiện quan trọng để các dự án được triển khai. Nếu nhà đầu tư tiếp tục phải chờ quyết định về giá và hợp đồng mua bán điện, tiến độ thực hiện sẽ còn bị ảnh hưởng.
Ông Dũng đồng thời đề cập yêu cầu phân định vai trò của Petrovietnam khi tập đoàn vừa thực hiện nhiệm vụ đại diện nước chủ nhà, vừa là chủ đầu tư hoặc tham gia với tư cách nhà thầu. Theo ông, trao quyền chủ động cần đi cùng sự rõ ràng về trách nhiệm và những quyết sách kịp thời, tránh để dự án kéo dài, làm giảm hiệu quả kinh tế.
Từ kinh nghiệm quốc tế, ông Vũ Quang Minh đề xuất Việt Nam tham khảo mô hình Malaysia trong việc áp dụng hợp đồng linh hoạt theo đặc điểm từng loại mỏ và tổ chức mời thầu hằng năm theo lịch công bố trước. Ông cũng gợi ý xây dựng kho dữ liệu tài nguyên để doanh nghiệp có thêm thông tin đánh giá cơ hội đầu tư.
Theo ông Minh, chính sách cần ổn định, có khả năng dự báo dài hạn. Đi cùng phân quyền là yêu cầu phân định rõ vai trò đại diện nước chủ nhà và nhà thầu, công khai chi phí thực hiện các nhiệm vụ Nhà nước giao cho
Petrovietnam, tránh để tập đoàn đảm nhận những nhiệm vụ không sinh lời mà thiếu cơ chế bù đắp minh bạch. Như vậy, bên cạnh ưu đãi thuế và chi phí, khả năng phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên còn phụ thuộc vào công nghệ khai thác, cơ chế giá, điều kiện hợp đồng và tốc độ triển khai dự án.
Chuyển sang công nghiệp - năng lượng để tạo dư địa tăng trưởng mới
Về dài hạn, TS. Đặng Thị Thu Hoài, Trưởng phòng Nghiên cứu Kinh tế ngành và địa phương thuộc Viện Nghiên cứu Chính sách và Chiến lược, cho rằng ngành dầu khí cần chuyển từ tăng trưởng dựa nhiều vào tài nguyên, sản lượng và doanh thu sang phát triển đồng bộ chuỗi giá trị.
Theo bà, trọng tâm là chế biến sâu, hóa dầu, dịch vụ kỹ thuật, công nghiệp hỗ trợ và công nghệ cao. Ngành cũng cần đa dạng hóa nguồn cung, thị trường nhập khẩu, đồng thời phát triển đồng bộ hệ thống chế biến, vận chuyển, dự trữ và phân phối. Bên cạnh đó, việc ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI), dữ liệu lớn và tự động hóa được xem là giải pháp nâng hiệu suất hoạt động, tối ưu vận hành và cải thiện năng lực cạnh tranh.
Chia sẻ định hướng của Petrovietnam, ông Đặng Thanh Tùng, Phó Trưởng ban Chiến lược tập đoàn, cho biết nguồn tài nguyên không còn dồi dào như trước, đòi hỏi chuyển đổi mô hình phát triển dựa trên ba trụ cột gồm năng lượng, công nghiệp và dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao.
Trong lĩnh vực khí và khí tự nhiên hóa lỏng (
LNG), tập đoàn định hướng phát triển chuỗi liên kết từ nguồn cung đến hệ thống tồn trữ, vận chuyển và các cơ sở tiêu thụ như nhà máy điện, hóa chất và khu công nghiệp. Đối với lọc hóa dầu, mục tiêu là từng bước chuyển từ những sản phẩm thông thường sang hóa chất chuyên dụng và vật liệu mới phục vụ công nghiệp chế tạo.
Petrovietnam cũng định hướng xây dựng các trung tâm công nghiệp - năng lượng tích hợp, kết nối nhà máy điện, cơ khí chế tạo, lọc hóa dầu, dịch vụ kỹ thuật và logistics trên nền tảng hạ tầng dùng chung. Theo tập đoàn, mô hình này có thể giúp giảm chi phí, tận dụng phụ phẩm, nhiệt thải và phát triển các hoạt động có giá trị gia tăng cao.
Một hướng phát triển khác là tận dụng năng lực chế tạo, thi công và vận hành các công trình ngoài khơi để tham gia những lĩnh vực năng lượng mới. Ông Vũ Quang Minh dẫn trường hợp Tổng công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) tham gia chế tạo, xuất khẩu chân đế và trạm biến áp điện gió ngoài khơi cho thị trường quốc tế. Theo hướng tiếp cận này, kinh nghiệm tích lũy từ hoạt động dầu khí có thể được chuyển hóa thành năng lực công nghiệp phục vụ các ngành năng lượng khác.
Đối với năng lượng mới, Petrovietnam lựa chọn lộ trình thận trọng, ưu tiên thương mại hóa những lĩnh vực có lợi thế và thị trường sẵn sàng. Các hướng nghiên cứu trung và dài hạn gồm điện gió ngoài khơi, hydrogen xanh, amoniac xanh và công nghệ thu giữ, sử dụng, lưu trữ carbon.
Tuy nhiên, theo đại diện tập đoàn, quá trình chuyển đổi cần có chính sách minh bạch, đồng bộ giữa các quy định về dầu khí, điện lực, đất đai và môi trường. Cùng với đó là cơ chế chia sẻ rủi ro, giá và hợp đồng đầu ra rõ ràng để huy động nguồn vốn dài hạn.
Trong bối cảnh nhiều mỏ truyền thống suy giảm sản lượng, triển vọng phát triển của ngành dầu khí Việt Nam không chỉ nằm ở khả năng tìm kiếm và khai thác thêm tài nguyên, mà còn ở việc nâng hệ số thu hồi, phát triển những mỏ khó và chuyển năng lực kỹ thuật tích lũy thành các hoạt động công nghiệp, năng lượng và dịch vụ có giá trị gia tăng cao hơn.
