Quốc hội chính thức thông qua Luật Dầu khí sửa đổi, những doanh nghiệp nào được kỳ vọng hưởng lợi?

Ngày 23/8, Quốc hội biểu quyết thông qua Luật Dầu khí (sửa đổi) năm 2026 với 473/475 đại biểu có mặt biểu quyết tán thành, tương đương tỷ lệ 94,6%.

Luật Dầu khí (sửa đổi) bổ sung chi tiết khái niệm dầu khí phi truyền thống, bao gồm khí hydrogen tự nhiên, khí than, dầu đá phiến/dầu sét, khí đá phiến/khí sét, băng cháy, bitum... Luật cũng đưa vào các định nghĩa pháp lý mới, phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng toàn cầu như băng cháy, hoạt động CCS (Carbon Capture and Storage - thu giữ và lưu trữ carbon), năng lượng ngoài khơi...

Đồng thời, Luật quy định khung pháp lý hoàn chỉnh về hoạt động CCS và năng lượng ngoài khơi gắn với dầu khí. Đây được xem là bước đột phá pháp lý quan trọng, hướng tới mục tiêu giảm phát thải carbon và thúc đẩy quá trình chuyển dịch năng lượng xanh.

Luật khuyến khích tận dụng các mỏ dầu khí đã khai thác cạn kiệt hoặc các công trình dầu khí hiện hữu để thu giữ, bơm ép và lưu trữ CO2; cho phép bổ sung hoạt động CCS vào các hợp đồng dầu khí hiện hữu. Nhà thầu có quyền sở hữu, trao đổi và mua bán tín chỉ carbon. Doanh thu từ bán tín chỉ carbon được hạch toán giảm phần chi phí thu hồi, trong khi chi phí thực hiện CCS được tính vào chi phí hoạt động dầu khí được phép thu hồi.

Luật cũng cho phép nhà thầu triển khai các công trình năng lượng ngoài khơi như điện gió, điện mặt trời... trong phạm vi hợp đồng dầu khí để phục vụ nhu cầu hoạt động của mỏ. Chi phí triển khai được tính vào chi phí được phép thu hồi của hợp đồng dầu khí.

Bên cạnh đó, Luật quy định chính sách ưu đãi đầu tư đặc biệt áp dụng cho các lô/mỏ nước sâu xa bờ, có điều kiện địa chất phức tạp, mỏ cận biên hoặc các dự án áp dụng công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR).

Luật đồng thời tích hợp các thủ tục phê duyệt, trong đó việc phê duyệt nội dung hợp đồng dầu khí hoặc thỏa thuận sửa đổi sẽ thay thế cho phê duyệt chủ trương đầu tư hoặc điều chỉnh chủ trương đầu tư dự án. Kế hoạch phát triển mỏ (EDP/FDP) được sử dụng thay cho báo cáo nghiên cứu tiền khả thi/khả thi đầu tư xây dựng.

Đây cũng là lần đầu Luật đưa vào quy định riêng nhằm khuyến khích phát triển chuỗi cung ứng dịch vụ kỹ thuật, công nghệ cao trong nước; đồng thời miễn thuế nhập khẩu đối với máy móc, thiết bị, vật tư chuyên dụng phục vụ nghiên cứu, chế tạo mà trong nước chưa sản xuất được.

Tác động của Luật Dầu khí (sửa đổi) tới các doanh nghiệp niêm yết

Theo Chứng khoán Rồng Việt (VDSC), các sửa đổi tập trung vào việc rút ngắn thủ tục, cải thiện tính kinh tế của dự án và hoàn thiện cơ chế đầu tư, qua đó có thể hỗ trợ quá trình phát triển mỏ và nâng cao khả năng thu hút nguồn lực cho hoạt động thăm dò – khai thác.

Đơn vị phân tích kỳ vọng các kết quả thăm dò tích cực gần đây đang mở ra dư địa bổ sung trữ lượng dầu khí trong nước.

Tại bể Cửu Long, giếng thẩm lượng Hải Sư Vàng-2X (HSV-2X) cho kết quả tích cực, qua đó nâng triển vọng tài nguyên của phát hiện Hải Sư Vàng so với ước tính trước đây ở mức 170-430 triệu thùng dầu quy đổi. Trong đó, mức ước tính cao hiện đã vượt 430 triệu thùng dầu quy đổi.

Tại bể Nam Côn Sơn, giếng Rồng Đôi Mới-1X (RDM-1X) ghi nhận khoảng 242,5 tỷ feet khối khí tại chỗ (tương đương khoảng 6,9 tỷ m3), trong khi giếng TU-14X tại Lô 04-3 được đánh giá sơ bộ có thể bổ sung thêm khoảng 500 triệu m3 tài nguyên khí.

Bên cạnh việc rút ngắn thủ tục phát triển mỏ, các quy định mới còn hướng tới cải thiện tính kinh tế của những nguồn tài nguyên khó thương mại hóa thông qua cơ chế dành cho mỏ cận biên, nâng cao hệ số thu hồi dầu khí và khai thác tận thu. Những cơ chế này có thể mở rộng khả năng phát triển các mỏ có hiệu quả kinh tế thấp, đồng thời khai thác tốt hơn phần tài nguyên còn lại tại các mỏ ở cuối vòng đời.

Luật đồng thời bổ sung cơ chế hợp nhất các phát hiện hoặc mỏ tại các lô liền kề để cùng thẩm lượng, phát triển, qua đó tối ưu hóa hạ tầng và cải thiện hiệu quả kinh tế. Bên cạnh đó, một số hoạt động chuyển tiếp giữa hợp đồng dầu khí cũ và mới cũng được cho phép nhằm hạn chế gián đoạn khai thác.

Các cơ chế này có ý nghĩa trong bối cảnh nhiều mỏ dầu khí hiện hữu tại Việt Nam đã bước vào giai đoạn khai thác trưởng thành và sản lượng suy giảm tự nhiên. Khi dư địa khai thác theo phương pháp thông thường giảm dần, các giải pháp như khoan bổ sung, can thiệp/sửa chữa giếng và nâng cao hệ số thu hồi ngày càng đóng vai trò quan trọng trong việc duy trì sản lượng.

Theo đó, Luật không chỉ hỗ trợ thương mại hóa các mỏ mới có quy mô nhỏ/cận biên mà còn có thể kéo dài vòng đời khai thác và gia tăng nhu cầu đối với các dịch vụ dầu khí tại những mỏ hiện hữu.

VDSC cho rằng PVD và PVS là hai doanh nghiệp niêm yết có khả năng hưởng lợi rõ nét nhất nếu các thay đổi trong Luật được triển khai hiệu quả và hỗ trợ đẩy nhanh hoạt động thăm dò, phát triển mỏ.

Đối với PVD, việc gia tăng hoạt động thăm dò, thẩm lượng và phát triển mỏ sẽ thúc đẩy nhu cầu đối với giàn khoan và dịch vụ kỹ thuật giếng khoan. Trong khi đó, các hoạt động nâng cao hệ số thu hồi và kéo dài vòng đời mỏ có thể gia tăng nhu cầu khoan bổ sung và sửa chữa giếng.

Nhu cầu trong nước hiện đã có dấu hiệu cải thiện, thể hiện qua các hợp đồng phục vụ chiến dịch khoan năm 2026 của PVD tại Lô 15-1, Lô 12/11 và mỏ Hải Sư Đen.

Đối với PVS, tác động có thể đến muộn hơn khi các dự án chuyển sang giai đoạn phát triển mỏ, qua đó tạo thêm cơ hội cho các mảng thiết kế, mua sắm, xây lắp và dịch vụ công trình biển.

Về dài hạn, việc mở rộng hành lang pháp lý sang lĩnh vực năng lượng ngoài khơi và CCS cũng có thể mở rộng dư địa công việc cho PVS, dựa trên năng lực cơ khí chế tạo và xây lắp ngoài khơi hiện hữu. Tuy nhiên, đây chưa phải là động lực lợi nhuận đáng kể đối với doanh nghiệp trong ngắn hạn.

GAS có thể hưởng lợi gián tiếp trong trung và dài hạn nếu các phát hiện khí được thương mại hóa, qua đó bổ sung nguồn khí nội địa cho hệ thống thu gom, vận chuyển và phân phối.

Trong khi đó, tác động trực tiếp đối với PVT, BSR, PLX và OIL tương đối hạn chế do hoạt động kinh doanh chính của các doanh nghiệp này nằm ở các khâu sau của chuỗi giá trị dầu khí.