Nguồn lực mới cho Petrovietnam và bài học từ các ‘ông lớn’ dầu khí toàn cầu

Nguồn vốn "chấp nhận rủi ro" ngày càng tăng

Tìm kiếm, thăm dò dầu khí là mắt xích đầu tiên và cũng rủi ro nhất trong chuỗi giá trị năng lượng. Không mỏ dầu khí nào được đưa vào khai thác nếu trước đó doanh nghiệp không bỏ ra nhiều năm nghiên cứu địa chất, thu nổ địa chấn, khoan tìm kiếm và khoan thẩm lượng. Đây là những khoản đầu tư mà kết quả cuối cùng có thể là con số 0.

Khác với một dự án sản xuất thông thường, doanh nghiệp dầu khí phải đầu tư trước hàng năm, thậm chí cả thập kỷ, chỉ để trả lời câu hỏi: dưới lòng đất hay đáy biển có dầu khí hay không và nếu có thì có đủ điều kiện thương mại hay không. Một giếng khoan nước sâu có thể tiêu tốn hàng chục, hàng trăm triệu USD nhưng vẫn có thể là giếng khô, khiến toàn bộ chi phí trở thành chi phí rủi ro.

Số liệu từ chính các tập đoàn năng lượng lớn nhất thế giới cho thấy quy mô của loại rủi ro này. Theo báo cáo tài chính năm 2024 của TotalEnergies (một tập đoàn năng lượng đa quốc gia đến từ Pháp), riêng khoản "chi phí thăm dò" (exploration costs) cho thấy phần lớn là các giếng khoan không thành công phải xóa sổ ngay trong kỳ đã lên tới 999 triệu USD, gần gấp đôi mức 573 triệu USD năm 2023. Trong khi tổng đầu tư cho mảng thăm dò - khai thác (E&P) năm 2024 là 9,06 tỷ USD. Trong năm 2024, Tập đoàn năng lượng Shell cũng chi khoảng 1,87 tỷ USD cho thăm dò, tăng nhẹ so với các năm trước nhưng đã giảm sâu so với đỉnh gần 5,3 tỷ USD năm 2013. ExxonMobil ghi nhận chi phí thăm dò khoảng 1 tỷ USD năm 2025. Những con số này cho thấy ngay cả tập đoàn hàng đầu cũng phải điều chỉnh liên tục "vốn chấp nhận rủi ro" theo chu kỳ giá dầu.

Ở cấp độ toàn ngành, theo hãng tư vấn Rystad Energy, giai đoạn 2020-2024, 6 tập đoàn năng lượng phương Tây lớn nhất (ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies, Eni) cũng chi trung bình khoảng 7 tỷ USD/năm cho thăm dò, giảm 30% so với mức 10 tỷ USD/năm giai đoạn 2016-2019. Trong khi đó, đầu tư ngoài khơi toàn cầu vẫn được dự báo áp sát 250 tỷ USD năm 2025, riêng Trung Đông tăng từ khoảng 33 tỷ USD (2023) lên khoảng 41 tỷ USD (2025). Điều này cho thấy vốn thăm dò không hề bị cắt bỏ trên bình diện toàn cầu mà dịch chuyển về nơi có cơ chế tài chính đủ ổn định để doanh nghiệp yên tâm đầu tư dài hạn.

Khối các công ty dầu khí đa quốc gia (NOC) cũng duy trì vốn thăm dò ổn định bất chấp biến động giá dầu. Saudi Aramco dự kiến chi 52-58 tỷ USD vốn đầu tư năm 2025, trong đó tập trung ưu tiên mảng thượng nguồn. CNOOC (Tập đoàn dầu khí lớn nhất Trung Quốc) dự kiến chi 125-135 tỷ Nhân dân tệ (khoảng 17,2-18,6 tỷ USD) năm 2025, trong đó thăm dò chiếm khoảng 16% tương đương gần 3 tỷ USD, tỷ lệ ổn định so với mức 132 tỷ Nhân dân tệ (18,15 tỷ USD) năm 2024. Việc các NOC lớn duy trì đều đặn một tỷ trọng vốn cho thăm dò, bất kể chu kỳ giá dầu, chính là biểu hiện cụ thể của nguyên tắc "tự tích lũy - tự tái đầu tư - tự chịu trách nhiệm" mà mô hình quỹ rủi ro hướng tới.

Cơ chế để doanh nghiệp tự chủ

Đánh giá cho thấy, Quỹ rủi ro tìm kiếm thăm dò giúp khắc phục sự không tương thích giữa chu kỳ đầu tư dài hạn với cơ chế tài chính ngắn hạn. Theo mô hình được nghiên cứu trước đây, Quỹ là nguồn vốn nội bộ được hình thành từ một phần lợi nhuận sau thuế của doanh nghiệp, sử dụng để hỗ trợ điều tra cơ bản, tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng và bù đắp một phần rủi ro của hoạt động dầu khí trong và ngoài nước. Như vậy, Quỹ không phải nguồn chi từ ngân sách Nhà nước, cũng không phải một hình thức ưu đãi để doanh nghiệp đầu tư thiếu trách nhiệm. Về bản chất, đây là cơ chế để doanh nghiệp tự tích lũy, tự tái đầu tư và tự chịu trách nhiệm với danh mục thăm dò của mình, phù hợp với đặc thù rủi ro cao, chu kỳ đầu tư dài, vốn không tương thích với chu kỳ lập kế hoạch lợi nhuận theo năm tài chính.

Nhằm nắm bắt cơ hội và phù hợp với mô hình quản trị của các tập đoàn trên thế giới, tại phiên họp thẩm tra sơ bộ Dự án Luật Dầu khí (sửa đổi) ngày 7/7/2026, Chủ tịch HĐTV Petrovietnam Lê Ngọc Sơn đã đề xuất khôi phục Quỹ rủi ro tìm kiếm thăm dò. Theo kiến nghị của Petrovietnam, Quỹ được kỳ vọng tạo nguồn lực chủ động cho hoạt động thăm dò, xử lý các rủi ro đặc thù, đồng thời hỗ trợ đầu tư vào công nghệ và những tiềm năng năng lượng mới. Kiến nghị xuất phát từ thực tiễn cụ thể: phần lớn mỏ chủ lực như Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng đã khai thác lâu năm và đang suy giảm sản lượng tự nhiên, trong khi cơ hội mới chủ yếu là mỏ nhỏ, mỏ cận biên hoặc nước sâu, xa bờ, cấu trúc địa chất phức tạp, đòi hỏi vốn lớn và thời gian thu hồi dài hơn.

Petrovietnam cho rằng, hiện trên thế giới, không nhiều nước quy định một quỹ mang tên pháp lý giống hệt mô hình Việt Nam, song hầu hết NOC và IOC lớn đều duy trì cơ chế tài chính tương đương. Bởi đây là lĩnh vực rủi ro rất cao nhưng quyết định sự tồn tại lâu dài của doanh nghiệp và an ninh năng lượng quốc gia, nên cần một cơ chế tài chính chuyên biệt, tách bạch với ngân sách hoạt động thông thường.

Tiến sĩ Phan Ngọc Trung, Trưởng ban Tư vấn Phản biện Hội Dầu khí Việt Nam, nguyên Thành viên Hội đồng thành viên Petrovietnam cho rằng thăm dò, khai thác dầu khí là lĩnh vực rủi ro rất cao, không gian hoạt động ngày càng thu hẹp; có trường hợp doanh nghiệp bỏ ra cả chục, cả trăm triệu USD cho giếng khoan thăm dò nhưng kết quả gần như bằng không. Trên thế giới, các tập đoàn dầu khí đều có cơ chế xây dựng quỹ tìm kiếm, thăm dò để bảo đảm hoạt động liên tục; chỉ những khoản chi tạo ra tài sản trữ lượng có hiệu quả khai thác mới nên coi là đầu tư, còn trường hợp không thành công cần ghi nhận là chi phí rủi ro.

Liên quan đến vấn đề này, mới đây, tham gia thảo luận tại Tổ về dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi), đại biểu Nguyễn Thanh Tùng (Đoàn ĐBQH TP.HCM) cũng cho rằng: Trên thế giới chỉ khoảng 20-40% giếng khoan thăm dò có phát hiện thương mại và đưa vào khai thác, thậm chí tại nhiều khu vực tỷ lệ này còn thấp hơn. Trong khi đó, chi phí đầu tư cho một giếng khoan ngoài khơi rất lớn, thời gian thu hồi vốn kéo dài từ 10-20 năm và luôn tiềm ẩn yếu tố bất định.

Theo đại biểu Nguyễn Thanh Tùng, nếu doanh nghiệp phải ghi nhận toàn bộ chi phí của các giếng khoan không thành công trong cùng một năm tài chính mà không có cơ chế dự phòng phù hợp thì báo cáo tài chính sẽ bị ảnh hưởng đáng kể. Điều này không chỉ tác động đến kết quả kinh doanh mà còn ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng tiếp cận vốn vay đối với các dự án có quy mô lớn.

Vì vậy, đại biểu kiến nghị nghiên cứu bổ sung cơ chế trích lập dự phòng rủi ro đối với hoạt động tìm kiếm, thăm dò dầu khí. Đồng thời tham khảo kinh nghiệm quốc tế, cho phép các khoản lỗ từ hoạt động thăm dò được phân bổ trong nhiều năm thay vì ghi nhận toàn bộ trong một năm tài chính.

Nguồn lực cho không gian năng lượng mới

Điểm đáng chú ý là phạm vi tác động của Quỹ không chỉ dừng ở dầu khí truyền thống. Theo TS Phan Ngọc Trung, việc khôi phục Quỹ còn hướng tới các dạng năng lượng khác, là cơ sở để Petrovietnam hiện thực hóa mục tiêu phát triển năng lượng mới, năng lượng tái tạo ngoài khơi theo tinh thần Kết luận số 76-KL/TW của Bộ Chính trị, gắn với quá trình chuyển dịch sang mô hình tập đoàn công nghiệp - năng lượng.

Trên nền tảng kinh nghiệm khảo sát địa chất, hoạt động ngoài khơi, quản lý mỏ, công trình biển và công nghệ lòng đất, Petrovietnam đang mở rộng sang điện gió ngoài khơi, hydrogen, thu giữ và lưu trữ carbon (CCS), LNG cùng các chuỗi công nghiệp năng lượng mới đòi hỏi cơ chế phù hợp về đầu tư, sử dụng tài nguyên, quản lý không gian biển và quản trị rủi ro, có nhiều điểm tương đồng với logic vận hành của quỹ rủi ro truyền thống. Cách tiếp cận này phù hợp định hướng tại Nghị quyết số 20-NQ/TW ngày 28/7/2026 của Ban Chấp hành Trung ương về xây dựng Việt Nam thành quốc gia biển mạnh, nhấn mạnh phát huy tiềm năng biển gắn với bảo đảm quốc phòng, an ninh.

Nếu được khôi phục, Quỹ có thể bố trí nguồn lực cho nghiên cứu, điều tra cơ bản, đánh giá tiềm năng, thử nghiệm công nghệ và chuẩn bị các dự án năng lượng mới liên quan trực tiếp đến năng lực cốt lõi của Petrovietnam vừa bảo đảm nguồn lực cho hoạt động thượng nguồn, vừa chuyển hóa thành quả hôm nay thành nền tảng tăng trưởng ngày mai.

Trao đổi về vấn đề này, đại biểu Quốc hội Bùi Thị Kim Tuyến (Đoàn ĐBQH tỉnh Phú Thọ) cho rằng, tìm kiếm, thăm dò là khâu có mức độ rủi ro cao trong chuỗi hoạt động dầu khí. Doanh nghiệp phải đầu tư nguồn vốn lớn cho khảo sát, khoan thăm dò nhưng phát hiện trữ lượng và khai thác thương mại không chắc chắn, trong khi các khu vực tiềm năng mới ngày càng phức tạp và thời gian thu hồi vốn kéo dài.

"Nếu toàn bộ rủi ro tiếp tục đặt lên vai doanh nghiệp, sẽ khó tạo động lực đầu tư vào những khu vực có ý nghĩa chiến lược đối với an ninh năng lượng quốc gia. Vì vậy, cần nghiên cứu cơ chế chia sẻ rủi ro giữa Nhà nước và doanh nghiệp, trong đó khôi phục Quỹ rủi ro tìm kiếm, thăm dò được xem là một công cụ phù hợp. Mục tiêu không phải bao cấp cho hoạt động đầu tư, mà tạo thêm nguồn lực để Petrovietnam có thể tiếp tục đầu tư vào những khu vực khó, có tiềm năng nhưng rủi ro cao", đại biểu Bùi Thị Kim Tuyến chia sẻ.

Nhìn rộng ra bức tranh toàn cầu, có một mẫu số chung: dù không cùng tên pháp lý, các tập đoàn hàng đầu thế giới từ IOC như ExxonMobil, Shell, TotalEnergies đến NOC như Saudi Aramco, CNOOC đều duy trì tỷ trọng vốn ổn định, tách bạch với ngân sách hoạt động thông thường, dành riêng cho thăm dò và các hoạt động rủi ro cao. Quy mô dao động từ vài trăm triệu đến vài tỷ USD mỗi năm tùy quy mô doanh nghiệp, nhưng điểm chung là được duy trì xuyên suốt các chu kỳ giá dầu, bởi cắt giảm đầu tư thăm dò hôm nay đồng nghĩa tạo khoảng trống trữ lượng và sản lượng trong tương lai.

Với Việt Nam, khi phần lớn mỏ chủ lực đã suy giảm tự nhiên và cơ hội mới ngày càng tập trung ở khu vực địa chất phức tạp, chi phí cao, việc khôi phục Quỹ rủi ro tìm kiếm thăm dò không đơn thuần là điều chỉnh kỹ thuật trong Luật Dầu khí (sửa đổi). Đây còn là điều kiện cần để Petrovietnam duy trì năng lực tìm kiếm, gia tăng trữ lượng, đồng thời tạo nền tảng tài chính để bước vào không gian năng lượng mới một cách chủ động, bài bản chuyển hóa kinh nghiệm quốc tế thành lợi thế cạnh tranh của Việt Nam trên trường quốc tế.