Trong báo cáo ngành vừa công bố, Chứng khoán MBS cho rằng, sau hơn ba năm triển khai, Luật Dầu khí 2022 đã bộc lộ một số điểm nghẽn về phân cấp, phân quyền, khiến tiến độ thẩm định và phê duyệt các dự án phát triển mỏ còn kéo dài.

Cuối tháng 10/2025, Chính phủ đã ban hành Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP như một giải pháp tháo gỡ trước mắt, giao PVN thực hiện một phần nhiệm vụ, quyền hạn vốn thuộc Bộ Công Thương. Trong đó, tập đoàn được phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ đối với một số dự án và phê duyệt điều chỉnh kế hoạch khai thác sớm.

Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi là bước đi tiếp theo nhằm luật hóa và mở rộng cơ chế phân quyền nói trên, đồng thời bổ sung các nội dung mới liên quan đến CCS, năng lượng ngoài khơi và cơ chế tài chính dành cho PVN.

Quá trình xây dựng dự thảo được đẩy nhanh trong năm 2026. Ngày 3/4, Chính phủ ban hành Nghị quyết 81/NQ-CP, thông qua 5 nhóm chính sách làm cơ sở xây dựng dự án luật. Đến ngày 14/7, Ủy ban Thường vụ Quốc hội ban hành Kết luận 101/KL-UBTVQH16 định hướng tiếp thu, chỉnh lý.

Ngày 3/8, Quốc hội nghe Tờ trình và Báo cáo thẩm tra dự án Luật Dầu khí sửa đổi. Đến ngày 8/8, dự án luật được thảo luận tại hội trường, trong đó nhiều ý kiến tập trung vào Điều 60, cơ chế xử lý chi phí của PVN và khung pháp lý dành cho CCS. Ngày 17/8, Ủy ban Thường vụ Quốc hội thống nhất trình Quốc hội dự thảo đã được chỉnh lý.

Một thay đổi đáng chú ý là cơ chế phân cấp thẩm quyền giữa Thủ tướng, Bộ Công Thương và PVN.

Theo dự thảo, PVN được giao thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh một số nội dung liên quan đến hoạt động dầu khí, trên cơ sở ý kiến thẩm định của Bộ Công Thương. Phạm vi gồm đề cương chi tiết và dự toán chi phí đề án điều tra cơ bản dầu khí sử dụng vốn ngoài ngân sách; kế hoạch và kết quả lựa chọn nhà thầu ký hợp đồng dầu khí; nội dung hợp đồng dầu khí và các điều chỉnh liên quan.

Trong khi đó, Bộ Công Thương và Thủ tướng vẫn giữ thẩm quyền đối với các quyết định có thể làm thay đổi đáng kể trữ lượng, tổng mức đầu tư, chi phí thu hồi hoặc nghĩa vụ tài chính của Nhà nước.

So với Luật Dầu khí 2022, cơ chế mới trao cho PVN quyền chủ động lớn hơn trong quá trình triển khai dự án. Trước đây, phần lớn kế hoạch phát triển mỏ và hợp đồng dầu khí thuộc thẩm quyền phê duyệt của Bộ Công Thương hoặc Thủ tướng, trong khi PVN chủ yếu đóng vai trò tổ chức thực hiện.

Cơ chế phân quyền một phần mới chỉ được thí điểm từ cuối năm 2025 thông qua Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP. Dự thảo lần này đưa cơ chế đó lên cấp luật, đồng thời giữ lại thẩm quyền của cơ quan quản lý đối với các dự án phức tạp hoặc có yếu tố nhạy cảm về quốc phòng, an ninh.

Tháo gỡ khoản chi phí PVN đã thực hiện thay Nhà nước

Bên cạnh phân quyền, cơ chế tài chính của PVN là một trong những nội dung đáng chú ý của dự thảo.

Điều 56-60 làm rõ hơn vai trò của PVN khi thay mặt Nhà nước thực hiện một số chức năng quản lý hợp đồng dầu khí với tư cách “đại diện nước chủ nhà”. Đi kèm với đó là cơ chế xử lý các nghĩa vụ tài chính mà tập đoàn đã thực hiện thay trước đây.

Đặc biệt, Điều 60 và khoản 5 Điều 62 quy định nguyên tắc xử lý những khoản chi phí PVN đã thực hiện thay nghĩa vụ của nước chủ nhà, kể cả các khoản phát sinh trước thời điểm Luật Dầu khí 2022 có hiệu lực nhưng chưa được giải quyết.

Theo báo cáo của MBS Research, cơ chế này tạo cơ sở pháp lý để xử lý các khoản tồn đọng thay vì phải xin chủ trương riêng lẻ cho từng trường hợp như trước.

Việc làm rõ cơ chế quyết toán cũng có thể giúp minh bạch hóa dòng tiền giữa Nhà nước và doanh nghiệp, giảm tình trạng công nợ tồn đọng kéo dài trên báo cáo tài chính của tập đoàn. Tuy nhiên, các khoản này vẫn phải trải qua quá trình báo cáo, xin ý kiến cấp có thẩm quyền, đồng thời chịu sự kiểm tra và kiểm toán chặt chẽ.

Luật Dầu khí 2022 chưa có quy định chuyển tiếp rõ ràng đối với các khoản PVN đã chi thay nước chủ nhà. Theo báo cáo, trước đây một số trường hợp phải xin chủ trương xử lý riêng, trong đó có việc xử lý thuế VAT phải báo cáo cấp có thẩm quyền và chờ Quốc hội ban hành nghị quyết.

Dự thảo mới bổ sung nguyên tắc xử lý cũng như điều khoản chuyển tiếp đối với các khoản phát sinh trước thời điểm Luật Dầu khí 2022 có hiệu lực.

Lần đầu đưa CCS và năng lượng ngoài khơi vào luật

Một điểm mới khác của dự thảo là việc lần đầu tiên xây dựng khung pháp lý cấp luật cho hoạt động thu giữ, lưu trữ carbon và phát triển năng lượng ngoài khơi.

Hai lĩnh vực này được quy định tại Chương 8 và Chương 9, trên cơ sở tận dụng hạ tầng và dữ liệu sẵn có của ngành dầu khí. Đây là nội dung chưa xuất hiện trong Luật Dầu khí 2022.

Theo MBS Research, việc luật hóa CCS có thể mở ra thêm dư địa hoạt động cho ngành dầu khí khi các mỏ truyền thống bước vào giai đoạn suy giảm. Việt Nam cũng có thể tận dụng kinh nghiệm, hạ tầng và dữ liệu địa chất hiện hữu để phát triển các dịch vụ liên quan tới thu giữ và lưu trữ carbon.

Đối với năng lượng ngoài khơi, hành lang pháp lý mới tạo cơ sở để tận dụng năng lực kỹ thuật của các doanh nghiệp dầu khí trong những lĩnh vực mới.

Tuy nhiên, hiệu quả thực tế của những quy định này vẫn phụ thuộc lớn vào tiến độ xây dựng các nghị định, thông tư và hướng dẫn thi hành sau khi luật có hiệu lực.

Dự thảo cũng bổ sung chính sách ưu đãi nhằm khuyến khích phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên, đặc biệt tại vùng nước sâu và xa bờ.

Điều 43 thuộc Chương VI mở rộng các chính sách khuyến khích đầu tư, đồng thời thúc đẩy ứng dụng khoa học - công nghệ nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu.

So với Luật Dầu khí 2022, các quy định ưu đãi được mở rộng hơn về phạm vi, hướng đến những mỏ có điều kiện địa chất và kinh tế khó khăn. Đây là nhóm tài nguyên trước đây có thể chưa đủ hiệu quả để đưa vào khai thác thương mại.

Việc bổ sung cơ chế mới được kỳ vọng tạo động lực phát triển những mỏ cận biên, qua đó góp phần duy trì sản lượng khai thác trong nước trong bối cảnh nhiều mỏ lớn truyền thống đang suy giảm.

Nhóm thượng nguồn chịu tác động trực tiếp nhất

Theo phân tích của MBS Research, những thay đổi trong Luật Dầu khí sửa đổi tác động trực tiếp nhất đến nhóm doanh nghiệp thượng nguồn, bởi đây là nhóm gắn chặt với chu kỳ đầu tư, hoạt động khoan và tiến độ phát triển các mỏ.

Việc rút ngắn quy trình phê duyệt có thể giúp các dự án lớn chuyển nhanh hơn từ giai đoạn chuẩn bị sang triển khai, qua đó gia tăng nhu cầu về dịch vụ kỹ thuật, xây lắp và khoan dầu khí.

Trong nhóm này, PVS có mức độ gắn kết lớn với các dự án trọng điểm như Lô B - Ô Môn, Lạc Đà Vàng và các dự án điện gió ngoài khơi. Khối lượng công việc xây lắp cơ khí dầu khí được dự báo bước vào giai đoạn cao điểm khi nhiều dự án cần đáp ứng tiến độ đón dòng dầu và khí trong giai đoạn 2027-2030.

Với PVD, nhu cầu khoan trong nước có thể được hỗ trợ khi tiến độ phát triển các mỏ được đẩy nhanh. Báo cáo cũng cho biết tỷ lệ sử dụng giàn khoan tại Đông Nam Á thời gian qua thường xuyên vượt 95%, trong khi giá thuê giàn được dự báo duy trì ở mức cao trong chu kỳ vài năm tới.

Ngoài hoạt động khoan, nhu cầu thăm dò các mỏ mới cũng tạo thêm công việc cho mảng kỹ thuật giếng khoan, lĩnh vực thường đóng góp khoảng 35-40% doanh thu của PVD.

Nhóm trung nguồn như GAS và PVT được đánh giá có thể hưởng lợi gián tiếp nếu hoạt động khai thác dầu khí gia tăng, kéo theo nhu cầu xử lý, vận chuyển khí và dầu. Trong khi đó, nhóm hạ nguồn gồm BSR, PLX và OIL chủ yếu hưởng lợi từ khả năng duy trì nguồn cung ổn định hơn.

Dù vậy, tác động của việc sửa luật không đồng nghĩa các doanh nghiệp dầu khí sẽ ngay lập tức ghi nhận tăng trưởng lợi nhuận. Theo MBS, đối với nhóm thượng nguồn, yếu tố chính nằm ở việc rút ngắn chu kỳ phê duyệt và đẩy nhanh thời điểm triển khai dự án, thay vì bản thân việc mở rộng thị trường.

Tuy nhiên, kết quả kinh doanh thực tế vẫn phụ thuộc vào khả năng chuyển hóa khối lượng công việc thành doanh thu và lợi nhuận, tiến độ từng dự án, giá dầu quốc tế cũng như chu kỳ giá thuê giàn khoan.