Dự thảo Nghị định hướng dẫn Luật Dầu khí: Đúng hướng nhưng cần hoàn thiện hơn

Dự thảo Nghị định quy định chi tiết một số điều và biện pháp để tổ chức, hướng dẫn thi hành Luật Dầu khí đang được Bộ Công Thương xin ý kiến đóng góp từ các Bộ, ngành, doanh nghiệp, nhà thầu dầu khí và tổ chức có liên quan nhằm hoàn thiện trước khi trình Chính phủ ban hành. Trao đổi với phóng viên Thông tấn xã Việt Nam bên lề Diễn đàn “Phát triển công nghiệp dầu khí Việt Nam: Đảm bảo tăng trưởng bền vững” vừa diễn tại Hà Nội, ông Vũ Quang Minh-nguyên Thứ trưởng Bộ Ngoại giao đã bày tỏ một số quan điểm trong xây dựng Nghị định  hướng dẫn thi hành Luật Dầu khí.

Phóng viên: Một trong những điểm mới đáng chú ý nhất của Luật Dầu khí (sửa đổi) năm 2026 là đẩy mạnh phân cấp, phân quyền cho Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) thực hiện nhiều nhiệm vụ chuyên môn, kỹ thuật trong hoạt động dầu khí. Vậy Nghị định tới đây sẽ phải cụ thể hóa việc phân cấp, phân quyền cho Petrovietnam như thế nào, thưa ông?

Ông Vũ Quang Minh: Trước hết cần thấy rõ việc phân quyền cho Petrovietnam có mục đích để rút ngắn thời gian từ lúc phát hiện dầu khí cho đến khi có thể khai thác được dòng dầu, dòng khí đầu tiên. Thực tế triển khai trong lĩnh vực thượng nguồn cho thấy, một năm chậm trễ là một năm mất sản lượng trong khi sản lượng dầu khí của Việt Nam hiện sụt giảm tự nhiên theo thời gian và chỉ còn khoảng một nửa so với đỉnh năm 2004. Luật đã trao quyền, do đó Nghị định cần phải cụ thể hoá việc phân quyền này để có thể thực thi.

Thứ nhất, cần có quy định rõ hạn thời gian các cơ quan chức năng xử lý các kiến nghị và ra quyết định. Dự thảo Nghị định hiện đã có nội dung khá tốt như: Cơ quan tiếp nhận chỉ được yêu cầu bổ sung hồ sơ một lần; cơ quan được lấy ý kiến quá hạn không trả lời thì coi như không phản đối, mỗi bước thẩm định có thời hạn cụ thể. Cơ chế thí điểm theo tinh thần Nghị quyết số 66.6/2025/NQ-CP (ban hành và có hiệu lực từ ngày 28/10/2025 đến ngày 28/02/2027) đã cho thấy giao Petrovietnam phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ rút ngắn được khoảng từ 1-2 tháng. Vì vậy, Dự thảo Nghị định đưa cơ chế này thành quy định lâu dài là rất chính xác.

Thứ hai, phân quyền phải đi đôi với công bố công khai và rộng rãi, minh bạch về cơ chế và các quy định này. Petrovietnam từ nay vừa là nhà đầu tư, vừa thẩm định kế hoạch của các nhà thầu khác, vừa thực hiện thay một số nghĩa vụ tài chính của Nhà nước và được bù trừ từ nguồn thu dầu khí. Kinh nghiệm của Na Uy với Petoro (công ty thuộc sở hữu hoàn toàn của Chính phủ hoạt động trong lĩnh vực dầu khí) hay với đơn vị quản lý dầu khí tách riêng trong Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Malaysia (Petronas) cho thấy cách tách biệt rõ ràng các vai trò này không phải là làm bớt quyền, mà là minh bạch hoá: Cần công bố công khai quy chế thẩm định, báo cáo hằng năm về số hồ sơ đã duyệt và thời gian xử lý, chi phí làm thay Nhà nước được kiểm toán độc lập bắt buộc chứ không phải "nếu có"; nhà thầu bị từ chối có quyền đề nghị Bộ Công Thương xem xét lại. Dự thảo Nghị định hiện mới yêu cầu Petrovietnam gửi bản sao văn bản cho Bộ, vì vậy cần tiến thêm một bước là công bố để cho các nhà đầu tư quốc tế được biết.

Thứ ba là tạo điều kiện để các nhà đầu tư nước ngoài có đủ thông tin về quy trình đăng ký đầu tư. Nghị định đã có những quy định rất tốt như thông báo mời thầu song ngữ, cho phép công ty địa vật lý tự bỏ vốn thu nổ địa chấn và bán dữ liệu, cho tiếp cận dữ liệu điều tra cơ bản theo phí dịch vụ. Tuy nhiên, Dự thảo Nghị định nên cân nhắc bổ sung một vài quy định theo kinh nghiệm của các nước, đó là một lịch mời thầu định kỳ hằng năm để nhà đầu tư biết trước và mốc giải mật dữ liệu của các hợp đồng đã kết thúc. Thời hạn đăng ký dự thầu 30 ngày trong dự thảo Nghị định cũng có thể là quá ngắn cho một công ty chưa có mặt tại Việt Nam.

Phóng viên: Theo ông Dự thảo Nghị định sẽ phải cụ thể hóa chính sách ưu đãi thu hút đầu tư của Luật Dầu khí 2026 như thế nào để khuyến khích phát triển các mỏ nhỏ, cận biên, nước sâu xa bờ, gia tăng hệ số thu hồi dầu khí; khai thác tận thu tại các mỏ, cụm mỏ, lô dầu khí?

Ông Vũ Quang Minh: Các mức ưu đãi về thuế như thuế thu nhập doanh nghiệp là 32% hoặc 25%; thuế xuất khẩu dầu thô là 10%  hoặc 5%; mức thu hối chi phí tối đa 80% sản lượng dầu khí khai thác được trong năm hoặc 70% không phải điểm mới của Luật 2026 mà đã có từ Luật Dầu khí 2022. Điểm mới của Luật 2026 rất đáng hoan nghênh là cách ưu đãi như cơ chế riêng cho mỏ cận biên; thêm mức thu hồi chi phí cho dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu; mở rộng khai thác tận thu khi hợp đồng hết hạn.

Dự thảo Nghị định đã đi đúng hướng khi đưa ra các tiêu chí rõ ràng để xác định ưu đãi. Cụ thể, tiêu chí nước sâu xa bờ được định lượng rõ với độ sâu từ 150 m hoặc cách bờ từ 150 km. Lần đầu tiên có tiêu chí "địa chất phức tạp" bằng văn bản: Cấu trúc phân khối nhỏ, vỉa chặt xít, nhiệt độ áp suất cao, hàm lượng khí CO₂ cao - đúng với đặc điểm nhiều mỏ của Việt Nam.

Với mỏ cận biên, cách tính hiệu quả được đổi từ "cả đời dự án" sang "từ thời điểm duyệt kế hoạch phát triển mỏ"- tức là không bắt nhà đầu tư gánh chi phí thăm dò đã bỏ ra vào phép tính của quyết định hôm nay. Bên cạnh đó, Dự thảo Nghị định đã có quy định mới rất hợp lý là khi mỏ cận biên khai thác vượt trữ lượng được duyệt, tức là trở thành không cận biên thì nước chủ nhà được hưởng phần giá trị tăng thêm.

Tuy nhiên ở điểm này, Dự thảo Nghị định cần được hoàn thiện hơn nữa. Thứ nhất, ngưỡng "tỷ suất hoàn vốn tiệm cận dưới 10%" chưa xác định rõ và Dự thảo Nghị định chưa đề cập tính theo kịch bản giá dầu nào, tỷ lệ chiết khấu nào. Vì vậy, Bộ Công Thương nên cân nhắc công bố hằng năm một bộ giả định chuẩn để mọi dự án có thể được ước tính trên cùng một thước đo.

Thứ hai, công thức thu lại lợi ích nên viết thẳng vào Nghị định, thay vì để từng nhà thầu đề xuất; nếu không, mỗi mỏ lại phải có một cuộc thương lượng, mà thương lượng từng mỏ chính là vấn đề làm mất nhiều năm trong quá khứ.

Thứ ba, nhiều mỏ của Việt Nam gồm nhiều khối cấu tạo rất khác nhau. Vì vậy nên cho phép xét ưu đãi theo từng khối khi tách được chi phí và sản lượng, để khối khó không bị bỏ lại, còn khối dễ không được hưởng ưu đãi không chính đáng.

Một điểm quan trọng cần lưu ý nữa là với nhà đầu tư dầu khí, thuế thấp quan trọng nhưng không phải là ưu tiên lớn nhất. Các nhà đầu tư mong muốn có một khuôn khổ pháp lý, một luật chơi ổn định lâu dài. Na Uy giữ chế độ thuế 78% suốt hơn 30 năm mà vẫn là nơi thu hút nhiều nhà đầu tư nhất; Indonesia sửa cơ chế chia sản phẩm 3 lần trong 7 năm và đang phải trả giá. Dự thảo Nghị định có hai điểm rất đáng ghi nhận theo hướng này: Quy định hợp đồng chia sản phẩm mẫu bắt buộc với phạm vi đàm phán được giới hạn rõ, và điều khoản chuyển tiếp cho phép các mỏ hiện hữu cũng tiếp cận được cơ chế mới.

Phóng viên: Lần đầu tiên Luật Dầu khí sửa đổi năm 2026 đã luật hóa hoạt động thu giữ và lưu trữ carbon (CCS) nhằm giảm đáng kể rủi ro pháp lý ban đầu cho các nhà đầu tư. Vậy Dự thảo Nghị định phải cụ thể hóa như thế nào để từ "điều kiện cần" thành "điều kiện đủ" thưa ông?

Ông Vũ Quang Minh: Theo đánh giá của tôi, Dự thảo Nghị định hiện nay đã vượt kỳ vọng trong lĩnh vực này. Chương về CCS có 8 Điều và có quy định rõ về 2 vấn đề then chốt với một dự án CCS: Dòng tiền và trách nhiệm - những điều kiện cần. Về dòng tiền, chi phí CCS được tính là chi phí dầu khí và thu hồi trong hợp đồng; doanh thu bán tín chỉ carbon được dùng để bù chi phí trước, phần vượt sẽ được chia giữa nhà thầu và nước chủ nhà. Về trách nhiệm, nhà thầu phải giám sát kho chứa CO₂ bằng chi phí của mình tối thiểu 20 năm sau khi ngừng bơm ép và chỉ được bàn giao khi không rò rỉ, CO₂ ổn định đúng mô hình và giếng đã hủy đạt chuẩn. Đó cũng là tiêu chuẩn của châu Âu. Dự thảo Nghị định cũng cho phép nhà thầu nhận CO₂ từ nguồn phát thải bên ngoài, tức là mở đường cho dịch vụ lưu trữ. Điều này có ý nghĩa lớn với các nhà máy điện khí và khu công nghiệp ven biển.

Vậy "điều kiện đủ" còn thiếu gì? Một là người nhận trách nhiệm cuối cùng. Dự thảo quy định sau 20 năm kho chứa được chuyển giao cho Petrovietnam là một doanh nghiệp. Thông lệ EU, Na Uy, Anh là chuyển giao cho Nhà nước vì CO₂ nằm dưới lòng đất hàng trăm năm, lâu hơn tuổi đời của bất kỳ công ty nào. Kèm theo đó cần một khoản đóng góp vào quỹ giám sát sau chuyển giao, trích từ chính chi phí CCS được thu hồi, giống như quỹ thu dọn công trình dầu khí đã có.

Hai là hạ tầng dùng chung. Kho chứa xây bằng chi phí thu hồi, tức là một phần bằng tiền của nước chủ nhà thì phải mở cho bên thứ ba theo biểu phí được duyệt, như đã làm với đường ống khí. Nếu mỗi lô một kho riêng, chi phí mỗi tấn CO₂ không bao giờ giảm được.

Ba là thị trường cho tín chỉ. Dự thảo Nghị định chỉ có thể nói "tín chỉ được bán theo pháp luật môi trường"; còn tín chỉ có bán được hay không phụ thuộc vào Nghị định số 29/2026/NĐ-CP ngày 19/1/2026 của Chính phủ về Sàn giao dịch carbon trong nước và Quy định đo đạc – báo cáo – thẩm định của Bộ Nông nghiệp và Môi trường. Hai văn bản này phải được song hành, nếu không chương CCS khó có thể thực thi hiệu quả. Ngoài ra, cũng cần làm rõ một nội dung trong Dự thảo Nghị định về cách tín chỉ bù chi phí- hiện còn có thể hiểu theo hai nghĩa.

Bốn là tầm nhìn khu vực. Malaysia đã có luật thu giữ, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS) riêng và nhận CO₂ xuyên biên giới; Indonesia dành một phần dung lượng kho chứa cho CO₂ nước ngoài; Nhật Bản, Hàn Quốc, Singapore đang đi tìm nơi chôn CO₂. Việt Nam có các cấu tạo đã cạn và các mỏ khí hàm lượng CO₂ cao ở bể Sông Hồng và bể Nam Côn Sơn. Trong khi đó, Dự thảo Nghị định giới hạn ở CCS gắn với dầu khí để khởi động nhanh; nhưng Chính phủ nên sớm đặt lịch cho khung CCS độc lập để ngành dầu khí với hạ tầng ngoài khơi, đội ngũ kỹ thuật và hiểu biết địa chất sẵn có sẽ trở thành người cung cấp dịch vụ lưu trữ cho cả nền kinh tế, chứ không chỉ xử lý CO₂ của chính mình.

Làm được bốn việc đó, CCS không còn là một chương trong Dự thảo Nghị định mà sẽ trở thành một ngành mới và đó mới là đóng góp thực chất của dầu khí cho mục tiêu Net Zero 2050./.

Phóng viên: Xin cảm ơn ông!