Nhu cầu dịch vụ E&P vẫn đang bị trễ bất chấp giá dầu tăng đáng kể gần đây. Theo đánh giá của HSC, một mặt, sự chuyển hướng sang năng lượng xanh tại các nước phát triển đã cản trở các ông lớn dầu khí đầu tư vào các dự án thượng nguồn mới.
Trong khi đó, các nhà đầu tư vào dịch vụ E&P hài lòng với cổ tức bằng tiền mặt hoặc mua lại cổ phiếu thay vì đầu tư vào các mỏ khí mới.
Mặt khác, đại dịch COVID-19 đã cản trở hoạt động đi lại và vận tải, điều này làm giảm trực tiếp sản lượng tiêu thụ dầu trên toàn cầu.
 |
Tuy nhiên, trong những quý sắp tới, các nền kinh tế lớn sẽ tiếp tục duy trì hoạt động kinh tế tiêu thụ một lượng lớn các sản phẩm dầu khí, từ đó thúc đẩy nhu cầu đối với các sản phẩm dầu khí, và hỗ trợ nhu cầu đối với dịch vụ E&P.
Dù rủi ro vẫn hiện hữu trong bối cảnh lạm phát toàn cầu tiếp tục tăng cao, cùng với động thái tiếp tục thắt chặt chính sách tiền tệ của các ngân hàng trung ương lớn nhưng HSC tin rằng vốn đầu tư vào dịch vụ E&P sẽ tăng mạnh, bất chấp những khó khăn phía trước.
Nhu cầu đầu tư vào dịch vụ E&P cải thiện chỉ là vấn đề thời gian, giá dầu Brent vẫn duy trì ở trên mức hòa vốn sản xuất tại khu vực Đông Nam Á sẽ khuyến khích các chủ mỏ đẩy mạnh đầu tư vào dịch vụ E&P. Từ đó sẽ hỗ trợ giá thuê các dịch vụ thượng nguồn và tăng thêm khối lượng công việc cho các doanh nghiệp cung cấp dịch vụ.
 |
Hiện tại, giá dầu đang ở mức 97 USD/thùng, cao hơn gần gấp đôi so với giá đầu nguồn của các quốc gia trong khu vực Đông Nam Á. Theo IHS Markit, vốn đầu tư vào dịch vụ E&P toàn cầu đã chạm đáy vào năm 2016 và đã phục hồi ổn định kể từ đó. Tác động của dịch COVID-19 lắng xuống cũng sẽ tạo điều kiện thuận lợi cho đà hồi phục.
 |
Với vốn đầu tư cơ bản dự kiến là 10 tỷ USD, đại dự án khí Lô B được kỳ vọng sẽ hồi sinh ngành dịch vụ E&P của Việt Nam và PVS sẽ hưởng lợi lớn nhất từ sự kiện này.
Khi dự án Lô B được thông qua, HSC kỳ vọng PVS sẽ nhận được hợp đồng tiềm năng trị giá 1,3 tỷ USD (30,2 nghìn tỷ đồng) trong giai đoạn 2023-2025 với tư cách là nhà thầu EPC chính.
 |
Cùng với đó, PV Gas (GAS) và PV Drilling (PVD) là những doanh nghiệp khác được hưởng lợi từ sự kiện này.
Hiện GAS nhà đầu tư chính của dự án đường ống Lô B/Ô Môn, sẽ vận chuyển tối đa 7 tỷ m3 khí tự nhiên/năm, tương đương khoảng 70-80% sản lượng khí đường ống hiện tại của Việt Nam. Trong khi đó, PVD sẽ thực hiện chiến dịch khoan dài hạn cho dự án Lô B với khả năng sinh lời cao hơn so với các hợp đồng trong khu vực.
 |
Mỏ khí Lô B được ước tính sẽ cung cấp 7 tỷ m3 khí tự nhiên/năm với trữ lượng 176 tỷ m3. Nằm trong lưu vực Mã Lai-Thổ Chu ngoài khơi bờ biển Tây Nam, Dự án Lô B dự kiến sẽ bắt đầu sản xuất trong nửa cuối năm 2025, chậm hơn 2 năm so với kế hoạch muộn nhất.
Các nhà điều hành dự án bao gồm PVN (sở hữu 42,9% cổ phần), nhà điều hành E&P trong nước PVEP (sở hữu 26,8% cổ phần, cũng là một công ty con của PVN), và 2 công ty E&P hàng đầu châu Á là Moeco của Nhật Bản (sở hữu 22,5% cổ phần) và PTTEP của Thái Lan (sở hữu 7,7% cổ phần).
 |
Các chuyên gia trong ngành cho rằng dự án Lô B sẽ được phê duyệt quyết định FID sớm nhất vào quý 4/2022 do dự án hạ nguồn trọng điểm của dự án Lô B, nhà máy nhiệt điện khí Ô Môn III, đã được phê duyệt đầu tư vào đầu tháng 8/2022.
Ban đầu, dự án Ô Môn III bị trì hoãn do chi phí đầu tư cao hơn dự kiến và chính phủ Nhật Bản không sẵn sàng mở rộng quy mô các khoản vay ODA cần thiết để hoàn thành dự án. Việc chậm tiến độ dự án hạ lưu trọng điểm đã khiến các dự án thượng lưu bị chậm tiến độ trong một thời gian khá dài.
