Hợp đồng khoan và dịch vụ khoan lên đến 4,35 tỷ NOK được trao cho Odfjell Drilling, các hợp đồng khác trị giá hơn 50 tỷ NOK thuộc đề án mỏ Johan Sverdrup cũng đã được ký. Mỏ Johan Sverdrup có trữ lượng khoảng 1,7 - 3 tỷ thùng dầu quy đổi, với sản lượng đỉnh (550.000 - 650.000 thùng/ngày) sẽ chiếm 25% tổng sản lượng dầu khí của Na Uy. Sản lượng pha 1 dự kiến sẽ đạt 315.000 - 380.000 thùng/ngày. Cổ phần của các thành viên tham gia dự án gồm Statoil (40,0267%), Petoro (17,36%), Det Norske Oljeselskap (11,5733%), Lundin Norway (22,6%) và Maersk Oil (8,44%). Det Norske Oljeselskap ASA đã thỏa thuận mua lại giấy phép đầu tư của Noreco Norway AS và giao dịch này có hiệu lực từ 1/1/2016.

Theo Canadian Energy Research Institute (CERI), nếu tình trạng giá dầu thấp kéo dài đến năm 2021 sẽ tác động xấu đến kinh tế Canada do sẽ kìm hãm hoạt động khai thác dầu bi tum. CERI nghiên cứu qua mô hình tác động kinh tế của giá dầu thấp cho trường hợp quy chiếu với giả thiết giá dầu WTI tăng từ 53,25 USD/thùng (năm 2015) đến 72,88 USD/thùng (năm 2021) và trường hợp giá dầu WTI tăng từ 46,26 USD/thùng (năm 2015) đến 51,52 USD/ thùng (năm 2021). Trong trường hợp đầu, sản lượng dầu bitum sẽ tăng từ 2,1 triệu thùng/ngày lên 3,1 triệu thùng/ ngày trong giai đoạn nghiên cứu; đầu tư cơ bản trung bình cần 19.576 tỷ CAD/năm với tỷ giá USD/CAD = 0,85. Trong trường hợp 2, sản lượng dầu bitum chỉ đạt 2,9 triệu thùng/ngày vào năm 2021 từ mức 2 triệu thùng/ngày trong giai đoạn nghiên cứu; đầu tư cơ bản trung bình cần 13.703 tỷ CAD, với tỷ giá USD/CAD = 0,75. Xuất khẩu hàng hóa ngoài năng lượng đạt 7.558 tỷ USD cao hơn so với mức trung bình 7 năm (2015 - 2021) trong trường hợp giá dầu thấp. So sánh với trường hợp quy chiếu, trường hợp 2 cho thu nhập quốc dân giảm 24,5% trong GDP cộng dồn; giảm 22,6% trong bù lỗ, giảm 19,7% việc làm, thuế liên bang giảm 25% và thuế cấp bang (tỉnh) giảm 22,4%. Như vậy giá dầu rẻ bất lợi cho nền kinh tế tổng thể của Canada mặc dù có một số bang không có ngành công nghiệp dầu khí được lợi đáng kể. Với 1 CAD thu được từ giá dầu, GDP Canada sẽ thu được 1,7 tỷ CAD. Nghiên cứu của CERI làm nổi lên vấn đề về thuế đánh trên sản xuất - phân phối dầu khí. Với mức thuế 10,25 USD/thùng (gồm cả các loại phí) nếu kéo dài đến năm 2026 dựa trên dự báo tiêu thụ dầu ở Mỹ thì ngành dầu khí Canada không phát triển được.

Tập đoàn ENCAN (Canada, Calgary) cắt ngân sách đầu tư cơ bản năm 2016 thêm 900 triệu đến 1 tỷ USD, gồm giảm 20% nhân lực, đưa số lượng cán bộ - công nhân viên bị nghỉ việc từ năm 2013 đến nay lên gần 50%. Tuy nhiên việc cắt giảm nhân lực này ảnh hưởng rất ít đến sản lượng của tập đoàn. Dự báo sản lượng năm 2016 sẽ đạt 340.000 - 360.000 thùng dầu quy đổi/ngày, trong đó dầu thô chiếm 120.000 - 130.000 thùng/ngày và 1.300 - 1.400 triệu ft3 khí đốt. Năm 2015, ENCAN bị lỗ 5,2 tỷ USD chủ yếu do tiền thuế tăng.

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Mexico (Pemex) hoãn triển khai thêm các đề án, cắt giảm 5,5 tỷ USD ngân sách đầu tư năm 2016, xuống còn 20,8 tỷ USD. Các đề án bị hoãn chủ yếu ở vùng nước sâu (3,6 tỷ USD), số còn lại là phần dự chi cho nâng cao hiệu quả điều hành sản xuất - kinh doanh. Pemex cho biết bị lỗ 32 tỷ USD trong năm 2015, gấp đôi mức lỗ của năm 2014.

Total đã bắt đầu khai thác tại mỏ khí đốt và condensate ngoài khơi Tierra del Fuego, Argentina. Mỏ có thể sản xuất mỗi ngày 10 triệu m3 khí. Total đã phát triển mỏ với một giàn đầu giếng đặt ở vùng nước sâu 50m, nối bằng đường ống dài 77km để dẫn sản phẩm đến trạm xử lý Rio Cullen và Canadon Alpha trên đất liền do Total điều hành.Mỏ nằm trong lô tô nhượng Cuenca Marine Austral 1, do Total nắm giữ 37,5% cổ phần, cùng với Wintershall Energia (37,5% cổ phần) và Pan American Energy (25% cổ phần).

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Brazil Petrobras trước đây 5 năm đặt mục tiêu sớm trở thành một trong số các tập đoàn dầu khí hàng đầu thế giới sau khi phát hiện được nhiều mỏ dầu lớn tầng “dưới muối” ở vùng nước sâu. Nhưng với việc giá dầu giảm, các kế hoạch phát triển có nguy cơ bị phá sản. Theo Tổng giám đốc của Petrobras Aldemir Bendine, kế hoạch đầu tư năm 2016 đã bị cắt giảm 41% so với quyết định được đưa ra cuối năm 2015. 83% vốn đầu tư trong kế hoạch 5 năm sẽ dành cho hoạt động thượng nguồn. Đầu tư cho thăm dò khai thác các thành tạo chứa dầu tầng “dưới muối” đã bị giảm từ 67,6 tỷ USD xuống còn 58,6 tỷ USD. Đầu tư cho hoạt động hạ nguồn chỉ giữ đủ cho các nhà máy lọc dầu hoạt động với công suất chế biến hiện nay. Ngoài ra, Petrobras còn có kế hoạch bán tài sản dầu khí trị giá 15 tỷ USD để bổ sung cho thiếu hụt đầu tư ở các đề án biển sâu và để tái cấu trúc lại hệ thống kinh doanh, giúp tăng nguồn thu tiền mặt. Đáng lưu ý nhất là kế hoạch cắt giảm sản lượng khai thác. Theo kế hoạch cũ, đến năm 2020 Brazil sẽ khai thác 4,2 triệu thùng/ngày (gấp đôi sản lượng năm 2014), tuy nhiên con số này đã giảm xuống còn 2,8 triệu thùng/ngày và mức giảm hệ số gia tăng sản lượng hàng năm là 6%. Một số đề án trọng điểm có đối tác nước ngoài tham gia đang bị giãn tiến độ đến sau năm 2020. Theo kế hoạch cũ, 6 tàu khai thác sẽ được đưa vào hoạt động trong năm 2016 nhưng đến nay chỉ có 3 tàu làm việc trong kế hoạch mới, buộc Petrobras phải cắt giảm sản lượng 300.000 thùng/ ngày hoặc hơn trong năm 2016.

Tại Indonesia, theo Chủ tịch Hiệp hội Dầu khí Dipnala Tamzil, các nhà đầu tư quan tâm nhiều đến trữ lượng dầu khí ở các bồn trũng phía Đông nhưng chi phí khoan giếng ở đây rất cao, dao động trong khoảng 100 - 200 triệu USD/ giếng. Đề án nhà máy hóa lỏng khí nổi Abadi của Inpex theo mẫu của Chevron cũng như đề án mở rộng cơ sở khí hóa lỏng Tangguh của BP trị giá nhiều tỷ USD bị đóng băng. Sản lượng dầu tiếp tục giảm, nhu cầu dầu khí tăng trong lúc đầu tư giảm, hệ số gia tăng trữ lượng dầu thay thế cho khai thác giảm đến mức nguy hiểm. Lĩnh vực khí đốt có khá hơn nhưng khuynh hướng sản lượng giảm cũng đang diễn ra. Khoảng 27 hợp đồng PSC (chiếm 30% tổng sản lượng của Indonesia) sẽ hết hạn trong 5 năm tới. Nhưng dự báo Pertamina sẽ dùng quyền phủ quyết gia tăng thời hạn hợp đồng nhằm tăng vai trò của công ty dầu khí nhànước trong hoạt động thượng nguồn. ConocoPhillips đang tìm đối tác để bán lại các mỏ ở Lô B thuộc Natuna Sea (Indonesia) cùng với cơ sở vận chuyển hạ tầng và các nhà máy tiếp nhận trên đất liền phục vụ cho việc khai thác 3 mỏ dầu, 16 mỏ khí với sản lượng 30.000 thùng dầu/ngày và 335 triệu ft3 khí/ngày.

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Malaysia (Petronas) quyết định giảm chi phí hoạt động 12 tỷ USD trong 4 năm tới. Từ năm 2016, Petronas sẽ cắt giảm 3,6 - 4,8 tỷ USD trong chương trình tái cấu trúc và 1.000 nhân viên sẽ nghỉ việc. Lãnh đạo Petronas cho biết việc cắt giảm ngân sách sẽ tác động đến một số đề án lớn như phải phân định lại các pha của đề án Petronas Floating LNG2 (PFLNG2), kéo dài thời gian đưa vào hoạt động so với kế hoạch được duyệt trước đây. PFLNG2 theo kế hoạch cũ sẽ được đưa vào hoạt động trong năm 2018, có công suất 1,5 triệu tấn LNG/ năm, đặt tại mỏ khí Rutan trên Lô H vùng nước sâu ngoài khơi Sabah.

Ở Trung Đông, các công ty dầu khí đã đến Teheran tìm cơ hội đầu tư trở lại vào ngành dầu khí của đất nước hồi giáo này. Lãnh đạo Inpex (Nhật Bản) cho biết đang cùng với Total chuẩn bị quay trở lại mỏ dầu Nam Azadegan. Shell dự định sẽ làm nhà điều hành mỏ dầu Yadavaran, nằm gần với mỏ Majnoon của Iraq đang được Shell khai thác. Eni sẽ tham gia phát triển mỏ Darquain còn Gazprom Neft đã đàm phán để giành quyền phát triển mỏ Azar. Mỏ khí khổng lồ South Pars cũng nằm trong kế hoạch của các công ty dầu khí quốc tế (IOC). Iran đang dự thảo loại hình hợp đồng IPC (Iran Petroleum Contract) để thay thế loại hợp đồng mua lại mỏ (buy-back) trước kia đã áp dụng. Đây là loại hợp đồng tương tự như hợp đồng dịch vụ kỹ thuật đang được áp dụng ở Iran và được các IOC ưa thích nên Iran muốn dùng các điều khoản đổi mới mềm dẻo hơn để tăng tính hấp dẫn đầu tư. Các IOC đang thương lượng để đạt hệ số IRR (Internal rates of return) 20% vì chi phí cơ bản cao và phải chịu rủi ro điều hành. Các công ty dầu khí Mỹ như ExxonMobil, Chevron cũng chuẩn bị trở lại Iran. Hơn 50% các mỏ đang khai thác ở Iran được phát hiện trước đây 50 năm và đều là những mỏ lớn, trữ lượng thu hồi còn lại cao.

Royal Dutch Shell PLC đã quyết định rút khỏi liên doanh với Công ty Dầu mỏ Quốc gia Abu Dhabi (ADNOC) trong dự án phát triển các tầng khí chua Bab và chấm dứt mọi hoạt động ở đây. Thành tạo Bab là một đối tượng chứa khí đốt, condensate lớn nằm ở phía Tây Nam thủ đô Abu Dhabi, cùng với tổ hợp nhà máy xử lý và chế biến khí, dự định sẽ cung cấp 520 triệu ft3 khí tiêu chuẩn/ngày cho thị trường trong nước vào năm 2020.

Các đối tác tham gia đề án mỏ khí Leviathan ở vùng nước sâu Israel vừa duyệt lại kế hoạch phát triển mỏ và thỏa thuận với chính phủ Israel để tăng sản lượng từ 16 tỷ m3 khí/năm lên 21 tỷ m3 khí/năm. Kế hoạch phát triển mới mỏ này nhằm hoàn thiện thiết bị khai thác ngầm nối với các đường ống dẫn sản phẩm đến giàn cố định. Delek Group, nhóm thành viên của Avner Oil Exploration LP và Delek Drilling LP cho biết các đơn vị có cổ phần trong mỏ Leviathan đã thống nhất tăng đầu tư từ Quý IV/2016 để đề án có thể sớm đi vào khai thác vào năm 2019.

Đường ống dẫn dầu thô Uganda - Kenya (UKCOP) chạy qua miền Bắc Kenya là một trong ba đường ống dẫn dầu thô mới trong khu vực sẵn sàng đóng vai trò tác động phát triển kinh tế khu vực phía Đông châu Phi thông qua xuất khẩu dầu khí. UKCOP khi hoàn thành xây dựng sẽ vận chuyển dầu thô Uganda, Kenya, Tanzania và có thể cả Nam Sudan, Ethiopia tới các cảng ở Ấn Độ Dương để xuất khẩu sang Trung Quốc, Nam Á và các thị trường khác, đảo ngược lịch sử nhập khẩu dầu mỏ của các nước Đông Phi. Đường ống thứ ba được thiết kế để vận chuyển sản phẩm lọc dầu vào nội địa từ các nước ven bờ Ấn Độ Dương. Đường ống UKCOP dài 932 dặm, trong đó 404 dặm trên đất Uganda, 528 dặm trên đất Kenya. Dầu thô được phát hiện ở Uganda năm 2006 và ở Kenya năm 2012. Trữ lượng của Kenya hiện nay chưa được xác minh nhưng Tullow Oil PLC cho rằng sản lượng có thể đạt 100.000 thùng/ngày. Trữ lượng dầu của Uganda tăng rất nhanh, từ 300 triệu thùng năm 2006 lên 3,5 tỷ thùng năm 2012 và 6,5 tỷ thùng vào năm 2015, trong đó ít nhất 1,5 tỷ thùng có thể thu hồi. Trữ lượng trên còn có thể tăng hơn nữa vì đến nay chỉ mới có 40% diện tích được thăm dò.

Nghiên cứu khả thi do Toyota Tshuso Corp. tiến hành ước tính đề án đường ống UKCOP cần có vốn đầu tư khoảng 4,7 tỷ USD, chi phí điều hành khoảng 131,5 triệu USD/năm. Chính phủ Kenya dự kiến đường ống sẽ hoàn thành xây dựng và đưa vào sử dụng vào năm 2018 hoặc 2019. Công suất vận chuyển thiết kế của đường ống là 300.000 thùng/ngày trong đó 200.000 thùng từ Uganda và 100.000 thùng từ Kenya. Đây là loại dầu nhiều sáp, đông đặc ở nhiệt độ 40oC, nên cần gia nhiệt đường ống và nhiều trạm bơm dọc tuyến đường ống. Toyota Tshuso còn dành bổ sung công suất vận chuyển khoảng 130.000 thùng/ ngày cho dầu từ Nam Sudan. Total SA đưa ra một phương án thay thế với đường ống chạy ngang qua Tanzania đến cảng của Tanga ở Ấn Độ Dương. Uganda đang cùng Tanzania nghiên cứu khả năng sử dụng phương án này.

GS.TS. Trần Ngọc Toản (tổng hợp)