Kết quả kinh doanh

Doanh thu tín chỉ carbon: Ai được hưởng, thu hồi chi phí thế nào?

Vietnamfinance
· 06/10/2026

Luật Dầu khí số 10/2026/QH16 được Quốc hội thông qua và có hiệu lực từ ngày 1/3/2027. Để cụ thể hóa luật, Bộ Công Thương đang lấy ý kiến dự thảo Nghị định quy định chi tiết một số điều và biện pháp tổ chức, hướng dẫn thi hành.

Một nội dung mới đáng chú ý là Chương IX về hoạt động thu giữ, vận chuyển, bơm ép và lưu trữ CO₂ (CCS), gồm 8 điều từ Điều 70 đến Điều 77. Đây là chương hoàn toàn mới so với Nghị định 45/2023/NĐ-CP.

Bên cạnh các quy định về kỹ thuật và an toàn, dự thảo lần đầu đặt CCS vào bài toán kinh tế của hoạt động dầu khí, với các nội dung liên quan đến chi phí thực hiện, doanh thu tín chỉ carbon và cơ chế thu hồi chi phí.

CCS đòi hỏi vốn đầu tư lớn cho hệ thống thu giữ, vận chuyển, giếng bơm ép và khu vực lưu trữ CO₂. Trong khi đó, khác với khai thác dầu khí, hoạt động này không tạo ra dòng tiền trực tiếp từ sản phẩm dầu, khí.

Luật Dầu khí năm 2026 mở thêm một hướng tạo nguồn thu khi quy định nhà thầu thực hiện CCS có quyền sở hữu, trao đổi và mua bán tín chỉ carbon theo pháp luật về bảo vệ môi trường.

Đáng chú ý, doanh thu từ bán tín chỉ carbon được hạch toán giảm phần chi phí thu hồi, trong khi chi phí thực hiện CCS được tính vào chi phí hoạt động dầu khí được phép thu hồi.

Cơ chế này đưa tín chỉ carbon từ một công cụ môi trường trở thành một yếu tố có giá trị kinh tế trong dự án CCS. Khi lượng CO₂ được thu giữ và lưu trữ đáp ứng điều kiện để hình thành tín chỉ, việc giao dịch có thể tạo thêm nguồn thu cho nhà thầu, qua đó hỗ trợ bù đắp một phần chi phí đầu tư và vận hành.

Đây cũng là điểm quan trọng đối với tính khả thi tài chính của CCS, bởi chi phí đầu tư ban đầu lớn trong khi thời gian thu hồi vốn có thể kéo dài.

Theo Tờ trình của Bộ Công Thương, dự thảo Nghị định bổ sung quy định về đánh giá, lựa chọn thành tạo địa chất để lưu trữ CO₂; triển khai CCS trong khuôn khổ hợp đồng dầu khí; yêu cầu kỹ thuật, an toàn; thu dọn công trình sau khi kết thúc hoạt động; cùng cơ chế hạch toán chi phí CCS và doanh thu từ tín chỉ carbon.

Như vậy, CCS đang được đặt trong cùng bài toán kinh tế với hợp đồng dầu khí, thay vì chỉ được xem là một hoạt động môi trường.

Cách tiếp cận này có thể tạo thêm động lực cho các nhà thầu dầu khí tham gia CCS, nhất là khi nhiều mỏ hiện hữu suy giảm sản lượng, còn các dự án mới ngày càng phải đối mặt với điều kiện địa chất phức tạp, vùng nước sâu, xa bờ và nhu cầu vốn lớn.

Luật Dầu khí 2026 cũng cho phép tận dụng dữ liệu điều tra dầu khí, hạ tầng và công trình của các mỏ hiện hữu phục vụ hoạt động CCS. Việc chuyển đổi một phần các mỏ suy giảm hoặc đã khai thác hết sang chức năng lưu trữ CO₂ có thể giúp tận dụng hạ tầng sẵn có và giảm nhu cầu đầu tư mới.

Về dài hạn, cơ chế này có thể hình thành một chuỗi giá trị mới: doanh nghiệp đầu tư hạ tầng CCS, tạo tín chỉ carbon, giao dịch tín chỉ để phát sinh doanh thu và sử dụng nguồn thu này hỗ trợ thu hồi chi phí.

Tuy nhiên, để cơ chế vận hành, dự thảo vẫn cần làm rõ nhiều vấn đề, đặc biệt là quyền sở hữu tín chỉ carbon, thời điểm ghi nhận doanh thu, các khoản chi phí được phép thu hồi và cách phân bổ lợi ích giữa Nhà nước và nhà thầu.

Trong quá trình góp ý Luật Dầu khí, các đại biểu từng lưu ý rằng nếu toàn bộ doanh thu bán tín chỉ carbon được dùng để giảm chi phí thu hồi thì cần tính đến các khoản chi phí phát sinh trong quản lý, nắm giữ và giao dịch tín chỉ.

Đây là vấn đề có ý nghĩa trực tiếp với quyết định đầu tư của doanh nghiệp. Với CCS, hiệu quả dự án không chỉ phụ thuộc vào công nghệ và khả năng lưu trữ CO₂, mà còn phụ thuộc vào việc nguồn thu từ tín chỉ carbon được xác lập, ghi nhận và phân bổ như thế nào.

Theo kế hoạch, Bộ Công Thương dự kiến trình Chính phủ ban hành Nghị định vào cuối tháng 12/2026, để Nghị định có hiệu lực cùng Luật Dầu khí năm 2026 từ ngày 1/3/2027.