Nằm ở phía Đông của Việt Nam, phía Nam Trung Quốc và phía Tây Phillippines, phía Bắc Indonesia, Tây Bắc Malaysia, Brunei, Đông Bắc Singapore, Biển Đông được xem như “trái tim hàng hải” của Đông Nam Á. Đồng thời, nhờ vị trí chiến lược, trải dài từ eo biển Malacca ở phía Đông đến eo Đài Loan ở phía Bắc, Biển Đông cũng là một trong những tuyến đường thương mại quan trọng và sôi động nhất thế giới. Không chỉ vậy, khu vực này còn có trữ lượng dầu khí lớn.
Trữ lượng dầu khí ở Biển Đông (đã xác định và tiềm năng), tính theo triệu thùng quy dầu (Mmboe). Nguồn: Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA)
Biển Đông là khu vực có trữ lượng dầu khí tiềm năng
Cục Quản lý thông tin năng lượng Mỹ (EIA) dự đoán Biển Đông nắm giữ trữ lượng khoảng 11 tỷ thùng dầu và 190 nghìn tỷ feet khối khí đã được chứng minh và ở dạng tiềm năng, con số này vượt xa so với những dự đoán trước đây và và thậm chí còn nhiều hơn các nguồn tài nguyên chưa được khai thác của cả châu Âu. Cơ quan Khảo sát địa chất Mỹ cũng nhận định trữ lượng dầu mỏ tiềm năng ở Biển Đông vào khoảng 2,5 tỷ thùng dầu. Theo CIA World Factlook, trữ lượng dầu khí ở Biển Đông ít hơn so với trữ lượng 14,8 tỷ thùng dầu đã được chứng minh của Trung Quốc và bằng khoảng một nửa trữ lượng dầu đã được chứng minh của Mỹ (20,6 tỷ thùng). Trong khi đó, Tổng công ty Dầu khí Hải dương Trung Quốc (CNOOC) từng ước tính khu vực này nắm giữ khoảng 125 tỷ thùng dầu và 500 nghìn tỷ m3 khí tự nhiên chưa được khám phá.
Theo EIA, khu vực này bao gồm hàng trăm hòn đảo nhỏ, đá và san hô, phần lớn thuộc quần đảo Hoàng Sa và Trường Sa. Trong đó, khu vực quanh quần đảo Trường Sa hầu như chưa được kiểm chứng là có dầu và hầu hết các nguồn tài nguyên hydrocarbon được dự đoán nằm ở Bãi Cỏ Rong ở cuối phía Đông Bắc của quần đảo Trường Sa. Vùng đất thuộc quần đảo Hoàng Sa hiện không có phát hiện dầu khí nào đáng kể và dự báo tiềm năng cũng không có gì đặc biệt. Tuy nhiên, EIA nhận định việc khai thác nguồn tài nguyên giàu có này của Biển Đông sẽ rất khó khăn bởi các nhà khai thác sẽ phải xây dựng đường ống dưới biển rất tốn kém để dẫn khí vào bờ. Những thung lũng ngầm và các dòng chảy mạnh cũng gây ra những thách thức địa chất ghê gớm với việc khoan và đặt các cơ sở khai thác, chưa kể sức tàn phá kinh khủng của các cơn bão nhiệt đới nơi đây.
Dầu khí có vai trò quan trọng đối với nền kinh tế châu Á
Sự tăng trưởng kinh tế của châu Á thúc đẩy nhu cầu phát triển sản xuất dầu khí ở Biển Đông. Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ dự báo nhu cầu nhiên liệu hóa lỏng và khí hàng năm của khu vực sẽ tăng lần lượt là 2,6%/năm và 3,9%/năm trong thập kỷ tới. Đặc biệt là Trung Quốc, với mục tiêu tăng mạnh lượng tiêu thụ khí tự nhiên trước năm 2020, coi Biển Đông, là khu vực trọng tâm, nơi có nhiều tiềm năng trong việc tìm ra các mỏ khí mới.
Trong những năm gần đây, sản lượng khai thác dầu thô và khí đốt trên thế giới liên tục sụt giảm, đã ảnh hưởng trực tiếp đến nền kinh tế của các nước châu Á. Sản lượng khai thác của các nước ngoài OPEC đang giảm. Điều đáng nói là sản lượng Mỹ tăng hay giảm đều nằm trong chiến lược tổng thể dài hạn của họ để đối phó với các nước sản xuất dầu lớn khác trong cuộc chiến giá dầu rất phức tạp hiện nay chứ không phải vì cần phục vụ cho lợi nhuận của các công ty dầu Mỹ (vì giá dầu thấp, đưa lại nhiều lợi ích cho nền kinh tế Mỹ hơn là giá dầu cao, do Mỹ vẫn là nước nhập khẩu dầu ròng). Năm 2015, sản lượng dầu thô Mỹ tăng 723.000 thùng/ngày (b/d) nhưng năm 2016 giảm theo cam kết trong thỏa thuận cắt giảm sản lượng với OPEC nhưng vẫn còn cao hơn 8 triệu thùng/ngày (theo nguồn tin của tạp chí dầu khí Mỹ OGJ). Theo chủ tương “nước Mỹ trên hết” của Tổng thống Donal Trump, sản lượng Mỹ trong các năm sau chắc chắn còn tăng cao hơn nữa. Sản lượng toàn khối OPEC năm 2016 – 2017 giảm ở mức khiêm tốn vì sản lượng của Iran, Iraq, Libya không bị ràng buộc bởi cam kết cắt giảm sản lượng. Riêng Iran tăng 730.000 b/d từ tháng 5/2016 sau khi Tây Âu dỡ bỏ cấm vận. Sản lượng toàn khối đạt 39,5 triệu b/d trong năm 2016. Theo IEA, tổng cung của các nước OECD năm 2016 đạt mức 23,2 triệu b/d, giảm 700.000 b/d so với 2015. Sản lượng trung bình của OECD Bắc Mỹ sẽ giảm 500.000 b/d so với năm trước, còn 19,9 triệu b/d trong năm 2016. Nguồn cung của các nước ngoài khối OECD cũng giảm 400.000 b/d so với 2015, còn 28,9 triệu b/d trong năm 2016 do sản lượng Trung Quốc giảm.
Về khí đốt, trên thị trường thế giới, nhiều nhà máy sản xuất LNG được mở rộng công suất, hoặc được xây dựng mới đang bắt đầu hoạt động, mặc dù mức tiêu thụ sản phẩm này ở các thị trường truyền thống không tăng. Các khuynh hướng này sẽ hạn chế giá khí giao ngay và giới hạn ngành thương mại LNG. Sản lượng khí đốt tự nhiên Mỹ tăng nhất là từ nguồn khí phiến sét, cộng với công suất tàng trữ khí đốt vẫn cao làm cho giá khí đốt Mỹ luôn ở mức thấp so với các thị trường khu vực khác.
Ngoài ra, sự thay đổi giá của nguồn nguyên liệu dầu mỏ và khí đốt cũng gây ảnh hưởng không nhỏ đến nền kinh tế các nước châu Á. Sau 12 năm giá dầu cao bị suy giảm xuống tới mức 26,01 USD/thùng vào ngày 20/1/2016. Sau đó giá dầu Brent bắt đầu hồi phục, tăng lên trên 50 USD/thùng trước khi các nước sản xuất dầu khí lớn trên thế giới đi đến thống nhất bước đầu cần phải giảm sản lượng để kích cầu, tái lập cán cân cung – cầu dầu thô trên thị trường thế giới và tránh những rủi ro bất ngờ trong nguồn cung trong thời gian tới. Giá dầu WTI ngày 10/4/2017 đã tăng lên mức 53 USD/thùng nhưng lại bắt đầu giảm từ ngày 17/4 để đến ngày 5/5/2017 chỉ còn 46/USD/thùng. Tuy nhiên, đối chiếu với sản lượng dầu gia tăng của Iran, Iraq, Lybia, Nigeria, Algeria, Mỹ, Nauy trong quý I/2017 dẫn đến khả năng lượng cung và tồn kho vẫn lớn hơn cầu còn kéo dài trong thời gian tới, nên phần lớn các nhà phân tích thị trường cho rằng khuynh hướng giá dầu tăng chưa ổn định. Theo các nhà phân tích thị trường của hãng Douglas – Wastwood thì giá dầu vẫn giữ mức gần với hiện nay cho đến năm 2019 mới hội đủ điều kiện để phục hồi và công ty Backly cho rằng lúc đó sẽ đạt mức 85 USD/thùng. Giá dầu thấp kéo dài tác động mạnh đến đầu tư vào các hoạt động vùng nước sâu. Vào cuối thế kỷ XX, đứng trước báo động trữ lượng dầu khí toàn cầu chuyển sang giai đoạn cạn kiệt và giá dầu tăng với tốc độ cao, vùng nước sâu cũng như vùng xa xôi, hẻo lánh, nhiều khó khăn trở thành đối tượng hoạt động tìm kiếm – thăm dò sôi nổi của các công ty dầu quốc tế giàu mạnh cả về nguồn vốn lẫn công nghệ.
Hoạt động khai thác dầu khí ở Biển Đông
Hầu hết các hoạt động dầu khí ngoài khơi ở Biển Đông diễn ra gần bờ, tuy nhiên Trung Quốc đang dần dần di chuyển ra những vùng nước sâu hơn, đặc biệt là khu vực lưu vực cửa sông Châu Giang (Pearl River Mouth). Tuy vậy, tiềm năng để phát triển hơn nữa các hoạt động khai thác biển sâu của khu vực đã bị đẩy lên cao bởi các tranh chấp biên giới nêu trên.
Trong những năm gần đây, các nước ven Biển Đông đã và đang thúc đẩy khai thác dầu khí trong khu vực. Đối với Trung Quốc, CNOOC là tập đoàn dầu khí của Trung Quốc có hoạt động mạnh nhất trong khu vực Biển Đông và tập đoàn này đang hợp tác với Husky ở mỏ khí Liwan (Liwan gas field) với trữ lượng đã được xác định và tiềm năng vào khoảng 4-6 tỷ feet khối. Thêm vào đó, CNOOC sẽ khoan khoảng 140 giếng thăm dò, thu thập xấp xỉ 15.400km (9.571 dặm) dữ liệu địa chấn 2D và 24.800 km2 (9.575 dặm2) dữ liệu địa chấn 3D và sẽ tiếp tục mở rộng các hoạt động thăm dò nước sâu. Tổng đầu tư cho các hoạt động là khoảng hơn 20 tỷ USD. Tháng 06/2012, CNOOC chào thầu 09 lô dầu khí ở khu vực Biển Đông nằm trong vùng đặc quyền kinh tế 200 hải lý của Việt Nam ở bể Jianna và Wan’an. Theo EIA, chưa có bất kỳ tập đoàn nước ngoài nào thực hiện chào giá. Đối với Indonesia, việc các mỏ trong nước như Duri và Minas đang dần cạn kiệt, tập đoàn dầu khí PT Pertamina của Indonesia đang hy vọng gia tăng sản lượng dựa vào những hợp đồng mới ở Biển Đông. Những hợp đồng đó bao gồm lô D-Alpha của Natuna và các lô trong bể Nam Côn Sơn của Việt Nam. Đối với Philippines, bể Palawan là nguồn chính cho nhu cầu khí nội địa của Philippin. Dàn khoan Malampaya hoạt động trong khu vực này được điều hành bởi Shell trong một hợp tác với Chevron và Tập đoàn Dầu mỏ Quốc gia Philippin. Đối với Thái Lan, mỏ dầu lớn nhất của Thái Lan là mỏ Benjamas của Chevron ở phía Bắc của bể Pattani. Đồng thời, bể này cũng là nơi có sản lượng khí lớn nhất của Thái Lan tại Bongkot cùng với Tập đoàn BG. Singapore cũng đặt mục tiêu tham gia vào Biển Đông và đã nhận được quyền thăm dò các lô ở Vịnh Thái Lan, bể Cửa Sông Châu Giang (Pearl River Mouth) và ngoài khơi Indonesia. Mỏ dầu khí lớn nhất của Brunei là mỏ Champion, trong khi đó, mỏ Tây Nam Ampa đóng góp phần lớn tổng sản lượng khí của nước này.
Tại Việt Nam, hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí của PVN đã được triển khai từ rất sớm (năm 1961), chủ yếu được thực hiện với sự giúp đỡ của Liên Xô tại phía Bắc. Sau khi Việt Nam có chính sách đổi mới năm 1986 và ban hành Luật Đầu tư nước ngoài năm 1987, công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí được triển khai mạnh mẽ. Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí tại một số khu vực trên đất liền (miền võng Hà Nội, Đồng bằng Sông Cửu Long) và các bể trầm tích ngoài khơi từ Bắc đến Nam như bể Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu, Tư Chính Vũng Mây, Trường Sa và Hoàng Sa đã từng bước được nghiên cứu và đánh giá ở các mức độ chi tiết khác nhau. Ngoài Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro được thành lập từ năm 1981 (từ năm 1993, Liên bang Nga tiếp nhận quyền lợi và nghĩa vụ của Liên Xô trong liên doanh) để tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí tại lô 09-1. Tính đến thời điểm Quý I/2017, được sự ủy quyền của Chính phủ Việt Nam, PVN đã ký kết 106 Hợp đồng dầu khí với các công ty trong và ngoài nước, trong đó có 62 hợp đồng dầu khí còn hiệu lực, 1 hợp đồng hợp tác kinh doanh và 51 hợp đồng chi sản phẩm với tổng số gần 40 nhà thầu dầu khí trong và ngoài nước đang tham gia các hợp đồng. Trong tổng số 62 hợp đồng dầu khí đang còn hiệu lực, có 18 hợp đồng đang trong giai đoạn khai thác, 7 hợp đồng đang trong giai đoạn chuẩn bị phát triển và phát triển, 37 hợp đồng đang trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò. Trong giai đoạn đầu, hoạt động tìm kiếm thăm dò tại thềm lục địa Việt Nam chủ yếu do các công ty dầu khí nước ngoài thực hiện và PVN chỉ chính thức góp vốn đầu tư khi có phát hiện thương mại. Đối với các dự án có tiềm năng cao, PVN lấy quyền tham gia nhiều hơn và thành lập các công ty điều hành chung (JOC), trong đó các vị trí chủ chốt đều do người Việt Nam đảm nhận. Đến nay, trong tổng số 57 hợp đồng, dự án mà Tập đoàn đã tham gia ở trong nước, PVN điều hành trực tiếp tại 2 dự án (dự án Hải Thạch – Mộc Tinh, Lô B 48/95&52/97) và Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) trực tiếp điều hành tại 14 dự án và tham gia điều hành chung tại 9 dự án.
Ngoài các hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở trong nước, từ năm 2003, PVN chính thức đầu tư góp vốn tham gia các dự án ở nước ngoài. Đến nay, Tập đoàn đang tham gia đầu tư vào các dự án thăm dò, thẩm lượng và phát triển, khai thác dầu khí ở nước ngoài với các hình thức đầu tư khác nhau như: tự điều hành, điều hành chung và tham gia góp vốn. Tính đến 31/12/2015, PVN/PVEP đã tham gia vào 29 dự án thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài trong đó có 20 dự án đang còn hiệu lực (14 dự án đang thăm dò, thẩm lượng và 6 dự án đang phát triển, khai thác). Việt Nam bắt đầu khai thác dầu thô từ năm 1986 (mỏ Bạch Hổ ở thềm lục địa phía Nam). Tính đến thời điểm 31/12/2016 toàn ngành Dầu khí đã khai thác được 370,33 triệu tấn dầu/condensaste (trong đó, Xí Nghiệp Liên doanh Vietsopetro có sản lượng khai thác dầu thô của đạt trên 223 triệu tấn). Sản lượng khai thác dầu/condensate đạt mức đỉnh với sản lượng trên 20 triệu tấn/năm vào năm 2004 sau đó bắt đầu suy giảm. Ngoài mỏ Bạch Hổ, một số mỏ khác như: Ruby, Sư Tử Đen, Rạng Đông là các nguồn cung dầu thô chính tuy nhiên đến nay cũng đều suy giảm sản lượng, một số mỏ được đưa vào khai thác từ sau 2010 có mức sản lượng khá nhỏ. Năm 2016, sản lượng khai thác dầu condensast ở trong nước đạt mức 15,2 triệu tấn. Việc giá dầu suy giảm và giữ ở mức thấp từ cuối năm 2014 đã ảnh hưởng trực tiếp đến hoạt động khai thác dầu khí của Petrovietnam ở cả trong nước và ngoài nước. Một số mỏ ở trong nước có mức sản lượng nhỏ như Đại Hùng, Sông Đốc, Thăng Long – Đông Đô, Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng, Nam Rồng – Đồi Mồi… hiện đang phải duy trì hoạt động khai thác ở dưới mức hòa vốn. Các mỏ đang khai thác ở nước ngoài như lô 433a-416a Algeria, PM 304 (Malaysia) có mức sản lượng thấp hơn so với kỳ vọng, công tác phát triển mỏ tại các lô 67- Peru, Junin 2- Venezuela gặp nhiều khó khăn do giá dầu suy giảm sâu, biến động bất lợi của môi trường đầu tư và rủi ro địa chất ảnh hưởng xấu đến hiệu quả kinh tế dự án.
Hoạt động khai thác khí thiên nhiên tại Việt Nam đã bắt đầu từ tháng 7/1981 (mỏ Tiền Hải C) nhưng chỉ từ sau năm 1995 mới có quy mô công nghiệp đáng kể với việc thu gom khí đồng hành từ các mỏ thuộc bể Cửu Long và sau đó là từ các mỏ khí tự nhiên bể NCS, khí đồng hành thuộc bể Malay-Thổ Chu ở ngoài khơi khu vực Đông và Tây Nam Bộ. Tính đến tháng 12/2016, tổng sản lượng khai thác khí đạt 123,14 tỷ m3 khí. Hiện tại, các nguồn cung khí hiện hữu, một số mỏ đang suy giảm nhanh (Lan Tây/Lan Đỏ, Rồng Đôi Rồng/Đôi Tây…). Nguồn cung cấp khí trong nước dự kiến có khả năng bổ sung thêm một số mỏ có trữ lượng lớn như: mỏ Cá Voi Xanh, lô B 48/95&52/97 và mỏ Cá Rồng Đỏ. Tuy nhiên, tiến độ phát triển, khai thác các nguồn khí này hiện nay còn đang gặp nhiều khó khăn do quy mô lớn, vốn đầu tư cao, khó khăn trong việc đàm phán thương mại, thu xếp vốn. Dự kiến chỉ có thể bổ sung cho nguồn khí trong nước từ 2021-2023.
Hoạt động lọc hóa dầu
Trong giai đoạn giá dầu thấp, hoạt động lọc hóa dầu, chế biến khí đốt mang lại lợi nhuận cao nhờ giá nguyên liệu đầu vào thấp và thị trường tiêu thụ sản phẩm vẫn không thay đổi so với giai đoạn giá dầu cao. Vì vậy, các tập đoàn dầu khí quốc tế lớn, các nước có công nghiệp dầu khí phát triển đều mở rộng, nâng cấp hoặc xây dựng mới các nhà máy lọc – hóa dầu, các hệ thống phân phối sản phẩm. Đặc biệt là xuất khẩu sản phẩm dưới dạng nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác, hoặc dưới dạng thành phẩm phục vụ cho người tiêu dùng để bù đắp thiếu hụt doanh thu từ hoạt động thượng nguồn. Trong giai đoạn giá dầu thấp, các nước như: Mỹ, Nga, Bắc Phi, Trung Đông, châu Á – Thái Bình Dương đều đẩy mạnh sử dụng công nghệ cao và nguồn dầu thô chua, nặng, giá rất rẻ để sản xuất các sản phẩm cao cấp, mang lại siêu lợi nhuận.
Ở khu vực châu Á – Thái Bình Dương, với 244 nhà máy lọc dầu đang hoạt động, công suất lọc dầu tăng thêm 2,1 triệu thùng/ngày từ các nhà máy mới. Ở khu vực này, nhu cầu sản phẩm lọc dầu dự báo sẽ tăng thêm 9,2 triệu thùng/ngày, từ mức 31,9 triệu thùng/ngày năm 2015 lên 41,1 triệu thùng/ngày vào năm 2035. Trong đó nhu cầu từ các nước Đông Nam Á dự báo sẽ tăng 2,2 triệu thùng ngày trong giai đoạn đó. Nhu cầu nhiên liệu cho vận tải, nhất là diesel, sẽ chiếm 66% trong mức tăng nhu cầu sản phẩm lọc dầu. LPG sẽ là sản phẩm thiếu hụt nhiều nhất trong khu vực châu Á – Thái Bình Dương, nên tổng nhu cầu LPG sẽ tăng bình quân 2%/năm, chủ yếu ở Trung Quốc, Ấn Độ , Thái Lan, Pakistan và Việt Nam.
Khu vực châu Á – Thái Bình Dương tiếp tục tăng công suất sản xuất ethylene từ naphtha nên nhu cầu naphtha sẽ tăng trung bình 1,3%/năm; nhu cầu xăng tăng 1,9%/ năm, nhu cầu xăng máy bay tăng 1,8 %/năm và nhu cầu diesel (DO) tăng 1,2%/năm trong trung hạn. Việc đưa các phân xưởng FCC, hydrocracking mới vào hoạt động sẽ giúp tăng sản lượng xăng và DO.
Vai trò của ngành Dầu khí Việt Nam
Dầu khí là một ngành kinh tế trọng điểm của Việt Nam, đóng góp lớn cho sự phát triển của Việt Nam. Ngành Dầu khí nói chung và PVN nói riêng luôn có những đóng góp đáng kể vào nguồn thu ngân sách Nhà nước, góp phần quan trọng trong tăng trưởng GDP hàng năm của Việt Nam. Trong những năm qua, PVN luôn duy trì vai trò là đầu tàu kinh tế của đất nước. Trong khi khối doanh nghiệp Nhà nước đóng góp khoảng 42% GDP của cả nước, riêng PVN đã chiếm khoảng 16 – 18% GDP, mức cao nhất so với cả nước trong giai đoạn 2008 – 2015 (Bảng 1).
Về đóng góp ngân sách: trước khi PVN có nhà máy lọc dầu, tổng thu hàng năm từ dầu thô luôn mang lại trên 20% tổng thu ngân sách. Sau đó, tỷ lệ thu từ dầu thô bình quân cho giai đoạn 2009-2013 đạt bình quân ở mức 13,6%, đến năm 2014 mặc dù có sự suy giảm giá dầu trong những tháng cuối năm, tuy nhiên nguồn thu từ dầu thô vẫn chiếm tỷ trọng 12,1% trong năm 2014. Do ảnh hưởng của sụt giảm mạnh của giá dầu trong năm 2015, con số này chỉ còn ở mức 62,4 nghìn tỷ đồng và đóng góp 7,1% tổng ngân sách Nhà nước.
Trước năm 2014, nếu không kể ngành Dầu khí, thu từ ngân sách của tất cả các doanh nghiệp nhà nước còn lại chỉ chiếm khoảng 15-16%, mức đóng góp của PVN cũng cao hơn rất nhiều so với đóng góp từ tất cả các doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài và doanh nghiệp tư nhân.
Về doanh thu hợp nhất: mặc dù chứng kiến sự biến động giá dầu khó lường vào cuối năm 2008 và khủng hoảng tài chính, suy thoái kinh tế toàn cầu vào năm 2009, doanh thu hợp nhất của PVN vẫn có sự tăng trưởng và phát triển. Đến năm 2012, doanh thu hợp nhất của PVN tăng 12% so với năm 2011 đạt 363 nghìn tỷ đồng, tổng giá trị nộp ngân sách đạt 186,3 nghìn tỷ đồng chiếm 24,4% tổng thu ngân sách của cả nước. Năm 2013 doanh thu hợp nhất của toàn Tập đoàn tăng 7% so với năm 2012, đạt 390 nghìn tỷ đồng và nộp ngân sách Nhà nước tăng thêm 9.100 tỷ đồng.
Từ cuối năm 2014, do chịu ảnh hưởng từ sự suy giảm giá dầu, doanh thu hợp nhất giảm 6% trong năm 2014 còn 366 nghìn tỷ đồng và tiếp tục giảm 15% trong năm 2015. Doanh thu hợp nhất của PVN đạt 311 nghìn tỷ đồng và đóng góp 115,1 tỷ đồng vào ngân sách Nhà nước trong năm 2015.