Vào tháng 12 năm 2023, Angola đã gây chấn động thị trường năng lượng toàn cầu khi tuyên bố rời khỏi OPEC sau 16 năm là thành viên của tổ chức này. Quyết định này được đưa ra sau nhiều tháng căng thẳng về hạn ngạch sản xuất. Angola được giao hạn ngạch sản lượng hàng ngày là 1,1 triệu thùng dầu - thấp hơn nhiều so với mức Luanda cho là công bằng. Tuy nhiên, tại thời điểm rút lui, sản lượng của Angola đã giảm gần 40% trong 8 năm, giảm từ 1,7 triệu thùng/ngày xuống còn 1,1 triệu thùng/ngày. Sự sụt giảm này không phải do OPEC mà do địa chất và lượng dầu thô nhập khẩu cao của chính phủ: các mỏ dầu lâu năm đang cạn kiệt, và đầu tư mới đã chậm lại.
Hy vọng rằng việc rời khỏi OPEC sẽ cho phép sự hồi sinh nhanh chóng đã lụi tàn. Chính phủ đã ngừng công bố số liệu sản lượng chính thức sau tháng 11 năm 2023, chỉ vài tuần trước khi việc rời đi có hiệu lực vào tháng 1 năm 2024, nhưng xuất khẩu đã nói lên tất cả. Do Angola lọc rất ít dầu trong nước (chỉ có một nhà máy lọc dầu đang hoạt động với công suất 60.000 thùng/ngày) và toàn bộ sản lượng đều được khai thác ngoài khơi, nên các chuyến hàng vận chuyển bằng đường biển phản ánh tổng sản lượng. Năm 2022, năm cuối cùng báo cáo đầy đủ, khoảng cách giữa xuất khẩu (bao gồm cả việc giao hàng cho nhà máy lọc dầu Luanda) và tổng sản lượng chỉ đạt 25.000 thùng/ngày, và xuất khẩu đã dao động quanh mức 1,1 triệu thùng kể từ năm 2021. Việc không áp dụng hạn ngạch không mang lại sự gia tăng sản lượng, khối lượng vẫn giữ nguyên.
Lý do chính rất đơn giản: các giếng dầu đang khai thác của Angola đang cạn kiệt. Các mỏ đã được khai thác đều đã lâu năm, và những phát hiện khiêm tốn trong thập kỷ qua không thể bù đắp được sự cạn kiệt. Trong số 20 mỏ dầu lớn nhất của quốc gia này, chỉ có 5 mỏ còn ở mức độ khai thác dưới 70%. Tổ hợp Kizomba Lô 15 chủ chốt do ExxonMobil vận hành sản xuất khoảng 200.000 thùng/ngày nhưng đã cạn kiệt 85%. Dự án Kaombo lớn thứ hai của TotalEnergies tại Lô 32 (khoảng 150.000 thùng/ngày) có mức độ khai thác 60%. Với tốc độ suy giảm cao và các vỉa chứa đang cạn kiệt, vấn đề về cấu trúc của Angola phần lớn là do địa chất chứ không phải chính trị.
Dĩ nhiên, câu chuyện dầu mỏ của Angola vẫn chưa kết thúc. Nhiều lô ngoài khơi vẫn chưa được khai thác, và việc thăm dò ở những lô khác mới chỉ bắt đầu, vẫn giữ được sự quan tâm của các hãng khai thác quốc tế. Ngành công nghiệp thượng nguồn vẫn do một vài công ty lớn thống trị: Azule Energy – một liên doanh giữa BP và Eni được thành lập vào năm 2022 – đã trở thành nhà sản xuất lớn nhất nước này, chiếm khoảng 230.000 thùng/ngày. Sonangol, công ty dầu khí nhà nước, đứng thứ hai với khoảng 200.000 thùng/ngày, trong khi ExxonMobil tiếp tục vận hành tổ hợp Kizomba rộng lớn tại Lô 15, và TotalEnergies duy trì danh mục đầu tư dầu khí rộng khắp trên một số lô nước sâu.
Tuy nhiên, ngay cả khi các công ty này vẫn duy trì được nguồn dầu mỏ của Angola, các khoản đầu tư của họ vẫn đang bị thu hẹp – và lần này, tuổi thọ của các mỏ không phải là lý do chính đáng. Hợp đồng Chia sẻ Sản lượng (PSC) của quốc gia này áp đặt một khoản thuế chính phủ nặng nề - thuế khai khoáng cao, giới hạn thu hồi chi phí cứng nhắc và tỷ lệ chia lợi nhuận dầu mỏ cao khiến các nhà khai thác quốc tế không thể thu hồi được biên lợi nhuận. Trong nhiều năm, cơ cấu tài chính đã làm giảm nhiệt huyết khoan giếng mới hoặc tái khai thác các mỏ dầu đã khai thác. Đến năm 2024, các nhà hoạch định chính sách ở Luanda đã nhận ra một điều rõ ràng: vấn đề không nằm ở OPEC - mà nằm ở chính chế độ thuế của Angola.
Vào tháng 11 năm 2024, ANPG (Cơ quan Dầu khí Quốc gia và Nhiên liệu Sinh học, cơ quan quản lý dầu mỏ nhà nước của Angola) đã ban hành Nghị định Sản xuất Gia tăng, một biện pháp nhằm thu hút vốn trở lại các lô dầu khí ngoài khơi đã khai thác và các khu vực chưa được khai thác. Các quy định mới đã giảm tiền thuế khai thác xuống 15% (từ 20%), giới hạn tỷ lệ chia lợi nhuận dầu mỏ của ANPG ở mức 25%, nâng trần thu hồi chi phí lên 70% sản lượng, và thậm chí cho phép các công ty thu hồi chi phí thăm dò từ các giếng dầu không thành công. Diện tích đất hiện phải được phân loại là "đã khai thác" hoặc "chưa khai thác", đảm bảo các ưu đãi nhắm vào các tài sản lâu năm. Những thay đổi này, chứ không phải việc Angola rời khỏi OPEC, cuối cùng đã thay đổi tâm lý nhà đầu tư.
Kết quả đến rất nhanh chóng. Vào tháng 9 năm 2025, Chevron đã ký hợp đồng dịch vụ rủi ro (RSC) cho Lô 33 tại các lưu vực Hạ Congo và Kwanza, một lô trước đó đã bị ExxonMobil và TotalEnergies từ bỏ sau những phát hiện nhỏ. Đầu năm đó, TotalEnergies đã đưa dự án Clov Giai đoạn 3 vào hoạt động, bổ sung thêm 30.000 thùng/ngày và ghi nhận rõ ràng là nhờ môi trường tài chính được cải thiện. ExxonMobil và Azule Energy đều mở rộng các hợp đồng thuê hiện có theo cơ chế mới: Lô 15 của Exxon được vẽ lại để bao gồm các mỏ Mbulumbumba, Vicango và Tchihumba — những mỏ tích tụ nhỏ có thể được kết nối trở lại với Kizomba FPSO — trong khi Azule Energy đảm bảo một sự điều chỉnh tương tự tại Lô 31. Môi trường đầu tư thân thiện hơn thậm chí đã thu hút Shell trở lại Angola sau 20 năm vắng bóng, với một thỏa thuận sơ bộ để thăm dò Lô 33 được ký kết vào tháng 9 năm 2025. Tiếp theo là những công ty mới tham gia: Afentra PLC có trụ sở tại London — viết tắt của Africa Energy Transition — đã mua lại cổ phần tại các Lô 3/05 và 3/05A và có kế hoạch khôi phục hoạt động sản xuất trên bờ tại Lưu vực Kwanza vốn đã bị đình trệ kể từ cuộc nội chiến (1975-2002).
Những thỏa thuận này đánh dấu một mối quan hệ thành công của chiến lược hậu OPEC của Luanda: Angola đã giành lại sự chú ý của các hãng khai thác lớn, đồng thời thu hút các công ty độc lập nhỏ hơn có khả năng hoạt động với biên lợi nhuận thấp hơn. Tuy nhiên, bản chất của tiến trình này nhấn mạnh những hạn chế trong việc phục hồi thượng nguồn. Hoạt động mới không tập trung vào các phát hiện lớn hay các lưu vực biên giới, mà là khai thác lại các tài sản bị bỏ quên và kéo dài tuổi thọ của các mỏ dầu vốn đã suy thoái nghiêm trọng. Angola có thể đã giành lại quyền khai thác theo ý muốn — nhưng nước này phần lớn đang sử dụng quyền tự do đó để vét nốt những thùng dầu còn lại từ các mỏ cũ.
Việc thiếu tiến triển ở hạ nguồn càng khiến các nhà sản xuất ít có lý do để tăng nguồn cung dầu thô trong nước. Trong nhiều thập kỷ, Angola chỉ có một nhà máy lọc dầu đang hoạt động – nhà máy Luanda công suất 65.000 thùng/ngày do Sonangol vận hành – và một nhà máy lọc dầu Chevron nhỏ ở Cabinda. Nhà máy lọc dầu Cabinda mới, một liên doanh giữa Gemcorp (90%) và Sonangol (10%), đã bắt đầu vận hành vào tháng 9 năm 2025 sau một thời gian dài trì hoãn. Dự kiến các hoạt động thương mại sẽ diễn ra vào cuối năm 2025, với giai đoạn đầu tiên là 30.000 thùng/ngày tập trung vào dầu diesel, chiếm khoảng 60% nhu cầu nhiên liệu trong nước. Giai đoạn hai được lên kế hoạch vào năm 2028, dự kiến sẽ tăng gấp đôi công suất và tăng sản lượng xăng, đáp ứng thêm 25% nhu cầu trong nước. Hai dự án lớn hơn - nhà máy lọc dầu Lobito 200.000 thùng/ngày và nhà máy Soyo 100.000 thùng/ngày - vẫn đang bế tắc trong các tranh chấp về tài chính và quyền sở hữu, với việc xây dựng vẫn chưa được bắt đầu.
Hai năm sau, việc Angola rời khỏi OPEC dường như không còn là một động thái chiến lược táo bạo mà giống một cử chỉ mang tính biểu tượng hơn. Sản lượng vẫn dậm chân tại chỗ; xuất khẩu không tăng; và sự suy giảm của các mỏ dầu đã khai thác vẫn tiếp diễn. Trớ trêu thay, tiến triển thực sự duy nhất - cải cách tài chính, mối quan tâm thăm dò được khôi phục và các hợp đồng mới - đã đến sau khi rời khỏi OPEC, nhưng vì những lý do không liên quan đến OPEC. Sự thay đổi mang tính quyết định không phải là việc tách khỏi tổ chức dầu mỏ mà là việc xây dựng lại niềm tin của nhà đầu tư thông qua chính sách trong nước.
Tuy nhiên, ngay cả khi Luanda đang cố gắng vạch ra con đường riêng của mình, thời điểm này khó có thể tệ hơn. Bên cạnh sự già cỗi của các mỏ dầu cũ lâu năm và những thách thức dai dẳng trong việc thu hút đầu tư mới, Angola hiện đang phải đối mặt với một thị trường dầu thô toàn cầu tràn ngập. Việc tăng tốc sản lượng dầu đá phiến và dầu ngoài khơi từ các nước ngoài OPEC từ châu Mỹ - không bị hạn chế bởi kỷ luật của OPEC - đã đẩy nguồn cung dư thừa, dự kiến sẽ vượt cầu ít nhất đến giữa năm 2026. Do thiếu các dự án phát triển quy mô lớn, chi phí hòa vốn trung bình cho sản xuất dầu ngoài khơi vùng nước sâu của Angola cao hơn Guayana và Brazil (40 đô la Mỹ so với 30-35 đô la Mỹ/thùng). Chính vì vậy, các nhà sản xuất có chi phí cao hơn sẵn sàng hoạt động tại vùng biển Angola đang bị siết chặt, và hy vọng về một sự phục hồi sản lượng đáng kể đang dần phai nhạt.
Do đó, những khó khăn của Angola đến từ cả bên trong lẫn bên ngoài - sự kết hợp của suy thoái địa chất, sự do dự của nhà đầu tư và những biến động bất lợi của thị trường toàn cầu. Kết quả là một loạt những thách thức của thời điểm không đúng và vận rủi. Việc rời khỏi OPEC, thay vì mang lại độc lập thực sự, cho đến nay điều đó chỉ mang lại cho Luanda một mức độ tự chủ trong tình trạng trì trệ.
Nguồn tin: xangdau.net
