Khu vực Biển Bắc của Anh đang được định hình lại bởi sự hợp nhất với tốc độ chưa từng thấy kể từ sau sự sụp đổ giá dầu năm 2014. Chỉ trong mười hai tháng qua, một loạt các vụ sáp nhập đã tập trung hơn 500.000 thùng dầu quy đổi mỗi ngày vào một số ít các nhà điều hành, khi các công ty phản ứng với mức thuế suất biên lên tới 78%, sản lượng giảm và môi trường đầu tư bất lợi. Các thương vụ liên quan đến Harbour Energy, TotalEnergies, Shell, Equinor và Ithaca Energy đã tạo ra số lượng các công ty lớn hơn nhưng thu hẹp hơn trong việc quản lý một lưu vực nơi sản lượng đã giảm từ 1,1 triệu thùng/ngày vào năm 2020 xuống còn khoảng 474.000 thùng/ngày vào tháng 9 năm 2025, và nơi không có mỏ mới nào được phê duyệt trong hai năm liên tiếp.

Trong năm qua, các vụ sáp nhập và mua lại đã trở thành đặc điểm nổi bật của ngành công nghiệp ngoài khơi của Anh. Vào ngày 12 tháng 12, Harbour Energy đã công bố kế hoạch mua lại Waldorf Petroleum vào quý 2 năm 2026. Thỏa thuận này sẽ bổ sung khoảng 20.000 thùng dầu tương đương/ngày và 35 triệu thùng trữ lượng, nâng tỷ lệ sở hữu của Harbour tại mỏ Catcher lên 90%. Đầu tuần đó, TotalEnergies cho biết hãng sẽ sáp nhập các tài sản dầu khí ở Biển Bắc của Anh với Neo Next, nhà sản xuất được hậu thuẫn bởi Repsol-Repsol-HitecVision, vốn đã phát triển thành nhà điều hành lớn thứ hai của đất nước. Công ty hợp nhất, mang tên Neo Next Energy+, sẽ thuộc sở hữu 47,5% của TotalEnergies, 23,6% của Repsol và 28,8% của HitecVision. Sau khi hoàn tất vào nửa đầu năm 2026, danh mục đầu tư kết hợp dự kiến ​​sẽ sản xuất khoảng 250.000 thùng dầu quy đổi mỗi ngày (boe/d). Các thương vụ này diễn ra sau khi Adura, liên doanh 50-50 giữa Shell và Equinor, được chính thức hóa vào tháng 12, hợp nhất một loạt các tài sản lâu năm, bao gồm Buzzard, Mariner, Shearwater, Penguins, Clair và Schiehallion. Adura dự kiến ​​sẽ sản xuất khoảng 140.000 boe/d vào năm 2026. Trước đó, Ithaca Energy đã sáp nhập danh mục đầu tư của Eni tại Anh, trở thành nhà sản xuất lớn thứ ba trong lưu vực này. Đồng thời, các tập đoàn dầu khí lớn của Mỹ là Apache và Chevron đã chính thức tuyên bố ý định rút khỏi thềm lục địa Anh, trong khi tập đoàn CNOOC của Trung Quốc vẫn đang chật vật tìm người mua phù hợp cho các tài sản ngoài khơi của mình.

Làn sóng hợp nhất của Anh chủ yếu bắt nguồn từ chế độ thuế đã dần trở nên nghiêm ngặt hơn kể từ khi áp dụng Thuế Lợi nhuận Năng lượng (EPL) vào tháng 5 năm 2022. Được kích hoạt bởi sự tăng vọt của giá dầu và khí đốt sau đại dịch và sự khởi đầu của chiến tranh ở Ukraine, thuế này ban đầu được trình bày như một loại thuế tạm thời nhằm thu hồi lợi nhuận bất thường trong khi các hộ gia đình Anh phải đối mặt với hóa đơn năng lượng tăng cao. Tuy nhiên, sau đó là một loạt các lần gia hạn của cả chính phủ Bảo thủ và Lao động, đẩy thời hạn hết hiệu lực của thuế này lần lượt đến tháng 3 năm 2029, rồi đến tháng 3 năm 2030 và nâng tỷ lệ thuế suất biên kết hợp đối với doanh thu thượng nguồn của Anh lên 78%. Nếu EPL hết hạn (hoặc do thời gian, hoặc nếu giá trung bình của cả dầu và khí đốt vẫn ở dưới mức kích hoạt – 71,4 USD/thùng đối với dầu và 0,54 bảng Anh/MMBtu đối với khí đốt – trong hai quý liên tiếp), nó sẽ được thay thế bằng Cơ chế Giá Dầu và Khí đốt (OGPM), theo đó doanh thu thu được ở mức giá dầu trên 90 USD/thùng sẽ phải chịu thêm khoản phí 35%, với mức kích hoạt được điều chỉnh hàng năm theo lạm phát tiêu dùng của Anh. Điều quan trọng là, cơ chế này dựa trên doanh thu chứ không phải lợi nhuận – một cơ chế thuế mà ngành này đã phản đối quyếtlieetj. Đối với nhiều nhà điều hành, sự không chắc chắn của các biện pháp “tạm thời” lặp đi lặp lại đã làm suy yếu niềm tin, khiến sự rõ ràng trong tương lai trở nên ít giá trị hơn so với vài năm trước đó.

Doanh thu tài chính của Vương quốc Anh phản ánh sự suy giảm đó. Mặc dù ngay sau khi có hiệu lực, EPL đã thu về khoảng 7 tỷ bảng Anh trong năm tài chính 2022-2023, nhưng doanh thu của nhà nước từ các biện pháp này đã giảm mạnh kể từ đó khi hoạt động chậm lại. Đến năm tài chính 2024–2025, doanh thu đã giảm xuống ước tính còn 2–2,5 tỷ bảng Anh. Kết quả là, việc hợp nhất các công ty dầu khí hoạt động trong khu vực đã trở thành một trong số ít công cụ còn lại để các nhà điều hành bù đắp gánh nặng thuế 78% so với các khoản lỗ và trợ cấp tích lũy – một động thái đã thu hút sự chú ý của giới chính trị. Vào tháng 11 năm 2025, các nhóm vận động bao gồm Global Witness, Stop Rosebank và Tax Justice UK đã cảnh báo Bộ Tài chính rằng việc sáp nhập Shell–Equinor vào Adura có thể cho phép trung hòa các khoản thuế đáng kể, đặc biệt có lợi cho Equinor khi việc khai thác mỏ Rosebank tiếp tục bị trì hoãn.

Đồng thời, đầu tư vào nguồn cung mới hầu như đã bị đình trệ. Sản lượng dầu khí ở Biển Bắc của Anh đang giảm nhanh hơn so với dự báo trước đây, và không có dự án khai thác mỏ mới nào được phê duyệt trong cả năm 2024 và 2025, đánh dấu năm thứ hai liên tiếp không có dự án mới. Kế hoạch Tương lai Biển Bắc của chính phủ, được công bố vào tháng 11, đã chính thức hóa chính sách quản lý các mỏ hiện có trong suốt thời gian hoạt động còn lại của chúng, đồng thời chấm dứt việc cấp phép thăm dò mới. Trong khi các nhà sản xuất lớn ở những nơi khác — từ Hoa Kỳ đến Trung Quốc và Na Uy — tiếp tục khuyến khích đầu tư vào khai thác thượng nguồn, Vương quốc Anh đã chọn cách khai thác tối đa giá trị từ cơ sở tài sản đang thu hẹp.

Hậu quả không chỉ dừng lại ở sản lượng dầu và ngân sách. Việc làm đang nổi lên như một trong những hậu quả nhạy cảm nhất về mặt chính trị của sự suy giảm. Một số ước tính cho thấy số lượng việc làm bị mất trong ngành dầu khí có thể đạt mức 1.000 người/tháng vào năm 2030 khi sản lượng chậm lại. Dữ liệu của chính phủ cho thấy kể từ năm 2014, lực lượng lao động ở giàn khoan ngoài khơi đã giảm khoảng một phần ba, xuống còn 120.000 người bao gồm cả lao động trực tiếp và gián tiếp. Nếu không có những hỗ trợ mới để củng cố hoạt động dài hạn, việc hợp nhất ngành dầu khí có nguy cơ đẩy nhanh quá trình suy giảm kỹ năng và năng lực chuỗi cung ứng.

Việc so sánh với chiến lược của Na Uy tại các vùng lãnh thổ Biển Bắc cho thấy các lựa chọn chính sách định hình kết quả như thế nào. Trên thềm lục địa Na Uy, sản lượng dự kiến ​​sẽ tăng, với khoảng 500.000 thùng dầu quy đổi/ngày sản lượng bổ sung dự kiến ​​chỉ riêng trong năm 2026 từ sáu dự án khởi nghiệp mới do Equinor dẫn đầu, bao gồm nhưng không giới hạn ở mỏ khí Irpa với nguồn tài nguyên có thể khai thác khoảng 136 triệu thùng dầu quy đổi. Các điều khoản tài chính ổn định và sự chắc chắn về quy định dài hạn đã duy trì đầu tư vào phân khúc Na Uy của cùng một lưu vực địa chất.

Sự suy giảm không còn chỉ là lý thuyết nữa. Sản lượng dầu thô của Anh đã giảm hơn một nửa trong vòng 5 năm, từ khoảng 1,1 triệu thùng mỗi ngày vào đầu năm 2020 xuống mức thấp kỷ lục khoảng 474.000 thùng/ngày vào tháng 9 năm 2025. Anh đã vượt qua ngưỡng nhập khẩu ròng (cả dầu thô và các sản phẩm dầu mỏ), khiến cán cân năng lượng của nước này ngày càng dễ bị tổn thương trước sự biến động của thị trường quốc tế và những xáo trộn địa chính trị.

Việc hợp nhất các tập đoàn dầu khí lớn có thể kéo dài những năm cuối cùng của các mỏ dầu đã cũ, nhưng nếu không thu hồi được vốn đầu tư, điều đó chẳng khác nào một sự rút lui có kế hoạch khỏi Biển Bắc của Anh. Chính logic của làn sóng sáp nhập và mua lại gần đây ở Anh đã định hình trước tương lai của ngành công nghiệp Biển Bắc. Bản thân việc hợp nhất không phải là một động thái tiêu cực và trên thực tế, đó là một đặc điểm phổ biến của thị trường dầu khí. Ví dụ, các thương vụ sáp nhập và mua lại trong lĩnh vực dầu đá phiến ở Mỹ đã được thúc đẩy mạnh mẽ trong những năm gần đây nhờ giá dầu tăng cao: ExxonMobil thông báo mua lại Pioneer Natural Resources vào tháng 10 năm 2023, Chevron đồng ý mua Hess cùng tháng đó, và Occidental Petroleum thông báo thâu tóm CrownRock vào tháng 12 năm 2023. Như trường hợp của CrownRock đã chứng minh, nhiều công ty nhỏ hơn tập trung vào dầu đá phiến thường được xây dựng với chiến lược rõ ràng là để bán lại, trong khi các tập đoàn lớn sử dụng các thương vụ mua lại này như một cách hiệu quả để tiếp quản các công ty khoan dầu đá phiến đã được hình thành tốt nhưng có giá cả phải chăng.

Tuy nhiên, chiến lược hợp nhất ở Anh lại khác biệt về cơ bản. Thay vì hợp sức để tăng trưởng, chiến lược M&A ở Biển Bắc của Anh chủ yếu mang tính phòng thủ. Trong một số trường hợp, các tập đoàn quốc tế lớn đang hợp nhất tài sản của họ để giảm thiểu rủi ro pháp lý và quản lý nghĩa vụ thuế, chẳng hạn như trong các vụ sáp nhập giữa Shell và Equinor hoặc việc TotalEnergies sáp nhập với Neo Next Energy. Trong những trường hợp khác, các tập đoàn lớn rút lui hoàn toàn, bán danh mục đầu tư của họ cho các công ty nhỏ hơn trong nước (chẳng hạn như tài sản của Eni tại Anh được Ithaca Energy mua lại).

Cả hai cách đều dẫn đến cùng một kết quả. Việc gộp tài sản làm giảm số lượng nhà điều hành mỏ, trong khi việc bán các công ty nhỏ hơn làm hạn chế quy mô của các dự án mà có thể được triển khai một cách thực tế. Ngay cả khi các dự án được cơ quan quản lý phê duyệt – một thách thức ngày càng lớn do chính phủ không muốn bật đèn xanh cho các dự án phát triển mới – các nhà điều hành nhỏ hơn hiếm khi có khả năng tài chính cần thiết cho các dự án ngoài khơi lớn và tốn kém. Kết quả là sự hợp nhất nhằm quản lý sự suy giảm hơn là thúc đẩy tăng trưởng tiềm năng.

Nghịch lý thay, giá dầu và khí đốt thấp hơn – thường là tin xấu đối với các nhà sản xuất – có thể mang lại cho Vương quốc Anh một cơ hội giảm nhẹ khó khăn. Theo cơ chế của Thuế Lợi nhuận Năng lượng, nếu giá dầu và khí đốt trung bình duy trì dưới mức kích hoạt trong hai quý liên tiếp, thuế có thể được dỡ bỏ sớm, đẩy nhanh quá trình chuyển đổi sang OGPM thay vì EPL mệt mỏi. Trên thực tế, điều kiện đó đã tỏ ra khó đáp ứng. Trong khi giá dầu đã duy trì ở mức dưới ngưỡng trong những tháng gần đây, giá khí đốt gần đây lại cao hơn 20% so với mức kích hoạt 0,54 bảng Anh/MMBtu, giữ cho thuế vẫn được duy trì. Ngay cả khi giá giảm trong những tháng tới, yêu cầu duy trì mức dưới ngưỡng đối với cả hai mặt hàng này có nghĩa là EPL khó có thể được thay thế bằng OGPM trước quý 3 năm 2026, nếu không phải là vào năm 2027. Tuy nhiên, điều đó có thể đã quá muộn đối với Biển Bắc của Anh.

Nguồn tin: xangdau.net