Nhóm dầu khí nóng trở lại, dòng tiền đang tìm đến mắt xích nào?

Theo MBS Research, mặt bằng giá dầu hiện vẫn cao hơn đáng kể ngưỡng hòa vốn khoảng 40-60 USD/thùng của phần lớn dự án dầu khí ngoài khơi trên thế giới. Điều này duy trì động lực đầu tư của các doanh nghiệp trong ngành ngay cả khi giá dầu không giữ được vùng trên 90 USD/thùng.

Với Việt Nam, nhu cầu đầu tư mới càng rõ nét khi sản lượng dầu thô đã giảm mạnh trong một thập kỷ. Sản lượng giảm từ khoảng 352.000 thùng/ngày năm 2015 xuống dưới 170.000 thùng/ngày năm 2025, tương đương mức giảm bình quân khoảng 7% mỗi năm, khiến việc đưa các mỏ và dự án mới vào khai thác trở thành yêu cầu ngày càng cấp thiết.

MBS Research đánh giá giai đoạn 2026-2028 có thể trở thành chu kỳ đầu tư thượng nguồn mạnh nhất của Việt Nam trong hơn một thập kỷ. Lô B - Ô Môn, Sư Tử Trắng 2B và Lạc Đà Vàng được xác định là những dự án dẫn dắt, trong đó Lô B - Ô Môn dự kiến đón dòng khí đầu tiên từ năm 2027.

Dòng công việc mới đang dần hình thành trên nhiều dự án. Lạc Đà Vàng đang hoàn thiện lắp đặt ngoài khơi và khoan giếng phát triển, hướng tới dòng dầu đầu tiên vào tháng 10/2026; Sư Tử Trắng 2B đã triển khai EPCIC, khoan và xây dựng công trình trung tâm.

Trong khi đó, Khánh Mỹ - Đầm Dơi dự kiến có dòng khí đầu tiên vào quý IV/2027, còn Kình Ngư Vàng đã ký hợp đồng EPCIC cuối tháng 7 và hướng tới dòng dầu đầu tiên trong quý IV/2027. Theo Kafi Research, quy mô thị trường thượng nguồn dầu khí Việt Nam có thể tăng trưởng bình quân 5,57% mỗi năm trong giai đoạn 2026-2031.

Nếu giá dầu là chất xúc tác ngắn hạn, thì chuỗi dự án mới mới là nền tảng cho câu chuyện dài hơn của nhóm dầu khí. Hàng loạt dự án bước vào thi công, khoan và hoàn thiện hạ tầng sẽ tạo nguồn việc liên tục cho các doanh nghiệp cung cấp giàn khoan, dịch vụ kỹ thuật, xây lắp và đường ống.

Trong nhóm thượng nguồn, PVS được MBS Research đánh giá là một trong những doanh nghiệp hưởng lợi trực tiếp từ chu kỳ đầu tư mới. Các dự án Lô B - Ô Môn, Sư Tử Trắng 2B và Lạc Đà Vàng giúp duy trì lượng backlog ở mức cao, trong khi các dự án gối đầu có thể tiếp tục bổ sung nguồn việc trong những năm tới.

PVD cũng đứng trước triển vọng tích cực khi nhu cầu giàn khoan tại Đông Nam Á duy trì cao trong bối cảnh nguồn cung giàn tự nâng còn hạn chế. Mặt bằng giá thuê giàn trong khu vực đã tăng đáng kể so với giai đoạn 2020, trong khi tỷ lệ sử dụng duy trì ở mức cao, tạo điều kiện để PVD tiếp tục lấp đầy lịch hoạt động và tái ký hợp đồng ở mức giá thuận lợi hơn.

Ở mắt xích đường ống, PVB được Kafi Research xếp vào nhóm hưởng lợi trực tiếp khi các dự án dầu khí lớn bước vào giai đoạn triển khai. Lô B - Ô Môn cùng những dự án tiềm năng như Lạc Đà Vàng có thể mở thêm dư địa công việc cho doanh nghiệp này khi nhu cầu xây dựng và lắp đặt đường ống gia tăng.

Sang trung nguồn, câu chuyện nổi bật nhất là sự trở lại của nguồn khí nội địa cùng tốc độ phát triển của LNG. Sự suy giảm sản lượng khí trong nước đang khiến nhu cầu bổ sung nguồn cung mới trở nên cấp thiết, trong khi các dự án điện LNG mở thêm dư địa cho hệ thống nhập khẩu, tồn trữ, tái hóa và vận chuyển khí.

Theo MBS Research, Lô B có trữ lượng khoảng 107 tỷ m3 và sản lượng khai thác dự kiến khoảng 5 tỷ m3 mỗi năm. Khi đi vào khai thác, dự án được kỳ vọng trở thành nguồn khí nội địa lớn nhất được bổ sung trong giai đoạn 2027-2035, qua đó tạo nền tảng tăng trưởng dài hạn cho GAS và duy trì khối lượng công việc cho chuỗi dịch vụ dầu khí.

PVT lại hưởng lợi từ một động lực khác là nhu cầu vận chuyển dầu, LNG và LPG gia tăng. Mặt bằng cước vận tải được dự báo duy trì cao hơn mức trung bình lịch sử, trong khi căng thẳng tại các tuyến hàng hải trọng yếu có thể tiếp tục tạo phần bù rủi ro đối với cước tàu dầu trong ngắn hạn.

Ở hạ nguồn, BSR và PLX có câu chuyện riêng. Với BSR, yếu tố quan trọng nằm ở chênh lệch giữa giá sản phẩm lọc dầu và dầu thô đầu vào. MBS Research cho rằng crack spread có thể giảm so với mức đỉnh đầu năm nhưng vẫn cao hơn trung bình lịch sử, đặc biệt đối với diesel, qua đó hỗ trợ biên lợi nhuận của nhà máy lọc dầu.

Trong khi đó, động lực của PLX gắn nhiều hơn với nhu cầu tiêu thụ xăng dầu trong nước. Quá trình đô thị hóa, công nghiệp hóa và sự gia tăng hoạt động vận tải được kỳ vọng duy trì nhu cầu sản phẩm dầu, với MBS Research dự báo mức tăng khoảng 3-4% mỗi năm trong giai đoạn 2026-2030.

Dù vậy, không nên đồng nhất triển vọng của nhóm dầu khí với việc giá Brent duy trì trên 90 USD/thùng. MBS Research đưa kịch bản cơ sở Brent ở vùng 75-85 USD/thùng trong phần còn lại của năm, dựa trên giả định nguồn cung dần phục hồi và cán cân cung - cầu trở lại trạng thái cân bằng hơn.

Vùng giá trên 90 USD/thùng được đặt trong kịch bản rủi ro địa chính trị gia tăng, chẳng hạn đàm phán Mỹ - Iran đổ vỡ hoặc nguồn cung bị gián đoạn mạnh hơn. Vì vậy, nếu căng thẳng Trung Đông hạ nhiệt, chất xúc tác từ giá dầu có thể suy yếu, nhưng điều đó không đồng nghĩa câu chuyện đầu tư của ngành dầu khí chấm dứt.

Kafi Research cho rằng phần bù rủi ro địa chính trị tại Trung Đông vẫn có thể duy trì trong ngắn hạn. Những hạn chế đối với lưu thông qua eo biển Hormuz tác động đồng thời đến nguồn cung, vận tải và chi phí bảo hiểm, qua đó hỗ trợ giá dầu, cước tàu và biên lợi nhuận của một số doanh nghiệp lọc hóa dầu.

Điểm đáng chú ý vì thế không nằm ở việc Brent sẽ giữ được mức 90 USD/thùng trong bao lâu, mà ở việc chu kỳ đầu tư mới đang chuyển từ kỳ vọng sang các dự án cụ thể. Khi Lô B - Ô Môn, Lạc Đà Vàng, Sư Tử Trắng 2B và nhiều dự án khác lần lượt bước vào các giai đoạn thi công, khoan và vận hành, dòng tiền trong ngành có cơ sở để dịch chuyển theo tiến độ giải ngân và khối lượng công việc thực tế.

Với nhà đầu tư, giá dầu có thể là yếu tố kéo nhóm dầu khí trở lại tầm ngắm trong ngắn hạn, nhưng backlog, tiến độ dự án, giá thuê giàn, sản lượng khí mới và khả năng ghi nhận doanh thu mới là những biến số quyết định sức bền của chu kỳ. Đây cũng là lý do cơ hội trong ngành đang phân hóa theo từng mắt xích, thay vì đồng loạt hưởng lợi chỉ từ một nhịp tăng của giá Brent.