Trong báo cáo triển vọng ngành mới đây, MBS Research cho rằng mặt bằng giá dầu hiện tại vẫn cao hơn đáng kể mức hòa vốn của phần lớn dự án dầu khí ngoài khơi trên thế giới, khoảng 40–60 USD/thùng. Điều này giúp duy trì động lực đầu tư của các công ty dầu khí quốc tế, ngay cả khi giá dầu có thể hạ nhiệt so với vùng trên 90 USD/thùng.

Cùng lúc, nhu cầu bổ sung nguồn cung trong nước ngày càng cấp thiết khi sản lượng dầu khí tại Việt Nam đã suy giảm đáng kể trong một thập kỷ qua. Đây là nền tảng để giới phân tích kỳ vọng một chu kỳ đầu tư mới đang mở ra cho toàn chuỗi dầu khí.

Chu kỳ đầu tư thượng nguồn mạnh nhất hơn một thập kỷ?

Theo báo cáo ngành của MBS Research, sản lượng dầu thô Việt Nam đã giảm từ khoảng 352.000 thùng/ngày năm 2015 xuống dưới 170.000 thùng/ngày năm 2025, tương ứng mức giảm bình quân khoảng 7% mỗi năm. Sự suy giảm tự nhiên tại các mỏ chủ lực khiến việc đưa các dự án mới vào khai thác trở thành yêu cầu cấp thiết để duy trì sản lượng và bảo đảm nguồn cung năng lượng.

Bộ phận phân tích MBS đánh giá giai đoạn 2026–2028 có thể là chu kỳ đầu tư thượng nguồn mạnh nhất của Việt Nam trong hơn một thập kỷ, với Lô B - Ô Môn, Sư Tử Trắng 2B và Lạc Đà Vàng đóng vai trò dẫn dắt. Riêng Lô B - Ô Môn được kỳ vọng đón dòng khí đầu tiên từ năm 2027 và trở thành một trong những động lực tăng trưởng quan trọng của ngành trong giai đoạn 2027–2030.

Kafi Research cũng cho rằng chuỗi dự án mới đang tạo nguồn công việc liên tục cho ngành trong những năm tới. Báo cáo mới nhất của đơn vị này liệt kê hàng loạt dự án đã hoặc đang bước vào giai đoạn triển khai như Lạc Đà Vàng, Sư Tử Trắng 2B, Lô B - Ô Môn, Khánh Mỹ - Đầm Dơi và Kình Ngư Vàng.

Trong đó, Lạc Đà Vàng đang hoàn thiện lắp đặt ngoài khơi và khoan giếng phát triển, với mục tiêu đón dòng dầu đầu tiên vào tháng 10/2026. Sư Tử Trắng 2B đã triển khai EPCIC, khoan và xây dựng công trình trung tâm. Khánh Mỹ - Đầm Dơi dự kiến có dòng khí đầu tiên vào quý IV/2027, trong khi Kình Ngư Vàng đã ký hợp đồng EPCIC vào 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 được dự báo tăng trưởng bình quân 5,57% trong giai đoạn 2026–2031. Việc hàng loạt dự án được thúc đẩy không chỉ nhằm bù đắp sản lượng suy giảm từ các mỏ hiện hữu mà còn mở ra chu kỳ đầu tư kéo dài cho các nhà thầu khoan, xây lắp và dịch vụ kỹ thuật dầu khí.

Những mắt xích nào hưởng lợi trước?

Các đơn vị phân tích đều cho rằng mức độ hưởng lợi sẽ có sự phân hóa đáng kể giữa từng mắt xích trong chuỗi dầu khí.

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

PVD cũng được hỗ trợ bởi nhu cầu khoan tại Đông Nam Á duy trì cao trong khi nguồn cung giàn tự nâng còn hạn chế. MBS Research cho biết mặt bằng giá thuê giàn trong khu vực đã tăng đáng kể so với giai đoạn 2020, còn tỷ lệ sử dụng giàn duy trì ở mức cao, qua đó tạo điều kiện để doanh nghiệp lấp đầy lịch hoạt động và tái ký hợp đồng ở mức giá tốt hơn.

Ở góc nhìn bổ sung, Kafi Research đưa PVB vào nhóm hưởng lợi trực tiếp từ sự trở lại của các dự án đường ống, trong đó có các hợp đồng liên quan đến Lô B - Ô Môn và những dự án tiềm năng như Lạc Đà Vàng.

Ở trung nguồn, Lô B - Ô Môn và LNG được xem là hai động lực lớn. Sản lượng khí nội địa suy giảm khiến nhu cầu bổ sung nguồn khí mới ngày càng rõ rệt, trong khi các dự án điện LNG đang mở thêm dư địa cho hạ tầng 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, được kỳ vọng trở thành nguồn khí nội địa lớn nhất được bổ sung trong giai đoạn 2027–2035. Điều này tạo nền tảng tăng trưởng dài hạn cho GAS, đồng thời tiếp tục duy trì khối lượng công việc cho các nhà thầu thượng nguồn.

PVT cũng được đánh giá hưởng lợi từ nhu cầu vận chuyển dầu, LNG và LPG gia tăng, cùng mặt bằng cước vận tải duy trì cao hơn trung bình lịch sử. Kafi Research cho rằng căng thẳng tại các tuyến hàng hải trọng yếu còn có thể duy trì phần bù rủi ro đối với cước tàu dầu trong ngắn hạn.

Ở hạ nguồn, BSR và PLX có động lực khác biệt. Với BSR, yếu tố quan trọng là chênh lệch giữa giá sản phẩm lọc dầu và dầu thô đầu vào. MBS Research cho rằng mức chênh lệch này có thể hạ nhiệt so với đỉnh đầu năm nhưng vẫn duy trì cao hơn trung bình lịch sử, đặc biệt ở diesel.

Trong khi đó, câu chuyện của PLX gắn nhiều hơn với nhu cầu tiêu thụ xăng dầu trong nước, được hỗ trợ bởi quá trình đô thị hóa, công nghiệp hóa và tăng trưởng hoạt động vận tải. MBS Research dự báo nhu cầu sản phẩm dầu tại Việt Nam có thể tăng khoảng 3–4% mỗi năm trong giai đoạn 2026–2030.

Brent trên 90 USD chỉ là chất xúc tác?

Dù giá Brent đang trở lại vùng trên 90 USD/thùng, MBS Research không xem đây là kịch bản cơ sở cho phần còn lại của năm.

Đơn vị này đưa ra kịch bản cơ sở Brent dao động 75–85 USD/thùng, dựa trên giả định nguồn cung dần phục hồi và cán cân cung – cầu trở lại trạng thái cân bằng hơn. Vùng trên 90 USD/thùng được đặt trong kịch bản rủi ro địa chính trị gia tăng, khi đàm phán Mỹ - Iran đổ vỡ hoặc nguồn cung bị gián đoạn mạnh hơn.

Ở góc nhìn khác, Kafi Research cho rằng phần bù rủi ro địa chính trị tại Trung Đông chưa biến mất trong ngắn hạn. Việc lưu thông qua eo biển Hormuz bị hạn chế đã 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 nhà máy lọc dầu.

Điều này cho thấy giá dầu cao có thể đóng vai trò chất xúc tác khiến nhóm dầu khí trở lại tầm ngắm của nhà đầu tư, nhưng câu chuyện dài hơn của ngành không chỉ phụ thuộc vào Brent.

Với hàng loạt dự án lớn đang bước vào giai đoạn thi công, khoan và hoàn thiện hạ tầng, động lực đáng chú ý hơn nằm ở tốc độ giải ngân đầu tư, tiến độ ghi nhận backlog, nhu cầu giàn khoan và sự hình thành các nguồn khí mới trong những năm tới.