Giá dầu neo cao, thị trường chuyển từ dư cung sang thiếu hụt
Theo báo cáo ngành dầu khí của Mirae Asset Securities (Vietnam), thị trường dầu mỏ toàn cầu đã có sự thay đổi đáng kể so với giai đoạn dư cung trước đó. Theo IEA, tổng lượng dầu dự trữ quan sát được trên toàn cầu đã giảm xuống dưới 7,9 tỷ thùng, thấp hơn khoảng 410 triệu thùng kể từ khi chiến tranh bùng nổ. Trong khi đó, lượng cung ứng từ khu vực Vùng Vịnh bị khóa chặt được ước tính lên tới 8,3 triệu thùng/ngày.
Rủi ro lớn nhất hiện nay nằm ở dòng chảy thương mại qua eo biển Hormuz. Khi lượng tồn kho dự phòng bị bào mòn nhanh, khả năng thị trường tự hấp thụ các cú sốc nguồn cung cũng suy giảm.
Theo báo cáo, thị trường dầu đã chuyển từ trạng thái dư cung sang thâm hụt sâu nhất kể từ quý IV/2021. Giá dầu Brent theo đó neo quanh 90 USD/thùng thay vì quay trở lại quỹ đạo giảm như các dự báo trước đó. Ngày 18/8, giá Brent được ghi nhận ở mức 91 USD/thùng.
Trước khi chiến tranh Mỹ - Iran xảy ra, các dự báo cho năm 2026 của Goldman Sachs, EIA và JPMorgan lần lượt ở mức 75, 65 và 64 USD/thùng. Sau thỏa thuận ngừng bắn ngày 15/6, các tổ chức này nâng dự báo lên lần lượt 85, 82 và 78 USD/thùng. Tuy nhiên, khi xung đột tái leo thang, giá dầu tiếp tục duy trì ở mặt bằng cao.
Mirae Asset nhận định Trung Đông vẫn giữ vai trò trung tâm trên thị trường dầu mỏ khi chiếm hơn 30% sản lượng khai thác toàn cầu. Sự phụ thuộc lớn của châu Á vào dầu Trung Đông khiến nhu cầu tại Trung Quốc, Ấn Độ và các thị trường châu Á tiếp tục là yếu tố quan trọng đối với diễn biến giá dầu.
Bên cạnh đó, OPEC+ vẫn có ảnh hưởng đáng kể đến giá dầu nhờ kiểm soát phần sản lượng biên và công suất dự phòng. Dù tỷ trọng dầu trong tổng xuất khẩu của OPEC đã giảm từ mức 80-90% xuống khoảng 40%, doanh thu dầu vẫn biến động mạnh theo chu kỳ giá và tiếp tục là một yếu tố quan trọng đối với thị trường năng lượng.
Việt Nam vẫn phụ thuộc đáng kể vào nguồn dầu bên ngoài
Theo Mirae Asset, trong giai đoạn 2020-2025, Việt Nam nhập khẩu khoảng 71 triệu tấn dầu thô, tương đương 50-60% nhu cầu dầu thô, chủ yếu từ Trung Đông. Cùng với đó, lượng xăng dầu thành phẩm nhập khẩu đạt khoảng 58 triệu tấn, tương đương khoảng 9-10 triệu tấn mỗi năm, để bù đắp phần nhu cầu mà hai nhà máy lọc dầu trong nước chưa đáp ứng được.
Tổng chi phí dành cho nhập khẩu dầu khí trong giai đoạn này vào khoảng 79 tỷ USD. Đặc biệt, năm 2022, khi giá dầu tăng mạnh do xung đột Nga - Ukraine, kim ngạch nhập khẩu dầu khí lên tới 18,5 tỷ USD.
Hiện Việt Nam có hai nhà máy lọc dầu chính là Dung Quất và Nghi Sơn. Dung Quất, do BSR vận hành, có công suất 148.000 thùng/ngày, tương đương khoảng 6,5 triệu tấn/năm. Nghi Sơn có công suất 200.000 thùng/ngày, tương đương khoảng 10 triệu tấn/năm.
Hai nhà máy hiện đã chạy vượt công suất và không còn nhiều dư địa tăng trưởng cho đến khi dự án nâng cấp, mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất hoàn thành vào năm 2028. Dự án sẽ nâng công suất từ 148.000 lên 171.000 thùng/ngày, tăng khoảng 16%, tương đương khoảng 1 triệu tấn/năm.
Tuy nhiên, với nhu cầu xăng dầu trong nước tăng khoảng 7-10% mỗi năm, phần công suất tăng thêm được đánh giá chỉ đủ đáp ứng tăng trưởng nhu cầu trong ngắn hạn. Vì vậy, tỷ lệ tự chủ nguồn cung được dự báo khó cải thiện đáng kể so với mức hiện tại khoảng 70%.
Mirae Asset cho rằng giá trị quan trọng của dự án nâng cấp Dung Quất nằm ở việc nâng chuẩn sản phẩm lên Euro V, mở rộng các sản phẩm có giá trị cao và cải thiện hiệu quả kinh doanh cho BSR. Về dài hạn, để tăng tính tự chủ, Việt Nam vẫn cần bổ sung công suất lọc dầu mới và phát triển các chuỗi năng lượng bổ trợ như khí và LNG.
Ở mảng nhiên liệu sinh học, từ ngày 1/6/2026, Việt Nam triển khai E10 trên phạm vi toàn quốc, trong khi E5RON92 tiếp tục được duy trì đến hết năm 2030. Theo ước tính của Mirae Asset, việc sử dụng E10 có thể thay thế khoảng 1,3 triệu m³ xăng khoáng, tương đương khoảng 5% tổng lượng tiêu thụ xăng dầu cả nước.
Tuy nhiên, hiệu quả của E10 đối với an ninh năng lượng phụ thuộc trực tiếp vào khả năng khôi phục công suất các nhà máy ethanol trong nước. Nhà máy Ethanol Dung Quất đã có lô sản phẩm đầu tiên vào đầu năm 2026, với sản lượng tối đa khoảng 500.000 m³/năm. Trong giai đoạn 2026-2027, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu khoảng 700.000 m³ đến gần 1 triệu m³ ethanol mỗi năm để đáp ứng nhu cầu pha trộn.
Hành lang pháp lý mở đường cho chu kỳ đầu tư
Trên nền tảng Luật Dầu khí 2022 có hiệu lực từ ngày 1/7/2023, ba tầng chính sách được ban hành trong năm 2025 gồm Nghị quyết 70-NQ/TW, Nghị quyết 253/2025/QH15 và Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP được đánh giá đang hướng vào nút thắt lớn là thời gian phê duyệt vốn kéo dài 3-5 năm.
Trong đó, Nghị quyết 70-NQ/TW tháng 8/2025 và Nghị quyết 79-NQ/TW tháng 1/2026 xác định dầu khí là một trong những trụ cột của an ninh năng lượng, đồng thời đặt mục tiêu sản lượng khí 30-35 tỷ m³/năm và khẳng định vai trò dẫn dắt của doanh nghiệp nhà nước.
Nghị quyết 253/2025/QH15 được xem là bước cơ chế hóa định hướng, tập trung tháo gỡ các vấn đề về quy hoạch, cấp phép và huy động vốn trong giai đoạn 2026-2030. Trong khi đó, Nghị quyết 66.6/2025/NQ-CP trao thêm quyền thực thi cho Petrovietnam, bao gồm tự phê duyệt quy hoạch và điều chỉnh quy hoạch nhỏ, tự phê duyệt phương án thu dọn mỏ nếu chênh lệch chi phí dưới 20%, điều chỉnh tăng vốn tối đa 10% đối với các mỏ khai thác sớm và áp dụng cơ chế riêng cho các mỏ nhỏ.
Mirae Asset đánh giá tác động của những thay đổi này có sự phân hóa trong chuỗi giá trị. Nhóm dịch vụ thượng nguồn được hưởng lợi sớm từ việc backlog tăng lên, tiếp đến là Petrovietnam/PVEP, trong khi GAS được hưởng lợi về dài hạn từ định hướng phát triển khí - LNG. Hiệu quả thực tế vẫn phụ thuộc vào tốc độ triển khai các cơ chế phân cấp và việc hoàn thiện Luật Dầu khí sửa đổi, hiện đã bước vào quá trình thẩm định trong năm 2026.
Trong bối cảnh đó, ngành dầu khí Việt Nam đang đứng trước chu kỳ đầu tư mới khi giá dầu duy trì ở mức cao, trong khi yêu cầu bảo đảm an ninh năng lượng và những thay đổi về chính sách đang thúc đẩy tiến độ các dự án. Theo Mirae Asset Securities, động lực tăng trưởng đang lan tỏa từ thượng nguồn sang trung và hạ nguồn.
Ở thượng nguồn, sản lượng khai thác dầu thô của Petrovietnam trong quý I/2026 đạt 2,63 triệu tấn, vượt 10,4% kế hoạch và tăng khoảng 10% so với cùng kỳ. Hệ số bù trữ lượng đã vượt 1 trong hai năm liên tiếp, với gia tăng trữ lượng đạt 15,2 triệu tấn quy dầu năm 2024 và 10,5 triệu tấn năm 2025.
Cùng với đó, các thay đổi về chính sách đang tháo gỡ một số điểm nghẽn về quy hoạch, cấp phép và huy động vốn, tạo điều kiện thúc đẩy các dự án dầu khí. Trong giai đoạn 2026-2028, động lực chính được kỳ vọng đến từ Lô B – Ô Môn và các mỏ vừa, nhỏ như Lạc Đà Vàng, Sư Tử Trắng 2B. Lô B – Ô Môn có vốn đầu tư khoảng 6,8 tỷ USD và trữ lượng khoảng 107 tỷ m³.
Ở trung nguồn, xu hướng phát triển điện khí và LNG mở ra nhu cầu lớn đối với hệ thống kho, cảng và đường ống. Quy hoạch điện VIII đặt mục tiêu 37,3 GW điện khí vào năm 2030, trong đó LNG nhập khẩu chiếm 60-65%. PV GAS dự kiến đầu tư khoảng 60.000-100.000 tỷ đồng vào hạ tầng khí giai đoạn 2026-2030. Trong ngắn hạn, động lực đến từ LNG cho Nhơn Trạch 3&4 và mở rộng kho Thị Vải; về trung hạn là dòng khí Lô B dự kiến về bờ trong quý III/2027.
Trong khi đó, hạ nguồn tiếp tục đối mặt với rủi ro biến động giá dầu và hàng tồn kho, nhưng triển vọng của BSR được hỗ trợ bởi dự án nâng cấp, mở rộng Dung Quất. Dự án sẽ nâng công suất lên 171.000 thùng/ngày, đồng thời tăng tỷ trọng sản phẩm hóa dầu và SAF. Crack spread cũng đang duy trì ở mức cao khi công suất lọc dầu toàn cầu thấp hơn gần 5 triệu thùng/ngày so với cùng kỳ, trong khi nguồn cung từ Trung Đông và Nga chịu nhiều tác động.
PV
Nguồn: thuongtruong.com.vn
