Đằng sau một thương vụ dầu khí

BP và Equinor đã đạt thỏa thuận cuối cùng về việc BP bán cổ phần tại dự án dầu khí nước sâu Bay du Nord của Canada, tiềm năng khai thác khoảng 400 triệu thùng dầu, cho Equinor

Các tập đoàn dầu châu Âu đồng loạt “tinh gọn”

Hiện nay, tiêu chuẩn đánh giá tài sản của các công ty dầu khí quốc tế (IOC) đang chuyển từ “tối đa hóa trữ lượng” sang “tối đa hóa dòng tiền trên mỗi đơn vị vốn đầu tư”. Nhà phân tích Zhang Yuxin của Hongze Research cho biết, trong 3 năm qua, ngoại trừ BP, các tập đoàn dầu lớn châu Âu đều có xu hướng rút khỏi những tài sản thượng nguồn có chu kỳ phát triển dài, vốn đầu tư lớn và thời gian thu hồi vốn chậm. Một làn sóng “tinh gọn” đang lan rộng trong toàn ngành. Theo bà Zhang Yuxin, xu hướng thu hẹp quy mô không phải là những quyết định mang tính nhất thời, mà là lựa chọn ngày càng rõ nét trước nhiều sức ép cùng lúc.

Thứ nhất, áp lực gia tăng lợi ích cho cổ đông đang thay đổi cách các IOC phân bổ dòng tiền. Sau năm 2020, cơ cấu cổ đông của các IOC châu Âu có sự thay đổi, với tỷ trọng các nhà đầu tư thụ động và nhà đầu tư giá trị (nhóm ưu tiên cổ tức cao và mua lại cổ phiếu) gia tăng. Ban lãnh đạo doanh nghiệp vì thế phải chuyển trọng tâm từ phân bổ trữ lượng dài hạn sang tạo lợi ích cho cổ đông trong thời gian ngắn hạn. So với những mỏ dầu có thể mất 10 năm mới bắt đầu sinh lời, dòng tiền và mức cổ tức nhận được sớm trở nên hấp dẫn hơn.

Thứ hai, quá trình chuyển đổi năng lượng làm gia tăng rủi ro đối với các tài sản có vòng đời dài. Khi triển vọng nhu cầu dầu sau năm 2035 vẫn chưa chắc chắn, trong đó có khả năng đi ngang hoặc suy giảm, những dự án chỉ đạt công suất tối đa sau năm 2030 phải đối mặt với “phần bù rủi ro nhu cầu” lớn hơn. Điều này làm giảm giá trị nội tại của các dự án dài hạn.

Thứ ba, áp lực ESG làm gia tăng chi phí sở hữu đối với những tài sản có mức phát thải cao như dầu cát, dầu nặng và dầu nước sâu có hàm lượng lưu huỳnh cao. Chi phí gia tăng không chỉ đến từ vận hành, mà còn thể hiện qua chi phí tài chính cao hơn và mức chiết khấu lớn hơn từ thị trường. Nắm giữ những tài sản này đồng nghĩa với việc doanh nghiệp phải cùng lúc đối mặt với rủi ro phát triển và “hình phạt định giá”.

Rủi ro địa chính trị tại Trung Đông, trong đó có 2 lần eo biển Hormuz bị đóng cửa trong năm 2026, đang trở thành yếu tố thường trực trong các quyết định đầu tư của các IOC

Không phải rời bỏ dầu khí, mà là chọn lại tài sản

Đáng chú ý, dù BP tuyên bố quay trở lại lĩnh vực dầu khí cốt lõi, tập đoàn vẫn tiếp tục bán những tài sản dầu khí có chất lượng cao như tại Biển Bắc và Canada. Sự tưởng như mâu thuẫn này chính là chìa khóa để hiểu chiến lược mới của các IOC.

BP không đơn giản “quay lại dầu khí”, mà quay lại với những tài sản dầu khí có hiệu quả sử dụng vốn cao. Nói cách khác, không phải mọi tài sản dầu khí đều còn được xem là có giá trị chiến lược như nhau. Về bản chất, BP đang thay đổi cách chọn tài sản: chuyển đổi từ một “công ty dầu dựa trên trữ lượng” sang một “công ty năng lượng dựa trên dòng tiền”.

Theo bà Zhang Yuxin, động thái này gửi một tín hiệu rõ ràng tới thị trường: ngay cả khi giá dầu ở mức 70-80 USD/thùng, các IOC châu Âu vẫn không muốn tích lũy nguồn cung dài hạn bằng mọi giá. Kỷ luật vốn đang chuyển từ hành vi mang tính chu kỳ sang một xu hướng có tính cơ cấu. Đây có thể là thay đổi đáng chú ý nhất đối với thị trường dầu mỏ hiện nay.

Tuy nhiên, trong khi các công ty dầu châu Âu thu hẹp quy mô và giảm nợ, các công ty Mỹ lại mở rộng thông qua mua bán, sáp nhập và gia tăng sản lượng. Theo bà Zhang Yuxin, sự khác biệt này không hoàn toàn bắt nguồn từ những dự báo khác nhau về giá dầu, mà sâu xa hơn là cách nhìn khác nhau về thời điểm nhu cầu dầu đạt đỉnh và tốc độ suy giảm sau đó.

Dẫu vậy, điểm chung quan trọng hơn là cả hai bên đều ưu tiên tài sản chi phí thấp, hiệu quả vốn cao. “Hệ quả từ việc đầu tư thượng nguồn toàn cầu tiếp tục bị hạn chế đang tích tụ”, bà Zhang Yuxin nhận định. Khi khả năng nguồn cung dầu thô toàn cầu phản ứng với các cú sốc nhu cầu ngày càng chậm, mức đáy của biến động giá dầu có xu hướng được nâng lên. Sự thận trọng mang tính tập thể này đang âm thầm làm thay đổi khả năng chống chịu của thị trường dầu thô.

Theo các chuyên gia được phỏng vấn, kể từ khủng hoảng Biển Đỏ năm 2023, việc eo biển Hormuz bị đóng cửa 2 lần trong năm 2026 và rủi ro địa chính trị tại Trung Đông đã chuyển từ những “sự kiện xác suất thấp” thành “rủi ro thường trực”. Điều này tạo ra ảnh hưởng hai chiều đến quyết định đầu tư của các IOC.

Một mặt, xung đột địa chính trị làm tăng mức bù rủi ro đối với tài sản tại Trung Đông nhưng không khiến các IOC rút lui. Việc BP quay lại Kirkuk (Iraq), TotalEnergies mở rộng đầu tư LNG tại Qatar và Shell tăng cường hợp tác với Các Tiểu vương quốc Arập Thống nhất đều diễn ra trong giai đoạn rủi ro địa chính trị gia tăng. Nguyên nhân là lợi thế chi phí của tài sản Trung Đông (giá hòa vốn thường dưới 20 USD/thùng) đủ bù đắp rủi ro địa chính trị.

Mặt khác, xung đột địa chính trị cũng thúc đẩy các IOC rút khỏi những dự án dài hạn không thuộc lĩnh vực cốt lõi. Khi môi trường hoạt động trở nên bất ổn hơn, các IOC có xu hướng tập trung nguồn lực vào những khu vực cốt lõi có khả năng kiểm soát cao hơn, bà Zhang Yuxin cho biết.

BP không đơn giản “quay lại dầu khí”, mà quay lại với những tài sản dầu khí có hiệu quả sử dụng vốn cao

Khi nguồn cung ngày càng kém co giãn

Các chuyên gia nhìn chung cho rằng ảnh hưởng từ việc đầu tư thượng nguồn toàn cầu liên tục bị hạn chế sẽ không xuất hiện ngay lập tức mà dần rõ nét trong những năm tới.

Trong ngắn hạn, giai đoạn 2026-2028, tác động còn hạn chế. Công suất từ các dự án đã được phê duyệt vẫn sẽ được đưa vào khai thác bình thường và thị trường dầu toàn cầu chưa rơi vào tình trạng thiếu công suất tuyệt đối.

Trong trung hạn, giai đoạn 2029-2032, rủi ro bắt đầu rõ nét hơn. Đây là giai đoạn mà các dự án hiện đang bị trì hoãn hoặc hủy quyết định đầu tư cuối cùng (FID) đáng lẽ phải đạt công suất tối đa. Nếu nhu cầu dầu không giảm mạnh, khoảng cách cung cầu sẽ bắt đầu mở rộng.

Trong dài hạn, sau năm 2033, mâu thuẫn cơ cấu có thể gia tăng. Theo ước tính chung của ngành, sản lượng từ các mỏ dầu hiện hữu trên thế giới suy giảm tự nhiên khoảng 4-4,5 triệu thùng/ngày. Nếu không có đủ dự án mới bù đắp, nguồn cung dầu thô vẫn có thể thiếu hụt ngay cả khi nhu cầu ổn định.

Bà Zhang Yuxin cho biết: “Một khi khoảng thiếu hụt nguồn cung xuất hiện rõ ràng vào khoảng năm 2030, thị trường sẽ không thể nhanh chóng bổ sung”. Các dự án nước sâu cần 5-7 năm từ lúc đầu tư đến khi có thùng dầu đầu tiên, trong khi dự án dầu cát cần 3-5 năm. Độ trễ này tạo ra nền tảng hỗ trợ giá dầu trong trung và dài hạn.

Về làn sóng “thu hẹp quy mô” của các tập đoàn dầu mỏ, bà Zhang Yuxin cảnh báo thị trường có thể xuất hiện một số nhận định sai lệch. Thứ nhất, việc các IOC cùng bi quan về giá dầu dài hạn là cách hiểu sai phổ biến nhất. Việc bán tài sản không phải tín hiệu giảm giá dầu, mà là chiến lược ưu tiên hiệu quả vốn. Khi giá dầu cao, các tài sản chu kỳ ngắn mang lại lợi nhuận nhanh và chắc chắn hơn.

Thứ hai, đầu tư thượng nguồn thiếu hụt sẽ dẫn đến thiếu nguồn cung trong tương lai. Lập luận này có cơ sở, nhưng thời điểm ảnh hưởng thường không phù hợp với nhịp thị trường. Khoảng thiếu hụt nguồn cung là yếu tố chậm, chủ yếu xuất hiện sau năm 2030, không nên dùng làm lý do để mua các hợp đồng dầu kỳ hạn gần trong giai đoạn 2026-2027.

BP đang chuyển đổi từ một “công ty dầu dựa trên trữ lượng” sang một “công ty năng lượng dựa trên dòng tiền”

Cuối cùng, không nên trộn lẫn tín hiệu giao dịch ngắn hạn với yếu tố cơ cấu dài hạn. Thị trường không nên dùng việc “IOC bán tài sản” làm lý do bán khống dầu trong ngắn hạn, cũng không nên dùng “đầu tư thượng nguồn thiếu hụt” làm lý do mua bán theo hướng ngắn hạn. Hai yếu tố này có khung thời gian hoàn toàn khác nhau, nếu nhầm lẫn sẽ dễ dẫn đến sai lầm trong giao dịch.

Từ nguồn cung dầu đến giá năng lượng và hóa chất

Theo các chuyên gia trong ngành, việc các tập đoàn dầu mỏ lớn toàn cầu liên tục giảm đầu tư vào các dự án dầu khí nước sâu và chi phí cao sẽ tạo ảnh hưởng mang tính hệ thống đến cấu trúc chênh lệch giá giữa các kỳ hạn hợp đồng tương lai dầu thô.

Đối với hợp đồng kỳ hạn xa, giá cân bằng kỳ vọng có xu hướng tăng. Khi thị trường dần nhận ra nguồn cung mới sau năm 2030 không đủ bù đắp sản lượng suy giảm từ các mỏ hiện hữu, mức giá cân bằng của các kỳ hạn xa sẽ tăng dần. Chênh lệch giá ở cuối đường cong kỳ hạn có thể thu hẹp hoặc chuyển sang trạng thái phẳng hơn.

Đối với hợp đồng kỳ hạn gần, biến động giá ngầm định sẽ tiếp tục ở mức cao. Việc độ co giãn nguồn cung toàn cầu giảm khiến các cú sốc ngắn hạn như rủi ro địa chính trị, bão hoặc gián đoạn khai thác bất ngờ ảnh hưởng mạnh hơn đến giá kỳ hạn gần, do khả năng bù đắp từ nguồn cung linh hoạt (dầu đá phiến, công suất dự phòng OPEC+) đang thu hẹp.

Nhà nghiên cứu Lin Shunuan của Haitong Futures cho rằng, sau khi BP bán Dự án Bay du Nord, ảnh hưởng tâm lý ngắn hạn lên thị trường dầu thô WTI, Brent và SC không lớn, vì dự án này chưa có sản lượng thực tế và khó ảnh hưởng đến cán cân cung cầu toàn cầu.

Tuy nhiên, việc các tập đoàn dầu lớn tiếp tục cắt giảm đầu tư vào dự án nước sâu và chi phí cao đồng nghĩa với việc năng lực khai thác bổ sung trong dài hạn sẽ giảm đáng kể. Xu hướng này sẽ ảnh hưởng có hệ thống đến cấu trúc giá giữa các kỳ hạn dầu thô. Kỳ vọng nguồn cung thắt chặt trong dài hạn sẽ dần được phản ánh vào các hợp đồng kỳ hạn xa, đẩy mặt bằng giá lên cao hơn.

Theo các nhà giao dịch, việc kỳ hạn xa được hỗ trợ giá trong khi kỳ hạn gần biến động mạnh có thể trở thành đặc điểm quan trọng của thị trường dầu thô trong những năm tới.

Việc thu hẹp chi tiêu đầu tư thượng nguồn dầu khí đã đẩy mặt bằng chi phí lên cao và sẽ truyền dẫn xuống toàn bộ chuỗi năng lượng - hóa chất. Du Bingqin, Giám đốc bộ phận Năng lượng và Hóa chất của Everbright Futures, cho biết mức độ ảnh hưởng khác nhau tùy từng sản phẩm.

Chi phí dầu thô tăng làm thu hẹp biên lợi nhuận lọc hóa dầu, khiến nguồn cung nhiên liệu, nhựa đường và các sản phẩm khác có thể bị thắt chặt do lợi nhuận giảm. Ngay cả khi nhu cầu không tăng mạnh, yếu tố chi phí vẫn có thể tạo hỗ trợ đáy cho giá các sản phẩm này.

Các sản phẩm trong chuỗi hóa dầu có sự phân hóa rõ rệt. Ethylene được hỗ trợ mạnh bởi chi phí khai thác từ naphtha tăng cao; trong khi methanol tăng ít hơn do tỷ trọng khai thác từ khí tự nhiên lớn. Logic giá của toàn chuỗi công nghiệp hiện mang đặc điểm lạm phát do chi phí thúc đẩy, vì vậy cần chú ý sự khác biệt giữa chi phí biên và điểm cân bằng cung cầu của từng sản phẩm.