Mặc dù giá dầu có thể hạ nhiệt khi nguồn cung toàn cầu dần được khôi phục, nhu cầu đa dạng hóa nguồn cung và phát triển các nguồn năng lượng nội địa đang thúc đẩy một chu kỳ đầu tư thượng nguồn mới trên phạm vi toàn cầu.
Sáu tháng đầu năm 2026 đánh dấu giai đoạn biến động dữ dội của thị trường năng lượng thế giới do cuộc khủng hoảng tại điểm nghẽn chiến lược Eo biển Hormuz. Dù rủi ro địa chính trị đang hạ nhiệt sau các thỏa thuận ngoại giao, tác động sâu xa của biến cố này không dừng lại ở sự trồi sụt ngắn hạn của giá dầu, mà đang tái định hình toàn bộ bản đồ an ninh năng lượng toàn cầu. Báo cáo ngành dầu khí nửa cuối năm 2026 của VCBS chỉ ra rằng, nhu cầu đảm bảo nguồn cung dài hạn đang khởi động một chu kỳ tăng trưởng thượng nguồn (E&P) kéo dài nhiều năm, mở ra cơ hội bứt phá cho toàn bộ chuỗi giá trị dầu khí thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng.
Thị trường dầu mỏ toàn cầu trong 6 tháng đầu năm 2026 đã trải qua những rung lắc chưa từng có, khởi nguồn từ căng thẳng địa chính trị leo thang tại Eo biển Hormuz. Nằm ở vị trí chiến lược trung chuyển tới 20,9 triệu thùng dầu/ngày (chiếm gần 20% nhu cầu dầu toàn cầu) và hơn 20% khối lượng LNG giao dịch quốc tế, bất kỳ sự gián đoạn nào tại Eo biển Hormuz cũng gây ra tác động dây chuyền toàn diện.
Việc đóng cửa Eo biển Hormuz từ cuối tháng 2/2026 đã khiến sản lượng dầu thế giới giảm từ 103,9 triệu thùng/ngày (Q1/2026) xuống 95,3 triệu thùng/ngày (Q2/2026). Khối lượng sản lượng bị ngừng khai thác (shut-ins) tại Trung Đông đạt đỉnh kỷ lục 11,2 triệu thùng/ngày vào tháng 5/2026 trước khi bắt đầu khôi phục từng bước vào cuối tháng 6.
Để bù đắp cho khoảng trống hụt cung trầm trọng, thị trường đã phải rút tồn kho dầu với tốc độ trung bình 5,1 triệu thùng/ngày trong suốt quý 2. Theo ước tính của Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA), mức sụt giảm tồn kho toàn cầu đỉnh điểm lên tới 6,3 triệu thùng/ngày.
Ở chiều ngược lại, giá nhiên liệu leo thang cùng tình trạng khan hiếm nguồn cung đã kéo nhu cầu tiêu thụ dầu toàn cầu giảm từ 102,8 triệu thùng/ngày trong quý 1 xuống 100,4 triệu thùng/ngày trong quý 2, trong đó khu vực Châu Á ghi nhận mức sụt giảm rõ nét nhất.
Giá dầu Brent giao ngay phản ánh trực tiếp tâm lý hoảng loạn của thị trường: Quý 1/2026, duy trì ở mức bình quân 81,1 USD/thùng; Tháng 4/2026, tăng vọt lên đỉnh 117 USD/thùng khi nguồn cung Trung Đông bị gián đoạn nghiêm trọng; Ngày 18/06/2026, Mỹ và Iran chính thức ký Biên bản ghi nhớ (MOU) chấm dứt xung đột, giúp hạ nhiệt rủi ro địa chính trị và đưa giá dầu bình quân lùi về khoảng 85 USD/thùng.
Theo EIA, hoạt động sản xuất và xuất khẩu dầu tại Vịnh Ba Tư vẫn chịu ảnh hưởng kéo dài sau xung đột. Nhờ tồn kho suy giảm sâu, giá dầu Brent được dự báo tiếp tục được hỗ trợ quanh mức 105 USD/thùng trong ngắn hạn. Trong kịch bản cơ sở, khi hoạt động vận tải qua Hormuz nối lại hoàn toàn từ quý 3/2026, giá Brent sẽ từng bước hạ nhiệt về khoảng 70 USD/thùng trong quý 4/2026.
Điểm khác biệt cốt lõi của giai đoạn hiện nay so với các chu kỳ trước là động lực đầu tư không còn phụ thuộc hoàn toàn vào biến động giá dầu ngắn hạn.
Tương tự cuộc khủng hoảng năng lượng Nga – Ukraine, sự cố Eo biển Hormuz một lần nữa khẳng định rủi ro khổng lồ khi phụ thuộc vào các điểm nghẽn chiến lược (Châu Á phụ thuộc tới 89% lượng dầu thô/condensate vận chuyển qua Hormuz).
Theo IEA, Wood Mackenzie và Rystad Energy, các quốc gia nhập khẩu đang ráo riết đẩy mạnh đa dạng hóa nguồn cung, phát triển tài nguyên nội địa và hạ tầng năng lượng. Chi tiêu đầu tư thượng nguồn (E&P) toàn cầu dự báo sẽ tăng từ 600 tỷ USD (năm 2024) lên gần 740 tỷ USD vào năm 2030 (so với mức đáy 300 tỷ USD năm 2020).
Năm 2025 ghi nhận mức kỷ lục lịch sử khi công suất hóa lỏng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) toàn cầu đạt quyết định đầu tư cuối cùng (FID) vượt mốc 100 bcm/năm, trong khi năng lực sản xuất từ các dự án dầu khí truyền thống được phê duyệt giai đoạn 2021–2024 đạt trung bình 2,5 triệu thùng/ngày.
Làn sóng đầu tư thượng nguồn toàn cầu cùng nhu cầu cấp thiết trong nước đang tạo ra "thời điểm vàng" cho chuỗi giá trị dầu khí Việt Nam:
Thứ nhất, áp lực giảm nguồn khí nội địa và đòn bẩy chính sách. Sản lượng khí nội địa suy giảm tự nhiên với tốc độ CAGR khoảng 5%/năm kể từ năm 2013. Trong khi đó, Quy hoạch điện VIII dự báo nhu cầu khí sẽ tăng từ 13 tỷ m3 (2020) lên hơn 34 tỷ m3 (2030). Khí khu vực Đông Nam Bộ hiện chỉ đáp ứng khoảng 50% nhu cầu sản xuất điện, đặt ra yêu cầu cấp bách phải phát triển mỏ mới và nhập khẩu LNG.
Năm 2025, giá trị giải ngân đầu tư của Petrovietnam (PVN) tăng gần 44%, tập trung vào đại dự án Lô B – Ô Môn, Nhơn Trạch 3 & 4, Nâng cấp mở rộng LRD Dung Quất và đưa vào vận hành sớm các mỏ Đại Hùng pha 3, Kình Ngư Trắng – Kình Ngư Trắng Nam, BK-24.
Thứ hai, cơ hội lớn cho các doanh nghiệp dịch vụ (PVS, PVD). Thị trường Khoan (PVD). Thị trường giàn khoan Đông Nam Á đang thắt chặt nghiêm trọng khi 30% đội giàn jack-up hiện hữu đã trên 35 tuổi (đứng trước nguy cơ dừng hoạt động hoặc tốn chi phí nâng cấp lớn). Nhu cầu khoan tăng cao tại Việt Nam, Thái Lan, Malaysia, Indonesia sẽ duy trì hiệu suất sử dụng giàn và giá thuê ở mức rất cao.
Mảng EPC & Dịch vụ mỏ (PVS). Sự tương đồng về điều kiện khai thác ngoài khơi tại Malaysia, Brunei, Indonesia và Ấn Độ giúp các doanh nghiệp Việt Nam dễ dàng mở rộng thị trường quốc tế, đa dạng hóa nguồn việc ngoài các dự án trong nước.
Thứ ba, đảm bảo nguồn cung xăng dầu trong nước. Nhờ sự vận hành ổn định của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Nghi Sơn, kết hợp với chính sách thuế/phí linh hoạt từ Chính phủ, nguồn cung xăng dầu trong nước vẫn được đảm bảo vững chắc, giúp nền kinh tế tránh khỏi các đợt sốc lạm phát từ thị trường thế giới.
Nửa cuối năm 2026 mở ra một chương mới cho ngành dầu khí toàn cầu. Sự dịch chuyển chiến lược từ "tối ưu chi phí" sang "bảo đảm an ninh năng lượng" đang tạo nền tảng vững chắc cho chu kỳ bùng nổ đầu tư thượng nguồn kéo dài. Đối với Việt Nam, sự kết hợp giữa khung pháp lý tháo gỡ điểm nghẽn và nhu cầu E&P/LNG bùng nổ sẽ là động lực tăng trưởng mạnh mẽ cho các doanh nghiệp dầu khí dịch vụ kỹ thuật dầu khí trong nhiều năm tới.
