Dầu kh&#237; - Chu kỳ của mạch m&#225;u kinh tế (2025-2028)

Disclaimer: Quan điểm c&#225; nh&#226;n từ g&#243;c nh&#236;n kỹ sư dầu kh&#237;. Anh/chị/c&#244;/b&#225;c tự chịu tr&#225;ch nhiệm với quyết định của m&#236;nh.

TL;DR
	•	Shale (dầu đ&#225; phiến) Mỹ xuống dốc (Tier-1 cạn, DUC chỉ ~4.000 giếng, chi ph&#237; bi&#234;n 70-85+ USD/th&#249;ng).
	•	Thiếu gi&#224;n to&#224;n cầu → day-rate gi&#224;n JU 100-140k USD/ng&#224;y; gi&#225; mua b&#225;n gi&#224;n leo thang.
	•	Đ&#244;ng Nam &#193; xoay trục sang kh&#237; → L&#244; B, C&#225; Voi Xanh, NST… chạy mạnh.
	•	Thứ tự hưởng lợi: PVD → PVS → GAS → (trễ nhịp) DPM/DCM.

⸻

1) Bức tranh tổng thể
	•	Rystad: ph&#225;t hiện trữ lượng mới giảm từ ~20-25 tỷ boe (2015) về &lt;7 tỷ boe (2025).
	•	Nhu cầu thực vẫn tăng: AI/trung t&#226;m dữ liệu, xe điện, logistics, quốc ph&#242;ng, ho&#225; dầu.

2) Shale Mỹ đang “hấp hối”
	•	Tier-1 gần như hết; DUC ~4.000 (từ ~10.000 năm 2020).
	•	Reuters tổng hợp sa thải năm 2025:
	  •	ConocoPhillips: tới 25% (bắt đầu từ 11/2025, trọng t&#226;m Canada)
	  •	Chevron: 15-20%, gồm ~800 việc ở Permian
	  •	ExxonMobil: ~2.000 vị tr&#237; to&#224;n cầu
	  •	BP: ~4.400 contractors/office
	  •	H&#224;m &#253;: chi ph&#237; shale ≥70-85 USD/th&#249;ng, kh&#243; “xả h&#224;ng” như 2014-2020.

3) Thiếu gi&#224;n – nguồn tiền thượng nguồn
	•	Cổ phiếu Transocean, Valaris, Borr đ&#227; tăng 50-70% trong 6 th&#225;ng → phản &#225;nh s&#243;ng chu kỳ.
	•	C&#225;c hợp đồng khoan gần đ&#226;y + gi&#225; thu&#234; gi&#224;n:
	  •	Valaris 249 (JU, 2001): 163.000 USD/ng&#224;y.
	  •	Noble Resolute (JU, 2009): 140.000 USD/ng&#224;y.
	  •	Valaris 247 (JU, 1998) b&#225;n gi&#225; 108 triệu USD.
	  •	Noble Highlander 2016 (ch&#237;nh l&#224; PVD-IX) PVD mua c&#225;ch đ&#226;y 3 th&#225;ng chỉ ~65 triệu USD (≈85 triệu về VN).
	•	Kết luận: thiết bị khan hiếm đ&#227; l&#234;n gi&#225;; định gi&#225; PVD trong nước th&#236; chưa.

4) S&#243;ng kh&#237; đốt quay lại
	•	Việt Nam: L&#244; B - &#212; M&#244;n, C&#225; Voi Xanh, Sư Tử Trắng, NCS-2… đều trọng t&#226;m ở kh&#237;.
	•	Q4/2025: đội gi&#224;n PVD (sở hữu + thu&#234;) full load cho cả dự &#225;n khoan dầu v&#224; kh&#237;; PVD-IX, NAGA-4 chuẩn bị cho L&#244; B 2026.
	•	Gi&#225; kh&#237; Henry Hub từ ~2.9 → 3.4 USD/MMBtu trong ~10 ng&#224;y; m&#249;a đ&#244;ng Bắc b&#225;n cầu sắp tới.

5) T&#226;y cắt giảm - &#193; tăng tốc
	•	Layoffs/M&amp;A ở phương T&#226;y li&#234;n quan đến dầu đ&#225; phiến l&#224;m co năng lực tương lai.
	•	SEA &amp; Middle East: utilization &gt;90%; VN &amp; Singapore kh&#244;ng c&#242;n gi&#224;n JU n&#224;o nằm cảng - hiện tượng hiếm thấy nhiều năm.

6) D&#242;ng tiền xoay hướng (case PVD)
	•	MBS ước t&#237;nh: LNST 9T/2025 ~120% kế hoạch năm; Q4 c&#243; thể “về đ&#237;ch k&#233;p”.
	•	Nhiều m&#244; h&#236;nh c&#242;n giả định gi&#225; thu&#234; gi&#224;n ở mức 90-100k; thực tế thị trường đ&#227; tăng 10-20% ở thị trườnh ĐN&#193; → LNST cao hơn dự b&#225;o.
	•	Doanh thu USD + USD/VND tăng → tailwind FX.

7) Thứ tự hưởng lợi (đặc biệt với L&#244; B)

Phase 1 - Upstream dịch vụ (Now-2026): PVD → PVS
	•	Thiếu gi&#224;n JU to&#224;n cầu; day-rate 100-140k; đội gi&#224;n sở hữu + thu&#234; chạy k&#237;n.
	•	PVS ăn theo capex thăm d&#242;/ph&#225;t triển mỏ, EPCI/pipe/FPSO/FSO.
	•	FX tailwind: doanh thu USD, chi ph&#237; VND.

Phase 2 - Midstream/Gas (triển khai, k&#253; GSA/GSPA): GAS
	•	K&#253; EPC đường ống/nh&#224; m&#225;y, chốt GSA/GSPA, COD.
	•	Sản lượng kh&#237; tăng → throughput &amp; chế biến l&#234;n, bi&#234;n mở dần.

Phase 3 - Downstream ph&#226;n b&#243;n (sau COD 6-12 th&#225;ng): DPM, DCM
	•	Nguồn kh&#237; ổn định, khả năng gi&#225; feedstock ưu đ&#227;i; c&#244;ng suất cao → spread ure cải thiện.
	•	Trễ 1 nhịp v&#236; cần c&#226;n bằng cung-cầu NH3/ure nội địa &amp; xuất khẩu.

8) Rủi ro
	•	Chậm thủ tục/đền b&#249;/huy động gi&#224;n; spot LNG hạ bất thường (n&#233;n bi&#234;n GAS/DPM tạm thời).
	•	Ure theo chu kỳ n&#244;ng nghiệp &amp; nguồn cung Trung Đ&#244;ng.

9) Kết luận ngắn gọn
	•	Shale suy kiệt → quay về mỏ truyền thống ngo&#224;i khơi → thượng nguồn hưởng lợi trước.
	•	Thiếu gi&#224;n to&#224;n cầu → day-rate kỷ lục + gi&#225; gi&#224;n tăng → định gi&#225; cổ phiếu dịch vụ phải “re-rate”.
	•	Kh&#237; tự nhi&#234;n dẫn s&#243;ng ở ĐN&#193;.
	•	Hưởng lợi trực tiếp: PVD, PVS → GAS → (trễ) DPM/DCM.

Đ&#226;y l&#224; supercycle, kh&#244;ng phải “hồi kỹ thuật”. N&#243; bắt đầu ở thượng nguồn (gi&#224;n khoan/dịch vụ), lan sang trung nguồn (đường ống/LNG), kết ở hạ nguồn (lọc ho&#225;/ph&#226;n b&#243;n) – kh&#244;ng chờ Brent/WTI 200 USD/th&#249;ng mới gọi l&#224; chu kỳ.

Dầu khí - Chu kỳ của mạch máu kinh tế (2025-2028)

Disclaimer: Quan điểm cá nhân từ góc nhìn kỹ sư dầu khí. Anh/chị/cô/bác tự chịu trách nhiệm với quyết định của mình.

TL;DR
	•	Shale (dầu đá phiến) Mỹ xuống dốc (Tier-1 cạn, DUC chỉ ~4.000 giếng, chi phí biên 70-85+ USD/thùng).
	•	Thiếu giàn toàn cầu → day-rate giàn JU 100-140k USD/ngày; giá mua bán giàn leo thang.
	•	Đông Nam Á xoay trục sang khí → Lô B, Cá Voi Xanh, NST… chạy mạnh.
	•	Thứ tự hưởng lợi: PVD → PVS → GAS → (trễ nhịp) DPM/DCM.

⸻

1) Bức tranh tổng thể
	•	Rystad: phát hiện trữ lượng mới giảm từ ~20-25 tỷ boe (2015) về <7 tỷ boe (2025).
	•	Nhu cầu thực vẫn tăng: AI/trung tâm dữ liệu, xe điện, logistics, quốc phòng, hoá dầu.

2) Shale Mỹ đang “hấp hối”
	•	Tier-1 gần như hết; DUC ~4.000 (từ ~10.000 năm 2020).
	•	Reuters tổng hợp sa thải năm 2025:
	  •	ConocoPhillips: tới 25% (bắt đầu từ 11/2025, trọng tâm Canada)
	  •	Chevron: 15-20%, gồm ~800 việc ở Permian
	  •	ExxonMobil: ~2.000 vị trí toàn cầu
	  •	BP: ~4.400 contractors/office
	  •	Hàm ý: chi phí shale ≥70-85 USD/thùng, khó “xả hàng” như 2014-2020.

3) Thiếu giàn – nguồn tiền thượng nguồn
	•	Cổ phiếu Transocean, Valaris, Borr đã tăng 50-70% trong 6 tháng → phản ánh sóng chu kỳ.
	•	Các hợp đồng khoan gần đây + giá thuê giàn:
	  •	Valaris 249 (JU, 2001): 163.000 USD/ngày.
	  •	Noble Resolute (JU, 2009): 140.000 USD/ngày.
	  •	Valaris 247 (JU, 1998) bán giá 108 triệu USD.
	  •	Noble Highlander 2016 (chính là PVD-IX) PVD mua cách đây 3 tháng chỉ ~65 triệu USD (≈85 triệu về VN).
	•	Kết luận: thiết bị khan hiếm đã lên giá; định giá PVD trong nước thì chưa.

4) Sóng khí đốt quay lại
	•	Việt Nam: Lô B - Ô Môn, Cá Voi Xanh, Sư Tử Trắng, NCS-2… đều trọng tâm ở khí.
	•	Q4/2025: đội giàn PVD (sở hữu + thuê) full load cho cả dự án khoan dầu và khí; PVD-IX, NAGA-4 chuẩn bị cho Lô B 2026.
	•	Giá khí Henry Hub từ ~2.9 → 3.4 USD/MMBtu trong ~10 ngày; mùa đông Bắc bán cầu sắp tới.

5) Tây cắt giảm - Á tăng tốc
	•	Layoffs/M&A ở phương Tây liên quan đến dầu đá phiến làm co năng lực tương lai.
	•	SEA & Middle East: utilization >90%; VN & Singapore không còn giàn JU nào nằm cảng - hiện tượng hiếm thấy nhiều năm.

6) Dòng tiền xoay hướng (case PVD)
	•	MBS ước tính: LNST 9T/2025 ~120% kế hoạch năm; Q4 có thể “về đích kép”.
	•	Nhiều mô hình còn giả định giá thuê giàn ở mức 90-100k; thực tế thị trường đã tăng 10-20% ở thị trườnh ĐNÁ → LNST cao hơn dự báo.
	•	Doanh thu USD + USD/VND tăng → tailwind FX.

7) Thứ tự hưởng lợi (đặc biệt với Lô B)

Phase 1 - Upstream dịch vụ (Now-2026): PVD → PVS
	•	Thiếu giàn JU toàn cầu; day-rate 100-140k; đội giàn sở hữu + thuê chạy kín.
	•	PVS ăn theo capex thăm dò/phát triển mỏ, EPCI/pipe/FPSO/FSO.
	•	FX tailwind: doanh thu USD, chi phí VND.

Phase 2 - Midstream/Gas (triển khai, ký GSA/GSPA): GAS
	•	Ký EPC đường ống/nhà máy, chốt GSA/GSPA, COD.
	•	Sản lượng khí tăng → throughput & chế biến lên, biên mở dần.

Phase 3 - Downstream phân bón (sau COD 6-12 tháng): DPM, DCM
	•	Nguồn khí ổn định, khả năng giá feedstock ưu đãi; công suất cao → spread ure cải thiện.
	•	Trễ 1 nhịp vì cần cân bằng cung-cầu NH3/ure nội địa & xuất khẩu.

8) Rủi ro
	•	Chậm thủ tục/đền bù/huy động giàn; spot LNG hạ bất thường (nén biên GAS/DPM tạm thời).
	•	Ure theo chu kỳ nông nghiệp & nguồn cung Trung Đông.

9) Kết luận ngắn gọn
	•	Shale suy kiệt → quay về mỏ truyền thống ngoài khơi → thượng nguồn hưởng lợi trước.
	•	Thiếu giàn toàn cầu → day-rate kỷ lục + giá giàn tăng → định giá cổ phiếu dịch vụ phải “re-rate”.
	•	Khí tự nhiên dẫn sóng ở ĐNÁ.
	•	Hưởng lợi trực tiếp: PVD, PVS → GAS → (trễ) DPM/DCM.

Đây là supercycle, không phải “hồi kỹ thuật”. Nó bắt đầu ở thượng nguồn (giàn khoan/dịch vụ), lan sang trung nguồn (đường ống/LNG), kết ở hạ nguồn (lọc hoá/phân bón) – không chờ Brent/WTI 200 USD/thùng mới gọi là chu kỳ.