Chiến tranh Iran leo thang, Khủng hoảng Hormuz: Đâu là cơ hội thực sự ở nhóm cổ phiếu dầu khí Mỹ khi giá dầu thô tăng vọt?

Vào ngày 28/2, Hoa Kỳ và Israel đã tiến hành các cuộc không kích quân sự chung vào Iran. Trong vòng hai ngày giao dịch, dầu thô Brent đã tăng vọt từ 72 USD lên hơn 85 USD, tương đương mức tăng hơn 15%. Chỉ số Dow sụt giảm 1.100 điểm, S&P 500 giảm 2% và hầu như mọi lĩnh vực đều chịu tổn thất nặng nề.

Các cổ phiếu dầu khí đồng loạt tăng điểm.

ExxonMobil đã có lúc chạm mức cao kỷ lục 159 USD. Occidental Petroleum tăng trưởng ngay trong ngày chỉ số Dow sụp đổ. Một cuộc chiến diễn ra cách đó 8.000 km đã nhanh chóng trở thành một câu hỏi thực tế đối với các nhà đầu tư chứng khoán Mỹ: các cổ phiếu dầu khí còn có thể tiến xa đến mức nào? Liệu đây chỉ là sự gia tăng tâm lý ngắn hạn, hay là chương mở đầu cho một câu chuyện lớn hơn nhiều?

Để trả lời câu hỏi đó, bạn không thể chỉ nhìn chằm chằm vào Eo biển Hormuz. Eo biển này rõ ràng là rất quan trọng, khoảng 15 triệu thùng dầu thô và 5,5 triệu thùng sản phẩm tinh chế đi qua đây mỗi ngày, chiếm khoảng 20% thương mại dầu khí đường biển toàn cầu – nhưng nếu bạn xây dựng toàn bộ luận điểm đầu tư dựa trên việc eo biển có bị đóng cửa hay không, bạn đang hạ thấp một câu chuyện mang tính cấu trúc xuống thành một ván bài đặt cược dựa trên sự kiện.

Điều thực sự quan trọng là: xung đột Iran-Mỹ chỉ đơn thuần là mồi lửa cho một ngòi nổ đã được đặt từ lâu. Ngay cả trước cuộc chiến, các yếu tố cơ bản của thị trường dầu mỏ đã dịch chuyển theo những cách sâu sắc – chi tiêu thượng nguồn toàn cầu đã giảm trong hai năm liên tiếp, tốc độ suy giảm tự nhiên đang tăng nhanh, đường cong chi phí dầu đá phiến của Mỹ đang tăng lên và Kho Dự trữ Dầu mỏ Chiến lược đang ở mức thấp kỷ lục. Những động lực này vốn đã đẩy giá cổ phiếu dầu khí lên cao từ lâu trước khi tên lửa đầu tiên được phóng đi. Cuộc chiến chỉ đơn giản là buộc mọi người phải nhìn thấy chúng cùng một lúc.

Phong tỏa bảo hiểm tại Hormuz: Không chỉ là chuyện tên lửa

Hãy bắt đầu với eo biển này, vì đây là chất xúc tác trực tiếp cho đợt tăng giá dầu mới nhất.

Một sự thật trái ngược với cảm tính: Eo biển Hormuz chưa hề bị hải quân Iran phong tỏa về mặt vật lý theo nghĩa quân sự nghiêm ngặt. Lực lượng Vệ binh Cách mạng Hồi giáo tuyên bố eo biển này đã đóng cửa và đe dọa đánh chìm các tàu đi qua. Nhưng điều thực sự làm tê liệt Hormuz lại là thị trường bảo hiểm. Các công ty bảo hiểm hàng hải toàn cầu đã vội vã hủy bảo hiểm rủi ro chiến tranh hoặc tăng phí bảo hiểm lên mức cao ngất ngưởng. Hơn 100 tàu chở dầu cuối cùng đã phải neo đậu trong và xung quanh Eo biển Hormuz, và hoạt động vận tải biển gần như bị đình trệ. Không phải tàu không thể chạy; mà là không ai dám bảo hiểm cho chúng. Trên thực tế, điều đó tương đương với một cuộc phong tỏa thương mại.

Một điều ít được chú ý hơn là Ras Laffan ở Qatar – trung tâm xuất khẩu LNG lớn nhất thế giới – cũng nằm trong eo biển này. Sau các cuộc tấn công bằng máy bay không người lái của Iran, công ty dầu khí quốc gia Qatar, QatarEnergy, không chỉ đóng cửa sản xuất LNG tại Ras Laffan, mà còn thông báo tạm dừng sản xuất trong nước đối với một số sản phẩm hạ nguồn, bao gồm urê, polyme, metanol và nhôm. Điều này có nghĩa là bán kính ảnh hưởng của Hormuz vượt xa dầu thô, đã lan rộng sang các chuỗi cung ứng khí đốt tự nhiên, hóa chất và kim loại toàn cầu. Có thời điểm, giá khí đốt kỳ hạn tại châu Âu đã tăng vọt khoảng 40-50% chỉ trong một phiên, một trong những biến động lớn nhất trong một ngày của những năm gần đây.

Khả năng eo biển bị đóng cửa vật lý kéo dài là thấp – bản thân Iran phụ thuộc vào Hormuz để nhập khẩu nhiên liệu tinh chế, và hai nhóm tác chiến tàu sân bay của Mỹ đã vào vị trí. Nhưng chỉ riêng cuộc phong tỏa bảo hiểm đã đủ gây thiệt hại: chừng nào các đơn vị bảo lãnh chưa khôi phục bảo hiểm rủi ro chiến tranh, hầu hết các tàu chở dầu sẽ không quá cảnh, và tác động đối với nguồn cung gần như không khác gì một cuộc phong tỏa hải quân. Và thời gian để thị trường bảo hiểm lấy lại niềm tin thường dài hơn thời gian để đạt được một thỏa thuận ngừng bắn trên thực địa.

Trong bối cảnh đó, OPEC+ đã thông báo tăng sản lượng thêm 206.000 thùng/ngày bắt đầu từ tháng 4, nhằm phát tín hiệu rằng nguồn cung vẫn đang trong tầm kiểm soát. Sự mỉa mai là quá rõ ràng: Saudi Arabia và UAE cùng nắm giữ khoảng 2-2,5 triệu thùng/ngày công suất dự phòng, nhưng những thùng dầu đó cũng cần phải thoát ra qua ngõ Hormuz. Khi chính eo biển này là nút thắt cổ chai, công suất dự phòng trên giấy tờ sẽ có rất ít tác dụng trong ngắn hạn.

Đây là những biến số ngắn hạn. Vấn đề lớn hơn là chúng đang đè nặng lên các yếu tố cơ bản vốn đã thắt chặt.

Năm ngòi nổ: Các yếu tố cơ bản đã được kích hoạt từ lâu trước cuộc chiến

Tính đến thời điểm các cuộc không kích bắt đầu vào ngày 28/2, lĩnh vực năng lượng đã dẫn đầu thị trường Mỹ trong năm 2026 với mức tăng khoảng 20% kể từ đầu năm. Dầu Brent đã leo dốc từ dưới 60 USD vào đầu tháng 1 lên 72 USD trước khi quả tên lửa đầu tiên được phóng đi. Nếu bạn quy toàn bộ sự dịch chuyển của cổ phiếu dầu khí cho cuộc chiến, bạn đang mắc một sai lầm nghiêm trọng về xác định nguyên nhân.

Cuộc chiến chỉ là chất xúc tác. Nhiên liệu đã có sẵn từ lâu. Ít nhất năm ngòi nổ đã được châm ngòi từ trước khi tiếng súng bắt đầu.

Ngòi nổ 1: Đầu tư thượng nguồn toàn cầu đã giảm trong hai năm liên tiếp

Sau khi chu kỳ giá dầu 100 USD trước đó cùng với sự mở rộng công suất điên cuồng kết thúc trong sự hủy hoại giá trị khổng lồ – cùng với áp lực bổ sung từ các câu chuyện chuyển đổi năng lượng và ESG – các công ty dầu khí toàn cầu đã chuyển dịch từ tăng trưởng bằng mọi giá sang ưu tiên lợi nhuận. Kết quả là: chi phí vốn (capex) thượng nguồn liên tục thấp hơn mức nhu cầu tương lai yêu cầu.

Đây có thể là yếu tố quan trọng nhất nhưng lại bị xem nhẹ nhất trong toàn bộ bức tranh cơ bản về dầu mỏ.

Đầu tư dầu khí thượng nguồn toàn cầu năm 2025 vào khoảng 420 tỷ USD, giảm 2,5% so với cùng kỳ năm ngoái. Wood Mackenzie dự báo mức giảm thêm 2-3% vào năm 2026, khiến chi tiêu thấp hơn 5% so với mức của năm 2024. Kết hợp với phân tích tốc độ suy giảm của IEA, ngành này sẽ cần khoảng 600 tỷ USD đầu tư thượng nguồn hàng năm chỉ để duy trì nguồn cung toàn cầu hiện tại. Nói cách khác, chi tiêu thực tế chỉ chiếm khoảng 70% mức cần thiết.

Ngay cả BP – vốn từ lâu được coi là điển hình cho nỗ lực chuyển đổi mạnh mẽ khỏi dầu khí – cũng đã thừa nhận trong bản cập nhật chiến lược mới nhất rằng họ đã đầu tư dưới mức vào mảng kinh doanh dầu khí cốt lõi trong những năm gần đây, và hiện đang phân bổ thêm vốn trở lại cho mảng thượng nguồn.

Giám đốc điều hành IEA Fatih Birol thậm chí còn thẳng thắn hơn: “Gần 90% vốn đầu tư thượng nguồn hiện nay chỉ dùng để bù đắp sự sụt giảm từ các mỏ hiện có, và chưa đến 10% dành cho việc đáp ứng nhu cầu mới. Ngành này phải chạy nhanh hơn chỉ để đứng yên tại chỗ.”

Hệ quả của việc thiếu hụt đầu tư không xuất hiện trong một sớm một chiều. Chúng diễn ra giống như một căn bệnh mãn tính sẽ biểu hiện sau ba đến năm năm nữa. Khi nó bộc phát, lượng công suất mới có thể nhanh chóng đưa vào vận hành sẽ bị hạn chế nghiêm trọng. Đây chính là cốt lõi của triển vọng tăng giá dầu: bất chấp những biến động giá ngắn hạn, phía cung đang tích tụ một mức thâm hụt ngày càng lớn hơn.

Ngòi nổ 2: Tốc độ suy giảm các mỏ dầu toàn cầu đang gia tăng

Nghiên cứu mới nhất của IEA, dựa trên dữ liệu sản xuất từ 15.000 mỏ dầu, cho thấy các mỏ dầu truyền thống suy giảm trung bình 5,6% mỗi năm sau khi đạt đỉnh; các mỏ nước sâu suy giảm trên 10%. Nếu mọi khoản đầu tư vào các mỏ hiện có dừng lại, sản lượng dầu toàn cầu sẽ sụt giảm khoảng 5,5 triệu thùng/ngày mỗi năm – tương đương với việc mất đi sản lượng của cả Brazil và Na Uy cộng lại. Năm 2010, con số đó chỉ gần 4 triệu thùng/ngày.

Dầu đá phiến của Mỹ thậm chí còn khốc liệt hơn. Nếu bạn ngừng khoan các giếng mới, sản lượng tại các mỏ đá phiến có thể giảm hơn 35% trong năm đầu tiên và tiếp tục giảm ở mức hai con số trong năm tiếp theo. Đá phiến là một cỗ máy phải được bơm vốn liên tục; khi chi phí vốn chậm lại, sản lượng sẽ sụt giảm nghiêm trọng.

Ngược lại, các mỏ truyền thống siêu khổng lồ ở Trung Đông có tốc độ suy giảm dưới 2% mỗi năm. Điều này chỉ ra một xu hướng nguy hiểm: nguồn cung toàn cầu đang ngày càng tập trung nhiều hơn vào các quốc gia OPEC và Nga. IEA ước tính rằng, dựa trên xu hướng đầu tư và phê duyệt dự án hiện tại, tỷ trọng của họ trong sản lượng dầu toàn cầu có thể tăng từ khoảng 43% hiện nay lên hơn 65% vào năm 2050. Trong bối cảnh đó, khẩu hiệu chính trị về độc lập năng lượng ngày càng trở nên mong manh.

Ngòi nổ 3: Sự tiến hóa và các giới hạn của Lưu vực Permian

Trên bản đồ dầu đá phiến Mỹ, Lưu vực Permian là trọng tâm không thể bàn cãi. Nằm trải dài giữa Tây Texas và đông New Mexico, đây là mỏ dầu lớn nhất cả nước và chiếm khoảng một nửa mức tăng trưởng sản lượng dầu thô của Mỹ. Vào năm 2025, sản lượng của Permian đạt khoảng 6,76 triệu thùng/ngày – gần bằng một nửa tổng sản lượng dầu thô của Mỹ. Trong thập kỷ qua, một phần lớn nguồn cung điều tiết của thế giới đã đến từ lưu vực này.

Sản lượng đã chạm mức cao kỷ lục, nhưng tăng trưởng hàng tháng rõ ràng đã đi ngang. Giả thuyết rằng Permian đang đạt đỉnh đang dần chiếm ưu thế. Nghiên cứu của Gorozen ước tính rằng, nếu định nghĩa các "điểm ngọt" (sweet spot) Hạng 1 là những vị trí có lãi ở mức giá WTI 50 USD hoặc thấp hơn, thì khoảng 60% trữ lượng hàng đầu này đã được khai thác. Eagle Ford và Bakken đã chứng kiến tăng trưởng đình trệ và không bao giờ phục hồi một khi chúng chạm đến mức độ phát triển tương tự vào khoảng năm 2018.

Cũng có những tín hiệu tinh vi hơn. Mức tăng năng suất của từng giếng đang chậm lại; các nhà vận hành đang phải khoan các nhánh ngang dài 3 dặm để đạt được kết quả mà các giếng 2 dặm có thể mang lại chỉ vài năm trước. Tỷ lệ khí-dầu trên toàn lưu vực đã tăng lên rõ rệt trong thập kỷ qua, cho thấy các vỉa chứa đang trở nên nhiều khí hơn và ít dầu hơn. Đồng thời, khối lượng nước sản xuất trên mỗi thùng dầu và chi phí xử lý lượng nước đó đều tăng lên. Nước đang âm thầm trở thành một trong những hạng mục chi phí tăng trưởng nhanh nhất trong cơ cấu chi phí tại Permian.

But đạt đỉnh không có nghĩa là sụp đổ. Cách tiếp cận phát triển dạng khối (cube‑development) của ExxonMobil – khoan nhiều tầng xếp chồng lên nhau từ một bệ giếng duy nhất trên bề mặt, tối ưu hóa khoảng cách và giảm thiểu sự giao thoa – cho phép hãng khai thác cùng một mức trữ lượng với số lượng giếng ít hơn khoảng 20%. Kết hợp với các loại vật liệu chèn (proppant) trọng lượng nhẹ mới giúp tăng khả năng thu hồi, ban lãnh đạo kỳ vọng giá trị dự án sẽ tăng hơn 20% và chi phí phát triển trên mỗi giếng sẽ giảm đáng kể. Exxon hiện đặt mục tiêu tăng gấp đôi sản lượng tại Permian lên khoảng 2,5 triệu thùng dầu quy đổi mỗi ngày vào năm 2030 mà không cần tăng tổng chi phí vốn. Về phần mình, Occidental đang đặt cược vào công nghệ CO₂-EOR để mang lại "cuộc đời thứ hai" cho các giếng đá phiến. Các dự án thí điểm phi truyền thống của họ đã mang lại mức thu hồi tăng thêm 5-10%, và công ty có kế hoạch triển khai ba dự án CO₂-EOR thương mại vào năm 2026, với khoảng 30 dự án khác đang trong lộ trình chuẩn bị.

Tóm lại, Permian khó có thể lặp lại những ngày bổ sung 1-1,5 triệu thùng/ngày nguồn cung mới mỗi năm. Nhưng với công nghệ và sự hợp nhất bởi các nhà vận hành lớn, lưu vực này đang bước vào giai đoạn ổn định công nghiệp hóa. EIA vẫn dự báo sản lượng của Permian sẽ giữ ở mức khoảng 6,5 triệu thùng/ngày vào năm 2026 với các giả định giá hiện tại. Đối với thị trường toàn cầu, việc tăng trưởng biên bị thu hẹp tự nó đã là một sự hỗ trợ mang tính cấu trúc cho giá dầu trong dài hạn.

Ngòi nổ 4: Giá hòa vốn của dầu đá phiến đang dịch chuyển lên cao trên đường cong chi phí

Enverus dự báo mức giá hòa vốn biên của dầu đá phiến Mỹ hiện nay là khoảng 70 USD/thùng WTI. Khi các điểm ngọt cốt lõi cạn kiệt và các nhà sản xuất buộc phải khai thác ở những diện tích Hạng 2 và Hạng 3 có chất lượng thấp hơn, chi phí biên đó có thể tăng lên khoảng 95 USD vào năm 2035 – tương đương mức tăng hơn 30% trong một thập kỷ. Thuế quan thép và lạm phát đang đổ thêm dầu vào lửa. Chỉ riêng đối với các sản phẩm ống thép, thuế quan làm tăng thêm khoảng 64.000 USD cho mỗi giếng, chiếm gần 10% chi phí khoan và hoàn thiện điển hình, trong khi những nỗ lực nới lỏng quy định được quảng bá nhiều chỉ giúp tiết kiệm chưa đến 1 USD cho mỗi thùng dầu.

Một khảo sát gần đây đối với hơn 20 nhà sản xuất niêm yết cho thấy tổng mức cắt giảm kế hoạch chi phí vốn là 2 tỷ USD sau giữa năm 2025. Đó là một vòng lặp tự củng cố: chi phí tăng → các công ty cắt giảm chi tiêu → sản lượng tương lai thu hẹp → nguồn cung thắt chặt → hỗ trợ giá hình thành.

Đồng thời, đường cong chi phí có sự phân hóa cao. Các nhà sản xuất có chi phí thấp hưởng mức hòa vốn thấp hơn nhiều so với chi phí biên của ngành: mức hòa vốn của Diamondback Energy là khoảng 37 USD/thùng; mức hòa vốn dòng tiền tổng thể của Chevron nằm trong khoảng 30-40 USD; của Devon Energy là khoảng 45 USD. Điều đó có nghĩa là trong môi trường giá cao, các nhà sản xuất chi phí thấp có đòn bẩy lợi nhuận khổng lồ, trong khi các nhà sản xuất chi phí cao chỉ đang gắng sức duy trì ở mức hòa vốn. Sự tập trung ngành ngày càng tăng đang hướng ngày càng nhiều lợi nhuận kinh tế về phía nhóm đứng đầu đường cong chi phí.

Ngòi nổ 5: Kho Dự trữ Dầu mỏ Chiến lược vẫn ở mức thấp

Kho Dự trữ Dầu mỏ Chiến lược của Mỹ (SPR) hiện nắm giữ khoảng 415 triệu thùng dầu thô – chiếm 58% công suất được cấp phép là 714 triệu thùng. Vào năm 2022, để kiềm chế sự tăng vọt của giá dầu sau cuộc chiến tại Ukraine, chính quyền Biden đã rút SPR từ khoảng 600 triệu thùng xuống còn khoảng 360 triệu thùng, mức thấp nhất kể từ những năm 1980. Chính quyền Trump đã chậm rãi nạp đầy trở lại trong năm qua, nhưng khoảng cách so với mức cao lịch sử vẫn còn rất lớn.

Trước bối cảnh giá dầu tăng vọt gần đây do xung đột Iran, chính quyền Trump đã tuyên bố rõ ràng rằng họ không có kế hoạch giải phóng ngay lập tức Kho Dự trữ Chiến lược (SPR). Các quan chức đã đưa ra ý tưởng về một khuôn khổ ổn định giá theo từng giai đoạn, nhưng việc bán dầu từ SPR không được xem xét.

Với mức lấp đầy 58%, khả năng đệm của SPR là có hạn. Với tốc độ rút tối đa theo thiết kế khoảng 4,4 triệu thùng/ngày, kho dự trữ này có thể duy trì mức giải phóng đó trong khoảng 90 ngày, sau đó tốc độ rút bền vững sẽ bắt đầu giảm khi các hang chứa cạn dần. Nếu triển khai SPR ngay bây giờ, bạn có thể không còn quân bài nào để tung ra nếu xung đột leo thang. Nhưng nếu từ chối sử dụng, thị trường sẽ không bao giờ có được sự an tâm từ sự can thiệp hữu hình của chính phủ, và phí bù rủi ro địa chính trị tích tụ trong giá cả sẽ trở nên khó xóa bỏ hơn. Bản thân tình thế tiến thoái lưỡng nan đó là một phần trong cách thị trường đang định giá dầu hiện nay.

Canh bạc Occidental của Buffett: Tại sao ông có thể lại đúng một lần nữa

Khi kết nối tất cả những ngòi nổ này lại với nhau và nhìn vào vị thế của Occidental Petroleum (OXY) của Warren Buffett, mọi thứ không còn là điều bí ẩn nữa.

Berkshire Hathaway sở hữu hơn 28% OXY, trở thành cổ đông lớn nhất của công ty, và vào cuối năm 2025 đã đồng ý mua lại OxyChem — đơn vị hóa chất của Occidental — với giá 9,7 tỷ USD tiền mặt, qua đó biến OXY trở thành một công ty dầu khí thuần túy hơn.

Khi Buffett lần đầu tiên hỗ trợ OXY vào năm 2019 bằng cổ phiếu ưu đãi và chứng quyền, thị trường đã không hiểu điều đó. Khi giá dầu âm trong thời gian ngắn vào năm 2020, khoản đầu tư này trông như một trò đùa. Vào năm 2025, khi OXY giảm hơn 30% so với mức đỉnh, Berkshire không hề cắt giảm; họ đã mua thêm. Bảy năm trôi qua, rõ ràng là ông không đặt cược vào việc giá dầu sẽ giao dịch ở mức nào trong quý tới. Ông đang đặt cược vào tất cả các lực lượng cấu trúc mà chúng ta vừa đi qua.

Điểm hòa vốn của OXY là khoảng 38 USD/thùng, với khoảng 84% cơ sở tài nguyên có hiệu quả kinh tế ở mức dưới 50 USD. Ngay cả trong thời kỳ suy thoái nghiêm trọng, công ty vẫn có thể tạo ra dòng tiền dương. Sau khi bán OxyChem, công ty dự kiến sử dụng phần lớn số tiền 9,7 tỷ USD thu được để trả nợ, tiết kiệm hàng trăm triệu USD tiền lãi mỗi năm và tăng cường hơn nữa đòn bẩy đối với giá dầu. Dựa trên độ nhạy của chính ban quản lý, ở mức sản xuất hiện tại, mỗi biến động 1 USD của giá dầu WTI sẽ chuyển thành khoảng 200–300 triệu USD dòng tiền hàng năm tăng thêm. Một biến động 10 USD tương ứng với mức dao động lợi nhuận từ 2–3 tỷ USD. Kết hợp với khả năng CO₂-EOR hàng đầu và dự án thu giữ không khí trực tiếp STRATOS, OXY thực tế vừa sở hữu dòng tiền từ năng lượng truyền thống, vừa sở hữu một quyền chọn đối với năng lượng mới.

Điều thú vị là giá cổ phiếu hiện tại của OXY — khoảng hơn 50 USD — nhìn chung thấp hơn nhiều so với ước tính về chi phí gia nhập bình quân của Buffett. Nhà phân bổ vốn nổi tiếng nhất thế giới đã mua và nắm giữ ở mức giá cao hơn mà không bán một cổ phiếu nào, trong khi thị trường đang chào mời tài sản tương tự cho các nhà đầu tư mới với mức giá chiết khấu. Việc liệu cuối cùng ông có kiếm được một khoản lợi nhuận khổng lồ khác ở đây hay không là điều mà chỉ thời gian mới có thể trả lời.

Tóm lại trong một câu, những gì Buffett nhìn thấy là: trong một thế giới mà sự suy giảm sản lượng mỏ đang tăng tốc, tình trạng thiếu đầu tư kinh niên, chi phí dầu đá phiến tăng cao và các rủi ro luôn hiện hữu đối với nguồn cung đường biển, các tài sản dầu mỏ trên đất liền của Mỹ với chi phí thấp và không gặp rủi ro về các điểm nghẽn xứng đáng nhận được mức thặng dư địa chính trị.

Bối cảnh: Cùng một cuộc chiến, những người chiến thắng khác nhau

Một khi bạn hiểu được các yếu tố cơ bản, bạn có thể xem xét từng cái tên cụ thể. Đây không phải là một danh sách chọn cổ phiếu; nó là một bản đồ về cách các công ty khác nhau định vị tại nơi giao thoa giữa địa chính trị và các yếu tố cơ bản. Dưới cùng một tiêu đề cổ phiếu dầu khí hưởng lợi từ chiến tranh, điều kiện chiến thắng của mỗi công ty là rất khác nhau.

ExxonMobil (XOM) đang dần chuyển mình thành một công ty công nghệ dầu khí. Sau khi mua lại Pioneer, công ty này kiểm soát hơn 1,4 triệu mẫu Anh diện tích thuần và khoảng 16 tỷ thùng dầu quy đổi tài nguyên ở lưu vực Permian, với hiệp lực hàng năm dự kiến tăng lên hơn 3 tỷ USD, nhờ phát triển theo khối (cube development), các giếng ngang siêu dài 4 dặm, vật liệu chèn độc quyền và các công nghệ khác mà đối thủ khó có thể sao chép dễ dàng. Tại lô Stabroek của Guyana, sản lượng hàng ngày đã đạt 900.000 thùng và mục tiêu đạt khoảng 1,7 triệu thùng/ngày vào năm 2030 thông qua tám tàu FPSO. Exxon đang mua lại khoảng 20 tỷ USD cổ phiếu mỗi năm, với tỷ suất cổ tức gần 2,7%. Giá trị cốt lõi của công ty nằm ở việc là một trong số rất ít doanh nghiệp có thể tăng gấp đôi sản lượng trong một siêu lưu vực mà không làm tăng đáng kể tổng chi phí vốn (capex). Thặng dư địa chính trị chỉ là phần thưởng thêm cho triển vọng đó.

Chevron (CVX) đang chơi một cuộc chơi khác. Công ty này ít dựa vào sức hút công nghệ mà tập trung nhiều hơn vào sự đa dạng của danh mục đầu tư và sự chắc chắn của cổ tức. Thương vụ mua lại Hess trị giá 53 tỷ USD bằng cổ phiếu đã mang lại 30% cổ phần tại lô Stabroek của Guyana — một tài sản hiếm có trong đời theo đánh giá của hầu hết mọi người. Trong quý 4 năm 2025, Chevron đã tạo ra 10,8 tỷ USD dòng tiền hoạt động, tăng từ mức 8,7 tỷ USD của một năm trước đó, và đạt khoảng 33,9 tỷ USD cho cả năm. Dòng tiền tự do điều chỉnh trong quý đã tăng khoảng một phần ba mặc dù giá dầu thấp hơn so với năm 2024. Tại lưu vực Permian, điểm hòa vốn của Chevron nằm ở khoảng 30–40 USD/thùng, và công ty đã cam kết duy trì sản lượng khoảng 1 triệu thùng dầu quy đổi mỗi ngày tại đây cho đến năm 2040. Công ty đã tăng cổ tức trong 39 năm liên tiếp; sau đợt tăng gần nhất lên 1,78 USD mỗi quý, tỷ suất cổ tức hiện ở mức khoảng 3,7–3,8%. Nếu XOM là quân bài tấn công trong lĩnh vực năng lượng, thì CVX là nền tảng phòng thủ vững chắc.

Diamondback Energy (FANG) là một chiến mã thuần chủng tại lưu vực Permian, với đòn bẩy đối với giá dầu lớn hơn nhiều so với các tập đoàn dầu khí tích hợp lớn. Trong quý 4 năm 2025, công ty báo cáo doanh thu 3,38 tỷ USD và khoảng 1 tỷ USD dòng tiền tự do (1,2 tỷ USD trên cơ sở điều chỉnh), hoàn trả hơn một nửa số đó cho cổ đông thông qua cổ tức và mua lại cổ phiếu. Nhưng góc nhìn thú vị nhất không chỉ là đòn bẩy giá của nó; đó là một sự cải thiện cấu trúc mà ít người nhắc đến. Diamondback hiện có khoảng 350.000 MMBtu mỗi ngày cam kết vận chuyển khí đốt đường dài cố định, và ban quản lý kỳ vọng con số đó sẽ tăng lên khoảng 800.000 MMBtu mỗi ngày khi các đường ống mới đi vào hoạt động. Nỗi đau đầu kéo dài tại Permian là mức chiết khấu cơ sở WAHA — các điểm nghẽn đường ống đã buộc các nhà khai thác phải bán khí đồng hành với mức chiết khấu sâu hoặc thậm chí là giá âm tại địa phương. Năng lực đường ống tăng lên đồng nghĩa với việc nhiều khí hơn có thể tiếp cận các thị trường có giá cao hơn, giúp nâng cao doanh thu thực tế trên mỗi thùng dầu quy đổi mà không cần phụ thuộc vào giá dầu cao hơn.

Devon Energy (DVN) có chất xúc tác cốt lõi là thương vụ sáp nhập hoàn toàn bằng cổ phiếu với Coterra. Công ty sau sáp nhập sẽ có giá trị doanh nghiệp khoảng 58 tỷ USD, dự kiến hoàn tất vào quý 2 năm 2026. Sau sáp nhập, Devon sẽ hoạt động trên khắp các lưu vực Delaware (Permian), Williston, Eagle Ford, Anadarko, Marcellus và các lưu vực khác, đồng thời có kế hoạch phê duyệt hơn 5 tỷ USD mua lại cổ phiếu sau khi thương vụ kết thúc. Điểm hòa vốn của công ty nằm ở mức thấp đến trung bình 40 USD/thùng dầu WTI. Ở mức giá dầu Brent 80 USD, biên lợi nhuận gần như lớn bằng chính điểm hòa vốn, mang lại tiềm năng tăng giá đáng kể và một lớp đệm an toàn. Điểm hấp dẫn là sự kết hợp giữa định giá thấp, hiệp lực từ M&A và sự đa dạng hóa lưu vực — một cấu hình tấn công và phòng thủ hiếm có trong một thị trường đầy biến động.

ConocoPhillips (COP) là công ty thăm dò và khai thác (E&P) độc lập lớn nhất thế giới, và là biểu đoàn thượng nguồn thuần túy nhất mà không có gánh nặng lọc dầu và tiếp thị. Thương vụ thâu tóm Marathon Oil trị giá 22,5 tỷ USD mang lại thêm hơn 2 tỷ thùng tài nguyên chi phí thấp (dưới 30 USD/thùng) và ít nhất 500 triệu USD mỗi năm từ hiệp lực, giúp làm sâu thêm danh mục tài nguyên chi phí thấp của công ty tại Mỹ và Châu Phi. Kế hoạch nội bộ của COP là đưa mức hòa vốn cổ tức cộng với chi phí vốn duy trì xuống mức chỉ trên 30 USD/thùng trước năm 2030. Ngay cả khi eo biển Hormuz mở cửa trở lại hoàn toàn và giá dầu trượt về phạm vi 60–65 USD, khả năng tạo dòng tiền tự do và chi trả cổ tức cũng như mua lại cổ phiếu của công ty vẫn gần như nguyên vẹn. Không giống như nhiều công ty cùng ngành, tài sản của COP trải dài khắp Permian, Eagle Ford, Montney, Biển Bắc, Alaska và LNG của Qatar. Công ty không đặt cược vào bất kỳ kịch bản giá hay câu chuyện địa chính trị đơn lẻ nào; logic cơ bản của họ rất đơn giản: miễn là nhu cầu toàn cầu vẫn trên 100 triệu thùng mỗi ngày, sẽ có người mua những thùng dầu có chi phí thấp nhất.

Cuối cùng là các công ty dịch vụ dầu khí — vốn thường bị bỏ qua. Halliburton (HAL) và Schlumberger (SLB) không bán dầu; họ cung cấp các dịch vụ khoan, hoàn thiện giếng, đo địa vật lý giếng khoan và kích thích vỉa. Hoạt động khoan và hoàn thiện giếng càng nhiều thì họ càng kiếm được nhiều tiền. Trong lịch sử, trong các chu kỳ tái thiết sau chiến tranh và tăng chi phí vốn, các tên tuổi dịch vụ thường là những bên cảm nhận được làn gió xuân sớm hơn cả các nhà sản xuất. Nếu một kết quả rủi ro đuôi từ xung đột Iran-Mỹ hiện nay là các mỏ của Iran mở cửa trở lại một phần cho vốn và công nghệ phương Tây, thì một quốc gia có trữ lượng khí đốt lớn thứ hai và trữ lượng dầu lớn thứ tư thế giới — nhưng đã lạc hậu hàng thập kỷ về bảo trì — sẽ là một khách hàng mơ ước đối với HAL và SLB. Ngay cả khi điều đó không bao giờ xảy ra, chỉ riêng tỷ lệ suy giảm sản lượng toàn cầu đang tăng tốc cũng ngụ ý nhu cầu tăng về mặt cấu trúc đối với việc bảo trì, sửa giếng và tăng cường thu hồi dầu. Miễn là các mỏ tiếp tục suy giảm, các đơn đặt hàng dịch vụ sẽ có lý do cơ cấu để dày thêm.

Sau khi phí bù rủi ro mờ nhạt

Mọi đợt tăng giá do địa chính trị thúc đẩy cuối cùng đều đối mặt với cùng một câu hỏi: điều gì sẽ xảy ra khi chiến tranh kết thúc?

Một kịch bản cơ sở thận trọng đặt giá dầu Brent trung hạn ở mức khoảng 65 USD. Điều đó giả định một giải pháp tương đối nhanh chóng, OPEC+ bổ sung thêm sản lượng và nhu cầu tăng trưởng khiêm tốn. Nhưng ngay cả khi toàn bộ tập hợp giả định đó được chứng minh là đúng, không có ngòi nổ nào trong số năm ngòi nổ mà chúng ta đã thảo luận biến mất. Chi tiêu thượng nguồn vẫn đang giảm dần, tỷ lệ suy giảm sản lượng vẫn đang tăng tốc, trữ lượng loại 1 của Permian vẫn đang bị khai thác cạn kiệt, chi phí dầu đá phiến vẫn tăng và SPR vẫn chỉ đầy một nửa.

Kịch bản khả thi hơn là ngay cả sau khi phí bù chiến tranh hiện tại mất đi, mức giá sàn cho dầu mỏ cuối cùng sẽ cao hơn so với mong đợi của hầu hết mọi người — bởi vì chính mức sàn đó đang tăng lên.

Và nếu xung đột không được giải quyết nhanh chóng? Ngay cả khi có lệnh ngừng bắn, thị trường bảo hiểm vẫn cần thời gian để lấy lại niềm tin, các tàu chở dầu cần thời gian để định tuyến lại và cơ sở hạ tầng bị hư hại cần thời gian để sửa chữa. Giai đoạn ma sát cao này có thể kéo dài hàng tháng — đủ lâu để mức giá tăng cao được phản ánh vào lợi nhuận doanh nghiệp như một khoản lợi nhuận thặng dư thực tế, chứ không chỉ là trên lý thuyết.

Thế giới tiêu thụ hơn 100 triệu thùng dầu mỗi ngày. Khoảng một phần năm dòng chảy đó đi qua một eo biển hẹp và mong manh có thể bị cắt đứt chỉ bằng mối đe dọa từ một chiếc máy bay không người lái và việc hủy bỏ một đơn bảo hiểm. Bên dưới Texas và New Mexico, mỗi thùng dầu từ Permian không phải đối mặt với eo biển, không có phụ phí rủi ro chiến tranh, không có điểm nghẽn — chỉ có đặc điểm địa chất và đường cong chi phí của chính nó. Đối với các nhà khai thác hàng đầu, những đường cong chi phí đó vẫn nằm dưới mức giá hiện nay. Đó là lý do tại sao họ có thể duy trì chi phí vốn và lợi nhuận cho cổ đông ổn định ngay cả khi các tiêu đề báo chí đang la hét về chiến tranh.

Điều thực sự thúc đẩy việc định giá lại các tài sản này là các lực lượng cấu trúc đã tồn tại trong nhiều năm. Cuộc chiến Iran-Mỹ không phải là khởi đầu của câu chuyện này. Nó chỉ đơn thuần là thời điểm mà mọi người bị buộc phải ngước nhìn và chú ý.

Tuyên bố miễn trừ trách nhiệm: Bài viết này chỉ dành cho mục đích cung cấp thông tin và phân tích ngành, không cấu thành lời khuyên đầu tư. Giá dầu và thị trường chứng khoán có độ không chắc chắn cao. Các nhà đầu tư nên đưa ra quyết định độc lập dựa trên hoàn cảnh của chính mình và trong trường hợp cần thiết, hãy tham khảo ý kiến của các chuyên gia tư vấn được cấp phép.