Diễn biến địa chính trị tại Trung Đông tiếp tục là biến số chi phối triển vọng thị trường năng lượng toàn cầu. Sau khi leo thang thành xung đột toàn diện giữa Mỹ/Israel và Iran vào cuối tháng 2, hai bên đã đạt được thỏa thuận tạm thời vào ngày 17/6 nhằm chấm dứt giao tranh, mở lại Eo biển Hormuz và miễn trừ trừng phạt đối với dầu Iran, đồng thời gia hạn lệnh ngừng bắn thêm 60 ngày. Tuy nhiên căng thẳng đã tái bùng phát khi Iran tấn công ba tàu thương mại tại Eo biển Hormuz vào ngày 7/7, khiến Mỹ thu hồi giấy phép bán dầu Iran và mở đợt không kích mới nhằm vào các mục tiêu quân sự, hàng hải của nước này. Diễn biến này cho thấy xung đột có thể còn kéo dài đến hết quý III, tiếp tục tạo ra những bất định lớn đối với nguồn cung dầu toàn cầu trong ngắn hạn.

Giá dầu Brent từ đầu năm đến nay bình quân đạt 86,7 USD/thùng, phản ánh mức độ căng thẳng của thị trường trong bối cảnh gián đoạn vận chuyển qua Eo biển Hormuz – tuyến đường chiếm khoảng 8-10% nguồn cung dầu toàn cầu. Lưu lượng qua eo biển này chỉ đạt khoảng 3-5% mức bình thường trong giai đoạn tháng 3-5, dù đã cải thiện lên 11-16% vào tháng 6 và đầu tháng 7 trước khi giảm trở lại gần đây. Diễn biến này có thể khiến nguồn cung năm 2026 sụt giảm khoảng 4,6 triệu thùng/ngày.

Bức tranh cung-cầu giữa hai năm 2026 và 2027 đang cho thấy sự phân kỳ rõ rệt. Đối với năm 2026, tăng trưởng nhu cầu trung vị theo dự báo của các tổ chức quốc tế được ước tính ở mức âm khoảng 1,1 triệu thùng/ngày, phản ánh tác động tiêu cực từ giá dầu cao và bất ổn địa chính trị lên nhu cầu tiêu thụ. Ngược lại, triển vọng năm 2027 tích cực hơn đáng kể, với tăng trưởng nhu cầu trung vị được dự báo ở mức khoảng 2,0 triệu thùng/ngày. Về phía cung, năm 2027 được kỳ vọng chứng kiến sự phục hồi mạnh mẽ khi lưu lượng qua Hormuz trở lại bình thường, cộng với khả năng OPEC+ không còn duy trì cắt giảm sản lượng, tương ứng mức tăng hạn ngạch lý thuyết lên đến 2,65 triệu thùng/ngày. Sản lượng dầu thô Mỹ theo dự báo của Cơ quan Thông tin Năng lượng Hoa Kỳ (EIA) cũng có thể tăng lên 14 triệu thùng/ngày trong năm 2027, tương đương mức tăng 2% so với cùng kỳ.

Diễn biến tồn kho toàn cầu cũng là điểm đáng chú ý. Tồn kho dầu quan sát được đạt khoảng 7,86 tỷ thùng vào cuối tháng 6, tăng khoảng 21 triệu thùng trong tháng – đánh dấu tháng tăng đầu tiên sau bốn tháng liên tiếp sụt giảm, cho thấy nguồn cung đang bắt đầu phục hồi. Với giả định tốc độ rút kho khoảng 3,8 triệu thùng/ngày trong các tháng tới, thời gian để tồn kho quay về mức tham chiếu của tháng 5/2022 được ước tính kéo dài đến cuối tháng 9.

Theo báo cáo triển vọng năng lượng ngắn hạn tháng 7 của EIA, thị trường dầu toàn cầu được dự báo thiếu hụt 0,9 triệu thùng/ngày trong năm 2026, qua đó củng cố nền tảng giá trong ngắn hạn. Sang năm 2027, cơ quan này lại dự báo thị trường chuyển sang trạng thái thặng dư đáng kể, trung bình khoảng 5 triệu thùng/ngày, chủ yếu do nguồn cung phục hồi mạnh trong khi tăng trưởng nhu cầu không theo kịp. Dù vậy, mức thặng dư này có thể thấp hơn ước tính hiện tại, do nhu cầu tái tích trữ tồn kho toàn cầu có khả năng cao và tiến độ khôi phục hạ tầng dầu khí tại Trung Đông còn chậm. Theo ước tính của Rystad Energy, tổng chi phí sửa chữa hạ tầng năng lượng bị hư hại do xung đột đã lên tới 34-58 tỷ USD, trong đó phần lớn công tác sửa chữa có thể kéo dài đến 36 tháng, riêng việc khôi phục các tổ hợp LNG tại Ras Laffan của Qatar có thể mất tới 54 tháng. Xung đột được đánh giá đã ảnh hưởng đến khoảng 3% công suất dầu toàn cầu và tối đa 9-20% lượng giao dịch LNG toàn cầu.

Giá dầu nhiên liệu (FO) – chuẩn tham chiếu quan trọng cho giá khí trong nước – được dự báo duy trì ở mặt bằng cao trong giai đoạn 2026-2030, phản ánh diễn biến giá dầu Brent và mức đồng thuận thị trường hiện tại. Đối với giá khí thiên nhiên hóa lỏng, giá LNG nhập khẩu bình quân của Việt Nam năm 2026 được dự báo ở mức 18,9 USD/MMBTU, phản ánh nhu cầu nhập khẩu các lô hàng đắt đỏ sau xung đột cùng mặt bằng giá LNG châu Á cao. Trong khi đó, giá than trộn dự kiến duy trì tương đối ổn định trong giai đoạn 2026-2030, khi tác động từ giá dầu khí cao hơn được bù đắp phần lớn bởi giá than đồng thuận ở mức thấp hơn.

Về an ninh năng lượng, nguồn cung dầu thô của Việt Nam được đánh giá vẫn được đảm bảo ít nhất đến cuối tháng 8, một phần nhờ chiến lược đa dạng hóa nguồn nhập khẩu sang dầu châu Phi và các thị trường khác. Đối với xăng dầu, cả Petrolimex và PVOIL đều thể hiện sự tự tin về khả năng bù đắp thiếu hụt nguồn cung trong nước thông qua tăng nhập khẩu, với nguồn cung được kỳ vọng duy trì ổn định ít nhất đến cuối tháng 9. Triển vọng hoạt động thăm dò khai thác trong nước cũng được đánh giá tích cực, khi Luật Dầu khí sửa đổi được kỳ vọng thông qua tại kỳ họp Quốc hội tháng 8 tới, cùng cơ chế đặc thù dành cho PVN dự kiến được phê duyệt trong nửa cuối năm, tạo động lực cho chu kỳ đầu tư dài hạn của ngành. Đáng chú ý, tiến độ hai dự án trọng điểm là Cá Voi Xanh (tổng vốn đầu tư xây dựng cơ bản ước tính 5 tỷ USD) và Hải Sư Vàng (khoảng 1,9 tỷ USD) đều đang diễn ra thuận lợi.

Xét theo từng doanh nghiệp trong ngành, ba cổ phiếu được giới phân tích đánh giá cao nhất hiện nay là Tổng Công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PVS), Tổng Công ty Khí Việt Nam (GAS) và Tổng Công ty Cổ phần Vận tải Dầu khí (PVT). Đối với GAS, tác động được nhìn nhận tích cực nhẹ do giá khí đầu ra – tham chiếu theo giá FO – có khả năng ở mức cao, ước tính chiếm khoảng 16% tổng sản lượng năm 2026. PVS được đánh giá trung lập trong ngắn hạn do sự chậm trễ của các dự án tại Trung Đông, tuy nhiên triển vọng dài hạn được xem là tích cực đáng kể, khi hoạt động tái thiết hạ tầng sau xung đột – với tổng chi phí sửa chữa ước tính lên đến 48 tỷ USD, tập trung chủ yếu vào các lĩnh vực kỹ thuật, xây dựng, thiết bị và vật liệu – phù hợp chặt chẽ với năng lực mảng cơ khí và xây lắp (M&C) của doanh nghiệp này. PVT được nhìn nhận tích cực nhẹ nhờ hưởng lợi từ giá cước tàu chở dầu tăng cao, trong bối cảnh khoảng một nửa đội tàu chở sản phẩm dầu hiện hoạt động theo hợp đồng spot và pool. Trong sáu tháng đầu năm, giá cước thuê định hạn bình quân của tàu Aframax, Medium Range và Handy lần lượt tăng 74%, 38% và 31% so với cùng kỳ, và tiếp tục duy trì ở mức cao trong quý III. Giá cước vận tải có thể còn tăng thêm nếu các tàu phải chuyển hướng hành trình để tránh Eo biển Hormuz.

Đối với Công ty Cổ phần Lọc Hóa dầu Bình Sơn (BSR), tác động được đánh giá tích cực nhờ lợi nhuận từ tồn kho và biên crack spread cải thiện trong bối cảnh giá dầu tăng. Đáng chú ý, hạ tầng hạ nguồn và chế biến là nhóm chịu thiệt hại lớn nhất từ xung đột, với chi phí sửa chữa ước tính lên đến 24 tỷ USD, chiếm 42% tổng chi phí khôi phục toàn ngành, và có thể mất đến ba năm để hoàn tất – yếu tố có thể khiến thị trường sản phẩm lọc dầu tiếp tục thắt chặt ngay cả khi nguồn cung dầu thô đã phục hồi. Tổng Công ty Cổ phần Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PVD) được đánh giá trung lập, khi nhu cầu yếu từ Saudi Aramco trong năm 2026 gây áp lực lên giá thuê giàn khoan theo ngày, nhưng bù lại có triển vọng tích cực trong trung hạn nhờ nhu cầu đáng kể từ khu vực Trung Đông.

Ở nhóm phân bón, Tổng Công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí (DPM) và Công ty Cổ phần Phân bón Dầu khí Cà Mau (DCM) được nhìn nhận trung lập, do giá FO/khí cao thường song hành với giá urê quốc tế tăng, hai yếu tố này có xu hướng bù trừ lẫn nhau. Nhóm phân phối xăng dầu gồm Tập đoàn Xăng dầu Việt Nam (PLX) và Tổng Công ty Dầu Việt Nam (OIL) cũng được đánh giá trung lập, dù giá dầu cao có thể mang lại lợi ích ngắn hạn nhưng nếu kéo dài sẽ ảnh hưởng tiêu cực đến biên lợi nhuận, trong bối cảnh giá bán lẻ vẫn chịu sự điều tiết của Nhà nước và đang chờ Nghị định xăng dầu mới. Cuối cùng, nhóm nhiệt điện gồm Công ty Cổ phần Điện lực Dầu khí Nhơn Trạch 2 (NT2), Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (POW), Công ty Cổ phần Nhiệt điện Quảng Ninh (QTP) và Công ty Cổ phần Nhiệt điện Phả Lại (PPC) được đánh giá chịu tác động tiêu cực nhẹ, khi giá khí, LNG và than ở mức cao có thể khiến mức huy động sản lượng của các nhà máy nhiệt điện khí và than giảm xuống, dù phần lớn biến động giá đầu vào đối với sản lượng theo hợp đồng đã được chuyển sang Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).