Kiến nghị ưu tiên cho doanh nghiệp mua dầu thô nội địa
Trước bối cảnh chiến sự ở Trung Đông, ông Nguyễn Việt Thắng – Tổng Giám đốc Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) - đơn vị thành viên của Petrovietnam cho biết, hiện Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đang sử dụng khoảng 30-35% dầu thô nguyên liệu nhập khẩu, chủ yếu từ Tây Phi, khu vực Địa Trung Hải, Mỹ và một phần từ Trung Đông.
Vì vậy, nếu xung đột tại Trung Đông kéo dài, giá dầu, phụ phí, cước vận chuyển và phí bảo hiểm có thể tiếp tục tăng mạnh, làm gia tăng đáng kể chi phí đầu vào và rủi ro tài chính.
Theo ông Thắng, ngay từ đầu năm 2026, nhằm chuẩn bị cho mục tiêu tăng trưởng hai con số và chủ động ứng phó với các tình huống bất thường của thế giới cũng như tác động của biến đổi khí hậu, BSR đã chủ động nâng mức tồn kho, điều hành sản xuất linh hoạt theo nhu cầu thị trường và đa dạng hóa nguồn nguyên liệu.
Đơn cử, ở giai đoạn tháng 3-5/2026, BSR đã ký hợp đồng mua khoảng 3 triệu thùng dầu thô nhập khẩu (Qua Iboe, Bu Attifel, Medanito và Palanca Blend). Theo ông, các nguồn này không thuộc khu vực xung đột trực tiếp, căng thẳng địa chính trị tại Trung Đông vẫn có thể tác động gián tiếp đến tiến độ giao hàng, chi phí vận tải, bảo hiểm và an toàn hàng hải.
Đáng chú ý, với nhu cầu mua bổ sung theo hợp đồng chuyến trong tháng 5/2026 ước khoảng 900 nghìn đến 1 triệu thùng và tháng 6/2026 khoảng 1-1,3 triệu thùng, việc vận hành nhà máy ở mức 118-120% công suất sẽ chịu áp lực lớn về giá cả và khả năng tiếp cận nguồn hàng.
Bên cạnh yếu tố giá, còn rủi ro khả năng gián đoạn chuỗi cung ứng do một số quốc gia có thể hạn chế xuất khẩu để ưu tiên nhu cầu nội địa, ông Nguyễn Việt Thắng nhận định và cho rằng những yếu tố này có thể ảnh hưởng trực tiếp đến kế hoạch vận hành nhà máy, đặc biệt trong giai đoạn cuối quý II và đầu quý III/2026.
Thực tế cho thấy, khi xảy ra bất ổn địa chính trị và xung đột tại Trung Đông, nhu cầu đối với dầu thô nội địa sẽ gia tăng, dẫn đến cạnh tranh gay gắt trong các đợt đấu thầu quốc tế mua dầu thô Việt Nam.
Để giảm thiểu nguy cơ thiếu hụt dầu thô nguyên liệu, BSR kiến nghị xem xét cơ chế ưu tiên cho doanh nghiệp được mua tối đa dầu thô và condensate khai thác trong nước.
Đồng thời, cơ quan quản lý cần áp dụng cơ chế tạm thời ưu tiên dầu thô nội địa cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất để chế biến xăng dầu thành phẩm, cũng như hạn chế xuất khẩu dầu thô nội địa trong giai đoạn cao điểm rủi ro (đến hết quý III/2026 hoặc đến khi thị trường quốc tế ổn định), nhằm bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
BSR cũng đề nghị được phép mua trực tiếp dầu thô từ các lô Ruby, Bunga Orkid (BO) và Chim Sáo giao trong giai đoạn này theo mức giá chào thầu cao nhất của kỳ gần nhất, như một giải pháp tình thế nhằm bảo đảm nguồn cung kịp thời trong bối cảnh thị trường biến động mạnh.
Thị trường có thể chuyển từ khủng hoảng giá sang khan hàng
Eo biển Hormuz hiện là tuyến vận tải năng lượng chiến lược quan trọng nhất thế giới, kết nối các nước sản xuất dầu chủ chốt khu vực Vùng Vịnh với thị trường tiêu thụ toàn cầu, đặc biệt là khu vực châu Á. Theo thống kê của EIA, khối lượng dầu và condensate đi qua khu vực này đạt khoảng 20 triệu thùng/ngày, tương đương gần 20% tổng tiêu thụ dầu toàn cầu và chiếm hơn 1/4 tổng thương mại dầu bằng đường biển.
Đáng chú ý, khoảng 84% dòng dầu qua Hormuz hướng tới thị trường châu Á, khiến khu vực này trở thành nơi chịu tác động trực tiếp và nhanh nhất khi có bất kỳ biến động nào xảy ra.
Mặc dù các quốc gia xuất khẩu lớn như Saudi Arabia và UAE có hệ thống đường ống (bypass), tổng công suất thay thế chỉ khoảng 2,6 triệu thùng/ngày, tức không đủ để bù đắp nếu tuyến hàng hải bị gián đoạn nghiêm trọng.
Do đó, Hormuz không chỉ là vấn đề địa chính trị mà còn là yếu tố quyết định đến mức phụ phí giá dầu, chi phí logistics và bảo hiểm hàng hải, khả năng ổn định nguồn cung cho các nhà máy lọc dầu châu Á.
Ở kịch bản đóng cửa eo biển Hormuz, nguồn cung dầu sẽ bị gián đoạn từ 1 tuần đến 3 tháng. Bởi, với khoảng 20 triệu thùng/ngày bị ảnh hưởng, thị trường sẽ chuyển nhanh từ trạng thái pricing risk (khủng hoảng giá) sang pricing shortage (khan hiếm).
Công suất bypass hiện hữu không đủ bù đắp, khiến cú sốc lan rộng sang dầu thô, LNG (khoảng 20% LNG toàn cầu đi qua Hormuz) và toàn bộ chuỗi năng lượng.
Theo đó, diễn biến theo thời lượng gián đoạn có thể xảy ra trong 1 tuần. Khi đó, thị trường phản ứng theo tâm lý hoảng loạn, giá dầu tăng nhanh chủ yếu do thị trường định giá trước các kịch bản rủi ro cực đoan, hơn là phản ánh sự thiếu hụt nguồn cung thực tế.
Nếu gián đoạn 2-3 tuần, thiếu hụt hàng giao gần tại châu Á bắt đầu xuất hiện, các nhà máy lọc dầu buộc phải thay đổi rổ dầu hoặc cắt công suất.
Trường hợp gián đoạn 1 tháng, thị trường bước vào trạng thái rủi ro thiếu hụt nguồn cung trở thành hiện thực, khiến giá năng lượng tăng mạnh nhằm tái cân bằng cung - cầu, đồng thời kéo theo sự biến động mạnh trong logistics. Cùng với đó, tồn kho thương mại giảm nhanh, chênh lệch giá giữa các khu vực cũng như crack spread biến động mạnh.
Còn nếu gián đoạn 3 tháng, nhu cầu dầu giảm mạnh do giá tăng quá cao, khiến thị trường tự điều chỉnh lại cân bằng cung - cầu thông qua việc cắt giảm tiêu thụ hoặc giải phóng kho dự trữ SPR và tái cấu trúc dòng thương mại toàn cầu. Nguy cơ giá vượt mốc 100 USD/thùng tăng đáng kể.
