Cuộc đua giữ sản lượng

Ngày 2/9, Shell hoàn tất thương vụ mua ARC Resources với giá trị doanh nghiệp 16,5 tỉ USD, mở rộng đáng kể hoạt động dầu khí tại Canada; cùng ngày, BP xác nhận Ian Tyler làm Chủ tịch chính thức sau gần 1 năm biến động ở cấp hội đồng quản trị. Hai động thái cho thấy hai khía cạnh quan trọng của rủi ro trong các thương vụ M&A của ngành năng lượng, đó là khả năng triển khai vốn và sự ổn định quản trị.

Giàn khoan bán chìm Transocean Polar Pioneer được Shell thuê để thăm dò các mỏ khoáng sản ở Bắc Cực

Với Shell, thương vụ ARC là bước đi nhằm bổ sung nguồn tài nguyên dầu khí dài hạn và hỗ trợ tăng trưởng sản lượng. Với BP, việc ổn định vị trí Chủ tịch tạo nền tảng quản trị để ban điều hành triển khai chiến lược và phân bổ vốn. Hai sự kiện cho thấy hiệu quả của chiến lược năng lượng không chỉ phụ thuộc vào quy mô vốn, mà còn vào khả năng thực thi.

Thông điệp từ thương vụ 16,5 tỉ USD của Shell

Thương vụ ARC Resources không chỉ nhằm mở rộng quy mô. Khi thời hạn trữ lượng giảm xuống dưới 10 năm, Shell cần bổ sung nguồn tài nguyên dài hạn để duy trì sản lượng. Shell trả khoảng 13,9 tỉ USD cho vốn chủ sở hữu và tiếp nhận 2,5 tỉ USD nợ ròng, nghĩa vụ thuê, đưa giá trị doanh nghiệp lên khoảng 16,5 tỉ USD (22 tỉ CAD). Đổi lại, Shell có thêm khoảng 370.000 thùng dầu quy đổi/ngày (boe/d) và quyền tiếp cận nguồn tài nguyên tại Montney, vùng khai thác dầu khí quan trọng của Canada, đồng thời kết nối nguồn khí với hạ tầng xuất khẩu LNG Canada.

Ảnh hưởng đáng chú ý nhất nằm ở tốc độ tăng trưởng sản lượng. Shell dự kiến nâng tốc độ tăng trưởng sản lượng khai thác bình quân hằng năm (CAGR) từ khoảng 1% lên khoảng 4% đến năm 2030. Tuy nhiên, giá mua bị đánh giá là khá cao. Một số tổ chức phân tích như TD Cowen, BMO và Hargreaves Lansdown cho rằng thương vụ đã được định giá đầy đủ, đồng nghĩa Shell không còn nhiều dư địa cho sai sót trong quá trình tích hợp. Điểm mấu chốt: Shell đang giải quyết một vấn đề thực tế về tuổi thọ trữ lượng, nhưng cái giá phải trả là rủi ro thực thi cao.

Shell đối mặt với bài toán tích hợp sau thương vụ ARC, trong khi BP phải củng cố nền tảng quản trị

Thương vụ ARC nằm trong làn sóng hợp nhất dầu khí thượng nguồn của các tập đoàn lớn, như ExxonMobil mua Pioneer Natural Resources và Chevron mua Hess. Điểm chung là các tập đoàn muốn khóa nguồn tài nguyên có tuổi thọ dài tại những khu vực có chất lượng cao, thay vì chờ đến khi nguồn dự trữ trong ngành trở nên khan hiếm hơn. Logic này khá rõ, nhưng rủi ro cũng tương tự nhau: tích hợp nhân sự, khác biệt văn hóa doanh nghiệp và phân bổ vốn sau sáp nhập. Trường hợp Chevron-Hess cho thấy quy mô của rủi ro: quá trình tích hợp đi kèm kế hoạch cắt giảm tới 8.000 việc làm và từng chịu sự giám sát về cạnh tranh tại Mỹ. Vì vậy, với Shell, cần theo dõi khả năng tích hợp ARC, kiểm soát chi phí và hiện thực hóa các mục tiêu cộng hưởng.

M&A và bài toán phân bổ vốn

Thương vụ này có thể được nhìn theo hai hướng. Thứ nhất, đây là một sự dịch chuyển mang tính cấu trúc: Shell đang tăng tỷ trọng dầu khí trong danh mục để bảo đảm nguồn cung và tăng trưởng dài hạn. Việc nâng CAGR sản lượng từ 1% lên 4% đến năm 2030 là một thay đổi đáng kể.

Thứ hai, đây có thể chỉ là điều chỉnh mang tính chu kỳ: giá năng lượng biến động mạnh và triển vọng xuất khẩu LNG của Canada đang tạo điều kiện thuận lợi cho các thương vụ mua bán tài sản dầu khí. Dữ liệu rõ nhất vẫn là mục tiêu tăng trưởng sản lượng. Nếu Shell thực sự duy trì mức tăng khoảng 4%/năm đến 2030, rất khó xem đây chỉ là một bước đi tạm thời trong quá trình chuyển dịch năng lượng. Điều đó không có nghĩa Shell từ bỏ năng lượng sạch, nhưng cho thấy dầu khí vẫn giữ vai trò quan trọng trong chiến lược vốn của công ty trong những năm tới.

Nếu Shell đang đối mặt với rủi ro triển khai vốn, BP lại đối mặt với rủi ro quản trị. Trong chưa đầy 1 năm, BP trải qua 3 thay đổi ở vị trí Chủ tịch: Ông Helge Lund rời chức; Ông Albert Manifold được bổ nhiệm nhưng rời vị trí sau chưa đầy 8 tháng; Ông Ian Tyler làm Chủ tịch tạm quyền từ ngày 26-5 và được xác nhận chính thức vào ngày 2-9.

Đối với một tập đoàn năng lượng lớn, sự thay đổi liên tục ở cấp hội đồng quản trị không phải vấn đề nhỏ. Nó có thể ảnh hưởng đến định hướng chiến lược, khả năng phân bổ vốn, quyền hạn của CEO và niềm tin của nhà đầu tư. Bất ổn càng gia tăng khi các tổ chức tư vấn ủy quyền ISS và Glass Lewis từng khuyến nghị cổ đông phản đối việc tái bổ nhiệm ông Manifold liên quan đến các vấn đề về công bố thông tin khí hậu.

Ông Ian Tyler giải quyết được gì? Việc ông Tyler trở thành Chủ tịch chính thức giúp BP khôi phục sự ổn định cần thiết để CEO Meg O’Neill triển khai chiến lược. Tuy nhiên, câu hỏi lớn hơn vẫn là BP sẽ cân bằng như thế nào giữa mục tiêu chuyển dịch năng lượng và hoạt động dầu khí truyền thống.

Việc Amanda Blanc, Giám đốc độc lập cấp cao, dự kiến rời hội đồng quản trị cũng làm mất đi một nhân vật có kinh nghiệm trong giai đoạn chuyển đổi vừa qua. Do đó, việc bổ nhiệm ông Tyler nên được xem là khôi phục nền tảng quản trị, chứ chưa phải dấu hiệu cho thấy mọi vấn đề của BP đã được giải quyết. Điều cần theo dõi tiếp theo là các quyết định phân bổ vốn của bà Meg O’Neill dưới một hội đồng quản trị ổn định hơn.

Hai loại rủi ro khác nhau

Hai câu chuyện đại diện cho hai loại rủi ro khác nhau trong các tập đoàn năng lượng lớn: Rủi ro triển khai vốn Shell đang đặt cược 16,5 tỉ USD vào nguồn tài nguyên dài hạn. Nhà đầu tư cần theo dõi liệu công ty có đạt được mục tiêu bổ sung 370.000 boe/d và tăng CAGR sản lượng lên 4% hay không, đồng thời kiểm soát được chi phí và rủi ro tích hợp.

BP đã có một Chủ tịch chính thức và ổn định hơn. Nhưng điều quan trọng là sự ổn định này có kéo dài đủ lâu để Meg O’Neill thực hiện chiến lược và đưa ra các quyết định phân bổ vốn hiệu quả hay không. Vì vậy, nhà đầu tư không nên chỉ nhìn vào xu hướng M&A đang tăng mạnh trong ngành dầu khí. Giá trị của từng thương vụ cuối cùng vẫn phụ thuộc vào khả năng thực thi.

Những chỉ báo cần theo dõi gồm tiến độ tăng sản lượng của Shell, các quyết định đầu tiên của Frits Klap trên cương vị CEO ARC Resources, khả năng kiểm soát chi phí và rủi ro tích hợp sau thương vụ. Tại BP, đáng chú ý là các quyết định phân bổ vốn tiếp theo của bà Meg O’Neill và những thay đổi nhân sự cấp cao sau khi bà Amanda Blanc rời hội đồng quản trị.

Tóm lại, thương vụ Shell-ARC cho thấy các tập đoàn năng lượng lớn vẫn sẵn sàng chi mạnh để bảo đảm nguồn tài nguyên dầu khí dài hạn. Trong khi đó, BP cho thấy một chiến lược tốt cũng khó thực hiện nếu nền tảng quản trị thiếu ổn định. Với nhà đầu tư M&A, bài học chung là không nên đánh giá một thương vụ chỉ qua quy mô hay chiến lược công bố; khả năng tích hợp, quản trị và tạo ra giá trị thực tế mới là yếu tố quyết định.

Tăng tốc M&A để giữ sản lượng

Theo Wood Mackenzie, phần lớn các tập đoàn dầu khí lớn sẽ bước vào năm 2027 với tỷ lệ nợ trên vốn dưới 20%, nhờ đẩy mạnh giảm nợ trong bối cảnh giá dầu và biên lợi nhuận tăng mạnh năm 2026. Nền tảng tài chính này tạo điều kiện để các doanh nghiệp tăng khoảng 5% đầu tư, đẩy mạnh M&A và bổ sung trữ lượng, nhằm duy trì sản lượng trong thập niên 2030.

Dù tình hình tài chính cải thiện, các công ty phải đối mặt với nguy cơ sản lượng suy giảm. Không tính các tập đoàn dầu khí quốc gia (NOC) Trung Đông, sản lượng của 5 nhóm doanh nghiệp được Wood Mackenzie theo dõi dự kiến giảm 31%, tương đương 18 triệu thùng dầu quy đổi/ngày, trong giai đoạn 2030-2040. Điều này tạo sức ép buộc các doanh nghiệp phải cân bằng giữa kỷ luật vốn và nhu cầu tái bổ sung danh mục thượng nguồn. Wood Mackenzie cho rằng đây sẽ là vấn đề trọng tâm trong kế hoạch năm 2027, đồng thời thúc đẩy các thương vụ M&A và hợp tác với NOC.

BP trải qua ba lần thay đổi Chủ tịch trong chưa đầy một năm

Ngay cả khi giá dầu Brent cao hơn mức cơ sở 73 USD/thùng, doanh nghiệp dự kiến vẫn kiểm soát chi tiêu. Năm 2027, khoảng 50% dòng tiền hoạt động sẽ được tái đầu tư, trong khi 43% được phân phối cho cổ đông, gồm 32% cổ tức và 11% mua lại cổ phiếu. Ở mức giá cơ sở, dòng tiền hoạt động năm 2027 được dự báo cao hơn 14% so với năm 2025. Nếu dầu Brent đạt 90 USD/thùng, dòng tiền có thể tăng thêm 18%; ngược lại, nếu giá giảm xuống 50 USD/thùng, dòng tiền hoạt động có thể giảm 24%. Tỷ trọng vốn dành cho thượng nguồn đã tăng 8 điểm phần trăm kể từ năm 2021, trong khi đầu tư vào điện và năng lượng tái tạo giảm sau khi đạt đỉnh năm 2024. Khoảng 2/3 vốn thượng nguồn của các doanh nghiệp được theo dõi sẽ tập trung tại Trung Đông và châu Mỹ, với các lĩnh vực chủ đạo gồm dầu đá phiến, dầu khí nước sâu và LNG. Việc tái cơ cấu danh mục cũng thúc đẩy các liên doanh và hợp tác giữa NOC và tập đoàn dầu khí quốc tế (IOC), đặc biệt khi doanh nghiệp tìm cách đa dạng hóa địa lý và tăng hiện diện tại châu Mỹ trong bối cảnh địa chính trị thay đổi.

Trong lĩnh vực hạ nguồn, các nhà máy lọc dầu tiếp tục đóng cửa tại châu Âu và California. Tuy nhiên, những biến động năm 2026 cho thấy dư địa của hệ thống lọc dầu đã thu hẹp đáng kể, khiến các doanh nghiệp phải cân nhắc thận trọng hơn về tốc độ rút lui. Đối với hóa chất, tình trạng dư công suất ngắn hạn sẽ tiếp tục phân hóa doanh nghiệp: những công ty có lợi thế về nguồn nguyên liệu có xu hướng duy trì hoạt động, trong khi các doanh nghiệp khác có thể rút lui. Trong lĩnh vực năng lượng carbon thấp, chi tiêu của các NOC hiện đã gấp đôi các tập đoàn dầu khí châu Âu. Phần lớn ngân sách carbon thấp của các IOC và NOC lớn đang được duy trì ở mức 5-10% tổng vốn đầu tư, thấp hơn đáng kể so với những mục tiêu cao từng được một số tập đoàn châu Âu đưa ra trước đây.