Một năm 'ngược gió' của dầu đá phiến Mỹ

2025 là năm nhiều xáo trộn và khó khăn đối với các doanh nghiệp thăm dò - khai thác (E&P) dầu đá phiến. (Ảnh: AFP)

Trong phần lớn thời gian của năm, giá dầu WTI dao động dưới 60 USD/thùng, buộc các công ty E&P dầu phải giảm tốc độ hoạt động. Số giàn khoan tập trung vào dầu đã giảm từ 415 giàn hồi tháng 1 xuống còn 386 giàn vào dịp Lễ Tạ ơn. Trái lại, giá khí đốt Henry Hub duy trì ở mức cao trong phần lớn năm, với hợp đồng tháng gần nhất hiện vượt 5 USD/MMBtu.

Nhìn chung, tâm lý lạc quan dài hạn đối với khí đốt trong ngành dầu khí Mỹ hiện mạnh hơn bất kỳ thời điểm nào trong ký ức gần đây, trong khi ngay cả những người tin tưởng nhất vào triển vọng giá dầu cũng thừa nhận các khó khăn trong ngắn hạn.

Năm của khí đốt và LNG

Trong bức tranh năng lượng rộng lớn hơn của Mỹ, năm 2025 đánh dấu sự vươn lên rõ rệt của khí tự nhiên. Việc chấm dứt lệnh tạm dừng cấp phép LNG dưới thời chính quyền ông Biden đã mở ra khoảng 7,6 tỷ feet khối mỗi ngày nhu cầu khí đầu vào trong tương lai từ các dự án xuất khẩu LNG mới được phê duyệt dọc bờ Vịnh Mexico, qua đó đưa tổng nhu cầu khí cho LNG lên gấp đôi mức năm 2024 vào năm 2030. Tuy nhiên, khi các dự án LNG tại Vịnh Mexico được quyết định đầu tư trong năm 2025 đi vào vận hành vào cuối thập kỷ này, điều kiện thị trường sẽ khác xa làn sóng LNG trước đó trong giai đoạn 2016-2021. Điểm hòa vốn của khí khô tại Lower 48, và theo đó là giá khí Henry Hub, sẽ cao hơn đáng kể. Đồng thời, giá LNG toàn cầu sẽ chịu áp lực giảm do nguồn cung gia tăng, khiến chênh lệch giữa khí Henry Hub và các chuẩn giá quốc tế bị thu hẹp.

Thị trường ngắn hạn dường như đã phản ánh phần nào những xu hướng này. Đầu tháng 12, chênh lệch giá giữa khí chuẩn TTF và Henry Hub chỉ còn khoảng 4 USD/MMBtu, mức thấp nhất kể từ đầu năm 2021. Đây sẽ là một trong những chỉ báo quan trọng cần theo dõi trong năm 2026, khi dự án Golden Pass LNG dự kiến bắt đầu vận hành và tăng dần lên công suất tối đa 2,3 tỷ feet khối mỗi ngày.

Chi phí và tiến độ đang trở thành những yếu tố cần giám sát chặt chẽ, trong bối cảnh có 9 dự án LNG cùng lúc được xây dựng giữa môi trường lao động và chuỗi cung ứng ngày càng căng thẳng. Vốn đầu tư cho các nhà máy hóa lỏng LNG tiếp tục leo thang, với chi phí tiêu chuẩn hiện vào khoảng 1.100-1.200 USD/tấn, cao hơn khoảng 20% so với các dự án được phê duyệt trong giai đoạn 2022-2023. Các nhà thầu EPC cũng đang siết chặt các điều khoản hợp đồng, chuyển thêm rủi ro đội vốn sang phía chủ đầu tư.

Trong bối cảnh chính trị và công nghệ rộng hơn, khí đốt không chỉ được thúc đẩy bởi LNG mà còn bởi cuộc đua thống trị trí tuệ nhân tạo và làn sóng phát triển các trung tâm dữ liệu, vốn sử dụng các nhà máy điện chạy khí chuyên dụng bên cạnh năng lượng tái tạo. Quy mô các trung tâm dữ liệu thực sự được xây dựng và lượng nhu cầu khí tương ứng mà chúng tạo ra sẽ cần được theo dõi sát trong những năm tới. Rystad Energy cho biết sẽ tiếp tục giám sát chặt chẽ các dự án trung tâm dữ liệu trên toàn cầu trong năm 2026 nhằm hoàn thiện dự báo về nhu cầu khí đốt và điện năng phát sinh từ xu hướng này.

Triển vọng dầu mỏ Mỹ ổn định nếu dầu WTI giữ trên 55 USD/thùng

Năm 2025, các doanh nghiệp thăm dò - khai thác (E&P) dầu niêm yết tại Mỹ đã đi ngược nhiều dự báo, kể cả các hướng dẫn họ đưa ra hồi tháng 5, khi sản lượng được cho là sẽ chững lại. Trên thực tế, sản lượng dầu Mỹ liên tục lập kỷ lục mới. Chuyên gia ước tính phần lớn E&P dầu Mỹ có “điểm hòa vốn doanh nghiệp” quanh 60 USD/thùng - mức giá đủ để duy trì cổ tức, mua lại cổ phiếu, trả lãi vay, chi phí quản lý chung (G&A) và khoan các giếng đạt hòa vốn kinh tế theo NPV10. Tuy nhiên, phải đến khi giá dầu giảm về gần 50 USD/thùng thì doanh nghiệp mới cắt giảm chỉ số capex đủ mạnh để khiến sản lượng thực sự suy giảm.

Để sản lượng giảm là kịch bản khó chấp nhận vì nhiều lý do. Thứ nhất, sản lượng đi xuống làm chi phí vận hành trên mỗi đơn vị tăng và có thể khiến tài sản trung nguồn bị khai thác kém hiệu quả. Thứ hai, do tốc độ suy giảm rất nhanh của các giếng đá phiến, việc cắt capex quá mạnh sẽ làm sụt giảm khối lượng PDP (trữ lượng đã được chứng minh, đang phát triển và đang khai thác) - nguồn tạo dòng tiền và nền tảng định giá doanh nghiệp. Thứ ba, khi giá dầu phục hồi, việc tăng tốc khoan để quay lại mức sản lượng trước đó sẽ khó hơn và đòi hỏi chi tiêu lớn.

Vì vậy, nhiều khả năng các nhà khai thác sẽ chấp nhận giảm nhẹ tỷ lệ chi trả trong ngắn hạn để bảo vệ sản lượng. Điều này từng có tiền lệ trong giai đoạn ngành đề cao kỷ luật vốn. Sau đỉnh giá năm 2022, khi giá dầu hạ nhiệt, các doanh nghiệp - sau khi chứng minh được kỷ luật - đã điều chỉnh giảm tỷ lệ chi trả để giữ lại dòng tiền, phục vụ mở rộng danh mục tài sản dài hạn thông qua M&A. Với dư địa cắt giảm G&A và các hiệu quả vận hành nhờ M&A trong năm 2026, mức chi trả thấp hơn có thể giúp E&P bảo vệ điểm hòa vốn doanh nghiệp và duy trì sản lượng khi dầu WTI quanh 55 USD/thùng.

Dư địa nâng cao hiệu quả vẫn còn

Bất chấp bối cảnh vĩ mô, các nhà khai thác đá phiến nhiều khả năng tiếp tục ứng dụng công nghệ mới và cải thiện hiệu quả vận hành để hạ chi phí đơn vị. Năm 2025, hiệu quả khoan và hoàn thiện giếng (D&C) tiếp tục cải thiện khi doanh nghiệp nỗ lực giảm tổng chi phí trong môi trường giá kém thuận lợi. Dù trần tiềm năng cải thiện hiệu quả đã được tranh luận nhiều năm, chuyên gia cho rằng vẫn còn dư địa đáng kể. Các giếng có đoạn ngang siêu dài vẫn tương đối mới với nhiều nhà khai thác tại Lower 48, và các thông lệ tốt nhất trong khoan - hoàn thiện loại giếng này vẫn đang được hoàn thiện.

Kỹ thuật bẻ vỉa đồng thời (simul-frac) đã mở rộng thị phần vài năm qua; chuyên gia kỳ vọng doanh nghiệp sẽ đẩy nhanh áp dụng trimul-frac, thậm chí quattro-frac, để tận dụng lợi thế quy mô. Nút thắt lớn là huy động và vận chuyển lượng nước bẻ vỉa rất lớn trong thời gian ngắn - điều kiện cần cho trimul-frac và quattro-frac. Tuy vậy, xu hướng sở hữu các khu đất liền kề, đặc biệt ở các nhà khai thác lớn, sẽ cho phép phát triển cụm giếng quy mô hơn với đoạn ngang dài hơn, đồng thời triển khai simul-, trimul- và quattro-frac ở quy mô lớn nhờ kỹ thuật bơm liên tục. Nhìn chung, các xu hướng này ủng hộ một bước tiến mới về hiệu quả trong những năm tới.

Ngoài ra, việc ExxonMobil gần đây sử dụng petcoke pha trộn với vật liệu chống sập vỉa truyền thống để nâng cao hiệu suất giếng đã khơi lại sự quan tâm đối với proppant nhẹ. Khi lo ngại về sự hạn chế của trữ lượng Tier 1 ngày càng rõ, các nhà khai thác nhiều khả năng sẽ tăng cường thử nghiệm các hỗn hợp proppant mới nhằm cải thiện hệ số thu hồi.

Các E&P Mỹ mở rộng ra quốc tế?

Năm 2026, cần theo dõi khả năng các E&P Mỹ đảo chiều xu hướng thu hẹp hoạt động quốc tế kéo dài từ thập niên 2010 để gia tăng hiện diện ở nước ngoài. Tháng trước, Continental Resources - doanh nghiệp tư nhân tại Oklahoma - đã mua tài sản tại mỏ đá phiến Vaca Muerta (Argentina), chỉ vài tháng sau khi lập liên doanh với TPAO để thăm dò và phát triển đá phiến tại Thổ Nhĩ Kỳ. EOG cũng đã tham gia các giấy phép thăm dò đá phiến tại UAE, thăm dò truyền thống tại Bahrain và có thể cả Alaska, dù chưa được xác nhận.

Những động thái này cho thấy ngành đá phiến Mỹ đã bước vào giai đoạn trưởng thành hơn, nhưng không nhất thiết phản ánh thách thức ngắn hạn về suy giảm trữ lượng Tier 1. Thay vào đó, chúng mở ra các lựa chọn tăng trưởng trung hạn, vốn ngày càng kém rõ ràng tại Lower 48 trong bối cảnh vĩ mô hiện nay.

Nh.Thạch

AFP