Năm 2025, Trung Đông đã củng cố vai trò của mình như một lực lượng ổn định chính trong một hệ thống năng lượng toàn cầu phân cực. Trong khi thị trường quốc tế đối mặt với sự xáo trộn địa chính trị và các lộ trình chuyển đổi khác nhau, các công ty dầu khí quốc gia hàng đầu Trung Đông (NOCs) đã áp dụng một chiến lược nhất quán là duy trì vị thế thống trị về hydrocarbon đồng thời giảm chi phí và cường độ carbon một cách có hệ thống. Hơn 100 tỷ đô la vốn đầu tư vào thượng nguồn đã cho phép các NOCs mở rộng công suất dự trữ dầu thô và đẩy nhanh tiến độ khai thác khí đốt, trong khi các thương vụ mua lại quốc tế có chọn lọc và việc tái cấu trúc danh mục đầu tư đã mở rộng phạm vi hoạt động toàn cầu của họ, tăng cường khả năng tiếp cận các nguồn tài nguyên ưu tiên trên nhiều lưu vực. Nhìn chung, những động lực này đã củng cố vai trò của khu vực như một vùng đệm quan trọng chống lại sự biến động của thị trường đồng thời định hình nền kinh tế cấu trúc của nguồn cung toàn cầu. Trong bối cảnh đó, chúng tôi thảo luận về sáu xu hướng mới nổi từ năm 2025 có khả năng tiếp tục định hình ngành năng lượng khu vực vào năm 2026.

Kiến trúc đầu tư: Mở rộng có kỷ luật

Năm tài chính 2025 đánh dấu một bước ngoặt quyết định khi các NOCs trong khu vực dung hòa kỷ luật vốn với việc mở rộng công suất bền vững. Trong khi các tập đoàn lớn của phương Tây ưu tiên lợi nhuận cho cổ đông, các NOCs Trung Đông đã phê duyệt khối lượng kỷ lục các dự án chu kỳ dài để củng cố vị thế dẫn đầu về nguồn cung cấu trúc. Khoảng 50 tỷ đô la Mỹ đã được phê duyệt cho các dự án truyền thống vào năm 2025, đánh dấu ba năm liên tiếp chi tiêu kỷ lục cho việc phê duyệt, cùng với hoạt động khai thác khí đốt phi truyền thống chưa từng có, dẫn đầu là dự án Jafurah của Saudi Aramco. Sự mở rộng có hệ thống này trong lĩnh vực dầu khí trên khắp Ả Rập Xê Út, UAE, Kuwait và Iraq củng cố vai trò của vùng Vịnh như là nhà sản xuất điều tiết nguồn cung chính của thế giới và cung cấp cơ chế bảo hiểm chủ quyền chống lại sự biến động của thị trường.

Khí đốt tự nhiên là trụ cột chính trong quy hoạch khu vực năm 2025, với Trung Đông chiếm gần một phần tư tổng đầu tư khí đốt thượng nguồn toàn cầu, lên tới khoảng 40 tỷ đô la. Việc khai thác theo kế hoạch được thúc đẩy bởi việc mở rộng mỏ North Field của Qatar, mỏ Jafurah của Ả Rập Xê Út, nỗ lực tự túc khí đốt của UAE và các nỗ lực thu hồi khí thải của Iraq. Sự chuyển hướng khu vực sang khí đốt này phục vụ hai mục tiêu chính: đáp ứng nhu cầu điện năng trong nước đang tăng nhanh do tăng trưởng công nghiệp và cơ sở hạ tầng dữ liệu, đồng thời thay thế nhiên liệu lỏng để bảo toàn xuất khẩu dầu thô có giá trị cao hơn.

Nhìn về năm 2026, tổng đầu tư dự kiến ​​sẽ tăng 10% lên khoảng 110 tỷ đô la khi một số dự án quy mô lớn chuyển từ quyết định đầu tư cuối cùng (FID) sang giai đoạn thực hiện. Cạnh tranh sẽ gia tăng đối với năng lực EPC, các mô-đun khí hóa lỏng, thiết bị dưới biển và lao động lành nghề, làm tăng chi phí và rủi ro về tiến độ. Cải cách giá cả trong nước và hợp lý hóa trợ cấp sẽ rất quan trọng để mở khóa việc chuyển đổi khí đốt thành điện năng trên quy mô lớn và giải phóng dầu thô để xuất khẩu trong khi vẫn đáp ứng các hạn chế về khí hậu đang nổi lên. Cuối cùng, các quyết định về chính sách sản xuất của OPEC+ sẽ định hình động lực thị trường dầu thô và sự ổn định doanh thu khu vực - và do đó, chi tiêu vốn hoặc thắt chặt đầu tư thượng nguồn.

Quản lý của OPEC+: Từ cắt giảm đến quyền lựa chọn có kiểm soát

Trong suốt năm 2025, OPEC+ đã chuyển đổi thành công từ việc cắt giảm sản lượng mang tính phản ứng sang một chiến lược quyền lựa chọn có kiểm soát tinh vi. Sự thay đổi này phản ánh nỗ lực giành lại thị phần từ châu Mỹ - cụ thể là Mỹ, Brazil, Guyana và Canada - trong khi vẫn bảo vệ mức giá sàn quan trọng. Đến tháng 12 năm 2025, liên minh đã thực hiện tăng sản lượng khiêm tốn 137.000 thùng mỗi ngày, tiếp theo là tạm dừng trong quý đầu tiên của năm 2026, cho phép nhóm này kiếm tiền từ các kho dự trữ công suất khi các yếu tố cơ bản thuận lợi trong khi vẫn duy trì sự linh hoạt cho các đợt giảm nhu cầu theo mùa. Động thái này báo hiệu rằng OPEC+ đã vượt ra ngoài việc quản lý khối lượng đơn giản để sử dụng công suất dự trữ khổng lồ của mình như một công cụ đòn bẩy kinh tế và ngoại giao thị phần.

Yếu tố chính cần theo dõi trong năm 2026 là dự báo thặng dư dầu hơn 3 triệu thùng/ngày, điều này có thể buộc nhóm phải lựa chọn giữa việc bảo vệ mức giá sàn hoặc tích cực theo đuổi thị phần. Phản ứng của nhóm đối với khả năng sản lượng dầu đá phiến chững lại, sự thay đổi chính sách thương mại của Mỹ và sức mua ngày càng tăng từ Ấn Độ và các nước khác sẽ quyết định liệu năm 2026 sẽ được đặc trưng bởi sự ổn định có kiểm soát hay sự cạnh tranh mới.

OPEC+ cũng sẽ tiến hành một cuộc kiểm toán độc lập về năng lực sản xuất của các quốc gia thành viên, điều này sẽ định nghĩa lại các mức cơ sở năm 2027 và đóng vai trò là phép thử cho sự gắn kết của liên minh. Các thành viên đầu tư cao, bao gồm UAE và Ả Rập Xê Út, có khả năng sẽ tìm kiếm sự công nhận chính thức về năng lực mở rộng của họ trong cuộc đánh giá này, cũng như hạn ngạch cao hơn.

Áp lực vận hành: Chuỗi cung ứng, lạm phát và ứng dụng AI

Lạm phát chi phí trong ngành năng lượng Trung Đông đã ổn định ở mức cao hơn về mặt cấu trúc vào năm 2025, với chi phí chuỗi cung ứng tăng khoảng 4% mỗi năm trong vòng 5 năm và chi phí vận hành tăng 6-7% mỗi năm do tăng trưởng sản lượng, tài sản cũ kỹ và sự phức tạp trong vận hành. Khi các mỏ dầu khí đã khai thác lâu năm và các mỏ cận biên chiếm thị phần ngày càng lớn trong sản lượng, hệ thống nghiêng về các thùng dầu có chi phí cao hơn và cần nhiều sự can thiệp hơn.

Lạm phát năm 2025 diễn ra trên diện rộng nhưng không đồng đều, ảnh hưởng nặng nề nhất đến các phân khúc đòi hỏi nhiều chi phí thực thi. Trên toàn cầu, giá thuê tàu ngoài khơi tăng cao do nhu cầu thượng nguồn tăng mạnh và sự ưu tiên đối với các tàu có thông số kỹ thuật cao, nhưng Trung Đông ghi nhận mức tăng mạnh nhất khi các công ty dầu khí quốc gia đẩy mạnh các chương trình ngoài khơi đầy tham vọng. Chi phí dưới biển tăng vọt, do nhu cầu về thiết bị chuyên dụng từ các dự án khai thác hiện có dẫn đến nguồn cung khu vực hạn chế và thời gian giao hàng kéo dài. Giá thành tại các nhà máy vẫn ở mức cao, bất chấp chi phí vật liệu và nhân công giảm, do năng lực trung tâm ở châu Á bị hạn chế và phí bảo hiểm rủi ro cố hữu. Thị trường giàn khoan và thiết bị trên đất liền ổn định nhờ tỷ lệ sử dụng cao và lượng đơn đặt hàng dồi dào, với các nhà cung cấp duy trì việc giảm chi phí đầu vào để bảo vệ biên lợi nhuận thông qua các hợp đồng trọn gói.

Những cú sốc thuế quan ngắn hạn tạo ra sự biến động theo từng giai đoạn nhưng không làm thay đổi quỹ đạo cốt lõi, vốn được đánh dấu bằng các khoản đầu tư bền vững, cạnh tranh về năng lực thực hiện và sự phức tạp ngày càng tăng của các dự án. Đồng thời, công nghệ AI đang phát triển đã chuyển từ giai đoạn thí điểm sang ứng dụng quy mô công nghiệp trong các hoạt động chính như bảo trì dự đoán, khoan tự động và tối ưu hóa sản xuất và khí thải, với những lợi ích về hiệu quả giúp bù đắp lạm phát chi phí.

Kỷ luật chi phí vào năm 2026 sẽ bao gồm các hợp đồng với chỉ số leo thang và chia sẻ rủi ro, tái cấu trúc danh mục đầu tư để tránh các đỉnh điểm trong các hạng mục bị hạn chế và mối quan hệ sâu sắc hơn với các nhà thầu EPC tích hợp và các liên doanh địa phương để cung cấp các dịch vụ trọn gói. Việc triển khai AI sẽ quan trọng, giúp khai phá năng suất để duy trì lợi thế về chi phí của khu vực trong việc thực hiện các dự án quy mô lớn.

Kỹ thuật danh mục đầu tư: Tái sử dụng vốn và thương mại hóa cơ sở hạ tầng

Các công ty dầu khí quốc gia Trung Đông đã chuyển đổi vào năm 2025 sang mô hình tái sử dụng vốn tinh vi, tận dụng việc thương mại hóa cơ sở hạ tầng và hơn 22 tỷ đô la trong các thỏa thuận cho thuê và cho thuê lại để tài trợ cho các kế hoạch mở rộng mạnh trong khi vẫn duy trì quyền kiểm soát hoạt động.

ADNOC, thông qua công ty con XRG, đã thúc đẩy chiến lược khí đốt toàn cầu của mình vào năm 2025 bằng việc mua lại cổ phần trong Hành lang Khí đốt phía Nam của khu vực Biển Caspi, sau các thỏa thuận cổ phần vào năm 2024 liên quan đến Rio Grande LNG, ở Mỹ, và Khu vực 4 của Mozambique, được bổ sung bởi cam kết 11 tỷ đô la cho việc khai thác khí chua Hail và Ghasha. Cũng trong năm 2025, QatarEnergy đã đẩy nhanh tầm nhìn 142 triệu tấn mỗi năm (Mtpa) vào năm 2030 bằng cách thúc đẩy dự án North Field West và đảm bảo một đội tàu vận chuyển LNG khổng lồ. Saudi Aramco đã thực hiện thương vụ trị giá 11 tỷ đô la để thu lợi từ các tài sản trung nguồn tại Jafurah, đồng thời mở rộng phạm vi hoạt động quốc tế về khí hóa lỏng (LNG) thông qua MidOcean Energy. Những động thái này đã chuyển đổi cơ sở hạ tầng từ các trung tâm chi phí tĩnh thành các động lực tạo ra thanh khoản, giúp phòng ngừa hiệu quả lạm phát dịch vụ và tài trợ cho các chương trình chuyển đổi sang nền kinh tế carbon thấp.

Bước sang năm 2026, chiến lược chuyển sang công nghệ kỹ thuật số và toàn cầu hóa vốn chủ sở hữu. Các bước phát triển quan trọng bao gồm việc QatarEnergy hoàn tất các quan hệ đối tác quốc tế cho dự án North Field West, khả năng hợp nhất danh mục năng lượng của Mubadala bởi ADNOC, và việc KUFPEC nhắm mục tiêu mở rộng vốn chủ sở hữu vào khí đốt ở Bắc Mỹ. Lĩnh vực mới là dữ liệu như một tài sản, dẫn đầu bởi sáng kiến ​​HUMAIN AI của Aramco, nhằm mục đích thương mại hóa dữ liệu địa chấn và dữ liệu kỹ thuật số song sinh độc quyền thành các trung tâm dữ liệu năng lượng có thể giao dịch.

Thành công trong năm 2026 sẽ phụ thuộc vào việc duy trì sự quan tâm của các nhà đầu tư tổ chức đối với các tài sản "lợi nhuận cộng với tăng trưởng" này, đồng thời cân bằng các yêu cầu khử carbon trong nước với việc mở rộng nhanh chóng phạm vi hoạt động toàn cầu.

Chiến lược phòng ngừa rủi ro địa chính trị và khả năng phục hồi hoạt động

Đối với các nhà sản xuất Trung Đông vào năm 2025, cơ sở hạ tầng năng lượng đóng vai trò vừa là tài sản kinh tế vừa là công cụ ngoại giao trong bối cảnh cạnh tranh Mỹ-Trung, sự không chắc chắn về nguồn cung của Iran và rủi ro an ninh Biển Đỏ. Các khoản đầu tư vào các tuyến đường vòng như đường ống Đông-Tây của Ả Rập Xê Út, kho chứa chiến lược ở UAE và các phương án xuất khẩu thay thế của Oman được thiết kế để giảm sự phụ thuộc vào eo biển Hormuz trong khi vẫn duy trì giá đô la và các mối quan hệ đối tác an ninh đa dạng.

Xuất khẩu của Iran, dao động từ khoảng 1,5 triệu đến 2 triệu thùng mỗi ngày, vừa là nguồn cung dầu cạnh tranh vừa là khoản phí rủi ro tiềm ẩn khoảng 3-5 đô la mỗi thùng trong giá toàn cầu. Các hợp đồng cung cấp dài hạn vào Trung Quốc và cổ phần trong các hệ thống hạ nguồn châu Á đã làm sâu sắc thêm sự phụ thuộc thương mại mà không làm suy yếu các mối quan hệ an ninh với Mỹ, minh họa cho một chiến lược phòng ngừa rủi ro nhằm tối đa hóa tính linh hoạt hơn là độc quyền liên minh.

Châu Á đã trở thành trụ cột chính trong phương trình năng lượng Trung Đông. Sau đại dịch năm 2020, trong khi các nhà đầu tư phương Tây bận rộn cân bằng các ưu tiên đầu tư carbon thấp và truyền thống, các công ty châu Á đã mở rộng vị thế cổ phần và năng lực chuỗi cung ứng trong khu vực. Đến năm 2025, các công ty dịch vụ Trung Quốc và Đông Nam Á chiếm khoảng 15% cơ sở nhà cung cấp hoạt động trong khu vực, một tỷ lệ tiếp tục tăng khi các công ty này cung cấp biên lợi nhuận thấp cần thiết để giành được các gói thầu mới. Tại các thị trường như Iraq, các công ty châu Á, chủ yếu là Trung Quốc, hiện chiếm thị phần hàng đầu trong sản lượng khai thác. Sự hiện diện hoạt động ngày càng tăng này hỗ trợ một hệ sinh thái ngày càng tập trung do CNPC, CNOOC, Sinopec và các nhà cung cấp dịch vụ liên kết của họ dẫn đầu. Mặc dù có các lựa chọn thay thế, nhưng khả năng cạnh tranh về chi phí của chúng bị hạn chế, điều này thực sự củng cố sự tham gia của Trung Quốc trong các hoạt động phát triển và ký kết hợp đồng thượng nguồn.

Năm 2026, sự ổn định năng lượng ở Trung Đông phụ thuộc vào việc điều chỉnh lại cạnh tranh. Sự bất ổn địa chính trị, do các chính sách năng lượng mới và quyết liệt của Mỹ, tình trạng bất ổn ở Biển Đỏ và sự thay đổi trong quan hệ với Iran, sẽ buộc các nhà sản xuất phải củng cố cơ sở hạ tầng và đảm bảo các tuyến đường xuất khẩu thay thế. Sự gắn kết của OPEC+ đối mặt với những thách thức từ sản lượng của Nga và sức ảnh hưởng ngày càng tăng của người mua ở Ấn Độ. Trong bối cảnh ma sát đa cực này, thành công phụ thuộc vào việc duy trì tính linh hoạt trong hoạt động và phòng ngừa rủi ro chiến lược. Các nhà sản xuất sẽ ưu tiên khai thác tối đa giá trị từ các mối quan hệ toàn cầu phân tán trong khi vẫn đảm bảo dòng chảy không bị gián đoạn trong bối cảnh năng lượng tiềm ẩn nhiều rủi ro.

Khử carbon: Từ các dự án thí điểm đến các quan hệ đối tác quy mô thương mại

Năm 2025, quá trình khử carbon ở Trung Đông đã chuyển từ tham vọng sang thực thi. Các công ty dầu khí quốc gia (NOC) đã tích hợp quản lý khí thải vào các hoạt động cốt lõi thông qua các công nghệ bao gồm thu giữ, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS) dựa trên trung tâm, giảm thiểu khí metan và điện khí hóa mỏ dầu bằng năng lượng hạt nhân và năng lượng mặt trời. Các quan hệ đối tác như trung tâm CCS Jubail của Saudi Aramco, dự án Habshan của ADNOC và các hợp tác về lò phản ứng mô-đun nhỏ (SMR) của ENEC là những ví dụ điển hình. Các phương pháp thực tiễn được củng cố cho quá trình chuyển đổi năng lượng, đưa việc khử carbon từ mục tiêu thành các chỉ số đo lường được.

Việc Saudi Aramco nắm giữ 50% cổ phần trong liên doanh Công ty Khí Công nghiệp Hydro Xanh đã tích hợp hydro xanh và công nghệ thu giữ và lưu trữ carbon (CCS) vào cơ sở công nghiệp của Jubail, trong khi ADNOC, Aramco và các đối tác đã thúc đẩy các dự án CCUS (thu giữ và lưu trữ carbon) quy mô hàng triệu tấn cho cơ sở hạ tầng LNG, hydro, thép và hóa chất.

Các chiến lược về hydro trở nên chọn lọc hơn vào năm 2025, loại bỏ các mô hình chỉ xuất khẩu để tập trung vào các dự án CCS, lọc dầu và amoniac theo cụm, trong khi việc đổi tên XRG của ADNOC thành các "giải pháp năng lượng" rộng hơn, phù hợp với nhu cầu điện năng ổn định và trung tâm dữ liệu.

Trọng tâm vào năm 2026 sẽ là tính khả thi về mặt thương mại trong bối cảnh lạm phát vật liệu, cùng với việc tăng hiệu quả khoan và giảm phát thải thông qua trí tuệ nhân tạo (AI). Chúng tôi kỳ vọng sẽ thấy các quyết định đầu tư vào các dự án CCUS, hydro được tập trung vào nhu cầu công nghiệp và việc triển khai năng lượng tái tạo dựa trên năng lượng mặt trời sẽ chuyển đổi ngành điện của khu vực và tăng nhu cầu về lưu trữ tích hợp lưới điện. Về khía cạnh bền vững, nhu cầu tăng cường tính minh bạch xung quanh lượng khí thải CO2 và CH4 sẽ ngày càng gia tăng. Thử thách đối với các công ty dầu khí quốc gia Trung Đông sẽ là mở rộng quy mô chuyển đổi từng bước, dựa trên cơ sở hạ tầng, về mặt kinh tế mà không làm suy giảm sản lượng hoặc khả năng cạnh tranh, đảm bảo tính bền vững ngay cả khi cường độ phát thải của khu vực giảm xuống.

Nguồn tin: xangdau.net/Rystad Energy