Thị trường năng lượng toàn cầu đang bước vào giai đoạn biến động cực đoan vào cuối năm 2025, đánh dấu bởi sự sụp đổ mang tính cấu trúc của dòng doanh thu từ dầu mỏ Liên bang Nga. Theo các dữ liệu thị trường mới nhất được VBC tổng hợp từ Reuters và Argus Media, ngành công nghiệp dầu mỏ Nga đang đối mặt với một cuộc khủng hoảng hiện sinh chưa từng có kể từ sau đại dịch COVID-19. Trọng tâm của cuộc khủng hoảng này là sự lao dốc của giá dầu thô Urals – mặt hàng xuất khẩu chủ lực – xuống mức 34 – 36 USD/thùng tại các cảng xuất khẩu phía Tây. Mức giá này không chỉ thấp hơn đáng kể so với trần giá (price cap) 60 USD/thùng do nhóm G7 áp đặt, mà nguy hiểm hơn, nó đang xuyên thủng “sàn chi phí” (cost floor) của nhiều nhà sản xuất dầu mỏ Nga, đe dọa trực tiếp đến khả năng bù đắp chi phí đầu tư cơ bản (CapEx).
Chúng tôi nhận định rằng đây không đơn thuần là một biến động chu kỳ của thị trường hàng hóa. Nó là kết quả cộng hưởng của một loạt các áp lực địa chính trị và kinh tế vĩ mô: từ các lệnh trừng phạt leo thang của Hoa Kỳ nhắm vào các “hạm đội bóng tối” và các tổ chức tài chính trung gian, sự e ngại ngày càng tăng của các đối tác thương mại lớn như Ấn Độ và Trung Quốc, đến sự gia tăng phi mã của chi phí logistics và bảo hiểm hàng hải.
Trong bối cảnh dòng chảy năng lượng truyền thống sang phương Tây bị cắt đứt hoàn toàn và dòng chảy sang phương Đông gặp trở ngại về thanh toán, mối quan hệ hợp tác năng lượng giữa Việt Nam và Liên bang Nga đang nổi lên như một “pháo đài” chiến lược. Không chỉ dừng lại ở các hoạt động thăm dò khai thác truyền thống thông qua Vietsovpetro và Rusvietpetro, hai quốc gia đang âm thầm vận hành những cơ chế thanh toán đặc thù nhằm duy trì dòng chảy thương mại và quân sự bên ngoài hệ thống SWIFT. Đồng thời, đề xuất mới nhất của Zarubezhneft về việc xây dựng “Trung tâm Năng lượng” tại Việt Nam, bao gồm cả điện gió ngoài khơi và LNG, cho thấy một nỗ lực xoay trục quyết liệt nhằm thích ứng với kỷ nguyên năng lượng mới.
Vào trung tuần tháng 12/2025, thị trường dầu mỏ ghi nhận những con số báo động. Tại các cảng xuất khẩu chính của Nga trên biển Baltic (Primorsk) và Biển Đen (Novorossiysk), giá dầu Urals đã rơi tự do xuống vùng 34 – 36 USD/thùng. Đây là mức giá thấp kỷ lục, chỉ bằng khoảng một nửa so với mức giả định 69,70 USD/thùng mà Bộ Tài chính Nga đã sử dụng để xây dựng ngân sách liên bang năm 2025.
Sự sụt giảm này được thúc đẩy bởi mức chiết khấu (discount) khổng lồ mà các nhà xuất khẩu Nga buộc phải chấp nhận để duy trì thị phần. Dữ liệu từ Argus Media chỉ ra rằng mức chênh lệch giữa dầu Brent và dầu Urals đã nới rộng lên tới 23 – 25 USD/thùng, mức cao nhất kể từ đầu năm 2023. Thậm chí, đối với một số lô hàng giao ngay (spot cargoes) bán cho các nhà máy lọc dầu độc lập tại Trung Quốc, mức chiết khấu đã lên tới 35 USD/thùng, đẩy giá thực nhận tại cầu cảng (FOB) xuống dưới ngưỡng 30 USD/thùng.
Hiện tượng này phản ánh sự mất cân đối nghiêm trọng trong cán cân cung cầu đối với dầu thô bị trừng phạt. Như chuyên gia Craig Kennedy từ Đại học Harvard nhận định, “chỉ có một số lượng người mua hạn chế sẵn sàng tiếp nhận dầu bị trừng phạt”, và khi nguồn cung vượt quá “khẩu vị rủi ro” của nhóm người mua này, giá cả sẽ sụp đổ theo chiều thẳng đứng. Tình trạng dồn ứ hàng hóa trên biển ngày càng tăng khi các tàu chở dầu không tìm được người mua hoặc gặp khó khăn trong thanh toán, tạo thêm áp lực giảm giá.
Một điểm nóng trong cuộc khủng hoảng hiện nay là sự xung đột về phương pháp định giá dầu. Argus Media, cơ quan báo cáo giá năng lượng uy tín, tiếp tục là nguồn tham chiếu chính cho các thị trường quốc tế và cả các cơ quan quản lý phương Tây trong việc giám sát trần giá. Tuy nhiên, các số liệu ảm đạm từ Argus đã vấp phải sự phản đối quyết liệt từ phía Nga.
Bộ Năng lượng Nga và các tập đoàn lớn như Rosneft đã nhiều lần chỉ trích phương pháp đánh giá của Argus là không phản ánh đúng thực tế các giao dịch “ngầm” hoặc các hợp đồng dài hạn với đối tác thân thiện. Mặc dù vậy, thực tế là chính phủ Nga vẫn buộc phải sử dụng các dữ liệu này, hoặc các biến thể của nó, trong công thức tính thuế khai thác khoáng sản (NDPI) mới áp dụng từ năm 2024, gây ra những hệ lụy tài chính nghiêm trọng cho các doanh nghiệp. Việc Rosneft báo cáo lợi nhuận ròng giảm tới 70% trong 9 tháng đầu năm 2025 theo chuẩn mực kế toán quốc tế (IFRS) là minh chứng rõ ràng nhất cho thấy, dù Moscow có phủ nhận các con số của Argus, thì con số không thể phủ nhận.
Tại mức giá 34 – 36 USD/thùng, biên lợi nhuận của các công ty dầu khí Nga đang bị “bốc hơi”. Phân tích chi phí của VBC cho thấy bức tranh tài chính ảm đạm: Tại mức giá 40 USD/thùng, doanh thu chỉ vừa đủ để trang trải chi phí khai thác tại miệng giếng (lifting cost) và chi phí vận chuyển nội địa qua hệ thống đường ống Transneft. Các nguồn tin từ Reuters khẳng định rằng tại mức giá hiện tại, các nhà sản xuất đang gặp khó khăn trong việc trang trải chi phí đầu tư cơ bản. Điều này đặc biệt nghiêm trọng đối với các mỏ mới ở vùng Đông Siberia hay Bắc Cực, nơi chi phí khoan và phát triển hạ tầng cao hơn nhiều so với các mỏ già cỗi ở Tây Siberia.
Theo Maxim Shevyrenkov, nhà phân tích tại Viện Năng lượng và Tài chính, chỉ có các mỏ trưởng thành tại vùng Volga và Tây Siberia – nơi đã khấu hao hết hạ tầng và có chi phí vận hành thấp – là còn duy trì được lợi nhuận dương. Ngược lại, các mỏ xa xôi, mỏ có điều kiện địa chất phức tạp đang rơi vào vùng thua lỗ, buộc các công ty phải cân nhắc việc đóng giếng. Sự suy kiệt tài chính của các công ty dầu khí Nga không chỉ đến từ giá bán thấp, mà còn bị trầm trọng hóa bởi chính sách thuế cứng nhắc và chi phí logistics tăng vọt.
Từ ngày 01/01/2025, Nga đã áp dụng công thức tính thuế khai thác khoáng sản (NDPI) mới nhằm bảo vệ nguồn thu ngân sách trước sự sụt giảm của giá dầu. Công thức này không dựa hoàn toàn vào giá thực tế mà doanh nghiệp thu được, mà sử dụng mức giá giả định được tính bằng tổng giá trung bình của Urals FOB và ESPO, nhân với các hệ số quy định.
Cơ chế này tạo ra một tình huống trớ trêu: Doanh nghiệp bán dầu với giá thực tế là 35 USD/thùng (do phải chiết khấu sâu), nhưng lại phải đóng thuế dựa trên mức giá giả định cao hơn (ví dụ 50-60 USD/thùng). Điều này trực tiếp ăn mòn dòng tiền của các doanh nghiệp. Thứ trưởng Bộ Tài chính Nga Alexei Sazanov đã tuyên bố rõ ràng vào tháng 12/2025 rằng chính phủ không có kế hoạch điều chỉnh giảm cơ chế “phanh nhiên liệu” (fuel damper) hay thay đổi công thức thuế để hỗ trợ doanh nghiệp, do ngân sách nhà nước cũng đang chịu áp lực lớn. Kết quả là các doanh nghiệp như Rosneft và Lukoil đang phải gánh chịu mức thuế suất thực tế cao kỷ lục trong khi doanh thu sụt giảm.
Hệ thống đường ống độc quyền Transneft cũng góp phần gia tăng gánh nặng chi phí. Theo các quyết định mới nhất được Bộ Tư pháp Nga thông qua, cước phí vận chuyển dầu qua đường ống Transneft sẽ tăng trung bình 9,9% bắt đầu từ ngày 01/01/2026, sau khi đã tăng 5,8% trong năm 2025.
Đặc biệt, đối với tuyến đường ống Đông Siberia – Thái Bình Dương (ESPO) chuyên phục vụ xuất khẩu sang Trung Quốc – thị trường cứu cánh hiện nay – mức cước phí đã ở mức cao (khoảng 3.147 RUB/tấn/100km chưa bao gồm VAT). Việc tăng cước phí vận chuyển nội địa trong bối cảnh giá bán đầu ra giảm sâu càng làm thu hẹp biên lợi nhuận của các nhà xuất khẩu, biến lợi thế địa lý của các mỏ Đông Siberia thành gánh nặng chi phí.
Để lách các lệnh trừng phạt và trần giá, Nga đã buộc phải dựa vào “hạm đội bóng tối” (shadow fleet) – tập hợp các tàu chở dầu cũ kỹ, không thuộc sở hữu của các quốc gia G7. Tuy nhiên, chiến lược này đang gặp phải những thách thức chưa từng có vào cuối năm 2025.
Dữ liệu cho thấy khoảng 91% các tàu trong hạm đội bóng tối tham gia chuyển tải dầu (STS) có tuổi đời trên 15 năm. Các tàu này thường thiếu bảo hiểm từ các hội P&I quốc tế uy tín, gây ra lo ngại lớn về rủi ro môi trường cho các quốc gia ven biển mà chúng đi qua, bao gồm cả vùng biển Việt Nam.
Các cuộc tấn công bằng máy bay không người lái của Ukraine vào các cảng Biển Đen và các tàu chở dầu đã đẩy phí bảo hiểm rủi ro chiến tranh (war risk insurance) tăng vọt. Phí bảo hiểm cho các chuyến đi đến cảng Nga ở Biển Đen đã tăng từ 0,6% lên 0,65-0,8% giá trị con tàu chỉ trong một tuần đầu tháng 12/2025. Mỹ, Anh và EU đang siết chặt vòng vây quanh hạm đội này. Danh sách trừng phạt mới nhất vào tháng 12/2025 đã nhắm vào các công ty quản lý tàu tại UAE và Việt Nam bị cáo buộc hỗ trợ vận chuyển dầu Nga, làm gia tăng rủi ro pháp lý cho bất kỳ đơn vị nào tham gia vào chuỗi cung ứng này.
Trong bối cảnh nước Nga bị cô lập khỏi các thị trường tài chính và năng lượng phương Tây, mối quan hệ đối tác chiến lược với Việt Nam đã chuyển hóa thành một cơ chế sinh tồn quan trọng, dựa trên hai trụ cột chính: sản xuất dầu khí và các cơ chế thanh toán đặc thù.
Liên doanh Vietsovpetro (VSP) vẫn tiếp tục là điểm sáng trong bức tranh hợp tác song phương. Bất chấp những khó khăn về chuỗi cung ứng thiết bị do lệnh cấm vận công nghệ, VSP vẫn duy trì hoạt động ổn định tại mỏ Bạch Hổ và các mỏ lân cận. Trong năm 2025, liên doanh này đặt mục tiêu sản lượng khai thác đạt trên 2,8 triệu tấn, đóng góp quan trọng vào ngân sách Việt Nam và nguồn thu ngoại tệ cho phía Nga.
Khả năng thích ứng của VSP được thể hiện qua việc tích cực mở rộng sang lĩnh vực xây lắp (EPCI) cho các dự án năng lượng tái tạo, tận dụng năng lực thi công biển để tham gia vào chuỗi cung ứng điện gió ngoài khơi, một hướng đi chiến lược nhằm giảm phụ thuộc vào dầu thô.
Nếu Vietsovpetro là biểu tượng chính trị, thì Rusvietpetro (liên doanh khai thác tại Khu tự trị Nenets, Nga) là động cơ tài chính thực sự. Hoạt động tại 13 mỏ dầu ở vùng cực Bắc, Rusvietpetro được hưởng cơ chế thuế ưu đãi đặc biệt từ Chính phủ Nga. Cụ thể, hệ số thuế NDPI áp dụng cho liên doanh này được giảm xuống mức 0,41 trong giai đoạn 2024 – 2028, giúp bảo vệ biên lợi nhuận trước đà giảm của giá dầu.
Đối mặt với rủi ro từ nhiên liệu hóa thạch, tập đoàn Zarubezhneft đang thúc đẩy một chiến lược xoay trục táo bạo tại Việt Nam. Trong cuộc gặp với Thủ tướng Phạm Minh Chính vào cuối tháng 11/2025, CEO Sergei Kudryashov đã đề xuất xây dựng một Trung tâm Năng lượng tại Việt Nam.
Nội dung cốt lõi của đề xuất này bao gồm:
- Hợp tác phát triển dự án điện gió ngoài khơi Vĩnh Phong tại tỉnh Bình Thuận với công suất dự kiến 1.000 MW. Đây là bước đi nhằm tận dụng hạ tầng của Vietsovpetro và đón đầu Quy hoạch Điện VIII của Việt Nam.
- Tham gia vào chuỗi cung ứng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) và các dự án điện khí, kết hợp với nguồn cung khí từ Novatek, nhằm giải quyết nhu cầu năng lượng đang tăng cao của Việt Nam.
- Tiếp tục đầu tư vào các lô dầu khí mới như Lô 11-2 để gia tăng trữ lượng, khẳng định cam kết đầu tư dài hạn.
Một trong những phát hiện quan trọng nhất trong nghiên cứu của VBC là cơ chế thanh toán phức tạp đang được vận hành để duy trì dòng chảy thương mại và quân sự giữa hai nước, vượt qua rào cản SWIFT. Cơ chế này tạo thành một vòng khép kín, giúp hai bên tiếp tục thực hiện các hợp đồng chiến lược mà không cần sử dụng đồng USD hay hệ thống SWIFT, giảm thiểu tối đa sự giám sát của các cơ quan quản lý phương Tây.
Trong khi cơ chế cấp nhà nước vẫn vận hành ngầm, thì khu vực thương mại dân sự lại đang chịu ảnh hưởng nặng nề. Dưới áp lực của các lệnh trừng phạt thứ cấp và sắc lệnh hành pháp của Tổng thống Mỹ ban hành cuối năm 2023, các ngân hàng Việt Nam đã trở nên cực kỳ thận trọng. Các ngân hàng hiện nay yêu cầu bộ hồ sơ chứng từ cực kỳ chi tiết cho mọi giao dịch liên quan đến Nga, bao gồm hợp đồng, hóa đơn, vận đơn và bằng chứng hàng hóa không liên quan đến quân sự. Nhiều giao dịch bị trì hoãn hàng tháng trời hoặc bị từ chối phục vụ nếu không có “mỏ neo” pháp lý rõ ràng tại Việt Nam (như văn phòng đại diện hoặc người sáng lập là công dân Việt Nam). Điều này đã dẫn đến sự sụt giảm trong kim ngạch thương mại song phương ở một số lĩnh vực dân sự, buộc các doanh nghiệp nhỏ và vừa phải tìm kiếm các kênh thanh toán phi chính thức đầy rủi ro như qua nước thứ ba hoặc hàng đổi hàng.
Một câu hỏi lớn đặt ra là liệu Việt Nam có thể tận dụng nguồn dầu giá rẻ từ Nga (như Ấn Độ và Trung Quốc đang làm) để tối ưu hóa chi phí năng lượng hay không? Phân tích của VBC cho thấy những rào cản kỹ thuật đáng kể.
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất (BSR), cơ sở lọc dầu chủ lực của Việt Nam, được thiết kế ban đầu để chế biến dầu thô ngọt, nhẹ từ mỏ Bạch Hổ. Mặc dù BSR đang triển khai dự án Nâng cấp và Mở rộng (NCMR) với tổng vốn đầu tư 1,26 tỷ USD để nâng công suất lên 7,6 triệu tấn/năm và tăng khả năng chế biến các loại dầu chua (sour crude), nhưng hiện tại năng lực tiếp nhận dầu Urals (loại dầu chua, nặng) vẫn còn hạn chế.
Việc nhập khẩu ồ ạt dầu Nga không chỉ gặp khó khăn về tương thích kỹ thuật (có thể gây ăn mòn thiết bị nếu chưa nâng cấp xong) mà còn vấp phải rào cản về logistics (tàu chở dầu Nga thường là tàu lớn, trong khi cảng Dung Quất hiện hữu có giới hạn về trọng tải tàu tiếp nhận) và rủi ro trừng phạt đối với các tàu vận chuyển. Tuy nhiên, với mức chênh lệch giá hấp dẫn hiện nay, đây vẫn là một phương án cần được tính toán kỹ lưỡng trong chiến lược nguồn dầu thô dài hạn sau khi hoàn thành nâng cấp.
Để hiểu rõ chiều sâu của cuộc khủng hoảng, không thể bỏ qua quan điểm của các lãnh đạo ngành dầu khí Nga. Igor Sechin, CEO của Rosneft và là một trong những nhân vật quyền lực nhất ngành năng lượng Nga, đã đưa ra những nhận định mang tính phòng thủ nhưng cũng đầy cảnh báo. Trong các phát biểu gần đây vào tháng 12/2025, ông Sechin đổ lỗi cho chính sách tiền tệ của Cục Dự trữ Liên bang Mỹ (Fed) và sự thiếu hụt đầu tư toàn cầu là nguyên nhân gây ra sự biến động giá dầu, hơn là thừa nhận tác động của các lệnh trừng phạt. Ông dự báo rằng năm 2026 sẽ là thời điểm thị trường phục hồi tốt hơn khi các dự án lớn như Vostok Oil đi vào hoạt động.
Tuy nhiên, lời phàn nàn của Sechin về việc đồng RUB quá mạnh (do kiểm soát vốn và lãi suất cao) đang làm tổn hại đến lợi nhuận của các nhà xuất khẩu dầu mỏ là một tín hiệu quan trọng. Nó cho thấy sự mâu thuẫn trong chính sách điều hành kinh tế vĩ mô của Nga: Ngân hàng Trung ương muốn giữ giá đồng tiền để kiểm soát lạm phát, trong khi các tập đoàn dầu khí cần đồng tiền yếu để bù đắp cho giá dầu xuất khẩu thấp. Sự giằng co này sẽ tiếp tục là yếu tố rủi ro cho bất kỳ đối tác nào làm ăn với Nga.
–
Cuộc khủng hoảng giá dầu Urals cuối năm 2025 là một phép thử khắc nghiệt đối với nền kinh tế Nga và mối quan hệ hợp tác Việt – Nga. Mức giá 34 – 36 USD/thùng là hồi chuông cảnh báo về sự kết thúc của kỷ nguyên dầu mỏ dễ dàng. Tuy nhiên, chính trong bối cảnh khó khăn này, cấu trúc hợp tác đặc thù giữa hai nước – với sự linh hoạt của Vietsovpetro/Rusvietpetro và cơ chế thanh toán bù trừ – đã chứng minh được giá trị chiến lược của nó.
VBC tin rằng, bằng cách chuyển dịch mạnh mẽ sang năng lượng tái tạo và LNG, cùng với việc duy trì sự tỉnh táo trong quản trị rủi ro trừng phạt, doanh nghiệp hai nước hoàn toàn có thể biến thách thức hiện tại thành động lực để xây dựng một mô hình hợp tác năng lượng bền vững và đa dạng hơn trong thập kỷ tới.