PTSC là nhà cung cấp dịch vụ kỹ thuật dầu khí tích hợp hàng đầu Việt Nam, hoạt động trong 3 mảng cốt lõi: vận hành tàu dịch vụ offshore, khai thác cảng dầu khí (Vũng Tàu, Dung Quất), và sở hữu/vận hành FSO/FPSO cho các dự án khai thác ngoài khơi. Khách hàng chủ lực là PVN và các IOC như Cuu Long JOC, BIDC, Zarubezhneft, chiếm ~70-80% doanh thu. PTSC ước tính nắm ~60-65% thị phần dịch vụ tàu hỗ trợ offshore tại Việt Nam. Mảng M&C (cơ khí và xây lắp) đang trỗi dậy mạnh với backlog hợp đồng EPC/EPCI lớn từ các dự án điện gió ngoài khơi khu vực Đông Nam Á.

Chi phí đầu vào chủ yếu gồm: nhiên liệu bunker cho đội tàu (chiếm ~15-20% chi phí vận hành), khấu hao FSO/FPSO, chi phí nhân sự kỹ thuật cao (~25% chi phí), và vật tư thiết bị nhập khẩu (định giá USD). Doanh thu phân bổ: tàu dịch vụ ~35%, FSO/FPSO ~30%, cảng ~15%, M&C/kỹ thuật ~20%. Phần lớn hợp đồng dài hạn ký theo USD (day rate), tạo hedging tự nhiên khi DXY tăng — doanh thu quy VND được hưởng lợi trực tiếp từ DXY +1.5% hiện tại. Thị trường xuất khẩu dịch vụ (Malaysia, Myanmar, Trung Đông) đang chiếm ~20-25% và đang mở rộng.

Hưởng lợi mạnh: Dầu WTI 113.62 USD (+87.2% YoY) kích hoạt chu kỳ tăng capex E&P của các khách hàng IOC — nhu cầu thuê tàu dịch vụ và FSO/FPSO tăng vọt, đẩy day rate toàn cầu +30-50% YoY. Doanh thu PVS ước tính hưởng lợi trực tiếp ~25-35% từ việc tái đàm phán hợp đồng theo day rate mới. DXY +1.5% hỗ trợ thêm ~1.5% doanh thu quy VND với phần hợp đồng USD. Rủi ro chi phí: Giá bunker tăng song hành với dầu thô (+87% YoY) — chi phí nhiên liệu đội tàu có thể tăng 60-70%, ăn mòn ~5-8% biên lợi nhuận gộp nếu không có điều khoản fuel surcharge trong hợp đồng. Net-net: tác động tổng thể vẫn tích cực với EBITDA ước tăng 15-25% khi giá dầu duy trì trên 100 USD.

Luận điểm mua 1: PE 11.2x là định giá rẻ đáng kể so với vòng đầu tư dầu khí trước (2012-2014 PVS giao dịch PE 15-18x trong chu kỳ dầu tương tự), upside re-rating ~35-60% thuần từ định giá. Luận điểm mua 2: Doanh thu tăng trưởng +37% YoY cho thấy công ty đang tăng tốc thu hoạch backlog hợp đồng, FCF dương +22 tỷ đảm bảo không cần pha loãng cổ phiếu. Luận điểm mua 3: Chu kỳ dầu 113 USD/thùng với undercapex 3 năm (2021-2023) tạo nhu cầu dịch vụ kéo dài tối thiểu 18-24 tháng — PTSC là proxy thuần khiết nhất để chơi chu kỳ này tại Việt Nam với cổ tức đều 3/3 năm là "lưới an toàn". Giá 38 đang giao dịch dưới MA20=41 và MA50=44 tạo cơ hội mua với margin of safety ~8-15%.

Rủi ro 1 — Giá dầu đảo chiều: Nếu WTI rớt về dưới 90 USD/thùng, chu kỳ tăng capex E&P bị cắt đứt, day rate hạ nhiệt — luận điểm mua mất ~60% hiệu lực. Rủi ro 2 — Phụ thuộc PVN: ~70-75% doanh thu từ hệ sinh thái PVN, bất kỳ cắt giảm ngân sách đầu tư của PVN đều ảnh hưởng trực tiếp; cần theo dõi kế hoạch đầu tư PVN 2026. Rủi ro 3 — Kỹ thuật yếu ngắn hạn: Giá 38 dưới cả MA20 và MA50, MACD âm -1.25, Stochastic 3.0 (oversold nhưng chưa có tín hiệu đảo chiều) — áp lực bán từ tháo chạy MSCI EM (-3.1%) có thể kéo về vùng 33-34 (MA200=35 là ngưỡng quyết định). Ngưỡng cắt lỗ cứng: Đóng cửa dưới 33 trong 2 phiên liên tiếp = luận điểm mua vô hiệu hóa.

Cơ bản: PE 11.2x vs trung bình ngành dịch vụ dầu khí Đông Nam Á ~14-16x → PVS đang rẻ hơn ~25-30% so ngành; PB 1.4x hợp lý với ROE 13% (PB hợp lý lý thuyết ~1.6-1.8x). FCF dương +22 tỷ trong bối cảnh tăng trưởng doanh thu +37% là tín hiệu chất lượng lợi nhuận tốt — không tăng trưởng bằng nợ. ROE 13% có thể mở rộng lên 16-18% nếu day rate tiếp tục tăng theo chu kỳ dầu.

Kỹ thuật: Tín hiệu đặc biệt nhất là Stochastic 3.0 — vùng oversold cực đoan, thường tiền đề cho bật kỹ thuật mạnh khi có catalyst. Hỗ trợ mạnh: MA200=35, vùng 33-34 (đáy tháng 3/2025). Kháng cự gần: MA20=41, sau đó MA50=44.

Giá mua đề xuất: 36-38 (tích lũy dần, không mua full 1 lần)

Target: 48-50 (+26-32% từ 38, tương đương PE ~14x trailing)

Stoploss: 33 (-13% từ 38, dưới MA200=35)

## TÓM TẮT

Dịch vụ kỹ thuật & tàu offshore dầu khí | Proxy chu kỳ dầu 113 USD rẻ nhất sàn Việt Nam với PE 11.2x, doanh thu +37%, FCF dương và day rate toàn cầu tăng 30-50% YoY | Mua tích lũy vào@36-38 target@48-50 SL@33

Dịch vụ kỹ thuật & tàu offshore dầu khí | Proxy chu kỳ dầu 113 USD rẻ nhất sàn Việt Nam với PE 11.2x, doanh thu +37%, FCF dương và day rate toàn cầu tăng 30-50% YoY | Mua tích lũy vào@36-38 target@48-50 SL@33

Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PV Drilling) là đơn vị cung cấp dịch vụ khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại thị trường Đông Nam Á, Trung Đông và Trung Á. Đội giàn bao gồm các giàn jack-up và TAD (Tender Assisted Drilling), với khách hàng chính là Vietsovpetro, PVEP, và các IOC như Vietgazprom, Zarubezhneft. PVD chiếm ~60-70% thị phần dịch vụ khoan tại Việt Nam, đây là lợi thế độc quyền tự nhiên trong nước. Doanh thu phụ thuộc trực tiếp vào giá thuê giàn (day rate) và tỷ lệ sử dụng giàn (utilization rate).

Chi phí đầu vào chính gồm: nhân công vận hành giàn (~35-40% COGS), bảo trì thiết bị, nhiên liệu và bảo hiểm giàn. Chi phí khấu hao giàn là gánh nặng cố định lớn, ảnh hưởng trực tiếp đến biên lợi nhuận khi utilization thấp. Doanh thu đến từ hợp đồng cho thuê giàn theo day rate (USD/ngày), phần lớn ký theo USD — tạo lợi thế tự nhiên khi VND yếu. Thị trường xuất khẩu dịch vụ (Trung Đông, Trung Á) đang đóng góp ngày càng lớn, giảm phụ thuộc vào thị trường nội địa.

Dầu WTI +78.7% YoY lên 107.96 USD/thùng là catalyst trực tiếp: các chủ mỏ tăng ngân sách capex khoan thăm dò, đẩy nhu cầu thuê giàn và day rate toàn cầu tăng mạnh. Day rate jack-up khu vực Đông Nam Á đã hồi phục về vùng 80,000–100,000 USD/ngày (từ đáy ~55,000 USD giai đoạn 2020-2022), trực tiếp cải thiện doanh thu PVD +18% YoY. Đồng (+23.2% YoY) phản ánh kỳ vọng tăng trưởng công nghiệp toàn cầu, củng cố chu kỳ capex dầu khí kéo dài. Tuy nhiên, FCF âm -1,616 tỷ cho thấy áp lực capex bảo trì/nâng cấp giàn đang lớn hơn dòng tiền vận hành thuần.

Luận điểm cốt lõi: Chu kỳ giá dầu cao kỷ lục (WTI 108 USD) → capex khoan toàn cầu tăng → day rate và utilization tăng → doanh thu PVD tăng trưởng bền vững 2-3 năm tới. Doanh thu đã tăng +18% YoY và CFO dương 1,269 tỷ xác nhận kinh doanh cốt lõi đang phục hồi thực chất. PB=1.2x là mức hợp lý với tài sản giàn khoan hữu hình, không phản ánh upside từ day rate tăng. Vị thế độc quyền tại Việt Nam và hợp đồng quốc tế tạo backlog ổn định, bảo vệ doanh thu trước rủi ro ngắn hạn.

Rủi ro #1: FCF âm -1,616 tỷ — nếu capex bảo trì tiếp tục cao trong khi day rate không tăng thêm, áp lực nợ sẽ gia tăng; cần theo dõi D/E ratio và kế hoạch capex 2026. Rủi ro #2: PE=19.9x được cảnh báo "đắt so ngành" — nếu lợi nhuận không tăng tốc (ROE chỉ 6%, thấp), định giá này khó justify. Ngưỡng phá vỡ luận điểm: Dầu WTI giảm dưới 80 USD/thùng sẽ khiến khách hàng cắt capex khoan; day rate giảm dưới 70,000 USD/ngày. MACD âm -0.83 và giá dưới cả MA20 (34) lẫn MA50 (36) cho thấy áp lực bán chưa hết.

Cơ bản: PE=19.9x cao hơn trung bình ngành dịch vụ khoan khu vực (~14-16x), PB=1.2x hợp lý nhưng ROE=6% thấp — chứng tỏ tài sản chưa được khai thác hiệu quả. FCF âm -1,616 tỷ là cờ đỏ ngắn hạn, phản ánh cycle đầu tư nâng cấp đội giàn; cần 1-2 quý nữa để FCF chuyển dương khi day rate tăng. Cổ tức 2/3 năm phản ánh chính sách chia sẻ lợi nhuận có chọn lọc.

Kỹ thuật: Giá 33 dưới MA20 (34) và MA50 (36) — xu hướng trung hạn vẫn giảm. ADX=36.9 xác nhận xu hướng có lực, RSI=43.7 và Stoch=31.5 tiệm cận vùng quá bán nhẹ — tiềm năng bật kỹ thuật ngắn hạn. Hỗ trợ mạnh: vùng MA200 ~26; kháng cự gần: MA20 ~34 và MA50 ~36.

Giá mua đề xuất: 31–33 | Target: 38–40 (~18–22% upside) | Stoploss: 28.5 (~-14%)

## TÓM TẮT

Dịch vụ khoan dầu khí (jack-up/TAD) | Giá dầu WTI 108 USD/thùng đẩy day rate tăng mạnh, doanh thu PVD +18% YoY xác nhận chu kỳ phục hồi nhưng FCF âm và PE cao đòi hỏi chọn điểm mua thận trọng | Theo dõi / Mua tích lũy vào@31–33 target@39 SL@28.5

Dịch vụ khoan dầu khí (jack-up/TAD) | Giá dầu WTI 108 USD/thùng đẩy day rate tăng mạnh, doanh thu PVD +18% YoY xác nhận chu kỳ phục hồi nhưng FCF âm và PE cao đòi hỏi chọn điểm mua thận trọng | Theo dõi / Mua tích lũy vào@31–33 target@39 SL@28.5

CTCP Tập đoàn Hòa Phát là nhà sản xuất thép lớn nhất Việt Nam, hoạt động theo mô hình thép tích hợp từ thượng nguồn (quặng sắt, than coke) đến thành phẩm (thép xây dựng, thép cuộn cán nóng HRC, thép ống, thép dẹt). Sản phẩm HRC tại Khu liên hợp Dung Quất có công suất ~5,6 triệu tấn/năm, chiếm ~30–35% thị phần thép xây dựng nội địa. Khách hàng chính gồm nhà thầu xây dựng, doanh nghiệp sản xuất ô tô, điện tử, tôn mạ. Ngoài thép, HPG còn có mảng nông nghiệp và bất động sản KCN, song đóng góp dưới 10% doanh thu.

Đầu vào chính gồm quặng sắt (~60% nhập khẩu từ Úc, Brazil), than luyện coke, điện và dầu FO — chi phí nguyên vật liệu chiếm ~70–75% giá vốn. Dầu WTI tăng +78.1% YoY tác động trực tiếp đến chi phí vận chuyển và năng lượng, ước tính đẩy giá thành sản xuất thêm 5–8% nếu không có hàng tồn kho giá thấp đệm. Đầu ra: ~60% tiêu thụ nội địa (xây dựng, sản xuất), ~40% xuất khẩu sang ASEAN, EU — HRC xuất khẩu là động lực tăng trưởng mới từ 2022. Doanh thu tăng +13.0% YoY cho thấy sản lượng và giá bán đang cùng chiều tích cực.

Hưởng lợi rõ rệt: Thép HRC tăng +8.4% tuần, +30.3% YoY — đây là mặt hàng xuất khẩu chiến lược của HPG, biên lợi nhuận gộp mảng HRC có thể mở rộng thêm 3–5 điểm % so với quý trước. VNIndex +11.5% và VIX giảm -30.8% phản ánh dòng vốn ngoại quay lại, hỗ trợ định giá lại cổ phiếu chu kỳ. Thiệt hại đáng chú ý: Dầu WTI +78.1% YoY làm chi phí logistics và năng lượng tăng đáng kể; FCF âm -10.056 tỷ đồng cho thấy chu kỳ đầu tư lớn (Dung Quất 2) đang tiêu thụ tiền mặt mạnh. Tổng thể: tác động ròng tích cực khi giá thép đầu ra tăng nhanh hơn chi phí đầu vào.

Luận điểm mua chính: HPG đang ở chu kỳ giá thép đỉnh cao (+30.3% YoY) trong khi PE chỉ 12.7x — thấp hơn đáng kể mức trung bình lịch sử 16–18x của nhóm thép tích hợp, tức dư địa re-rating còn 25–40%. Khu liên hợp Dung Quất 2 khi hoàn thành sẽ nâng công suất HRC thêm ~5,6 triệu tấn, tạo bước nhảy doanh thu đột biến. Xuất khẩu HRC sang thị trường ASEAN và EU tăng trưởng mạnh, giảm phụ thuộc vào chu kỳ xây dựng nội địa. Thép HRC tăng +7.7% tháng trực tiếp cải thiện backlog đơn hàng và biên lợi nhuận quý 2/2026.

Rủi ro #1 — FCF âm sâu: -10.056 tỷ đồng cho thấy nợ vay đang tăng để tài trợ Dung Quất 2; nếu lãi suất tăng thêm 50–100 bps, chi phí tài chính có thể ăn mòn 15–20% lợi nhuận ròng. Rủi ro #2 — Giá thép đảo chiều: HRC hiện ở vùng kỹ thuật cao, nếu giảm về dưới 1.000 USD/tấn (-11.5%) thì biên lợi nhuận mảng xuất khẩu thu hẹp đáng kể. Rủi ro #3 — Thuế chống bán phá giá: EU và các thị trường nhập khẩu có thể áp thuế phòng vệ thương mại với HRC Việt Nam khi thép Trung Quốc tràn sang. Luận điểm mua mất hiệu lực nếu HRC <1.000 USD/tấn + dầu WTI tiếp tục >100 USD + lãi suất tăng.

Cơ bản: PE 12.7x so với trung bình ngành thép ASEAN ~14–16x → HPG đang rẻ ~15–20%. PB 1.5x hợp lý với ROE 13.0% (quy tắc Graham: PB hợp lý ≈ ROE/10% = 1.3x, HPG nhỉnh hơn nhẹ). FCF âm -10.056 tỷ phản ánh phase đầu tư cực đại — không đáng lo nếu Dung Quất 2 vận hành đúng tiến độ 2026–2027; nhưng là điểm trừ về chất lượng lợi nhuận ngắn hạn.

Kỹ thuật: Giá 29.000đ vượt MA20/MA50/MA200 cùng ở 27.000đ — cấu trúc uptrend rõ ràng. Tuy nhiên RSI 71.3 và Stoch 91.5 đang ở vùng quá mua mạnh, ADX 22.4 cho thấy xu thế chưa đủ mạnh để phá kháng cự. Volume 1.9x là tín hiệu tích cực nhưng MACD chỉ +0.31 — momentum yếu. Kháng cự gần: 30.000–30.500đ. Hỗ trợ: 27.000đ (MA cluster), 25.500đ (vùng tích lũy trước).

| | Giá đề xuất |

|---|---|

| **Mua vào** | 26.500–27.500đ (pullback về MA) |

| **Target** | 32.000–33.000đ (~+18–22% upside) |

| **Stoploss** | 25.000đ (-7.4% từ vùng mua) |

## TÓM TẮT