Những chủ đề then chốt đối với nền kinh tế năng lượng toàn cầu năm 2024 (Kỳ 3)

Ảnh minh họa

7. LNG: Năm 2024 còn bao nhiêu nữa và sẽ đi về đâu?

Đối với nhiều người thì 5 năm qua như là một chuyến tàu lượn siêu tốc đối với ngành công nghiệp LNG khi mà chuyến tàu lượn siêu tốc này đã chứng kiến ​​sự cân bằng của thị trường trong thời kỳ thặng dư do Châu Âu hấp thụ lượng LNG được bơm lấp đầy kho dự trữ và/hoặc Hoa Kỳ từ chối giao lượng LNG linh hoạt. Trong thời kỳ thị trường bị siết chặt, Châu Âu đã giải phóng lượng khí tồn kho lưu trữ và/hoặc các thị trường khác, đặc biệt là ở Châu Á, đã giúp làm giảm nhu cầu với nhiều nguyên do khác nhau khiến một số quốc gia bị đưa ra khỏi thị trường.

Tàu lượn siêu tốc LNG có thể được thiết lập để tiếp tục thực hiện một chuyến đi thử thách khác trong năm 2024 với triển vọng khả năng xuất khẩu LNG chỉ tăng dưới 20 bcm. Sự tăng trưởng công suất này trong năm 2024 đi kèm với công suất cả năm của nhà máy sản xuất LNG ở Freeport (tiểu bang Texas) và các dự án mới ở Tangguh T3 (Indonesia), Arctic 2 T1 (CHLB Nga) và Greater Tortue (Senegal/Mauritania) vào cuối năm nay, cùng với các dự án nhỏ hơn ở Mexico và CH Congo. Sự phục hồi ở nguồn cung khí đốt ở Nigeria và Trinidad và Tobago cũng sẽ hỗ trợ tăng trưởng công suất. Về mặt nhược điểm, nước Úc có thể mất đi một số sản lượng LNG khi các cơ sở LNG Darwin đóng cửa và North West Shelf cũng chuẩn bị đóng cửa một chuyến tàu giao hàng.

Tuy nhiên, mức tăng trưởng công suất 20 bcm vẫn còn là điều chưa chắc chắn, như chúng ta đã thấy trước đây, do các yếu tố kỹ thuật không mong đợi như các vấn đề về khí cấp, bảo trì đột xuất và năng lực xuất khẩu có thể bị ảnh hưởng. Dự án cơ sở LNG Arctic 2 T1 (CHLB Nga) hiện nay cũng là đối tượng bất khả kháng (force majeure-FM) được các bên tham gia dự án kêu gọi như là kết quả các biện pháp cấm vận trừng phạt do Hoa Kỳ áp đặt. Tuy nhiên, trường hợp FM dường như có nhiều khả năng làm giảm việc sử dụng Arctic 2 T1 thay vì dừng hoàn toàn dự án LNG này.

Trường hợp nếu công suất tăng thêm trên được cung cấp đầy đủ thì nguồn cung bổ sung có thể đi đâu? Trung Quốc là động lực tăng trưởng lớn nhất vào năm 2023 và ít nhất là vào đầu năm 2024, điều này có thể tiếp tục diễn ra song so với cùng kỳ năm trước tốc độ tăng trưởng này có thể sẽ chậm lại khi năm nay có bước tiến triển do mức công suất cơ sở đạt được cao trong nửa cuối năm 2023. Mức tăng trưởng ở khu vực Đông Nam Á dự kiến ​​cũng vẫn sẽ tiếp tục, đặc biệt khi Việt Nam và Philippines gia nhập câu lạc bộ các nước nhập khẩu LNG. Mức giá giao dịch vẫn ở mức thấp nên dẫn đến gia tăng nhu cầu ở Ấn Độ, Pakistan và Bangladesh cũng được thiết lập để tiếp tục duy trì đà tăng trưởng. Điều có vẻ hợp lý khi cả ba khu vực này của Châu Á có thể hấp thụ toàn bộ công suất 20 bcm dự báo tăng trưởng nêu trên. Nhật Bản, Hàn Quốc và Đài Loan-Trung quốc có thể bị tụt dốc hơn nữa nếu Nhật Bản khởi động lại chương trình điện hạt nhân theo từng giai đoạn vẫn tiếp tục diễn ra song Hàn Quốc và Đài Loan-Trung quốc thì sẽ vẫn ổn định.

Tăng trưởng ở các khu vực khác trên thế giới, ngoài Châu Âu, có thể bị giới hạn ở các khu vực Trung Mỹ và Nam Mỹ, với các nhà nhập khẩu nhỏ hơn ở vùng biển Caribe và khu vực Trung Mỹ cho thấy mức tăng trưởng ở mức nhất định. Tuy nhiên, sự thay đổi lớn nhất trong nhập khẩu LNG thường thấy ở Brazil với việc nhập khẩu LNG nhằm cân bằng năng lượng thủy điện biến động về mặt dung tích. Hạn hán do El Niño gây ra có thể dẫn tới sự gia tăng nhập khẩu LNG vào thị trường Brazil như đã thấy vào năm 2021. Trong trường hợp không có bất kỳ sự đột biến nào ở Brazil thì lượng nhập khẩu LNG vào thị trường Châu Âu năm 2024 có thể duy trì ở mức gần bằng năm 2023 khi mà mức này sẽ cho phép Châu Âu bổ sung bơm đầy lại bể kho dự trữ của mình trong những tháng mùa hè tới nếu số lượng quá lớn sẽ không bị bơm hút ra khỏi bể kho dự trữ vào mùa đông này, như đã thảo luận trong nội dung bài viết về tính linh hoạt của thị trường khí đốt Châu Âu trong năm 2024.

Nhìn chung, triển vọng nguồn cung LNG tăng gần 20 bcm vào năm 2024 có thể chỉ đủ đáp ứng dự kiến ​​tăng trưởng nhu cầu nhập khẩu LNG. Tuy nhiên, nếu có một hoặc nhiều sự kiện bất ngờ như nguồn cung bị cắt giảm và/hoặc nhu cầu gia tăng cao thì thị trường sẽ cân bằng như thế nào? Như đã lưu ý ở trên, bể kho dự trữ của Châu Âu và lượng LNG linh hoạt của Hoa Kỳ đã thực hiện công việc nặng nhọc trong quá khứ, sau đó được hỗ trợ bởi nhu cầu yếu hơn ở Trung Quốc và Nhật Bản. Tuy nhiên, nhu cầu LNG yếu ở bất kỳ khu vực nào trên thế giới dường như ít xảy ra hơn so với năm nay. Trong mọi trường hợp, không còn công suất xuất khẩu LNG dự phòng nào đang chờ đợi được sử dụng trong năm 2024.

Như mọi khi, mùa đông ở Châu Âu sẽ là động lực chính tăng trưởng nhu cầu LNG trong năm 2024. Trong khi mức tồn kho dự trữ của EU cao hơn khoảng 5 bcm so với mức mục tiêu vào ngày 1/10/2023 là 95 bcm thì nhiệt độ các tháng còn lại của mùa đông này sẽ xác định lượng bộ đệm dự trữ tồn kho đó còn lại và cần được bơm lấp đầy lại trong những tháng mùa hè tới. Một mùa đông ôn hòa sẽ cho phép nhu cầu LNG ở Châu Âu linh hoạt hơn. Như đã thảo luận trong chủ đề chính về sự linh hoạt của thị trường khí đốt châu Âu vào năm 2024, lượng khí tồn kho dự trữ ở Châu Âu vào cuối tháng 3 năm nay sẽ là khoảng 50 bcm thì nhu cầu bơm lấp đầy bổ sung khoảng 45 bcm trước ngày 1/10 năm nay sẽ không yêu cầu nhập khẩu thêm LNG nữa (và thậm chí có thể ít hơn) so với mức năm 2023. Như cũng đã lưu ý trong chủ đề chính về tính linh hoạt của thị trường khí đốt châu Âu trên, mặt khác, thời tiết giá lạnh hơn ở Châu Âu và đặc biệt là ở khu vực Đông Bắc Á có thể dẫn đến việc bơm hút lượng LNG cao hơn so với mức tồn kho dự trữ của Châu Âu. Trong trường hợp đó, nhu cầu bơm lấp đầy lại bể kho dự trữ sẽ cạnh tranh với nhu cầu ngày càng gia tăng ở Châu Á. Trong kịch bản giả định như vậy, nguồn cung sẽ bị hạn chế do giá tăng cao, dẫn đến giá khí đốt được định giá lại ở một số thị trường Châu Á, đặc biệt là Ấn Độ, Pakistan và Bangladesh, cũng như ở ngành điện và công nghiệp ở Châu Âu.

Hành trình tàu lượn siêu tốc LNG từ năm 2019 đến 2023:

Năm 2018: Đây có thể là năm bình thường cuối cùng việc nhập khẩu LNG tăng ổn định chủ yếu ở Châu Á, với mức tăng trưởng nhất định ở khu vực Trung Đông và Ai Cập, trong khi Châu Âu cung cấp mức tải cơ sở ổn định của nhu cầu tức là mức nhu cầu tối thiểu đối với lưới điện trong một khoảng thời gian, chẳng hạn như một tuần. Nguồn cung LNG đang tăng lên ở Hoa Kỳ và Úc, cộng với khí tự nhiên qua đường ống (piped natural gas-PNG) là khí tự nhiên, chủ yếu là methane, và sau đó là CHLB Nga thông qua dự án LNG Yamal. Thị trường trở nên cân bằng trong thời kỳ thặng dư do Châu Âu hấp thụ thặng dư LNG tại bể kho lưu trữ và/hoặc Hoa Kỳ từ chối xuất khẩu lượng LNG linh hoạt. Mặt khác, thị trường thâm hụt đã khiến Châu Âu phải giải phóng khí từ bể kho dự trữ của mình, trong khi các thị trường khác như Châu Á đã cắt giảm nhu cầu và cuối cùng thì một số quốc gia đã bị loại khỏi thị trường.

Năm 2019: Đây là năm đầu tiên có dấu hiệu biến động trên thị trường. Năng lực xuất khẩu LNG sẵn có tăng lên tăng gần 80 bcm do Hoa Kỳ, Úc và CHLB Nga dẫn đầu (khi dự án Yamal tăng cường). Nhu cầu tăng cao ở Châu Á đã hấp thụ một phần nguồn cung đang gia tăng song Châu Âu đã cân bằng thị trường bằng cách hấp thụ một phần dư thừa trong kho dự trữ do giá giảm và một số công suất vẫn chưa được sử dụng.

Năm 2020: Dịch bệnh COVID-19 bùng phát và nhu cầu khí đốt toàn cầu giảm mạnh. Nhập khẩu LNG giảm nhẹ trong trong bối cảnh công suất xuất khẩu LNG tiếp tục tăng thêm 20 bcm, tất cả đều từ Hoa Kỳ. Sự kết hợp này đã dẫn tới giá LNG tiếp tục giảm và việc ngừng xuất khẩu LNG của Hoa Kỳ đã khiến cân bằng thị trường.

Năm 2021: Không chỉ là năm phục hồi đầu tiên sau đại dịch COVID-19 mà còn chứng kiến ​​các nước thuộc khu vực bắc bán cầu có mùa đông lạnh giá và nhập khẩu LNG tăng mạnh trở lại ở Châu Á, đặc biệt là Trung Quốc và cả ở Brazil khi thủy điện bị cạn nước. Tuy nhiên, công suất xuất khẩu LNG sẵn có thực tế đã giảm do tồn đọng các vấn đề bảo trì và kỹ thuật đã ảnh hưởng đến công suất. Hoa Kỳ đã thành công trong việc tăng cung LNG hàng năm, tận dụng công suất dự phòng từ năm 2020 và Châu Âu đã giảm lượng tồn kho dự trữ khi lượng LNG được chuyển hướng sang thị trường Châu Á.

Năm 2022: Cuộc xung đột Ukraine-Nga là động lực chính của thị trường. Sự suy giảm nhanh chóng về đường ống dẫn khí của CHLB Nga chảy sang thị trường Châu Âu đã chứng kiến ​​giá cả tăng vọt. Châu Âu gặp phải sự sụt giảm mạnh về dòng chảy khí của CHLB Nga dẫn đến sụt giảm nhu cầu và gia tăng nhập khẩu LNG, một phần do xuất khẩu LNG không những quay trở lại công suất khoảng 20 bcm mà còn tìm cách chuyển hướng dòng chảy khí ra khỏi thị trường Châu Á, đặc biệt là Trung Quốc, nơi nhu cầu về LNG giảm mạnh do lệnh phong tỏa, đóng cửa do đại dịch COVID-19 gây ra, và Brazil nơi lượng mưa cải thiện đã thúc đẩy thủy điện.

Năm 2023: Đây là một năm tương đối yên bình so với 4 năm trước đó. Công suất xuất khẩu LNG tăng nhưng chỉ khoảng 13 bcm hoặc hơn, phần lớn ở Hoa Kỳ khi cơ sở LNG Freeport (tiểu bang Texas) quay trở lại hoạt động và các dự án khác được đẩy mạnh. Bảo trì kéo dài tại một số cơ sở sản xuất, hạn chế về khí cấp và sự chậm trễ đối với việc khởi động các dự án mới có nghĩa là tăng trưởng công suất thấp hơn mức kỳ vọng. Khối lượng nhập khẩu LNG của Châu Âu phần lớn không thay đổi so với cùng kỳ năm trước. Khối lượng giao dịch LNG của Trung Quốc phục hồi mạnh mẽ sau đợt suy yếu trong năm 2022. Khu vực Đông Nam Á tiếp tục tăng trưởng và thị trường Ấn Độ, Pakistan và Bangladesh đã phục hồi. Các thị trường cân bằng do nhu cầu tại Nhật Bản và Hàn Quốc giảm khoảng 13 bcm.

8. Sự không chắc chắn về địa chính trị và nhu cầu dầu làm phức tạp thêm việc cân bằng của OPEC+

Hiện có rất ít sự đồng thuận quý giá về triển vọng nhu cầu dầu trong năm 2024 giữa cấu trúc động lực điều khiển chuyển đổi cơ cấu vĩ mô và mới nổi diễn biến ngày càng phức tạp hơn. Sau khi nguồn cung ngoài OPEC gia tăng mạnh mẽ vào năm 2023, điều này sẽ làm phức tạp sứ mệnh cân bằng thị trường của OPEC+ trong năm tới. Mặc dù tình hình bức tranh địa chính trị ở Châu Âu và khu vực Trung Đông ngày càng tồi tệ, thị trường dầu mỏ dường như ngày càng sẵn sàng để cân nhắc rủi ro nguồn cung trong ngắn hạn. Tuy nhiên, lịch trình các cuộc bầu cử 2024 dày đặc cũng có thể đặt ra đường hướng đi chính sách mới vào cuối năm và đến cả năm 2025, vì vậy, chính trị vẫn là một quân bài ưu tiên quan trọng.

Bất chấp mức tăng đột biến vào giữa năm trên 90 USD/thùng, năm qua chứng kiến ​​giá dầu phần lớn dao động trong phạm vi trong khoảng từ 75-85 USD/thùng và thị trường dầu toàn cầu gần như cân bằng mặc dù có rất nhiều trạng thái dư thừa đối với cả hai mặt của danh mục các giao dịch mua bán. Về nhu cầu, năm 2023 là năm mà nhu cầu dầu cuối cùng gần như phục hồi được so với nhu cầu bị mất đi trong thời gian diễn ra đại dịch COVID-19 (nhu cầu nhiên liệu máy bay vẫn thấp hơn 13% so với mức trước đại dịch COVID-19), hiện đang tăng trưởng mạnh mẽ 2,1 triệu thùng dầu/ngày. Việc Trung Quốc nới lỏng các hạn chế về COVID-19 đã giúp ích cho điều này và nhu cầu dầu của nước này bị tác động ở mức cao nhất mọi thời đại là 16,2 triệu thùng/ngày.

Về phía nguồn cung, CHLB Nga cũng đã hoàn thành việc định tuyến lại xuất khẩu dầu thô và sản phẩm sang thị trường Châu Á và điểm đến các nước khác, điều đó có nghĩa là các biện pháp trừng phạt và áp đặt giới hạn mức giá trần của G7 chỉ có tác động rất hạn chế đối với nguồn cung của CHLB Nga, mặc dù việc tối ưu hóa thương mại đã phải trả giá bằng các tuyến hải trình mới kéo dài hơn và chi phí cao hơn. Giới hạn sự gián đoạn nguồn cung kết hợp với mức tăng trưởng nguồn cung dầu thô ngoài OPEC tăng trưởng mạnh mẽ là 1,5 triệu thùng dầu/ngày vào năm 2023 như một cách tiếp cận chủ động hơn của OPEC trong việc kiểm soát thị trường, đã góp phần vào quyết định của OPEC+ tăng cường cắt giảm sản lượng tự nguyện thêm 2,7 triệu thùng dầu/ngày so với đầu năm.

Hướng tới năm 2024, ba chủ đề sau sẽ định hình sự cân bằng thị trường vào năm 2024, đó là:

Chủ đề 1: Nhu cầu dầu không chắc chắn

Sự thiếu đồng thuận về kỳ vọng nhu cầu dầu toàn cầu vào năm 2024 là năm tăng cao lần thứ hai liên tiếp. Nguyên nhân của sự không chắc chắn này là các chủ đề vĩ mô và các quan điểm khác nhau về nhịp độ của quá trình chuyển đổi. Về mặt tiền tệ, các ngân hàng trung ương đã báo hiệu một lộ trình cắt giảm lãi suất trong 2024 khi thách thức lạm phát có chỉ dấu giảm bớt. Thời điểm bắt đầu chu kỳ cắt giảm lãi suất sẽ thúc đẩy thị trường và điều chỉnh lại dự báo GDP vào dịp cuối năm nay.

Tuy vậy, đó còn là tốc độ của quá trình chuyển đổi khỏi dầu mỏ trong lĩnh vực giao thông vận tải và các lĩnh vực khác cũng như hiệu quả những lợi ích đem lại sự không chắc chắn lớn nhất trong trung hạn. Ví dụ, IEA kỳ vọng tăng trưởng nhu cầu xăng toàn cầu sẽ chững lại ngay trong năm 2024 và đã đưa ra dự báo cắt giảm 340 kiloliter thùng/ngày của OECD đối với các loại nhiên liệu vận tải chính là xăng, nhiên liệu máy bay phản lực và dầu diesel/gasoil thì giảm 200 kiloliter thùng/ngày, 30 kiloliter thùng/ngày, và 170 kiloliter thùng/ngày tương ứng. Ngược lại, OPECcũng kỳ vọng nhiên liệu vận tải sẽ thúc đẩy nhu cầu tăng trưởng toàn cầu trong năm 2024 với dự báo tăng trưởng nhu cầu dầu là 2,25 triệu thùng/ngày so với dự báo của IEA là 1 triệu thùng/ngày. Do tác động của đại dịch COVID-19 thì gần như rõ ràng như là chiếc gương chiếu hậu, nên việc đánh giá tác động của quá trình chuyển đổi năng lượng sẽ dễ dàng hơn về nhu cầu nhiên liệu.

Chủ đề 2: Hành động cân bằng OPEC+

Nhiệm vụ cân bằng thị trường của OPEC+ rất khá là phức tạp khi đã thống nhất kế hoạch sản xuất cho năm 2024 cho thấy mức cắt giảm 3,7 triệu thùng/ngày đã được thực hiện dần dần kể từ tháng 11/2022 và sẽ được gia hạn đến cuối năm 2024, đồng thời cũng đã đưa ra cam kết điều chỉnh sản lượng tự nguyện bổ sung 1,5 triệu thùng dầu/ngày. Riêng Ả rập Xê-út thì nước này thực hiện phần việc nặng nhọc hơn đối với những đợt cắt giảm bổ sung này sẽ kéo dài ít nhất đến hết Quý 1/2024. Sự kết hợp các đợt cắt giảm sản lượng dầu này sẽ lên tới tổng cộng 5,1 triệu thùng dầu/ngày trong Quý 1/2024, để tham khảo, con số này cao hơn 50% so với mức 9,7 triệu thùng dầu/ngày là mức cắt giảm cao lịch sử được đưa ra trong năm 2020 nhằm ứng phó với đại dịch COVID-19 (gần như tất cả các mức cắt giảm đó đã được đảo ngược vào mùa hè của năm 2022). Triển vọng dỡ bỏ các mức cắt giảm sản lượng dầu hiện tại sẽ phụ thuộc vào quỹ đạo của nhu cầu và liệu nguồn cung ngoài OPEC có thể duy trì mức tăng được nhận thấy trong năm 2023 vừa qua hay không, điều mà OIES nghĩ là khó có thể xảy ra. OIES kỳ vọng tăng trưởng nguồn cung dầu thô ngoài OPEC sẽ cắt giảm xuống còn 940 nghìn thùng dầu/ngày trong năm 2024.

Chủ đề 3: Địa chính trị và bầu cử

Hai cuộc chiến hiện đang tiếp diễn ở khu vực Châu Âu và Trung Đông đe dọa nguồn cung dầu theo những cách khác nhau, cho dù đối với Ukraine thì những tác động của các lệnh trừng phạt và giới hạn mức giá trần hầu như đã bị Moscow phớt lờ bỏ qua. Trong khi đó, việc mở rộng cuộc xung đột ở dải Gaza liên quan đến tác động đến dầu mỏ và sản phẩm của chúng khi được vận chuyển bằng đường biển ở Biển Đỏ hiện cũng đang thống trị bức tranh toàn cảnh về nguồn cung. Mặc dù khả năng xảy ra gián đoạn ở những nơi khác trong khu vực sẽ không được loại trừ song hiện tại thị trường dường như ít chú trọng đến những rủi ro dạng này.

Cuộc bầu cử tổng thống đầu tháng 11 tới ở Hoa Kỳ cũng sẽ đóng một vai trò quan trọng đối với thị trường dầu mỏ toàn cầu. Bất chấp lệnh trừng phạt đối với một số công ty dầu mỏ lớn, Nhà Trắng sẽ muốn né tránh mọi rủi ro về giá xăng bật tăng ngay trong năm bầu cử này. Điều này có hàm ý rằng các hành vi vi phạm lệnh trừng phạt sẽ bị các công ty dầu khí lớn bỏ qua và kho dữ trữ xăng dầu chiến lược quốc gia (strategic petroleum reserve-SPR) của Hoa Kỳ một lần nữa có thể bị được triển khai xả kho để giải quyết bất kỳ sự gián đoạn nguồn cung ngắn hạn nào cũng như hạn chế tác động của tăng giá xăng dầu tại thị trường nội địa. Trong khi đó thì xuất khẩu dầu của Iran có thể sẽ vẫn ở mức cao trong năm 2024 song đã gần đạt đến ngưỡng giới hạn kỹ thuật khai thác và sản xuất cho phép. Ngoài ra, những nỗ lực của Hoa Kỳ để cho phép xuất khẩu dầu của Venezuela đạt mức cao hơn, điều này sẽ có tác động hạn chế nguồn cung do thiếu đầu tư thường xuyên và quản lý sai lầm trong ngành dầu mỏ của đất nước Nam Mỹ này. Bên cạnh đó, Hoa Kỳ cũng đã tăng cường khả năng hỗ trợ Guyana, một quốc gia mới nổi với tăng trưởng nguồn cung dầu khí trong tranh chấp lãnh thổ với chính Venezuela.

Triển vọng sản xuất dầu khí của Hoa Kỳ cũng là một yếu tố tác động lớn đến nguồn cung toàn cầu và là một tiềm năng đòn bẩy chính trị trong cuộc bầu cử năm nay ở Hoa Kỳ. Sản lượng dầu khí của Hoa Kỳ gia tăng bất ngờ trong năm 2023 vừa qua, điều này phản ánh năng suất lợi nhuận, cải thiện thực hiện dự án khai thác và giảm mức vốn đầu tư lớn ở các giếng đã khoan nhưng chưa hoàn thành (drilled but uncompleted wells-DUC) cũng như số lượng giếng hoàn thiện ngày càng gia tăng. Một điều không chắc chắn lớn hiện nay là liệu hiệu quả đạt được từ dầu khí đá phiến của Hoa Kỳ có tiếp tục diễn ra trong 2024 này để bù đắp cho sự sụt giảm số lượng giàn khoan hay không?

9. Điện gió ngoài khơi: Tăng trưởng, thách thức và định hướng cho tương lai

Trong những năm gần đây, việc triển khai điện gió ngoài khơi đã tăng lên mức đáng kể. Công suất lắp đặt đã tăng lên, góp phần cải thiện sự kết hợp năng lượng sạch hơn trên toàn cầu. Đặc biệt, Châu Âu và Vương quốc Anh đã đi đầu của xu hướng này, trong khi những năm gần đây, khu vực Châu Á-Thái Bình Dương do Trung Quốc dẫn đầu cũng đã có những bước tiến khá ấn tượng. Từ góc độ loại bỏ carbon, việc mở rộng năng lượng gió ngoài khơi chắc chắn là một động thái phát triển tích cực trong chuyển đổi năng lượng. Tuy vậy, hướng tới năm 2024 này, điện gió ngoài khơi sẽ cần phải vượt qua những thách thức khá lớn, từ đấu nối hòa vào hệ thống mạng lưới điện đến việc cho phép thực hiện các nguyên tắc đấu giá và thiết kế thị trường điện lực. Trong khi tăng trưởng vẫn sẽ tiếp tục thì điện gió ngoài khơi hiện đã bước vào thời kỳ củng cố và ổn định phát triển.

Sự tăng trưởng mạnh mẽ của năng lượng gió ngoài khơi không phải là không có vấn đề. Trong vài năm gần đây, ngành công nghiệp đang phải đối mặt với áp lực lạm phát gia tăng đáng kể về giá nguyên vật liệu, chi phí nhân công lao động và dịch vụ với tác động đối với các yếu tố khác nhau của chuỗi cung ứng và chi phí tổng thể của dự án. Lạm phát giá cả một phần được thúc đẩy bởi sự phục hồi kinh tế sau đại dịch COVID-19, cuộc khủng hoảng năng lượng và xung đột địa chính trị ngày càng gia tăng. Các cuộc khủng hoảng chuỗi cung ứng diễn ra một cách đặc trưng bởi sự thiếu hụt linh kiện và sự chậm trễ trong giao hàng, một phần là do sự mở rộng quá nhanh chóng của ngành công nghiệp vốn đã vượt xa khả năng theo kịp của chuỗi cung ứng. Đại dịch COVID-19 cũng đã có tác động đáng kể, gây ra sự gián đoạn trong hoạt động sản xuất và kinh doanh cũng như hậu cần logistic trên toàn thế giới.

Trên hết, chi phí vốn đã bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như nhu cầu công nghệ phức tạp hơn cho turbine lớn hơn, kỹ thuật lắp đặt dưới đáy biển sâu và tại các vị trí địa lý xa xôi hơn. Ở đó, nhu cầu về tàu chuyên dụng và cơ sở hạ tầng để lắp đặt và bảo trì ngày càng gia tăng trong bối cảnh đội tàu chuyên dụng có số lượng hạn chế, do đó dẫn đến chi phí đắt đỏ hơn để tìm kiếm mua sắm. Kích thước ngày càng tăng của turbine gió cũng đòi hỏi phải có cơ sở hạ tầng các cảng biển lớn hơn và cơ sở vật chất phải được nâng cấp, tuy nhiên những nguồn tài nguyên quan trọng này vẫn còn rất khan hiếm. Ví dụ, cơ sở hạ tầng cảng biển của Vương quốc Anh được cho là một điểm nghẽn cản trở cho sự mở rộng của năng lượng gió ngoài khơi. Điều này, cùng với sự phức tạp của việc phát triển trang trại gió nổi trên mặt nước biển đã tạo ra một tình thế khá khó xử theo nghĩa là các turbine lớn hơn mang lại hiệu quả cao hơn song lại đòi hỏi cơ sở hạ tầng mạnh mẽ hơn, tức là hiện nay đang rất khan hiếm hoặc không sẵn có.

Ngoài ra còn có vấn đề về kết nối với hệ thống mạng lưới điện. Ở nhiều thị trường, đặc biệt là các thị trường phát triển, mạng lưới các hệ thống điện đã không thể theo kịp các mục tiêu điện gió ngoài khơi do tắc nghẽn mạng lưới điện, những hạn chế về công suất truyền tải hoặc chi phí đầu tư nguồn vốn tài chính bổ sung vào lưới điện tăng cao. Đối với điện gió ngoài khơi mới thì dù sao thị trường vẫn có cơ hội để chủ động giải quyết những thách thức liên quan đến hệ thống mạng lưới điện này thông qua “lập kế hoạch tiếp cận toàn bộ hệ thống”, do đó tránh được những cạm bẫy mà các thị trường phát triển hơn gặp phải.

Một thách thức khác là vấn đề các quy định luật lệ về cấp phép và cấp phép không đầy đủ và kém hiệu quả, điều này đã dẫn đến thời gian hoặc sự chậm trễ của dự án bị kéo dài, làm gia tăng sự không chắc chắn và rủi ro đầu tư vốn tài chính cho nhà phát triển. Trong một số trường hợp, điều đó thậm chí còn dẫn đến việc các dự án điện gió ngoài khơi bị đình trệ vô thời hạn. Đây là điều trở nên trầm trọng hơn do khung pháp lý thiếu linh hoạt ở một số khu vực pháp lý hoặc thiếu sự hài hòa giữa các khu vực pháp lý tại các khu vực khác nhau. Ở một số địa phương, yêu cầu về hàm lượng địa phương đã được đưa ra trong cuộc đấu giá với nhằm mục đích thúc đẩy ngành công nghiệp trong nước, nhưng điều đó cũng đã làm tăng chi phí và độ phức tạp của dự án, đặc biệt là ở những nơi chuỗi cung ứng địa phương chưa đủ phát triển để đáp ứng nhu cầu.

Sự kết hợp của các yếu tố nêu trên trong một số trường hợp đã buộc các nhà phát triển điện gió ngoài khơi phải xem xét lại tính khả thi về mặt đầu tư vốn tài chính và hoạt động của các dự án của họ trong những điều kiện mới này. Trong một số trường hợp, điều này đã dẫn đến việc tạm dừng phát triển dự án hoặc rút hồ sơ dự thầu trong các cuộc đấu giá cạnh tranh.

Tại vòng đấu giá (contract for difference-CfD) năm 2023 của Vương quốc Anh, trong đó không có hồ sơ dự thầu nào được nộp cho phát triển các dự án điện gió ngoài khơi mới, điều này đã nhấn mạnh khoảng cách ngày càng lớn giữa cơ chế hỗ trợ của chính phủ và thực tế thị trường cũng như sự đòi hỏi một cách đánh giá lại các khung chính sách, tập trung vào khả năng thích ứng và tính bền vững lâu dài của dự án.

Đây không chỉ là vấn đề của riêng Vương quốc Anh. Ở phía bên kia Đại Tây Dương, ngành điện gió ngoài khơi của Hoa Kỳ cũng đang đứng ở ngã tư đường. Các nhà lãnh đạo trong ngành này đang đặt câu hỏi về tính khả thi kinh tế đối với kế hoạch đầy tham vọng của Chính quyền tổng thống Joe Biden về mục tiêu công suất điện gió ngoài khơi năm 2030 sẽ là 30 GW, với lý do sự căng thẳng về nguồn đầu tư vốn tài chính đối với các nhà sản xuất turbine và tác động tiềm tàng của đạo luật Giảm thiểu lạm phát IRA. Sự không chắc chắn này phản ánh xu hướng toàn cầu về chi phí gia tăng và những thách thức về chính sách, đồng thời sẽ buộc các nhà phát triển phải điều chỉnh lại chiến lược đối với các kế hoạch mở rộng dự án đầu tư.

Các chính sách của chính phủ đóng vai trò quan trọng trong việc dỡ bỏ các rào cản đối với việc mở rộng ngành điện gió ngoài khơi. Đầu tiên, các nhà hoạch định chính sách cần tạo điều kiện thuận lợi cho việc đầu tư vào cơ sở hạ tầng hệ thống mạng lưới điện để đảm bảo rằng công suất gió ngoài khơi có thể được tích hợp vào hệ thống năng lượng toàn quốc một cách hiệu quả. Thiết kế các cuộc đấu giá cũng cần để mang lại sự cạnh tranh công bằng, giá bỏ thầu mang tính đầu cơ (speculative bid) và chiến lược công nghiệp. Khi hình phạt không giao hàng thấp thì cuộc đấu giá sẽ trở thành một lựa chọn dành cho các nhà phát triển bỏ giá thầu với kỳ vọng chi phí công nghệ sẽ giảm xuống. Trong những năm gần đây, các cuộc đấu thầu được tổ chức rầm rộ trong các phiên đấu giá các dự án phát triển mới đã dẫn đến biên độ lợi nhuận thấp, điều này khiến các nhà phát triển gặp khó khăn trong việc duy trì lợi nhuận và tái đầu tư vào công nghệ tiến tiến và cơ sở hạ tầng.

Khi năm 2024 đã bắt đầu khởi hành, ngành công nghiệp điện gió ngoài khơi dự kiến ​​sẽ tiếp tục vượt qua những biến động trên tại nhiều quốc gia khác nhau. Quyết định gần đây của Chính phủ Vương quốc Anh về việc tăng giá thực hiện CfD cho các vòng đấu giá năm nay thể hiện sự sẵn sàng thừa nhận thực tế kinh tế của ngành và phản ứng linh hoạt. Tuy nhiên, đây chỉ là một trong số hàng loạt thách thức cần được tập trung vào việc xem xét lại bất kỳ chính sách nào vì những năm tới có nhiều khả năng sẽ chứng kiến ​​một thời kỳ củng cố và ổn định. Khả năng tồn tại và tính bền vững của nền kinh tế sẽ trở thành mối quan tâm hàng đầu đối với các nhà phát triển điện gió ngoài khơi. Khả năng tiêu chuẩn hóa kích thước turbine, cùng với việc phát triển các mô hình kinh doanh linh hoạt hơn sẽ trở thành tâm điểm của ngành công nghiệp này.

Mặc dù thực trạng hiện tại của ngành điện gió ngoài khơi đang đặt ra những thách thức khá nghiêm túc nhưng vẫn có cơ sở để lạc quan khi mà ngành công nghiệp gió ngoài khơi đã được chứng minh là có khả năng phục hồi và có tiềm năng biến đổi bức tranh toàn cảnh về chuyển đổi năng lượng. Với các chiến lược thích ứng, chính sách phù hợp của chính phủ và sự tập trung tốt hơn vào khả năng tồn tại kinh tế, ngành điện gió ngoài khơi có thể tiếp tục giữ vai trò quan trọng của mình trong việc tạo ra một tương lai sạch hơn.

10. Năm 2024: Đột phá đối với thị trường và giải pháp carbon

Khi Hội nghị COP28 kết thúc đã để lại cho những người ủng hộ các giải pháp ứng phó với biến đổi khí hậu một cảm giác buồn vui lẫn lộn. Về mặt tích cực, đối với lần đầu tiên văn bản cuối cùng của COP28 ghi nhận rõ ràng sự cần thiết phải chuyển đổi khỏi nhiên liệu hóa thạch và triển khai khẩn cấp các giải pháp quản lý carbon như công nghệ thu hồi, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS) và loại bỏ carbon dioxide (CDR). Điều này không có gì đáng ngạc nhiên khi những diễn biến trong không gian các công nghệ CCUS/CDR đã đạt được động lực tăng trưởng ổn định trong suốt cả năm 2023 sau khi ban hành khung chính sách hỗ trợ cấp quốc gia và khu vực dưới hình thức tăng cường thuế tín dụng carbon theo đạo luật Giảm thiểu lạm phát của Hoa Kỳ (IRA) và các kế hoạch dài hạn đầy hứa hẹn cho thị trường CCUS/CDR được thể hiện trong đạo luật Công nghiệp Net-Zero của Châu Âu (NZIA) và “Tầm nhìn CCUS” được công bố gần đây của Vương quốc Anh.

Cụ thể hơn, việc thừa nhận quản lý carbon là một phần không thể thiếu của bộ công cụ hành động ứng phó với biến đổi khí hậu, cộng đồng quốc tế đã phát động chương trình “Thách thức quản lý carbon” (carbon management challenge-CMC) tại COP28 vừa qua. Cột mốc đáng khen ngợi này thể hiện lời kêu gọi hành động của các quốc gia nhằm thúc đẩy quản lý carbon và là đỉnh cao sau nhiều năm nỗ lực hợp tác nhằm đưa các giải pháp quản lý giảm thiểu carbon đi đúng hướng và loại bỏ lượng khí thải CO₂ ở mức gigatonne vào những năm 2030, phù hợp với các mục tiêu không phát thải theo các kịch bản dự báo. Điều này gần như là sự đồng bộ hoàn hảo cùng với một thông báo khác về chính sách phía cầu, trong đó một số của các chính phủ, bao gồm Vương quốc Anh, Hoa Kỳ, Canada và CHLB Đức đã cam kết mua sắt thép, xi măng và bê tông carbon thấp, đây được coi là một kỳ tích có thể giúp thúc đẩy các trường hợp kinh doanh áp dụng công nghệ CCS trong các lĩnh vực khó loại bỏ carbon trên.

Hội nghị COP28 được kỳ vọng là một kỳ hội nghị “COP thị trường carbon”, tuy nhiên điều này lại không thể vận hành một cơ chế thị trường carbon quốc tế theo Điều 6 của Thỏa thuận Paris đã đặt ra các nguyên tắc cho thị trường carbon và phương cách các quốc gia có thể hợp tác để đạt được các mục tiêu về ứng phó với biến đổi khí hậu, đã gây ra sự thất vọng rộng rãi trong giới chuyên gia thị trường, dẫn đến còn rất nhiều việc phải làm trong năm 2024. Một điểm gây tranh cãi chính nữa là liệu việc tránh phát thải thì các dự án phải hội tụ đủ điều kiện theo cơ chế trên với những quan ngại khi điều này có thể mở ra cánh cửa cho các dự án loại bỏ carbon với chất lượng thấp hơn, thay thế các dự án khác có tác động thực sự và tác động đến biến đổi khí hậu, chẳng hạn như các dự án loại bỏ carbon. Tuy nhiên, về việc loại bỏ carbon vẫn còn đó những quan ngại khác về tính nghiêm ngặt của hướng dẫn được trình bày và về các phương pháp luận, đặc biệt liên quan đến việc giải quyết rủi ro đảo chiều (reversal risk). Nhiều nước khác trên thế giới cũng bày tỏ quyền bảo lưu về việc ủy ​​quyền các khoản tín chỉ carbon đã bán (liệu chúng có được cho phép thu hồi hay không bởi những nước chủ nhà), có thể gây ra vấn đề tính thuế hai lần nếu tín chỉ carbon đã được giao dịch.

Bất chấp sự bế tắc đó, hai mặt tích cực của vấn đề trên vẫn có thể bị lấy đi mất. Thứ nhất, bây giờ điều rõ ràng là chất lượng loại bỏ carbon nếu được xác định thì phải tính đến các vấn đề liên quan đến khâu vận hành tổ chức thực hiện; thứ hai, trong trường hợp không tập trung vào cơ chế theo Điều khoản 6.4 Thỏa thuận Paris về cơ chế tín chỉ carbon cho phép các quốc gia nâng cao tham vọng về ứng phó với biến đổi khí hậu và thực hiện các kế hoạch hành động quốc gia với chi phí hợp lý hơn, thì trọng tâm cần chuyển quay trở lại các hiệp định song phương theo Điều khoản 6.2 cho phép các quốc gia trao đổi song phương các kết quả giảm thiểu lượng carbon và báo cáo hoạt động thương mại của mình cũng như sử dụng chúng cho các khoản đóng góp do quốc gia tự quyết định (nationally determined contributions-NDC) cũng như các hiệp định tự nguyện thị trường carbon khác để thúc đẩy đầu tư vào các dự án giảm nhẹ biến đổi khí hậu quan trọng, bao gồm CCS và CDR.

Trước đây, thị trường carbon tự nguyện (voluntary carbon market-VCM) đã trải qua một năm 2023 đầy biến động với nhiều câu hỏi được đặt ra liên quan đến chất lượng tín chỉ carbon, và cuối cùng là tính toàn vẹn của thị trường carbon như một thị trường carbon như là một công cụ thực sự về ứng phó với biến đổi khí hậu. Để đáp lại, các cơ quan tiêu chuẩn ngành công nghiệp đã cùng nhau phác thảo các phương pháp thực hành tốt nhất nhằm xác định các khoản tín chỉ carbon “có tính chính trực cao”, điều này dẫn đến một số gói khuôn khổ tự nguyện, đáng chú ý nhất là bởi Hội đồng liêm chính về thị trường carbon tự nguyện (integrity council for the voluntary carbon market-ICVCM) và Sáng kiến liêm chính thị trường carbon tự nguyện (voluntary carbon markets integrity initiative-VCMI).

Tất cả những nỗ lực trên đã tạo ra được tiếng vang với sự ra mắt tiếp theo tại COP28 của sáu chương trình tín chỉ carbon độc lập hàng đầu thế giới nhằm hỗ trợ các chương trình hợp tác thuộc khuôn khổ sáng kiến liêm chính trên cũng như đề xuất chung của chính phủ các nước tại COP28 về một khuôn khổ quốc tế tránh liên kết tẩy xanh có nghĩa là cần minh bạch về tất cả các khía cạnh tác động đến môi trường của sản phẩm, đồng thời giúp hình thành những tuyên bố cam kết rõ ràng hơn liên quan đến việc sử dụng tín chỉ carbon hiện là một chủ đề được coi là chủ đề then chốt cần theo đuổi trong năm 2024.

Thật vậy, đang có khái niệm về một thị trường carbon tự nguyện “mới” và được trẻ hóa trong tương lai, trong đó nhu cầu dự kiến ​​sẽ gia tăng đối với các khoản tín chỉ carbon được dán nhãn nguyên tắc carbon cốt lõi (core carbon principles-CCP) của ICVCM, mặt khác, tem phê duyệt chất lượng cao lại rơi vào các khoản tín chỉ carbon cổ điển cũ hơn không tuân theo tiêu chuẩn chất lượng như nhau. Điều này đã được thể hiện rõ trong các giao dịch tín chỉ carbon gần đây cho thấy giá của các khoản tín chỉ carbon cổ điển cũ hơn đã giảm xuống dưới 1 USD trong khi các khoản tín chỉ carbon được điều chỉnh tương ứng có giá trị bằng con số có hai chữ số.

Một điều rõ ràng là không thể đạt được hiệu quả kinh tế loại bỏ carbon chỉ thông qua thị trường hàng hóa và, bất chấp những trở ngại, thị trường carbon sẽ vẫn là một trong số ít phương tiện có sẵn để đem lại tác động thực sự và là tài chính đầu tư cho các cộng đồng tiền tuyến, đặc biệt là ở các nước nghèo đang phát triển (Global South). Bên cạnh việc tiếp tục tập trung vào tính toàn vẹn, thị trường carbon cũng đang ngày càng trải qua sự thay đổi theo hướng thu mua loại bỏ carbon về các khoản tín dụng tránh/cắt giảm carbon (khoản tín dụng hỗ trợ các dự án tích cực loại bỏ carbon dioxide, chẳng hạn như các sáng kiến ​​trồng rừng, tái trồng rừng và thu hồi và lưu trữ carbon -CCS), bởi vì chúng được nhiều chuyên gia đánh giá là có chất lượng cao hơn, ổn định hơn trong tương lai và ít bị tranh cãi hơn nhiều. Tuy nhiên, điều quan trọng là phải đảm bảo rằng sự thay đổi này là công bằng và chính đáng và không làm gián đoạn dòng vốn đầu tư tài chính từ các nước phát triển (Global North) đến các nước nghèo đang phát triển (Global South), vốn được coi là yếu tố then chốt. Đặc điểm và lợi thế của thị trường carbon vẫn còn phải xem liệu những thông báo cam kết đầy hứa hẹn được công bố tại COP28 vừa qua sẽ đem lại sự thay đổi thực chất, sự gắn kết và hợp tác với những định nghĩa tốt hơn kỳ vọng về ý nghĩa thực sự của net zero.

11. Hydrogen: Trung Quốc dẫn đầu về các dự án xanh so với Châu Âu và Mỹ

Hydrogen tái tạo ở Châu Âu là một trong những ví dụ rõ ràng nhất về khoảng cách giữa mục tiêu chính sách chuyển đổi năng lượng và thực tế khó khăn hơn về đầu tư vốn tài chính và phê duyệt dự án, độ trễ cấp phép có thể trở nên tồi tệ hơn trong năm 2024 hoặc buộc phải áp dụng các mục tiêu khác mang tính thực tế hơn. Các kế hoạch của EU công bố vào tháng 7/2020 đưa ra tầm nhìn lắp đặt ít nhất 6GW công suất máy điện phân hydrogen tái tạo ngay trong năm 2024 và hướng tới đạt 40 GW công suất vào năm 2030. Nếu bỏ lỡ mục tiêu trong năm 2024, ngành công nghiệp non trẻ này sẽ phải tăng tốc một cách rất khó khăn nếu muốn có cơ hội nhỏ nhất để đạt được mục tiêu 40 GW công suất vào năm 2030, chứ đừng nói đến việc đặt ra mục tiêu mạnh mẽ hơn sau đó.

Khi bắt đầu bước vào năm 2024 thì chúng ta nên xem xét lại những phát triển kể từ đó và chủ đề chính khi chúng ta tiến triển trong năm nay sẽ là xem xét tiến độ trong việc mở rộng quy mô hydrogen điện phân và hydrogen được hỗ trợ bởi công nghệ CCS trên toàn cầu.

Các mục tiêu chuyển đổi năng lượng của Châu Âu đã được xem xét lại một phương cách mang tính chiến lược sau khi cuộc xung đột Ukraine-Nga diễn ra vào đầu năm 2022. Gói chính sách của Ủy ban Châu Âu nhằm đối phó với cuộc xung đột đó chính là REPowerEU nhằm chấm dứt sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch của CHLB Nga trước năm 2030, góp phần nâng cao mục tiêu sản xuất 10 triệu tấn hydrogen tái tạo tại EU vào năm 2030 và nhập khẩu bổ sung thêm 10 triệu tấn nữa. Văn bản tài liệu đó không chuyển dịch điều này sang công suất GW mà là một bài báo của OIES vào thời điểm đó (được xác nhận bởi nhiều ấn phẩm sau đó) đã tính toán rằng điều này sẽ cần từ 125-250 GW công suất điện phân (tùy thuộc vào số giờ đầy tải hàng năm) cùng với các thiết bị liên quan sản xuất năng lượng tái tạo bổ sung trong EU vào năm 2030.

Theo cơ sở dữ liệu sản xuất hydrogen mới nhất của IEA được công bố vào tháng 10/2023, Châu Âu hiện có gần 3 GW công suất điện phân đang ở mức quyết định đầu tư cuối cùng (final investment decision-FID) hoặc đang được xây dựng, mặc dù chỉ có 200 MW công suất đang hoạt động. Phần lớn công suất đang được dự kiến xây dựng ​​sẽ không đi vào hoạt động cho đến năm 2025 hoặc 2026. Vì vậy, rõ ràng là Châu Âu còn rất xa so với các mục tiêu đặt ra vào năm 2020, chưa nói đến các mục tiêu cao hơn được đặt ra vào năm 2022. Điều quan trọng là trong năm 2024 phải theo dõi xem liệu việc giao hàng có bị chậm trễ hơn nữa hay không hoặc liệu chính sách có đủ để kích thích các FID mới hay không?

Có một số chỉ dấu tiến triển đáng khích lệ, với chủ nghĩa hiện thực ngày càng tăng về các vấn đề mang lại những khoản đầu tư vốn tài chính đáng kể để đạt được kết quả, điều này rõ ràng là thách thức hơn nhiều so với việc chỉ công bố một kế hoạch dự án dự định. Việc thành lập Ngân hàng hydrogen Châu Âu, nơi đang bắt đầu tổ chức các cuộc đấu giá trợ cấp, là một sự phát triển quan trọng hơn nữa. Ở Vương quốc Anh, tiến bộ đang được thực hiện trong các cuộc đàm phán của chính phủ với các nhà phát triển dự án và một số FID quan trọng có thể sẽ diễn ra ngay trong năm 2024. Ngoài ra còn có sự công nhận ngày càng tăng giữa các nhà hoạch định chính sách EU sẽ là điều rất khó khăn nếu chỉ dựa vào hydrogen điện phân do nhu cầu triển khai quy mô lớn cả năng lượng tái tạo và máy điện phân. Điều này sẽ dẫn đến sự phát triển ngày càng được chấp nhận, cả ở cấp độ EU và trong các quốc gia thành viên cái gọi là hydrogen xanh blue (từ nhiên liệu hóa thạch, điển hình là khí tự nhiên, kết hợp với công nghệ CCS) cũng sẽ quan trọng ít nhất trong giai đoạn chuyển tiếp. Một số dự án CCS tiềm năng quan trọng ở Châu Âu đã thực hiện hoặc gần đạt FID: Ví như ở Na Uy, dự án Northern Lights đang được xây dựng và dự kiến ​​bắt đầu hoạt động trong năm 2024; tại Porthos (Hà Lan), dự án ở Rotterdam đã công bố FID vào tháng 10/2023 và các dự án khác ở Vương quốc Anh và Đan Mạch cũng đang được triển khai dự kiến ​​sẽ đạt được FID cũng trong năm 2024. Tuy nhiên, quy mô vẫn luôn là một thách thức vì các dự án này sẽ thu hồi và lưu trữ tổng cộng chỉ khoảng 10 triệu tấn CO₂ mỗi năm, tương đương với lượng khí thải chỉ khoảng 1 triệu tấn hydrogen được sản xuất thông qua quá trình loại bỏ khí methane.

Bên ngoài Châu Âu, đạo luật Giảm thiểu lạm phát của Hoa Kỳ cũng đã thúc đẩy chính sách hydrogen của đất nước với khoản tín dụng thuế 3 USD/kg cho sản lượng hydrogen có carbon thấp nhất. Sau sự quan tâm ban đầu của nhà đầu tư, tiến độ đã được cho là bị chậm lại do thiếu sự rõ ràng về phương pháp tính toán lượng phát thải CO₂ để đủ điều kiện nhận hỗ trợ tín dụng thuế. Do vậy, Chính phủ Hoa Kỳ dự kiến ​​sẽ công bố phương pháp chi tiết vào đầu năm 2024. Hiện tại dấu hiệu cho thấy các quy tắc đang được phát triển có thể gây thất vọng phần nào đối với tiềm năng các nhà đầu tư phát triển song cần có sự rõ ràng hơn nhiều về cả các quy tắc và phản ứng của nhà đầu tư phát triển sau đó khi mà năm 2024 có bước tiến triển.

Ở Trung Quốc, phân tích cơ sở dữ liệu của IEA chỉ ra rằng mặc dù công suất điện phân đang hoạt động chỉ là 500 MW, công suất 6,3 GW đang ở mức FID hoặc đang được xây dựng. Trong khi dữ liệu từ Trung Quốc có thể ít hơn đáng tin cậy hơn so những nơi khác, điều này cho thấy sự tiến bộ đáng kể trong sản xuất sản lượng hydrogen tái tạo. Điều quan trọng nữa là một số báo cáo chỉ ra rằng vào cuối năm 2024, Trung Quốc sẽ có công suất sản xuất máy điện phân là 40GW, chiếm hơn một nửa tổng công suất 71GW trên toàn cầu.

Vì vậy, trong khi Châu Âu tiếp tục tụt lại phía sau các mục tiêu đầy tham vọng phi thực tế của mình và triển vọng của Hoa Kỳ vẫn chưa chắc chắn thì năm 2024 này có thể là năm Trung Quốc bắt đầu thống trị về năng lượng hydrogen tái tạo vì nước này đã chiếm ưu thế trong việc lắp đặt và sản xuất pin mặt trời. Suy đoán nhiều hơn, đây cũng có thể là dấu hiệu cho thấy Trung Quốc sẽ chứng minh được khả năng thực hiện các mục tiêu net zero tốt hơn so với đối thủ cạnh tranh phương Tây của mình./.

Tuấn Hùng

Oxford Energy