Sáu xu hướng chính trên thị trường khí đốt/LNG toàn cầu trong năm 2022

Giá khí đốt sẽ giảm nếu đường ống North Stream 2 được đưa vào vận hành

Khi giá LNG toàn cầu tiếp tục được giao dịch ở mức cao kỷ lục, có hai yếu tố chính sẽ xác định giá khí đốt trong năm 2022, đó là: tình hình thời tiết mùa đông và thời điểm vận hành đường ống Nord Stream 2 (NS2). Các chuyên gia phân tích của Wood Mackenzie nhận định, với mức xuất khẩu khí đốt hiện nay của Nga và trong điều kiện thời tiết bình thường, tồn kho khí đốt của châu Âu sẽ xuống dưới 15 tỷ m3 vào cuối tháng ba tới, mức thấp kỷ lục. Giá khí đốt sẽ “hạ nhiệt” sau mùa đông nhưng nhu cầu bổ sung vào các cơ sở lưu trữ sẽ tăng cao, nhiều hơn khoảng 20 - 25 tỷ m3 so với năm ngoái. Việc đưa NS2 vào vận hành có thể là lựa chọn duy nhất để châu Âu bổ sung nguồn khí dự trữ và tránh lặp lại cuộc khủng hoảng giá khí.

Phó Chủ tịch Massimo Di Odoardo của Wood Mackenzie cho biết, tình hình thời tiết ở châu Á sẽ quyết định xem làn sóng nhập khẩu LNG gần đây của Mỹ sang châu Âu có tiếp tục sau tháng 01/2021 hay không, giúp các thị trường EU hạn chế rút khí từ các kho lưu trữ và giúp tái cân bằng thị trường. Nhưng châu Âu vẫn chưa thoát khỏi nguy cơ khủng hoảng. Thời tiết lạnh giá của châu Á có thể khiến các công ty tiện ích phải tăng cường nhiên liệu LNG đầu vào trong tháng 2 - 3, làm hạn chế lượng LNG cung cấp cho châu Âu. Một mùa đông lạnh giá ở châu Âu có thể khiến nhu cầu khí đốt bổ sung lên tới 10 tỷ m3, đẩy lượng tồn kho gần bằng không trước cuối tháng 3. Và việc vận hành NS2 có thể bị dừng hoàn toàn nếu căng thẳng giữa Nga và Ukraine leo thang, như Chính phủ Đức đã cảnh báo gần đây.

Trong điều kiện thời tiết mùa đông ở châu Á bình thường và đường ống NS2 đi vào vận hành sẽ giúp đẩy giá khí đốt xuống mặc dù nhu cầu dự trữ tăng và giá carbon cao. Giá khí đốt sẽ duy trì mức trên 15 USD/MMBTU. Nhưng nếu mùa đông ở châu Âu và châu Á lạnh khắc nghiệt cùng với sự không chắc chắn về khả năng vận hành của NS2 có thể khiến giá khí đốt tăng hơn nữa trong suốt năm 2022. Thị trường khí cần sẵn sàng cho một năm “gập ghềnh” sắp tới.

Oil-Indexation có khả năng đạt trên 12%

Chỉ số dầu mỏ (Oil-Indexation) sẽ tăng, có khả năng đạt trên 12% trên cơ sở bình quân (weighted average basis). Các hợp đồng bắt đầu trước năm 2025 cộng thêm phí bảo hiểm (premiums) trong khi những hợp đồng sau 2025 sẽ có giá chiết khấu (discount).

Chỉ số dầu mỏ trong các hợp đồng LNG dài hạn đã có xu hướng giảm trong 10 năm qua do hậu quả của việc gia tăng nguồn cung không kiểm soát, gần đây là từ Qatar. Đồng thời thị trường chứng kiến sự quan tâm ngày càng nhiều hơn đối với hàng giao ngay so với các hợp đồng dài hạn. Năm 2022 sẽ chứng kiến bước ngoặt đối với các hợp đồng LNG tính trên cơ sở chỉ số dầu mỏ có xu hướng tăng lên. Giá LNG giao ngay tại thị trường châu Á dự kiến sẽ ở mức trung bình gần 15 USD/MMBTU trong 5 năm tới. Mức chỉ số dầu và giá dầu hiện tại sẽ dẫn đến chiết khấu trung bình hàng năm là 7 USD/MMBTU đối với nguồn LNG giao ngay.

Phó Chủ tịch Valery Chow của Wood Mackenzie cho biết, năm 2021 đã chứng kiến sự trở lại của hoạt động ký hợp đồng ở mức cao nhất trong 5 năm qua. Châu Á chiếm 85% các hoạt động được ký kết toàn cầu, trong đó dẫn đầu là thị trường Trung Quốc. Wood Mackenzie kỳ vọng, hoạt động ký hợp đồng LNG sẽ tiếp tục diễn ra mạnh mẽ trong năm 2022. Trung Quốc một lần nữa được kỳ vọng sẽ dẫn đầu và chiếm hầu hết các hợp đồng dài hạn mới được ký kết.

Sẽ xuất hiện động lực đằng sau các dự án LNG mới

Nhưng các majors hầu như sẽ không đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng (FID) trong năm 2022. Với giá LNG dự kiến sẽ cao hơn và chỉ số dầu tăng, thị trường ghi nhận nhiều động lực thúc đẩy triển khai các dự án LNG mới. Wood Mackenzie dự báo, sẽ có thêm công suất 79 triệu tấn LNG/năm được phê duyệt FID trong hai năm tới, bao gồm 33 triệu tấn/năm tại Bắc Mỹ; 16 triệu tấn/năm tại Qatar và 20 triệu tấn/năm tại Nga. Đối với các majors, Wood Mackenzie dự báo, một số công ty sẽ kết thúc đàm phán với QatarEnergy để đảm bảo phát triển một phần dự án khí North Field East. TotalEnergies có thể sẽ mua lại một phần dự án Arctic LNG 1 của Novatek, tương tự như những gì họ đã làm tại Arctic LNG 2 và Yamal LNG. Và cũng có thể các majors sẽ tiếp tục đảm bảo các giao dịch bao thầu với các dự án của bên thứ ba ở Bắc Mỹ ở cả bờ Đông và bờ Tây.

Khí đốt sẽ tiếp tục là một trụ cột trong các chiến lược chuyển đổi năng lượng của các majors, nhưng tính tùy chọn của họ đối với các khoản đầu tư vào các dự án cổ phần ở các brownfields và greenfields vẫn còn hạn chế cho đến thời điểm hiện tại.

Ưu tiên chuyền từ bù trừ phát thải carbon sang giảm carbon vật chất (material carbon)

Nhiên liệu LNG không phát thải carbon đã phát triển mạnh trong năm 2021 với 28 chuyến hàng được công bố, tăng gấp 5 lần so với năm 2020. Tuy nhiên, xu hướng này dường như đang bị “phai nhạt” có thể do giá LNG đang ở mức cao. Ngành công nghiệp LNG sẽ tập trung giảm thiểu CO2 trong toàn bộ chuỗi giá trị và đây phải là mục tiêu cuối cùng.

Một số công ty dầu khí đã và đang theo hướng trên nhưng kết quả cho đến nay vẫn đang ở mức thấp. Các nhà sản xuất đã và đang nghiên cứu các chương trình để giảm rò rỉ khí metan, trong khi các nhà phát triển LNG tại Mỹ đang xem xét việc mua khí đốt được chứng nhận bởi các bên thứ ba gần nhà máy hơn và có lượng khí thải metan thấp. Tuy nhiên, các dự án sử dụng nhiều vốn hơn, bao gồm sử dụng năng lượng carbon thấp hoặc thu gom và lưu trữ carbon (CCS) vẫn đang ở giai đoạn đánh giá.

Mỹ sẽ là thị trường đáng quan tâm vì khoản tín dụng thuế lên tới 50 USD/tấn cho các dự án CCS. Nhưng một mức giá carbon toàn cầu phù hợp liên quan đến thương mại năng lượng có thể được cộng thêm vào các khoản đầu tư lớn để giảm phát thải carbon trong phạm vi 1 (tất cả phát thải trực tiếp) và phạm vi 2 (Phát thải gián tiếp trong lĩnh vực điện năng).

Nhu cầu khí đốt ở mức cao trong ngắn hạn

Nhu cầu khí đốt toàn cầu sẽ vẫn phục hồi trong ngắn hạn nhưng vai trò của khí đốt trong quá trình chuyển đổi năng lượng sẽ chịu áp lực do giá vẫn ở mức cao. Bất chấp phục hồi kinh tế mạnh mẽ ở châu Âu, nhu cầu khí đốt trong ngành công nghiệp và năng lượng đã giảm 4% kể từ mùa hè năm 2021 so với mức trung bình trong vòng 5 năm qua. Tại châu Á, nhu cầu LNG tiếp tục tăng do hầu hết nguồn cung được định giá neo theo hợp đồng dầu, hiện đang được giao dịch bằng một nửa giá LNG giao ngay tại châu Á. Tuy nhiên, giá cao sẽ gây áp lực lên nhu cầu. Tại châu Á, nhu cầu chuyển đổi nhiên liệu than sang khí đốt sẽ giảm đi vì giá LNG giao ngay cao hơn.

Trong khi đó, đầu tư vào NLTT và pin điện sẽ tăng lên, hạn chế dư địa cho nhu cầu khí đốt tăng trưởng. Ở thị trường châu Âu, nơi NLTT đang ngày càng trở nên phổ biến, các nhà hoạch định chính sách sẽ tìm cách đẩy nhanh việc chuyển hướng khỏi khí đốt thiên nhiên như đề xuất gần đầy của EU về hỗ trợ nhiên liệu biomethane và hydro cho thấy.

Khí đốt được coi là khoản đầu tư chuyển tiếp

Khí đốt được coi là khoản đầu tư chuyển tiếp trong hệ thống phân loại của EU, nhưng đây không phải là “liều thuốc chữa bách bệnh cho ngành công nghiệp khí đốt”. Các nước thành viên EU sẽ tranh luận về cách phân loại đối với các khoản đầu tư bền vững sau khi Ủy ban châu Âu phát hành ấn phẩm mới nhất về phân loại các nhà máy điện khí.

Về mặt lý thuyết, liệu các nhà máy chạy bằng khí đốt có được định nghĩa là đầu tư chuyển tiếp trong hệ thống phân loại của EU hay không có thể là một thời điểm xác thực đối với ngành công nghiệp khí đốt toàn cầu. Các nhà đầu tư tài chính và phi tài chính có thể tăng điểm “xanh” cho doanh nghiệp của mình bằng cách đầu tư vào khí đốt, kể cả bên ngoài châu Âu. Các quốc gia khác đang phát triển cách phân loại tương tự cũng sẽ được khuyến khích bao gồm khí đốt, đặc biệt là ở các thị trường châu Á, nơi than vẫn chiếm ưu thế như Hàn Quốc đã đề xuất gần đây.

Các chuyên gia của Wood Mackenzie cho rằng, việc EU công nhận các nhà máy điện khí như một hình thức đầu tư chuyển tiếp không phải là thuốc chữa bách bệnh cho ngành công nghiệp khí đốt. Giá khí đốt sẽ phải giảm để thích ứng với việc tăng đầu tư vào việc sử dụng khí đốt. Giới hạn phát thải CO2 được đề xuất là 270g/KWh cùng với cam kết sử dụng ít nhất 30% khí carbon thấp hoặc tái tạo vào năm 2026, tiến tới 100% vào năm 2035, có nghĩa là việc sử dụng khí thiên nhiên thông thường sẽ phải giảm theo thời gian nếu nhà máy điện khí cụ thể nào đó được xếp vào loại “chuyển tiếp”.

Tiến Thắng