RSS Feed for Thị trường dầu khí toàn cầu trong ngắn hạn: Phân tích của ‘người trong cuộc’ | Tạp chí Năng lượng Việt Nam Thứ tư 18/05/2022 09:31
TRANG TTĐT CỦA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Thị trường dầu khí toàn cầu trong ngắn hạn: Phân tích của ‘người trong cuộc’

 - Thị trường dầu - khí trên toàn cầu thời gian tới có thể sẽ chịu áp lực mới khi nguồn cung tăng, thị trường chuyển từ thâm hụt sang cân bằng và vẫn còn những lo ngại về sự phục hồi trong tăng trưởng nhu cầu dầu do đại dịch Covid-19 tác động đến các quốc gia tiêu thụ dầu lớn. Do vậy, dự báo giả định cho rằng: Kinh tế tiếp tục tăng trưởng, nhưng nếu có bất kỳ phát triển nào của xã hội bị sai lệch đều có thể khiến thị trường năng lượng đi chệch hướng... Tổng hợp dưới đây của chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ cho chúng ta thấy bức tranh toàn cảnh về thị trường dầu - khí toàn cầu thời gian qua, cũng như những nhận định (dựa trên các dữ liệu khoa học) năm 2021 và trong trung hạn.


Thấy gì trong Báo cáo năng lượng toàn cầu năm 2021 của IEA?


Giá dầu thấp, kinh tế Trung Đông “nghẹt thở”:

Trong thời gian qua, bên cạnh một số nhà sản xuất dầu ở Vùng Vịnh đã thành công lớn, nhưng một số khác lại phải đang thu nhỏ các dự án để tồn tại.

Các nền kinh tế của khu vực Trung Đông, vốn dựa chủ yếu vào nguồn dầu mỏ giàu có của mình sẽ bị ảnh hưởng nghiêm trọng nếu giá dầu không tăng trở lại trong ngắn hạn. Với tác động của sự sụp đổ thị trường thế giới khi giá dầu xuống thấp, các nước trong khu vực này đang cố gắng phấn đấu để bù đắp tổn thất từ nguồn thu nhập chính cho ngân sách quốc gia là xuất khẩu dầu khí.

Một số quốc gia như Ả Rập Xê Út, Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất (UAE) và Kuwait đang dựa vào dự trữ ngoại tệ thông qua các giải pháp khác nhau nhằm cố gắng đẩy giá dầu lên mức 70 - 80 USD/thùng để duy trì chi tiêu của chính phủ và đáp ứng các lợi ích quốc gia.

Tuy nhiên, theo một báo cáo gần đây của Forbes, các nước như Iraq lại phải đối mặt với mối đe dọa gia tăng bất ổn xã hội có thể xảy ra nếu giá dầu vẫn ở mức khoảng 50 - 60 USD/thùng như hiện tại. Iraq trong năm 2020 kể cả trong thời gian gần đây đã phải lập kế hoạch cắt giảm nặng nề các lợi ích xã hội của tầng lớp lao động đông đến hàng triệu người.

Một số dự án thăm dò, khai thác (E&P) cũng đã bị tạm dừng. Theo GlobalData, môi trường giá dầu rẻ sẽ đưa các dự án E&P của các tập đoàn dầu khí quốc gia đến hạn thực hiện quyết định đầu tư cuối cùng phải đối mặt với nguy cơ cao bị trì hoãn khi phải thực hiện các giải pháp giảm chi phí đầu tư theo sự chỉ đạo của chính phủ. Hoạt động của một số dự án đã bị gián đoạn, hoặc chậm trễ với các mức độ nghiêm trọng khác nhau. Arindam Das, người đứng đầu bộ phận tư vấn của Westwood Global Energy cho biết: “Các công ty dầu mỏ ở Trung Đông đang cắt giảm sản lượng, hủy bỏ hợp đồng thuê giàn khoan v.v... để giúp giá dầu có thể phục hồi vì tác động tiêu cực của dịch Covid-19 đang được cảm nhận trong nền kinh tế”.

Nhiều báo cáo chuyên ngành xác nhận rằng Iraq sẽ là một nước bị ảnh hưởng nặng nề nhất do mức giá dầu thấp. Trên thực tế, 90% doanh thu của Chính phủ đến từ dầu, một phần đáng kể trong số tiền này được sử dụng để hỗ trợ cho một bảng lương cao của  hơn 4 triệu công nhân, cũng như các khoản thanh toán lương hưu và phúc lợi cho người nghèo.

Theo một báo cáo của AP, tình trạng phụ thuộc vào dầu mỏ đã được dự báo dựa trên doanh thu từ giá dầu ở mức 56 USD/bbl để tài trợ cho “các dự án phát triển cần thiết và các khoản chi cho các khu vực công”. Tuy nhiên, ngay khi giá dầu còn ở mức từ $ 20/bbl đến $ 30/bbl, Iraq cũng đã phải tuân thủ nghị quyết của OPEC để cắt giảm hơn 1 triệu thùng/ngày (MMbbl/d) từ kế hoạch sản xuất vào tháng 5 và tháng 6/2020 trong lúc nền kinh tế vốn đã suy sụp và Chính phủ đang cần nhiều tiền.

Basra Gas Co., một liên doanh giữa Chính phủ Iraq, Shell và Mitsubishi đã ngừng thực hiện nhiều dự án hợp đồng do nhu cầu dầu trên thị trường thấp. Ngoài ra, để cắt giảm nhân viên vì nỗi lo sợ về sự lan rộng dịch, Petrochina cũng đã giảm một nửa sản lượng khai thác từ bồn trũng Halfaya của Iraq trong khi Petronas đã ngừng sản xuất hoàn toàn tại mỏ dầu Garraf.

Saudi Arabia:

Bất chấp những nỗ lực của Thái tử Mohammed bin Salman nhằm đa dạng hóa nền kinh tế bằng cách đầu tư vào du lịch và các hoạt động giải trí, nhưng đất nước vẫn tiếp tục phụ thuộc nhiều vào dầu mỏ, vì 60% GDP của quốc gia vẫn liên quan trực tiếp đến doanh thu từ dầu mỏ.

Ả Rập Xê Út gần đây đã công bố cắt giảm bổ sung sản lượng cắt giảm 1 MMbbl/d, bắt đầu từ ngày 1/6, trong nỗ lực hỗ trợ giá dầu và bình ổn thị trường. Tiếp theo thông báo này, UAE và Kuwait cũng thông báo cắt giảm nguồn cung. Mặc dù Saudi Aramco đã phải cắt giảm vốn trong ngân sách đầu tư để bảo vệ bảng cân đối kế toán của tập đoàn, nhưng các nhà phân tích kinh tế vẫn kỳ vọng các công ty dầu khí quốc gia có vị thế mạnh trong khu vực cũng sẽ tiến hành một cách kiên định chiến lược phát triển các dự án thượng nguồn quan trọng do chi phí sản xuất thấp, nhất là giá thành mỗi thùng dầu thấp nhất trong ngành dầu khí thế giới.

Do phụ thuộc nhiều vào thị trường dầu thô, nên không phải là một bất ngờ cho bất kỳ ai rằng: Arab Saudi đang trải qua nhiều thử thách trong điều kiện thị trường hiện tại, mặc dù quỹ dự trữ tiền nước ngoài sẽ là công cụ hỗ trợ tạo ra một số bước đệm cho nền kinh tế nước này trong ngắn hạn, nhưng chính quyền vẫn đang phải xem xét kỹ lưỡng các chương trình chi tiêu công, cố gắng tìm các khu vực có thể cắt giảm, như Bộ trưởng Tài chính Ả Rập Xê Út gần đây đã tuyên bố.

Qatar:

Sự phụ thuộc của Qatar vào sản xuất khí đốt cung cấp cho đất nước một mạng lưới kinh tế an toàn lâu dài, mạnh mẽ dựa trên trữ lượng lớn của khí. Đất nước này rời bỏ OPEC vào năm 2018, nhưng Qatar vẫn có kế hoạch tăng sản lượng LNG khoảng hai phần ba để hỗ trợ ngành công nghiệp chống lại sự sụt giảm nhu cầu dầu gần đây.

Qatar Petroleum thuộc sở hữu Nhà nước (QP) cho biết: Mặc dù công ty đang tìm kiếm các cơ hội để giảm chi phí hoạt động và vốn đầu tư, nhưng điều này sẽ không ảnh hưởng đến các dự án lớn của công ty. “QP đang ở một vị trí rất tốt về tài chính. Chúng tôi đã giảm nợ rất nhiều trong những năm qua. Chúng tôi có thể vượt qua cơn bão rất dễ dàng” - Giám đốc điều hành, kiêm Chủ tịch Saad Sherida Al-Kaabi của QP gần đây khẳng định với Reuters.

QP cũng thông báo rằng, sự hỗn loạn Covid-19 sẽ không ngăn chặn việc mở rộng xuất khẩu LNG ra nước ngoài và cung cấp đủ cho nhu cầu trong nước bất chấp sự suy thoái của thị trường do đại dịch gây ra. Tuy nhiên, QP đã hoãn việc thực hiện chương trình xây dựng các cơ sở hóa lỏng khí đốt mới của họ cho đến năm 2025, nhưng công ty không có kế hoạch thu hẹp thăm dò, khai thác các mỏ khí lớn ở miền Bắc nước này.

UAE:

Giá dầu giảm dường như đã làm giảm vị trí đầy tham vọng về khí chua lớn nhất thế giới của Tập đoàn Dầu Quốc gia Abu Dhabi  (ADNOC). Giữa tháng 4, ADNOC đã hoàn thành kế hoạch đầu tư xây dựng, mua sắm thiết bị cho một công trình trị giá gần 1,65 tỷ USD về xử lý khí cực chua Ghasha do ADNOC và bốn tổ chức quốc tế cùng nắm giữ, trong đó có Eni (Italia). Để đối phó với sự suy thoái của thị trường, Eni đã nhanh chóng công bố kế hoạch cắt giảm 25% vốn đầu tư năm 2020 làm ảnh hưởng nặng nề đến các dự án thượng nguồn mới có thể khai thác 1 Bcf/d vào năm 2025.

Petronas Energy Canada Ltd (PECL) mua thêm 10% quyền lợi trong liên doanh khí đá phiến North Montney (NM) từ công ty con JAPEX Montney Ltd (JAPEC) của Công ty TNHH Thăm dò Dầu khí Nhật Bản (JAPEX).

Dự án NM đảm nhận việc phát triển và khai thác  khí đá phiến ở khu vực Bắc Montney của bang British Columbia, Canada. JAPEX đã tham gia vào dự án NM thông qua JML (tháng 4/2013) và đã tiến hành nghiên cứu khả thi của dự án LNG ngoài việc phát triển và sản xuất khí đá phiến. Sau khi thỏa thuận được ký, dự kiến vào cuối tháng 6/2021 - PECL sẽ có 72% quyền sở hữu và sẽ vẫn là nhà điều hành dự án NM. Các đối tác bao gồm: Sinopec Group (15%), Indian Oil Group (10%) và Petroleum Brunei Group (3%).

Thị trường dầu khí toàn cầu:

Giá dầu thô Brent giao ngay ở mức trung bình 65 USD/thùng trong tháng 4, không đổi so với mức trung bình trong tháng 3. Giá dầu Brent ổn định trong tháng 4 khi những người tham gia thị trường xem xét các xu hướng phân kỳ trong các trường hợp Covid-19 toàn cầu.

Ở một số khu vực, đặc biệt là Mỹ, nhu cầu dầu đang tăng do cả tỷ lệ tiêm chủng Covid-19 và hoạt động kinh tế đều tăng. Ở các khu vực khác, đặc biệt là Ấn Độ, nhu cầu dầu đang giảm do đại dịch Covid-19. EIA dự báo giá dầu Brent sẽ ở mức trung bình 65 USD/thùng trong quý 2/2021, 61 USD/thùng trong nửa cuối năm 2021 và 61 USD/thùng vào năm 2022.

“Tin tức về các trường hợp Covid-19 gia tăng ở Ấn Độ đã bù đắp phần nào kỳ vọng về nhu cầu tăng trên toàn cầu, nhưng sự gia tăng các trường hợp của Ấn Độ đã không ngăn được giá dầu thô tăng; họ đã leo lên mức cao hàng tháng là 68,56 USD/bbl đối với dầu Brent và 65,01 USD/bbl đối với WTI (tính đến ngày 29/42021)” - EIA cho biết. Theo ước tính của EIA, thế giới tiêu thụ 96,2 triệu thùng/ngày xăng và nhiên liệu lỏng khác (trong tháng 4/2021), tăng 15,8 triệu thùng/ngày so với tháng 4/2020, nhưng thấp hơn 4,0 triệu thùng/ngày so với mức tháng 4/2019.

EIA dự báo mức tiêu thụ xăng dầu và nhiên liệu lỏng toàn cầu sẽ đạt trung bình 97,7 triệu thùng/ngày cho cả năm 2021, tăng 5,4 triệu thùng/ngày so với năm 2020. Tiêu thụ xăng dầu và nhiên liệu lỏng sẽ tăng 3,7 triệu thùng/ngày vào năm 2022 và đạt trung bình 101,4 triệu b/ngày cho cả năm.

Về phía nguồn cung, “diễn biến thị trường dầu trong tháng qua diễn ra trong bối cảnh OPEC+ tiếp tục hạn chế sản lượng, điều này có khả năng góp phần gây ra một số áp lực tăng giá thùng dầu” - EIA cho biết.

Tuy nhiên, OPEC+ bắt đầu tăng sản lượng vào tháng 5, điều này phù hợp với các mục tiêu sản xuất đã công bố tại cuộc họp đầu tháng 4. OPEC+ có kế hoạch xem xét lại các mục tiêu sản xuất của mình. Đặc biệt, EIA dự báo sản lượng dầu thô của OPEC sẽ đạt trung bình 26,9 triệu thùng/ngày vào năm 2021 và 28,5 triệu thùng/ngày vào năm 2022, cao hơn lần lượt 200.000 thùng/ngày và 400.000 thùng/ngày so với STEO của tháng trước. Dự báo sản lượng của OPEC tăng cao hơn trước chủ yếu phản ánh kỳ vọng của EIA rằng: Sản lượng dầu thô của Iran sẽ tiếp tục tăng, tiếp tục xu hướng tăng bắt đầu từ tháng 11/2020. Mặc dù các lệnh trừng phạt nhắm vào xuất khẩu dầu thô của Iran vẫn được áp dụng, nhưng xuất khẩu dầu thô từ Iran đã tăng kể từ cuối năm 2020.

Nhìn chung, EIA kỳ vọng sản lượng dầu toàn cầu sẽ tiếp tục tăng trong nửa cuối năm để bắt kịp với nhu cầu tăng. Sản lượng tăng gây áp lực giảm giá dầu thô: Giá dầu Brent giảm xuống 63 USD/thùng trong quý 3 năm 2021 và 60 USD/thùng vào quý 4 năm 2021.

Thị trường dầu của Mỹ:

EIA dự kiến ​​rằng, mức tiêu thụ xăng ở Mỹ sẽ trung bình gần 9,0 triệu thùng/ngày vào mùa hè này (tháng 4 - tháng 9), cao hơn 1,2 triệu thùng/ngày so với mùa hè năm ngoái, nhưng thấp hơn gần 600.000 thùng/ngày so với mùa hè năm 2019.

EIA dự báo mức tiêu thụ xăng sẽ tăng 100.000 thùng/ngày vào những tháng hè so với tháng trước dựa trên dữ liệu hàng tuần cho thấy mức tiêu thụ xăng nhiều hơn so với dự báo trước đó. Sự gia tăng cũng phản ánh dự báo việc làm tăng lên của IHS Markit.

Trong cả năm 2021, EIA dự báo mức tiêu thụ xăng của Mỹ sẽ đạt trung bình 8,7 triệu thùng/ngày, tăng so với năm 2020 (8,0 triệu thùng/ngày) nhưng giảm so với năm 2019 (9,3 triệu thùng/ngày).

Theo dữ liệu gần đây nhất của EIA, giá trung bình của dầu thô WTI hiện nay vẫn trên $ 50/bbl, sản lượng dầu thô của Mỹ đã tăng lên gần 11,0 triệu thùng/ngày vào tháng 4/2021, sau đó tăng lên mức trung bình 11,3 triệu thùng/ngày trong quý  4/2021 và 11,8 triệu thùng/ngày vào năm 2022 nhờ các dự án mới trên đất liền và ở vịnh Mexico.

Giá dầu cao chưa kích hoạt đá phiến Mỹ:

Theo phân tích của IEA, giá dầu thô cao hơn trước nhưng vẫn chưa thể kích hoạt đà phục hồi của dầu đá phiến Mỹ. Ngành công nghiệp dầu đá phiến của Mỹ đã trở nên nổi tiếng với khả năng phản ứng nhanh chóng theo các tín hiệu giá dầu, nhờ vào tính chất hoạt động có chu kỳ ngắn. Điều này đã được chứng kiến ​​lần nữa khi bắt đầu đại dịch Covid-19 (quý 2 năm 2020), khi sự sụp đổ của thị trường khiến các nhà khai thác phải đóng cửa sản xuất 1,3 triệu thùng/ngày và cắt giảm ngân sách vốn hàng năm hơn 50% (trung bình).

Tuy nhiên, trong năm nay, mặc dù giá dầu WTI đã tăng lên mức trước đại dịch trên 60 USD/thùng, IEA dự báo dầu đá phiến của Mỹ sẽ chỉ tăng ở mức khiêm tốn và đạt công suất khai thác năm 2021 là 7,3 triệu thùng/ngày. Con số này thấp hơn gần 1 triệu thùng/ngày so với mức đầu năm 2020.

Kể từ vụ rớt giá năm 2014 - 2015, ngày càng nhiều nhà khai thác dầu đá phiến của Mỹ tập trung nỗ lực vào việc giữ kỷ luật sử dụng vốn đầu tư và thưởng cho các cổ đông trước khả năng tăng trưởng sản lượng. Mặc dù đã đạt được thành công đáng kể trong việc giảm chi phí qua đó tăng doanh thu, các nhà khai thác thường không thể tăng hoạt động kinh doanh và sản xuất để tận dụng lợi thế của giá dầu cao hơn.

Cho đến tháng 4/2021, số lượng giàn khoan trên đất liền Mỹ dừng ở mức 423 giàn, cao hơn mức trung bình là 236 giàn (tháng 8/2020), nhưng vẫn thấp hơn 339 giàn so với mức trung bình 762 giàn (quý 1/2020) khi giá dầu WTI là 57 USD/thùng, tương đương với giá dầu trung bình trong quý đầu tiên của năm 2021 và trong quý 4/2020, khi các công ty đặt kế hoạch mục tiêu vốn đầu tư và sản lượng năm 2021 dựa trên giá dầu WTI trung bình dự báo, thấp hơn 15 USD/bbl (35%) so với giá thực hiện trong quý 1/2021. Mặc dù vậy, trong các cuộc kêu gọi điều chỉnh tăng vốn đầu tư phù hợp với lợi nhuận thực tế của quý 1/2021, nhưng các công ty lớn vẫn đầu tư hạn chế. 

Liên quan đối với vấn đề trữ lượng thương mại, Chevron cho rằng: Trữ lượng của Tập đoàn này trong bồn trũng Permian giảm 5% trong năm nay, trong khi Exxon lại đưa ra mức điều chỉnh tăng trữ lượng 3,75% của họ so với con số dự báo trong kế hoạch sản lượng tại Mỹ. Điều này dẫn đến kết luận: Mỹ sẽ đạt được sản lượng theo kế hoạch khai thác được duyệt trước đó mà không cần tăng chi tiêu cao hơn. Còn Repsol là ngoại lệ với mức tăng 10% trong đầu tư thượng nguồn của Mỹ (ngân sách của nhóm không thay đổi, chỉ được phân bổ lại), nhưng tập trung vào hoạt động khí đốt khi công ty cố gắng giảm cường độ carbon phát thải. Trong khi đó, nhóm các công ty độc lập ở Mỹ được IEA theo dõi đã giữ lại các kế hoạch gần như không bị ảnh hưởng. Đầu tư sẽ tăng 5% trong năm 2021 so với cùng kỳ năm ngoái, nhưng vẫn thấp hơn 48% so với chi tiêu của năm 2019 và sản lượng sẽ giữ ở mức thấp hơn 3% so với mức năm 2020.

Các bản trình bày kết quả sản xuất quý đầu tiên gần đây đã xác nhận rằng: Nhiều công ty độc lập của Mỹ đã sử dụng dòng tiền cao hơn để trả nợ, một số thậm chí còn khôi phục, hoặc tăng cổ tức của họ. Các cuộc gọi vốn đầu tư cũng làm sáng tỏ một lý do khác khiến các nhà khai thác không thể đáp ứng yêu cầu tăng đầu tư để tăng doanh thu khi mức giá dầu cao hơn, đó là hoạt động phòng ngừa rủi ro.

Vào cuối năm 2020, với WTI khoảng 40 USD/thùng và với sự không chắc chắn về hướng bùng phát của đại dịch, các công ty đã chủ trương bảo vệ con số sản lượng kế hoạch đã duyệt cho năm 2021 và chốt doanh thu dựa trên dự báo giá dầu 46 USD/thùng để giữ an toàn cho kế hoạch tài chính. Do đó, nhiều công ty đã không thể tận dụng lợi thế để tăng sản lượng khi giá dầu WTI tăng lên mức trung bình 58 USD/thùng vào quý đầu tiên năm 2021.

Trong khi các công ty lớn và các công ty độc lập khác đang thực hiện các kế hoạch của mình một cách khó khăn, thì kế hoạch sản lượng và giá thành của các công ty do tư nhân tự cấp vốn lại có thể gây bất ngờ cho thị trường thông qua kết quả tái cấu trúc hoàn thiện công ty. Tập đoàn này sản xuất khoảng 35% nguồn cung cấp dầu nhẹ của Mỹ và vào tháng 4 họ đã công bố mức tăng sản lượng hàng năm lần đầu tiên trong hơn một năm, điều mà các công ty độc lập vẫn chưa làm được, theo Rystad Energy. Các công ty thuộc nhóm này đã cho biết nhu cầu sử dụng các dịch vụ phát triển mỏ của họ cao hơn trước và trong ngắn hạn, các nhà khai thác này có thể đẩy nguồn cung dầu đá phiến của Mỹ lên cao hơn so với dự báo hiện tại.

Các kho dự trữ dầu trở lại mức bình thường hơn:

Theo Báo cáo Thị trường Dầu hàng tháng mới nhất của IEA, sau gần một năm bị OPEC và các đồng minh hạn chế nguồn cung mạnh mẽ, lượng dầu dự trữ tồn kho trên thế giới tăng cao do chủ trương tích trữ để phục vụ nhu cầu dầu theo dự báo sau đợt dịch Covid-19 phát triển mạnh năm 2021 nên hiện nay đã trở lại mức bình thường.

Dữ liệu của IEA cho thấy, trong tháng 3, các kho dự trữ dầu của OECD đã giảm 25 triệu bbl xuống còn 2.951 triệu bbl, giảm mức tăng so với mức tăng trung bình 5 năm xuống chỉ còn 1,7 triệu bbl và tiếp tục giảm trong tháng 4. Nhu cầu dầu tăng cũng góp phần làm giảm phát dự trữ dầu. Các đợt nới lỏng hạn chế đi lại ở Mỹ và châu Âu, các hoạt động công nghiệp phục hồi mạnh mẽ và tiêm chủng ngăn chặn dịch Covid-19 mở rộng đã tạo tiền đề cho nhu cầu nhiên liệu phục hồi ổn định. Cạnh đó, việc liên minh OPEC+ giảm sản lượng khai thác dầu xuống thấp hơn nhiều so với  mức đề ra trong quyết định trước đây cũng tác động đáng kể đến quá trình nói trên và dẫn đến hiện tượng giá dầu đã quay trở lại quỹ đạo đi lên trong suốt tháng 4 và sang tháng 5/2021.

Giá dầu thô đã tăng trong tháng 4 và tháng 5/2021 mặc dù vẫn còn các trường hợp Covid-19 gia tăng ở một số khu vực. Giá dầu thô giao sau tăng trung bình khoảng 7 USD/bbl từ mức đáy 40 USD/bbl trong ngày 5/4, lên 68,81 USD/bbl đối với ICE Brent và 65,31 USD/bbl đối với NYMEX WTI (ngày 10/5).

IEA cho biết, trong khi thị trường đã dư cung vào tháng 5, việc giảm tăng dự trữ dự báo ​​sẽ tiếp tục từ tháng 6/2021, ngay cả khi nguồn cung dầu toàn cầu đang tăng lên và dự báo vào cuối năm, sản lượng dầu thế giới sẽ tăng 3,8 triệu thùng/ngày so với tháng 4.

Tuy nhiên, theo kịch bản sản xuất hiện tại, nguồn cung sẽ vẫn không tăng đủ nhanh để bắt kịp với sự phục hồi nhu cầu dầu dự kiến, nhất là khi nạn dịch được khống chế, tình hình kinh tế của OECD, cũng như Trung Quốc, Ấn Độ, Nam Phi, Nam Mỹ, EU… ra khỏi khó khăn. Ngoài ra, vai trò của năng lượng tái tạ, khí đốt tăng nhanh trong cán cân năng lượng toàn cầu cũng sẽ hạn chế nhu cầu dầu thô trong tương lai trung và dài hạn.

Khoảng cách cung và cầu ngày càng mở rộng mở đường cho việc nới lỏng hơn nữa việc cắt giảm nguồn cung của OPEC+ hoặc thậm chí là giảm mạnh hơn nữa.

Tại cuộc họp ngày 1/6/2021, OPEC+ đã nhất trí duy trì mức tăng sản lượng đã thỏa thuận đến tháng 7 tới.

Các công ty dầu khí vẫn chưa ra khỏi vòng thua lỗ:

Oxy lỗ ròng trong quý 1/2021 gần 346 triệu USD. Occidental Petroleum ghi nhận khoản lỗ ròng trong  quý 1/2021 là 346 triệu USD, có giảm so với khoản lỗ ròng  quý 4 năm 2020 là 1,3 tỷ USD.

Các khoản mục lỗ sau thuế trong quý đầu tiên là do phải ngừng hoạt động khai thác ở Ecuador và Ghana và do phải nộp phí cho các hợp đồng thuê các mỏ dầu khí chưa phát triển trong nước hết hạn trong nước Mỹ. Mặc dù hoạt đông sản xuất, kinh doanh nói chung của các công ty dầu khí quốc tế và quốc gia vẫn đang phát triển, nhưng các công ty dầu khí toàn cầu vẫn chưa thoát ra khỏi tình trạng thua lỗ.

Tổng sản lượng trung bình toàn cầu trong quý 1/2021 đã vượt quá mức trung bình của dự báo cuối năm 2020 (17.000 boe/ngày). Các công ty hoạt động ở Rockies và Vịnh Mexico đã có mức đạt kế hoạch cao nhất với sản lượng đạt lần lượt là 296.000 boe/ngày và 151.000 boe/ngày. Sản lượng ở bồn trũng Permi là 457.000 boe/ngày. Sản lượng khai thác trung bình hàng ngày của toàn thế giới là 213.000 boe/ngày.

Thị trường khí đốt:

Royal Dutch Shell PLC dự báo ​​nhu cầu LNG toàn cầu sẽ đạt 700 triệu tấn/năm (tpy) vào năm 2040, gần gấp đôi mức hiện tại.

Châu Á dự kiến ​​sẽ thúc đẩy gần 75% mức tăng trưởng này do sản lượng khí đốt trong nước giảm và LNG được xác định là nguồn năng lượng chủ yếu thay thế các nguồn năng lượng phát thải cao hơn trong giai đoạn tới. Hơn một nửa nhu cầu LNG trong tương lai sẽ đến từ các quốc gia có mục tiêu phát thải ròng bằng không, trong đó có Trung Quốc.

Tăng trưởng nhu cầu LNG của châu Á dự báo lên tới 18 triệu tấn/năm vào năm 2021, với mức tăng trưởng nguồn cung LNG tiềm năng của Mỹ lên đến 20 triệu tấn/năm.

Khi nhu cầu tăng lên, ​​khoảng cách cung cầu sẽ mở ra vào giữa thập kỷ hiện tại vì ít đề án sản xuất mới được đưa vào hoạt động hơn so với dự kiến ​​trước đây. Công suất sản xuất LNG mới chỉ 3 triệu tấn/năm được công bố vào năm 2020, giảm so với mức dự báo ​​60 triệu tấn.

Việc sử dụng LNG của Trung Quốc trong lĩnh vực vận tải hạng nặng của họ đã tăng gần gấp đôi từ năm 2018 đến năm 2020, theo số liệu trong “LNG Outlook 2021” của Shell, đạt 13 triệu tấn/năm để phục vụ hơn 500.000 xe tải và xe buýt sử dụng nhiên liệu LNG. Shell cũng dự báo ​​số lượng tàu thủy sử dụng nhiên liệu LNG sẽ tăng hơn gấp đôi và số lượng tàu vận chuyển LNG trên toàn cầu sẽ đạt 45 chiếc vào năm 2023.

Thương mại LNG toàn cầu tăng nhẹ lên 360 triệu tấn vào năm 2020, bất chấp sự biến động chưa từng có do đại dịch Covid-19 gây ra thiệt hại cho GDP toàn cầu vài nghìn tỷ USD.

Trung Quốc và Ấn Độ dẫn đầu sự phục hồi nhu cầu đối với LNG sau khi đại dịch bùng phát. Trung Quốc tăng nhập khẩu LNG 11% lên 67 triệu tấn. Việc Trung Quốc công bố mục tiêu để trở thành nước đạt mức phát thải ròng các-bon bằng không vào năm 2060 ​​sẽ tiếp tục thúc đẩy nhu cầu LNG của nước này.

Ấn Độ cũng tăng nhập khẩu 11% vào năm 2020 và hai quốc gia nhập khẩu LNG lớn khác của châu Á là Nhật Bản và Hàn Quốc cũng đã công bố mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2020. Để đạt được mục tiêu không phát thải ròng, Hàn Quốc có kế hoạch chuyển 24 nhà máy nhiệt điện than sang khí tự nhiên vào năm 2034.

Nhu cầu ở châu Âu, cùng với nguồn cung linh hoạt của Mỹ đã giúp cân bằng thị trường LNG toàn cầu trong nửa đầu năm 2020. Sự thiếu hụt nguồn cung ở các châu lục khác vào cuối năm 2020 đã dẫn đến giá khí hóa lỏng cao hơn.

Thị trường LNG đối mặt với thâm hụt nguồn cung do ảnh hưởng của sự chậm trễ kéo dài hàng thập kỷ các đề án hóa lỏng khí đốt của Mozambique vì tình hình an ninh ngày càng tồi tệ của đất nước này.

Mozambique đã từng sẵn sàng vươn lên vị trí cao trong số các nhà sản xuất LNG toàn cầu vào giữa thập kỷ này, nhưng tuyên bố bất khả kháng gần đây của Total báo hiệu sự chậm trễ vô thời hạn đối với tổ hợp LNG Mozambique trên đất liền của họ (OGJ Online, ngày 26/4/2021). Các cuộc nổi dậy bạo lực chưa được chấm dứt cũng đe dọa Rovuma LNG của ExxonMobil. Hai dự án hóa lỏng khí đốt nói trên có công suất LNG tổng cộng 28 triệu tấn/năm.

Thị trường có thể chứng kiến ​​nguồn cung lên đến 9 tấn/năm bị loại bỏ từ năm 2026 đến năm 2030 sẽ phá vỡ cân bằng toàn cầu. Rystad Energy trước đây đã dự báo một thị trường cân bằng phần lớn vào năm 2026, nhưng bây giờ có thể có nhiều cạnh tranh hơn về khối lượng sẵn có trong năm đó, dẫn đến rủi ro tăng giá LNG và biến động giá cao hơn. Tương tự, các điều kiện thị trường lỏng lẻo trong giai đoạn 2027 - 2028 đã được dự báo ban đầu có thể trở nên cân bằng hơn nếu công suất tiềm năng 15,2 tấn để tạo ra dư thừa nguồn cung của Rovuma LNG không khả dụng. Cuối cùng, trong năm 2029 và 2030, thị trường có thể bị thắt chặt trở lại và đối mặt với thâm hụt nguồn cung trong bối cảnh nhu cầu LNG toàn cầu dự kiến ​​sẽ tăng, vì Rovuma LNG có thể chỉ đạt sản lượng cao sau năm 2030.

Cuộc nổi dậy đang diễn ra ở vùng Cabo Delgado, trong khi ban đầu dường như có thể kiểm soát được đã làm sứt mẻ giấc mơ về LNG của Mozambique. Hiện tại, hy vọng Total’s Mozambique LNG sẽ chỉ bắt đầu sản xuất vào năm 2026, việc xây dựng nhà máy khó có thể tiếp tục nếu không có các thỏa thuận an ninh mạnh mẽ hơn đáng kể tại Afungi. Kaushal Ramesh - nhà phân tích LNG tại Rystad Energy cho biết: Rovuma LNG có thể bị trì hoãn đến mức nó chỉ đưa được sản phẩm ra thị trường vào khoảng năm 2029.

Nếu sự chậm trễ dự kiến ​​trở thành hiện thực, năm 2029 sẽ chứng kiến ​​thâm hụt nguồn cung LNG 5,6 mpta thay vì mức thặng dư dự kiến ​​trước đó là 2 tấn/năm. Hiệu ứng này sẽ vẫn tồn tại, nhưng sẽ bắt đầu giảm từ năm 2030, với mức thâm hụt nguồn cung dự kiến ​​là 1,7 tấn/năm, thay vì thặng dư 1 tấn/năm.

Sự chậm trễ đối với Mozambique LNG và Rovuma LNG là vấn đề nghiêm trọng đối với người mua và người bán LNG. Mozambique có nguồn tài nguyên lớn, chi phí sản xuất thấp làm cho các dự án LNG của họ có tính cạnh tranh cao và quốc gia này có vị trí thuận tiện để phục vụ nhu cầu sắp tới ở châu Á. Rystad ước tính chi phí cho các dự án LNG của Mozambique là 5-7 USD/MMbtu.

Mozambique LNG được củng cố bởi các hợp đồng giao hàng dài hạn, bao gồm hơn 85% công suất sản xuất của nó. Việc sản xuất hiện được dự báo sẽ bắt đầu vào năm 2026, người mua mong đợi sản lượng trong những năm thị trường eo hẹp 2024 và 2025 có thể cần phải tìm kiếm các nguồn cung khác. Điều này có khả năng tạo ra áp lực tăng giá khi người dùng phải tìm kiếm các nhà cung cấp thay thế và những người chơi cổ phiếu trong danh mục đầu tư tìm cách mua các vị thế bán khống. Những người không có hợp đồng dài hạn có nguy cơ phải mua từ một thị trường giao ngay ngày càng biến động.

Mặc dù lịch trình dự án của Rovuma LNG chậm hơn Mozambique LNG, nhưng dự báo thời gian trì hoãn đến năm 2029 từ năm 2027 của Rovuma LNG có thể sẽ có tác động lớn hơn đến thị trường vì hoạt động sản xuất của công ty đang diễn ra trên thị trường ngày càng cân bằng. Điều này có thể góp phần vào sự biến động thị trường lớn hơn và giá cao hơn vào cuối thập kỷ này. Do đó, giá giao ngay tại châu Á có thể duy trì trên $ 8/MMbtu vào năm 2025. Rủi ro giảm giá trong giai đoạn 2026 đến 2029 cũng được giảm bớt nhờ thị trường cân bằng tốt hơn - trong khi giá dự kiến sẽ giảm, khả năng cao sẽ vẫn duy trì trên $ 6/MMbtu vào năm 2027.

EIA dự báo, điện sẽ là lĩnh vực duy nhất tiêu thụ ít khí đốt tự nhiên hơn trong năm 2021 mặc dù là lĩnh vực duy nhất tăng tiêu thụ khí đốt tự nhiên trong năm 2020. Giá khí tự nhiên trong năm 2019 và 2020 ở mức thấp trong lịch sử, làm cho khí thiên nhiên cạnh tranh hơn với than để sản xuất điện. Tuy nhiên, do dự báo giá khí đốt tự nhiên sẽ cao hơn và nhiều nhà máy năng lượng tái tạo có công suất lớn sẽ đi vào hoạt động vào năm 2021 và 2022, EIA cho rằng: Sản lượng điện sẽ được tạo ra từ nhiên liệu than đá, cũng như từ năng lượng tái tạo vẫn nhiều hơn so với từ khí tự nhiên.

Tiêu thụ khí đốt tự nhiên dân dụng và thương mại đã giảm tổng cộng 2,1 bcfd từ năm 2019 đến năm 2020 chủ yếu do thời tiết ấm hơn và do đại dịch Covid-19 bùng phát. Dựa trên dự báo của Cơ quan Quản lý Khí tượng Quốc gia, EIA dự kiến ​​mức tiêu thụ khí đốt tự nhiên dân dụng và thương mại sẽ tăng trong năm 2021 và sau đó giảm nhẹ trở lại vào năm 2022. EIA cũng dự báo tiêu thụ khí tự nhiên cho các ngành công nghiệp dự kiến ​​sẽ tăng vào năm 2021 và 2022 sau khi đã giảm 0,6 bcfd vào năm 2020, vì lúc đó các doanh nghiệp trước đó bị đóng cửa do dịch Covid-19 sẽ hoạt động trở lại.

Đối với dầu thô, trong một tuyên bố, OPEC+ cho biết họ đã quyết định tiếp tục thực hiện quyết định điều chỉnh tăng sản lượng của cuộc họp ngày 1/4//2021 để nâng dần sản lượng dầu lên 350.000 thùng/ngày từ tháng 5/2021. Tổng cộng, nhóm nước này đã đồng ý đưa 2,1 triệu thùng/ngày trở lại thị trường trong quý 2 - 3/2021, giảm bớt mức cắt giảm sản lượng từ đầu năm xuống còn 5,8 triệu thùng/ngày.

Trong Báo cáo Thị trường Dầu hàng tháng mới nhất của mình, Cơ quan Năng lượng Quốc tế đã điều chỉnh dự báo tốc độ tăng trưởng nhu cầu dầu toàn cầu năm 2021 lên 230.000 thùng/ngày và tổng cầu của năm 2021 lên 96,7 triệu thùng/ngày. Nhu cầu của Trung Quốc cũng được điều chỉnh cao hơn một chút. 

Giá dầu có thể sẽ chịu áp lực mới trong những tháng tới với nguồn cung dầu thế giới tăng, thị trường chuyển từ thâm hụt sang cân bằng và vẫn còn tồn tại những lo ngại về sức mạnh của sự phục hồi trong tăng trưởng nhu cầu dầu do đại dịch Covid-19 tác động đến quốc gia tiêu thụ dầu lớn trên thế giới.

Dự báo của EIA giả định: Kinh tế tiếp tục tăng trưởng, nhưng nếu có bất kỳ phát triển nào của xã hội bị sai lệch so với các giả định này đều có thể khiến tiêu thụ năng lượng và giá cả đi chệch khỏi dự báo.

Công nghiệp lọc - hóa dầu:

Trong giai đoạn giá dầu thấp, lợi tức do ngành lọc - hóa dầu mang lại là cứu cánh của các công ty dầu khí khép kín, trong đó các hoạt động thượng nguồn hầu hết đều lỗ vốn nên rất cần có nguồn tiền để duy trì hoạt động thăm dò, khai thác trong kế hoạch ngắn hạn, cũng như chuẩn bị trữ lượng và các điều kiện cần thiết để các kế hoạch trung hạn lẫn dài hạn có thể tiếp tục phát triển sau khi khủng hoảng kinh tế được khắc phục.

Hiện nay ngành lọc - hóa dầu vẫn đang phát triển thuận lợi để đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho vận tải, cũng như cung cấp nguyên liệu cho ngành hóa dầu ngày càng tăng. Khi thị trường không cần đến nhiên liệu gốc dầu mỏ nữa thì ngành lọc dầu chuyển sang làm nhiệm vụ chủ yếu là cung cấp nguyên liệu cho ngành hóa dầu, nên ngành lọc - hóa dầu luôn luôn phát triển một khi còn các mỏ dầu. Tuy nhiên, đến lúc đó thì số lượng các nhà máy lọc dầu sẽ giảm vì nhu cầu nhiên liệu của xã hội có thể được thay thế bằng nguồn năng lượng khác. Tình huống này được dự báo sẽ có thể xảy ra sớm nhất cũng phải sau vài chục năm nữa.

Đối với các nước hiện nay có nhiều nhà máy lọc dầu không dùng hết công suất, hoặc đã lạc hậu, chính phủ các nước chủ trương hỗ trợ vốn để các nhà máy hiện có tiếp tục hoạt động và từng bước chuyển đổi chúng sang thành các cơ sở sản xuất khác có khả năng sinh lời cao hơn. Trường hợp Chính phủ Australia chuyển 2 nhà máy lọc dầu lớn sang thành trạm tiếp nhận và phân phối LNG nhập khẩu là một ví dụ cho tình huống nêu trên./.

PGS, TS. TRẦN NGỌC TOẢN - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM; NGUYÊN VIỆN TRƯỞNG VIỆN DẦU KHÍ VIỆT NAM

nangluongvietnam.vn/

Có thể bạn quan tâm

Các bài mới đăng

Các bài đã đăng

[Xem thêm]
Phiên bản di động