Bức tranh 2030: LNG dẫn trước vì hạ tầng, methanol tăng tốc vì đơn hàng
Theo Reuters, số tàu hai nhiên liệu dùng LNG hiện đã ở mức hàng trăm và có thể vượt 1.400 chiếc vào 2030; khối lượng bunkering có thể vượt 4 triệu tấn năm 2025 và đạt 15 triệu tấn vào 2030, với trung tâm cung ứng dẫn đầu là Singapore, Trung Quốc và Hà Lan. Các khuôn khổ như FuelEU và quy tắc mới của IMO đang là động lực chính.
Ở chiều methanol, đơn hàng và triển khai thương mại đã bứt tốc: Maersk đưa tàu methanol lớn đầu tiên vào tuyến Á - Âu từ tháng 2/2024, và chương trình đội tàu methanol-enabled đang nối tiếp. Các mốc bunkering tàu lớn, thỏa thuận cung ứng và MoU hợp tác đã đánh dấu methanol đi từ “thử nghiệm” sang “dựng mạng lưới”.
Ý nghĩa với shipper: đường trục dùng LNG, cụm tuyến chọn methanol?
Trong 3-5 năm tới, LNG có lợi thế “cắm sẵn” tại các hub lớn; do đó trên các tuyến trục Á-Âu/Á-Mỹ, xác suất tàu chạy LNG cao hơn, kéo theo phụ phí carbon thấp hơn dầu truyền thống và cấu hình phụ phí rõ ràng hơn. Ngược lại, methanol cho thấy lợi thế ở các cụm tuyến mà hãng tàu có đội methanol-enabled đủ dày, đặc biệt khi green methanol được phân bổ theo hợp đồng dài hạn. Với khách hàng doanh thu nhạy ESG, “hợp đồng theo cụm tuyến methanol” có thể cố định quỹ đạo phát thải, đổi lại là premium nhiên liệu và yêu cầu minh bạch “book & claim” để tránh đếm trùng.
Hợp đồng nhiên liệu & phụ phí carbon: thiết kế để không “bị động”
Một hợp đồng vận chuyển giai đoạn 2026-2030 nên tách rõ ba lớp: giá cước cơ sở; phụ phí nhiên liệu theo rổ (VLSFO/LNG/methanol) với công thức điều chỉnh theo chỉ số minh bạch; và lớp phụ phí tuân thủ carbon (EU ETS/FuelEU) có lộ trình cập nhật hàng quý. Với tuyến có khả năng dùng LNG, cài “corridor clause” gắn với hub bunkering; nếu tuyến có lựa chọn methanol, gắn điều khoản chứng từ “book & claim”: số seri, sổ cái đối soát công khai, tỷ lệ phối trộn “well-to-wake” để quy đổi phát thải. Khi hai lớp phụ phí này minh bạch, bộ phận mua dịch vụ có thể “chuyển làn nhiên liệu” theo quý mà không phải đàm phán lại toàn bộ.
Tuyến trục qua hub lớn (Singapore, Rotterdam, Tanjung Pelepas): ưu tiên LNG nhờ hạ tầng, theo dõi chênh lệch so với VLSFO. Cụm tuyến do hãng tàu có đội methanol-enabled: cân nhắc methanol cho SKU nhạy ESG, chấp nhận premium đổi lấy hồ sơ phát thải thấp ổn định. Tuyến ít hạ tầng: giữ VLSFO ngắn hạn, bù phát thải bằng tín chỉ chất lượng cao, nhưng chỉ như “cầu nối” chứ không phải chiến lược dài hạn.
Quản trị rủi ro thị trường nhiên liệu: đừng quên “độ trễ hạ tầng”
Giá LNG có thể chịu ảnh hưởng từ nguồn cung Mỹ và Qatar; khi các dự án mở rộng vào guồng, mức giá dài hạn được kỳ vọng dễ chịu hơn, nhưng biến động ngắn hạn vẫn có thể lớn. Methanol xanh phụ thuộc vào nguồn điện tái tạo, CO₂ thu hồi và chuỗi cung ứng nguyên liệu/hạ tầng kho; ở giai đoạn dựng mạng, rủi ro “không có chỗ nạp” trên vài tuyến phụ là có thật. Vì vậy, nên thiết kế “cầu dao” phụ phí nhiên liệu theo quý, đặt ngưỡng kích hoạt chuyển rổ nhiên liệu hoặc chuyển hãng khi giá/khả dụng vượt/thiếu ngưỡng đã định.
Theo dõi: chênh lệch LNG-VLSFO theo hub; mức premium methanol so với VLSFO; mạng bunkering LNG/methanol theo cảng; tỷ lệ đội tàu hai nhiên liệu theo hãng; phụ phí ETS/FuelEU theo tuyến; và KPI phát thải “well-to-wake” quy đổi/tấn-km. Dashboard phải gắn cơ chế hành động: vượt ngưỡng thì chuyển làn nhiên liệu, đổi hãng hoặc kích hoạt đối soát “book & claim”.
Đến 2030, LNG nhiều khả năng giữ vai trò “cầu nối” chính nhờ hạ tầng và quy mô, trong khi methanol tăng tốc ở các cụm tuyến được đầu tư đội tàu và bunkering. Shipper không cần “chọn phe”, mà nên cấu hình rổ nhiên liệu theo tuyến, theo quý với hợp đồng tách lớp phụ phí và cơ chế chứng từ minh bạch. Làm được vậy, doanh nghiệp vừa giảm phát thải thật, vừa tránh rủi ro “mua nhãn”, và quan trọng nhất là giữ được quyền chủ động chi phí trong chu kỳ chuyển dịch năng lượng hàng hải.
