CCUS cần bắt đầu từ những dự án thí điểm khả thi

Hoàn thiện thể chế, khai thác lợi thế ngành dầu khí

CCUS đang được quan tâm như một trong những giải pháp hỗ trợ giảm phát thải khí nhà kính, đặc biệt tại các ngành khó giảm phát thải bằng điện hóa hoặc chuyển đổi nhiên liệu. Trên thế giới, công nghệ này đang mở rộng phạm vi ứng dụng. Theo báo cáo Global Status of CCS 2025 của Viện CCS toàn cầu, đến năm 2025, có 77 dự án thu giữ và lưu trữ carbon quy mô thương mại đang vận hành, 47 dự án trong giai đoạn xây dựng và 610 dự án đang phát triển. Tuy nhiên, số lượng dự án trong quy hoạch không đồng nghĩa tất cả sẽ được triển khai, bởi hiệu quả còn phụ thuộc vào chính sách, tài chính và hạ tầng.

Tại Việt Nam, theo ông Tạ Đình Thi, Phó Chủ nhiệm Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường của Quốc hội, nước ta đã có nền tảng chính trị và bước đầu hình thành cơ sở pháp lý để phát triển CCUS. Các chủ trương về ứng phó biến đổi khí hậu, bảo đảm an ninh năng lượng và phát triển kinh tế biển tạo điều kiện để nghiên cứu, triển khai các giải pháp giảm phát thải, trong đó có thu giữ và lưu trữ carbon.

Ông Tạ Đình Thi phát biểu tại Hội thảo“Công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO₂ (CCUS): Giải pháp thúc đẩy Net Zero tại Việt Nam” sáng 27/10.

Một bước tiến đáng chú ý là Luật Dầu khí năm 2026, được Quốc hội thông qua ngày 23/8/2026 và dự kiến có hiệu lực từ ngày 1/3/2027, đã dành quy định riêng cho hoạt động thu giữ và lưu trữ CO₂ gắn với hoạt động dầu khí. Luật đặt ra định hướng khuyến khích đầu tư, nghiên cứu, tận dụng công trình dầu khí hiện có và các cấu tạo địa chất phù hợp để lưu trữ CO₂. Đây là cơ sở quan trọng để từng bước hình thành các dự án CCS ngoài khơi.

Tuy nhiên, khung pháp lý ở cấp luật mới là bước khởi đầu. Theo ông Tạ Đình Thi, để CCUS có thể triển khai hiệu quả, cần tiếp tục hoàn thiện các quy định, xây dựng cơ chế khuyến khích rõ ràng và thiết lập chính sách tài chính phù hợp. Những vấn đề như quyền lưu trữ CO₂, trách nhiệm giám sát sau khi kết thúc dự án, xử lý sự cố rò rỉ, đo lường và xác minh lượng phát thải được cắt giảm cần được làm rõ. Đây là những yếu tố ảnh hưởng trực tiếp đến trách nhiệm pháp lý, chi phí vận hành và quyết định đầu tư của doanh nghiệp.

Cùng với thể chế, việc đánh giá tiềm năng địa chất có ý nghĩa quyết định. Theo TS Nguyễn Hữu Lương, chuyên gia cao cấp thuộc Viện Dầu khí Việt Nam, Việt Nam có tiềm năng lưu trữ CO₂ tại các bể trầm tích ngoài khơi, trong đó có Cửu Long, Nam Côn Sơn và Sông Hồng. Các dạng cấu tạo có thể nghiên cứu gồm mỏ dầu khí đã suy giảm hoặc cạn kiệt và các tầng chứa nước mặn sâu.

TS Nguyễn Hữu Lương đề xuất giai đoạn 2027-2030 tập trung đánh giá chi tiết dung lượng lưu trữ tại từng mỏ và bể trầm tích, làm cơ sở xem xét các dự án thí điểm và tiến tới hình thành trung tâm lưu trữ CO₂.

TS Nguyễn Hữu Lương cho rằng, lợi thế của Việt Nam không chỉ nằm ở tiềm năng địa chất mà còn ở kinh nghiệm khai thác dầu khí, hệ thống công trình ngoài khơi và dữ liệu địa chất đã tích lũy qua nhiều thập kỷ. Đáng chú ý, năm 2011, dự án tại mỏ Rạng Đông đã thực hiện thử nghiệm bơm ép CO₂ kết hợp tăng cường thu hồi dầu, được đơn vị tham gia dự án ghi nhận là trường hợp đầu tiên tại Đông Nam Á. Kinh nghiệm này có thể tạo nền tảng kỹ thuật cho những bước nghiên cứu tiếp theo.

Trong giai đoạn đầu, ngành dầu khí có thể đóng vai trò tiên phong nhờ khả năng tiếp cận các cấu tạo địa chất, giếng khoan, đường ống và công trình ngoài khơi. Việc tận dụng hạ tầng sẵn có có thể giúp giảm một phần chi phí đầu tư, đồng thời tạo điều kiện tích lũy kinh nghiệm về bơm ép, giám sát và bảo đảm an toàn lưu trữ. Dù vậy, khả năng tái sử dụng mỗi công trình cần được đánh giá riêng về tuổi thọ, mức độ phù hợp kỹ thuật và chi phí cải hoán.

Bài toán chi phí và lộ trình triển khai thực tế

Nếu thể chế và tiềm năng địa chất là điều kiện nền tảng, chi phí đầu tư và hiệu quả kinh tế sẽ quyết định khả năng thương mại hóa CCUS. Ông Lê Văn Nghi, Chủ tịch kiêm Tổng Giám đốc QIS Global nhận định, Việt Nam có thể nghiên cứu ứng dụng công nghệ này tại các ngành dầu khí, xi măng, thép, hóa chất, phân bón và nhiệt điện. Tuy nhiên, đặc điểm nguồn phát thải ở mỗi ngành khác nhau, nên không thể áp dụng một công nghệ hoặc mô hình đầu tư chung cho tất cả cơ sở sản xuất.

Với ngành xi măng, CO₂ phát sinh đáng kể từ quá trình nung và phân hủy đá vôi, khiến việc giảm phát thải không thể chỉ dựa vào tiết kiệm năng lượng. Trong khi đó, các nhà máy hóa chất, phân bón có thể có những dòng khí chứa CO₂ với nồng độ tương đối cao, thuận lợi hơn cho việc nghiên cứu thu giữ. Đối với nhiệt điện, quy mô dòng khí thải lớn nhưng nồng độ CO₂ và yêu cầu xử lý có thể khiến chi phí thu giữ tăng lên.

Theo ông Lê Văn Nghi, chi phí là một trong những rào cản đáng kể. Ông chia sẻ ước tính sơ bộ về mức đầu tư khoảng 30 triệu USD cho một hệ thống thu giữ carbon tại nhà máy nhiệt điện công suất khoảng 600 MW. Tuy nhiên, con số này cần được kiểm chứng theo phạm vi công nghệ và thiết kế cụ thể, bởi tổng vốn đầu tư còn phụ thuộc vào công suất thu giữ, công nghệ xử lý, mức độ cải tạo nhà máy, hệ thống vận chuyển và phương án lưu trữ CO₂.

Ông Lê Văn Nghi, Chủ tịch kiêm Tổng Giám đốc QIS Global.

Do đó, lựa chọn công nghệ phải dựa trên đánh giá tổng thể, thay vì chỉ so sánh chi phí lắp đặt thiết bị thu giữ. Một dự án chỉ có thể vận hành bền vững khi xác định được nguồn phát thải, công nghệ phù hợp, phương án vận chuyển, địa điểm lưu trữ hoặc thị trường tiêu thụ CO₂, đồng thời làm rõ nguồn thu và chi phí trong suốt vòng đời dự án.

Để hạn chế rủi ro, ông Lê Văn Nghi đề xuất nghiên cứu triển khai theo mô-đun, bắt đầu với quy mô thu giữ khoảng 10.000-20.000 tấn CO₂ mỗi năm, sau đó đánh giá hiệu quả kỹ thuật và kinh tế trước khi mở rộng. Cách tiếp cận này có thể giúp doanh nghiệp kiểm chứng công nghệ, nâng cao năng lực vận hành và từng bước hoàn thiện phương án đầu tư. Tuy nhiên, quy mô thí điểm cần được lựa chọn trên cơ sở đặc điểm nguồn phát thải và mục tiêu của từng dự án, không nên áp dụng cứng nhắc.

Một vấn đề khác là hạ tầng vận chuyển và lưu trữ. Nếu mỗi doanh nghiệp tự đầu tư toàn bộ chuỗi CCUS, chi phí có thể trở thành rào cản lớn. Theo ông Tạ Đình Thi, Việt Nam nên nghiên cứu mô hình chia sẻ hạ tầng tại các khu công nghiệp, tập trung các nguồn phát thải để tổ chức thu gom, vận chuyển và lưu trữ CO₂. Mô hình này có thể phân bổ chi phí cho nhiều doanh nghiệp, tăng hiệu quả sử dụng hạ tầng và tạo điều kiện hình thành các trung tâm CCUS.

Về lâu dài, phát triển CCUS cần gắn với cơ chế tài chính và thị trường carbon. Doanh nghiệp cần có cơ sở tính toán lợi ích kinh tế từ lượng phát thải được cắt giảm, khả năng trao đổi tín chỉ carbon và các chính sách hỗ trợ phù hợp. Bên cạnh đó, cần phát triển đội ngũ kỹ thuật có năng lực thiết kế, thi công, vận hành và giám sát, đồng thời tăng cường hợp tác quốc tế để tiếp nhận công nghệ, kinh nghiệm quản lý rủi ro và tiêu chuẩn an toàn.

Từ góc độ triển khai, TS Nguyễn Hữu Lương đề xuất giai đoạn 2027-2030 tập trung đánh giá chi tiết dung lượng lưu trữ tại từng mỏ và bể trầm tích, làm cơ sở xem xét các dự án thí điểm và tiến tới hình thành trung tâm lưu trữ CO₂. Quá trình này cần đi kèm quy định cụ thể về quyền lưu trữ, trách nhiệm dài hạn, giám sát môi trường và xác minh lượng CO₂ được lưu giữ.

CCUS không thể thay thế các giải pháp giảm phát thải khác, nhưng có thể bổ sung công cụ cho những ngành khó giảm phát thải. Để biến tiềm năng thành dự án khả thi, Việt Nam cần triển khai từng bước, bắt đầu từ những địa điểm có lợi thế về nguồn phát thải, công nghệ và địa chất; đồng thời hoàn thiện thể chế, huy động vốn và phát triển hạ tầng đồng bộ. Đây sẽ là điều kiện quan trọng để CCUS đóng góp thực chất vào mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050.