Công nghệ thu hồi và lưu trữ carbon giúp giảm phát thải

Công nghệ thu hồi và lưu trữ carbon (CCS) đang được coi là giải pháp quan trọng để giảm phát thải khí nhà kính trong nhiều ngành công nghiệp quan trọng, trong đó có ngành công nghiệp năng lượng như dầu khí.

Petrovietnam sẽ lựa chọn và chuẩn bị địa điểm lưu trữ triển khai dự án CCS đầu tiên. Ảnh minh họa: A.N/Bnews/vnanet.vn

Thay vì xả phát thải CO2 vào khí quyển, công nghệ thu giữ amin hoặc hấp thụ vật lý cho phép làm sạch CO2 để phục vụ cho ngành thực phẩm (sản xuất nước giải khát) hoặc tái tổng hợp thành cồn công nghiệp methanol và phân đạm ure.

Với đặc thù nguồn phát thải CO2 trong chuỗi hoạt động dầu khí của Tập đoàn Công nghiệp-Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) có tính tập trung, tương đối dễ dàng và hiệu quả trong việc thu hồi (các nhà máy lọc hóa dầu, xử lý khí, hóa chất phân đạm, điện), việc nghiên cứu ứng dụng công nghệ CCS quy mô lớn đã được Petrovietnam, Viện Dầu khí Việt Nam hợp tác với Cơ quan An ninh năng lượng và Kim loại Nhật Bản (JOGMEC) thực hiện. Theo đánh giá, tiềm năng lưu giữ CO2 của khu vực bể Sông Hồng là 39 Gigaton, bể Cửu Long là 10 Gigaton và bể Nam Côn Sơn là 22 Gigaton.

Bên cạnh đó, Petrovietnam lại có thế mạnh sử dụng, tái chế CO2 như: Nâng cao thu hồi dầu, sản xuất phân đạm, nhiên liệu tổng hợp, hóa chất, vật liệu...Thêm vào đó, các mỏ dầu khí sắp cạn có thể tận dụng làm các cơ sở lưu trữ, chôn lấp CO2, đồng thời có thể tận dụng các hạ tầng đường ống thu gom hiện tại để vận chuyển CO2. Ngoài ra, công nghệ bơm ép CO2 vào tầng chứa, vận chuyển CO2 bằng tàu thủy hay tìm kiếm các đối tượng địa chất để lưu trữ CO2…cũng khá giống việc tìm kiếm thăm dò dầu khí và đều là thế mạnh của Petrovietnam.

Theo Petrovietnam, trong giai đoạn xây dựng 2026-2028, Petrovietnam sẽ lựa chọn và chuẩn bị địa điểm lưu trữ triển khai dự án CCS đầu tiên, chuẩn bị đánh giá khả thi cho xây dựng cơ sở hạ tầng thu giữ CO2, đường ống vận chuyển. Giai đoạn vận hành thử nghiệm 2028-2029, Petrovietnam sẽ vận hành hệ thống ở công suất hạn chế để đánh giá hiệu suất và đào tạo các nhà điều hành địa phương và sẽ chuyển sang giai đoạn vận hành toàn phần sau 2030, hoạt động ở công suất thiết kế, mở rộng quy mô dự án và tối ưu hóa các quy trình.

Mới đây, liên danh gồm Công ty TNHH Điện Nghi Sơn 2 (NS2PC), Petrovietnam, JOGMEC và ENEOS Xplora đã đề xuất dự án CCS Nghi Sơn, quy mô khoảng 50.000 tỷ đồng, nhằm hướng tới thu hồi hàng triệu tấn CO2/năm từ các nguồn phát thải lớn tại Khu kinh tế Nghi Sơn (Thanh Hóa), đặc biệt từ các nhà máy nhiệt điện, sau đó vận chuyển và lưu trữ tại các cấu tạo địa chất ngoài khơi.

Về cơ bản, một dự án CCS đầy đủ bao gồm ba công đoạn chính: Thu giữ, vận chuyển và lưu trữ CO2, trong đó từng công đoạn đều cần các quy định tương ứng để quản lý hoạt động của dự án và đảm bảo môi trường, sức khỏe cộng đồng.

Bên cạnh đó, các dự án CCS thường cần đầu tư vốn tương đối cao, từ 1.342 - 2.272 triệu USD/công suất một triệu tấn CO2 /năm. Ngoài ra, tính an toàn của việc lưu trữ CO2 dưới lòng đất cũng là một thách thức.

Vì vậy, để bảo đảm tính khả thi cho dự án CCS Nghi Sơn nói riêng và các dự án CCS nói chung trong tương lai, sự hỗ trợ về vốn ban đầu, cơ chế chính sách và phát triển thị trường carbon là thực sự cần thiết.

Tiến sỹ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho biết, trước các yêu cầu thực tế, Dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi) năm 2026 đã đề xuất mở rộng phạm vi sang chuỗi giá trị năng lượng, bổ sung năng lượng ngoài khơi và công nghệ lưu trữ carbon trong hoạt động dầu khí. Thực tế là việc triển khai một số hoạt động như chôn lấp CO2, lưu trữ năng lượng thường gắn liền với các hợp đồng dầu khí. Vì vậy, việc tích hợp các nội dung này vào Dự thảo Luật Dầu khí (sửa đổi) lần này chính là điểm tiến bộ và được kỳ vọng sẽ là “đòn bẩy” giúp đảm bảo an ninh năng lượng, giảm phát thải, đồng thời mở khóa chuỗi giá trị năng lượng mới.