Đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ tách CO2 từ khí thải của các nhà máy nhiệt điện than có phần vốn góp của Petrovietnam

Việt Nam có tiềm năng lưu trữ CO2, tập trung tại các bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn với công suất lưu trữ có thể lên đến ~ 41 - 110 tỷ tấn CO2 và đã được định hướng phát triển trong Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) có lợi thế khi tích hợp CCUS vào chuỗi giá trị hoạt động dầu khí hiện tại. Quá trình thu giữ CO2 từ khí thải của nhà máy nhiệt điện có thể được thực hiện bằng các phương pháp như thu giữ trước khi đốt (pre-combustion), thu giữ sau khi đốt (post-combustion) hoặc đốt cháy nhiên liệu bằng oxygen (oxy-fuel combustion), trong đó, phương pháp thu giữ sau khi đốt được áp dụng rộng rãi nhất do thuận lợi khi tích hợp vào các nhà máy hiện hữu. Các nhà máy điện than của Petrovietnam có thể giảm phát thải thông qua phương pháp thu giữ carbon sau khi đốt, sử dụng công nghệ hấp thụ bằng dung dịch amine với hiệu suất thu giữ đạt 90%. Tổng mức đầu tư của phân xưởng thu hồi CO2 khoảng 1,8 tỷ USD/nhà máy. Quá trình thu giữ carbon dẫn đến tăng LCOE ~ 62 - 94% với chi phí thu giữ carbon LCOC ~ 50 - 60 USD/tấn CO2 (bao gồm chi phí năng lượng sử dụng từ nhà máy điện ~ 30%). Tăng số giờ vận hành nhà máy điện than và thời gian khấu hao cụm thu giữ CO2 có thể giúp giảm 15 - 20% chi phí thu giữ CO2. Để triển khai giải pháp thu giữ carbon từ khí thải của các nhà máy nhiệt điện than, cần hoàn thiện khung pháp lý, chính sách và khoa học công nghệ, đồng thời xây dựng lộ trình tổng thể để phát triển toàn diện chuỗi giá trị CCUS.