Từ tiềm năng địa chất đến lựa chọn khí hậu
Lưu trữ CO₂ ngoài khơi là việc đưa khí carbon đã thu giữ xuống các cấu trúc địa chất phù hợp dưới đáy biển để giữ lâu dài, qua đó hỗ trợ giảm phát thải ở những ngành khó chuyển đổi. Đây không phải giải pháp thay thế việc cắt giảm phát thải tại nguồn, nhưng có thể bổ sung một công cụ cần thiết trên hành trình hướng tới Net Zero. Tại hội thảo về công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO₂ ở Hà Nội ngày 27/10, TS Nguyễn Hữu Lương, chuyên gia cao cấp Viện Dầu khí Việt Nam, cho biết Petrovietnam đã đánh giá sơ bộ khả năng lưu trữ tại 34 mỏ dầu khí ngoài khơi. Con số này đáng chú ý vì biến câu chuyện CCUS từ tiềm năng chung thành danh mục địa điểm cần khảo sát sâu hơn. Việt Nam đã cam kết đạt phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050; vì vậy, đánh giá các cấu trúc lưu trữ là bước chuẩn bị có ý nghĩa, dù chưa đồng nghĩa với năng lực lưu trữ đã được xác nhận.
Ba bể trầm tích là lợi thế, không phải lời bảo đảm
Ba bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và Sông Hồng được xác định là những khu vực có tiềm năng lưu trữ CO₂ đáng chú ý. Theo TS Nguyễn Thanh Tùng, các bể trầm tích của Việt Nam có thể lưu trữ tới hàng chục tỷ tấn CO₂. Quy mô ước tính ấy tạo nền tảng để nghiên cứu sâu hơn, nhưng không nên được hiểu như dung lượng sẵn sàng đưa vào sử dụng. Mỗi mỏ cần được kiểm chứng về sức chứa, khả năng bơm ép, độ nguyên vẹn của cấu trúc địa chất và mức độ an toàn dài hạn. Việt Nam có một tiền lệ kỹ thuật đáng kể: CO₂ đã được bơm ép thành công tại mỏ Rạng Đông năm 2011. Kinh nghiệm đó hữu ích, song một hoạt động thử nghiệm không tự động chứng minh rằng mọi mỏ dầu khí Việt Nam đều phù hợp cho lưu trữ thương mại. Bước tiếp theo phải là xác định rõ địa điểm nào đạt yêu cầu và với quy mô nào.
Chuỗi công nghệ quyết định tính khả thi
CCUS gồm thu giữ CO₂ từ nguồn phát thải, vận chuyển rồi sử dụng hoặc lưu trữ lâu dài. Vì thế, một mỏ có cấu trúc địa chất phù hợp vẫn chưa đủ để tạo thành dự án khả thi. Khí sau thu giữ cần được nén và đưa đến nơi lưu trữ qua hạ tầng phù hợp; dự án còn cần giếng bơm ép và hệ thống giám sát. Khoảng cách từ nhà máy đến nơi tiếp nhận, quy mô vận hành và lựa chọn công nghệ đều tác động đến hiệu quả kinh tế. Đây là điểm khiến lộ trình thương mại hóa phải thận trọng: xây dựng riêng từng mắt xích mà thiếu phối hợp có thể làm chi phí tăng và giảm sức cạnh tranh của dự án. Các ngành như xi măng, thép, hóa chất, phân bón và năng lượng có thể xem xét công nghệ này, nhưng giải pháp cần phù hợp với đặc điểm từng cơ sở phát thải. Đánh giá địa chất và thiết kế chuỗi vận chuyển, lưu trữ phải tiến hành song hành.
Pháp lý và lộ trình sẽ thử sức với tham vọng
Luật Dầu khí số 10/2026/QH16 đã bổ sung quy định liên quan đến thu giữ và lưu trữ carbon gắn với hoạt động dầu khí, tạo nền tảng pháp lý ban đầu; luật có hiệu lực từ ngày 1/3/2027. Tuy nhiên, để chuyển từ đánh giá sang dự án, vẫn cần hướng dẫn cụ thể về quyền lưu trữ, trách nhiệm dài hạn và đo lường, báo cáo, thẩm tra lượng carbon. Giai đoạn 2027–2030 được đề xuất ưu tiên đánh giá chi tiết từng mỏ, từng bể trầm tích và nghiên cứu hình thành các cụm lưu trữ CO₂ tập trung. Sàn giao dịch carbon dự kiến vận hành chính thức từ năm 2028, còn giai đoạn 2031–2050 được xác định là thời kỳ tăng tốc hướng tới Net Zero. Tiềm năng của bể trầm tích CO₂ chỉ trở thành lợi thế thực sự khi có dữ liệu kiểm chứng, hạ tầng đồng bộ và cơ chế phân bổ rủi ro rõ ràng. 34 mỏ là khởi đầu đáng kể, nhưng kết quả cuối cùng sẽ được quyết định bởi khả năng biến đánh giá sơ bộ thành dự án an toàn và hiệu quả.
