Gỡ nút thắt công nghệ, mở đường cho mục tiêu Net Zero 2050

Bổ sung hành lang pháp lý và định hướng chiến lộ trình Net Zero

Chuyển đổi xanh là hành trình dài cần sự đồng hành của toàn xã hội. Việc kết nối cơ quan quản lý, nhà khoa học, doanh nghiệp và truyền thông có ý nghĩa then chốt nhằm đưa các giải pháp công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO₂ đến gần hơn với thực tiễn.

Ông Tạ Đình Thi, Phó Chủ nhiệm Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường của Quốc hội cho biết, Việt Nam đã bước đầu hình thành cơ sở pháp lý quan trọng cho CCUS. Trong đó, Luật Dầu khí số 10/2026/QH16 được Quốc hội thông qua ngày 23/8/2026 (có hiệu lực từ ngày 1/3/2027) đã bổ sung các quy định liên quan đến hoạt động thu giữ và lưu trữ carbon (CCS) gắn với ngành dầu khí. Ông Tạ Đình Thi đề xuất nghiên cứu mô hình chia sẻ hạ tầng thu gom, vận chuyển và lưu trữ CO₂ tại các khu công nghiệp để tối ưu hóa chi phí đầu tư.

Chi tiết hóa lộ trình chuyển đổi khí hậu, ông Lương Quang Huy, Trưởng phòng Quản lý phát thải khí nhà kính và Bảo vệ tầng ozone, Cục Biến đổi khí hậu (Bộ NN&MT) cho biết quản lý phát thải carbon của Việt Nam được định hướng qua ba giai đoạn chính:

Giai đoạn 2021-2025 (nền tảng): Hoàn thiện khung pháp lý kiểm kê khí nhà kính bắt buộc, vận hành thí điểm sàn carbon và thiết lập hệ thống đo đạc, báo cáo, thẩm định (MRV) cấp quốc gia.

Giai đoạn 2026-2030 (bứt phá): Đẩy mạnh giảm phát thải, phân bổ hạn ngạch phát thải thí điểm cho 110 cơ sở (34 nhà máy nhiệt điện, 25 nhà máy thép, 51 nhà máy xi măng) và vận hành chính thức sàn giao dịch tín chỉ carbon từ năm 2028.

Giai đoạn 2031-2050 (tăng tốc): Hướng tới mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 thông qua chuyển đổi hoàn toàn sang năng lượng tái tạo, CCUS và kinh tế tuần hoàn.

TS Nguyễn Hữu Lương, Chuyên gia cao cấp Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho hay: Thế giới hiện có 77 dự án CCS đang vận hành và 610 dự án trong giai đoạn phát triển. Tại Việt Nam, tiềm năng lưu trữ CO₂ tập trung tại ba bể trầm tích chính gồm Cửu Long, Nam Côn Sơn và Sông Hồng. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đã đánh giá sơ bộ tiềm năng lưu trữ tại 34 mỏ dầu khí ngoài khơi, tiếp nối kết quả bơm ép CO₂ thành công tại mỏ Rạng Đông từ năm 2011. 

TS Nguyễn Hữu Lương kiến nghị giai đoạn 2027-2030 cần triển khai thí điểm đánh giá chi tiết dung lượng lưu trữ từng bể địa chất, tiến tới xây dựng các trung tâm (hub) lưu trữ CO₂ tập trung.

Phân tích sâu hơn về mặt kỹ thuật, TS Nguyễn Thanh Tùng, Phó Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), kiêm Phó Hiệu trưởng Trường Đại học Dầu khí chỉ ra rằng: Việt Nam có lợi thế lớn về kinh nghiệm vận hành, dữ liệu địa chất và cơ sở hạ tầng dầu khí sẵn có. Dù vậy, thách thức lớn nhất hiện nay nằm ở khâu thu giữ CO₂ từ các nguồn phát thải công nghiệp (chiếm từ 60-80% tổng chi phí toàn chuỗi). 

Do đó, bên cạnh các quy định về CCS gắn với dầu khí trong Luật Dầu khí 2026, TS Nguyễn Thanh Tùng đề xuất cần sớm hoàn thiện quy định pháp lý đối với hoạt động CCS độc lập để thu hút dòng vốn đầu tư tư nhân và nước ngoài.

Thương mại hóa CCUS: Cơ hội ngành công nghiệp mới và rào cản chi phí

Ngày 27/10, Báo Nông nghiệp và Môi trường phối hợp cùng Cục Biến đổi khí hậu tổ chức hội thảo "Công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO2 (CCUS): Giải pháp thúc đẩy Net Zero tại Việt Nam".

Tại phiên tọa đàm, đánh giá về khả năng phát triển CCUS thành một ngành công nghiệp kinh doanh độc lập tại Việt Nam, ông Lê Văn Nghi, Chủ tịch HĐQT kiêm Tổng Giám đốc QIS Global khẳng định: CCUS hoàn toàn có thể trở thành một ngành công nghiệp mới khi yếu tố "Sử dụng" (Utilization) tạo ra các sản phẩm đầu ra giá trị cao như CO₂ thực phẩm, khí y tế, hydro và nhiên liệu tổng hợp. Tuy nhiên, do chi phí đầu tư ban đầu rất lớn (ví dụ một dự án thu giữ carbon tại nhà máy nhiệt điện 600 MW cần khoảng 30 triệu USD), ông Lê Văn Nghi đề xuất Việt Nam nên ưu tiên các mô hình công nghệ dạng mô-đun quy mô nhỏ (từ 10.000 đến 20.000 tấn CO₂/năm) để thử nghiệm và kiểm chứng hiệu quả trước khi nhân rộng.

Từ góc độ công nghệ quốc tế, ông Erskine Rozario, Giám đốc Kỹ thuật và Thi công Z.E.G Technology chia sẻ công nghệ ZEG SER tích hợp sản xuất hydro và thu giữ CO₂ với độ tinh khiết sản phẩm đạt trên 99,9%. Ông cho biết tại châu Âu, CO₂ thu giữ đang được ứng dụng mạnh mẽ trong sản xuất nhiên liệu hàng không bền vững (SAF) và e-methanol. Đối với ngành phân bón, việc kết hợp CO₂ với amoniac để sản xuất urê là hướng đi giàu tiềm năng nhưng đòi hỏi tiếp tục tối ưu hóa chi phí điện phân hydro xanh.

Đánh giá tài chính thương mại, ông Darshil Korde, Trưởng bộ phận Phát triển Bền vững của Công ty ISSPL Limited cho biết các cơ chế như Mục 45Q của Hoa Kỳ hay Điều 6 Thỏa thuận Paris đang tạo động lực vốn toàn cầu cho CCUS. Phân tích ngành cho thấy lĩnh vực lọc hóa dầu và khai thác khí có chi phí vận hành CCUS thấp nhất và thu hồi vốn nhanh nhất, tiếp theo là xi măng, thép, trong khi nhiệt điện than cần có cơ chế trợ giá carbon.

Ông Nguyễn Tuấn Quang, Cục trưởng Cục Biến đổi khí hậu (Bộ NN&MT) cho rằng để đẩy CCUS thời gian tới cần chú trọng ba vấn đề. Thứ nhất là hoàn thiện hệ thống pháp luật, cụ thể là sớm bổ sung quy định CCUS vào pháp luật bảo vệ môi trường và ứng phó biến đổi khí hậu; xây dựng cơ chế MRV rõ ràng, ban hành tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật quốc gia làm cơ sở áp dụng các chính sách ưu đãi về thuế, tín dụng.

Thứ hai cần hành cơ chế khuyến khích chuyển giao công nghệ cao; thể chế hóa phối hợp giữa cơ sở giáo dục, viện nghiên cứu và doanh nghiệp nhằm chuẩn hóa chương trình đào tạo đội ngũ kỹ sư, chuyên gia am hiểu pháp luật quốc tế.

Ông Quang cũng nhấn mạnh tầm quan trọng của việc đẩy mạnh ký kết và thi hành các thỏa thuận song phương, đa phương nhằm huy động nguồn lực tài chính xanh, chuyển giao công nghệ, hiện thực hóa mục tiêu Net Zero vào năm 2050.

Thứ trưởng Bộ NN&MT Lê Trọng Yên cho rằng, để hiện thực hóa cam kết đạt mức phát thải ròng bằng "0" (Net Zero) vào năm 2050, Việt Nam cần đổi mới mô hình tăng trưởng, chuyển đổi phương thức sản xuất và sử dụng tài nguyên ít phát thải, đồng thời bảo đảm an ninh năng lượng và năng lực cạnh tranh của doanh nghiệp.

Đỗ Hương