Thu giữ, lưu trữ, sử dụng CO2 trong hoạt động dầu khí [kỳ 2]: Kinh nghiệm quốc tế

Theo dõi KTMT trên

Trên thực tế, việc triển khai CCUS đã tăng gấp 3 lần trong thập kỷ qua, tuy nhiên, điều đó vẫn không đạt được tham vọng đặt ra với công suất thực tế hiện khoảng 40 triệu tấn/năm (chỉ đạt 13% so với mục tiêu).

KỲ 2: KINH NGHIỆM QUỐC TẾ TRONG THỰC HIỆN CCUS

Ngày nay, trên thế giới có 26 cơ sở CCUS, tập trung chủ yếu ở Hoa Kỳ (chiếm 50% tổng cơ sở CCUS hoạt động trên toàn cầu) là do quốc gia này sẵn có mạng lưới đường ống CO2 rộng khắp, nhu cầu sử dụng CO2 cho EOR, cùng với các chính sách hỗ trợ cho các dự án CCUS.

Trong thập kỷ qua, các cơ sở CCUS đã được đưa vào hoạt động tại Australia, Brazil, Canada, Trung Quốc, Ả Rập Xê Út và Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất.

Đầu tư vào CCUS cũng thấp hơn so với các công nghệ năng lượng sạch khác, chỉ chiếm dưới 0,5% tổng vốn đầu tư toàn cầu hàng năm vào các công nghệ hiệu quả và năng lượng sạch. Kể từ năm 2010, khoảng 15 tỷ USD vốn đầu tư vào 15 dự án CCUS quy mô lớn đã được đưa vào vận hành. Các nguyên nhân khiến CCUS không phát triển nhanh, bao gồm:

1/ Không triển khai theo kế hoạch do các cân nhắc thương mại và thiếu chính sách hỗ trợ nhất quán.

2/ Chi phí lắp đặt cơ sở hạ tầng cao và khó khăn trong việc tích hợp các yếu tố khác nhau của chuỗi cung ứng CO2, rủi ro kỹ thuật liên quan đến việc lắp đặt, hoặc mở rộng các cơ sở CCUS, các vấn đề đảm bảo tài chính.

3/ Sự phản đối của công chúng đối với việc lưu trữ, đặc biệt là lưu trữ trên bờ tại các dự án ở châu Âu. CCUS thường bị coi là công nghệ hỗ trợ nhiên liệu hóa thạch cạnh tranh với năng lượng tái tạo.

Ngành công nghiệp dầu khí đã đi đầu trong việc phát triển và triển khai các công nghệ CCUS với tổng công suất khoảng 32 triệu tấn/năm (80% tổng công suất thu hồi CO2 toàn cầu, gần 40 triệu tấn CO2/năm), trong đó, công suất thu hồi CO2 từ các nhà máy xử lý khí chiếm khoảng 27,5 triệu tấn/năm, các nhà máy lọc dầu, hóa chất phân đạm chiếm khoảng gần 5 triệu tấn/năm [9].

Trong các công ty dầu khí thế giới đầu tư và phát triển CCUS, tiêu biểu phải kể đến các công ty dầu khí Mỹ như: ExxonMobil, Chevron và Occidental Petroleum.

ExxonMobil có hơn 30 năm kinh nghiệm trong công nghệ CCS và là công ty đầu tiên thu hồi được hơn 120 triệu tấn CO2 (khoảng 40% tổng lượng CO2 thu hồi toàn cầu tính từ năm 1990 đến nay). ExxonMobil đang sở hữu khoảng 1/5 công suất thu giữ CO2 toàn cầu, thu hồi khoảng 9 triệu tấn CO2 vào năm 2020 (23% lượng CO2 thu hồi toàn cầu) [10].

Chevron đang tham gia vào 2 dự án CCS lớn nhất thế giới tại Quest (Canada) và Gorgon (Australia) với tổng công suất 5,2 triệu tấn CO2/năm.

Còn Occidental Petroleum hiện đang sở hữu 2 nhà máy tại Mỹ, với tổng công suất 6,3 triệu tấn CO2/năm.

Các công ty dầu khí lớn khác trên thế giới sở hữu nhà máy thu hồi CO2 như Petrobras là 4,6 triệu tấn CO2/năm, Qatar Petroleum - 2,1 triệu tấn CO2/năm, Equinor - 1,7 triệu tấn CO2/năm [3]. Các công ty dầu khí lớn trên thế giới đều đặt chỉ tiêu tăng công suất CCUS để theo đuổi mục tiêu phát thải ròng vào năm 2050.

Trong đó, ENI đặt mục tiêu tăng công suất CCUS đạt 7 triệu tấn CO2/năm vào năm 2030 và 50 triệu tấn CO2/năm vào năm 2050 [11]. Shell đặt mục tiêu tăng công suất CCUS đạt 25 triệu tấn CO2/năm vào năm 2035 [12]. TotalEnergies đặt mục tiêu tăng công suất CCUS đạt 5 - 10 triệu tấn CO2/năm vào năm 2030 [13]. Repsol đặt mục tiêu tăng công suất CCUS đạt 1,3 triệu tấn CO2/năm vào năm 2030 [14].

Trong tương lai, ngành công nghiệp dầu khí vẫn đóng vai trò quan trọng và lớn hơn trong phát triển công nghệ CCUS nếu có các cơ chế, chính sách khuyến khích đầu tư CCUS, với các lợi thế rõ rệt như:

1/ Nguồn phát thải CO2 trong hoạt động dầu khí (các nhà máy lọc hóa dầu, xử lý khí, hóa chất, phân đạm) tập trung, nên tương đối dễ dàng và hiệu quả để thu hồi.

2/ Ngành dầu khí sử dụng CO2, hiện chủ yếu để bơm vào lòng đất như một giải pháp nâng cao thu hồi dầu (EOR), cũng như trong tương lai có thể sử dụng CO2 để sản xuất phân đạm, nhiên liệu tổng hợp, hóa chất, vật liệu.

3/ Ngành dầu khí có thế mạnh về công nghệ bơm ép CO2 vào lòng đất và tận dụng được cơ sở hạ tầng vận chuyển, bơm ép và các mỏ dầu khí cạn kiệt để lưu trữ CO2.

Theo báo cáo của IEA, 2021 [4]: Gần đây đã có những chuyển động tích cực của CCUS ở nhiều nước Đông Nam Á ở các khía cạnh (từ chiến lược của chính phủ, đầu tư các dự án, nghiên cứu và đổi mới sáng tạo đến các hỗ trợ tài chính cho các dự án CCUS).

Về chiến lược, Mạng lưới CCUS châu Á được thành lập để hỗ trợ hợp tác trong phát triển và triển khai CCUS (tháng 6/2021). Các bộ trưởng ASEAN tuyên bố chung về năng lượng, lấy CCUS làm công nghệ chìa khóa xử lý khí thải từ than đá (tháng 11/2020). Kế hoạch hành động ASEAN về Hợp tác năng lượng (APAEC) cung cấp định hướng chính sách tổng quát cho triển khai CCUS trong khu vực (tháng 11/2020).

Nhiều dự án trong khu vực đã được ký kết biên bản ghi nhớ, thỏa thuận thực hiện như:

- Eni và Santos ký Biên bản ghi nhớ MOU để đánh giá việc tái sử dụng khí đốt ở các công trình Bayu-Undan ngoài khơi Đông Timor, cũng như các cơ hội CCUS ở Darwin, Úc (tháng 5/2021).

- Mitsubishi với JOGMEC, PAU và Học viện Công nghệ Bandung bắt đầu nghiên cứu dự án sản xuất amoniac ít phát thải ở Indonesia (tháng 3/2021).

- ExxonMobil công bố Trung tâm CCS, với kế hoạch thu giữ CO2 thải ra từ các cơ sở sản xuất của Singapore để lưu trữ trong vùng (tháng 2/2021).

- Petronas đang triển khai CCUS tại cơ sở khí đốt Kasawari ở Malaysia, với việc bơm ép vào một mỏ khí đã cạn kiệt vào năm 2025, với mục tiêu đạt được netzero phát thải carbon vào năm 2050 (tháng 2/2021).

- Các công ty năng lượng và vận tải biển của Úc và Nhật Bản ký Biên bản ghi nhớ để xem xét dự án lưu trữ DeepC Storage - một Trung tâm CCUS ở miền Bắc Australia có thể lưu trữ CO2 trong khu vực (Tháng 12/2020).

- J-POWER và Japan NUS Co, hợp tác với PT Pertamina đang nghiên cứu một dự án trình diễn (Demonstration project) lưu trữ đến 300.000 tấn CO2/năm tại mỏ khí đốt Gundih ở Trung Java, Indonesia (tháng 9/2020).

- Repsol SA đề ra trong Kế hoạch bền vững năm 2020 (2020 Sustainability Plan) cho Indonesia để thực hiện nghiên cứu một dự án CCUS quy mô lớn trong Lô Sakakemang phát triển khí đốt tự nhiên của Repsol ở Nam Sumatra.

- Petronas đã ký Biên bản ghi nhớ với JOGMEC và JX Nippon Oil and Gas Exploration của Nhật Bản vào tháng 3/2020 để nghiên cứu phát triển các mỏ khí có CO2 cao ở Malaysia cùng với CCUS và khả năng xuất khẩu hydrogen sản xuất từ khí tự nhiên sang Nhật Bản [4].

Về nghiên cứu và đổi mới sáng tạo, Singapore thành lập Sáng kiến tài trợ cho nghiên cứu năng lượng carbon thấp trị giá 49 triệu SGD (37 triệu USD) cho các dự án nghiên cứu phát triển công nghệ năng lượng carbon thấp như hydrogen và CCUS (tháng 10 năm 2020). Trung tâm Dữ liệu Keppel, Chevron, Pan-United và Surbana Jurong, với sự hỗ trợ của Quỹ Nghiên cứu Quốc gia, đã ký MOU để phát triển quy trình khử carbon đầu cuối và hệ thống thu giữ carbon đầu tiên ở Singapore (tháng 7 năm 2020). Ở Indonesia, Trung tâm Quốc gia ITB về Chất lượng xuất sắc cho CCU và CCS (ITB National Centre of Excellence for CCU and CCS) được thành lập năm 2017 với sự hỗ trợ của ADB.

Việc phát triển và triển khai CCUS ở khu vực Đông Nam Á cũng đã nhận được một số chính sách hỗ trợ tài chính. Chương trình Cơ chế tín dụng chung (JCM-Joint Crediting Mechanism) của Nhật Bản hỗ trợ nghiên cứu khả thi cho dự án Gundih CCUS và mỏ Sukowati ở Indonesia (2020). Quỹ CCS của ADB hỗ trợ nghiên cứu khả thi cập nhật cho dự án Gundih CCS, bao gồm đánh giá rủi ro, quản lý dự án, xây dựng các khuôn khổ pháp lý và quy định CCUS ở Indonesia (2019).

Báo cáo chung năm 2019 về tài chính khí hậu của các Ngân hàng Phát triển Đa phương (Joint Report on Multilateral Development Banks’ Climate Finance) xác nhận CCS đủ điều kiện để phân loại là tài chính giảm nhẹ ảnh hưởng đến khí hậu. GIC (quỹ tài sản có chủ quyền Singapore) đã đầu tư chiến lược vào Công ty Storegga của Vương quốc Anh - Công ty tiên phong trong công nghệ phát thải thấp (bao gồm dự án Acorn CCUS).

Nghiên cứu của Nan Wang [15] đánh giá thống kê 263 dự án CCUS được thực hiện từ năm 1995 đến 2018 cho thấy: Quy mô công suất tăng thêm 1 triệu tấn CO2/năm làm tăng nguy cơ thất bại của dự án CCUS lên gần 50%. Các cơ chế hỗ trợ hiện tại chưa đủ để giảm thiểu rủi ro liên quan đến việc nâng cấp quy mô dự án. Nâng cấp dần dần, tăng cường hỗ trợ chính sách, đồng thời xây dựng thị trường thông qua định giá carbon, kết hợp đồng thời của đổi mới công nghệ, thể chế, đầu tư và chiến lược triển khai sẽ giúp khắc phục sự mất cân bằng giữa rủi ro và lợi nhuận của các dự án CCUS [15].

CCUS hiện đang nằm ngoài tầm với của các công ty tư nhân. Sự hỗ trợ của chính phủ các nước là rất quan trọng để thực hiện các dự án CCUS, bao gồm: Hỗ trợ tài chính, ưu đãi thuế và cơ sở hạ tầng (cấp nước, đường ống dẫn CO2, cơ sở xử lý…).

Các dự án CO2-EOR ngoài khơi có thể đắt đỏ vì những lý do sau:

Thứ nhất: Sự cần thiết phải xử lý, hiệu chỉnh, nâng cấp hệ thống trang thiết bị ở các giếng để thực hiện bơm ép EOR; các công trình ngoài khơi thường có khoảng không gian và trọng lượng rất hạn chế, các vật liệu được sử dụng trong các hệ thống xử lý hiện có thường không phù hợp với các dòng CO2 cao.

Thứ hai: Thiếu nguồn cung cấp CO2 đầy đủ và kịp thời

Thứ ba: Lượng dầu thu hồi gia tăng không đủ để bù đắp các chi phí bổ sung.

Việc phát triển CO2-EOR trên một mỏ dầu lớn ngoài khơi trong giai đoạn phát triển cuối đời mỏ có nhiều trở ngại đáng kể như:

- Chi phí đầu tư lớn liên quan đến việc chuyển đổi và điều chỉnh các cơ sở hạ tầng/giàn khoan.

- Thiếu cơ sở hạ tầng để cung cấp và xử lý đủ lượng CO2.

- Cạnh tranh với các lựa chọn khác hấp dẫn hơn (chẳng hạn như bơm ép khí khác, bơm ép hóa chất...).

Về cơ chế, chính sách, việc triển khai CCUS phụ thuộc rất nhiều vào sự hỗ trợ của chính phủ. Hầu hết tất cả các dự án CCUS hiện nay đều được hưởng lợi từ một số hình thức hỗ trợ. Nguồn tài trợ đóng một vai trò đặc biệt quan trọng trong các dự án kể từ năm 2010, với 8 trong số 15 dự án nhận được khoản tài trợ từ khoảng 55 đến 840 triệu USD. Bảy dự án đã được tiếp cận hỗ trợ dưới hình thức tín dụng thuế, hoặc trợ cấp (bao gồm các dự án của Hoa Kỳ được phát triển từ năm 2009), có thể tiếp cận khoản tín dụng thuế ban đầu là 20 USD/tấn CO2 lưu trữ và 10 USD/tấn CO2 sử dụng trong EOR [1]. Thuế carbon (thuế CO2 đối với khai thác dầu khí ngoài khơi được áp dụng từ năm 1991) đã hỗ trợ cho 2 dự án CCUS ở Na Uy (yêu cầu thu hồi CO2 khỏi khí tự nhiên) [9].

Thực tế, có thể cần phải kết hợp nhiều biện pháp (bao gồm tài trợ vốn trực tiếp, tín dụng thuế, cơ chế định giá carbon, trợ cấp hoạt động, các yêu cầu quy định và mua sắm công các sản phẩm carbon thấp cho các nhà máy được trang bị CCUS, hỗ trợ đổi mới, phát triển và thương mại hóa các công nghệ mới).

Hiện nay, không có khung chính sách CCUS chung, việc lựa chọn, hoặc kết hợp các công cụ thích hợp cho mỗi quốc gia phụ thuộc vào điều kiện thị trường, các yếu tố thể chế, mục tiêu giảm phát thải, nguồn năng lượng trong nước, tính sẵn có và chi phí của các phương pháp để cắt giảm lượng khí thải. Sự phù hợp của công cụ chính sách cũng khác nhau tùy theo ứng dụng CCUS, chính sách cần được điều chỉnh cho phù hợp với giai đoạn phát triển công nghệ CCUS trong từng lĩnh vực, hoặc ứng dụng đang được triển khai.

Tại Hoa Kỳ, biện pháp kích thích đầu tư CCUS đáng kể đã đưa ra vào năm 2018 với luật mở rộng và nâng cao tín dụng thuế 45Q. Theo luật này, sẽ cung cấp tới 50 USD cho mỗi tấn CO2 được lưu trữ vĩnh viễn trong các thành tạo địa chất và 35 USD cho mỗi tấn CO2 được sử dụng cho EOR, hoặc các mục đích công nghiệp khác [16].

Ở khu vực châu Âu chỉ có hai dự án CCUS đang hoạt động, nhưng có rất nhiều dự án được quy hoạch tập trung xung quanh các cụm công nghiệp với cơ sở hạ tầng lưu trữ CO2 dùng chung với các nguồn thu hồi CO2 từ các nhà máy công nghiệp. Kết hợp giữa tài trợ không hoàn lại, tài trợ trực tiếp của chính phủ với các thỏa thuận chia sẻ rủi ro và hỗ trợ hoạt động là các biện pháp chính hiện đang được áp dụng để hỗ trợ việc mở rộng CCUS.

Ở các quốc gia, hoặc khu vực có các doanh nghiệp nhà nước lớn như Trung Quốc và Trung Đông, chính phủ hỗ trợ phát triển CCUS giai đoạn đầu, các doanh nghiệp nhà nước áp dụng CCUS được hỗ trợ thông qua các chính sách mua sắm.

(Đón đọc kỳ tới...)

NGUYỄN ANH ĐỨC - TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

[1] IEA Report, “Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage: CCUS in clean energy transitions”, 2020. https://iea.blob.core.windows.net/assets/181b48b4-323f-454d-96fb-0bb1889d96a9/CCUS _in_clean_energy_transitions.pdf

[2] Guloren Turan, “CCS: Applications and Opportunities for the Oil and Gas Industry”, Global CCS Institute, May 2020. https://www.globalccsinstitute.com/ resources/publications-reports-research/ccs-applications-and-opportunities-for-the-oil-and-gas-industry/

[3] Global CCS Institute, “Global Status of CCS 2021: CCUS Accelerating to Net Zero”, 2021. https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/10/2021-Global-Status-of-CCS-Report_Global_CCS_Institute.pdf

[4] IEA, “Carbon Capture, Utilisation and Storage: The Opportunity in Southeast Asia”, June 2021. https://iea.blob.core.windows.net/assets/2c510792-7de5-458c-bc5c-95c7e2560738/CarbonCaptureUtilisationandStorage_TheOpportunityinSoutheastAsia.pdf

[5] Andrei, Maria, De Simoni, Michela, Delbianco, Alberto, Cazzani, Piero, and Zanibelli, Laura; “Enhanced Oil Recovery with CO2 Capture and Sequestration”, WEC: N. p., 2010. https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/21403705

[6] Melzer Consulting, “Optimization of CO2 storage in CO2 enhanced oil recovery projects”, 30 November 2010. https://assets.publishing.service.gov.uk/ government/uploads/ system/uploads/attachment_data/file/47992/1006-optimization-of-co2-storage-in-co2-enhanced-oil-re.pdf

[7] David Kearns, Hary Liu, Chris Consoli, “Technology Readiness and Costs of CCS”, Global CCS Institute, March 2021. https://www.globalccsinstitute.com/ wp-content/uploads/2021/04/CCS-Tech-and-Costs.pdf

[8] IEA, Technology Roadmap: Carbon Capture and Storage 2009, Paris, France. https://iea.blob.core.windows.net/assets/6fb1a978-4fa3-4ab0-8ef4-7d18cc9c1880/CCSRoadmap2009.pdf

[9] Global CCS Institute, “The Global Status of CCS 2020: Targeting Climate Change”. https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/

[10] ExxonMobil, Carbon capture and storage. https://corporate.exxonmobil.com/-/media/Global/Files/carbon-capture-and-storage/CCS-Infographic.pdf

[11] Eni report “Eni for 2020 - Carbon neutrality by 2050”, 12th May 2021. https://www.eni.com/assets/documents/eng/just-transition/2020/Eni-for-2020-Carbon-neutrality-by-2050.pdf.

[12] Royal Ductch Shell Plc report “Shell energy transition strategy 2021”, 15th April 2021. https://www.shell.com/investors/shareholder-meetings/_jcr_content/ par/expandablelist_copy/expandablesection_11.stream/1618407326759/7c3d5b317351891d2383b3e9f1e511997e516639/shell-energy-transition-strategy-2021.pdf.

[13] TotalEnergies report “Our 2030 targets towards carbon neutrality in 2050”, September 2021. https://totalenergies.com/sites/g/files/nytnzq121/files/documents/2021-10/ TotalEnergies_Climate_Targets_2030_EN.pdf

[14] Repsol press release “Repsol increases its targets for renewable generation and emission reductions”, 05th October 2021. https://www.repsol.com/content/dam/repsol-corporate/en_gb/sala-de-prensa/documentos-sala-de-prensa/pr05102021-repsol-increases-its-targets-for-renewable-generation-and-emission-reductions.pdf

[15] Nan Wang, Keigo Akimoto, Gregory F.Nemet, “What went wrong? Learning from three decades of carbon capture, utilization and sequestration (CCUS) pilot and demonstration projects”, Energy Policy, Volume 158, November 2021, 112546. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112546.

[16] N.T. Khương, “Công nghệ thu hồi, lưu trữ và sử dụng carbon (CCUS) trong xu hướng chuyển dịch năng lượng sạch”, Báo cáo chuyên đề của Ban Chiến lược PVN, 2021.

[17] ADB, “Prospects for Carbon Capture and Storage in Southeast Asia”, Sept. 2013. https://www.adb.org/sites/default/files/publication/31122/carbon-capture-storage-southeast-asia.pdf

[18] JOGMEC, “CO2-EOR Huff ‘n’ Pub Pilot Test in Block 15-1, Offshore Vietnam”, February 2012.

Theo Tạp chí Năng lượng Việt Nam