Tiềm năng lớn, nhưng mới là điểm khởi đầu
Lưu trữ CO₂ là việc đưa khí carbon dioxide đã được thu giữ vào các cấu trúc địa chất phù hợp để giữ lại lâu dài, qua đó hỗ trợ giảm phát thải ở những lĩnh vực khó chuyển đổi bằng các biện pháp thông thường. Việt Nam đã có những dữ liệu ban đầu đáng chú ý: tại hội thảo về công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO₂ (CCUS) diễn ra ngày 27/10, chuyên gia Viện Dầu khí Việt Nam cho biết Petrovietnam đã đánh giá sơ bộ tiềm năng lưu trữ tại 34 mỏ dầu khí ngoài khơi. Đây là tín hiệu đáng khích lệ, nhưng không đồng nghĩa các mỏ đã sẵn sàng tiếp nhận CO₂. Mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 khiến việc tìm thêm giải pháp giảm phát thải trở nên cấp thiết; song quy mô tài nguyên chỉ có ý nghĩa khi được chuyển thành năng lực lưu trữ có thể kiểm chứng, giám sát và vận hành an toàn.
Ba bể trầm tích tạo nền tảng địa chất
Cửu Long, Nam Côn Sơn và Sông Hồng là ba bể trầm tích được xác định có tiềm năng lưu trữ CO₂; đánh giá của ngành dầu khí cho rằng khả năng lưu trữ tại các bể này có thể lên tới hàng chục tỉ tấn. Các mỏ dầu khí đã cạn kiệt là một dạng cấu trúc có thể xem xét, bên cạnh tầng chứa nước mặn và vỉa than sâu chưa khai thác. Đáng chú ý, Việt Nam từng bơm ép CO₂ thành công tại mỏ Rạng Đông vào năm 2011—một kinh nghiệm cho thấy hoạt động kỹ thuật không hoàn toàn xa lạ. Tuy vậy, con số tiềm năng ở cấp bể không thể thay cho đánh giá từng vị trí: cần xác định dung lượng, điều kiện địa chất và khả năng giám sát của mỗi mỏ. Lợi thế về hạ tầng, kinh nghiệm dầu khí và dữ liệu sẵn có là điểm tựa; chúng chưa phải bằng chứng thay thế cho thẩm định chi tiết.
Từ đánh giá sơ bộ đến dự án có thể kiểm chứng
Bước tiếp theo nên là biến con số khảo sát thành kế hoạch thí điểm có tiêu chí rõ ràng, thay vì vội xem tiềm năng địa chất như một kho lưu trữ đã sẵn sàng. Trong giai đoạn 2027–2030, chuyên gia đề xuất đánh giá chi tiết dung lượng tại từng mỏ và từng bể, đồng thời hướng tới hình thành các trung tâm lưu trữ CO₂. Cách làm theo từng giai đoạn sẽ giúp kiểm tra năng lực địa chất, quy trình vận chuyển, bơm ép và giám sát trước khi tính đến mở rộng. CCUS là một chuỗi công nghệ: thu giữ tại cơ sở phát thải mới chỉ là khâu đầu, còn cần phương án đưa CO₂ tới nơi sử dụng hoặc lưu trữ. Vì vậy, thí điểm phải làm rõ hiệu quả kỹ thuật và điều kiện vận hành của toàn chuỗi, thay vì chỉ tập trung vào thiết bị thu giữ.
Luật Dầu khí năm 2026 đã bổ sung quy định liên quan đến thu giữ, vận chuyển và lưu trữ CO₂, dự kiến có hiệu lực từ ngày 1/3/2027; đây là bước mở đường, nhưng cần hướng dẫn cụ thể về quyền lưu trữ, đo lường, báo cáo, thẩm định carbon và trách nhiệm dài hạn. Sự rõ ràng về an toàn và trách nhiệm sau khi bơm ép cũng quan trọng không kém việc xác định nơi lưu trữ phù hợp. Theo lộ trình được nêu tại hội thảo, sàn giao dịch tín chỉ carbon dự kiến vận hành chính thức từ năm 2028, còn giai đoạn 2031–2050 sẽ tập trung tăng tốc để đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0.
Cơ hội chỉ thành hiện thực nếu đi cùng kỷ luật
Việt Nam có cơ sở để xem xét công nghệ CCUS, nhưng không nên đánh đồng tiềm năng với khả năng triển khai thương mại. Các ngành nhiệt điện, xi măng, thép, hóa chất và phân bón có thể nghiên cứu ứng dụng, song mỗi ngành và cơ sở cần giải pháp phù hợp. Hiệu quả còn phụ thuộc vào công nghệ thu giữ, quãng đường vận chuyển, quy mô và điều kiện lưu trữ. Do đó, thứ tự ưu tiên hợp lý là tiếp tục đánh giá địa chất, hoàn thiện quy định về an toàn và trách nhiệm, rồi lựa chọn thí điểm có thể đo lường và kiểm chứng. Ba bể trầm tích cùng 34 mỏ dầu khí ngoài khơi đem lại nền tảng đáng kể; giá trị của chúng sẽ được quyết định bởi chất lượng dữ liệu, sự phối hợp giữa cơ quan quản lý, doanh nghiệp và giới khoa học, cũng như khả năng quản trị rủi ro lâu dài.
Kết luận: cơ hội lưu trữ CO₂ quy mô lớn đã có cơ sở ban đầu, nhưng công nghệ chỉ bước vào thực tiễn khi Việt Nam chuyển từ đánh giá sơ bộ sang thí điểm nghiêm ngặt, minh bạch và có trách nhiệm dài hạn.
