Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) khuyến nghị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tập trung phát triển bền vững lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác (E&P) thông qua tận khai thác dầu, thăm dò/mua mỏ và phát triển chuỗi giá trị khí; đầu tư các lĩnh vực phù hợp xu thế phát thải ít carbon như điện gió ngoài khơi (để tự dùng/sản xuất H2 xanh lá/bơm ép CO2 nâng cao thu hồi dầu hoặc tàng trữ) hay cung cấp dịch vụ (chế tạo, lắp ráp, bảo dưỡng) cho điện gió ngoài khơi; thay đổi mô hình kinh doanh để tăng mức độ “dẻo dai” trước các biến động ngắn hạn (đại dịch như Covid-19) và dài hạn (xu hướng chuyển dịch năng lượng).

Mô hình trung tâm (hub) cung cấp “năng lượng xanh”. Ảnh: VPI

Tại COP26 (11/2021), các quốc gia tập trung thảo luận để đưa ra các chính sách hiện thực hóa thỏa thuận Paris nhằm duy trì mức tăng nhiệt độ toàn cầu dưới 2 oC, phấn đấu dưới 1,5 oC trong thế kỷ 21 so với thời kỳ tiền công nghiệp, không phát thải ròng (Net zero) trong giai đoạn 2050 – 2100 và đảm bảo Quỹ hỗ trợ 100 tỷ USD/năm cho các quốc gia đang phát triển giảm phát thải khí nhà kính và khắc phục hậu quả biến đổi khí hậu. 3 giải pháp chính để nhiệt độ toàn cầu tăng ít hơn 2 oC so với thời kỳ tiền công nghiệp là: tăng tỷ trọng điện trong năng lượng cuối cùng từ 20% hiện nay lên 50%; giảm sử dụng than; tăng sử dụng khí thiên nhiên và năng lượng tái tạo kèm lưu trữ trong phát điện và đẩy nhanh sản xuất và sử dụng hydro xanh lam hoặc xanh lá trong giao thông vận tải và công nghiệp, tăng cường thu hồi, sử dụng hoặc tàng trữ CO2 (CCUS).
Trong cam kết quốc gia (NDC) 2020, Việt Nam tự nguyện giảm 9% phát thải CO2 (~ 84 triệu tấn) và giảm 27% (~ 251 triệu tấn) vào năm 2030 nếu có hỗ trợ quốc tế. Tại COP26, Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính đã phát biểu “Việt Nam là một nước có lợi thế về năng lượng tái tạo, sẽ xây dựng và triển khai các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính mạnh mẽ bằng nguồn lực của mình, cùng với sự hợp tác và hỗ trợ của cộng đồng quốc tế, nhất là các nước phát triển, cả về tài chính và chuyển giao công nghệ, trong đó có thực hiện các cơ chế theo Thỏa thuận Paris, để đạt mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050”.
Bên cạnh xu hướng chuyển dịch năng lượng đang ngày càng mạnh mẽ, đại dịch Covid-19 đã thay đổi thị trường năng lượng toàn cầu, tạo ra trạng thái “bình thường mới” trong đó các công ty dầu khí quốc tế (IOC) như Shell, BP, Total, Eni và cả ExxonMobil tăng cường thoái vốn khỏi lĩnh vực dầu khí truyền thống và chuyển sang đầu tư vào năng lượng tái tạo, trong khi các công ty dầu khí quốc gia (NOC) gia tăng các hoạt động thăm dò khai thác. Dự báo trong trạng thái “bình thường mới” này, các nhà máy điện khí sẽ phải cạnh tranh mạnh mẽ với các nhà máy điện gió, mặt trời, biên lợi nhuận lọc dầu khả năng thấp trong dài hạn. Đặc biệt, một số dự án khí đang thăm dò hoặc đang phát triển có phần sở hữu lớn của các IOC có thể bị ảnh hưởng về tiến độ.
VPI đưa ra 3 khuyến nghị để PVN có thể thích ứng và tận dụng trạng thái “bình thường mới”:
1. Với sứ mạng của công ty dầu khí quốc gia và tận dụng lợi thế chưa chịu áp lực giảm phát thải CO2 làm tăng chi phí khai thác, PVN xem xét tập trung phát triển các mỏ dầu có thể đưa vào khai thác sớm (tận thăm dò/tận khai thác dầu xung quanh khu vực đã có hạ tầng) như tại Lô 01-02/17 và Lô 15-1, triển khai giải pháp nâng cao thu hồi dầu sử dụng khí CO2 (EOR kết hợp CCS) cho toàn bộ bể Cửu Long, mua lại các mỏ khí từ các IOC đang chịu áp lực từ cổ đông và cam kết chống biến đổi khí hậu, bán bớt các tài sản nhỏ không thể tận dụng cơ sở hạ tầng sẵn có để phát triển và khai thác cũng như tối ưu chi phí thăm dò/phát triển/khai thác thông qua chuyển đổi số.
2. Tận dụng tiềm năng điện gió ngoài khơi Việt Nam rất lớn (ước tính khoảng 162 – 475 GW theo Ngân hàng Thế giới), năng lực cũng như kinh nghiệm xây dựng/vận chuyển/lắp đặt/bảo dưỡng công trình biển và kinh nghiệm quản lý đầu tư các dự án lớn của các đơn vị trong Tập đoàn, PVN có thể đầu tư điện gió ngoài khơi để tự dùng cho các giàn khai thác hoặc để sản xuất hydro xanh lá từ nước biển hoặc để bơm ép CO2 nhằm tăng cường khai thác dầu hoặc tàng trữ. Trước mắt, PVN có thể liên kết các đơn vị thành viên để chiếm lĩnh thị trường cung cấp dịch vụ (chế tạo, lắp ráp, bảo dưỡng) cho các dự án điện gió ngoài khơi. Đối với các nhà máy chế biến dầu khí, PVN nên sớm đầu tư công nghệ để chuyển đổi cơ cấu sản phẩm chủ yếu từ xăng dầu sang sản phẩm hóa dầu.
3. Chuyển đổi mô hình kinh doanh để tận dụng xu hướng chuyển dịch năng lượng. Với tiềm lực tài chính mạnh, cơ sở hạ tầng sản xuất và phân phối lớn và rộng đã đầu tư, thương hiệu phổ biến trong và ngoài nước, PVN hoàn toàn có thể tạo dựng và vận hành mô hình Trung tâm (Hub) cung cấp “năng lượng xanh” (mô hình cung cấp năng lượng như dịch vụ – EaaS) cho khách hàng trong nước và khu vực. Trong mô hình này, PVN có thể trực tiếp cung cấp giải pháp năng lượng xanh (từ xăng dầu, khí, điện, hydro, NH3) tổng thể, trọn gói cho khách hàng với các đặc tính xanh (do có kết hợp CCUS), an toàn và hiệu quả. Ngoài ra, PVN còn có thể cho thuê hạ tầng phân phối năng lượng bao gồm cảng nhập LNG và đường ống khí tự nhiên/hydro.
Mô hình EaaS sẽ được hoàn chỉnh bởi mô hình “xanh hóa” nguồn năng lượng từ đó tạo ra sản phẩm (thép, xi măng, nhôm, điện, phân bón…) xanh hơn thông qua việc thu hồi, sử dụng hoặc tàng trữ CO2 và giao dịch tín chỉ CO2 trên thị trường quốc tế.
Với tài sản lớn là các mỏ dầu khí và sự hiểu biết về địa chất, thủy động dưới lòng đất trong lãnh thổ và trên thềm lục địa Việt Nam, PVN có thể xác định các cấu tạo tiềm năng để lưu trữ CO2 dài hạn không chỉ cho các khách hàng trong nước mà cả trong khu vực có nhu cầu, đáp ứng các cam kết về giảm phát thải CO2 hoặc muốn “xanh hóa” sản phẩm để giảm thuế carbon biên giới khi xuất khẩu vào các nước như châu Âu, Mỹ, Canada, Nhật Bản… trong tương lai. Trong nghiên cứu của Đại học Quốc gia Singapore (NUS) mà VPI tham gia, tổng tiềm năng lưu trữ CO2 của mỏ Bạch Hổ và Lan Tây sau khi đã khai thác hết dầu khí lên đến 300 triệu tấn, tương đương 33 tỷ USD với giá CO2 ở mức 110 USD/tấn (mức giá tối thiểu để nhiệt độ toàn cầu tăng ít hơn 2 oC so với thời kỳ tiền công nghiệp theo tư vấn Wood Mackenzie). Tiềm năng lưu trữ CO2 của các tầng nước ngầm trên bờ (Cần Giờ) hoặc lân cận các mỏ dầu khí ở Việt Nam sơ bộ được VPI đánh giá cao gấp nhiều lần so với tiềm năng lưu trữ tại các mỏ Bạch Hổ và Lan Tây.
Ngoài ra, khu vực Đông Nam Bộ còn có lợi thế là các nhà máy công nghiệp phát thải nhiều CO2 như thép, xi măng, phân bón được tập trung thành từng cụm trong các khu công nghiệp và đều có đường ống dẫn khí thiên nhiên đến để cung cấp nên thuận lợi cho việc thu hồi, hóa lỏng tập trung và vận chuyển CO2 bằng đường ống (xây mới). Tại khu vực này, PVN đã có đường ống khí Bạch Hổ – Dinh Cố có thể sử dụng vận chuyển CO2 lỏng đến các giàn khai thác tại bể Cửu Long để sử dụng tăng thu hồi dầu (CO2-EOR) cũng như tàng trữ khi đã khai thác hết dầu khí và trong các tầng nước ngầm lân cận.
Nghiên cứu giữa JOGMEC và VPI trong giai đoạn 2007 – 2010 cho thấy việc đầu tư thu hồi CO2 từ các nhà máy điện, đạm, thép, xi măng khu vực Đông Nam Bộ, vận chuyển ra các mỏ bể Cửu Long để sử dụng tăng thu hồi dầu là có hiệu quả nếu được áp dụng trên toàn bể Cửu Long với ước tính tăng đến 12% sản lượng. Công nghệ CO2-EOR đã được minh chứng cụ thể thông qua thực nghiệm pilot “CO2 Huff&Puff” năm 2011 tại mỏ Rạng Đông. Chỉ với 111 tấn CO2 được bơm vào mỏ, sản lượng khai thác dầu đã tăng từ 950 thùng/ngày lên 1.500 thùng/ngày.