Đánh giá lại các cuộc đấu thầu công suất giảm carbon dài hạn của Nhật Bản (Số 4) – Đấu thầu điện than có CCS nhưng không thực hiện hiệu quả

Đánh giá lại các cuộc đấu thầu công suất giảm carbon dài hạn của Nhật Bản (Số 4) – Đấu thầu điện than có CCS nhưng không thực hiện hiệu quả

Yuri Okubo & Akiko Hirose, Viện Năng lượng Tái tạo (REI), 17/09/2025

Bối cảnh chung:
Chi phí năng lượng tái tạo đang giảm nhanh, trong khi công nghệ CCS (thu và lưu trữ CO₂) trong ngành điện gần như đình trệ. Điều này khiến điện than có CCS trở thành một lựa chọn ngày càng kém kinh tế cho giảm carbon. Trong báo cáo World Energy Outlook 2024, IEA giảm dự báo công suất CCS toàn cầu vào năm 2050 từ 394 GW (ước tính năm 2021) xuống còn 235 GW, chiếm chỉ 1% sản lượng điện toàn cầu, trong khi năng lượng tái tạo chiếm 88%. Ở châu Âu, CCS được ưu tiên cho các ngành khó giảm phát thải như xi măng, không phải cho điện, vì năng lượng tái tạo và lưu trữ đã cạnh tranh được.

Tình hình Nhật Bản:
Nhật Bản theo hướng khác: Kế hoạch năng lượng chiến lược 2025 và dự báo cung cầu đến năm tài khóa 2040 dự kiến thu 60–120 MtCO₂/năm. Lộ trình CCS dài hạn (2023) đặt mục tiêu lưu trữ 120–240 MtCO₂/năm vào 2050, phần lớn dự kiến từ ngành điện.

Vấn đề chính với điện than có CCS:

1. Hạn chế công nghệ: CCS thương mại rất hạn chế, hiện chỉ có hai cơ sở lớn đang vận hành toàn cầu. Không thể đạt thu giữ 100% CO₂, Nhật Bản thiếu các địa điểm lưu trữ trong nước phù hợp, chi phí offshore hoặc lưu trữ nước ngoài cao. CCS nên ưu tiên cho ngành khó giảm phát thải, không phải điện.

2. Hỗ trợ yếu hiệu quả: Trong vòng đấu thầu thứ ba (FY2025), CCS được đề xuất hỗ trợ với mức thu giữ tối thiểu chỉ 20%, lưu trữ 70%, nhưng vi phạm mức này chỉ bị giảm thanh toán 10–20%. Tức là chỉ cần thu giữ ~14% CO₂ đã đủ điều kiện nhận trợ cấp dài hạn, trong khi tiêu chuẩn quốc tế cao hơn nhiều (Mỹ ≥75%, Anh >90%).

3. Chi phí cao, không rõ ràng: CCS than được phép vượt trần chi phí bình thường, lên tới ¥343.000/kW/năm, cao gấp đôi các nguồn khác. Bao gồm cả chi phí biến đổi như nhiên liệu trong giá thầu, rủi ro tài chính lớn.

4. Tác động khí thải và quy mô chưa rõ: Mức hỗ trợ thấp không đảm bảo giảm đáng kể phát thải điện than, nguy cơ phát thải kéo dài đến sau 2050. Hệ thống hiện hành ưu tiên bảo tồn nhà máy than lớn thay vì giảm carbon thực tế.

5. Hệ thống thị trường không bù đắp chi phí: Giá carbon theo GX-ETS dự kiến ~¥1.500/tCO₂, thấp hơn nhiều chi phí CCS hiện tại (¥12.800–20.200/tCO₂). CCS vẫn phụ thuộc vào trợ cấp, ít khả năng sinh lợi ngay cả cho nhà vận hành.

Kết luận:

• CCS trong ngành điện không phải là giải pháp kinh tế, hiệu quả giảm phát thải thấp, cần xem xét lại vai trò của quỹ công.

• CCS nên tập trung cho các ngành khó giảm phát thải như xi măng, nơi không có giải pháp thay thế.

• Năng lượng tái tạo và lưu trữ đã có chi phí cạnh tranh, công suất có thể mở rộng, là ưu tiên hiệu quả hơn để đạt mục tiêu giảm carbon và hỗ trợ Green Transformation (GX).