Thách thức của Cơ chế Đấu giá Nguồn điện Khử Carbon Dài hạn (Phần 4)
CCS trong Nhiệt điện Có Thực sự là “Khử Carbon”? Rào cản Kỹ thuật và Khoảng trống Chính sách
Tác giả: Yuri Okubo (Nghiên cứu viên cao cấp) và Akiko Hirose (Nghiên cứu viên), Viện Năng lượng Tái tạo Nhật Bản
23/7/2025
Trong khi chi phí năng lượng tái tạo giảm mạnh toàn cầu, công nghệ nhiệt điện kết hợp thu hồi và lưu trữ CO₂ (CCS) hầu như không tiến triển, khiến vai trò của nó trong hệ thống điện khử carbon ngày càng thu hẹp.
Báo cáo Triển vọng Năng lượng Thế giới 2024 của IEA đã giảm 40% công suất dự kiến của nhiệt điện CCS vào năm 2050 (từ 394 GW xuống 235 GW). Sản lượng điện từ công nghệ này chỉ chiếm 1% tổng nguồn cung, trong khi năng lượng tái tạo chiếm tới 88%. Ở châu Âu, CCS chủ yếu được ưu tiên cho ngành công nghiệp khó giảm phát thải (xi măng…), còn ứng dụng trong phát điện chỉ là thứ yếu vì năng lượng tái tạo và pin lưu trữ đã cạnh tranh được.
Nhật Bản lại đi theo hướng khác. Kế hoạch Năng lượng Cơ bản lần thứ 7 (2/2025) đặt mục tiêu thu hồi 60–120 triệu tấn CO₂ vào năm 2040; Lộ trình CCS (2023) đặt mục tiêu lưu trữ 120–240 triệu tấn vào 2050, phần lớn được ngầm hiểu sẽ đến từ ngành điện. Bài viết này phân tích việc bổ sung hỗ trợ CCS nhiệt điện trong cơ chế đấu giá khử carbon dài hạn từ năm tài khóa 2025.
1. Thách thức Kỹ thuật
-
Thiếu thương mại hóa: Chỉ có 2 nhà máy CCS nhiệt điện vận hành thương mại trên toàn cầu.
-
Không thể thu hồi hoàn toàn: Theo IEA và IPCC, CCS hiện chưa thể đạt 100% thu hồi và lưu trữ; phần phát thải còn lại cần giải pháp bổ sung.
-
Hạn chế kho chứa: Nhật Bản thiếu địa điểm lưu trữ trên đất liền, phải tính đến lưu trữ ngoài khơi hoặc xuất khẩu, chi phí cao và cần hạ tầng mới. Do đó, CCS nên dành ưu tiên cho ngành công nghiệp khó khử carbon hơn là phát điện.
2. Hỗ trợ qua Đấu giá và Những Hạn chế
Bắt đầu từ vòng đấu giá thứ 3, nhiệt điện CCS được hỗ trợ thêm, nhưng dự thảo chính sách cho thấy nhiều bất cập:
-
Ngưỡng giảm phát thải thấp: Tỷ lệ thu hồi tối thiểu chỉ 20%, yêu cầu lưu trữ 70%/năm, nghĩa là chỉ cần lưu trữ ~14% phát thải vẫn được hỗ trợ. Trong khi đó, Mỹ yêu cầu ≥75%, Anh ≥90%.
-
Thời gian vận hành kéo dài: Thời gian xây dựng và hợp đồng (tổng 30+ năm) có thể khiến nhà máy vận hành sau cả 2050, xa mục tiêu trung hòa carbon.
-
Chi phí cao và khó đoán: CCS nhận mức giá trần đặc biệt (ví dụ 343.000 yên/kW/năm với than), thêm hỗ trợ chi phí biến đổi và trợ cấp dài hạn dù hiệu quả chưa rõ.
-
Thiếu minh bạch quy mô và phát thải: Chính phủ chưa xác định dung lượng và phát thải nhiệt điện cần giữ lại để đạt cường độ CO₂ 0,08–0,31 kg/kWh (so với 0,8 hiện nay).
3. Méo mó Thị trường và Kém Hiệu quả
-
CCS phụ thuộc trợ cấp vì giá carbon của Nhật (≈1.500 yên/tấn) thấp hơn nhiều so với chi phí CCS (12.800–20.200 yên/tấn). Thay vì dùng tín hiệu thị trường, đấu giá lại thêm trợ cấp bù giá.
-
Chi phí tái tạo giảm khiến CCS càng khó cạnh tranh. Dù có trợ cấp, 90% doanh thu bán điện phải hoàn trả, khiến CCS không hấp dẫn với nhà đầu tư trừ khi tăng thêm trợ cấp — càng xa rời cơ chế thị trường.
4. Cần Xem xét lại Việc Chi Tiêu Công
Thiết kế đấu giá hiện nay tốn kém, giảm phát thải ít, chưa chắc bảo đảm nguồn cung:
-
Chính phủ: tiêu tốn nguồn lực nhưng hiệu quả khử carbon thấp.
-
Nhà phát triển: rủi ro đầu tư cao, lợi nhuận thấp.
-
Người tiêu dùng: đối mặt với nguy cơ tăng giá điện trong tương lai.
Thay vì hỗ trợ nhiệt điện CCS như “nguồn điện khử carbon,” nên ưu tiên năng lượng tái tạo, lưu trữ và giải pháp linh hoạt đã chứng minh hiệu quả, đồng thời giữ CCS cho ngành công nghiệp khó giảm phát thải.
Hai thập kỷ trước, CCS nhiệt điện từng được coi là “công nghệ mơ ước” hay “chiêu trò trì hoãn.” Nhưng với năng lượng tái tạo giá rẻ và tài nguyên lưu trữ CO₂ hạn chế hiện nay, việc tiếp tục đầu tư quy mô lớn cho CCS trong phát điện không còn hợp lý.
