What Is Blue Carbon?

 Mariia Plato

The IAEA works with experts around the world to study organically absorbed carbon, known as Blue Carbon, captured and stored especially by coastal ecosystems, such as seagrass meadows, mangrove forests and tidal marshes. (Illustration: A. Huescar Barber/IAEA)

Carbon absorption by coastal vegetation

Blue Carbon refers to organic carbon captured and stored by the ocean in vegetated coastal ecosystems such as mangrove forests, saltmarshes or seagrass meadows. In these Blue Carbon ecosystems, organic carbon accumulates in sediment where it is stored. These ocean habitats are spread along our coasts, can be found on every continent except Antarctica and cover approximately 50 million hectares — a territory almost double the size of the United Kingdom.

Blue Carbon ecosystems have the potential to help people and coastal environments mitigate and adapt to climate change.

This is not only because coastal ecosystems can sequester large amounts of carbon, they also play an important role in protecting coastlines from erosion and reducing the impacts of storm surges and rising sea-levels. Vegetation growing in coastal areas can help improve water quality by filtering pollutants; support biodiversity by providing habitat for a variety of species; and serve as nurseries for fish and shellfish. These factors show how vegetated coastal ecosystems help make people and communities more resilient in the face of climate change and related severe weather events, both by protecting coastal areas from climate change-related weather events and by helping protect marine life.

Organic carbon (C) is captured by coastal ecosystems organisms’ roots, stems, and leaves of plants. (Infographic: A. Huescar Barber/IAEA)

Blue Carbon ecosystems help sustain the environment by mitigating climate change. Conversely, destroying and eroding coastal areas storing Blue Carbon could lead to the release of large quantities of sequestered carbon back to the atmosphere over a short period of time.

Scientists agree that the capacity of Blue Carbon ecosystems to sequester carbon has been drastically reduced over the past 70 years as a result of unsustainable coastal development, deforestation, environmental pollution and other destructive activities. In the last 50 years, the area covered by vegetated coastal habitat has shrunk between 25 and 50 per cent. 

The ocean carbon cycle

How do coastal ecosystems act as a carbon sink?

Billions of tonnes of carbon are constantly moving through the atmosphere, land and oceans. The ocean carbon cycle is a set of vital processes that helps regulate the Earth’s climate and support sustainable marine life.

Carbon sequestration occurs when carbon is removed from the carbon cycle and stored in marine sediment for long periods of time.

What can nuclear science do?

Sediment that accumulates in the seagrasses, mangroves and marshes can be analysed to help indicate changes in the environment over periods of time, ranging from the past few years to millions of years ago. The capacity of vegetated coastal ecosystems to sequester and store carbon in their sediments can be measured by nuclear and isotopic techniques.

The IAEA Marine Environment Laboratories in Monaco use these elements to determine the rates at which organic carbon accumulates in marine sediments using sediment core samples from vegetated coastal ecosystems. Sediment cores are collected by using long plastic tubes that during sampling are able to preserve the layers of sediment accumulated over time.

The naturally occurring radioactive isotope lead-210 (210Pb), in combination with some artificial radionuclides such as caesium-137 (137Cs) are used to determine the sedimentation rates in the sediments at timescales of decades – up to around 100 years, a period during which human induced impacts on the environment have dramatically increased.

These techniques encompass radiochemical separation and measurements by alpha and gamma spectrometry adapted to each isotope. This is then combined with the measurement of organic carbon contents and its isotopes along the sedimentary record by mass spectrometry methods to assess the organic carbon stocks and burial rates.

Sediment cores (pictured) are collected in a seagrass meadow in Zanzibar, Tanzania for assessment. Using nuclear tools, IAEA scientists collaborate with a wide range of scientific institutions to determine carbon accumulation rates in vegetated coastal ecosystems. (Photo: G. Gispert)  

How can Blue Carbon be used as a nature-based climate solution?

Blue Carbon can help to fight climate change by removing excess carbon from the atmosphere and storing it for hundreds or thousands of years. However, this very capacity to sequester carbon makes it imperative that these ecosystems are protected and preserved. When we damage these coastal habitats, the carbon previously stored is released, leading to further negative impacts.

Investing in Blue Carbon is investing in a future where nature helps to slow the impacts of climate change and policymakers use evidence-based data to support the sustainable management of the ocean and coastal vegetated ecosystems. Protecting these areas means healthier coasts, healthier ecosystems and a healthier planet.

What is the role of the IAEA?

• The IAEA’s Marine Environment Laboratories apply nuclear and isotopic techniques to better understand the carbon cycle and evaluate the potential capacity of vegetated coastal ecosystems to store carbon.
• The Laboratories focus on researching marine and coastal ecosystems, biodiversity loss, ocean acidification and accumulation of trace elements and other pollutants  in marine ecosystems.
• The Agency is involved in projects to assess the rates of carbon sequestration in vegetated coastal areas and to aid in data collection in more than 40 countries.
• The IAEA supports European, Asia-Pacific, Latin American and Caribbean and African countries to train scientists and build capacity to accurately measure carbon sequestration rates in Blue Carbon ecosystems.
• The Agency helps its Member States to evaluate potential environmental and socio-economic impacts of changes in ecosystems and implications for sustainable food security. 
• The IAEA also works to raise awareness of other ocean-based climate changes, including ocean acidification, which occurs as a result of excess CO2 concentrations in ocean water, through its Ocean Acidification International Coordination Centre (OA-ICC )
• Source : https://www.iaea.org/newscenter/news/what-is-blue-carbon

Read More

Real Zero-How Will We Get There?

 

1. GRID INNOVATIONS

Destination: Real Zero-How Will We Get There?

Jan. 30, 2024

How the power sector can reach net zero and eventually real zero carbon content, and how the transmission and distribution grid can help deliver on these goals.

Mike Beehler

Regulators, politicians and customers seem to be reaching a consensus. The future of electricity will have a net zero, and eventually, real zero carbon content. We could get there perhaps even by 2050.

There are many ways to measure these goals, so definitions are important. Net zero energy is defined as the generation of electricity from non-carbon generating resources like nuclear, hydro, wind and solar with allowances for government approved offsets and credits. Real zero energy does not include the offsets and credits. Net zero or real zero energy by 2050 has dramatic implications on the current planning, design, operations and maintenance of the electric transmission and distribution grid that delivers our energy.

Aiming for 2050

Real zero energy will be achieved alongside massive electrification of mobility, space conditioning and commercial and industrial (C&I) processes. Some predict doubling or tripling the current national peak generating capacity of 1.3 million MW. Substation and telecommunications equipment must be upgraded in capacity and capability to support massive electrification. We will need underground distribution for the reliability and resilience needed for small scale distributed energy resources (DER) that support massive electrification.

Real zero energy will require new nuclear and existing big hydro to provide base load spinning mass for system stability and some degree of fast generation ramping with hydro and pumped storage where available. Otherwise, ramping will be conducted with new and existing high efficiency natural gas turbines. This will require upgrades for existing transmission capacity to support the new nuclear, huge amounts of remote utility-scale renewables, and existing big hydro. Transmission capacity will be developed using existing rights of way with dynamic line rating (DLR), advanced composite conductors, and high voltage direct current (HVDC) conversions.

We can also leverage new “wild card” technology toward this goal. Artificial intelligence (AI) may plan and design the T&D system. Sensors on everything will provide a rich, secure data source for AI algorithms that efficiently deliver the cleanest and most affordable source of generation while enhancing safety, reliability and resiliency of the grid. Advancements in material sciences will lead to superior storage media, working fuel cells, 3D design and printing, robots and more.

Massive Electrification

Electrifying the economy claims many benefits. Electrification brings communities economic development, better transportation and emerging technologies across a broad spectrum of services. Electricity is safe, with design codes and best practices established. Electricity is reliable. Across the U.S., the power grid is 99.97% reliable, according to the Galvin Electricity Initiative. Electricity is relatively inexpensive. According to the U.S .Commerce Department, electricity represents less than 2% of annual household spending.

Photo 87709088 © poonsak pornnatwuttikul | Dreamstime.com

A technician plugs a network cable into a line socket. A robust, private broadband network will help electric utilities build and maintain a real zero T&D grid in the years approaching 2050.

Finally, electricity is getting cleaner. As of February 2023, the U.S. has nearly 1.3 million MW of generation capacity, according to the American Public Power Association (APPA). The largest fuel source for this capacity is natural gas (43.9%), followed by coal (17%). Wind, nuclear, and hydro together account for more than one-third of capacity and solar has added than 38,000 MW since 2020.

Substations and Communications

Substations will need to be bigger and telecommunications more robust. Data scientists, engineers and planners must prioritize and schedule the upgrade and doubling of capacity of existing and future substations and strongly consider building a private broadband telecommunications network with a dedicated utility spectrum.

Urban open-air substations that occupy all the available real estate must be converted to gas insulated switchgear (GIS) substations and suburban or rural substations with adequate real estate must have their ultimate build-out doubled in scope. Installing gates and fences, ground grids, conduit systems, control house structures and security measures for the ultimate build-out should be evaluated. Load growth due to massive electrification and data centers, high tech manufacturing, hydroponics and cryptocurrency mining occur in hard to predict parts of the service territory and require rapid deployment of reliable and redundant electric service.

Photo courtesy of Mike Beehler

An electric substation located in the FPL service terriotry. Urban open-air substations that occupy all the available real estate must be converted to gas insulated switchgear (GIS) substations.

The telecommunications technologies that support the substations and the ability to gather rich data sources from transmission and distribution assets and customer locations need to be built concurrently. Several major utilities have started to build out their own private 900mHz dedicated spectrum services.Substations in a real zero grid will be part of a newly defined microgrid-like arrangement that supports critical infrastructure and customers with more onsite capacity, some storage, robust broadband connections, and dedicated underground feeders or transmission.

Going Underground

Much of the real zero power grid must be built underground. Undergrounding offers several advantages compared with overhead lines including reduced vulnerability to weather events like floods, lightning, hurricanes and wildfires. By eliminating the impact of future fires, storm conditions and reducing other potential outages caused by falling tree limbs or vegetation contact, car struck poles, birds and rodents, mylar balloon impacts, ground line wood rot and others, undergrounding contributes to a much more reliable and resilient electric grid.

The industry defines reliability with outage duration and frequency while resilience is defined as the ability to withstand a high impact, low probability (HILP) event with little or no customer outage. Reliability is measured in outage minutes and resilience is typically measured in days. Undergrounding provides a much more resilient system and is the level of performance that real zero energy will require.

More Power

Our industry needs nuclear power to achieve ambitious real zero goals. The Southern Company has commissioned the 1100 MW Plant Vogtle Unit 3 and is working on commissioning Unit 4 with great expense and schedule overruns. But they did it.

The most promise for nuclear in the U.S. is held in small modular reactors (SMR) or advanced reactors planned by PacifiCorp. Nuclear is a key part of PacifiCorp’s 2023 Integrated Resource Plan (IRP).

Large hydroelectric generation from existing dams particularly in the West and New York State represent nearly 6% of the total generating capacity in the US and about 38% of the renewable generation.

Hydropower and pumped storage resources will continue to be part of a clean energy mix for decades to come.

A Grid to Match

Even with abundant local DERs the real zero grid will need a robust transmission system. A megatrend in our industry is realizing capacity from existing transmission rights of way. Routing and permitting new major transmission corridors can take decades as evidenced by SunZia, TransWest Express and some of the larger lines in California. In New England, the Northern Pass Transmission Project applied to the DOE for a presidential permit to construct, operate, maintain, and connect an HVDC line in October of 2010. Northern Pass failed to get approvals and was replaced by the yet-unfinished New England Clean Energy Connect. New long-distance transmission will likely be HVDC and will be sited in railroad and highway ROWs to expedite routing and permitting challenges. In these transportation corridors, the transmission will also likely be underground.

Dynamic line rating allows real-time monitoring and assessment of line capacity based on thermal capacity during prevailing weather and environmental conditions. Unlike traditional static line ratings, which are conservative and fixed or only seasonally adjusted, DLR accounts for conductor tension and temperature, air temperature, wind speed, solar radiation and humidity to determine safe operating limits of transmission more accurately. With static line ratings, lines are often underused during most conditions to prevent potential overheating, violations of minimum ground clearances, or long-term conductor damage during weather events. DLR will maximize available transmission capacity for the short run.

Several utilities across the world are having success in expanding capacity with advanced composite core conductors that allow more ampacity to flow through a same or smaller sized cross-section when compared to steel core conductors. Retro-fitting existing lines to increase capacity without changing structures is commonly done at American Electric Power. Likewise, NV Energy is retrofitting heavily loaded urban lines and is building some new transmission lines with advanced conductors that have more capacity to accommodate potential load growth due to electrification. Advanced conductors have distribution applications as well.

AI’s Impacts

There are different types of AI, ranging from simple rule-based systems to more complex machine learning algorithms that can learn and adapt over time. Like the human brain, AI functions around pattern recognition. As a child, we learn by using our five senses to communicate to our brain. Over time, our brain recognizes the look, feel, smell, sound or taste of an infinite number of people, places and things. With faster computers and sufficient data storage, a computer can do the same thing.

Ubiquitous data sensors can be used on the grid and on customer premises in several ways to maintain and improve safety, reliability and resiliency. Data sensors can monitor the system in real time, providing utilities with instant data that, once processed, can give a picture of infrastructure condition and performance. This can predict and identify issues or problems before they become serious and take proactive measures to maintain system health and reliability. Sensors spot wildfires, downed conductors, failing cables, voltage anomalies and faults in the T&D system. By leveraging the power of data, utilities can improve their operations and support the development of a real zero grid that continues to meet the needs of consumers and communities.

Wild Cards

Lithium-ion battery technology will be replaced with new storage technologies in the next decade. The critical rare earth elements that make lithium-ion batteries like nickel, lithium and cobalt are not sustainable in the long run. Hydrogen storage may be part of that solution.

Bio-fueled fuel cells or hydrogen fuel cells can generate electricity, providing a clean and efficient alternative to traditional fossil-fired power generation. Hydrogen from fuel cells can power electric vehicles, homes, schools and businesses. Bio-fueled fuel cells or hydrogen fuel cells can balance the electric grid by providing a flexible source of power that can respond quickly to changes in demand or supply. Hydrogen fuel cells can provide backup power during times of peak demand, reducing the need for fossil fuel-based peaking plants. Finally, hydrogen fuel cells can be part of a portfolio of generation, storage and demand side management tools used to successfully operate and maintain net zero energy buildings and eventually the real zero grid.

The digital twin is a multi-dimensional model or representation of a physical asset, infrastructure system or city that provides valuable information about asset location, cost, condition and performance. The digital twins are constantly updated from multiple human, robotic and sensory data sources. They are not a static three-dimensional model and can include dimensions for schedule, cost, ESG scoring and more.

The digital twin of the overhead and underground electric transmission and distribution system is a virtual replica of the physical system. It is a computer-based model that incorporates data from various sources, such as sensors, meters, robots and other monitoring equipment, to provide a detailed and accurate representation of the electric system. The digital twin can simulate various design scenarios such as the integration of distributed resources like renewables, storage, electric vehicles (EV) or fuel cells as data scientists, planners and engineers model and prioritize the development of the real zero grid.

The digital twin can assist operators with condition assessment and predictive analyses of asset condition as part of an asset management program or asset health center. This can help utilities optimize their asset management strategies and extend the life of their increasingly loaded substation equipment.
Three-dimensional printing construction may impact the T&D industry in several ways. 3D printing can create durable replacement parts on the jobsite for some equipment and potentially reduce downtime and repair costs. Plastic parts, panels or enclosures in substations or in manholes will be the starting point. As print feedstock metallurgy advances this opportunity will grow significantly and improve the ability to solve some critical path supply chain issues with a printed part rather than a long lead time part from a faraway factory. The real zero grid will need a supply chain that delivers parts and components rapidly, perhaps in real time.

Material science breakthroughs will give our industry superconducting technology that will be safe, reliable and affordable in the next decade. Replacing old underground high-pressure fluid filled transmission lines in heavy urban environments will be a perfect application. ComEd in Chicago has piloted this technology with reasonable success.

Utility companies operate in a rapidly evolving industry that faces technological advancements, changing customer demands, and regulatory shifts. Real zero energy has huge implications for the electric T&D industry.

Executives, planners and technical teams constantly look for innovative solutions that embrace new technologies, ideas, and approaches to enhance and continuously improve their operations, efficiency, and services to customers. The assumptions and ideas herein are an attempt to help the industry move forward and solve for the challenges of achieving real zero energy and the T&D grid to deliver it by 2050.

Mike Beehler P.E. (mebeehler@protonmail.com ) is the chief opportunity officer for Mike Beehler & Associates LLC. He started his career designing and building transmission lines and substations for Tucson Electric Power and the Hawaiian Electric Co. and then spent more than 20 years designing T&D infrastructure and consulting on emerging trends at Burns & McDonnell. He has written, presented and consulted on reliability-centered maintenance, critical infrastructure protection and program management. In addition, he is a well-known industry writer and speaker on the early definition of the smart grid, 3-D and building information modeling applications in T&D, and development plans for smart cities. Most recently, he is sought for his strategic leadership and vision on the application of emerging technologies in changing business models to include the integration of distributed energy resources, augmented/virtual reality and artificial intelligence. He authored the book, The Science of the Sale: A New Paradigm of Thinking for Your Future. Beehler is a registered professional engineer in Arizona, Florida, Hawaii, Texas, Colorado, Kansas, Georgia and Alabama. He also is a Fellow in the American Society of Civil Engineers and a member of IEEE and CIGRE.

Source : https://www.tdworld.com/grid-innovations/article/21280465/how-will-we-get-to-real-zero-energy?o_eid=6018A3268356J1A&oly_enc_id=6018A3268356J1A&rdx.ident[p

 Us

• Contact Us
• Advertise
• Do Not Sell or Share
• Privacy & Cookie Policy
• Terms of Service

© 2024 Endeavor Business Media, LLC. All rights reserved.

Read More

Nhà máy đầu tiên kết hợp thu giữ carbon và lọc nước mặn

 HÀN QUỐCNhà máy tích hợp giúp loại bỏ 50.000 tấn CO2 mỗi năm, đồng thời sản xuất nước ngọt từ nước mặn sẽ được xây tại khu công nghiệp Daesan.

Mô phỏng quá trình thu giữ CO2 từ không khí và tận dụng để sản xuất sản phẩm. Ảnh: onurdongel/iStock

Trong bối cảnh nhiều nước hướng tới mục tiêu trung hòa carbon, giới chuyên gia nỗ lực phát triển những phương pháp giúp thu giữ và tận dụng chúng. Các cơ sở thu giữ carbon giúp giảm lượng carbon sẽ thải vào khí quyển. Ngược lại, công nghệ thu giữ khí trực tiếp (DAC) tập trung vào việc loại bỏ CO2 đã có trong khí quyển. Trong quá trình hoạt động, DAC có thể tạo ra nước ngọt như một phụ phẩm.

Thông thường, các công nghệ trên được triển khai riêng lẻ với mục tiêu duy nhất là giảm carbon. Tuy nhiên, Capture6, một công ty về DAC, sử dụng công nghệ này để đạt được nhiều mục tiêu hơn là chỉ thu giữ CO2, Interesting Engineering hôm 17/1 đưa tin.

Khu công nghiệp Daesan đóng góp 40% sản lượng hóa dầu của Hàn Quốc. Tuy nhiên, hạn hán trong những năm qua dẫn đến tình trạng khan hiếm nước trầm trọng trong khu vực và phải phụ thuộc vào nguồn nước bên ngoài.

Công ty nước Hàn Quốc K-water đang xây dựng một nhà máy khử mặn để đáp ứng nhu cầu về nước. Tuy nhiên, là trung tâm hóa dầu, khu công nghiệp Daesan thải ra tới 17 triệu tấn CO2e (khí thải tương đương CO2) hàng năm. Công nghệ DAC của Capture6 mang đến cơ hội giải quyết đồng thời cả hai vấn đề.

Nhà máy tích hợp mới tại khu công nghiệp Daesan sẽ kết hợp Dự án Octopus của Capture6 với cơ sở khử mặn của K-water. Nước mặn từ cơ sở này sẽ được sử dụng để tạo ra dung môi loại bỏ carbon cho quá trình thu giữ khí trực tiếp DAC. Nhà máy dự kiến giúp loại bỏ 50.000 tấn CO2 mỗi năm, đồng thời sản xuất nước ngọt từ nước mặn. Đây sẽ là cơ sở đầu tiên trên thế giới thuộc loại này.

Capture6 cũng mong muốn giải quyết những lo ngại về môi trường của nhà máy khử mặn. Thông thường, quá trình khử mặn sẽ tạo ra nước muối cô đặc, gây hại cho hệ sinh thái khi thải ra biển. Capture6 dự định sử dụng nước muối cô đặc để tạo ra các hóa chất như axit clohydric và canxi cacbonat, những chất cần thiết cho nhiều hoạt động công nghiệp ở Hàn Quốc. Trước đó, chúng thường được sản xuất bằng nhiên liệu hóa thạch và nhập khẩu vào Hàn Quốc. Bằng cách sản xuất chúng tại địa phương từ chất thải của một quy trình khác, Capture6 giúp giảm tác động môi trường của các hoạt động công nghiệp trong khu vực.

TheoVNexpress

Read More

Anh xây nhà máy thu giữ carbon

 Dự án lắp công nghệ thu giữ 8 triệu tấn CO2/năm ở nhà máy điện Drax đang dấy lên nhiều chỉ trích từ giới chuyên gia và chính trị gia.

Nhà máy điện của Drax ở Yorkshire. Ảnh: NS Energy

Trong động thái dấy lên nhiều chỉ trích từ các nhà khoa học và chính trị gia, chính phủ Anh thông qua dự án lắp đặt công nghệ thu giữ carbon ở nhà máy điện lớn nhất nước này. Theo kế hoạch, nhà sản xuất điện Drax sẽ lắp đặt công nghệ năng lượng sinh học kết hợp thu nạp và lưu giữ carbon (BECCS) ở hai trong 4 tổ nhiên liệu sinh khối ở nhà máy điện của họ tại Yorshire, The Next Web hôm 18/1 đưa tin.

Drax chuyển từ đốt than đá sang đốt nhiên liệu sinh khối, chủ yếu là viên nén gỗ vào năm 2019. Nhà máy điện Drax sản xuất khoảng 4% lượng điện của Anh, chủ yếu đốt gỗ nhập khẩu từ Bắc Mỹ. Bất chấp nỗ lực chuyển đổi, nhà máy này vẫn được cho là cơ sở phát thải khí CO2 lớn nhất cả nước theo đánh giá của tổ chức phi lợi nhuận Ember.

Tuy nhiên, theo Drax, nhà máy điện của họ không ảnh hưởng tới khí hậu bởi khí thải từ gỗ đốt cháy được bù trừ bởi CO2 hấp thụ bởi cây mọc lại ở nơi khai thác gỗ. Thông qua bổ sung BECCS, Drax sẽ trở thành nhà máy điện trung hòa carbon đầu tiên trên thế giới kiêm nhà máy thu giữ carbon lớn nhất. Drax nêu kết quả nghiên cứu từ nhà tư vấn độc lập Baringa, chỉ ra nhà máy sẽ loại bỏ 8 triệu tấn CO2 trong khí quyển hàng năm. Hệ thống thu giữ carbon của Drax sẽ được lắp đặt vào năm 2030.

Về cơ bản, BECCS giống như đặt một chiếc nắp khổng lồ lên nhà máy điện, thu thập khí thải của nó và lưu trữ dưới lòng đất ở dạng lỏng. Theo kế hoạch được thông qua, sau khi viên nén bị đốt để sản xuất điện, khí chứa carbon dioxide sẽ được hạ nhiệt và xử lý trước khi truyền qua tháp hấp thụ để loại bỏ khí nhà kính.

Bên trong tháp hấp thụ này, khí đã làm mát và xử lý sẽ trải qua phản ứng hóa học, sử dụng dung môi amine, một hợp chất của ammonia. Hợp chất tạo ra sẽ được làm nóng lần nữa để tạo ra carbon dioxide tinh khiết, có thể vận chuyển qua đường ống để lưu trữ bên dưới Biển Bắc.

Theo dự kiến, toàn bộ dự án có chi phí 2,54 tỷ USD và phần lớn do chính phủ Anh cung cấp. Drax khẳng định cải tiến mới sẽ biến nhà máy của họ thành cơ sở thu giữ carbon lớn nhất thế giới. Tuy nhiên, BECCS chưa bao giờ được thực hiện ở quy mô lớn như vậy, dẫn tới nhiều hoài nghi về độ tin cậy của nó như một nguồn năng lượng tái tạo. Ba nghị sĩ chỉ trích kế hoạch tiếp tục trợ cấp cho Drax. Theo nghị sĩ Peter Bottomley, chính phủ nên tập trung vào tăng độ che phủ cây, hỗ trợ năng lượng gió, mặt trời và hạt nhân.

Một nghiên cứu năm 2018 của nhà khoa học John David Sterman ở Viện Công nghệ Massachusetts chỉ ra cần 100 năm để cây trồng lại hút lượng carbon tương đương mức thải ra trong nhà máy sinh khối. Trong khi đó, tất cả lượng carbon đó sẽ ở trong khí quyển, khiến vấn đề biến đổi khí hậu càng trầm trọng.

An Khang (Theo The Next Web)

Read More

COP 28: Việt Nam sẽ sớm nhận 15,5 tỉ USD để chuyển đổi sang năng lượng sạch

 

Trước thềm khai mạc COP 28, Việt Nam dự kiến sẽ sớm nhận được khoản tiền 15,5 tỉ USD từ Anh cùng 8 quốc gia khác hỗ trợ trong quá trình chuyển sang sử dụng năng lượng sạch.

Công nhân đang tách sỏi khỏi than đá tại một mỏ than ở Hà Nội - Ảnh: REUTERS

Kế hoạch cung cấp hỗ trợ tài chính 15,5 tỉ USD cho Việt Nam sẽ được công bố tại Hội nghị khí hậu thường niên của Liên Hiệp Quốc COP28, diễn ra ở Dubai (UAE) từ 30-11 đến 12-12, theo Hãng tin AP. 

Ông Mark George, cố vấn khí hậu của Đại sứ quán Anh tại Hà Nội, cho biết kế hoạch đã được hoàn tất vào ngày 23-11, sau nhiều tháng phối hợp làm việc với các bộ ngành chủ chốt của Việt Nam.

Anh là đồng chủ tịch của một nhóm gồm 9 quốc gia công nghiệp phát triển giàu mạnh.

Các nước đã đồng ý cung cấp 15,5 tỉ USD cho Việt Nam để chấm dứt sự phụ thuộc vào năng lượng đá và nhanh chóng chuyển sang dùng năng lượng tái tạo (năng lượng sạch). Kế hoạch này là một phần trong quan hệ Đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng (JETP).

Trao đổi với Tuổi Trẻ Online, một lãnh đạo của Bộ Tài nguyên và Môi trường cho biết kể từ khi Tuyên bố chính trị thiết lập quan hệ Đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng đã được Việt Nam và các nước trong, ngoài G7 thông qua và công bố ngày 14-12-2022 tại Vương quốc Bỉ,  mức cam kết ban đầu mà các đối tác hỗ trợ cho Việt Nam là 15,5 tỉ USD sẽ thực hiện trong 3-5 năm tới. 

Việc huy động nguồn lực từ các nhà đầu tư, nhà tài trợ quốc tế sẽ tiếp tục được triển khai tại COP28.

Gói tài chính JETP này sẽ bao gồm hỗ trợ không hoàn lại; hỗ trợ kỹ thuật; các khoản vay mà các nước, các ngân hàng phát triển đa phương, các quỹ hỗ trợ Việt Nam (bao gồm các điều khoản về lãi suất, điều kiện để vay và giải ngân...); các khoản tín dụng từ các ngân hàng, tổ chức tín dụng quốc tế trong Liên minh Tài chính Glasgow vì mục tiêu phát thải ròng bằng "0"  (GFANZ); các khoản đầu tư của các tập đoàn, doanh nghiệp quốc tế.

• Anh và Việt Nam chia sẻ mục tiêu năng lượng sạch

Hồi tháng 8, Thủ tướng Phạm Minh Chính cũng đã ban hành quyết định phê duyệt đề án triển khai Tuyên bố JETP. 

Các nhóm dự án ưu tiên từ nay đến năm 2025 để thực hiện theo tuyên bố JETP gồm đầu tư phát triển lưới điện, lưới truyền tải; hệ thống lưu trữ năng lượng, pin lưu trữ (BESS), nhà máy thủy điện tích năng Bắc Ái, xây dựng các dự án điện gió ngoài khơi...

Trong năm 2023, Việt Nam cũng đã công bố Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia; Quy hoạch về phát triển điện lực (Quy hoạch điện 8), trong đó ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo.

Quy hoạch xác định việc phát triển mạnh các nguồn năng lượng tái tạo phục vụ sản xuất điện, đạt tỉ lệ 30,9 - 39,2% vào năm 2030.

Hướng tới mục tiêu tăng tỉ lệ năng lượng tái tạo đạt 47%, với điều kiện các cam kết theo Tuyên bố JETP sẽ được các đối tác quốc tế thực hiện đầy đủ, thực chất. Định hướng đến năm 2050 tỉ lệ năng lượng tái tạo lên đến 67,5 - 71,5%.

Kiểm soát mức phát thải khí nhà kính từ sản xuất điện đạt 204 - 254 triệu tấn năm 2030 và còn khoảng 27 - 31 triệu tấn vào năm 2050.

Hướng tới đạt mức phát thải đỉnh không quá 170 triệu tấn vào năm 2030, với điều kiện các cam kết theo JETP được các đối tác quốc tế thực hiện đầy đủ, thực chất.

Quy hoạch cũng đưa ra lộ trình kêu gọi chuyển đổi không sử dụng than gây ô nhiễm nặng và cam kết không mở thêm nhà máy nhiệt điện đốt than kể từ sau năm 2030.

Các nhà máy than vận hành 20 năm sẽ chuyển đổi nhiên liệu sang sinh khối và amoniac, và vận hành trên 40 năm sẽ dừng hoạt động nếu không chuyển đổi.

TheoTuoiTre

Read More