Khi hoạt động hết công suất, nhà máy thu giữ carbon mới của Tata Chemicals Europe có thể biến 40.000 tấn CO2 thành hợp chất NaHCO3 hữu ích mỗi năm.
Con số này tương đương với việc loại bỏ 20.000 ôtô chạy bằng nhiên liệu hóa thạch trên đường và hứa hẹn sẽ giúp Vương quốc Anh đạt mục tiêu trung hòa carbon vào năm 2050.
Dự án thu giữ carbon của công ty Tata Chemicals Europe (TCE) bắt đầu đi vào hoạt động từ hôm 24/6 tại một cơ sở ở thị trấn Northwich, hạt Cheshire. Với 40.000 tấn CO2 được loại bỏ mỗi năm, nhà máy sẽ giúp cắt giảm 11% tổng lượng khí thải carbon của công ty.
Nhà máy thu giữ carbon mới của Tata Chemicals Europe ở Northwich. Ảnh: TCE
Quy trình mà TCE sử dụng đã được cấp bằng sáng chế tại Vương quốc Anh và đang chờ cấp bằng sáng chế ở các nước khác.
Đầu tiên, hỗn hợp khí thải nóng 150°C sẽ được thu giữ từ các ống khói của một nhà máy nhiệt điện chạy bằng khí methane, cũng nằm tại cơ sở Northwich, trước khi được làm mát và loại bỏ tạp chất.
Tiếp theo, các chất khí được trộn với chất lỏng gốc amin để thu nhận carbon dioxide, trước khi được làm nóng bằng hơi nước từ nhà máy điện. Nhiệt làm cho khí CO2 được giải phóng, sau đó làm sạch một lần nữa thông qua quá trình nén và làm mát để loại bỏ bất kỳ dấu vết nào của dung dịch amin và nước.
Cuối cùng, khí CO2 đi qua lớp than hoạt tính để thu giữ thêm bất kỳ tạp chất nhỏ nào, trước khi được chưng cất và hóa lỏng để tạo ra chất lỏng CO2 tinh khiết hơn 99,99%, sẵn sàng để biến thành natri bicarbonate (NaHCO3) đủ an toàn để sử dụng trong y tế và thực phẩm.
Phần lớn NaHCO3 xuất khẩu từ nhà máy sẽ được sử dụng trong quá trình chạy thận nhân tạo cho những người mắc bệnh thận. Các ứng dụng tiềm năng khác bao gồm lọc nước, chế biến thực phẩm, thức ăn gia súc và để cân bằng độ pH của các viên thuốc.
"Việc hoàn thành nhà máy thu giữ carbon mới cho phép TCE giảm lượng khí thải, đồng thời đảm bảo nguồn cung cấp CO2 có độ tinh khiết cao, một nguyên liệu thô quan trọng để chúng tôi phát triển và xuất khẩu các sản phẩm cấp dược phẩm trên toàn thế giới", Martin Ashcroft, Giám đốc điều hành của Tata Chemicals Europe, cho biết.
Theo Bộ trưởng Kinh doanh và Năng lượng Anh Kwasi Kwarteng, dự án thu giữ carbon của TCE có chi phí xây dựng lên tới 20 triệu bảng Anh, bao gồm cả khoản tài trợ của chính phủ trị giá 4 triệu bảng.
"Nhà máy tiên tiến này đang thu hút vốn đầu tư mới vào Vương quốc Anh và thúc đẩy sự đổi mới trong công nghiệp xanh. Chúng tôi quyết tâm đưa Vương quốc Anh trở thành quốc gia dẫn đầu thế giới về thu giữ carbon", Kwarteng nhấn mạnh.
(Dân trí) - Chỉ sau hơn 2 tháng khởi công và thi công, chủ đầu tư dự án đã thực hiện được khối lượng công việc rất lớn, hướng tới mục tiêu vượt tiến độ nhằm đáp ứng nhu cầu cấp bách về xử lý rác thải.
Tăng tốc thi công, hướng tới mục tiêu vượt tiến độ cam kết
Ngày 30/3, Công ty CP Công nghệ Môi trường Xanh Seraphin thuộc Tập đoàn AMACCAO đã khởi công Nhà máy Điện rác Seraphin tại Xuân Sơn, Sơn Tây, Hà Nội. Nhà máy Seraphin được đầu tư với mong muốn biến hàng nghìn tấn rác mỗi ngày trở thành điện năng, vừa góp phần giảm thiểu đáng kể tình trạng chôn lấp rác thải đang gây bức xúc, đồng thời tạo nên nguồn năng lượng xanh - sạch.
Phối cảnh Nhà máy Điện rác Seraphin (Ảnh: AMACCAO).
Chỉ sau hơn 2 tháng từ ngày khởi công, dự án đã thực hiện được khối lượng công việc rất lớn. Rất nhiều thời điểm, công trường hoạt động 3 ca/ngày đêm với hết khả năng công suất để đảm bảo vượt tiến độ đã cam kết.
Ông Vũ Văn Ngọc - Tổng giám đốc dự án cho biết, chủ đầu tư đã cam kết với thành phố thi công trong vòng 20 tháng để đưa nhà máy vào hoạt động và phát điện để xử lý nguồn rác đang rất cấp bách của Hà Nội.
"Sau khi khởi công, Tập đoàn AMACCAO đã dồn nguồn lực về tài chính, máy móc, vật tư, thiết bị, gần 300 con người đang làm 3 ca tại công trường để thi công thần tốc, khẩn trương trên công trường đang vượt tiến độ các hạng mục", ông Ngọc cho biết.
Cụ thể, theo thông tin từ đại diện chủ đầu tư, hiện nay dự án Nhà máy Điện rác Seraphin đã thi công xong gần 10.000 m2 hệ thống nhà điều hành dự án, nhà chuyên gia, bãi tập kết thiết bị và các công trình phụ trợ; công tác san nền xong 90%; còn lại phần ép cọc đạt trên 90% toàn bộ các hạng mục. Một số các hạng mục khác cũng được gấp rút thi công như bể rác, các bể xử lý nước thải, nhà máy chính, ống khói…
Cũng theo ông Vũ Văn Ngọc, đặc thù trong xây dựng một nhà máy điện rác nằm chủ yếu hệ thống móng, ngầm, các hệ thống ống ngầm, dây ngầm trong móng và hầm, bể… Những hạng mục này đòi hỏi sự phức tạp, kỹ thuật cao trong quá trình thi công. Trong khi đó, phần thân là lắp dựng kết cấu thép và kết cấu bê tông lắp ghép loại đặc biệt.
"Để vừa đẩy nhanh tiến độ, vừa đáp ứng yêu cầu kỹ thuật chất lượng đặc biệt của nhà máy, tổng thầu đã đặt hàng sản xuất song song kết cấu nhà xưởng tại các nhà máy để sau khi hoàn thành hệ thống móng, bệ máy là sẽ lắp đặt song song cả thiết bị và kết cấu nhà xưởng", ông Ngọc cho hay.
Hiện AMACCAO đang thúc giục các nhà thầu làm 3 ca gấp rút gia công, chế tạo sản xuất phần thiết bị công nghệ. Dự kiến tháng 10 năm nay thiết bị sẽ được tập kết tại dự án nhằm mục tiêu song song vừa lắp máy vừa lắp kết cấu nhà xưởng (nhà xưởng chủ yếu là kết cấu lắp ghép), sang đầu năm 2023 sẽ lắp hệ thống nồi hơi, hệ thống đường ống, hệ thống máy phát và thiết bị điện.
Theo chủ đầu tư, đặc thù trong xây dựng một nhà máy điện rác nằm chủ yếu hệ thống móng, ngầm (Ảnh: AMACCAO).
Cam kết vượt tiến độ tối thiểu 2-3 tháng, đáp ứng nhu cầu cấp bách về xử lý rác thải
Khi được hỏi cụ thể về tiến độ dự án Nhà máy Điện rác Seraphin, lãnh đạo Tập đoàn AMACCAO khẳng định sẽ vượt tiến độ ít nhất 2-3 tháng so với cam kết với thành phố. Theo đại diện tập đoàn, với những kết quả đạt được cho đến thời điểm này, khả năng vượt tiến độ là hoàn toàn có thể.
Khi phát biểu tại lễ khởi công dự án hồi tháng 3 năm nay, lãnh đạo UBND thành phố Hà Nội đã nhấn mạnh, Nhà máy Điện rác Seraphin là một trong những dự án góp phần hiện đại hóa công tác xử lý rác thải, giảm tỷ lệ chôn lấp theo định hướng của Chính phủ. Khi đi vào hoạt động, dự án sẽ góp phần nâng cao chất lượng môi trường, coi chất thải là tài nguyên, vì một thành phố xanh sạch đẹp hơn.
Dự án Seraphin được trao Quyết định chủ trương đầu tư số 2485 ngày 16/6/2020, công suất 1.500 tấn/ngày đêm, với tổng số vốn gần 4.000 tỷ đồng. Đây là dự án nhà máy điện rác thứ 2 của thành phố Hà Nội, sau nhà máy ở Sóc Sơn. Cùng với nhà máy Sóc Sơn, Seraphin sẽ cơ bản xử lý rác trên địa bàn thành phố theo hướng đốt rác phát điện thay cho chôn lấp.
Theo đại diện chủ đầu tư, với những kết quả đạt được cho đến thời điểm này, khả năng vượt tiến độ là hoàn toàn có thể (Ảnh: AMACCAO).
Khẳng định nhu cầu xử lý rác trong thời gian tới rất bức thiết khi tốc độ phát triển đô thị mạnh mẽ cùng tỷ lệ gia tăng dân số lớn hơn, lãnh đạo UBND thành phố Hà Nội đã đề nghị các sở ngành, địa phương tích cực phối hợp, hướng dẫn, tháo gỡ giúp đỡ các thủ tục cho Công ty Seraphin - Tập đoàn AMACCAO triển khai dự án, đảm bảo an toàn chất lượng công trình, đúng tiến độ đề ra.
Theo chủ đầu tư, Nhà máy Điện rác Seraphin được duyệt theo tiêu chuẩn khí thải và nước thải của châu Âu. Cụ thể:
- Tiêu chuẩn khí thải: Xử lý khí thải lò đốt chất thải sinh hoạt đạt QCVN 61-MT:2016/BTNMT - Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về lò đốt chất thải rắn sinh hoạt (Kv = 0,6); QCVN 30:2012/BTNMT - Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về khí thải lò đốt chất thải công nghiệp và tiêu chuẩn môi trường Châu Âu (Directive 2010/75/EU); xử lý khí thải từ các hệ thống khác đạt QCVN 19:2009/BTNMT về khí thải công nghiệp đối với bụi và các chất vô cơ cột B với các hệ số Kp = 0,8; Kv = 0,8.
- Tiêu chuẩn nước thải: Áp dụng theo quy chuẩn QCVN 40:2011/BTNMT - Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về nước thải công nghiệp, cột A với hệ số Kq = 0,8; Kf = 1,1; QCTĐHN 02:2014/BTNMT - Quy chuẩn kỹ thuật về nước thải công nghiệp trên địa bàn Thủ đô, cột A hệ số Kq = 0,8; Kf = 1,1.
Trong quá trình chuyển đổi sang hệ thống điện phát thải ròng bằng không, các nhà máy nhiệt điện sẽ đóng một vai trò khác, không còn chạy tải nền mà để tích hợp năng lượng tái tạo với hệ số công suất thấp hơn nhiều, khuyến nghị được đưa ra tại Báo cáo Triển vọng năng lượng Việt Nam 2021 (EOR21).
'Số phận' của các nhà máy điện than và khí
Tại Việt Nam, hiện có khoảng 24 GW nhà máy nhiệt điện than đang hoạt động, thêm 6 GW đang được xây dựng hoặc dự kiến sẽ được xây dựng vào năm 2030 và hơn 7 GW điện than đã được ký hợp đồng nhưng đang gặp khó khăn về tài chính.
Trong khi đó, việc mở rộng nguồn điện than đang gặp thách thức bởi khó khăn về tài chính vì ngày càng có nhiều tổ chức tài chính từ chối cấp vốn cho các nhà máy nhiệt điện than do nhận thức về khí hậu ngày càng cao và rủi ro gia tăng (OECD, 2021).
Để duy trì lộ trình phát thải ròng bằng không vào năm 2050, Việt Nam sẽ không cần có thêm nhà máy nhiệt điện than mới cho đến năm 2030. Ngoài ra, không nên xây dựng thêm nhà máy nhiệt điện than mới sau năm 2030. Cuối cùng nên dừng các nhà máy nhiệt điện than hiện tại trước khi kết thúc vòng đời kỹ thuật.
Đây là một trong những khuyến nghị được đưa ra trong báo cáo Triển vọng năng lượng Việt Nam 2021 do Cục Điện lực và năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) phối hợp với Cục Năng lượng Đan Mạch, cùng các bên liên quan thưc hiện.
Bên cạnh đó, để đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội đồng thời vẫn hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không, Việt Nam cũng cần hạn chế mở rộng các nhà máy điện khí và LNG.
Hiện nay có khoảng 7 GW các nhà máy nhiệt điện khí tự nhiên trong nước đang vận hành, tuy nhiên chưa có nhà máy nhiệt điện LNG nào đi vào hoạt động. Đến năm 2030 sẽ có thêm 3 GW nhiệt điện khí nội và 15 GW nhiệt điện LNG mới được xây dựng.
Từ năm 2035 đến năm 2050, hệ thống sẽ có thêm 3 GW nhiệt điện khí nội và 20 - 45 GW nhiệt điện LNG mới được lắp đặt trong tất cả các kịch bản, trừ kịch bản NZ với tổng công suất đặt của các nhà máy nhiệt điện khí không vượt quá 25 GW đã cam kết và giảm dần đến năm 2050.
Do đó, các chuyên gia khuyến nghị không đầu tư mới các nhà máy nhiệt điện khí nội và giữ số lượng các nhà máy điện LNG mới ở mức tối thiểu. Tuy nhiên, điện khí vẫn là công nghệ được lựa chọn cho mục đích dự phòng/phủ đỉnh do mức phát thải CO2 thấp và có ưu điểm về khả năng vận hành linh hoạt.
Đánh giá chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE), các nhà máy điện than và khí trung bình vẫn ở mức rẻ nhất vào năm 2020 (không tính đến chi phí phát thải CO2), nhưng đến năm 2030, điện mặt trời trang trại và điện gió trên bờ sẽ trở nên rẻ hơn so với công nghệ điện than và khí.
Trong dài hạn, đến năm 2050, tất cả các tiềm năng điện mặt trời, điện gió trên bờ và một số địa điểm điện gió ngoài khơi sẽ có chi phí rẻ hơn so với công nghệ nhiệt.
Vậy, vấn đề đặt ra là các nhà máy nhiệt điện than và khí hiện tại sẽ có 'kết cục như thế nào' trong lộ trình phát thải ròng bằng không vào năm 2050.
Cần cải tạo các nhà máy nhiệt điện để có thể vận hành linh hoạt.
Trở thành 'mắt xích' quan trọng trong cân bằng hệ thống điện
Theo báo cáo, các nhà máy nhiệt điện sẽ đóng một vai trò khác trong quá trình chuyển đổi sang hệ thống điện phát thải ròng bằng không, không còn chạy tải nền mà là vai trò để tích hợp năng lượng tái tạo với hệ số công suất thấp hơn nhiều.
Do đó, các nhà máy nhiệt điện mới và nhà máy cần được cải tạo phải trở nên linh hoạt hơn về tốc độ tăng giảm công suất, tải tối thiểu và thời gian khởi động.
Điều này góp phần quan trọng trong bài toán cân bằng hệ thống điện của Việt Nam trong tương lai.
Thực tế rằng, tại Việt Nam, các nhà máy nhiệt điện than và khí thường được xây dựng dựa trên hợp đồng giá cố định dài hạn với sản lượng phát tối thiểu hàng năm được bảo đảm.
Các hợp đồng này làm giảm rủi ro tài chính cho chủ sở hữu nhà máy điện vì họ được đảm bảo thu nhập cố định trong nhiều năm để thu hồi khoản đầu tư. Hơn nữa, họ có thể thực hiện các thỏa thuận giá cố định dài hạn đối với việc cung cấp nhiên liệu để giảm bớt rủi ro tài chính.
Nếu vai trò của các nhà máy nhiệt điện thay đổi từ cung cấp tải nền ổn định sang tích hợp năng lượng tái tạo một cách linh hoạt khi có nhiều điện mặt trời và điện gió được đấu nối vào lưới, thì sản lượng điện hàng năm của các nhà máy nhiệt điện sẽ giảm, do đó tác động đến các hợp đồng dài hạn.
Trong kịch bản BSL, FLH (số giờ vận hành công suất cực đại cao nhất) ổn định trong khoảng 5.000 – 7.000 hàng năm ngoại trừ đối với các nhà máy sử dụng khí nội giảm vào năm 2040 và 2050. Lý do khiến khí nội giảm trong khi nguồn LNG nhập khẩu đắt hơn là do khí tự nhiên trong nước chủ yếu có sẵn ở các khu vực có tài nguyên gió và năng lượng mặt trời dồi dào nhất.
Đối với kịch bản NZ, xu hướng giảm FLH là rất rõ ràng. Vào năm 2030, các nhà máy nhiệt điện than nhập khẩu sẽ giảm phát điện xuống còn khoảng 2.500 FLH. Vào năm 2040, FLH của các nhà máy nhiệt điện than và khí phải giảm xuống còn khoảng 1.000 - 2.000 FLH và vào năm 2050, các nhà máy này sẽ chấm dứt vận hành hoàn toàn theo mục tiêu phát thải ròng bằng không.
Các nhà máy nhiệt điện than và khí dài hạn có hợp đồng sản lượng phát tối thiểu hàng năm sẽ không còn là một phần của hệ thống điện theo mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050. Báo cáo nêu rõ, các nhà máy này có thể rơi vào tình trạng mắc kẹt và ảnh hưởng đến khả năng đạt mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050.
Việc chuyển đổi vai trò các nhà máy sử dụng nhiên liệu hóa thạch từ tải nền sang tích hợp năng lượng gió và năng lượng mặt trời có thể được thực hiện ở cấp độ toàn hệ thống thông qua thị trường điện, nhằm tăng cường điều độ theo giờ tối ưu theo chi phí phát điện biên cho từng công nghệ hiện có.
Thị trường bán buôn điện Việt Nam (VWEM) hiện nay đã đi vào hoạt động nhưng vẫn thiếu dung lượng để đảm bảo điều độ tối ưu theo giờ cho toàn hệ thống điện. Nhiều nhà máy nhiệt điện không giao dịch thông qua VWEM vì họ đã có hợp đồng giá cố định dài hạn nêu trên.
Do đó, hiện tại năng lượng tái tạo thường bị tiết giảm khi hệ thống dư thừa điện, trong khi các nhà máy nhiệt điện vẫn có thể giảm sản lượng và tiết kiệm nhiên liệu cũng như giảm phát thải. Giá và sản lượng theo giờ trong VWEM có trên trang web của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia. Xu hướng cho thấy giá thường giảm vào khoảng trưa khi sản lượng điện mặt trời cao.
Đối với các nhà máy nhiệt điện hiện tại, đặc biệt là nhà máy nhiệt điện than, việc chuyển đổi từ vận hành tải nền sang sản lượng linh hoạt theo giá thay đổi hàng giờ có thể là một thách thức.
Nhưng những thay đổi có thể được thực hiện để giảm công suất phát tối thiểu và tăng tỷ lệ tăng giảm công suất, một số thay đổi thậm chí không cần phải đầu tư lớn.
Do đó, những thay đổi này có thể mang lại lợi nhuận trong một hệ thống điện dựa trên thị trường trong tương lai với nguồn cung chính là năng lượng tái tạo, cho phép các nhà máy vận hành ở mức đầy tải khi giá cao và nhanh chóng hạ xuống khi giá thấp.
Những giải pháp này có thể mang lại các dòng doanh thu mới, ví dụ như cung cấp dịch vụ phụ trợ như dịch vụ điều tần và điện áp để ổn định hệ thống điện.
Do đó, các chuyên gia khuyến nghị, cơ chế huy động theo giá chào tối ưu theo giờ được giả định trong các phân tích. Điều này thường đạt được với thị trường bán buôn điện. Do đó, cần tránh ký mới các hợp đồng giá cố định với các thỏa thuận sản lượng phát tối thiểu. Thay vào đó, các nhà máy điện cần bán điện và dịch vụ trên thị trường điện.
Cơ sở (BSL):Kịch bản cơ sở có thể được hiểu là kịch bản tham chiếu. Kịch bản cơ sở bao gồm các chính sách hiện có và kế hoạch đưa vào vận hành các nhà máy mới theo hợp đồng. Định hướng giảm phát thải CO2 dựa trên giả định phát thải của hệ thống năng lượng sẽ giảm 15% vào năm 2030 và 20% vào năm 2045 theo kịch bản thông thường (BaU), đồng thời đạt được tỷ trọng NLTT tối thiểu là 15% vào năm 2030 và 25% vào năm 2045.
Công suất nguồn điện đã cam kết theo số liệu của dự thảo Quy hoạch điện 8 đến năm 2026 và không có các nhà máy nhiệt điện than mới từ năm 2035.
Điện xanh (GP):Kịch bản Điện xanh phân tích một ngành điện xanh với mục tiêu tham vọng, có tỷ trọng năng lượng tái tạo (NLTT) cao (38% vào năm 2030 và 75% vào năm 2050), trong khi tỷ trọng NLTT trong tổng cung năng lượng sơ cấp, định hướng giảm phát thải CO2, công suất đã cam kết và hạn chế đầu tư nhà máy nhiệt điện than từ năm 2035 theo kịch bản BSL.
Giao thông xanh (GT):Kịch bản Giao thông xanh phân tích một tương lai với tỷ trọng điện khí hóa cao hơn trong lĩnh vực giao thông (70% cho ô tô, 90% cho xe buýt, và 90% cho xe tải nặng đến 2050; 30% xe máy chạy điện vào năm 2030; 57% tàu vận chuyển hành khách chạy bằng điện vào 2050), kết hợp với tỷ trọng NLTT cao hơn trong ngành điện và chuyển đổi phương thức sang phương tiện giao thông công cộng (70% xe máy chuyển sang sử dụng đường sắt đô thị chạy điện ở Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh vào 2050 và không có xe máy mới chạy xăng từ năm 2030).
Ô nhiễm không khí (AP):Kịch bản Ô nhiễm không khí phân tích hệ thống năng lượng Việt Nam trong tương lai sau khi đưa chi phí ô nhiễm không khí vào tính toán. Kịch bản này xét đến các chi phí khác nhau cho từng lĩnh vực theo địa điểm phát thải. Chi phí cho một đơn vị ô nhiễm trong tương lai được tính toán trên mối tương quan trực tiếp giữa chi phí và sự gia tăng dân số. Các chất ô nhiễm không khí được xem xét trong các mô hình hệ thống năng lượng là NOx, SO2, PM2.5 và chi phí ô nhiễm do các chất này.
Lộ trình hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không (NZ):Kịch bản NZ giả định với 66% độ tin cậy rằng sự phát triển hệ thống năng lượng của Việt Nam sẽ bị hạn chế bởi ngân sách các-bon tương ứng với mức tăng nhiệt độ toàn cầu là 2°C được quy định trong Thỏa thuận Paris. Ngân sách các-bon được phân bổ cho từng quốc gia (trong đó có Việt Nam) theo hệ số tương hỗ giữa dân số (“công bằng”) và mức phát thải trong quá khứ (“quán tính”).
“Công bằng” đảm bảo đóng góp của mỗi quốc gia được tính theo số dân nhưng mức phát thải trên đầu người của các quốc gia đều như nhau (do vậy nước nào đông dân hơn thì sẽ có ngân sách các-bon lớn hơn). “Quán tính” phân chia ngân sách các-bon theo tốc độ giảm phát thải (nghĩa là quốc gia nào giảm phát thải sớm sẽ có quyền phát thải trong tương lai để đảm bảo quá trình chuyển đổi ít gay gắt và khả thi hơn).
Kịch bản NZ cho thấy tầm quan trọng của việc giảm phát thải sớm so với giảm phát thải muộn hơn mặc dù Việt Nam vẫn đạt được mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050. Ngân sách các-bon cho giai đoạn 2020-2050 lên tới 11,2 tỷ tấn CO2 và được giả định là đạt đỉnh vào năm 2035.
XIN CHIA SẼ BÁO CÁO TRIỂN VỌNG NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM 2021:
Báo cáo đã được các chuyên gia năng lượng soạn thảo công phu và khá chi tiết về triển vọng năng lượng Việt nam năm 2021. Những báo cáo này chắc là sẽ rất hữu ích cho nhiều người.
Tuy nhiên nếu trong báo cáo có thêm các chuyên gia về Hệ thống điện, Thị trường điện để phân tích sâu hơn về vận hành điều độ Hệ thống điện Việt nam, khả năng linh hoạt và tích hợp năng lượng tái tạo vào hệ thống hiện tại và tương lai, những điểm tồn tại và khắc phục vận hành thị trường điện và giá điện v.v.thì mới đánh giá một cách đầy đủ và thực tế hơn bức tranh năng lượng việt nam.
Nhật Bản vừa thử nghiệm thành công hệ thống tua-bin dưới đáy biển, chuyển đổi năng lượng từ các hải lưu sâu thành điện.
Đây là hệ thống có thể cung cấp năng lượng tái tạo một cách ổn định và đáng tin cậy, liên tục, bất kể sự thay đổi của gió hay mặt trời.
Được chế tạo bởi Tập đoàn IHI Corp, cỗ máy tên "Kairyu" nói trên giống như chiếc máy bay với 2 quạt tua-bin quay ngược chiều nhau, phần thân chứa hệ thống điều chỉnh độ nổi. Nguyên mẫu của cỗ máy nặng 330 tấn, được neo ở độ sâu 30-50 m dưới đáy biển.
Hệ thống được thử nghiệm tại vùng biển quanh quần đảo Tokara ở Tây Nam Nhật Bản trong 3 năm rưỡi, qua đó cho thấy nó có thể tạo ra công suất ổn định 100 KW. Công ty hiện có kế hoạch mở rộng quy mô hệ thống và đưa vào hoạt động thương mại trong những năm 2030.
Các tua-bin sẽ được đặt trong hải lưu Kuroshio - một trong những dòng biển mạnh nhất thế giới - dọc bờ biển phía Đông của Nhật Bản.
Tổ chức Phát triển công nghệ công nghiệp và năng lượng mới Nhật Bản (NEDO) ước tính hải lưu Kuroshio có thể tạo ra tới 200 gigawatt điện, tương đương 60% công suất phát điện hiện nay của Nhật Bản.
Nhật Bản hiện là nhà sản xuất điện mặt trời lớn thứ 3 thế giới và đầu tư mạnh vào các trang trại điện gió ngoài khơi. Tuy nhiên, việc khai thác hải lưu có thể cung cấp nguồn điện bền vững hơn. Hải lưu có ưu điểm là ổn định, ít dao động về tốc độ và hướng, mang lại hệ số công suất là 50%-70%, so với khoảng 29% của điện gió và 15% đối với điện mặt trời.
Nhật Bản vừa thử nghiệm thành công hệ thống tua-bin dưới đáy biển, chuyển đổi năng lượng từ các hải lưu sâu thành điện.
Đây là hệ thống có thể cung cấp năng lượng tái tạo một cách ổn định và đáng tin cậy, liên tục, bất kể sự thay đổi của gió hay mặt trời.
Được chế tạo bởi Tập đoàn IHI Corp, cỗ máy tên "Kairyu" nói trên giống như chiếc máy bay với 2 quạt tua-bin quay ngược chiều nhau, phần thân chứa hệ thống điều chỉnh độ nổi. Nguyên mẫu của cỗ máy nặng 330 tấn, được neo ở độ sâu 30-50 m dưới đáy biển.
Hệ thống được thử nghiệm tại vùng biển quanh quần đảo Tokara ở Tây Nam Nhật Bản trong 3 năm rưỡi, qua đó cho thấy nó có thể tạo ra công suất ổn định 100 KW. Công ty hiện có kế hoạch mở rộng quy mô hệ thống và đưa vào hoạt động thương mại trong những năm 2030.
Các tua-bin sẽ được đặt trong hải lưu Kuroshio - một trong những dòng biển mạnh nhất thế giới - dọc bờ biển phía Đông của Nhật Bản.
Tổ chức Phát triển công nghệ công nghiệp và năng lượng mới Nhật Bản (NEDO) ước tính hải lưu Kuroshio có thể tạo ra tới 200 gigawatt điện, tương đương 60% công suất phát điện hiện nay của Nhật Bản.
Nhật Bản hiện là nhà sản xuất điện mặt trời lớn thứ 3 thế giới và đầu tư mạnh vào các trang trại điện gió ngoài khơi. Tuy nhiên, việc khai thác hải lưu có thể cung cấp nguồn điện bền vững hơn. Hải lưu có ưu điểm là ổn định, ít dao động về tốc độ và hướng, mang lại hệ số công suất là 50%-70%, so với khoảng 29% của điện gió và 15% đối với điện mặt trời.
.png)
.png)
