Áp lực tài chính và bài toán thu xếp vốn: Vì sao các dự án hydrogen xanh tại Việt Nam chưa thể thu xếp vốn

Ngày 12/4/2026, Ban Thư ký VAHC

Trong giai đoạn 2023–2026, Việt Nam đã xuất hiện một loạt dự án hydrogen xanh quy mô công nghiệp, tập trung tại miền Tây, miền Trung và các khu vực ven biển. Tổng công suất điện phân (electrolyzer) theo các đề xuất đầu tư được công bố hoặc đăng ký sơ bộ ước tính dao động từ 150 MW đến hơn 1.000 MW, tương ứng tổng vốn đầu tư tiềm năng từ 300 triệu USD đến trên 2 tỷ USD mỗi dự án lớn.

Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại, phần lớn các dự án này vẫn chưa đạt trạng thái “financial close” – tức chưa thể chốt cấu trúc vốn để bước vào xây dựng công nghiệp quy mô lớn. Nguyên nhân không nằm ở công nghệ điện phân, mà đến từ ba rào cản tài chính cốt lõi: chi phí sản xuất, cấu trúc doanh thu và điều kiện ngân hàng có thể tài trợ.

1. Chi phí sản xuất hydrogen xanh vẫn vượt ngưỡng thị trường

Theo cấu trúc chi phí phổ biến trong khu vực ASEAN, giá thành hydrogen xanh (LCOH) hiện dao động:

• 3,5 – 6,5 USD/kg H₂ (phụ thuộc giá điện tái tạo)
• Trong khi hydrogen xám tại châu Á chỉ khoảng:
  • 1,0 – 1,8 USD/kg H₂

Chênh lệch thực tế:

hydrogen xanh cao hơn khoảng 2–4 lần

Đối với một dự án miền Tây quy mô khoảng 200–300 MW electrolyzer, sản lượng trung bình:

• ~30.000 – 45.000 tấn H₂/năm

Chênh lệch chi phí vận hành so với hydrogen xám tương đương:

• +60 – 120 triệu USD/năm (tùy giá điện)

Điều này khiến dự án không thể tự đứng vững nếu không có:

• carbon price (≥50–100 USD/tCO₂)
• hoặc subsidy trực tiếp

2. Giá điện – biến số quyết định “không thể bankable”

Chi phí điện chiếm khoảng:

60–75% tổng chi phí sản xuất hydrogen xanh

Trong điều kiện Việt Nam:

• điện gió/solar PPA thực tế: 6–9 US cents/kWh
• mức cần thiết để hydrogen cạnh tranh: <4 cents/kWh

Ví dụ tính nhanh:

Một electrolyzer 1 kg H₂ cần ~50–55 kWh điện.

• Giá điện 7 cents/kWh → chỉ riêng điện:
  • 3,5 USD/kg H₂

Chưa bao gồm:

• CAPEX amortization (~1,5–2,5 USD/kg)
• OPEX (~0,3–0,5 USD/kg)

Tổng LCOH thực tế:

5,3 – 6,5 USD/kg

Trong khi thị trường tiêu thụ khu vực chỉ chấp nhận:

2 – 3 USD/kg (để thay thế hydrogen xám)

3. Off-take không đủ “firm” để vay vốn

Các dự án miền Tây và ven biển chủ yếu hướng đến xuất khẩu ammonia xanh.

Tuy nhiên:

• Hợp đồng off-take hiện tại phần lớn ở dạng:
  • MoU
  • LOI (Letter of Intent)
  • hoặc non-binding framework

Ngân hàng quốc tế yêu cầu:

• Take-or-pay contract ≥10–15 năm
• Volume cố định ≥70–80% công suất

Hiện trạng thực tế:

• <30–40% sản lượng có cam kết bán rõ ràng

Thiếu doanh thu “bankable” = không thể giải ngân project finance

4. CAPEX quá lớn so với cấu trúc vốn hiện tại

Một dự án điển hình:

Quy mô:

• Electrolyzer: 200–300 MW
• Renewable power: 500–800 MW

CAPEX:

• Electrolyzer: 300–600 triệu USD
• Renewable + BESS + grid: 500 triệu – 1,2 tỷ USD
• Ammonia plant + port: 200–400 triệu USD

Tổng:

1,0 – 2,2 tỷ USD / dự án

Cấu trúc vốn tiêu chuẩn:

• Debt: 60–70%
• Equity: 30–40%

Vấn đề:

• Equity requirement: 300–800 triệu USD
• Trong khi nhà đầu tư nội địa:
  • không đủ năng lực balance sheet
  • hoặc không muốn khóa vốn dài hạn 10–15 năm

5. Thiếu cơ chế bảo lãnh và tín dụng xanh

Các dự án hydrogen quốc tế thường cần:

• Export Credit Agency (ECA) guarantee
• hoặc green subsidy gap funding

Ví dụ:

• EU: 3–5 USD/kg trợ cấp gap
• Nhật/Hàn: hỗ trợ CAPEX 30–50%

Tại Việt Nam:

• chưa có cơ chế:
  • hydrogen subsidy
  • carbon credit floor price
  • hoặc government guarantee cho off-take

Kết quả:

ngân hàng thương mại đánh giá “high risk – non-investment grade”

6. Rủi ro hạ tầng làm tăng chi phí tài chính

Các dự án tại miền Trung và miền Tây phụ thuộc:

• điện gió offshore (chưa có PPA rõ ràng)
• lưới truyền tải chưa tối ưu
• cảng xuất ammonia chưa tiêu chuẩn hóa

Điều này làm tăng:

• risk premium: +2–4% lãi suất vay
• chi phí vốn (WACC): lên tới 10–14%

Trong khi dự án hydrogen cần:

WACC ≤ 6–8% mới khả thi

Kết luận: nút thắt không nằm ở công nghệ mà nằm ở “financial architecture”

Tổng hợp các yếu tố:

• LCOH cao hơn thị trường 2–4 lần
• Off-take không đủ ràng buộc
• CAPEX > 1 tỷ USD/dự án
• thiếu subsidy + guarantee
• WACC vượt ngưỡng khả thi

dẫn đến trạng thái:

Các dự án hydrogen xanh tại Việt Nam đang ở “construction-intent stage” nhưng chưa đạt “financial close stage”

Nhận định thị trường

Trong bối cảnh hiện tại, các dự án có khả năng tiến nhanh hơn sẽ là:

• dự án gắn với nhu cầu công nghiệp nội địa (refinery, fertilizer)
• quy mô nhỏ hơn (20–100 MW)
• có đối tác off-take rõ ràng từ đầu

Trong khi đó, các mô hình xuất khẩu quy mô lớn từ miền Tây và miền Trung sẽ tiếp tục phụ thuộc mạnh vào:

• chính sách điện
• carbon pricing
• và dòng vốn xanh quốc tế