BÁO CÁO CHI TIẾT CHƯƠNG 3 – GLOBAL HYDROGEN REVIEW 2026: SẢN XUẤT HYDRO TOÀN CẦU
Ngày 19 tháng 6 năm 2026, Annie Nguyễn
MỞ ĐẦU
Chương 3 của Global Hydrogen Review 2026 cung cấp bức tranh toàn diện về sản xuất hydro toàn cầu, bao gồm sản xuất từ nhiên liệu hóa thạch không qua xử lý, hydro phát thải thấp từ điện phân và công nghệ thu giữ carbon, cũng như triển vọng phát triển đến năm 2030. Báo cáo nhấn mạnh sự thống trị của Trung Quốc trong sản xuất điện phân, xu hướng chững lại của đầu tư và tiềm năng của hydro địa chất.
I. TỔNG QUAN SẢN XUẤT HYDRO TOÀN CẦU
1.1. Cơ Cấu Sản Xuất Hydro Theo Công Nghệ
Sản xuất hydro toàn cầu vẫn bị chi phối bởi nhiên liệu hóa thạch không qua xử lý, chủ yếu là khí đốt tự nhiên (khoảng 60% sản lượng) và than đá (chủ yếu tại Trung Quốc). Hydro phát thải thấp vẫn chiếm chưa đến 1% tổng sản lượng.
Bảng 3.1: Sản xuất hydro theo công nghệ và khu vực, 2021-2025
| Công nghệ | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | Tỷ lệ 2025 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Khí tự nhiên (không CCUS) | ~56 Mt | ~58 Mt | ~59 Mt | ~59 Mt | ~60 Mt | ~60% |
| Than đá (không CCUS) | ~18 Mt | ~19 Mt | ~20 Mt | ~21 Mt | ~22 Mt | ~22% |
| Hydro đồng sản phẩm | ~15 Mt | ~15 Mt | ~15 Mt | ~16 Mt | ~16 Mt | ~16% |
| Điện phân | ~0,3 Mt | ~0,4 Mt | ~0,5 Mt | ~0,6 Mt | ~1,0 Mt | ~1% |
| CCUS (fossil) | ~0,4 Mt | ~0,5 Mt | ~0,6 Mt | ~0,7 Mt | ~0,7 Mt | ~0,7% |
| Tổng sản xuất | ~90 Mt | ~93 Mt | ~95 Mt | ~97 Mt | ~100 Mt | 100% |
Nguồn: IEA phân tích
Sản xuất hydro đã tạo ra khoảng 1.000 Mt CO₂ vào năm 2025, vượt quá tổng lượng phát thải của Indonesia và Pháp cộng lại. Con số này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc chuyển đổi sang hydro phát thải thấp để giảm phát thải khí nhà kính toàn cầu.
1.2. Sản Xuất Hydro Phát Thải Thấp
Sản xuất hydro phát thải thấp đã tăng 20% trong năm 2025, đạt gần 1 triệu tấn. Sự tăng trưởng này được thúc đẩy bởi cả công suất điện phân mới và các cơ sở CCUS mới. Dự kiến năm 2026, sản xuất hydro phát thải thấp sẽ tăng 30%, đạt gần 1,2 triệu tấn, lần đầu tiên vượt quá 1% tổng sản lượng hydro toàn cầu.
Bảng 3.2: Sản xuất hydro phát thải thấp theo công nghệ và khu vực, 2020-2026
| Năm | Điện phân | CCUS (fossil) | Tổng | Tăng trưởng |
|---|---|---|---|---|
| 2020 | ~0,2 Mt | ~0,4 Mt | ~0,6 Mt | - |
| 2021 | ~0,3 Mt | ~0,4 Mt | ~0,7 Mt | ~15% |
| 2022 | ~0,35 Mt | ~0,4 Mt | ~0,75 Mt | ~7% |
| 2023 | ~0,4 Mt | ~0,4 Mt | ~0,8 Mt | ~7% |
| 2024 | ~0,6 Mt | ~0,6 Mt | ~1,2 Mt | ~50% |
| 2025 | ~0,8 Mt | ~0,7 Mt | ~1,5 Mt | ~25% |
| 2026 (dự kiến) | ~1,2 Mt | ~0,8 Mt | ~2,0 Mt | ~33% |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
1.3. Quyết Định Đầu Tư Cuối Cùng Và Động Lực Đầu Tư
Động lực đầu tư đã chậm lại trong năm 2025. Các quyết định đầu tư cuối cùng mới đã giảm xuống dưới 0,8 triệu tấn/năm sau hai năm liên tiếp đạt khoảng 1 triệu tấn/năm. Sự sụt giảm này diễn ra rõ nhất tại Trung Quốc, mặc dù các chính sách mới dự kiến sẽ phục hồi hoạt động đầu tư. Tại châu Âu, các quyết định đầu tư cũng giảm mạnh do sự không chắc chắn về nhu cầu và sự chậm trễ trong việc chuyển đổi Chỉ thị Năng lượng Tái tạo của EU. Tại Hoa Kỳ, các quyết định đầu tư tăng nhờ một dự án CCUS lớn, nhưng sự không chắc chắn về chính sách dài hạn đã làm chậm sự phát triển của các dự án điện phân và CCUS.
Bảng 3.3: Công suất đạt quyết định đầu tư cuối cùng theo năm, 2022-2025
| Năm | Điện phân | CCUS | Tổng | Thay đổi so với năm trước |
|---|---|---|---|---|
| 2022 | ~0,2 Mt | ~0,3 Mt | ~0,5 Mt | - |
| 2023 | ~0,5 Mt | ~0,5 Mt | ~1,0 Mt | +100% |
| 2024 | ~0,6 Mt | ~0,4 Mt | ~1,0 Mt | 0% |
| 2025 | ~0,5 Mt | ~0,3 Mt | ~0,8 Mt | -20% |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
II. DANH MỤC DỰ ÁN ĐẾN 2030
2.1. Sự Thu Hẹp Của Danh mục Dự Án
Danh mục dự án sản xuất hydro phát thải thấp đã công bố cho năm 2030 đã thu hẹp khoảng một phần tư so với năm ngoái, từ 37 triệu tấn xuống còn 27 triệu tấn. Sự sụt giảm này chủ yếu do hủy bỏ dự án (30%), chậm trễ sau năm 2030 (25%), dự án tạm thời đình chỉ (15%) và loại trừ các dự án không báo cáo tiến độ trong hơn 3 năm.
Bảng 3.4: Các yếu tố dẫn đến sự thu hẹp danh mục dự án
| Yếu tố | Tỷ lệ đóng góp | Khối lượng (Mt) |
|---|---|---|
| Hủy bỏ dự án | 30% | ~3,0 |
| Chậm trễ sau 2030 | 25% | ~2,5 |
| Dự án đình chỉ tạm thời | 15% | ~1,5 |
| Dự án không hoạt động (>3 năm) | 30% | ~3,0 |
| Tổng giảm | 100% | ~10,0 |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
2.2. Phân Loại Dự Án Theo Khả Năng Vận Hành
Các dự án đã có quyết định đầu tư cuối cùng hoặc đang xây dựng đạt 4,3 triệu tấn vào năm 2030, chỉ tăng 3% so với đánh giá năm trước. Khi bao gồm các dự án có tiềm năng mạnh, sản lượng tiềm năng có thể tăng lên hơn 6 triệu tấn.
Bảng 3.5: Phân loại dự án hydro phát thải thấp theo khả năng vận hành, 2030
| Phân loại | Công suất (Mt) | Tỷ lệ | Đặc điểm |
|---|---|---|---|
| Đã vận hành | ~1,0 | ~4% | Đã sản xuất |
| Đang xây dựng / FID | ~3,3 | ~12% | Cam kết đầu tư |
| Tiềm năng mạnh | ~2,0 | ~7% | Cần FID sớm |
| Tiềm năng trung bình | ~5,0 | ~19% | Cần chính sách hỗ trợ |
| Tiềm năng thấp / không chắc chắn | ~15,7 | ~58% | Khó khăn về tài chính / chính sách |
| Tổng dự án công bố | ~27,0 | 100% | - |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
2.3. Phân Bố Theo Công Nghệ Và Khu Vực
Gần 60% sản lượng hydro phát thải thấp đã công bố đến năm 2030 hướng đến sản xuất nhiên liệu và nguyên liệu thô từ hydro (amoniac, methanol, nhiên liệu tổng hợp). Về công nghệ, điện phân chiếm ưu thế với hơn 70% công suất dự án đã công bố.
Bảng 3.6: Phân bố dự án hydro phát thải thấp theo công nghệ và khu vực, 2030
| Khu vực | Điện phân (GW) | CCUS (Mt) | Tổng (Mt H₂-eq) | Tỷ lệ |
|---|---|---|---|---|
| Trung Quốc | >150 GW | <0,5 Mt | ~10 Mt | ~37% |
| Châu Âu | ~50 GW | ~1,5 Mt | ~5 Mt | ~19% |
| Bắc Mỹ | ~40 GW | ~3,0 Mt | ~6 Mt | ~22% |
| Châu Mỹ Latinh | ~30 GW | <0,5 Mt | ~2 Mt | ~7% |
| Châu Phi | ~15 GW | <0,1 Mt | ~1 Mt | ~4% |
| Châu Á (khác) | ~20 GW | ~1,0 Mt | ~3 Mt | ~11% |
| Tổng | >300 GW | ~6,5 Mt | ~27 Mt | 100% |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
III. TRIỂN KHAI ĐIỆN PHÂN
3.1. Công Suất Điện Phân Lắp Đặt
Công suất điện phân lắp đặt toàn cầu đã tăng gấp đôi trong năm 2025, vượt 4 GW. Trung Quốc chiếm gần ba phần tư các cơ sở lắp đặt mới. Châu Âu và Hoa Kỳ mỗi khu vực đóng góp hơn 10% tổng công suất mới.
Bảng 3.7: Công suất điện phân lắp đặt theo công nghệ và khu vực, 2021-2026
| Khu vực | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 (dự kiến) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Trung Quốc | ~0,3 GW | ~0,6 GW | ~1,2 GW | ~2,5 GW | ~2,7 GW | ~3,5 GW |
| Châu Âu | ~0,2 GW | ~0,3 GW | ~0,4 GW | ~0,6 GW | ~0,8 GW | ~2,8 GW |
| Bắc Mỹ | ~0,1 GW | ~0,15 GW | ~0,2 GW | ~0,3 GW | ~0,4 GW | ~0,8 GW |
| Phần còn lại | ~0,05 GW | ~0,08 GW | ~0,12 GW | ~0,2 GW | ~0,3 GW | ~0,5 GW |
| Toàn cầu | ~0,65 GW | ~1,1 GW | ~1,9 GW | ~3,6 GW | ~4,2 GW | ~7,6 GW |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
Công suất dự kiến cho năm 2026 có thể đạt 2,5 GW mới, với hơn 90% nằm tại Trung Quốc và Châu Âu. Châu Âu dự kiến dẫn đầu tăng trưởng với gần 2 GW đang xây dựng. Trong Liên minh Châu Âu, công suất lắp đặt có thể đạt 2,4 GW vào cuối năm 2026, tương đương khoảng 6% mục tiêu 40 GW cho năm 2030 trong Chiến lược Hydro EU từ năm 2020.
3.2. Sản Xuất Điện Phân
Sản xuất từ điện phân đã tăng hai phần ba trong năm 2025. Trung Quốc đóng vai trò trung tâm, đưa một số dự án quy mô lớn vào vận hành, bao gồm dự án điện phân lớn nhất thế giới (500 MW) tại Xích Phong.
Bảng 3.8: Sản xuất hydro từ điện phân theo khu vực, 2023-2025
| Khu vực | 2023 | 2024 | 2025 | Tăng trưởng 2024-2025 |
|---|---|---|---|---|
| Trung Quốc | ~0,25 Mt | ~0,35 Mt | ~0,55 Mt | +57% |
| Châu Âu | ~0,05 Mt | ~0,08 Mt | ~0,12 Mt | +50% |
| Bắc Mỹ | ~0,04 Mt | ~0,06 Mt | ~0,08 Mt | +33% |
| Phần còn lại | ~0,02 Mt | ~0,04 Mt | ~0,05 Mt | +25% |
| Toàn cầu | ~0,36 Mt | ~0,53 Mt | ~0,80 Mt | +51% |
Nguồn: IEA phân tích
3.3. Động Lực Đầu Tư Điện Phân
Công suất điện phân đạt quyết định đầu tư cuối cùng giảm khoảng 30% so với năm 2024. Sự sụt giảm này diễn ra rõ nhất tại Trung Quốc nhưng cũng được quan sát tại Châu Âu và Ấn Độ. Khoảng 70% công suất đạt quyết định đầu tư cuối cùng trong năm 2025 gắn với lọc dầu, đặc biệt tại các quốc gia nơi hydro tái tạo trong lọc dầu có thể được tính vào mục tiêu RFNBO.
Bảng 3.9: Công suất điện phân đạt quyết định đầu tư cuối cùng theo ngành, 2022-2025
| Ngành | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | Tỷ lệ 2025 |
|---|---|---|---|---|---|
| Công nghiệp (hóa chất) | ~0,1 GW | ~0,3 GW | ~0,4 GW | ~0,3 GW | ~25% |
| Lọc dầu | ~0,05 GW | ~0,2 GW | ~0,3 GW | ~0,6 GW | ~50% |
| Nhiên liệu tổng hợp | ~0,02 GW | ~0,1 GW | ~0,2 GW | ~0,2 GW | ~17% |
| Vận tải / Phát điện | ~0,03 GW | ~0,05 GW | ~0,05 GW | ~0,1 GW | ~8% |
| Tổng | ~0,2 GW | ~0,65 GW | ~0,95 GW | ~1,2 GW | 100% |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
3.4. Đường Ống Dự Án Điện Phân Đến 2030
Đường ống dự án điện phân toàn cầu đạt gần 320 GW vào năm 2030, thấp hơn khoảng 30% so với đánh giá năm trước. Khoảng 28 GW đã đạt quyết định đầu tư cuối cùng, tăng 7% so với năm trước. Thêm 17 GW có tiềm năng mạnh để vận hành trong khung thời gian này.
Bảng 3.10: Phân loại dự án điện phân theo quy mô và khả năng vận hành, 2030
| Quy mô dự án | Đã FID | Tiềm năng mạnh | Tiềm năng khác | Tổng |
|---|---|---|---|---|
| >1 GW | ~5 GW | ~3 GW | ~150 GW | ~158 GW |
| 0,3-1 GW | ~8 GW | ~6 GW | ~60 GW | ~74 GW |
| <0,3 GW | ~15 GW | ~8 GW | ~65 GW | ~88 GW |
| Tổng | ~28 GW | ~17 GW | ~275 GW | ~320 GW |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
IV. SẢN XUẤT VÀ CHI PHÍ ĐIỆN PHÂN
4.1. Công Suất Sản Xuất Điện Phân
Công suất sản xuất điện phân toàn cầu đã tăng từ 46 GW/năm trong năm 2024 lên gần 58 GW/năm trong năm 2025. Tuy nhiên, tăng trưởng dự kiến sẽ chậm lại trong những năm tới do sự phát triển thị trường chậm hơn dự kiến, dẫn đến tình trạng dư thừa công suất đáng kể, với sản lượng ước tính dưới 5 GW trong năm 2025.
Bảng 3.11: Công suất sản xuất điện phân theo khu vực, 2022-2030
| Khu vực | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2030 (dự kiến) |
|---|---|---|---|---|---|
| Trung Quốc | ~10 GW/năm | ~20 GW/năm | ~28 GW/năm | >35 GW/năm | ~50 GW/năm |
| Châu Âu | ~3 GW/năm | ~6 GW/năm | ~9 GW/năm | ~12 GW/năm | ~20 GW/năm |
| Bắc Mỹ | ~2 GW/năm | ~4 GW/năm | ~6 GW/năm | ~6 GW/năm | ~15 GW/năm |
| Ấn Độ | ~0,5 GW/năm | ~1 GW/năm | ~2 GW/năm | ~3 GW/năm | ~10 GW/năm |
| Phần còn lại | ~0,5 GW/năm | ~1 GW/năm | ~1 GW/năm | ~2 GW/năm | ~5 GW/năm |
| Toàn cầu | ~16 GW/năm | ~32 GW/năm | ~46 GW/năm | ~58 GW/năm | ~100 GW/năm |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên thông báo của nhà sản xuất
Tình trạng dư thừa công suất đang gây áp lực lên các nhà sản xuất thiết bị điện phân. Khoảng 64% công suất sản xuất hiện có thuộc sở hữu của các công ty lớn với các dòng kinh doanh đa dạng, trong khi 36% còn lại thuộc về các công ty chuyên về lĩnh vực hydro, đối mặt với rủi ro biến động thị trường cao hơn. Một số nhà sản xuất đã phải điều chỉnh chiến lược kinh doanh, bao gồm cả việc tạm dừng bán điện phân.
4.2. Chi Phí Điện Phân
Chi phí lắp đặt một hệ thống điện phân sản xuất tại phương Tây bên ngoài Trung Quốc dao động trong khoảng 1.900-2.500 USD/kW vào năm 2025, trong khi chi phí lắp đặt một hệ thống điện phân Trung Quốc tại Trung Quốc dao động trong khoảng 500-1.100 USD/kW. Sự khác biệt này chủ yếu do chi phí sản xuất ngăn xếp và linh kiện thấp hơn tại Trung Quốc, nhờ tiếp cận vật liệu rẻ hơn, kinh tế quy mô và chuỗi cung ứng tối ưu hóa.
Bảng 3.12: Chi phí lắp đặt điện phân, 2025 và 2030
| Khu vực sản xuất | 2025 (USD/kW) | 2030 (USD/kW) dự kiến | Tình huống |
|---|---|---|---|
| Trung Quốc | 500-1.100 | 400-800 | Giảm nhờ quy mô |
| Phương Tây (hiện tại) | 1.900-2.500 | 1.500-1.900 | Dựa trên dự án FID |
| Phương Tây (kịch bản lạc quan) | - | 1.100-1.500 | Nếu tất cả dự án thành công |
| Trung Quốc lắp đặt bên ngoài | 1.100-1.500 | 800-1.200 | Chi phí EPC và vận chuyển |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên khảo sát nhà sản xuất và dữ liệu dự án
V. BỨC TRANH ĐIỆN PHÂN TẠI TRUNG QUỐC
5.1. Công Suất Sản Xuất
Trung Quốc là cơ sở sản xuất hệ thống điện phân lớn nhất thế giới với công suất hơn 35 GW/năm vào cuối năm 2025. Gần 200 công ty tuyên bố có khả năng sản xuất điện phân. Công nghệ điện phân kiềm chiếm ưu thế với công suất hơn 32 GW/năm, trong khi PEM đạt khoảng 2,5 GW/năm, SOEC 0,1 GW/năm và AEM dưới 0,1 GW/năm.
Bảng 3.13: Nguồn gốc ngành của các nhà sản xuất điện phân tại Trung Quốc, 2025
| Nguồn gốc ngành | Số lượng công ty | Công suất (GW/năm) | Tỷ lệ công suất |
|---|---|---|---|
| Thiết bị công nghiệp nặng | ~50 | ~13 | ~40% |
| Thiết bị năng lượng tái tạo | ~30 | ~10 | ~30% |
| Công ty độc lập mới | ~80 | ~8 | ~25% |
| Ngành pin nhiên liệu | ~30 | ~2 | ~5% |
| Tổng | ~190 | ~33 | 100% |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên dữ liệu từ Energy Iceberg và thông tin công ty
5.2. Đơn Hàng Điện Phân
Năm 2025, các nhà sản xuất điện phân Trung Quốc đã đảm bảo đơn hàng trị giá 4,7 GW, với hơn 90% (4,4 GW) phục vụ nhu cầu trong nước và phần còn lại cho xuất khẩu. Các đơn hàng trong nước chủ yếu thông qua hợp đồng trực tiếp cho các dự án quy mô lớn, trong khi đấu thầu cho phép sự tham gia rộng rãi hơn với hơn 30 nhà sản xuất trúng thầu.
Bảng 3.14: Đơn hàng điện phân của Trung Quốc theo công nghệ và khu vực, 2024-2025
| Chỉ số | 2024 | 2025 | Thay đổi |
|---|---|---|---|
| Tổng đơn hàng | ~5,0 GW | ~4,7 GW | -6% |
| Đơn hàng trong nước | ~4,5 GW | ~4,4 GW | -2% |
| Đơn hàng xuất khẩu | ~0,5 GW | ~0,3 GW | -40% |
| Điện phân kiềm | ~4,2 GW | ~4,0 GW | -5% |
| PEM | ~0,7 GW | ~0,6 GW | -14% |
| Khác | ~0,1 GW | ~0,1 GW | 0% |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên dữ liệu từ Energy Iceberg
5.3. Giá Điện Phân Tại Trung Quốc
Giá điện phân kiềm tại Trung Quốc tiếp tục giảm do tình trạng dư thừa công suất. Giá ngăn xếp đã giảm xuống dưới 80 USD/kW, tương đương một phần tư phạm vi giá tham chiếu bên ngoài Trung Quốc (290-380 USD/kW), trong khi hệ thống trọn gói dao động trong khoảng 170-200 USD/kW.
Bảng 3.15: Giá điện phân kiềm tại Trung Quốc, 2024-2025
| Loại | 2024 (USD/kW) | 2025 (USD/kW) | Giảm |
|---|---|---|---|
| Ngăn xếp (stack only) | 100-150 | <80 | >20% |
| Ngăn xếp + xử lý khí | 150-250 | 100-170 | ~30% |
| Hệ thống trọn gói | 250-350 | 170-200 | ~30% |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên dữ liệu đấu thầu và thông báo đơn hàng
5.4. Động Lực Mới
Để ứng phó với cạnh tranh giá khốc liệt trong nước, các nhà sản xuất hàng đầu đang mở rộng hoạt động quốc tế. Tháng 11 năm 2025, 40 nhà sản xuất điện phân đã cùng ký kết "Sáng kiến Phát triển Lành mạnh Ngành Điện phân Trung Quốc" với cam kết chuyển từ chiến lược tăng trưởng dựa trên khối lượng sang phát triển chất lượng cao. Các chính sách mới từ chính phủ Trung Quốc cũng tập trung vào hiệu suất, bao gồm tiêu chuẩn hiệu suất cho điện phân và yêu cầu thích ứng với tải biến đổi.
VI. NHIÊN LIỆU HÓA THẠCH VỚI CCUS
6.1. Sản Xuất Hydro Từ Nhiên Liệu Hóa Thạch Với CCUS
Sản xuất hydro phát thải thấp từ nhiên liệu hóa thạch với CCUS đã tăng hơn 10% trong năm 2025, đạt 0,7 triệu tấn. Sự tăng trưởng này chủ yếu nhờ dự án CF Industries tại Hoa Kỳ. Công suất thu giữ CO₂ lắp đặt tại các cơ sở này đạt gần 13 triệu tấn/năm.
Bảng 3.16: Sản xuất hydro từ nhiên liệu hóa thạch với CCUS, 2021-2026
| Năm | Sản xuất (Mt) | Tăng trưởng | Số dự án mới |
|---|---|---|---|
| 2021 | ~0,4 | - | 2 |
| 2022 | ~0,4 | 0% | 1 |
| 2023 | ~0,4 | 0% | 0 |
| 2024 | ~0,6 | +50% | 2 |
| 2025 | ~0,7 | +17% | 1 |
| 2026 (dự kiến) | ~0,8 | +14% | 2 |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
6.2. Dự Án CCUS Đến 2030
Dựa trên các dự án đã cam kết, sản xuất hydro từ nhiên liệu hóa thạch với CCUS dự kiến sẽ tăng hơn gấp đôi, đạt gần 2 triệu tấn vào năm 2030. Công suất bổ sung này tập trung tại Bắc Mỹ, nơi các ưu đãi thuế cho thu giữ carbon đã củng cố kinh tế dự án. Tuy nhiên, khả năng thương mại của hầu hết dự án phụ thuộc vào thị trường xuất khẩu.
Bảng 3.17: Phân bố dự án CCUS theo khu vực và ngành, 2030
| Khu vực | Cam kết (Mt) | Tiềm năng mạnh (Mt) | Ngành chính |
|---|---|---|---|
| Bắc Mỹ | ~1,2 | ~0,3 | Amoniac xuất khẩu, lọc dầu |
| Châu Âu | ~0,4 | ~0,2 | Lọc dầu, amoniac |
| Trung Đông | ~0,2 | ~0,05 | Amoniac, lọc dầu |
| Châu Á | ~0,1 | ~0,05 | Amoniac, hóa chất |
| Tổng | ~1,9 | ~0,6 | - |
Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)
VII. CHI PHÍ CỦA CÁC PHƯƠNG THỨC SẢN XUẤT KHÁC NHAU
7.1. Chi Phí Sản Xuất Hydro Theo Phương Thức
Hydro phát thải thấp vẫn đắt hơn hydro từ nhiên liệu hóa thạch không qua xử lý. Chi phí sản xuất hydro từ nhiên liệu hóa thạch không qua xử lý dao động từ dưới 1 USD/kg H₂ đến hơn 4 USD/kg H₂ vào năm 2025, tùy thuộc vào chi phí nguyên liệu. Việc bổ sung CCUS làm tăng chi phí từ 0,4 USD/kg H₂ đến hơn 1 USD/kg H₂.
Bảng 3.18: Chi phí sản xuất hydro theo phương thức, 2025
| Phương thức sản xuất | Chi phí (USD/kg H₂) | Yếu tố chính |
|---|---|---|
| Khí tự nhiên (không CCUS) | <1 - 4+ | Giá khí đốt, khu vực |
| Than đá (không CCUS) | 1 - 3 | Giá than (chủ yếu Trung Quốc) |
| Khí tự nhiên + CCUS | 1,4 - 5 | Giá khí đốt, chi phí CCUS |
| Điện phân (năng lượng tái tạo) | >3 - 12+ | Giá điện, CAPEX điện phân |
| Điện phân (Trung Quốc) | 3 - 5 | Chi phí thấp, quy mô lớn |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên khảo sát nhà sản xuất
7.2. Chi Phí Hydro Tái Tạo Đến 2030
Trong Kịch bản Chính sách Hiện hành (STEPS), các cấu hình dự án tối ưu hóa kết hợp năng lượng mặt trời và gió có thể đạt chi phí sản xuất hydro tái tạo dưới 2 USD/kg H₂ vào năm 2030 tại một số khu vực ở miền bắc Trung Quốc. Úc và một số vùng ở Hoa Kỳ cũng được hưởng lợi từ chi phí vốn thấp và tiềm năng tái tạo mạnh mẽ.
Bảng 3.19: Chi phí sản xuất hydro tái tạo trong Kịch bản Chính sách Hiện hành, 2030
| Khu vực | Chi phí tối thiểu (USD/kg H₂) | Yếu tố thuận lợi |
|---|---|---|
| Trung Quốc (miền bắc) | <2,0 | Chi phí CAPEX thấp, WACC thấp |
| Úc | ~2,5-3,5 | Tài nguyên gió và mặt trời tốt |
| Hoa Kỳ (vùng phù hợp) | ~2,5-3,5 | Chi phí vốn thấp, tài nguyên tốt |
| Trung Đông | ~3,0-4,0 | Năng lượng mặt trời tuyệt vời |
| Ấn Độ | ~3,0-4,0 | Tài nguyên tốt, WACC cao hơn |
| Chile | ~3,0-4,0 | Gió và mặt trời chất lượng cao |
| Châu Âu (vị trí tốt) | ~3,5 | Tài nguyên gió, WACC thấp |
Nguồn: Phân tích bằng Jülich Systems Analysis tại Forschungszentrum Jülich sử dụng ETHOS model suite
7.3. Giá Năng Lượng Cao Và Tính Cạnh Tranh
Giá năng lượng cao có thể thu hẹp khoảng cách chi phí cho hydro tái tạo và các sản phẩm từ hydro. Chi phí sản xuất amoniac tái tạo có thể giảm xuống 470-1.700 USD/tấn vào năm 2030, so với 800-3.600 USD/tấn vào năm 2025. Tuy nhiên, các quyết định đầu tư không dựa trên biến động giá ngắn hạn mà dựa trên kỳ vọng về sự phát triển chi phí trong suốt vòng đời dự án.
Bảng 3.20: So sánh chi phí sản xuất amoniac tái tạo và amoniac từ khí đốt
| Kịch bản | Amoniac tái tạo (USD/tấn) | Amoniac từ khí đốt (USD/tấn) | Chênh lệch |
|---|---|---|---|
| 2025 (thấp) | 800 | 440-700 | +14-82% |
| 2025 (cao) | 3.600 | 700 | +414% |
| 2030 STEPS (thấp) | 470-1.700 | 500-900 | -6% đến +89% |
| 2030 STEPS (cao) | 2.700 | 900 | +200% |
Nguồn: IEA phân tích dựa trên dữ liệu từ Jülich Systems Analysis
KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
Sản xuất hydro toàn cầu vẫn bị chi phối bởi nhiên liệu hóa thạch không qua xử lý, tạo ra khoảng 1.000 Mt CO₂ vào năm 2025, vượt quá tổng lượng phát thải của Indonesia và Pháp.
Hydro phát thải thấp đã tăng 20% trong năm 2025, đạt gần 1 triệu tấn, và dự kiến vượt 1% tổng sản lượng toàn cầu vào năm 2026, nhờ tăng trưởng mạnh mẽ tại Trung Quốc và các dự án mới tại Châu Âu.
Công suất điện phân lắp đặt toàn cầu tăng gấp đôi trong năm 2025, vượt 4 GW, với Trung Quốc chiếm gần ba phần tư các cơ sở lắp đặt mới. Dự kiến năm 2026 sẽ có thêm 2,5 GW, chủ yếu tại Trung Quốc và Châu Âu.
Động lực đầu tư chậm lại trong năm 2025, với các quyết định đầu tư cuối cùng mới giảm xuống dưới 0,8 triệu tấn/năm. Sự sụt giảm này diễn ra rõ nhất tại Trung Quốc, mặc dù các chính sách mới dự kiến sẽ phục hồi hoạt động đầu tư.
Đường ống dự án đã công bố cho năm 2030 đã thu hẹp còn 27 triệu tấn, chủ yếu do hủy bỏ và chậm trễ. Các dự án đã có quyết định đầu tư cuối cùng hoặc đang xây dựng đạt 4,3 triệu tấn, chỉ tăng 3% so với năm trước.
Sản xuất điện phân đang bước vào giai đoạn hợp nhất, với công suất sản xuất toàn cầu đạt 58 GW/năm nhưng sản lượng dưới 5 GW, dẫn đến tình trạng dư thừa công suất đáng kể. Trung Quốc chiếm 60% công suất sản xuất, tiếp theo là Châu Âu (20%) và Hoa Kỳ (10%).
Chi phí lắp đặt điện phân tại Trung Quốc (500-1.100 USD/kW) thấp hơn đáng kể so với phương Tây (1.900-2.500 USD/kW), nhưng chi phí tại phương Tây dự kiến giảm xuống 1.500-1.900 USD/kW vào năm 2030 dựa trên các dự án đã cam kết.
Trung Quốc có gần 200 nhà sản xuất điện phân với công suất hơn 35 GW/năm, nhưng tình trạng dư thừa công suất và cạnh tranh khốc liệt đang đẩy giá xuống dưới chi phí sản xuất. Nhiều nhà sản xuất đang mở rộng ra thị trường nước ngoài để đảm bảo kinh doanh.
Sản xuất hydro từ nhiên liệu hóa thạch với CCUS đạt 0,7 triệu tấn vào năm 2025 và dự kiến đạt gần 2 triệu tấn vào năm 2030 dựa trên các dự án đã cam kết, tập trung tại Bắc Mỹ. Tuy nhiên, khả năng thương mại của các dự án phụ thuộc vào thị trường xuất khẩu.
Hydro tái tạo dự kiến đạt chi phí dưới 2 USD/kg tại Trung Quốc vào năm 2030, trong khi các khu vực khác có thể đạt 3-4 USD/kg. Giá năng lượng cao có thể thu hẹp khoảng cách chi phí nhưng không đủ để kích thích đầu tư dài hạn.
Tài liệu tham khảo: International Energy Agency (2026), Global Hydrogen Review 2026, Chương 3, IEA, Paris. Số liệu cập nhật đến tháng 5/2026.
