BÁO CÁO CHI TIẾT CHƯƠNG 5 – GLOBAL HYDROGEN REVIEW 2026: THƯƠNG MẠI VÀ HẠ TẦNG HYDRO

Ngày 19 tháng 6 năm 2026, Annie Nguyễn

MỞ ĐẦU

Chương 5 của Global Hydrogen Review 2026 cung cấp bức tranh toàn diện về thương mại và hạ tầng hydro toàn cầu. Báo cáo phân tích các dự án xuất khẩu hydro phát thải thấp, hạ tầng đường ống, kho lưu trữ ngầm, cơ sở hạ tầng tại các cảng biển, và chi phí vận chuyển hydro theo các phương thức khác nhau. Chương này nhấn mạnh vai trò ngày càng tăng của thương mại trong việc thúc đẩy các dự án hydro, sự tập trung địa lý của hạ tầng đường ống tại Châu Âu và Trung Quốc, và những thách thức trong việc phát triển chuỗi cung ứng hydro toàn cầu.

I. TỔNG QUAN VÀ TRIỂN VỌNG THƯƠNG MẠI HYDRO

1.1. Vai Trò Của Thương Mại Trong Các Dự Án Hydro

Thương mại vẫn là động lực chính thúc đẩy các dự án hydro phát thải thấp. Các dự án hướng đến xuất khẩu chiếm gần 12 triệu tấn H₂-eq vào năm 2030, tương đương hơn 40% tổng sản lượng hydro phát thải thấp tiềm năng nếu tất cả các dự án đã công bố được thực hiện. Điều này cho thấy kỳ vọng về sự phát triển của thị trường quốc tế là động lực chính cho các thông báo dự án. Các dự án dựa trên điện phân có khả năng hướng đến thị trường xuất khẩu cao hơn khoảng 30% so với các dự án dựa trên CCUS, phản ánh sự không chắc chắn về tính đủ điều kiện của nhập khẩu dựa trên CCUS tại Châu Âu.

Bảng 5.1: Dự án hydro và nhiên liệu gốc hydro dự kiến xuất khẩu, 2030

Chỉ số	Giá trị
Tổng khối lượng xuất khẩu tiềm năng (2030)	~12 Mtpa H₂-eq
Tỷ lệ trong tổng dự án đã công bố	>40%
Khối lượng từ dự án đã cam kết	<1 Mtpa H₂-eq (~8%)
Tỷ lệ dự án xuất khẩu đã xác định được bên mua	~20%
Tỷ lệ thỏa thuận mua bán ràng buộc	~30%

Nguồn: IEA Hydrogen Production Projects Database (tháng 6/2026)

Tuy nhiên, tiến độ thực tế còn hạn chế. Chưa đến 8% khối lượng có thể được thương mại hóa – gần 1 Mtpa H₂-eq – đến từ các dự án có sản xuất đã cam kết, tức là các dự án đang vận hành, đang xây dựng hoặc đã đạt quyết định đầu tư cuối cùng. Con số này so với khoảng 16% trong toàn bộ đường ống dự án hydro phát thải thấp đến năm 2030.

1.2. Các Chuyến Hàng Thương Mại Đầu Tiên

Mặc dù chưa có thị trường toàn cầu cho nhiên liệu gốc hydro phát thải thấp, một số chuyến hàng thương mại đáng chú ý đã diễn ra trong năm qua, đóng vai trò là minh chứng cho hậu cần, chứng nhận và quy định:

Đầu năm 2026, Envision đã thực hiện chuyến giao hàng thương mại đầu tiên trên thế giới về amoniac điện phân từ nhà máy tại Nội Mông, Trung Quốc, đến LOTTE Fine Chemical tại cảng Ulsan, Hàn Quốc, được chứng nhận theo chương trình ISCC.

Đầu năm 2026, 2,5 triệu lít methanol điện phân từ dự án Solar Park Kassø tại Đan Mạch đã được vận chuyển đến Đức, được chứng nhận theo ISCC là RFNBO.

Tháng 10 và 11 năm 2025, CF Industries đã xuất khẩu amoniac phát thải thấp, sản xuất từ khí tự nhiên với CCUS tại Louisiana, Hoa Kỳ, được chứng nhận theo chương trình Verified Ammonia Carbon Intensity. Các chuyến hàng này bao gồm 23,5 kt NH₃ (4 kt H₂-eq) giao đến cảng Antwerp, Bỉ, và 5 kt NH₃ (1 kt H₂-eq) giao đến cảng Varna, Bulgaria.

1.3. Thỏa Thuận Mua Bán Và Hợp Đồng Xuất Khẩu

Trong khi các chuyến hàng Envision và Solar Park Kassø phản ánh các thỏa thuận song phương, hoạt động xuất khẩu của CF Industries được xử lý bởi nhà kinh doanh Trafigura, đóng vai trò trung gian và quản lý hậu cần và giao hàng đến người dùng cuối. Khi thị trường đang phát triển, các hợp đồng song phương dài hạn vẫn là mô hình thống trị, cung cấp sự chắc chắn về doanh thu có thể giảm chi phí tài chính.

Bảng 5.2: Các dự án nhiên liệu gốc hydro phát thải thấp nhắm đến xuất khẩu với thỏa thuận mua bán mới hoặc cập nhật, 2025-2026

Dự án và nhà xuất khẩu	Sản phẩm và mục đích sử dụng	Bên mua và khu vực nhập khẩu	Khối lượng	Loại thỏa thuận và năm dự kiến
Blue Point, Hoa Kỳ	Amoniac, đồng đốt phát điện, lò công nghiệp	JERA, Mitsui (Nhật Bản)	500 ktpa NH₃ (JERA), 280 ktpa NH₃ (Mitsui)	Cổ đông (2030)
AM Green Ammonia Kakinada, Ấn Độ	Amoniac	Uniper (Đức)	500 ktpa NH₃ (90 ktpa H₂)	Ràng buộc dài hạn (2028)
Envision Energy Chifeng, Trung Quốc	Amoniac, đồng đốt phát điện, nhiên liệu tàu	LOTTE Fine Chemical (Hàn Quốc), Marubeni (Châu Á)	Không tiết lộ	Dài hạn (Q4 2025)
RIL New Energy, Ấn Độ	Amoniac	Samsung (Hàn Quốc)	Trên 3 tỷ USD	Mua bán 15 năm (2028-2029)
Pacifico Mexinol, Mexico	Methanol, hóa chất	Mitsubishi Gas Chemical (Nhật Bản, Châu Á)	1 Mtpa methanol	Dài hạn (2029)
Meranti Green Steel Duqm, Oman	HBI, lò hồ quang điện	Thyssenkrupp, Interfer (Châu Âu), Glencore	2,5 Mtpa HBI	Thỏa thuận ràng buộc

Nguồn: IEA phân tích dựa trên thông báo của các bên liên quan

1.4. Các Yếu Tố Thành Công Của Dự Án Xuất Khẩu

Các bài học hữu ích về các điều kiện cần thiết để các dự án tiến triển có thể được rút ra từ những dự án đã đạt được thỏa thuận mua bán ràng buộc và đang tiến tới FID:

Chi phí cung ứng và hạ tầng xuất khẩu cạnh tranh: Blue Point và Pacifico Mexinol được hưởng lợi từ khí tự nhiên giá rẻ của Hoa Kỳ có thể được vận chuyển qua đường ống hiện có đến bờ biển Thái Bình Dương của Mexico. Các dự án điện phân kết hợp điện giá rẻ với tỷ lệ sử dụng cao: dự án ATOME La Villeta có thỏa thuận mua bán điện cho thủy điện cơ sở từ Itaipu.

Ưu đãi thị trường và chính sách phía cầu: Chương trình Climate Choice Fertilisers của Yara hỗ trợ một số thỏa thuận mua bán, bao gồm với ATOME, khi các công ty thực phẩm như PepsiCo tìm cách khử carbon trong chuỗi cung ứng của họ. Các bên mua của Meranti Green Steel có các ưu đãi chính sách mạnh mẽ, khi CBAM của EU bước vào giai đoạn cuối cùng vào năm 2026.

Tiếp cận tài chính giá rẻ: ATOME đã đảm bảo các cam kết nợ từ một số tổ chức tài chính công quốc tế.

II. VẬN CHUYỂN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG

2.1. Đường Ống Hydro Hiện Tại

Hơn 5.000 km đường ống phân phối hydro đang hoạt động trên toàn thế giới, chủ yếu kết nối các nhà máy lọc dầu và hóa chất. Các hệ thống này khác biệt đáng kể so với mạng lưới khí tự nhiên: chúng thường thuộc sở hữu tư nhân, trên đất liền, và được thiết kế cho vận chuyển khoảng cách ngắn sử dụng đường ống đường kính nhỏ hoạt động ở áp suất thấp trong điều kiện dòng chảy ổn định.

Các dự án đường ống vận chuyển hydro đã công bố, bao gồm đường ống mới và đường ống khí tự nhiên được cải tạo, tổng cộng hơn 40.000 km vào năm 2035. Tuy nhiên, chỉ 9% chiều dài này đã đạt FID, đang xây dựng hoặc đã được đưa vào vận hành.

Bảng 5.3: Đường ống vận chuyển hydro toàn cầu theo dự án đã công bố, 2035

Khu vực	Tổng chiều dài công bố (km)	Đã vận hành/đang xây dựng (km)	Tỷ lệ cam kết
Châu Âu	~20.000	~1.800	~9%
Trung Quốc	~15.000	~1.200	~8%
Bắc Mỹ	~4.000	~400	~10%
Phần còn lại	~1.000	~100	~10%
Toàn cầu	>40.000	~3.600	~9%

Nguồn: IEA Hydrogen Infrastructure Projects Database (tháng 6/2026)

2.2. Tiến Bộ Đáng Chú Ý Về Đường Ống Hydro Mới

Tháng 10 năm 2025, Trung Quốc bắt đầu xây dựng đường ống hydro dài nhất thế giới, đường ống Kangbao-Caofeidian dài 1.038 km tại Hà Bắc (1,55 Mtpa, 72 bar, đường kính 0,8 m). Dự kiến đưa vào vận hành vào cuối năm 2026, nó sẽ kết nối khu vực Zhangjiakou giàu gió (Kangbao) với trung tâm công nghiệp và cảng Caofeidian.

Xây dựng cũng bắt đầu vào tháng 9 năm 2025 trên đường ống Huadian dài 195 km, Dama Banner-Baotou (100 ktpa, 63 bar, đường kính 0,5 m), dự kiến hoàn thành trong vòng vài tháng. Dự án này là một phần của mạng lưới vận chuyển hydro được quy hoạch của Nội Mông và kết nối các khu vực sản xuất giàu năng lượng tái tạo với nhu cầu công nghiệp tại Baotou.

Đoạn đầu tiên dài 32 km của mạng lưới đường ống hydro Hà Lan xung quanh khu vực Cảng Rotterdam, đang được xây dựng từ tháng 4 năm 2024, đã hoàn thành vào tháng 8 năm 2025, tiếp theo là đưa vào vận hành, bao gồm cả nạp và tạo áp suất hydro. Đường ống kéo dài từ phần mở rộng Maasvlakte đến các người dùng công nghiệp gần đó, bao gồm các nhà máy lọc dầu và hóa chất tiêu thụ khoảng 500 ktpa H₂ ngày nay.

2.3. Tiến Bộ Đáng Chú Ý Về Cải Tạo Đường Ống Khí Tự Nhiên

Tháng 12 năm 2025, việc cải tạo 400 km đầu tiên của phần phía bắc của dự án Flow (Lubmin-Saxony/Anhalt) tại Đức đã hoàn thành trong vòng chưa đầy một năm. Đây là dự án cải tạo đường ống lớn nhất thế giới cho đến nay.

Tháng 8 năm 2025, Thyssengas bắt đầu cải tạo đường ống xuyên biên giới dài 53 km giữa Hà Lan và Đức, Vlieghuis-Ochtrup, dự kiến đưa vào vận hành vào năm 2027. Đường ống này là liên kết xuyên biên giới vật lý đầu tiên cho phép công suất nhập khẩu từ các cảng Amsterdam, Eemshaven và Rotterdam với hành lang GET H2 của Đức.

III. KHO LƯU TRỮ NGẦM

3.1. Tổng Quan Và Tiềm Năng

Lưu trữ hydro ngầm có thể cung cấp các dịch vụ tương tự như lưu trữ khí tự nhiên, nhưng nhu cầu về lưu trữ có thể theo một mô hình khác. Không giống như khí tự nhiên, nơi nhu cầu sưởi ấm theo mùa là động lực chính, nhu cầu về lưu trữ hydro có thể được định hình nhiều hơn bởi các mô hình hoạt động công nghiệp, sản xuất điện phân biến đổi và sự xuất hiện của hydro và các sản phẩm gốc hydro được giao dịch.

Nếu tất cả các dự án lưu trữ hydro ngầm đã công bố, bao gồm các cơ sở mới và các địa điểm lưu trữ khí tự nhiên được cải tạo, được thực hiện vào năm 2035, khoảng 11 TWh công suất lưu trữ (tương đương 335 kt H₂) sẽ có sẵn. Tuy nhiên, chỉ hơn 7% khối lượng này đã đạt FID hoặc đang xây dựng, tương đương với chưa đến 0,6% sản lượng hàng năm ước tính từ các dự án hydro phát thải thấp đã cam kết.

Bảng 5.4: Công suất lưu trữ địa chất ngầm cho hydro theo dự án đã công bố, 2035

Loại hình lưu trữ	Công suất công bố (TWh)	Đã FID/đang xây dựng (TWh)	Tỷ lệ cam kết
Hang muối mỏ	~8,0	~0,6	~7,5%
Mỏ khí cạn	~2,0	~0,1	~5%
Tầng chứa nước	~0,5	~0	~0%
Hang đá lót	~0,5	~0,1	~20%
Tổng	~11,0	~0,8	~7,3%

Nguồn: IEA Hydrogen Infrastructure Projects Database (tháng 6/2026)

3.2. Tiến Bộ Đáng Chú Ý Tại Hoa Kỳ Và Châu Âu

Tại Hoa Kỳ, dự án lưu trữ Delta ACES 11 kt H₂ bắt đầu đưa vào vận hành vào năm 2025, bao gồm cả bơm khí đệm hydro, và hoàn thành chu kỳ thử nghiệm vòng đời đầu tiên vào tháng 12 năm 2025, hiện đang ở giai đoạn cuối của quá trình đưa vào vận hành. Công suất lưu trữ khoảng 370 GWh trên hai hang, lớn hơn khoảng 10% so với công suất lưu trữ pin tĩnh tại chỗ toàn cầu ở quy mô tiện ích vào năm 2024.

Tại Đức, RWE tiếp tục xây dựng dự án Epe-H2 vào năm 2025 (115 GWh, 3,4 kt H₂), với hang đầu tiên dự kiến được nạp từ giữa năm 2026. Tháng 1 năm 2026, 120 triệu EUR từ Cơ sở Kết nối Châu Âu (CEF) đã được phân bổ để hỗ trợ xây dựng hang thứ hai.

3.3. Tiến Bộ Tại Trung Quốc

Tại Trung Quốc, các điều kiện địa chất với các thành tạo muối lớp mỏng đã hạn chế sự phát triển của hang muối. Mặc dù vậy, Trung Quốc đã nhanh chóng mở rộng lưu trữ khí tự nhiên ngầm trong những năm gần đây, với công suất gần như tăng gấp đôi từ năm 2020 đến 2023.

Tập đoàn Muối Trung Quốc và Đại học Thanh Hoa đang phát triển hai hang muối hydro quy mô lớn tại tỉnh Giang Tô, với tổng công suất 30 triệu m³ (2,7 kt H₂) để phục vụ như một nền tảng thử nghiệm cho lưu trữ hydro chu kỳ.

Dự án Daye Deep Earth Hydrogen Storage tại Hồ Bắc, dự án thí điểm đầu tiên của Trung Quốc về lưu trữ hydro trong hang đá, đã bắt đầu xây dựng vào tháng 12 năm 2024. Hang nằm ngang dạng đường hầm có công suất 50.000 Nm³ (4,5 t H₂).

IV. HẠ TẦNG TẠI CÁC CẢNG BIỂN

4.1. Tổng Quan Cơ Sở Hạ Tầng Cảng

Thương mại đường biển là trụ cột của nền kinh tế toàn cầu và là trụ cột chính của an ninh năng lượng, cho phép đa dạng hóa các tuyến cung ứng và giảm sự phụ thuộc vào cơ sở hạ tầng cố định như đường ống. Các cảng cũng có công suất lưu trữ đáng kể, cung cấp một vùng đệm chống lại sự mất cân bằng ngắn hạn trong cung và cầu.

Hơn 50% các dự án sản xuất hydro phát thải thấp đã công bố dự kiến đến năm 2030 nằm trong vòng 250 km của một cảng có lưu lượng giao thông cao, tăng lên gần 70% trong vòng 500 km. Khoảng 50 cảng có lưu lượng giao thông cao có thể tiếp cận ít nhất 200 ktpa hydro trong vòng 250 km, tăng lên hơn 90 cảng trong vòng 500 km.

Bảng 5.5: Cơ sở hạ tầng xử lý hóa chất tại các cảng có lưu lượng giao thông cao và nhiên liệu gốc hydro phát thải thấp tiềm năng gần cảng, 2025-2030

Chỉ số	Giá trị
Số cảng có điểm số hạ tầng hóa chất >5/10	~80
Số cảng có thể tiếp cận >200 ktpa H₂ trong vòng 250 km	~50
Số cảng có thể tiếp cận >200 ktpa H₂ trong vòng 500 km	~90
Số bến amoniac đang hoạt động	>170
Số bến methanol đang hoạt động	~130

Nguồn: IEA Hydrogen Infrastructure Projects Database (tháng 6/2026)

4.2. Cơ Sở Hạ Tầng Amoniac Tại Cảng

Hơn 170 bến amoniac đang hoạt động tại gần 60 quốc gia, với tổng công suất lưu trữ khoảng 6,5 Mt amoniac. Cơ sở hạ tầng hiện có có thể đáp ứng một số mức tăng sử dụng, nhưng các bến mới đang được quy hoạch, đặc biệt tại các khu vực xuất khẩu tiềm năng.

Các dự án bến amoniac mới đã được đề xuất tại 30 quốc gia, bao gồm một số quốc gia hiện thiếu cơ sở hạ tầng này. Trong nhiều trường hợp, các dự án này có liên kết chặt chẽ với các dự án hydro phát thải thấp cụ thể hướng đến xuất khẩu.

Tháng 11 năm 2025, Air Liquide đã đưa vào vận hành một nhà máy bẻ gãy amoniac 30 tấn/ngày tại Cảng Antwerp-Bruges, Bỉ, lớn nhất thuộc loại này cho các ứng dụng hydro phát thải thấp. Cùng tháng, Uniper và thyssenkrupp Uhde đã ký thỏa thuận xây dựng tới sáu nhà máy bẻ gãy amoniac quy mô lớn, với tổng công suất 7.200 tấn/ngày amoniac.

4.3. Cơ Sở Hạ Tầng Methanol Tại Cảng

Gần 130 bến methanol đang hoạt động tại hơn 40 quốc gia. Đường ống dự án cho các bến methanol mới nhỏ hơn so với amoniac. Tuy nhiên, vì methanol ở dạng lỏng ở điều kiện môi trường và ít nguy hiểm hơn khi xử lý, các dự án có xu hướng tiến triển nhanh hơn, phản ánh chi phí thấp hơn, kỹ thuật đơn giản hơn và các quy định xử lý ít nghiêm ngặt hơn.

Cảng Rotterdam, Hà Lan, bắt đầu mở rộng công suất lưu trữ methanol và ethanol vào tháng 3 năm 2026, bao gồm cả xây dựng cầu cảng mới. Cảng Ulsan, Hàn Quốc, cũng đang mở rộng cơ sở hạ tầng lưu trữ để hỗ trợ tiếp nhiên liệu methanol, với hoạt động dự kiến vào năm 2026.

Tại Trung Quốc, Thượng Hải đặt mục tiêu tiếp nhiên liệu 1 Mtpa methanol và nhiên liệu sinh học vào năm 2030, được hỗ trợ bởi phát triển cơ sở hạ tầng cảng chuyên dụng.

4.4. Cơ Sở Hạ Tầng Hydro Lỏng Tại Cảng

Vận chuyển hydro ở dạng lỏng tinh khiết chưa đạt đến độ chín muồi thương mại. Tháng 11 năm 2025, Kawasaki Heavy Industries bắt đầu xây dựng bến LH₂ quy mô thương mại đầu tiên trên thế giới, tại Kawasaki, Nhật Bản, dự kiến hoàn thành vào năm 2030. Bể chứa 50.000 m³, tương đương khoảng 3,5 kt H₂, sẽ lớn hơn gấp mười lần so với các bể LH₂ lớn nhất đang hoạt động ngày nay.

Tháng 3 năm 2026, Ecoloq đã chọn KBR để thực hiện nghiên cứu FEED cho một bến đa phân tử tại Cảng Amsterdam, Hà Lan, với công suất 200 ktpa LH₂ và 1,8 Mtpa CO₂ lỏng.

V. ĐÁNH GIÁ NHU CẦU HẠ TẦNG THỊ TRƯỜNG

5.1. Đặt Chỗ Công Suất Và Khảo Sát Thị Trường

Các đánh giá thị trường giúp giải quyết thách thức phối hợp giữa phát triển hạ tầng và sự chắc chắn về nhu cầu. Các cuộc kêu gọi quan tâm được sử dụng để thu thập thông tin đầu vào từ các nhà sản xuất và người tiêu dùng tiềm năng, bao gồm vị trí, khối lượng, thời gian và nhu cầu lưu trữ. Điều này giúp thông báo thiết kế mạng lưới và hỗ trợ đặt chỗ công suất ràng buộc cần thiết cho các dự án đạt FID.

Bảng 5.6: Đặt chỗ công suất và khảo sát thị trường cho các dự án vận chuyển và lưu trữ hydro được chọn, Q3 2025 - Q1 2026

Dự án và Quốc gia	Loại hình	Tổ chức	Quy mô	Mô tả
Danish Hydrogen Backbone 1, Đan Mạch	Đặt chỗ công suất - Đường ống	Energinet	133 km	Mở đặt chỗ từ tháng 1-12/2026 cho đặt chỗ 2030-2046
German hydrogen core network, Đức	Đặt chỗ công suất - Đường ống	22 TSO khí	1,7 GW (2026), 10,8 GW (2030)	Mở tháng 3/2026 cho đặt chỗ ràng buộc đến 7 năm
Nordic-Baltic Hydrogen Corridor	Khảo sát thị trường - Đường ống	6 TSO khí	2.500 km	Mở Q1 2026
Spanish Hydrogen Backbone, Tây Ban Nha	Kêu gọi quan tâm - Đường ống	Enagás	2.600 km	Tham vấn không ràng buộc mở Q2 2026
Zuidwending salt cavern, Hà Lan	Đặt chỗ công suất - Lưu trữ	HyStock	5 kt H₂	Giai đoạn đặt chỗ Q2-Q4 2026

Nguồn: IEA phân tích dựa trên thông báo của các bên liên quan

VI. CHI PHÍ VẬN CHUYỂN HYDRO

6.1. Vận Chuyển Bằng Đường Ống

Chi phí vận chuyển bằng đường ống tăng tỷ lệ thuận với khoảng cách, trái ngược với vận chuyển bằng đường biển, nơi chi phí phần lớn được thúc đẩy bởi các bước chuyển đổi và tái chuyển đổi ban đầu ít phụ thuộc hơn vào khoảng cách. Vận chuyển bằng đường ống sử dụng nhiều vốn và được hưởng lợi từ kinh tế quy mô mạnh mẽ, với chi phí đơn vị thấp hơn đạt được ở lưu lượng và tỷ lệ sử dụng cao hơn.

Một đường ống mới đường kính 20 inch có thể vận chuyển khoảng 1 GW hydro (khoảng 135 ktpa), với chi phí bình quân khoảng 1,0 USD/kg H₂ trên 1.000 km khi hoạt động ở 75% công suất thiết kế. Một đường ống mới đường kính 48 inch có thể vận chuyển tới khoảng 13 GW (khoảng 1,9 Mtpa), với chi phí bình quân giảm xuống khoảng 0,2 USD/kg H₂ trên 1.000 km trong các giả định sử dụng tương tự.

Bảng 5.7: Chi phí vận chuyển hydro bằng đường ống, 2030

Đường kính đường ống	Công suất (GW)	Chi phí (USD/kg H₂ trên 1.000 km) ở 75% công suất	Chi phí (USD/kg H₂ trên 1.000 km) ở 25% công suất
20 inch	~1	~1,0	~3,0
36 inch	~5	~0,4	~1,2
48 inch	~13	~0,2	~0,6

Nguồn: IEA phân tích dựa trên Slowinski et al. (2023)

Việc cải tạo đường ống khí tự nhiên hiện có có thể giảm chi phí đáng kể, thường từ 40-75%, vì bản thân đường ống chiếm tỷ trọng lớn nhất trong chi phí vốn, mặc dù cần máy nén mới và sửa đổi.

6.2. Vận Chuyển Bằng Đường Biển

Trong trường hợp cần hydro tinh khiết tại điểm tiêu thụ, vận chuyển hydro bằng đường biển hiện có chi phí tối thiểu khoảng 2 USD/kg H₂. Vận chuyển bằng đường biển có thể có lợi thế hơn so với vận chuyển bằng đường ống: sử dụng cơ sở hạ tầng hiện có, tính linh hoạt và kinh tế quy mô vừa phải.

Bảng 5.8: Chi phí vận chuyển hydro bằng đường biển theo loại tàu chở, 2030

Loại tàu chở	Chi phí vận chuyển (USD/kg H₂)	Yếu tố chi phí chính
Hydro lỏng (LH₂)	~2-4	Lưu trữ lạnh đắt tiền
Amoniac (NH₃)	~1,5-3	Chuyển đổi và tái chuyển đổi
LOHC	~2-4	Chuyển đổi và tái chuyển đổi

Nguồn: IEA phân tích

Tuy nhiên, vận chuyển hydro bằng đường biển có ba nhược điểm chính với ý nghĩa chi phí đáng kể:

Yêu cầu cơ sở hạ tầng: Vận chuyển hydro dưới dạng LH₂ hoặc amoniac yêu cầu tiếp cận cơ sở hạ tầng cảng nước sâu. Đối với LH₂, yếu tố chi phí chính là chi phí cao của bể chứa lạnh.

Chi phí chuyển đổi cao: Các yêu cầu chuyển đổi khác nhau tùy theo loại tàu chở và có thể ảnh hưởng đáng kể đến chi phí vận chuyển tổng thể. LH₂ liên quan đến tiêu thụ năng lượng cao trong quá trình hóa lỏng. Tổng hợp amoniac qua Haber-Bosch đòi hỏi chi phí cao hơn.

Tiêu thụ năng lượng cao: Tất cả các phương thức vận chuyển đường biển đều đòi hỏi yêu cầu năng lượng hơn 10 kWh/kg H₂, tương đương hơn 30% hàm lượng năng lượng của hydro được vận chuyển.

VII. RÒ RỈ HYDRO VÀ ĐO LƯỜNG

Hydro tự nó không phải là một khí nhà kính, vì nó không hấp thụ bức xạ hồng ngoại, nhưng khi được thải vào khí quyển, nó có thể gián tiếp ảnh hưởng đến khí hậu thông qua các phản ứng hóa học làm thay đổi nồng độ của một số khí nhà kính. Hầu hết các nghiên cứu mô hình khí quyển gần đây ước tính rằng hydro có thể có tiềm năng nóng lên toàn cầu khoảng 11±4 trong khoảng thời gian 100 năm (GWP-100).

Giả sử giá trị GWP-100 ở đầu trên của phạm vi không chắc chắn này, tỷ lệ rò rỉ trên 13% có thể dẫn đến cường độ phát thải vượt quá 2 kg CO₂-eq/kg H₂.

Kể từ tháng 3 năm 2025, một sáng kiến nghiên cứu quốc tế liên quan đến ngành công nghiệp, các tổ chức nghiên cứu và Quỹ Bảo vệ Môi trường Hoa Kỳ đã tiến hành các phép đo thực địa về phát thải hydro ở cấp độ cơ sở và thành phần tại Bắc Mỹ và Châu Âu. Lần đầu tiên, các kỹ thuật đo lường luồng khí xuôi gió đang được áp dụng cho hydro, sử dụng máy phân tích có thể đo nồng độ hydro rất thấp và định lượng phát thải ở cấp độ cơ sở.

KẾT LUẬN CHƯƠNG 5

Thương mại vẫn là động lực chính thúc đẩy các dự án hydro phát thải thấp, với hơn 40% khối lượng dự án đã công bố hướng đến xuất khẩu. Tuy nhiên, tiến độ thực tế còn hạn chế, với chưa đến 8% khối lượng này đến từ các dự án đã cam kết.

Các chuyến hàng thương mại đầu tiên của amoniac và methanol phát thải thấp đang diễn ra, cho phép thử nghiệm hậu cần và phương pháp chứng nhận. Các hợp đồng song phương dài hạn thống trị, đặc biệt cho amoniac và phân bón từ amoniac, trong khi sắt ép nóng (HBI) đang trở nên nổi bật.

Các dự án đường ống hydro đã công bố, bao gồm đường ống mới và đường ống khí tự nhiên được cải tạo, vượt quá 40.000 km vào năm 2035, nhưng chỉ 9% chiều dài này đã có đầu tư cam kết. Hoạt động tập trung tại Châu Âu và Trung Quốc.

Trung Quốc bắt đầu xây dựng đường ống hydro dài nhất thế giới (1.038 km) vào tháng 10 năm 2025. Đức đã hoàn thành việc cải tạo đường ống khí tự nhiên dài nhất thế giới (400 km) vào tháng 12 năm 2025.

Các dự án lưu trữ hydro ngầm đã công bố có thể cung cấp 11 TWh công suất vào năm 2035 (335 kt H₂), nhưng chỉ hơn 7% đã đạt FID hoặc đang xây dựng. Các hang muối mỏ quy mô lớn đang được xây dựng tại Hoa Kỳ, Đức và Trung Quốc.

Khoảng 170 bến amoniac và 130 bến methanol đang hoạt động. Amoniac dẫn đầu trong số các dự án đã công bố, nhưng nhiều cơ sở hạ tầng methanol hơn đang được xây dựng, chủ yếu liên quan đến tiếp nhiên liệu. Tại Nhật Bản, việc xây dựng đã bắt đầu trên bến nhập khẩu hydro lỏng quy mô thương mại đầu tiên.

Đường ống thường là lựa chọn chi phí thấp nhất cho vận chuyển hydro tinh khiết khi có các tuyến đường phù hợp và có thể đạt tỷ lệ sử dụng cao. Vận chuyển bằng đường biển có thể cung cấp tính linh hoạt trong tìm nguồn cung ứng và sử dụng một số cơ sở hạ tầng cảng hiện có.

Tất cả các phương thức vận chuyển đường biển đều đòi hỏi yêu cầu năng lượng hơn 10 kWh/kg H₂, tương đương hơn 30% hàm lượng năng lượng của hydro được vận chuyển, do các bước hóa lỏng hoặc tái chuyển đổi tốn kém.

---

Tài liệu tham khảo: International Energy Agency (2026), Global Hydrogen Review 2026, Chương 5, IEA, Paris. Số liệu cập nhật đến tháng 5/2026.