Hydrogen thực chiến tại Việt Nam sau Quyết định 263/QĐ-TTg: Từ công nghệ môi trường đến công cụ tài chính
Ban Thư ký VAHC
Ngày 10/2/2026
Việc ban hành Quyết định 263/QĐ-TTg về phê duyệt tổng hạn ngạch phát thải khí nhà kính thí điểm giai đoạn 2025–2026 đã đánh dấu một bước chuyển mang tính cấu trúc của thị trường carbon Việt Nam. Cùng với Phụ lục phân bổ chi tiết hạn ngạch cho từng cơ sở, bức tranh đã trở nên rõ ràng: 110 cơ sở thuộc ba ngành phát thải lớn – nhiệt điện, sắt thép và xi măng – chính thức bước vào “vòng kiểm soát” đầu tiên, với tổng hạn ngạch 243,08 triệu tCO₂e năm 2025 và 268,39 triệu tCO₂e năm 2026.
Từ đây, carbon không còn là khái niệm chính sách mang tính định hướng, mà trở thành một biến số tài chính cụ thể trong bảng cân đối kế toán của doanh nghiệp. Và trong bối cảnh đó, hydrogen – nếu được triển khai đúng cách – có thể trở thành một công cụ giảm rủi ro tài chính, chứ không đơn thuần là một giải pháp môi trường.
1. Cấu trúc hạn ngạch: Ba ngành trọng điểm và áp lực khác nhau
Nhiệt điện: Khối phát thải lớn nhất
34 nhà máy nhiệt điện nằm trong danh sách thí điểm, trong đó nhiều cơ sở có hạn ngạch vượt 10 triệu tCO₂e mỗi năm như Nhiệt điện Quảng Ninh, AES Mông Dương II, Vĩnh Tân 1, Vĩnh Tân 2, Hải Phòng. Phần lớn là nhiệt điện than, một số là khí.
Đặc trưng của nhóm này là cường độ phát thải cao và quy mô lớn. Khi cơ chế giao dịch carbon vận hành đầy đủ, chỉ cần vượt vài phần trăm hạn ngạch cũng có thể tạo ra nghĩa vụ tài chính hàng chục triệu USD mỗi năm.
Sắt thép: Phát thải quy trình và áp lực CBAM
25 cơ sở thép được đưa vào cơ chế thí điểm, trong đó Formosa Hà Tĩnh và Hòa Phát Dung Quất là những điểm nóng phát thải trên 10 triệu tCO₂e. Đặc thù của ngành thép là phát thải không chỉ từ nhiên liệu mà còn từ quy trình hoàn nguyên quặng bằng than cốc.
Ngành này đồng thời chịu áp lực từ Cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của EU. Vì vậy, chi phí carbon không chỉ đến từ thị trường nội địa mà còn ảnh hưởng trực tiếp đến năng lực xuất khẩu.
Xi măng: Phân tán nhưng khó giảm sâu
51 cơ sở xi măng được phân bổ hạn ngạch. Phát thải ngành này gồm khoảng 60–65% từ quá trình nung clinker và 35–40% từ đốt nhiên liệu. Điều này khiến việc giảm phát thải hoàn toàn trở nên phức tạp, vì hydrogen chỉ có thể tác động mạnh đến phần nhiên liệu.
2. Carbon trở thành chi phí thực: Cửa sổ cơ hội cho hydrogen
Khi thị trường carbon nội địa chính thức vận hành:
-
Doanh nghiệp vượt hạn ngạch sẽ phải mua tín chỉ carbon.
-
Doanh nghiệp tiết giảm tốt có thể bán tín chỉ.
Với giả định giá carbon ở mức 5–15 USD/tCO₂e trong giai đoạn đầu, một cơ sở phát thải 10 triệu tấn có thể đối mặt với rủi ro chi phí 50–150 triệu USD mỗi năm nếu không giảm phát thải.
Ở quy mô này, câu chuyện hydrogen không còn là “đầu tư xanh”, mà là bài toán quản trị rủi ro tài chính. Bất kỳ giải pháp nào giúp giảm phát thải với chi phí thấp hơn chi phí mua tín chỉ carbon đều trở nên có ý nghĩa kinh tế.
3. Hydrogen thực chiến: Giảm phát thải mà không làm tăng chi phí
Muốn hydrogen được chấp nhận ở Việt Nam trong giai đoạn 2025–2028, phải tuân theo ba nguyên tắc:
-
Thay thế một phần nhiên liệu hóa thạch mà không đòi hỏi đầu tư cải tạo toàn diện.
-
Giảm nghĩa vụ mua tín chỉ carbon.
-
Tận dụng nguồn năng lượng dư thừa hoặc khí phụ phẩm để hạ giá thành.
A. Nhiệt điện: Đồng đốt và sản xuất tại chỗ
Giải pháp khả thi nhất trong ngắn hạn là đồng đốt hydrogen ở tỷ lệ 5–20% trong turbine khí hoặc lò đốt. Mức này có thể giảm tương ứng 5–20% phát thải nhiên liệu mà không cần thay đổi toàn bộ cấu trúc nhà máy.
Nếu hydrogen được sản xuất từ điện mặt trời dư thừa, điện ngoài giờ cao điểm hoặc theo hợp đồng PPA trực tiếp, chi phí bổ sung có thể được bù đắp bằng phần chi phí carbon tiết kiệm được.
Với các nhà máy có diện tích lớn như Vĩnh Tân hay Duyên Hải, mô hình điện phân tại chỗ theo dạng Build-Own-Operate cho phép doanh nghiệp hydrogen đầu tư hệ thống và bán hydrogen dài hạn mà nhà máy không phải bỏ vốn đầu tư ban đầu. Như vậy, CAPEX của đơn vị phát thải không tăng.
B. Thép: Trọng tâm chiến lược
Ngành thép là nơi hydrogen có tiềm năng đột phá nhất. Thay thế than trong hoàn nguyên trực tiếp (DRI) bằng hydrogen có thể giảm 80–95% phát thải ở công đoạn này.
Với doanh nghiệp xuất khẩu sang EU, điều này giúp giảm nghĩa vụ CBAM và tạo điều kiện bán “green steel” với giá cao hơn. Khi lợi ích thương mại cộng với lợi ích carbon đủ lớn, chi phí hydrogen có thể được hấp thụ.
Một hướng khác là thu hồi khí lò cao (BFG) và tách hydrogen bằng công nghệ PSA, sau đó tái sử dụng trong nội bộ nhà máy. Đây là mô hình chi phí thấp nhất vì tận dụng phụ phẩm sẵn có.
C. Xi măng: Giảm phát thải nhiên liệu
Dù không thể xử lý phát thải quá trình, hydrogen có thể thay thế 10–30% nhiên liệu trong lò nung hoặc được sử dụng ở vùng calciner để giảm nhu cầu than. Tác động không toàn diện nhưng đủ để tạo chênh lệch đáng kể trong nghĩa vụ carbon.
4. Mô hình hợp tác: Chìa khóa để không làm tăng chi phí
Hydrogen chỉ được chấp nhận nếu không làm tăng chi phí sản xuất. Điều này đòi hỏi sáng tạo tài chính.
Hợp đồng chia sẻ lợi ích carbon cho phép hai bên chia phần tiết kiệm từ tín chỉ carbon thay vì tính giá hydrogen thuần túy theo kg.
Mô hình ESCO hydrogen cho phép doanh nghiệp hydrogen đầu tư hệ thống và thu hồi vốn từ tiết kiệm nhiên liệu và carbon.
Tận dụng cơ chế quốc tế như JCM hoặc Article 6 có thể tạo thêm dòng tiền từ tín chỉ quốc tế, nâng cao hiệu quả tài chính dự án.
5. Chiến lược cho startup hydrogen Việt Nam 2025–2030
Trong bối cảnh mới, startup hydrogen không nên tự định vị là nhà sản xuất nhiên liệu xanh. Họ cần trở thành “đối tác giảm rủi ro carbon”.
Tập trung thay vì dàn trải
Ưu tiên thép, sau đó đến nhiệt điện khí. Xi măng chỉ nên triển khai chọn lọc với doanh nghiệp xuất khẩu lớn hoặc có chiến lược ESG rõ ràng.
Bắt đầu nhỏ, chứng minh hiệu quả
Thay vì xây dựng hệ thống 100 MW, nên triển khai 5–10 MW tại chỗ cho một khách hàng cụ thể. Điều quan trọng giai đoạn đầu là chứng minh tính khả thi thương mại, không phải quy mô.
Không bán hydrogen theo kg
Mô hình chia sẻ carbon, ESCO hoặc gắn với giá trị “green premium” phải được thiết kế ngay từ đầu. Bài toán phải được tính trên toàn chuỗi giá trị, bao gồm tiết kiệm CBAM và doanh thu carbon.
Tận dụng nguồn hydrogen chi phí thấp
Hydrogen phụ phẩm từ hóa chất, từ khí lò cao, từ ammonia cracking hoặc blue hydrogen quy mô nhỏ có thể là bước đệm trước khi đạt tới hydrogen xanh hoàn toàn.
Kết hợp tín chỉ quốc tế
Nếu thiết kế đúng chuẩn Article 6 hoặc JCM, doanh thu carbon có thể chiếm 20–40% dòng tiền dự án, tạo khác biệt lớn về tính khả thi.
6. Gọi vốn: Từ startup năng lượng đến nền tảng giảm phát thải công nghiệp
Giai đoạn 2026–2028 sẽ là thời điểm quyết định.
Ở vòng seed, mục tiêu phải là hợp đồng nguyên tắc với khách hàng và dự án pilot thực tế.
Ở Series A, phải có doanh thu và số liệu giảm phát thải xác thực.
Ở giai đoạn tăng trưởng, doanh nghiệp cần chuyển mình thành nền tảng giảm phát thải cho cụm công nghiệp.
Thông điệp khi gọi vốn không nên là “hydrogen xanh cho tương lai”, mà là “giải pháp sống còn của công nghiệp trong môi trường carbon ràng buộc”.
Kết luận
Quyết định 263/QĐ-TTg đã biến carbon từ định hướng chính sách thành nghĩa vụ tài chính cụ thể. Trong môi trường đó, hydrogen không còn là câu chuyện lý tưởng môi trường mà là công cụ quản trị rủi ro.
Doanh nghiệp hydrogen nếu tập trung vào đồng đốt trước khi thay thế toàn phần, chia sẻ lợi ích carbon thay vì bán nhiên liệu thuần túy, và tận dụng thị trường tín chỉ quốc tế, có thể giúp các cơ sở phát thải giảm carbon mà không làm tăng chi phí sản xuất.
Câu hỏi không còn là “hydrogen có thị trường hay không”.
Câu hỏi là: ai đủ nhanh và đủ thực tế để biến áp lực carbon thành cơ hội kinh doanh?
