Nghiên cứu của Wuppertal Institut: Chi phí hỗ trợ cho cơ chế CfD nhằm phát triển sản xuất hydro xanh nội địa tại Đức

Nghiên cứu của Wuppertal Institut: Chi phí hỗ trợ cho cơ chế CfD nhằm phát triển sản xuất hydro xanh nội địa tại Đức

Annie Nguyễn — 27/06/2026

I. Tổng quan và bối cảnh

Viện Khí hậu, Môi trường và Năng lượng Wuppertal đã công bố một nghiên cứu ngắn về chi phí hỗ trợ cho cơ chế Hợp đồng chênh lệch (Contracts for Difference – CfD) nhằm thúc đẩy sản xuất hydro xanh nội địa tại Đức. Nghiên cứu được thực hiện theo ủy quyền của Liên minh Kinh tế Công nghiệp Điện phân (EIWA) thông qua PtX Solutions GmbH, với mục tiêu xác định các khoản hỗ trợ dự kiến trong các kịch bản khác nhau, làm cơ sở cho việc đánh giá chính sách.

Bối cảnh: Việc mở rộng công suất sản xuất hydro tại Đức đang trì trệ ở mức thấp. Đến tháng 7/2025, mới chỉ có khoảng 0,2 GW công suất điện phân thực sự được lắp đặt và chưa đầy 1 GW đang trong quá trình xây dựng. Nếu tốc độ tăng trưởng không được đẩy nhanh đáng kể, mục tiêu quốc gia 10 GW đến năm 2030 sẽ khó đạt được.

II. Khái niệm CfD được đề xuất

Khái niệm CfD của EIWA dựa trên cơ chế chênh lệch giá:

• Cơ chế hoạt động: Nhà nước chi trả khoản chênh lệch giữa giá chào thầu hydro (H₂-Gebotspreis) và giá tham chiếu khí đốt tự nhiên. Khi giá khí đốt tham chiếu thấp hơn giá chào thầu, nhà điều hành nhà máy nhận được khoản chênh lệch dưới dạng phí bảo hiểm thị trường (Marktprämie). Khi giá khí đốt vượt giá chào thầu, khoản hỗ trợ sẽ không được chi trả.

• Lịch trình đấu thầu: 5 đợt đấu thầu hàng năm, mỗi đợt 2 GW, bắt đầu từ năm 2027. Thời gian hỗ trợ CfD là 20 năm cho mỗi dự án.

• Hai lựa chọn tiếp thị:

  • Tiếp thị trực tiếp CfD (Option 1): Bán hydro theo cơ chế CfD, nhận chênh lệch giá từ nhà nước.

  • Tiếp thị trực tiếp khác (Option 2): Bán hydro trực tiếp cho khách hàng với giá cao hơn giá chào thầu, được hưởng khoản chênh lệch tối đa 15-17% và thoát khỏi cơ chế CfD (giúp giảm chi phí hỗ trợ nhà nước).

• Boni cho vận hành hệ thống: Tối đa 10% giá chào thầu dành cho:

  • Sản xuất hydro bổ sung trong thời gian giá điện âm

  • Vận hành tăng cường trong các tình huống điều phối lại (Redispatch)

III. Phương pháp luận và kịch bản

Nghiên cứu sử dụng phân tích tổng hợp (meta-analysis) từ 12 nghiên cứu và báo cáo thị trường (xuất bản 2020-2025) để xác định các tham số đầu vào. Ba kịch bản được phát triển:

IV. Kết quả chi phí hỗ trợ

1. Giá chào thầu hydro (Gebotspreise)

Dựa trên phân tích tổng hợp, giá chào thầu hydro ước tính:

• Kịch bản THẤP: 5,70 €/kg H₂

• Kịch bản TRUNG BÌNH: 8,30 €/kg H₂

• Kịch bản CAO: 11,50 €/kg H₂

Chi phí điện chiếm tỷ trọng lớn nhất (49-63% giá chào thầu), tiếp theo là chi phí vốn (26-37%).

2. Chi phí hỗ trợ tích lũy (kumulierte Förderkosten)

Trường hợp không giới hạn giá chào thầu (literaturbasierte Sicht):

Trường hợp giới hạn giá chào thầu ở mức 7 €/kg (konzeptionelle/marktliche Sicht):

3. Chi phí hỗ trợ hàng năm (jährliche Förderkosten)

• Kịch bản cơ sở (giới hạn 7 €/kg): 0,8 – 3,8 tỷ €/năm

• Kịch bản tối ưu (60% tiếp thị trực tiếp khác + ETS): ~1,5 tỷ €/năm

• So sánh: Chi phí EEG năm 2024 là khoảng 18,5 tỷ €/năm (ngân sách liên bang)

Chi phí hỗ trợ tăng dần trong 5 năm đầu, duy trì ở mức cao trong 15 năm tiếp theo, sau đó giảm dần do các hợp đồng CfD hết hạn.

V. Các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí

1. Tiếp thị trực tiếp khác (Sonstige Direktvermarktung)

Đây là yếu tố giảm chi phí mạnh nhất. Khi tỷ lệ tiếp thị trực tiếp khác tăng từ 0% lên 60%, chi phí hỗ trợ tích lũy giảm khoảng 35-50%. Tuy nhiên, để đạt tỷ lệ 60% cần nhu cầu hydro xanh đủ lớn, đòi hỏi các công cụ hỗ trợ nhu cầu như nghĩa vụ giảm phát thải (THG-Minderungsverpflichtungen) và thị trường dẫn dắt trong các ngành thép, hóa chất và nhà máy lọc dầu.

2. Giá CO₂ (ETS)

Việc đưa giá ETS vào giá tham chiếu khí đốt giúp giảm chi phí hỗ trợ thêm khoảng 3 tỷ € so với trường hợp không tính ETS (với giới hạn 7 €/kg và 60% tiếp thị trực tiếp khác).

3. Boni cho vận hành hệ thống

Các khoản boni cho vận hành hệ thống (tối đa 10% giá chào thầu) chỉ có tác động tăng chi phí nhẹ và được đánh giá là hợp lý để khuyến khích tích hợp hệ thống.

4. Độ nhạy của giá chào thầu

Mức tăng rất nhỏ của giá chào thầu có thể làm tăng đáng kể chi phí hỗ trợ. Ví dụ: tăng giá chào thầu từ 5,0 €/kg lên 5,2 €/kg (tăng 4%) làm tăng chi phí hỗ trợ tích lũy khoảng 3 tỷ € (tăng 6%).

VI. Đánh giá và thảo luận

1. Tính khả thi của giá chào thầu dưới 7 €/kg

• Có thể đạt được nếu chi phí đầu tư và chi phí điện tiếp tục giảm.

• Để đạt 5 €/kg, cần giảm CAPEX xuống ~980 €/kW (giảm 35%) hoặc giảm chi phí điện xuống ~56 €/MWh (giảm 20%), hoặc kết hợp cả hai với mức giảm vừa phải hơn.

• Nếu giới hạn giá chào thầu quá thấp, có nguy cơ không đủ số lượng đấu thầu, dẫn đến không đạt được mục tiêu 10 GW.

2. Mâu thuẫn mục tiêu (Zielkonflikt)

Cơ chế CfD tạo ra động lực mạnh cho việc bơm hydro vào mạng lưới khí đốt tự nhiên – giải pháp đơn giản và ít rủi ro nhất cho nhà đầu tư. Tuy nhiên, tác động khí hậu của việc bơm hydro vào khí đốt thấp hơn đáng kể so với sử dụng trong các ứng dụng công nghiệp (thép, hóa chất) hoặc sản xuất nhiên liệu hàng không và vận tải biển.

Do đó, cần có các hướng dẫn và quy định bổ sung để đảm bảo hydro được sử dụng hiệu quả cho khí hậu, nhưng không làm phức tạp quá mức cơ chế CfD và ảnh hưởng đến khả năng tài trợ dự án.

3. So sánh với chi phí EEG

Chi phí hỗ trợ hàng năm cho cơ chế CfD (1,5 tỷ €/năm ở kịch bản tối ưu) thấp hơn đáng kể so với chi phí EEG năm 2024 (khoảng 18,5 tỷ €/năm), cho thấy đây là một biện pháp tài chính có thể kiểm soát được.

VII. Kết luận và khuyến nghị

Nghiên cứu kết luận rằng cơ chế CfD cho hydro xanh là một biện pháp hiệu quả và có thể kiểm soát tài chính nhằm kích thích mở rộng công suất điện phân 10 GW tại Đức.

Các khuyến nghị chính:

1. Thiết lập giá chào thầu tối đa ở mức 7 €/kg là tham vọng nhưng khả thi, vừa đủ để khuyến khích đầu tư vừa kiểm soát chi phí hỗ trợ.

2. Khuyến khích tiếp thị trực tiếp khác thông qua các công cụ hỗ trợ nhu cầu (nghĩa vụ giảm phát thải, thị trường dẫn dắt) để giảm chi phí hỗ trợ nhà nước.

3. Đưa giá ETS vào giá tham chiếu khí đốt để giảm chi phí hỗ trợ và tăng hiệu quả kinh tế.

4. Cân bằng giữa an toàn đầu tư ngắn hạn và hiệu quả khí hậu dài hạn thông qua các hướng dẫn bổ sung về sử dụng hydro.

5. Thúc đẩy sản xuất điện phân tại Đức và châu Âu để tránh tạo ra sự phụ thuộc mới vào cơ sở hạ tầng quan trọng.

6. Chú trọng vị trí và vận hành có lợi cho hệ thống của các máy điện phân để tăng cường an ninh năng lượng tái tạo.