Nghiên cứu khả năng tích hợp hydro xanh vào Nhà máy Đạm Cà Mau

Tường thuật bởi Annie Nguyễn
Ngày 14 tháng 7 năm 2026

Bài báo dựa trên nghiên cứu của nhóm tác giả Lê Dương Hải, Trương Văn Nhân, Trần Vĩnh Lộc, Nguyễn Thị Châu Giang, Nguyễn Huỳnh Hưng Mỹ (Viện Dầu khí Việt Nam), Nguyễn Minh Hiếu (Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP) và Huỳnh Minh Thuận (Viện Dầu khí Việt Nam), đăng trên Tạp chí Dầu khí số 12/2022.

---

1. Bối cảnh và mục tiêu nghiên cứu

Xu hướng chuyển dịch năng lượng đang phát triển mạnh mẽ trên thế giới, đặc biệt là xu hướng điện khí hóa, thúc đẩy sản xuất và sử dụng nhiên liệu xanh, sản phẩm xanh. Hydrogen xanh (GH2), ammonia xanh, urea xanh dự kiến sẽ là các sản phẩm được sản xuất và tiêu thụ mạnh trong tương lai khi các thách thức về công nghệ và chi phí sản xuất được giải quyết, cùng với các chính sách chống biến đổi khí hậu đi vào thực tế. Sự quan tâm của các công ty đa quốc gia đối với xu hướng chuyển dịch năng lượng thể hiện ưu tiên hàng đầu về việc triển khai các dự án liên quan đến hydrogen trong vòng 3-5 năm tới.

Việt Nam tham gia các công ước về chống biến đổi khí hậu và đang cụ thể hóa cam kết tại COP26 về thực hiện cân bằng phát thải carbon vào năm 2050, với các mục tiêu liên quan đến giảm phát thải khí nhà kính, sản xuất và sử dụng ammonia xanh và hydrogen xanh. Theo Chiến lược quốc gia về biến đổi khí hậu giai đoạn đến năm 2050, các cơ sở có mức phát thải từ 2.000 tấn CO₂ tương đương/năm trở lên phải thực hiện giảm phát thải vào năm 2030, và từ 200 tấn CO₂ tương đương/năm trở lên vào năm 2050.

Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, các nhà máy điện LNG định hướng chuyển dần sang sử dụng hydrogen sau 10 năm vận hành; các nhà máy điện khí dự kiến đốt kèm hydrogen từ sau năm 2030 với tỷ lệ 20%, tăng dần và dự báo đến năm 2050 sẽ chuyển hoàn toàn sang hydrogen. Các nhà máy nhiệt điện than sử dụng công nghệ cũ sẽ vận hành đến khi hết hạn (dự kiến sau 40 năm), sau đó chuyển sang sử dụng nhiên liệu sinh khối/amoniac với tỷ lệ đốt kèm từ 20%, tăng dần lên 100%.

Dự thảo Quy hoạch điện VIII ước tính nhu cầu hydrogen để thay thế khí đốt và sản xuất ammonia để thay thế than là khoảng 40 triệu tấn vào năm 2050, trong đó khoảng 33 triệu tấn hydrogen xanh được sản xuất bằng công nghệ điện phân từ điện gió và điện mặt trời.

Trong bối cảnh đó, nhóm tác giả đã thực hiện nghiên cứu khả năng tích hợp về mặt kỹ thuật công nghệ và đánh giá hiệu quả kinh tế sơ bộ việc sản xuất và sử dụng nguồn hydrogen xanh tại Nhà máy Đạm Cà Mau.

2. Tiềm năng năng lượng tái tạo tại khu vực Cà Mau

Hydrogen xanh được sản xuất từ nguồn điện tái tạo qua quá trình điện phân nước. Giai đoạn 2018-2020, Việt Nam đã chứng kiến sự phát triển mạnh của năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời và điện gió. Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, điện tái tạo sẽ chiếm vị trí đáng kể trong tổng công suất lắp đặt toàn quốc:

• Điện gió trên bờ: 14.425 MW (10,7%) vào 2030, lên 66.050 MW (13,2%) vào 2050

• Điện gió ngoài khơi: 4.000 MW (3%) vào 2030, lên 87.500 MW (17,4%) vào 2050

• Điện mặt trời tập trung: 8.736 MW (6,5%) vào 2030, lên 136.323 MW (27,2%) vào 2050

Tỷ trọng điện năng từ các nguồn năng lượng tái tạo (ngoài thủy điện) trong tổng điện năng sản xuất tăng từ 21,6% năm 2030 lên 59% năm 2050.

Cà Mau là địa phương có tiềm năng điện tái tạo lớn ở Đồng bằng sông Cửu Long. Hiện nay, các nhà máy điện gió tại tỉnh Cà Mau đã được đưa vào vận hành như Tân Thuận 1, Tân Thuận 2 và Tân An với tổng công suất lắp đặt 100 MW, thấp hơn nhiều so với công suất theo quy hoạch (lên đến 11.990 MW vào 2030) và công suất tiềm năng kỹ thuật (lên đến 25.323 MW, trong đó điện gió 22.621 MW). Công suất điện tái tạo chưa xây dựng còn rất lớn sẽ là cơ hội cho các nhà đầu tư phát triển dự án sản xuất hydrogen xanh và amoniac xanh.

3. Công nghệ sản xuất hydrogen xanh

Đối với sản xuất hydrogen xanh, có hai loại công nghệ chính được ứng dụng: điện phân và khí hóa sinh khối. Công nghệ khí hóa sinh khối còn hạn chế về kỹ thuật liên quan đến quy mô và tính chất nguồn nguyên liệu đầu vào. Công nghệ điện phân đang được ứng dụng rộng rãi trên thế giới với bốn phương pháp:

1. Điện phân dung môi kiềm (ALK)

2. Điện phân màng trao đổi proton (PEM)

3. Điện phân oxide rắn (SOE)

4. Điện phân màng trao đổi anion (AEM)

Trong đó, ALK được sử dụng phổ biến nhất (61%), trong khi PEM đang cạnh tranh quyết liệt (31%). Công nghệ PEM có nhiều lợi thế hơn ALK như khả năng kết nối điện tải tạo, hỗ trợ cân bằng hệ thống điện, mật độ dòng điện cao hơn, phạm vi hoạt động lớn hơn và độ tinh khiết sản phẩm cao hơn. PEM được duy trì ở chế độ stand-by nên giảm tiêu thụ điện năng khi khởi động lại. Tuy nhiên, nhược điểm lớn nhất của PEM là độ bền điện cực và chi phí đầu tư cao do sử dụng các vật liệu như titanium, iridium, platinum. Mặc dù vậy, PEM được dự báo là xu hướng trong tương lai.

Nghiên cứu đã lựa chọn công nghệ PEM để tích hợp vào Nhà máy Đạm Cà Mau.

4. Phương án kỹ thuật tích hợp

Phương án tích hợp được đề xuất là lắp đặt hệ thống sản xuất hydrogen xanh tại khu đất dành cho mở rộng của Nhà máy Đạm Cà Mau để chủ động sản xuất, vận hành và giảm chi phí vận chuyển. Giả định cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) được chấp nhận và triển khai, hệ thống điện cung cấp cho phân xưởng điện phân sẽ được kết nối với điện từ năng lượng tái tạo thông qua mạng lưới điện trung gian của EVN.

Các giả định tính toán:

• Thời gian vận hành phân xưởng điện phân: 8.000 giờ/năm (đáp ứng số giờ vận hành của nhà máy)

• Tiêu hao sản xuất 1 tấn hydrogen xanh: 51,8 MWh điện và 11,1 tấn nước khử khoáng

Vị trí kết nối: Dòng hydrogen xanh sẽ được kết nối với dòng khí tổng hợp bổ sung từ cụm reforming, làm dòng đầu vào máy nén khí tổng hợp trước khi vào cụm tổng hợp ammonia.

Việc tích hợp được thực hiện bằng cách giảm tải công suất cụm front-end phân xưởng ammonia và duy trì lưu lượng dòng khí công nghệ đáp ứng đủ hàm lượng nitrogen để đảm bảo công suất cụm tổng hợp ammonia hoạt động đủ tải (1.468 tấn/ngày). Khi đó, lượng hydrogen xám trong khí tổng hợp từ cụm reforming sẽ giảm và được bù bằng hydrogen xanh từ cụm điện phân.

5. Kết quả đánh giá kỹ thuật

Kết quả đánh giá sơ bộ cho thấy, trên cơ sở hạn chế tối đa các cải hoán và đầu tư mới, lượng khí thiên nhiên tiêu thụ giảm khoảng 15% (2.331.690 MMBtu/năm theo HHV) và tích hợp khoảng 10% hydrogen xanh so với phương án cơ sở. Kết quả này phù hợp với khuyến cáo sơ bộ của nhà bản quyền Haldor Topsoe.

Tuy nhiên, cần lưu ý các vấn đề kỹ thuật phát sinh:

• Lượng CO₂ thiếu hụt: Khoảng 4.061 Nm³/giờ, cần nguồn cung khác để đảm bảo công suất phân xưởng urea chạy đầy tải.

• Hơi quá nhiệt HHP thiếu hụt: Giảm do giảm nhiên liệu cụm reforming. Có thể điều chỉnh giảm lượng hơi trích ly và tăng lượng hơi ngưng tụ tại turbine hơi 10-STK-4031 để bù công suất hơi HHP thiếu hụt.

• Bù hơi HP: Khoảng 51,2 tấn/giờ, có thể thực hiện bằng cách tăng công suất lò hơi HP F29101 hiện hữu từ 70 tấn/giờ lên 121,2 tấn/giờ (khi đó tiêu thụ khí nhiên liệu sẽ tăng) hoặc bổ sung hơi HP thông qua lò hơi đốt than/biomass.

Khi tích hợp hydrogen xanh với lượng lớn hơn 10%, sẽ gặp các vấn đề kỹ thuật:

• Không đủ nhiệt để đảm bảo nhiệt độ cho cụm reforming sơ cấp (nhiệt độ dòng khí đầu ra ~740-780°C), ảnh hưởng đến độ chuyển hóa CH₄.

• Không đảm bảo nhiệt độ cho dòng không khí công nghệ (>500°C), gây dư oxygen và ăn mòn cụm thiết bị phía sau.

• Công suất thiết bị ngưng tụ hơi E-401 gần chạm giá trị thiết kế.

Nhóm tác giả kết luận rằng nếu tăng thêm lượng hydrogen xanh, ngoài bổ sung CO₂ và hơi HHP, cần bổ sung thêm các thiết bị gia nhiệt, làm tăng chi phí đầu tư và không phù hợp. Cần có đánh giá chi tiết tổng thể nhà máy bao gồm các hệ thống phụ trợ để xác định chính xác các thông số kỹ thuật công nghệ của dự án.

6. Hiệu quả kinh tế sơ bộ

Tổng mức đầu tư:

• Chi phí xây dựng: 339 tỷ đồng

• Chi phí thiết bị: 1.424 tỷ đồng

• Chi phí quản lý dự án: 21 tỷ đồng

• Chi phí tư vấn: 246 tỷ đồng

• Chi phí khác: 379 tỷ đồng

• Chi phí dự phòng: 289 tỷ đồng

• Tổng đầu tư chưa thuế: 2.917 tỷ đồng

• Thuế VAT: 292 tỷ đồng

• Tổng mức đầu tư sau thuế: 3.209 tỷ đồng (tương đương 137 triệu USD)

Các giả định về giá:

• Giá khí: Giá khí áp dụng tại Nhà máy Đạm Cà Mau là giá khí mua từ nguồn Petronas (kể từ năm 2030).

• Giá điện tái tạo: Giá FIT từ năng lượng mặt trời (7,09 cent/kWh), trượt giá giảm 1%/năm từ 2020.

• Giá CO₂: Thu hồi từ nguồn khói thải của nhà máy, ước tính theo giá thành sản xuất CO₂ từ CDRP tại Nhà máy Đạm Phú Mỹ.

Kết quả tài chính:

• Doanh thu trung bình năm: 1.502 tỷ đồng

• Chi phí trung bình năm: 1.271 tỷ đồng

• EBITDA: 231 tỷ đồng

• Lợi nhuận sau thuế: 7,4 tỷ đồng

• IRR: 2,5%

• NPV: -1.255 tỷ đồng

• Thời gian thu hồi vốn: 17 năm 9 tháng

Phân tích độ nhạy:

Để dự án hòa vốn (NPV=0):

• Giá điện tái tạo giảm 84% (còn khoảng 5,36 cent/kWh vào 2030)

• Giá khí tăng 11% (khoảng 15,91 USD/MMBtu vào 2030)

Để dự án có hiệu quả (IRR=IRRmin):

• Giá điện tái tạo giảm khoảng 69% (trung bình 4,02 cent/kWh)

• Giá khí tăng 21% (khoảng 23,1 USD/MMBtu vào 2030)

7. Kết luận và khuyến nghị

Về mặt kỹ thuật:

• Có thể tích hợp 10% hydrogen xanh vào Nhà máy Đạm Cà Mau mà không làm ảnh hưởng lớn đến cấu hình công nghệ hiện hữu.

• Cần bổ sung nguồn CO₂ và hơi HP thiếu hụt.

• Việc tăng tỷ lệ hydrogen xanh trên 10% sẽ gặp các vấn đề kỹ thuật đòi hỏi chi phí đầu tư bổ sung lớn, không phù hợp.

Về mặt kinh tế:

• Dự án không đạt hiệu quả kinh tế với mức đầu tư 3.209 tỷ đồng.

• IRR (2,5%) thấp hơn nhiều so với suất thu lợi tối thiểu chấp nhận được (IRRmin).

• NPV âm (-1.255 tỷ đồng).

Khuyến nghị:
Để các nhà máy đạm có thể sản xuất và sử dụng hydrogen xanh, cạnh tranh với hydrogen xám, cần áp dụng các cơ chế chính sách khuyến khích đầu tư sản xuất xanh như DPPA, thị trường carbon và chính sách thuế carbon, ưu đãi thuế trong đầu tư xây dựng. Dự án chỉ nên xem xét khi giá điện tái tạo giảm mạnh khoảng 84% hoặc giá khí tăng khoảng 11% để đạt điểm hòa vốn.

---

Thông tin chi tiết được tham khảo từ bài báo "Nghiên cứu khả năng tích hợp hydrogen xanh vào Nhà máy Đạm Cà Mau" của nhóm tác giả Lê Dương Hải, Trương Văn Nhân, Trần Vĩnh Lộc, Nguyễn Thị Châu Giang, Nguyễn Huỳnh Hưng Mỹ, Nguyễn Minh Hiếu và Huỳnh Minh Thuận, đăng trên Tạp chí Dầu khí số 12/2022, trang 31-37.

Cập nhật tiến độ năm 2025–2026 về các dự án Hydrogen xanh / Ammonia xanh của hai đơn vị:

1. Đạm Cà Mau (PVCFC)

• Dự án Hydrogen xanh:
  • Đến nay vẫn đang ở giai đoạn nghiên cứu và lập kế hoạch chi tiết.
  • Chưa hoàn thành Giai đoạn 1 vào năm 2025 như kế hoạch ban đầu (có thể bị chậm tiến độ).
  • Trong Kế hoạch 5 năm 2026–2030 (được phê duyệt tháng 4/2026):
    • Tiếp tục nghiên cứu thí điểm công nghệ sản xuất Green Hydrogen / Pink Hydrogen sử dụng công nghệ Plasma và Graphene.
    • Tập trung vào việc thu hồi và thương mại hóa khí phụ (H₂, N₂, Ar…) từ quy trình sản xuất hiện tại.
  • Hợp tác: Tiếp tục làm việc với Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) để nghiên cứu tích hợp hydrogen xanh vào nhà máy.

Tổng thể: Tiến độ chậm hơn so với kế hoạch ban đầu, chuyển sang hướng thí điểm công nghệ mới thay vì triển khai lớn ngay.

2. Đạm Phú Mỹ (PVFCCo)

• Hợp tác với TGS (MoU về Ammonia xanh):
  • Ký MoU năm 2025, theo đó Phú Mỹ làm đối tác tiêu thụ Ammonia xanh do TGS sản xuất tại Trà Vinh.
  • Đến giữa năm 2026: Chưa có cập nhật tiến độ cụ thể về việc triển khai thương mại hoặc xây dựng nhà máy. Vẫn đang ở giai đoạn lập kế hoạch và đàm phán chi tiết.
• Không có dự án tự sản xuất Hydrogen xanh lớn tại nhà máy Phú Mỹ được công bố.

Tóm tắt tình hình hiện tại (tháng 7/2026):

• Đạm Cà Mau vẫn tích cực hơn, nhưng dự án Hydrogen xanh đang chuyển sang giai đoạn nghiên cứu thí điểm công nghệ cao thay vì xây dựng lớn.
• Đạm Phú Mỹ tập trung vào vai trò tiêu thụ sản phẩm xanh từ đối tác.
• Cả hai đều đang hướng tới mục tiêu Net Zero dài hạn, nhưng tiến độ thực tế còn phụ thuộc vào chính sách hỗ trợ (giá điện tái tạo, tín chỉ carbon, cơ chế DPPA…).