Phân tích kinh tế - kỹ thuật hệ thống PV-hydro: Nghiên cứu điển hình tại Việt Nam

Phân tích kinh tế - kỹ thuật hệ thống PV-hydro: Nghiên cứu điển hình tại Việt Nam

Ngày 9 tháng 7 năm 2026 | Annie Nguyễn

Tổng quan nghiên cứu

Một nghiên cứu toàn diện vừa được công bố trên tạp chí Clean Energy (tập 10, số 3, tháng 6 năm 2026) đã thực hiện đánh giá kinh tế - kỹ thuật hệ thống quang điện (PV) kết hợp sản xuất hydro xanh tại chín địa điểm đại diện trên khắp Việt Nam. Công trình do nhóm tác giả Văn Trí Bùi, Mỹ Hạnh Phạm và Phương Trường Lê thực hiện đã xây dựng một khung mô phỏng hoàn chỉnh trên nền tảng MATLAB/Simulink, tích hợp dữ liệu bức xạ mặt trời, mô hình phát điện PV và hiệu suất thiết bị điện phân để định lượng sản lượng năng lượng và chi phí sản xuất hydro (LCOH). Nghiên cứu này được đánh giá là bước đóng góp quan trọng vào chiến lược phát triển hydro xanh của Việt Nam, đặc biệt trong bối cảnh quốc gia đang hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

1. Bối cảnh và động lực nghiên cứu

Trong bối cảnh tài nguyên hóa thạch đang cạn kiệt do khai thác quá mức, nhu cầu tìm kiếm các hệ thống năng lượng thay thế bền vững trở nên cấp bách. Mặc dù xe điện chạy pin (BEV) đã được quảng bá rộng rãi, công nghệ này vẫn đối mặt với các hạn chế về thời gian sạc kéo dài, cơ sở hạ tầng trạm sạc chưa phát triển đồng bộ (đặc biệt tại khu vực nông thôn và vùng sâu vùng xa), cùng với rủi ro môi trường từ việc xử lý pin lithium-ion. Trong bối cảnh đó, hydro xanh sản xuất từ năng lượng tái tạo như mặt trời hoặc gió nổi lên như một giải pháp thay thế đầy triển vọng với ưu điểm về tốc độ tiếp nhiên liệu nhanh (chỉ vài phút, tương đương xe động cơ đốt trong) và không phát thải CO₂ hay khí độc hại, sản phẩm phụ duy nhất là hơi nước.

2. Phương pháp luận và mô hình hóa

2.1. Mô tả hệ thống

Hệ thống PV-hydro bao gồm bốn thành phần chính: hệ thống PV chuyển đổi bức xạ mặt trời thành điện một chiều, thiết bị điện phân PEM sử dụng điện để phân tách nước thành hydro và oxy, bộ phận tách khí tinh chế hydro, và bình chứa hydro. Nước được cung cấp liên tục cho thiết bị điện phân, nhiệt dư thừa được loại bỏ qua hệ thống làm mát, oxy được thải ra môi trường, hydro được lưu trữ để sử dụng sau.

2.2. Tính toán sản lượng điện PV

Sản lượng điện PV được tính theo công thức:

Epv = PR × Ppeak × G/GSTC

Trong đó Epv là tổng sản lượng điện (kWh), PR là hệ số hiệu suất của nhà máy (0,75-0,85 đối với các dự án quy mô lớn tại Việt Nam), Ppeak là công suất danh định (kW), G là tổng bức xạ mặt trời (kWh/m²), GSTC là bức xạ tiêu chuẩn (1 kW/m²).

2.3. Tính toán sản lượng hydro

Hydro được sản xuất thông qua phản ứng điện phân nước theo phương trình:

2H₂O → 2H₂ + O₂

Hiệu suất của hệ thống điện phân được biểu diễn bằng tỷ số giữa năng lượng hóa học của hydro tạo ra và năng lượng điện đầu vào, sử dụng giá trị nhiệt trị cao (HHV) hoặc thấp (LHV). Lượng hydro sản xuất (kg) được tính theo công thức:

mH₂ = (Epv × ηel × ηconv) / HHVH₂

Với HHVH₂ = 39,4 kWh/kg, ηel là hiệu suất điện phân (70%), và ηconv là hiệu suất điện.

2.4. Đánh giá kinh tế

Chi phí sản xuất hydro (LCOH) được xác định dựa trên giá trị hiện tại ròng (NPV) và tổng sản lượng hydro:

LCOH = NPV / Tổng sản lượng hydro

Công thức NPV không bao gồm doanh thu để đảm bảo đánh giá độc lập với biến động giá thị trường. Nghiên cứu sử dụng các thông số đầu vào: tuổi thọ dự án 20 năm, chi phí đầu tư PV 0,69 USD/W, chi phí đầu tư thiết bị điện phân 1.287 USD/kW (với các kịch bản giảm chi phí xuống 1000, 600, 300 USD/kW), chi phí vận hành và bảo trì hàng năm bằng 20% chi phí PV, và lãi suất vay ưu đãi 6%/năm từ Ngân hàng Nhà nước Việt Nam.

2.5. Dữ liệu bức xạ mặt trời

Nghiên cứu sử dụng dữ liệu bức xạ mặt trời từ cơ sở dữ liệu PVGIS cho 9 tỉnh đại diện trải dài từ Nam ra Bắc, bao gồm Tây Ninh, Đồng Nai, Bình Thuận, Đà Nẵng, Quảng Bình, Đắk Lắk, Lâm Đồng, Hà Nội và Cao Bằng. Đặc điểm khí hậu có sự khác biệt rõ rệt giữa các vùng miền: miền Nam có hai mùa (mưa và khô) với bức xạ ổn định cao (132-204 kWh/m²/tháng); miền Trung có mùa mưa bão kéo dài; miền Bắc có bốn mùa với mùa đông nhiều mây, bức xạ thấp (thấp nhất tại Quảng Bình đạt 57,83 kWh/m²).

3. Kết quả mô phỏng và thảo luận

3.1. Sản lượng hydro tại các vùng miền

Kết quả mô phỏng cho thấy sản lượng hydro xanh phụ thuộc mạnh mẽ vào điều kiện bức xạ. Với hệ thống PV 1 MW, sản lượng hydro hàng năm cao nhất tại Tây Ninh (26.672,5 kg), Bình Thuận (26.352,6 kg) và Đồng Nai (24.438,3 kg). Các tỉnh này sở hữu chế độ khí hậu nhiệt đới gió mùa với bức xạ mặt trời ổn định quanh năm, tạo điều kiện thuận lợi cho sản xuất hydro quy mô lớn.

Trong khi đó, khu vực miền Trung như Đà Nẵng (22.660,9 kg) và Quảng Bình (19.644,6 kg) bị ảnh hưởng nặng bởi mùa mưa bão kéo dài, gây biến động sản lượng đáng kể theo mùa. Miền Bắc với Hà Nội và Cao Bằng có sản lượng thấp nhất (khoảng 19.466,5 kg/năm tại Cao Bằng) do khí hậu cận nhiệt đới ẩm, mùa đông lạnh và nhiều mây làm giảm bức xạ. Tây Nguyên (Đắk Lắk, Lâm Đồng) duy trì mức sản lượng ổn định nhờ bức xạ mặt trời tương đối cao và nhiệt độ ổn định.

3.2. Chi phí sản xuất hydro (LCOH)

Phân tích LCOH cho thấy sự khác biệt rõ rệt giữa các vùng. Tại hệ số hiệu suất PR = 0,85, Tây Ninh và Bình Thuận đạt chi phí thấp nhất (2,81 - 2,85 USD/kg), tiếp theo là Đắk Lắk (3,01 USD/kg) và Lâm Đồng (3,06 USD/kg). Miền Trung có chi phí từ 3,31 USD/kg (Đà Nẵng) đến 3,82 USD/kg (Quảng Bình), trong khi miền Bắc có chi phí cao nhất, từ 3,76 USD/kg (Hà Nội) đến 3,88 USD/kg (Cao Bằng).

Đặc biệt, nghiên cứu chỉ ra mối tương quan nghịch tuyến tính rất mạnh (R² ≈ 0,99) giữa PR và LCOH. Cụ thể, cứ tăng PR lên 0,1 (tương ứng cải thiện hiệu suất 13,3%), chi phí hydro giảm trung bình khoảng 11,8% (từ 3,72 USD/kg xuống 3,28 USD/kg). Điều này khẳng định đầu tư vào công nghệ PV hiệu suất cao, biến tần chất lượng và chiến lược bảo trì tối ưu mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt.

3.3. Phân tích độ nhạy với chi phí thiết bị điện phân

Khi xem xét bốn kịch bản chi phí thiết bị điện phân (1287, 1000, 600 và 300 USD/kW), kết quả cho thấy chi phí giảm có tác động tích cực đến LCOH. Ví dụ tại Tây Ninh, LCOH giảm từ 3,19 USD/kg (ở mức 1287 USD/kW) xuống 2,87 USD/kg (ở mức 300 USD/kW). Sự cải thiện này cho thấy tiềm năng giảm chi phí đáng kể trong tương lai khi công nghệ điện phân phát triển và sản xuất quy mô lớn.

3.4. Đánh giá độ nhạy với bức xạ mặt trời

Phân tích độ nhạy với giả định sai số ±5% trong dữ liệu bức xạ (tương ứng với sai số điển hình của PVGIS-SARAH tại Đông Nam Á) cho thấy LCOH thay đổi khoảng ±4% đến ±6%, tùy thuộc vào đặc điểm địa điểm cụ thể. Kết quả này cho thấy mô hình có độ ổn định tương đối tốt.

4. So sánh với các nghiên cứu quốc tế

Nghiên cứu thực hiện so sánh kết quả với các công bố quốc tế và nhận thấy LCOH tại Việt Nam (2,81 - 3,88 USD/kg) nằm trong phạm vi cạnh tranh toàn cầu. Cụ thể, kết quả này tương đồng với nghiên cứu của Kim và cộng sự (3,8 USD/kg tại Myanmar, 3,9 USD/kg tại Thái Lan), thấp hơn đáng kể so với Oman (5,63 USD/kg) và Morocco (3,59-4,34 USD/kg), nhưng cao hơn so với các dự báo cho năm 2050 (1,59 - 2,16 USD/kg). Điều này khẳng định lợi thế cạnh tranh của Việt Nam nhờ nguồn tài nguyên mặt trời dồi dào và chi phí PV thấp (0,69 USD/W).

5. Hàm ý chính sách và khuyến nghị

Dựa trên kết quả nghiên cứu, nhóm tác giả đề xuất ba nhóm chính sách trụ cột để hiện thực hóa tiềm năng hydro xanh tại Việt Nam:

5.1. Cơ chế hỗ trợ giá và đầu tư

• Thiết lập giá điện đầu vào (FIT) hoặc hợp đồng chênh lệch (CfD) cho điện tái tạo sử dụng trong sản xuất hydro, đảm bảo nguồn cung ổn định và giá cả hợp lý.

• Áp dụng ưu đãi thuế, tín dụng xanh và các gói hỗ trợ tài chính để giảm chi phí đầu tư ban đầu cho thiết bị điện phân và hệ thống lưu trữ hydro.

• Xem xét cơ chế đấu thầu cạnh tranh hoặc hỗ trợ đầu tư có mục tiêu cho các dự án hydro xanh tại các vùng có tiềm năng cao (Tây Ninh, Bình Thuận, Đắk Lắk, Lâm Đồng).

5.2. Chính sách thúc đẩy nhu cầu

• Áp dụng hạn ngạch hoặc tỷ lệ pha trộn bắt buộc đối với các ngành công nghiệp khó giảm phát thải (thép, xi măng, hóa chất) và vận tải hạng nặng, yêu cầu thay thế dần nhiên liệu hóa thạch bằng hydro xanh.

• Xây dựng hệ thống chứng nhận quốc gia và tiêu chuẩn dựa trên cường độ carbon cho hydro xanh, đáp ứng yêu cầu trong nước và xuất khẩu.

• Thúc đẩy hợp tác công - tư để tạo ra các đơn đặt hàng dài hạn và giảm rủi ro thị trường cho các nhà đầu tư.

5.3. Phát triển pháp lý và hạ tầng

• Tích hợp phát triển hydro xanh vào Quy hoạch điện VIII và các quy hoạch ngành liên quan, coi thiết bị điện phân là phụ tải linh hoạt để hấp thụ điện tái tạo dư thừa và tăng cường ổn định lưới điện.

• Ưu tiên nghiên cứu và phát triển, chuyển giao công nghệ và nội địa hóa sản xuất thiết bị điện phân và lưu trữ hydro.

• Đầu tư hạ tầng vận chuyển, lưu trữ và cảng xuất khẩu hydro, đảm bảo kết nối toàn bộ chuỗi giá trị, đặc biệt tại khu vực trọng điểm như Bình Thuận - nơi hội tụ tiềm năng mặt trời và vị trí chiến lược gần cảng biển quốc tế.

6. Kết luận

Nghiên cứu đã xây dựng thành công một mô hình đánh giá kinh tế - kỹ thuật cho hệ thống PV-hydro tại Việt Nam, với các kết quả định lượng quan trọng về sản lượng và chi phí hydro xanh tại các vùng miền. Những phát hiện chính bao gồm:

(1) Các tỉnh phía Nam và Tây Nguyên có tiềm năng vượt trội về sản xuất hydro xanh với LCOH cạnh tranh toàn cầu (2,81 - 3,07 USD/kg), đặc biệt Tây Ninh và Bình Thuận là hai điểm đến đầu tư ưu tiên.

(2) Mối tương quan tuyến tính chặt chẽ giữa PR và LCOH khẳng định giá trị của việc nâng cao hiệu suất hệ thống PV, giúp giảm chi phí sản xuất hydro đáng kể (khoảng 11-12%) và cải thiện hiệu quả kinh tế tổng thể.

(3) Sự kết hợp giữa nguồn tài nguyên mặt trời dồi dào, chi phí PV thấp và tiềm năng giảm chi phí điện phân tạo cho Việt Nam lợi thế cạnh tranh trong chuỗi giá trị hydro xanh khu vực Đông Nam Á.

Những khuyến nghị chính sách được đề xuất nhằm tạo nền tảng cho sự phát triển bền vững của hệ sinh thái hydro xanh, góp phần quan trọng vào cam kết đạt phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 và đưa Việt Nam trở thành trung tâm hydro xanh của khu vực.

Nhóm tác giả

1. Van Tri Bui (Bùi Văn Trí)

   • Công việc đóng góp: Phần mềm (cân bằng), Viết - xem xét và chỉnh sửa (cân bằng) .

   • Đơn vị: Khoa Điện tử 2, Học viện Công nghệ Bưu chính Viễn thông, Thành phố Hồ Chí Minh, Việt Nam .

   • Chuyên môn: Giảng viên, Tiến sĩ Kỹ thuật điện, nghiên cứu về ứng dụng mạng neural, điều khiển SVC, ổn định điện áp cho lưới điện kết nối điện gió và năng lượng mặt trời .

2. My Hanh Pham (Phạm Mỹ Hạnh)

   • Công việc đóng góp: Quản lý dữ liệu (cân bằng), Xác nhận (cân bằng) .

   • Đơn vị: Khoa Cơ điện tử và Điện tử, Đại học Lạc Hồng, Đồng Nai, Việt Nam .

3. Phuong Truong Le (Lê Phương Trường)

   • Công việc đóng góp: Phương pháp luận (cân bằng), Trực quan hóa (cân bằng), Viết - xem xét và chỉnh sửa (cân bằng) .

   • Đơn vị: Khoa Cơ điện tử và Điện tử, Đại học Lạc Hồng, Đồng Nai, Việt Nam .

   • Chức vụ: Trưởng nhóm Nghiên cứu Năng lượng Tái tạo tại Đại học Lạc Hồng .

   • Email liên hệ: lephuongtruong@lhu.edu.vn 

Thông tin bài báo

• Tiêu đề: Techno-economic analysis of a PV–hydrogen system: a case study in Vietnam 

• Tạp chí: Clean Energy 

• Tập, Số: Tập 10, Số 3 

• Năm xuất bản: 2026 

• Số trang: 73–86 

• DOI: https://doi.org/10.1093/ce/zkag008 

• Ngày xuất bản: 29 tháng 1 năm 2026 

Liên kết tham khảo

1. Trang chính thức trên Oxford Academic (có toàn văn và tóm tắt):
   https://academic.oup.com/ce/article/10/3/73/8445165 

2. Kết quả tìm kiếm tác giả trên Oxford Academic:
   https://academic.oup.com/ce/search-results?f_Authors=Phuong+Truong+Le 

3. Trang tóm tắt trên R Discovery:
   https://discovery.researcher.life/search?journal=Clean%20Energy (Tìm kiếm với tiêu đề)