Triển khai Hydrogen tại Việt Nam dưới tác động của Quyết định 263/QĐ-TTg:

Phân tích định lượng hạn ngạch phát thải và lộ trình giảm phát thải công nghiệp hiệu quả chi phí trong giai đoạn thí điểm 2025–2026

Ngày 10/2/2026, Ban R&D của VAHC

Tóm tắt

Quyết định 263/QĐ-TTg về phê duyệt tổng hạn ngạch phát thải khí nhà kính thí điểm 2025–2026 đánh dấu bước chuyển từ chuẩn bị thể chế sang vận hành thực tế thị trường carbon nội địa. Tổng cộng 110 cơ sở thuộc ba ngành phát thải lớn gồm nhiệt điện (34 cơ sở), sắt thép (25 cơ sở) và xi măng (51 cơ sở) được phân bổ 243,08 triệu tCO₂e cho năm 2025 và 268,39 triệu tCO₂e cho năm 2026.

Bài viết này phân tích định lượng mức độ phơi nhiễm chi phí carbon của từng ngành dưới giả định giá carbon 5–15 USD/tCO₂e, đồng thời đánh giá tính khả thi kinh tế của các mô hình ứng dụng hydrogen theo hướng không làm gia tăng chi phí sản xuất ròng.

1. Từ khung chính sách đến nghĩa vụ tuân thủ

Việc phân bổ hạn ngạch phát thải cụ thể cho từng cơ sở tạo ra ba thay đổi cấu trúc:

1. Phát thải trở thành nghĩa vụ định lượng.

2. Carbon trở thành biến số tài chính.

3. Rủi ro chi phí phát sinh có thể tính toán được.

Dù giai đoạn thí điểm chưa áp dụng cơ chế đấu giá toàn phần, nhưng khi thị trường giao dịch carbon nội địa vận hành, phần vượt hạn ngạch sẽ phải mua tín chỉ, từ đó tạo áp lực tài chính trực tiếp.

2. Cấu trúc phát thải và mức độ phơi nhiễm theo ngành

2.1 Ngành nhiệt điện (34 cơ sở)

Phần lớn là nhiệt điện than, một số nhà máy khí.

Hệ số phát thải tham chiếu:

• Than: 0,90–1,05 tCO₂/MWh

• Khí tự nhiên: 0,35–0,45 tCO₂/MWh

Với nhà máy công suất 1.200–2.400 MW, hệ số phụ tải 65–75%, lượng phát thải ước tính:

8–15 triệu tCO₂e/năm cho mỗi nhà máy lớn.

Mô phỏng chi phí carbon

Với nhà máy phát thải 12 triệu tCO₂e/năm:

Giá carbon	Phơi nhiễm chi phí
5 USD/tCO₂e	60 triệu USD
10 USD/tCO₂e	120 triệu USD
15 USD/tCO₂e	180 triệu USD

Ngay cả khi chỉ 10% vượt hạn ngạch, chi phí bổ sung vẫn từ 6–18 triệu USD/năm.

2.2 Ngành sắt thép (25 cơ sở)

Công nghệ chủ yếu: lò cao – lò chuyển (BF-BOF).

Cường độ phát thải:

1,8–2,2 tCO₂/tấn thép thô.

Với nhà máy sản lượng 6 triệu tấn/năm:

Phát thải ước tính: 10,8–13,2 triệu tCO₂e/năm.

Phơi nhiễm chi phí

Ở mức 10 USD/tCO₂e:

≈ 110–130 triệu USD/năm.

Nếu xuất khẩu sang EU, doanh nghiệp còn chịu CBAM.
Giá ETS EU giai đoạn 2025 tham chiếu: 70–90 EUR/tCO₂.

Chi phí carbon biên đối với thép xuất khẩu có thể cao gấp 7–9 lần thị trường nội địa.

2.3 Ngành xi măng (51 cơ sở)

Cường độ phát thải trung bình:

0,75–0,85 tCO₂/tấn xi măng.

Cơ cấu phát thải:

• 60–65% từ quá trình nung clinker (khó thay thế)

• 35–40% từ nhiên liệu đốt

Với nhà máy 5 triệu tấn/năm:

Phát thải 3,75–4,25 triệu tCO₂e.

Ở mức 10 USD/tCO₂e:

Phơi nhiễm 37–42 triệu USD/năm.

3. Phân tích định lượng các lộ trình hydrogen

3.1 Đồng đốt hydrogen trong turbine khí

Tỷ lệ pha trộn 5–20%.

Tiềm năng giảm phát thải:

• 5% hydrogen → giảm ~4–5% phát thải

• 20% hydrogen → giảm ~15–18%

Với nhà máy 12 triệu tCO₂e:

Tỷ lệ pha	Giảm phát thải
5%	~600.000 tCO₂
20%	~2 triệu tCO₂

Giá carbon 10 USD:

Tiết kiệm 6–20 triệu USD/năm.

Nếu hydrogen sản xuất từ điện mặt trời dư thừa hoặc PPA dài hạn, phần tiết kiệm carbon có thể bù chênh lệch chi phí nhiên liệu.

3.2 Hoàn nguyên trực tiếp bằng hydrogen (DRI)

Hydrogen thay than trong công đoạn hoàn nguyên có thể giảm:

80–95% phát thải khâu luyện gang.

Giảm 1,5–1,7 tCO₂/tấn thép.

Với 1 triệu tấn thép xanh:

Tránh phát thải 1,5–1,7 triệu tCO₂.

Lợi ích tài chính:

• Nội địa (10 USD): 15–17 triệu USD.

• CBAM (70 EUR): 105–120 triệu EUR.

Đây là ngành có biên lợi ích cao nhất cho hydrogen.

3.3 Thu hồi hydrogen từ khí lò cao (BFG)

Thành phần BFG:

• 18–22% CO

• 3–5% H₂

• 20–25% CO₂

Công nghệ PSA có thể thu hồi:

5.000–15.000 Nm³/h hydrogen.

Chi phí sản xuất thấp hơn hydrogen điện phân (<2 USD/kg trong nhiều trường hợp).

Đây là điểm khởi đầu chi phí thấp nhất.

4. Cấu trúc tài chính để không làm tăng chi phí ròng

4.1 Hợp đồng chia sẻ lợi ích carbon

Giả định:

Giảm 1 triệu tCO₂/năm
Giá carbon 10 USD
→ Lợi ích 10 triệu USD.

Nếu chia 40% cho nhà cung cấp hydrogen:

4 triệu USD.

Nếu chi phí hydrogen bổ sung ≤ 4 triệu USD:

Doanh nghiệp không tăng chi phí ròng.

4.2 Mô hình ESCO hydrogen

Nhà cung cấp:

• Đầu tư điện phân, lưu trữ, tích hợp.

• Thu hồi vốn từ tiết kiệm nhiên liệu + carbon.

CAPEX của cơ sở phát thải gần như bằng 0.

4.3 Tín chỉ quốc tế

Nếu dự án đủ điều kiện Article 6 hoặc JCM:

Giá tín chỉ 20–40 USD/tCO₂.

500.000 tCO₂ được chứng nhận:

Doanh thu 10–20 triệu USD.

Có thể nâng IRR từ <8% lên >15%.

5. Phân tích ngưỡng kinh tế

Hydrogen hợp lý khi:

Chi phí hydrogen trên mỗi tCO₂ tránh được
≤ Tổng chi phí carbon + CBAM + premium sản phẩm xanh.

Ví dụ thép xuất khẩu:

• Carbon nội địa: 10 USD

• CBAM: 70 USD

• Premium xanh: 20 USD

Tổng dư địa: ~100 USD/tCO₂.

Nếu giảm 1,5 tCO₂/tấn thép:

Dư địa tài chính: 150 USD/tấn thép.

Đây là khoảng không gian kinh tế đủ để hydrogen tham gia.

6. Hàm ý chính sách và chiến lược

1. Thay thế hoàn toàn bằng hydrogen chưa khả thi ngắn hạn.

2. Đồng đốt 5–20% là bước chuyển tiếp hợp lý.

3. Ngành thép là ưu tiên chiến lược.

4. Thu hồi khí công nghiệp là điểm vào chi phí thấp.

5. Thiết kế tài chính quyết định thành công.

7. Kết luận

Quyết định 263/QĐ-TTg chính thức đưa Việt Nam vào giai đoạn tuân thủ phát thải định lượng.

Tổng hạn ngạch:

• 243,08 triệu tCO₂e (2025)

• 268,39 triệu tCO₂e (2026)

Carbon trở thành nghĩa vụ tài chính.

Hydrogen chỉ khả thi nếu:

• Tập trung vào cơ sở phát thải lớn,

• Tích hợp giá carbon vào cấu trúc dự án,

• Sử dụng blended finance và tín chỉ quốc tế,

• Áp dụng mô hình chia sẻ lợi ích.

Hydrogen tại Việt Nam không đơn thuần là chuyển đổi năng lượng.

Nó là bài toán tối ưu tài chính trong điều kiện ràng buộc carbon.