Từ LNG Cà Ná đến Nghi Sơn – Viễn cảnh Quy mô và nguồn cung ứng hydro khi đồng đốt 50%-100%

Từ LNG Cà Ná đến Nghi Sơn – Viễn cảnh Quy mô và nguồn cung ứng hydro khi đồng đốt 50%-100%
Ngày 15 tháng 6 năm 2026
Annie Nguyễn

1. Mở đầu

Hai dự án điện khí LNG quy mô lớn Cà Ná (Khánh Hòa, 1.500 MW) và Nghi Sơn (Thanh Hóa, giai đoạn đầu 1.500 MW, mở rộng lên 4.500 MW sau 2030) đang được thúc đẩy, với công nghệ tua bin thế hệ mới (GE 9HA.02, Mitsubishi JAC) có thể đồng đốt lên đến 50–100% hydro. Điều này đặt ra câu hỏi chiến lược: nếu các nhà máy này chuyển sang đồng đốt hydro, quy mô nhu cầu hydro là bao nhiêu? Nguồn cung đến từ đâu?

2. Tính toán nhu cầu hydro

2.1. Công suất và giả định vận hành

Theo số liệu từ GE Vernova, tua bin 9HA.02 có công suất đầu ra danh định 571 MW (đơn vị đơn) và hiệu suất chu trình hỗn hợp (LHV) 44,0% (theo GE 9HA.02 specifications). Ở chế độ 100% khí tự nhiên (LNG), mỗi tua bin tiêu thụ khoảng 1,3 triệu m³ khí tự nhiên/ngày (tương đương 168 tấn LNG/giờ hoặc 930–950 tấn LNG/ngày với mỗi tổ máy ở công suất 571 MW).

Trong phân tích này, giả định hệ số công suất 55% và giờ vận hành toàn tải tương đương 4.818 giờ/năm cho các tính toán trung hạn.

2.2. Nhu cầu hydro theo tỷ lệ đồng đốt

Nhu cầu hydro phụ thuộc vào tỷ lệ thay thế năng lượng (energy‑based replacement), vì hydro có trọng lượng thấp hơn nhiều so với LNG nhưng nhiệt trị cao hơn trên mỗi kg (LNG: ~12,3 MWh/tấn chất lỏng; hydro: 33,3 MWh/tấn).

Công thức tổng quát:

Mức tiêu thụ LNG cơ sở (LNG₀) = Công suất nhà máy × Giờ vận hành × Tỷ lệ thay thế LNG bằng hydro

Tiêu thụ năng lượng LNG₀ = LNG₀ (tấn) × 12,3 MWh/tấn

Tiêu thụ năng lượng cần thay thế bằng hydro = LNG₀ × Tỷ lệ đồng đốt năng lượng

Nhu cầu hydro (tấn) = (Tiêu thụ năng lượng cần thay thế) ÷ 33,3 MWh/tấn

Kết quả tính toán:

Giải thích: Nhu cầu hydro hàng năm không phải là 203.000 tấn cho mỗi nhà máy 1.500 MW ở tỷ lệ 50%, mà thấp hơn do hệ số công suất và nhu cầu năng lượng thực tế. Các con số cần được xác nhận bằng mô phỏng chi tiết với nhà sản xuất tua bin.

2.3. So sánh quốc tế – Bài học từ Nhơn Trạch 3&4

Tua bin GE 9HA.02 đã được lắp đặt tại Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 (Đồng Nai) và có khả năng đồng đốt tới 50% hydro ngay từ đầu vận hành bằng nhiên liệu LNG. Các công nghệ đốt tiên tiến như DLN của GE và MPS của Mitsubishi đã được thương mại hóa trên quy mô lớn, cho phép tỷ lệ đồng đốt cao mà không cần nâng cấp hạ tầng đáng kể.

3. Nguồn cung ứng hydro cho các nhà máy

3.1. Sản xuất hydro xanh nội địa

Điện phân nước là công nghệ chính để sản xuất hydro xanh từ năng lượng tái tạo.

Công suất điện phân yêu cầu ≈ Nhu cầu hydro hàng năm (tấn) × 50–55 kWh/kg H₂ (mức tiêu thụ năng lượng trung bình), công suất điện phân đỉnh (MW) ≈ (Nhu cầu hydro hàng năm (tấn) × 52.500 kWh/tấn) ÷ (8.760 giờ/năm).

Nguồn năng lượng tái tạo cần thiết để đáp ứng nhu cầu điện phân bao gồm:

• Điện gió ngoài khơi: Mục tiêu 6.000 MW vào 2030 của Việt Nam có thể cung cấp khoảng 18 TWh/năm (giả định hệ số công suất 35%), tương đương 40-50% nhu cầu cho kịch bản 50%.

• Điện mặt trời và điện gió trên bờ: Miền Trung và Tây Nguyên có tiềm năng lớn (hơn 200 GW theo các nghiên cứu), đủ cung cấp phần còn lại, nhưng cần đầu tư hạ tầng lưới điện đáng kể.

Các dự án điện phân hydro xanh cụ thể đã được công bố bao gồm:

• TGS Trà Vinh (Khu kinh tế Định An): Công suất 24.000 tấn hydro/năm, sử dụng công nghệ điện phân nước biển, giai đoạn 1 (2026–2030) công suất 450–500 MW, với dự kiến thí điểm 50 MW.

• Quảng Trị: Nhà máy điện phân nước kết hợp dự án điện gió 1.200 MW và điện mặt trời, công suất dự kiến lớn.

• Các dự án hydrogen trong khu vực miền Nam đang được nghiên cứu (100-400 MW điện phân), với mục tiêu sản xuất hydro xanh và amoniac xanh cho xuất khẩu.

So sánh quốc tế: Các dự án hydro xanh có công suất tương tự đã được triển khai:

• Hydrogen City (Texas, USA): 2,2 GW điện phân (60 tỷ ft³ H₂/năm), tương đương khoảng 1,5 triệu tấn H₂/năm – gấp đôi nhu cầu của kịch bản 50%.

• Tổ hợp NEOM (Saudi Arabia): 4 GW điện phân, sản xuất 1,2 triệu tấn amoniac xanh/năm.

• Các dự án hydrogen tại châu Âu (HyDeal Ambition, NortH2): Công suất từ 1-4 GW điện phân.

3.2. Nhập khẩu hydro và amoniac xanh

Nhập khẩu amoniac xanh (tách hydrogen tại nhà máy hoặc gần cảng) có thể bổ sung nguồn cung nội địa:

• Các cảng như Phù Mỹ (Bình Định) đang được quy hoạch để tiếp nhận tàu 150.000 DWT chuyên chở hydro và amoniac xanh. Amoniac xanh từ các nước xuất khẩu (Australia, Chile, Trung Đông) có thể được tái tách tại bờ trước khi đưa vào tua bin.

• Mỗi tàu amoniac xanh (cỡ 60.000–80.000 tấn) có thể cung cấp khoảng 60.000–80.000 tấn amoniac, tương đương 10.000–14.000 tấn hydrogen sau khi tái tách. Với nhu cầu ~400.000 tấn H₂/năm, cần khoảng 30–40 chuyến tàu mỗi năm cho một nhà máy 1.500 MW ở tỷ lệ 50%.

Các nước xuất khẩu tiềm năng bao gồm:

• Australia: Hơn 80 dự án hydro xanh trong đường ống, với nhiều dự án công suất GW, các cảng xuất khẩu amoniac xanh quy mô lớn (Kwinana, Gladstone, Bell Bay) có thể cung cấp cho Việt Nam từ 2028-2030.

• Trung Đông (Saudi Arabia, Oman, UAE): Các nhà máy sản xuất amoniac xanh quy mô 1-2 triệu tấn/năm.

• Chile (Magallanes): Tiềm năng điện gió 100 GW, kế hoạch sản xuất 1,6 triệu tấn hydro xanh/năm.

Giá dự kiến: FOB Australia (2030) 2,5-3,5 USD/kg H₂, CIF Việt Nam (2030) 3,5-5 USD/kg H₂ (có thể cạnh tranh với sản xuất nội địa sử dụng năng lượng tái tạo).

3.3. Kết hợp nội địa và nhập khẩu – Mô hình chiến lược

Để đảm bảo an ninh cung cấp và kiểm soát chi phí, Việt Nam có thể áp dụng chiến lược kết hợp:

• Nội địa (50-70% nhu cầu): Phát triển điện phân quy mô lớn tại các khu vực có nguồn tài nguyên tái tạo tốt (gió ngoài khơi, điện mặt trời tại miền Trung, Tây Nguyên).

• Nhập khẩu (30-50% nhu cầu): Ký hợp đồng dài hạn (10-15 năm) với các nhà sản xuất hydro/amoniac xanh quốc tế (Australia, Trung Đông) với cơ chế giá thả nổi theo chỉ số, kết hợp các thỏa thuận mua bán (HOA) từ 2029-2030.

4. Tích hợp vào bài phân tích chính

Bổ sung nội dung vào bài phân tích (xem tại các phần Tác động chiến lược và Thách thức/Khuyến nghị):

• Tác động chiến lược (Mục 4): Thêm điểm 4: “Quy mô thị trường hydro khổng lồ – Nhu cầu 400.000–800.000 tấn H₂/năm cho 2 nhà máy 1.500 MW ở tỷ lệ 50–100% (giai đoạn 2030) sẽ tạo ra tín hiệu cầu mạnh mẽ, kích thích đầu tư sản xuất hydro xanh trong nước và hợp tác nhập khẩu khu vực. Nếu Nghi Sơn mở rộng lên 4.500 MW, nhu cầu có thể lên đến 2 triệu tấn H₂/năm – gấp 4-10 lần tổng sản lượng hydro dự kiến của Chiến lược Hydro quốc gia vào năm 2030 (100.000–500.000 tấn), đòi hỏi phải tái cấu trúc quy mô mục tiêu sản xuất.”

• Thách thức và Khuyến nghị (Mục 6): Bổ sung khuyến nghị về thỏa thuận mua bán dài hạn và phát triển chuỗi cung ứng: “Chính phủ cần tạo điều kiện cho các hợp đồng mua bán hydro/amoniac xanh dài hạn (10-15 năm) giữa các nhà máy điện và nhà sản xuất trong/ngoài nước, áp dụng cơ chế CfD để giảm rủi ro giá. Cần quy hoạch các cụm công nghiệp hydrogen (Hydrogen Hubs) gần cảng và khu công nghiệp, kết nối trực tiếp với các nhà máy điện LNG và đường ống dẫn hydro chuyên dụng.”

5. Kết luận

Các nhà máy LNG Cà Ná và Nghi Sơn có thể tạo ra nhu cụ hydro khổng lồ: 400.000 tấn/năm cho 2 nhà máy 1.500 MW ở tỷ lệ 50% (giai đoạn 2030), lên tới 1-2 triệu tấn/năm cho tổ hợp mở rộng 4.500 MW ở tỷ lệ 50–100% (2035–2040). So với mục tiêu sản xuất hydro của Chiến lược Hydro quốc gia (100.000–500.000 tấn vào 2030), đây là con số lớn gấp 4-20 lần, đòi hỏi Việt Nam phải mở rộng mạnh mẽ năng lực sản xuất nội địa (công suất điện phân cần 2,4–12 GW, sử dụng 21–107 TWh/năng lượng tái tạo) và đồng thời mở cửa thị trường nhập khẩu thông qua các cảng chuyên dụng và hợp đồng dài hạn. Nếu được triển khai đồng bộ, các tổ hợp LNG sẽ không chỉ cung cấp điện sạch mà còn trở thành động lực chính cho sự phát triển của toàn bộ nền kinh tế hydro Việt Nam.