Vì sao Nhật Bản và Hàn Quốc có thể triển khai hydrogen, còn ASEAN thì không? Góc nhìn cấu trúc giao dịch và tài chính dự án

Ngày 12/4/2026, Ban Thư ký VAHC

Trong khi nhiều dự án hydrogen xanh tại ASEAN vẫn dừng ở giai đoạn tiền khả thi hoặc chưa đạt financial close, Nhật Bản và Hàn Quốc đã bắt đầu triển khai các chuỗi dự án hydrogen và ammonia nhập khẩu với cấu trúc tài chính tương đối hoàn chỉnh. Sự khác biệt không nằm ở công nghệ, mà nằm ở cách hai thị trường này thiết kế toàn bộ hệ sinh thái giao dịch và giảm rủi ro tài chính.

1. Nhật Bản: mô hình “secured demand first”

Nhật Bản tiếp cận hydrogen không phải như một dự án năng lượng đơn lẻ, mà như một chiến lược an ninh năng lượng dài hạn.

Cấu trúc cốt lõi:

• Chính phủ xác định nhu cầu hydrogen và ammonia theo từng ngành:
  • điện than chuyển đổi đồng đốt ammonia
  • thép xanh
  • công nghiệp hóa chất
• Tạo ra “demand pool” trước khi xây supply

Điểm quan trọng nhất:

Nhật Bản tài trợ “giá mua”, không tài trợ “dự án sản xuất”

2. Cơ chế giá của Nhật: CFD + premium carbon

Nhật Bản sử dụng mô hình:

• Contract for Difference (CFD)
• hoặc fixed premium subsidy

Ví dụ logic:

• hydrogen xám: ~1,5 USD/kg
• hydrogen xanh: ~4–6 USD/kg
• Nhà nước bù chênh lệch: 2–4 USD/kg

Điều này tạo ra:

doanh thu ổn định = ngân hàng có thể tài trợ

3. Vai trò JBIC và NEXI: giảm rủi ro tài chính toàn chuỗi

Nhật Bản sử dụng:

• JBIC (Japan Bank for International Cooperation)
• NEXI (Export credit insurance)

Vai trò:

• bảo lãnh khoản vay quốc tế
• giảm political risk
• hỗ trợ equity + debt đồng thời

giúp WACC giảm xuống:

~5–7% (ngưỡng bankable)

4. Hàn Quốc: mô hình “industrial anchor + EPC-driven finance”

Hàn Quốc không đi theo subsidy mạnh như Nhật, mà dựa vào tập đoàn công nghiệp.

Cấu trúc:

• chaebol làm anchor investor:
  • steel
  • energy
  • EPC
• ngân hàng nhà nước:
  • KEXIM
  • K-SURE

5. Điểm mạnh của Hàn Quốc: EPC + offtake tích hợp

Khác với ASEAN:

• Hàn Quốc thường:
  • EPC đồng thời là equity partner
  • hoặc offtaker + investor cùng lúc

giảm 2 rủi ro lớn:

• construction risk
• demand risk

6. ASEAN: mô hình “fragmented development”

Trong khi đó ASEAN (bao gồm Việt Nam, Indonesia, Malaysia):

Đặc điểm:

• dự án do developer đơn lẻ dẫn dắt
• off-take chưa ký
• EPC tách rời
• tài chính chưa có ECA backing ngay từ đầu

tạo ra cấu trúc:

high risk – low bankability

7. Điểm khác biệt cốt lõi: ai “chịu rủi ro đầu tiên”

Yếu tố	Nhật Bản	Hàn Quốc	ASEAN
Demand	Nhà nước đảm bảo	Doanh nghiệp nội địa	Chưa rõ
Off-take	Contract sớm	Internal group demand	MoU
Funding risk	Nhà nước + JBIC	Chaebol + KEXIM	Developer chịu
WACC	5–7%	6–8%	10–14%

Kết luận:

ASEAN không thiếu dự án, mà thiếu “risk allocator”

8. Vì sao ngân hàng chỉ tài trợ Nhật/Hàn mà chưa tài trợ ASEAN?

Ngân hàng quốc tế (HSBC, MUFG, BNP Paribas) nhìn theo 3 tiêu chí:

(1) Cashflow certainty

• Nhật/Hàn: có guarantee
• ASEAN: không chắc

(2) Risk distribution

• Nhật/Hàn: risk shared
• ASEAN: risk concentrated

(3) Policy stability

• Nhật/Hàn: predictable subsidy
• ASEAN: evolving framework

9. Bài học cho Việt Nam và ASEAN

Muốn hydrogen bankable cần chuyển mô hình:

Từ:

• project-led development

Sang:

• system-led development

Cụ thể:

• tạo demand pool trước (steel, fertilizer, refinery)
• hình thành giá carbon hoặc subsidy gap
• đưa DFIs vào sớm (not late-stage financing)
• gắn EPC + offtake ngay từ đầu

Kết luận chiến lược

Sự khác biệt giữa Nhật Bản/Hàn Quốc và ASEAN không nằm ở công nghệ hydrogen, mà nằm ở câu hỏi:

“Ai là người chịu rủi ro đầu tiên trong chuỗi giá trị?”

• Nhật Bản: nhà nước chịu
• Hàn Quốc: tập đoàn công nghiệp chịu
• ASEAN: developer chịu

Vì vậy, hydrogen ASEAN chưa thể bankable ở quy mô lớn