hiện nay hydrogen (H₂) năng lượng sạch vẫn đắt hơn nhiều so với năng lượng hóa thạch. Mình sẽ đi theo 3 phần: (1) So sánh chi phí, (2) Nguyên nhân đắt đỏ, (3) Cách khắc phục/giảm chi phí.

1. So sánh chi phí (tính đến 2024–2025)

Loại năng lượng	Chi phí sản xuất / giá (ước tính)	Ghi chú
Than đá	~2–4 ¢/kWh điện	Rẻ nhất nhưng ô nhiễm CO₂, SO₂, bụi mịn
Khí tự nhiên (LNG)	~4–7 ¢/kWh điện	Giá dao động theo thị trường, vẫn phát thải CO₂
Xăng/dầu	~60–80 USD/thùng	Dùng nhiều trong giao thông, gây khí nhà kính
Hydrogen xám (từ khí tự nhiên, chưa xử lý CO₂)	~1–2 USD/kg	Rẻ nhưng vẫn phát thải CO₂
Hydrogen xanh (điện phân từ năng lượng tái tạo)	~4–7 USD/kg (tương đương 12–20 ¢/kWh)	Sạch nhưng gấp 3–5 lần giá than/khí tự nhiên
Hydrogen xanh mục tiêu 2030 (theo IEA, EU, Mỹ)	~1–2 USD/kg	Nếu đạt được thì mới cạnh tranh với khí tự nhiên

👉 1 kg H₂ có năng lượng tương đương ~33 kWh điện. Với giá 5 USD/kg → ~15 ¢/kWh, trong khi than chỉ 3 ¢/kWh.

2. Nguyên nhân chi phí hydrogen còn cao

Điện phân nước tốn điện: hiệu suất ~65–70%, nên phải dùng nhiều điện tái tạo (gió, mặt trời), vốn chưa rẻ ở nhiều nơi.
Chi phí đầu tư thiết bị (CAPEX): máy điện phân, lưu trữ, vận chuyển còn đắt.
Hạ tầng thiếu: ống dẫn H₂, trạm nạp nhiên liệu, kho chứa… chưa phổ biến.
Chuỗi cung ứng chưa đủ lớn: sản xuất còn nhỏ lẻ → chưa có “kinh tế quy mô” để giảm giá.
Lưu trữ/ vận chuyển khó khăn: H₂ cần nén 350–700 bar hoặc hóa lỏng ở –253°C, tốn năng lượng.

3. Cách khắc phục / hướng giảm chi phí

Ngắn hạn (2025–2030)

Mở rộng sản xuất hàng loạt: tăng quy mô nhà máy điện phân → giảm giá thành (learning curve).
Tận dụng điện tái tạo dư thừa: khi gió/ mặt trời dư tải → sản xuất H₂ thay vì lãng phí.
Công nghệ điện phân mới: PEM, SOEC (Solid Oxide Electrolysis Cell) hiệu suất >80%.
Hỗ trợ chính sách: trợ giá, ưu đãi thuế, tín dụng carbon (EU, Mỹ, Nhật đang làm).

Trung hạn (2030–2040)

Xây dựng hạ tầng quốc tế: đường ống H₂ xuyên quốc gia, cảng nhập xuất amoniac (NH₃) để vận chuyển H₂ rẻ hơn.
Chuỗi cung ứng tích hợp: sản xuất – lưu trữ – tiêu thụ cùng một khu công nghiệp để giảm logistics.
Kết hợp CCUS: trong giai đoạn quá độ, sản xuất H₂ xanh dương (từ khí tự nhiên nhưng thu giữ CO₂) để hạ giá thành.

Dài hạn (sau 2040)

Hydrogen cạnh tranh trực tiếp với than/khí khi chi phí giảm còn ~1 USD/kg.
Ứng dụng rộng rãi: thép xanh, xi măng, giao thông đường dài, hàng không, vận tải biển.
Đột phá công nghệ: xúc tác rẻ hơn (không dùng bạch kim), điện phân hiệu suất >90%, lưu trữ H₂ thể rắn.

✅ Kết luận:
Hydrogen hiện đắt gấp 3–5 lần so với hóa thạch, nhưng xu hướng giảm nhanh nhờ quy mô + công nghệ. Các nước tiên phong (EU, Mỹ, Nhật, Hàn, Trung Quốc) đang đầu tư lớn để đạt mục tiêu 1–2 USD/kg H₂ xanh vào năm 2030–2040, lúc đó mới có thể cạnh tranh sòng phẳng với than/khí.

BẢNG SO SÁNH CHI PHÍ SẢN XUẤT NĂNG LƯỢNG CÁC KHU VỰC

1) Bảng so sánh (ước tính LCOH — USD/kg, phạm vi hiện tại ~2023–2025)

Ghi chú: các số là khoảng ước tính vùng (market/regional averages, phụ thuộc vào giá điện tái tạo, CAPEX electrolyzer, tài chính). Các phạm vi có chồng chéo; một vài vị trí cụ thể (ví dụ: sa mạc Trung Đông, một tỉnh có điện gió rẻ ở Việt Nam) có thể rẻ hơn ngưỡng thấp trong bảng.

Vùng	Phạm vi LCOH (USD/kg) — hiện nay (ước tính)	Lý do / ghi chú
Trung Đông (Qatar, Saudi, Oman, UAE)	~2.6 – 6 USD/kg (vị trí rẻ nhất ~$2.6–4/kg; thường $4–8 ở dự án quy mô lớn).	Năng lượng MMT (rất rẻ PV/CSP/wind), đất rẻ, dự án quy mô rất lớn, nhiều dự án xuất khẩu ammonia/H₂.
Trung Quốc	~3.8 – 7 USD/kg (báo cáo NEA: chi phí sản xuất giảm ~Y28/kg ≈ $3.85/kg; buyside ~Y48.6/kg ≈ $6.7/kg).	Quy mô lớn, chi phí vốn giảm nhanh, hỗ trợ nhà nước; năng lượng giá cạnh tranh.
Mỹ	~3.7 – 12 USD/kg (phạm vi rộng; nhiều dự án cần tín dụng/45V để khả thi).	Giá điện tái tạo vùng-điểm khác nhau; trợ cấp (IRA) làm giảm chi phí thực tế cho nhà đầu tư.
EU (châu Âu)	~4 – 9 EUR/kg (~$4–9+/kg; trung bình 2023 ~€7.9/kg)	Điện tái tạo đắt hơn so với một số khu vực; chi phí tài chính cao hơn; nhiều chương trình trợ giá.
Nhật Bản	~6 – 12+ USD/kg (đắt hơn EU trung bình hiện nay); chính phủ có mục tiêu trợ giá nhập khẩu/ sản xuất để thu hẹp khoảng cách.	Giá điện nội địa cao, phải nhập khẩu/chuỗi logistics; trợ giá lâu dài (CfD-style) để bù giá.
Việt Nam (tiềm năng/ước tính)	~2.1 – 6 USD/kg (2030 kịch bản, tùy tài trợ & nguồn); một số nghiên cứu cho LCOH 2030: $2.09–5.14/kg (onshore wind/solar; nếu có “concessional financing” con số thấp hơn).	Việt Nam có năng lực solar/wind tốt ở một số vùng; chi phí vốn & rủi ro chính sách ảnh hưởng lớn.

Nguồn chính (ví dụ): IEA Global Hydrogen Review; BloombergNEF LCOH update; S&P Global / NEA (Trung Quốc); Clean Hydrogen Monitor (EU); DOE/NREL reports; nghiên cứu case Vietnam (ESP / PtX Hub).

2) Kết luận nhanh — nơi rẻ nhất & vì sao

Rẻ nhất (hiện tại → trung hạn): Trung Đông và một số vùng Trung Quốc. Lý do chính: nguồn năng lượng tái tạo rất rẻ (bức xạ mặt trời mạnh, địa điểm thích hợp cho gió), mặt bằng đất rẻ, dự án quy mô siêu lớn (economies of scale) và chi phí tài chính ưu đãi cho dự án xuất khẩu.
Mỹ / EU / Nhật: chi phí cao hơn do chi phí vốn lớn hơn, giá điện tái tạo vùng cao hơn, và chi phí nhân công/logistics. Tuy nhiên các chính sách trợ cấp (IRA ở Mỹ, CfD ở Nhật, grants/auctions ở EU) thu hẹp khoảng cách và kích thích đầu tư

3) Cơ hội cho Việt Nam — vì sao có thể cạnh tranh

Nguồn tái tạo tốt: nhiều vùng có năng lượng mặt trời + gió phù hợp (cụ thể: miền Trung, Nam Trung Bộ, Bạc Liêu/Cà Mau/Phú Yên, offshore potential). Điều này nghĩa là LCOE điện tái tạo có thể xuống mức cạnh tranh (một số báo cáo: wind ~$42–73/MWh, solar benchmark ~$70/MWh hiện nay ở Việt Nam).
Chi phí đất / nhân công cạnh tranh so với OECD → lợi thế cho dự án quy mô lớn.
Thị trường xuất khẩu gần (Nhật, Hàn) đang sẵn sàng trả premium cho H₂ xanh / ammonia xanh → cơ hội chuỗi xuất khẩu (ammonia as carrier).
Chiến lược & chính sách quốc gia: nếu Việt Nam ổn định giá điện cho dự án (PPA / concessional finance) và xây dựng cảng/logistics cho xuất khẩu ammonia/H₂, LCOH có thể giảm vào khoảng $2–4/kg trong kịch bản tốt. Nghiên cứu cho thấy khoảng $2.09–5.14/kg khả thi với hỗ trợ tài chính thuận lợi

4) Những rủi ro/khó khăn Việt Nam cần xử lý để giảm giá thành

Rủi ro chính sách & tài chính: thay đổi giá mua điện, điều chỉnh FiT retroactive (vừa gây lo ngại ở VN) sẽ làm nhà đầu tư tăng yêu cầu lãi suất → tăng LCOH. (xem IEEFA).
Hạ tầng xuất khẩu & cảng: cần đầu tư để chuyển sang ammonia/H₂ carriers nếu xuất khẩu.
Chi phí vốn cao nếu không có concessional financing: vay thương mại thông thường sẽ đẩy LCOH lên đáng kể.
Chuỗi cung ứng electrolyzer: nếu phải nhập khẩu toàn bộ sẽ tăng CAPEX; phát triển năng lực nội địa giảm chi phí.

5) Chiến lược cụ thể để Việt Nam hạ LCOH & khai thác cơ hội

Nhắm vùng “cheap renewables + cảng sâu” để làm cluster (ví dụ: miền Trung/Nam Trung Bộ → nhà máy PV + onshore wind + cảng xuất ammonia). Điều này tối ưu hóa logistics và PPA nội bộ.
Concessional financing / blended finance: vay ODA, ưu đãi lãi suất để giảm chi phí vốn ban đầu — như nghiên cứu đã chỉ ra, với “concessional finance” LCOH giảm mạnh (lên ngưỡng $2–3/kg)
Hợp đồng mua bán dài hạn & CfD / PPA cho H₂: Chính phủ hoặc buyer (Nhật/Hàn) cam kết mua (hoặc trả chênh lệch) để tạo bankability dự án (giống CfD của Nhật, tax credits Mỹ).
Đẩy mạnh sản xuất hàng loạt electrolyzer / chuỗi phụ tùng trong nước hoặc khu vực để giảm CAPEX theo learning curve.
Tối ưu kỹ thuật: direct coupling PV/wind → electrolyzer, sử dụng đảo điện/hệ lưu trữ để tăng capacity factor, dùng electrolyzer hiệu suất cao (SOEC/PEM) khi trưởng thành.
Thị trường xuất khẩu qua ammonia (NH₃) để tận dụng hạ tầng vận tải hiện có và giảm chi phí vận chuyển H₂ lâu đường dài.

Hydrogen hiện đắt gấp 3–5 lần so với hóa thạch