ความทะเยอทะยานด้านไฮโดรเจนสะอาดของเวียดนามเผชิญบททดสอบด้านต้นทุน ผู้ซื้อ และความพร้อมของโครงการ

โอกาสมูลค่า 1 แสนล้านดอลลาร์ยังต้องอาศัยโครงการเชิงพาณิชย์

เวียดนามผลิตไฮโดรเจนราว 500,000 ตันต่อปี แต่ยังไม่มีผลผลิตจากโครงการไฮโดรเจนสีเขียวหรือสีน้ำเงินเชิงพาณิชย์ ตามร่างการประเมินตลาดที่หารือโดยศูนย์นวัตกรรมแห่งชาติ (NIC) และสถาบันเพื่อการเติบโตสีเขียวโลก (GGGI) ร่างฉบับนี้ประเมินว่าตลาดมีศักยภาพแตะ 1 แสนล้านดอลลาร์ภายในปี 2035 พร้อมระบุอุปสรรคระหว่างโอกาสดังกล่าวกับการเดินเครื่องโรงงาน ได้แก่ ค่าไฟฟ้า ผู้ซื้อที่ยืนยันความต้องการ แหล่งเงินทุน และใบอนุญาต

การหารือเมื่อวันที่ 2 ตุลาคมที่กรุงฮานอยเป็นส่วนหนึ่งของวันนวัตกรรมแห่งชาติ 2026 และจัดขึ้นในโอกาสครบรอบ 7 ปีของ NIC หน่วยงานรัฐ สมาคมอุตสาหกรรม ภาคธุรกิจ นักวิจัย และมหาวิทยาลัยร่วมพิจารณาร่างรายงานตลาดไฮโดรเจนสะอาดในเวียดนาม รวมถึงการประเมินว่าโครงการใดอาจเดินหน้าไปสู่การลงทุนได้

ข้อค้นพบหลักคือ เวียดนามต้องการมากกว่าการประกาศโครงการเพิ่มเติม โครงการส่วนใหญ่ยังอยู่ในขั้นเตรียมการ หรืออยู่ระหว่างจัดเตรียมเงื่อนไขด้านเทคนิค การเงิน และกฎระเบียบที่จำเป็นต่อการเดินหน้า มีเพียงไม่กี่โครงการที่ดูพร้อมเข้าสู่ขั้นดำเนินงานในระยะใกล้

การประชุมเชิงปฏิบัติการนี้ต่อยอดจากมติเลขที่ 165/QD-TTg ซึ่งอนุมัติเมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2024 และกำหนดยุทธศาสตร์การพัฒนาพลังงานไฮโดรเจนของเวียดนามถึงปี 2030 พร้อมวิสัยทัศน์ถึงปี 2050 การหารือยังสอดคล้องกับแนวทางตามมติเลขที่ 21/2026/QD-TTg ที่ให้ความสำคัญกับเทคโนโลยีไฮโดรเจน

โด๋ เตี๋ยน ทิงห์ รองผู้อำนวยการ NIC เรียกร้องให้หน่วยงานกำกับดูแล ภาคธุรกิจ นักลงทุน และสถาบันวิจัยประสานงานกันเพื่อเปลี่ยนยุทธศาสตร์ให้เป็นตลาดที่ดำเนินงานได้จริง ส่วนจูเฮิร์น คิม ผู้แทนประเทศเวียดนามของ GGGI กล่าวว่า งานขั้นต่อไปคือการระบุโอกาสที่ทำกำไรเชิงพาณิชย์ได้ ลูกค้าเป้าหมาย และเงื่อนไขที่จะช่วยให้โครงการดึงดูดการลงทุนได้ ความแตกต่างนี้สำคัญ เพราะทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนอาจรองรับการผลิตได้ แต่ไม่ได้รับประกันว่าจะมีลูกค้าซื้อไฮโดรเจนในราคาที่สูงพอจะจัดหาเงินทุนสร้างโรงงาน

ความต้องการจากอุตสาหกรรมที่มีอยู่เป็นจุดเริ่มต้น

ร่างการประเมินระบุว่า การใช้ไฮโดรเจนในเวียดนามปัจจุบันราว 36% อยู่ในอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมันและปิโตรเคมี และ 64% ใช้ในการผลิตปุ๋ย เมื่อนำสัดส่วนดังกล่าวมาคำนวณจากผลผลิตปีละ 500,000 ตัน จะเท่ากับประมาณ 180,000 ตัน และ 320,000 ตันตามลำดับ

ข้อมูลอีกชุดหนึ่งเกี่ยวกับการดำเนินงานระบุว่า เอกสารกระทรวงอุตสาหกรรมและการค้าเลขที่ 1638/BCT-DKT ลงวันที่ 5 มีนาคม 2025 บันทึกการใช้ไฮโดรเจนปีละ 316,000 ตันในอุตสาหกรรมปุ๋ย 39,000 ตันที่โรงกลั่น Dung Quat และ 139,000 ตันที่โรงกลั่น Nghi Son ตัวเลขรวมอยู่ที่ 494,000 ตัน ซึ่งสอดคล้องโดยรวมกับตัวเลขประมาณการระดับชาติที่ปัดเศษแล้ว การใช้งานในอุตสาหกรรมอื่นคิดเป็นราว 0.5% ของความต้องการภายในประเทศ

บทวิเคราะห์ไฮโดรเจนในภาคอุตสาหกรรมของ GIZ ระบุว่า ตลาดถูกครอบงำด้วยการผลิตและการใช้ภายในสถานประกอบการเดียวกัน มากกว่าการกระจายสินค้าหรือซื้อขายในวงกว้าง ลูกค้าอุตสาหกรรมที่มีอยู่จึงเป็นจุดเริ่มต้นที่เป็นไปได้จริง โครงการอาจทดแทนไฮโดรเจนที่ใช้ในกระบวนการผลิตอยู่แล้ว แทนที่จะต้องสร้างการใช้งานรูปแบบใหม่ทั้งหมดก่อน

คำเรียกสีต่าง ๆ ของไฮโดรเจนอธิบายวิธีการผลิต โดยทั่วไป ไฮโดรเจนสีเทาผลิตจากก๊าซธรรมชาติโดยไม่ดักจับคาร์บอนไดออกไซด์ที่เกิดขึ้น ส่วนไฮโดรเจนสีน้ำตาลผลิตจากถ่านหิน ไฮโดรเจนสีน้ำเงินผลิตจากเชื้อเพลิงฟอสซิลควบคู่กับการดักจับและกักเก็บคาร์บอน ส่วนไฮโดรเจนสีเขียวใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแยกน้ำเป็นไฮโดรเจนและออกซิเจนด้วยกระบวนการอิเล็กโทรลิซิส

ทิงห์เสนอว่าไฮโดรเจนสีน้ำเงินอาจเป็นขั้นเปลี่ยนผ่านไปสู่การผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในปริมาณมากขึ้น อย่างไรก็ตาม งานประเมินทางวิชาการปี 2024 ระบุว่าปริมาณก๊าซที่มีจำกัดเป็นข้อจำกัดต่อการพัฒนาไฮโดรเจนสีน้ำเงิน นิยามไฮโดรเจนสะอาดที่เสนอโดยอิงความเข้มข้นของการปล่อยคาร์บอนจะประเมินจากการปล่อยมลพิษในกระบวนการผลิต แทนการพึ่งพาป้ายสีเพียงอย่างเดียว

เป้าหมายวัดอุปทานที่สะอาดขึ้น ไม่ใช่ยอดผลิตรวมในปัจจุบัน

ยุทธศาสตร์ของเวียดนามตั้งเป้ากำลังการผลิตปีละ 100,000 ถึง 500,000 ตันภายในปี 2030 จากพลังงานหมุนเวียนและกระบวนการอื่นที่ใช้การดักจับคาร์บอน ส่วนเป้าหมายปี 2050 เพิ่มเป็นปีละ 10 ถึง 20 ล้านตัน ดังนั้น ไม่ควรถือว่าการผลิตแบบดั้งเดิมในปัจจุบันราว 500,000 ตันเป็นหลักฐานว่าบรรลุเป้าหมายการผลิตสะอาดแล้ว

เป้าหมายปี 2050 เทียบเท่ากับการผลิตไฮโดรเจนในปัจจุบัน 20 ถึง 40 เท่า จำเป็นต้องทดแทนอุปทานที่มีอยู่ และพัฒนาตลาดขนาดใหญ่ขึ้นมากในภาคอุตสาหกรรม การขนส่ง การผลิตไฟฟ้า และการส่งออก

ในบทความว่าด้วยยุทธศาสตร์ไฮโดรเจนที่สำนักวิจัยแห่งชาติเอเชียเผยแพร่เมื่อวันที่ 29 พฤษภาคม 2024 เหงียน ดึ๊ก เตวียนคาดการณ์ว่าเวียดนามอาจมีความต้องการไฮโดรเจนปีละ 22 ล้านตันภายในปี 2050 เตวียนเป็นรองศาสตราจารย์ประจำมหาวิทยาลัยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีฮานอย และรองศาสตราจารย์พิเศษประจำสถาบันเทคโนโลยีชิบะอุระ

ฉากทัศน์ความต้องการของเขาสูงกว่าเป้าหมายการผลิตขั้นสูงสุดตามยุทธศาสตร์แห่งชาติ 2 ล้านตัน แต่ตัวเลขทั้งสองวัดคนละเรื่องและไม่ได้ชี้ว่าจำเป็นต้องนำเข้า บทความยังประเมินว่าตลาดในปี 2050 อาจมีมูลค่า 1.2 ล้านล้านดอลลาร์ และระบุถึงประโยชน์ที่อาจเกิดขึ้นด้านการปล่อยก๊าซและการจ้างงาน:

การทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลด้วยไฮโดรเจนอาจช่วยลดการปล่อย CO2 ของเวียดนามได้ 5.4% และสร้างงาน 62,000–92,000 ตำแหน่งต่อปี

ตัวเลขเหล่านี้เป็นการประมาณตามฉากทัศน์ ไม่ใช่ผลลัพธ์ที่เกิดขึ้นจริง เช่นเดียวกับตัวเลขตลาดมูลค่า 1 แสนล้านดอลลาร์ในปี 2035 ของร่างรายงาน ซึ่งไม่ได้หมายถึงสัญญาที่มีหลักประกันหรือการลงทุนที่ได้รับการยืนยัน ตัวเลขตลาดโลกที่อ้างถึง คือ 229.53 พันล้านดอลลาร์ในปี 2025 และ 406.95 พันล้านดอลลาร์ในปี 2034 สะท้อนการเติบโตราว 77% แต่ช่วงเวลาที่ต่างกันและขอบเขตการประเมินมูลค่าที่ไม่ระบุชัด ทำให้ไม่เหมาะที่จะนำมาเปรียบเทียบส่วนแบ่งตลาดกับเวียดนามโดยตรง

ปุ๋ย โรงกลั่น และเหล็กมีแนวโน้มแตกต่างกัน

การกลั่นน้ำมันและการผลิตปุ๋ยอาจเป็นลูกค้ากลุ่มแรก ๆ เพราะใช้ไฮโดรเจนอยู่แล้ว GIZ ประเมินว่าการทดแทนไฮโดรเจนที่ใช้รองรับความต้องการแอมโมเนียที่คาดการณ์ไว้ในภาคปุ๋ย อาจต้องใช้ไฮโดรเจนสีเขียวปีละประมาณ 370,000 ตัน การคำนวณนี้อิงความต้องการแอมโมเนียที่คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 2.08 ล้านตันในปี 2035

แต่ละการประเมินให้ตัวเลขความต้องการของโรงงานไม่เหมือนกัน GIZ ประเมินความต้องการของ Nghi Son อยู่ที่ราว 180,000 ตันต่อปี เทียบกับ 139,000 ตันในข้อมูลเอกสารดำเนินงานเดือนมีนาคม 2025 นอกจากนี้ GIZ ยังประเมินความต้องการที่อาจเกิดขึ้นของโรงกลั่น Dung Quat ที่ประมาณ 162,500 ตัน และ Nghi Son ที่ 250,000 ตัน โดยอิงเกณฑ์มาตรฐานสากลสำหรับการใช้ไฮโดรเจนต่อน้ำมันดิบหนึ่งตันที่ผ่านกระบวนการกลั่น ตัวเลขจากการคำนวณตามเกณฑ์ดังกล่าวไม่ควรสับสนกับข้อมูลการใช้จริงในปัจจุบัน

ภาคเหล็กอาจเป็นตลาดขนาดใหญ่ขึ้นในระยะยาว GIZ ประเมินความต้องการทางเทคนิคไว้ที่ประมาณ 1.65 ล้านตันต่อปี ครอบคลุมการทดแทนเชื้อเพลิงบางส่วนในการผลิตเหล็กแบบดั้งเดิม การทดแทนก๊าซธรรมชาติในกระบวนการรีดิวซ์โดยตรง และการใช้งานให้ความร้อนในโรงรีดเหล็ก กระบวนการรีดิวซ์โดยตรงกำจัดออกซิเจนออกจากแร่เหล็กโดยไม่ใช้เตาถลุงแบบดั้งเดิม

ตัวเลขประมาณการภาคเหล็กนี้สูงกว่าการผลิตไฮโดรเจนปัจจุบันของเวียดนามราว 3.3 เท่า แต่ตั้งอยู่บนสมมติฐานว่ามีการทดแทนอย่างกว้างขวาง จึงไม่ใช่ความต้องการที่มีการยืนยันแล้ว GIZ ยังระบุการใช้งานขนาดเล็กกว่าในอุตสาหกรรมอิเล็กทรอนิกส์ แก้ว และการรีดเหล็ก ซึ่งการผลิตใกล้ลูกค้าอาจช่วยลดต้นทุนขนส่งและเปิดโอกาสให้ทดลองรูปแบบการค้า

ค่าไฟฟ้ากำหนดความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ

คาดว่าค่าไฟฟ้าคิดเป็น 60% ถึง 70% ของต้นทุนไฮโดรเจนปรับระดับที่ผลิตด้วยอิเล็กโทรลิซิส ต้นทุนปรับระดับใช้วัดต้นทุนการผลิตตลอดอายุการใช้งานโครงการเทียบกับปริมาณไฮโดรเจนที่ผลิตได้ ดังนั้น การเข้าถึงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีราคาย่อมเยาและจ่ายได้อย่างเชื่อถือได้จึงเป็นปัจจัยสำคัญต่อความคุ้มค่า

การคำนวณของ GIZ ในปี 2025 แสดงให้เห็นว่าแนวโน้มเชิงพาณิชย์แตกต่างกันตามการใช้งาน ระบบจำลองสองระบบที่ผลิตไฮโดรเจนปีละ 45 ตันมีต้นทุน 9.66 และ 9.81 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม ส่วนระบบขนาดใหญ่กว่าที่ผลิตได้ปีละ 450 ตันมีต้นทุน 7.49 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม และใช้เงินลงทุน 38.23 ล้านดอลลาร์ เทียบกับ 4.81 ล้านดอลลาร์และ 3.96 ล้านดอลลาร์สำหรับระบบขนาดเล็ก

ระบบขนาดใหญ่มีอัตราผลตอบแทนภายในตามแบบจำลอง 12.4% ซึ่งเป็นตัวชี้วัดผลตอบแทนการลงทุน เทียบกับ 10.7% และ 10.6% ในกรณีระบบขนาดเล็กทั้งสองแบบ ทั้งสามกรณีมีมูลค่าปัจจุบันสุทธิเป็นบวก หมายความว่ารายได้ที่คาดการณ์สูงกว่าต้นทุนเมื่อคำนึงถึงมูลค่าของเงินตามเวลาแล้ว

การเปรียบเทียบนี้ขึ้นอยู่กับสมมติฐาน GIZ ใช้ไฮโดรเจนสีเทาเป็นเกณฑ์อ้างอิงที่ 10.22 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัมในช่วง 25 ปี โดยรวมเงินเฟ้อและการปรับขึ้นของราคาไว้ด้วย ขณะที่ระบุแยกต่างหากว่าราคาผู้จำหน่ายเฉลี่ยในปัจจุบันสำหรับไฮโดรเจนที่ส่งมอบในถังก๊าซอัดอยู่ที่ 6.47 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม ตัวเลขทั้งสองไม่ควรถูกมองว่าเป็นต้นทุนไฮโดรเจนที่ผลิตภายในโรงกลั่นหรือโรงงานปุ๋ย

ในผลการวิเคราะห์เดียวกัน แอมโมเนียมีความคุ้มค่าน้อยกว่า ต้นทุนแอมโมเนียสีเขียวตามแบบจำลองอยู่ที่ 1.71 ถึง 2.31 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม เทียบกับเกณฑ์อ้างอิงของแอมโมเนียแบบดั้งเดิมที่ 0.89 ดอลลาร์ ทั้งสามกรณีของแอมโมเนียมีมูลค่าปัจจุบันสุทธิติดลบ โดยมีช่องว่างด้านเงินทุน 0.82 ถึง 1.42 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม ดังนั้น แบบจำลองไฮโดรเจนที่มีแนวโน้มดีไม่ได้ทำให้โครงการปุ๋ยหรือเชื้อเพลิงส่งออกคุ้มค่าเชิงพาณิชย์โดยอัตโนมัติ

บทความของเตวียนในปี 2024 อ้างการคาดการณ์อีกชุดหนึ่งที่ GIZ สนับสนุน โดยประเมินว่าต้นทุนไฮโดรเจนอาจลดลงเหลือ 1.25 ถึง 1.50 ยูโรต่อกิโลกรัมภายในปี 2050 จาก 2.76 ถึง 4.60 ยูโรในช่วงเวลาที่จัดทำการประเมิน การคาดการณ์ระยะยาวดังกล่าวใช้สกุลเงิน ช่วงเวลา และพื้นฐานการสร้างแบบจำลองต่างจากกรณีศึกษาในปี 2025 จึงไม่อาจนำมาแสดงเป็นราคาที่เปรียบเทียบกันโดยตรงได้

ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนไม่ได้หมายถึงมีไฟฟ้าพร้อมใช้

ร่างรายงานประเมินศักยภาพทางเทคนิคของพลังงานลมนอกชายฝั่งในเขตเศรษฐกิจจำเพาะของเวียดนามไว้ที่ประมาณ 1,068 กิกะวัตต์ และระบุว่าใหญ่ที่สุดในอาเซียน GIZ ก็อ้างถึงศักยภาพที่มากกว่า 1,000 กิกะวัตต์เช่นกัน ศักยภาพทางเทคนิคเป็นการประมาณทรัพยากรที่อาจพัฒนาได้ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด ไม่ใช่กำลังการผลิตติดตั้งหรือปริมาณไฟฟ้าที่เครื่องอิเล็กโทรไลซิสจะใช้ได้ทันที

ข้อจำกัดของระบบส่งไฟฟ้าในพื้นที่ที่มีทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนมากยังเป็นอุปสรรค โครงการยังต้องมีแหล่งน้ำ ระบบบำบัดน้ำ การจัดเก็บ และระบบส่งมอบไฮโดรเจนให้ลูกค้าที่เชื่อถือได้

GIZ ระบุว่าแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับที่ 8 ซึ่งอนุมัติในเดือนพฤษภาคม 2023 ตั้งเป้าสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ที่ 30.9% ถึง 39.2% ภายในปี 2030 และ 67.5% ถึง 71.5% ภายในปี 2050 ส่วนเป้าหมาย 47% สำหรับปี 2030 เป็นเป้าหมายแบบมีเงื่อนไข ซึ่งขึ้นอยู่กับการสนับสนุนผ่านความร่วมมือเพื่อการเปลี่ยนผ่านพลังงานที่เป็นธรรม (JETP) ตัวเลขเหล่านี้เป็นเป้าหมายการวางแผนที่กล่าวถึงในการวิเคราะห์ ไม่ใช่สัดส่วนไฟฟ้าที่ตรวจวัดได้จริง

การประเมินไฮโดรเจนสีเขียวของกระทรวงอุตสาหกรรมและการค้า ซึ่งเผยแพร่เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2023 เตือนว่าไม่ควรสันนิษฐานว่าไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ระบบโครงข่ายต้องตัดทิ้งจะเป็นแหล่งผลิตไฮโดรเจนราคาถูกที่หาได้ง่าย งานวิจัยของสถาบันพลังงานพบว่า การรวบรวมและส่งไฟฟ้าดังกล่าวไปยังโรงอิเล็กโทรลิซิสทำได้ยากและมีต้นทุนสูง อีกทั้งอาจผลิตไฮโดรเจนได้ในปริมาณน้อย

การประเมินดังกล่าวระบุว่าทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนจำนวนมากในชายฝั่งตอนกลางตอนใต้และพื้นที่ตะวันตกเฉียงใต้อาจใช้เป็นฐานจัดหาไฟฟ้าให้แก่อุตสาหกรรมใกล้เคียง พร้อมระบุว่า JETP เป็นความร่วมมือมูลค่า 1.55 หมื่นล้านดอลลาร์ แต่เงินทั้งหมดไม่ได้จัดสรรไว้สำหรับไฮโดรเจนโดยเฉพาะ แบบจำลองของ GIZ ยังขึ้นอยู่กับรูปแบบพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่ และรายได้เสริมจากการขายออกซิเจนและไฟฟ้าส่วนเกิน จึงไม่อาจนำผลไปใช้กับทุกพื้นที่ได้โดยตรง

สี่ระเบียงเศรษฐกิจอาจเชื่อมแหล่งผลิตกับลูกค้า

การหารือระบุพื้นที่เกิดใหม่สี่แห่งที่อาจพัฒนาเป็นระเบียงเศรษฐกิจระดับภูมิภาค โดยแต่ละแห่งมีจุดแข็งด้านพลังงานและอุตสาหกรรมแตกต่างกัน ทั้งหมดยังเป็นแนวคิดการพัฒนา ไม่ใช่เครือข่ายซื้อขายไฮโดรเจนที่จัดตั้งแล้ว

• กว๋างจิและเว้: มีทรัพยากรลมที่รองรับการผลิตไฮโดรเจน
• นิญถ่วนและบิ่ญถ่วน: มีทรัพยากรพลังงานแสงอาทิตย์และศักยภาพด้านการส่งออก
• จ่าวิญและเบ๊นแจ: มีแหล่งพลังงานหลากหลาย รวมถึงชีวมวลจากสามเหลี่ยมปากแม่น้ำโขง
• บ่าเสียะและหวุงเต่า: มีศักยภาพผลิตไฮโดรเจนสีน้ำเงินโดยเชื่อมโยงกับโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันและก๊าซที่มีอยู่

รายงานต่างฉบับสะกดชื่อระเบียงแห่งแรกไม่ตรงกัน โดยฉบับหนึ่งระบุ Quang Te และ Hue ขณะที่อีกฉบับระบุ Quang Tri และ Hue ชื่อแบบหลังยังตรงกับที่ตั้งโครงการในกว๋างจิซึ่งกล่าวถึงในบทความวิชาการปี 2024

ข้อมูลจากเอกสารดำเนินงานเดือนมีนาคม 2025 ระบุว่ามีโครงการไฮโดรเจนสีเขียวสี่โครงการอยู่ระหว่างพัฒนาในจ่าวิญ เบ๊นแจ บั๊กเลียว และเตี่ยนซาง มีกำลังการผลิตตามแผนรวมประมาณ 120,000 ตันต่อปี หากดำเนินการได้ ปริมาณดังกล่าวจะเท่ากับ 120% ของเป้าหมายขั้นต่ำปี 2030 ตามยุทธศาสตร์แห่งชาติ หรือ 24% ของเป้าหมายขั้นสูงสุด

กำลังการผลิตตามแผนไม่ใช่ผลผลิตจากโรงงานที่เดินเครื่องแล้ว ข้อมูลการดำเนินงานชุดเดียวกันระบุว่าโครงการส่วนใหญ่ยังอยู่ในขั้นเตรียมการหรือวิจัย และยังมีข้อเสนอผลิตปีละ 20,000 ตันในบิ่ญดิ่ญ และ 249 ตันในล็องอาน รวมถึงข้อเสนอในพื้นที่อื่นอีกหลายแห่ง ณ เวลาที่รายงาน เวียดนามยังไม่มีการส่งออกไฮโดรเจน

บทความของเตวียนเมื่อเดือนพฤษภาคม 2024 คาดว่าโรงงานไฮโดรเจนสีเขียวในเบ๊นแจจะเริ่มดำเนินงานในปี 2024 แต่ข้อมูลการดำเนินงานเดือนมีนาคม 2025 และการหารือในเวลาต่อมากลับระบุว่าโครงการยังอยู่ระหว่างพัฒนา และยังไม่มีการผลิตไฮโดรเจนสีเขียวหรือสีน้ำเงินเชิงพาณิชย์ จึงไม่ควรถือกำหนดเริ่มดำเนินงานที่คาดการณ์ไว้ก่อนหน้านี้เป็นหลักฐานว่าโรงงานเปิดแล้ว

ผู้ซื้อและใบอนุญาตยังฉุดรั้งการลงทุน

ผลสำรวจของกระทรวงอุตสาหกรรมและการค้าที่อ้างถึงในร่างรายงานพบว่า ธุรกิจมากกว่า 58% มองว่าไฮโดรเจนมีความสำคัญ ขณะที่ราว 68% ยังไม่ได้ดำเนินกิจกรรมสำคัญใด ๆ ในภาคส่วนนี้ ตัวเลขทั้งสองเป็นผลสำรวจคนละข้อ ไม่ใช่สัดส่วนที่ประกอบกันเป็น 100% แสดงให้เห็นว่ามีความสนใจมาก แต่การลงมือปฏิบัติจริงยังจำกัด

ร่างรายงานระบุว่าช่องว่างดังกล่าวเกิดจากการขาดกลไกรับซื้อ มาตรการพยุงราคา และแหล่งเงินทุนระยะยาว สัญญารับซื้อผลผลิตคือสัญญาที่ลูกค้าตกลงซื้อผลผลิต โดยมักระบุปริมาณและเงื่อนไขด้านราคา สัญญานี้ช่วยให้ผู้ให้กู้ประเมินได้ว่าโครงการจะมีรายได้เพียงพอชำระหนี้หรือไม่

คิมกล่าวว่าไฮโดรเจนสะอาดยังไม่คุ้มค่าเชิงพาณิชย์ในเวียดนาม และเทคโนโลยีที่พร้อมใช้งานจำเป็นต้องมีนโยบายที่เหมาะสมและผู้ซื้อที่ยืนยันความต้องการ ผลลัพธ์เชิงบวกจากแบบจำลองไฮโดรเจนบางกรณีของ GIZ ไม่จำเป็นต้องขัดแย้งกับการประเมินดังกล่าว เพราะกรณีที่มีแนวโน้มดีในแบบจำลองต่างจากตลาดเชิงพาณิชย์ที่ทำงานได้ในวงกว้าง อีกทั้งแบบจำลองแอมโมเนียยังแข่งขันไม่ได้หากไม่มีการสนับสนุน

ร่างรายงานระบุว่า ปัจจุบันการอนุมัติการลงทุนและการออกใบอนุญาตโครงการไฮโดรเจนอุตสาหกรรมใช้เวลา 12 ถึง 36 เดือน ความรับผิดชอบกระจายอยู่ในหลายกระทรวงและหน่วยงาน เพิ่มความไม่แน่นอนระหว่างเตรียมโครงการ GIZ ยังชี้ถึงข้อกังวลเรื่องการจัดทำกฎสำหรับการรับรองและสัญญาซื้อขาย ตลอดจนโครงสร้างพื้นฐานเฉพาะทางและศักยภาพการผลิตอุปกรณ์ภายในประเทศที่ยังมีจำกัด

ข้อเสนอ 8 ด้านและกำหนดการแบบเป็นระยะ

ร่างรายงานเสนอแนวทางดำเนินการสำคัญ 8 กลุ่ม ครอบคลุมกรอบกฎหมายที่กำหนดนิยามตามความเข้มข้นของการปล่อยคาร์บอนและช่องทางออกใบอนุญาตแบบจุดเดียว การประสานงานระหว่างหน่วยงาน เครื่องมือสร้างอุปสงค์ เครื่องมือทางการเงินและการรับรองแหล่งกำเนิด การทดลองใช้กฎระเบียบแบบจำกัดวง การสนับสนุนโครงการสำคัญ การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานร่วมล่วงหน้าก่อนเกิดความต้องการ และความร่วมมือระหว่างประเทศแบบมุ่งเป้าหมาย

ข้อเสนอเหล่านี้เป็นคำแนะนำจากการหารือ ไม่ใช่มาตรการที่ยืนยันว่าได้รับการอนุมัติแล้ว GIZ ระบุว่ามีพื้นฐานอยู่ในกฎหมายไฟฟ้าเลขที่ 61/2024/QH15 ซึ่งรวมบทบัญญัติเกี่ยวกับไฮโดรเจนและแอมโมเนียสีเขียว ตลอดจนสิทธิประโยชน์ด้านภาษี สินเชื่อ และค่าธรรมเนียมการใช้ที่ดินหรือทะเล อย่างไรก็ตาม ผู้พัฒนาโครงการยังต้องการกฎโดยละเอียดที่จะทำให้สามารถใช้บทบัญญัติเหล่านั้นได้จริง

ในการประชุมเชิงปฏิบัติการ รองศาสตราจารย์ฝ่าม หว่าง เลือง เสนอให้ทดลองโครงการนำร่องที่ผลิตพลังงานหมุนเวียนควบคู่กับการใช้ไฮโดรเจน ณ สถานที่ผลิต พร้อมเสนอการสนับสนุนการลงทุน มาตรฐานทางเทคนิค สัญญาซื้อขายทดลอง และเงินทุนเตรียมโครงการผ่านความช่วยเหลือเพื่อการพัฒนาอย่างเป็นทางการ สินเชื่อเงื่อนไขผ่อนปรน และ JETP รวมถึงความร่วมมือกับญี่ปุ่น เกาหลีใต้ เยอรมนี และออสเตรเลีย

ประวัติความคืบหน้าด้านนโยบายและลำดับขั้นที่เสนอแยกเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นแล้วออกจากเป้าหมายในอนาคต ดังนี้

• ตุลาคมและพฤศจิกายน 2022: เวียดนามจัดการประชุมเชิงปฏิบัติการวิจัยไฮโดรเจนและการนำเสนอเทคโนโลยี
• 3 มีนาคม 2023: กระทรวงเผยแพร่ผลประเมินศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากพลังงานหมุนเวียน
• 7 กุมภาพันธ์ 2024: อนุมัติยุทธศาสตร์ไฮโดรเจนแห่งชาติตามมติเลขที่ 165/QD-TTg
• 5 มีนาคม 2025: เอกสารดำเนินงานบันทึกโครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนาและการใช้งานในอุตสาหกรรมที่มีอยู่
• 2026 ถึง 2028: เลืองเสนอให้พัฒนาโครงการนำร่องและสาธิต มาตรฐานทางเทคนิค และการสนับสนุนด้านเงินทุน
• 2028 ถึง 2040: ระยะที่เสนอจะมุ่งขยายตลาด ระบบโครงข่ายไฟฟ้า การจัดเก็บ โลจิสติกส์ และศูนย์กลางอุตสาหกรรม
• 2040 ถึง 2050: ข้อเสนอระบุถึงการพัฒนาระเบียงส่งออกไฮโดรเจน แอมโมเนียสะอาด และเมทานอล

GGGI และ NIC กำลังทำงานร่วมกันโดยได้รับการสนับสนุนจากกองทุน Korea Green New Deal Trust Fund เพื่อเชื่อมโยงผู้มีส่วนร่วมด้านนโยบาย การเงิน เทคโนโลยี และอุตสาหกรรม คณะผู้เชี่ยวชาญจะรวบรวมข้อคิดเห็นจากการประชุมเชิงปฏิบัติการก่อนจัดทำรายงานตลาดฉบับสมบูรณ์ รายงานการหารือไม่ได้ประกาศกำหนดเผยแพร่หรือวันที่ตัดสินใจลงทุนในโครงการ

สรุปประเด็นสำคัญ

• เวียดนามผลิตไฮโดรเจนแบบดั้งเดิมปีละประมาณ 500,000 ตัน โดยส่วนใหญ่ใช้ในอุตสาหกรรมปุ๋ยและการกลั่นน้ำมัน
• ยุทธศาสตร์ตั้งเป้ากำลังการผลิตสะอาดขึ้นปีละ 100,000 ถึง 500,000 ตันภายในปี 2030 และ 10 ถึง 20 ล้านตันภายในปี 2050
• โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา 4 โครงการมีกำลังการผลิตตามแผนรวมประมาณ 120,000 ตันต่อปี แต่กำลังการผลิตตามแผนไม่ใช่ผลผลิตจากโรงงานที่เดินเครื่องแล้ว
• ค่าไฟฟ้าคิดเป็น 60% ถึง 70% ของต้นทุนการผลิตด้วยอิเล็กโทรลิซิส และแนวโน้มเชิงพาณิชย์ของการใช้งานไฮโดรเจนกับแอมโมเนียแตกต่างกันอย่างมาก
• ผู้ซื้อที่ยืนยันความต้องการ เงินทุน การรับรอง โครงสร้างพื้นฐาน และใบอนุญาต ยังคงเป็นปัจจัยสำคัญต่อความพร้อมลงทุน
• ร่างรายงานเสนอแนวทางดำเนินการ 8 กลุ่ม โดยยังต้องนำข้อคิดเห็นจากการหารือไปประกอบรายงานฉบับสมบูรณ์