As ambições do Vietnã para o hidrogênio limpo enfrentam o teste dos custos, dos compradores e da prontidão dos projetos

Uma oportunidade de US$ 100 bilhões ainda precisa de projetos comerciais

O Vietnã produz cerca de 500.000 toneladas de hidrogênio por ano, mas nenhuma delas vem de projetos comerciais de hidrogênio verde ou azul, segundo uma avaliação preliminar do mercado discutida pelo Centro Nacional de Inovação (NIC) e pelo Instituto Global para o Crescimento Verde (GGGI). A avaliação estima que o mercado potencial pode chegar a US$ 100 bilhões até 2035, mas aponta os custos da eletricidade, compradores comprometidos, financiamento e licenças como obstáculos entre essa oportunidade e a operação das usinas.

A consulta de 2 de outubro, em Hanói, fez parte do Dia Nacional da Inovação de 2026 e coincidiu com o sétimo aniversário do NIC. Órgãos governamentais, associações do setor, empresas, pesquisadores e universidades analisaram a versão preliminar do relatório Mercado de Hidrogênio Limpo no Vietnã, incluindo a avaliação de quais projetos poderiam avançar para a fase de investimento.

A principal conclusão é que o Vietnã precisa de mais do que anúncios de novos projetos. A maioria das iniciativas continua em fase de preparação ou ainda está reunindo as condições técnicas, financeiras e regulatórias necessárias para avançar. Apenas um número limitado parece pronto para seguir rumo à implementação no curto prazo.

O workshop dá continuidade à Decisão nº 165/QD-TTg, aprovada em 7 de fevereiro de 2024, que estabeleceu a Estratégia de Desenvolvimento da Energia de Hidrogênio do Vietnã até 2030, com visão para 2050. A consulta também segue a orientação da Decisão nº 21/2026/QD-TTg de priorizar tecnologias de hidrogênio.

Do Tien Thinh, vice-diretor do NIC, defendeu a coordenação entre órgãos reguladores, empresas, investidores e instituições de pesquisa para transformar a estratégia em um mercado funcional. Juhern Kim, representante do GGGI no Vietnã, afirmou que a próxima tarefa é identificar oportunidades comercialmente viáveis, clientes prioritários e as condições que permitiriam aos projetos atrair investimentos. Essa distinção é importante: os recursos renováveis podem sustentar a produção, mas não garantem que os clientes comprarão hidrogênio a um preço capaz de financiar uma usina.

A demanda industrial existente oferece um ponto de partida

A avaliação preliminar atribui cerca de 36% do consumo atual de hidrogênio do Vietnã ao refino de petróleo e à indústria petroquímica, e 64% à produção de fertilizantes. Aplicadas à produção anual de 500.000 toneladas, essas proporções correspondem a aproximadamente 180.000 e 320.000 toneladas, respectivamente.

Um relato separado sobre a implementação descreve o documento nº 1638/BCT-DKT do Ministério da Indústria e Comércio, datado de 5 de março de 2025, como registrando 316.000 toneladas anuais para fertilizantes, 39.000 toneladas na refinaria de Dung Quat e 139.000 toneladas na refinaria de Nghi Son. Esses números totalizam 494.000 toneladas, em linha com a estimativa nacional arredondada. Outros usos industriais representam cerca de 0,5% da demanda doméstica.

A análise da GIZ sobre hidrogênio industrial descreve um mercado dominado pela produção e pelo consumo dentro das mesmas instalações, em vez de uma distribuição ou comercialização ampla. Isso faz dos clientes industriais existentes um ponto de partida prático: os projetos poderiam substituir o hidrogênio já usado na produção, em vez de criar primeiro uma aplicação totalmente nova.

Os diferentes rótulos de hidrogênio descrevem métodos de produção. O hidrogênio cinza geralmente é produzido a partir de gás natural sem capturar o dióxido de carbono gerado; o hidrogênio marrom vem do carvão. O hidrogênio azul combina a produção a partir de combustíveis fósseis com a captura e o armazenamento de carbono. O hidrogênio verde usa eletricidade renovável para separar a água em hidrogênio e oxigênio por eletrólise.

Thinh sugeriu que o hidrogênio azul poderia ser uma etapa de transição rumo à produção de hidrogênio verde em maior escala. No entanto, uma avaliação acadêmica de 2024 aponta a oferta limitada de gás como uma restrição ao desenvolvimento do hidrogênio azul. A definição proposta de hidrogênio limpo, baseada na intensidade de carbono, avaliaria a produção por suas emissões, em vez de se apoiar apenas nos rótulos de cor.

As metas medem a oferta mais limpa, não o total atual

A estratégia do Vietnã estabelece como meta uma capacidade de produção anual de 100.000 a 500.000 toneladas até 2030, a partir de energia renovável e de outros processos com captura de carbono. Até 2050, a meta sobe para 10 milhões a 20 milhões de toneladas por ano. Portanto, as cerca de 500.000 toneladas de produção convencional atuais não devem ser tratadas como prova de que a meta de produção limpa já foi alcançada.

A ambição para 2050 equivale a 20 a 40 vezes a produção atual de hidrogênio. Para alcançá-la, será preciso tanto substituir a oferta existente quanto desenvolver mercados muito maiores nos setores industrial, de transportes, de geração de eletricidade e de exportação.

Em um artigo sobre estratégias de hidrogênio publicado pelo Escritório Nacional de Pesquisa Asiática em 29 de maio de 2024, Nguyen Duc Tuyen projetou uma demanda potencial vietnamita de 22 milhões de toneladas por ano até 2050. Tuyen é professor associado da Universidade de Ciência e Tecnologia de Hanói e professor associado adjunto do Instituto de Tecnologia de Shibaura.

O cenário de demanda que ele traça supera em 2 milhões de toneladas a meta máxima de produção da estratégia nacional, mas os números medem coisas diferentes e não estabelecem uma necessidade de importação. O artigo também estimou um possível mercado de US$ 1,2 trilhão em 2050 e descreveu potenciais benefícios para as emissões e o emprego:

Ao substituir combustíveis fósseis por hidrogênio, o Vietnã poderia reduzir as emissões de CO2 em 5,4% e criar de 62.000 a 92.000 empregos por ano.

São estimativas de cenários, não resultados registrados. Da mesma forma, a estimativa de mercado de US$ 100 bilhões para 2035 apresentada no documento preliminar não corresponde a contratos garantidos nem a investimentos comprometidos. Os números de mercado global citados, de US$ 229,53 bilhões em 2025 e US$ 406,95 bilhões em 2034, implicam crescimento de cerca de 77%. As diferentes datas e a falta de limites de avaliação especificados tornam inadequada uma comparação direta da participação do Vietnã no mercado.

Fertilizantes, refinarias e aço têm perspectivas diferentes

O refino de petróleo e a produção de fertilizantes são potenciais clientes iniciais porque já consomem hidrogênio. A GIZ estima que substituir o hidrogênio usado para atender à demanda projetada de amônia do setor de fertilizantes poderia exigir cerca de 370.000 toneladas de hidrogênio verde por ano. Esse cálculo se baseia em uma demanda projetada de aproximadamente 2,08 milhões de toneladas de amônia em 2035.

As estimativas por instalação variam entre as avaliações. A GIZ calcula a demanda de Nghi Son em cerca de 180.000 toneladas por ano, ante as 139.000 toneladas registradas no relato sobre o documento de implementação de março de 2025. A GIZ também calcula necessidades potenciais de aproximadamente 162.500 toneladas para Dung Quat e 250.000 toneladas para Nghi Son, com base em parâmetros internacionais de consumo de hidrogênio por tonelada de petróleo bruto processado. Esses cálculos de referência não devem ser confundidos com o consumo atual informado.

O aço representa um mercado potencial maior ao longo do tempo. A GIZ estima uma demanda técnica de aproximadamente 1,65 milhão de toneladas por ano, considerando a substituição parcial de combustíveis na siderurgia convencional, a substituição do gás natural em processos de redução direta e aplicações de aquecimento em laminadores. A redução direta remove o oxigênio do minério de ferro sem usar um alto-forno convencional.

Essa estimativa para o aço é cerca de 3,3 vezes a produção atual de hidrogênio do Vietnã, mas pressupõe uma substituição extensa. Não se trata de demanda comprometida. A GIZ também identifica aplicações menores nos setores de eletrônicos, vidro e laminação de aço, nas quais produzir perto do cliente poderia reduzir os custos de transporte e abrir oportunidades para testar acordos comerciais.

O custo da eletricidade define a viabilidade econômica

A eletricidade representa, segundo estimativas, de 60% a 70% do custo nivelado do hidrogênio produzido por eletrólise. O custo nivelado mede os custos de produção ao longo da vida útil de um projeto em relação à quantidade de hidrogênio produzida. Por isso, o acesso a eletricidade renovável acessível e confiável é fundamental para a viabilidade econômica.

Os cálculos da GIZ de 2025 mostram por que as perspectivas comerciais variam conforme a aplicação. Dois sistemas modelados, com produção anual de 45 toneladas de hidrogênio, têm custos de US$ 9,66 e US$ 9,81 por quilo. Um sistema maior, com produção anual de 450 toneladas, chega a US$ 7,49 por quilo, com investimento de US$ 38,23 milhões, ante US$ 4,81 milhões e US$ 3,96 milhões nos sistemas menores.

A configuração maior apresenta uma taxa interna de retorno modelada de 12,4%, indicador do desempenho do investimento, em comparação com 10,7% e 10,6% nos cenários menores. Os três cenários têm valor presente líquido positivo, o que significa que as receitas projetadas superam os custos quando se considera o valor do dinheiro ao longo do tempo.

A comparação depende das premissas adotadas. A GIZ usa como referência um custo de hidrogênio cinza de US$ 10,22 por quilo ao longo de 25 anos, incluindo inflação e reajustes de preços. Em separado, registra um preço médio atual de fornecedor de US$ 6,47 por quilo para hidrogênio entregue em cilindros de gás comprimido. Nenhum dos dois valores deve ser tratado como custo do hidrogênio produzido dentro de uma refinaria ou fábrica de fertilizantes.

A amônia apresenta resultados piores na mesma análise. Os custos modelados da amônia verde variam de US$ 1,71 a US$ 2,31 por quilo, ante uma referência convencional de US$ 0,89. Os três cenários de amônia têm valor presente líquido negativo, com déficits de financiamento de US$ 0,82 a US$ 1,42 por quilo. Portanto, um cenário promissor para o hidrogênio não torna automaticamente viável um projeto comercial de fertilizantes ou de combustíveis para exportação.

O artigo de Tuyen, de 2024, cita uma projeção distinta, apoiada pela GIZ, segundo a qual os custos do hidrogênio cairiam para € 1,25 a € 1,50 por quilo até 2050, ante € 2,76 a € 4,60 no momento daquela avaliação. Essas projeções de longo prazo usam moeda, data e base de modelagem diferentes das adotadas nos cenários de 2025. Não podem ser apresentadas como preços diretamente comparáveis.

O potencial renovável não equivale a eletricidade disponível

O documento preliminar estima um potencial técnico de energia eólica offshore de aproximadamente 1.068 gigawatts na zona econômica exclusiva do Vietnã e o descreve como o maior da ASEAN. A GIZ também cita um potencial superior a 1.000 gigawatts. Potencial técnico é uma estimativa do recurso que poderia ser desenvolvido sob determinadas condições, não capacidade instalada nem eletricidade imediatamente disponível para eletrolisadores.

As limitações da rede de transmissão em áreas ricas em recursos renováveis continuam sendo um obstáculo. Os projetos também precisam de abastecimento de água, instalações de tratamento, armazenamento e acordos confiáveis para entregar hidrogênio aos clientes.

A GIZ descreve as metas de eletricidade renovável do Plano de Desenvolvimento da Eletricidade VIII, aprovado em maio de 2023, como sendo de 30,9% a 39,2% até 2030 e de 67,5% a 71,5% até 2050. Uma meta condicional de 47% para 2030 depende do apoio da Parceria para uma Transição Energética Justa (JETP). São números de planejamento discutidos naquela análise, não participações de eletricidade medidas.

Uma avaliação sobre hidrogênio verde do Ministério da Indústria e do Comércio, publicada em 3 de março de 2023, alerta para o risco de presumir que a eletricidade renovável que, de outra forma, seria desperdiçada pela rede represente uma fonte fácil de hidrogênio barato. Uma pesquisa do Instituto de Energia concluiu que captar essa eletricidade e levá-la até instalações de eletrólise seria difícil e caro, com baixo potencial de produção de hidrogênio.

Em vez disso, a avaliação identifica recursos renováveis substanciais na Costa Centro-Sul e no sudoeste como base para abastecer indústrias próximas. O documento descreve a JETP como uma parceria de US$ 15,5 bilhões, mas esse valor total não corresponde a um fundo dedicado ao hidrogênio. Os modelos da GIZ também dependem dos perfis locais de energia renovável e de receitas complementares com a venda de oxigênio e de excedentes de eletricidade, por isso seus resultados não podem ser simplesmente aplicados a qualquer local.

Quatro corredores podem conectar a produção aos clientes

A consulta identifica quatro corredores regionais emergentes, com diferentes pontos fortes em energia e indústria. Ainda são conceitos em desenvolvimento, não redes estabelecidas de comercialização de hidrogênio.

• Quang Tri e Hue: recursos eólicos que podem sustentar a produção de hidrogênio.
• Ninh Thuan e Binh Thuan: recursos solares e potencial para exportação.
• Tra Vinh e Ben Tre: fontes diversificadas de energia, incluindo biomassa do Delta do Mekong.
• Ba Ria e Vung Tau: potencial para hidrogênio azul associado à infraestrutura existente de petróleo e gás.

Os relatos divergem quanto à grafia do primeiro corredor: um menciona Quang Te e Hue, enquanto outro identifica Quang Tri e Hue. A segunda forma também coincide com a localização do projeto em Quang Tri discutida no artigo acadêmico de 2024.

O relato sobre o documento de implementação de março de 2025 identifica quatro projetos de hidrogênio verde em desenvolvimento em Tra Vinh, Ben Tre, Bac Lieu e Tien Giang, com capacidade planejada combinada de cerca de 120.000 toneladas por ano. Se concretizada, essa capacidade equivaleria a 120% da meta inferior da estratégia nacional para 2030, ou a 24% da meta superior.

Capacidade planejada não é produção em operação. O mesmo relato sobre a implementação afirma que a maioria dos projetos continua em fase de preparação ou pesquisa. Também lista propostas para a produção anual de 20.000 toneladas em Binh Dinh e 249 toneladas em Long An, além de propostas em vários outros locais. Naquele momento, o Vietnã não exportava hidrogênio.

O artigo de Tuyen, de maio de 2024, previa que uma usina de hidrogênio verde em Ben Tre entraria em operação durante 2024. Já o relato sobre a implementação de março de 2025 e a consulta posterior descrevem projetos ainda em desenvolvimento e nenhuma produção comercial de hidrogênio verde ou azul. Portanto, a data de início prevista anteriormente não deve ser tratada como prova de que a usina foi inaugurada.

Compradores e licenças atrasam os investimentos

Uma pesquisa do Ministério da Indústria e do Comércio citada no documento preliminar constatou que mais de 58% das empresas consideram o hidrogênio importante, enquanto cerca de 68% não haviam realizado nenhuma atividade significativa no setor. São resultados separados da pesquisa, não proporções complementares. Eles indicam interesse considerável, mas pouca participação prática.

O documento preliminar atribui essa lacuna à falta de mecanismos de compra, apoio a preços e financiamento de longo prazo. Um contrato de compra de produção é um acordo pelo qual o cliente se compromete a adquirir o que for produzido, muitas vezes com especificações de volume e preço. Esse tipo de contrato ajuda os credores a avaliar se o projeto poderá gerar receita suficiente para pagar o financiamento.

Kim afirmou que o hidrogênio limpo ainda não é comercialmente viável no Vietnã e que tecnologias prontas precisam ser combinadas com políticas adequadas e compradores comprometidos. Os resultados positivos da GIZ para determinados modelos de hidrogênio não necessariamente contradizem essa avaliação: cenários favoráveis modelados são diferentes de um mercado comercial amplamente funcional, e os modelos de amônia continuam pouco competitivos sem apoio.

Segundo o documento preliminar, a aprovação de investimentos e o licenciamento de projetos industriais de hidrogênio levam atualmente de 12 a 36 meses. As responsabilidades são divididas entre ministérios e órgãos, o que aumenta a incerteza na preparação dos projetos. A GIZ aponta a criação de regras para certificação e contratos de compra como outras questões a resolver, além da infraestrutura dedicada limitada e da capacidade doméstica de produção de equipamentos.

Oito ações propostas e um cronograma por etapas

O documento preliminar propõe oito grupos de ações prioritárias. Eles abrangem um marco jurídico com definição baseada na intensidade de carbono e um canal único de licenciamento; coordenação entre órgãos; instrumentos para criar demanda; ferramentas financeiras e certificação de origem; projetos-piloto regulatórios controlados; apoio a projetos prioritários; infraestrutura compartilhada desenvolvida antes da demanda; e cooperação internacional direcionada.

Essas são recomendações da consulta, não medidas cuja adoção tenha sido demonstrada. A GIZ descreve uma base já existente na Lei de Eletricidade nº 61/2024/QH15, incluindo disposições sobre hidrogênio e amônia verdes e incentivos relacionados a impostos, crédito e taxas pelo uso de terras ou do mar. Ainda assim, os responsáveis pelos projetos precisam de regras detalhadas que permitam aplicar essas disposições.

No workshop, o professor associado Pham Hoang Luong recomendou projetos-piloto que combinem geração renovável com consumo de hidrogênio no local de produção. Também propôs apoio a investimentos, normas técnicas, contratos de compra experimentais e financiamento para preparar projetos por meio de assistência oficial ao desenvolvimento, financiamento concessional e JETP, além de parcerias com Japão, Coreia do Sul, Alemanha e Austrália.

O histórico de políticas e a sequência proposta distinguem marcos concluídos de ambições futuras:

• Outubro e novembro de 2022: foram realizados no Vietnã workshops de pesquisa sobre hidrogênio e apresentações de tecnologias.
• 3 de março de 2023: o ministério publicou sua avaliação do potencial de produção de hidrogênio renovável.
• 7 de fevereiro de 2024: a Decisão nº 165/QD-TTg aprovou a estratégia nacional de hidrogênio.
• 5 de março de 2025: o documento de implementação registrou projetos em desenvolvimento e o uso industrial existente.
• 2026 a 2028: Luong propôs projetos-piloto e de demonstração, normas técnicas e apoio financeiro.
• 2028 a 2040: a fase proposta se concentra na expansão de mercados, redes, armazenamento, logística e centros industriais.
• 2040 a 2050: a proposta prevê corredores de exportação de hidrogênio, amônia limpa e metanol.

O GGGI e o NIC trabalham com o apoio do Fundo Fiduciário do Novo Acordo Verde da Coreia para aproximar participantes das áreas de políticas públicas, finanças, tecnologia e indústria. A equipe de especialistas consolidará as contribuições do workshop antes de finalizar o relatório de mercado. Os relatos da consulta não anunciaram prazo para publicação nem data para decisões de investimento nos projetos.

Em resumo

• O Vietnã produz cerca de 500.000 toneladas de hidrogênio convencional por ano, principalmente para fertilizantes e refino.
• A estratégia prevê uma capacidade anual de produção mais limpa de 100.000 a 500.000 toneladas até 2030 e de 10 milhões a 20 milhões de toneladas até 2050.
• Quatro projetos em desenvolvimento têm capacidade planejada combinada de cerca de 120.000 toneladas por ano, mas capacidade planejada não é produção em operação.
• A eletricidade representa de 60% a 70% dos custos de produção por eletrólise; as perspectivas comerciais variam bastante entre as aplicações de hidrogênio e de amônia.
• Compradores comprometidos, financiamento, certificação, infraestrutura e licenças continuam sendo fatores centrais para que os projetos estejam prontos para receber investimentos.
• O documento preliminar recomenda oito grupos de ações, e as contribuições da consulta ainda serão incorporadas ao relatório final.