Sản xuất Hydro từ các nguồn tái tạo và sử dụng trong các nhà máy chế biến dầu khí tại Việt Nam

37DẦU KHÍ - SỐ 11/2020 
PETROVIETNAM
SẢN XUẤT HYDRO TỪ CÁC NGUỒN TÁI TẠO VÀ SỬ DỤNG 
TRONG CÁC NHÀ MÁY CHẾ BIẾN DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 11 - 2020, trang 37 - 55
ISSN 2615-9902
Nguyễn Hữu Lương, Nguyễn Thị Châu Giang, Huỳnh Minh Thuận
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: luongnh.pvpro@vpi.pvn.vn
https://doi.org/10.47800/PVJ.2020.11-04
Tóm tắt
Phát triển hydro từ các nguồn tái tạo là xu thế chung hiện nay. Hai hướng chủ đạo để sản xuất hydro tái tạo là điện phân nước và khí 
hóa sinh khối. Trong khi công nghệ khí hóa sinh khối đã được thương mại hóa hoàn toàn, công nghệ điện phân nước mới được thương mại 
hóa một phần. Trong lĩnh vực chế biến dầu khí, để đảm bảo phát triển bền vững và tận dụng được cơ sở hạ tầng sẵn có, các nguồn tái tạo 
nói chung và hydro tái tạo nói riêng có thể được tích hợp vào các nhà máy lọc - hóa dầu trên cơ sở lợi thế và bối cảnh cụ thể của các nhà 
máy. Hydro tái tạo cho các Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn và Nhà máy Đạm Phú Mỹ có thể được đi từ quá 
trình điện phân nước biển và nước sông sử dụng năng lượng tái tạo từ gió và mặt trời. Đối với Nhà máy Đạm Cà Mau, hydro tái tạo có thể 
được cung cấp thông qua quá trình khí hóa sinh khối. 
Từ khóa: Hydro, chế biến dầu khí, tái tạo, điện phân nước, khí hóa sinh khối, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi 
Sơn, Nhà máy Đạm Cà Mau, Nhà máy Đạm Phú Mỹ.
1. Giới thiệu
Hydro được xem là nguyên, nhiên liệu “sạch” nhất hiện 
nay và đóng vai trò quan trọng trong nền kinh tế tương lai 
khi thay thế các nguồn nhiên liệu hóa thạch. Hiện tại, có 
khoảng 96% hydro được sản xuất từ nguồn nguyên liệu 
không thể tái tạo, với khoảng 48% từ khí thiên nhiên, trong 
đó 30% từ quá trình reforming và 18% từ khí hóa than. Chỉ 
khoảng 4% được sản xuất bằng phương pháp điện phân 
nước. Để giải quyết vấn đề cạn kiệt nguồn nguyên liệu hóa 
thạch và giảm khí nhà kính CO2, các phương pháp bền vững 
sản xuất hydro từ nguồn nguyên liệu có thể tái tạo cần được 
phát triển [1]. Hình 1 trình bày tỷ trọng các nguồn sản xuất 
hydro hiện nay.
Hydro có thể được sử dụng làm nhiên liệu hoặc nguyên 
liệu cho các ngành công nghiệp lọc - hóa dầu. Tổng sản 
lượng hydro được sản xuất toàn cầu hiện nay khoảng 7,7 EJ/
năm (1 EJ = 1018 J) và dự kiến tăng đến 10 EJ/năm vào năm 
2050. Ứng dụng chủ yếu của hydro là làm nguyên liệu cho 
sản xuất ammonia (51%), lọc dầu (31%), sản xuất methanol 
(10%) và những ứng dụng khác (8%). Hình 2 trình bày tỷ 
lệ sử dụng hydro trong các lĩnh vực khác nhau. Thị trường 
Ngày nhận bài: 19/8/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 19/8 - 23/9/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 3/11/2020. Hình 2. Tỷ lệ sử dụng hydro trong các lĩnh vực trên thế giới [1]
Hình 1. Tỷ trọng các nguồn sản xuất hydro [1]
51%
10%
31%
8%
Ammonia Methanol Ứng dụng trong lọc dầu Khác
48%
30%
18%
4%
Khí tự nhiên Dầu Than đá Điện phân
38 DẦU KHÍ - SỐ 11/2020
NĂNG LƯỢNG MỚI
hydro được mong chờ sẽ tăng 5 - 10% mỗi năm cho nhu 
cầu tiêu thụ trong chế biến những phân đoạn dầu nặng 
và năng lượng cho mảng giao thông [1].
Tại Việt Nam, hydro chủ yếu được sản xuất và tiêu 
thụ trong các nhà máy chế biến dầu khí (lọc dầu, đạm). 
Nguyên liệu cho các nhà máy chế biến dầu khí ngày càng 
đa dạng dẫn đến nhu cầu hydro ngày càng tăng. Các loại 
dầu chua (chứa nhiều lưu huỳnh), khí thiên nhiên có hàm 
lượng CO2 cao (> 10%) sẽ yêu cầu lượng hydro sử dụng 
nhiều hơn trong quá trình chế biến để đảm bảo được 
công suất hoạt động và các tiêu chuẩn môi trường ngày 
càng nghiêm ngặt. Trong các nhà máy lọc dầu, hydro 
được sử dụng để xử lý loại bỏ lưu huỳnh và các tạp chất 
khác (N, O, kim loại) ra khỏi các dòng nguyên liệu hoặc 
bán thành phẩm thông qua quá trình xử lý bằng hydro 
(hydrotreating), khử xúc tác từ dạng oxide sang dạng kim 
loại hoạt động, hoặc no hóa các hợp chất chưa bão hòa 
(hydro hóa). Hydro có thể được sản xuất từ các phân xưởng 
CCR như là một sản phẩm phụ hoặc từ các phân xưởng 
sản xuất hydro thông qua quá trình steam reforming các 
loại nguyên liệu hydrocarbon như khí thiên nhiên, LPG, 
naphtha. Đối với Nhà máy Lọc dầu Dung Quất hiện tại, 
hydro chủ yếu đi từ phân xưởng CCR. Tuy nhiên, trong 
tương lai, khi Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được nâng 
cấp mở rộng nhu cầu sử dụng hydro sẽ tăng cao và cần 
có nguồn hydro bổ sung từ phân xưởng sản xuất hydro 
(HGU). Đối với Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, hydro chủ 
yếu đi từ phân xưởng CCR và phân xưởng sản xuất hydro 
từ LPG, tỷ lệ nhỏ hydro cũng được thu hồi từ offgas. Theo 
xu hướng phát triển bền vững, các nguồn tái tạo được tích 
hợp vào các nhà máy lọc dầu. Trong đó, nguồn hydro tái 
tạo là một trong những giải pháp đầy triển vọng nhằm 
thay thế cho lượng hydro bổ sung đi từ phân xưởng sản 
xuất hydro của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất sau nâng cấp 
mở rộng hoặc Nhà máy Lọc dầu Nghi Sơn. 
Đối với các nhà máy đạm, hydro được sản xuất chủ yếu 
từ nguồn nguyên liệu khí thiên nhiên thông qua quá trình 
reforming hơi nước (steam reforming) để tạo ra hỗn hợp khí 
tổng hợp syngas (H2 và CO). Hydro là nguyên liệu cơ bản để 
tổng hợp ammonia, sau đó được chuyển hóa tiếp để tạo ra 
sản phẩm urea. Lượng hydro tạo ra từ quá trình reforming 
có quan hệ mật thiết với hàm lượng CO2 có trong khí thiên 
nhiên. Nhà máy Đạm Phú Mỹ và Đạm Cà Mau cung cấp 
ra thị trường hàng năm 1,6 triệu tấn urea, góp phần đảm 
bảo an ninh lương thực cho đất nước. Tuy nhiên, với sự suy 
giảm về sản lượ ... khu vực có sẵn nguồn sinh khối. Trong khi đó, công 
nghệ sản xuất hydro từ điện phân nước đã được thương 
mại hóa một phần và triển khai với quy mô công suất khác 
nhau ở nhiều nơi trên thế giới. Chi phí sản xuất H2 bằng 
phương pháp điện phân nước sẽ cạnh tranh được với 
phương pháp truyền thống (reforming hơi nước khí thiên 
nhiên) nếu có thể giảm được chi phí đầu tư (CAPEX) và 
giảm giá thành điện đầu vào. Công nghệ PEM và alkaline 
ngày càng trở nên cạnh tranh hơn trong khi các chi phí 
đầu tư cho cơ sở hạ tầng cũng được dự báo sẽ giảm đáng 
kể (từ 50 - 80%). Công nghệ điện phân nước biển hiện tại 
vẫn chưa được thương mại hóa do khó khăn về kỹ thuật 
và chi phí rất cao. Các nghiên cứu xoay quanh vấn đề này 
nhằm giải quyết các vấn đề kỹ thuật và giảm chi phí vẫn 
đang được triển khai. Hệ thống điện phân tích hợp với quá 
trình quang hóa sử dụng năng lượng mặt trời được thấy 
là phương pháp hiệu quả về kỹ thuật để sản xuất hydro. 
Điện gió và mặt trời sẽ có hiệu quả chi phí tốt hơn so với 
điện than vào năm 2030 đối với 20 GW công suất đầu tiên 
tại các địa điểm có tiềm năng tốt nhất. Mặc dù các dự án 
điện gió và điện mặt trời tốt nhất có tính cạnh tranh cao, 
các dự án này đòi hỏi chi phí đầu tư ban đầu cao hơn so với 
sản xuất điện truyền thống. 
Hiện nay, PVN đã phát triển gần như hoàn thiện chuỗi 
khai thác, thu gom, xử lý, sản xuất và phân phối các sản 
phẩm dầu khí từ nguồn tài nguyên dầu khí trong nước. Dư 
địa để gia tăng trữ lượng và sản lượng dầu khí trong nước 
của PVN không còn lớn. Về dài hạn, PVN vẫn là tập đoàn 
hoạt động trong lĩnh vực sản xuất và cung cấp năng lượng 
là chính, vì vậy tiếp tục mở rộng phạm vi hoạt động của 
PVN trong lĩnh vực năng lượng là hợp lý. Mặt khác, với cơ 
sở hạ tầng hiện tại (Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên hợp 
Lọc hóa dầu Nghi Sơn, Nhà máy Đạm Cà Mau, Nhà máy 
Đạm Phú Mỹ) và sự sẵn có các nguồn tái tạo tại các khu 
vực đặt nhà máy (năng lượng gió, mặt trời, sinh khối, sông 
và biển), các nhà máy có phần vốn góp của PVN có được 
lợi thế nhất định khi tích hợp các nguồn tái tạo vào các 
nhà máy hiện hữu để nâng cao hiệu quả hoạt động, đồng 
thời đảm bảo phát triển bền vững đối với chuỗi hoạt động 
khâu sau. Theo đó, các định hướng tích hợp hydro tái tạo 
sau có thể được xem xét như sau: Nhà máy Lọc dầu Dung 
Quất áp dụng điện phân nước biển sử dụng năng lượng 
từ điện gió, điện mặt trời; Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn 
áp dụng điện phân nước biển sử dụng năng lượng từ điện 
gió, điện mặt trời; Nhà máy Đạm Phú Mỹ áp dụng điện 
phân nước sông sử dụng năng lượng từ điện mặt trời; Nhà 
máy Đạm Cà Mau áp dụng khí hóa sinh khối.
Tài liệu tham khảo
[1] IRENA, Renewable capacity highlights, 2019.
[2] Marcelo Carmo, David L.Fritz, Jürgen Mergel, and 
Detlef Stolten, “A comprehensive review on PEM water 
electrolysis”, International Journal of Hydrogen Energy, 
Vol. 38, No. 12, pp. 4901 - 4934, 2013. DOI: 10.1016/j.
ijhydene.2013.01.151.
[3] S.Giddey, S.Badwal, and A.Kulkarni, “Review 
of electrochemical ammonia production technologies 
and materials”, International Journal of Hydrogen Energy, 
Vol. 38, No. 34, pp. 14576 - 14594, 2013. DOI: 10.1016/j.
ijhydene.2013.09.054.
[4] M.Laguna-Bercero, “Recent advances in high 
Bảng 15. Nhu cầu về nguồn nước và năng lượng tiêu thụ khi triển khai sản xuất hydro tái tạo từ quá trình điện phân nước tại một số nhà máy lọc hóa dầu tại Việt Nam
Nhà máy Quá trình công nghệ 
Sản lượng H2 
(tấn/giờ) 
Lượng điện cần tiêu 
thụ (MWh/năm) (a), (b) 
Lượng nước yêu cầu 
(tấn/năm) (b) 
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất 
(Nâng cấp mở rộng) H2 bổ sung 0,47 186.120 33.502 
Nhà máy Lọc dầu Nghi Sơn H2 bổ sung từ LPG 17,43 6.902.280 1.242.410 
Nhà máy Đạm Phú Mỹ 
H2 bổ sung khi sử dụng nguyên 
liệu khí thiên nhiên chứa 30% CO2 
2,05 (c) 811.800 146.124 
Thay thế hoàn toàn nguyên liệu 
khí thiên nhiên 12,31 4.874.760 877.457 
Nhà máy Đạm Cà Mau 
H2 bổ sung khi sử dụng nguyên 
liệu khí thiên nhiên chứa 30% CO2 
1,89 (c) 748.440 134.719 
Thay thế hoàn toàn nguyên liệu 
khí thiên nhiên 11,33 4.486.680 807.602 
Tổng lượng tiêu thụ tối đa hàng năm 16.449.840 2.960.971 
(a) Ước tính trên cơ sở chi phí năng lượng tiêu tốn để sản xuất 1 kg H2 là 50 kWh; 
(b) Ước tính trên cơ sở số ngày hoạt động là 330 ngày/năm; 
(c) Ước tính trên cơ sở sự giảm sản lượng H2 trong syngas khi nguyên liệu chứa 30% CO2 do sự xảy ra đồng thời của phản ứng dry reforming 
và steam reforming. 
Nguồn: VPI, 2020 
54 DẦU KHÍ - SỐ 11/2020
NĂNG LƯỢNG MỚI
temperature electrolysis using solid oxide fuel cells: A 
review”, Journal of Power Sources, Vol. 203, pp. 4 - 16, 2012. 
DOI: 10.1016/j.jpowsour.2011.12.019.
[5] Seyed Ehsan Hosseini and Mazlan Abdul Wahid, 
“Hydrogen production from renewable and sustainable 
energy resources: promising green energy carrier for 
clean development”, Renewable and Sustainable Energy 
Reviews, Vol. 57, pp. 850 - 866, 2016. DOI: 10.1016/j.
rser.2015.12.112.
[6] Aldo Saul Gago, Jörg Bürkle, Philipp Lettenmeier, 
Tobias Morawietz, Michael Handl, Renate Hiesgen, 
Fabian Burggraf, Pilar Angel Valles Beltran, and Kaspar 
Andreas Friedrich, “Degradation of proton exchange 
membrane (PEM) electrolysis: The influence of current 
density”, ECS Transactions, Vol. 86, pp. 695 - 700, 2018. 
DOI: 10.1149/08613.0695ecst.
[7] Sergio Yesid Gómez and Dachamir Hotza, 
“Current developments in reversible solid oxide fuel cells”, 
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 61, pp. 155 
- 174, 2016. DOI: 10.1016/j.rser.2016.03.005.
[8] Sukhvinder P.S.Badwal, Sarbjit Giddey, and 
Christopher Munnings, “Emerging technologies, markets 
and commercialization of solid‐electrolytic hydrogen 
production”, Wiley Interdisciplinary Reviews: Energy and 
Environment, Vol. 7, No. 3, 2018. DOI: 10.1002/wene.286.
[9] Alexander Buttler and Hartmut Spliethoff, 
“Current status of water electrolysis for energy storage, 
grid balancing and sector coupling via power-to-gas and 
power-to-liquids: A review”, Renewable and Sustainable 
Energy Reviews, Vol. 82, pp. 2440 - 2454, 2018. DOI: 
10.1016/j.rser.2017.09.003.
[10] IRENA, "Innovation landscape brief: Renewable 
Power-to-Hydrogen", 2019. [Online]. Available:   https://
w w w. i r e n a . o r g / - / m e d i a / F i l e s / I R E N A / A g e n c y /
Publication/2019/Sep/IRENA_Power-to-Hydrogen_
Innovation_2019.pdf.
[11] IRENA, “Global energy transformation: The REmap 
transition pathway”, 2019. [Online]. Available: www.irena.
org/-/media/Files/IRENA/Agency/  Publication/2019/Apr/
IRENA_GET_REmap_ pathway_2019.pdf.
[12] Martín David, Carlos Ocampo-Martínez, and 
Ricardo Sánchez-Peña, “Advances in alkaline water 
electrolyzers: A review”, Journal of Energy Storage, Vol. 23, 
pp. 392 - 403, 2019. DOI: 10.1016/j.est.2019.03.001.
[13] Tractebel, Engie and Hinicio, "Study on early 
business cases for H₂ in energy storage and more broadly 
Power to H₂ Applications", Fuel Cells and Hydrogen Joint 
Undertaking, 2017.
[14] Chris Ainscough, David Peterson, and Eric Miller, 
"Hydrogen production cost from PEM electrolysis", 2014.
[15] IRENA, "Hydrogen from renewable power 
technology outlook for the energy transition", 2018.
[16] ENGIE, “The GRHYD demonstration project”, 
2018. [Online]. Available:  https://www.engie.com/en/
businesses/gas/hydrogen/power-to-gas/the-grhyd-
demonstration-project.
[17] Fuel Cells and Hydrogen (FCH), “Hybalance 
inaugurates and advanced facility for the production 
of green hydrogen”. [Online]. Available: https://www.
fch.europa.eu/news/hybalance-inaugurates-advanced-
facility-production-green-hydrogen.
[18] Enel Chile S.A., “Enel operates world’s first 
“plug and play” micro-grid powered by solar pv and 
hydrogen-based storage in Chile”, 31/5/2017. [Online]. 
Available: https://www.enel.cl/en/meet-enel/media/
news/d201705-enel-operates-worlds-first-plug-and-play-
micro-grid-powered-by-solar-pv-and-hydrogen-based-
storage-in-chile.html.
[19] L. Brasington, “European utilities support UN 
Development Goals”, Cleantech Group, 2018. [Online]. 
Available: https://www.cleantech.com/european-utilities-
support-un-development-goals/.
[20] Eva Maria Plunger, “H2 future hydrogen meeting 
future needs of low carbon manufacturing value chains”, 
Programme Review Days 2018, Brussels, 14 - 15 November 
2018. [Online]. Available: https://www.fch.europa.eu/
sites/default/files/documents/ga2011/6_Session%206_
H2FUTURE%20%28ID%204811834%29.pdf.
[21] European Commission, “Hydrogen meeting 
future needs of low carbon manufacturing value chains”, 
2017. [Online]. Available:  https://cordis.europa. eu/
project/rcn/207465/reporting/en.
[22] FCH JU, “Project REFHYNE”, Fuel Cell 
and Hydrogen Joint Undertaking, 2018. [Online]. 
Available:  www.fch. europa.eu/project/clean-refinery-
hydrogeneurope.
[23] Greencarcongress, "Thyssenkrupp offering large-
scale water electrolysis", 27/7/2018. [Online]. Available: 
https://www.greencarcongress.com/2018/07/20180728-
tk.html.
[24] Andreas Franke, “Danish companies plan 1.3-
GW green hydrogen project to fuel transport”. [Online]. 
Available: https://www.spglobal.com/platts/en/market-
insights/latest-news/electric-power/052620-danish-
companies-plan-13-gw-green-hydrogen-project-to-fuel-
transport.
55DẦU KHÍ - SỐ 11/2020 
PETROVIETNAM
[25] H.Ahmad, S.K.Kamarudin, L.J.Minggu, and 
M.Kassim, “Hydrogen from photo-catalytic water splitting 
process: A review”, Renewable and Sustainable Energy 
Review, Vol. 43, pp. 599 - 610, 2015. DOI: 10.1016/j.
rser.2014.10.101.
[26] Ryu Abe, “Recent progress on photocatalytic and 
photoelectrochemical water splitting under visible light 
irradiation”, Journal of Photochemistry and Photobiology C: 
Photochemistry Reviews, Vol. 11, pp. 179 - 209, 2010. DOI: 
10.1016/j.jphotochemrev.2011.02.003.
[27] Tahereh Jafari, Ehsan Moharreri, Alireza Shirazi 
Amin, Ran Miao, Wenqiao Song and Steven L.Suib, 
“Photocatalytic water splitting - The untamed dream: A 
review of recent advances”, Molecules, Vol. 21, No. 7, pp. 
900, 2016. DOI: 10.3390/molecules21070900.
[28] Rengui Li, “Latest progress in hydrogen 
production from solar water splitting via photocatalysis, 
photoelectrochemical, and photovoltaic-
photoelectrochemical solutions”, Chinese Journal of 
Catalysis, Vol. 38, No. 1, pp. 5 - 12, 2017. DOI: 10.1016/
S1872-2067(16)62552-4.
[29] Matthias Binder, Michael Kraussler, Matthias 
Kuba, and Markus Luisser, “Hydrogen from biomass 
gasification”, IEA Bioenergy, 2018.
[30] Binh M.Q.Phan, Long T.Duong, Viet D.Nguyen, 
Trong B.Tran, My H.H.Nguyen, Luong H.Nguyen, Duc 
A.Nguyen, and Loc C.Luu, “Evaluation of the production 
potential of bio-oil from Vietnamese biomass resources 
by fast pyrolysis”, Biomass and Bioenergy, Vol. 62, pp. 74-
81, 2014. DOI: 10.1016/j.biombioe.2014.01.012.
[31] Milan Hrabovsky, “Chapter 3: Thermal plasma 
gasification of biomass”, Progress in Biomass and Bioenergy 
Production, Shahid Shaukat (Eds.), IntechOpen, 2011. 
DOI: 10.5772/18234.
[32] Frédéric Fabry, Christophe Rehmet, Vandad-
Julien Rohani, and Laurent Fulcheri, Waste Gasification by 
Thermal Plasma: A Review, Waste and Biomass Valorization, 
Vol. 4 (3), pp. 421 - 439, 2013. DOI: 10.1007/s12649-013-
9201-7.
[33] Bryan Sims, “Proving out plasma gasification”. 
[Online]. Available: 
articles/2144/proving-out-plasma-gasification.
[34] Pavlos Nikolaidis and Andreas Poullikkas, “A 
comparative overview of hydrogen production processes”, 
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 67, pp. 597 
- 611, 2017. DOI: 10.1016/j.rser.2016.09.044.
[35] Ibrahim Dincer and Canan Acar, “Review 
and evaluation of hydrogen production methods for 
better sustainability”, International Journal of Hydrogen 
Energy, Vol. 40, pp. 11094 - 11111, 2015. DOI: 10.1016/j.
ijhydene.2014.12.035.
[36] Javier Dufour, David P.Serrano, Jose L.Gálvez, 
Jovita Moreno, and Antonio González, “Hydrogen 
production from fossil fuels: life cycle assessment of 
technologies with low greenhouse gas emissions”, Energy 
& Fuels, Vol. 25, No. 5, pp. 2194 - 2202, 2011. DOI: 10.1021/
ef200124d.
[37] Nguyen Quoc Khanh, “Analysis of future 
generation capacity scenarios for Vietnam”, GreenID, 2017.
[38] Jason Gregory, Game engine architecture. CRC 
Press, 2018.
Summary
Renewable hydrogen is a trending development nowadays. The two main routes for its production are water electrolysis and biomass 
gasification. Biomass gasification is a fully commercialised technology while water electrolysis is still an unmatured technology. In the 
downstream sector, for their sustainable development and making full use of available infrastructure, renewable hydrogen can be introduced 
to refineries and petrochemical plants on the basis of their advantages and conditions. For Dung Quat Refinery, Nghi Son Refinery and 
Petrochemical Complex, and Phu My Fertilizer Plant, renewable hydrogen can be obtained by water electrolysis using wind and/or solar 
energy. For Ca Mau Fertilizer Plant, biomass can be considered as the potential feedstock for hydrogen production using gasification technology.
Key words: Hydrogen, petroleum processing, renewable, water electrolysis, biomass gasification, Dung Quat Refinery, Nghi Son Refinery 
and Petrochemical Complex, Ca Mau Fertilizer Plant, Phu My Fertilizer Plant.
HYDROGEN PRODUCTION FROM RENEWABLE RESOURCES 
FOR USE IN REFINERIES AND PETROCHEMICAL PLANTS IN VIETNAM
Nguyen Huu Luong, Nguyen Thi Chau Giang, Huynh Minh Thuan
Vietnam Petroleum Institute
Email: luongnh.pvpro@vpi.pvn.vn