NGHIÊN CỨU CÁC DỰ ÁN ĐẦU TƯ ĐIỆN GIÓ NỐI LƯỚI
Thống kê, thu thập các số liệu từ các dự án gió trên thế giới và Việt Nam về giá thiết bị và suất đầu tư dự án gió
II.1.1 Thu thập số liệu và thống kê các dự án điện gió ở Việt Nam
II.1.1.1 Tổng quan về nghiên cứu, ứng dụng điện gió ở Việt Nam
Việt Nam, với đường bờ biển dài hơn 3000km và khí hậu nhiệt đới gió mùa, được xem là quốc gia có tiềm năng lớn về năng lượng gió Tuy nhiên, giống như nhiều quốc gia đang phát triển khác, tiềm năng này vẫn chưa được đánh giá một cách chi tiết và đầy đủ do một số lý do nhất định.
Nguồn dữ liệu về gió cho quy hoạch xây dựng dự án điện gió chủ yếu được thu thập từ các trạm khí tượng thủy văn.
Hình II.1 Mạng lưới trạm khí tượng thuỷ văn có đo các thông số về gió
Dữ liệu từ các trạm khí tượng thủy văn thường không chính xác và thiếu tính đại diện cho các khu vực lớn, chủ yếu do vị trí đo đã nằm trong các khu đô thị và tần suất đo chỉ 4 lần/ngày Dựa trên nguồn dữ liệu này, Viện Năng Lượng đã tiến hành đánh giá tiềm năng gió, xác định rằng những trạm có vận tốc gió trung bình năm từ 3 m/s trở lên có tiềm năng năng lượng gió Nghiên cứu “Nghiên cứu đánh giá tiềm năng năng lượng tái tạo ở châu Á: Tiềm năng năng lượng gió” xuất bản trên tạp chí “Nature and societies” năm 1996 cũng chỉ ra rằng nhiều khu vực ven biển của Việt Nam có vận tốc gió tương đối tốt.
Năm 2001, Ngân hàng Thế giới đã khởi xướng việc xây dựng bản đồ năng lượng gió cho Campuchia, Lào, Thái Lan và Việt Nam, dựa trên dữ liệu từ các trạm khí tượng và mô hình mô phỏng để đánh giá tiềm năng năng lượng gió tại độ cao 65m và 30m Nguồn dữ liệu được cung cấp bởi Viện Khí tượng Thủy văn Quốc gia và Cơ quan Thông tin Khí quyển và Đại dương của Mỹ Kết quả nghiên cứu cho thấy Việt Nam có tiềm năng năng lượng gió cao nhất trong bốn quốc gia, với hơn 39% lãnh thổ có vận tốc gió lớn hơn 6m/s tại độ cao 65m, tương đương với 513GW công suất Đặc biệt, hơn 8% lãnh thổ, tương đương 112GW, được đánh giá có tiềm năng năng lượng gió rất tốt.
2 Viện Năng lượng (IE), 2009 Chiến lược, Quy hoạch tổng thể phát triển NLTT ở VN đến 2015, tầm nhìn đến 2025.
3 Institute of Energy (IE), 2008 The master plan on power development for the period of 2006–2015 with perspective to 2025.
4 Yukimaru Shimizu et al., 1996 Investigation Studies on Renewable Energy Resources in Asia: Wind Energy Resources Around Asia Continental, Nature and Societies, Vol 3, pp 261-269, 1996.
Hình II.2 Tiềm năng năng lượng gió tại độ cao 65 m
Nhiều chuyên gia cho rằng kết quả đánh giá tiềm năng năng lượng gió ở Việt Nam từ bản đồ hiện tại là lạc quan, tuy nhiên, nguồn dữ liệu này có thể chứa nhiều sai số do được tạo ra từ chương trình mô phỏng Mặc dù đã được đối chiếu với số liệu thực tế từ các trạm khí tượng thủy văn, nhưng dữ liệu từ các trạm này cũng không hoàn toàn chính xác do thiết bị cũ và thiếu kiểm định, cùng với việc đo đạc chỉ được thực hiện ở độ cao khoảng 10m và với tần suất thấp, chỉ 4 lần một ngày Điều này lý giải cho đề xuất của Ngân hàng Thế giới về việc tiến hành nghiên cứu đo đạc tại khoảng 25 điểm nhằm xác định chính xác tiềm năng gió ở Việt Nam cho các dự án điện gió quy mô công nghiệp.
Bảng II.1 Vận tốc gió theo báo cáo của WB và tốc độ đo thực tế
Vận tốc gió trung bình năm tại độ cao
Đề án “Qui hoạch tiềm năng năng lượng gió để phát điện” của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là dự án chính thức đầu tiên tại Việt Nam đánh giá tiềm năng năng lượng gió, sử dụng phương pháp tiếp cận từ dưới lên Dữ liệu gió sẽ được đo tại một số điểm lựa chọn và sau đó được ngoại suy thành dữ liệu gió đại diện cho khu vực bằng cách loại bỏ tác động của độ nhám bề mặt, sự che khuất và địa hình Dữ liệu khu vực này sẽ được sử dụng để tính toán dữ liệu gió tại các điểm khác thông qua quy trình tương tự Trên cơ sở dữ liệu này, các yếu tố ảnh hưởng như khoảng cách kết nối với hệ thống điện, địa hình và khả năng sẽ được xem xét.
Tốc độ gió của đề án EVN được đo ở ba độ cao 20, 40 và 50/60m so với mặt đất Để so sánh với dữ liệu ở độ cao 65m từ Ngân Hàng Thế Giới, việc ngoại suy dữ liệu đã được thực hiện bằng cách áp dụng công thức phù hợp.
Tốc độ gió trung bình tại độ cao Z được ký hiệu là V(z), trong khi V r đại diện cho tốc độ gió trung bình tại độ cao Z r Hệ số mũ , phụ thuộc vào độ ráp của địa hình, được ước lượng đầu tiên thông qua công thức 1 và tốc độ đo gió tại hai độ cao khác nhau Sau khi xác định được hệ số mũ này, nó được áp dụng để tính toán tốc độ gió trung bình tại độ cao 65 m, cũng sử dụng công thức 1.
Tốc độ đo gió của EVN đã được điều chỉnh dựa trên số liệu dài hạn từ các trạm khí tượng thủy văn Để xác định các điểm phù hợp cho phát triển điện gió, các yếu tố như năng vận chuyển thiết bị, sự chấp nhận của cộng đồng, chi phí đất và vấn đề môi trường đã được xem xét Đề án đã chọn 12 điểm tại 3 miền, mỗi miền 4 điểm, dựa trên bản đồ gió của Ngân hàng Thế giới và số liệu quan trắc dài hạn Ngoài 12 điểm này, còn tham khảo các địa điểm có tiềm năng gió tốt như Móng Cái, đảo Quan Lạn, Phà Rừng, Đồ Sơn, Cửa Tùng, đảo Lý Sơn, Tu Bông, Vạn Linh, Phương Mai, Ninh Phước, Cà Ná, Tuy Phong, Hồng Thái và Lương Sơn.
Đề án đã ước lượng tổng diện tích vùng khai thác năng lượng gió lên đến 1785MW, trong đó khu vực Miền Trung chiếm tỷ lệ lớn nhất với 880MW, chủ yếu tập trung tại Quảng Bình và Bình Định Khu vực Miền Nam cũng có tiềm năng gió đáng kể, chủ yếu ở Ninh Thuận và Bình Thuận Tuy nhiên, con số này chưa hoàn chỉnh do đề án chỉ nghiên cứu tiềm năng gió ở các vùng ven biển Cần thực hiện thêm các nghiên cứu sâu hơn để phát hiện những vị trí có tiềm năng gió tốt chưa được khai thác, nhằm có cái nhìn toàn diện hơn về tiềm năng năng lượng gió của Việt Nam.
Hình II.3 Vị trí các trạm đo gió thuộc nghiên cứu của EVN và các trạm thuộc chương trình khác
Nguồn: Viện Năng lượng, 2010, Chiến lược, Quy hoạch tổng thể phát triển NLTT ở VN
Bảng II.2 Tiềm năng kỹ thuật năng lượng gió a
TT Khu vực Tiềm năng kỹ thuật (MW)
Ghi chú : a : Là khu vực có vận tốc gió trung bình lớn hơn 6 m/s tại độ cao 60 m
Nguồn : Viện Năng lượng, 2009, Chiến lược, Quy hoạch phát triển NLTT ở VN
Báo cáo hiện trạng khai thác và sử dụng năng lượng gió để phát điện tại Việt Nam tính đến tháng 6 năm 2010 cho thấy tổng công suất lắp đặt đạt khoảng 9MW, trong đó 7,5MW là điện gió được kết nối lưới nhưng chưa có giá bán chính thức.
Các tuabin nhỏ có công suất từ 150-200W thường hoạt động hiệu quả, đặc biệt tại các khu vực ngoài lưới như các đảo Tuy nhiên, việc thiếu công tác hậu kiểm đã dẫn đến tình trạng thông tin về số lượng tuabin và sản lượng điện của các máy phát này không được cập nhật chính xác.
Tuabin gió 800 kW tại đảo Bạch Long Vĩ, hoạt động từ năm 2004, là tuabin lớn nhất trong giai đoạn đó nhưng đã ngừng hoạt động sau hơn 1 năm do một số trục trặc Trong khoảng thời gian 1,5 năm vận hành, tuabin này chỉ đóng góp khoảng 13% sản lượng điện do sự không phù hợp giữa biến trình vận tốc gió và biểu đồ nhu cầu phụ tải.
Tuabin gió 30 kW được NEDO, Nhật Bản tài trợ lắp đặt tại Nam Định không hoạt động hiệu quả do độ cao lắp đặt thấp, dẫn đến việc bị che khuất bởi cây cối và các công trình xung quanh.
Tính đến ngày 31/3/2010, Công ty Cổ phần NLTT Việt Nam (REVN) đã hoàn thành việc đấu nối 5 tuabin gió (1,5MW x 5 = 7,5MW) vào lưới điện quốc gia từ ngày 22/8/2009 Trong thời gian này, sản lượng điện đạt 9,3 triệu kWh, tương đương với 24% công suất tối đa.
Bảng II.3 Hiện trang khai thác năng lượng gió ở Việt Nam Ứng dụng
Thời gian đưa vào vận hành
Tuabin gió loại gia đình
Khu vực ven biển miền Trung
Hệ lai ghép tuabin gió - máy phát diesel
30 1 1999 Xã Hải Thịnh, huyện Hải Hậu, tỉnh Nam Định
Hệ lai ghép tuabin gió – pin mặt trời
Kon Tum Tuabin gió – lưới độc lập
Tuabin gió nối lưới 1500 5 2009 Tuy Phong, Bình
Nguồn : N.Đ.Cường, Viện năng lượng, nhóm thực hiện đề án này, 2010
II.1.1.2 Thu thập, tổng kê các dự án điện gió nối lưới ở Việt Nam
Đề xuất suất đầu tư tiêu biểu và dải đầu tư dự án gió khả thi có thể áp dụng ở Việt Nam, để làm cơ sở tính toán giá thành điện gió bình quân
Hiện tại, Việt Nam chưa có trang trại gió nào hoạt động chính thức để bán điện cho lưới điện quốc gia, chỉ có một dự án gió đang trong quá trình triển khai.
Việt Nam đã lắp đặt thành công 7,5MW trong tổng số 30MW điện gió, nhưng kinh nghiệm trong lĩnh vực này vẫn còn hạn chế Để đề xuất suất đầu tư tiêu biểu cho giá thành điện gió, cần tham khảo từ các dự án điện gió quốc tế gần đây (2008-2009) tại các quốc gia phát triển như châu Âu, Mỹ và Trung Quốc Ngoài ra, cần xem xét các báo cáo nghiên cứu khả thi đã phân tích trước đó và từ dự án thực tế 7,5MW tại Việt Nam, bao gồm việc tìm hiểu giá mua thiết bị, vận chuyển, lắp đặt và xây dựng.
Suất đầu tư vào dự án phụ thuộc vào nhiều yếu tố như vị trí, địa hình, địa chất và cơ sở hạ tầng khu vực xây dựng Chi phí vận chuyển nội địa, bao gồm cảng nhận hàng hóa và đường giao thông, có thể làm tăng đáng kể tổng chi phí so với các nước sản xuất tuabin Nghiên cứu này đề xuất khu vực ven biển các tỉnh miền Trung, nơi thuận lợi cho việc giao nhận hàng hóa từ cảng Sài Gòn và cảng Cam Ranh, có đường quốc lộ 1 đi qua, dễ dàng vận chuyển hàng siêu trường, siêu trọng Khu vực này cũng gần lưới điện quốc gia, có sẵn nguồn đất và dễ dàng thu hồi đất, đồng thời được xác định là một trong những nơi có chế độ gió tốt nhất tại Việt Nam.
Lựa chọn suất đầu tư tiêu biểu
Hiện nay, Việt Nam chưa có khả năng sản xuất tuabin gió, buộc các dự án điện gió phải nhập khẩu thiết bị chính từ châu Âu, Mỹ, Nhật Bản hoặc một số nước như Trung Quốc Điều này dẫn đến giá tuabin gió nhập khẩu cao hơn so với các nước sản xuất, do Việt Nam không có nhà máy sản xuất tuabin, không có cơ sở sản xuất tại chỗ, hoặc không nằm gần các nước sản xuất Do đó, các dự án điện gió tại Việt Nam cần tính toán các khoản chi phí tăng thêm liên quan đến việc nhập khẩu thiết bị.
Giá thiết bị gió thường áp dụng cho các tuabin gió phổ thông, với sự khác biệt về kích thước tuabin giữa các quốc gia Các nước có tiềm năng gió tốt thường sử dụng tuabin có đường kính nhỏ hơn nhưng cùng công suất, như ví dụ tuabin 1,5MW của hãng Fuhrlander có đường kính 70m, trong khi Việt Nam sử dụng tuabin có đường kính 77m Sự gia tăng diện tích quét lên 1,21 lần dẫn đến giá thiết bị tăng khoảng 5-10%.
- Giá vận chuyển: Phải tính thêm giá vận chuyển từ nước ngoài về Việt Nam, ước tính từ 5-9%;
- Chi phí lưu kho bãi, vận chuyển trong nước: 2-3%;
Các chi phí khác trong dự án dao động từ 0,5% đến 1%, bao gồm chi phí thuê thiết bị lắp dựng do thiếu thiết bị đạt tiêu chuẩn trong nước, chi phí thuê chuyên gia nước ngoài, cũng như các chi phí liên quan đến thủ tục, đào tạo và giao nhận hàng hóa.
Theo các báo cáo dự án đầu tư, chi phí tại khu vực châu Âu và Mỹ cao hơn khoảng 12,5% - 23% so với giá gốc.
Đề xuất lựa chọn suất đầu tư tiêu biểu cho điện gió tại Việt Nam, sử dụng thiết bị nhập khẩu từ châu Âu hoặc Mỹ, dựa trên các lập luận đã nêu.
Suất đầu tư tại VN (US$/kW) = Suất đầu tư trung bình, năm 2009 tại châu Âu hoặc Mỹ (US$/kW) + các khoản mục chi phí tăng thêm (US$/kW)
+ Suất đầu tư trung bình, năm 2009 tại châu Âu hoặc Mỹ: 2000US$/kW + Các khoản mục chi phí tăng thêm: 2000US$/kWx12,5% = 250US$/kW
Kết quả: 2000US$/kW + 225US$/kW= 2250US$/kW
Như vậy, 2250US$/kW được coi là suất đầu tư tiêu biểu (phương án cơ sở) khi nhập thiết bị có xuất xứ Âu, Mỹ.
Khi lựa chọn suất đầu tư cho điện gió tại Việt Nam với thiết bị nhập khẩu từ Trung Quốc, suất đầu tư tiêu biểu (phương án cơ sở) được tính theo công thức cụ thể.
Suất đầu tư tại Việt Nam tương đương với suất đầu tư trung bình tại Trung Quốc, đạt 1550 USD/kW, cộng với 9,67% chi phí tăng thêm, tổng cộng là 1700 USD/kW Trong trường hợp này, các khoản chi phí tăng thêm chỉ khoảng 150 USD/kW.
Mức suất đầu tư tiêu biểu cho thiết bị gió nhập khẩu từ Trung Quốc được xác định là 1700 USD/kW Để đánh giá mức trợ giá cho 1 kWh và xác định số tiền trợ giá cần thiết cho các dự án gió, các suất đầu tư khác nhau sẽ được phân tích, bao gồm ± (5% và 10%) của mức tiêu biểu, tạo thành dải suất đầu tư từ 1530 USD/kW đến 2475 USD/kW với tổng cộng 10 suất đầu tư khác nhau.
Lựa chọn hệ số công suất tiêu biểu
Các yếu tố chính ảnh hưởng đến hệ số công suất, là:
- Vận tốc gió trung bình a) Loại tuabin gió
Mỗi loại tuabin gió sở hữu đặc tính công suất riêng, dẫn đến sản lượng điện năng khác nhau Tuy nhiên, nhờ vào sự tiến bộ công nghệ, các thiết bị gió có cùng công suất và đường kính roto hiện nay có sản lượng điện năng tương đối đồng nhất.
Các dự án của Việt Nam phổ biến chọn loại tuabin công suất 1,5MW, đường kính roto 77m, chiều cao cột 85m b) Vận tốc gió trung bình
Các dự án thường sử dụng cột đo gió để ghi nhận vận tốc gió ở các độ cao 60m, 40m và 12m Thời gian đo gió tự động kéo dài khoảng 1 năm, đồng thời kết hợp tham khảo dữ liệu từ các trạm khí tượng lân cận.
Bảng II.9 Vận tốc gió tại độ cao đo 60 m và quy đổi vân tốc gió về tâm roto
Vtb năm (m/s) Độ cao đo (m)
1 Nhà máy điện gió Phước
2 Nhà máy điện gió Cầu Đất 6.90 60 85 7.30
3 Đầu tư xây dựng công trình
4 NM Điện gió Phú Lạc 6.70 60 85 7.08
5 Đầu tư xây dựng công trình
7 Nhà máy phong điện Phương
Vận tốc gió trung bình của các dự án không có sự sai lệch lớn, vì vậy nghiên cứu này chọn vận tốc trung bình (Vtb) = 7,0 m/s tại độ cao 85m làm chuẩn để tính toán hệ số công suất tiêu biểu Để thực hiện tính toán hệ số công suất, sử dụng phần mềm RETScreen (Canada) với các thông số đã chọn Các bước thực hiện sẽ được hướng dẫn cụ thể trong bài viết.
Tại Phan Rang, các thông số nhiệt độ được nhập với vận tốc trung bình tại tâm roto là 7m/s Tuabin loại 1,5MW của hãng NORDEX có đường kính roto 77m, được lắp đặt trong trang trại gió gồm 20 tuabin, tổng công suất đạt 30MW Kết quả phân tích cho thấy hệ số công suất là 27%, như được minh họa trong hai hình dưới đây.
Hình II.22 Minh họa kết quả tính của chương trình
NGHIÊN CỨU TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH ĐIỆN GIÓ
Chuẩn xác số liệu đầu vào áp dụng tính toán giá thành điện gió ở VN
Mô hình dự án điện gió đề xuất cho tính toán có cấu hình như sau:
Công suất mỗi tuabin: 1,5MW
Công suất của dự án: 30MW
Vận tốc gió trung bình: 7,0 m/s (ở độ cao 85m)
Tuổi thọ dự án: 20 năm
Hệ số phát thải khí nhà kính của hệ thống điện: 0,6115kgCO2/kWh
Giá bán CO2 đề xuất ở phương án cơ sở: 15US$/tấn CO2
III.1.1 Cơ cấu vốn đầu tư và các thành phần chi phí vốn của điện gió
Cơ cấu vốn đầu tư của dự án bao gồm vốn tự có và vốn vay, với tỷ lệ vốn có/vốn vay trong 21 dự án là 20/80 hoặc 30/70 Để đáp ứng yêu cầu của tổ chức cho vay, vốn tự có tối thiểu phải đạt 15% Trong bối cảnh ưu đãi tài chính và nhằm xác định giá điện gió hợp lý, mô hình dự án điện gió đề xuất tỷ lệ vốn cổ phần/vốn vay là 20:80, đảm bảo tiêu chí của Ngân hàng Phát triển VN.
Suất đầu tư cho 1kW lắp đặt được đề xuất là 2250 USD/kW cho thiết bị từ châu Âu, Mỹ, và nhóm G7, và 1700 USD/kW cho thiết bị từ Trung Quốc, được xem là suất đầu tư tiêu biểu Bài viết sẽ phân tích 8 phương án khác, mỗi phương án cơ sở sẽ có thêm 4 phương án, dựa trên các giả định suất đầu tư tăng hoặc giảm từ 5% đến 10%.
Bảng III.11 Các phương án suất đầu tư theo xuất sứ thiết bị công nghệ
Xuất xứ thiết bị Trung Quốc Xuất xứ thiết bị Âu, Mỹ
PA cơ sở PA cơ sở
Suất đầu tư (US$/kW) 1530 1615 1700 1785 1870 2025 2138 2250 2363 2475
III.1.3 Chi phí vận hành bảo dưỡng
Tỉ lệ chi phí bảo trì và vận hành (O&M) trong tổng chi phí sản xuất 1kWh điện ước tính chiếm từ 10-15% đối với các tuabin mới, nhưng có thể tăng lên 20-35% khi công trình tiến vào giai đoạn cuối của tuổi thọ.
Hiện nay, các nhà sản xuất thiết bị ngày càng chú trọng đến chi phí vận hành và bảo trì, với các thiết kế mới nhằm giảm thiểu nhu cầu sửa chữa Khi một công trình điện gió được bàn giao, chủ sở hữu sẽ bắt đầu chịu trách nhiệm về hoạt động của trang trại gió, cùng với việc các hợp đồng bảo trì và bảo hành có hiệu lực Tuổi thọ kinh tế và kỹ thuật của một trang trại gió thường được xác định là 20 năm để tính toán các chi phí liên quan.
Trong thời gian hoạt động bình thường, thiết bị SCADA cho phép giám sát từ xa hiệu suất và điều kiện của các tuabin thông qua modem và cáp quang Chức năng chính của các nhà điều hành là xác minh rằng các trang trại gió hoạt động tối ưu và đáp ứng các kỳ vọng.
Thường 5 năm đầu tiên sau bàn giao, tính sẵn sàng của các tuabin gió phải đảm bảo 95% độ chính xác theo đường cong công suất Tuabin gió hiện đại đòi hỏi một dịch vụ bảo dưỡng phòng ngừa hai lần một năm Đối với một tuabin gió cỡ hàng MW, kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng phòng ngừa mỗi lần cần 2 đến 3 ngày làm việc cho hai kỹ sư chuyên trách Công việc sẽ bao gồm kiểm tra và thử nghiệm các thiết bị an toàn, sửa chữa các lỗi nhỏ, thay thế hoặc bổ sung dầu mỡ bôi trơn Hộp số là thành phần dễ bị tổn thương nhất và đó là chủ đề quan tâm đặc biệt trong thời gian bảo trì Dầu được lấy mẫu tại các khoảng thời gian thường xuyên, phân tích các dấu hiệu xuống cấp, các bộ lọc được thay thế và bánh răng được kiểm tra mòn, hỏng.
Số lượng yêu cầu sửa chữa ở các tuabin gió và trang trại gió rất đa dạng, với trung bình từ 3-4 lần khắc phục sự cố mỗi năm cho mỗi tuabin Mỗi sự cố thường dẫn đến thời gian dừng máy từ 2-4 ngày, và nguyên nhân chủ yếu là do các vấn đề cơ khí và điện.
Mặc dù không chính thức được thừa nhận bởi các nhà sản xuất, nhưng việc sửa chữa lớn thường được thực hiện sau 10-12 năm hoạt động 8 Việc sửa
Ton van de Wekken collaborates with KEMA Nederland BV, and this article is derived from a KEMA report commissioned by Leonardo Energy, an initiative of the European Copper Institute and its extensive European network The report discusses comprehensive maintenance processes, including rotor blade cleaning, repair work, upgrades to the locomotive's steering vanes, bearing replacements, and gearbox component substitutions as necessary Additionally, it provides illustrations that reflect the operational and maintenance (O&M) costs, detailing the components of O&M expenses, repair levels, maintenance variations over the years, and the overall project lifespan.
Hình III.25 Cơ cấu chi phí O&M hàng năm của một dự án điển hình (châu Âu)
Hình III.26 Chi phí vận hành và bảo trì hàng năm
Hình III.27 Tần suất của những chi phí sửa chữa có liên quan
Hình III.28 Chi phí thay thế/ bảo trì trong 20 năm
Chi phí O&M đối với các dự án điện gió ở Việt Nam sẽ cao hơn so với châu Âu, Mỹ hoặc Trung Quốc là do:
- Phải thuê chuyên gia bảo dưỡng, sửa chữa & thay thế;
- Thuê kèm cặp, đào tạo nhân lực trong nước;
- Phụ tùng, vật liệu vận chuyển từ nước ngoài nhập về;
- Thời gian dừng máy sửa chữa lâu hơn do chờ đợi chuyên gia;
- Do thiết bị phục vụ sửa chữa (như cần cẩu) ít hoặc không sẵn có, giá thuê tăng lên…
Dựa trên các phân tích và diễn giải trước đó, chi phí O&M cho dự án điện gió tại Việt Nam được chia thành 3 giai đoạn để phục vụ cho việc phân tích và tính toán giá.
Giai đoạn 1 : 2 năm đầu Chi phí O&M được ước tính là 1UScent/kWh.
Dự án chỉ cần chi phí cho lương, quản lý và vận hành trong 2 năm đầu, vì các chi phí sửa chữa đã được bao gồm trong giai đoạn bảo hành và bảo trì từ nhà cung cấp thiết bị.
Giai đoạn 2, kéo dài từ năm thứ 3 đến năm thứ 10, có chi phí O&M trung bình ước tính khoảng 2,2 UScent/kWh Nguyên nhân của mức chi phí này là do thiết bị còn mới và hoạt động hiệu quả, dẫn đến chi phí O&M chưa cao.
Giai đoạn 3, kéo dài từ năm thứ 11 đến năm thứ 20, chứng kiến chi phí O&M trung bình đạt khoảng 2,5 UScent/kWh Nguyên nhân chính là do thiết bị đã hoạt động lâu dài và bắt đầu xuống cấp, dẫn đến mức chi phí O&M cao nhất trong giai đoạn này.
III.1.4 Điện năng phát thực tế của dự án đề xuất theo vận tốc gió
Vận tốc gió trung bình đề xuất cho dự án là 7m/s, với hệ số công suất tính toán đạt 26,9% Sản lượng điện trung bình hàng năm của dự án ước tính là 70.693.200kWh, được tính từ công suất 30.000kW nhân với 2.356,44 giờ hoạt động mỗi năm.
III.1.5 Mức thu từ bán chứng chỉ giảm phát thải (CERs)
Hệ số phát thải đường cơ sở cho dự án gió áp dụng cho các dự án đến năm 2010 được tính toán dựa vào "Công cụ tính toán hệ số phát thải cho hệ thống điện" phiên bản 01.1, theo phụ lục số 12 trong báo cáo số 35 của Uỷ Ban Điều Hành (EB) về CDM thuộc Công ước khung của Liên hiệp quốc về biến đổi khí hậu (UNFCCC) Phương pháp này xác định hệ số phát thải của hệ thống điện thông qua 6 bước cụ thể.
Bước 1: Xác định phạm vi của hệ thống điện
Để tính toán biên vận hành (OM), trước tiên bạn cần lựa chọn một phương pháp phù hợp Sau đó, thực hiện tính toán hệ số phát thải của OM dựa trên phương pháp đã chọn Tiếp theo, xác định nhóm các nhà máy điện sẽ được tính đến trong biên xây dựng (BM) Cuối cùng, tiến hành tính toán hệ số phát thải của BM để hoàn tất quy trình.
Bước 6: Tính toán hệ số phát thải của biên kết hợp (CM)
Tính toán hệ số phát thải OM
Tính toán xác định giá thành sản xuất điện quy dẫn các dự án điện gió
Giá điện bình quân thanh cái nhà máy điện gió đưa về chi phí quy dẫn (leverlized cost) được xác định theo công thức như sau:
Gqd: Giá điện theo chi phí quy dẫn của nhà máy điện gió (UScent/kWh)
Ca: Tổng vốn đầu tư kể cả lãi xây dựng đã quy đổi về năm đầu tính toán (US$) Com(t): Chi phí vận hành bảo dưỡng năm thứ t (US$)
∆S%: Tỷ lệ điện tự dùng của nhà máy
Tmax: Thời gian sử dụng công suất bình quân năm i: Hệ số chiết khấu kinh tế, i = 10% t: Đời sống công trình (theo tuổi thọ kinh tế), năm
Khi áp dụng công thức tính giá điện bình quân cho dự án điện gió, chỉ xét đến một hệ số chiết khấu nhất định mà chưa xem xét các yếu tố đặc thù như cơ cấu nguồn vốn và các ưu đãi tài chính từ chính sách hiện hành Điều này dẫn đến giá thành chưa phản ánh đúng bản chất của dự án gió, do chưa tính đến các ưu đãi có thể làm giá điện gió cao hơn Hơn nữa, điều này cũng không thể hiện lợi ích mà các cơ chế, chính sách mang lại cho nhà đầu tư Để đánh giá tác động của các cơ chế chính sách đến giá thành điện gió, nghiên cứu này đã tính toán chi phí quy dẫn cho hai trường hợp khác nhau.
- Không xét đến các yếu tố ưu đãi (nhằm đánh giá, kiểm tra mức độ khả thi của các dự án điện gió đã thu thập được)
- Xét tất cả các yếu tố liên quan đến ưu đãi hiện hành áp dụng được cho dự án điện gió.
Kết quả tính giá thành quy dẫn cho 21 dự án điện gió đã được thu thập theo công thức (1) và được trình bày chi tiết trong phụ lục 3 để phục vụ cho việc đối sánh và kiểm tra.
Đề xuất phương pháp xác định giá điện theo mô hình tài chính yêu cầu
Công trình điện gió tại Việt Nam có suất vốn đầu tư cao và sản lượng điện thấp, dẫn đến giá thành sản xuất điện gió cao Để phát triển điện gió trong giai đoạn hiện nay, cần thiết phải thiết lập các nguyên tắc tính toán hợp lý nhằm đề xuất cơ chế hỗ trợ giá cho công nghệ này.
- Đảm bảo cho nhà đầu tư đủ trang trải chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý.
- Kinh phí và mức hỗ trợ giá phải đảm bảo tính khả thi cao (thấp nhất có thể), bền vững trong điều kiện của VN
III.3.1 Các nguyên tắc đề xuất để xác định giá điện gió i) Biểu giá phải tạo ra dòng doanh thu ổn định để dự án có thể được cấp vốn vay theo các điều kiện vay của cơ quan cho vay ưu đãi, đó là:
- Đảm bảo bù đắp đủ chi phí và có lợi nhuận ở mức độ hợp lý.
- Có biểu giá riêng theo hiệu quả tài chính đáp ứng được yêu cầu doanh thu và về quy định đấu nối.
Biểu giá cho các dự án cần đáp ứng các yêu cầu cho vay của cơ quan cho vay dựa trên dòng thu của dự án, nhằm đảm bảo tính ổn định và giảm thiểu rủi ro Nó cũng cần gần gũi với chi phí cơ hội kinh tế và giảm thiểu tác động tài chính đối với người mua, không áp dụng cho các chi phí không thể thu hồi Các mức lợi nhuận hợp lý cho các dự án điện gió được xác định dựa trên các yếu tố kỹ thuật như hệ số công suất, vị trí, sản lượng điện và suất vốn đầu tư, đồng thời cần hạn chế khả năng thu lợi nhuận cao từ các ưu đãi cho một số dự án cụ thể mà không có biện pháp xác định rõ ràng các chi phí liên quan.
III.3.2 Phương pháp đề xuất xác định giá điện gió từ giá thành và theo mô hình tài chính doanh thu phù hợp
Vấn đề cần giải quyết trong trường hợp này là:
- Khuyến khích đầu tư vào điện gió (đối với những vị trí có điều kiện tốt)
- Đảm bảo cho nhà đầu tư thu hồi được chi phí
Khống chế mức lợi nhuận hợp lý là cần thiết để chia sẻ với nhà nước, đặc biệt trong bối cảnh nhà nước vẫn duy trì cơ chế ưu đãi giá mua và hỗ trợ giá bán.
Giá bán bình quân của các công trình điện gió cần được xác định dựa trên chi phí thực tế và lợi nhuận hợp lý Phương pháp tính toán sẽ dựa trên mô hình tài chính, đảm bảo doanh thu đủ để nhà đầu tư thu hồi chi phí và đạt được lợi nhuận Để tính toán giá bán, cần đảm bảo doanh thu không chỉ bù đắp các chi phí đầu tư và bảo trì mà còn mang lại lợi nhuận từ vốn cổ phần, đặc biệt khi áp dụng cơ chế chính sách phát triển sạch cho dự án.
Mức lợi nhuận hợp lý cho các chủ đầu tư điện gió được xác định là mức lợi nhuận trần, tương ứng với giá bán cao nhất Giá bán này sẽ là cơ sở để các nhà đầu tư tham khảo khi tham gia đấu thầu nhận trợ giá sản phẩm, được tính bằng UScent/kWh.
Các nội dung tính toán chính
Trần giá bán cao nhất được xác định dựa trên mô hình tài chính doanh thu cho phép, được tính toán theo phương pháp kế toán thông qua công thức cụ thể.
Revenue: Doanh thu của công trình từ giá bán bình quân và lượng điện năng thương phẩm.
Opex: Là những chi phí về vận hành, bảo dưỡng, dịch vụ khác.
Dept: Chi phí về khấu hao tài sản cố định (TSCĐ) của công trình.
Lợi nhuận là phần đã được điều tiết thu hồi từ tài sản đầu tư, trong đó xác định mức lợi nhuận hợp lý để tính toán giá điện dựa trên hệ số hoàn vốn trên vốn cổ phần (FIRR) hợp lý Hệ số hoàn vốn FIRR, hay còn gọi là ROE, là giá trị của hệ số chiết khấu mà tại đó lợi nhuận trước thuế của nhà máy đạt được sự cân bằng.
0 Công thức tính hệ số hoàn vốn ROE như sau:
CFi: Lợi nhuận trước thuế.
CFt = P x At - Cet - Mt - Rt - Lt (4)
P: Giá bán tính theo hệ số hoàn vốn ROE mong muốn hợp lý (đồng/kWh).
At: Điện năng thương phẩm năm thứ t (kWh).
Cet: Vốn cổ phần năm thứ t (đồng).
Mt: Tổng chi phí sản xuất năm thứ t (đồng)
Rt: Lãi vay phải trả năm thứ t (đồng)
Lt: Trả vốn vay năm thứ t (đồng).
Như vậy giá bán điện của nhà máy là hàm của ROE (hay FIRR)
Hệ số hoàn vốn FIRR, hay còn gọi là ROE, là giá trị của hệ số chiết khấu tại đó lợi nhuận trước thuế của nhà máy bằng 0 Điều này có nghĩa là FIRR sẽ bằng WACC.
WACC: Chi phí trung bình vốn của công trình, (%) i: Là hệ số chiết khấu tài chính công trình, với i = WACC n: Đời sống công trình t: Thời gian năm thứ t (t = 1_n)
Giá bán trần bình quân cho các dự án điện gió được xác định dựa trên mô hình tài chính nhằm đảm bảo lợi nhuận hợp lý Để tính toán mức giá bán trần hợp lý, cần xác định chi phí vốn WACC dựa trên cơ cấu vốn tài chính của dự án.
Phân tích cơ cấu vốn và các điều kiện tài chính
Trong vốn đầu tư, cơ cấu vốn được hình thành từ 2 nguồn chính:
Vốn cổ phần đóng góp (phần tự có)
Vốn đi vay (phần vốn nợ)
Việc xác định chi phí vốn ước tính cho tổ hợp vốn cổ phần và vốn vay là rất quan trọng, nhằm tìm kiếm hình thức tài chính với chi phí vốn thấp Điều này giúp đảm bảo rằng hệ số hoàn vốn lớn hơn chi phí vốn, đáp ứng các tiêu chí tài chính hiệu quả.
Công thức xác định WACC như sau:
Trong đó : g: Tỷ lệ của phần vốn vay trên tổng vốn đầu tư
C: Tổng vốn đầu tư công trình (bao gồm vốn vay và vốn cổ phần) rd: Lãi suất trung bình các nguồn vốn vay re: Chi phí vốn cổ phần (lãi suất vốn cổ phần)
Vấn đề ở đây là xác định chi phí vốn cổ phần (Cost of equity): re
Mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) là phương pháp phổ biến được áp dụng rộng rãi trên toàn cầu Công thức của CAPM được thể hiện như sau: re = rf + βe x (rm – rf), trong đó re là tỷ suất sinh lợi kỳ vọng, rf là tỷ suất sinh lợi không rủi ro, rm là tỷ suất sinh lợi thị trường, và βe là hệ số beta đại diện cho mức độ rủi ro của tài sản so với thị trường.
Lãi suất trung bình của thị trường được ký hiệu là rm, trong khi lãi suất phi rủi ro, biểu thị chi phí vay mượn của Chính phủ, được ký hiệu là rf và thường được xác định bằng lãi suất trái phiếu Chính phủ Đây là lãi suất thấp nhất, không tính đến yếu tố lạm phát Hệ số beta của vốn cổ phần được ký hiệu là õe.
: Hệ số beta tổng tài sản
Dựa trên số liệu về lãi suất thị trường, lãi suất trung bình các nguồn vốn vay, lãi suất phi rủi ro và tỷ lệ vốn vay, vốn cổ phần trong tổng vốn đầu tư, có thể xác định trị số re và WACC để tính giá bán Trong các thông số xác định mức lợi nhuận hợp lý, re là yếu tố chính Để bảo vệ quyền lợi của nhà đầu tư, lãi suất phần vốn góp cổ phần sẽ được tính ít nhất bằng lãi suất bình quân thị trường khi lãi suất trái phiếu Chính phủ tương đương Nếu lãi suất trái phiếu Chính phủ thấp hơn lãi suất thị trường, lãi suất cổ phần của nhà đầu tư cần được điều chỉnh hợp lý, không quá cao so với thị trường, với hệ số re tối đa bằng lãi suất trái phiếu Chính phủ cộng với chênh lệch lãi suất thị trường và lãi suất trái phiếu theo hệ số beta vốn cổ phần.
Điều chỉnh giá ưu đãi
Cơ chế điều chỉnh giá ưu đãi đóng vai trò quan trọng đối với nhà đầu tư và ngân quỹ trợ giá, yêu cầu sự ổn định và đáng tin cậy Sự thay đổi đột ngột của mức giá ưu đãi có thể làm giảm tính an toàn của các khoản đầu tư Do đó, việc xây dựng cơ chế điều chỉnh cần được thực hiện cẩn trọng, dự báo các thay đổi trong điều kiện kinh tế xã hội như lạm phát và công nghệ Điều này giúp giá ưu đãi tự động thích ứng nhưng vẫn phải đảm bảo tính đơn giản và dễ dàng điều chỉnh Đối với giai đoạn đầu phát triển điện gió ở Việt Nam, sẽ xem xét điều chỉnh mức giá sau 3 năm dựa trên các biến động kinh tế xã hội.
Nghiên cứu tính toán giá thành điện gió theo phương pháp đề xuất và các điều kiện tài chính áp dụng
III.5.1 Chính sách ưu đãi hiện hành cho dự án gió
Công trình điện gió là một loại hình năng lượng tái tạo, được đầu tư theo cơ chế phát triển sạch Nhờ đó, các dự án điện gió sẽ được hưởng nhiều chính sách ưu đãi theo quy định hiện hành về năng lượng tái tạo và cơ chế phát triển sạch.
Hiện nay, các công trình năng lượng tái tạo (NLTT) không chỉ được hưởng các chính sách ưu đãi đầu tư mà còn có các chính sách ưu đãi về cơ chế tài chính Do đó, trong việc tính toán giá điện gió, chúng ta sẽ áp dụng những nội dung chủ yếu của các chính sách này.
Quyết định số 130/2007/QĐ-TTg ngày 2/8/2007 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt các cơ chế, chính sách tài chính cho dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch Các nhà đầu tư vào dự án năng lượng tái tạo được hưởng nhiều ưu đãi, bao gồm miễn giảm thuế, hỗ trợ tiền sử dụng và thuê đất, khấu hao tài sản cố định, cùng với tín dụng đầu tư từ nhà nước Họ cũng có thể được xem xét trợ giá và nhận hỗ trợ tài chính.
Thông tư liên tịch số 58/2008/TTLT-BTC-BTN&MT ban hành ngày 4/7/2008 hướng dẫn thực hiện một số điều của quyết định số 130/2007/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về các cơ chế và chính sách tài chính cho dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch (CDM) Thông tư này quy định chi tiết về việc thu, nộp, quản lý và sử dụng tiền thu lệ phí bán chứng chỉ giảm phát thải (CER), cùng với mức hỗ trợ cho các sản phẩm từ các dự án CDM.
Thông tư số 130/2008/TT-BTC ngày 26/12/2008 của Bộ Tài chính hướng dẫn thi hành Luật thuế thu nhập doanh nghiệp số 14/2008/QH12 và Nghị định số 124/2008/NĐ-CP Theo đó, doanh nghiệp được hưởng ưu đãi thuế suất 10% trong tối thiểu 15 năm, và trong trường hợp đặc biệt thu hút đầu tư, thời gian áp dụng mức thuế suất này có thể kéo dài đến hết đời sống công trình.
Nghị định số 04/2009/NĐ-CP ngày 14/1/2009 của Chính phủ quy định về ưu đãi và hỗ trợ cho hoạt động bảo vệ môi trường, bao gồm danh mục các hoạt động và sản phẩm được hưởng ưu đãi, trong đó đặc biệt chú trọng đến sản xuất năng lượng sạch và năng lượng tái tạo (NLTT) Các quy định chi tiết này nhằm khuyến khích các hoạt động bảo vệ môi trường và phát triển bền vững.
Theo Điều 13 khoản 1, doanh nghiệp sản xuất năng lượng sạch sẽ được hưởng ưu đãi về thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định của luật thuế nhằm khuyến khích các hoạt động bảo vệ môi trường.
- Điều 14 khoản 2: Được hưởng ưu đãi miễn thuế nhập khẩu thiết bị sản xuất năng lượng sạch.
- Điều 17, mục 3, khoản 2: Được sử dụng cách tính khấu hao nhanh TSCĐ gấp 1,5 lần so với chế độ hiện hành.
- Điều 19, mục 4 khoản 2: Được hỗ trợ giá theo nguyên tắc thu đủ bù chi cộng lợi nhuận hợp lý.
Thông tư số 203/2009/TT-BTC ngày 20/10/2009 của Bộ tài chính về hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng khấu hao tài sản cố định.
Quyết định số 3280/QĐ-BTC ngày 25/12/2009 của Bộ Tài chính quy định lãi suất tín dụng đầu tư và tín dụng xuất khẩu cho năm 2010 Cụ thể, lãi suất cho vay tín dụng đầu tư bằng đồng Việt Nam là 9,6%/năm, trong khi lãi suất bằng ngoại tệ tự do chuyển đổi là 6%/năm.
Văn kiện dự án về việc sử dụng hiệu quả tiết kiệm năng lượng và phát triển năng lượng tái tạo, do cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản (Jica) tài trợ, đã được Ngân hàng Phát triển Việt Nam (VDB) giới thiệu vào tháng 3 năm 2010 Được thành lập theo Quyết định số 108/2006/QĐ-TTg ngày 19/5/2006 của Thủ tướng Chính phủ, VDB là tổ chức tài chính thực hiện chính sách của Nhà nước, với nhiệm vụ cho vay tín dụng đầu tư, hỗ trợ xuất khẩu, và cho vay lại vốn ODA của Chính phủ, theo Nghị định số 106/2008/NĐ-CP ngày 19/09/2008 và Quyết định số 3280.
Theo Quyết định số QĐ-BTC ngày 25/12/2009 của Bộ Tài chính, lãi suất tín dụng đầu tư và tín dụng xuất khẩu năm 2010 được quy định cho các dự án vay vốn tại Ngân hàng Phát triển Việt Nam, bao gồm các dự án tiết kiệm năng lượng (NL) và năng lượng tái tạo (NLTT).
Dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió và nhà máy phát điện sử dụng nguồn năng lượng mới và tái tạo đang được triển khai, nhằm thúc đẩy phát triển bền vững và giảm thiểu tác động môi trường Những nhà máy này không chỉ cung cấp nguồn điện sạch mà còn góp phần vào việc chuyển đổi sang nền kinh tế xanh.
Dự án đầu tư xây dựng thủy điện nhỏ với công suất tối đa 50MW được triển khai tại các khu vực có điều kiện kinh tế-xã hội đặc biệt khó khăn, nhằm thúc đẩy phát triển bền vững và cải thiện đời sống cộng đồng địa phương.
Ngân hàng Phát triển (NHPT), mặc dù không phải là tổ chức tài chính chuyên cung cấp vốn cho các dự án EEC&RE, vẫn đóng vai trò quan trọng trong việc tài trợ cho các dự án này với tư cách là Ngân hàng của Chính phủ NHPT áp dụng cơ chế tài chính đặc thù cho các dự án đầu tư năng lượng tái tạo (NLTT).
- Mức vốn cho vay: Tối đa 85% vốn đầu tư TSCĐ, tối thiểu phải có 15% vốn tự có của chủ đầu tư.
- Đồng tiền cho vay lại: VNĐ hoặc US$.
- Lãi suất cho vay: Bằng lãi suất đầu tư tín dụng của Nhà nước (hiện nay VNĐ là 9,6%/năm, ngoại tệ tự do chuyển đổi là 6%/năm).
- Thời hạn cho vay: Tối đa 20 năm trong đó có ân hạn ít nhất trong thời gian xây dựng, tối đa là 5 năm.
Chủ đầu tư có thể sử dụng tài sản hình thành từ vốn vay làm tài sản thế chấp Nếu tài sản này không đảm bảo giá trị thế chấp cần thiết, chủ đầu tư cần thế chấp bằng tài sản hợp pháp khác hoặc tài sản hợp pháp của bên thứ ba, với giá trị thế chấp tối thiểu là 15% tổng mức vốn vay.
Tiêu chí lựa chọn dự án
Chủ đầu tư dự án là doanh nghiệp được thành lập theo pháp luật Việt Nam, thuộc các thành phần kinh tế Doanh nghiệp này cần có tình hình tài chính ổn định và đảm bảo tài sản thế chấp theo quy định của Ngân hàng Phát triển.
