Đánh giá hiệu quả dự án đầu tư xây dựng công trình Phong điện 1-Bình Thuận theo Cơ chế phát triển sạch

Đánh giá hiệu quả dự án đầu tư xây dựng công trình Phong điện 1-Bình Thuận theo Cơ chế phát triển sạch

1 Tên chuyên đề: Đánh giá hiệu quả dự án đầu tư xây dựng công trình Phong điện

1-Bình Thuận theo Cơ chế phát triển sạch

2 Lý do chọn đề tài và sự phù hợp của đề tài với mục tiêu/nội dung đào tạo chuyên ngành KT & QLMT:

Mục đích của đề tài là nhằm đánh giá cụ thể hiệu quả kinh tế xã hội của một

dự án phong điện kết hợp với Cơ chế phát triển sạch và xem xét khả năng ứng dụng trên qui mô rộng của các dự án phong điện

Đề tài phân tích hiệu quả kinh tế xã hội và môi trường của dự án Phong điện 1-Bình Thuận theo Cơ chế phát triển sạch, phù hợp với mục tiêu và nội dung đào tạo chuyên ngành KT & QLMT

3 Những hoạt động/ kết quả nghiên cứu sản xuất kinh doanh tại nơi thực tập

có liên quan trực tiếp đến đề tài: Tại Viện Chiến lược phát triển, các đề tài về qui

hoạch phát triển vùng đến năm 2020 được thực hiện, trong đó có nghiên cứu về qui hoạch phát triển kinh tế-xã hội tỉnh Bình Thuận

4 Mục tiêu của chuyên đề :Giới thiệu hiệu quả kinh tế xã hội của năng lượng tái

tạo và cơ chế phát triển sạch thông qua một dự án phong điện theo phương pháp

phân tích chi phí lợi ích

5 Phạm vi nghiên cứu của chuyên đề:

Phạm vi thời gian: Đề tài đánh giá hiệu quả kinh tế xã hội của dự án dự địnhthực hiện trong thời gian từ năm 2007-2033

Phạm vi không gian: Vị trí dự án tại xã Chí Công và Bình Thạch, huyện TuyPhong, tỉnh Bình Thuận

6 Các phương pháp nghiên cứu sẽ sử dụng:

Phương pháp thu thập dữ liệu và xử lý thông tin: Tổng hợp các nguồn thông tin

dữ liệu qua các nguồn khác nhau, phân tích, sử dụng trong đề tài

Phương pháp phân tích tài chính và phương pháp phân tích chi phí lợi ích: Đánhgiá hiệu quả kinh tế xã hội của dự án

Phương pháp chuyên gia: Tham khảo ý kiến của thầy hướng dẫn và tư vấn ýkiến của các thầy cô trong khoa

7 Các môn học chuyên ngành có liên quan trực tiếp đến chuyên đề:

 Phân tích chi phí –lợi ích

 Kinh tế môi trường

 Quản lý môi trường

 Đánh giá tác động môi trường

 Kinh tế quản lý tài nguyên

8 Nội dung chuyên đề và tiến độ thực hiện

Thu thập tài liệu/số liệu/điều tra

CHƯƠNG I : CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ

THỰC TIỄN PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ

TRIỂN ĐIỆN LỰC VÀ NĂNG

LƯỢNG GIÓ TẠI VIỆT NAM

I Tổng quan về phát triển điện lực Việt

Nam

II Tổng quan về năng lượng gió

CHƯƠNG III : DỰ ÁN ĐẦU TƯ

Từ 16/03 đến 20/03/2009

Từ 20/03 đến 23/03/2009

Từ 23/03 đến 27/03/2009

Từ 27/03 đến 31/03/2009

Báo cáo Chương I

Báo cáo Chương II

Báo cáo Chương III

Báo cáo Chương IV

7

khi bán được CERs

III Phân tích độ nhạy của dự án CDM

IV Hiệu quả về môi trường và xã hội

CHƯƠNG V: KIẾN NGHỊ

Chỉnh sửa và hoàn thiện

Từ 01/04 đến 03/04/2009

Từ 05/04 đến 30/04/2009

Báo cáo Chương V

Báo cáo hoàn chỉnh

GIẢI THÍCH CÁC THUẬT NGỮ VIẾT TẮT

ADB (Asian Development Bank) : Ngân hàng phát triển châu Á

AWEA (American Wind Energy Association): Hiệp hội năng lượng gió của MỹBCR (Benefit to Cost Ratio): Tỷ suất lợi ích chi phí

BM (Build margin): Biên xây dựng

BO (Build-Operate): Phương thức xây dựng-khai thác

CDM (Clean Development Mechanism): Cơ chế phát triển sạch

CVM (Contingent Valuation Method): Phương pháp đánh giá ngẫu nhiên

CERs (Certified Emissions Reductions): Chứng chí giảm phát thải

CM (Combined margin): Biên kết hợp

CNECB: Ban tư vấn chỉ đạo liên ngành

COP (Conference of Parties): Hội nghị các bên tham gia

DNA (Designated National Authorities): Cơ quan có thẩm quyền quốc gia về CDMDOE (Designated Operational Entity): Cơ quan tác nghiệp thẩm tra CDM

EB (Executive Board): Ban điều hành CDM của Liên hiệp quốc

EPTC (Electric Power Trading Company): Công ty cổ phần mua bán điện

ET (Emissions Trading): Cơ chế thương mại phát triển

EU ETS (European Union Greenhouse Gas Emission Trading Scheme): Hệ thống thương mại phát thải châu Âu

FSR (Feasibility study report): Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án

GHGs (Greenhouse Gases): Khí nhà kính

GWEC (Global Wind Energy Council): Tổ chức năng lượng gió toàn cầu

IPP (Independent power plant): Nhà máy điện độc lập

IRR (Internal Rate of Return): Hệ số hoàn vốn nội tại

JI (Joint Implementation): Cơ chế đồng thực hiện

LDCs (Least Developed Countries): Các nước kém phát triển nhất

LoA (Letter of Approval): Thư tán thành

LoE (Letter of Endorsement): Thư phê chuẩn

MONRE (Ministry of Natural Resources and Environment): Bộ Tài nguyên và Môi trường

NPV (Net Present Value): Giá trị hiện tại ròng

ODA (Oficial Development Assistance): Hỗ trợ phát triển chính thức

OM (Operating margin): Biên vận hành

O&M (Operation & Maintance): Vận hành và bảo dưỡng

PB (Projected Payback): Thời gian hoàn vốn của dự án

PDD (Project Design Document): Văn kiện thiết kế dự án

PIN (Project Idea Note) : Ý tưởng dự án

UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change): Công ước khung của Liên Hiệp Quốc về biến đổi khí hậu

VAT (Value Added Tax): Thuế giá trị gia tăng

WB (World Bank): Ngân hàng thế giới

WTA (Willing To Accept): Sẵn lòng chấp nhận

WTP (Willing To Pay): Sẵn lòng chi trả

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG I : CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ THỰC TIỄN PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1 - BÌNH THUẬN 3

I TỔNG QUAN VỀ CƠ CHẾ PHÁT TRIỂN SẠCH (CDM) 3

1.1 Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu và Nghị định thư Kyoto 3

1.2 Vai trò và lợi ích của CDM đối với sự phát triển bền vững 4

1.3 Tình hình thực hiện CDM trên thế giới 5

1.4 Việt Nam với CDM 8

II DỰ ÁN CDM 12

2.1 Khái niệm dự án CDM 12

2.2 Lĩnh vực thực hiện dự án CDM 13

2.3 Đường cơ sở 13

2.4 Quy trình của dự án CDM 14

2.5 Các tiêu chuẩn quốc gia để phê duyệt dự án CDM tại Việt Nam 17

III ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA DỰ ÁN CDM 19

3.1 Phân tích chi phí lợi ích (CBA) 19

3.2 Các bước tiến hành CBA của dự án CDM 19

CHƯƠNG II : TỔNG QUAN PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC VÀ NĂNG LƯỢNG GIÓ TẠI VIỆT NAM 25

I TỔNG QUAN VỀ PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM 25

II TỔNG QUAN VỀ NĂNG LƯỢNG GIÓ 28

2.1 Khái quát về năng lượng gió 28

2.2 Nguyên lý hoạt động của các máy phong điện 29

2.3 Phân loại tua bin điện gió 29

2.4 Ưu nhược điểm của điện gió 31

2.5 Tình hình ứng dụng và phát triển năng lượng gió trên thế giới 35

2.6 Hiện trạng và tiềm năng về năng lượng gió tại Việt Nam 38 CHƯƠNG III : DỰ ÁN ĐẦU TƯ XDCT PHONG ĐIỆN 1 - BÌNH THUẬN

I GIỚI THIỆU VỀ HUYỆN TUY PHONG, TỈNH BÌNH THUẬN 45

1.1 Vị trí địa lý 45

1.2 Điều kiện tự nhiên 45

II GIỚI THIỆU VỀ DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1-BÌNH THUẬN 47

2.1 Giới thiệu chung về dự án 47

2.2 Vị trí của dự án 49

2.3 Sơ đồ bố trí các cột tua bin gió 51

2.4 Các tác động của dự án tới môi trường 52

2.5 Các biện pháp hạn chế tác động tiêu cực của tua bin gió đến môi trường 58

2.6 Tính toán lượng giảm phát thải khí nhà kính của dự án 59

2.7 Phân tích rủi ro và các biện pháp kiểm soát rủi ro của dự án 64

CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1 - BÌNH THUẬN 67

I XÁC ĐỊNH CHI PHÍ VÀ LỢI ÍCH CỦA DỰ ÁN NỀN 68

1.1Xác định chi phí của dự án nền 68

1.2 Xác định lợi ích 72

1.3 Tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án nền 73

1.4 Chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án nền 74

1.5 Tính toán giá thành điện năng 75

II XÁC ĐỊNH CHI PHÍ VÀ LỢI ÍCH CỦA DỰ ÁN KHI BÁN ĐƯỢC CERs 75

2.1 Xác định chi phí 75

2.2 Xác định lợi ích 76

2.3 Tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án khi bán được CERs 77

2.4 Các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án CDM 79

III PHÂN TÍCH ĐỘ NHẬY CỦA DỰ ÁN CDM 80

3.1 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi giá bán điện 80

3.2 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi của giá bán CER 81

3.3 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi của tỷ lệ chiết khấu 82

3.4 Phân tích độ nhạy với sự thay đổi sản lượng điện phát 83

IV HIỆU QUẢ VỀ MÔI TRƯỜNG VÀ XÃ HỘI 84

4.1 Hiệu quả về môi trường 85

4.2Hiệu quả về xã hội 85

CHƯƠNG V: KIẾN NGHỊ 88

I KIẾN NGHỊ ĐỐI VỚI DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1- BÌNH THUẬN 88

II KIẾN NGHỊ CHUNG 89

KẾT LUẬN 94 TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC 1

PHỤ LỤC 2

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1: Số liệu thống kê các dự án CDM và CERs (tháng 3/2009) 6

Bảng 1.2: Các tiêu chuẩn ưu tiên cho các dự án CDM tại Việt Nam 18

Bảng 2.1: Đánh giá tiềm năng các nguồn cung cấp năng lượng tại Việt Nam 27

Bảng 2.2: Phân loại tua bin theo kích cỡ 29

Bảng 2.3: Tiềm năng về năng lượng gió của Đông Nam Á (ở độ cao 65m) 38

Bảng 3.1: Tổng sản lượng điện và tổng phát thải CO2 của các nguồn điện Việt Nam giai đoạn 2005-2007 61

Bảng 3.2: Nguồn bổ sung công suất vào lưới Quốc gia chiếm 20% tổng công suất của hệ thống (GWh) và được xây dựng gần đây nhất 62

Bảng 4.1: Bảng tổng hợp mức đầu tư ban đầu 68

Bảng 4.2: Bảng tổng hợp chi phí O&M qua các năm (Đơn vị: Triệu đ) 70

Bảng 4.3: Bảng tổng hợp chi phí của dự án nền (đơn vị: Triệu đồng) 71

Bảng 4.4: Bảng tổng hợp các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án nền 73

Bảng 4.5: Bảng tổng hợp các chi phí CDM 76

Bảng 4.6: Bảng tổng hợp các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án CDM 79

Bảng 4.7: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án với sự thay đổi giá bán điện 80

Bảng 4.8: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án với sự thay đổi giá bán CERs 82

Bảng 4.9: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án 83

Bảng 4.10: Kết quả phân tích độ nhạy với sự thay đổi sản lượng điện phát 84

DANH MỤC HÌNH

Hình 1.1: Sự gia tăng về số lượng dự án CDM đã đăng ký, số dự án theo danh mục

các nước và số lượng CERs tính theo các dự án 6

Hình 1.2: Số lượng các dự án đã được đăng ký CDM theo lĩnh vực 7

Hình 1.3: Các dự án CDM đã đăng ký theo nước chủ nhà 7

Hình 1.4: Lượng phát thải GHGs trong 3 khu vực kinh tế chính tại Việt Nam 8

Hình 1.5: Các dự án CDM tại Viêt Nam thẩm định quốc tế theo lĩnh vực 12

Hình 1.6: Mô hình dự án CDM đơn phương và song phương 12

Hình 1.7: Đường cơ sở của dự án CDM 14

Hình 1.8: Sơ đồ chu trình dự án CDM 15

Hình 1.9: Đồ thị biểu diễn IRR 22

Hình 2.1: Nhu cầu về điện phân theo ngành kinh tế (1981 – 2005) 25

Hình 2.2: Cơ cấu nguồn điện dự đoán năm 2020 26

Hình 2.3: Giá thành điện gió từ năm 1980-2005 32

Hình 2.4: Số lao động làm việc trong lĩnh vực năng lượng gió 33

Hình 2.5: Lượng giảm phát thải khí CO2 toàn cầu từ năng lượng gió 34

Hình 2.6: Cơ cấu sản lượng điện từ các nguồn năng lượng tái tạo năm 2007 36

Hình 2.7: Sản lượng điện gió được lắp đặt trên thế giới 1996-2007 36

Hình 2.8: Sản lượng điện gió dự đoán đến cuối năm 2012 tại các khu vực 37

Hình 2.9: Năng lượng gió ở độ cao 65 m vào tháng 12 đến tháng 2 40

Hình 2.10:Tiềm năng năng lượng gió tại khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Nguyên tại Việt Nam 40

Hình 3.1: Bản đồ tỉnh Bình Thuận 50

Hình 3.2: Bản đồ huyện Tuy Phong, tỉnh Bình Thuận 50

Hình 3.3: Vận tốc gió trung bình các tháng trong năm 51

Hình 3.4: Sơ đồ bố trí các tua bin gió tại vị trí dự án 52

Hình 3.5: Cường độ âm thanh của các nguồn âm thanh từ khoảng cách 350m 56

Hình 3.6: Nguyên nhân gây chết chim (tính trên 10.000 ca) 57

Hình 4.1: Tỷ lệ lạm phát tại Việt Nam 2005 - 2008 67

Hình 4.2: Lợi ích ròng hàng năm của dự án nền (đã tính chiết khấu) 73

Hình 4.3: Giá trị tích luỹ của dự án nền theo thời gian 74

Hình 4.4: Quy định đăng ký CERs cho dự án CDM 76

Hình 4.5: Lợi ích ròng hàng năm của dự án CDM (đã tính chiết khấu) 79

Hình 4.6: Giá trị tích luỹ của dự án CDM theo thời gian 79

Hình 4.7: Phân tích độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi giá bán điện 81

Hình 4.8: Độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi giá bán CERs 82

Hình 4.9: Độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi tỷ lệ chiết khấu 83

Hình 4.10: Độ nhạy của NPV với sự thay đổi sản lượng điện phát 84

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Năng lượng là một trong những nhu cầu thiết yếu của con người và là một yếu

tố đầu vào không thể thiếu được của hoạt động kinh tế Khi mức sống của ngườidân càng cao, trình độ sản xuất của nền kinh tế ngày càng hiện đại thì nhu cầu vềnăng lượng cũng ngày càng lớn, và việc thỏa mãn nhu cầu này thực sự là một tháchthức đối với hầu hết mọi quốc gia Việt Nam cũng hiện đang phải đối mặt với tháchthức của an ninh năng lượng khi các nguồn năng lượng hóa thạch ngày càng khanhiếm trong khi nhu cầu nguồn điện cung ứng cho sản xuất và tiêu dùng luôn ở mứccao Điều này dẫn tới tình trạng ngành điện phải cắt điện luân phiên và nhập khẩuđiện từ Trung Quốc trong thời gian gần đây Nhiệt điện và thủy điện chiếm phầnlớn trong cơ cấu nguồn điện tại Việt Nam nhưng hai nguồn năng lượng này kéotheo nhiều vấn đề ô nhiễm môi trường (nhiệt điện) và các vấn đề xã hội, di cư, mấtđất canh tác (thủy điện) Do đó, vấn đề đa dạng hóa các nguồn năng lượng nhằmtăng cường sản lượng điện và giảm thiểu rủi ro là rất cấp bách Một điều đáng lưu

ý là trong hàng loạt giải pháp phát triển nguồn điện để đáp ứng nhu cầu phát triểnkinh tế (như nhập khẩu điện, phát triển thủy điện, hay điện hạt nhân), dường nhưViệt Nam còn bỏ quên điện gió, một nguồn điện mà trong mấy năm trở lại đây cótốc độ phát triển cao nhất trên thị trường điện thế giới, hơn nữa giá thành ngày càng

rẻ và rất thân thiện với môi trường

Theo đánh giá của Ngân hàng thế giới, tiềm năng điện gió ở Việt Nam là lớnnhất Đông Nam Á Trong đó, một số vùng hải đảo và duyên hải miền Trung có vậntốc gió lớn và thuận lợi về mặt địa hình để có thể xây dựng các nhà máy phongđiện

Nhiều nhà đầu tư ngần ngại trong việc đầu tư sản xuất điện gió do e ngại tínhchất phức tạp khó khăn về công nghệ, và lợi nhuận thấp hơn so với các lĩnh vựcnăng lượng khác Vì vậy, Cơ chế phát triển sạch là cơ hội tăng sự hấp dẫn về mặttài chính cho các dự án phong điện, đem lại lợi ích cho cả doanh nghiệp đầu tư vàcho kinh tế, môi trường, xã hội địa phương và quốc gia

Nhằm đánh giá cụ thể hiệu quả kinh tế xã hội của một dự án phong điện kếthợp với Cơ chế phát triển sạch và xem xét khả năng ứng dụng trên qui mô rộng của

các dự án phong điện, tôi đã chọn đề tài: “Đánh giá hiệu quả kinh tế xã hội của dự

án Phong điện 1 – Bình Thuận theo cơ chế phát triển sạch”

2 Mục đích nghiên cứu

Giới thiệu hiệu quả kinh tế xã hội của năng lượng tái tạo và cơ chế phát triểnsạch thông qua một dự án phong điện theo phương pháp phân tích chi phí lợi ích

3 Đối tượng nghiên cứu:

Dự án đầu tư xây dựng công trình Phong điện 1-Bình Thuận tại xã Chí Công vàBình Thạch, huyện Tuy Phong, tỉnh Bình Thuận

5 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp thu thập dữ liệu và xử lý thông tin: Tổng hợp các nguồn thông tin

dữ liệu qua các nguồn khác nhau, phân tích, sử dụng trong đề tài

Phương pháp phân tích tài chính và phương pháp phân tích chi phí lợi ích:Đánh giá hiệu quả kinh tế xã hội của dự án

Phương pháp chuyên gia: Tham khảo ý kiến của thầy hướng dẫn và tư vấn ýkiến của các thầy cô trong khoa

6 Cấu trúc của đề tài:

Cấu trúc của đề tài gồm 4 phần:

 Chương I: Cơ sở lý thuyết và thực tiễn phân tích hiệu quả kinh tế xã hội của dự

án Phong điện 1-Bình Thuận

 Chương II: Tổng quan phát triển điện lực và năng lượng gió tại Việt Nam

 Chương III: Giới thiệu chung về dự án Phong điện 1-Bình Thuận

 Chương IV: Đánh giá hiệu quả kinh tế xã hội của dự án Phong điện 1-Bình Thuận

CHƯƠNG I

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ THỰC TIỄN PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ

DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1 - BÌNH THUẬN

I TỔNG QUAN VỀ CƠ CHẾ PHÁT TRIỂN SẠCH (CDM)

1.1 Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu và Nghị định thư Kyoto

1.1.1 Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (UNFCCC)

UNFCCC là công ước quy định một cơ sở khung tổng quát cho những nỗ lựcquốc tế nhằm ứng phó với những biến đổi khí hậu trên quy mô toàn cầu Thực chấtđây là một hiệp định được 160 quốc gia ký kết tại hội nghị thượng đỉnh Rio deJanero (tháng 6/1992) và bắt đầu có hiệu lực vào tháng 3 năm 1994

 Mục tiêu của Công ước:

Mục tiêu tổng quát của UNFCCC được qui định tại Điều 2 là: “Ổn định nồng

độ khí nhà kính trong khí quyển nhằm ngăn ngừa những can thiệp nguy hiểm gây rabởi các hoạt động của con người cho hệ thống khí hậu”

Mục tiêu cụ thể được đặt ra trong Điều 4.2 (a) và (b) là “các nước công nghiệphoá đã được liệt kê trong Phụ lục I của Công ước này sẽ phải có cam kết đặc biệtnhằm giảm thiểu phát thải khí nhà kính quay trở lại bằng mức phát thải năm 1990

và năm 2000”

1.1.2 Nghị định thư Kyoto và các cơ chế của Nghị định thư Kyoto

Trong các cuộc đàm phán về UNFCCC, các bên tham gia Công ước này đãnhận thức được sự cần thiết phải có những cam kết mạnh mẽ hơn và cụ thể hơn củanhững nước công nghiệp nhằm giải quyết một cách nghiêm túc hơn nữa về biến đổikhí hậu Do đó, Nghị định thư Kyoto đã được thông qua tại khoá họp của Hội nghịcác bên lần thứ 3 (COP3) ở Kyoto, Nhật Bản vào tháng 12 năm 1997, có hiệu lựcthi hành vào ngày 16/02/2005

Nghị định thư Kyoto ấn định các chỉ tiêu giảm phát thải khí nhà kính với nhữngràng buộc pháp lý cho các nước thuộc Phụ lục I Tổng lượng cắt giảm phát thải theocam kết của tất cả các bên thuộc Phụ lục I ít nhất là 5% so với mức phát thải năm

1990 trong thời kỳ đầu tiên của giai đoạn 2008-2012 Đối với từng nước hoặc nhómnước, nghĩa vụ giảm phát thải có khác nhau, cụ thể là Liên minh châu Âu giảm 8%;

Mỹ giảm 7% (tuy nhiên Mỹ đã tuyên bố rút khỏi Nghị định thư); Nhật Bản,Hungary, Canada, Balan giảm 6%; Croatia giảm 5%; Newzealand, Liên bang Ngakhông phải giảm Riêng Nauy, Áo và Ailen được phép tăng phát thải tương ứng là1%, 8% và 10% Mặc dù mức giảm đầu tiên này là rất quan trọng nhưng còn thấp

so với yêu cầu ổn định nồng độ GHGs mà Công ước khung đặt ra

 Các cơ chế của Nghị định thư Kyoto:

Chi phí giảm phát thải GHGs giữa các quốc gia hay khu vực rất khác nhau tuỳthuộc vào nhiều yếu tố (tăng hiệu quả sử dụng năng lượng, phát huy tiềm năng vềcác nguồn năng lượng có khả năng tái tạo ) Vì thế, Nghị định thư Kyoto đưa racác “cơ chế mềm dẻo” nhằm mục đích cho phép các bên có chỉ tiêu giảm phát thảitạo ra được những cơ hội giảm phát thải GHGs ở nước ngoài rẻ hơn so với ở trongnước

Cơ chế đồng thực hiện (JI) cho phép các nước thuộc Phụ lục I (nước sở tại) thực

hiện đầu tư các dự án giảm phát thải hoặc thu hồi khí nhà kính từ khí quyển ở cácnước khác cũng thuộc phụ lục I (nước thực hiện) với chi phí thấp hơn so với thựchiện tai nước sở tại Đổi lại nước sở tại sẽ nhận được các EURs (các đơn vị giảmphát thải) có được từ dự án và sử dụng chúng để thực hiện nghĩa vụ giảm phát thải

đã cam kết của mình trong Nghị định thư

Cơ chế phát triển sạch (CDM) giúp cho các nước không thuộc Phụ lục I có

được sự phát triển bền vững, đồng thời giúp các nước đầu tư thuộc Phụ lục I cóđược chứng nhận giảm phát thải GHGs (CERs) tại các nước không thuộc Phụ lục I

Cơ chế buôn bán quyến phát thải (ET) áp dụng cho các nước thuộc Phụ lục I có

thể trao đổi với nhau quyền phát thải dư thừa của mình thông qua hoạt độngthương mại

1.2 Vai trò và lợi ích của CDM đối với sự phát triển bền vững

CDM là cơ chế đầu tư phát triển bền vững cho phép các nước công nghiệp hoáthuộc Phụ lục I thực hiện các dự án giảm phát thải tại các nước đang phát triển vàđổi lại nhận được chứng chỉ CERs, đạt được sự tuân thủ các cam kết của mình vềgiảm phát thải định lượng theo Nghị định thư Kyoto, hạn chế sự biến đổi khí hậu

trái đất Như vậy, thay vì cố gắng thực hiện giảm phát thải ngay tại nước mình bằngcác biện pháp như đầu tư, đổi mới, cải tiến công nghệ… với chi phí tốn kém hơn vàhiệu quả thường không cao; các nước công nghiệp hoá sẽ tiến hành các dự án CDMđầu tư vào các nước đang phát triển chưa bị ô nhiễm môi trường nặng, trình độcông nghệ chưa cao để giảm phát thải với hiệu quả cao hơn Bằng cách này, các dự

án CDM đem lại lợi ích môi trường và kinh tế cho cả hai phía - phía các nước côngnghiệp hoá (các nhà đầu tư dự án CDM) và phía các nước đang phát triển (các nướctiếp nhận dự án CDM) Về mặt kinh tế, nguồn tài trợ từ các dự án CDM chính lànguồn tài chính mới và bổ sung giúp các nước đang phát triển đạt được mục tiêukinh tế - xã hội, môi trường và phát triển bền vững, phát triển các nguồn lực, cảithiện sử dụng đất, nâng cao phúc lợi xã hội, xoá đói giảm nghèo, tạo việc làm haygiảm phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên liệu hoá thạch Các nước công nghiệp hoátăng thêm cơ hội đầu tư vào nước chủ nhà Về môi trường, các nước đang phát triển

có cơ hội tiếp nhận các công nghệ thân thiện với môi trường, tiết kiệm năng lượng,giảm ô nhiễm không khí và nước Ở mức độ toàn cầu, thông qua các dự án giảmphát thải, CDM có thể khuyến khích đầu tư quốc tế, thúc đẩy cung cấp nguồn lựccần thiết cho tăng trưởng kinh tế ở nhiều nơi, nhiều khu vực trên thế giới

1.3 Tình hình thực hiện CDM trên thế giới

Đến tháng 11 năm 2007 đã có 175 nước và đại diện chính phủ các nước thamgia ký kết (chiếm hơn 61.1% lượng khí thải từ các nước thuộc Phụ lục I).Hệ thốngbuôn bán phát thải của cộng đồng châu Âu (EU ETS) cũng ghi nhận giá trị và sốlượng các giao dịch các-bon đã tăng gấp đôi lên mức 50 tỉ USD Thị trường cácbontoàn cầu đã tăng từ gấp đôi đến gấp ba ở tất cả các lĩnh vực, trừ các dự án ở nhữngnước đang phát triển Xu hướng thị trường này có thể là một bước ngoặt đối với cácnước đang phát triển đang bắt đầu hưởng lợi từ hoạt động tài chính cácbon và đangtiến đến những nỗ lực giảm thiểu tác động của biến đổi khí hậu bằng các công nghệnăng lượng sạch tiên tiến Trong năm 2007, đã có 68 quốc gia đang phát triển thamgia CDM nhưng cũng phải đối mặt với sự giảm cầu trong năm 2008, khi các nướcmua quyền phát thải nhận ra rằng họ không có đủ thời gian để hoàn thành các camkết theo NĐT Kyoto với các dự án mới, và nhu cầu từ các thị trường như Mỹ dựkiến sẽ chỉ được kích hoạt sau năm 2012 Quá trình thực hiện các dự án CDM cũng

bị giảm sút do sự chậm trễ về thủ tục phê chuẩn CDM

Theo báo cáo mới đây của Ngân hàng thế giới, thị trường cácbon toàn cầu đãđạt tới 97 tỉ USD vào năm 2008 cao hơn nhiều so với 64 tỉ USD trong năm 2007 vàcao gấp ba lần so với năm 2006 Tính đến đầu năm 2009, số dự án đăng ký CDMthành công đã lên tới 1551 dự án và ước tính phát hành hơn 1, 53 tỉ CERs.

Bảng 1.1: Số liệu thống kê các dự án CDM và CERs (tháng 3/2009)

CERs trung bình hàng năm

Số lượng CERs dự báo đên

Hình 1.1: Sự gia tăng về số lượng dự án CDM đã đăng ký, số dự án theo danh

mục các nước và số lượng CERs tính theo các dự án

Nguồn: http://cdm.unfccc.int

Hiện tại, theo số liệu của UNFCCC tháng 3 năm 2009, ngành năng lượng làlĩnh vực thu hút nhiều dự án CDM nhất (chiếm 59.43%), tiếp theo là ngành xử lý vàtiêu huỷ chất thải (17.91%) và ngành nông nghiệp (5.25%)

Số dự án CDM theo danh mục các nước đưa ra

Số CERs theo dự án CDM trong danh mục (Triệu)

Hình 1.2: Số lượng các dự án đã được đăng ký CDM theo lĩnh vực

(tính đến tháng 3 năm 2009)

Nguồn: http://cdm.unfccc.int

Trong đó, Châu Á Thái Bình Dương hiện đang là khu vực sôi động nhất về các

dự án CDM Tính đến đầu năm 2009, Ấn Độ là nơi có nhiều dự án CDM nhất, cònTrung Quốc là quốc gia đứng đầu về nhận được CERs Các nước Anh, Thuỵ Sĩ vàNhật là những nước phát triển đầu tư nhiều nhất vào các dự án CDM (Anh:29.85%; Thuỵ Sĩ:21.84%; Nhật Bản: 10.56%)

Hình 1.3: Các dự án CDM đã đăng ký theo nước chủ nhà

tính đến tháng 3/2009 (tổng số là 1462 dự án)

233194892102127

Công nghiệp hoá chất

Công nghiệp chế tạo

Nguồn: http://cdm.unfccc.int

1.4 Việt Nam với CDM

Việt Nam phê chuẩn Công ước khung biến đổi khí hậu (UNFCCC) vào ngày16/11/1994; đã ký Nghị định thư Kyoto vào ngày 3/12/1998 và phê chuẩn vào ngày25/9/2002 Được đánh giá là một trong những quốc gia tích cực và tham gia sớmvào Nghị định thư Kyoto, quan điểm chung của Việt Nam là:

 Việc hạn chế ảnh hưởng của sự nóng lên toàn cầu là công việc chung,nhưng các nước phát triển phải có trách nhiệm và dẫn đầu

 Sự cố gắng của cộng đồng quốc tế cần cân đối hơn nữa giữa việc giảm thải

và các biện pháp ứng phó

1.4.1 Tiềm năng tham gia cơ chế phát triển sạch của Việt Nam

Việt Nam đã xác định các lĩnh vực tiềm năng để xây dựng và thực hiện các dự

án về cơ chế phát triển sạch là nâng cao hiệu quả, bảo tồn và tiết kiệm năng lượng,chuyển đổi sử dụng nhiên liệu, thu hồi và sử dụng khí mêtan từ bãi rác và từ khaithác than, ứng dụng năng lượng tái tạo, thu hồi và sử dụng khí đốt đồng hành, trồngrừng mới và tái trồng rừng, trong đó lĩnh vực năng lượng là có tiềm năng nhất

Hình 1.4: Lượng phát thải GHGs trong 3 khu vực kinh tế chính tại Việt Nam

Nguồn: Bộ Tài nguyên và Môi trường

Theo Bộ Tài Nguyên và Môi trường (MONRE), tiềm năng giảm GHGs giaiđoạn 2001-2010 của Việt Nam trong lĩnh vực năng lượng, nông nghiệp, lâm nghiệpước khoảng 154,4 triệu tấn CO2, và theo cơ chế phát triển sạch của NĐT Kyoto,

105.17

196.98

-32.168.29

396.35

43.53

-28.4-21.7

Việt Nam có thể thu được khoảng 250 triệu USD từ nguồn giảm khí này thông quacác dự án CDM.

1.4.2 Những thách thức của Việt Nam tham gia thực hiện các dự án CDM

Một trong những thách thức từ thực tiễn phát triển CDM là các dự án CDMcòn nhiều yếu tố rủi ro như: cháy rừng trong các dự án AR-CDM, sự thiếu hợp tác

từ phía người dân và cơ quan chính quyền, không chặt chẽ trong quản lí thực hiện

dự án, thất thoát nguồn vốn đầu tư Các ngành nông lâm nghiệp các ngành côngnghiệp của Việt nam thường nhỏ lẻ, phân tán nên nhiều khi không đáp ứng đượccác tiêu chuẩn về qui mô đầu tư dự án Chẳng hạn như, các doanh nghiệp còn thờ ơvới các dự án CDM khi cho rằng phần lớn doanh nghiệp nước ta là doanh nghiệpvừa và nhỏ, trong khi đó định mức mà Ban điều hành CDM quốc tế (EB) đưa raphải giảm 10 tấn CO2/doanh nghiệp/năm là quá cao Hơn nữa, các quá trình thủ tục

để được EB chứng nhận khối lượng khí thải giảm được đạt yêu cầu quá phức tạp Đối với Việt Nam, thị trường mua bán CERs còn mới nên giá thành các CERscòn khá rẻ và tính rủi ro sẽ rất cao Trong quá trình mua bán, chuyển giao, giá cảcủa CERs được chuyển nhượng rất bấp bênh, thường xuyên thay đổi phụ thuộc vàonhu cầu của các nước cần chuyển nhượng và cung cầu trên thị trường Mặt khác, sựphát triển mạnh của CDM ở các nước châu Á như Trung Quốc và Ấn Độ sẽ là yếu

tố cạnh tranh với Việt Nam khi tham gia vào thị trường CDM Bên cạnh đó, CDM

sẽ không có triển vọng nếu giai đoạn sau Nghị định thư Kyoto không được xác định

rõ ràng, tức thời kì "hậu Kyoto" vào năm 2012

Việt nam chưa chủ động tạo lập được đầy đủ các mối quan hệ quốc tế và sựphối hợp đồng bộ của các ban ngành trong việc thực hiện các chiến lược phát triểnCDM Trên thực tế, tại Việt Nam, các tổ chức ở các nước phát triển thông qua cáccông ty cung cấp công nghệ tìm đến các nước đang phát triển có tiềm năng giảmphát thải khí nhà kính để thực hiện dự án CDM Điều này có nghĩa thị trường buônbán phát thải đang ở tình trạng một chiều, người mua chủ động tìm đến những địachỉ có tiềm năng cung cấp sản phẩm mà họ cần Trong thời gian tới, sự phát triển vềquy mô và chất lượng của thị trường sẽ thay đổi, hình thức buôn bán phát thải sẽcân bằng hơn, nghĩa là các nhà cung cấp sản phấm sẽ chủ động tìm đến bên cầu

Hiện nay, thách thức lớn nhất vẫn là kiến thức và thông tin về áp dụng cơ chếCDM ở Việt Nam còn yếu và thiếu CDM còn là một khái niệm mới trong lĩnh vựcđầu tư ở Việt Nam, cơ quan quản lí và các nhà chuyên môn còn lúng túng trongviệc ban hành các quyết định, chính sách và thiếu kinh nghiệm trong việc mua bánCERs và quy trình thực hiện Tổ chức tư vấn về CDM chưa đáp ứng được yêu cầuđối với các dự án lớn, có tính đặc thù cao hoặc dự án ở lĩnh vực mới Một trongnhững rào cản lớn nhất khiến nhiều dự án CDM ở Việt Nam không được thẩm địnhthành công là thiếu đường cơ sở thống nhất cho lưới điện quốc gia do không có sốliệu chính thức Các tính toán chủ yếu dựa trên số liệu của Quy hoạch phát triểnđiện lực quốc gia chứ không phải là số liệu thực tế Bởi quy hoạch thường đượcđiều chỉnh cho phù hợp với xu thế phát triển của điện lực Việt Nam, nên tồn tạinhiều phiên bản khác nhau, dẫn đến tình trạng mỗi đơn vị phát triển dự án lại cómột hệ số phát thải đường cơ sở riêng Việc này khiến Cơ quan tác nghiệp thẩm tra(DOEs) lúng túng khi thẩm định các dự án CDM khác nhau ở Việt Nam vì có nhiềucác hệ số phát thải đường cơ sở khác nhau, mặc dù chúng cùng dựa trên một nguồn

số liệu Hơn nữa, các số liệu chỉ là trong kế hoạch, không phải là số liệu thực tế của

hệ thống điện, rất khó để DOE chấp nhận đường cơ sở do các đơn vị xây dựng dự

án đưa ra

Ngoài ra, một trong những yếu tố quyết định sự thành công của dự án CDM làchứng minh tính bổ sung về tài chính, nghĩa là cần biện luận rằng dự án sẽ khôngkhả thi về mặt tài chính nếu không có thu nhập phụ từ lượng giảm phát thải cácbon Theo yêu cầu của Ban chỉ đạo cơ chế phát triển sạch (CDM EB), phân tích tàichính trong báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án (FSR) phải bao gồm cả phần thunhập phụ từ doanh thu cácbon Tuy nhiên, vẫn chưa có một hướng dẫn cụ thể nàoliên quan đến vấn đề này cho những cơ quan lập FSR cũng như các chủ dự án -những người mong muốn áp dụng CDM cho dự án của mình Do vậy, chủ dự án và

cơ quan lập FSR thường do dự trong việc có bao gồm thu nhập từ CDM trong tínhtoán tài chính của dự án tại FSR Bên cạnh đó, sự thiếu hụt chuẩn tài chính cụ thểcho các dự án ở Việt Nam cũng dẫn đến khó khăn trong quá trình cung cấp choDOEs và CDM EB các luận điểm thuyết phục và bằng chứng đáng tin cậy liên quanđến tính bổ sung tài chính của các dự án

1.4.3 Tình hình phát triển các dự án CDM tại Việt Nam

Đến tháng 3 năm 2003, Chính phủ đã giao cho Bộ Tài nguyên và môi trường(MONRE) là cơ quan đầu mối tham gia và thực hiện UNFCCC và Nghị định thưKyoto, đồng thời là Cơ quan thẩm quyền quốc gia về CDM (DNA) của Việt Nam.Như vậy, Việt Nam đã đạt được cả 3 điều kiện để tham gia một cách đầy đủ nhấtvào các dự án CDM quốc tế, đó là: Tự nguyện tham gia CDM, Chỉ định cơ quanquốc gia về CDM và phê chuẩn Nghị định thư Kyoto

Vào tháng 4 năm 2003, Ban tư vấn chỉ đạo liên ngành về CDM (CNECB) đượcthành lập nhằm tư vấn, chỉ đạo cho DNA trong việc quản lý hoạt động và tham giađánh giá các dự án CDM tại Việt Nam Ban này bao gồm 12 đại diện của 9 bộ,ngành liên quan và Liên hiệp các hội khoa học kỹ thuật Việt Nam Các dự án CDMthành công được cấp CERs phải nộp mức phí là 2% tổng vốn đầu tư của dự án chomột quỹ riêng, gọi là quỹ thích ứng Quỹ này giúp những nước đang phát triển thíchnghi với những tác động môi trường tiêu cực do biến đổi khí hậu Việt Nam cũng

đã có những khuyến khích về mặt tài chính cho các dự án CDM thông qua Quyếtđịnh số 130/2007/QD-TTg vào ngày 2 tháng 8 năm 2007 qui định hỗ trợ về thuế, sửdụng đất, trợ giá và các qui định khác

Các hoạt động dự án CDM ngày càng phát triển mạnh tại Việt Nam khi sốlượng dự án được phê duyệt đã và đang tăng lên một cách đáng kể Trong khi chỉ

có hai văn kiện thiết kế dự án (PDD) được phê duyệt năm 2004 và hai PDD với 5 ýtưởng dự án (PIN) được duyệt năm 2005, số thư phê duyệt (LoA) và thư tán thành(LoE) được cấp trong năm 2006 lần lượt là 5 và 3 Năm 2007, Cơ quan thẩm quyềnquốc gia (DNA) đã cấp tổng cộng 16 LoA và 7 LoE Kỷ lục là năm 2008, có 19PDD và 1 PIN được phê duyệt chỉ trong vòng 6 tháng đầu năm

Tính đến đầu năm 2009, có 78 dự án chính thức đã nộp lên cơ quan thẩm địnhquốc gia Việt Nam về CDM, trong đó có 56 dự án đã nhận được LoA của DNA củaViệt Nam với lượng giảm phát thải là 4.5 triệu tấn CO2/năm Theo UNFCCC, ViệtNam đã phát hành được 4.486.500 CERs với 4 dự án chính thức được đăng ký quốc

tế thành công (3 dự án CDM thủy điện nhỏ và dự án thu hồi khí mỏ Rạng Đông).Ngoài ra, Việt Nam hiện có 28 dự án đang thẩm định quốc tế, trong đó có 1 dự ánđiện gió tại Bình Thuận, là dự án điện gió theo CDM thứ hai ở Đông Nam Á Các

bên mua CERs của Việt Nam gồm có các nước Nhật Bản, Đức, Hà Lan, Canada,Anh, Thụy Điển, Đan Mạch.

Hình 1.5: Các dự án CDM tại Viêt Nam thẩm định quốc tế theo lĩnh vực

(tổng cộng 28 dự án)

Nguồn: Công ty cổ phần tư vấn năng lượng môi trường (VNEEC)

II DỰ ÁN CDM

2.1 Khái niệm dự án CDM

Theo Quyết định của Thủ tướng Chính phủ số 130/2007/QĐ-TTg ngày

22/08/2007 định nghĩa: Dự án CDM là dự án đầu tư sản xuất theo công nghệ mới,tiên tiến thân thiện với môi trường, có kết quả giảm phát thải GHGs được Ban chấphành quốc tế về CDM chấp thuận đăng ký và cấp chứng chỉ giảm phát thải GHGs

Hình 1.6: Mô hình dự án CDM đơn phương và song phương

Dự án CDM gồm có mô hình đơn phương và mô hình song phương Theo môhình đơn phương, các quốc gia tự đầu tư vốn và bán CERs thu được từ dự án Theo

Điện gió (1)Trồng rừng (1)

Các nước thuộc Phụ lục I

Dòng đầu tưDòng giấy phép

mô hình song phương, các nước phát triển thuộc Phụ lục I sẽ đầu tư vốn, công nghệvào các nước đang phát triển thông qua các dự án thân thiện với môi trường, đổi lại

họ thu được CERs nhằm thực hiện cam kết tuân thủ Nghị định thư Kyoto Mô hình

dự án CDM đơn phương được đặc trưng bằng nhóm các giao dịch (1;2), còn môhình song phương bao gồm các nhóm giao dịch (3;2) và (3;4)

 Những nguyên tắc cơ bản thực hiện dự án CDM

 Tính bổ sung: Dự án phải chứng minh được rằng hoạt động (mà nhờ đógiảm phát thải GHGs) sẽ không xảy ra nếu không có dự án

 Tính bền vững: Dự án phải thúc đẩy phát triển bền vững của nước chủ nhà

Do đó, CDM được Ban chấp hành CDM (EB) giám sát EB chịu trách nhiệmthẩm tra xem một đề xuất có phù hợp để trở thành dự án CDM hay không theo cáctiêu chí đánh giá do nước chủ nhà đặt ra

2.2 Lĩnh vực thực hiện dự án CDM

Lĩnh vực thực hiện dự án CDM là toàn bộ các lĩnh vực kinh tế có mang lại kếtquá giảm phát thải khí nhà kính, gồm có:

 Nâng cao hiệu quả sử dụng, bảo tồn và tiết kiệm năng lượng;

 Khai thác, ứng dựng các nguồn năng lượng tái tạo;

 Chuyển đổi sử dụng nhiên liệu hoá thạch nhằm giảm phát thải khí nhà kính;

 Thu hồi và sử dựng khí đốt đồng hành từ các mỏ khai thác dầu;

 Thu hồi khí mê tan (CH4) từ các bãi chôn lấp rác thải, từ các hầm khai thácthan để tiêu huỷ hoặc sử dụng cho phát điện, sinh hoạt;

 Trồng rừng hoặc tái trồng rừng để tăng khả năng hấp thụ, giảm phát thải khínhà kính

 Giám phát thải khí mê tan (CH4) từ các hoạt động trồng trọt và chăn nuôi;

 Các lĩnh vực khác mang lại kết quả giảm phát thải khí nhà kính

2.3 Đường cơ sở

Đường cơ sở là một kịch bản xảy ra khi không có cơ chế CDM Các mức phátthải đường cơ sở cần được dùng làm các mức tham chiếu cho phép so sánh được

với các mức phát thải thực tế của dự án và sử dụng để định lượng các mức giảmphát thải mang tính bổ sung do dự án mang lại

Khi lựa chọn phương pháp luận đường cơ sở cho một hoạt động dự án, các bêntham gia dự án sẽ chọn một trong số các cách tiếp cận dưới đây:

 Các mức phát thải thực tế hiện nay và trước đây nếu áp dụng

 Các mức phát thải của một công nghệ tiêu biểu cho quá trình hành động nặng

về lợi ích kinh tế có lưu ý đến các rào cản đối với đầu tư

 Các mức phát thải trung bình của các hoạt động dự án tương tự đã thực hiệntrong phạm vi 5 năm trước trong các điều kiện xã hội, kinh tế, môi trường vàcông nghệ giống nhau và hiệu quả thực hiện nằm trong nhóm 20% các dự ánhàng đầu

Hình 1.7: Đường cơ sở của dự án CDM

2.4 Quy trình của dự án CDM

Theo qui định của Nghị định thư Kyoto và thỏa thuận Marrakech, một dự ánCDM sẽ được triển khai gồm 6 bước cơ bản, trong đó 3 bước đầu được tiến hànhtrong thời gian chuẩn bị dự án, 3 bước sau trong suốt thời gian thực hiện dự án

Giảm phát thải = CERs

Các phát thải đường cơ

sở

Phát thải của dự ánBắt đầu

Năm

Hình 1.8: Sơ đồ chu trình dự án CDM

Nguồn: www.ahk.org.br

 Thiết kế và xây dựng dự án:

Bước đầu tiên trong chu trình của dự án CDM nhằm thiết kế và xây dựng dự

án CDM tiềm năng Dự án phải đảm bảo tính thực tế, tính khả thi, có khả năng đolường được và mang tính bổ sung Tính bổ sung được thể hiện qua việc so sánhmức phát thải của dự án với trường hợp tham chiếu hợp lý được gọi là đường cơ sở.Kết thúc giai đoạn này cần có tài liệu ý tưởng dự án (PIN), văn kiện thiết kế dự án(PDD) Văn kiện thiết kế dự án do các bên tham gia dự án soạn thảo với sự hướngdẫn và giúp đỡ của một tổ chức tác nghiệp quốc tế (DOE) theo hướng dẫn của Banđiều hành CDM và trình lên cơ quan có thẩm quyền xem xét và phê duyệt dự án

 Phê duyệt quốc gia và thẩm định PDD:

Thẩm định dự án là quá trình đánh giá độc lập PDD do các tổ chức tác nghiệpđược chỉ định (DOEs) thực hiện dựa trên các yêu cầu bắt buộc của cơ chế CDM.Các DOEs có thể là những công ty tư nhân đặc thù như các công ty kế toán và kiểm

DOE & DNA

Các bên tham gia dự án

DOE EB

EB

Các bên tham gia dự án

Thẩm định PDD

toán, công ty tư vấn, công ty luật có khả năng đánh giá dự án một cách độc lập vàtin cậy Quá trình thẩm định bắt đầu bằng việc các bên dự án lựa chọn và ký kếthợp đồng với DOE để xem xét PDD dự án cùng với mọi hồ sơ liên quan để khẳngđịnh rằng PDD thỏa mãn các yêu cầu của EB.

Sau khi hết thời hạn gửi nhận xét (tức 30 ngày sau khi công khai hồ sơ), trên cơ

sở PDD và những nhận xét của các bên liên quan, DOE sẽ xác định xem dự án cóthể được thẩm định hay không Ở giai đoạn này, DOE sẽ thông báo cho các bên dự

án kết quả thẩm định, còn các bên tham gia dự án phải gửi cho DOE Thư phê chuẩn(LoA) của cơ quan thẩm quyền quốc gia về CDM (DNA) Sau khi thẩm định dự án,DOE sẽ trình EB Báo cáo thẩm định với yêu cầu cho đăng ký dự án

 Phê chuẩn và đăng ký:

Đăng ký là sự công nhận chính thức của EB đối với hoạt động dự án CDM đãđược thẩm định Đây là điều kiện tiên quyết cho việc kiểm tra, chứng nhận và pháthành CERs thu được từ hoạt động của dự án

 Thẩm tra và chứng nhận:

Thẩm tra là quá trình xem xét và xác định do các DOEs tiến hành định kì vềviệc giảm phát thải GHGs của dự án tại nguồn nhằm đánh giá kết quả hoạt độngcủa dự án trong thời gian thẩm tra Việc thẩm tra chỉ được tiến hành khi các bêntham gia dự án đệ trình để được thẩm tra và kiểm toán lượng các bon giảm đượccủa dự án Chứng nhận là sự đảm bảo bằng văn bản của DOE rằng trong một giaiđoạn cụ thể, hoạt động dự án đã đạt được lượng giảm GHGs như đã được kiểm tra

Kết thúc quá trình kiểm tra là DOE hoàn thành Báo cáo kiểm tra, trong đókhẳng định lượng giảm GHGs đạt được Báo cáo này được chuyển cho các bên dự

án, các bên liên quan và EB đồng thời công bố công khai

Sau khi kết thúc đợt kiểm tra và dựa trên Báo cáo kiểm tra, DOE sẽ hoàn thànhBáo cáo chứng nhận, trong đó xác nhận rằng trong thời gian cụ thể này, hoạt động

dự án đạt được lượng giảm GHGs như đã được kiểm tra

2.5 Các tiêu chuẩn quốc gia để phê duyệt dự án CDM tại Việt Nam

2.5.1 Tiêu chuẩn loại trừ

 Tính bền vững:

 Phải phù hợp với các mục tiêu phát triển bền vững quốc gia

 Phải phù hợp với các mục tiêu chiến lược phát triển ngành và địa phương

 Tính bổ sung

 Có tính bổ sung về tác động môi trường: Kết quả giảm khí nhà kính mà dự

án tạo ra so với không có dự án

 Tính bổ sung về tài chính: Tài trợ công cho các dự án CDM không làm sailệch Quỹ dành cho Hỗ trợ phát triển chính thức (ODA)

 Tính khả thi

 Được Chính phủ ủng hộ

 Có kết quả thực, đo đếm được và lợi ích lâu dài nhằm giảm nhẹ tác độngcủa biến đổi khí hậu

2.5.2 Tiêu chuẩn ưu tiên cho các dự án CDM tại Việt Nam

Bảng 1.2: Các tiêu chuẩn ưu tiên cho các dự án CDM tại Việt Nam

Hiệu ứng nhàkính  Giảm phát thải GHGS

Các khí ô nhiễmngoài GHGS

 Phát thải các khí ô nhiễm ngoài GHGS

 Nước nhiễm bẩn ngoài GHGSRác thải Mức độ rác thải

Được sự ủng hộ mạnh mẽ của các cấp chính quyền trung ương và địa

phương, thu hút đầu tư hơn

Có nguồn nhân lực và cơ sở hạ tầng phù hợp

Nguồn: www.noccop.org.vn

III ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA DỰ ÁN CDM

3.1 Phân tích chi phí lợi ích (CBA)

Phân tích chi phí lợi ích là quá trình xác định và so sánh những lợi ích và chiphí của một dự án, chương trình chính sách hay hoạt động phát triển theo quanđiểm xã hội Phân tích chi phí lợi ích được hiểu là phân tích tài chính của dự ántheo nghĩa rộng hay phân tích kinh tế Khác với phân tích tài chính, ngoài tính cácchi phí và lợi ích thực, trong quá trình tính CBA cần cố gắng lượng hoá các chi phí

và lợi ích ẩn càng nhiều càng tốt, những chi phí và lợi ích không lượng hoá đượcbằng tiền cần được liệt kê đầy đủ và đánh giá một cách định tính

3.2 Các bước tiến hành CBA của dự án CDM

3.2.1 Xác định các chi phí và lợi ích của dự án

Quá trình này chính là liệt kê đầy đủ các chi phí và lợi ích liên quan đến dự ántheo quan điểm xã hội theo các nguyên tắc sau:

 Một lợi ích bị mất đi được coi là một chi phí, ngược lại một chi phí tiết kiệmđược coi là một lợi ích

 Không tính thiếu, tính trùng, nhận dạng đúng và đủ các khoản chi phí, lợi ích

 Phải có đơn vị đo lường chung

 Chi phí của dự án CDM: Cũng như các dự án thông thường khác, dự ánCDM cũng bao gồm các chi phí thường xuyên, chi phí không thường xuyên và chiphí cơ hội Chi phí thường xuyên là các khoản chi cho quản lý và vận hành dự ánhàng năm gồm có chi phí bao dưỡng, nguyên vật liệu, nhân công, nhà xưởng Chiphí không thường xuyên là những khoản chi phát sinh ngay khi dự án mới bắt đầuthực hiện và không thường xuyên trong suốt đời dự án gồm có khoản đầu tư cơ sở

hạ tầng, mua sắm máy móc, thiết bị Chi phí cơ hội phát sinh do sự thay đổi vềcông nghệ, tỷ lệ lãi suất, biến động kinh tế, xã hội

Ngoài các chi phí kể trên, dự án CDM còn chịu các khoản chi phí CDM như chiphí thiết kế, xây dựng dự án, thuế CERs, chi phí giao dịch

 Lợi ích của dự án CDM: Ngoài doanh thu như các dự án thông thường khác,

dự án CDM còn có doanh thu trực tiếp từ bán CERs và các lợi ích khác đóng gópvào sự phát triển bền vững như uy tín, hình ảnh doanh nghiệp, xoá đói giảm nghèo,

giảm ô nhiễm môi trường, giảm phát thải khí nhà kính, đóng góp vào nỗ lực chốngbiến đổi khí hậu toàn cầu

3.2.2 Đánh giá chi phí và lợi ích

Sau khi đã liệt kê đầy đủ các chi phí và lợi ích của dự án, chúng ta tiến hànhlượng hoá quy đổi các chi phí và lợi ích này ra giá trị tiền tệ Việc đánh giá các chiphí và lợi ích là rất quan trọng và ảnh hưởng trực tiếp đến kết quả tính toán CBA.Đồi với các chi phí và lợi ích có giá trên trị trường thì sử dụng trực tiếp giá thịtrường để xác định, còn đối với các chi phí lợi ích ẩn không có giá trên thị trường,chúng ta sử dụng các phương pháp định giá gián tiếp như phương pháp thay thế,chi tiêu ngăn ngừa, đánh giá ngẫu nhiên, chi phí du hành để lượng giá Tuy nhiên,việc lượng giá các chi phí và lợi ích vô hình là khá khó khăn và nhiều khi không thểquy đổi được ra giá trị tiền tệ như hình ảnh doanh nghiệp, giảm bất bình đẳng, giảmđói nghèo

3.2.3 Tính toán các chỉ tiêu:

Các chỉ tiêu thường được sử dụng để đánh giá hiệu quả dự án là: Giá trị hiệntại ròng (NPV), hệ số hoàn vốn nội bộ (IRR), tỷ suất chi phí lợi ích (BCR), thờigian hoàn vốn (PB)

 Trước khi tính các chỉ tiêu trên, chúng ta cần chọn biến thời gian và tỷ lệchiết khấu phù hợp:

Chọn biến thời gian: Về mặt lý thuyết, phân tích kinh tế các dự án cần phải

kéo dài trong khoảng thời gian thích hợp sao cho phản ánh đầy đủ mọi chi phí vàlợi ích của dự án Trong khi chọn biến thời gian thích hợp, cần lưu ý:

 Thời gian sống hữu ích của dự án để tạo ra các sản phẩm đầu ra và các lợiích kinh tế cơ sở mà dự án được thiết kế Khi lợi ích dự kiến của dự ánkhông đáng kể thì thời gian sống hữu ích của dự án coi như kết thúc

 Tỷ lệ chiết khấu trong phân tích kinh tế của dự án tỷ lệ nghịch với NPV

Ngoài ra, có thể tính tỷ lệ chiết khấu thực theo công thức: r =

m

m i



 1

 Xác định và điều chỉnh tỷ lệ chiết khấu căn cứ vào chi phí cơ hội của đồngtiền, chi phí của việc vay mượn vốn và hệ thống xã hội về các vấn đề ưu tiêntheo thời gian Tỷ lệ chiết khấu thường được căn cứ vào tỷ lệ lãi suất củavốn vay nhưng nếu vốn vay từ nhiều nguồn với lãi suất khác nhau thì tỷ lệchiết khấu được tính bằng cách lấy bình quân gia quyền của các tỷ lệ lãisuất Trong phân tích CBA, tỷ lệ chiết khấu phải phản ánh được chi phí cơhội của đồng tiền và sự ưa thích về thời gian của xã hội hay mức sinh lờitrung bình của tiền trong nền kinh tế

 Sau khi đã lựa chọn biến thời gian và tỷ lệ chiết khấu, chúng ta tiến hànhtính toán các chỉ tiêu của dự án

Giá trị hiện tại ròng (NPV): Giá trị hiện tại ròng của dự án là hiệu số giữa giá

trị hiện tại của các khoản thu nhập và chi phí trong tương lai, nghĩa là tất cả lợinhuận hàng năm được chiết khấu về thời điểm bắt đầu bỏ vốn theo tỷ suất chiếtkhấu đã chọn

n: Thời gian hoạt động của dự án

Bt, Ct: Lợi ích và chi phí năm thứ t

Dự án được chấp nhận khi NPV > 0 Giá trị NPV càng lớn thì càng hiệu quả

Tỷ suất lợi ích-chi phí (BCR): BCR là tỷ số giữa giá trị hiện tại của lợi ích thu

được so với giá trị hiện tại của chi phí bỏ ra

Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR): IRR là một trong những chỉ tiêu được sử dụng

nhiều nhất trong đánh giá mức độ hấp dẫn của dự án đầu tư về mặt tài chính thôngqua việc so sánh với mức lãi suất ngân hàng hay tỷ suất chiết khấu IRR là mức lãisuất mà tại đó NPV=0

t

r

C r

B

0

 Tính toán IRR bằng phương pháp nội suy:

Chọn 2 tỷ suất chiết khấu r1 và r2 (r2 > r1) sao cho tương ứng với r1 có NPV1>1

NPV2

Đường đồ thị của IRR sẽ cắt trục hoành (điểm có NPV = 0) tại điểm biểu thị tỷ suất chiết khấu (IRR) của dự án đầu tư

Thời gian hoàn vốn (PB): Thời gian hoàn vốn là số năm cần thiết để có thể

thu hồi được toàn bộ số vốn đầu tư bỏ ra Đây là một tiêu chuẩn đặc biệt quan trọngkhi nghiên cứu dự án có nhiều rủi ro và khan hiếm vốn Thời gian hoàn vốn càngdài thì rủi ro càng lớn

 Thời gian hoàn vốn giản đơn: không xét tới yếu tố thời gian của tiền

Công thức: PB =

C

C

1 0

Trong đó: C0 là vốn đầu tư ban đầu

CF1 là lợi ích ròng năm đầu tiên và thường đều nhau trong các năm

 Thời gian hoàn có xét tới yếu tố thời gian của tiền:

Khi đó, lợi nhuận của các năm phải được chiết khấu đưa về cùng thời gian để

so sánh với vốn đầu tư ở thời điểm đó

Công thức:

Công thức tính gần đúng với t1 là thời điểm ứng với NPV1 < 0, và t2: thời điểmứng với NPV2 > 0

3.2.4 Phân tích rủi ro và độ nhậy

Trong thực tế, dự án có thể gặp rủi ro bất cứ lúc nào như các rủi ro do biếnđộng về kinh tế xã hội, biến động trên thị trường vốn, thay đổi trong chính sách vàthể chế Những rủi ro này làm thay đổi phân tích của dự án, làm sai lệch tính toánhiệu quả của dự án Vì vậy, khi tính toán cần có những giả định về dữ liệu nhằmđánh giá những thay đổi chỉ tiêu khi các yếu tố thay đổi liên quan đến việc đánh giáhiệu quả của dự án

2 1

1 1

2

NPV NPV

NPV t

t t PB

r

C B NPV

0

0 ) 1 (

Phân tích độ nhậy của dự án cho phép đánh giá tác động của sự không chắcchắn thông qua việc:

 Chỉ ra biến số ảnh hưởng nhiều nhất đến lợi ích xã hội ròng

 Chỉ ra giá trị của một hay nhiều biến số cụ thể mà tại đó làm cho đánh giáhiệu quả dự án thay đổi

 Chỉ ra trong phạm vi của một hay nhiều biến số một phương án là đángmong muốn nhất về mặt kinh tế

Phân tích rủi ro và độ nhậy giúp cho người phân tích hiểu được các yếu tố ảnhhưởng đến hiệu quả của dự án Những yếu tố gây tác động mạnh mẽ nhất cũng nhưcác yếu tố có ít ảnh hưởng cũng sẽ trở nên rõ ràng hơn Từ đó, các nhà đầu tư cócác phương án dự phòng để hạn chế những rủi ro trong quá trình thực hiện dự án Như vậy, phân tích CBA sẽ cho chúng ta đánh giá tương đối bao quát về hiệuquả dự án với các chỉ tiêu cơ bản, từ đó đưa ra những quyết định liệu có thực hiện

dự án hay không và những phương án nhằm nâng cao hiệu quả của dự án

CHƯƠNG II TỔNG QUAN PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC VÀ NĂNG LƯỢNG GIÓ

TẠI VIỆT NAM

I TỔNG QUAN VỀ PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

Hiện nay, ở Việt Nam tình trạng thiếu điện vẫn tiếp diễn do một số dự án pháttriển nguồn điện mới bị chậm tiến độ, đồng thời sự cố xảy ra làm các nhà máy đangvận hành phải ngưng hoạt động dẫn tới sản lượng điện sản xuất không đạt so với kếhoạch Ngoài ra, tình trạng này còn do ngành điện tại Việt Nam được xem nhưngành mang tính độc quyền cao với Tập đoàn điện lực (EVN) là người mua vàngười bán điện duy nhất đến người tiêu dùng

Hình 2.1: Nhu cầu về điện phân theo ngành kinh tế (1981 – 2005)

Nguồn: Bộ Công nghiệp và Ngân hàng Thế giới

Sản lượng điện sản xuất của cả nước tăng nhanh chóng từ 26,7 tỉ kWh từ năm

2000 đến năm 2008 sản lượng điện sản xuất đạt tới 76,03 tỉ kWh, trong đó có 67,29

tỉ kWh là điện thương phẩm Ngành điện có tốc độ tăng trưởng sản lượng điệnthương phẩm trung bình mỗi năm 14,3% trong giai đoạn từ 2000-2008 Theo EVN,sản lượng điện tiêu thụ trung bình hiện nay đạt 202 triệu kWh/ngày và công suấtcực đại là 11.950MW Mặc dù sản lượng điện năm 2008 tăng 13,9% so với năm

2007 – tương đương tăng hơn 9,25 tỉ kWh - nhưng con số mà EVN tăng được nhờ

tự sản xuất chỉ hơn 2,53 tỉ kWh, còn lại đều phải mua ngoài Hiện nay, tính bình

Sinh hoạt/hành chính Nhu cầu khác

quân điện trên đầu người ở Việt Nam vào loại thấp trong khu vực500kWh/người/năm Với nhu cầu hằng năm tăng 16%-17%, đến năm 2020 khi ViệtNam cơ bản trở thành nước công nghiệp, thì lúc đó nhu cầu điện sản xuất của ViệtNam sẽ là khoảng 200.000 GWh, bình quân đầu người phải đạt trên2.000kWh/người/năm, gấp 4 lần hiện nay Trong khi đó, ngay cả khi huy động tối

đa các nguồn điện truyền thống thì sản lượng điện nội địa chỉ đạt mức tương ứng là165.000 GWh (năm 2020) Điều này có nghĩa là nền kinh tế sẽ bị thiếu hụt điệnmột cách nghiêm trọng và tỷ lệ thiếu hụt có thể lên tới 20-30% mỗi năm Như vậy,Việt Nam sẽ phải đối mặt với tình trạng thiếu điện trong tương lai và thách thức của

an ninh năng lượng, do đó việc đa dạng hóa và tìm kiếm các nguồn năng lượng bổsung là vô cùng cẩn thiết nhằm giảm thiểu rủi ro

Về cơ cấu nguồn điện, sản lượng điện được sản xuất chủ yếu từ các nhà máythủy điện và nhiệt điện than, dầu, tuabin khí dầu và các nguồn phát điện độc lập.Trong cơ cấu nguồn điện tính đến cuối năm 2007 thì thủy điện chiếm 35% và nhiệtđiện vẫn chiếm tỷ trọng lớn nhất (56%) Tương lai, trong cơ cấu nguồn điện sẽ vẫntiếp tục nâng dần tỷ trọng các nguồn phi thủy điện Theo kế hoạch đến năm 2020,tổng công suất các nhà máy điện là 60.600MW, trong đó thuỷ điện 17.200MW(28,3%), nhiệt điện khí-dầu 16.300MW (26,8%), nhiệt điện than 18.300MW(30,2%), điện hạt nhân 2.000MW (3,3%), điện từ thủy điện nhỏ và năng lượng mới1800MW (2,8%) và nhập khẩu 5.200MW (8,6%)

Hình 2.2: Cơ cấu nguồn điện dự đoán năm 2020

Nguồn: Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006-2015

Trong giai đoạn 2006-2015 có xét đến triển vọng 2025, ngành điện cần xâydựng thêm 74 nhà máy và trung tâm điện lực với tổng công suất 81.000 MW, cụ thể

sẽ xây dựng 46 nhà máy thuỷ điện (qui mô công suất lớn hơn 50 MW), 2 trung tâm

thuỷ điện tích năng, 5 trung tâm nhiệt điện khí, 17 nhà máy và trung tâm nhiệt điệnthan, 2 trung tâm điện hạt nhân và 2 trung tâm năng lượng mới và tái tạo.

Bảng 2.1: Đánh giá tiềm năng các nguồn cung cấp năng lượng tại Việt Nam Nguồn

Tiềm năng ở Việt

Nam

Thủy

điện

 Không phải chi phí

cho nguyên liệu

 Mức phát thải thấp

 Có thể thay đổi

công suất nhanh

theo yêu cầu phụ

tải

 Chi phí đầu tư ban đầucao

 Ảnh hưởng đến cân bằng sinh thái

Nhiệt

điện

 Chi phí đầu tư ban

đầu thấp hơn thủy

điện

 Nguồn tương đối

ổn định không phụ

thuộc vào thời tiết

 Thời gian xây

dựng nhanh

 Chi phí thường xuyên cao hơn thủy điện nhưng thấp hơn các nguồn khác

 Tác động đến môi trường

 Than, dầu khí không phải là nguồn tài nguyên dồi dào sẵn có,trong tương lai phải nhập khẩu

 Thay đổi công suất chậm

 5.88 tỷ tấn than, dự báo than cho sản xuấtđiện sẽ cạn kiệt vào năm 2011

 Ước tính 4- 4.5 tỷ

m3dầu qui đổi trong

đó khoảng hiện tại mới phát hiện các mỏdầu khí với trữ lượngkhai thác 900 triệu

m3 dầu qui đổi, sản lượng khai thác đang suy giảm

 Nước ta nguồn vốn nhân lực còn yếu

 Việc xử lý rác thải hạt nhân nếu không làm tốt sẽ ảnh hưởng lớn

Trữ lượng Uranium ở mức trung bình của thế giới (khoảng 218.167 tấn U3O8), đủ cho các lò hạt nhân hoạt động với công suất 2000 MW trong

40 năm

đến môi trường và con người.

Năng lượng (NL)mặt trời: 2000-2500giờ nắng/năm, tổngtiềm năng 6-10 MW

NL địa nhiệt:

262-340 MW

NL gió: 513.650MW

 Chi phí đầu tư thấp

 Chi phí mua điện cao

 Phụ thuộc nguồn cung

từ nước ngoài

Chủ yếu nhập từTrung Quốc

Nguồn: Báo cáo ngành điện tháng 3 năm 2009 và tổng hợp của tác giả

II TỔNG QUAN VỀ NĂNG LƯỢNG GIÓ

2.1 Khái quát về năng lượng gió

Năng lượng gió là động năng của không khí di chuyển trong bầu khí quyểnTrái Đất Năng lượng gió là một hình thức gián tiếp của năng lượng mặt trời Sửdụng năng lượng gió là một trong các cách lấy năng lượng xa xưa nhất từ môitrường tự nhiên và đã được biết đến từ thời kỳ Cổ đại như thuyền buồm, cối xaygió

Chiếc máy phát điện dùng sức gió đầu tiên được thiết kế bởi C.F Brush và lắpđặt tại Cleveland (Ohio, Mỹ) vào năm 1888 với công suất 12kW Đến năm 1930,những chiếc phong điện có tua bin cỡ lớn mới được xây dựng cũng tại Mỹ Tuynhiên, phong điện vẫn chưa được quan tâm và đầu tư phát triển đúng mức cho đếnkhi thế giới xảy ra cuộc khủng hoảng năng lượng vào những năm 1970 Lúc nàyngười ta mới chú ý tìm cách khai thác những nguồn năng lượng mới trong đó cónăng lượng gió Những năm 1980 đánh dấu sự phát triển thành công bước đầu củaphong điện với việc chi phí sản xuất và lắp đặt máy phát phong điện giảm xuốngđáng kể và phong điện trở thành một giải pháp kinh tế cho nhu cầu tiêu thụ điện ởnhững nước phát triển

Một nghiên cứu của Hiệp hội tư vấn Đức về thay đổi toàn cầu (WBGW) "Thếgiới hướng tới hệ thống các nguồn năng lượng bền vững" (2003) ước tính rằng tiềmnăng toàn cầu cho sản xuất điện gió theo kỹ thuật từ trên đất liền đến ngoài khơi là278.000 TWh (Terawatt giờ) mỗi năm Báo cáo cũng chỉ ra rằng xấp xỉ 10-15%tiềm năng này tương đương với 39.000 TWh mỗi năm có thể thực sự được khaithác ổn định trong thời gian dài, tức gấp đôi nhu cầu điện năng toàn cầu hiện nay.Các tính toán này dựa trên các dữ liệu khí tượng về tốc độ gió thu thập được trongvòng 14 năm (1979-1992).

2.2 Nguyên lý hoạt động của các máy phong điện

Năng lượng gió về mặt lý thuyết được tính theo công thức: P = ½ d A V3Trong đó: P: công suất tính theo watt (W)

2.3 Phân loại tua bin điện gió

2.3.1 Phân loại theo kích cỡ

Bảng 2.2: Phân loại tua bin theo kích cỡ

Phân loại theo kích cỡ Công suất Đường kính rotor

Nguồn: Báo cáo của dự án

Các máy phát điện của tua bin điện gió hiện đại ngày nay lớn gấp 100 lần sovới thời điểm những năm 1980 và đường kính rotor thì tăng gấp 8 lần Tua bin gió