NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Tìm hiểu lý thuyết về tính toán sản lượng điện của hệ thống Năng lượng tái tạo điện gió và điện mặt trời, phương pháp tính chi phí phát điện quy dẫn LCOE và phân tí
TỔNG QUAN
Cơ sở tính toán sản lượng điện mặt trời
không có Do vậy, sản lượng điện được tại tua-bin gió được tính toán dựa trên chuỗi số liệu gió dài hạn và đường cong công suất của tua-bin gió thông qua phần mềm windPRO
2.2 Cơ sở tính toán sản lƣợng điện mặt trời
2.2.1 Tiềm năng về năng lượng mặt trời
Việt Nam được xem là một quốc gia có tiềm năng rất lớn về năng lượng mặt trời, Phòng thí nghiệm năng lượng tái tạo quốc gia của Hoa Kỳ (NREL) đã ước tính sản lượng điện mặt trời có thể đạt 842 triệu MWh/năm đứng thứ hạng 66/248 trên thế giới về tiềm năng [20] Hình 2-7 đưa ra bản đồ tiềm năng bức xạ ở nước ta từ nguồn số liệu của Solargis trong giai đoạn từ năm 2007 – 2018
Trung bình tổng bức xạ năng lượng mặt trời ở Việt Nam vào khoảng 4.5-5.5kWh/m 2 /ngày ở các tỉnh miền Trung và miền Nam, và vào khoảng 3.69kWh/m 2 /ngày ở các tỉnh miền Bắc Từ dưới vĩ tuyến 17, bức xạ mặt trời không chỉ nhiều mà còn rất ổn định trong suốt thời gian của năm, giảm khoảng 20 % từ mùa khô sang mùa mưa Số giờ nắng trong năm ở miền Bắc vào khoảng 1500-1700 giờ trong khi ở miền Trung và miền Nam Việt Nam, con số này vào khoảng 2000-2600 giờ mỗi năm (tham khảo Bảng 2-3) [22]
Bảng 2-3 Thống kê bức xạ mặt trời tại Việt Nam [22]
Vùng Số giờ nắng trong năm
Cường độ BXMT (kWh/m 2 /ngày) Ứng dụng Đông Bắc 1600 – 1750 3.3 – 4.1 Trung bình
Trung bình cả nước 1700 – 2500 4.6 Tốt
Hình 2-7 Tiềm năng năng lượng mặt trời ở nước ta [21]
Tiềm năng bức xạ mặt trời dùng trong tính toán của luận văn này tham chiếu từ nguồn số liệu Meteonorm 7.2 được trích xuất từ phần mềm PVsyst Bảng 2-4 trình bày tiềm năng bức xạ mặt trời tại các vị trí trụ đo gió ở Bảng 2-1
Bảng 2-4 Tiềm năng bức xạ mặt trời tại các vị trí Đơn vị: kWh/m 2 ngày
Vị trí Tháng Hải Ninh Ninh
2.2.2 Tính toán sản lượng điện mặt trời
Trong luận văn này, sản lượng của hệ thống điện mặt trời được tính toán dựa trên phần mềm PVsyst, lưu đồ tính toán sản lượng điện điện mặt trời trong phần mềm PVsyst được trình này như ở Hình 2-8 [23]
Hình 2-8 Lưu đồ tính toán sản lượng điện mặt trời trong phần mềm PVsyst
Trong khi đưa vào vận hành, hệ thống điện mặt trời gặp các loại tổn thất chính như sau [23] Hình 2-9 minh họa các loại tổn thất trong quá trình vận hành của hệ thống điện mặt trời
Hệ số tổn thất nhiệt của pin quang điện (Thermal Loss Factor): Với hệ thống áp mái thì hệ số tổn thất nhiệt U= 20 W/m 2 K
Tổn thất điện trở dây điện của hệ thống điện mặt trời (Ohmic Losses – R.I 2 ): Với tổn thất này đặc trưng toàn hệ thống bằng một thông số điện trở R của cả hệ thống
Tổn thất chất lượng tấm quang điện mặt trời (Module Quality): Giá trị này quyết định bởi nhà sản xuất, và hiện nay thì đa phần các tấm quang điện có dung sai trong khoảng từ 0 – 3% Nên loại tổn thất do chất lượng tấm quang điện này tính toán được có giá trị dương
Tổn thất do hiệu ứng suy giảm cảm ứng ánh sáng (Light Induced Degradution): Tổn thất này do lần đầu tấm quang điện hoạt động ngoài ánh sáng
Tổn thất không phù hợp của các tấm quang điện (Array Mismatch Loss): Tổn thất này là do các tấm quang điện trong chuỗi không cùng đúng theo một đường đặc tính I/V, nên giá trị dòng điện trong chuỗi là theo giá trị dòng điện thấp nhất trong chuỗi các tấm quang điện
Tổn thất bụi bẩn của hệ thống quang điện (Soiling Loss): Giá trị tổn thất này liên quan đến điều kiện hoạt động và công tác vệ sinh định kỳ của tấm quang điện
Tổn thất do phản xạ góc tới trên mảng quang điện theo độ nghiêng lắp đặt (IAM): Khi chùm ánh sáng truyền từ môi trường có chiết suất n 1 sang môi trường có chiết suất n 2 , với n 1 nhỏ hơn n 2 và góc tới 0 o ≤ i< 90 o thì một phần của chùm ánh sáng bị phản xạ trở lại môi trường có chiết xuất n 1 Chính thành phần này gây tổn thất ánh sáng truyền đến các cell quang điện
Công thức xác định tổn thất phản xạ của PVsyst:
Hệ số b o = 0.05 đối với module tinh thể
Tổn thất điện năng phụ (Auxiliariaries energy loss): Đây là phần điện năng tự dùng để vận hành hệ thống
Tổn thất suy giảm chất lượng tấm quang điện mặt trời: tổn thất này tùy thuộc vào hành của nhà sản xuất Trong luận văn này xem xét suy giảm hiệu suất của tấm quang điện là 0.4%/năm, dựa trên khuyến cáo của phần mềm PVsyst và chế độ bảo hành của hãng sản xuất tấm quang điện
Tổn thất khả dụng của hệ thống: Hệ thống quang điện dừng để bảo dưỡng hoặc do hư hỏng thiết bị trong quá trình vận hành
Tổn thất do hiệu suất hoạt động của bộ biến tần và do bộ biến tần hoạt động quá công suất danh định
Hình 2-9 Sản lượng đầu ra của PV khi đánh giá các loại tổn thất khi vận hành
Phương pháp tính toán chi phí phát điện quy dẫn (LCOE)
Chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) là một đại lượng đánh giá chi phí phát điện của một nguồn điện trong suốt đời sống của dự án, là một phương pháp phổ biến dùng để so sánh hiệu quả kinh tế giữa các dự án phát điện LCOE được tính toán dựa trên tỉ số quy về giá trị hiện tại của các chi phí trong quá trình xây dựng, vận hành và lượng điện phát được của dự án – phương trình (1) [9] Giá trị LCOE có thể đại diện cho việc xem xét giá bán điện thấp nhất mà dự án vẫn đạt hiệu quả về mặt kinh tế Nó cũng là cơ sở để đưa ra giá FIT (Feed-in Tariff) cho các dự án Năng lượng tái tạo (NLTT) hoặc là cơ sở định giá bỏ thầu khi mà các dự án NLTT chuyển sang hình thức đấu giá
Chi phí phát điện quy dẫn được tính toán dựa trên một suất chiết khấu r, để đưa các chi phí và sản lượng điện hằng năm trong tương lai về giá trị hiện tại Phương pháp này được dùng phổ biến với các dự án có sản lượng điện và chi phí thay đổi hằng năm [9], [10]
Hình 2-10 Dòng sản lượng điện qua các năm vận hành của hệ Năng lượng tái tạo
Sản lượng điện trong các năm vận hành của dự án như Hình 2-10, được quy về giá trị hiện tại (năm 0) dựa vào phương trình sau:
Hình 2-11 Dòng chi phí qua các năm vận hành của hệ Năng lượng tái tạo Đối với các dự án năng lượng tái tạo hiện nay thì việc sử dụng đòn bẩy tài chính (tỷ số vốn vay và vốn chủ sở hữu) là khá cao Như các ngân hàng có gói Tín dụng xanh hỗ trợ vốn vay lên tới 70 % tổng mức đầu tư của các dự án NLTT [24] Nên trong luận văn này, ngoài chi phí vận hành và bảo trì hằng năm (O t & M t ), tác giả còn xem xét thêm một chi phí nữa trong quá trình vận hành của dự án nữa là chi phí sử dụng vốn (F t ) Dòng chi phí qua các năm vận hành của hệ NLTT được trình bày như Hình 2-11 và được quy về giá trị hiện tại dựa vào phương trình sau:
Với I t , E t lần lượt là tổng mức đầu tư và sản lượng điện tại năm thứ t
Từ dòng sản lượng điện và chi phí qua các năm vận hành được quy về giá trị hiện tại, LCOE được tính toán dựa trên phương trình sau:
Năm vận hành Sả n lư ợn g đi ện (M W h )
Những thông số chính ảnh hưởng đến chi phí phát điện quy dẫn (LCOE):
Dựa trên phương trình tính LCOE, có thể nhận thấy có 3 thông số chính ảnh hưởng đến LCOE đó là: suất đầu tư ban đầu, suất chiết khấu r và sản lượng điện (hay hệ số công suất) của dự án [12] a Suất chiết khấu r:
Suất chiết khấu là một thông số quan trọng trong tính toán chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) và nó có ảnh hưởng lớn đến kết quả tính toán LCOE Bởi suất chiết khấu được dùng để quy các dòng giá trị tương lai (chi phí và sản lượng điện) về giá trị hiện tại, nên với một giá trị suất chiết khấu nhỏ thì giá trị quy về hiện tại sẽ lớn rất nhiều Suất chiết khấu được tính toán dựa trên chỉ số lạm phát, lãi suất vay, suất lợi nhuận của vốn chủ sở hữu, chính sách thuế đối với dự án và nó có thể thay đổi theo thời gian
Trong luận văn này sử dụng một suất chiết khấu là 10% là cơ sở để tính toán, so sánh LCOE giữa các vị trí nghiên cứu, khảo sát Phần cuối của luận văn sẽ phân tích ảnh hưởng suất chiết khấu này lên LCOE tại các vị trí khảo sát b Suất đầu tư ban đầu:
Suất đầu tư ban đầu của dự án tỷ lệ thuận với LCOE Nếu dự án có suất đầu tư ban đầu cao, thì dẫn tới LCOE sẽ tăng lên đáng kể Gần đây thì suất đầu tư điện gió và điện mặt trời giảm đáng kể, như theo báo cáo của Cơ quan Năng lượng quốc tế (IRENA): suất đầu tư điện gió và điện mặt trời trung bình trên thế giới năm 2019 lần lượt là 1.473 trUSD/
MW, 0.995 trUSD/ MW [3], hay từ báo cáo gần đây của VIET (Vietnam Initiative for Energy Transition) thì suất đầu tư điện gió chỉ vào khoảng 1.3 trUSD/MW [25] Ở mục 4.3.2 và 4.3.4, luận văn sẽ phân tích ảnh hưởng của suất đầu tư ban đầu lên giá trị LCOE tại các vị trí nghiên cứu, khảo sát c Sản lượng điện (hệ số công suất) của dự án:
Sản lượng điện (hay hệ số công suất) của dự án tỷ lệ nghịch với LCOE, nên nó ảnh hưởng rất nhiều đến LCOE của dự án Các dự án ở các khu vực có tiềm năng rất tốt về năng lượng tái tạo (tiềm năng bức xạ tốt, vận tốc gió cao) thì hệ số công suất dự án cao, từ đó LCOE sẽ giảm rất nhiều Bên cạnh đó, sản lượng điện còn phụ thuộc rất nhiều vào việc vận hành và bảo dưỡng khi hệ thống đi vào vận hành Và ở mục 4.3.3 và 4.3.4, luận văn cũng phân tích sản lượng điện ảnh hưởng như thế nào tới LCOE tại các vị trí khảo sát, tính toán.
Đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án
2.4.1 Dựa trên giá trị hiện tại thuần (NPV)
Giá trị hiện tại thuần (NPV) là chênh lệch giữa tổng các dòng thực thu và chi của dự án đã được quy về thời gian hiện tại theo một lãi suất chiết khấu nhất định Giá trị hiện tại thuần dương có nghĩa là thu nhập dự kiến đươc tạo ra bởi một dự án hoặc đầu tư vượt qua chi phí dự kiến Một khoản đầu tư có NPV dương sẽ có lãi và khoản đầu tư có NPV âm sẽ dẫn đến lỗ ròng [26]
n là tổng thời gian thực hiện dự án
C t là dòng tiền tại thời gian t
I 0 là chi phí ban đầu để thực hiện dự án
2.4.2 Dựa trên suất hoàn vốn nội tại (IRR)
Suất hoàn vốn nội tại (IRR) là nghiệm của phương trình NPV = 0 Nếu IRR càng cao đồng nghĩa với dự án có tính khả thi cao IRR cũng chính là chi phí sử dụng vốn, nhà đầu tư dựa trên IRR và một suất hoàn vốn chấp nhận được để xác định có nên đầu tư vào dự án hay không? [26]
2.4.3 Dựa thời gian thu hồi vốn
Thời gian hoàn vốn (payback period) là khoảng thời gian cần thiết để dự án tạo ra dòng tiền thuần bằng chính số vốn đầu tư ban đầu để thực hiện dự án [26] Đây cũng là một thước đo hiệu quả kinh tế của dự án, một dự án được đánh giá cao khi thời gian hoàn vốn nhỏ hơn vòng đời của dự án, và nếu một dự án có thời gian hoàn vốn càng nhanh thì càng hiệu quả kinh tế.
TÍNH TOÁN SẢN LƯỢNG ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG NĂNG LƢỢNG TÁI TẠO PHÂN TÁN
Tính toán sản lượng điện mặt trời
qua các năm là thấp nhất với 2076 MWh
Hình 3-4 Hệ số công suất (CF) của hệ thống tua-bin gió qua các năm vận hành tại các vị trí khảo sát
3.2 Tính toán sản lƣợng điện mặt trời
3.2.1 Thông số hệ thống điện mặt trời
3.2.1.1 Lựa chọn tấm quang điện mặt trời, bộ biến tần (Inverter) a Lựa chọn tấm quang điện mặt trời
Trong luận văn này, chọn tấm quang điện: TSM-DE18M(II) 500 Wp – đơn tinh thể của hãng sản xuất TrinaSolar để tính toán, mô phỏng sản lượng điện Bảng 3-4 trình bày những thông số chính của tấm quang điện TrinaSolar 500 Wp
Bảng 3-4 Thông số chính của tấm PV TSM-DE18M(II) 500 Wp ở STC
Công suất định mức P max 500 Wp Điện áp hở mạch V oc 51.7 V Điện áp tại công suất cực đại VMPP 42.8 V
Dòng điện ngắn mạch Isc 12.28 A
Dòng điện tại công suất cực đại I MPP 11.49 A
Hiệu suất tấm PV 20.9 % b Lựa chọn bộ biến tần (Inverter)
Chức năng chính của bộ biến tần là chuyển đổi dòng điện một chiều (DC) được sản xuất bởi các mô đun năng lượng mặt trời thành dòng điện xoay chiều (AC) Với sự phát triển của điện tử công suất trong thập kỷ qua đã mang lại cho các thiết bị rất hiệu quả cao
Hệ số công suất - CF [%]
Hải Ninh Ninh Thuận Bình Thuận Thạnh Hải có khả năng chuyển đổi tỷ lệ lên đến 99% Luận văn lựa chọn biến tần: CS-125KTL-GI-E
125 kW của hãng sản xuất Canadian Solar Inc để tính toán, mô phỏng sản lượng điện
Bảng 3-5 Thông số của biến tần Canadian 125 kW
Công suất đầu vào cực đại (DC) 187.5 kW Điện áp đầu vào cực đại (DC) 1500 V DC
Phạm vi điện áp tại MPP 860 – 1450 V DC
Công suất định mức đầu ra (AC) 125 kW Điện áp định mức ngõ ra (AC) 600 V AC
Tổng độ méo sóng hài (THD) < 3%
3.2.1.2 Cấu hình hệ thống điện mặt trời
Việc chọn góc nghiêng và hướng tấm quang điện (hay góc phương vị) dựa trên vị trí địa lý của khu vực dự án, sự thay đổi của bức xạ cũng như quỹ đạo của mặt trời trong năm Đối với các dự án ở Bắc bán cầu thì các tấm quang điện theo hướng chính Nam thì nhận được nhiều lượng bức xạ nhất Trong luận văn này, hướng lắp đặt của tấm PV như sau:
Hình 3-5 Hướng lắp đặt của tấm PV
Hình 3-6 Cấu hình hệ thống điện mặt trời được mô phỏng trong phần mềm PVsyst
Tỷ số giữa công suất tấm quang điện với công suất bộ biến tần tại điều kiện thí nghiệm tiêu chuẩn (STC) hay còn gọi là tỷ số DC/AC dùng để thể hiện hệ số sử dụng đối với bộ biến tần Thông thường tỷ số này được thiết kế lớn hơn 1, nghĩa là công suất DC lớn hơn AC tại STC Điều này phản ánh thực tế rằng trong khi vận hành thì công suất tấm quang điện sẽ giảm do ảnh hưởng của các tổn thất như nhiệt độ, độ bám bụi, bức xạ, dây dẫn DC, hiệu suất của bộ biến tần, vv Do đó, việc thiết kế công suất DC của mảng quang điện lớn hơn công suất AC của bộ biến tần ngoài việc bù đắp cho các tổn thất nói trên còn giúp bộ biến tần luôn vận hành ở tình trạng gần đầy tải; điều này giúp giảm chi phí đầu tư cho bộ biến tần cũng nhưng công suất các thiết bị điện AC và tăng hiệu quả đầu tư cho nhà máy Trong luận văn này lựa chọn tỷ số DC/AC là 1.25 Cấu hình của hệ thống điện mặt trời được trình bày như Hình 3-6
3.2.2 Tính toán sản lượng điện mặt trời
Từ dữ liệu tiềm năng bức xạ, kết hợp với thông số tấm quang điện mặt trời (PV), bộ biến tần (Inverter) và cấu hình hệ thống (mục 3.2.1.2), cũng như ước tính các loại tổn thất trong quá trình vận hành, sản lượng điện mặt trời được tính toán dựa trên phần mềm PVsyst
Hình 3-7 trình này sản lượng phát trên 1 kWp trong năm đầu tiên vận hành tại các vị trí khảo sát trong luận văn này Có thể nhận thấy rằng ở khu vực có vĩ độ cao – vị trí Hải Ninh, tỉnh Quảng Bình, thì sản lượng điện thay đổi rất nhiều qua các tháng trong năm, sản lượng điện tốt nhất vào khoảng thời gian mùa hè Đối với khu vực phía Nam (vĩ độ thấp hơn) thì sản lượng điện qua các tháng trong năm khá ổn định
Hình 3-7 Sản lượng điện trung bình trên 1 kWp theo tháng trong năm vận hành đầu tiên tại các vị trí khảo sát a Hải Ninh b Ninh Thuận c Bình Thuận d Thạnh Hải
Với giả thiết độ suy hao hằng năm của tấm quang điện là 0.4%, Hình 3-8 và Hình 3-9 trình bày kết quả tính toán sản lượng và hệ số công suất CF của hệ thống điện mặt trời 2.5 MWp trong 20 năm vận hành tại 4 vị trí khảo sát
Hình 3-8 Sản lượng điện mặt trời qua các năm vận hành tại các vị trí khảo sát
Hình 3-9 Hệ số công suất điện mặt trời qua các năm vận hành tại các vị trí khảo sát
Nhận xét: Từ kết quả tính toán sản lượng điện gió và điện mặt trời tại các vị trí: Hải Ninh, Ninh Thuận, Bình Thuận và Thạnh Hải (Hình 3-3, Hình 3-4, Hình 3-8 và Hình 3-9), nhận thấy rằng sản lượng điện gió cao hơn sản lượng điện mặt trời từ 2 – 3 lần, tùy thuộc vào vận tốc gió trung bình năm và năm vận hành của hệ thống điện mặt trời.
Hải Ninh Ninh Thuận Bình Thuận Thạnh Hải
Hệ số công suất CF [%]
Hải Ninh Ninh Thuận Bình Thuận Thạnh Hải
CHƯƠNG 4 TÍNH TOÁN CHI PHÍ PHÁT ĐIỆN QUY DẪN (LCOE)
VÀ PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ KINH TẾ DỰ ÁN DỰA TRÊN NHỮNG
GIÁ BÁN ĐIỆN ĐỀ XUẤT
Giả thiết tính toán
Bảng 4 dưới đây trình bày các giả thiết đầu vào của việc tính toán chi phí phát điện quy dẫn Với chi phí đầu tư, chi phí vận hành bảo dưỡng của hệ thống tua-bin gió, điện mặt trời được tác giả tham khảo từ nguồn [3] và thực tế tại nước ta hiện nay Một số lưu ý ở đây là những tác động của hệ Năng lượng tái tạo lên Hệ thống điện không được xem xét, như chi phí nâng cấp đường dây đến điểm đấu nối cấp trung áp, hoặc chi phí nâng cấp máy biến áp nếu nguồn phân tán này gây quá tải Và hệ điện mặt trời trong luận văn này hướng đến là hệ thống điện mặt trời áp mái, nên trong chi phí đầu tư không xem xét đến chi phí giải phóng mặt bằng và sử dụng đất
Luận văn cũng không xem xét đến những lợi ích từ nguồn Năng lượng tái tạo mang lại như việc đạt được các chứng chỉ xanh (như đối với các Khu công ngiệp), giảm phát thải khí CO 2 hoặc những lợi ích về môi trường khác
Bảng 4-1 Bảng thông số đầu vào của toán toán LCOE
Thông số Trị số Đơn vị
Chi phí xây dựng của tua-bin gió / MW 1600000 $
Chi phí xây dựng của pin mặt trời / MWp 500000 $
Chi phí thay thế bộ biến tần ở năm thứ 10 150000 $
Chi phí vận hành, bảo dưỡng hằng năm (O&M)
Tỷ lệ vốn vay / vốn chủ sở hữu 70/30 -
Tỷ giá USD/VND 23100 vnd
(*) Phương án vay vốn theo hình thức trả tiền gốc đều hằng năm và trả lãi theo dư nợ giảm dần
Tính toán chi phí phát điện quy dẫn (LCOE)
Dòng sản lượng điện và chi phí qua các năm đối với dự án điện gió và điện mặt trời tại vị trí Bình Thuận được trình bày như Hình 4-1 từ các kết quả tính toán sản lượng điện ở Chương 3 và từ bảng thông số đầu vào (Bảng 4-1) Từ dòng sản lượng và chi phí qua các năm được đưa về giá trị hiện tại thông qua suất chiết khấu r, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) được tính toán Với giả thiết đưa ra trong tính toán thì dòng chi phí ở 4 vị trí nghiên cứu tính toán là không thay đổi, nên LCOE phụ thuộc rất nhiều vào tiềm năng gió và bức xạ mặt trời tại các vị trí khảo sát trong trong luận văn
Hình 4-1 Dòng sản lượng điện và chi phí qua các năm vận hành tại vị trí Bình Thuận
Hình 4-2 Chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tại các vị trí khảo sát
Hình 4-2 trình bày kết quả chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tại các vị trí khảo sát, tính toán trong luận văn này Kết quả nhận thấy chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tại các vị trí Hải Ninh, Ninh Thuận, Bình Thuận và Thạnh Hải lần lượt là 7.63, 6.26, 6.25 và 6.88 UScent/kWh Như vậy, đối với 2 vị trí Ninh Thuận và Bình Thuận, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) của hệ điện gió kết hợp điện mặt trời này là rất cạnh tranh so với thang biểu giá điện của EVN tại cấp điện áp trung thế, điều này cũng rất phù hợp với tiềm năng gió và mặt trời tại 2 địa bàn này
Hải Ninh Ninh Thuận Bình Thuận Thạnh Hải
Vị trí Sả n lư ợn g đi ện (M W h )
Phân tích độ nhạy chi phí phát điện quy dẫn (LCOE)
Suất chiết khấu là một trong những thông số chính ảnh hưởng đến LCOE Với giá trị r lớn thì giá trị dòng chi phí và sản lượng quy về hiện tại là nhỏ và ngược lại Ở kịch bản cơ sở, luận văn tính toán ở suất chiết khấu r = 10% Ở mục này, luận văn xem xét thay đổi suất chiết khấu r trong khoảng từ 5 – 15 % Kết quả phân tích độ nhạy với suất chiết khấu được trình bày ở hình 4-3 Suất chiết khấu r giảm từ 10% xuống 9%, nó đã làm giảm
LCOE 6 %, tương ứng với 7.21, 5.92, 5.91, 6.50 Uscent/kWh tương ứng tại các vị trí Hải
Ninh, Ninh Thuận, Bình Thuận và Thạnh Hải Trong khi, nếu tăng suất chiết khấu 2% từ
10% lêm 12% thì LCOE tăng 11 %, tương ứng với 8.49, 6.97, 6.96, 7.66 Uscent/kWh tương ứng tại các vị trí Hải Ninh, Ninh Thuận, Bình Thuận và Thạnh Hải
Hình 4-3 LCOE thay đổi với suất chiết khấu
Bảng 4-2 Bảng thay đổi LCOE theo suất chiết khấu tại các vị trí khảo sát Đơn vị: Uscent/kWh Suất chiết khấu
Hải Ninh 5.62 6.00 6.39 6.79 7.21 7.63 8.06 8.49 8.94 9.39 9.85 Ninh Thuận 4.63 4.94 5.26 5.58 5.92 6.26 6.61 6.97 7.33 7.69 8.06 Bình Thuận 4.62 4.93 5.25 5.57 5.91 6.25 6.60 6.96 7.32 7.69 8.06 Thạnh Hải 5.08 5.42 5.78 6.14 6.50 6.88 7.27 7.66 8.06 8.46 8.87
4.3.2 Với suất đầu tư ban đầu
Như đã trình bày ở mục 2.3, suất đầu tư là một đại lượng tỷ lệ thuận với LCOE, do suất đầu tư xem xét, tính toán LCOE là ở giá trị hiện tại (năm 0) nên nó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến LCOE Ở phần này, luận văn xem xét suất đầu tư thay đổi trong khoảng từ giảm 15% đến tăng 15%, để đánh giả ảnh hưởng đối với LCOE Kết quả được trình bày ở Bảng 4-3 và Hình 4-4: Như nếu suất đầu tư tăng 10% thì LCOE tăng 9%, tương ứng với 8.32,
6.83, 6.82 và 7.51 Uscent/kWh lận lượt tại các vị trí khảo sát Hải Ninh, Ninh Thuận, Bình
Bảng 4-3 Bảng thay đổi LCOE theo suất đầu tư tại các vị trí khảo sát Đơn vị: Uscent/kWh
Hình 4-4 LCOE thay đổi theo suất đầu tư ban đầu
4.3.3 Với sản lượng điện (hệ số công suất CF)
Như đã trình bày ở mục 2.3, sản lượng điện hay hệ số công suất CF là một đại lượng ảnh hưởng nhiều tới kết quả tính toán LCOE Có thể dễ dàng nhận thấy với cùng một dòng chi phí đang xem xét tính toán trong luận văn này thì ở những khu vực có tiềm năng gió và bức xạ tốt thì LCOE thay đổi rất nhiều Trong mục này, xem xét sản lượng điện tại các vị trí khảo sát thay đổi trong khoảng từ - 15% đến + 15%, thì kết quả LCOE
Giảm 15% Giảm 10% Giảm 5% Không đổi Tăng 5% Tăng 10 % Tăng 15%
Suất đầu tư ban đầu thay đổi như thế nào được trình bày trong Bảng 4-4 và Hình 4-5
Bảng 4-4 Bảng thay đổi LCOE theo sản lượng điện tại các vị trí khảo sát Đơn vị: Uscent/kWh
Ninh Thuận 7.37 6.96 6.59 6.26 5.96 5.69 5.44 Bình Thuận 7.36 6.95 6.58 6.25 5.95 5.68 5.44 Thạnh Hải 8.10 7.65 7.24 6.88 6.55 6.26 5.98
Hình 4-5 LCOE thay đổi theo sản lượng điện 4.3.4 Với suất đầu tư và sản lượng điện (hệ số công suất CF)
Như đã trình bày ở mục 2.3 thì suất chiết khấu là yếu tố ít biến động hơn 2 yếu tố còn lại là: suất đầu tư và sản lượng điện Do suất chiết khấu có thể kiểm soát được qua việc tiếp cận các nguồn vốn vay dài hạn, lãi suất thấp; hay giảm suất thu lợi mong muốn của chủ sở hữu và các chính sách thuế của nước ta đã dần đi vào ổn định Nên ở phần này, luận văn chỉ xem xét biến động của LCOE khi 2 yếu tố suất đầu tư và CF thay đổi Kết quả của việc đánh giá biến động của LCOE khi suất đầu tư và CF thay đổi tại các vị trí được trình bày ở các Bảng 4-5, Bảng 4-6, Bảng 4-7 và Bảng 4-8
Giảm 15% Giảm 10% Giảm 5% Không đổi Tăng 5% Tăng 10% Tăng 15%
Bảng 4-5 Bảng thay đổi LCOE theo sản lượng điện và suất đầu tư tại vị trí Hải Ninh
Bảng 4-6 Bảng thay đổi LCOE theo sản lượng điện và suất đầu tư tại vị trí Ninh Thuận
Bảng 4-7 Bảng thay đổi LCOE theo sản lượng điện và suất đầu tư tại vị trí Bình Thuận
Bảng 4-8 Bảng thay đổi LCOE theo sản lượng điện và suất đầu tư tại vị trí Thạnh Hải
Nhận xét: Chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) thay đổi rất nhiều khi các biến đầu vào tính toán thay đổi (suất chiết khấu, suất đầu tư hay CF) Như vậy, nhà đầu tư ngoài việc lựa chọn những địa điểm những khu vực có tiềm năng gió và bức xạ tốt, còn phải tối ưu chi phí đầu tư ban đầu và tiếp cận được nguồn vốn vay có lãi suất thấp (giảm chi phí lãi vay) để giảm LCOE của dự án xuống Bên cạnh đó, do sản lượng của điện gió thay đổi khá nhiều qua các năm, nên nhà đầu tư có thể xem xét mua bảo hiểm sản lượng để dòng thu nhập không biến động nhiều qua các năm Chủ đầu tư cũng nên ký kết các hợp đồng hoặc chú trọng vào việc vận hành và bảo dưỡng lâu dài để hệ thống đảm bảo tính khả dụng, cũng như hiệu suất và sản lượng điện của dự án được đảm bảo
Có như vậy dự án mới có được LCOE tốt nhất để tham gia vào đấu thầu trong những năm tiếp theo ở nước ta đối với các dự án Năng lượng tái tạo, khi mà cơ chế giá FIT (Feed- in-Tariff) không còn được áp dụng hay cơ chế DPPA đi vào hoạt động.
Phân tích hiệu quả dự án theo những giá bán điện (đề xuất) tại các vị trí khảo sát
Ở mục này, luận văn trình bày việc phân tích hiệu quả dự án dự trên giá bán điện Giá bán điện dựa trên LCOE đã tính toán ở mục 4.2 và giá bán điện này thay đổi trong khoảng từ 4.25 – 9.35 UScent/kWh Đối với các dự án Năng lượng tái tạo, dự án được hưởng mức thuế ưu đãi như sau
(theo Thông tư 78/2014/TT-BTC ngày 18/6/2014 hướng dẫn thi hành một số điều của Luật thuế thu nhập doanh nghiệp và Nghị định số 218/2013/NĐ-CP ngày 26/12/2013):
4 năm đầu có lãi: Thuế suất 0 %
9 năm tiếp theo: Thuế suất 5 %
2 năm tiếp theo: Thuế suất 10 %
Các năm còn lại: Thuế suất 20 %
Thời gian khấu hao thiết bị của dự án là 15 năm (khấu hao đều hằng năm) Dựa trên dòng tiền và chi phí của dự án tại từng giá bán điện, kết quả phân tích kinh tế dự án theo giá bán điện đứng trên quan điểm tổng đầu tư được trình bày tại từng vị trí khảo sát như sau:
4.4.1 Vị trí Hải Ninh Đối với vị trí Hải Ninh, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tính toán được theo những thông số đầu vào của dự án là 7.63 UScent/kWh Dựa trên kết quả phân tích độ nhạy ở phần 4.3, LCOE thay đổi khá nhiều khi những thông số đầu vào biến động Và kết quả phân tích hiệu quả dự án ( Bảng 4-9 và Hình 4-6 ) chỉ ra rằng nếu giá bán điện thấp hơn LCOE cơ sở đã tính toán (7.63 UScent/kWh), thì dự án không đảm bảo khả thi về mặt kinh tế Do vậy đối với vị trí Hải Ninh giá bán điện đề xuất phải lớn hơn 8.0 UScent/kWh thì dự án mới đạt hiệu quả về mặt kinh tế
Bảng 4-9 Bảng phân tích hiệu quả dự án theo giá bán điện tại vị trí Hải Ninh
Hình 4-6 Hiệu quả dự án với giá bán điện thay đổi tại vị trí Hải Ninh
Giá bán điện (UScent/kWh)
4.4.2 Vị trí Ninh Thuận Đối với vị trí Ninh Thuận, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tính toán được theo những thông số đầu vào của dự án là 6.26 UScent/kWh Dựa trên kết quả phân tích độ nhạy ở phần 4.3, LCOE thay đổi khá nhiều khi những thông số đầu vào biến động Và kết quả phân tích hiệu quả dự án chỉ ra rằng nếu giá bán điện thấp hơn LCOE cơ sở đã tính toán (6.26 UScent/kWh), thì dự án không đảm bảo khả thi về mặt kinh tế Do vậy đối với vị trí Ninh Thuận giá bán điện đề xuất phải lớn hơn 6.9 UScent/kWh thì dự án mới đạt hiệu quả về mặt kinh tế
Hình 4-7 Hiệu quả dự án với giá bán điện thay đổi tại vị trí Ninh Thuận
Bảng 4-10 Bảng phân tích hiệu quả dự án theo giá bán điện tại vị trí Ninh Thuận
4.4.3 Vị trí Bình Thuận Đối với vị trí Bình Thuận, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tính toán được theo những thông số đầu vào của dự án là 6.25 UScent/kWh Dựa trên kết quả phân tích độ nhạy ở phần 4.3, LCOE thay đổi khá nhiều khi những thông số đầu vào biến động Và kết
Giá bán điện (UScent/kWh) quả phân tích hiệu quả dự án chỉ ra rằng nếu giá bán điện thấp hơn LCOE cơ sở đã tính toán (6.25 UScent/kWh), thì dự án không đảm bảo khả thi về mặt kinh tế Do vậy đối với vị trí Bình Thuận giá bán điện đề xuất phải lớn hơn 6.9 UScent/kWh thì dự án mới đạt hiệu quả về mặt kinh tế
Hình 4-8 Hiệu quả dự án với giá bán điện thay đổi tại vị trí Bình Thuận
Bảng 4-11 Bảng phân tích hiệu quả dự án theo giá bán điện tại vị trí Bình Thuận
4.4.4 Vị trí Thạnh Hải Đối với vị trí Thạnh Hải, chi phí phát điện quy dẫn (LCOE) tính toán được theo những thông số đầu vào của dự án là 6.88 UScent/kWh Dựa trên kết quả phân tích độ nhạy ở phần 4.3, LCOE thay đổi khá nhiều khi những thông số đầu vào biến động Và kết quả phân tích hiệu quả dự án chỉ ra rằng nếu giá bán điện thấp hơn LCOE cơ sở đã tính toán (6.88 UScent/kWh), thì dự án không đảm bảo khả thi về mặt kinh tế Do vậy đối với
Giá bán điện (UScent/kWh) vị trí Thạnh Hải giá bán điện đề xuất phải lớn hơn 7.5 UScent/kWh thì dự án mới đạt hiệu quả về mặt kinh tế
Hình 4-9 Hiệu quả dự án với giá bán điện thay đổi tại vị trí Thạnh Hải
Bảng 4-12 Bảng phân tích hiệu quả dự án theo giá bán điện tại vị trí Thạnh Hải
Nhận xét: Từ kết quả phân tích hiệu quả dự án với những giá bán điện đề xuất, có thể kết luận rằng giá bán điện phải cao hơn LCOE tính toán được khoảng 0.5 Uscent/kWh thì dự án mới thực sự hấp dẫn về mặt kinh tế: Giá trị hiện tại thuần NPV tốt, suất hoàn vốn nội tại IRR cao hay thời gian thu hồi vốn nhanh.
Giá bán điện (UScent/kWh)