Phân tích so sánh chi phí lợi ích mở rộng giá thành sản xuất nhiệt điện và phong điện hướng tới giảm thiểu biến đổi khí hậu

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI KHOA SAU ĐẠI HỌC LƯU THỊ TOÁN PHÂN TÍCH SO SÁNH CHI PHÍ LỢI ÍCH MỞ RỘNG GIÁ THÀNH SẢN XUẤT NHIỆT ĐIỆN VÀ PHONG ĐIỆN HƯỚNG TỚI GIẢM THIỂU BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU LUẬN VĂN THẠC SĨ BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU HÀ NỘI – 2015 ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI KHOA SAU ĐẠI HỌC LƯU THỊ TOÁN PHÂN TÍCH SO SÁNH CHI PHÍ LỢI ÍCH MỞ RỘNG GIÁ THÀNH SẢN XUẤT NHIỆT ĐIỆN VÀ PHONG ĐIỆN HƯỚNG TỚI GIẢM THIỂU BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU LUẬN VĂN THẠC SĨ BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU Chuyên ngành: BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU Mã số: Chương trình đào tạo thí điểm Người hướng dẫn khoa học: TS. Dư Văn Toán HÀ NỘI – 2015 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai. Nội dung luận văn có tham khảo và sử dụng tài liêu, thông tin đăng tải trên các ấn phẩm, tạp chí và các trang web đều được trích dẫn, các số liệu sử dụng đều là các số liệu điều tra chính thống. Tác giả luận văn Lưu Thị Toán i LỜI CẢM ƠN Qua một quá trình dài theo đuổi đề tài khoa học này, tác giả xin gửi lời cảm ơn tới Ts. Dư Văn Toán - người đã hỗ trợ tác giả hoàn thành luận văn tốt nghiệp. Tác giả xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến các thầy, các cô trong khoa Sau đại học – Đại học Quốc Gia Hà Nội đã tận tình giảng dạy, truyền đạt kiến thức chuyên môn quý báu trong suốt quá trình học tập, góp phần cho tác giả hoàn thành khóa luận tốt nghiệp này. Đặc biệt, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn tới PGS. TS. Lưu Đức Hải – người cung cấp những nguồn tư liệu quý, đồng thời cũng là người đặt những nền móng đầu tiên trong quá trình học tập để tác giả lựa chọn hướng nghiên cứu này. Tác giả xin chân thành cảm ơn ban lãnh đạo các tổ chức GreenID, CEWAREC, chuyên gia Donna Lisenby của mạng lưới Than quốc tế, các chuyên gia của Viện Năng Lượng đã tạo điều kiện giúp đỡ tác giả trong quá trình thu thập tư liệu cập nhật. Cuối cùng, tác giả xin gửi lời cảm ơn của mình đến bạn bè trong khoa Sau đại học đã động viên và giúp đỡ tác giả cả về vật chất lẫn tinh thần trong suốt quá trình học tập và nghiên cứu đề tài. Hà Nội, tháng 03/2015 HỌC VIÊN THỰC HIỆN Lưu Thị Toán ii MỤC LỤC Trang MỤC LỤC Danh mục các ký từ viết tắt v Danh mục các bảng vi Danh mục các biểu đồ - hình vẽ vii MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN TÀI LIỆU 5 1.1. 5 Khái quát chung về tình hình sản xuất điện năng 1.1.1. Tình hình sản xuất điện năng trên thế giới và ở Việt Nam 5 1.1.2. Khái quát chung về các nhà máy nhiệt điện 6 1.1.3. Khái quát chung về các nhà máy phong điện 11 1.2. Khái quát về chi phí sản xuất và tính giá thành sản phẩm 20 1.2.1. Chi phí sản xuất 20 1.2.2. Tính giá thành sản phẩm 24 1.2.3. Mối quan hệ giữa chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm 25 1.3. Tính toán giá thành điện trên thế giới và ở Việt Nam 26 1.3.1. Tính toán giá thành điện trên thế giới 26 1.3.2. Tính toán giá thành điện ở Việt Nam 29 CHƯƠNG 2. NỘI DUNG VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 31 2.1. Nội dung nghiên cứu của đề tài 31 2.2. Phương pháp nghiên cứu 31 2.3. Các phương pháp hạch toán giá thành điện 33 2.3.1. Phương pháp hạch toán giá thành điện dựa vào CPSX iii 33 2.3.2. Phương pháp hạch toán giá thành điện dựa vào CPMT 39 CHƯƠNG 3. KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN 49 3.1. Đặc điểm của các nhà máy điện 49 3.1.1. Đặc điểm một số nhà máy nhiệt điện 49 3.1.2. Đặc điểm một số nhà máy phong điện 58 3.1.3. So sánh đặc điểm các nhà máy nhiệt điện và phong điện 59 3.2. Tính toán giá thành sản xuất điện 3.2.1. Tính toán GTSX điện của các NMNĐ theo hướng tiếp cận CPSX 3.2.2. Tính toán GTSX điện của các nhà máy nhiệt điện theo hướng tiếp cận CPMT 61 61 61 3.2.3. Tính toán GTSX điện của các nhà máy phong điện 63 3.2.4. So sánh giá thành sản xuất điện 63 3.3. Đề xuất 64 3.3.1. Công thức áp dụng hạch toán lại giá thành nhiệt điện 64 3.3.2. Xác định mức thuế và phí môi trường có thể áp dụng 65 3.3.3. Lộ trình áp dụng 65 KẾT LUẬN 67 TÀI LIỆU THAM KHẢO 68 iv DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT BĐKH Biến đổi khí hậu CPMT Chi phí môi trường CPSX Chi phí sản xuất EVN Vietnam Electricity Tập đoàn điện lực Việt Nam GTNĐ Giá thành nhiệt điện GTSX Giá thành sản xuất GTSP Giá thành sản phẩm G7 Group of Seven Nhóm bảy vị bộ trưởng tài chính của bảy nước kỹ nghệ tiên tiến trên thế giới IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change Ban Liên chính phủ về biến đổi khí hậu KCN Khu công nghiệp MONRE Ministry Of Natural Resources and Environment Bộ Tài nguyên và Môi trường NĐN Nhiệt điện ngưng hơi NĐR Nhiệt điện rút hơi NMNĐ Nhà máy nhiệt điện QCVN Quy chuẩn Việt Nam QLDA Quản lý dự án TCVN Tiêu chuẩn Việt Nam TP Thành phố TSCĐ Tài sản cố định v DANH MỤC CÁC BẢNG Trang Bảng 1.1 Các nhà máy nhiệt điện khí ở Việt Nam 8 Bảng 1.2 Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lượng cho giai 9 đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 Bảng 1.3 Hiệu suất và giá trị gia tăng trong các NMNĐ ở Pháp 27 Bảng 1.4 Các loại chi phí ở NMNĐ được tính toán ở Đức 28 Bảng 1.5 Giá nhiên liệu hóa thạch đến các NMNĐ ở Đức 28 Bảng 1.6 Hệ số quy đổi suất vốn đầu tư theo công suất NMNĐ 29 Bảng 1.7 So sánh giá điện bình quân ở Việt Nam và so một số các 30 quốc gia Bảng 2.1 Hệ số TC được tính cho Việt Nam theo quy định của các 45 nước Bảng 2.2 Mức thuế tuyệt đối được quy định đối với mặt hàng than đá 45 Bảng 3.1 Vốn đầu tư phân bổ cho dự án NMNĐ Nghi Sơn 53 Bảng 3.2 Đặc tính than sử dụng 55 Bảng 3.3 So sánh đặc điểm các nhà máy nhiệt điện và phong điện 59 Bảng 3.4 Tổng chi phí phát điện 61 Bảng 3.5 Các mức thuế CO2 đã được quy đổi áp dụng cho các 62 NMNĐ theo quy định của các nước trên thế giới Bảng 3.6 Giá thành nhiệt điện khi tính tới thuế các-bon 62 Bảng 3.7 Bảng tổng hợp GTNĐ theo hướng tiếp cận mới 63 Bảng 3.8 Lộ trình loại bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch 66 Bảng 3.9 Lộ trình áp dụng thu thuế các bon 66 vi DANH MỤC BIỂU ĐỒ - HÌNH VẼ Trang Hình 1.1 Sơ đồ động học tua bin gió trục đứng theo nguyên lý mới Hình 1.2 Tuabin gió trục đứng cánh tùy động kiểu mới do Mitech sản xuất loại 3kW và 5Kw Hình 3.1 Sơ đồ quy trình chung xử lý nước thải nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin 18 37 50 Hình 3.2 Vị trí nhà máy nhiệt điện Long Phú 1 55 Hình 3.3 Quy trình sản xuất ở NMNĐ Long Phú 1 57 Hình 3.4 So sánh lượng thải CO2 theo các nguồn năng lượng 60 Hình 3.5 So sánh các chất thải từ các nguồn năng lượng 60 Hình 3.6 So sánh tổng thể về giá cả của các loại hình năng lượng 60 vii MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết của đề tài Hiện nay, cùng với tăng trưởng kinh tế và tốc độ gia tăng dân số thì nhu cầu sử dụng năng lượng ngày càng gia tăng. Theo thống kê từ các nghiên cứu gần đây, chỉ trong vòng 5 năm, lượng điện năng tiêu thụ bình quân đầu người của Việt Nam đã tăng lên gấp hai lần, từ 288kWh một năm (năm 2000) lên đến 540kWh một năm (năm 2005) [7]. Đến năm 2009, con số này đã lên đến 917 Kwh/người/năm [26]. Vì vậy, vấn đề cạn kiệt nguồn năng lượng nói chung và điện năng nói riêng đang là mối đe dọa không chỉ đối với doanh nghiệp, đối với người dân mà đối với cả nền kinh tế của đất nước. Trong bối cảnh chung toàn cầu, Biến đổi khí hậu và gia tăng ô nhiễm môi trường đang tạo sức ép lên các quốc gia, đặc biệt là các quốc gia đang phát triển như Việt Nam. Tiêu dùng than đang gia tăng trong khi nguồn than dữ trữ dần cạn kiệt. Việt Nam sẽ trở thành nước nhập khẩu thuần về nhiên liệu hóa thạch trong tương lai gần (dự kiến nhập khẩu than đá từ năm 2015) và chịu tác động ngày càng lớn từ giá nhiên liệu hóa thạch thế giới. Trước thực trạng, Chính phủ Việt Nam đã bước đầu có những chính sách đặc biệt ưu tiên phát triển các nguồn năng tái tạo như điện gió, điện mặt trời, điện sóng, địa nhiệt, thủy triều, sinh khối [11]. Các cấp các ngành đã bắt đầu nhận định điều này là cần thiết để hạn chế các sức ép tài khóa. Giảm tốc độ gia tăng sử dụng năng lượng nội địa thông qua tăng cường hiệu quả năng lượng cùng với việc mở rộng năng lượng tái tạo sẽ làm giảm sự phụ thuộc vào thị trường năng lượng thế giới. Tuy nhiên, dường như năng lượng tái tạo vẫn chưa được phát triển đúng mức do giá thành khá cao. Hiện tại, giá thành của điện gió được xem là có tính cạnh tranh nhất với hai dạng năng lượng phổ biến ở Việt Nam là thủy điện và nhiệt điện, cũng có giá khoảng 10 cent/1 kwh. Trong khi giá thành của thủy điện 1 chỉ vào khoảng 4 cent và nhiệt điện vào khoảng 6 cent thì nhà nước vẫn chưa thật sự chú trọng tới việc phát triển năng lượng tái tạo vì vẫn phải bù lỗ. Phân tích sơ khảo về giá thành của thủy điện và nhiệt điện hiện nay cho thấy, dường như EVN đang bao cấp đối với hai dạng năng lượng truyền thống này. Nhiên liệu hóa thạch, đặc biệt là than đá là nguyên liệu chính trong quá trình sản xuất điện của các nhà máy nhiệt điện than. Việc chính phủ Việt Nam trợ cấp tiêu dùng nhiên liệu hóa thạch dẫn đến nguồn thu của Chính phủ bị suy giảm đáng kể và khoản nợ ngày càng tăng của các doanh nghiệp nhà nước trong ngành năng lượng, và cuối cùng chính người dân nộp thuế sẽ phải gánh chịu. Chủ tịch nước cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam cùng các nhà lãnh đạo nhóm 20 nền kinh tế lớn (G-20) đã đồng thuận loại bỏ “các trợ cấp nhiên liệu hóa thạch không hiệu quả” vào năm 2009. Chủ đề này cũng được thảo luận tại Hội nghị thượng đỉnh của Liên hợp quốc về môi trường (Rio+20) vào tháng 6 năm 2012. Tuy nhiên, cho đến nay, Việt Nam vẫn đang gặp nhiều khó khăn, thách thức trong quá trình hiện thực hóa, đáng chú ý là mức trợ cấp cho cả ngành điện và ngành than đã tăng lên 2,89 tỷ USD năm 2012, gấp 2 lần so với mức trợ cấp 1,69 tỷ USD năm 2007 [16]. Trước thực trạng trên, việc giải quyết các khó khăn trong việc “gỡ bỏ trợ cấp nhiên liệu hóa thạch” đòi hỏi có sự tham gia của nhiều ngành nhằm đạt được những lợi ích từ việc gỡ bỏ trợ cấp. Đối với nhiệt điện, quá trình đốt than đá sinh ra các chất khí gây ra hiệu ứng nhà kính như CO2, SO2, NO, bụi khí... Trong khi những công nghệ sản xuất điện ở các nhà máy nhiệt điện hiện nay thì mới xử lý được SO2 và một phần bụi, chưa xử lý được CO2 phát thải ra môi trường, đây được cho là nguyên nhân chủ yếu chính hiệu ứng nhà kính, góp phần gia tăng biến đổi khí hậu. Trong khi giá thành sản xuất hiện tại của Nhiệt điện ở Việt Nam vào khoảng 6 cent và chưa tính đến thuế CO2 được ước tính khoảng cần trả cho một kWh. Với những ước lượng ban đầu, nếu cộng cả tiền thuế CO2, thuế môi trường, gỡ bỏ trợ cấp nhiên liệu hoá thạch có thể sẽ làm gia tăng giá thành điện từ các lò đốt than lên khoảng 10 €/kWh, ngang bằng với giá thành của điện gió. 2 Với mức giá thành nhiệt điện than ngang bằng với giá thành điện gió và giá thị trường điện đi vào hình thức kinh doanh thương mại thì nhà nước không cần phải bù lỗ. Giá thành điện cao nên người dân thường có ý thức tiết kiệm điện hơn. Đây có thể là hướng mới để phát triển ngành điện ở Việt Nam, đồng thời góp phần thực hiện mục tiêu quốc gia về giảm thiểu biến đổi khí hậu và phát triển bền vững. Vì vậy, đề tài: "Phân tích so sánh chi phí lợi ích mở rộng giá thành sản xuất nhiệt điện và phong điện hướng tới giảm thiểu biến đổi khí hậu" được lựa chọn và triển khai. 2. Mục tiêu nghiên cứu - Tính được sơ bộ các chi phí bị bỏ qua trong quá trình tính toán giá thành nhiệt điện hiện nay nhằm hạch toán lại giá thành nhiệt điện, cụ thể là tính toán lại các chi phí trong quá trình sản xuất điện năng. - Tính được sơ bộ giá thành ở một số nhà máy nhiệt điện khi tính tới các chi phí môi trường (thuế môi trường, phí môi trường), thuế các-bon, trợ giá của chính phủ đối với mặt hàng nhiên liệu hóa thạch, trợ giá điện năng. - Đề xuất định hướng chính sách liên quan tới thuế và trợ cấp của chính phủ liên quan tới lĩnh vực sản xuất điện sử dụng nhiên liên hóa thạch và phi hóa thạch. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu * Đối tượng nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu trong đề tài này là các nhân tố cấu thành giá điện với đầy đủ chi phí môi trường (tổn thất môi trường). * Phạm vi nghiên cứu: - Về nội dung nghiên cứu: Do giá điện là một đề tài khá nhạy cảm ở Việt Nam và giá điện hiện nay phụ thuộc lớn vào giá thành nhiệt điện. Chính vì vậy, 3 nghiên cứu trong luận văn không thể bao quát được tất cả các lĩnh vực trong sản xuất điện mà chỉ giới hạn trong việc tính toán giá thành sản xuất điện từ thực tiễn sản xuất của ba dạng nhiệt điện (than, khí gaz, dầu) và so sánh với giá sản xuất phong điện. - Về thời gian, nghiên cứu dựa trên các số liệu mới nhất được sử dụng và cập nhật từ năm 2004 cho tới tháng 12/2014 và đưa ra lộ trình áp dụng tới năm 2030. 4. Ý nghĩa khoa học thực tiễn của đề tài Kết quả của đề tài sẽ cung cấp thông tin về sự biến động của năng lượng, cụ thể là giá thành nhiệt điện sẽ ngang bằng với giá thành của phong điện, thậm chí cao hơn nếu bị đánh thuế CO2, tính đủ thuế môi trường. Các nhà đầu tư nước ngoài sẽ lựa chọn phong điện để rót vốn đầu tư. Lượng phát thải CO2 từ các nhà máy nhiệt điện sẽ giảm đáng kể, có thể sử dụng kinh doanh tín chỉ cácbon ra thị trường thế giới. 5. Cấu trúc luận văn thạc sĩ Ngoài phần mở đầu và kết luận, luận văn gồm 3 chương: Chương 1. Tổng quan – tài liệu Chương 2. Nội dung và phương pháp nghiên cứu Chương 3. Kết quả và thảo luận 4 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN TÀI LIỆU 1.1. Khái quát chung về tình hình sản xuất điện năng 1.1.1. Tình hình sản xuất điện năng trên thế giới và ở Việt Nam Trong tổng sản lượng điện năng sản xuất ra trên thế giới, phần tỷ lệ điện năng do các nguồn nhiên liệu hữu cơ chiếm tỷ trọng chủ yếu, tỷ lệ thủy điện ngày càng giảm. Tỷ lệ điện hạt nhân tăng rất nhanh trong các thập kỷ 70 và 80 của thế kỷ trước, nhưng mấy năm gần đây, đặc biệt là sau sự cố nhà máy điện hạt nhân Fukushima (Nhật Bản) thì điện hạt nhân có xu hướng chững lại, ở một số nước bắt đầu giảm. Sản lượng điện của 7 nước G7 chiếm một nửa tổng sản lượng điện của thế giới. Trừ Canada là nước có tỷ lệ thủy điện chiếm khoảng 2/3 tổng sản lượng điện và Pháp là nước có tỷ lệ điện hạt nhân tăng rất nhanh (từ 23,8% năm 1980 tăng lên 77,1% năm 1995), năm nước còn lại có tỷ lệ nhiệt điện dùng nhiên liệu hữu cơ từ 2/3 tổng sản lượng điện trở lên, trong đó Mỹ và Đức có tỷ lệ nhiệt điện đốt than chiếm trên 50% trong suốt một thời gian dài mấy chục năm. Hiện nay, ở hai nước này, tỷ lệ nhiệt điện vẫn chiếm trên 50% (chỉ tính riêng nhiệt điện đốt than) và có xu hướng tăng dần. Trong thập kỷ 70 và những năm đầu thập kỷ 80 của thế kỷ trước, nhiều dự báo lạc quan đã dự kiến tỷ lệ điện hạt nhân có thể tới 50% tổng sản lượng điện của thế giới vào nửa đầu thế kỷ này. Tuy nhiên từ sau sự cố Trec-nô-bưn (1986), các dự báo về điện hạt nhân đã chững lại; ở một số nước phát triển đã có xu hướng giảm. Để bù lại, xu hướng phát triển nhiệt điện lại tăng lên, nhiều nhà máy điện đốt than với công suất tổ máy lớn (khoảng trên dưới 1000 MW) có thông số trên tới hạn (áp suất 250-300 bar, nhiệt độ hơi 580-600oC) đã được xây dựng. Hiện nay, hiệu suất phổ biến của nhà máy nhiệt điện là 32-42%, cá biệt tới 4950%. Nhìn chung trong vài chục năm tới, tỷ lệ nhiệt điện vẫn chiếm tỷ lệ lớn nhất trong tổng số sản lượng điện năng của thế giới (khoảng từ 40% trở lên). 5 Tại Việt Nam, để có thể đáp ứng được nhu cầu điện năng, Chính phủ Việt Nam đã đề ra mục tiêu cụ thể về sản xuất và nhập khẩu cho ngành điện. Trong Tổng sơ đồ VII cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 các mục tiêu bao gồm: [1] 1) Sản xuất và nhập khẩu tổng cộng 194-210 tỉ kWh đến năm 2015, 330362 tỉ kWh năm 2020, và 695-834 tỉ kWh năm 2030; 2) Ưu tiên sản xuất điện từ nguồn năng lượng tái tạo bằng cách tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3.5% năm 2010 lên 4.5% tổng điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6% vào năm 2030; 3) Giảm hệ số đàn hồi điện/GDP từ bình quân 2.0 hiện nay xuống còn bằng 1.5 năm 2015 và 1.0 năm 2020; 4) Đẩy nhanh chương trình điện khí hoá nông thôn miền núi đảm bảo đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện; Các chiến lược được áp dụng ở Việt Nam để đạt các mục tiêu nói trên cũng đã được đề ra bao gồm: 1) Đa dạng hoá các nguồn sản xuất điện nội địa bao gồm các nguồn điện truyền thống (như than và ga) và các nguồn mới (như Năng lượng tái tạo và điện nguyên tử); 2) Phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc Trung và Nam, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn thất truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và khai thác hiệu quả các nhà máy thuỷ điện trong các mùa; 3) Phát triển nguồn điện mới đi đôi với đổi mới công nghệ các nhà máy đang vận hành; 4) Đa dạng hoá các hình thức đầu tư phát triển nguồn điện nhằm tăng cường cạnh tranh nâng cao hiệu quả kinh tế; 1.1.2. Khái quát chung về các nhà máy nhiệt điện Nhà máy điện nhiệt là một nhà máy điện, trong đó có năng lượng nguồn bằng hơi nước. Nước được đun nóng, chuyển thành hơi nước và quay một tua bin hơi nước và tuabin này làm chạy một máy phát điện. Sau khi đi qua tuabin, hơi nước 6 được ngưng tụ trong bình ngưng và tuần hoàn lại đến nơi mà nó đã được làm nóng, quá trình này được gọi là chu trình Rankine. Khác biệt lớn nhất trong thiết kế của nhà máy nhiệt điện là do các nguồn nhiên liệu khác nhau. Một số thiết kế thích sử dụng thuật ngữ trung tâm năng lượng hạn bởi vì các cơ sở đó chuyển đổi hình thức của năng lượng từ nhiệt năng thành điện năng. Một số nhà máy nhiệt điện cũng cung cấp năng lượng nhiệt cho mục đích công nghiệp, để sưởi ấm, hoặc để khử muối trong nước cũng như cung cấp năng lượng điện. Một tỷ lệ lớn khí CO2 được tạo ra từ việc đốt nhiên liệu hóa thạch ở các nhà máy nhiệt điện, được coi như là nguyên nhân chính gia tăng biến đổi khí hậu. Theo loại công nghệ, nhà máy nhiệt điện được phân thành hai loại: - Nhiệt điện rút hơi (NĐR): Một phần năng lượng của hơi được sử dụng vào mục đích công nghiệp và sinh hoạt của nhân dân vùng lân cận. - Nhiệt điện ngưng hơi (NĐN): Toàn bộ hơi dùng sản xuất điện năng Theo nguyên liệu sử dụng, các nhà máy nhiệt điện được phân thành - Nhà máy nhiệt điện than: sử dụng nhiên liệu đốt là than đá - Nhà máy nhiệt điện dầu: sử dụng nhiên liệu đốt là dầu - Nhà máy nhiệt điện khí: sử dụng nhiên liệu đốt là khí đốt Trong đó, than đá được sử dụng rộng rãi nhất, các nhà máy nhiệt điện than chiếm tỉ trọng cao trong sản xuất và phân phối điện năng. Để quay máy phát điện, trong nhà máy nhiệt điện dùng tuabin hơi nước, máy hơi nước (lô cô mô bin), động cơ đốt trong và tuabin khí. Tuabin hơi nước cho công suất cao và vận hành kinh tế nên được sử dụng rộng rãi nhất. Ưu điểm: - Có thể xây dựng gần khu công nghiệp và nguồn cung cấp nhiên liệu để giảm chi phí xây dựng đường dây tải điện và chuyên chở nhiên liệu, - Thời gian xây dựng ngắn (từ 3 -> 4 năm), - Có thể sử dụng được các nhiên liên liệu rẻ tiền như than cám, than bìa ở các khu khai thác than, dầu nặng của các nhà máy lọc dầu, trấu của các nhà máy xay lúa. 7 Nhược điểm: - Cần nhiên liệu trong quá trình sản xuất, do đó giá thành điện năng cao, - Khói thải gây ra ô nhiễm môi trường - Khởi động chậm từ 6 -> 8 giờ mới đạt công suất tối đa, điều chỉnh công suất khó, khi giảm đột ngột công suất phải thải hơi nước ra ngoài vừa mất năng lượng vừa mất nước, - Hiệu suất thấp: ŋ= 30 -> 40% (NĐN), ŋ = 6 -> 70% (NĐR) * Tình hình phát triển chung của các nhà máy nhiệt điện ở Việt Nam - Nhiệt điện khí: Có tỷ trọng đóng góp lớn nhất trong cơ cấu nguồn sản xuất nhiệt điện với tỷ trọng hơn 60% tổng công suất của nhiệt điện. Nguồn nguyên liệu để sản xuất ra điện là khí tự nhiên được mua lại từ Tập đoàn dầu khí và nhập khẩu, giá bán khí sẽ biến động theo giá dầu. Mặc dù nguồn khí tự nhiên nước ta khá dồi dào, tuy nhiên do giá thành sản xuất điện khí ở mức cao do đó mặc dù công suất của các nhà máy điện khí rất lớn nhưng tỷ lệ khai thác lại không cao. Các dự án nhiệt điện khí chủ yếu được quy hoạch tập trung ở khu vực miền Nam, nơi có nguồn cung cấp khí dồi dào từ Tập đoàn dầu khí. Tính đến thời điểm cuối 2009 cả nước có 4 nhà máy nhiệt điện khí (Bảng 1.1). Bảng 1.1. Các nhà máy nhiệt điện khí ở Việt Nam Tên nhà máy Công suất Nhà máy Nhiệt điện Bà Rịa 388,9 MW Nhà máy Nhiệt điện Phú Mỹ 3.990 MW Nhà máy Nhiệt điện Thủ Đức 247 MW Nhà máy Nhiệt điện Cà Mau 1.500 MW - Nhiệt điện than: Đứng thứ 2 trong cơ cấu các nguồn nhiệt điện nước ta, nguồn nguyên liệu hiện nay toàn bộ được mua từ nguồn than đá trong nước của Tập đoàn Than Khoáng Sản Việt Nam với giá ưu đãi, trong tương lai cùng với sự phát triển của các dự án này thì nhiều khả năng nước ta sẽ phải nhập khẩu thêm nguồn 8 than bên ngoài. Chi phí nhiên liệu để vận hành các nhà máy nhiệt điện than thấp hơn nhiều so với nhiệt điện khí khoảng 60% để đạt được cùng mức công suất và nhiệt lượng. Do đó nhiệt điện than là nguồn năng lượng được ưu tiên sử dụng thậm chí hơn cả thủy điện do tính ổn định. Miền Bắc có vị trí thuận lợi với trữ lượng than lớn tại Quảng Ninh nên đã xây dựng các nhà máy nhiệt diện chạy than lớn như: Phả Lại (1.040 MW), Uông Bí (300 MW) và Ninh Bình (300 MW). Trong tương lai EVN sẽ tiếp tục phát triển thêm nhiều dự án nhiệt điện than lớn như: Dự án Duyên Hải 1 (Trà Vinh) công suất 2 x 600 MW, Dự án Vĩnh Tân 2 (Bình Thuận) công suất 2 x 600 MW, Dự án Hải Phòng 3, công suất 4 x 600 MW… - Nhiệt điện dầu: Các nhà máy nhiệt điện dầu thường được xây dựng chung trong tổ hợp các khu nhiệt điện khí, dầu như khu tổ hợp điện dầu khí Phú Mỹ, do chi phí sản xuất điện cao nên nhiệt điện dầu chỉ được khai thác nhằm bù đắp lượng điện thiếu tức thời, do đó đóng góp trong cơ cấu nhiệt điện của nhóm này là thấp. Cơ cấu các nguồn điện cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 đã được đề ra trong Tổng sơ đồ VII và được tóm tắt ở bảng bên dưới. Nguồn điện quan trọng nhất vẫn là than và nhiệt điện. Điện nguyên tử và năng lượng tái tạo chiếm tỉ trọng tương đối cao vào giai đoạn 2010-2020 và sẽ dần trở nên tương đối quan trọng trong giai đoạn 2020-2030. Thuỷ điện vẫn duy trì thị phần không đổi trong giai đoạn 2010-2020 và 2020-2030 vì thuỷ điện gần như đã được khai thác hết trên toàn quốc. Bảng 1.2. Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lượng cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 [7] 2020 STT Nguồn điện Tổng công suất lắp đặt (MW) 2030 Thị Thị phần phần trong trong tổng tổng 9 Tổng công suất lắp đặt (MW) Thị Thị phần phần trong trong tổng tổng sản công sản công lượng suất lắp lượng suất lắp điện đặt (%) điện đặt (%) (%) (%) 1 2 Nhiệt điện than Nhà máy nhiệt điện tua bin khí 36,000 48.0 46.8 75,000 51.6 56.4 10,400 13.9 20.0 11,300 7.7 10.5 2,000 2.6 4.0 6,000 4.1 3.9 17,400 23.1 - 11.8 9.3 5,700 3.8 Nhà máy nhiệt 3 điện chạy tua bin khí LNG 4 5 6 7 8 9 Nhà máy thuỷ điện Nhà máy thuỷ điện tích năng Nhà máy điện sinh khối Nhà máy điện gió Nhà máy điện nguyên tử Nhập khẩu Tổng cộng 19.6 1,800 2.4 500 2,000 5.6 4.5 1,000 6.0 9.4 6,200 N/A N/A 2.1 10,700 6.6 10.1 2,200 3.1 3.0 7,000 4.9 3.8 75,000 100 100 146,800 100 100 Nguồn: Tóm tắt các thông tin được trong Tổng sơ đồ VII [7] Cụ thể là vào năm 2020, cơ cấu các nguồn điện liên quan đến sản lượng là 46.8% cho nhiệt điện than, 19.6% cho thuỷ điện và thuỷ điện tích năng, 24% cho 10 nhiệt điện chạy khí và khí LNG, 4.5% cho Năng lượng tái tạo, 2.1% cho năng lượng nguyên tử và 3.0% từ nhập khẩu từ các quốc gia khác. 1.1.3. Khái quát chung về các nhà máy phong điện Từ xa xưa, con người đã dùng năng lượng gió để di chuyển thuyền buồm, khinh khí cầu hay cối xay gió. Ý tưởng dùng năng lượng gió để sản xuất điện hình thành ngay sau các phát minh ra điện và máy phát điện. Từ sau cuộc khủng hoảng dầu lửa trong thập niên 70 của thế kỷ 20, việc nghiên cứu sản xuất năng lượng từ các nguồn khác, nhất là từ gió, được đẩy mạnh trên toàn thế giới. Điện gió cũng là một trong những công nghệ phát điện bằng năng lượng tái tạo với giá thành tương đối thấp và có tốc độ tăng trưởng nhanh nhất trên thế giới hiện nay. Theo Báo cáo Năng lượng gió thế giới năm 2012 của Hiệp hội Năng lượng gió thế giới (World Wind Energy Association - WWEA) cho biết: Trong năm 2012, trên toàn thế giới mới lắp đặt thêm được 44 609MW điện gió, nâng tổng công suất lắp đặt của điện gió đạt 282 275MW đóng góp khoảng 580 TWh điện mỗi năm, đáp ứng 3% nhu cầu tiêu thụ điện trên toàn thế giới, doanh thu từ điện gió ước tính là 75 tỷ USD. Tốc độ tăng trưởng điện gió trên toàn thế giới là trong năm 2012 là 19,3%, đây là mức tăng thấp nhất trong 10 năm qua. Trong đó, châu Á là khu vực dẫn đầu về công suất điện gió mới được lắp đặt (chiếm 36,3% toàn thế giới), tiếp theo là Bắc Mỹ (31,3%) và châu Âu (27,5%), còn lại là các khu vực khác: châu Mỹ Latinh (3,9%), Australia (0,8%) và châu Phi (0,2%). Hiện nay, trên thế giới có 100 nước đang sử dụng điện gió. Trong đó, 10 nước đứng đầu về công suất điện gió là: Trung Quốc, Mỹ, Đức, Tây Ban Nha, Ấn Độ, Anh, Italy, Pháp, Canada, Bồ Đào Nha. Chỉ riêng 10 nước này đã chiếm 86% công suất điện gió trên toàn thế giới. Việt Nam là nước có công suất điện gió đứng thứ 59/100 theo xếp loại của WWEA. WWEA cũng dự đoán công suất điện gió trên toàn thế giới có thể sẽ đạt 500.000MW vào năm 2016 và đạt ít nhất là 1.000.000MW vào cuối năm 2020. 11 Một nghiên cứu về năng lượng gió GIZ/MoIT do Viện Năng lượng thực hiện cho thấy đối với các dự án điện gió sử dụng công nghệ Hoa Kỳ và châu Âu đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn IEC (Hội đồng Kỹ thuật điện Quốc tế), chi phí đầu tư ban đầu ước tính 2.250USD/kW và giá thành điện bình quân 10,68 cent/kWh. Trong khi đó, đối với công nghệ Trung Quốc suất đầu tư 1.700USD/kW và giá thành khoảng 8,6 cent/kWh. Trong suất đầu tư cho 1 dự án điện gió, giá thành của tuabin chiếm 70-80%, còn lại là các chi phí như xây dựng móng, bảo trì, làm mới đường vận chuyển, lắp đặt cột và tuabin, thiết lập hệ thống điện nội bộ và đấu nối điện, thuê tư vấn… Theo các nhà đầu tư, một dự án điện gió trên bờ công suất 30MW có vốn đầu tư gần 65 triệu USD, trong đó khoảng 80% vốn vay. Với giá 7,8 cent/kWh, để dự án có hiện quả nhà đầu tư phải vay được vốn với lãi suất nhỏ hơn 1,1%/năm là điều rất khó. Với mức thu mua điện gió được Bộ Công Thương phê duyệt đối với dự án điện gió tỉnh Bạc Liêu là 9,8 cent/kWh (khoảng 2.100 đồng/kWh) đang khiến nhà đầu tư lưỡng lự bởi với giá mua điện trên, thời gian hoàn vốn 1 dự án điện gió kéo dài trên 15 năm. Các nhà đầu tư lo ngại giá bán điện gió ở mức 9,8 cent/KWh cũng chưa an toàn cho doanh nghiệp đầu tư, mà phải ở mức 12,8 cent (gần 2.700 đồng/kWh), sau 10 năm khai thác sẽ điều chỉnh giảm xuống 10% [16]. * Phát triển điện gió ngoài khơi Từ một tua-bin gió đầu tiên được xây dựng ngoài khơi ở Thụy Điển vào năm 1990 với công suất 300kWh, qua 15 năm phát triển rất chậm, đến năm 2005 các công trình điện gió ngoài khơi đã tăng mạnh. Năm 2006 đã có 18 dự án điện gió ngoài khơi được xây dựng trên toàn thế giới với tổng công suất 804MW. Đến cuối năm 2012, theo báo cáo Năng lượng gió thế giới năm 2012 của WWEA, toàn thế giới có 5.426MW điện gió ngoài khơi chiếm tỷ lệ 4,3% trong tổng công suất điện gió, trong đó có 1.903 KW mới lắp đặt, tốc độ tăng trưởng lên tới 54%. Hiện nay, có 13 nước trên thế giới có điện gió ngoài khơi, đứng đầu là 5 nước: 12 Anh, Đan Mạch, Trung Quốc, Bỉ, Đức. Hầu hết các tua-bin gió đã hoạt động đều được xây dựng ở vùng nước nông có độ sâu dưới 30m và cách xa bờ không quá 1 km. Tua-bin gió đều thuộc loại tháp đơn với đế trọng lực (Tomoaki Utsunomiya, 2013). Điện gió ngoài khơi ở đây được hiểu là điện gió được xây dựng trên mặt nước, bao gồm cả trên biển và các hồ trong lục địa. Cho tới nay, phần lớn những nhà máy điện gió đều ở trên đất liền. Tuy nhiên, trong những năm gần đây, các nhà máy điện gió đã được xây dựng. So với điện gió trên đất liền, điện gió trên biển có những ưu điểm sau: - Tiềm năng năng lượng gió trên biển lớn hơn nhiều so với trên đất liền. Theo nguồn số liệu về gió được thu thập chủ yếu từ các trạm khí tượng thuỷ văn, tốc độ gió trung bình năm đo được từ các trạm ở trong đất liền tương đối thấp, khoảng 2-3m/s. Tuy nhiên, ở khu vực ven biển có tốc độ gió cao hơn, từ 3-5m/s. Ở khu vực các đảo, tốc độ gió trung bình có thể đạt tới 5-8m/s. Do đó, có thể nói vùng biển và các hải đảo ở nước ta có tiềm năng khá tốt để phát triển điện gió. - Trên đất liền địa hình và mặt đệm khá đa dạng dẫn đến tốc độ gió phân bố rất phức tạp, phụ thuộc rất lớn vào đặc điểm và độ gồ ghề của lớp bề mặt, không chỉ làm chậm việc tốc độ gió tăng theo độ cao mà còn có thể tạo ra sự khác nhau rất nhiều trên một khu vực không lớn. Việc chọn địa điểm để đặt tua-bin gió trở nên khó khăn, dễ dẫn đến năng lượng thực thấp hơn mức dự báo hoặc ngược lại. Đối với các tua-bin gió ngoài khơi, do bề mặt thoáng và đồng đều nên tốc độ gió không bị ảnh hưởng bởi địa hình. - Cho đến nay, vùng ven biển đều là những khu vực phát triển, bao gồm các thành phố, khu công nghiệp, khu dân cư tập trung. Đó chính là những khu vực tiêu thụ lớn nguồn điện năng, mạng lưới tải điện cũng phát triển. Như vậy các nhà máy điện gió trên biển sẽ gần các trung tâm tiêu thụ và dễ dàng kết nối với mạng điện quốc gia, giảm chi phí và tiêu hoa do truyền tải điện. 13 * Phát triển năng lượng điện gió ở Việt Nam Gần đây Chính phủ Việt Nam đã bước đầu có những chính sách đặc biệt ưu tiên phát triển các nguồn NLTT như điện gió, điện mặt trời, điện sóng, địa nhiệt, thủy triều, sinh khối. Theo Bộ Công Thương, cả nước hiện có gần 50 dự án điện gió đã đăng ký trong hơn 3 năm nay với tổng công suất đăng ký 4.876MW. Tuy nhiên, mới chỉ có 3 nhà máy điện gió phát điện thương mại là Bình Thuận, Phú Quý và Bạc Liêu. Đây là con số rất khiêm tốn so với tiềm năng năng lượng điện gió của Việt Nam. Nguyên nhân do suất đầu tư của dự án điện gió khá cao, trong khi giá mua điện khoảng 1.614 đồng/kWh (tương đương 7,8 cent/kWh), cao hơn 310 đồng/kWh so với mức giá điện bình quân hiện nay là 1.304 đồng/kWh, nhưng thấp hơn nhiều nước trong khu vực, được xem chưa hấp dẫn nhà đầu tư trong và ngoài nước [16]. Thập niên vừa qua, một số công trình nghiên cứu được thực hiện bởi các tổ chức trong và ngoài nước đã phác thảo sơ lược được bức tranh về tiềm năng năng lượng gió ở Việt Nam. Tuy nhiên, các công trình nghiên cứu phần lớn tập trung nghiên cứu, đánh giá tiềm năng năng lượng gió ở trong đất liền, gần đây mới có một số nghiên cứu về năng lượng gió ngoài biển. Tại cấp độ quốc gia, một số đề án, dự án, công trình nghiên cứu khoa học đã được thực hiện, có thể kể đến là: - “Atlas tài nguyên năng lượng gió khu vực Đông Nam Á” (Wind Energy Resource Atlas of Southeast Asia) gồm 04 nước: Việt Nam, Lào, Campuchia và Thái Lan, được Ngân hàng Thế giới tài trợ thực hiện và ấn hành vào tháng 9 năm 2001. - “Đánh giá tài nguyên gió cho sản xuất điện tại các tỉnh duyên hải Việt Nam” do EVN tài trợ thực hiện năm 2007. 14 - “Đánh giá tài nguyên gió tại các địa điểm lựa chọn ở Việt Nam”, dự án này cũng được Ngân hàng Thế giới tài trợ thực hiện thông qua Bộ Công Thương, dự án bắt đầu triển khai vào năm 2008, kéo dài trong 02 năm. - “Quy hoạch phát triển điện gió toàn quốc giai đoạn đến năm 2020, có xét đến 2030” do Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương thực hiện vào năm 2012. - Đề tài nghiên cứu khoa học cấp Bộ “Đánh giá tài nguyên và khả năng khai thác năng lượng gió trên lãnh thổ Việt Nam” - Viện Khí tượng Thủy Văn, năm 2004 - 2007. - Đề tài nghiên cứu khoa học cấp nhà nước, mã số KC.09.19/06-10: “Nghiên cứu đánh giá tiềm năng các nguồn năng lượng biển chủ yếu và đề xuất các giải pháp khai thác” - Viện Cơ học - Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam, năm 2006 - 2010. Theo số liệu cập nhật của Vụ Năng lượng Tái Tạo, (Vụ Năng lượng Tái tạo, 2013), hiện có 48 dự án điện gió đăng kí với tổng công suất dự kiến là 4 876 MW, và hiện đang có 03 dự án được vận hành (52MW, - Furlander 1.5, GE1.6, Vestas 2.0) với các nguồn tài chính đầu tư cho dự án điện gió là: - Vốn ODA: 02 dự án (Phú Lạc - KfW, Lợi Hải - Danida) - Ngân sách quốc gia: 01 dự án (đảo Phú Quý) - Bảo lãnh của Chính phủ: 01 dự án (Bạc Liêu do American Eximbank tài trợ) - Các nhà máy điện độc lập: tất cả các nguồn khác. * Sự tham gia đầu tư năng lượng gió của các công ty ngoài quốc doanh và một số thành tựu đáng kể 15 Với những chính sách và đầu tư mở cửa với năng lượng điện gió, ngoài các công ty có vốn đầu tư nước ngoài bắt đầu để ý tới việc đầu tư khai thác tiềm năng năng lượng gió của Việt Nam, thì một số doanh nghiệp tư nhân trong nước cũng đã có những đầu tư nghiên cứu và bước đầu khai thác nguồn năng lượng tái tạo này. Dù thành tựu đạt được mới chỉ ở bước đầu, nhưng đây là những dấu hiệu đáng mừng cho thị trường điện cạnh tranh. Sự đầu tư của các doanh nghiệp ngoài quốc doanh đang tập trung nhiều vào các loại tuabin gió cỡ nhỏ. Tuabin gió cỡ nhỏ có thể dùng cho nhu cầu an ninh, quốc phòng, đèn biển, các trạm khí tượng – thủy văn. Các đài thu phát sống, các trạm hướng dẫn bayv.v…nhưng chủ yếu dùng cho dân sinh như các nhà hàng, khách sạn, các hộ dân, sau đó là dùng cho các mục đích an ninh, quốc phòng (các đơn vị bộ đội đóng trên các đảo nổi, đảo chìm, nhà dàn) còn lại là các trạm khí tượng, thủy văn, các đèn biển. Nếu ước tính thì nhu cầu có thể đến vài ngàn chiếc, để có thể hiện thực hơn ta lấy con số nhu cầu là 1.000 chiếc trong 7 năm để tính toán cho dự án là hợp lý. Tuy nhiên, đây lại là những nơi khí hậu rất khắc nghiệt nên các turbine gió đã lắp đặt có nhiều thiết bị bằng sắt thường xuyên bị hỏng chủ yếu là do không khí ẩm có muối biển tích tụ bên trong gây hiện tượng ôxy hóa, và hay hỏng nhất là máy phát điện. Với điều kiện khí hậu như trên ngay cả các tuabin gió nhập khẩu từ Mỹ, có giá thành cao nhưng tuổi tho cũng không cao. Cụ thể năm 2012 chúng ta đã lắp tại Trường Sa 108 chiếc tua gió 3kw dạng hai cánh thì đến tháng 6/2014 chúng ta đã phải thay thế toàn bộ bằng loại ba cánh. Vì vậy, việc đưa ra một loại tuabin gió kiểu mới có thể chịu được thời tiết và khí hậu tại những nơi này, với gía thành hạ, dễ lắp đặt, bảo trì, bảo hành chắc sẽ chiếm được thị trường trên. Hiện nay trong nước chưa có một trường đại học nào dạy về tua bin gió, điện gió, chưa có phòng thí nghiệm có trang thiết bị nghiên cứu về gió. Trước đây đã có rất nhiều đề tài nghiên cứu thiết kế chế tạo tua bin gió trục đứng và 16 trục ngang ở các cấp từ trung tâm, viện, trường, bộ đến cấp nhà nước, các đề tài này đều dựa trên các mẫu sẵn có của nước ngoài để chế tạo. Tuy nhiên, do không có phòng thí nghiệm đo kiểm cũng như loại vật liệu phù hợp để chế tạo nên không có đơn vị nào thành công, các tua bin gió được các đề tài chế tạo có giá thành quá cao, tuổi thọ thấp, vì vậy kết quả mới chỉ dừng tại mức độ đưa ra một sản phẩm nhưng không có nơi nào áp dụng để sản xuất. Hiện tại Việt Nam hiện chưa cơ sở sản xuất tua bin gió nguyên chiếc chỉ có một số Công ty sản xuất thiết bị cho tua bin gió như: a) GE tại Khu công nghiệp Nomura - Hải Phòng Ngày 15/10/ 2009, tại Khu công nghiệp Nomura - Hải Phòng, Tập đoàn GE (Mỹ) đã tổ chức lễ khánh thành và chính thức đưa vào hoạt động Nhà máy sản xuất máy tuabin gió phát điện đầu tiên tại Việt Nam (thuộc Công ty GE Energy) sau gần một năm ruỡi xây dựng. Hiện nhà máy đã xuất xưởng các sản phẩm đầu tiên và xuất khẩu được hơn 200 máy phát điện tuabin gió ra thị trường nước ngoài tính đến thời điểm nàyTrước đó, Bộ Công Thương và Tập đoàn GE Hoa Kỳ đã ký kết Biên bản ghi nhớ (MOU) hợp tác chiến lược dài hạn. Theo đó, GE cam kết đầu tư nhiều hơn vào các lĩnh vực năng lượng, cùng Bộ Công Thương phát triển các ngành công nghiệp phụ trợ, đào tạo nhân lực trình độ cao, chuyển giao công nghệ và chia sẻ kinh nghiệm quản trị doanh nghiệp. Bộ công thương cam kết sẽ tạo điều kiện thuận lợi để các dự án của GE được triển khai thành công phục vụ thị trường Việt Nam cũng như xuất khẩu. Trong giai đoạn đầu, nhà máy sẽ chế tạo máy phát điện cho loại tuabin gió công suất 1,5 MW và có kế hoạch tiếp tục đầu tư, mở rộng quy mô hoạt động trong tương lai, phục vụ việc xuất khẩu toàn bộ các sản phẩm ra nước ngoài. Với vốn đầu tư 61 triệu USD trên diện tích gần 8,5 ha, Nhà máy có thể sản xuất khoảng 10.000 tấn linh kiện cho bộ phận máy phát điện và tuabin các 17 loại/năm, sau đó sẽ được chuyển đến các cơ sở chế tạo và trung tâm bảo hành của GE trên toàn cầu để cấu thành các sản phẩm hoàn thiện, góp phần đáp ứng nhu cầu máy phát điện bằng sức gió trên thế giới. Nhà máy là một phần trong chiến lược toàn cầu hóa của Tập đoàn GE nhằm phát triển và tận dụng năng lực sản xuất tập trung, giảm chi phí và nâng cao chất lượng. b) Công ty TNHH Một thành viên tháp UBI Vốn đầu tư: 1000.000.000.000 VNĐ. Công nghệ sản xuất: sản xuất cột tháp tuabin gió công suất lớn. Công suất: 300 cột tháp/ năm; c) Công ty Cổ phần Mitech Việt Nam Hiện Công ty Cổ phần Mitech Việt Nam đang là đơn vị đi đầu trong việc tự bỏ vốn cho nghiên cứu và sản xuất tua bin gió trục đứng cánh tuỳ động kiểu mới có công suất 3, 5, 10 KW phục vụ cho vùng biên giới, hải đảo. Trong đó, chú trọng chủ yếu sản xuất loại tuabin gió 5kw do thuận tiện cho việc chuyên chở, lắp đặt, bảo hành, bảo trì và giá thành hợp lý. Đây là loại tua bin gió dựa trên nguyên lý mới, cho phép đạt hiệu suất cao hơn, giá thành rẻ hơn và vận hành đơn giản hơn. Hình 1.1. Sơ đồ động học tua bin gió trục đứng theo nguyên lý mới [16] 18 Loại tua bin gió mà Mitech nghiên cứu là một loại tua bin có hai cánh 1 và 2 vừa quay quanh trục tua bin và vừa tự quay theo trục cánh, sao cho khi một cánh nằm song song với hướng gió thổi thì cánh còn lại sẽ vuông góc với hướng gió để tận dụng tối đa năng lượng gió, tạo hiệu suất làm việc cao hơn. Trong quá trình làm việc hai cánh tua bin tự thay đổi vị trí, nhưng tại vị trí làm việc tối ưu hai cánh luôn vuông góc với nhau. Trục tâm đảm bảo cho chế độ làm việc tối ưu của tua bin. Về kết cấu, cánh có thể dạng phẳng hoặc có biên dạng cong đối xứng hai phía. Như vậy có sự khác biệt về bản chất so với các tua bin gió trục đứng đã được chế tạo trên thế giới. Hiện nay, hầu hết các tuabin gió trên thế giới khi làm việc gió thổi cả về hai phía, phần gió làm cho tua bin quay chỉ là phần gió phản xạ lại theo độ cong của cánh nên hiệu suất các tuabin gió này có hiệu suất rất thấp chỉ từ 8 đến 12% (hiệu suất lý thuyết, còn hiệu suất thực tế còn nhỏ hơn). Việc đưa ra loại tuabin kiểu mới khí gió thổi vuông góc với một cánh, cánh còn lại song song với hướng gió sẽ làm cho hiệu suất của tuabin gió tăng lên nhiều lần, hiệu suất lý tưởng đạt tới 50% (trong thực tế đạt 40%). a) Loại 3 KW b) Loại 5 KW Hình 1.2. Tuabin gió trục đứng cánh tùy động kiểu mới do Mitech sản xuất loại 3kW và 5kW [16] Công ty Cổ phần Mitech Việt Nam cũng đã nghiên cứu chế tạo 100% sản phẩm nội địa hóa, phù hợp với công nghệ chế tạo của Việt Nam, ngoài ra tuabin còn được thiết kế bộ phận ngăn cách máy phát với môi trường để nâng cao tuổi thọ của tổ máy, đây là điểm mới và là điểm mạnh của của loại tuabin gió này. 19 1.2. Khái quát về chi phí sản xuất và tính giá thành sản phẩm 1.2.1. Chi phí sản xuất 1.2.1.1. Khái niệm chi phí sản xuất Chi phí sản xuất là biểu hiện bằng tiền của toàn bộ hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí khác mà doanh nghiệp chỉ ra để tiến hành các hoạt động sản xuất trong một thời kỳ nhất định. 1.2.1.2. Phân loại chi phí sản xuất a) Phân loại chi phí theo nội dung, tính chất kinh tế của chi phí Dựa vào tính chất, nội dung kinh tế của chi phí khác nhau để chia ra các yếu tố chi phí, mỗi yếu tố chi phí bao gồm những chi phí có cùng một nội dung kinh tế, không phân biệt chi phí đó phát sinh ở đâu, ở lĩnh vực hoạt động nào và mục đích hoặc tác dụng của chi phí như thế nào. Cách phân loại này còn được gọi là phân loại chi phí theo yếu tố. Theo cách phân loại này, chi phí được chia thành: - Chi phí nguyên liệu, vật liệu, - Chi phí nhân công, - Chi phí KH TSCĐ - Chi phí dịch vụ mua ngoài - Chi phí khác bằng tiền Cách phân loại này cho biết nội dung, kết cấu, tỷ trọng của từng yếu tố chi phí trong toàn bộ chi phí sản xuất kinh doanh mà doanh nghiệp đã bỏ ra, là cơ sở để phân tích đánh giá tình hình thực hiện dự toán chi phí sản xuất. 20 b) Phân loại chi phí theo mục đích và công cụ kinh tế Dựa vào mục đích của từng loại hoạt động trong doanh nghiệp, căn cứ vào công cụ kinh tế của chi phí trong sản xuất để chia chi phí thành các khoản mục khác nhau, mỗi khoản mục chi phí bao gồm những chi phí có cùng mục đích và công cụ, không phân biệt chi phí đó có nội dung kinh tế như thế nào.  Chi phí hoạt động kinh doanh thông thường Chi phí hoạt động kinh doanh thông thường bao gồm chi phí sản xuất kinh doanh và chi phí hoạt động tài chính. - Chi phí sản xuất kinh doanh Chi phí sản xuất kinh doanh bao gồm chi phí sản xuất, chi phí ngoài sản xuất, chi phí bán hàng và chi phí quản lý doanh nghiệp. Trong đó, chi phí sản xuất là biểu hiện bằng tiền của toàn bộ hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí cần thiết khác mà doanh nghiệp bỏ ra có liên quan đến việc chế tạo sản phẩm, lao động dịch vụ trong một thời kỳ nhất định. Loại chi phí này bao gồm các khoản mực chi phí như sau: + Chi phí NVL trực tiếp, + Chi phí NC trực tiếp + Chi phí SXC - Chi phí hoạt động tài chính: là những chi phí và các khoản lỗ liên quan đến các hoạt động về vốn như: chi phí liên doanh, chi phí đầu tư tài chính, chi phí liên quan đến chỗ vay vốn, lỗ liên doanh...  Chi phí khác 21 Chi phí khác là các chi phí và các khoản lỗ do các sự kiện hay các nghiệp vụ bất thường mà doanh nghiệp không thể dự kiến trước được như: nhượng bán TSCĐ, tiền phạt do vi phạm hợp đồng, các khoản phạt, truy thu thuế... Các chi phí khác có tác dụng trong việc quản lý chi phí sản xuất theo định mức, cung cấp số liệu cho việc tính toán, phân tích tình hình thực hiện kế hoạch giá thành sản phẩm, làm cơ sở lập định mức chi phí sản xuất và kế hoạch giá thành sản phẩm cho kỳ sau. c) Phân loại chi phí theo mối quan hệ với khối lượng sản phẩm, công việc, lao vụ sản xuất trong kỳ Căn cứ vào mối quan hệ của chi phí với khối lượng sản phẩm sản xuất trong kỳ để chia chi phí sản xuất kinh doanh thành chi phí khả biến và chi phí bất biến. - Chi phí khả biến (biến phí) là những khoản mục chi phí có mối quan hệ tỷ lệ thuận với sự thay đổi của khối lượng sản phẩm sản xuất trong kỳ. Chi phí khả biến thường bao gồm chi phí nguyên liệu, vật liệu trực tiếp, chi phí nhân công trực tiếp, chi phí sản xuất chung khả biến. - Chi phí bất biến (định phí) là những khoản chi phí không biến động khi mức hoạt động của sản xuất hay khối lượng sản phẩm sản xuất, công việc, lao vụ, dịch vụ hoàn thành trong kỳ thay đổi. Chi phí bất biến thường bao gồm chi phí khấu hai TSCĐ, chi phí thuê tài sản, chi phí quảng cáo. Cách phân loại này giúp nhà quản trị trong việc phân tích mối quan hệ Chi phí – Khối lượng – Lợi nhuận, phân tích điểm hòa vốn để phục vụ cho việc tạo ra các quyết định quản lý cần thiết nhằm tiết kiệm chi phí, hạ giá thành sản phẩm và tăng hiệu quả kinh doanh. 22 d) Phân loại chi phí theo phương pháp tập hợp chi phí sản xuất và mối quan hệ với đối tượng chịu chi phí - Chi phí trực tiếp: Là những khoản mục chi phí có quan hệ trực tiếp với việc sản xuất một loại sản phẩm hay một công việc nhất định. Những khoản chi phí này kế toán có thể căn cứ vào số liệu chứng từ kế toán để ghi trực tiếp cho các đối tượng chịu chi phí. - Chi phí gián tiếp: Là những khoản mục chi phí có liên quan cùng một lúc đến việc sản xuất nhiều loại sản phẩm, nhiều công việc, nhiều đối tượng khác nhau. Những loại chi phí này kế toán phải tiến hành tổng hợp và phân bổ cho những đối tượng có liên quan theo những tiêu thức phân bổ thích hợp. Cách phân loại có ý nghĩa đối với việc xác định phương pháp kế toán tập hợp và phân bổ chi phí sản xuất cho các đối tượng một cách đúng đắn và hợp lý. e) Phân loại chi phí theo nội dung cấu thành chi phí Theo nội dung cấu thành chi phí, chi phí được chia thành chi phí đơn nhất và chi phí tổng hợp - Chi phí đơn nhất: là những khoản chi phí do một yếu tố duy nhất cấu thành như nguyên liệu, vật liệu chính dung trong sản xuất, tiền lương của công nhân sản xuất. - Chi phí tổng hợp: là những khoản chi phí do nhiều yếu tố khác nhau tập hợp lại theo cùng một công dụng như chi phí sản xuất chung, chi phí bán hàng. Cách phân loại này sẽ giúp nhà quản trị nhận thức được vị trí của từng loại chi phí trong việc hình thành sản phẩm, từ đó tổ chức công tác kế toán tập hợp chi phí sản xuất thích hợp với từng loại. 23 1.2.2. Tính giá thành sản phẩm 1.2.2.1. Khái niệm giá thành sản phẩm Giá thành sản phẩm là chi phí sản xuất cho một khối lượng hoặc đơn vị sản phẩm (công việc, lao vụ dịch vụ) do doanh nghiệp sản xuất đã hoàn thành. Hoặc giá thành sản phẩm sản xuất được xác định bao gồm những chi phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí khác được dùng để sản xuất hoàn thành một khối lượng sản phẩm, lao vụ, dịch vụ nhất định. 1.2.2.2. Phân loại giá thành sản phẩm a) Phân loại giá thành sản phẩm theo cơ sở số liệu tính giá thành Theo cơ sở số liệu tính giá thành, giá thành sản phẩm được chia thành 03 loại là giá thành kế hoạch, giá thành định mức và giá thành thực tế - Giá thành kế hoạch: là giá thành sản phẩm được tính trên cơ sở chi phí sản xuất kế hoạch và sản lượng kế hoạch. Việc tính giá thành kế hoạch do bộ phận kế hoạch của doanh nghiệp thực hiện và được tiến hành trước khi bắt đầu quá trình sản xuất chế tạo sản phẩm. Giá thành kế hoạch của sản phẩm là mục tiêu phấn đấu của doanh nghiệp, là căn cứ để so sánh phân loại đánh giá tình hình thực hiện kế hoạch hạ giá thành của doanh nghiệp. - Gía thành định mức để tính giá thành kế hoạch: là giá thành được tính trên cơ sở các định mức chi phí hiện hành và chỉ tính cho một đơn vị sản phẩm. Giá thành định mức được xác định trên cơ sở các định mức kinh tế, kỹ thuật của doanh nghiệp từng thời kỳ. Việc tính giá thành định mức cũng được thực hiện trước khi tiến hành sản xuất, chế tạo sản phẩm. Giá thành định mức là công cụ quản lý định mức của doanh nghiệp, là thước đo chính xác để xác định kết quả sử dụng tài sản, vật tư, lao động trong sản xuất, qua đó đánh giá đúng đắn các giải pháp kinh tế kỹ thuật mà doanh nghiệp đã thực hiện trong quá trình sản xuất nhằm đem lại hiệu quả kinh tế. 24 - Giá thành thực tế: là giá thành sản phẩm được tính trên cơ sở số liệu chi phí sản xuất thực tế đã phát sinh tập hợp được trong kỳ và sản lượng sản phẩm thực tế đã phát sinh sản xuất ra trong kỳ. b) Phân loại giá thành theo phạm vi tính toán Theo phạm vi tính toán, giá thành sản xuất được chia làm hai loại là giá thành sản xuất sản phẩm và giá thành toàn bộ sản phẩm tiêu thụ: - Giá thành sản xuất sản phẩm hay còn gọi là giá thành công xưởng: bao gồm các chi phí sản xuất như: chi phí NVL trực tiếp, chi phí nhân công trực tiếp, chi phí SXC tính cho những sản phẩm, công việc hoặc lao vụ đã hoàn thành, giá thành sản xuất của sản phẩm được sử dụng ghi số của sản phẩm đã hoàn thành nhập kho hoặc giao cho khách hàng. Giá thành sản xuất của sản phẩm được sử dụng để hạch toán thành phẩm, xác định giá vốn hàng bán xuất bán và mức lãi gộp trong kỳ của doanh nghiệp. - Giá thành toàn bộ sản phẩm tiêu thụ: bao gồm giá thành sản xuất tính theo khối lượng sản phẩm tiêu thụ cộng chi phí bán hàng và chi phí quản lý doanh nghiệp phát sinh trong kỳ tính cho số sản phẩm đó. Giá thành toàn bộ của sản phẩm chỉ được tính toán xác định khi sản phẩm, công việc hoặc lao vụ đã được tiêu thụ. Giá thành toàn bộ của sản phẩm là căn cứ để tính toán, xác định lợi nhuận thuần trước thuế của doanh nghiệp. 1.2.3. Mối quan hệ giữa chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm Về bản chất, chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm là biểu hiện hai mặt của quá trình sản xuất. Giống nhau: Chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm giống nhau về chất vì chúng đều biểu hiện bằng tiền những hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và những chi phí khác mà doanh nghiệp đã chi ra để sản xuất sản phẩm. Khác nhau: Chi phí sản xuất và giá thành khác nhau về lượng. 25 - Chi phí sản xuất là toàn bộ chi phí chi ra để tiến hành sản xuất sản phẩm trong một thời kỳ nhất định, không phân biệt là dùng cho loại sản phẩm nào, đã hoàn thành hay chưa. - Giá thành sản phẩm là chi phí sản xuất tính theo một khối lượng sản phẩm, lao vụ, dịch vụ đã hoàn thành trong kỳ. Giá thành sản phẩm hoàn thành trong kỳ bao gồm chi phí sản xuất của kỳ trước chuyển sang và một phần chi phí sản xuất phát sinh trong kỳ. Chi phí sản xuất luôn gắn với từng thời kỳ đã phát sinh chi phí còn giá thành lại gắn với khối lượng sản phẩm, công việc lao vụ đã sản xuất hoàn thành. Chi phí sản xuất trong kỳ không chỉ liên quan đến những sản phẩm đã hoàn thành mà còn liên quan đến sản phẩm dở dang cuối kỳ và sản phẩm hỏng, còn giá thành sản phẩm không liên quan đến chi phí sản xuất của sản phẩm dở dang cuối kỳ và sản phẩm hỏng mà lại liên quan đến chi phí sản xuất của sản phẩm dở dang kỳ trước chuyển sang. Tuy nhiên, giữa hai khái niệm chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm có mối quan hệ mật thiết vì nội dung cơ bản của chúng đều là biểu hiện bằng tiền của những chi phí doanh nghiệp đã bỏ ra cho hoạt động sản xuất. Chi phí sản xuất trong kỳ là cơ sở để tính giá thành của sản phẩm, công việc lao vụ đã hoàn thành. Sự tiết kiệm hoặc lãng phí của doanh nghiệp về chi phí sản xuất có ảnh hưởng trực tiếp đến giá thành sản phẩm cao hay hạ, quản lý giá thành phải gắn liền với quản lý chi phí sản xuất. 1.3. Tính toán giá thành điện trên thế giới và ở Việt Nam 1.3.1. Tính toán giá thành điện trên thế giới Thông thường các quốc gia trên thế giới đều thực hiện mô hình thị trường điện một người mua (SB), giống như giai đoạn đầu của thị trường điện Việt Nam, nhưng mỗi nước có những đặc thù riêng; đặc biệt là vai trò của các nhà đầu tư tư nhân trong lĩnh vực phát triển nguồn điện và mức độ cạnh tranh trong thị trường. Khi mô hình một người mua được chuyển sang giai đoạn khác của thị trường điện cạnh tranh (PPA), thì quá trình chuyển đổi các hợp đồng mua bán điện. 26 * Hợp đồng mua bán điện của các nhà máy nhiệt điện ở Brazil Các giải pháp được đề ra trong năm 2004 nhằm mục đích giúp cho thị trường điện hoạt động hiệu quả trong thời gian ngắn hạn. Thị trường điện của Brazil hiện nay đã tương đối phát triển với sự đấu thầu cung cấp dài hạn, đối với các nhà máy nhiệt điện là 10 năm và các dàn xếp thương mại khác với cách cách định giá trong thị trường tức thời. Điều này nhằm nâng cao tỷ lệ và vai trò của các hợp đồng giữa phía nhu cầu và phía nguồn phát điện, do đó chi phí/giá và rủi ro được chuyển cho các nhà đầu tư tư nhân thay cho nhà nước trước đây. Giá thành điện được tính theo nhà đầu tư cung cấp giá thành điện thấp nhất. Đây cũng là nhà đầu tư tư nhân trúng thầu. * Định giá nhiệt điện ở Pháp Nghiên cứu về chi phí cho sản xuất điện được thực hiện với sự cộng tác của các nhà đầu tư phát triển nguồn điện. Giá điện bình quân của các loại công nghệ được đưa ra với các hệ số chiết khấu khác nhau. Hệ số chiết khấu 8% sử dụng trước đây được lấy theo quy định của Ủy ban Kế hoạch Pháp [24] và phù hợp với yêu cầu về lợi nhuận của các nhà đầu tư trong ngành điện. Phân tích độ nhậy của chi phí sản xuất điện, bao gồm thay đổi giá nhiên liệu, tỷ giá hối đoái euro/dollar. Công thức xác định giá nhiệt điện: RB x (0.575 + 0.5 x d) + M với d ≥ 0.85 (1) [24] RB x (0.15 + d) + M với d < 0.85 (2) [24] Trong đó: RB là giá chuẩn cố định, bằng 4,9 €/kWh d: hệ số phụ tải M: phần cộng thêm theo hiệu suất, giá trị M theo bảng 2. Bảng 1.3. Hiệu suất và giá trị gia tăng trong các NMNĐ ở Pháp [24] Hiệu suất V Giá trị M (€/kWh) V≤ 40% 0 V = 50% 0.5 V = 60% 1 V ≥ 70% 1.2 27 * Định giá điện từ nhiệt điện ở Đức [22] Chi phí sản xuất điện được đánh giá trong các nghiên cứu khác nhau. Tất cả các chi phí của các nhà máy được xác định trên cơ sở các nhà máy đã xây dựng hoặc đã được áp dụng trên thế giới. Các chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật được áp dụng tính toán chi phí sản xuất điện của các loại công nghệ. Bảng 1.4. Các loại chi phí ở NMNĐ được tính toán ở Đức [22] Loại công nghệ EPR PFC IGCC IGCC PFC CCGT Công suất điện Mwe 1590 800 450 425 1050 1000 Hiệu suất nhiệt % 37 51 45 45 Suất vốn đầu tư €/kWe 1550 820 1200 1500 1150 440 46 60 Chi phí O & M cố định 30.0 €/kWe/năm 36.6 56.4 68.9 35.5 18.8 O & M var €/Mwhe 2.7 3.2 3.8 1.0 1.6 3.6 Bảng 1.5. Giá nhiên liệu hóa thạch đến các NMNĐ ở Đức [22] Năm Than bùn Than Antraxit Khí €/GJ €/GJ €/GJ 2010 1.0 1.8 4.4 2020 1.2 1.9 5.1 2030 1.4 2.1 5.8 2040 1.5 2.3 6.6 2050 1.7 2.5 7.3 Tổng chi phí phát điện = chi phí đầu tư + chi phí O & M cố định + chi phí O & M var + chi phí nhiên liệu Như vậy, theo kinh nghiệm của quốc tế, những quốc gia bắt đầu cải tổ bằng giai đoạn SB, SB tiếp tục các hợp đồng bán điện hiện tại theo đúng thời hạn. Trong đó, thời hạn của PPA là dài hạn, thường là 10 năm đối với các nhà máy nhiệt điện. Giá hai thành phần luôn được áp dụng ở đây trong đó: - Một phần là thanh toán theo giá cố định bù đắp chi phí cố định - Một phần theo giá biến đổi để bù đắp các chi phí biến đổi 28 1.3.2. Tính toán giá thành điện ở Việt Nam Đối với các nhà máy điện, các đặc điểm kinh tế đầu tiên và quyết định chính tới giá điện là chi phí về vốn đầu tư xây dựng nhà máy. Đối với các công trình nhiệt điện dùng công nghệ có các loại công suất tổ máy khác nhau thì điều chỉnh theo chỉ tiêu suất vốn đầu tư theo loại công suất tổ máy chuẩn. Theo tài liệu tham khảo của ngân hàng thế giới (được Việt Nam tham khảo áp dụng) về kinh nghiệm quy đổi suất vốn đầu tư công trình nhiệt điện các loại tổ máy như sau: (3) [26] Trong đó: C: Suất vốn đầu tư loại tổ máy cần tính quy đổi (đồng/kW) Cknow: Suất vốn đầu tư loại tổ máy chuẩn đã biết (Đồng/kW) Sknow: Công suất loại tổ máy chuẩn đã biết (kW) S: Công suất loại tổ máy cần tính quy đổi (kW) n: Hệ số tính đến cho loại nhà máy Hệ số n được quy đổi theo bảng 1.6. Bảng 1.6. Hệ số quy đổi suất vốn đầu tư theo công suất NMNĐ [26] Loại nhiệt điện N Tua bin khí (đơn) 0.4 TBK hỗn hợp (CCGT) 0.22 Nhiệt điện ngưng hơi 0.28 Với giá thành thực tế khoảng 6 cent/kWh thì giá bán bán điện hiện nay của Việt Nam vào khoảng 7.5 €/kWh. Có thể thấy thống kê giá điện bình quân ở Việt Nam và so sánh với các quốc gia trên thế giới ở bảng 1.7. 29 Bảng 1.7. So sánh giá điện bình quân ở Việt Nam và một số các quốc gia [16] So sánh về con số tuyệt đối, sau lần tăng giá gần nhất (ngày 01/08/2013), giá điện bình quân đang ở mức 1.590 đồng/KWh (khoảng 7.6 cent). Khung giá điện bán lẻ cho sinh hoạt nằm trong khoảng 1.418 – 2.420 đồng/KWh, cho sản xuất từ 792 – 2.542 đồng/KWh. Khung giá điện bán buôn cho cụm dân cư (nông thôn, thành thị) là 1.120 – 2.357 đồng/Kwh, và cho khu công nghiệp là 743 – 2.234 đồng/KWh [4]. Điều này cho thấy giá điện dành cho khu công nghiệp khá rẻ sẽ giúp cho các doanh nghiệp nước ngoài được lời từ nguồn điện giá rẻ, trong khi cụm dân cư đang chịu mức giá điện đắt hơn khá nhiều. Từ ngày 14/12/2010, ở Việt Nam, giá thành điện nói chung và giá thành nhiệt điện nói riêng được quy định trong Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14/12/2010 của Bộ Công Thương về “Quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện”. 30 CHƯƠNG 2 NỘI DUNG VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2.1. Nội dung nghiên cứu của đề tài Như đã nêu ở phần mục tiêu nghiên cứu, tính toán chi phí sản xuất nhiệt điện là một vấn đề tương đối khó khăn, việc nghiên cứu đòi hỏi nhiều yếu tố khoa học về nhiều cấp, nhiều ngành, nhiều lĩnh vực, chính vì vậy nghiên cứu chủ yếu mới chỉ đưa ra một cách nhìn mới để giải quyết vấn đề còn tồn tại đó. Nội dung nghiên cứu trong đề tài này là tập trung nghiên cứu giá thành thực tế với các chi phí bổ sung của các nhà máy nhiệt điện, làm cơ sở để so sánh với các nhà máy phong điện tiến tới giá điện thị trường. Các chi phí bổ sung ở đây chủ yếu là các chi phí đầu vào do có sự gia tăng về mặt thuế CO2, thuế môi trường và chi phí phát sinh khi nhiên liệu hóa thạch không được nhà nước trợ giá. Nôi dung nghiên cứu cụ thể như sau: - Nghiên cứu sự thay đổi của giá thành sản xuất khi thu thuế CO2, - Nghiên cứu sự thay đổi của giá thành sản xuất khi thuế môi trường được tính toán lại, - Nghiên cứu sự thay đổi của giá thành sản xuất khi nhiên liệu hóa thạch không được hưởng trợ giá từ chính phủ. Việc nghiên cứu đòi hỏi có cách nhìn tổng quan theo hướng liên ngành. Sự phát triển theo hướng xuyên ngành trong tương lai (với sự tham gia của các chuyên gia từ mỗi ngành liên quan) sẽ là những yêu cầu bắt buộc để công tác tính toán được chính xác hơn. 2.2. Phương pháp nghiên cứu Phương pháp luận chính của luận văn là hạch toán đúng giá thành nhiệt điện (lấy ví dụ ở các nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin, nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn, nhà máy nhiệt điện Long Phú 1), từ đó làm cơ sở để so sánh với giá thành của các nguồn năng lượng tái tạo, cụ thể là giá thành điện gió trên thế giới. 31 Sự tính toán đầy đủ các chi phí cấu thành giá thành điện được sử dụng là cơ sở để tính đúng giá thành nhiệt điện. Để làm được điều này phụ thuộc rất lớn vào độ chính xác của chuỗi số liệu: nguồn nhiên liệu hóa thạch cung cấp, số lượng nhiên liệu hóa thạch sử dụng, công nghệ lò hơi, việc xử lý môi trường trong nhà máy, tác động của hoạt động đốt nhiên liệu hóa thạch, thuế các-bon áp dụng. Dựa vào cơ sở này, luận văn sử dụng phương pháp liên ngành hạch toán lại giá thành nhiệt điện với cách tiếp cận đồng thời giữa chi phí sản xuất và chi phí môi trường. Qua đó, sẽ thấy được sự thay đổi của giá thành nhiệt điện theo phương pháp tính mới, so sánh với giá phong điện chuẩn của thế giới đang áp dụng. Từ đó có thể đưa ra những khuyến nghị xem sử dụng năng lượng nào cho hiệu quả kinh tế và hiệu quả môi trường cao hơn. Phương pháp Phân tích Chi phí – Lợi ích mở rộng cũng được sử dụng trong luận văn. Phân tích chi phí - lợi ích (CBA), đôi khi được gọi là phân tích lợi ích - chi phí (BCA), là một quá trình có hệ thống để tính toán và so sánh lợi ích và chi phí của một dự án chính sách, hoặc quyết định chính phủ nhằm xác định có nên ra quyết định đầu tư hay không (tính đúng đắn/ khả thi) và cung cấp một cơ sở để so sánh dự án. Nó liên quan đến việc so sánh tổng chi phí dự kiến của từng lựa chọn so với tổng lợi ích dự kiến, để xem liệu những lợi ích có lớn hơn chi phí, và lớn hơn bao nhiêu. Các chi phí mở rộng được nhắc tới trong luận văn chính là các chi phí về mặt môi trường, chi phí về trợ giá,… hay hiểu một cách đơn giản là các chi phí hiện chưa được tính toán đầy đủ. Tuy nhiên, do giới hạn trong nội dung nghiên cứu của đề tài đã nêu, phương pháp Phân tích Chi phí – Lợi ích mở rộng chưa được áp dụng hiệu quả mà mới chỉ dừng lại ở việc hạch toán lại giá thành nhiệt điện và sử dụng phương pháp liên ngành hạch toán giá thành điện làm phương pháp chính. 32 2.3. Phương pháp hạch toán giá thành điện 2.3.1. Phương pháp hạch toán giá thành điện dựa vào CPSX Phương pháp tiếp cận trong hạch toán giá thành điện sản xuất tại các nhà máy nhiệt điện than là một phương pháp mới mang tính liên ngành, được tiếp cận đồng thời với hai mặt: tiếp cận chi phí sản xuất và tiếp cận chi phí môi trường. Trong đó, việc tham gia của các cấp, các ngành là một trong những yêu cầu của việc tính toán chính xác chi phí môi trường trong quá trình sản xuất nhiệt điện than. Đây cũng là cơ sở tính toán đề đề xuất thuế các bon, thuế môi trường mà các nhà máy nhiệt điện cần phải chi trả. Phương pháp tiếp cận chi phí sản xuất trong hạch toán giá điện hiện hành được quy định trong Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14/12/2010 của Bộ Công Thương về “Quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện”. Theo thông tư [6] Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (gNĐ) được xác định theo công thức (4). gNĐ = gCN + gĐT (4) [6] Trong đó: gCN: giá công nghệ của nhà máy (đồng/kWh) gĐT: giá đặc thù của nhà máy (đồng/kWh) Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định hàng năm của nhà máy (CFOM) được quy đổi đều hàng năm theo công thức (5): C FOM (1  i) n  i  TC FOM  (1  i) n  1 (5) [6] Trong đó: TCFOM: giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện (đồng); n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này; 33 i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là 2,5%. Giá nhiên liệu năm cơ sở (PF,0) được quy định: - Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá trên phương tiện tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than (đồng/tấn); - Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng nhập khẩu than (đồng/tấn); - Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU). Tổng chi phí khởi động cho phép trong năm được xác định theo công thức (6): t m C kd    p k, j  (M k,i, j  D k,i ) (6) [6] j1 i 1 Trong đó: Ckd: tổng chi phí khởi động cho phép trong năm; pk: số lần khởi động tổ máy của nhà máy điện tối đa trong năm ở trạng thái khởi động k; k trạng thái khởi động (nóng, nguội); Mi: khối lượng nhiên liệu tiêu hao than và dầu (kg/kWh) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU/kWh) đối với nhiệt điện khí cho một lần khởi động của tổ máy ở trạng thái khởi động k; Di: đơn giá nhiên liệu tại năm cơ sở cho một lần khởi động nguội, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than và dầu và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí; m: số loại nhiên liệu được sử dụng cho một lần khởi động nguội của tổ máy; t: số tổ máy của nhà máy điện. Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCĐT,0) được xác định theo công thức (7): VCĐT,0 = HRbq  Pv/c,0 Trong đó: 34 (7) [6] HRbq: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) (kJ/kWh) hoặc suất hao nhiệt tính bình quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh) được xác định theo quy định tại điểm a khoản 3 Điều này; Pv/c,0: cước phí vận chuyển nhiên liệu cho phát điện tại năm cơ sở (bao gồm toàn bộ các chi phí liên quan đến quá trình vận chuyển nhiên liệu tới điểm giao nhiên liệu cho nhà máy điện kể cả phí bảo hiểm của đơn vị cung cấp nhiên liệu), được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí. Để thuận tiện trong tính toán, giá g NĐ có thể được tính bằng phương trình chi tiết được quy định cụ thể trong điều 10 của Thông tư [6]: Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện Giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện (FC) sau khi được chuyển đổi thành giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện (FCj) theo nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư [6]sẽ được điều chỉnh theo biến động tỷ giá như sau: - Giai đoạn trước Ngày vận hành chính thức Thị trường phát điện cạnh tranh: FC j,T  FC j  λ j,T  Tmax   α F, j   1  α F, j  12  λ0  (8) [6] Trong đó: FCj,T: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, được tính bằng đồng/(kW.tháng); FCj: giá cố định năm thứ j (đồng/kWh); 35 α F,j: tỷ lệ phần trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ j (%) được xác định theo quy định tại điểm c khoản này; λ j,T: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD); λ 0: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD). - Giai đoạn Thị trường phát điện cạnh tranh: λ j,T   FC j,TT  FC j  α F, j   1  α F, j  λ0   (9) [6] Trong đó: FCj,TT: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh); FCj: giá cố định năm thứ j (đồng/kWh); α tỷ lệ phần trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ F,j: j (%) được xác định theo quy định tại điểm c khoản này; λ j,T: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD); λ 0: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD). Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được điều chỉnh theo giá nhiên liệu như sau: 36 VC j,TT  VC 0  (1  k HS, j )  PF, j PF,0 (10) [6] Trong đó: VCj,TT: giá biến đổi năm thứ j tại thời điểm thanh toán (đồng/kWh); VC0: giá biến đổi năm cơ sở được xác định theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này (đồng/kWh); kHS,j: hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j do hai bên thỏa thuận (%) PF,0: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm cơ sở, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí; PF,j: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm thứ j tại thời điểm thanh toán, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí. Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt điện hiện có để áp dụng cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh - Trong giai đoạn Thị trường phát điện cạnh tranh, giá phát điện toàn phần quy đổi áp dụng cho thanh toán theo hợp đồng sai khác được xác định theo công thức (11): PC,j = FCj + VCj (11) [6] Trong đó: PC,j: giá phát điện toàn phần quy đổi tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh); FCj: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh); 37 VCj: giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh). - Đối với các nhà máy điện hiện có có giá hợp đồng là giá phát điện toàn phần một thành phần tính bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần của hợp đồng sai khác được chuyển đổi thành giá hai thành phần. Trong đó giá cố định các năm bằng giá cố định được xác định theo hợp đồng hiện có, giá biến đổi được điều chỉnh hàng năm theo biến động giá nhiên liệu. - Đối với các nhà máy điện có giá phát điện là giá hai thành phần với giá cố định tính bằng đồng/(kW.tháng) và giá biến đổi tính bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp đồng sai khác hàng năm được xác định theo công thức (12): PC, j  FC j  PF, j 12  VC 0  (1  k HS, j )  Tmax PF,0 (12) [6] Trong đó: PC,j: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm thứ j của nhà máy điện (đồng/kWh); FCj: giá cố định năm thứ j theo hợp đồng mua bán điện hiện có của nhà máy điện (đồng/(kW.tháng)); Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân nhiều năm cho cả đời dự án nhà máy điện (giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này; VC0: giá biến đổi của nhà máy điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh); kHS,j: hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j (%) do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng hiện có (nếu có); 38 PF,0: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí; PF,j: giá nhiên liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí. Ta có thể nhận thấy theo cách tính được quy định trong Thông tư [6] giá thành điện chưa được tính đến chi phí môi trường. Về giá nhiên liệu, các quy định về trợ giá nguyên liệu hóa thạch vẫn chưa được công khai minh bạch. Để tính đúng, tính đủ giá thành điện trong các nhà máy nhiệt điện than, ta cần phải xây dựng được một phương pháp xác định giá phát điện mới, điều này đòi hỏi sự tham gia của nhiều ngành, nhiều cấp. 2.3.2. Phương pháp hạch toán giá thành điện dựa vào CPMT Bổ sung vào công thức tính giá thành nhiệt điện thuế các bon, thuế công nghiệp và chi phí môi trường vào giá thành điện từ các nhà máy nhiệt điện than. Đồng thời tính đến chi phí gia tăng trong trường hợp giá nhiên liệu hóa thạch không được nhà nước trợ giá. 2.3.2.1. Thuế CO2 Nhiều cá nhân và tổ chức tán thành việc đánh thuế tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch như một chiến lược để giảm lượng khí thải carbon của các quốc gia. Bên cạnh việc tăng chi phí nhiên liệu hóa thạch và giảm nhu cầu tiêu dùng, các khoản thu thuế các-bon cũng có thể được sử dụng để hỗ trợ các ưu tiên của Chính phủ như phát triển năng lượng tái tạo. Thuế cácbon là một loại thuế môi trường, đánh vào lượng CO2 phát thải của nhiên liệu, đây là một hình thức định giá cácbon. Thuế cácbon là công cụ được áp dụng cho việc đốt các loại nhiên liệu hóa thạch - những sản phẩm dùng 39 than và nhiên liệu như xăng dầu, nhiên liệu hàng không và khí tự nhiên - tương ứng với hàm lượng cácbon thải ra. Theo đó, bằng cách đẩy giá nhiên liệu hóa thạch tăng như một hệ quả tất yếu, thuế các-bon vô tình đã làm tăng khả năng cạnh tranh của ngành công nghệ không các-bon với những ngành đốt nhiên liệu hóa thạch truyền thông. Mặc dù có nhiều tranh luận, nhưng nhìn chung thuế cácbon vẫn góp phần thúc đẩy công tác bảo vệ môi trường, đồng thời nâng cao doanh thu cho mỗi quốc gia. Thuế các-bon đã trở thành một trong những chính sách cải cách về thuế gây nhiều tranh cãi trên chính trường nhiều nước, đặc biệt ở khu vực châu Á Thái Bình Dương, nơi tiêu thụ tới 80% lượng than của thế giới và 85% nguồn năng lượng then chốt đến từ nguồn nhiên liệu hóa thạch. Mức thuế các-bon mà Ân Độ đưa ra là 50 Rupi (90 cent Mỹ) cho mỗi tấn than. Còn tại Nhật Bản, kể từ sau khi xảy ra trận động đất và sóng thần hồi tháng 3/2011 và sau thảm họa môi trường của Nhà máy điện hạt nhân Fukushima - Tôkyô, Chính phủ Nhật Bản đã nghiên cứu, điều chỉnh và hoàn thiện toàn bộ các chính sách về năng lượng. Một số các nước khác như: Hàn Quốc, Malaixia, Singapo, Việt Nam và Thái Lan cũng đề ra các mục tiêu giảm khí thải CO2 và thực hiện chính sách tăng trưởng xanh. Theo báo cáo của ủy ban Kinh tế - Xã hội khu vực châu Á - Thái Bình Dương của Liên họp quốc (UESCAP) cho biết, các nước phát triển ở khu vực châu Á - Thái Bình Dương quy định về cách tính thuế cácbon như sau, mỗi doanh nghiệp khi thải ra một tấn CO2 thì phải nộp 10 USD [9]. Tại Ôxtrâylia, chính sách thuế cácbon đã gây ra nhiều tranh cãi kể từ khi được đề xuất cho đến khi chính thức có hiệu lực, vì Ôxtrâylia là quốc gia phụ thuộc vào xuất khẩu khoáng sản và ngành công nghiệp khai thác than. Ngày 1/7/2012, Ôxtrâylia chính thức thông qua Luật thuế cácbon. Theo chính sách thuế cácbon, những doanh nghiệp thải ra hơn 25.000 tấn cácbon mỗi năm sẽ bị đánh thuế. Ước tính sẽ có khoảng 500 doanh nghiệp phát thải khí CO2 nhiều nhất nước Ồxtrâylia phải trả 23 đôla Ôxtrâylia/1 tấn CO2 thải vào khí quyển trong 3 năm đầu tiên, mức thuế mà các doanh nghiệp phải trả các năm sau sẽ 40 tăng từ 25,94 - 27,2 USD/1 tấn CO2. 500 doanh nghiệp này bao gồm những nhà máy nhiệt điện chạy bằng than, các công ty hầm mỏ và các xưởng sản xuất kim loại như nhôm, thép... Để giữ vững hoạt động kinh doanh, các doanh nghiệp này ước tính sẽ phải chi trả trực tiếp 11,67 tỷ USD để có được tín chỉ không cácbon. Thuế cácbon tại Ôxtrâylia được cho là mức cao nhất thế giới - cao hơn nhiều so với các nước châu Âu, khoảng từ 8,70 - 12,60 USD. Luật thuế cácbon được xem là cải cách kinh tế lớn nhất tại Ôxtrâylia trong nhiều năm qua với mục đích giảm thiểu tình trạng ô nhiễm môi trường và tiến tới tương lai năng lượng sạch. Chính phủ đã đưa ra các phương án hỗ trợ cho ngành công nghiệp và những người dân bị ảnh hưởng gián tiếp khi luật thuế cácbon được áp dụng, đặc biệt những người có nguồn thu nhập thấp. Khoảng 97% các gia đình có thu nhập trung bình thấp sẽ nhận được hỗ trợ từ Chính phủ, số tiền này được trích từ nguồn thu của thuế cácbon. Chính phủ còn hỗ trợ 40% doanh thu cho các doanh nghiệp khi chuyển sang dạng năng lượng sạch hơn, nếu họ gặp phải sự cạnh tranh từ các nước khác. Để khuyến khích các doanh nghiệp đầu tư vào năng lượng sạch nhằm mục tiêu giảm 80% lượng khí thải vào năm 2050, Chính phủ Ôxtrâylia đã đưa ra chủ trương, các doanh nghiệp sẽ được hỗ trợ 10 tỷ đô la Ôxtraylia trong 5 năm khi đầu tư vào lĩnh vực năng lượng gió, năng lượng mặt trời và các nguồn năng lượng tái tạo khác. Ở các nước châu Âu, theo mô hình được sử dụng ở Anh và Đan Mạch thì chính sách thuế cácbon vào khoảng 10 USD/1 tấn CO2. Đây được coi là mức thuế hợp lý và khác mô hình khác với Luật thuế cácbon của Ôxtrâylia, đó là thuế cácbon được áp dụng đồng thời cùng với việc giảm các loại thuế khác, chẳng hạn như thuế doanh nghiệp. Điều này giúp giảm 8% lượng khí thải toàn cầu, trong khi thúc đẩy tăng trưởng kinh tế lên 2,8% vào năm 2020. Việc đánh thuế môi trường đã làm gia tăng 0,5% GDP, trong khi giảm nhu cầu tiêu thụ nhiên liệu trung bình xuống 2,6% và giảm lượng khí thải từ 2 - 6% một năm. Tại Mỹ, mức thuế các bon được đề xuất rất khiêm tốn, chỉ vào khoảng 10$ - 35$/MT (metric ton) [27] với một vài mức tăng của thuế hàng năm từ 2% 41 8% mỗi năm (John, 2013). Những nghiên cứu về tác động thuế các - bon khác nhau đã xác cho những kết quả khác nhau trên các lĩnh vực khác nhau, hộ gia đình cá nhân hay nền kinh tế. Nghiên cứu gần đây như Hiệp hội quốc gia các nhà sản xuất thấy rằng thuế carbon được đề xuất có thể có tác động tiêu cực đáng kể đến nền kinh tế. Đánh giá khác về thuế carbon lại cho thấy nhiều lợi ích tích cực tiềm năng. Có lẽ một phần do sự chưa thống nhất kết quả của các nghiên cứu hay mà gần đây Quốc hội Mỹ đã không thông qua đề xuất về thu thuế các-bon. Cùng với Mỹ thì Nga và Trung Quốc - những nước phát thải một lượng các-bon lớn trong tổng lượng phát thải hàng năm của thế giới, đều không đồng tình với việc thu thuế các-bon. Như vậy, để thị trường carbon hoạt động hiệu quả và hạn chế những thách thức về khí hậu cần thiết phải có một kế hoạch cụ thể, linh động với một chiến lược hiệu quả hơn, hướng tới một nền kinh tế có hàm lượng CO2 thấp. Một kế hoạch như thế được phác thảo tập trung vào các nội dung mấu chốt trong lộ trình cắt giảm phát thải carbon. Để giải quyết được vấn đề trên thì việc thu thuế cácbon được quy định trên toàn cầu dường như là một bước tiến đáng kể để buộc các quốc gia phải giảm thiểu lượng phát thải khí CO2 hàng năm. Tại Việt Nam, thị trường trao đổi khí các bon đã và đang được quan tâm đặc biệt. Việt Nam đã đề xuất dự án "Sẵn sàng tham gia thị trường các-bon" tại Hội nghị lần thứ 9 (-PMR do Ngân hàng Thế giới và các nhà tài trợ đã tổ chức) tổ chức tại thành phố Cologne, Cộng hòa Liên bang Đức vào tháng 5/2014. Trong các ngày 3 - 4/11/2014, ở thành phố Santiago - Chi Lê, tại Hội nghị lần thứ 10 với sự tham dự của trên 100 đại biểu đến từ 31 quốc gia, đoàn Việt Nam đã bảo vệ thành công đề xuất dự án "Sẵn sàng tham gia thị trường các-bon". Dự án được thông qua và sẽ chính thức được triển khai trong 3 năm tới (20152018), bao gồm 3 hợp phần: Xây dựng chính sách cho việc xây dựng thị trường các-bon trong nước và tham gia thị trường các-bon quốc tế; Thí điểm xây dựng thiết kế tạo tín chỉ cac-bon trong lĩnh vực sản xuất thép và quản lý chất thải rắn; Nghiên cứu và tăng cường năng lực [5]. 42 Dự án do Bộ Tài nguyên và Môi trường chủ trì với sự tham gia của các Bộ: Kế hoạch và Đầu tư, Tài chính, Công Thương, Xây dựng và một số doanh nghiệp trong lĩnh vực sản xuất thép và quản lý chất thải rắn [5]. Dự án cho thấy tính liên ngành trong việc giải quyết vấn đề xây dựng thị trường các bon. Tuy nhiên, dự án vẫn chưa mở rộng tới việc thí điểm xây dựng thiết kế tạo tín chỉ cácbon trong lĩnh vực nhiệt điện than. Việc tính toán lượng các-bon phát thải khi nhiên liệu hóa thạch bị đốt cháy được áp dụng tính theo các phương trình hóa học, trong đó xảy ra các phản ứng khí hóa than. Khí hóa than là quá trình tổng cộng của các phản ứng đồng thể và dị thể của nhiên liệu rắn chứa cacbon. Phụ thuộc vào mục đích của quá trình khí hóa, có thể nhận được sản phẩm khí chứa CO, H2 và CH4. Hỗn hợp khí sản phẩm chứa CO + H2 có các tỷ lệ khác nhau giữa các cấu tử có thể được dung trong các quá trình tổng hợp hoá học. Nếu coi trong than chỉ chủ yếu chứa cacbon và không tính đến các thành phần khác như N, S và khí trơ thì quá trình khí hóa được coi như gồm các phản ứng sau: C + O2 → CO2 (13) C + CO2 → 2CO (14) C + H2O → CO + H2 (15) C + 2H2 → CH4 (16) Tất cả những phản ứng để tạo ra các sản phẩm khí nêu trên đều là các phản ứng dị thể. CO2 là sản phẩm khí bậc nhất có thể tiếp tục tương tác với cacbon có trong vùng phản ứng. Đồng thời với quá trình trên là quá trình chuyển hóa đồng thể các sản phẩm khí bậc nhất tạo thành trong các quá trình đầu tiên. 43 CO + 3H2 → CH4 + H2O (17) CO + H2O → CO2 + H2 (18) Như vậy các quá trình xảy ra trong quá trình khí hóa than được mô tả đầy đủ bằng các phương trình phản ứng từ (13) đến (18). Các phản ứng đồng thể (17-18) và dị thể (13-16) xảy ra kèm theo sự thay đổi mạnh năng lượng của hệ thống. Các số liệu về hằng số cân bằng và entanpi các phản ứng quan trọng thường được dẫn ra trong các sổ tay hóa lý. Trên cơ sở các hàm nhiệt động, có thể tính toán lý thuyết được thành phần cân bằng của các khí trong quá trình khí hóa phụ thuộc vào nhiệt độ. Thường các tính toán dựa trên các điều kiện lý tưởng, song thực tế lại không đạt được các điều kiện đó. Trong lò phản ứng có nhiều phản ứng xảy ra. Vì vậy cần tính thành phần của các khí ở trạng thái cân bằng đối với mỗi phương pháp sản xuất và trên cơ sở đó có thể so sánh ưu, nhược điểm của mỗi phương pháp khí hóa theo thành phần của sản phẩm. Việc tính toán lượng C tham gia phương trình hóa học (13) dựa trên nguồn nguyên liệu than đầu vào, tỷ lệ % C có trong than, hiệu suất của lò đốt. Ngoài tỷ lệ C có trong than, tỉ lệ SO2 phát thải cũng có tỷ lệ khá cao. Ở số nhà máy, lò hơi sử dụng công nghệ than phun truyền thống, thông thường SO2 được xử lý bằng phương pháp ướt dùng đá vôi trên đường khói hoặc sử dụng công nghệ lò đốt tầng sôi (CFB) như ở nhà máy nhiệt điện Mạo Khê. Các công nghệ khác nhau mang lại hiệu quả khử SO2 khác nhau, tuy vậy đều trải qua các phương trình phản ứng (19) (20) tạo ra sự phát thải khí CO2. CaCO3 -> CaO + CO2 (19) CaO + ½ O2 + SO2 -> CaSO4 (20) 44 Từ phương trình (26-33) sẽ tính được lượng CO2 phát thải ra môi trường. Sau khi tính được lượng CO2 phát thải ra môi trường, ta sẽ tính được thuế CO2 qua bảng 3.3. [5] Bảng 2.1. Hệ số TC được tính cho Việt Nam theo quy định của các nước [14] STT Tên nước TC Mức thuế áp dụng cho 1 tấn CO2 (đồng) Chú ý 1 Úc 27.2 USD 576 640 2 Anh, 10 USD 212 000 3 Đan Mạch 10 USD 212 000 4 Mỹ 3.5 USD 74 550 1USD = 21200 đồng Tỷ giá quy đổi được niêm yết ở Vietcombank ngày 03/08/2014 Theo giá quy đổi ở bảng 2.1, chúng ta phải tìm hiểu một cách kĩ lưỡng các chính sách quy định thuế các bon của các nước được đề xuất để tìm ra một mức Tc phù hợp với bối cảnh của Việt Nam. 2.3.2.2. Thuế môi trường ở Việt Nam Thuế môi trường là khoản thu của ngân sách nhà nước, nhằm điều tiết các hoạt động có ảnh hưởng tới môi trường và kiểm soát ô nhiễm môi trường. Tại Việt Nam, Luật Thuế Bảo vệ môi trường (BVMT) đã được Quốc hội thông qua ngày 15/11/2010, than đá nằm trong các nhóm đối tượng chịu thuế. Mức thuế tuyệt đối được quy định đối với mặt hàng than đá theo mục 1, điều 8 của Luật [8] được chỉ ra ở bảng 2.2. Bảng 2.2. Mức thuế tuyệt đối được quy định đối với mặt hàng than đá [8] Số Loại than đá TT Đơn vị Mức thuế tính (đồng/tấn) 1 Than nâu tấn 10.000-30.000 2 Than an-tra-xít (antraxit) tấn 20.000-50.000 3 Than mỡ tấn 10.000-30.000 4 Than đá khác tấn 10.000-30.00 45 Theo văn bản hướng dẫn của Bộ Tài Chính [8] Số thuế bảo vệ môi trường phân bổ cho các địa phương nơi khai thác than được xác định căn cứ trên tỷ lệ phần trăm (%) than tiêu thụ nội địa trong tổng số than bán ra và số lượng than khai thác tại địa phương bán cho công ty đầu mối tiêu thụ than của Vinacomin, được xác định theo công thức (21), (22): Sản lượng than tiêu thụ nội địa Tỷ lệ (%) nội địa trong kỳ Tổng số than tiêu thụ trong kỳ Tỷ lệ môi trường phải (%) than nộp tiêu thụ x cho địa = [8] trong kỳ Sản lượng than tiêu thụ = Số thuế bảo vệ (21) phương có than nội địa khai thác trong kỳ trong kỳ Sản lượng than Mức thuế mua tuyệt của các đơn vị tại địa phương nơi có X than khai thác đối trên 1 tấn than thụ (22) tiêu [8] trong kỳ Như vậy, mức thuế môi trường ở bảng 2.2 hay cách tính thuế theo công thức (21-220 mới chỉ là quy định đối với mặt hàng than đá, còn những mức thuế môi trường do hệ lụy từ việc ô nhiễm môi trường nước, sức khỏe cộng đồng do các nhà máy nhiệt điện sử dụng than đá làm nhiên liệu đôt, đã thải ra các bãi thải đất đá, nước thải, bụi, khí độc hại (Metan) vẫn chưa được tính toán cụ thể. Điều này cho thấy việc hạch toán lại giá thành nhiệt điện than là một trong những vấn đề đòi hỏi tính liên ngành cao. Việc xác định thuế môi trường không phải là một công việc dễ dàng. Thuế môi trường được xác định không phải chỉ đánh vào thuế ở mỗi tấn than như ở bảng 2.2. hay theo công thức (21), (22) được nêu trong thông tư [8] mà cần xác định được một mức thuế phù hợp đề điều chỉnh cân bằng xã hội. 46  Thuế môi trường cho hoạt động khai thác than: bãi thải chất đá dẫn tới việc khó khăn trong việc xúc trở lại, cần tính toán được giá trị tiền tệ nếu xúc trở lại; nước thải trong quá trình khai thác, bụi từ việc khai thác và vận chuyển than, khí độc hại (Metan) từ than phát thải. Mức thuế này cần phải được tính toán cho các nhà máy nhiệt điện than, không chỉ riêng công ty khai thác than phải nộp mức thuế này.  Thuế môi trường trong quá trình sử dụng than ở các nhà máy nhiệt điện than (gây chất thải lớn): - Bãi xỉ trong quá trình điện than khoảng 4,9 triệu tấn xỉ/15 triệu tấn than - Bụi than chưa đốt hết lẫn trong khí phát thải qua ống khói - Nước thải: Nước sinh hoạt tại các nhà máy điện mang theo nhiều chất độc hại, nước tuần hoàn cũng ảnh hưởng tới sinh thái về sau.  Thuế môi trường cho hoạt động phát thải khí nhà kính do đốt nhiên liệu than đá, các khí độc: SO2, NO2 gây ra ô nhiễm môi trường và tác động lớn tới sức khỏe con người. Ngoài ra còn có khí CO2. 2.3.2.3. Phí môi trường Phí môi trường là khoản thu từ ngân sách nhà nước dành cho hoạt động BVMT, tính trên lượng phát thải của chất ô nhiễm và chi phí xử lý ô nhiễm hoặc khắc phục tác động tiêu cực do chất ô nhiễm gây ra với môi trường. Mục đích của phí môi trường nhằm ngăn ngừa xả thải ra môi trường các chất ô nhiễm có thể xử lý được. Vì vậy, phí môi trường cần đạt được: Thứ nhất là làm thay đổi hành vi của người gây ô nhiễm; Thứ 2 là tăng nguồn thu nhập để chi trả cho những hoạt động cải thiện môi trường. Mức phí môi trường cần xác định được những chi phí khắc phục ô nhiễm, chi phí xử lý ô nhiễm. Những chi phí có thể được tính toán để khắc phục hậu quả thông qua các thông số từ phát thải của các nhà máy nhiệt điện, những hệ quả về mặt môi trường lâu dài và ảnh hưởng tới sức khoẻ con người, mà đặc biệt 47 là ảnh hưởng trực tiếp tới người dân sống xung quanh khu vực nhà máy nhiệt điện than. Những tác động từ bụi than, bãi xỉ, nồng độ khí nhà kính,… cần phải được tính toán cụ thể trước khi đưa ra được một mức phí môi trường thích hợp.  Phí môi trường cho hoạt động khai thác than: Bãi thải chất đá dẫn tới việc khó khăn trong việc xúc trở lại, cần tính toán được giá trị tiền tệ nếu xúc trở lại; nước thải trong quá trình khai thác, bụi từ việc khai thác và vận chuyển than, khí độc hại (Metan) từ than phát thải. Mức phí này cần phải được tính toán cho các nhà máy nhiệt điện than, không chỉ riêng công ty khai thác than phải nộp mức thuế này. Với các nhà máy nhiệt điện than, cần phải cân nhắc bổ sung thêm các loại phí môi trường như:  Phí môi trường trong quá trình sử dụng than ở các nhà máy nhiệt điện than (gây chất thải lớn): - Bãi xỉ trong quá trình điện than khoảng 4,9 triệu tấn xỉ/15 triệu tấn than - Bụi than chưa đốt hết lẫn trong khí phát thải qua ống khói - Nước thải: Nước sinh hoạt tại các nhà máy điện mang theo nhiều chất độc hại, nước tuần hoàn cũng ảnh hưởng tới sinh thái về sau.  Phí môi trường cho hoạt động phát thải khí nhà kính do đốt nhiên liệu than đá, các khí độc: SO2, NO2 gây ra ô nhiễm môi trường và tác động lớn tới sức khỏe con người. Ngoài ra còn có khí CO2. 48 CHƯƠNG 3 KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN 3.4. Đặc điểm của các nhà máy điện 3.4.1. Đặc điểm một số nhà máy nhiệt điện 3.4.1.1. Nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin Nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin nằm trên địa bàn xã Bình Khê, huyện Đông Triều, tỉnh Quảng Ninh. Tên doanh nghiệp, cơ quan chủ dự án: Ban quản lý dự án Nhà máy Nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin, chi nhánh Tổng Công ty điện lực – Vinacomin. Công suất nhà máy: 440 MW, bao gồm 02 tổ máy, công suất tổ máy số 1 và số 2 đều là 220 MW với tổng mức đầu tư 9.315 tỷ đồng. Một số thông tin về các công trình, biện pháp bảo vệ môi trường phục vụ giai đoạn vận hành đã được thực hiện.  Các công trình, biện pháp xử lý nước thải Các công trình bao gồm mạng lưới thu gom nước thải, thoát nước. Các loại nước thải phát sinh khi nhà máy đi vào hoạt động là: - Nước thải sinh hoạt: được xử lý tại Trạm xử lý nước thải sinh hoạt (trạm 1), sau đó được thu tiếp về xử lý tại Trạm xử lý nước thải công nghiệp (trạm 2), xử lý tiếp để tái sử dụng. - Nước thải công nghiệp: gồm nước thải công nghiệp lò hơi, nước thải nhiễm dầu, nước thải nhiễm than, nước thải công nghiệp làm mát, nước thải vệ sinh công nghiệp khác. Tất cả các loại nước thải đều được xử lý cho mục đích tái sử dụng khi cần thiết, còn lại xả ra môi trường. Hệ thống xử lý nước thải của nhà máy là chu trình tuần hoàn khép kín. Sơ đồ quy trình chung xử lý nước thải nhà máy được biểu thị ở Sơ đồ 3.1. 49 Hình 3.1. Sơ đồ quy trình chung xử lý nước thải nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin [2]  Công nghệ xử lý khí và bụi tại Nhà máy nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin Để đảm bảo nồng độ bụi phát thải từ miệng ống khói theo TCVN, QCVN về môi trường hiện hành, Nhà máy nhiệt điện Mạo Khê đã lựa chọn công nghệ khử bụi tĩnh điện (ESP). Hiệu suất lọc bụi tĩnh điễn đật là 99,8% để có thể giảm lượng phát thải bụi đáp ứng QCVN 22:2009/BTNMT – Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về khí thải công nghiệp nhiệt điện. - Công nghệ khử bụi tĩnh điện Hiệu suất khử bụi tĩnh điện tùy thuộc vào nhiều thông số như thành phần, cỡ hạt và tính chất bề mặt của hạt bụi; thành phần, nhiệt độ và áp suất của khói thải và cấu trúc của bộ khử bụi, đặc biệt là kích thước và hình dạng của các bản cực. Đối với các loại than có hàm lượng lưu huỳnh thấp, hiệu suất khử bụi sẽ thấp hơn so với hàm lượng lưu huỳnh cao, để tăng hiệu suất có thể áp dụng phương pháp điều hòa, ví dụ như dùng SO3 hoặc NH3 phun trực tiếp vào khói thải trước khi qua bộ khử bụi. Hiệu suất khử bụi ESP hiện nay có thể đạt 99,8%, nồng độ bụi đầu ra có thể nhỏ hơn 50mg/m3. - Hiệu suất khử bụi 50 Việc áp dụng công nghệ lò sôi tuần hoàn với việc tái tuần hoàn khói thải, tỷ lệ tro/xỉ tạp ra trong lò là 50/50 cùng với việc lắp bộ khử bụi tĩnh điện có hiệu suất khử 99,8%, nồng độ bụi trong khói thải chỉ khoảng 118,6 mg/Nm3. Nồng độ bụi lơ lửng phát tán trong không khí đạt giá trị trung bình giờ cực đại là 0,009 mg/m3 và giá trị trung bình 24 giờ cực đại là 0,0222 mg/m3 tại vị trí cách chân ống khói là 3400m. Giá trị nồng độ bụi của phông nền khoảng 0,059mg/m3, nên dự án đã lắp bộ khử bụi tĩnh điện với hiệu suất cao 99,8% giảm thiểu mức thải bụi. Giá trị trung bình giờ của bụi khi có tính đến phồng nền là 0,068%mg/m3, trong điều kiện khí tượng bất lợi nhất, kể cả khi có tính đến phông ô nhiễm nền giá trị nồng độ trung bình giờ cũng chỉ đạt đến 0,0812mg/m3 tại vị trí cách chân ống khói 1000m, nhỏ hơn giá trị cho phép (0,3mg/m3) - Tính chọn chiều cao ống khói NMNĐ Mạo Khê được thiết kế 2 tổ máy với một ống khói cao 150m, chiều cao phần chịu lực là 145m, đáp ứng tiêu chuẩn nồng độ trung bình 24h. 3.4.1.2. Nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn  Thông tin chung Dự án xây dựng nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 600MW đã được đưa vào Quy hoạch phát triển Điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét triển vọng đến năm 2020. Nội dung quy hoạch đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt qua Quyết định số 40/2003/QĐ TTg ngày 21/03/2003 với tổng mức đầu tư là 22.260 tỷ đồng. Quy hoạch diện tích xây dựng nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn là 114ha, bao gồm - Khu nhà máy và trạm điện: 59 ha - Bãi trữ than: 25 ha - Kênh lấy nước và thải nước làm mát: 16 ha - Băng tải than: 4,2 ha - Đường nội bộ: 0,5 ha - Hành lang tuyến đường dây đấu nối: 9,3 ha Công trình ngoại vi: 51 - Cảng than, dầu: cho dầu 5000 DWT và 30000 DWT - Bãi thải xỉ: 80 ha cho 600 MW trong 25 năm và dự kiến bãi thải xỉ khác cho giai đoạn mở rộng. Bãi xỉ được dự kiến trên căn bản không tiêu thụ được xỉ than và phải tổn trữ 100%. Dự án cũng được phép bỏ qua giai đoạn lập Báo cáo Nghiên cứu Tiền khả thi và đã được đặt tại khu công nghiệp Nghi Sơn, tỉnh Thanh Hóa. Dự án có công suất lắp đặt ban đầu là 600MW dự kiến mở rộng đến 2400 MW vào các giai đoạn sau nhằm chủ yếu cung cấp điện cho khu vực công nghiệp Nam Thanh Bắc Nghệ và kết nối với lưới điện Quốc gia tại khu vực. Nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn sử dụng than là nhiên liệu chính và HFO là nhiên liệu dự phòng. Tất cả các thiết bị đều được nhập từ nước ngoài với công nghệ mới và hiện đại trên thế giới. Quá trình vận chuyển, nhập liệu, thải xỉ đều được tự động hóa và khép kín. Ngoài ra, vấn đề bảo vệ môi trường cũng được quan tâm. Dự án đã đầu tư các hệ thống xử lý nước thải, khí thải, chất thải rắn hiện đại để hạn chế tối đa các tác động đến môi trường xung quanh. - Công suất lắp: 2 x 300 MW - Tỷ lệ điện tự dùng: 7,5% - Sản lượng điện nhà máy: 3.900 GWh/năm - Sản lượng điện phát lên thanh cái: 3.610 GWh/năm - Nhiên liệu chính: Than Hòn Gai – Cẩm Phả: cám 5HG (HHV= 5.500 kcal/kg) - Nhiên liệu phụ: dầu HFO - Kiểu lò: lò than phun, có bao hơi, tuần hoàn tự nhiên, quá nhiệt trung gian - Hiệu suất nhà máy (LHV): 39% - Phương án làm mát bình ngưng: trực tiếp bằng nước biển - Đấu nối điện: đấu nối 220 kV  Lựa chọn công nghệ, nhu cầu nhiên liệu và phương thiện vận chuyển Nhà máy Nghi Sơn chọn công nghệ đốt lò than phun (Pulverized coal fired boiler) do: - Công nghệ than phun là công nghệ lò hơi truyền thống và ngày càng hoàn thiện quá trình vận hành và được chế tạo bởi nhiều hãng uy tín trên thế giới. Hiệu suất lò cao và không bị giới hạn nhiều về công suất 52 - Thông số hơi quá nhiệt của lò đã được thiết ké và chế tạo ở giải rộng - Lò than phun có thể sử dụng nhiều loại than: Anthracite, Bituminous và Subbituminous, Lignite. - Tro xỉ thải ra có đặc điểm sau: Tro bay (fly ash) chiếm tỷ lệ 85%, tro đáy lò (Bottom ashes) chiếm tỷ lệ 15%, tro chỉ chứa các thành phần vô cơ của than và than chưa cháy. Nhu cầu nhiên liệu và nguyên liệu than, dầu, đá vôi: Nhà máy Nghi Sơn I có nhu cầu than 1.700.000 tấn/năm (262 tấn/giờ), dùng than Hòn Gai – Cẩm Phả, là loại than Anthracite cám 5 HG có nhiệt trị thô (HHV) là 5500 Kcal/kg, dầu HFO là 60.000 tấn/năm, đá vôi được sử dụng để xử lý SO2 trong khí thải, mức tiêu thụ CaCO3 97% là 6,3 tấn/giờ (40.000 tấn/năm) Phương tiện vận chuyển: Than và dầu được vận chuyển bằng đường thủy đến khu vực cảng tiếp nhiên liệu của nhà máy Nghi Sơn, sau đó từ bến cảng đến nhà máy bằng băng tải than đôi 2x1000 mm công suất mỗi băng tải 1000T/h, chiều dài là 2150m. Đá vôi khai thác tại xã Tân Trường, huyện Tĩnh Gia, tỉnh Thanh Hóa, cách địa điểm khoảng 15km và khối lượng không nhiều nên được vận tải bằng đường bộ.  Vốn đầu tư và hiệu quả kinh tế Vốn đầu tư của dự án là 614.393.569 USD, trong đó có 6.000.000 USD là vốn lưu động, bao gồm: Bảng 3.1. Vốn đầu tư phân bổ cho dự án NMNĐ Nghi Sơn (USD) STT Hạng mục chi phí Nghi Sơn 1 Chi phí thiết bị 350.849.540 2 Chi phí xây lắp 145.097.833 Chi phí khác 57.137.686 Trong đó: IDC 24.992.843 4 Dự phòng 55.308.510 5 Vốn lưu động 6.000.000 Tổng mức đầu tư 614.393.569 3 53 Báo cáo [3] trang 30 đã chỉ ra: “Kết quả tính toán cho thấy dự án khả thi về mặt kinh tế với giá bán điện tại thanh cái nhà máy là 4.0 cent/kWh, các chỉ tiêu kinh tế đạt yêu cầu. Dự án sẽ đóng góp vào ngân sách nhà nước thông qua thuế thu nhập doanh nghiệp vào khoảng 200 triệu USD. 3.4.1.3. Nhà máy nhiệt điện Long Phú 1  Thông tin chung Nhà máy điện Long Phú 1 nằm trong khu qui hoạch Trung tâm Điện lực Long Phú – Sóc Trăng thuộc ấp Thạnh Đức và Lợi Đức, xã Long Đức, huyện Long Phú, tỉnh Sóc Trăng. Tọa độ địa lý của Trung tâm điện lực: 9o4’23,9” – 9o43’37,6” vĩ độ Bắc và 106o4’36,88” – 106o5’38,4” kinh độ Đông. Dự án nằm bên bờ phải sông Hậu, cách cửa Đại Ngãi 1,3 km về phía hạ lưu và cách thị xã Sóc Trăng 20 km về hướng Đông. Phía Bắc và Đông giáp ngã ba sông Hậu, phía Tây giáp đường liên xã, phía Nam cách cửa Đại Ngãi 1km. Địa điểm có cao độ từ 0,6m đến 1,5m, khu vực không bị ngập úng, chủ yếu trồng lúa, dừa nước, mía và các loại cây lấy gỗ. Do đây là vùng đất bị nhiễm mặn vào những tháng mùa khô nên năng suất canh tác thường không cao. Khu vực xây dựng TTĐL Long Phú rộng khoảng 386,88 ha đủ để bố trí cho 3 nhà máy với tổng công suất 4.400 MW. Trong đó, diện tích nhà máy điện Long Phú 1 khoảng 184ha. Mỗi nhà máy có kho than riêng đảm bảo cho 30 ngày vận hành đầy tải và bãi xỉ chung cho toàn trung tâm rộng 120 ha. Địa điểm còn được thiết kế cảng để tiếp nhận than, dầu, đá vôi, thiết bị. Vị trí nhà máy được thể hiện trong hình 3.2. 54 Hình 3.2. Vị trí nhà máy nhiệt điện Long Phú 1 [1]  Lựa chọn công nghệ, nhu cầu nhiên liệu và phương thiện vận chuyển Nhiên liệu chính của nhà máy điện Long Phú 1 là than, với công suất 1.200MW nhà máy sẽ nhập khẩu than khoảng 2,6 – 2,8 triệu tấn/năm. Hiện nay nguồn than nhập chưa xác định. Tuy nhiên, theo khảo sát thị trường than năng lượng hiện nay cũng như vị trí và địa điểm thích hợp của nguồn than, nguồn than nhập chỉ có thể từ Australia hoặc Indonesia. Than mẫu sẽ chọn 2 mẫu tiêu biểu từ phần mềm Thermoflow Steam Pro 17 (2007). Một mẫu chọn làm than thiết kế và một mẫu chọn làm than xấu nhất mà nhà máy có thể vận hành kinh tế. Đặc tính than Bảng 3.2. Đặc tính than sử dụng TT 1. 2. 3. 4. 5. 6. Đặc tính Nhiệt trị thô HHV(Kcal/kg) Độ ẩm (%) Độ tro (%) Chất bốc (%) Sulfur (%) Độ dễ nghiền (HGI) 55 Mẫu (adb) 5.500 – 6.100 10-14 10-15 25-42 0,6-0,8 45-50 Nguồn: Dự án đầu tư xây dựng công trình, tháng 06/2009. [1] Phương án vận chuyển than Than cho NMNĐ Long Phú sẽ dự kiến nhập của Indonesia hoặc của Úc, bằng tầu 50.000DWT-70.000DWT qua cảng trung chuyển. Cảng trung chuyển được xem xét tại 3 vị trí là khu vực Vĩnh Tân (Bình Thuận), khu vực Nam Du (Kiên Giang) và khu vực Duyên Hải (Trà Vinh). Việc khảo sát và chọn lựa vị trí xây dựng cảng sẽ đòi hỏi sự nghiên cứu sâu rộng trong một dự án riêng, sẽ được nghiên cứu và lựa chọn trong giai đoạn sau. Từ cảng trung chuyển than sẽ được vận chuyển bằng các sà lan chuyên dùng 10.000DWT tới cảng than chuyên dùng tại nhà máy (bên bờ sông Hậu, cách kho than nhà máy khoảng 300m). Hệ thống cung cấp và tồn trữ than trong nhà máy Hệ thống cung cấp than bao trong nhà máy gồm: - Thiết bị bốc dỡ than lắp đặt tại cảng than. - Hệ thống băng tải than vận chuyển than từ bến cảng vào kho than. - Kho than (01 kho than trong nhà và 02 kho than ngoài trời) có mức dự trữ cho 30 ngày đầy tải. - Các thiết bị đánh đống và thu gom. Dự án nhà máy Long Phú 1 với diện tích 184ha được xây dựng sau khi dự án Cơ sở hạ tầng TTĐL Long Phú được hoàn thiện (đã giải phóng mặt bằng và xây dựng xong cơ sở hạ tầng), bao gồm phạm vi như sau: - Công trình chính nhà máy điện Long Phú 1 - Các hệ thống phụ trợ - Trạm phân phối điện, hệ thống điện nhà máy - Cảng chuyên dùng để nhập nhiên, nguyên liệu và xuất các phụ phẩm của nhà máy. Quy trình sản xuất của dự án được mô tả trong hình 3.2. 56 Hình 3.3. Quy trình sản xuất ở NMNĐ Long Phú 1 [1] Dự án nhà máy điện Long Phú 1 được xây dựng với công suất dự kiến 1.200MW.  Vốn đầu tư và hiệu quả kinh tế Tổng mức đầu tư: 24.361,21 tỷ đồng, tương đương 1.438,26 triệu USD (theo Dự án đầu tư xây dựng công trình - 06/2009). - Chi phí đầu tư các công trình xử lý môi trường (hệ thống xử lý khí thải, hệ thống phát tán tán khí thải, hệ thống ống khói, hệ thống xử lý nước thải, nước cấp, hệ thống thông gió, …) khoảng 78,26 triệu USD tương đương khoảng 1.292,5 tỷ đồng (được bao gồm trong chi phí đầu tư của dự án). - Chi phí quan trắc, giám sát môi trường trong giai đoạn xây dựng là 21.600.000đ/năm xây dựng (được bao gồm trong chi phí đầu tư của dự án). - Chi phí quan trắc, giám sát môi trường trong giai đoạn vận hành là 58.100.000đ/năm vận hành thứ I, 54.100.000đ/năm vận hành thứ II và 50.100.000đ/năm từ năm vận hành thứ III. Nguồn vốn đầu tư: nguồn vốn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. 57 3.4.2. Đặc điểm một số nhà máy phong điện 3.1.2.1. Nhà máy phong điện Tuy Phong – Bình Thuận Đây là dự án phong điện đầu tiên tại Việt Nam có quy mô lớn nhất khu vực Đông Nam Á, khi những nguồn điện đầu tiên của nhà máy điện gió, còn gọi là phong điện Tuy Phong (Bình Thuận) hòa vào lưới điện quốc gia, khẳng định sự thành công của việc biến gió trời thành nguồn năng lượng sạch, xóa đi mối nghi ngờ của nhiều người cho rằng dự án này không khả thi tại Việt Nam. Bình Thuận là vị trí đắc địa để xây dựng phong điện bởi lượng gió khá dồi dào cho dù việc đầu tư mất khá nhiều công sức…Nằm bên quốc lộ 1A, cách bờ biển khoảng 500m, Nhà máy điện gió Tuy Phong do Công ty cổ phần Năng lượng tái tạo Việt Nam (REVN) đầu tư xây dựng với tổng vốn hơn 2.000 tỉ đồng, tổng công suất 120 MW, trong đó giai đoạn một có công suất 30 MW (hoàn thành đầu năm 2011). 20 tua-bin gió đầu tiên đã hoàn thành lắp đặt vận hành, công suất mỗi tua-bin là 1,5 MW. Nhà đầu tư cũng đã chuẩn bị xong các thủ tục để thực hiện giai đoạn hai có công suất 90 MW, dự kiến đến giữa năm 2012 sẽ hoàn thành toàn bộ dự án. Ngoài các yếu tố về kỹ thuật, điều kiện tiên quyết để có thể triển khai thực hiện các dự án điện gió là phải có nguồn gió dồi dào và quỹ đất tương đối lớn. Gió ở Bình Thuận có quanh năm, với tốc độ trung bình khoảng 6 m/giây, hơn nữa tần suất các cơn bão lại thấp. Phía Đông Nam tỉnh Bình Thuận còn vùng đồi cát ven biển rộng hơn 50 nghìn ha chưa sử dụng. Theo khảo sát mới đây, công suất tiềm năng điện gió của toàn tỉnh có thể lên đến 5.000 MW và khả năng khai thác có hiệu quả ngay trong điều kiện hiện nay khoảng 1.500 MW [16]. 3.1.2.2. Nhà máy phong điện Bạc Liêu Nhà máy phong điện tỉnh Bạc Liêu, công suất 99 MW trong danh mục các dự án nguồn điện trong Quy hoạch điện VI (Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006 - 2015 có xét đến năm 2025). Phó Thủ tướng giao Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với UBND tỉnh Bạc Liêu hướng dẫn Công ty TNHH Xây dựng Thương mại và Du lịch Công Lý thực hiện các bước chuẩn bị đầu tư 58 dự án Nhà máy điện gió. Được biết, vào đầu năm 2010, Công ty TNHH Xây dựng Thương mại Du lịch Công Lý (Cà Mau) đã được UBND tỉnh Bạc Liêu cho phép lập dự án xây dựng nhà máy điện gió trên diện tích dự kiến khoảng 500ha. - Nhà máy điện gió được dự kiến xây dựng tại khu vực dọc theo tuyến đê biển Đông từ phường Nhà Mát - xã Vĩnh Trạch Đông (thị xã Bạc Liêu) đến khu vực giáp ranh với huyện Vĩnh Châu, tỉnh Sóc Trăng. - Công ty TNHH Xây dựng Thương mại Du lịch Công Lý cho biết, vốn đầu tư cho nhà máy điện gió dự kiến khoảng 5.000 tỉ đồng, công suất 99 MW [16]. 3.4.3. So sánh đặc điểm các nhà máy nhiệt điện và phong điện Sau quá trình nghiên cứu đặc điểm chung của các nhà máy nhiệt điên và phong điện, kết hợp với sự khảo sát sơ bộ các nhà máy nhiệt điện trong nước và các nhà máy phong điện trong nước, luận văn đưa ra một số kết quả so sánh về đặc điểm các nhà máy nhiệt điện và phong điện như ở bảng [3.3] Bảng 3.3. So sánh đặc điểm các nhà máy nhiệt điện và phong điện STT 1 Điểm so sánh Vị trí xây dựng Nhà máy nhiệt điện Nhà máy phong điện Gần các mỏ than, các Ven biển Nam Bộ, cảng bốc dỡ, tập trung vùng biển và hải đảo. nhiều phía Bắc. 2 Nguồn nhiên liệu sử Than, dầu và khí đốt Gió dụng tạo điện năng (Nhiên liệu hoá thạch) (Nhiên liệu tự nhiên/Tái tạo) 3 Phát thải khí nhà Phát thải lượng lớn khí Không gây phát thải kính nhà kính khí nhà kính 4 Quy mô Lớn Lớn, Nhỏ 5 Vốn đầu tư Lớn Lớn, Nhỏ Một số kết quả so sánh khác được thể hiện qua các hình 3.4, hình 3.5, hình 3.6. 59 Hình 3.4. So sánh lượng thải CO2 theo các nguồn năng lượng [16] Hình 3.6. So sánh các chất thải từ các nguồn năng lượng [16] Hình 3.5. So sánh tổng thể về giá cả của các loại hình năng lượng [16] 60 3.5. Tính toán lại giá thành sản xuất điện 3.5.1. Tính toán GTSX điện của các NMNĐ theo hướng tiếp cận CPSX Thời gian vận hành 1 năm của nhà máy nhiệt điện than là 6.500 – 7.000 giờ/năm, dựa trên căn cứ đó, giả định nhiệt điện có thể vận hành 6.500 giờ/năm, ở nước ta hiện nay, việc sử dụng các nguồn điện được đánh giá mức độ ưu tiên dựa trên giá thành sản xuất, do đó nguồn nhiệt điện khí có thể chỉ vận hành ở mức độ thấp hơn là 6.000 giờ, còn lại nhiệt điện dầu thường chỉ được sử dụng để chạy phụ tải vào lúc cao điểm. Với Tỉ lệ trợ giá trung bình là 15,5% [16] đối với nhiên liệu hoá thạch thì khi gỡ bỏ trợ cấp nhiên liệu hoá thạch thì giá thành sẽ tăng lên do giá nhiên liệu tăng lên và được tính toán ở bảng 3.4. Bảng 3.4. Tổng chi phí phát điện (tính bằng cent/kWh) Loại nhà máy Chi phí Chi Chi phí Giá thành Giá thành cố định phí vận hành – điện ước điện khi [17] nhiên quản lý tính hiện gỡ bỏ trợ tại giá Nhiên liệu * [17] [17] [17] liệu hoá thạch Nhiệt điện than 2 4,2 0,2 6,4 7,051 Nhiệt điện khí 1,2 6,7 0,12 8,02 9,0585 Nhiệt điện dầu 1,6 30 0,16 31,76 36,41 *Tính mức giá than ở giá 120$/tấn, 14S/triệu BTU và 1,2$/lit dầu Như vậy, nếu gỡ bỏ trợ cấp nhiên liệu hoá thạch thì giá thành sản xuất ở các nhà máy nhiệt điện than vào khoảng 6,431 cent/kwh, ở các NMNĐ khí vào khoảng 8,038 cent/kWh và ở các NMNĐ dầu vào khoảng 31,7848 cent/kWh. 3.5.2. Tính toán GTSX điện của các NMNĐ theo hướng tiếp cận CPMT Kết quả tính toán mới chỉ tính tới giá thành sản xuất điện khi tính thuế CO2. Dựa trên kết quả nghiên cứu của một số nghiên cứu [16], ta có được lượng phát thải khí CO2 ước tính (g/kwh) ở hình 3.5. Sử dụng các mức thuế đã được áp 61 dụng ở các nước trên thế giới ở Bảng 2.1, quy đổi về cùng đơn vị tính, ta có được kết quả ở bảng 3.5. Bảng 3.5. Các mức thuế CO2 đã được quy đổi áp dụng cho các NMNĐ theo quy định của các nước trên thế giới (cent/kwh) Loại nhà máy Lượng Mức thuế Mức thuế Mức thuế Mức thuế phát thải áp dụng áp dụng áp dụng đề xuất áp khí CO2 của Úc của Anh của Đan dụng của ước tính (cent/kwh) (cent/kwh) Mạch Mỹ (cent/kwh) (cent/kwh) (g/kWh) Nhiệt điện than 1000 2,72 1 1 0,35 Nhiệt điện khí 600 2,04 0,75 0,75 0,2625 Nhiệt điện dầu 750 1,632 0,6 0,6 0,21 Sử dụng các kết quả tính toán được ở bảng 3.5, ta có được bảng giá thành nhiệt điện khi tính tới thuế các bon được thể hiện ở bảng 3.6. Bảng 3.6. Giá thành nhiệt điện khi tính tới thuế các-bon Loại nhà Giá Giá thành Giá thành Giá thành Giá thành máy thành nhiệt điện nhiệt điện nhiệt điện nhiệt điện nhiệt khi áp dụng khi áp dụng khi áp dụng khi áp dụng điện ước mức thuế mức thuế mức thuế mức thuế tính của Úc của Anh của Đan đề xuất của thông (cent/kwh) (cent/kwh) Mạch Mỹ (cent/kwh) (cent/kwh) thường Nhiệt điện 6,4 9,12 7,4 7,4 6,75 điện 8,02 10,06 8,77 8,77 8,2825 điện 31,76 33,392 32,36 32,36 31,97 than Nhiệt khí Nhiệt dầu 62 3.5.3. Tính toán GTSX điện ở các nhà máy phong điện Một nghiên cứu về năng lượng gió GIZ/MoIT do Viện Năng lượng thực hiện cho thấy đối với các dự án điện gió sử dụng công nghệ Hoa Kỳ và châu Âu đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn IEC (Hội đồng Kỹ thuật điện Quốc tế), chi phí đầu tư ban đầu ước tính 2.250USD/kW và giá thành điện bình quân 10,68 cent/kWh, sau đó giảm 10% giá thành trong 10 năm tiếp theo. Trong khi đó, đối với công nghệ Trung Quốc suất đầu tư 1.700USD/kW và giá thành khoảng 8,6 cent/kWh. Trong khi đó, giá thu mua của EVN (tính cả trợ giá của nhà nước) hiện là 7,8 cent/kWh [19]. 3.5.4. So sánh giá thành sản xuất điện Theo kết quả tính toán lại giá thành nhiệt điện theo hướng tiếp cận chi phí sản xuất và chi phí môi trường ở mục 3.2.1 và 3.2.2, ta có bảng tổng hợp 3.7 về giá thành nhiệt điện có tính tới việc gỡ bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch và thuế CO2 theo quy định thuế áp dụng của Úc hiện tại là 27,2 USD/tấn CO2, than, khí, dầu ở mức giá là 120$/tấn, 14S/triệu BTU và 1,2$/lit dầu. Bảng 3.7. Bảng tổng hợp GTNĐ theo hướng tiếp cận mới (cent/kWh) Loại nhà máy Giá thành nhiệt điện ước tính thông thường Giá thành nhiệt điện khi gỡ bỏ trợ cấp nhiên liệu hoá thạch Giá thành nhiệt điện khi áp dụng mức thuế CO2 của Úc Giá thành nhiệt điện theo hướng tiếp cận mới (Tạm tính) Nhiệt điện than 6,4 7,051 9,12 9,771 Nhiệt điện khí 8,02 9,0585 10,06 11,0985 Nhiệt điện dầu 31,76 36,41 33,392 38,042 Với giá thành điện được tính theo hướng tiếp cận mới, tạm tính khi tính tới việc gỡ bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch và thuế CO2 thì giá nhiệt điện đã tăng lên 9,771 cent/kWh (gần 9,8 cent/kWh) với nhiệt điện than, 11,0985 cent/kWh (xấp xỉ 11,1 cent/kWh) với nhiệt điện khí và tới 38,042 cent/kwh đối với nhiệt điện dầu. Như vậ có thể thấy rõ ràng rằng giá thành bình quân nhiệt điện không rẻ hơn giá thành bình quân điện gió. 63 Nếu so sánh giá thành bình quân điện gió ban đầu sử dụng công nghệ Trung Quốc (8,6 cent/kWh) thì giá thành nhiệt điện than đang đắt hơn ít nhất 1,171 cent/kWh, giá thành nhiệt điện khí đắt hơn ít nhất 2,4985 cent/kWh và giá thành nhiệt điện dầu đắt hơn 29,442 cent/kWh. Nếu so sánh giá thành điện gió sử dụng công nghệ của Hoa Kỳ và Châu Âu, ở 10 năm đầu tiên, giá thành bình quân điện gió là 10,68 cent/kWh, đắt hơn nhiệt điện than nhiều nhất là 0,909 cent/kWh, rẻ hơn giá thành nhiệt điện khí ít nhất là 0,4185 cent/kWh và rẻ hơn giá thành nhiệt điện dầu ít nhất là 27,362 cent/kWh. Tính sau 10 năm, khi giá thành giảm được 10% thì giá thành bình quân điện gió chỉ còn vào khoảng 9,612 cent/kWh, rẻ hơn giá thành sản xuất của các nhà máy nhiệt điện. 3.6. Đề xuất 3.6.1. Công thức áp dụng hạch toán lại giá thành nhiệt điện Thông qua việc tìm hiểu chi phí sản xuất điện hiện tại ở các nhà máy nhiệt điện, với cách nhìn tổng thể và toàn diện từ các ngành khác nhau, nghiên cứu có thể cho thấy các chi phí giá thành điện hiện hành chưa được tính đủ. Từ đó báo cáo đề xuất công thức tổng quát (23) để hạch toán lại giá thành điện ở các nhà máy nhiệt điện than. GTNĐ = gNĐ + m. TC + TM (23) Trong đó: GTNĐ: Giá thành nhiệt điện hạch toán lại cho mỗi kWh điện (đồng/kWh) gNĐ(1) : Giá thành nhiệt điện tính theo công thức (4) của Thông tư [6] (đồng/kWh) m: lượng CO2 phát thải ra môi trường (tấn/kWh) TC: Giá tiền thuế các bon thu được từ sự phát thải một tấn CO2 (đồng/tấn) TM: Giá thuế môi trường được tính trung bình cho mỗi kWh điện (đồng/kWh) Hệ số TC, TM ở Việt Nam hiện chưa được tính toán cụ thể, cần phải cân nhắc để tính toán. Đông thời phải xác định chính xác mức trợ giá nhiên liệu của 64 nhà nước hiện hành để tính toán giá nhiên liệu đầu vào một cách chính xác. Các hệ số phải được quy đổi để tính toán theo một tham số chung là VNĐ/kWh hay là Cent/kWh để đối chiếu, so sánh. 3.6.2. Xác định mức thuế và phí môi trường có thể áp dụng Trong bối cảnh biến đổi khí hậu hiện nay, cùng với mục tiêu quốc gia giảm nhẹ rủi ro thiên tai và biến đổi khí hậu, thì việc cắt giảm lượng phát thải CO2 ra môi trường cũng đang được quan tâm. Cần phải cân nhắc lại mức thuế đang áp dụng hiện nay là từ 10.000đ – 50.000đ/tấn than. Với mức thuế các bon của các nước đang áp dụng, nên chăng Việt Nam áp dụng mức thuế cao nhất mà Úc đang áp dụng hiện nay (27,2 USD/tấn CO2). Với mức thuế áp dụng, giá thành nhiệt điện cũng tăng lên đáng kể, tiến tới ngang bằng hoặc cao hơn với giá thành điện gió. Đây có thể là một cách giúp tăng cường vốn trong ngân quỹ quốc gia từ thuế thu được. Đối với các mức phí môi trường, cần tiến hành nghiên cứu đánh giá thêm về tác động của các nhà máy nhiệt điện lên từng lĩnh vực và đời sống trước khi đưa ra được những con số ước tính cần thiết. 3.6.3. Lộ trình áp dụng Việc áp dụng công thức mới tính giá thành sản xuất nhiệt điện sẽ làm tăng đáng kể giá điện tiêu dùng. Một câu hỏi được đặt ra là: “Giá điện cao thì người dân có chịu thiệt thòi không?”. Câu trả lời là không, bởi nhà nước luôn có những chính sách hỗ trợ cho người nghèo. Mức hỗ trợ cho các hộ nghèo hiện nay là 30.000đồng/tháng/hộ. Với những hộ nghèo, thông thường sử dụng ít trang thiết bị tiêu thụ điện năng, do đó dù nhà nước có phần trợ giá điện thì họ cũng được hưởng một phần trợ giá rất ít so với những hộ có mức tiêu thụ điện năng cao. Khi giá điện năng tăng, nhà nước sẽ có thêm nguồn thu từ thuế vào ngân quỹ, từ đó có them nguồn ngân sách để điều chỉnh, hỗ trợ cho người nghèo. Tuy nhiên, việc tăng giá điện năng sẽ tác động rất lớn đối với đời sống kinh tế xã hội nói chung và đến phát triển sản xuất nói riêng. Giá điện tăng cao đột ngột ảnh hưởng tới đại đa số đời sống của người dân, ảnh hưởng tới hoạt 65 động của doanh nghiệp,… trong khi nền kinh tế chưa kịp thích nghi sẽ ảnh hưởng lớn và ảnh hưởng tiêu cực tới kinh tế – xã hội. Chính vì vậy, trước hết phải xác định được các yếu tố tác động làm gia tăng giá thành điện, tính đúng, tính đủ giá thành để có một cái nhìn tổng quan. Sau đó, việc áp dụng các mức thuế, phí hoặc cắt giảm trợ giá nhiên liệu hoá thạch sẽ được tiến hành từng bước theo từng giai đoạn. Có thể áp dụng được đề xuất dưới đây”  Lộ trình áp dụng loại bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch. Bảng 3.8. Lộ trình loại bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch Giai đoạn 2015-2020 2020-2025 -10% mỗi năm -15% mỗi năm Mức giảm 2025-2030 -10% mỗi năm của tổng trợ giá năm 2025  Lộ trình áp dụng thu thuế các bon Bảng 3.9. Lộ trình áp dụng thu thuế các bon Giai đoạn 2015-2020 Mức thu thuế 7 CO2 USD 2020-2025 hay 14 USD 2025-2030 hay 27,2 USD hay khoảng khoảng khoảng 150.000đ/tấn 300.000đ/tấn 600.000đ/tấn CO2 CO2 CO2 Như vậy, với lộ trình đề xuất, trợ giá nhiên liệu hoá thạch sẽ hoàn toàn được dỡ bỏ vào năm 2030 và mức thuế CO2 sẽ tăng lên ngang bằng với mức thuế CO2 đang áp dụng ở Úc hiện nay vào năm 2030. 66 KẾT LUẬN VÀ KHUYẾN NGHỊ 1) Các nhà máy nhiệt điện và phong điện có sự khác biệt rất lớn, đặc biệt về nguồn nhiên liệu và sự tác động tới môi trường. 2) Việc hạch toán lại giá thành sản xuất điện ở các nhà máy nhiệt điện cho thấy rõ khi tính thêm các thuế, phí hiện đang được bỏ qua thì giá thành điện sẽ tăng lên đáng kể. 3) Kết quả tính toán trong trường hợp loại bỏ trợ giá nhiên liệu hoá thạch và thu thuế các bon đã cho thấy: giá thành sản xuất điện của NMNĐ than tăng lên khoảng 9,8 cent/kWh, giá thành sản xuất điện của NMNĐ khí vào khoảng 11,1 cent/kWh và giá thành sản xuất điện của NMNĐ dầu khoảng 38 cent/kWh. Mức giá này ngang bằng, thậm chí cao hơn so với giá thành điện gió trên thế giới và cao hơn rất nhiều so với giá 7,8 cent/kWh mà EVN đề xuất thu mua của các nhà máy phong điện ở Việt Nam. Phí môi trường vẫn chưa được tính toán cụ thể. 4) Luận văn đã đề xuất công thức tính mới cho giá thành sản xuất nhiệt điện, trong đó việc bổ sung các khoản thuế các bon, thuế môi trường, phí môi trường là cần thiết. Việc điều chỉnh các khoản thuế và phí đã được đề xuất theo lộ trình, theo đó tới năm 2030 thì gỡ bỏ hoàn toàn trợ giá nhiên liệu hoá thạch và điều chỉnh mức thuế các bon phù hợp. 5) Giá thành nhiệt điện cũng phụ thuộc vào giá thu mua của nguồn nguyên liệu đầu vào (than đá, dầu, khí đốt). Chính vì thế sự biến động về giá điện khi nguồn nguyên liệu phụ thuộc vào nhập khẩu từ nước ngoài là một trong những khó khăn trong sự phát triển ổn định và bền vững ngành nhiệt điện. Giải pháp chuyển hướng đầu tư sang phong điện hay các dạng năng lượng sạch khác là hướng đi phù hợp với xu hướng toàn cầu, đồng thời giúp giảm thiểu tác động biến đổi khí hậu thông qua việc giảm lượng khí các bon thải ra môi trường. 67 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt [1] Ban QLDA Nhiệt điện 1 (2004). Báo cáo đánh giá tác động môi trường dự án đầu tư xây dựng nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 600MW, Tổng công ty điện lực Việt Nam. [2] Ban QLDA NMNĐ Mạo Khê – Vinacomin (2013). Báo cáo kết quả thực hiện các công trình, biện pháp bảo vệ môi trường phục vụ giai đoạn vận hành của dự án “Nhà máy Nhiệt điện Mạo Khê – Vinacomin”, Tổng công ty Điện lực – Vinacomin. [3] Ban QLDA Điện lực Dầu khí Long Phú - Sông Hậu (2014). Báo cáo đánh giá ĐTM dự án nhiệt điện Long Phú 1, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. [4] Báo Nhiệt điện Việt Nam (2013). Giá điện tại Việt Nam rẻ hay đắt, đăng ngày 18/12/2013, Truy cập ngày 17/01/2014. [5] Báo Tài nguyên và Môi trường (2014). Việt Nam bảo vệ thành công đề xuất dự án "Sẵn sàng tham gia thị trường các-bon, đăng ngày 06/11/2014, truy cập ngày 06/12/2014; [6] Bộ Công Thương (2010). Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14/12/2010 về Quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện; [7] Bộ Khoa học và Đầu tư (2008). Tiềm năng và phương hướng khai thác các dạng năng lượng tái tạo ở Việt Nam, Văn phòng Chương trình Nghị sự 21; [8] Bộ Tài Chính (2011). Thông tư số 152/2011 về Hướng dẫn thi hành Nghị định số 67/2011/NĐ-CP ngày 08 tháng 08 năm 2011 của chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Thuế bảo vệ môi trường; [9] Bộ Tài nguyên và Môi trường (2012). Chính sách thuế cácbon của các nước trong khu vực châu Á – Thái Bình Dương: Chìa khóa giảm phát thải CO2, Đăng ngày 14/09/2012, Truy cập ngày 17/01/2014; [10] Donann Lisenby (2014). Báo cáo tác động của than, điện than và tác động tiềm tàng đến nguồn nước, sức khoẻ cộng đồng, Hội thảo “Nghiên cứu tác 68 động của than và điện than đối với Tài nguyên nước”, Hội Liên minh năng lượng bền vững Việt Nam. [11] Dư Văn Toán (2011). Kịch bản phát triển năng lượng tái tạo trên thế giới và đề xuất với Việt Nam, Hội nghị khoa học quốc tế "Năng lượng tái tạo và phát triển bền vững", Viện KHCN Việt Nam, NXB KHTN&CN 2011; [12] Lưu Đức Hải, Nguyễn Ngọc Sinh (2000). Quản lý môi trường cho sự phát triển bền vững, NXB ĐHQGHN. [13] Lưu Đức Hải (chủ biên) (2006). Cẩm nang quản lý môi trường, NXB Giáo dục. [14] Lưu Thị Toán, Dư Văn Toán (2014). Hạch toán giá thành nhiệt điện ở Việt Nam khi khí Các bon sinh ra trong quá trình đốt nhiên liệu không được xử lý, Tạp chí Môi trường, ISSN: 1859-042X, số 10/2014, trang 39 – 41; [15] Lưu Thị Toán, Dư Văn Toán (2014). Tính liên ngành trong hạch toán lại giá thành nhiệt điện than hướng tới giảm thiểu biến đổi khí hậu, Hội nghị Khoa học liên ngành năm 2014, Khoa Sau đại học, Đại học Quốc gia Hà Nội, trang 103-112; [16] Phòng Nghiên cứu – Đánh giá (2014). Đầu tư sản xuất tuarbin gió trục đứng kiểu mới, Đề án năm 2014, Công ty Cổ phần Mitech Việt Nam. [17] Phòng Nghiên Cứu – Phân tích (2014). Ngành điện Việt Nam, Báo cáo phân tích năm 2014, Công ty cổ phần chứng khoán Phú Gia. [18] Quốc hội nước Cộng hòa XHCN Việt Nam (2010). Luật thuế bảo vệ môi trường, luật số 57/2010/QH12, truy cập ngày 06/12/2014; [19] Viện năng lượng (2009). Nghiên cứu tính toán xác định khung giá điện của các loại hình công nghệ phát điện truyền thống ở Việt Nam trong giai đoạn đầu thị trường phát điện cạnh tranh, Đề tài cấp Bộ, mã số I-143, Viện Năng lượng, Bộ Công Thương; 69 Tiếng Anh [20] Alex Robson (2013). Australia's Carbon Tax: An Economic Evaluation, Department of Accounting, Finance and Economics Griffith University, Brisbane, Australia; [21] IA and AE (1997). A back - of - the - envelope approach to assess the cost of capital for network regulators, Ian Alexander and Antonio Estache, 12/1997; [22] IEA (2003). World Energy Investment Outlook, OECD/IEA, Paris, France; [23] IAEA (2003a). Power Generation Investment in Electricity Markets, IEA, Paris, France; [24] IEA and NEA (1998). Projected Costs of Generating Electricity: Update 1998, OECD, Paris, France; [25] IEA and NEA (1993). Projected Costs of Generating Electricity: Update 1992. OECD, Paris, France; [26] IRENA (2013). Renewable Energy Country Profiles for Asia, Viewed on 17 Jan 2014, January 2013 edition; [27] John Miller (2013). Should the US Implement a Carbon Tax?, Posted on 29 April 2013, Viewed on 17 Jan 2014; [28] UNFCCC/CCNUCC (2007). Tool to calculate the emission factor for an electricity system, Annex 12: Methodological tool, Version 01, Published on 19 October 2007. 70 [...]... toán, giá thành sản xuất được chia làm hai loại là giá thành sản xuất sản phẩm và giá thành toàn bộ sản phẩm tiêu thụ: - Giá thành sản xuất sản phẩm hay còn gọi là giá thành công xưởng: bao gồm các chi phí sản xuất như: chi phí NVL trực tiếp, chi phí nhân công trực tiếp, chi phí SXC tính cho những sản phẩm, công việc hoặc lao vụ đã hoàn thành, giá thành sản xuất của sản phẩm được sử dụng ghi số của sản. .. lập định mức chi phí sản xuất và kế hoạch giá thành sản phẩm cho kỳ sau c) Phân loại chi phí theo mối quan hệ với khối lượng sản phẩm, công việc, lao vụ sản xuất trong kỳ Căn cứ vào mối quan hệ của chi phí với khối lượng sản phẩm sản xuất trong kỳ để chia chi phí sản xuất kinh doanh thành chi phí khả biến và chi phí bất biến - Chi phí khả biến (biến phí) là những khoản mục chi phí có mối quan hệ tỷ... rộng giá thành sản xuất nhiệt điện và phong điện hướng tới giảm thiểu biến đổi khí hậu" được lựa chọn và triển khai 2 Mục tiêu nghiên cứu - Tính được sơ bộ các chi phí bị bỏ qua trong quá trình tính toán giá thành nhiệt điện hiện nay nhằm hạch toán lại giá thành nhiệt điện, cụ thể là tính toán lại các chi phí trong quá trình sản xuất điện năng - Tính được sơ bộ giá thành ở một số nhà máy nhiệt điện. .. động kinh doanh thông thường bao gồm chi phí sản xuất kinh doanh và chi phí hoạt động tài chính - Chi phí sản xuất kinh doanh Chi phí sản xuất kinh doanh bao gồm chi phí sản xuất, chi phí ngoài sản xuất, chi phí bán hàng và chi phí quản lý doanh nghiệp Trong đó, chi phí sản xuất là biểu hiện bằng tiền của toàn bộ hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí cần thiết khác mà doanh nghiệp... những hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và những chi phí khác mà doanh nghiệp đã chi ra để sản xuất sản phẩm Khác nhau: Chi phí sản xuất và giá thành khác nhau về lượng 25 - Chi phí sản xuất là toàn bộ chi phí chi ra để tiến hành sản xuất sản phẩm trong một thời kỳ nhất định, không phân biệt là dùng cho loại sản phẩm nào, đã hoàn thành hay chưa - Giá thành sản phẩm là chi phí sản xuất tính... chi phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí khác được dùng để sản xuất hoàn thành một khối lượng sản phẩm, lao vụ, dịch vụ nhất định 1.2.2.2 Phân loại giá thành sản phẩm a) Phân loại giá thành sản phẩm theo cơ sở số liệu tính giá thành Theo cơ sở số liệu tính giá thành, giá thành sản phẩm được chia thành 03 loại là giá thành kế hoạch, giá thành định mức và giá thành thực tế - Giá thành. .. với sự thay đổi của khối lượng sản phẩm sản xuất trong kỳ Chi phí khả biến thường bao gồm chi phí nguyên liệu, vật liệu trực tiếp, chi phí nhân công trực tiếp, chi phí sản xuất chung khả biến - Chi phí bất biến (định phí) là những khoản chi phí không biến động khi mức hoạt động của sản xuất hay khối lượng sản phẩm sản xuất, công việc, lao vụ, dịch vụ hoàn thành trong kỳ thay đổi Chi phí bất biến thường... loại chi phí trong việc hình thành sản phẩm, từ đó tổ chức công tác kế toán tập hợp chi phí sản xuất thích hợp với từng loại 23 1.2.2 Tính giá thành sản phẩm 1.2.2.1 Khái niệm giá thành sản phẩm Giá thành sản phẩm là chi phí sản xuất cho một khối lượng hoặc đơn vị sản phẩm (công việc, lao vụ dịch vụ) do doanh nghiệp sản xuất đã hoàn thành Hoặc giá thành sản phẩm sản xuất được xác định bao gồm những chi. .. của sản phẩm chỉ được tính toán xác định khi sản phẩm, công việc hoặc lao vụ đã được tiêu thụ Giá thành toàn bộ của sản phẩm là căn cứ để tính toán, xác định lợi nhuận thuần trước thuế của doanh nghiệp 1.2.3 Mối quan hệ giữa chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm Về bản chất, chi phí sản xuất và giá thành sản phẩm là biểu hiện hai mặt của quá trình sản xuất Giống nhau: Chi phí sản xuất và giá thành sản. .. mới và là điểm mạnh của của loại tuabin gió này 19 1.2 Khái quát về chi phí sản xuất và tính giá thành sản phẩm 1.2.1 Chi phí sản xuất 1.2.1.1 Khái niệm chi phí sản xuất Chi phí sản xuất là biểu hiện bằng tiền của toàn bộ hao phí về lao động sống, lao động vật hóa và các chi phí khác mà doanh nghiệp chỉ ra để tiến hành các hoạt động sản xuất trong một thời kỳ nhất định 1.2.1.2 Phân loại chi phí sản xuất ... TOÁN PHÂN TÍCH SO SÁNH CHI PHÍ LỢI ÍCH MỞ RỘNG GIÁ THÀNH SẢN XUẤT NHIỆT ĐIỆN VÀ PHONG ĐIỆN HƯỚNG TỚI GIẢM THIỂU BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU LUẬN VĂN THẠC SĨ BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU Chuyên ngành: BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU... đề tài: "Phân tích so sánh chi phí lợi ích mở rộng giá thành sản xuất nhiệt điện phong điện hướng tới giảm thiểu biến đổi khí hậu" lựa chọn triển khai Mục tiêu nghiên cứu - Tính sơ chi phí bị bỏ... nhà máy phong điện 11 1.2 Khái quát chi phí sản xuất tính giá thành sản phẩm 20 1.2.1 Chi phí sản xuất 20 1.2.2 Tính giá thành sản phẩm 24 1.2.3 Mối quan hệ chi phí sản xuất giá thành sản phẩm