Bảng phân tích SWOT được áp dụng để phân tích các thuận lợi và khó khăn của việc sản xuât điện từ rơm rạ tại Việt Nam. Trong đó:
- S (Strength): Điểm mạnh, ưu thế của việc sản xuất điện từ rơm rạ tại Việt Nam
- W (Weekness): Điểm yếu của việc sản xuất điện từ rơm rạ tại Việt Nam
- O (Opportunity): Các cơ hội về chính sách, thị trường và các điều kiện thuận lợi khác đối với việc sản xuất điện rơm tại Việt Nam
- T (Threaten): Các khó khăn, rào cản trong việc áp dụng triển khai sản xuất điện từ sinh khối rơm rạ trong thực tế tại Việt nam
CHƢƠNG 3
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU 3.1 Tiềm năng sản xuất điện từ nguồn rơm rạ tại Việt Nam
3.1.1 Ước tính sản lượng sinh khối rơm rạ có sẵn hàng năm
Việt Nam có tổng diện tích 331.236 km2 [27], trong đó 75.700 km2 [2] được sử dụng để trồng lúa vào năm 2019. Tùy thuộc vào từng khu vực, có 2 - 4 mùa thu hoạch lúa mỗi năm (Hình 3.1). Trong năm 2019, tổng sinh khối rơm rạ ở Việt Nam đạt ước tính 54 triệu tấn [26], cao hơn đáng kể so với các quốc gia sản xuất lúa gạo khác như Thái Lan (32,9 triệu tấn) hay Myanmar (34,4 triệu tấn) [48]. Công thức (1) được áp dụng trên giá trị sinh khối rơm rạ này để tính toán khối lượng rơm rạ dư thừa, có thể được sử dụng để phục vụ cho việc sản xuất điện năng tại từng vùng. Tại khu vực Đồng bằng sông Cửu Long, 2 vựa lúa lớn nhất là Kiên Giang và An Giang, mỗi tỉnh có diện tích khoảng 700 ha, đóng góp 55% (24,5 triệu tấn) tổng số rơm rạ. Khu vực Bắc Trung Bộ và Duyên hải miền Trung sản xuất ra 9,1 triệu tấn rơm rạ (17%). Ở khu vực Đồng bằng sông Hồng, lượng rơm rạ thải ra sau vụ mùa đạt giá trị cao nhất (1,028 triệu tấn) ở tỉnh Thái Bình và thấp nhất (0,2 triệu tấn) ở Quảng Ninh, nơi tập trung phát triển khai thác khoáng sản và du lịch biển. Ở Trung du miền núi phía Bắc, Bắc Giang là tỉnh sản xuất ra nhiều rơm rạ nhất với sản lượng 0,6 triệu tấn. Các khu vực Tây Nguyên và Đông Nam Bộ có năng lực canh tác lúa hạn chế, do đó chỉ đóng góp lần lượt 4 và 3% tổng khối lượng rơm rạ. Ở khu vực Tây Nguyên, hầu hết đất nông nghiệp được sử dụng để trồng cây công nghiệp lâu năm (cao su, cà phê và hồ tiêu). Trong khi đó ở khu vực Nam Bộ, đất chủ yếu được dành cho mục đích công nghiệp, thương mại và dịch vụ, điển hình là thành phố Hồ Chí Minh. Hình 3.2 minh họa các khu vực của Việt Nam và sự phân bố nguồn rơm rạ có sẵn để sản xuất điện theo quy mô cấp tỉnh.
42
Hình 3.1: Phân bố các vụ lúa chính trên phạm vi toàn quốc
Hình 3.2: Các khu vực của Việt Nam (a); Phân bố khối lượng rơm rạ theo vùng tại Việt Nam, 2019 (b) Nam Trung Bộ Bắc Bộ Tây Bắc ĐBSH Tây Nguyên Bắc Trung Bộ Nam Bộ
Quần đảo Trường Sa Quần đảo Hoàng Sa
ĐBSCL Nam Trung Bộ Tổng sản lượng (1000 tấn) Quần đảo Hoàng Sa Quần đảo Trường Sa
Hình 3.3 trình bày tổng quan quy trình và kết quả ước tính lượng rơm rạ dư thừa sẵn có từ sản lượng gạo hàng năm trên phạm vi toàn quốc và sản lượng điện tiềm năng hoặc công suất nhà máy điện (PPC) tối đa được sản xuất từ nguồn sinh khối này. Nếu được thực hiện cho cả nước, tổng cộng 2.565 MW điện mỗi năm có thể được tạo ra từ nguồn rơm rạ dư thừa. Con số này cao hơn đáng kể so với lượng điện đã được sản xuất từ các nguồn tái tạo đã được áp dụng, ví dụ năng lượng gió và mặt trời (tạo ra 135 MW [7]).
Hình 3.3: Tổng quan về tiềm năng phát điện của rơm rạ ở Việt Nam
3.1.2 Tiềm năng sản xuất điện từ nguồn rơm rạ tại Việt Nam theo tỉnh thành
Dựa trên sản lượng lúa và khối lượng rơm rạ được thải bỏ hàng năm, 51/63 tỉnh thành Việt Nam có tiềm năng vận hành và duy trì một nhà máy điện công suất 10MW (Hình 3.4). Tây Ninh, Bình Dương và Đà Nẵng là các tỉnh có tiềm năng sinh điện thấp nhất cả nước, công suất hàng năm có thể đạt được lần lượt là 1,5, 1,6 và 1,8 MW. Khả năng sinh điện cao nhất từ nguồn rơm rạ được ghi nhận tại Kiên Giang, đạt công suất 245 MW/năm, theo sau là Đồng Tháp và An Giang với giá trị lần lượt là 190 và 225 MW.
Trong khi việc triển khai tổng thể các nhà máy điện làm từ rơm rạ trên tất cả các vùng là không thực tế, một số tiềm năng khai thác vẫn được ghi nhận. Ví dụ, các tỉnh có PPC cao (> 30MW) hầu hết tập trung gần Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh. Điều này được giải thích do 2 siêu đô thị này nằm trên 2 vùng đồng bằng châu thổ bằng phẳng và được tưới tiêu tốt. Nhờ phân phối PPC này, các nhà máy điện nhỏ có thể được xây dựng gần nhau, từ đó tạo ra một mạng lưới nhà máy nhằm giảm phí thu gom và vận chuyển rơm rạ. Hiện nay, Hà Nội được cung cấp nguồn năng lượng chủ
44
yếu từ than được khai thác từ các bờ biển phía Đông và năng lượng từ các con sông ở khu vực Bắc Trung Bộ, trong khi Thành phố Hồ Chí Minh dựa vào năng lượng thủy điện của khu vực Tây Nguyên và khí đốt ngoài khơi. Điều này có nghĩa là nguồn điện đang được truyền đi từ xa để đến được với đa số người tiêu dùng. Do đó, các máy phát điện bố trí gần các thành phố nên được khuyến khích, mặc dù chúng có thể có công suất tối đa thấp hơn so với các nhà máy điện hiện có.
Hình 3.4: Phân bố địa lý công suất nhà máy điện dựa trên rơm rạ cấp tỉnh ở Việt Nam
Quần đảo Trường Sa
PPC theo năm (MW)
46
3.2 Đánh giá chi phí- lợi ích kinh tế và môi trƣờng từ việc sản xuất điện từ rơm rạ
3.2.1 Đánh giá chi phí - lợi ích kinh tế từ việc sản xuất điện từ rơm rạ
3.2.1.1 Xác định chi phí - lợi ích kinh tế từ việc sản xuất điện từ rơm rạ
Bảng 3.1 trình bày kết quả tính toán khối lượng rơm rạ cần thiết để đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho một nhà máy điện công suất 10 MW thông qua công thức (1). Tiếp theo, chi phí đầu tư, chi phí vận hành và lợi nhuận thô trong một năm của nhà máy điện giả định được liệt kê ở bảng 3.2 khi sau khi áp dụng các giả định đã nêu ở phần 2.3.2.2.
Bảng 3.1: Các biến số giả định và xác định nhu cầu về nhiên liệu cho một nhà máy năng lượng công suất 10MW
Tên biến số Giá trị
Nhu cầu nhiên liệu hàng năm từ rơm rạ khôa
82.290 tấn/năm Nhu cầu nhiên liệu hàng năm từ rơm rạ ướtb 93.510 tấn/năm
Tỷ lệ rơm rạ thất thoát 10%
Nhu cầu nhiên liệu rơm rạ cần thiết hàng nămc
103.896 tấn/năm
(Trong đ a Tính theo công thức 1 rơm ở trạng thái khô hối lượng rơm rạ sau khi tính thêm độ m 12%, c: Khối lượng rơm rạ thực tế cần thu gom sau khi tính thêm thất thoát 1 .)
Bảng 3.2: Các chi phí đầu tư, vận hành và lợi nhuận của nhà máy điện sinh khối 10 MWe
Hạng mục Giá thành (USD)
I. Tổng chi phí đầu tƣ ban đầu (I.1 + I.2) 21.573.020
I.1 Trang thiết ị I.1.1 + I.1.2 + I.1.3 + I.1.4 + I.1.5 + I.1.6 + I.1.7 + I.1.8 + I.1.9)
I.1.1 Thiết bị cắt 556.786
I.1.2 Nồi hơi 6.985.649
I.1.3 Tua-bin hơi với thiết bị ngưng tụ và máy phát điện
3.203.434
I.1.4 Bộ trao đổi nhiệt 1.355.582
I.1.5 Hệ thống xử lý khí thải 1.789.178
I.1.6 Hệ thống xử lý nước thải 343.653
I.1.7 Đường ống dẫn 430.162
I.1.8 Hệ thống truyền tải điện 1.828.504
I.1.9 Thiết bị dân dụng 1.923.305
I.2 Chi phí khác (I.2.1 + I.2.2 + I.2.3 + I.2.4 + I.2.5)
I.2.1 Chi phí lắp đặt 1.126.911
I.2.2 Chi phí phụ trợ 293.899
I.2.3 Chi phí hướng dẫn và giám sát 1.011.042
I.2.4 Chi phí chuẩn bị 293.899
48
II. Tổng chi phí vận hành/năm (II.1 + II.2 + II.3 + II.4 + II.5 + II.6)
5.423.534
II.1 Chi phí tiện ích 677.600
II.2 Chi phí nhiên liệu 2.805.195
II.3 Chi phí lao động 799.200
Số lao động 37
II.4 Chi phí duy trì, sửa chữa 539.326
II.5 Chi phí dự phòng 225.589
II.6 Chi phí trả lãi vay ngân hàng 400.601
III. Nguồn thu đƣợc từ việc bán điện 6.776.000
Sản lượng điện tiềm năng 80.000 MWh
Doanh thu 6.776.000
IV. Chi phí hoạt động của nhà máy/năm (II – II.6)
5.022.933
Lợi nhuận trƣớc thuế (III – IV) 1.753.067
Kết quả cho thấy, một nhà máy điện sinh khối có công suất 10 MWe có thể tạo ra doanh thu trước thuế đạt 6,7 triệu USD/năm, nhưng cũng cần tới 21,5 triệu USD chi phí đầu tư ban đầu. Tổng chi phí vận hành/năm của nhà máy đạt 5,69 triệu USD, bao gồm cả chi phí trả lãi suất vay ngân hàng. Tuy nhiên, theo quan điểm tài chính học, tiền trả lãi suất cho vay vốn không được đưa vào để tính lợi nhuận trước thuế – giá trị quan trọng để tính d ng tiền hàng năm Ct và là căn cứ để tính NPV của dự án, vì nó có thể làm ảnh hưởng đến quyết định cho vay của nhà đầu tư. Do đó, lợi nhuận trước thuế của dự án sau khi đã trừ đi các chi phí đạt hơn 1,75 triệu USD/năm trong các điều kiện được áp dụng như đã mô tả.
Trong chi phí vận hành, chi phí nhiên liệu đóng góp tỷ trọng lớn nhất trong tổng chi phí vận hành hàng năm (51,72%). Do đó, bất kỳ sự thay đổi nào về chi phí nhiên
liệu sẽ có tác động lớn đến nguồn ngân sách của nhà máy. Một nghiên cứu trước đây [44] cho thấy việc giá nhiên liệu tăng 16,8 USD/ tấn rơm khô (30,6 – 47,7 USD) có thể dẫn đến việc giảm tới 14,2 triệu USD giá trị NPV (19,9 - 5,7 triệu USD) của toàn dự án. Vì vậy, việc lựa chọn được một địa điểm thích hợp, có đủ nguồn cung cấp nhiên liệu rơm rạ cho việc sản xuất điện năng là vô cùng quan trọng. Nếu xem xét bản đồ PPC tiềm năng cấp vùng (Hình 3.4) và chỉ dựa trên sản lượng lúa hàng năm, Việt Nam có khả năng vận hành một nhà máy điện 10 MWe ở hầu hết các tỉnh do có đủ khả năng đáp ứng nhu cầu về nhiên liệu sản xuất. Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu không chỉ phụ thuộc vào nguồn cung cấp sẵn có mà c n phụ thuộc đáng kể vào phương thức vận chuyển và các điều kiện về địa lý. Cụ thể, những khó khăn trong việc vận chuyển rơm rạ giữa các vùng có địa hình đồi núi trong cùng một khu vực có thể dẫn đến chi phí nhiên liệu cao hơn so với việc vận chuyển nhiên liệu từ các khu vực xa hơn nhưng có điều kiện di chuyển thuận tiện hơn. Ngoài ra, theo công thức tính toán đang được áp dụng, chi phí nhân công/năm đang chiếm một tỷ trọng (14,74% tổng chi phí vận hành/năm, hay 4% tổng chi phí đầu tư) cao hơn so với hầu hết các nguồn dữ liệu khác (0,8-2% tổng chi phí đầu tư) [17, 23, 35, 40]. Lý do giải thích cho điều này là vì mức lương trung bình năm của nhân viên nhà máy đang được áp dụng theo mức lương tham khảo của các quốc gia phát triển và tính đều cho tất cả mọi người, không kể đến sự khác biệt về vị trí, cấp bậc, tính chất công việc. Điều này có thể gây ra một sai lệch đáng kể khi vận hành thực tế. Từ những vấn đề đó, cần thiết phải tiếp tục tiến hành các nghiên cứu chuyên sâu hơn trong tương lai để xác định cụ thể tính khả thi của việc sản xuất điện từ rơm rạ có sẵn tại từng khu vực của Việt Nam và thực hiện các phỏng vấn, khảo sát để đảm bảo các số liệu giả định phù hợp với điều kiện thực tế tại Việt Nam.
3.2.1.2 Phân tích chi phí-lợi ích về kinh tế của việc sản xuất điện từ rơm rạ
Dựa trên các giả định đã được mô tả, một đánh giá về tính khả thi kinh tế của dự án được thực hiện và trình bày trong Bảng 3.3 (Chi tiết cách tính NPV và IRR xem tại Phụ lục 4). Các kết quả cho thấy NPV> 0 và giá trị IRR đạt 18%, cao hơn giá trị tối thiểu đã chọn là 11%. Điều này cho thấy nhà máy điện giả định sẽ tạo ra lợi nhuận về kinh tế khi được thực hiện theo các điều kiện giải định tại Việt Nam. Tuy nhiên, thời gian hoàn vốn dài (11 năm) có thể khiến dự án trở nên kém hấp dẫn hơn đối với các nhà đầu tư. Một nghiên cứu tương tự ở Thái Lan được thực hiện trên đối tượng nghiên cứu là một nhà máy điện 9,5 MWe [44], chỉ ra rằng giá trị NPV có thể dao động trong khoảng 19,9 – 5,7 x 106 USD và thời gian hoàn vốn thay đổi từ 6,2 – 8,6 năm khi có sự thay đổi về chi phí nhiên liệu. Khi so sánh với những kết quả này, dự án giả định tại Việt Nam đ i hỏi thời gian hoàn vốn dài hơn đáng kể và tạo ra ít lợi nhuận kinh tế
50
hơn. Nguyên nhân của điều này là do sự khác nhau giữa các điều kiện thị trường và cơ chế hỗ trợ của chính phủ giữa hai quốc gia. Mặc dù giá rơm ở Thái Lan cao hơn ở Việt Nam, nhưng Thái Lan đã ban hành biểu phí bán điện sinh khối từ rơm rạ cao hơn đáng kể, ở mức 0,11- 0,14 USD/ kWh so với biểu giá điện 0,0847 USD/ kWh ở Việt Nam. Bên cạnh đó, các điều kiện về thuế không hấp dẫn cũng dẫn đến việc giảm lợi nhuận sau thuế của dự án, khiến thời gian thu hồi chi phí đầu tư ban đầu kéo dài hơn.
Bảng 3.3: Phân tích chi phí-lợi ích của dự án
Chỉ số Giá trị
D ng tiền vào (nguồn thu) 6.776.000 USD
D ng tiền ra 5.022.933 USD
Lợi nhuận trước thuế 1.753.067 USD
NPV 5.161.053 USD
IRR 18%
Thời gian hoàn vốn 11 năm
3.2.2 Đánh giá chi phí-lợi ích môi trường từ việc sản xuất điện từ rơm rạ
Từ bảng 3.1 cho thấy, nhà máy công suất 10 MWe cần tiêu thụ 103.896 tấn rơm rạ/năm để phục vụ sản xuất điện. Khi nguồn rơm rạ này được sử dụng để sản xuất điện thay vì bị đốt trực tiếp trên cánh đồng, một lượng khí nhà kính được tránh phát thải ra môi trường. Áp dụng các công thức (8), (9), (10) và khối lượng rơm rạ cần thiết đã được xác định, kết quả tính toán lượng khí nhà kính phát thải chênh lệch giữa hoạt động đốt tại chỗ và sản xuất điện năng được trình bày ở bảng 3.4.
Kết quả trên cho thấy, mặc dù hoạt động sản xuất điện rơm đóng góp một lượng khí N2O cao hơn đáng kể so với việc phát thải từ hoạt động đốt rơm rạ (cao gấp 12,7 lần), tổng lượng khí nhà kính phát thải ra môi trường vẫn nhỏ hơn đáng kế khi chuyển đổi hình thức xử lý rơm rạ từ đốt trực tiếp sang làm nhiên liệu phục vụ sản xuất điện. Cụ thể, trong một năm, một nhà máy điện công suất 10 MWe có thể tránh phát thải được gần như toàn bộ lượng khí CH4 (99%), CO2 (89%), hoặc 71% tổng lượng CO2 tương đương (CO2-eq) khi so sánh với sản lượng khí nhà kính được sản sinh từ hoạt
động đốt khối lượng rơm rạ tương đương. Nói cách khác, 1 kWh điện sản xuất từ rơm rạ phát thải ra môi trường 0,43 kg CO2-eq, tiết kiệm được 1,05 kg CO2-eq so với việc đốt rơm rạ trực tiếp. Một nghiên cứu khác [42] cũng chỉ ra rằng, khi so sánh với các hình thức sản xuất điện năng khác, điện rơm đóng góp lượng khí GHG ít hơn điện than và điện từ khí thiên nhiên lần lượt là 1,79 kg CO2-eq/1 kWh và 1,05 kg CO2-eq/1 kWh. Mặc dù số liệu này không thể được áp dụng để so sánh trực tiếp với các kết quả nghiên cứu (do sự khác biệt trong việc chọn khí nhà kính để tính tổng lượng CO2 tương đương), các giá trị này vẫn cho thấy lợi ích to lớn trong việc giảm phát thải khí nhà kính của việc sản xuất điện từ rơm rạ khi so sánh với các hình thức sản xuất năng lượng phổ biến khác và với hoạt động đốt rơm rạ trực tiếp tại cánh đồng.
Bảng 3.4: So sánh lượng khí nhà kính phát thải từ hoạt đông sản xuất điện