NGHIÊN CỨU CÁC DỰ ÁN ĐẦU TƯ ĐIỆN GIÓ NỐI LƯỚI
Thống kê, thu thập các số liệu từ các dự án gió trên thế giới và Việt Nam về giá thiết bị và suất đầu tư dự án gió
II.1.1 Thu thập số liệu và thống kê các dự án điện gió ở Việt Nam
II.1.1.1 Tổng quan về nghiên cứu, ứng dụng điện gió ở Việt Nam
Việt Nam, với đường bờ biển dài hơn 3000km và khí hậu nhiệt đới gió mùa, được xem là quốc gia có tiềm năng năng lượng gió lớn Tuy nhiên, tiềm năng này vẫn chưa được khai thác một cách chi tiết và đầy đủ do nhiều lý do khác nhau.
Nguồn số liệu về gió cho quy hoạch xây dựng dự án điện gió chủ yếu được thu thập từ các trạm khí tượng thủy văn.
Hình II.1 Mạng lưới trạm khí tượng thuỷ văn có đo các thông số về gió
Dữ liệu từ các trạm khí tượng thủy văn thường không chính xác và ít đại diện cho khu vực lớn do vị trí đo đã nằm trong các khu đô thị, với tần suất đo chỉ 4 lần/ngày Tuy nhiên, Viện Năng Lượng đã tiến hành đánh giá tiềm năng gió dựa trên những trạm có vận tốc gió trung bình năm đạt 3 m/s, kết hợp với khảo sát địa hình và đánh giá cơ sở hạ tầng Nghiên cứu “Nghiên cứu đánh giá tiềm năng năng lượng tái tạo ở châu Á: Tiềm năng năng lượng gió” đăng trên tạp chí “Nature and societies” năm 1996 cũng sử dụng dữ liệu này, cho rằng nhiều khu vực ven biển của Việt Nam có vận tốc gió tương đối tốt.
Năm 2001, Ngân hàng Thế giới đã khởi xướng dự án xây dựng bản đồ năng lượng gió cho Campuchia, Lào, Thái Lan và Việt Nam, dựa trên dữ liệu từ các trạm khí tượng thuỷ văn và mô hình mô phỏng Nghiên cứu đánh giá tiềm năng năng lượng gió ở độ cao 65m và 30m, tương ứng với tuabin gió nối lưới và độc lập Dữ liệu thuỷ văn được cung cấp bởi Viện Khí tượng Thuỷ văn Quốc gia và Cơ quan Thông tin Khí quyển và Đại dương của Mỹ Kết quả cho thấy Việt Nam có tiềm năng năng lượng gió tốt nhất trong bốn quốc gia, với hơn 39% lãnh thổ có vận tốc gió lớn hơn 6m/s tại độ cao 65m, tương đương với 513GW công suất, trong đó hơn 8% lãnh thổ, tương đương 112GW, được đánh giá là có tiềm năng năng lượng gió rất tốt.
2 Viện Năng lượng (IE), 2009 Chiến lược, Quy hoạch tổng thể phát triển NLTT ở VN đến 2015, tầm nhìn đến 2025.
3 Institute of Energy (IE), 2008 The master plan on power development for the period of 2006–2015 with perspective to 2025.
4 Yukimaru Shimizu et al., 1996 Investigation Studies on Renewable Energy Resources in Asia: Wind Energy Resources Around Asia Continental, Nature and Societies, Vol 3, pp 261-269, 1996.
Hình II.2 Tiềm năng năng lượng gió tại độ cao 65 m
Nhiều chuyên gia cho rằng kết quả đánh giá tiềm năng năng lượng gió tại Việt Nam trên bản đồ là lạc quan, tuy nhiên, nguồn dữ liệu này có thể chứa nhiều sai số do được sản xuất từ chương trình mô phỏng Mặc dù đã được đối chiếu với số liệu đo đạc thực tế tại các trạm khí tượng thuỷ văn, nhưng dữ liệu này cũng không chính xác do thiết bị cũ và phương pháp đo đạc chỉ được thực hiện ở độ cao khoảng 10m với tần suất thấp, chỉ 4 lần một ngày Do đó, Ngân hàng Thế giới đã đề xuất tiến hành nghiên cứu đo đạc tại khoảng 25 điểm để xác định rõ hơn tiềm năng gió cho việc phát triển các dự án điện gió quy mô công nghiệp tại Việt Nam.
Bảng II.1 Vận tốc gió theo báo cáo của WB và tốc độ đo thực tế
Vận tốc gió trung bình năm tại độ cao
Đề án “Qui hoạch tiềm năng năng lượng gió để phát điện” của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được coi là dự án đầu tiên tại Việt Nam đánh giá tiềm năng năng lượng gió, sử dụng phương pháp tiếp cận từ dưới lên Dữ liệu gió sẽ được đo ở một số điểm lựa chọn và sau đó được ngoại suy thành dữ liệu gió đại diện cho khu vực, loại bỏ ảnh hưởng của độ nhám bề mặt, che khuất từ các công trình và địa hình Dữ liệu khu vực này sẽ được sử dụng để tính toán dữ liệu gió tại các điểm khác thông qua quy trình tương tự Trên cơ sở dữ liệu này, các yếu tố ảnh hưởng như khoảng cách kết nối với hệ thống điện, địa hình và khả năng phát điện sẽ được xem xét.
Tốc độ gió trong đề án của EVN được ghi nhận tại ba độ cao là 20, 40 và 50/60m so với mặt đất Để so sánh với dữ liệu của Ngân Hàng Thế giới ở độ cao 65m, việc ngoại suy dữ liệu đã được thực hiện theo công thức cụ thể.
Tốc độ gió trung bình tại độ cao Z được ký hiệu là V(z), trong khi V(r) là tốc độ gió trung bình tại độ cao Z(r) Hệ số mũ α, phụ thuộc vào độ ráp của địa hình, được ước lượng từ công thức 1 và tốc độ gió đo được ở hai độ cao khác nhau Sau khi xác định được hệ số mũ này, nó sẽ được sử dụng để tính toán tốc độ gió trung bình tại độ cao 65 m, cũng thông qua công thức 1.
Tốc độ đo gió của EVN đã được điều chỉnh dựa trên số liệu dài hạn từ các trạm khí tượng thủy văn liên quan Đề án đã xác định 12 điểm phát triển điện gió tại 3 miền, mỗi miền 4 điểm, dựa trên bản đồ gió của Ngân hàng Thế giới và số liệu quan trắc dài hạn Các điểm này sẽ được tiến hành đo gió trong vòng một năm Ngoài ra, đề án cũng tham khảo dữ liệu từ các khu vực có tiềm năng gió tốt như Móng Cái, đảo Quan Lạn (Quảng Ninh), Phà Rừng, Đồ Sơn (Hải Phòng), Cửa Tùng (Quảng Trị), đảo Lý Sơn (Quảng Ngãi), Tu Bông, Vạn Linh (Khánh Hòa), Phương Mai (Bình Định), Ninh Phước, Cà Ná (Ninh Thuận), và Tuy Phong, Hồng Thái, Lương Sơn (Bình Thuận).
Đề án đã ước lượng tổng diện tích vùng cho phép khai thác năng lượng gió, với tổng công suất đạt 1785MW Khu vực Miền Trung chiếm tỷ lệ lớn nhất với 880MW, chủ yếu tập trung tại hai tỉnh Quảng Bình và Bình Định, tiếp theo là khu vực Miền Nam với tiềm năng gió chủ yếu ở Ninh Thuận và Bình Thuận Tuy nhiên, con số này chưa hoàn chỉnh do đề án chỉ nghiên cứu tiềm năng gió của các vùng ven biển Nhiều vị trí có tiềm năng gió tốt có thể chưa được phát hiện, do đó cần thực hiện các nghiên cứu sâu hơn để có cái nhìn toàn diện về tiềm năng năng lượng gió của Việt Nam.
Hình II.3 Vị trí các trạm đo gió thuộc nghiên cứu của EVN và các trạm thuộc chương trình khác
Nguồn: Viện Năng lượng, 2010, Chiến lược, Quy hoạch tổng thể phát triển NLTT ở VN
Bảng II.2 Tiềm năng kỹ thuật năng lượng gió a
TT Khu vực Tiềm năng kỹ thuật (MW)
Ghi chú : a : Là khu vực có vận tốc gió trung bình lớn hơn 6 m/s tại độ cao 60 m
Nguồn : Viện Năng lượng, 2009, Chiến lược, Quy hoạch phát triển NLTT ở VN
Báo cáo hiện trạng khai thác và sử dụng năng lượng gió cho phát điện ở Việt Nam tính đến tháng 6 năm 2010 cho thấy tổng công suất lắp đặt đạt khoảng 9MW, trong đó 7,5MW là điện gió đã nối lưới nhưng chưa có giá bán.
Các tuabin nhỏ quy mô gia đình (150-200W) hoạt động hiệu quả, đặc biệt là ở những khu vực ngoài lưới điện như các đảo Tuy nhiên, việc thiếu công tác hậu kiểm đã dẫn đến tình trạng thông tin về số lượng tuabin và sản lượng điện của các máy phát này không được cập nhật chính xác.
Tuabin gió 800 kW tại đảo Bạch Long Vĩ, được đưa vào hoạt động năm 2004, là tuabin lớn nhất trong giai đoạn đó nhưng đã phải ngừng hoạt động sau hơn một năm do một số trục trặc kỹ thuật Trong khoảng thời gian 1,5 năm vận hành, tuabin này chỉ đóng góp khoảng 13% sản lượng điện do sự không phù hợp giữa tốc độ gió và nhu cầu phụ tải.
Tuabin gió 30 kW được lắp đặt tại Nam Định với sự tài trợ của tổ chức NEDO, Nhật Bản, không hoạt động hiệu quả do độ cao lắp đặt thấp, khiến nó bị che khuất bởi cây cối và các công trình xung quanh.
Tính đến ngày 31/3/2010, 5 tuabin gió (1,5MW x 5 = 7,5MW) thuộc giai đoạn 1 của Công ty Cổ phần NLTT Việt Nam (REVN) đã chính thức hòa lưới điện quốc gia từ ngày 22/8/2009, với tổng sản lượng điện đạt 9,3 triệu kWh, tương đương 24% công suất tối đa.
Bảng II.3 Hiện trang khai thác năng lượng gió ở Việt Nam Ứng dụng
Thời gian đưa vào vận hành
Tuabin gió loại gia đình
Khu vực ven biển miền Trung
Hệ lai ghép tuabin gió - máy phát diesel
30 1 1999 Xã Hải Thịnh, huyện Hải Hậu, tỉnh Nam Định
Hệ lai ghép tuabin gió – pin mặt trời
Kon Tum Tuabin gió – lưới độc lập
Tuabin gió nối lưới 1500 5 2009 Tuy Phong, Bình
Nguồn : N.Đ.Cường, Viện năng lượng, nhóm thực hiện đề án này, 2010
II.1.1.2 Thu thập, tổng kê các dự án điện gió nối lưới ở Việt Nam
Đề xuất suất đầu tư tiêu biểu và dải đầu tư dự án gió khả thi có thể áp dụng ở Việt Nam, để làm cơ sở tính toán giá thành điện gió bình quân
Hiện tại, Việt Nam chưa có trang trại gió nào hoạt động chính thức để bán điện cho lưới điện quốc gia, chỉ có một dự án đang trong quá trình triển khai.
Việt Nam đã lắp dựng thành công 7,5MW trong tổng số 30MW điện gió, nhưng kinh nghiệm còn hạn chế Để đề xuất suất đầu tư cho giá thành điện gió, cần tham khảo các dự án điện gió quốc tế gần đây (2008-2009) từ các quốc gia phát triển như châu Âu, Mỹ và Trung Quốc Bên cạnh đó, các báo cáo nghiên cứu khả thi đã phân tích trước đó cũng là nguồn thông tin quan trọng Cuối cùng, việc nghiên cứu dự án thực tế 7,5MW đã lắp đặt tại Việt Nam, bao gồm giá thiết bị, vận chuyển, lắp đặt và xây dựng, cũng đóng góp vào việc tính toán này.
Suất đầu tư trong các dự án xây dựng phụ thuộc vào nhiều yếu tố như vị trí, địa hình, địa chất và cơ sở hạ tầng khu vực Chi phí vận chuyển nội địa, bao gồm cả việc nhận hàng tại cảng và xây dựng đường, có thể tăng thêm đáng kể so với các nước sản xuất tuabin Khu vực ven biển các tỉnh miền Trung được đề xuất là vị trí thuận lợi cho dự án, với khả năng giao nhận hàng hóa dễ dàng từ cảng Sài Gòn và cảng Cam Ranh, cùng với đường quốc lộ 1 đi qua, thuận tiện cho việc vận chuyển hàng siêu trường, siêu trọng Khu vực này cũng gần với lưới điện quốc gia, có nguồn đất sẵn có và dễ dàng trong việc thu hồi đất, đồng thời là một trong những nơi có chế độ gió tốt nhất tại Việt Nam.
Lựa chọn suất đầu tư tiêu biểu
Hiện nay, Việt Nam chưa có khả năng sản xuất tuabin gió, do đó các dự án điện gió phải nhập khẩu thiết bị chính như tuabin và tháp gió từ các quốc gia như châu Âu, Mỹ, Nhật Bản, hoặc Trung Quốc Việc này dẫn đến giá thành tuabin gió khi nhập về Việt Nam cao hơn so với các nước sản xuất, bởi vì Việt Nam không phải là quốc gia sản xuất tuabin, không có cơ sở sản xuất trong nước, và khoảng cách địa lý đến các nước sản xuất cũng xa Do đó, các dự án điện gió tại Việt Nam cần phải tính toán các khoản chi phí chính tăng thêm.
Giá thiết bị gió thường áp dụng cho các loại tuabin gió phổ thông, như đã phân tích trước đó Các quốc gia có tiềm năng gió tốt thường sử dụng tuabin gió có đường kính nhỏ hơn nhưng cùng công suất, ví dụ như tuabin 1,5MW của hãng Fuhrlander với đường kính 70m, trong khi Việt Nam sử dụng tuabin có đường kính 77m Sự gia tăng diện tích quét lên 1,21 lần dẫn đến mức giá tăng khoảng 5-10%.
- Giá vận chuyển: Phải tính thêm giá vận chuyển từ nước ngoài về Việt Nam, ước tính từ 5-9%;
- Chi phí lưu kho bãi, vận chuyển trong nước: 2-3%;
Các chi phí khác liên quan đến dự án dao động từ 0,5-1%, bao gồm chi phí thuê thiết bị lắp dựng do trong nước thiếu thiết bị đạt tiêu chuẩn, chi phí thuê chuyên gia nước ngoài, cùng với các chi phí phát sinh khác như thủ tục hành chính, đào tạo nhân lực và giao nhận hàng hóa.
Theo các báo cáo dự án đầu tư, chi phí tại khu vực châu Âu và Mỹ cao hơn từ 12,5% đến 23% so với mức giá hiện tại.
Đề xuất lựa chọn suất đầu tư tiêu biểu cho điện gió tại Việt Nam là phương án cơ sở, sử dụng thiết bị nhập khẩu từ châu Âu hoặc Mỹ, dựa trên các lập luận đã nêu.
Suất đầu tư tại VN (US$/kW) = Suất đầu tư trung bình, năm 2009 tại châu Âu hoặc Mỹ (US$/kW) + các khoản mục chi phí tăng thêm (US$/kW)
+ Suất đầu tư trung bình, năm 2009 tại châu Âu hoặc Mỹ: 2000US$/kW + Các khoản mục chi phí tăng thêm: 2000US$/kWx12,5% = 250US$/kW
Kết quả: 2000US$/kW + 225US$/kW= 2250US$/kW
Như vậy, 2250US$/kW được coi là suất đầu tư tiêu biểu (phương án cơ sở) khi nhập thiết bị có xuất xứ Âu, Mỹ.
Khi lựa chọn suất đầu tư cho điện gió tại Việt Nam với thiết bị nhập từ Trung Quốc, suất đầu tư tiêu biểu (phương án cơ sở) được tính toán theo công thức cụ thể.
Suất đầu tư tại Việt Nam tương đương với suất đầu tư trung bình tại Trung Quốc, đạt khoảng 1.700 USD/kW, bao gồm 1.550 USD/kW và các khoản chi phí tăng thêm khoảng 150 USD/kW, tương đương với 9,67% tổng suất đầu tư.
Suất đầu tư tiêu biểu cho thiết bị gió nhập từ Trung Quốc được xác định là 1700 US$/kW Để đánh giá mức trợ giá cho 1 kWh và xác định số tiền trợ giá cần thiết cho các dự án gió, sẽ tiến hành phân tích các suất đầu tư khác nhau, bao gồm ± (5% và 10%) của mức tiêu biểu, với dải suất đầu tư từ 1530 US$/kW đến 2475 US$/kW.
Lựa chọn hệ số công suất tiêu biểu
Các yếu tố chính ảnh hưởng đến hệ số công suất, là:
- Vận tốc gió trung bình a) Loại tuabin gió
Mỗi loại tuabin gió có công suất và sản lượng điện năng khác nhau, nhưng với sự phát triển công nghệ, các thiết bị gió có cùng công suất và đường kính roto hiện nay thường cho sản lượng điện năng tương đương.
Các dự án của Việt Nam phổ biến chọn loại tuabin công suất 1,5MW, đường kính roto 77m, chiều cao cột 85m b) Vận tốc gió trung bình
Các dự án thường sử dụng cột đo gió để ghi nhận vận tốc gió ở các độ cao 60m, 40m và 12m Thời gian đo gió tự động kéo dài khoảng một năm, đồng thời kết hợp tham khảo số liệu từ các trạm khí tượng lân cận.
Bảng II.9 Vận tốc gió tại độ cao đo 60 m và quy đổi vân tốc gió về tâm roto
Vtb năm (m/s) Độ cao đo (m)
1 Nhà máy điện gió Phước
2 Nhà máy điện gió Cầu Đất 6.90 60 85 7.30
3 Đầu tư xây dựng công trình
4 NM Điện gió Phú Lạc 6.70 60 85 7.08
5 Đầu tư xây dựng công trình
7 Nhà máy phong điện Phương
Vận tốc gió trung bình của các dự án không có sự chênh lệch lớn, vì vậy nghiên cứu này đề xuất sử dụng vận tốc trung bình (Vtb) là 7,0 m/s tại độ cao 85m làm tiêu chuẩn để tính toán hệ số công suất tiêu biểu Để tính toán hệ số công suất theo các thông số đã chọn, phần mềm RETScreen (Canada) sẽ được sử dụng, với các bước thực hiện cụ thể như sau:
Tại Phan Rang, các thông số nhiệt độ cho tuabin loại 1,5MW của hãng NORDEX với vận tốc trung bình tại tâm roto là 7m/s và đường kính roto 77m được áp dụng cho trang trại gió gồm 20 tuabin, tổng công suất đạt 30MW Kết quả phân tích cho thấy hệ số công suất đạt 27% Hình ảnh minh họa chi tiết được trình bày dưới đây.
Hình II.22 Minh họa kết quả tính của chương trình
NGHIÊN CỨU TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH ĐIỆN GIÓ
Chuẩn xác số liệu đầu vào áp dụng tính toán giá thành điện gió ở VN
Mô hình dự án điện gió đề xuất cho tính toán có cấu hình như sau:
Công suất mỗi tuabin: 1,5MW
Công suất của dự án: 30MW
Vận tốc gió trung bình: 7,0 m/s (ở độ cao 85m)
Tuổi thọ dự án: 20 năm
Hệ số phát thải khí nhà kính của hệ thống điện: 0,6115kgCO2/kWh
Giá bán CO2 đề xuất ở phương án cơ sở: 15US$/tấn CO2
III.1.1 Cơ cấu vốn đầu tư và các thành phần chi phí vốn của điện gió
Cơ cấu vốn đầu tư của dự án điện gió bao gồm vốn tự có và vốn vay, với tỷ lệ vốn có/vốn vay trong 21 dự án được thu thập là 20/80 hoặc 30/70 Để đáp ứng điều kiện của Ngân hàng Phát triển VN, vốn tự có tối thiểu cần đạt 15% Trong bối cảnh ưu đãi tài chính và nhằm xác định giá điện gió hợp lý, mô hình dự án đề xuất tỷ lệ vốn cổ phần/vốn vay là 20:80, vừa đảm bảo tiêu chí của ngân hàng vừa phù hợp với mức trợ giá và giá bán cho hệ thống điện EVN.
Suất đầu tư cho 1kW lắp đặt được đề xuất là 2250 USD/kW cho thiết bị từ châu Âu, Mỹ và nhóm G7, trong khi thiết bị từ Trung Quốc có suất đầu tư là 1700 USD/kW, được xem là tiêu biểu Bên cạnh phương án cơ sở, sẽ có 8 phương án khác được phân tích dựa trên giả định suất đầu tư có thể tăng hoặc giảm từ 5% đến 10%.
Bảng III.11 Các phương án suất đầu tư theo xuất sứ thiết bị công nghệ
Xuất xứ thiết bị Trung Quốc Xuất xứ thiết bị Âu, Mỹ
PA cơ sở PA cơ sở
Suất đầu tư (US$/kW) 1530 1615 1700 1785 1870 2025 2138 2250 2363 2475
III.1.3 Chi phí vận hành bảo dưỡng
Tỷ lệ chi phí O&M trong tổng chi phí sản xuất 1 kWh được ước tính dao động từ 10-15% cho các tuabin mới, và có thể tăng lên 20-35% khi công trình tiến vào giai đoạn cuối của tuổi thọ.
Hiện nay, các nhà chế tạo thiết bị ngày càng chú trọng đến chi phí vận hành và bảo trì, với những thiết kế mới nhằm giảm thiểu sửa chữa Từ thời điểm bàn giao, chủ sở hữu công trình điện gió sẽ chịu trách nhiệm về hoạt động của các trang trại gió, và các hợp đồng bảo trì, bảo hành sẽ có hiệu lực Tuổi thọ kinh tế và kỹ thuật của một trang trại gió được xác định là 20 năm để tính toán các chi phí liên quan.
Trong thời gian hoạt động bình thường, thiết bị SCADA hỗ trợ giám sát từ xa các tuabin thông qua modem và cáp quang, giúp theo dõi hiệu suất và điều kiện hoạt động Vai trò chính của các nhà điều hành là đảm bảo rằng các trang trại gió hoạt động ở điều kiện tối ưu và đạt được kỳ vọng đề ra.
Thường 5 năm đầu tiên sau bàn giao, tính sẵn sàng của các tuabin gió phải đảm bảo 95% độ chính xác theo đường cong công suất Tuabin gió hiện đại đòi hỏi một dịch vụ bảo dưỡng phòng ngừa hai lần một năm Đối với một tuabin gió cỡ hàng MW, kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng phòng ngừa mỗi lần cần 2 đến 3 ngày làm việc cho hai kỹ sư chuyên trách Công việc sẽ bao gồm kiểm tra và thử nghiệm các thiết bị an toàn, sửa chữa các lỗi nhỏ, thay thế hoặc bổ sung dầu mỡ bôi trơn Hộp số là thành phần dễ bị tổn thương nhất và đó là chủ đề quan tâm đặc biệt trong thời gian bảo trì Dầu được lấy mẫu tại các khoảng thời gian thường xuyên, phân tích các dấu hiệu xuống cấp, các bộ lọc được thay thế và bánh răng được kiểm tra mòn, hỏng.
Số lượng yêu cầu sửa chữa cho các tuabin gió và trang trại gió có sự khác biệt lớn Trung bình, mỗi tuabin cần từ 3-4 lần khắc phục sự cố trong một năm, với thời gian dừng máy cho mỗi sự cố kéo dài từ 2-4 ngày Nguyên nhân gây ra các sự cố này chủ yếu liên quan đến các vấn đề cơ khí và điện.
Mặc dù không chính thức được thừa nhận bởi các nhà sản xuất, nhưng việc sửa chữa lớn thường được thực hiện sau 10-12 năm hoạt động 8 Việc sửa
Ton van de Wekken collaborates with KEMA Nederland BV on a report for Leonardo Energy, an initiative of the European Copper Institute The article discusses the comprehensive maintenance work required for rotor blades and upgrades to locomotive steering systems, including cleaning, repairs, and bearing replacements, as well as gearbox component changes when necessary It also includes illustrations that reflect O&M costs, the components of these costs, and how repair and maintenance levels vary over the years and throughout the project's lifespan.
Hình III.25 Cơ cấu chi phí O&M hàng năm của một dự án điển hình (châu Âu)
Hình III.26 Chi phí vận hành và bảo trì hàng năm
Hình III.27 Tần suất của những chi phí sửa chữa có liên quan
Hình III.28 Chi phí thay thế/ bảo trì trong 20 năm
Chi phí O&M đối với các dự án điện gió ở Việt Nam sẽ cao hơn so với châu Âu, Mỹ hoặc Trung Quốc là do:
- Phải thuê chuyên gia bảo dưỡng, sửa chữa & thay thế;
- Thuê kèm cặp, đào tạo nhân lực trong nước;
- Phụ tùng, vật liệu vận chuyển từ nước ngoài nhập về;
- Thời gian dừng máy sửa chữa lâu hơn do chờ đợi chuyên gia;
- Do thiết bị phục vụ sửa chữa (như cần cẩu) ít hoặc không sẵn có, giá thuê tăng lên…
Dựa trên các phân tích và diễn giải trước đó, chi phí O&M cho dự án điện gió tại Việt Nam được chia thành 3 giai đoạn để phục vụ cho việc phân tích và tính toán giá cả.
Giai đoạn 1 : 2 năm đầu Chi phí O&M được ước tính là 1UScent/kWh.
Dự án chỉ cần chi phí cho lương, quản lý và vận hành trong 2 năm đầu do các chi phí sửa chữa đã được bao gồm trong giai đoạn bảo hành và bảo trì từ nhà cung cấp thiết bị.
Giai đoạn 2, kéo dài từ năm thứ 3 đến năm thứ 10, có chi phí O&M trung bình ước tính khoảng 2,2 UScent/kWh Trong giai đoạn này, do thiết bị mới được đưa vào vận hành và còn trong tình trạng tốt, nên chi phí O&M chưa cao.
Giai đoạn 3, kéo dài từ năm thứ 11 đến năm thứ 20, chứng kiến chi phí O&M trung bình ước tính đạt 2,5 US cent/kWh Nguyên nhân chính là do hệ thống đã hoạt động lâu dài và bắt đầu xuống cấp, dẫn đến mức chi phí O&M cao nhất trong giai đoạn này.
III.1.4 Điện năng phát thực tế của dự án đề xuất theo vận tốc gió
Vận tốc gió trung bình đề xuất cho dự án là 7m/s, với hệ số công suất đạt 26,9% Sản lượng điện trung bình hàng năm của dự án được tính toán là 70.693.200 kWh, dựa trên công suất 30.000 kW và thời gian hoạt động 2.356,44 giờ mỗi năm.
III.1.5 Mức thu từ bán chứng chỉ giảm phát thải (CERs)
Hệ số phát thải đường cơ sở cho dự án gió được áp dụng cho các dự án trước năm 2010, dựa trên "Công cụ tính toán hệ số phát thải cho hệ thống điện" phiên bản 01.1, thuộc phụ lục số 12, báo cáo số 35 của Uỷ Ban Điều Hành về CDM của UNFCCC Phương pháp tính toán này xác định hệ số phát thải của hệ thống điện thông qua 6 bước cụ thể.
Bước 1: Xác định phạm vi của hệ thống điện
Để tính toán biên vận hành (OM), trước tiên lựa chọn phương pháp phù hợp Tiếp theo, xác định hệ số phát thải của OM dựa trên phương pháp đã chọn Sau đó, nhận diện nhóm các nhà máy điện cần tính toán trong biên xây dựng (BM) Cuối cùng, tiến hành tính toán hệ số phát thải của biên xây dựng (BM).
Bước 6: Tính toán hệ số phát thải của biên kết hợp (CM)
Tính toán hệ số phát thải OM
Tính toán xác định giá thành sản xuất điện quy dẫn các dự án điện gió
Giá điện bình quân thanh cái nhà máy điện gió đưa về chi phí quy dẫn (leverlized cost) được xác định theo công thức như sau:
Gqd: Giá điện theo chi phí quy dẫn của nhà máy điện gió (UScent/kWh)
Ca: Tổng vốn đầu tư kể cả lãi xây dựng đã quy đổi về năm đầu tính toán (US$) Com(t): Chi phí vận hành bảo dưỡng năm thứ t (US$)
∆S%: Tỷ lệ điện tự dùng của nhà máy
Tmax: Thời gian sử dụng công suất bình quân năm i: Hệ số chiết khấu kinh tế, i = 10% t: Đời sống công trình (theo tuổi thọ kinh tế), năm
Khi áp dụng công thức tính giá điện bình quân cho dự án điện gió, cần lưu ý rằng giá thành hiện tại chỉ dựa trên một hệ số chiết khấu nhất định, chưa tính đến các yếu tố đặc thù như ưu đãi từ cơ chế và chính sách hiện hành Các yếu tố này bao gồm cơ cấu nguồn vốn và các ưu đãi tài chính như lãi suất vay và thời gian vay, dẫn đến giá điện gió chưa phản ánh đúng bản chất của dự án Điều này không thể hiện đầy đủ lợi ích mà các chính sách mang lại cho nhà đầu tư Để đánh giá tác động của các cơ chế chính sách đến giá thành điện gió, nghiên cứu đã tiến hành tính toán chi phí quy dẫn cho hai trường hợp cụ thể.
- Không xét đến các yếu tố ưu đãi (nhằm đánh giá, kiểm tra mức độ khả thi của các dự án điện gió đã thu thập được)
- Xét tất cả các yếu tố liên quan đến ưu đãi hiện hành áp dụng được cho dự án điện gió.
Kết quả tính giá thành quy dẫn điện gió cho 21 dự án đã được thu thập và trình bày chi tiết trong phụ lục 3, theo công thức (1) để thực hiện đối sánh và kiểm tra.
Đề xuất phương pháp xác định giá điện theo mô hình tài chính yêu cầu
Công trình điện gió tại Việt Nam có suất vốn đầu tư cao và sản lượng điện thấp, dẫn đến giá thành sản xuất điện gió cũng cao Để phát triển năng lượng gió trong giai đoạn hiện nay, cần thiết phải thiết lập các nguyên tắc tính toán hợp lý nhằm đề xuất cơ chế hỗ trợ giá cho công nghệ này.
- Đảm bảo cho nhà đầu tư đủ trang trải chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý.
- Kinh phí và mức hỗ trợ giá phải đảm bảo tính khả thi cao (thấp nhất có thể), bền vững trong điều kiện của VN
III.3.1 Các nguyên tắc đề xuất để xác định giá điện gió i) Biểu giá phải tạo ra dòng doanh thu ổn định để dự án có thể được cấp vốn vay theo các điều kiện vay của cơ quan cho vay ưu đãi, đó là:
- Đảm bảo bù đắp đủ chi phí và có lợi nhuận ở mức độ hợp lý.
- Có biểu giá riêng theo hiệu quả tài chính đáp ứng được yêu cầu doanh thu và về quy định đấu nối.
Biểu giá cho vay cần đáp ứng các điều kiện của cơ quan cho vay dựa trên dòng thu của dự án, đảm bảo tính ổn định và giảm thiểu rủi ro Đồng thời, biểu giá nên phản ánh chi phí cơ hội kinh tế và hạn chế các tác động tài chính tiêu cực lên người mua, tránh áp dụng với các chi phí không thể thu hồi Các mức lợi nhuận hợp lý cho các dự án điện gió được xác định dựa vào các yếu tố kỹ thuật như hệ số công suất, vị trí, sản lượng điện và suất vốn đầu tư, đồng thời cần hạn chế tối đa việc thu lợi nhuận cao từ ưu đãi ở một số dự án điện gió cụ thể mà không có biện pháp xác định rõ ràng các chi phí liên quan.
III.3.2 Phương pháp đề xuất xác định giá điện gió từ giá thành và theo mô hình tài chính doanh thu phù hợp
Vấn đề cần giải quyết trong trường hợp này là:
- Khuyến khích đầu tư vào điện gió (đối với những vị trí có điều kiện tốt)
- Đảm bảo cho nhà đầu tư thu hồi được chi phí
Khống chế mức lợi nhuận hợp lý là một biện pháp cần thiết để chia sẻ với nhà nước, đặc biệt khi chính phủ vẫn phải thực hiện cơ chế ưu đãi giá mua và hỗ trợ giá bán.
Giá bán bình quân của các công trình điện gió cần được xác định dựa trên chi phí thực tế và lợi nhuận hợp lý Phương pháp tính toán sẽ áp dụng mô hình tài chính, đảm bảo doanh thu đủ để nhà đầu tư thu hồi chi phí và có lợi nhuận Để xác định giá bán, cần tính toán doanh thu sao cho không chỉ thu hồi các chi phí đầu tư và vận hành mà còn mang lại lợi nhuận từ vốn cổ phần, phù hợp với cơ chế chính sách phát triển sạch.
Mức lợi nhuận hợp lý cho các chủ đầu tư điện gió được xác định là mức lợi nhuận trần, tương ứng với mức giá bán cao nhất Giá bán này sẽ là cơ sở để các nhà đầu tư tham khảo khi tham gia đấu thầu nhận mức trợ giá sản phẩm, được tính bằng UScent/kWh.
Các nội dung tính toán chính
Giá bán cao nhất của sản phẩm được xác định dựa trên mô hình tài chính doanh thu cho phép, được xây dựng theo phương pháp kế toán thông qua công thức cụ thể.
Revenue: Doanh thu của công trình từ giá bán bình quân và lượng điện năng thương phẩm.
Opex: Là những chi phí về vận hành, bảo dưỡng, dịch vụ khác.
Dept: Chi phí về khấu hao tài sản cố định (TSCĐ) của công trình.
Lợi nhuận là phần thu hồi từ tài sản đầu tư đã được điều tiết, với mức lợi nhuận hợp lý được xác định để tính toán giá điện dựa trên hệ số hoàn vốn trên vốn cổ phần (FIRR) Hệ số hoàn vốn FIRR, hay còn gọi là ROE, là giá trị của hệ số chiết khấu mà tại đó lợi nhuận trước thuế của nhà máy đạt được sự cân bằng.
0 Công thức tính hệ số hoàn vốn ROE như sau:
CFi: Lợi nhuận trước thuế.
CFt = P x At - Cet - Mt - Rt - Lt (4)
P: Giá bán tính theo hệ số hoàn vốn ROE mong muốn hợp lý (đồng/kWh).
At: Điện năng thương phẩm năm thứ t (kWh).
Cet: Vốn cổ phần năm thứ t (đồng).
Mt: Tổng chi phí sản xuất năm thứ t (đồng)
Rt: Lãi vay phải trả năm thứ t (đồng)
Lt: Trả vốn vay năm thứ t (đồng).
Như vậy giá bán điện của nhà máy là hàm của ROE (hay FIRR)
Hệ số hoàn vốn FIRR (Return Internal Rate of Return) hay ROE (Return on Equity) được xác định là giá trị của hệ số chiết khấu mà tại đó lợi nhuận trước thuế của nhà máy đạt bằng 0 Điều này có nghĩa là FIRR sẽ bằng WACC (Weighted Average Cost of Capital).
WACC: Chi phí trung bình vốn của công trình, (%) i: Là hệ số chiết khấu tài chính công trình, với i = WACC n: Đời sống công trình t: Thời gian năm thứ t (t = 1_n)
Giá bán trần bình quân cho các dự án điện gió được xác định dựa trên mô hình tài chính nhằm đảm bảo lợi nhuận hợp lý Để tính toán mức giá bán trần hợp lý, cần xác định chi phí vốn WACC dựa trên cơ cấu vốn tài chính của dự án.
Phân tích cơ cấu vốn và các điều kiện tài chính
Trong vốn đầu tư, cơ cấu vốn được hình thành từ 2 nguồn chính:
Vốn cổ phần đóng góp (phần tự có)
Vốn đi vay (phần vốn nợ)
Việc xác định chi phí vốn ước tính cho tổ hợp vốn cổ phần và vốn vay là rất quan trọng, nhằm tìm kiếm hình thức tài chính có chi phí vốn thấp Điều này giúp đảm bảo rằng hệ số hoàn vốn lớn hơn chi phí vốn, từ đó tối ưu hóa hiệu quả tài chính.
Công thức xác định WACC như sau:
Trong đó : g: Tỷ lệ của phần vốn vay trên tổng vốn đầu tư
C: Tổng vốn đầu tư công trình (bao gồm vốn vay và vốn cổ phần) rd: Lãi suất trung bình các nguồn vốn vay re: Chi phí vốn cổ phần (lãi suất vốn cổ phần)
Vấn đề ở đây là xác định chi phí vốn cổ phần (Cost of equity): re
Mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) là phương pháp phổ biến được áp dụng rộng rãi trên toàn cầu Công thức tính toán của CAPM được thể hiện như sau: re = rf + βe x (rm – rf), trong đó re là lợi suất kỳ vọng, rf là lãi suất phi rủi ro, βe là hệ số beta của tài sản, và rm là lợi suất thị trường.
Trong bài viết này, lãi suất trung bình của thị trường được ký hiệu là rm, trong khi lãi suất phi rủi ro, đại diện cho chi phí vay mượn của Chính phủ, được ký hiệu là rf và thường dựa trên lãi suất trái phiếu của Chính phủ Lãi suất này được xem là thấp nhất và không tính đến yếu tố lạm phát Cuối cùng, hệ số beta vốn cổ phần được ký hiệu là õe, đóng vai trò quan trọng trong việc đánh giá rủi ro của một khoản đầu tư.
: Hệ số beta tổng tài sản
Dựa trên các số liệu về lãi suất thị trường, lãi suất trung bình của các nguồn vốn vay, lãi suất phi rủi ro và tỷ lệ vốn vay, vốn cổ phần trong tổng vốn đầu tư, có thể xác định trị số re và WACC để tính giá bán Trong số các thông số xác định mức lợi nhuận hợp lý, re là yếu tố quan trọng nhất Để bảo vệ quyền lợi của nhà đầu tư, lãi suất vốn góp cổ phần của họ sẽ được tính ít nhất bằng lãi suất bình quân của thị trường khi lãi suất trái phiếu Chính phủ tương đương với lãi suất thị trường Khi lãi suất trái phiếu Chính phủ thấp hơn lãi suất thị trường, lãi suất cổ phần của nhà đầu tư cần được điều chỉnh hợp lý, không được quá cao so với thị trường Do đó, hệ số re tối đa sẽ là lãi suất trái phiếu Chính phủ cộng với chênh lệch lãi suất thị trường và lãi suất trái phiếu theo hệ số beta của vốn cổ phần.
Điều chỉnh giá ưu đãi
Cơ chế điều chỉnh giá ưu đãi đóng vai trò quan trọng trong việc thu hút nhà đầu tư và quản lý ngân quỹ trợ giá Các nhà đầu tư cần một cơ chế ổn định và đáng tin cậy, vì mức giá ưu đãi thay đổi thường xuyên có thể gây lo ngại về tính an toàn của đầu tư Do đó, việc xây dựng cơ chế điều chỉnh cần được thực hiện cẩn trọng, bao gồm việc dự báo các yếu tố kinh tế xã hội như lạm phát và công nghệ Đề xuất trong giai đoạn đầu phát triển điện gió tại Việt Nam là sau 3 năm sẽ xem xét điều chỉnh mức giá phù hợp với các thay đổi trong điều kiện kinh tế xã hội.
Nghiên cứu tính toán giá thành điện gió theo phương pháp đề xuất và các điều kiện tài chính áp dụng
III.5.1 Chính sách ưu đãi hiện hành cho dự án gió
Công trình điện gió thuộc loại năng lượng tái tạo (NLTT) và được đầu tư theo cơ chế phát triển sạch Nhờ đó, các dự án điện gió sẽ được hưởng nhiều chính sách ưu đãi theo quy định dành cho NLTT và cơ chế phát triển sạch.
Hiện nay, các công trình năng lượng tái tạo không chỉ được hưởng chính sách ưu đãi đầu tư mà còn nhận được các ưu đãi về cơ chế tài chính Do đó, trong việc tính toán giá điện gió, các nội dung chủ yếu của các chính sách này sẽ được áp dụng cụ thể.
Quyết định số 130/2007/QĐ-TTg ngày 2/8/2007 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt các cơ chế, chính sách tài chính cho dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch Các nhà đầu tư vào dự án năng lượng tái tạo sẽ được hưởng nhiều ưu đãi, bao gồm giảm thuế, miễn tiền sử dụng đất và thuê đất, khấu hao tài sản cố định, cùng với tín dụng đầu tư từ nhà nước và khả năng được xem xét trợ giá, hỗ trợ tài chính.
Thông tư liên tịch số 58/2008/TTLT-BTC-BTN&MT ngày 4/7/2008 hướng dẫn thực hiện một số điều của quyết định số 130/2007/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về các cơ chế, chính sách tài chính cho dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch Thông tư này quy định về việc thu, nộp, quản lý và sử dụng tiền lệ phí bán chứng chỉ giảm phát thải (CER) cũng như mức hỗ trợ cho các sản phẩm thuộc các dự án CDM.
Thông tư số 130/2008/TT-BTC ngày 26/12/2008 của Bộ Tài chính hướng dẫn thực hiện Luật thuế thu nhập doanh nghiệp số 14/2008/QH12 và Nghị định số 124/2008/NĐ-CP Theo đó, các doanh nghiệp thuộc diện ưu đãi sẽ được áp dụng thuế suất 10% trong thời gian tối thiểu 15 năm Đặc biệt, trong trường hợp thu hút đầu tư, thời gian ưu đãi thuế có thể được kéo dài đến hết đời sống công trình.
Nghị định số 04/2009/NĐ-CP ngày 14/1/2009 của Chính phủ quy định về ưu đãi và hỗ trợ cho các hoạt động bảo vệ môi trường, bao gồm danh mục các hoạt động và sản phẩm được hưởng ưu đãi Đặc biệt, nghị định này nhấn mạnh đến việc sản xuất năng lượng sạch và năng lượng tái tạo (NLTT) là những lĩnh vực được ưu tiên hỗ trợ.
Theo Điều 13 khoản 1, doanh nghiệp sản xuất năng lượng sạch sẽ được hưởng ưu đãi về thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định của luật thuế, nhằm khuyến khích các hoạt động bảo vệ môi trường.
- Điều 14 khoản 2: Được hưởng ưu đãi miễn thuế nhập khẩu thiết bị sản xuất năng lượng sạch.
- Điều 17, mục 3, khoản 2: Được sử dụng cách tính khấu hao nhanh TSCĐ gấp 1,5 lần so với chế độ hiện hành.
- Điều 19, mục 4 khoản 2: Được hỗ trợ giá theo nguyên tắc thu đủ bù chi cộng lợi nhuận hợp lý.
Thông tư số 203/2009/TT-BTC ngày 20/10/2009 của Bộ tài chính về hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng khấu hao tài sản cố định.
Quyết định số 3280/QĐ-BTC ngày 25/12/2009 của Bộ Tài chính quy định lãi suất tín dụng đầu tư và tín dụng xuất khẩu cho năm 2010 Cụ thể, lãi suất cho vay tín dụng đầu tư bằng đồng Việt Nam là 9,6%/năm, trong khi lãi suất cho vay bằng ngoại tệ tự do chuyển đổi là 6%/năm.
Văn kiện dự án về hiệu quả tiết kiệm năng lượng và phát triển năng lượng tái tạo, được tài trợ bởi cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản (Jica) và giới thiệu bởi Ngân hàng Phát triển Việt Nam (VDB) vào tháng 3 năm 2010, nhấn mạnh vai trò của VDB trong việc thực hiện chính sách của Nhà nước Được thành lập theo Quyết định số 108/2006/QĐ-TTg ngày 19/5/2006, VDB có nhiệm vụ cho vay tín dụng đầu tư, hỗ trợ xuất khẩu và cho vay lại vốn ODA của Chính phủ, theo Nghị định số 106/2008/NĐ-CP và quyết định số 3280.
Theo Quyết định số QĐ-BTC ngày 25/12/2009 của Bộ Tài chính, lãi suất tín dụng đầu tư và tín dụng xuất khẩu năm 2010 được quy định cho các dự án vay vốn tại Ngân hàng Phát triển Việt Nam, bao gồm các dự án tiết kiệm năng lượng (NL) và năng lượng tái tạo (NLTT).
Dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió nhằm khai thác nguồn năng lượng tái tạo, đồng thời thúc đẩy phát triển bền vững Nhà máy này sẽ sử dụng công nghệ hiện đại để sản xuất điện từ các nguồn năng lượng mới, góp phần giảm thiểu ô nhiễm môi trường và bảo vệ tài nguyên thiên nhiên.
Dự án đầu tư xây dựng thủy điện nhỏ với công suất tối đa 50MW được triển khai tại các khu vực có điều kiện kinh tế-xã hội đặc biệt khó khăn, nhằm thúc đẩy phát triển bền vững và cải thiện đời sống cộng đồng.
Ngân hàng Phát triển (NHPT), mặc dù không phải là tổ chức tài chính chuyên cung cấp vốn cho các dự án EEC&RE, vẫn tham gia tài trợ cho những dự án này với vai trò là Ngân hàng của Chính phủ NHPT áp dụng một cơ chế tài chính đặc thù cho các dự án đầu tư năng lượng tái tạo (NLTT).
- Mức vốn cho vay: Tối đa 85% vốn đầu tư TSCĐ, tối thiểu phải có 15% vốn tự có của chủ đầu tư.
- Đồng tiền cho vay lại: VNĐ hoặc US$.
- Lãi suất cho vay: Bằng lãi suất đầu tư tín dụng của Nhà nước (hiện nay VNĐ là 9,6%/năm, ngoại tệ tự do chuyển đổi là 6%/năm).
- Thời hạn cho vay: Tối đa 20 năm trong đó có ân hạn ít nhất trong thời gian xây dựng, tối đa là 5 năm.
Chủ đầu tư có thể sử dụng tài sản hình thành từ vốn vay làm tài sản thế chấp Nếu tài sản này không đảm bảo giá trị cần thiết, họ cần thế chấp tài sản hợp pháp khác hoặc tài sản hợp pháp của bên thứ ba, với giá trị thế chấp tối thiểu là 15% tổng mức vốn vay.
Tiêu chí lựa chọn dự án
Chủ đầu tư dự án là doanh nghiệp được thành lập theo pháp luật Việt Nam, thuộc các thành phần kinh tế khác nhau Doanh nghiệp này cần có tình hình tài chính ổn định và đảm bảo tài sản thế chấp theo quy định của Ngân hàng Phát triển.
NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT GIÁ ĐIỆN GIÓ ĐỂ HỆ THỐNG CÓ THỂ MUA
Giá dầu, than nhập khẩu cho sản xuất điện công nghệ truyền thống
IV.1.1 Giá dầu nhập khẩu cho sản xuất điện
Hiện nay, xu hướng phát triển điện lực toàn cầu đang chuyển dịch khỏi các nhà máy điện chạy dầu do vấn đề an ninh năng lượng và giá thành điện không kinh tế, đặc biệt là với mức giá dầu hiện tại Việt Nam cũng đang theo xu hướng này, với chủ trương không đầu tư xây mới các nhà máy điện chạy dầu, mặc dù các nhà máy hiện có vẫn tiếp tục được sử dụng Do đó, việc dự báo giá dầu chỉ mang tính định hướng, giúp lựa chọn các loại nhiên liệu khác cho sản xuất điện.
Theo ý kiến của các chuyên gia, phương án tăng giá dầu 2% mỗi năm bắt đầu từ năm 2010 đã được đề xuất làm cơ sở tính toán, với giá dầu FO là 13.000 VNĐ/kg và DO là 14.600 VNĐ/lít, quy đổi ra US$/tấn theo tỷ giá tháng 3/2010 là 19.100 VNĐ/US$ Chi tiết giá dầu cho thị trường Việt Nam trong giai đoạn 2010-2030 được trình bày trong bảng dưới đây.
Bảng IV.12 Dự báo giá dầu cho sản xuất điện ở Việt Nam (giá CIF) Đơn vị: US$ /tấn
Nguồn: Viện Năng Lượng, dự báo giá nhiên liệu, TSĐ 7 dự thảo
IV.1.2 Giá than nhập khẩu cho sản xuất điện
Indonesia và Australia hiện đang dẫn đầu thế giới về sản xuất và xuất khẩu than, có khả năng trở thành nhà cung cấp tiềm năng cho Việt Nam nếu nước này cần nhập khẩu Sự gần gũi về địa lý giữa Việt Nam và hai nước này giúp giảm chi phí vận tải so với việc nhập than từ châu Mỹ Dự báo của Cơ quan năng lượng quốc tế cho thấy, vào năm 2020, Indonesia sẽ xuất khẩu khoảng 104,7 triệu tấn than, trong đó than năng lượng (than Lignit) chiếm khoảng 99,3 triệu tấn Trong khi đó, Australia dự kiến sẽ tăng xuất khẩu lên 274 triệu tấn vào năm 2010, với 136 triệu tấn là than Lignit.
Hiện nay, giá dầu tăng dẫn đến cước phí vận chuyển than bằng đường biển từ In-đô-nê-xia sang Nhật Bản đạt 11 USD/tấn Nếu Việt Nam nhập khẩu than từ In-đô-nê-xia, cước phí vận chuyển sẽ gần tương đương với cước phí từ In-đô-nê-xia sang Nhật Tại thời điểm tháng 5/2010, giá than có nhiệt trị 6.450-6.800 kcal/kg khoảng 75 USD/tấn Hiện tại, giá than nhập khẩu tăng mạnh do nhu cầu từ Trung Quốc gia tăng, dự kiến giá CIF nhập khẩu vào Việt Nam khoảng 86 USD/tấn Để đánh giá khả năng nhập than và giá than nhập khẩu từ năm 2010 đến năm 2030, cần có dự báo dựa trên các yếu tố hiện tại.
- Chuỗi số liệu quá khứ về giá FOB của than Australia
- Liên hệ về giá giữa than của Australia và than của In-đô-nê-xia
- Giả thiết về cước phí vận chuyển từ In-đô-nê-xia về Việt Nam
- Xu hướng giá than cho các giao dịch hiện nay nhưng giao hàng trong tương lai
Ngành công nghiệp than toàn cầu đang chứng kiến sự dồi dào về tài nguyên, trong khi nhu cầu thương mại than lại không cao Giá thành sản xuất cũng tương đối ổn định Các quốc gia xuất khẩu than chủ yếu là những nước đang phát triển, như Indonesia, nơi có tiềm năng khai thác lớn và nhu cầu ngoại tệ cao.
Trên quan điểm này, dự báo giá than nhập khẩu (giá CIF) cho Việt Nam sẽ tăng với tốc độ 2%/năm như sau (bảng IV.2):
Bảng IV.13 Dự báo giá than nhập cho sản xuất điện ở Việt Nam (giá CIF) Đơn vị: US$ /tấn
Nguồn: Viện Năng lượng, dự báo giá nhiên liệu TSĐ7 dự thảo
Dự báo giá than nhập khẩu, bao gồm chi phí vận chuyển và bảo hiểm, sẽ cao hơn giá than nội địa Tuy nhiên, khi tính đến chi phí vận chuyển than nội địa từ Bắc vào Nam (khoảng 10 USD/tấn) và nhiệt trị cao hơn của than nhập khẩu, sự chênh lệch giá theo đơn vị nhiệt lượng lại có thể thay đổi.
GJ của than nhập khẩu và than nội địa sẽ giảm xuống.
Xác định giá thành sản xuất điện của nhà máy nhiệt điện đối chiếu
Giá thành sản xuất điện bình quân của nhà máy được tính từ chi phí quy dẫn để so sánh với điện gió Thay vì sử dụng điện gió, nhà máy nhiệt điện đối chiếu với nhiệt điện than nhập khẩu để xác định giá thành bình quân quy dẫn Công thức tính giá thành điện bình quân quy dẫn được trình bày rõ ràng.
Gqd: Giá điện theo chi phí quy dẫn loại nhà máy xem xét
Ca: Tổng chi phí vốn đầu tư kể cả lãi xây dựng đã quy đổi về năm đầu tính toán
Com(t): Chi phí vận hành bảo dưỡng năm thứ t (bao gồm cả chi phí OM cố định và biến đổi)
Cnl(t): Chi phí nhiên liệu năm thứ t
Ck(t): Chi phí vận hành khác năm thứ t (nếu có)
∆S%: Tỷ lệ công suất tự dùng
Tmax: Thời gian sử dụng công suất cực đại bình quân (giờ) i: Hệ số chiết khấu t: Đời sống công trình (theo tuổi thọ kinh tế, năm )
Trong bài viết này, chúng ta sẽ xem xét các yếu tố liên quan đến lạm phát và trượt giá nhiên liệu, trong đó hệ số lạm phát được tính vào chi phí vận hành (OM) và hệ số trượt giá nhiên liệu được đưa vào chi phí nhiên liệu.
Chi phí vận hành bảo dưỡng và chi phí nhiên liệu tại năm gốc t0, ký hiệu là Com(t0) và Cnl(t0), chưa bao gồm hệ số lạm phát và trượt giá nhiên liệu Hệ số lạm phát được biểu thị bằng phần trăm (a), trong khi hệ số trượt giá nhiên liệu cũng được tính bằng phần trăm (e).
Nghiên cứu này đã xem xét phương án và công thức tính giá điện của Công Ty Mua Bán Điện (EVN) áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện.
Hiện nay, thị trường mua bán điện (PPA) tại Việt Nam chủ yếu chỉ bao gồm các dự án nhiệt điện than trong nước, trong khi chưa có PPA cho nhiệt điện than nhập khẩu Mặc dù đã có chủ trương cho phép nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện như Duyên Hải 3 và Nghi Sơn 2, nhưng phương án giá vẫn chưa được xác định Hiện tại, chỉ có nhà máy nhiệt điện Fomosha (Nhân Trạch) với công suất 150 MW đang hoạt động, áp dụng giá than nhập khẩu 77 USD/tấn và giá bán điện là 1550 VNĐ/kWh, tương ứng với tỷ giá 18000 VNĐ/USD, khoảng 8,6 UScent/kWh Để phân tích giá điện từ nhiệt điện than nhập khẩu, cần áp dụng công thức xác định giá điện bình quân quy dẫn với cơ cấu giá điện gồm hai thành phần.
Giá điện quy dẫn = Chi phí công suất + Chi phí điện năng
Chi phí công suất = CPCSCĐ + CPOMCĐ
Chi phí điện năng = CPOMBĐ + CPNL
+ CPCSCĐ: Chi phí công suất cố định
+ CPOMCĐ: Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định = 70% O&M
+ CPOMBĐ: Chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi = 30% O&M
+ CPNL: Chi phí nhiên liệu = Giá nhiên liệu năm trước x (1 + Hệ số trượt giá nhiên liệu/năm)
Chi phí công suất: Gồm 3 thành phần:
Chi phí công suất cố định (FCC);
Chi phí thanh toán nợ bổ sung (SDSC); và
Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC);
Chi phí công suất cố định
Chi phí công suất cố định (FCC) được xác định cho mỗi năm hoạt động, với giá trị FCC tính theo đơn vị US$/kW/năm và được thanh toán dựa trên công suất đảm bảo theo hợp đồng PPA Mức FCC sẽ được cố định và không chịu ảnh hưởng bởi sự trượt giá hay chỉ số giá.
Trong PPA, chi phí công suất sẽ được điều chỉnh lên hoặc xuống, theo chi phí thanh toán nợ bổ sung.
Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC) của các nhà máy nhiệt điện tại Việt Nam, như Phả Lại, Uông Bí và Na Dương, được ước tính chiếm 70% tổng chi phí O&M, với mức tính toán là US$/kW/năm.
Chi phí năng lượng (NL) bao gồm các khoản chi phí biến đổi cần thiết cho hoạt động vận hành và bảo trì, cũng như chi phí nhiên liệu để phát điện Trong đó, chi phí nhiên liệu chủ yếu là chi phí than và dầu FO phục vụ cho quá trình phát điện của nhà máy Các chi phí O&M biến đổi cũng bao gồm việc sử dụng nước để phát điện và chi phí khởi động máy.
Các khoản chi phí phụ bao gồm những chi phí mà Bên mua cần thanh toán cho Bên bán theo hợp đồng, như tiền thanh toán chậm, phí điều chỉnh và các chi phí khác liên quan.
Chi phí khởi động được ước tính dựa trên kinh nghiệm và sẽ được xác định cụ thể cho nhà máy trong hợp đồng PPA, dựa vào số liệu mà nhà thầu EPC cung cấp.
Giá điện quy dẫn được tính với các giả định sau:
- Mức chiết khấu: Mức chiết khấu kinh tế được giả định là 10%
Giá nhiên liệu cho Dự án đầu tư NMNĐ Quảng Trạch 1 được xác định dựa trên dự báo giá than nhập khẩu, với giá than tạm tính là 85 USD/tấn trong năm vận hành đầu tiên, và dự kiến sẽ là 86 USD/tấn theo dự thảo TSĐ Các năm tiếp theo, giá than sẽ điều chỉnh theo hệ số trượt giá 2%/năm Đối với giá nhiên liệu phụ (DO), sau vận chuyển, giá sẽ là 903 USD/tấn trong năm đầu, với mức điều chỉnh tương tự 2%/năm cho các năm tiếp theo.
- Các thông số vận hành nhà máy: số giờ vận hành là 6.570h/năm, tương đương với 75% (theo quyết định số 2014/QĐ-BCN).
Tổng hợp chi phí hàng năm cho các thành phần giá điện và lượng điện năng thương phẩm được tính toán theo giá trị hiện tại, sử dụng hệ số chiết khấu 10% để xác định giá điện quy dẫn.
Các số liệu đầu vào và kết quả tính giá nhiệt điện than nhập khẩu như sau:
Bảng IV.14 Bảng số liệu và kết quả tính giá điện bình quân quy dẫn nhiệt điện than nhập khẩu
Số liệu trung bình Giá trị Đơn vị
+ Suất đầu tư (chưa IDC)
+ Giá than năm đầu vận hành, trượt giá
2%/năm cho các năm tiếp theo
+ Hệ số chiết khấu kinh tế
Trong đó: a Tổng phí công suất, bao gồm:
+ Phí O&M cố định b Tổng phí điện năng, bao gồm:
UScent/kWhUScent/kWhUScent/kWhUScent/kWhUScent/kWh
+ Phí nhiên liệu 3,461 UScent/kWh
Phân tích so sánh, đề xuất giá điện gió hệ thống điện có thể mua
Giá điện quy dẫn của nhà máy điện gió cao hơn so với nhà máy nhiệt điện chạy than nhập khẩu, nhưng nguồn nhiên liệu hóa thạch như than là có hạn và gây ảnh hưởng xấu đến môi trường Điện gió, mặc dù có chi phí cao hơn, lại giúp giải quyết những vấn đề này, đồng thời thúc đẩy phát triển năng lượng bền vững Nghiên cứu đề xuất rằng hệ thống điện (EVN) nên mua 1kWh điện từ nhà máy điện gió với giá 6,8 UScent/kWh, tương đương với giá thành sản xuất của nhà máy nhiệt điện truyền thống, nhằm khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo.
Ngoài tính cho than nhập khẩu, trong nghiên cứu này cũng xem xét thêm
2 phương án khác đó là:
- Với tuabin khí chu trình hỗn hợp (cách tính, công thức sử dụng như với than nhập khẩu): Giá điện quy dẫn 7,23UScent/kWh
- Với tuabin khí chạy dầu (cách tính, công thức sử dụng như với than nhập khẩu): Giá điện quy dẫn 16,47UScent/kWh)
Chi tiết được nêu ở phần phụ lục
NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT QUY TRÌNH THỦ TỤC HƯỚNG DẪN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG ĐIỆN GIÓ
Các tiêu chuẩn
Các tiêu chuẩn xác định để lựa chọn địa điểm, qui mô và công nghệ phù hợp là rất cần thiết cho phát triển điện gió đúng định hướng
Theo Nghị định số 78-2007-NĐ-CP, các dự án đầu tư phải được phê duyệt bởi Bộ Kế hoạch-Đầu tư và các cơ quan liên quan Tuy nhiên, do chi phí cao cho việc đo đạc và xác định vị trí dự án điện gió, cùng với việc thiếu chính sách hỗ trợ, nhiều dự án quy hoạch như tổng sơ đồ điện VI và Quy hoạch tổng thể NLTT chưa xác định được địa điểm cụ thể Do đó, các đề xuất vị trí cho dự án điện gió chủ yếu tập trung ở các tỉnh ven biển miền Trung, Tây Nguyên, các đảo, và những khu vực có hạ tầng tốt như đường xá, cầu cảng, lưới điện truyền tải, cùng với điều kiện gió phù hợp.
Để đảm bảo việc kết nối hiệu quả với lưới điện quốc gia, theo Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT của Bộ Công Thương, bên bán phải chịu trách nhiệm về đầu tư, vận hành và bảo trì đường dây cũng như trạm biến áp từ nhà máy điện đến điểm đấu nối với lưới điện của bên mua Tuy nhiên, việc lựa chọn địa điểm kết nối cần lưu ý đến các vị trí có tiềm năng gió lớn nhưng xa điểm đấu nối, vì điều này có thể làm tăng chi phí đầu tư cho việc kéo lưới điện Do đó, địa điểm cần được xác định rõ ràng và phải được sự chấp thuận từ EVN.
Để tối ưu hóa chi phí vận chuyển và lắp đặt thiết bị điện gió, các chủ đầu tư cần lựa chọn vị trí dự án gần trục đường giao thông chính Việc này giúp giảm thiểu chi phí xây dựng đường vào khu vực lắp đặt, từ đó không làm tăng suất vốn đầu tư, đặc biệt trong bối cảnh có hỗ trợ giá.
Được địa phương chấp nhận: Dự án phù hợp với qui hoạch sử dụng đất và được địa phương chấp nhận.
Địa hình và địa chất phù hợp là yếu tố quan trọng khi lắp đặt móng cột, vì chi phí sẽ tăng cao nếu vị trí có nền đất yếu Do đó, việc lựa chọn khu vực có địa hình và địa chất thích hợp là cần thiết để đảm bảo hiệu quả kinh tế và an toàn cho công trình.
Sản lượng điện hàng năm từ năng lượng gió phụ thuộc vào vận tốc gió trung bình, do đó, chỉ số này là tiêu chí quan trọng trong việc đánh giá tiềm năng năng lượng gió và xác định vị trí lắp đặt các tuabin gió.
Vận tốc gió đóng vai trò quan trọng trong việc xác định hệ số công suất và điện năng sản xuất của tuabin gió Qua phân tích vận tốc gió bình quân và hệ số công suất của 7 dự án đầu tư cùng 14 báo cáo điện gió tại Việt Nam, kết hợp với dữ liệu hệ số công suất từ 10 quốc gia hàng đầu thế giới trong giai đoạn 2005-2009, chúng tôi đã thực hiện tính toán kiểm tra hệ số công suất dựa trên vận tốc gió bình quân thực tế của các dự án Kết quả cho thấy, khu vực được lựa chọn cho dự án nên có vận tốc gió trung bình đạt 7,0 m/s tại độ cao 85 m, đây sẽ là tiêu chuẩn để tính toán hệ số công suất tiêu biểu.
V.1.3 Công suất và quy mô nhà máy
Theo Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT, các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo phải có công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30MW để đủ tiêu chuẩn áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu Với quy mô công suất này, vốn đầu tư khoảng 67,5 triệu USD giúp thuận tiện cho việc phê duyệt dự án ở cấp tỉnh (dự án nhóm B).
Việc phát triển các nhà máy điện gió với công suất lớn có thể giúp giảm chi phí lắp đặt và vận hành, nhưng do Việt Nam đang trong giai đoạn đầu của lĩnh vực này và thiếu kinh nghiệm trong quản lý, vận hành và sửa chữa, nên việc xây dựng nhiều nhà máy với quy mô vừa phải sẽ giảm thiểu rủi ro khi xảy ra sự cố Do đó, quy mô công suất tối đa để được hưởng chính sách ưu đãi được đề xuất là 50MW.
Các nhà máy điện gió cần tuân thủ các tiêu chuẩn an toàn và ổn định để đảm bảo cung cấp điện một cách hiệu quả và an toàn cho người vận hành cũng như hệ thống Mặc dù Việt Nam chưa có tiêu chuẩn riêng cho công nghệ điện gió, nhưng có thể áp dụng các tiêu chuẩn quốc tế do Ủy ban Kỹ thuật Điện Quốc tế (IEC) xây dựng Những tiêu chuẩn này quy định rõ ràng về chất lượng tuabin gió, máy phát, an toàn trong vận hành và chất lượng điện Hiện nay, IEC đã được các nhà sản xuất lớn tại châu Âu áp dụng.
Trong giai đoạn đầu, việc lựa chọn công nghệ ổn định là rất quan trọng đối với Việt Nam do cơ sở hạ tầng sửa chữa thay thế chưa phát triển Các công nghệ được chọn cần có độ tin cậy cao và đã được áp dụng rộng rãi trên thế giới Trong bối cảnh chưa có tiêu chuẩn riêng cho Việt Nam, ưu tiên nên được dành cho các hãng uy tín lớn toàn cầu Dù lựa chọn hãng hay loại tua bin nào, tất cả đều phải đáp ứng các tiêu chuẩn quy định Đây là một trong ba chỉ tiêu chính để đánh giá lựa chọn Chủ đầu tư nhận được hỗ trợ giá.
Loại tiêu chuẩn chất lượng Kiến nghị áp dụng tiêu chuẩn IEC
Thiết kế- An toàn tuabin gió IEC 61400-1
Thiết kế- An toàn tuabin gió loại nhỏ IEC 61400-2
Tiếng ồn IEC 61400-11 Đo tải cơ học IEC 61400-13
Kiểm tra kết cấu cánh IEC 61400-23
Power performance measurements of electricity producing wind tuabins IEC 61400-12-1
Declaration of apparent sound power level and tonality values IEC/TS 61400-14
Conformity testing and certification IEC 61400-22
Communications for monitoring and control of wind power plants - Overall description of principles and models
Communications for monitoring and control of wind power plants -
Design and specification of gearboxes ISO 81400-4 Corr.1 (2006-09)
Các bước tiến hành xây dựng một dự án gió
Quá trình phát triển dự án điện gió nối lưới được chia thành nhiều giai đoạn khác nhau Giai đoạn đầu tiên là thực hiện đánh giá chi tiết khu vực dự kiến phát triển dự án điện gió.
Để đánh giá nguồn gió nội bộ, cần dựa trên dữ liệu khí tượng và lịch sử đo gió có sẵn, cùng với các nguồn thông tin như Atlat gió.
Khi xem xét các hạn chế, cần lập một danh sách chi tiết về những yếu tố như quy hoạch, các khu vực bảo vệ động vật, nhà ở và các yếu tố cơ sở hạ tầng liên quan, bao gồm sân bay và khu quân sự.
Để thực hiện đánh giá ban đầu hiệu quả, việc nắm rõ các thông tin chính xác về điều kiện đấu nối vào lưới điện, bao gồm quy trình truyền tải và mạng lưới phân phối điện, là vô cùng quan trọng.
Cơ chế ưu đãi của chính phủ đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao tính khả thi của các dự án điện gió Việc khai thác và xem xét kỹ lưỡng các yếu tố này là cần thiết để tối ưu hóa hiệu quả của dự án.
Thủ tục cấp phép địa phương là yếu tố quan trọng cần xem xét để đánh giá khối lượng công việc và chi phí phát triển dự án trong tương lai.
Khảo sát vị trí dự án là bước quan trọng để thu thập thông tin cần thiết cho việc phác thảo tổng thể, từ đó đánh giá được tiềm năng phát triển của dự án Thông tin này không chỉ giúp xác định vị trí chiến lược mà còn là cơ sở để thực hiện các phân tích tài chính liên quan.
- Đánh giá về tài chính: Dựa trên thông tin thu được và dựa trên khái toán, một phân tích tài chính ban đầu sẽ được thực hiện.
Dựa trên kết quả đánh giá ban đầu, các nhà đầu tư sẽ quyết định liệu có nên tiếp tục phát triển dự án hay không Giai đoạn đánh giá này đóng vai trò quan trọng, tạo cơ sở cho giai đoạn tiếp theo, khi một khoản đầu tư đáng kể sẽ được thực hiện vào sự phát triển của dự án.
Dựa trên những đánh giá ban đầu để quyết định đầu tư dự án, quy trình cho giai đoạn 2 theo các bước sau đây:
Đo gió là bước quan trọng để ước tính chính xác nguồn tài nguyên gió, giúp dự báo doanh thu năng lượng gió trong tương lai Để đạt được kết quả tốt nhất, cần đo vận tốc gió ở độ cao tối thiểu 60m và thực hiện trong thời gian tối thiểu một năm.
- Lập báo cáo đầu tư hoặc dự án đầu tư
Để thực hiện xin chấp thuận đầu tư dự án và cấp phép, quá trình cấp phép sẽ được khởi động Thủ tục cấp phép thường bao gồm các yếu tố chính sau đây.
+ Cấp phép về môi trường Phần này chủ yếu là nghiên cứu đánh giá tác động môi trường, được thực hiện tại vị trí dự án.
Chuyển đổi mục tiêu sử dụng đất là một yêu cầu quan trọng trong việc phát triển các dự án, đặc biệt là khi phần lớn các dự án hiện nay được triển khai trên đất nông nghiệp Việc này giúp đảm bảo rằng mục đích sử dụng đất phù hợp với nhu cầu phát triển và quy hoạch.
Để bán điện, các nhà máy điện gió cần phải kết nối với lưới điện, và điều kiện kết nối này phải được thỏa thuận qua các cuộc đàm phán với các đơn vị quản lý vận hành lưới điện.
+ Đạt được sự đồng ý của các cấp chính quyền, và các tổ chức khác.
- Đàm phán về thoả thuận mua bán điện (PPA) với đơn vị quản lý lưới điện.
Sau khi tất cả các giấy phép được cấp, sẽ tiến hành ký kết hợp đồng xây dựng, sau đó dự án được chuyển sang giai đoạn tiếp theo.
Giai đoạn thứ ba bao gồm việc thu xếp nguồn tài chính và tiến hành xây dựng nhà máy điện gió Sau khi xác định được nguồn tài chính, công tác xây dựng sẽ chính thức được khởi động.
Giai đoạn xây dựng cuối cùng là đấu nối nhà máy vào lưới điện.
Tóm lại, các bước để phát triển một dự án gió được liệt kê như dưới đây:
1/ Chấp thuận về địa điểm đầu tư và có được tất cả các thông tin và dữ liệu chung
2/ Sau khi phê duyệt cấp đất, tiến hành khảo sát vị trí dự án
3/ Xác định vị trí tốt nhất cho hướng gió (đo gió).
4/ Tiến hành lập báo cáo (bố trí/chọn cấu hình cho dự án)
5/ Sau đó, tiến hành đồng thời các hoạt động sau:
Nghiên cứu đánh giá tác động môi trường.
Tiến hành các thủ tục cấp phép.
Thương thảo mua bán điện và các thủ tục xin hỗ trợ giá.
Các trình tự thủ tục thực hiện một dự án điện gió
V.3.1 Các trình tự theo quy định hiện hành
Trình tự thủ tục thực hiện Dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió cần tuân thủ các quy định của Luật Xây dựng và Nghị định Số: 12/2009/NĐ-CP, được ban hành ngày Việc tuân thủ này đảm bảo tính hợp pháp và hiệu quả trong quá trình triển khai dự án.
Vào ngày 10 tháng 02 năm 2009, đã ban hành hướng dẫn thi hành Luật Xây dựng liên quan đến việc lập, thẩm định và phê duyệt dự án đầu tư xây dựng công trình Hướng dẫn này cũng quy định về việc thực hiện dự án đầu tư xây dựng công trình và điều kiện năng lực của tổ chức, cá nhân trong hoạt động xây dựng.
Văn bản đăng ký đầu tư theo mẫu số 1088/2006/QĐ-BKH, ban hành ngày 19 tháng 10 năm 2006, được quy định trong Nghị định số 108/2006/NĐ-CP ngày 22 tháng 9 năm 2006 của Chính phủ, nhằm hướng dẫn chi tiết và thực hiện một số điều của Luật Đầu tư.
Quy trình và thủ tục đầu tư xây dựng các dự án điện gió được xây dựng dựa trên Quyết định 30/2006/QĐ-BCN và Nghị định 78-2007/NĐCP Các văn bản này quy định rõ về quản lý đầu tư, điều kiện, trình tự và ưu đãi cho các dự án hạ tầng theo hình thức BOT, BTO và BT Việc tuân thủ các quy định này là cần thiết để đảm bảo sự phát triển bền vững cho các dự án điện gió tại Việt Nam.
V.3.2 Các thủ tục có tính đặc thù của dự án điện gió
Ngoài các trình tự trên, để thực hiện Dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió phải thực hiện thêm một số nội dung sau:
1 Xin địa điểm xây dựng trạm đo gió để xác định tiềm năng đầu tư
2 Xin chủ trương chấp thuận đầu tư xây dựng nhà máy điện gió
3 Bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối (hiện nay chưa có quy hoạch điện gió, trong các quy hoạch nguồn và lưới hiện hành cũng không đề cập đến vấn đề này)
4 Tiến hành các thủ tục hỗ trợ giá điện và thực hiện dự án CDM theo thông lệ.
Dưới đây là đề xuất trình tự thực hiện dự án đầu tư điện gió
1: Xin làm chủ đầu tư dự án (*)
2: Xin địa điểm xây dựng trạm đo gió để xác định tiềm năng đầu tư
Thu Thập số liệu tiềm năng gió có sẵn:
Tính toán, đánh giá tiềm năng nguồn năng lượng gió để phát điện
- Tính toán, đánh giá tiềm năng
- Dự kiến sơ bộ qui mô Dự án
- Dự kiến diện tích đất sử dụng
Xin đất tạm thời để xây dựng trạm đo gió
Phê duyệt địa điểm xây dựng trạm đo gió
Đo đạc khảo sát hiện trạng tiềm năng gió
- Lắp đặt thiết bị trạm đo khí tượng
- Tiến hành thực hiện đo gió
3: Xin chủ trương chấp thuận đầu tư
Tính toán, đánh giá tiềm năng nguồn năng lượng gió theo số liệu đo thực tế
Xác định qui mô công suất
Xác định diện tích Dự án
Xác định chỉ giới khu vực Dự án
Đánh giá tác động môi trường và đề xuất biện pháp giảm thiểu ảnh hưởng
Xin các thoả thuận nguồn cho Dự án
Đơn xin chủ trương chấp thuận đầu tư
Xin bổ sung Quy hoạch chi tiết tỷ lệ 1/1000 – 1/2000
Thẩm định bổ sung Quy hoạch chi tiết tỷ lệ 1/10000 – 1/20000
Phê duyệt bổ sung Quy hoạch chi tiết tỷ lệ 1/10000 – 1/20000
Xin bổ sung Quy hoạch Điện lực
Thẩm định bổ sung Quy hoạch Điện lực
Phê duyệt bổ sung Quy hoạch Điện lực
Phê duyệt bổ sung điểm đấu nối Điện lực
Xin ý kiến cơ quan chức năng (Phường, quận và các nhà khoa học)
Phê duyệt chấp thuận chủ trương đầu tư
Công bố chấp thuận chủ trương đầu tư
Cấp giấy chứng nhận chủ trương đầu tư
4: Lập báo cáo đầu tư
Lập báo cáo đầu tư xây dựng công trình
Tờ trình xin phê duyệt Báo cáo đầu tư
Thẩm tra Báo cáo đầu tư
Nộp báo cáo đầu tư xin ý kiến các Bộ, các Sở chuyên ngành (*)
5: Xin thoả thuận phương án kiến trúc
Giấy giới thiệu người đến liên hệ với sở QH-KT
Công văn về việc xin thoả thuận kiến trúc xây dựng dự án
Sơ đồ giới thiệu địa điểm xây dựng
Bản đồ hiện trạng khu đất
Chỉ giới khu vực đất của Dự án
Công văn cấp số liệu kỹ thuật
Hồ sơ TK sơ bộ + mặt bằng tổng thể 1/500
6: Tiến hành các thủ tục xin hỗ trợ giá điện, thực hiện dự án CDM
7: Lập Dự án đầu tư xây dựng công trình
Xin thoả thuận cấp điện, nước, thoát nước, môi trường, PCCC…
Khảo sát địa hình, địa chất công trình
Khảo sát đường dây và trạm biến áp
Lựa chọn thiết bị, Qui mô công suất
Đề cương TKCS (có các văn bản, bản vẽ kèm theo)
Quyết Định phê duyệt TKCS
Lập thuyết minh dự án
Thẩm định dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió
Phê duyệt dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió
Cấp giấy chứng nhận đầu tư xây dựng nhà máy điện gió
8:Bổ sung qui hoạch sử dụng đất và giao đất
Lập hồ sơ xin giao, thuê đất o Công văn giới thiệu địa điểm o Đơn xin giao đất
Quyết định phê duyệt dự án đầu tư XDCT
Nộp hồ sơ xin giao thuê đất cho sở tài nguyên MT NĐ
Thẩm tra hồ sơ xin giao, thuê đất
Cắm mốc giới lô đất
Lập hồ sơ trích lục bản đồ
Quyết định giao thuê đất
9: Bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối
Lập hồ sơ xin bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối
Công văn giới thiệu địa điểm
Đơn xin bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối
Quyết định phê duyệt dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện gió
Nộp hồ sơ xin bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối cho điện lực tỉnh
Thẩm tra hồ sơ xin bổ sung qui hoạch điện lực và điểm đấu nối
Xác định vị trí đấu nối
Lập hồ sơ trích lục sơ đồ tuyến
Quyết định giao điểm đấu nối
10: Giai đoạn TKKT và BVTC
Tổ chức đấu thầu chọn TVTK
Hồ sơ thiết kế KT
Tờ trình xin phê duyệt TKKT gửi đơn vị chủ quản ĐT
Quyết định phê duyệt TKKT
Hồ sơ bản vẽ thi công
Dự toán chi tiết và tổng dự toán
Đơn cấp phép xây dựng
Giấy tờ liên quan về quyền sử dụng đất
Bản vẽ thiết kế xây dựng công trình
Vị trí lô đất, loại cấp công trình, cốt xây dựng công trình, chỉ giới xây dựng, các tuyến điện, cấp – thoát nước ngoài nhà,…
Các văn bản thoả thuận (PCCC, điện, nước, môi trường)
V.3.3 Cung cấp thiết bị và giá thiết bị
Việt Nam đang hướng tới phát triển điện gió, nhưng hiện tại chưa thể nội địa hóa sản xuất tuabin gió do yêu cầu công nghệ cao Trong khi đó, tháp gió đã có cơ sở chế tạo ở miền Nam với vốn đầu tư và công nghệ nước ngoài, chủ yếu phục vụ xuất khẩu Một số nhà đầu tư trong nước đang nỗ lực để sản xuất tháp gió đạt tiêu chuẩn quốc tế, nhằm cung cấp cho thị trường nội địa và xuất khẩu.
Hiện tại và trong tương lai gần, để phát triển các dự án điện gió, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu thiết bị chính như tuabin và tháp gió, chiếm 70-80% tổng mức đầu tư, với giá trung bình khoảng 1750 USD/kW cho thiết bị nhập từ châu Âu Việc kiểm soát và giảm chi phí này sẽ giúp giảm giá thành điện gió, từ đó giảm mức hỗ trợ từ ngân sách nhà nước Tuy giá thành điện gió hiện nay vẫn cao, việc phát triển lĩnh vực này cần sự hỗ trợ mạnh mẽ từ nhà nước, vì chưa có quốc gia nào thành công trong phát triển điện gió mà không có cơ chế hỗ trợ Do đó, để nhận hỗ trợ giá từ nhà nước, Việt Nam cần có các quy định rõ ràng về cung cấp và giá thiết bị tuabin và tháp gió.
Về cung cấp thiết bị:
Việt Nam hiện chưa phát triển công nghiệp điện gió và chưa có tiêu chuẩn cũng như quy định về thiết bị và công nghệ liên quan Sự phát triển của điện gió chủ yếu phụ thuộc vào mức trợ giá, mà mức này lại dựa vào suất đầu tư và loại công nghệ Để các công trình điện gió được tài trợ đảm bảo an toàn, ổn định và chất lượng, cần áp dụng các tiêu chuẩn mẫu mực từ các quốc gia có nền công nghiệp gió phát triển hoặc các quy định của các tổ chức uy tín quốc tế Do đó, các tuabin gió nhập khẩu vào Việt Nam cần có đầy đủ giấy tờ và chứng chỉ từ các chương trình quốc tế chuyên về năng lượng gió Việc chứng nhận độc lập từ bên thứ ba đã chứng minh vai trò quan trọng trong việc giảm thiểu lỗi thiết kế và tăng cường sự tin tưởng cho các bên liên quan từ sản xuất đến tài chính.
Các chương trình chứng nhận của DNV và Đan Mạch dựa trên hệ thống WT IEC 01, trong khi chương trình của Hà Lan dựa trên NVN 11.400-0 Hệ thống WT IEC 01 được mô tả trong tiêu chuẩn IEC nhằm thử nghiệm và chứng nhận sự phù hợp của tuabin gió thông qua các mô-đun Mỗi mô-đun đều đi kèm với một tuyên bố hoặc giấy chứng nhận rõ ràng.
Một trong những mối bận tâm lớn của các nhà ra quyết định trong lĩnh vực điện gió hiện nay là làm sao để có được các công trình điện gió hiện đại với mức giá hợp lý và thực chất Để giải quyết vấn đề này, cần phải nắm rõ suất vốn đầu tư, bao gồm giá tuabin gió nhập khẩu, xuất xứ thiết bị và các điều kiện đi kèm Tuy nhiên, việc này không đơn giản do giá cả liên tục biến động, bao gồm cả lạm phát Để trả lời câu hỏi này, có hai đề xuất chính: đầu tiên, có thể tổ chức đấu thầu phát triển các dự án điện gió theo mục tiêu của Chính phủ hàng năm, như đã được nêu trong chiến lược phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam đến năm 2015 với tầm nhìn đến 2025.
Các nhà đầu tư sẽ tiến hành đăng ký để tham gia vào việc đấu thầu mức trợ giá và lợi nhuận hợp lý, theo các tính toán và đề xuất đã được trình bày trong Phần III.
Bộ Công Thương, đại diện cho Chính phủ, sẽ xem xét và đánh giá các dự án theo quy định cụ thể Chỉ những dự án đáp ứng đủ tiêu chí và đăng ký với mức giá không vượt quá mức trần hỗ trợ mới được phê duyệt Quá trình xem xét sẽ được thực hiện theo thứ tự ưu tiên từ các đề xuất xin trợ cấp thấp đến cao, cho đến khi đạt được mục tiêu phát triển điện gió trong năm 2011 Các năm tiếp theo sẽ áp dụng quy trình tương tự, có thể điều chỉnh dựa trên mục tiêu công suất (MW), suất đầu tư và giá bán.
CO2, giá NL thế giới và Việt Nam)
Trong những năm đầu phát triển điện gió tại Việt Nam, việc lựa chọn thiết bị cần chú trọng đến nguồn gốc xuất xứ, đặc biệt là các dự án nhập khẩu tuabin gió và cột gió từ các hãng nổi tiếng có thị phần lớn trên toàn cầu Tiêu chuẩn công nghệ áp dụng phải tuân thủ theo tiêu chuẩn IEC Đồng thời, việc thiết lập mức trần lợi nhuận hợp lý sẽ khuyến khích các nhà đầu tư lựa chọn công nghệ hiện đại, hiệu suất cao và độ bền tốt thay vì các giải pháp rẻ tiền, lạc hậu và kém bền.
Khi áp dụng trường hợp này, không cần thiết phải thực hiện đấu thầu thiết bị do đã tham gia đấu thầu mức hỗ trợ.
- Áp dụng hình thức đấu thầu theo các văn bản pháp luật hiện hành về mua sắm thiết bị theo nguồn vốn, mức vốn…
Kiến nghị: Áp dụng lựa chọn 1
Trước khi vận hành, nhà máy điện gió cần được kết nối với hệ thống điện để đảm bảo nguồn năng lượng gió được tiếp cận lưới điện Việc phát triển năng lượng gió tại Việt Nam không nên bị cản trở bởi sự từ chối đấu nối, và các nhà điều hành hệ thống điện cần mở rộng và củng cố lưới điện nếu cần thiết để truyền tải toàn bộ công suất từ các nhà máy điện gió Tuy nhiên, việc đấu nối hệ thống sẽ phát sinh chi phí, do đó cần xem xét kỹ lưỡng các chi phí liên quan đến đấu nối này.
Chi phí để đấu nối các nhà máy phong điện với hệ thống,
Tăng cường các lưới điện nếu khả năng của mạng lưới địa phương không đủ để đáp ứng các nguồn mới.
Kiến nghị về đấu nối
Nhà máy điện gió sẽ được cam kết đấu nối tại một điểm thích hợp về điện áp và gần khu vực nhà máy điện gió;
