Luận văn Đánh giá hiệu quả dự án đầu tư xây dựng công trình Phong điện

2.00 2.2.3 Chi phí vận chuyển, lưu kho, bảo quản 830.11 III Chi phí khác 58,681.53 Chi phí quản lý chung dự án 20,171.36 Khảo sát địa chất 714.94 Đền bù giải phóng mặt bằng 14,080.00 Tổ chức thực hiện giải phóng mặt bằng 692.61 Mua số liệu gió 60.00 Báo cáo dự án đầu tư 2,521.02 Thiết kế kỹ thuật 1,731.71 Thẩm tra thiết kế kỹ thuật 34.57 Thẩm tra dự toán, tổng dự toán 20.80 Lựa chọn nhà thầu thi công 29.82 Lựa chọn nhà thầu cung cấp tua bin 517.64 Giám sát thi công xây dựng 992.11 Giám sát thi công lắp đặt tua bin 1,921.73 Bảo hiểm công trình 13,984.54 Chuẩn bị sản xuất 165.00 Nghiệm thu, khánh thành 692.61 Kiểm toán 351.07 Thẩm định dự án và cấp phép XD 49.18 Tổng 775,964.18 Nguồn: Báo cáo dự án và Tổng hợp của tác giả 1.1.2 Chi phí vận hành và bảo dưỡng (O&M) Chi phí M&O gồm có: lương, chi phí quản lý, chi phí bảo dưỡng tua bin, chi phí bảo dưỡng các công trình khác, bảo hiểm trong quá trình hoạt động. Tổng chi phí O&M trong suốt thời gian dự án là 261.721,23 triệu đồng. Bảng 4.2: Bảng tổng hợp chi phí O&M qua các năm (Đơn vị: Triệu đ) Năm Năm vận hàn h Lương Chi phí quản lý Chi phí bảo dưỡng tua bin Chi phí bảo dưỡng các công trình khác Bảo hiểm trong quá trình hoạt động Chi phí O&M 2007 0 823.96 0.00 0.00 0.00 0.00 823.96 2008 0 848.68 0.00 0.00 0.00 0.00 848.68 2009 1 874.14 1,034.98 0.00 0.00 2,151.85 4,060.96 2010 2 900.36 1,034.98 0.00 0.00 2,151.85 4,087.18 2011 3 927.37 1,034.98 0.00 0.00 2,151.85 4,114.20 2012 4 955.19 1,034.98 0.00 0.00 2,151.85 4,142.02 2013 5 983.85 1,034.98 0.00 0.00 2,151.85 4,170.67 2014 6 1,013.36 1,034.98 6,410.95 0.00 2,151.85 10,611.14 2015 7 1,043.76 1,034.98 6,410.95 0.00 2,151.85 10,641.54 2016 8 1,075.08 1,034.98 6,410.95 0.00 2,151.85 10,672.85 2017 9 1,107.33 1,034.98 6,410.95 0.00 2,151.85 10,705.10 2018 10 1,140.55 1,034.98 6,410.95 0.00 2,151.85 10,738.32 2019 11 1,174.76 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,236.54 2020 12 1,210.01 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,271.78 2021 13 1,246.31 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,308.08 2022 14 1,283.70 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,345.47 2023 15 1,322.21 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,383.98 2024 16 1,361.87 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,423.65 2025 17 1,420.73 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,482.50 2026 18 1,444.81 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,506.59 2027 19 1,488.16 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,549.93 2028 20 1,532.80 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,594.58 2029 21 1,578.79 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,640.56 2030 22 1,626.15 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,687.92 2031 23 1,674.93 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,736.71 2032 24 1,725.18 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,786.96 2033 25 1,776.94 622.82 6,410.95 876.16 2,151.85 11,838.71 Nguồn: Số liệu tổng hợp 1.1.3 Tổng hợp các chi phí qua từng năm Do thời gian khấu hao của dự án là 13 năm nên chi phí thiết bị được tính khấu hao đều vào 13 năm đầu kể từ khi tua bin bắt đầu hoạt động vào năm 2009. Các chi phí xây dựng và chi phí khác sẽ được chia đều cho 2 năm từ 2007-2009 là thời gian tiến hành đầu tư xây dựng giai đoạn 1. Bảng 4.3: Bảng tổng hợp chi phí của dự án nền (đơn vị: Triệu đồng) Năm Năm vận hành Chi phí xây dựng và Chi phí khác Chi phí thiết bị Chi phí O&M Tổng chi phí từng năm 2007 67,434.72 823.96 27,797.84 2008 67,434.72 848.68 27,822.56 2009 1 49,314.98 4,060.96 80,349.83 2010 2 49,314.98 4,087.18 80,376.05 2011 3 49,314.98 4,114.20 80,403.06 2012 4 49,314.98 4,142.02 53,457.00 2013 5 49,314.98 4,170.67 53,485.65 2014 6 49,314.98 10,611.14 59,926.12 2015 7 49,314.98 10,641.54 59,956.52 2016 8 49,314.98 10,672.85 59,987.83 2017 9 49,314.98 10,705.10 60,020.08 2018 10 49,314.98 10,738.32 60,053.30 2019 11 49,314.98 11,236.54 60,551.52 2020 12 49,314.98 11,271.78 60,586.76 2021 13 49,314.98 11,308.08 60,623.06 2022 14 11,345.47 11,345.47 2023 15 11,383.98 11,383.98 2024 16 11,423.65 11,423.65 2025 17 11,482.50 11,482.50 2026 18 11,506.59 11,506.59 2027 19 11,549.93 11,549.93 2028 20 11,594.58 11,594.58 2029 21 11,640.56 11,640.56 2030 22 11,687.92 11,687.92 2031 23 11,736.71 11,736.71 2032 24 11,786.96 11,786.96 2033 25 11,838.71 11,838.71 Nguồn: Tính toán của tác giả Tổng chi phí cho toàn bộ quá trình dự án (chưa tính chiết khấu) là 1037.24 tỉ đồng, trong đó chi phí đầu tư ban đầu chiếm 74.81% tổng chi phí. 1.2 Xác định lợi ích  Doanh thu của dự án nền có được từ doanh thu bán điện cho EVN thông qua việc đấu nối với hệ thống điện quốc gia nên tính toán doanh thu của dự án phụ thuộc rất lớn vào giá bán điện mà chủ đầu tư thỏa thuận với EVN. Kể từ ngày 01/03/2009, giá bán lẻ điện sinh hoạt bình quân của EVN là 948.5 VND/kWh, tăng 8.92% so với giá bán điện trước đây. Giá bán buôn điện sinh hoạt nông thôn được chia thành 7 bậc với mức thấp nhất là 420 đ/kWh và mức cao nhất là 1.345 đ/kWh. Giá bán buôn điện sử dụng cho mục đích khác là 865 đ/kWh. Tuy nhiên, giá bán buôn điện bình quân do Công ty mua bán điện (EPTC) bán cho các Công ty điện lực tại các điểm giao nhận vẫn chỉ là 706,96 đ/kWh. Như vậy, trong phạm vi đề tài, giả định EVN chấp nhận mua điện từ dự án Phong điện 1- Bình Thuận với giá là 700 đ/kWh (0.041 US/kWh). Sản lượng điện hàng năm của dự án từ 20 tuabin công suất 1,5 MW theo phần mềm WasP là 92000 MWh. Do đó, doanh thu từ bán điện hàng năm của dự án là: 92000.000kWh * 700 đ/kWh = 64.400.000.000 đ = 64.4 tỷ đ Tổng doanh thu từ bán điện hàng năm trong suốt 25 năm tua bin gió vận hành là 1610 tỷ đồng.  Ngoài doanh thu từ điện, giá trị còn lại của thiết bị sau thời gian dự án là 20% giá tổng tài sản nên coi như vào năm vận hành cuối cùng (năm 2033), dự án coi như được hưởng thêm lợi ích từ tài sản còn lại này: 0.2 * 641,094.74 (chi phí thiết bị)= 128,218.95 triệu đồng. 1.3 Tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án nền Bảng tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án nền được trình bày trong Phụ lục 1. Hình 4.3: Lợi ích ròng hàng năm của dự án nền (đã tính chiết khấu) Nguồn: Tính toán của tác giả Lợi ích ròng hàng năm của dự án (đã tính chiết khấu) mang giá trị âm trong thời gian 2 năm đầu tư xây dựng ban đầu (2007-2008) nhưng đã đạt giá trị dương -80,000 -60,000 -40,000 -20,000 0 20,000 40,000 20 09 20 11 20 13 20 15 20 17 20 21 20 23 20 25 20 27 20 29 20 31 20 33 Triệu VND 20 07 20 19 ngay năm đầu đi vào vận hành (năm 2009). Lợi ích ròng hàng năm của dự án nhìn chung tăng dần và đạt giá trị cao vào năm 2022, tức sau 13 năm tính khấu hao tài sản cố định (thiết bị). Hình 4.4: Giá trị tích luỹ của dự án nền theo thời gian Nguồn: Tính toán của tác giả Theo đồ thị trên, giá trị tích luỹ của dự án ban đầu mang giá trị âm và tăng dần cho đến khi đạt giá dương vào năm 2027 tức sau 20 năm kể từ khi bắt đầu tiến hành dự án. Như vậy, thời gian hoàn vốn của dự án là tương đối dài, trong khoảng từ 19 đến 20 năm. 1.4 Các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án nền Căn cứ vào bảng tổng hợp tại Phụ lục 1, xét năm 2007 là năm 0, theo tỷ lệ chiết khấu trong đề tài là 8%/năm, ta tính toán được các chỉ tiêu của dự án như sau: Bảng 4.4: Bảng tổng hợp các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án nền NPV 77.371.570.000VND IRR 11,39% BCR 1,13 lần PB 19 năm 8 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả Như vậy, NPV của dự án nền là 77,37 tỉ đồng > 0 và IRR là 11,39% > 8%, BCR là 1,13 lần >1, thời gian hoàn vốn là 19 năm 8 tháng chứng tỏ dự án nền đạt hiệu quả kinh tế và có khả năng thực hiện được. Dù không có tiền bán CERs và các lợi ích khác từ CDM, lợi ích từ tiền bán điện cũng đủ để bù đắp chi phí sản xuất -150,000 -100,000 -50,000 0 50,000 100,000 20 09 20 11 20 13 20 15 20 17 20 19 20 21 20 23 20 25 20 27 20 29 20 31 20 33 Triệu VND 20 07 điện gió và đem lại lợi nhuận cho doanh nghiệp. Tuy nhiên, các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án nền tương đối thấp, chưa đủ sức hấp dẫn các nhà đầu tư nếu đem so sánh với các dự án năng lượng khác. 1.5 Tính toán giá thành điện năng Theo công thức tính giá thành điện năng: Trong đó: C0: Chi phí đầu tư ban đầu Ct: Chi phí vận hành bảo dưỡng hàng năm AEPt: Sản lượng điện hàng năm. r: Tỉ lệ chiết khấu n: Đời sống dự án (n = 25) Như vậy, áp dụng công thức này vào dự án nền với r = 8%, ta có được kết quả giá điện là 587,02 đồng/1kWh. Mức giá này tương đối thấp hơn so với các kết quả tính toán trước đây về giá thành điện gió do đây là dự án qui mô lớn, sản lượng điện cao làm giảm chi phí trung bình đầu tư cho 1 kW điện. Đồng thời, theo báo cáo nghiên cứu của GWEC, vận tốc gió tại vị trí dự án càng cao, giá thành điện gió càng giảm, đặc biệt tại những vị trí có vận tốc gió từ 7m/s trở nên mà Dự án Phong điện 1 Bình Thuận có vận tốc gió trung bình là 6-7m/s. Hơn nữa, giá thành này chưa tính tới các chi phí cơ hội và chi phí môi trường của dự án. II. XÁC ĐỊNH CHI PHÍ VÀ LỢI ÍCH CỦA DỰ ÁN KHI BÁN ĐƯỢC CERs 2.1 Xác định chi phí So với dự án nền, dự án CDM phải chịu thêm chi phí CDM gồm có chi phí đăng ký dự án CDM, chi phí chuẩn bị PDD, chi phí phê chuẩn, chi phí thẩm định và chứng nhận. Theo qui định mới nhất của UNFCC (EB 36, Phụ lục 21), phí đăng ký CDM dựa trên lượng giảm GHGs tính toán được từ dự án trong suốt thời gian hoạt động của dự án. Cụ thể, các chủ đầu tư dự án CDM sẽ phải chi trả phí đăng ký CDM tùy thuộc vào số lượng CERs được phát hành hàng năm từ dự án theo cách tính sau: Số lượng CERs Phí đăng ký 15000 CERs đầu tiên trong năm 0.1USD/1 CER          n t t n t t i AEPt i CtCo Zg 1 1 )1( 1 )1( 1)( Lượng CERs ngoài 15000 CERS đầu tiên 0.2USD/1 CER Hình 4.2: Quy định đăng ký CERs cho dự án CDM Nguồn: www.cdm.unfccc.int Tuy nhiên, cũng theo CDMRulebook, phí đăng ký dự án CDM tối đa là 350.000USD (EB 36, phụ lục 21). Đối với các dự án CDM đăng ký không thành công, nếu phí đăng ký vượt quá 30.000USD trở nên thì sẽ được hoàn trả. Đối với các quốc gia kém phát triển nhất (LDCs) sẽ được miễn trừ chi phí đăng ký CDM. Trong phạm vi dự án Phong điện 1-Bình Thuận, tổng lượng giảm phát thải GHGs hàng năm là 57.129,52 tấn CO2 tương đương với 57.129 CERs. Trong thời gian vận hành tua bin gió 25 năm, tổng lượng CERs được phát hành là 57129*25 CERs. Như vậy, tổng chi phí đăng ký của dự án là: 15000 * 0.1+ (57129 * 25-15000) * 0.2 = 284145 USD Dựa theo một số tài liệu tham khảo về các chi phí CDM cho các dự án đã thực hiện trước đó, ta tổng hợp được bảng chi phí CDM sau: Bảng 4.5: Bảng tổng hợp các chi phí CDM Chi phí chuẩn bị PDD 20.000 USD Chi phí phê chuẩn dự án CDM 10.000 USD Chi phí đăng ký CERs 284.145USD Chi phí thẩm định và chứng nhận 25.000 USD Tổng 339.145 USD (5,765,465,000 VND) Nguồn:Tính toán của tác giả Như vậy, mỗi CER thu được từ dự án sẽ chịu trung bình chi phí CDM là 0.2375USD/1CER. Toàn bộ chi phí CDM này sẽ được tính vào năm 2007 (thời gian tiến hành các thủ tục đăng ký CDM). PCER(USD) 0.1 0.2 15000 CERs 0 2.2 Xác định lợi ích của dự án CDM Lợi ích bổ sung chủ yếu của dự án CDM chính là doanh thu từ tiền bán CERs. Như vậy, nguồn lợi ích bổ sung này phụ thuộc rất lớn vào giá bán CERs trên thị trường. Theo các báo cáo đánh giá phân tích của UNFCC năm 2008, giá CER trung bình được tính là 12USD/1CER. Tại Hệ thống thương mại phát thải châu Âu (EU ETS) thì giá cácbon là khoảng từ 9-17 Euro/1 tấn (tương đương với 12.4- 23.4 USD/tấn) tùy thuộc vào loại dự án và giai đoạn thực hiện dự án.Tuy nhiên, gần đây do ảnh hưởng của khủng hoảng tài chính toàn cầu giá CER nhìn chung đang giảm mạnh. Ngân hàng Deutsche Bank dự báo giá CERs tại EU sẽ giảm xuống 12 Euro trong năm 2009, trước khi tăng lên 25-30 Euro trong thời gian dài. Quỹ Carbon Trust đánh giá giá CERs tại EU là 10 Euro (13.6US), còn Fortis thì đánh giá là 9 Euro (12.23USD). Tất cả các ngân hàng cho rằng giá sẽ thấp hơn 20 Euro vào năm 2009. Thực tế, tại thị trường EU giá CER cũng đã giảm xuống tới mức thấp kỷ lục 9.95 Euro (tương đương 13.4USD) và tăng lên 11,6 Euro (15.66USD) vào ngày 30/01/2009. Do đó, trong phạm vi đề tài, giá CER được chọn theo giá chung của UNFCC là 12USD/1CER. Doanh thu bán CERs hàng năm của dự án (2009-2033) là: 57129 CERs * 12USD = 685548 USD = 11,654,316,000 VND 2.3 Tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án CDM Bảng tổng hợp chi phí và lợi ích hàng năm của dự án khi bán được CERs được trình bày trong Phụ lục 2. Hình 4.5: Lợi ích ròng hàng năm của dự án CDM (đã tính chíêt khấu) Nguồn: Tính toán của tác giả Tương tự như dự án nền, lợi ích ròng hàng năm của dự án (đã tính chiết khấu) mang giá trị âm trong thời gian 2 năm đầu tư xây dựng ban đầu (2007-2008) nhưng đã đạt giá trị dương ngay năm đầu đi vào vận hành (năm 2009). Tuy nhiên, đáng chú ý là lợi ích ròng hàng năm của dự án CDM cao hơn nhiều so với dự án nền và càng về gần cuối thời gian hoạt động của dự án, lợi ích ròng càng cao. Hình 4.6: Giá trị tích luỹ của dự án CDM theo thời gian Nguồn: Tính toán của tác giả Theo đồ thị trên, giá trị tích luỹ của dự án ban đầu mang giá trị âm và tăng dần cho đến khi đạt giá dương vào năm 2020 tức sau 13 năm kể từ khi bắt đầu tiến hành dự án. Như vậy, thời gian hoàn vốn của dự án chiếm một nửa thời gian tiến hành dự án (27 năm), ngắn hơn nhiều so với thời gian hoàn vốn của dự án nền. -80,000 -60,000 -40,000 -20,000 0 20,000 40,000 20 07 20 09 20 11 20 13 20 15 20 17 20 19 20 21 20 23 20 25 20 27 20 29 20 31 20 33 -200,000 -100,000 0 100,000 200,000 20 07 20 09 20 11 20 13 20 15 20 17 20 19 20 21 20 23 20 25 20 27 20 29 20 31 20 33 Triệu VND Triệu VND 2.4 Chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án CDM Căn cứ vào bảng tổng hợp trong Phụ lục 2 và các tham số trong tính toán, ta tính được các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án khi bán được CERs như sau: Bảng 4.6: Bảng tổng hợp các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án CDM NPV 186.797.970.000VND IRR 16,37% BCR 1.32 lần PB 13 năm 8 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả So với dự án nền, các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án khi bán được CER cao hơn rất nhiều. Đáng chú ý là chỉ tiêu NPV của dự án tăng 141% tức gấp 2,41 lần so với dự án nền. IRR của dự án là 16.37% cũng cao hơn so với dự án nền (11,39%). Đối với dự án theo CDM, một đồng vốn của dự án thu được 1.32 đồng lời, cao hơn so với dự án nền (1.13 lần). Thời gian thu hồi vốn của dự án là 13 năm 8 tháng, ngắn hơn rất nhiều so với thời gian thu hồi vốn của dự án nền (19 năm 8 tháng). Tóm lại, khi dự án được công nhận là một dự án CDM thì hiệu quả về kinh tế của dự án nâng lên rõ rệt, có tính cạnh tranh cao hơn và thu hút các nhà đầu tư. Chú ý: Mục đích nghiên cứu của đề tài là phân tích chi phí lợi ích xét trên quan điểm xã hội nên có một số chi phí và lợi ích khác của dự án trên quan điểm doanh nghiệp không được xét đến trong đề tài, gồm có: Chi phí: Ngoài các chi phí kể trên, doanh nghiệp còn phải chịu 10% thuế thu nhập doanh nghiệp theo qui định của nhà nước. Đồng thời, theo Quyết định số 130/2007/QĐ-TTg ngày 2/8/2007 của Thủ tướng Chính phủ về một số cơ chế, chính sách tài chính đối với dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch, doanh nghiệp trong lĩnh vực khai thác, ứng dụng các nguồn năng lượng tái tạo còn phải nộp lệ phí bán CERs với mức thu 1,5% tổng số tiền bán CERs thu được theo hợp đồng đã ký kết cho Quỹ môi trường Việt Nam. Số tiền lệ phí bán CERs phải nộp được xác định như sau: Số tiền lệ phí = Số lượng CERs bán hoặc chuyển về nước x Giá bán CER x 1.5% Lợi ích: Cũng theo Quyết định 130/2007/QĐ-TTg ngày 2/8/2007, doanh nghiệp được hỗ trợ việc xây dựng tài liệu dự án CDM gồm có 20% chi phí xây dựng tài liệu ý tưởng dự án và 30% chi phí xây dựng văn kiện thiết kế dự án (trường hợp đã được hỗ trợ để xây dựng tài liệu ý tưởng dự án thì mức hỗ trợ xây dựng văn kiện thiết kế dự án phải trừ phần kinh phí đã được hỗ trợ cho xây dựng tài liệu ý tưởng dự án). Ngoài ra, chủ dự án CDM cũng nhận được trợ giá từ Quỹ môi trường Việt Nam với mức trợ giá cho một đơn vị sản phẩm được xác định như sau: Mức trợ giá 1 đơn vị sản phẩm = Chi phí thực tế sản xuất 1 đơn vị sản phẩm + Mức lợi nhuận kế hoạch/1 đơn vị sản phẩm – Giá bán thực tế của sản phẩm Số tiền trợ giá được cấp theo từng năm sản xuất theo cách tính cụ thể là: Tổng số tiền trợ giá = Mức trợ giá/1 đơn vị sản phẩm x Số lượng sản phẩm Trong quá trình thực hiện dự án CDM, doanh nghiệp còn được ưu đãi miễn giảm thuế đất hay tiền thuê đất . III. PHÂN TÍCH ĐỘ NHẬY CỦA DỰ ÁN Phân tích độ nhạy của dự án được thực hiện nhằm đánh giá rủi ro đối với các nhà đầu tư xảy ra khi thực hiện dự án theo các phương án sau:  Giá bán điện thay đổi  Tỷ lệ chiết khấu thay đổi  Sản lượng điện thay đổi (hiệu suất phát điện của nhà máy)  Giá bán CERs thay đổi 3.1 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi giá bán điện Các nhà đầu tư phải đối mặt với sự thay đổi của giá bán điện. Thực tế, Việt Nam có một hệ thống lưới điện duy nhất do EVN độc quyền nên giá bán điện hòa lưới điện quốc gia của dự án sẽ phụ thuộc vào thỏa thuận giữa EVN và chủ đầu tư. Bảng 4.7: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án với sự thay đổi giá bán điện Giá bán điện 600VND/KWh 700VND/KWh 800VND/KWh NPV (triệu đồng) 95,864.69 186,797.97 277,731.25 IRR 12,13% 16,37% 20,89% BCR 1.16 lần 1.32 lần 1.48 lần PB 18 năm 10 tháng 13 năm 8 tháng 7 năm 7 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả Hình 4.7: Phân tích độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi giá bán điện Theo kết quả trên, sự thay đổi giá bán điện có tác động lớn tới NPV của dự án, tới tính khả thi của dự án. Giá bán điện tăng hay giảm 100 đồng/1kWh (tức tăng hay giảm 14.29%) thì NPV của dự án tăng hay giảm tới 49%. Như vậy, khi giá bán điện tăng giảm 1% thì NPV của dự án tăng hay giảm 3.43%. Sự dao động của NPV theo giá bán điện là rất lớn nên sự thay đổi giá bán điện là nguy cơ rủi ro cao. Tuy nhiên, trong trường hợp bất lợi nhất là giá bán điện 600 VND/ kWh thì các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án vẫn đảm bảo dự án khả thi. Hiện nay ngành điện đang trong lộ trình tăng giá bán điện nên đây cũng là cơ hội tăng thêm doanh thu và tăng tính khả thi của dự án. 3.2 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi của giá bán CER Doanh thu bổ sung của dự án CDM phụ thuộc vào doanh thu bán CERs và do đó cũng phụ thuộc vào giá bán CER. Giá CER cũng biến động tùy thuộc vào cung cầu trên thị trường, tùy thuộc vào khu vực địa lý. Trong thời gian qua, khủng hoảng tài chính khiến giá CERs đang sụt giảm nhưng cũng theo nhiều nhà phân tích, giá cả CERs sẽ tăng trở lại vào cuối năm 2009. Chọn mức giá dao động hiện nay trong khoảng 8-16USD/1 CER. 277,731.25 186,797.97 95,864.69 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 600 700 800 Giá bán điện (VND/kWh) NPV (triệu đồng) Bảng 4.8: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án với sự thay đổi giá bán CERs Giá bán CER 8USD/CER 12USD/CER 16USD/CER NPV (triệu đồng) 148400.68 186797.97 225195.26 IRR 14.54% 16.37% 18.25% BCR 1.25 lần 1.32 lần 1.39 lần PB 15 năm 8 tháng 13 năm 8 tháng 9 năm 3 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả Hình 4.8: Độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi giá bán CERs Theo kết quả trên, ta thấy rằng giá bán CER ít tác động tới giá trị NPV của dự án. Khi giá bán CER tăng hay giảm 4USD (tức giảm 33.33%) thì NPV tăng hay giảm 21% so với giá trị NPV tại mức 12USD. Như vậy, khi giá bán CER tăng hay giảm 1% thì NPV của dự án tăng hay giảm 0.64%. Tuy sự dao động của NPV theo giá bán CER là không lớn nhưng cũng có ảnh hưởng nhất định tới hiệu quả kinh tế của dự án. 3.3 Phân tích độ nhậy với sự thay đổi của tỷ lệ chiết khấu Tỷ lệ chiết khấu là một yếu tố rủi ro thường được xem xét trong các dự án đầu tư. Tỷ lệ chiết khấu biến động tùy thuộc vào thị trường, tỉ lệ lãi suất cho vay của các ngân hàng, khủng hoảng tài chính. Trong thời gian qua, khủng hoảng tài chính khiến lãi suất ngân hàng biến động mạnh và gây tâm lí lo ngại cho các nhà đầu tư. Bảng 4.9: Kết quả phân tích độ nhạy của dự án 225195.26 148400.68 186797.97 0 50000 100000 150000 200000 250000 8 12 16 Giá bán CER (USD/CER) NPV (Triệu đồng) với sự thay đổi tỷ lệ chiết khấu Tỷ lệ chiết khấu 6% 8% 10% NPV (triệu đồng) 288351.67 186797.97 116286.22 IRR 16.37% 16.37% 16.37% BCR 1.44 lần 1.32 lần 1.22 lần PB 11 năm 10 tháng 13 năm 8 tháng 10 năm 6 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả Hình 4.9: Độ nhạy NPV của dự án với sự thay đổi tỷ lệ chiết khấu Theo kết quả phân tích trên, ta thấy rằng tỉ lệ chiết khấu cũng có tác động đáng kể tới các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế dự án. Trong đó, thời gian hoàn vốn không có sự khác biệt đáng kể khi tăng hay giảm tỉ lệ chiết khấu nhưng giá trị NPV thì bị tác động rất lớn. Khi tỉ lệ chiết khấu giảm từ 8% xuống 6% tức giảm 25% thì giá trị NPV của dự án tăng tới 54% và khi tỉ lệ chiết khấu tăng từ 8% tới 10% thì giá trị NPV của dự án giảm 38%. Tỷ lệ chiết khấu càng thấp thì hiệu quả kinh tế của dự án càng cao. 3.4 Phân tích độ nhạy với sự thay đổi sản lượng điện phát Sản lượng điện là sản phẩm trực tiếp của dự án và thay đổi tăng hay giảm do sai số trong tính toán hiệu suất điện năng ban đầu hoặc do diễn biến bất thường của thời tiết. Đây cũng là một yếu tố rủi ro khó kiểm soát. Bảng 4.10: Kết quả phân tích độ nhạy với sự thay đổi sản lượng điện phát 186797.97 116286.22 288351.67 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000 6%/năm 8%/năm 10%/năm Tỉ lệ chiết khấu NPV (Triệu đồng) Sản lượng điện 82000 MW 92000 MW 102000 MW NPV (triệu đồng) 117610 186798 255986 IRR 13% 16% 20% BCR 1.20 lần 1.32 lần 1.44 lần PB 16 năm 3 tháng 13 năm 8 tháng 8 năm 9 tháng Nguồn: Tính toán của tác giả Hình 4.10: Độ nhạy của NPV với sự thay đổi sản lượng điện phát Theo kết quả trên, sản lượng điện phát cũng tác động rất lớn tới các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế của dự án. Khi sản lượng điện tăng giảm 1000 MW tăng giảm 1.1% thì NPV cùa dự án tăng hay giảm 37%. Như vậy, sản lượng điện năng của dự án là một yếu tố rủi ro tác động lớn tới hiệu quả kinh tế của dự án nên cần tính toán chính xác và cẩn thận sản lượng điện thực tế của dự án theo hiệu suất các tua bin theo mùa, theo điều kiện thời tiết tốt và xấu. IV. HIỆU QUẢ VỀ MÔI TRƯỜNG VÀ XÃ HỘI Trong quá trình phân tích chi phí lợi ích theo quan điểm xã hội, nhiều lợi ích và chi phí của dự án không thể lượng hóa được và phải sử dụng phương pháp liệt kê, phân tích định tính. Các chi phí không lượng hóa được chính là những tác động môi trường tiêu cực đã được phân tích và trình bày ở chương trước. Để lượng hoá các chi phí môi trường này, chúng ta có thể sử dụng phương pháp đánh giá ngẫu nhiên CVM thông qua hỏi mức bằng lòng chấp nhận (WTA) của người dân. Các lợi ích không lượng hóa được của dự án là những hiệu quả về mặt môi trường và xã hội, góp phần vào phát triển bền vững mà dự án đem lại. Các lợi ích này có thể lượng 255986 186798 117610 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 82000 92000 102000 Sản lượng điện (MW) NPV (triệu đồng) hoá bằng chi phí thay thế của nhiệt điện than hoặc diesel hoặc mức bằng lòng chi trả của người tiêu dùng (WTP) qua phương pháp CVM. 4.1 Hiệu quả về môi trường Điên gió là loại năng lượng sạch, không làm ô nhiễm không khí và nước khi sản xuất điện năng, nhờ đó làm giảm đáng kể lượng khí CO2 thải ra môi trường trong công nghiệp sản xuất điện. Các tua bin gió không tạo ra mưa axít do khí thải SO2 hay các GHGs. Theo tính toán trong đề tài, khi dự án đi vào hoạt động hàng năm sẽ góp phần giảm phát thải 57.129.520 kgCO2, góp phần vào nỗ lực chung của cộng đồng quốc tế trong việc ứng phó với biến đổi khí hậu. Nếu tính tới tất cả các chi phí môi trường vào các nguồn năng lượng thì năng lượng gió được coi là một trong những nguồn năng lượng rẻ tiền so với các nguồn năng lượng truyền thống khác. 4.2 Hiệu quả về xã hội 4.2.1 Đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải Theo báo cáo của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam về tình hình tiêu thụ điện của nền kinh tế quốc dân trong giai đoạn gần đây cho thấy mức độ tăng trưởng phụ tải của hệ thống cao hơn rất nhiều so với mức dự kiến. Để đảm bảo hệ thống vận hành an toàn và ổn định, mỗi năm của giai đoạn cần bổ sung thêm một lượng công suất khá lớn. Vì vậy, việc bổ sung nguồn điện cho hệ thống điện ngày càng trở nên cấp thiết. Với công suất 92000 MW điện hàng năm, dự án sẽ đáp ứng một phần nhu cầu tăng trưởng phụ tải điện của hệ thống điện Việt Nam trong giai đoạn từ năm 2009 trở đi, góp phần ổn định việc cung cấp điện cho nền kinh tế. 4.2.2 Đa dạng hoá nguồn cung cấp điện Hiện nay, nguồn điện năng trong nước phụ thuộc rất lớn vào thủy điện và nhiệt điện. Tuy nhiên, như các nguồn nhiên liệu hoá thạch khác, sản lượng khai thác than và khí đốt của Việt Nam ngày càng suy giảm và có nguy cơ cạn kiệt trong tương lai gần. Điện năng từ các nhà máy thuỷ điện không ổn định và gây tình trạng thiếu điện kéo dài vào mùa khô, ảnh hưởng rất lớn tới sinh hoạt và sản xuất của người dân. Ngành điện đang đứng trước sức ép rất lớn từ nhu cầu điện ngày càng tăng cao và có kế hoạch xây dựng nhà máy điện hạt nhân nhưng vấp phải sự lo ngại của người dân về những sự cố rò rỉ phóng xạ. Như vậy, với ưu điểm tận dụng được năng lượng gió vô tận từ tự nhiên, phong điện sẽ góp phần đa dạng hoá cơ cấu nguồn điện, giảm thiểu rủi ro an ninh năng lượng quốc gia. 4.2.3 Phát triển kinh tế vùng và tạo công ăn việc làm cho người lao động Tại tỉnh Bình Thuận, dự án phong điện 1 giúp tăng giá trị sản xuất công nghiệp của địa phương và góp phần thu ngân sách, nhất là các khoản thu thuế về giá trị gia tăng, thuế thu nhập doanh nghiệp. Đồng thời, dự án giúp tạo ra công ăn việc làm cho cộng đồng dân cư địa phương khi nhà đầu tư trực tiếp tuyển dụng các lao động địa phương vào làm việc cho dự án hoặc có thể thông qua hình thức gián tiếp từ những việc làm và dịch vụ ăn theo dự án. Dự án cũng kích thích sự phát triển kinh tế vùng của tỉnh Bình Thuận và làm bàn đạp cho các chương trình phát triển kinh tế xã hội của tỉnh. 4.2.4 Phát triển du lịch và góp phần quảng bá hình ảnh địa phương Với lợi thế về điều kiện tự nhiên, vị trí ven biển thuận lợi, Bình Thuận định hướng phát triển du lịch, ngành công nghiệp không khói. Dự án phong điện sẽ góp phần giảm ô nhiễm môi trường, thông qua đó gián tiếp hỗ trợ phát triển du lịch địa phương. Ngoài ra, hình ảnh những tua bin gió thường gợi cảm giác thanh bình và hài hòa với thiên nhiên. Dự án điện gió sẽ quảng bá hình ảnh tỉnh Bình Thuận thân thiện với môi trường, thu hút các du khách trong và ngoài nước. 4.2.5 Hỗ trợ chuyển dịch cơ cấu kinh tế tại Bình Thuận Việc sản xuất điện gió có thể thân thiện với các hoạt động nông nghiệp. Như vậy vừa góp phần chuyển dịch cơ cấu kinh tế từ giảm dần tỷ trọng nông - lâm – ngư sang công nghiệp – thương mại - dịch vụ nhưng lại vẫn bảo đảm các yếu tố để nông nghiệp phát triển bền vững. Hơn nữa, dự án điện gió sử dụng công nghệ hiện đại, hoạt động quản lí được tự động hoá. Điều đó sẽ có tác động đến việc cải thiện trình độ công nghệ ngành công nghiệp ở Bình Thuận. Kết luận: Dự án Phong điện 1- Bình Thuận là dự án hoàn toàn có tính khả thi, hiệu quả về mặt kinh tế, xã hội, môi trường, góp phần vào phát triển bền vững của địa phương và đất nước. Theo tính toán, địa điểm dự kiến xây dựng dự án rất thuận lợi và phù hợp cho việc xây dựng, khai thác và vận hành các tua bin điện gió mà không ảnh hưởng tiêu cực tới đời sống người dân xung quanh. Dự án cũng phù hợp với Qui hoạch chiến lược quốc gia về phát triển điện lực và với kế hoạch phát triển của tỉnh Bình Thuận. Ngày 17/7/2008, UBND tỉnh đã ban hành kế hoạch số 3451/KH-UBND. Theo kế hoạch này chỉ tiêu phát triển dự án nguồn năng lượng được xác định đến năm 2020, Bình Thuận góp 10.000 MW điện, trong đó, điện gió là 1.000 MW. CHƯƠNG V: KIẾN NGHỊ I. KIẾN NGHỊ ĐỐI VỚI DỰ ÁN PHONG ĐIỆN 1- BÌNH THUẬN Trong quá trình thực hiện đề tài, tôi có một số kiến nghị sau đối với chủ đầu tư dự án Phong điện 1 – Bình Thuận: 1.1 Hỗ trợ đời sống cộng đồng dân cư địa phương Do dự án sử dụng một diện tích lớn đất nông nghiệp của dân địa phương nên đời sống của một số hộ dân sống xung quanh bị ảnh hưởng. Hiện tại, khoản chi phí đền bù giải phóng mặt bằng đã được tính toán rõ ràng trong báo cáo dự án nhưng các vấn đề xã hội phát sinh liên quan đến giải phóng mặt bằng chưa được đề cập tới. Sau khi nhận tiền đền bù, người dân sẽ gặp khó khăn trong việc đầu tư sử dụng khoản tiền đền bù đó sao cho hợp lý và có một sinh kế ổn định. Do đó, trách nhiệm xã hội của chủ dự án là cần hỗ trợ, kết hợp với chính quyền địa phương giải quyết công ăn việc làm cho người dân thỏa đáng. Điều này đem lại lợi ích chung cho cả hai bên. Cộng đồng dân cư được hỗ trợ đào tạo, vào làm việc cho dự án vừa đảm bảo thu nhập vừa có ý thức ủng hộ, tạo điều kiện cho dự án tiến hành thuận lợi tại địa phương. 1.2 Gia tăng hiệu quả kinh tế trong việc khai thác sử dụng đất của dự án Dự án có thể tiết kiệm đất và tăng hiệu quả kinh tế của dự án bằng cách để người dân canh tác, trồng trọt và chăn thả gia súc dưới những tua bin gió. Theo phân tích của đề tài, các tua bin gió hầu như không có ảnh hưởng tác động môi trường đáng kể và việc khai thác 1500 ha của dự án (tính trong 2 giai đoạn) cho phát triển nông nghiệp là hoàn toàn phù hợp. Điều này khiến người dân vẫn tiếp tục trồng trọt như trước đây hoặc có thể chuyến sang các giống cây trồng mới, hình thức canh tác mới và không để lãng phí một diện tích đất quá lớn. Đồng thời, chủ dự án cũng thu lại một khoản giá trị gia tăng đáng kể và những vườn hoa màu hay các bầy gia súc cũng làm đẹp thêm cảnh quan cho các tua bin gió, tăng hình ảnh của doanh nghiệp. Sự phối hợp này đã phổ biến tại các nước phát triển về năng lượng gió như Hà Lan, Đức, Mỹ với những cánh đồng lúa mì, ngô, trồng bông, chăn thả bò. Tuy nhiên, việc trồng trọt hay chăn thả này phải tính tới các điều kiện khí hậu, thổ nhưỡng của vùng cũng như phải đảm bảo chắn chắc rằng không gây ảnh hưởng tới vận tốc gió hay hoạt động của các tua bin gió. 1.3 Nghiên cứu và tính toán về công nghệ của dự án Hiện tại, dự án lựa chọn công ty của Đức Fuhrlaender AG làm đối tác cung cấp thiết bị và chuyển giao công nghệ cho dự án. Đây là một công ty có kinh nghiệm nổi tiếng về chế tạo tua bin gió trên thế giới và nước Đức cũng là nước đứng đầu về sản lượng phong điện của thế giới. Đồng thời, dự án có sự phối hợp với Viện năng lượng trong việc thực hiện kỹ thuật cho dự án. Tuy nhiên, chủ dự án vẫn cần tính tới những yếu tố rủi ro và có sự thỏa thuận rõ ràng với công ty Fuhrlaender AG về thời gian bảo hành của dự án, chuyển giao đầy đủ toàn bộ công nghệ cũng như tự xây dựng một đội ngũ kĩ sư thành thạo và nắm chắc công nghệ được chuyển giao. Như thế, chủ đầu tư dự án có thể độc lập và giảm thiểu rủi ro trong quá trình vận hành dự án về lâu dài và ứng phó với các sự cố kỹ thuật, kể cả có rủi ro nếu có thiên tai như bão lũ xảy ra. II. KIẾN NGHỊ CHUNG Do chi phí và giá thành của năng lượng gió hiện còn tương đối cao hơn so với năng lượng truyền thống nên rất cần chính sách hỗ trợ của Chính phủ trong thời gian đầu phát triển điện gió tại Việt Nam. 2.1 Thiết lập quy hoạch tổng thể Hiện nay, Quy hoạch tổng thể phát triển năng lượng tái tạo mới đang trong giai đoạn đề xuất và xây dựng, chưa được thực hiện cụ thể, trong đó năng lượng gió cũng mới chỉ được đề cập chủ yếu trong các hội thảo. Thiếu quy hoạch tổng thể phát triển năng lượng gió tại Việt Nam là một rào cản lớn cho dự án đầu tư cũng như gây tâm lý e ngại ở một số địa phương trong việc định hướng chính sách và lập chiến lược phát triển năng lượng gió. Các nghiên cứu cần thiết về tiềm năng điện gió ở Việt Nam cũng rải rác và nhỏ lẻ chứ chưa có một bản đồ điện gió chi tiết, do đó việc xác định khu vực và tổng năng lượng gió tại các vị trí dự án còn thiếu chính xác. Từ đó, hiệu suất điện năng theo tính toán không đảm bảo cho nhà máy hoạt động hay có thể thấp hơn so với thực tế. Ngoài ra, Nhà nước cần dành một khoản ngân sách nhất định để đầu tư cho các hoạt động điều tra, thăm dò, đánh giá tiềm năng và khả năng ứng dụng các nguồn năng lượng gió trên qui mô rộng tại Việt Nam. 2.2 Hỗ trợ công nghệ Hiện nay, công nghệ sản xuất điện gió ở Việt Nam chủ yếu nhập từ nước ngoài và nguồn nhân lực trong nước còn yếu và thiếu trong việc quản lý, điều hành và áp dụng các công nghệ nước ngoài này vào sản xuất điện gió trong nước. Ví dụ như trường hợp nhà máy phong điện tại đảo Bạch Long Vỹ, do việc chuyển giao công nghệ thực hiện không tốt, tính toán sai công suất sử dụng của tua bin và lỗi phần mềm, nhà máy hiện nay không hoạt động được gây lãng phí lớn cho ngân sách nhà nước, thiệt hại cho nhà đầu tư. Đồng thời, các nhà đầu tư có thể phối hợp và hỗ trợ tài chính cho các Viện nghiên cứu, các trường đại học nghiên cứu, ứng dụng các công nghệ sản xuất điện gió phù hợp với điều kiện tự nhiên tại Việt Nam. Họ cũng có thể đặt hàng các số liệu, dữ liệu về năng lượng gió cần thiết cho dự án tại các viện nghiên cứu và tìm kiếm nguồn cung cấp thiết bị, máy móc trong nước với giá rẻ hơn và phù hợp hơn. Ngoài ra, Viện khoa học công nghệ hay Bộ tài nguyên môi trường, Bộ Công thương có thể lập các quỹ phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam từ các nguồn thuế, phí phạt từ các doanh nghiệp gây ô nhiễm hay từ các chi trả dịch vụ môi trường. 2.3 Xây dựng hành lang pháp lý và cơ chế tài chính hỗ trợ "điện xanh” Để thúc đẩy việc phát triển và sử dụng năng lượng sạch, năng lượng tái tạo Luật Bảo vệ Môi trường 2005 đã đưa ra được các biện pháp cần thiết tuy nhiên những biện pháp này chưa được rõ ràng và chi tiết. Các biện pháp áp dụng cho các tổ chức và cá nhân thực hiện được quy định tại Khoản 2 và các biện pháp thực hiện bởi Chính phủ được quy định tại Khoản 3 Điều 33. 2.3.1 Hỗ trợ giá bán điện Đối với nguồn năng lượng tái tạo, nhiều nước trên thế giới đều có các hình thức hỗ trợ trực tiếp về giá sao cho các nguồn điện sạch này được bán với giá kinh tế thực (có tính đến các lợi ích môi trường và xã hội) chứ không chỉ tuân theo giá thị trường. Một số quốc gia đã đặt mức giá cố định mà dự án điện năng tái tạo được phép bán điện vào lưới. Mức giá này cao hơn giá điện thông thường và sự chênh lệch giá này sẽ do các nguồn điện sản xuất từ nguyên liệu hóa thạch như than, dầu chia sẻ. Sự chênh lệch về giá này có thể coi như là chi phí môi trường mà các nguồn năng lượng ô nhiễm này phải gánh chịu. Ngoài ra, một số nước châu Âu quy định mức giá cố định cho năng lượng tái tạo, mức phí được ấn định trong vòng 20 năm, và các nhà vận hành lưới điện buộc phải mua điện sản xuất từ năng lượng tái tạo. Việt Nam cũng cần có những qui định chặt chẽ, cụ thể về giá bán điện sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo nhằm đảm bảo giá điện xanh xứng đáng với những lợi ích về môi trường và kinh tế xã hội mà nó đạt được. 2.3.2 Hệ thống hạn ngạch Các nước châu Âu có qui định tỉ lệ phần trăm nguồn năng lượng tái tạo trong tổng sản lượng điện cung cấp. Ví dụ, Chỉ thị 2001/77/CE tại EU ấn định mục tiêu 20% việc tiêu thụ điện từ các nguồn năng lượng tái tạo và sau này đã thiết lập một hệ thống các xác nhận nguồn gốc tạo điều kiện thuận lợi cho việc trao đổi năng lượng này và làm tăng tính minh bạch cho các nhà tiêu dùng. Tương tự như vậy, Việt Nam cũng cần nghiên cứu một hệ thống hạn ngạch áp dụng cho năng lượng tái tạo, đảm bảo trách nhiệm của các nhà sản xuất điện sử dụng nguồn tài nguyên hoá thạch trong việc phát triển điện năng lượng tái tạo. Đây là một hình thức bù chéo, giữa loại hình năng lượng tái tạo rất có ích nhưng chi phí cao với loại hình sử dụng tài nguyên hoá thạch hạn hữu với giá thấp hơn. 2.3.3 Hỗ trợ về tín dụng Các nhà đầu tư trong lĩnh vực năng lượng tái tạo thường gặp khó khăn trong việc huy động nguồn vốn đầu tư do thời gian dự án thường kéo dài, đầu tư ban đầu cao và tỉ lệ sinh lợi thấp hơn các ngành khác. Tại Việt Nam, Nghị định 151/CP đã quy định một số ưu đãi đối với loại hình phát triển năng lượng mới, năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, mức ưu đãi chưa thực sự đủ mạnh, lãi suất tín dụng vay bằng Việt Nam đồng khá cao (9%), thời hạn vay vốn không đủ dài (tối đa là 12 năm). Theo Quy hoạch phát triển năng lượng tái tạo đang được xây dựng tại Việt Nam, thời hạn vay vốn ưu đãi cho doanh nghiệp là 15 năm. 2.3.4 Điều chỉnh thuế suất Hiện nay, trong một số thông tư và văn bản của Chính phủ đã đề cập đến việc miễn thuế đất cho doanh nghiệp đầu tư lĩnh vực năng lượng tái tạo nhưng các loại thuế khác như thuế thu nhập doanh nghiệp, thuế VAT không được đề cập tới. Đồng thời, Các khoản thuế môi trường cũng nên tính cao hơn đối với các nguồn nhiên liệu truyền thống so với nguồn nhiên liệu sạch khác để hướng tới phát triển nguồn năng lượng sạch. 2.4 Khai thác tối đa ưu thế của cơ chế phát triển sạch (CDM): Việc áp dụng CDM vào dự án có thể khiến các dự án năng lượng tái tạo có tính khả thi và tăng tính cạnh tranh cao hơn. Để có thể phát huy được lợi ích của cơ chế hỗ trợ này cho các doanh nghiệp, các cơ quản quản lý, tư vấn và chỉ đạo về CDM của Việt Nam cần phải tăng cường phổ biến thông tin, thúc đẩy quá trình chuẩn bị và đăng ký các dự án CDM tại Ban điều hành CDM (EB). Các nhà đầu tư cần được hỗ trợ về mặt phương pháp lý luận và số liệu thực tế tại Việt Nam để có thể chứng minh được tính bổ sung của dự án cũng như xây dựng đường cơ sở một cách chính xác và khoa học để có thể thuyết phục EB và đăng ký dự án CDM thành công. 2.5 Hợp tác quốc tế Việt Nam mới tham gia và thị trường năng lượng tái tạo này nên còn thiếu kinh nghiệm về công nghệ, trình độ quản lý cũng như năng lực thực hiện dự án, các hiểu biết về qui định quốc tế. Điều này đòi hỏi Việt Nam cần có sự hợp tác với các tổ chức quốc tế trong lĩnh vực năng lượng tái tạo, nhất là trong những qui hoạch nghiên cứu lớn, các dự án đầu tư vốn nhiều, công nghệ cao. 2.6 Tuyên truyền, nâng cao ý thức trách nhiệm của cộng đồng Các bộ, ngành và bản thân nhà đầu tư cần có ý thức tuyên truyền cho cộng đồng về những lợi ích của nguồn năng lượng tái tạo, trong đó có điện gió. Từ đó, công tác đền bù giải phóng mặt bằng được thực hiện dễ dàng hơn và nhận được sự ủng hộ từ phía người dân. Ngoài ra, người sử dụng điện cũng có trách nhiệm và sẵn lòng chi trả khi giá điện tăng cao khi thật sự hiểu được những lợi ích từ nguồn năng lượng tái tạo. 2.7 Kết hợp năng lượng mặt trời hay các nguồn năng lượng tái tạo khác với điện gió Một trong những nhược điểm của các nguồn năng lượng sạch thường là hiệu suất thấp, hoạt động không ổn định do phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên. Ví dụ, vào những lúc trưa nắng, vận tốc gió quá thấp, nếu trạm chỉ sử dụng năng lượng gió thì những lúc đó công suất phát điện của máy sẽ rất nhỏ, thậm chí máy không hoạt động. Song lúc này năng lượng mặt trời lại rất dồi dào. Như vậy, tại một số vùng thì cần thiết phải kết hợp cả hai loại năng lượng gió và mặt trời để khắc phục hiện tượng phát điện ngắt quãng trên. Việc kết hợp các nguồn năng lượng này giúp phát huy tối đa lợi thế điều kiện tự nhiên của khu vực, gia tăng sản lượng điện, giảm bất ổn trong khai thác vận hành các dự án năng lượng sạch. Các kết hợp này nên được ứng dụng tại các vùng hải đảo, miền núi nơi người dân khó tiếp cận được với nguồn lưới điện quốc gia. KẾT LUẬN Hiện nay, vai trò và tầm quan trọng của năng lượng tái tạo ngày càng được khẳng định, nhiều nước trên thế giới đã và đang đưa ra các biện pháp chính sách đồng bộ nhằm nghiên cứu, thúc đẩy phát triển bền vững các nguồn cung cấp năng lượng tái tạo, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng, đảm bảo sự phát triển bền vững của mỗi quốc gia. Việt Nam cũng không nằm ngoài xu thế chung của thế giới. Dân số tăng cao cùng với nhu cầu sử dụng nguồn điện cho phát triển đất nước luôn đặt ngành điện trong tình trạng quá tải. Trong khi đó, theo phân tích của đề tài, Việt Nam lại có tiềm năng khá lớn về khả năng khai thác phát triển năng lượng gió cho phát điện ở quy mô công nghiệp. Việc không đầu tư nghiên cứu và phát triển điện gió sẽ là một sự lãng phí rất lớn trong khi nguy cơ thiếu điện luôn thường trực, ảnh hưởng đến tốc độ tăng trưởng kinh tế và năng lực cạnh tranh quốc gia. Dự án Phong điện 1 – Bình Thuận là một dự án hoàn toàn khả thi, đem lại hiệu quả kinh tế, xã hội, môi trường cho cả doanh nghiệp, cộng đồng địa phương và Nhà nước. Đồng thời, dự án cũng đóng góp chung vào nỗ lực quốc tế trong việc ứng phó với thảm họa biến đổi khí hậu thông qua lượng giảm khí thải đạt được. Dự án góp phần khẳng định vai trò của năng lượng sạch, nguồn năng lượng thay thế trong tương lai nói chung và năng lượng gió nói riêng. Nếu được EB công nhận là dự án CDM thì dự án Phong điện 1-Bình Thuận là dự án CDM thứ tư và là dự án điện gió thương mại đầu tiên của cả nước. Qui mô dự án lớn (công suất 30MW) và lĩnh vực phong điện còn rất mới mẻ đối với Việt Nam nên nhà đầu tư gặp nhiều khó khăn trong việc thi công, lắp đặt, vận hành, tiến hành các thủ tục cho dự án. Do đó, chính quyền các cấp cần hỗ trợ, tạo điều kiện thuận lợi cho dự án tiến hành đúng tiến độ và nhất là trong việc thỏa thuận giá điện với tập đoàn điện lực Việt Nam EVN. TÀI LIỆU THAM KHẢO I. TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT 1. Bộ Tài nguyên và môi trường, Ban tư vấn chỉ đạo quốc gia về cơ chế phát triến sạch, Thông tin biến đổi khí hậu số 1/2005, Hà Nội 2005. 2. Công ty cổ phần năng lượng tái tạo Việt Nam, Dự án đầu tư XDCT Phong điện 1 –Bình Thuận, Hà Nội 2007. 3. Đặng Hạnh, Hoạt động CDM tại Việt Nam_ Cơ hội hợp tác đầu tư, VNEEC 2008. 4. TS. Phạm Xuân Hoàn, Cơ chế phát triển sạch và cơ hội thương mại carbon trong lâm nghiệp, NXB Nông nghiệp 2005. 5. Phòng phân tích đầu tư VDSC, Báo cáo ngành điện 03/2009. 6. GS. TS. Lê Đình Quang, Những dạng tài nguyên khí hậu và khả năng khai thác sử dụng năng lượng tái tạo ở Việt Nam, Tuyển tập báo cáo Hội thảo khoa học lần thứ 10 - Viện KH KTTV & MT. 7. Quyết định của Thủ tướng Chính phủ số 130/2007/QĐ-TTg ngày 02 tháng 8 năm 2007 vế một số cơ chế, chính sách tài chính đối với dự án đầu tư theo cơ chế phát triến sạch. 8. Quyết định số : 110/2007/QĐ-TTg ngày 18 tháng 7 năm 2007 của Thủ tướng Chính phủ, Danh mục các nhà máy điện vào vận hành giai đoạn 2006-2015 (Phương án cơ sở). 9. Thông tư liên tịch hướng dẫn thực hiện một số điều của Quyết định số 130/2007/QĐ-TTg ngày 02/8/2007 của Thủ tướng Chính phủ về một số cơ chế, chính sách tài chính đối với dự án đầu tư theo cơ chế phát triển sạch. 10. Trần Võ Hùng Sơn, Nhập môn phân tích chi phí lợi ích, NXB Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh 2001. 11. Tổng công ty điện lực Việt Nam EVN, Quy hoạch tiềm năng năng lượng gió để phát điện các tỉnh miền trung. 12. Văn phòng dự án: Hợp tác tổ chức và đối thoại đa quốc gia Liên minh châu Âu-châu Á về tăng cường sự tham gia hiệu quả của Việt Nam, Campuchia và Lào vào cơ chế phát triến sạch, Nghị định thư Kyoto, Cơ chế phát triến sạch và vận hội mới, Hà Nội tháng 4/2005. II. TÀI LIỆU TIẾNG ANH 1. CDM Executive Board, Consolidated baseline methodology for grid- connected electricity generation from renewable sources, ACM0002 version 9 EB 45F. 2. CDM Executive Board, Tool to calculate the emission factor for an electricity system, version 1 Annex 12 EB35. 3. GWEC, Global wind Energy outlook 2008, 10/2008. 4. Helianti Hilman, Financing of CDM project, 01/ 2004. 5. REN 21, Renewable 2007_ Global status, 2008. 6. World Bank, Wind energy resource Atlas of Southeast Asia, 09/2001. III. CÁC TRANG WEB 1. www.vietnamnet.vn 2. www.thiennhien.net 3. www.evn.com.vn 4. www.nangluonggio.blogspot.com 5. www.xaluan.com 6. www.baomoi.com 7. www.unfccc.int 8. www.gwec.net 9. www.awea.org 10. www.windpower.org 11. www.noccop.org.vn 12. www.ewea.org PHỤ LỤC I BẢNG TỔNG HỢP CHI PHÍ VÀ LỢI ÍCH HÀNG NĂM CỦA DỰ ÁN NỀN (Đơn vị : Triệu đồng) Năm 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Năm vận hành 1 2 3 4 5 I Chi phí 1.1 CP xây dựng và CP khác 67,434.72 67,434.72 1.2 CP thiết bị 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 1.3 Chi phí O&M 823.96 848.68 4,060.96 4,087.18 4,114.20 4,142.02 10,611.14 Tổng chi phí 68,258.68 68,283.40 53,375.94 53,402.16 53,429.18 53,457.00 59,926.12 II Lợi ích 2.1 Doanh thu bán điện 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 2.2 Giá trị thiết bị còn lại sau khấu hao Tổng lợi ích 0.00 0.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 III Lợi ích ròng -68,258.68 -68,283.40 11,024.06 10,997.84 10,970.83 10,943.00 4,473.89 Giá trị hiện tại (PV) -68,258.68 -63,225.37 9,451.35 8,730.44 8,063.88 7,447.62 2,610.47 Giá trị tích lũy -68,258.68 -131,484.04 -122,032.69 -113,302.25 -105,238.37 -97,790.74 -88,302.38 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 4,170.67 10,641.54 10,672.85 10,705.10 10,738.32 11,236.54 11,271.78 11,308.08 11,345.47 11,383.98 53,485.65 59,956.52 59,987.83 60,020.08 60,053.30 60,551.52 60,586.76 60,623.06 11,345.47 11,383.98 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 10,914.35 4,443.48 4,412.17 4,379.92 4,346.70 3,848.48 3,813.24 3,776.94 53,054.53 53,016.02 6,877.89 2,400.68 2,207.18 2,028.75 1,864.22 1,528.29 1,402.12 1,285.90 16,725.00 15,474.87 -90,912.85 -85,901.71 -83,694.52 -81,665.77 -79,801.55 -78,273.26 -76,871.14 -75,585.24 -58,860.24 -43,385.37 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 11,423.65 11,482.50 11,506.59 11,549.93 11,594.58 11,640.56 11,687.92 11,736.71 11,786.96 11,838.71 11,423.65 11,482.50 11,506.59 11,549.93 11,594.58 11,640.56 11,687.92 11,736.71 11,786.96 11,838.71 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 128,218.95 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 192,618.95 52,976.35 52,917.50 52,893.41 52,850.07 52,805.43 52,759.44 52,712.08 52,663.29 52,613.05 180,780.24 14,317.86 13,242.55 12,256.04 11,338.89 10,490.10 9,704.60 8,977.67 8,304.97 7,682.45 24,441.81 -29,067.51 -15,824.96 -3,568.91 7,769.97 18,260.08 27,964.67 36,942.35 45,247.31 52,929.76 77,371.57 PHỤ LỤC II BẢNG TỔNG HỢP CHI PHÍ VÀ LỢI ÍCH HÀNG NĂM CỦA DỰ ÁN CDM (Đơn vị : Triệu đồng) Năm 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Năm vận hành 1 2 3 4 5 I Các khoản chi phí 1.1 CP xây dựng và CP khác 67,434.72 67,434.72 1.2 CP thiết bị 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 1.3 Chi phí O&M 823.96 848.68 4,060.96 4,087.18 4,114.20 4,142.02 4,170.67 1.4 Chi phí CDM 5,765.47 Tổng chi phí hàng năm 74,024.14 68,283.40 53,375.94 53,402.16 53,429.18 53,457.00 53,485.65 II Các khoản lợi ích 2.1 Doanh thu bán điện 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 2.2 Giá trị thiết bị còn lại sau khấu hao 2.3 Doanh thu CERs 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 Tổng lợi ích hàng năm 0.00 0.00 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 III Lợi ích ròng -74,024.14 -68,283.40 22,678.38 22,652.15 22,625.14 22,597.32 22,568.66 Giá trị hiện tại (PV) -74,024.14 -63,225.37 19,443.05 17,982.01 16,630.15 15,379.36 14,222.09 Giá trị tích lũy -74,024.14 -137,249.51 -117,806.45 -99,824.45 -83,194.29 -67,814.94 -53,592.85 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 49,314.98 10,611.14 10,641.54 10,672.85 10,705.10 10,738.32 11,236.54 11,271.78 11,308.08 11,345.47 11,383.98 59,926.12 59,956.52 59,987.83 60,020.08 60,053.30 60,551.52 60,586.76 60,623.06 11,345.47 11,383.98 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 16,128.20 16,097.80 16,066.49 16,034.24 16,001.02 15,502.80 15,467.56 15,431.26 64,708.85 64,670.34 9,410.65 8,697.14 8,037.24 7,426.95 6,862.56 6,156.37 5,687.39 5,253.74 20,398.93 18,876.65 -44,182.20 -35,485.06 -27,447.81 -20,020.86 -13,158.30 -7,001.93 -1,314.54 3,939.20 24,338.13 43,214.78 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 11,423.65 11,482.50 11,506.59 11,549.93 11,594.58 11,640.56 11,687.92 11,736.71 11,786.96 11,838.71 11,423.65 11,482.50 11,506.59 11,549.93 11,594.58 11,640.56 11,687.92 11,736.71 11,786.96 11,838.71 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 64,400.00 128,218.95 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 11,654.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 76,054.32 204,273.26 64,630.67 64,571.81 64,547.73 64,504.39 64,459.74 64,413.76 64,366.39 64,317.61 64,267.36 192,434.55 17,467.66 16,159.03 14,956.49 13,839.30 12,805.30 11,848.30 10,962.58 10,142.84 9,384.19 26,017.49 60,682.45 76,841.48 91,797.97 105,637.27 118,442.57 130,290.87 141,253.45 151,396.29 160,780.48 186,797.97