Đề tài Đánh giá hiệu quả cơ chế phát triển sạch (CDM) của dự án Nhà Máy Điện Khí Chu Trình Hỗn Hợp Nhơn Trạch I

ng cao là thất bại những dự án AR CDM. Các doanh nghiệp Việt Nam chưa thực sự quan tâm đến những dự án CDM, quá trình thực hiện dự án còn chưa được chú trọng và thực hiện chưa đúng quy trình. Tại Việt Nam hiện nay, giá CERs còn rẻ, thị trường còn nhiều bấp bênh với sự cạnh tranh lớn của các nước trong khu vực như Trung Quốc, Indonexia, Ấn Độ. Do vậy, thị trường KNK của Việt Nam sẽ bị cạnh tranh lớn. Một số dự án đang được nghiên cứu và xây dựng tại Việt Nam là: Dự án mẫu về chuyển đooir nhiên liệu cho tổ máy số3 nhà máy Thủ Đức. Dự án thu hồi và sử dụng khí bãi rác tại Hải Phòng Dự án thu hồi và sử dụng khí bãi rác ở TP Hồ Chí Minh Dự án trông rừng môi trường trên dấ A Lưới, Miền Trung Việt Nam Dự án cấo điện cho đảo Phú Quý bằng nguồn kết hợp gió và diezel Dự án thủy điện sông Bồ... 1.4 Phương pháp đánh giá hiệu quả dự án CDM Có nhiều phương pháp có thể dùng để đánh giá hiệu quả của dự án CDM như: Phân tích chi phí lợi ích (CBA), phương pháp danh mục kiểm tra (checklist), phương pháp phân tích đa mục tiêu, phân tích chi phí hiệu quả (CEA). Đối với đề tài này, tôi chọn phương pháp phân tích chi phí lợi ích . 1.4.1 Phương pháp phân tích chi phí lợi ích Phân tích chi phí lợi ích là phương pháp xác định và so sánh các lợi ích và chi phí thực hiện một dự án, chương trình dưới đánh giá của quan điểm xã hội. Nói cách khác, phân tích chi phí lợi ích là việc phân tích phải tính đến lợi ích và chi phí thực có thể nhìn thấy được thông qua giá cả thị trường và cũng có thể không nhìn thấy được qua giá (ví dụ như các dự án bảo tồn thiên nhiên, các dự án giáo dục cộng đồng, các dự án liên quan đến an ninh quốc gia...) Khác với phân tích tài chính là phân tích, xác định và so sánh các nguồn tiền từ thu và chi để đánh giá lợi nhuận cho chủ đầu tư mà không tính đến những lợi ích hay chi phí cho xã hội. Phương pháp phân tích chi phí lợi ích dự án CDM Đối với phương pháp phân tích chi phí lợi ích có trình tự 5 bước : Xác định chi phí lợi ích Đánh giá chi phí lợi ích Tính toán các chỉ tiêu Phân tích rủi ro và độ nhạy Kết luận và kiến nghị Bước 1: Xác định chi phí lợi ích Ở bước này, các lợi ích và chi phí được xác định và liệt kê dựa trên các nguyên tắc: - Nguyên tắc thứ nhất: Một lợi ích mất đi được xem là một chi phí, ngược lại lợi ích còn là một khoản chi phí tiết kiệm được. - Nguyên tắc thứ hai: trong bước này phải xác định đúng và đủ các khoản chi phí và lợi ích, tuyệt đối không được tính trùng cũng như bỏ sót. Đây là tiền đề quan trọng để thực hiện phân tích ở các bước sau. - Nguyên tắc thứ ba: để không sai sót trong tính toán cần phải có sự thống nhất về mặt đơn vị tính toán. Đối với dự án CDM, ngoài như chi phí và lợi ích thông thường còn có một số chi phí và lợi ích khác như: chi phí thường xuyên: chi phí vận hành, bảo dưỡng, bảo quản máy móc, trang thiết bị, nhà xưởng... Một số chi phí ẩn như chi phí đào tạp, quản lý kiểm tra ... và đặc biệt là lợi ích từ CDM là khoản tiền bán chứng chỉ phát thải CO2 và những lợi ích về mặt môi trường có thể có. 1.4.2.2 Bước 2: Đánh giá chi phí lợi ích Đây là bước quan trọng của quá trình phân tích chi phí lợi ích, là quá trình lượng hóa bằng tiền tệ các giá trị chi phí và lợi ích đã mô tả ở bước 1. Các chi phí và lợi ích được quy đổi theo giá cả thị trường, còn các chi phí và lợi ích không quy đổi được thì ta sử dụng phương pháp giá ẩn – là mức giá thị trường đã được điều chỉnh sao cho phản ứng đúng chi phí cơ hội kinh tế. Tuy nhiên, thực tế thì không phải bất cứ lợi ích hay chi phí nào cũng có thể lượng hóa bằng tiền tệ được. Đó là các chi phí và lợi ích không mang tính hữu hình như những lợi của cảnh quan đối với cuộc sống người dân trong khu vực, hay hình ảnh, danh tiếng của doanh nghiệp trong thị trường... Do vậy những lợi ích và chi phí này sẽ được tham vấn lấy ý kiến của các chuyên gia, và đánh giá về mặt định tính. Sau khi quy đổi các giá trị theo thời gian của dự án ( theo đơi vị tháng hoặc năm). Ta lập bảng tổng hợp chi phí và lợi ích theo thời gian như bảng sau: Bảng 1.2 Bảng minh họa tổng hợp chi phí và lợi ích theo thời gian Năm Tổng lợi ích (Bt) Tổng chi phí (Ct) Lợi ích ròng hàng năm 0 B0 C0 B0 - C0 1 B1 C1 B1 - C1 2 B2 C2 B2 – C2 ... ... ... ... t Bt Ct Bt – Ct Nguồn: Tác giả tự tổng hợp 1.4.2.3 Bước 3: Tính toán các chỉ tiêu Trong phân tích chi phí lợi ích có các chỉ tiêu cần dùng là: Giá trị hiện tại ròng (NPV), tỷ suất lợi ích – chi phí (BCR), hệ số hoàn vốn nộp bộ (IRR). Ngoài ra người ta còn sử dụng chỉ tiêu thời gian hoàn vốn (PB). Đầu tiên, ta chọn biến thời gian và tỷ lệ chiết khấu Chọn biến thời gian thích hợp: về mặt lí luận, phân tích kinh tế các dự án phải được kéo dài trong khoảng thời gian vừa đủ có thể bao hàm đầy đủ mọi lợi ích và chi phí của dự án. Trong việc lựa chọn biến thời gian cần lưu ý hai điểm: + Thời gian sống hữu ích dự kiến của dự án để tạo ra các sản phẩm đầu ra và các lợi ích kinh tế cơ sở mà dựa vào đó dự án được thiết kế. Khi lợi ích đầu ra trở nên không đáng kể thì thời gian sống hữu ích dự kiến của dự án có thể xem như kết thúc. + Tỷ lệ chiết khấu được sử dụng trong phân tích kinh tế của dự án. Giá trị này tỷ lệ nghị với Giá trị hiện tại ròng NPV. Chọn tỷ lệ chiết khấu (r): Đây là công đoạn quan trọng, do một sự thay đổi nhỏ của r sẽ làm thay đổi giá trị hiện tại ròng và như vậy có thể cho kết quả phân tích sai. Tỷ lệ chiết khấu được lựa chọn phải đảm bảo: + Không phản ánh lạm phát, mọi giá cả sử dụng trong phân tích là thực hoặc giá USD không đổi. Tỷ lệ chiết khấu thực = tỷ lệ chiết khấu danh nghĩa – lạm phát + Xác định và điều chỉnh tỷ lệ chiết khấu căn cứ vào chi phí cơ hội của đồng tiền, chi phí của việc vay mượn và hệ thống xã hội về ưu tiên theo thời gian. Đối với phân tích tài chính, tỷ lệ chiết khấu được chọn là tủ lệ lãi suất của vốn vay. Nếu vốn được vay từ nhiều nguồn với lãi suất khác nhau thì tỷ lệ chiết khấu được tính bằng cách lấy bình quân gia quyền của các tỷ lệ lãi suất. Còn vốn tự có thì tỷ lệ chiết khấu được lấy từ tỷ lệ lãi suất tiền gửi kì hạn một năm tại Ngân hang thương mại. Riêng phân tích chi phí – lợi ích thì tỷ lệ chiết khấu phải phản ánh chi phí cơ hội của tiền và sự ưa thích về mặt thời gian của xã hội. Nói cách khác tỷ lệ chiết được lựa chọn phải phán ánh được mức sinh lời trung bình của tiền trong kinh tế. Tiến hành tính toán các chỉ tiêu NPV. BCR, IRR của dự án Giá trị hiện tại ròng (NPV) Giá trị hiện tại ròng của dự án là hiệu số giữa giá trị hiện tại của các khoản thu nhập và chi phí trong tương lai, nghĩa là tất cả trong tương lai, nghĩa là tất cả lợi nhuận hang năm được chiết khấu về thời điểm bắt đầu bỏ vốn theo tỷ lệ chiết khấu đã chọn. Công thức tính: Trong đó: r: là tỷ lệ chiết khấu t : là năm tương ứng (t= 1, 2, 3,...,n) n: là số năm hoạt động của dự án Bt, Ct: là lợi ích và chi phí năm thứ t. Giá trị hiện tại ròng là một chỉ tiêu quan trọng trong phân tích hiệu quả dự án CDM, phản ánh giá trị thời gian của tiền. Là một chỉ tiêu quyết định đầu tư. Dự án chỉ được chấp nhận khi NPV không âm. Tỷ suất lợi ích – chi phí (BCR) Tỷ suất lợi ích – chi phí là tỷ số giữa giá trị hiện tại của lợi ích thu được so với giá trị hiện tại của chi phí bỏ ra. Công thức tính: Đối với phân tích chi phí lợi ích, lợi ích còn bao gồm cả lợi ích môi trường, và chi phí bao gồm xốn cộng với các chi phí vận hành, bảo dưỡng, thay thế và các chi phí môi trường. Tỷ số B/C cho biết tổng các khoản thu của dự án có đủ bù đắp các chi phí bỏ ra của dự án hay không và dự án có khả năng sinh lãi không. Dự án chỉ được chấp nhận khi B/C≥1. Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) Đây là một trong những chỉ tiêu được sử dụng nhiều nhất trong đánh giá hay mức độ hấp dẫn về mặt tài chính của các dự án đầu tư bằng việc so sánh với lãi suất về tài chính hoặc tủ lệ chiết khấu. Bản chất của IRR là mực thu lợi nhuận trung bình của đồng vốn được tính theo các kết số còn lại của vốn đầu tư ở đầu năm của dòng tiền tệ. IRR là khả năng sinh lãi riêng của dự án. IRR là tỷ suất chiết khấu đặc biệt mà tại đó NPV = 0. Công thức tính : NPV = 0 hay IR là tỷ lệ lãi suất tiền vay cao nhất mà nhà đầu tư có thể chấp nhận vay vốn để thực hiện dự án mà không sợ bị thua lỗ. IRR càng lớn hơn lãi suất tiền vay thì khả năng sinh lời của dự án càng cao. IRR thường đượ tính theo công thức nội suy. Thời gian hoàn vốn (PB) Thời gian hoàn vốn là số năm cần thiết để có thể thu hồi được toàn bộ số vốn đầu tư đã bỏ ra. Đây là tiêu chuẩn đặc biệt quan trọng khi nghiên cứu dự án có nhiều rủi ro và khan hiêm vốn, là vấn đề thường gặp phải đối với các dự án CDM. Thời gian hoàn vốn càng dài thì rủi ro càng lớn. Đối với thời gian hoàn vốn có thời gian hoàn vốn giản đơn và thời gian hoàn vốn có tính tới yếu tố thời gian của tiền. + Thời gian thu hồi vốn giản đơn (không xét tới yếu tố thời gian của tiền) Công thức tính: Trong đó: C0 là vốn đầu tư ban đầu CF1 là tiết kiệm ròng năm đầu tiên và thường bằng nhau trong các năm: CF1= CF2 = ... = CFn + Thời gian hoàn vốn vó tính tới yếu tố thời gian của tiền: có thể thực hiện tính theo phương pháp cộng dồn hoặc trừ dần. Với các dự án có vốn đầu tư bằng nhau thì dự án nào có thời gian thu hồi vốn càng ngắn càng tốt, vì như thế đồng nghĩa với việc quay vòng vốn nhanh và mức rủi ro thấp. 1.4.2.4 Bước 4: Phân tích rủi ro và độ nhạy Thực tế các rủi ro luôn có thể xảy ra đối với bất cứ dự án đầu tư nào, biến động có thể do thị trường vốn vay, chính sách nhà nước thay đổi, tác động của thị trường xuất nhập khẩu…. Điều này sẽ làm thay đổi kết quả phân tích dự án. Do đó, cần có những giải định về giữ liệu tính toán, người phân tích phải kiểm định ảnh hưởng của những thay đổi trong giả định đối với các tiêu chí liên quan phục vụ cho việc đánh giá hiệu quả dự án. Đối với phân tích chi phí lợi ích, cốt lõi của phân tích rủi ro và độ nhạy là tính lại lợi ích xã hội ròng với bộ dữ liệu khác cùng với sự giải thích lại sự mong muốn tương đối của các phương án. Còn với phân tích tài chính, lợi nhuận ròng của nhà đầu tư sẽ được tính toán lại với các phương án khác nhau của bộ giữ kiệu đầu vào. Phân tích độ nhạy của dự án cho phép đánh giá tác động của sự không chắc chắn thông qua việc: + Chỉ ra biến số ảnh hưởng nhiều nhất đến lợi ích xã hội ròng. + Chỉ ra giá trị của một hay nhiều biến số cụ thể mà tại đó làm cho đánh giá hiệu quả dự án thay đổi. + Chỉ ra trong phạm vi của một hay nhiều biến số một phương án là đáng mong muốn nhất về mặt kinh tế. Phân tích rủi ro và độ nhạy sẽ giúp cho người làm phân tích hiểu được cấy trúc hiệu quả kinh tế của dự án. Những yếu tố gây tác động cao nhất cũng như những yếu tố có ít ảnh hưởng cũng sẽ rõ ràng hơn. 1.4.2.5 Bước 5: Kết luận và kiến nghị Sau khi thực hiện hết các bước trên, chúng ta sẽ có đầy đù các dữ liệu để có một cái nhìn tổng quát về dự án và hiệu quả của dự án. Trên cơ sở đó, chúng ta đưa ra kết luận về hiệu quả của dự án. Đồng thời đưa ra các kiến nghị và đề xuất các giải pháp để khắc phục hạn chế và nâng cao hiệu quả dự án. CHƯƠNG 2. GIỚI THIỆU VỀ DỰ ÁN CDM NHÀ MÁY ĐIỆN KHÍ CHU TRÌNH HỖN HỢP NHƠN TRẠCH I Giới thiệu về dự án CDM Nhà máy Điện khí Chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch I: 2.1.1. Loại hình hoạt động Dự án thuộc dạng CDM dạng lớn, hoạt động trong lĩnh vực công nghiệp năng lượng không tái tạo. 2.1.2 Vị trí thực hiện dự án: Dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 1 nằm ở phía Đông của Trung tâm Điện Nhơn Trạch tại ngã ba sông Đồng Tranh, ấp 3, thôn Tây Khánh, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai (tại khu công nghiệp Ông Kèo). Vị trí của dự án đã được UBND tỉnh Đồng Nai phê duyệt tại quyết định số 3718/QĐ-UBND ngày 13/04/2006 với diện tích sử dụng chiếm khoáng 31,4ha. Địa điểm cụ thể nằm ở bờ trái sông Nhà Bè trên bề mặt địa hình khá bằng phẳng với cao độ từ 0,6 đến 1,1m, được bao bọc bởi rạch Ông Mai ở Tây Bắc, rạch Ông Thuộc ở Đông Nam và sông Nhà Bè ở Tây Nam. Vị trí dự án nằm cách Thành phố Hồ Chí Minh 23 km về phía Đông Nam và cách đường quốc lộ số 1 khoảng 19,5 km về phía Tây Nam Tọa độ địa lý của dự án như sau: - Kinh tuyến: 106o047’ - Vĩ tuyến: 10o041’ Vị trí dự án được chỉ trong hình dưới đây: Hình 2.1 Vị trí của tỉnh Nhơn Trạch trên bản đồ Việt Nam Hình 2.2 Vị trí của dự án trong tỉnh Đồng Nai 2.1.3 Quy mô của dự án Dự án được xây dựng nhằm mục đích sản xuất nguồn điện ổn định và bán điện cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thông qua Hợp đồng mua bán điện (EVN cũng là cơ quan chịu trách nhiệm quản lý lưới điện quốc gia). Điện năng sản xuất ra sẽ cung cấp lên lưới điện quốc gia. Điện năng sản xuất từ dự án bằng cách sử dụng khí ga thiên nhiên, là 1 loại nhiên liệu sạch và phát thải ít hơn so với dầu disenl hoặc than. Năng lượng tạo ra từ khí thiên nhiên có thể được coi là mộy dạng năng lượng tương đối sạch. Lượng giảm phát thải ước tính từ hoạt động của dự án vào khỏang 447.495 tCO2 trong suốt 10 năm tín dụng của dự án. 2.1.4 Thời gian hoạt động dự án dự tính như sau: Giai đoạn đầu xây dựng dự án: - Hợp đồng ECP (Hợp đồng Thiết kế - Cung ứng vật tư thiết bị - Xây lắp, gọi tắt là Hợp đồng EPC  Engineering - Procurenment – Construction) giữa tổng công ty chế tạo máy Việt Nam và Tổng công ty xây dựng 1 đã ký năm 2006. Tập đoàn Alstom đã được chọn làm nhà thầu thiết bị vào tháng 10 năm 2006. - Dự án khởi công xây dựng vào tháng 3 năm 2007. - 2 turbin khí đã đi vào hoạt động thử nghiệm tháng 5 năm 2008. Giai đoạn dự án chính thức đi vào hoạt động: - Toàn bộ dự án đi vào hoạt động tháng 3 năm 2009. Giai đoạn tín dụng của dự án được lựa chọn là 10 năm cố định: từ 01/04/2009 đến 01/04/2019. 2.1.5 Giới thiệu công nghệ áp dụng trong hoạt động dự án Nhà máy điện khí Nhơn Trạch 1 có công suất 450 MW, với tổng diện tích 33,4 ha. Nguồn nhiên liệu chính của nhà máy là khí thiên nhiên lấy từ bể Nam Côn Sơn được chuyển qua đường ống Phú Mỹ - Nhơn Trạch - Hiệp Phước. Mỗi năm ước tính sẽ tiêu thụ một lượng khí ào jgiảng 0,45 tỉ m3 khí. Nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp bao gồm 2 turbine khí (GT), 2 lò thu hồi nhiệt (HRSG), 1 turbine hơi (ST) và các tổ máy phát điện kèm theo. Hình 2.3 Sơ đồ bố trí các hạng mục Khí thiên nhiên từ trung tâm phân phối sẽ được đốt nóng và cung cấp còa buồng đốt của 2 turbine khí. Trong những buồng đốt này, năng lượng nhiệt từ việc đốt ga sẽ được chuyển thành năng lượng điện. Nhiệt dư từ 2 turbine khí sẽ cung cấp cho 2 lò hơi thu hồi nhiệt. Hơi áp suất cao từ lò hơi sẽ cung cấp trực tiếp cho turbine hơi và máy phát điện để sản xuất điện năng. Việc tái sử dụng nhiệt dư từ turbine khí sẽ góp phần đưa hiệu suất của chi trình khí hỗn hợp lên 57% (nguồn theo những số liệu trong Báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án.) Dự án sẽ sử dụng turbine khí thế hệ E, sản xuất bởi Alstom. Hợp đồng EPC đã được ký giữa tập đoàn dầu khí Việt Nam và Lilama (tổng công ty lắp máy) vào ngày 16 tháng 10 năm 2006. Alsom sau đó đã được chọn là nhà cung cấp thiết bị chính cho dự án. Turbine hơi có 3 trạm: áp suất cao (HP), áp suất trung bình (IP) và áp suất thấp (LP). Các hệ thống hỗ trợ gồm: Hệ thống hỗ trợ hơi, hệ thống đánh dầu, hệ thống thủy lực và hệ thống van hơi. Điện được cấp lên lưới điện Quốc gia thông qua đường dây 220kV. Khí thiên nhiên là loại khí duy nhất được sử dụng trong hoạt động của Dự án và được lấy từ bể Nam Côn Sơn. Khí ga sẽ được truyền qua đường ống ga Phú Mỹ - Hồ Chí Minh. Hợp đồng cung cấp khí đã được ký tháng 6 năm 2008 giữa chủ dự án Petro Việt Nam và Công ty Khí (PV Gas). Sơ đồ bố trì các hạng mục của nhà máy điện chu trình khí hỗn hợp được thiết kế để phù hợp với các tiêu chuẩn môi trường đặc biệt là tiếng ồn, độ an toàn, chất lượng không khí và cảnh quan xung quanh. Các đặc tính cơ bản của turbin khí lắp đặt cho nhà máy được thể hiện ở Bảng 2.1 Bảng 2.1 Các thông số chính Turbin khí Công suất, MW Đốt khí – ĐK ISO Hiệu suất % Suất tiêu hao nhiên liệu, kJ/kWh Lưu lượng khói thoát, Tấn/ h Nhiệt độ khói thoát oC 160 – 175 35 – 36,5 9880 – 10300 1400 – 1500 525 - 570 Nguồn: Theo thiết kế cơ sở của dự án - Tập 1: Thuyết minh chung Lò thu hồi nhiệt là cụm thiết bị quan trọng trong nhà máy điện Turbin khí hỗn hợp, có nhiệm vụ tận dụng khói thải từ các turbine khí để chuyển đổi nước thành hơi nước và cung cấp cho turbine hơi. Các lò thu hồi nhiệt hấp thu nhiệt từ khói thoát của turbine khí cho nước cấp để chuyển thành hơi nước. Lò thu hồi nhiệt lắp cho nhà máy có những đặc điểm sau: loại nằm ngang, 3 cấp áp lực không tái sấy, tuần hoàn tự nhiên. Các thông số cơ bản lò thu hồi nhiệt (chưa tính đến phần bổ dung để nâng công suất) sẽ được trình bày ở bảng 2.2 Bảng 2.2 Các thông số chính của lò thu hồi nhiệt Thông số khói Thông số hơi Giá trị Bao hơi hạ áp Bao hơi trung áp Bao hơi cao áp Nhiệt độ khói vào: 541oC Nhiệt độ khói thoát: 95oC Lưu lượng khói: 1775 T/h Nhiệt độ (oC) 138 209 304 Áp suất (bar) 3,4 18,5 91 Lưu lượng (T/h) 30 39 213 Nguồn: Theo thiết kế cơ sở dự án - Tập 1: Thuyết minh chung Turbine hơi lắp đặt cho nhà máy là kiểu hai thân, lắp đặt trong nhà, 3 cấp áp lực không tái sấy, turbine dự kiến sẽ có hai đường thoát hơi. Các đặc tính của turbine hơi phù hợp với chu trình hơi và lò thu hồi nhiệt đã lựa chọn. Công suất turbine hơi dự kiến khoảng 160 – 180 MW. Các thông số cơ bản của turbine hơi thể hiện trong bảng 2.3 Bảng 2.3 Các thông số chính Turbine hơi Công suất, đốt khí MW Thông số hơi Hạ áp Trung áp Cao áp Bình ngưng 160 Nhiệt độ (oC) 178 297 516 43 Áp suất (bar) 3 17,3 86,2 0,07 Lưu lượng (T/h) 426 78 53 557 Nguồn: Theo Thiết kế cơ sở dự án - Tập 1: Thuyết minh chung 2.2 Tính toán lượng giảm phát thải phát thải carbon Đối với dự án CDm nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch I, để tính toán lượng giảm phát thải, sẽ áp dụng công thức sau: ERy =BE,y – PE,y – LE,y Trong đó: Ery: Giảm phát thải trong năm y (tCO2e) PE,y : Phát thải của hoạt động dự án trong năm y (tCO2e) BE,y : Giảm phát thải đường cơ sở của lưới điện quốc gia năm y (tCO2e) LE,y : Rò rỉ trong năm y (tCO2e) 2.2.1 Phát thải do hoạt động dự án gây ra Phát thải CO2 do hoạt động của dự án (PE,y) được tính tóan như sau: PEy = FCf,y . COEFf,y Trong đó: FCf,y: Tổng lượng khí thiên nhiên sử dụng (Ngoài ra trong hoạt động dự án không có bất kỳ loại nhiên liệu nào khác trong năm y. Theo báo cáo nghiên cứu khả thi, lượng khí thiên nhiên sử dụng cho mỗi năm là 461.626.000 m3/y. COEFf,y: hệ số phát thải CO2 (tCO2e/m3) trong năm y cho khí thiên nhiên, được xác định như sau: COEFf,y = NVCy . EFCO2,f,y . OXIDf -NVCy: nhiệt trị của khí thiên nhiên trong năm y (GJ/m3). Theo nhà cung cấp giá trị này là 0,037118 (GJ/m3). - EFCO2,f,y: hệ số phát thải CO2 (tCO2e/GJ), theo dự án báo cáo khả thi giá trị này là 0,0561 (tCO2e/GJ). - OXIDf: hệ số oxi hóa của khí thiên nhiên. Theo IPCC- 2006 hệ số này được coi bằng 1. Vậy PEy = 961.252 tCO2e 2.2.2 Phát thải đường cơ sở của lưới điện quốc gia Phát thải đường cơ sở của lưới điện quốc gia được tính toán như sau: BEy = EGPJ,y . EFBL,co2,y Trong đó: EGPJ,y: điện năng tạo ra do hoạt động dự án, giá trị này là 2.400.750 MWh EFBL,co2,y: hệ số phát thải đường cơ sở với EFBL,co2,y = Tính EFOM,: Đối với dự án này, phương án tính OM đơn giản được sử dụng. Bởi những giữ liệu số chỉ có ở Trung tâm điều độ điện Quốc Gia không phổ biến và không thể tiếp cận được. Những nguồn điện bắt buộc phải hoạt động hoặc hoạt động với chi phí thấp ở Việt Nam chỉ là thủy điện bởi vì nó là nguồn năng lượng tái tạo. Quá trình sản xuất điện không làm ô nhiễm môi trường và phù hợp với chính sách quốc gia về phát triển bền vững và bảo tồn năng lượng. Bên cạnh đó, chi phí sản xuất điện của các nhà máy thủy điện thấp hơn những nhà máy điện khác sử dụng nhiên liệu hóa thạch như nhà máy điện than, điện khí và nhà máy điện chạy diesel, những nhà máy này khác nhau về chi phí sản xuất điện. Chi tiết về chi phí sản xuất điện của các nhà máy điện được trình bày ở bảng 2.4: Bảng 2.4 Chi phí sản xuất điện của các nhà máy điện Nhà máy điện than Nhà máy điện khí Nhà máy thủy điện Chi phí sản xuất điện (Uscent/kWh) 1,2 3 0 Nguồn: Theo kế hoạch mở rộng lưới điện quốc gia trong giai đoạn 2001 – 2010, triển vọng đến 2015 -Tổng công ty điện lực Việt Nam. Theo số liệu thống kê trong kế hoạch phát triển điện V, những nguồn điện bắt buộc phải hoạt động, hoặc hoạt động với chi phí thấp ở Việt Nam nhỏ hơn 50% tổng công suất điện của toàn lưới điện trong 5 năm gần đây nhất. Bảng 2.5 Tỷ lệ sản lượng điện của cá nguồn bắt buộc phải hoạt động với chi phí thấp Năm 2002 2003 2004 2005 2006 Trung bình Thủy điện (GWh) 18.205 19.304 17.759 16.221 19.209 90.428 Tổng (GWh) 36.415 41.304 46.508 52.935 59.894 237.056 Tỉ lệ % 49.99 46.08 38.18 30.64 32.07 38.15 Nguồn: Theo kế hoạch mở rộng lưới điện quốc gia trong giai đoạn 2001 – 2010, triển vọng đến 2015 -Tổng công ty điện lực Việt Nam. Hệ số phát thải OM được tính toán như là những phát thải trung bình đơn vị để sản xuất ra một đơn vị sản lượng điện (tCO2e/MWh) của tất cả những nguồn sản xuất điện cung cấp trên lưới điện, nhưng không bao gồm những nhà máy điện phải hoạt động với chi phí thấp. Hệ số phát thải OM được tính như sau: Trong đó: EFgrid, Omsimple,y là: hệ số phát thải vận hành đơn giản trong năm y (tCO2e/MWh) FCi,m,y là: lượng nhiên liệu i (theo đơn vị khối lượng hoặc thể tích) do các nguồn điện j tiêu thụ trong năm thứ y. NCVi,y là: nhiệt trị của nhiên liệu i trên đơn vị khối lượng hoặc thể tích (Gj/ khối lượng hoặc thể tích) EFco2,i,y là: hệ số phát thải CO2 của nhiên liệu i (tCO2/đơn vị khối lượng hoặc thể tích nhiên liệu) trong năm y (tCO2/GJ) EGm,y là: sản lượng điện cung cấp lên lưới điện quốc gia năm y (MWh) m là: các nhà máy điện đang vận hành (trừ các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo) i là: loại nhiên liệu sử dụng trong các nhà máy điện trong năm y y là: Thời gian được chọn (3 năm). Chi tiếu các nhà máy điện sử dụng nhiên liệu trong 3 năm từ 2005 -2007 được thể hiện trong bảng 2.6 Bảng 2.6 Sản lượng điện và tiêu thụ nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện từ năm 2005 – 2007 Loại nhiên liệu 2005 2006 2007 Than NCV=21,6Tj/Gg-VietNam EFCO2,i,y =94,6 kg CO2/GJ-IPCC 2006 GWh 8.518 9.601 10.162 kt than 4.826 5.417 5.603 kt CO2 9.861 11.068 11.448 Turbine khí (sử dụng khí) EFCO2,i,y = 56,1 kg CO2/GJ- IPCC 2006 GWh 18.380 20.520 21.703 GJ 224.679.439 251.139.260 263.689.499 kt CO2 12.200 14.139 14.793 Turbine khí (sử dụng DO) NCV=41,4TJ/Gg- Viet Nam EFCO2,i,y =74,1 kg CO2/GJ-IPCC 2006 GWh 446 221 544 kt 125 66 158 kt CO2 375 208 500 DO NCV=10.200kcal/kgVietNam EFCO2,i,y =74,1 kg CO2/GJ-IPCC 2006 GWh 16 25 123 kt DO 4 6 44 kt CO2 3 19 139 FO NCV=990kcal/kg VietNam EFCO2,i,y =77,4kg CO2/GJ-IPCC 2006 GWh 3.431 3.181 4.126 kt FO 974 3905 1.146 kt CO2 3.119 2.900 3.672 Loại Khác GWh 5.540 6.267 6.904 Điện nhập khẩu GWh 383 966 2.630 Tổng phát thải CO2 kt CO2 25.375 28.334 30.552 Tổng sản luợng nhiệt điện GWh 36.714 40.789 46.192 Nguồn: Trung tâm điện lực Quốc Gia Do đó, hệ số phát thải OM là: EFOM = =681,19 g CO2/kWh Tính EFBM,y Hệ số phát thải biên xây dựng EFBM,y được tính như sau: Trong đó: EFgrid,BM,y là : Hệ số phát thải biên xây dựng (tCO2/MWh) EGm,y là: Sản lượng điện nhà máy m trong năm y (MWh) m là: Các nhà máy trong biên xây dựng y là: Thời gian gần nhất được chọn Hệ số phát thải CO2 đối với mỗi nhà máy được tính toán như sau: Trong năm 2006, tổng sản lượng điện của hệ thống điện Việt Nam là 66.069 GWh, 20% của tổng sản lượng này là 13.213,8 GWh. Bảng 2.7 Các nhà máy điện có tổng sản lượng chiếm 20% sản lượng điện quốc gia Vậy, biên xây dựng được tính bằng: EFBM = 613,16 gCO2/kWh Từ đó, ta có hệ số phát thải EF: Hệ số phát thải đường cơ sở của lưới điện quốc gia được tính toán là trung bình của hệ số phát thải biên vận hành EFOM và hệ số phát thải biên xây dựng EFBM. Vậy hệ số phát thải đường cơ sở là: EF = (681,19 + 631,16)/2 = 656,18 (gCO2/kWh) Theo phương pháp luận AM0029, phát thải nào thấp hơn giữa EFBM và EF sẽ được lựa chọn, vì thế hệ số phát thải của dự án sẽ là EFBM= 631,16 gCO2/kWh. Vậy, BEy = 1.515.257 tCO2e 2.2.3 Lượng phát thải rò rỉ hàng năm Vì LNG không sử dụng trong hoạt động của dự án này, do đo phát thải rò rỉ sẽ không được tính đến. Phát thải rò rỉ được tính như sau LEy = LECH4,y Trong đó: LEy là: Phát thải rò rỉ trong năm y (tCO2e) LECH4,y là: Phát thải rò rỉ liên quan đến phát thải CH4 tạm thời tại đầu vào của dự án trong năm y (tCO2e) được tính như sau: LECH4,y=(FCy*NCVNG,y*EFNG,upstream,CH4 *EGPJ,y*EFBL,upstream,CH4)*GWPCH4 Trong đó: FCy : Khối lượng khí thiên nhiên sử dụng trong dự án này trong năm y, = 461.626.000 m3 NCVNG,y: Nhiệt trị trung bình của khí thiên nhiên tiêu thụ trong năm y theo GJ/m3, = 0,036287 GJ/m EFNG,upstream,CH4 : Hệ số phát thải rò rỉ liên quan đến phát thải CH4 tạm thời tại đầu vào của dự án sử dụng khí thiên nhiên từ việc sản xuất, vận chuyển, phân phối theo tCH4 cho mỗi GJ nhiên liệu cung cấp. Theo bảng 2 trong phương pháp luận AM0029 số liệu này là 296CH4/PJ. EGPJ,y: Sản lượng điện do dự án tạo ra =2.400.750 MWh GWPCH4: Tiềm năng nóng lên toàn cầu của methane được tính theo từng chu kỳ. Giá trị này được IPCC mặc định là 21 tCO2e/tCH4. EFBL,upstream,CH4 tính toán cần phải phù hợp với hệ số phát thải đường cơ sở lựa chọn (EFBL,co2). Công thức tính như sau: EFBL,upstream,CH4 = Trong đó, FFj,k: Khối lượng của loại nhiên liệu k (than hoặc dầu) sử dụng trong nhà máy điện j trong các bên xây dựng EFk,upstream,CH4: Hệ số phát thải rò rỉ liên quan đến phát thải CH4 tạm thời tại đầu vào do sản xuất nhiên liệu (Than hoặc dầu) tCH4/MJ nhiên liệu sản xuất. EGj: Sản lượng điện do nhà má j tạo ra trong năm y (MWh/y) i: Các nhà máy trong biên vận hành FFi,k: Khối lượng của loại nhiên liệu k (than hoặc dầu) sử dụng trong nhà máy điện j trong biên vận hành. EGi: Sản lượng điện do nhà máy I tạo ra trong năm y (MWh/y) ηBL: hiệu suất năng lượng điển hình của phương án đường cơ sở được lựa chọn. Tính toán cho thấy phát thải rò rỉ nhỏ hơn 0, (LEy<0), vì thế để đảm bảo tính thận trọng của dự án, rò rỉ = FCy* NCVy*EFNG,uptream,CH4*GWPCH4. Vì thế, LEy = 106.509 tCO2e. 2.2.4. Giảm phát thải của dự án Dự trên những tính toán trên, ta có giảm phát thải của dự án dược tính như sau: (ERy = BE,y- PE,y – LE,y) = 447.496 tCO2. Bảng 2.8 Lượng giảm phát thải của hoạt động dự án Năm Phát thải do hoạt động của dự án (tCO2e) Phát thải đường cơ sở (tCO2e) Phát thải rò rỉ (tCO2e) Tổng lượng giảm phát thải (tCO2e) 2009 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2010 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2011 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2012 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2013 961.253 1.515.257 106.509 2014 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2015 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2016 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2017 961.253 1.515.257 106.509 447.496 2018 961.253 1.515.257 106.509 447.496 Tổng lượng giảm phát thải (tCO2e) 9.612.530 15.152.570 1.065.090 4.474.960 Nguồn: Tác giả tự tổng hợp CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ CỦA DỰ ÁN CDM NHÀ MÁY ĐIỆN KHÍ CHU TRÌNH HỖN HỢP NHƠN TRẠCH I Đối với dự án CDM nhà máy Điện khí Chu trình Hỗn hợp Nhơn Trạch 1 là dự án bổ sung cho dự án nền là dự án nhà máy Điện khí Chu trình Hỗn hợp Nhơn Trạch 1. Dự án nền là dự án sản xuất điện từ khí chưa tính đến lợi ích từ việc bán CERs.Vậy để tiến hành phân tích hiệu quả của dự án này ta phân tích hiệu quả của dự án nền và phân tích hiệu quả dự án khi có thêm dự án bổ sung. 3.1 Phân tích chi phí lợi ích của dự án nền. 3.1.1 Xác định chi phí của dự án nền Chi phí của dự án nền bao gồm chi phí đầu tư ban đầu và chi phí vận hành hàng năm. Theo báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án ta có: - Chi phí đầu tư ban đầu: như đã trình bày ở chương 1, dự án đã kí hợp đồng EPC - (Hợp đồng Thiết kế - Cung ứng vật tư thiết bị - Xây lắp, gọi tắt là Hợp đồng EPC  Engineering - Procurenment – Construction) giữa tổng công ty chế tạo máy Việt Nam và Tổng công ty xây dựng 1 đã ký năm 2006. Tập đoàn Alstom đã được chọn làm nhà thầu thiết bị vào tháng 10 năm 2006. Dự án có Tổng vốn đầu tư ban đầu là: 312.547.000USD. - Chi phí hàng năm (OM): bao gồm chi phí trả lương cho công nhân, chi phí mua nhiên liệu, chi phí bảo dưỡng. Chi phí này ước tính chiếm 8,5% tổng vốn đầu tư với thời gian tín dụng của dự án là 10 năm – tương đương 26.566.495 USD. 3.1.2 Xác định lợi ích của dự án nền Lợi ích của dự án nền là lợi ích của việc bán điện cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thông qua Hợp đồng mua bán điện (EVN cũng là cơ quan chịu trách nhiệm quản lý lưới điện quốc gia). Điện năng sản xuất ra sẽ cung cấp lên lưới điện quốc gia. Với điện năng cung cấp lên lưới điện quốc gia là 2.400.750.000 kWh/năm. Đối với nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp, theo quyết định số 709/QĐ-NLDK của Bộ trường Bộ Công Nghiệp ngày 13/04/2004 về việc hướng dẫn tạm thời nội dung phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện, giá điện mà EVN có thể mua được là 4,5 UScent/kWh = 0,045 USD/kWh. Vậy doanh thu từ việc bán điện là: 2.400.750.000 kWh/năm * 0,045 USD/kWh = 108.033.750 USD Ta có bảng lợi ích và chi phí của dự án được tính như sau: Bảng 3.1 Bảng tổng hợp lợi ích và chi phí của dự án Năm Chi phí (USD) Lợi ích (USD) Đầu tư 312.547.000 0 2009 26.566.495 108.033.750 2010 26.566.495 108.033.750 2011 26.566.495 108.033.750 2012 26.566.495 108.033.750 2013 26.566.495 108.033.750 2014 26.566.495 108.033.750 2015 26.566.495 108.033.750 2016 26.566.495 108.033.750 2017 26.566.495 108.033.750 2018 26.566.495 108.033.750 3.1.3 Tính toán các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả dự án nền Để tính toán và phân tích các chỉ tiêu chi phí - lợi ích của dự án nền, tôi đưa ra các giả thiết sau: - Chi phí thiết bị trên được tính toán ở mức cơ sở - Có rất nhiều rủi ro của dự án và đồng tiền (sản lượng điện giảm, suất lạm phát, giá dầu tăng) không được đưa vào tính toán. Bảng 3.2 Bảng kết quả tính toán các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả dự án nền NPV (USD) 235.204.634,13 IRR (%) 24 BCR 1.512764578 Thời gian hoàn vốn PB (năm) 5.156633133 Nguồn: Tác giả tự tính toán chi tiết xem phụ lục 1. Từ kết quả trên, cho thấy dự án khả thi về mặt tài chính do có lợi nhuận ròng NPV >0, và thời gian hoàn vốn ngắn là PB =5,156 năm. Đây là dự án nền có tính khả thi cao, mang lại lợi nhuận. Khi dự án bổ sung đầu tư áp dụng CDM thì lợi nhuận đạt được tương đối cao. 3.2 Xác định chi phí và lợi ích tăng thêm nhờ áp dụng CDM khi bán được CERs 3.2.1 Xác định chi phí Dự án đăng kí thủ tục phê duyệt và bán CERs trên thị trường mất một khoản chi phí. Theo quy định dự án phải bỏ ra hai loại chi phí: chi phí đăng ký CDM (trả một lần tại năm gốc) và chi phí vận hành hàng năm dự án CDM. Các chi phí này được trình bày cụ thể tại bảng 3.2: Bảng 3.3 Bảng Chi phí tăng thêm khi bán CERs Các chi phí Số tiền (USD) Phê chuẩn dự án CDM 30.000 Đăng ký dự án CDM 10.000 Xác minh và chứng nhận CERs hàng năm 25.000 Nguồn: Theo UNIFCCC 3.2.2 Xác định lợi ích 3.2.2.1 Xác định giá bán CERs Lợi ích mang lại từ việc bán CERs bổ sung vào lợi ích của dự án nền là một khoản không nhỏ. Giá trị lợi ích này phụ thuộc vào giá CERs trên thị trường cacbon. Giá CERs là không cố định mà phụ thuộc vào lượng cung và cầu trên thị trường. Như đã trình bày ở chương 1, đối với các nước nằm trong phụ lục 1 cần giảm phát thải CO2 thì nhu cầu của họ về CERs sẽ lớn hơn, và tùy thuộc từng khu vực khác nhau giá CERs khác nhau. Thị trường này đang này đang trở nên sôi động trên phạm vi toàn cầu. Ông cho biết thời điểm năm 2003 giá 1 CER chỉ khoảng 3-4 USD nhưng hiện nay giá đã vọt lên cao. Tháng 10/2004, 1 CER được bán với giá 3 - 8 USD, đến tháng 2/2005 đã tăng lên 7 - 10 USD. Càng đến gần thời kỳ cam kết cắt giảm KNK đầu tiên (2008 - 2012) theo Nghị Định Thư Kyoto, các nước phát triển càng chịu nhiều sức ép. Với những nền kinh tế phát triển, việc giảm phát thải KNK trong nước sẽ tốn những khoản tiền lớn hơn nhiều so với việc đầu tư ở các nước đang phát triển. Nhu cầu CER rất lớn, trong khi nguồn cung cấp chỉ có hạn nên giá mua bán CER trên thị trường thế giới đã tăng lên rất nhanh chỉ trong ít tháng qua và dự báo còn tăng mạnh hơn nữa trong thời gian tới sau khi NĐT chính thức có hiệu lực. Trên thị trường Châu Âu được dự báo là có mức giá CERs cao nhất là 25USA/tCO2e. Và theo IUFCCC dự báo rằng trong giai đoạn từ năm 2008 – 2013, mức giá tại Châu Âu sẽ giao động trong khoảng 29 – 38 USD/tCO2e. Đối với thị trường Trung Quốc mức giá CERs giao động trong khoảng 20USD/tCO2e, còn tại Ấn Độ - nước có điều kiện tương đồng với nước ta có mức giá từ 10- 22 USD/tCO2e. Thị trường này ở nước ta còn mới, tính đến tháng 4 năm 2009 mới có 4 dự án được Ủy ban EB (ban chấp hành) của Liên Hợp Quốc phê duyệt và bán trên thị trường với mức giá từ 8-18 USD/tCO2e, dự án thu hồi khí đòng hành mỏ Rạng Đông mức là 12 USD/tCO2e. Từ thực trạng của thị trường CERs, dự án Nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 dự tính sẽ bán với mức giá 14 USD/tCO2. 3.2.2.2 Xác định lợi ích từ bán CERs Lợi ích từ việc bán CERs của dự án có được nhờ việc giảm lượng phát thải CO2. Lợi ích này tính theo công thức: BP= Tổng lượng giảm phát thải CO2 * PCERs Trong đó: BP là: Lợi ích từ việc bán CERs (USD) PCER là : Giá 1CER/ 1tCO2e. = 14USD. Bảng 3.4 Bảng lợi ích của dự án từ việc bán CERs Năm Tổng lượng giảm phát thải (tCO2e) BP 2009 961.253 13.457.542 2010 961.253 13.457.542 2011 961.253 13.457.542 2012 961.253 13.457.542 2013 961.253 13.457.542 2014 961.253 13.457.542 2015 961.253 13.457.542 2016 961.253 13.457.542 2017 961.253 13.457.542 2018 961.253 13.457.542 Tổng lượng giảm phát thải (tCO2e) 9.612.530 134.575.420 Nguồn : Tác giả tự tính toán Vậy với mức giá là 14USD/tCO2e, tổng lợi ích dự án CDM mang lại trong 10 năm tín dụng của dự án là 134.575.420 USD. Bảng 3.5 Bảng tổng hợp chi phí và lợi ích của dự án CDM trong trường hợp bán được CERs Năm Chi phí (USD) Lợi ích (USD) Đầu tư 40.000 0 2009 25.000 13.457.542 2010 25.000 13.457.542 2011 25.000 13.457.542 2012 25.000 13.457.542 2013 25.000 13.457.542 2014 25.000 13.457.542 2015 25.000 13.457.542 2016 25.000 13.457.542 2017 25.000 13.457.542 2018 25.000 13.457.542 Nguồn: Tác giả tự tính toán Xác định lợi ích và chi phí của dự án từ việc bán điện và bán CERs Để đánh giá hiệu quả của dự án CDM nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1, cần xác định tổng chi phí và tổng lợi ích từ cả dự án nền và dự án mở rộng. Tổng chi phí và lợi ích được tính toán chi tiết trong bảng 3.5 Bảng 3.6 Bảng tổng chi phí và lợi ích của dự án Năm Chi phí (USD) Lợi ích (USD) Dự án nền Dự án CDM Tổng Dự án nền Dự án CDM Tổng Đầu tư 312.547.000 40.000 312.587.0000 0 0 0 2009 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2010 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2011 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2012 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2013 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2014 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2015 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2016 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2017 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 2018 26.566.495 25.000 26.591.495 108.033.750 13.457.542 121.491.292 Nguồn: Tác giả tự tính toán Tính toán các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả dự án khi bán được CERs Để tính toán và phân tích các chỉ tiêu chi phí - lợi ích của dự án nền, tôi đưa ra các giả thiết sau: - Chi phí thiết bị trên được tính toán ở mức cơ sở - Có rất nhiều rủi ro của dự án và đồng tiền (sản lượng điện giảm, suất lạm phát, giá dầu tăng) không được đưa vào tính toán. Bảng 3.7 Bảng kết quả tính toán các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả dự án khi bán được CERs NPV (USD) 321.455.348,84 IRR (%) 28 BCR 1.700474599 Thời gian hoàn vốn –PB 5.972532581 Nguồn: Tác giả tự tính toán – chi tiết xem phụ lục 2 Từ kết quả trên nhận thấy, nhờ áp dụng CDM mà dự án nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 có lợi nhuận ròng tăng 81.194.086,06 triệu USD. Kết quả tính toán đem lại là NPV > 0, IRR > r, BCR > 1, T = 5,97 năm Như vậy dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 theo cơ chế phát triển sạch là một dự án mang lại rất nhiều lợi ích cho nhà máy. Phân tích rủi ro và độ nhậy Việc thực hiện bất kì một dự án nào cũng có thể gặp phải những rủi ro do các biến cố của thị trường, biến động về giá, thay đổi tỷ lệ lãi suất, chính sách ... Những rủi ro này sẽ làm thay đổi các kết quả tính toán được, tức là làm thay đổi tính khả thi của dự án. Do đó, đối với một dự án đầu tư cần phân tích tích độ nhạy của các yếu tố có thể gây biến động cho dự án cùng với các chỉ tiêu khác để xem xét tính khả thi của dự án. Từ đó sẽ tìm được yếu tố nào gây ra biến động lớn nhất, để lựa chọn phương án đầu tư an toàn, rủi ro thấp cho dự án. Đối với dự án xây dựng nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 theo CDM thì tính khả thi của dự án phụ thuộc vào các thông số: + Chi phí vận hành và bảo dưỡng OM + Giá bán điện Phân tích độ nhạy do sự thay đổi của chi phí vận hành và bảo dưỡng Giả sử khi chi phí vận hành và bảo dưỡng OM tăng giảm 5% và 10% , áp dụng công thức tính NPV và tính toán tương tự như trên ta tính được giá trị NPV, IRR, BCR lúc này là: Bảng 3.8 Bảng các chỉ tiêu thay đổi khi chi phí vận hành, bảo dưỡng thay đổi Các chỉ tiêu Chi phí vận hành và bảo dưỡng thay đổi -10% -5% 0 5% 10% NPV(USD) 338.509.080,53 329.977.214,68 321.455.348,84 312.913.482,99 204.381.671,15 IRR(%) 29 29 28 28 27 BCR 1,766147504 1,732688986 1.700474599 1,669436215 1,639510594 Nguồn: Tác giả tự tính toán Từ bảng 3.8 ta thấy, khi chi phí vận hành và bảo dưỡng giảm 10% thì NPV tăng 5% Khi chi phí vận hành và bảo dưỡng tăng 10% thì NPV giảm 36% và NPV>0 nên dự án vẫn khả thi mang lại lợi ích kinh tế cho dự án. Ta sẽ thấy rõ điều đó qua biểu đồ sau: Hình 3.1 Biểu đồ mô tả độ nhay khi chi phí vận hành và bảo dưỡng thay đổi Nguồn: Tác giả tự tính toán Phân tích độ nhạy do sự thay đổi của giá bán điện Giả sử khi giá bán điện của 1kWh tăng lên 0,0455 và 0,046 USD, giảm 0,044 USD và 0,043 USD áp dụng công thức tính NPV và tính toán tương tự như trên ta tính được giá trị NPV, IRR, BCR lúc này là: Bảng 3.9 Bảng các chỉ tiêu thay đổi khi giá điện thay đổi Các chỉ tiêu Giá điện thay đổi (USD/kWh) 0,043 0,044 0,045 0,0455 0,046 NPV(USD) 290.605.184,3 306.025.266,57 321.455.348,84 329.155.389,97 336.865.431,11 IRR(%) 27 28 28 29 29 BCR 1,633269545 1,666872072 1.700474599 1,7172758862 1,734077126 Nguồn: Tác giả tự tính toán Từ bảng 3.9 ta thấy, khi giá điện giảm chỉ còn 0,043 USD/kWh thì NPV tăng 10% Khi giá điện tăng 0,046USD/kWh thì NPV giảm 4% và Ta sẽ thấy rõ điều đó qua biểu đồ sau: Hình 3.2 Biểu đồ mô tả độ nhạy khi giá điện thay đổi Nguồn: Tác giả tự tính toán Nhận xét: Từ bảng 3.7 và 3.8 ta thấy dù chi phí vận hành và bảo dưỡng hay giá điện tăng hoặc giảm thì làm cho NPV tăng hoặc giảm một lượng nhất định nhưng luôn dương. Do đo, sự thay đổi của các yếu tố này làm lợi nhuận của dự án thay đổi nhưng vẫn chấp nhận được 3.4 Kết luận về dự án Khu vực miền Đông Nam Bộ chỉ chiếm 17,8% dân số cả nước nhưng các tỉnh, thành phố trong khu vực chiếm 46%GDP của cả nước với ngành kinh tế phát triển mạnh như công nghiệp, dịch vụ, hệ thống cảng biển... Bên cạnh đó, tốc độ gia tăng dân số cũng tăng cao do dân số tại chỗ và nguồn lao động nhập cư từ các địa phương của cả nước. Do, đó, tại khu vực Đông Nam Bộ nhu cần và sử dụng điện là rất lớn. Việc xây dựng Nhà máy Điện Khí Chu trình Hỗn Hợp Nhơn Trạch 1 sẽ đáp ứng được một nhu cầu đó và tận dụng hết được sản lượng khí thiên nhiên đưa vào từ bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn. Nhà máy đi vào hoạt động sẽ mang lại lợi ích thiết thực cho phát triển kinh tế địa phương nói riêng, khu vực nói chung, góp phần nâng cao đời sống, tăng thêm nguồn thu ngân sách cho nhà nước, cụ thể như sau: Bằng cách sử dụng các kỹ thuật tiên tiến, hiện đại là chu trình khí Hỗn hợp và khí tự nhiên, dự án sẽ đóng góp vào sự phát triển của địa phương cũng như của Việt Nam như sau: Cung cấp điện năng để cân bằng giữa Cung và cầu: Theo kế hoạt phát triển Kinh tế trong 5 năm 2006 – 2010, GDP hàng năm của Việt Nam sẽ tăng vào khoảng 7,5 – 8%/ năm trong đó công nghiệp sẽ tăng trung bình khoảng 15 – 15,5%/ năm. Sản xuất năng lượng trên toàn quốc tăng từ 31,14 tỉ kWh trong năm 2001 đến 46,79 tỉ kWh trong năm 2004 và khoảng 53,8 tỉ kWh trong năm 2005. Vì thế, trong giai đoạn 2001 -2005 sản lượng điện tăng trung bình 14,7%/ năm. Đây là tỉ lệ tăng cao nhất của các nước ở Châu Á trong những năm gần đây. Trong 2 năm 2006 và 2007 thậm chí ngay cả 2008, do bị ảnh hưởng nhiều yếu tố gây chậm chễ trong quá việc xây dựng các công trình điện, luợng điện quốc gia không thể đáp ứng nhu cầu tiêu thụ. Vì thế khi dự án đi vào hoạt động, 24.400,750 GWh sẽ cung cấp lên lưới điện quốc gia, góp phần đáng kể đáp ứng nhu cầu sử dụng tăng cao trong giai đoạn 2010 -2015 và trong những năm tiếp theo. Làm giảm tổn thất điện năng và làm tăng chất lượng điện năng của hệ thống điện trong khu vực/ quốc gia: bằng cách sử dụng đường dây 220kV, dự án sẽ giúp giảm tổn thất điện năng do truyền qua lưới điện quốc gia và tăng chất lượng của hệ thống điện trong khu vực và trên toàn quốc. Dự án sẽ sử dụng khí ga thiên nhiên để sản xuất điện, vì thế sẽ làm đa dạng hóa nguồn cung cấp năng lượng thông qua lưới điện quốc gia, mà hiện nay đang được cung cấp chủ yếu bằng các hoạt động Thủy điện và nhà máy nhiệt điện chạy than và dầu. Giảm phát thải khí nhà kính nếu so sánh với các thực tế thông thường: Dự án sử dụng khí thiên nhiên, 1 loại nhiên liệu sạch và phát thải ít hơn so với dầu diesel hoặc than. Năng lượng tạo ra từ khí thiên nhiên có thể được coi là một dạng năng lượng tương đối sạch. Lượng giảm phát thải ước tính hoạt động của dự án vào khoảng 447495 tCO2e/năm, và khoảng 4.474.950 tCO2 trong suốt 10 năm tín dụng của dự án. Tăng chất lượng của môi trường không khí: Dự án sẽ giúp làm giảm nồng độ SO2 và NOx, tăng chất lượng không khí và giúp đẩy mạnh sự phát triển bền vững của khu vực. Đẩy mạnh sự dụng các loại turbine khí ga có hiệu suất cao: Các loại tubine khí ga hiện đại có hiệu suất cao sử dụng khí thiên nhiên được sử dụng trong dự án và điện năng truyền tải ở đường dây cao thế sẽ làm giảm tổn thất. (Turbine khí ga thế hệ E có nhiệt độ cao có hiệu suất tương đối cao so với các loại turbine thong thường -52%). Hoạt động dự án sẽ góp phần thúc đẩy và củng cố sử dụng các loại turbine khí ga và chu trình hồn hợp có hiệu suất cao tại Việt Nam. Bên cạnh đó, Dự án được xây dựng còn đóng góp vào sự phát triển bền vững của địa phương: Kinh tế: Dự án sẽ giúp giảm việc cắt điện do việc thiếu điện thường xuyên tại Việt Nam trong những năm gần đây. Sản lượng trong các ngành công nghiệp sẽ tăng đặc biệt đối với tỉnh Đồng Nai là nơi có rất nhiều dự án và khu công nghiệp đang hoạt động. Sau khi dự án đi vào hoạt động, điện năng sẽ được cung cấp đầy đủ trong vùng, các khu công nghiệp sẽ được cung cấp đầy đủ với lượng điện sản xuất từ dự án. Xã hội: - Hàng trăm công ăn việc làm được tạo ra trong quá trình xây dựng cũng như nhà máy đi vào vận hành, đặc biệt dự án chủ trương sẽ tận dụng tối đa nguồn lao động sẵn có của địa phương. - Phát triển kỹ năng cho người dân trong khu vực và sự phát triển của cộng đồng dân cư. Đồng thời, thúc đẩy các ngành dịch vụ và nông nghiệp phát triển cung cấp các sản phẩm nuôi sống cho công nhân làm việc tại dự án. - Cải thiện điều kiện cơ sở hạ tầng trong vùng và đóng góp một khoản thuế hàng năm cho ngân sách nhà nước. Tóm lại, hoạt động của dự án sẽ đóng góp tích cực vào quá trình phát triển bền vững và phù hợp với những chính sách về năng lượng và môi trường của Việt Nam. Do vậy, dự án đã đáp ứng những tiêu chí phát triển bền vững của một dự án CDM do CDM Việt Nam (DNA) quy định. CHƯƠNG 4: ĐỀ XUẤT VÀ KIẾN NGHỊ 4.1. Đối với chính phủ cơ quan chức năng và có thẩm quyền về CDM tại Việt Nam: Qua quá trình tìm hiểu về CDM và làm chuyên đề này, nhận thấy những nguồn lợi nhuận lớn mà dự án CDM với chi phí đầu tư phù hợp với nước ta hiện nay, tôi xin đề xuất và kiến nghị để phát triển lĩnh vực này: Bổ sung xây dựng bộ cơ sở lý luận và dự liệu thực hiện CDM tại Việt Nam là nguồn tài liệu tư vấn cho các nhà đầu tư thực hiện. Cần có những chính sách, cơ chế đầu tư thông thoáng hơn cho các lĩnh vực phát triển kinh tế mang nhiều lợi ích cho môi trường và xã hội như CDM để thu hút nguồn vốn đầu tư từ nước ngoài. Tổ chức nâng cao năng lực, chuyên môn về CDM cho đội ngũ cán bộ quản lý của Bộ, Ban, Ngành tiến hành chỉ đạo, hướng dẫn thực hiện CDM. Nâng cao tiêu chuẩn và chất lượng của dự án CDM để tăng mức giá của CERs ngang bằng với mức giá của thị trường CERs hiện nay. Bên cạnh đó, luôn cập nhật thông tin về các dự án CDM bán được CERs trên thế giới để học hỏi kinh nghiệm và cập nhật thông tin về giá CERs. Tiến hành thực hiện các chương trình nghiên cứu, đánh gia khoa học về tiềm năng giảm thiểu phát thải khí nhà kính từ hoạt động năng lượng của Việt Nam. Từ đó, lập các chính sách chiến lược để phát triển và xây dựng những dự án giảm phát thải khí nhà kính tại Việt Nam. Đối với dự án CDM Nhà máy Điện khí Chu trình Hỗn Hợp Nhơn Trạch 1 Khi dự án đi vào hoạt động có thể xảy ra một số rủi ro có thể gây ra sự cố môi trường như sự cố rò rỉ dầu nhiên liệu, sự cố tràn dầu, sự cố cháy nổ... do đó, cần có những biện pháp giảm thiểu tối đa tác động đến môi trường. Bên cạnh đó, qua quá trình đánh giá hiệu quả dự án, ta thấy lợi nhuận ròng của dự án nền khi chưa tính lợi ích từ CDM là 235.204.634,13 USDvà sau khi tính thêm lợi ích từ CDM thì lợi nhuận ròng của dự án là 321.455.348,84 USD và lợi ích tăng thêm là 8.625.0714,71 USD. Điều này chứng tỏ lợi ích và hiệu quả CDM sẽ mang lại cho nhà máy khi bán được CERs trên thị trường. Và lợi ích này sẽ tăng thêm khi giá CERs trên thị trường thế giới tăng. Để thực hiện được điều nay, dự án cần nhanh chóng hoàn tất tốt hồ sơ CDM để gủi lên Ủy Ban EB của Liên Hợp Quốc phê duyệt và rao bán trên thị trường. Dự án cần tìm bên đối tác mua CERs sử dụng hiệu quả. KẾT LUẬN Đứng trước những thách thức của vấn đề nóng lên toàn cầu, cũng như biến đổi khí hậu, Việt Nam là một trong những nước sẽ phải gánh chịu tác động lớn, do vậy hưởng ứng Nghị định Thư Kyoto và tham gia vào cơ chế phát triển sạch CDM là một trong nước giải pháp thiết thực nhất có hiệu quả môi trường cao và mang lại nhiều lợi ích kinh tế. Dự án CDM nhà máy Điện Khí Hỗn Hợp Nhơn Trạch 1 ngoài lợi ích bán điện cho lưới điện quốc gia, dự án còn bán CERs tạo ra những lợi ích kinh tế khác. Đề tài này dự trên những số liệu của báo cáo đầu tư của dự án đã bước đầu đánh giá được những hiệu quả mà dự án đã mang lại từ các cơ sở lý luận ở chương 1 và giới thiệu về dự án ở chương 2, chương 3 đã tính được lợi ích ròng của dự án nền và so sánh với lợi ích ròng của dự án khi đã bán được CERs, bên cạnh đó còn dự báo về sự thay đổi lợi ích ròng của dự án CDM khi chi phí vận hành và bảo dưỡng thay đổi và khi giá điện thay đổi . Tuy nhiên, những rủi ro do sự biến động của thị trường giá CERs và cũng như tỷ lệ chiết khấu thay đổi còn chưa lượng hóa được. Và những lợi ích về môi trường như giảm phát thải CO2 ra môi trường cũng như những lợi ích về mặt xã hội như tạo thêm công ăn việc làm, tăng thu nhập, nâng cao đời sống người dân, cũng như giảm việc cắt điện do thiếu nguồn cung cấp thì hiệu quả của dự án cũng thay đổi. Do hạn chế về mặt thời gian và kinh nghiệm, cũng như đây cũng là một vấn đề mới trên thế giới cũng như ở Việt Nam nên trong quá trình nghiên cứu không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong thầy cô giác và các bạn nhận xét và bổ sung ý kiến để tôi hoàn thiện hơn nữa đề tài của mình. Một lần nữa tôi xin được gủi lời cảm ơn sân sắc đến PGS. TS Lê Thu Hoa – giáo viên hướng dẫn trực tiếp, và Ths. Nguyễn Xuân Sinh và Ths. Nguyễn Thị Thúy Hà đã nhiệt tình giúp đỡ, hướng dẫn tôi hoàn thành tốt đề tài này. DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO Tài liệu Tiếng Việt Báo cáo nghiên cứu đầu tư dự án Nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 – Công ty tư vấn điện. Bộ trưởng Bộ Công nghiệp- Quyết định số 709/QĐ-NLDK ra ngày 13/4/2004 về việc hướng dẫn tạm thời nội dung phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện của dự án nguồn điện. Chương trình KH&CN trọng điểm cấp Bộ - Báo cáo Tổng kết khoa học và kỹ thuật đề tài Nghiên cứu, đánh giá tiềm năng giảm thiểu phát thải khí nhà khí do hoạt động năng lượng ở Việt Nam, Hà Nội tháng 12 năm 2005 Nhập môn phân tích chi phí lợi ích – Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia, 2003 Nghị định Thư Kyoto, Cơ chế phát triển sạch và vận hội mới – Văn phòng dự án: Tổng chức hợp tác đào tạo đa quốc gia Liên minh Châu Âu, Châu Á về tăng cường tham gia hiệu quả của Việt Nam, Campuchia, Lào vào cơ chế phát triển sạch, Hà Nội tháng 4 năm 2005 Tài liệu thiết kế dự án CDM (CDMPP) - Dự án Nhà máy Điện khí hỗn hợp Nhơn Trạch 1, phiên bản 1.0, Tháng 8 năm 2008. Tài liệu hội thải nâng cao nhận thức về cơ chế phát triển sạch trong bảo vệ môi trường, Hà Nội tháng 05 năm 2007. Thuyết minh cơ sở - Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án Nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 1 Tổng công ty điện lực Việt Nam - Kế hoạch mở rộng lưới điện quốc gia trong giai đoạn 2001 – 2010, triển vọng đến năm 2015 Phạm Ngọc Hồi và Hoàng Xuân Cơ, Đánh giá tác động môi trường, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia Hà Nội. Tài liệu internet: Trang Web: http:///www.nea.gov.vn/nIndex.asp?ID=22175 Trang Web: http:///www.cdm.com Trang Web: http:///www.vietnamnet.com Trang Web: http:///www.thiennhien.net Trang Web: http:///www.unifccc.int/kyoto_protocol/mechanisms Trang Web: Trang Web: