Xuất phát từ thực tế trên tác giả lựa chon đề tài “Phân Tích Hiệu Quả Kinh Tế Kĩ Thuật Của Hệ Thống Lai Năng Lượng Mặt Trời Và Năng Lượng Gió Tại Các Tỉnh Bờ Ven Biển Miền Trung và Miền
Mục đích của đề tài
Xây dựng mô hình kinh tế xác định: giá trị hiện tại thuần, chi phí năng lượng và thời gian hoàn vốn của dự án
Sử dụng phần mềm Homer để tính toán sản lượng điện của hệ thống năng lượng mặt trời, hệ thống năng lượng gió và sự kết hợp giữa hai nguồn Từ kết quả này, phân tích các kịch bản vận hành và tối ưu hóa công suất nhằm tăng hiệu quả cung cấp điện Dựa trên phân tích kinh tế kỹ thuật, đề xuất giải pháp kết hợp giữa hệ thống năng lượng mặt trời và năng lượng gió nhằm tối ưu chi phí đầu tư, vận hành và lợi suất lâu dài.
Phương pháp nghiên cứu
Xác định thu nhập của dự án, chi phí ban đầu, chi phí vận hành và sửa chữa, lãi suất hằng năm của dự án
Phần mềm Homer được dùng để xác định sản lượng điện độc lập của từng hệ thống năng lượng mặt trời và năng lượng gió, từ đó cung cấp cơ sở để thiết kế hệ thống lai tối ưu giữa hai nguồn Việc phân tích sản lượng riêng cho mỗi nguồn cho phép ước lượng khả năng cung cấp điện và đánh giá biến động công suất, đồng thời xác định cách phối hợp giữa mặt trời và gió để cân bằng tải và tối ưu hóa chi phí vận hành Kết quả là một hệ thống lai năng lượng mặt trời – gió được thiết kế để tận dụng ưu điểm của cả hai nguồn, giảm độ biến động và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Phân tích hiệu quả kinh tế kỹ thuật của hệ thống lai năng lượng Mặt Trời và năng lượng gió cho thấy sự bổ sung lẫn nhau giữa hai nguồn, giúp tăng công suất khả dụng, giảm độ biến động và cải thiện độ tin cậy cung cấp điện Các yếu tố kỹ thuật được xem xét gồm công suất danh định, hệ số công suất, khả năng tận dụng nguồn (capacity factor), dự báo sản lượng và tác động của lưu trữ năng lượng đối với chu kỳ vận hành Đồng thời, phân tích chi phí vốn (CAPEX), chi phí vận hành và bảo trì (OPEX) và chi phí điện cân bằng (LCOE) để đánh giá tính khả thi và giá trị đầu tư cho nhà đầu tư Đánh giá tổng thể cho nhà đầu tư cho hệ thống năng lượng mặt trời kết hợp với năng lượng gió cho thấy tiềm năng giảm chi phí cấp điện mỗi kWh so với các hệ thống đơn nguồn nhờ tối ưu hóa nguồn lực và tăng thời gian hoạt động liên tục Tuy nhiên, rủi ro phụ thuộc thời tiết, thâm nhập lưới, yêu cầu bảo trì và biến động giá cả thị trường ảnh hưởng đến ROI và thời gian hoàn vốn, do đó cần phân tích kịch bản và kế hoạch tài chính chi tiết Từ đó, bài viết đưa ra khuyến nghị đầu tư rõ ràng: hệ thống lai Mặt Trời – Gió có tiềm năng kinh tế cao và phù hợp với các dự án quy mô trung bình đến lớn, với yêu cầu thiết kế phù hợp, đánh giá rủi ro cẩn trọng và chiến lược triển khai nhằm tối đa hóa lợi nhuận và an toàn tài chính cho nhà đầu tư.
Cấu trúc của luận văn
Luận văn ngoài phần Mở Đầu gồm có các chương sau:
Chương 2: Mô Hình Kinh Tế Kĩ Thuật Của Hệ Thống
Chương 3: Xác Định Sản Lượng Điện Của Hệ Thống
Chương 4: Phân Tích Hiệu Quả Kinh Tế Kĩ Thuật Của Hệ Thống Lai Chương 5: Kết Luận
TỔNG QUAN
Tổng quan về năng lượng tái tạo trên toàn Thế Giới
1.1.1 Tình hình năng lượng tái tạo trên toàn Thế Giới
Năng lượng tái tạo hay năng lượng tái sinh được hiểu là nguồn năng lượng có nguồn lực liên tục và có thể tái sử dụng vô hạn, bao gồm năng lượng mặt trời, gió, mưa, thủy triều, sóng và nhiên liệu sinh học; nguyên lý cơ bản là tách một phần năng lượng từ quá trình diễn biến tự nhiên để đưa vào các quy trình sử dụng bằng công nghệ Theo thống kê hiện nay, nguồn năng lượng được khai thác chủ yếu từ than, dầu khí và hạt nhân, trong khi năng lượng tái tạo chiếm gần 20%; trong đó hơn 9,3% là năng lượng sinh khối truyền thống dùng chủ yếu cho nấu nướng và sưởi ấm ở các vùng nông thôn của các nước đang phát triển, phần còn lại gồm 4,1% từ nhiệt lượng sinh khối, mặt trời, địa nhiệt và nước nóng, 3,7% từ thủy điện, 1,1% từ điện năng của gió, mặt trời và địa nhiệt, và khoảng 1% từ nhiên liệu sinh học.
Theo đánh giá của IEA [6] thì công suất bổ sung về năng lượng tái tạo vào năm
Trong năm 2020, tổng công suất toàn cầu dự kiến tăng khoảng 4% so với năm 2019 và đạt hơn 198 GW công suất lắp đặt mới, chiếm gần 90% tổng công suất dự kiến ban đầu Năng lượng gió được bổ sung nhiều hơn dự báo 8% còn thủy điện tăng tới 43% vào năm 2020 Điện mặt trời vẫn duy trì đà tăng trưởng ổn định với nhiều nhà máy quy mô lớn được lắp đặt Tuy nhiên, hệ thống điện mặt trời dân dụng giảm gần 8% khi các cá nhân và doanh nghiệp gặp khó khăn kinh tế trong năm 2020.
Hình 1.1: Biểu đồ phát triển năng lương thế giới năm 2013 đến năm 2022 [6]
Sự gián đoạn chuỗi cung ứng và sự chậm trễ trong xây dựng đã làm chậm tiến độ phát triển các dự án năng lượng trong sáu tháng đầu năm 2020, nhưng hoạt động thi công vẫn diễn ra tại nhiều quốc gia và các thách thức về phát triển dự án năng lượng kể từ giữa tháng 5 đã được vượt qua Việc tăng năng suất đến tháng 9 đã vượt qua các kỳ vọng trước đó, cho thấy sự hồi phục nhanh chóng ở khu vực Châu Âu, Hoa Kỳ và Trung Quốc, và do đó dự báo cho năm 2020 đã vượt hơn 18% so với bản dự thảo hồi tháng 5.
Những diễn biến phức tạp do đại dịch Covid-19 gây ra đã tác động sâu sắc đến tình hình kinh tế toàn cầu Theo dự báo, năng lượng tái tạo có thể đạt gần 234 GW nếu được triển khai đúng lộ trình Tuy vậy, Trung Quốc dự báo tăng trưởng chậm lại vì hầu hết các dự án điện gió thường hoạt động mạnh vào tháng 12 và nhiều dự án đang được gấp rút hoàn thành do ảnh hưởng của dịch Covid-19.
19 Việc bổ sung công suất của điện gió và điện mặt trời từ 10 GW đến 25 GW trong tháng 12 Ở Hoa Kì cũng vậy, mức độ triển khai điện gió và điện mặt trời thường được triển khai vào quý cuối cùng của năm Tuy nhiên, những nước còn lại trên Thế Giới việc tăng trưởng các dự án năng lượng phụ thuộc chủ yếu vào việc vận hành các dự án điện gió, điện mặt trời và thủy điện ở quy mô nhỏ
Năng lượng tái tạo sẽ đạt mức kỷ lục vào năm 2021 với gần 218 GW công suất mới, tăng khoảng 10% so với năm 2020 Sự phục hồi được đánh giá dựa trên hai yếu tố chính: thứ nhất là vận hành trở lại các dự án bị gián đoạn do ảnh hưởng kinh tế năm 2020; thứ hai là các chính sách phát triển và ưu đãi đầu tư cho năng lượng tái tạo được mở rộng và triển khai nhanh hơn, giúp thúc đẩy tiến độ và tăng trưởng công suất trên toàn cầu.
Năng lượng mặt trời, năng lượng gió và năng lượng hidro là những trụ cột của năng lượng tái tạo, cùng với các nguồn khác đang được chú ý tại các thị trường lớn như Hoa Kỳ, Ấn Độ và một số nước Châu Âu Các dự án được nhà đầu tư kỳ vọng hoàn tất đúng tiến độ trong khuôn khổ chính sách hiện hành, khi công suất dự án có mức tăng trưởng từ năm 2020 đến năm 2021 cho thấy tác động tích cực của các biện pháp hỗ trợ và kích thích kinh tế đến ngành năng lượng Trước đại dịch, hoạt động triển khai dự án ở nhiều nước vẫn duy trì nhịp độ tăng trưởng liên tục nhờ sự quan tâm ngày càng cao đối với năng lượng tái tạo và môi trường kinh tế được hỗ trợ.
1.1.2 Các nghiên cứu về tiềm năng điện mặt trời và điện gió trên Thế Giới
Hiện nay có rất nhiều nghiên cứu về hệ thống lai công suất giữa điện mặt trời và điện gió Bảng 1.1 cho thấy tiềm năng của hai nguồn năng lượng này ở một số quốc gia trên thế giới Việc kết hợp hai nguồn năng lượng này mang lại hiệu quả kinh tế-kỹ thuật cao hơn so với vận hành của từng hệ thống độc lập Các nghiên cứu [7-11] tập trung phân tích giá trị kinh tế thông qua giá hiện tại thuần (NPC) và chi phí năng lượng (COE).
Bảng 1.1: Một số nghiên cứu về tiềm năng điện mặt trời và điện gió tại các quốc gia
Tỉnh/Quốc gia Chi phí vốn ban đầu (USD)
Hurghada, Egypt[11] 109523810 - 62946519 0,0589 Nghiên cứu này 2631909 5365290 6175472 0,510
Từ Bảng 1.1 cho thấy tại Nigeria với sản lượng điện là 284194 kWh/Năm, NPC là 1010 USD, COE là 0,110 USD/kWh Tại Egypt với chi phí vốn đầu tư là
109.523.810 USD, giá trị NPC là 62.946.519 USD, và chi phí năng lượng COE là 0,0589 USD/kWh Trong nghiên cứu này, với chi phí ban đầu 2.631.909 USD và sản lượng điện 5.365.290 kWh mỗi năm, giá trị NPC và COE lần lượt là 6.175.472 USD và 0,510 USD/kWh Những kết quả này từ NPC và COE đóng vai trò làm nền tảng cho các phân tích khả thi tài chính cho các dự án lai giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió tại các tỉnh ven biển miền Trung và miền Nam Việt Nam.
Tổng quan về năng lượng tái tạo tại Việt Nam
Việt Nam được đánh giá có nhiều tiềm năng để phát triển năng lượng tái tạo, mang lại lợi ích về kinh tế, xã hội, an ninh năng lượng và phát triển bền vững Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011–2020, có xét đến năm 2030, đặt mục tiêu ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo nhằm bảo đảm an ninh năng lượng, bảo tồn tài nguyên và giảm thiểu tác động môi trường trong sản xuất điện Cụ thể, mục tiêu là tăng tỷ lệ điện năng từ nguồn năng lượng tái tạo (không kể thủy điện lớn và vừa, thủy điện tích năng) lên khoảng 7% vào năm 2020 và trên 10% vào năm 2030 Quy hoạch cũng đẩy nhanh phát triển nguồn điện từ các nguồn năng lượng tái tạo như thủy điện nhỏ và vừa, điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, từng bước tăng tỷ trọng điện từ nguồn tái tạo trong cơ cấu nguồn điện.
Trong chiến lược phát triển nguồn điện, ưu tiên phát triển nguồn thủy điện, đặc biệt là các dự án lợi ích tổng hợp (chống lũ, cấp nước, sản xuất điện); nghiên cứu và đưa nhà máy thủy điện tích năng vào vận hành phù hợp với sự phát triển của hệ thống điện quốc gia nhằm nâng cao hiệu quả vận hành Tổng công suất các nguồn thủy điện, bao gồm thủy điện vừa và nhỏ và thủy điện tích năng, từ gần 17.000 MW hiện nay (2016) lên khoảng 21.600 MW vào năm 2020, khoảng 24.600 MW vào năm 2025 (thủy điện tích năng 1.200 MW) và khoảng 27.800 MW vào năm 2030 (thủy điện tích năng 2.400 MW).
Thứ hai, đưa tổng công suất nguồn điện gió từ mức 140 MW hiện nay lên khoảng 800 MW vào năm 2020, khoảng 2.000 MW vào năm 2025 và khoảng 6.000
Thứ ba, phát triển điện từ nguồn năng lượng sinh khối thông qua đồng phát điện tại các nhà máy đường và chế biến lương thực, thực phẩm; thực hiện đồng đốt nhiên liệu sinh khối với than tại các nhà máy điện than để nâng cao hiệu quả, giảm phát thải và tối ưu chi phí vận hành; đồng thời khai thác tiềm năng phát điện từ chất thải rắn nhằm tăng sản lượng điện sạch, thúc đẩy chuyển đổi sang nền năng lượng bền vững.
Tỷ trọng điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng sinh khối đạt khoảng 1% vào năm
2020, khoảng 1,2% vào năm 2025 và khoảng 2,1% vào năm 2030
Thứ tư, đẩy nhanh phát triển nguồn điện sử dụng năng lượng mặt trời, bao gồm cả nguồn tập trung lắp đặt trên mặt đất và nguồn phân tán lắp đặt trên mái nhà, nhằm tăng quy mô và sự đa dạng của nguồn điện mặt trời Đặt mục tiêu đưa tổng công suất nguồn điện mặt trời từ mức hiện nay không đáng kể lên khoảng 850 MW, từ đó tối ưu hóa sản lượng điện sạch, giảm thiểu phát thải và tăng cường an ninh năng lượng cho hệ thống điện quốc gia.
MW vào năm 2020, khoảng 4.000 MW vào năm 2025 và khoảng 12.000 MW vào năm 2030.
Tiềm năng phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam
Việt Nam có vị trí địa lý thuận lợi, bờ biển dài và khí hậu nhiệt đới gió mùa, kết hợp với nền kinh tế nông nghiệp nên nguồn năng lượng tái tạo phong phú và đa dạng để khai thác cho sản xuất điện như thủy điện, điện gió, điện mặt trời, sinh khối, địa nhiệt và nhiên liệu sinh học Tính đến cuối năm 2018, nước ta đã phát triển thành công nhiều dự án năng lượng tái tạo với 285 nhà máy thủy điện nhỏ, tổng công suất khoảng 3.322 MW; 8 nhà máy điện gió, tổng công suất 243 MW; và 10 nhà máy điện sinh khối, tổng công suất nối lưới khoảng 212 MW Đối với điện mặt trời, hơn 100 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
1.3.1 Tiềm năng phát triển điện gió
Việt Nam nằm trong khu vực nhiệt đới gió mùa với bờ biển dài hơn 3.200 km và chịu ảnh hưởng của gió mùa Tây Nam thổi mạnh vào mùa hè, khiến tốc độ gió ở Biển Đông Việt Nam khá cao Nhờ vị trí địa lý thuận lợi, tiềm năng phát triển năng lượng gió ở Việt Nam rất triển vọng và có thể trở thành nguồn năng lượng tái tạo quan trọng cho nền kinh tế.
Ở khu vực Đông Nam Á, 4 nước Campuchia, Lào, Thái Lan và Việt Nam có tới 39% lãnh thổ có tốc độ gió lớn hơn 6 m/s tại độ cao 65 m, tương đương khoảng 513 GW tiềm năng điện gió Đáng chú ý, hơn 8% diện tích lãnh thổ, tương đương 112 GW, được đánh giá có tiềm năng điện gió tốt theo Bảng 1.2 Trên đất liền, Việt Nam có thể phát triển khoảng 30 GW điện gió, và khi kết hợp với tiềm năng điện gió ngoài khơi, tổng công suất có thể đạt khoảng 100 GW.
Bảng 1.2: Tiềm năng năng lượng gió tại Việt Nam ở độ cao 65m [12]
Tốc độ gió trung bình
Hiện có 9 nhà máy/trang trại điện gió đang vận hành với tổng công suất 304,6
Trong bảng 1.3 về công suất các dự án điện gió, trang trại điện gió Bạc Liêu là lớn nhất với gần 100 MW, trong khi nhỏ nhất là nhà máy điện gió Phú Quý với 6 MW và vận hành nối lưới độc lập trên đảo Phú Quý, tỉnh Bình Thuận (không kết nối với lưới điện quốc gia) Còn lại có 7 nhà máy điện gió quy mô dưới 50 MW.
Bảng 1.3: Các nhà máy/trang trại điện gió đang vận hành [12]
Nhà máy/trang trại điện gió
Chủ đầu tư Năm vận hành Vị trí
Renewable Energy JSC 2012 Bình Thuận
2 Phú Lạc 24 EVN - Phong điện Thuận
3 Mũi Dinh 38 EAB - Germany 2019 Ninh Thuận
4 Phú Quý 6 PV Power đã chuyển giao
Trade-Tourism Ltd 2016 Bạc Liêu
6 Đầm Nại 1 8 Blue Circle +TSV
7 Đầm Nại 2 30 Blue Circle +TSV
8 Hướng Linh 2 30 Tân Hoàn Cầu 2019 Quảng Trị
9 Trung Nam 1 40 Công ty CP Điện Gió
Trung Nam 2019 Ninh Thuận Tổng 305
Bên cạnh đó, 18 dự án nhà máy/trang trại điện gió đã được khởi công và đang trong quá trình xây dựng với tổng công suất 812 MW (Bảng 1.4), trong đó có 2 dự án có công suất từ 100 MW trở lên là Bạc Liêu 3 và Khai Long (Cà Mau), còn lại 16 dự án có quy mô công suất nhỏ từ 20 MW đến 65 MW
Bảng 1.4: Các nhà máy/trang trại điện gió đang xây dựng [12]
STT Nhà máy/trang trại điện gió
Chủ đầu tư Vị trí
1 Trung Nam 2 64 Công ty CP Điện Gió Trung
2 Hướng Linh 1 30 Tân Hoàn Cầu Quảng Trị
3 Bạc Liêu 3 142 CP Super Wind Energy Công
4 Lai Hòa 1 30 CP Super Wind Energy Công
5 Lạc Hòa 30 Hoàng Sơn Energy Sóc Trăng
6 Hòa Đông 30 Hoàng Sơn Energy Sóc Trăng
Nguyên 1 28,8 HBRE Wind Power Solution Đắc lắc
8 Phương Mai 3 21 Central wind power JSC Bình Đinh
9 Cầu Đất 50 Đại Dương RE JSC Lâm Đồng
10 Trà Vinh 1 48 Climate Investor One and
Samtan (South Korea) Trà Vinh
11 Duyên Hải 48 CP Năng lượng châu Á và Tập đoàn Uniso (South Korea) Trà Vinh
12 Hướng Phùng 1 30 EVNGENCO2 Quảng Trị
13 Hướng Phùng 3 30 Hướng Phùng wind power Ltd
14 Hướng Phùng 2 20 Việt Ren JSC Quảng Trị
15 Đông Hải 1 50 Bắc Phương Energy JSC Bạc Liêu
Công ty TNHH Đầu tư Xây dựng và Thương mại Phương
17 Khai Long 100 Công ty CP Super Wind Energy
18 Bình Đại 1 30 TTC-Mekong Wind JSC Bến Tre
Ngoài ra, theo quy hoạch phát triển điện gió giai đoạn đến 2020, có xét đến năm
2030, tiềm năng công suất dự kiến hơn 22.000 MW, chi tiết của một số tỉnh như sau: Bình Thuận 1.570 MW, Ninh Thuận 1.429 MW, Cà Mau 5.894 MW, Trà Vinh 1.608
MW, Sóc Trăng 1.155 MW, Bạc Liêu 2.507 MW, Bến Tre 1.520 MW, Quảng Trị 6.707 MW Tuy nhiên, từ tiềm năng đến hiện thực luôn có khoảng cách, nhưng khoảng cách về điện gió ở Việt Nam lại “quá xa” mà nguyên nhân do có quá nhiều rào cản, khó khăn về pháp lý, kỹ thuật, tài chính, nhân lực và chủ đầu tư dự án
1.3.2 Tiềm năng điện mặt trời
Tiềm năng năng lượng mặt trời ở Việt Nam được đánh giá cao nhờ thời gian nắng dài và cường độ bức xạ lớn, đặc biệt ở miền Trung và miền Nam Các tỉnh Tây Bắc (Lai Châu và Sơn La) có khoảng 1897–2102 giờ nắng mỗi năm Các tỉnh phía Bắc còn lại và một số tỉnh từ Thanh Hóa đến Quảng Bình có khoảng 1400–1700 giờ nắng mỗi năm Các tỉnh từ Huế vào miền Nam có mức giờ nắng khác nhau, cho thấy tiềm năng khai thác mặt trời ở khu vực này.
Những vùng có số giờ nắng từ 1.800 giờ/năm trở lên được xem là tiềm năng để khai thác sử dụng nguồn năng lượng mặt trời Hình 2.1 cho thấy bức xạ mặt trời ở Việt Nam và thực tế cho thấy tiêu chí này phù hợp với nhiều vùng, nhất là các tỉnh phía Nam Theo EVN, tính đến giữa tháng 4/2019, toàn hệ thống điện chỉ có 4 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất chưa tới 150 MW Chỉ trong vòng hơn 2 tháng, đến 30/6/2019 đã có trên 4.464 MW điện mặt trời hòa lưới, trong số đó có 72 nhà máy điện mặt trời thuộc quyền điều khiển của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) với tổng công suất 4.189 MW và 10 nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của các Trung tâm điều độ miền với tổng công suất 275 MW Như vậy, nguồn điện mặt trời đã chiếm 8,28% công suất đặt của hệ thống điện Việt Nam Dự kiến, từ nay đến cuối năm, nguồn điện mặt trời sẽ tiếp tục tăng đóng góp cho hệ thống điện.
Năm 2019, A0 sẽ tiếp tục đóng điện và đưa vào vận hành thêm 13 nhà máy điện mặt trời, với tổng công suất 630 MW, nâng tổng số nhà máy điện mặt trời trong toàn hệ thống lên quy mô lớn hơn trước và đẩy mạnh nguồn cung năng lượng sạch cho toàn hệ thống.
Trong hệ thống điện hiện nay có 95 nhà máy điện mặt trời được bổ sung, mang lại nguồn lực quý giá giữa bối cảnh nguồn điện đang gặp khó khăn Tuy nhiên, số lượng lớn các nhà máy này đi vào vận hành trong thời gian ngắn đã đặt ra nhiều thách thức cho công tác vận hành và ổn định hệ thống điện Nguyên nhân chính là tính bất định và phụ thuộc thời tiết của nguồn năng lượng mặt trời Bên cạnh đó, sự phát triển nóng và ồ ạt các dự án điện mặt trời tập trung tại một số tỉnh như Ninh Thuận, Bình Thuận và Đắk Lắk đã dẫn tới quá tải lưới điện 110 kV và 220 kV tại các khu vực này Các dự án mặt trời được trình bày ở Bảng 1.5.
Hình 1.2: Bản đồ bức xạ mặt trời tại Việt Nam [13]
Bảng 1.5: Các dự án mặt trời tại Việt Nam [14]
STT Tên dự án/nhà máy Tỉnh
Chủ đầu tư Tiến độ
1 Nhà máy điện mặt trời Phước
Công ty CP Đầu tư xây dựng Vịnh Nha Trang
Mới khởi động vào tháng 6/2018
2 Nhà máy điện mặt trời Cam
Khánh Hòa 50 Công ty TNHH Cam
Dự kiến hoạt động vào năm 2019
3 Dự án điện mặt trời Trung Nam
Ninh Thuận 204 Công ty CP điện mặt trời Trung Nam
Dự kiến hoạt động vào tháng 6/2019
4 Nhà máy điện mặt trời Xuân
Phú Yên 49,6 Công ty CP Quang Điện Phú Khánh Đang xây dựng
5 Nhà máy điện mặt trời Xuân
Phú Yên 49,6 Công ty CP Quang Điện Phú Khánh Đang xây dựng
6 Nhà máy điện mặt trời Dầu
Công ty Cổ phần năng lượng Dầu Tiếng Tây Ninh Đang xây dựng
7 Nhà máy điện mặt trời Dầu
Công ty Cổ phần năng lượng Dầu Tiếng Tây Ninh Đang xây dựng
8 Nhà máy điện mặt trời Bình An Bình
Công ty TNHH Năng lượng Everich Bình Thuận
Dự kiến hoạt động vào tháng 6/2019
9 Nhà máy điện mặt trời Thuận
Bình Thuận 50 Công ty Cổ phần SD
Dự kiến hoạt động vào quý III năm
10 Nhà máy điện mặt trời SP Infra
Công ty TNHH Tài chính hạ tầng Shapoorji Pallonji Đang xây dựng
11 Nhà máy điện mặt trời Phan
Bình Thuận 49 Công ty TNHH Năng lượng Phan Lâm
Dự kiến tháng 6/2019 sẽ vận hành
12 Nhà máy điện mặt trời Cà Mau Cà Mau 50 Công ty Long Hưng Dự kiến quý II năm
1.3.3 Tiềm năng năng lượng sinh khối
Việt Nam, một nước nông nghiệp, có tiềm năng lớn về nguồn năng lượng sinh khối Các loại sinh khối gồm gỗ năng lượng, phế thải - phụ phẩm từ cây trồng, chất thải chăn nuôi, rác thải đô thị và các chất thải hữu cơ khác có thể được đốt trực tiếp hoặc chế thành viên nhiên liệu sinh khối Tổng công suất tiềm năng từ phế thải nông nghiệp, chất thải chăn nuôi và rác hữu cơ lên tới khoảng 400 MW, trong khi khả năng khai thác bền vững nguồn sinh khối cho sản xuất điện và nhiệt ở Việt Nam ước tính khoảng 150 triệu tấn mỗi năm Những dạng sinh khối có thể khai thác được ngay về mặt kỹ thuật để sản xuất điện hoặc áp dụng công nghệ đồng phát năng lượng (điện và nhiệt) bao gồm trấu ở Đồng bằng sông Cửu Long, bã mía dư thừa ở các nhà máy đường, rác thải sinh hoạt ở các đô thị lớn, chất thải chăn nuôi từ trang trại và hộ gia đình cùng với chất thải hữu cơ từ chế biến nông-lâm-hải sản Một số nhà máy đường đã dùng bã mía để phát điện, nhưng vẫn chỉ bán được với giá khoảng trên 800 đồng/kWh (tương đương ~4 cent/kWh).
Cuối năm 2013, Bộ Công Thương đã trình Chính phủ xem xét cơ chế hỗ trợ sản xuất điện từ năng lượng sinh khối Theo đó, mức giá tối đa mà ngành điện mua lại điện từ nguồn sinh khối là 1.200–2.100 đồng/kWh, nhằm tạo động lực cho phát triển nguồn điện từ sinh khối ở nước ta Việc xây dựng các nhà máy điện đốt rác thải cũng đang được quan tâm để giảm thiểu ô nhiễm môi trường, đặc biệt tại các thành phố, đô thị lớn Hiện nay đã có một số dự án điện đốt rác đi vào hoạt động hoặc đang được triển khai xây dựng tại thủ đô Hà Nội.
Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Cần Thơ, Hà Nam…
1.3.4 Tiềm năng thủy điện nhỏ
Hệ thống sông ngòi Việt Nam dày đặc và phân bố trên nhiều vùng lãnh thổ khác nhau, với tiềm năng thủy điện nhỏ tập trung chủ yếu ở các khu vực núi phía Bắc, Nam Trung bộ và Tây Nguyên; thủy điện vẫn là nguồn năng lượng tái tạo có công suất cao nhất, đóng góp khoảng 40% tổng công suất điện quốc gia Tiềm năng thủy điện nhỏ rất lớn, với hơn 2.200 sông suối có chiều dài trên 10 km, trong đó 90% là các sông suối nhỏ, tạo cơ sở thuận lợi cho phát triển thủy điện nhỏ Tiềm năng kỹ thuật của thủy điện nhỏ quy mô dưới 30 MW ước khoảng 25 tỷ kWh mỗi năm (gần 7.000 MW), và đến cuối năm 2018 đã có trên 3.300 MW thủy điện nhỏ được đưa vào vận hành như thông tin đã nêu.
Sự kết hợp giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió
Ở Việt Nam, thời tiết thay đổi theo mùa: miền Bắc có bốn mùa và miền Nam có hai mùa, khiến điều kiện nắng và gió khác nhau theo vùng và thời tiết; khi trời ít nắng thường gặp mưa và gió, ngược lại nhiều nắng sẽ đi kèm gió nhẹ Do đó, sự kết hợp giữa năng lượng mặt trời và điện gió là một giải pháp thông minh để tăng tính ổn định của nguồn phát và tiết kiệm chi phí cho người dùng Hệ thống năng lượng mặt trời và gió kết hợp tận dụng ưu điểm của cả hai nguồn, mang lại sự ổn định, hiệu quả và độ tin cậy cao hơn trong quá trình vận hành Đây là giải pháp phù hợp với khí hậu Việt Nam, nơi nhiều địa phương có điều kiện gió và nắng rất tốt.
Hệ thống điện năng mặt trời là thiết bị sản xuất điện năng dựa trên ánh sáng mặt trời chiếu vào tế bào quang điện của panel Khi đó, pin năng lượng mặt trời được đặt trên kết cấu giá đỡ ở nơi thoáng, không bị che khuất bởi bóng cây để thu nhận ánh sáng mặt trời một cách tối ưu Pin mặt trời được đấu nối với bình ắc quy thông qua bộ điều khiển; khi ánh sáng chiếu vào pin mặt trời, nó sản xuất dòng điện và nạp vào bình ắc quy, tạo nguồn điện để sử dụng.
Tuabin gió được lắp đặt trên kết cấu trụ đỡ cao đặt trên sân thượng của hai trung tâm, ở vị trí thoáng và không bị che khuất bởi bóng cây để tận dụng tối đa gió và thu được năng lượng gió hiệu quả Tuabin gió được kết nối với bình acquy thông qua bộ điều khiển và bộ điều tiết quạt gió, khi gió quay tuabin sẽ sinh ra điện và nạp vào bình acquy để tích trữ nguồn điện Việc lắp đặt hệ thống điện gió kết hợp điện mặt trời với chi phí hợp lý mang lại nhiều lợi ích như tăng tính ổn định cho nguồn điện, thích ứng với nhiều điều kiện thời tiết và dễ dàng triển khai thi công.
Hiện nay Việt Nam đã xây dựng dự án lai năng lượng mặt trời và năng lượng gió, trong đó dự án điện gió Trung Nam do Công ty Cổ phần Xây dựng và Lắp máy Trung Nam thi công tại xã Bắc Phong, xã Lợi Hải, huyện Thuận Bắc, tỉnh Ninh Thuận, dưới sự hướng dẫn của Enercon (Đức) Quy mô dự án là 64 MW công suất, sản lượng khai thác 182 triệu kWh/năm, bao gồm 16 trụ gió, mỗi trụ 4,0 MW; hệ thống lên áp 0,4 - 1/22 kV kết nối với Trạm biến áp dự án 22/110 kV và đấu nối vào ngăn xuất tuyến 110 kV tại Trạm 220 kV Tháp Chàm để hòa vào lưới điện quốc gia Dưới đây là hình ảnh của nhà máy Trung Nam, tỉnh Ninh Thuận.
Hình 1.3: Hình ảnh nhà máy điện gió Trung Nam tỉnh Ninh Thuận [15]
XÂY DỰNG MÔ HÌNH KINH TẾ KĨ THUẬT CỦA HỆ THỐNG
Mô tả hệ thống
Một mô hình kinh tế xác định giá trị lợi nhuận, chi phí năng lượng và thời gian hoàn vốn được trình bày ở Hình 2.1, nhằm đánh giá hiệu quả của dự án năng lượng mặt trời kết hợp với năng lượng gió Các yếu tố ban đầu cần xác định để tính toán lợi nhuận cũng như chi phí năng lượng và thời gian hoàn vốn bao gồm thu nhập dự án, chi phí đầu tư ban đầu, chi phí vận hành và sửa chữa, và lãi suất hằng năm của dự án Từ đó, mô hình cung cấp một đánh giá tổng quan cho nhà đầu tư về tiềm năng lợi nhuận và thời gian hoàn vốn của hệ thống này, giúp so sánh và ra quyết định đầu tư một cách rõ ràng.
Doanh thu của dự án
Chi phí thi ết bị Chi p hí thuê đ ất Ch i ph í ph át t ri ển
S ản l ư ợng G iá bá n đi ện
Chí phí vận hành và bảo trì
Chi phí vậ n hà nh và bả o t rì
L ãi s uấ t hà ng nă m
Giá trị hiện tại thuần (NPC) Thời gian hoàn vốn
Số năm Chi phí năng lượng
Thu nhập của dự án
Hình 2.1: Mô hình kinh tế của hệ thống
Để đánh giá một dự án đầu tư, mô hình kinh tế đóng vai trò làm nền tảng cho phân tích mặt kinh tế và tài chính; nếu không có dữ liệu từ phân tích kỹ thuật thì không thể tiến hành phân tích kinh tế, và các dự án không khả thi về mặt kỹ thuật sẽ bị loại để tránh thiệt hại trong quá trình thực hiện và vận hành; thu nhập của dự án là yếu tố then chốt quyết định thành công, vì mỗi khoản đầu tư sẽ sinh ra dòng tiền ở một hoặc nhiều thời điểm trong tương lai và dòng tiền này phụ thuộc vào tính chất của từng khoản đầu tư và cần được ước lượng một cách thích hợp; việc dự báo thu nhập tương lai có tính phức tạp cao và đòi hỏi phương pháp định lượng phù hợp; việc sử dụng năng lượng hiệu quả là chiến lược tiết kiệm và tăng hiệu quả kinh tế mà không nhất thiết tăng chi phí tiêu thụ năng lượng; thời gian hoàn vốn được hiểu là khoảng thời gian cần thiết để dự án tạo ra dòng tiền thuần bằng chi phí đầu tư ban đầu, hay nói cách khác điểm hòa vốn, và đây là công cụ phân tích phổ biến để đánh giá tiềm năng của dự án; trước khi quyết định thực hiện một dự án, nhà đầu tư thường quan tâm đến thời gian thu hồi vốn để đánh giá tính khả thi của dự án.
Mô hình xác đinh sản lượng điện của hệ thống dựa trên phần mềm Homer
2.2.1 Giới thiệu phần mềm Homer
Phần mềm Homer, được phát triển bởi NREL (National Renewable Energy Laboratory) của Hoa Kỳ và sau đó cải tiến, phân phối bởi Homer Energy, là một công cụ tối ưu hóa lưới điện vi mô với các chức năng mô phỏng, tối ưu hóa và phân tích độ nhạy HOMER (Hybrid Optimization Model for Multiple Energy Resources) giúp tối ưu hóa hệ thống cung cấp điện và nguồn năng lượng hỗn hợp (hybrid) bằng cách tích hợp nhiều công nghệ như tuabin gió, pin mặt trời, máy phát diesel, thủy điện, pin nhiên liệu và ắc quy, đồng thời cân bằng yếu tố kinh tế và các yêu cầu kỹ thuật và tối đa hóa tỷ lệ năng lượng tái tạo Tỉ lệ dự trữ năng lượng tái tạo cao hơn trong các hệ thống hybrid là nhờ giá công nghệ năng lượng tái tạo giảm và chi phí cho an ninh nhiên liệu hóa thạch ngày càng tăng Quyết định từ phần mềm hỗ trợ mô hình hóa, tối ưu hóa và phân tích độ nhạy, cho phép người dùng so sánh một loạt lựa chọn và chọn hệ thống năng lượng có hiệu quả kinh tế nhất Trong những tháng tới, Homer Energy sẽ ra mắt phiên bản trên website với cấu trúc mô-đun, bao gồm các mô-đun tùy chỉnh theo yêu cầu của khách hàng.
Hình 2.2: Giao diện hệ thống phần mềm Homer
Phần mềm tối ưu hóa cho các điều kiện tải và các hệ thống cung cấp năng lượng khác nhau, bao gồm năng lượng mặt trời, gió, khí sinh học, máy phát điện, bộ chuyển đổi, pin, thủy điện, động năng thủy điện và cả cung cấp lưới điện, giúp chi phí năng lượng có thể dễ dàng tính toán Người dùng có thể kiểm tra các kết quả từ đầu vào khác nhau và sau đó nhận được đầu ra tối ưu, giúp so sánh các kết quả đã thu được Điều này cho phép tác giả lựa chọn thiết kế tối ưu về chi phí dựa trên không gian có sẵn của phần mềm.
2.2.2 Tính toán sản lượng điện mặt trời Điện năng lượng mặt trời là hệ thống biến đổi bức xạ mặt trời thành điện năng thông qua pin quang điện Hệ thống gồm các tấm pin hấp thu ánh sáng tạo ra điện DC sau đó chuyển qua bộ phận Biến Tần để chuyển dòng điện DC thành AC cho các thiết bị sử dụng Điện Năng lượng mặt trời có 3 loại cơ bản: Điện năng lượng mặt trời hòa
Các mô hình hệ thống điện mặt trời cho địa điểm gồm: hệ thống lưới không có lưu trữ (hòa lưới), hệ thống hòa lưới có lưu trữ (kèm ắc quy), và hệ thống điện mặt trời độc lập (off-grid) Hiện nay, hệ thống điện mặt trời hòa lưới không lưu trữ được xem là hiệu quả nhất về chi phí, giúp tiết kiệm tiền điện và mang lại lợi ích đầu tư thực sự Đây cũng là loại hệ thống được nhiều người lựa chọn và đầu tư nhất trên thị trường.
Trong 3 năm qua, tuổi thọ của thiết bị lên tới 20 năm và chi phí đầu tư thấp nhất Hệ thống điện mặt trời hòa lưới không lưu trữ kết hợp nguồn năng lượng mặt trời với điện lưới quốc gia: khi sản sinh ra điện, nó sẽ được sử dụng ngay cho các thiết bị trong gia đình hoặc xưởng và không có hệ thống acquy để tích trữ nên chỉ hoạt động vào ban ngày, còn buổi tối vẫn dùng điện từ điện lưới Đây là giải pháp cực kỳ hiệu quả cho các hộ gia đình, nhà xưởng, công ty có mức tiêu thụ điện lớn vào ban ngày, vì sản lượng điện mặt trời sinh ra sẽ được dùng hết hoặc đẩy dư lên lưới Lượng điện dư sẽ được đẩy ngược lên lưới và ghi nhận bằng công tơ hai chiều Với chi phí đầu tư thấp và hiệu quả kinh tế cao, hệ thống hòa lưới không lưu trữ được xem là tối ưu nhất trong các hệ thống điện mặt trời.
Phần mềm Homer [16] tính toán sản lượng điện như sau:
Y PV : là sản lượng điện tiêu chuẩn [kW] f PV : hiệu suất giảm tải của pin [%]
G T : là thông số bức xạ mặt trời ở thời điểm hiện tại [kW/m2]
G : là bức xạ mặt trời điều kiện tiêu chuẩn [1 kW/m2]
P : là hệ số nhiệt độ công suất [%/°C]
T c : là nhiệt độ tấm pin hiện tại [°C]
T : là nhiệt độ tấm pin điều kiện tiêu chuẩn [25 °C]
2.2.3 Tính toán sản lượng điện gió
Phần mềm Homer tính toán sản lượng điện của tua bin gió tại mỗi bước thời gian bằng quy trình ba bước: đầu tiên tính tốc độ gió ở độ cao trung tâm của tua bin gió; thứ hai tính công suất mà tua bin gió sẽ phát ra ở điều kiện tiêu chuẩn; và cuối cùng điều chỉnh sản lượng điện dựa trên mật độ không khí thực tế để cho ra giá trị sản lượng cuối cùng.
Tốc độ gió ở độ cao trung tâm được tính theo công thức:
U hub : là tốc độ gió ở độ cao trung tâm [m/s]
U_anem là tốc độ gió ở tiêu chuẩn [m/s], z_hub là chiều cao trung tâm của tua bin gió [m], z_anem là chiều cao tiêu chuẩn [m], và z0 là chiều dài cánh quạt gió [m] ln( ) là hàm logarit được dùng trong các công thức liên quan đến biến đổi dữ liệu gió và mô hình tính toán, giúp chuẩn hóa thông tin gió ở các cao độ khác nhau.
Khi đã xác định được tốc độ gió tại độ cao hub, ta đối chiếu với biểu đồ công suất của tuabin gió để tính toán sản lượng điện mong đợi từ tua-bin gió ở tốc độ gió tương ứng Quá trình này được thực hiện với điều kiện nhiệt độ và áp suất không đổi để đảm bảo độ chính xác của ước tính sản lượng điện.
ln( / ) hub hub anem anem z z
Chiều cao tốc độ gió trung tâm
Hình 2.3: Công suất tua bin gió ở điều kiện tiêu chuẩn Ở Hình 2.3 cho thấy, đường nét đứt màu đỏ cho biết tốc độ gió ở độ cao trung tâm và đường nét đứt màu xanh làm cho biết sản lượng điện của tua bin gió Công suất của tốc độ gió được biễu diễn bằng đường cong Nếu tốc độ gió ở độ cao của trục tua bin không nằm trong phạm vi được xác định trong đường công suất thì tua bin sẽ không cho ra công suất Điều này theo giả thiết rằng tua bin gió sẽ không tạo ra năng lượng nếu tốc độ gió nằm dưới mức tối thiểu hoặc trên mức cho phép Đường công suất thường chỉ xác định hiệu suất tua bin gió dưới điều kiện nhiệt độ và áp suất tiêu chuẩn Để đánh giá đánh giá điều kiện thực tế, cần tính toán giá trị công suất được tính toán bởi đường công suất theo tỷ lệ với mật độ không khí theo phương trình sau:
P WTG : là sản lượng điện của tua bin gió [kW]
P : là sản lượng điện của tua bin gió ở nhiệt độ và áp suất tiêu chuẩn
: là mật độ không khí thực tế [kg/m 3 ]
0: là mật độ không khí ở nhiệt độ và áp suất tiêu chuẩn [1,225/m 3 ]
Mô hình phân tích kinh tế
Phân tích tài chính là công cụ giúp các nhà đầu tư nắm bắt toàn diện quá trình từ lập kế hoạch đầu tư đến vận hành dự án Nhờ phân tích tài chính, họ có thể hình dung các bước tiến triển của dự án, dự tính trước các phương án khác nhau và lựa chọn phương án phù hợp nhất cho dự án của mình Phân tích tài chính cho phép so sánh nguồn thu nhập của dự án với tổng chi phí hợp lý để đánh giá hiệu quả và tính khả thi Từ giai đoạn lập dự án xây dựng đến khi công trình đi vào vận hành, phân tích tài chính giúp dự báo tương lai khi thu nhập và chi phí thay đổi, từ đó kịp thời điều chỉnh và rút ra bài học kinh nghiệm cho các dự án tiếp theo.
Phân tích tài chính là kế hoạch để trả nợ, cung cấp tiêu chuẩn về hoạt động và cam kết của dự án Người cho vay dựa vào kết quả phân tích tài chính để quyết định có cấp vốn đầu tư hay tiếp tục tài trợ hay không Việc vay và trả nợ đúng hạn sẽ dễ dàng hơn cho vòng vay tiếp theo, chứng tỏ sự thành công của dự án Trong phân tích tài chính cần xác định tổng mức đầu tư, cơ cấu nguồn vốn và loại vốn của dự án; xác định các dòng thu chi của dự án; xác định các chỉ tiêu hiệu quả và lựa chọn phương án phù hợp; và đánh giá độ an toàn về mặt tài chính.
2.3.1 Xác định chi phí tài chính của dự án
Các khoản chi bao gồm toàn bộ chi phí phát sinh trong quá trình thực hiện đầu tư và các hoạt động của dự án, là cơ sở để đánh giá hiệu quả tài chính và lập kế hoạch vốn Đối với dự án năng lượng điện, cần xác định đầy đủ các khoảng chi tiêu của dự án, bao gồm vốn đầu tư ban đầu, chi phí quản lý vận hành theo năm và chi phí thay thế trong vòng đời dự án, từ đó hình thành dự toán chi phí và dòng tiền cho cả dự án.
Vốn đầu tư ban đầu của dự án là tổng chi phí dự án, bao gồm toàn bộ chi phí xây dựng công trình: chi phí xây dựng, chi phí thiết bị, chi phí quản lý dự án, chi phí dự phòng và chi phí đền bù giải phóng mặt bằng tái định cư Phương pháp tính toán được thực hiện theo hướng dẫn của cơ quan có thẩm quyền dựa trên Thông tư 16/2019/TT-BXD về hướng dẫn xác định chi phí quản lý dự án và tư vấn đầu tư xây dựng.
Chi phí quản lý vận hành hàng năm của dự án bao gồm lương và các khoản tính theo lương cho cán bộ, công nhân quản lý vận hành, chi phí sửa chữa thường xuyên tài sản cố định, chi phí quản lý dự án và các chi phí khác; chi phí này có thể được tính bằng một tỷ lệ phần trăm trên tổng vốn đầu tư xây dựng dự án, và theo thống kê cùng kinh nghiệm thực tế, tỷ lệ thông thường là khoảng 3% đến 5% tổng vốn đầu tư xây dựng Ngoài ra, có thể dựa trên chi phí hoạt động thực tế bình quân của một dự án trong vòng 5 năm gần nhất để ước tính chi phí vận hành bảo dưỡng hàng năm Đối với các dự án vừa xây dựng vừa khai thác, khi dự án chưa hoàn thành, chi phí quản lý vận hành hàng năm được tính theo quy định trên và nhân với tỷ lệ % doanh thu hàng năm của dự án.
2.3.2 Xây dựng mô hình giá trị hiện tại thuần
NPC là chỉ số chính để phân tích khả năng kinh tế của các dự án đầu tư NPC được định nghĩa là giá trị hiện tại của dòng tiền thu vào trừ đi giá trị hiện tại của dòng tiền ra trong một khoảng thời gian nhất định, và được tính bằng tổng các dòng tiền được chiết khấu về hiện tại trừ đi tổng các dòng tiền ra được chiết khấu về hiện tại Việc tính NPC giúp đánh giá tính khả thi tài chính của dự án, so sánh các lựa chọn đầu tư và đưa ra quyết định cấp vốn Công thức chung cho NPC là NPC = PV(dòng tiền thu vào) − PV(dòng tiền ra), trong đó PV đại diện cho giá trị hiện tại của từng dòng tiền sau khi chiết khấu với tỉ lệ chiết khấu phù hợp.
Công thức: NPC = dòng tiền thu vào – dòng tiền chi
Phép tính NPC cho phép nhà đầu tư đánh giá xem tổng giá trị hiện tại của dòng doanh thu dự kiến trong tương lai có bù đắp được chi phí đầu tư ban đầu hay không Với một dự án, nếu NPC dương thì nên tiến hành đầu tư dự án và ngược lại khi NPC âm Trong trường hợp có hai sự lựa chọn đầu tư loại trừ lẫn nhau trở lên, xét đến chi phí cơ hội, dự án nào có NPC cao nhất sẽ được tiến hành.
Lựa chọn phương án đầu tư theo tiêu chuẩn NPC:
NPC >= 0: chấp nhận NPC < 0: loại bỏ Phương án loại trừ:
NPC = Max và >= 0: Tối ưu NPC phụ thuộc tỷ suất chiết khấu
Tỷ suất chiết khấu là thước đo dùng để quy đổi dòng tiền kỳ vọng thành giá trị hiện tại, đảm bảo các dòng tiền trong tương lai phản ánh đúng mức độ rủi ro của dự án đầu tư Việc xác định tỷ suất chiết khấu giúp đánh giá xem giá trị hiện tại của các dòng tiền dự kiến có xứng đáng với chi phí vốn và mức độ rủi ro bỏ ra hay không Từ góc độ tài chính, tỷ suất chiết khấu thể hiện chi phí cơ hội của vốn đầu tư — phần lợi ích mà nhà đầu tư bỏ lỡ khi chọn dự án này so với lựa chọn thay thế tốt nhất Vì vậy, tỷ suất chiết khấu là công cụ cốt lõi để ước lượng giá trị hiện tại ròng và hỗ trợ quyết định đầu tư có căn cứ.
Từ đó ta xây dựng được mô hình kinh tế xác định giá trị lợi nhuận của dự án năng lượng điện như sau:
Ti : là thu nhập hằng năm của dự án
Icc : là vốn ban đầu
Ci : là chi phí vận hành và bảo trì r : là lãi suất hằng năm của dự án
Chi phí vốn ban đầu cho một hệ thống năng lượng được tính bằng tổng các chi phí cơ bản: chi phí thiết bị, chi phí xây dựng, chi phí thuê đất, chi phí phát triển và chi phí bảo hiểm Việc ước tính đầy đủ các khoản mục này cho phép xác định tổng vốn đầu tư cần thiết và đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án Hiểu rõ cấu trúc chi phí vốn giúp tối ưu hóa ngân sách, lựa chọn công nghệ phù hợp và lên kế hoạch triển khai hệ thống một cách hiệu quả.
2.3.3 Xây dựng mô hình chi phí năng lượng
Chi phí năng lượng trong một dự án sản xuất điện là tổng chi phí cho mỗi MWh hoặc kWh sản lượng điện Nó được định nghĩa là chi phí năng lượng bao gồm vốn ban đầu, chi phí vận hành và bảo trì, dựa trên tổng sản lượng điện phát ra của dự án Chi phí này được xác định bởi lãi suất hằng năm và thời gian đầu tư, phản ánh chi phí vốn và chi phí tài chính liên quan Được xem là chi phí mà nhà đầu tư phải chịu, nó ảnh hưởng trực tiếp đến lợi suất và quyết định đầu tư.
Ta xây dựng công thức như sau:
Icc : Chi phí vốn ban đầu
Ct : Chi phí vận hành và bảo trì
Et : Sản lượng điện trong năm r : Lãi suất hằng năm
Trong quy định ngân sách vốn, năm hoàn vốn là chỉ số được sử dụng phổ biến nhất, cho biết khoảng thời gian cần thiết để thu hồi vốn đầu tư ban đầu dựa trên chi phí ban đầu của dự án (theo [19]) Thời gian hoàn vốn phụ thuộc vào hai yếu tố chính là khoản đầu tư ban đầu và số tiền mỗi năm mà dự án năng lượng điện mang lại, nên việc tính toán năm hoàn vốn giúp đánh giá tính khả thi và thời gian thu hồi vốn Công thức tính năm hoàn vốn được viết như sau: Năm hoàn vốn = Đầu tư ban đầu / Dòng tiền thuần hàng năm.
PP : là năm hoàn vốn của dự án
I i : là Vốn đầu tư ban đầu
Cf : là số tiền mỗi năm.
XÁC ĐỊNH SẢN LƯỢNG ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG
Xây dựng mô hình năng lượng điện dựa trên phần mềm Homer
Mô hình năng lượng điện được mô phỏng bằng phần mềm Homer, kết hợp giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió như thể hiện ở Hình 3.1 Hệ thống gồm những tấm pin năng lượng mặt trời kết hợp với cột tuabin gió, máy biến áp và trạm điện Những tấm pin năng lượng cho ra dòng điện một chiều DC, được kết hợp với tuabin gió thông qua máy biến áp và được kết nối với tải.
Hình 3.1: Sơ đồ hệ thống năng lượng trên phần mềm Homer
Trong bài nghiên cứu này, chúng tôi chọn các tỉnh miền Nam Việt Nam để phân tích tiềm năng và hệ thống điện mặt trời cùng điện gió Khí hậu miền Nam là nhiệt đới gió mùa với hai mùa rõ rệt: mùa khô từ tháng 12 đến tháng 4 năm sau, và mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 11 Số giờ nắng trung bình ở các tỉnh miền Nam dao động khoảng 1800–2000 giờ mỗi năm, do bức xạ mặt trời cao tập trung gần đường xích đạo Thêm vào đó, gió mùa Tây Nam thổi mạnh vào mùa hè, làm tăng tiềm năng khai thác gió ven biển Việt Nam cho các hệ thống điện gió.
Nhờ vị trí địa lý thuận lợi của Việt Nam, tiềm năng năng lượng gió được đánh giá rất triển vọng Bản đồ cho thấy các tỉnh thành có tọa độ khác nhau, và sự phân bổ của chúng được trình bày cụ thể trong Bảng 3.1.
Bảng 3.1: Tọa độ các tỉnh miền Trung và miền Nam Việt Nam
STT Địa điểm Vĩ độ Kinh độ
Các thông số đầu vào của hệ thống
Thành lập năm 2001 tại Canada, Canadian Solar là nhà cung cấp hàng đầu các tấm pin mặt trời và giải pháp năng lượng mặt trời, với mạng lưới 24 chi nhánh trên toàn cầu Ngoài việc sản xuất tấm pin mặt trời chất lượng cao, Canadian Solar còn thực hiện nhiều dự án quy mô lớn với công suất lên tới 29 GW trên khắp thế giới.
Hiệu suất của các tấm pin mặt trời Canadian (Hình 3.2) sẽ thay đổi tùy thuộc vào loại pin cụ thể Các tấm pin Canadian có mức hiệu suất từ 15,9% đến 17,2%, cho thấy phạm vi hiệu suất phù hợp với tiêu chuẩn Do đó, các tấm pin mặt trời Canadian luôn nằm trong danh mục các sản phẩm đạt chuẩn về hiệu suất.
H iệu s uấ t nh ỏ n hấ t H iệu s uấ t l ớn nhấ t
Hình 3.2: Hiệu suất của tấm pin Canadian [20]
Hiệu năng hay còn gọi là hệ số nhiệt độ là thước đo để đánh giá hiệu suất của tấm pin mặt trời trong điều kiện không lý tưởng Chỉ số này cho thấy khả năng tấm pin mặt trời xử lý các biến đổi nhiệt độ và môi trường bất lợi Các tấm pin mặt trời, giống như các thiết bị điện tử khác, hoạt động tốt hơn khi được giữ ở nhiệt độ mát, với mức nhiệt lý tưởng khoảng 25°C (77°F).
Hệ số nhiệt độ sẽ cho bạn biết hiệu năng của tấm pin sẽ thay đổi như thế nào trong những ngày hè nắng nóng
Các tấm pin mặt trời sẽ đối mặt với nhiều ngày nắng nóng trong mỗi năm, vì vậy pin mặt trời lý tưởng nhất là pin có hệ số nhiệt độ thấp nhất có thể Tất cả các tấm pin mặt trời Canadian đều đạt tiêu chuẩn và có hệ số nhiệt độ là -0,41.
Theo Bảng 3.2, các thông số của tấm pin năng lượng mặt trời Canadian được công bố với thời gian sử dụng 25 năm (nguồn [21]) Trong những năm đầu, tấm pin phải đảm bảo công suất không thấp hơn 98% công suất danh định ghi trên nhãn Từ năm thứ 2 đến năm thứ 25, mức suy giảm công suất hàng năm không vượt quá 0,55%, và đến năm thứ 25 công suất đầu ra tối thiểu phải đạt 84,8% so với công suất danh định trên nhãn tấm pin.
Bảng 3.2: Thông số tấm pin Canadian CS6X
Trong nghiên cứu này, tấm pin CS6X-325P được sử dụng để mô phỏng trên phần mềm Homer, nhằm đánh giá hiệu suất và tối ưu hóa cấu hình hệ thống Bằng cách ghép nối các tấm pin, hệ thống đạt công suất lên tới 1 MW Hình 3.3 trình bày thông số kỹ thuật của tấm pin CS6X-325P và chi phí của hệ thống pin mặt trời Thời gian sử dụng dự kiến là 25 năm.
Hình 3.3: Cài đặt mô phỏng tấm pin mặt trời Canadian
Công suất 325 W Điện áp định mức 37V
Nhiệt độ hoạt động -40 0 C đến +85 0 C Điện áp tối đa 1000V
Các tua bin gió hiện nay được chia thành hai loại: Một loại theo trục đứng giống như máy bay trực thăng Một loại theo trục ngang Loại tuabin gió trục ngang là loại phổ biến có 2 hay 3 cánh quạt Tuabin gió 3 cánh quạt hoạt động theo chiều gió với bề mặt cánh quạt hướng về chiều gió đang thổi Ngày nay tuabin gió 3 cánh quạt được sử dụng rộng rãi (Hình 3.4)
Dãy công suất tuabin gió thuận lợi từ 50 kW tới công suất lớn hơn cỡ vài MW Để có dãy công suất tuabin gió lớn hơn thì tập hợp thành một nhóm nhưng tuabin với nhau trong một trại gió và nó sẽ cung cấp năng lượng lớn hơn cho lưới điện
Hình 3.4: Cấu tạo bên trong của tua bin gió điển hình [23]
Tuabin gió hoạt động theo nguyên lý rất đơn giản: năng lượng gió làm quay 2 hoặc 3 cánh quạt quanh rotor, rotor được nối với trục chính và trục chính sẽ truyền động cho máy phát để tạo ra điện Các tuabin gió được đặt trên trụ cao nhằm thu được lượng gió nhiều hơn và giảm tác động của các luồng gió bất thường Ở độ cao khoảng 30 mét trên mặt đất, tuabin gió hoạt động với vận tốc gió ổn định và hiệu suất cao, giúp tối ưu việc cấp điện Chúng có thể cung cấp điện cho nhà ở hoặc công trình, và có thể kết nối vào mạng điện để phân phối lượng điện rộng ra Thông số của tuabin gió G1500 và các tham số cài đặt trên phần mềm được thể hiện ở Bảng 3.3 và Hình 3.5.
Bảng 3.3: Thông số tua bin gió G1500
Tốc độ gió thấp 3,5 đến 4 m/s
Tốc độ gió cao 20 đến 25 m/s
Tốc độ trung bình 17 đến 22 m/s Đường kính cánh quạt 70,5 m
Chiều cao 60 đến 80 m Điện áp đinh mức 690V
Hình 3.5: Cài đặt mô phỏng tua bin gió G1500
Một máy biến áp là thiết bị điện từ tĩnh hoạt động dựa trên nguyên lý cảm ứng điện từ Nó được dùng để biến đổi hệ thống dòng điện xoay chiều từ điện áp này sang điện áp khác, đồng thời giữ nguyên tần số của dòng điện Nói cách khác, máy biến áp truyền năng lượng hoặc tín hiệu điện xoay chiều giữa các mạch điện bằng cảm ứng điện từ theo một nguyên lý nhất định.
Máy biến áp gồm ba phần chính: lõi thép, dây quấn và vỏ máy Lõi thép gồm trụ và gông; trụ là nơi đặt dây quấn, gông liên kết các trụ thành một mạch từ kín, và lõi được làm từ nhiều lá sắt mỏng ghép cách điện với nhau, thường chế tạo từ vật liệu dẫn từ tốt Dây quấn được làm bằng đồng hoặc nhôm và bọc cách điện ở bên ngoài; cuộn sơ cấp (N1) nhận năng lượng từ mạch điện xoay chiều, còn cuộn thứ cấp (N2) truyền năng lượng ra cho tải Số vòng của hai cuộn phải khác nhau tùy mục đích của máy: N2 > N1 là máy tăng áp, N2 < N1 là máy hạ áp Vỏ máy tùy loại có thể làm từ nhựa, gỗ, thép, gang hoặc tôn mỏng và có chức năng bảo vệ các bộ phận bên trong của máy.
Nguyên lý làm việc của máy biến áp dựa trên cảm ứng điện từ: khi điện áp xoay chiều được cấp vào hai đầu cuộn sơ cấp, sự biến thiên của từ thông ở bên trong hai cuộn gây ra suất điện động cảm ứng, từ thông sẽ đi qua cuộn sơ cấp và thứ cấp để từ đó xuất hiện điện áp ở cuộn thứ cấp và biến đổi điện áp ban đầu Theo Faraday, khi từ thông biến thiên trong một mạch kín thì sẽ sinh ra dòng điện, do đó máy biến áp chuyển đổi điện áp và dòng điện nhờ hiện tượng cảm ứng Từ thông được định nghĩa là lượng đường sức từ đi qua một diện tích, được tạo ra từ tích phân mật độ từ thông với vectơ diện tích trên toàn bộ bề mặt Khi từ thông biến thiên, điện áp xoay chiều ở đầu vào biến thiên và gây xuất hiện suất điện động tại cuộn thứ cấp, từ đó làm thay đổi điện áp ở đầu ra Bảng 3.4 và Hình 3.6 trình bày các thông số và mô phỏng trên phần mềm [25].
Bảng 3.4: Thông số máy biến áp Eaton
Loại 9395P Điện áp đầu vào AC 380 VAC Điện áp đầu vào DC 220 VDC
Hình 3.6: Cài đặt mô phỏng máy biến áp Eaton
Dữ liệu của hệ thống trên phần mềm Homer
3.3.1 Dữ liệu bức xạ mặt trời
Dữ liệu bức xạ mặt trời tại các tỉnh được khảo sát trên phần mềm Homer và được xác định từ máy chủ NASA, đảm bảo nguồn tin cậy và cập nhật Quá trình này cho phép ước lượng mức bức xạ mặt trời ở từng địa phương, trong đó hình 3.7 trình bày dữ liệu bức xạ tại tỉnh Đà Nẵng Việc kết nối dữ liệu từ NASA và Homer hỗ trợ đánh giá tiềm năng năng lượng mặt trời và phục vụ các bài phân tích liên quan đến quy hoạch và ứng dụng công nghệ năng lượng tái tạo ở các tỉnh.
Hình 3.7: Dữ liệu bức xạ mặt trời tại Đà Nẵng trên phần mềm Homer
Dữ liệu bức xạ mặt trời được tổng hợp từ các tỉnh khảo sát và trình bày dưới dạng biểu đồ so sánh Hình 3.7 cho thấy dữ liệu bức xạ của các tỉnh miền Trung và miền Nam Việt Nam; trong các tháng 2, 3 và 4 có nắng kéo dài từ 7h sáng đến 17h Cường độ bức xạ trung bình dao động từ 4,42 đến 5,29 kWh/m2/ngày; theo kết quả, các tỉnh Bình Thuận, Vũng Tàu, Trà Vinh và Cà Mau có cường độ bức xạ lớn hơn 5,1 kWh/m2/ngày, còn các tỉnh Đà Nẵng, Quảng Ngãi và Phú Yên có bức xạ mặt trời ở mức thấp.
Da Nang Quang Ngai Binh Dinh Phu Yen Khanh Hoa
Binh Thuan Vung Tau Tra Vinh Soc Trang
Hình 3.8: Biểu đồ bức xạ mặt trời tại các tỉnh miền Trung và miền Nam Việt Nam
3.3.2 Dữ liệu tốc độ gió
Theo nghiên cứu của Ngân hàng Thế giới, Việt Nam là nước có tiềm năng gió lớn nhất trong 4 nước khu vực, với hơn 39% diện tích có tốc độ gió trung bình hàng năm lớn hơn 6 m/s ở độ cao 65 m, tương đương tổng công suất 512 GW Đáng chú ý, hơn 8% diện tích được xếp vào hạng tiềm năng gió rất tốt (tốc độ gió ở độ cao 65 m đạt 7–8 m/s), có thể tạo ra trên 110 GW [26].
Dữ liệu tốc độ gió được xác định từ máy chủ NASA thông qua phần mềm Homer, mang lại nguồn thông tin gió đáng tin cậy cho người dùng Hình 3.9 trình bày tốc độ gió tại tỉnh Đà Nẵng trên nền Homer, cung cấp hình ảnh và số liệu trực quan hỗ trợ phân tích thời tiết và nghiên cứu địa phương Việc tích hợp dữ liệu NASA với Homer cho phép theo dõi biến đổi gió theo thời gian và so sánh với các chu kỳ gió điển hình trong khu vực, từ đó hỗ trợ quyết định liên quan đến thiết kế, quy hoạch và ứng dụng môi trường.
Hình 3.9: Dữ liệu tốc độ gió tại Đà Nẵng trên phần mềm Homer
Tốc độ gió tại các tỉnh miền Trung và miền Nam được trình bày trong Hình 3.10 Theo biểu đồ, các tháng Một, Hai, Ba và Mười, Mười Một, Mười Hai có tốc độ gió trên 6 m/s ở các tỉnh Bình Thuận và Vũng Tàu; ngược lại Trà Vinh, Sóc Trăng và Cà Mau có tốc độ gió ở mức thấp.
Da Nang Quang Ngai Binh Dinh Phu Yen Khanh Hoa
Binh Thuan Vung Tau Tra Vinh Soc Trang
Kết quả mô phỏng
Dựa vào bức xạ mặt trời và tốc độ gió ở Hình 3.8 và Hình 3.10 khi khảo sát tại
10 tỉnh miền Trung và miền Nam Việt Nam Từ phần mềm mô phỏng Homer cho sản lượng điện được trình bày như Bảng 3.5
Bảng 3.5: Sản lượng điện hệ thống PV, Wind và PV-Wind
Hệ thống Wind Sản lượng (kWh/năm)
Hệ thống PV- Wind Sản lượng (kWh/năm)
Khi đầu tư hệ thống năng lượng mặt trời tại các tỉnh được khảo sát, sản lượng điện thu được ở mức thấp Cụ thể, Quảng Ngãi và Đà Nẵng có sản lượng thấp lần lượt là 1.330.088 kWh/năm và 1.467.622 kWh/năm Các tỉnh cho sản lượng cao gồm Bình Thuận 1.552.048 kWh/năm, Vũng Tàu 1.541.427 kWh/năm và Cà Mau 1.592.551 kWh/năm Đối với hệ thống năng lượng gió, sản lượng cao hơn; các tỉnh có sản lượng thấp như Cà Mau đạt 2.542.795 kWh/năm, Sóc Trăng và Trà Vinh có mức sản lượng thấp nhưng chưa công bố số liệu chi tiết.
2619888 kWh/năm Các tỉnh cho sản lượng cao như Bình Thuận 3813242 kWh/năm, Vũng Tàu là 3789372 kWh/năm
Khi kết hợp hệ thống lai năng lượng điện mặt trời và điện gió thì đạt kết quả tốt nhất Các tỉnh cho sản lượng thấp như Trà Vinh là 4129352 kWh/năm, Sóc Trăng là
4128867 kWh/năm, Cà Mau là 4135346 kWh/năm Những tỉnh này khi kết hợp hệ thống lai năng lượng mặt trời và năng lượng gió chưa mang lại hiệu quả kinh tế cao Tại các tỉnh Bình Thuận là 5365290 kWh/năm, Vũng Tàu là 5330799 kWh/năm có sản lượng điện cao nên việc đầu tư dự án mang lại hiệu quả kinh tế cao.
PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ KINH TẾ KĨ THUẬT CỦA HỆ THỐNG LAI
Chi phí đầu tư ban đầu của dự án
Trong quản lý dự án đầu tư xây dựng, chủ đầu tư, đơn vị thi công và các bên liên quan phải tuân thủ các nguyên tắc cơ bản và đảm bảo chi phí hợp lý, hợp lệ theo pháp luật về xây dựng và các văn bản hướng dẫn, bởi pháp luật quy định rõ hành lang pháp lý để tính và xác định định mức chi phí quản lý dự án đầu tư xây dựng mới nhất; chi phí quản lý dự án là chi phí cần thiết để tổ chức thực hiện các công việc từ giai đoạn chuẩn bị, thực hiện đến kết thúc dự án và đưa công trình vào khai thác sử dụng Theo thông tư 16/2019/TT-BXD về hướng dẫn xác định chi phí quản lý dự án và tư vấn đầu tư xây dựng, chi phí tư vấn đầu tư xây dựng được xác định theo định mức chi phí tư vấn với các thành phần gồm chi phí nhân công tư vấn (lương, phụ cấp, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm y tế, bảo hiểm thất nghiệp, kinh phí công đoàn và các khoản đóng góp liên quan), chi phí ứng dụng khoa học công nghệ, chi phí thanh toán các dịch vụ công cộng, vật tư văn phòng phẩm, thông tin liên lạc, chi phí thuê mướn, sửa chữa, mua sắm tài sản phục vụ tư vấn (nếu có), chi phí quản lý của tổ chức tư vấn, chi phí khác, lợi nhuận chịu thuế tính trước nhưng chưa bao gồm chi phí áp dụng hệ thống thông tin công trình, thuế giá trị gia tăng và chi phí dự phòng Để xây dựng nhà máy năng lượng mặt trời kết hợp điện gió, cần xác định các chi phí đầu tư ban đầu như chi phí thiết bị, chi phí mua đất, chi phí xây dựng, chi phí phát triển và bảo hiểm; tổng chi phí đầu tư ban đầu được trình bày ở Bảng 4.1.
Bảng 4.1: Tổng chi phí ban đầu hệ thống PV, Wind và PV-Wind
Với công suất 1 MW, hệ thống năng lượng mặt trời có chi phí đầu tư ban đầu là 1.188.909 USD, trong khi hệ thống năng lượng gió có chi phí đầu tư ban đầu là 1.957.272 USD Nếu đầu tư hệ thống lai giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió, tổng chi phí đầu tư ban đầu sẽ lớn nhất, đạt 2.631.909 USD.
Phân tích giá trị kinh tế của hệ thống
Hiện nay, hệ thống điện mặt trời và điện gió được xem là nguồn năng lượng sạch, thân thiện với môi trường, và là giải pháp hiệu quả cho đáp ứng nhu cầu năng lượng Với thiết kế và vận hành hiệu quả, các hệ thống này có thể hoàn vốn và mang lại lợi nhuận Để ra quyết định đầu tư cho một dự án hệ thống lai năng lượng điện, cần tiến hành phân tích kinh tế dự án, xem xét chi phí đầu tư, sản lượng điện dự kiến và chi phí vận hành, bảo trì Các yếu tố như giá bán điện, đặc biệt là giá bán điện mặt trời mặt đất, ảnh hưởng trực tiếp đến thời gian hoàn vốn và mức sinh lời Đồng thời, các yếu tố pháp lý, chế độ ưu đãi và rủi ro thị trường cũng cần được đánh giá kỹ lưỡng trong quá trình lên kế hoạch đầu tư.
Giá điện 0,709 USD/kwh được trình bày ở Bảng 4.2, và giá bán điện gió 0,083 USD/kwh là cơ sở để đánh giá kinh tế của một dự án năng lượng điện.
Bảng 4.2: Biểu giá mua điện mặt trời Việt Nam năm 2020 [4]
TT Công nghệ điện mặt trời
1 Dự án điện mặt trời nổi lưới 1783 0,0769
2 Dự án điện mặt trời mặt đất 1644 0,0709
3 Hệ thống điện mặt trời mái nhà 1943 0,0838
Danh mục Hệ thống PV
Hệ thống Wind (USD/MW)
Hệ thống PV- Wind (USD/MW)
Xây dựng (Bao gồm thiết kế và xây dựng)
4.2.1 Phân tích giá trị hiện tại thuần của dự án
Dựa vào tổng chi phí đầu tư ban đầu được trình bày ở Bảng 4.1, chi phí vận hành và bảo trì được ước tính ở mức 4% mỗi năm so với chi phí đầu tư ban đầu, đồng thời lãi suất ngân hàng được đặt ở 7% mỗi năm [27].
Từ công thức 2.4 ta tính được giá trị hiện tại thuần của dự án trong vòng 25 năm
Bảng 4.3: Giá trị hiện tại thuần của hệ thống PV
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
Với chi phí đầu tư ban đầu là 1188909 USD cho hệ thống năng lượng mặt trời tại các tỉnh được khảo sát, dự án cho thấy kết quả cao ở mọi khu vực NPC thấp nhất được ghi nhận tại tỉnh Quảng Ngãi là 486495 USD, trong khi tỉnh Cà Mau cho lợi nhuận cao nhất là 1036355 USD Kết quả được trình bày ở Bảng 4.3.
Bảng 4.4: Giá trị hiện tại thuần của hệ thống Wind
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
TP.Đà Nẵng 3760333 1 1957272 7990707 4204209 Quảng Ngãi 3283774 1 1957272 6978019 3191522 Bình Định 3256734 1 1957272 6920559 3134062
Đầu tư hệ thống năng lượng gió với chi phí ban đầu 1.957.272 USD được khảo sát ở các tỉnh cho thấy Trà Vinh, Sóc Trăng và Cà Mau có sản lượng điện thấp, dẫn đến giá trị hiện tại thuần (NPV) của dự án tại các khu vực này không mang lại hiệu quả cao Trong khi đó, các tỉnh có NPV cao hơn như Bình Thuận đạt 4.316.641 USD, Vũng Tàu cũng có giá trị NPV cao nhưng thông tin chi tiết cho tỉnh này chưa được cung cấp đầy đủ trong nguồn dữ liệu hiện có.
4265917 USD Dữ liệu được trình bày ở bảng 4.4
Bảng 4.5: Giá trị hiện tại thuần của hệ thống PV-Wind
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
TP.Đà Nẵng 5227955 1 2631909 10978705 5887068 Quảng Ngãi 4613862 1 2631909 9689110 4597473 Bình Định 4799754 1 2631909 10079483 4987846
Khi đầu tư hệ thống lai giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió với chi phí đầu tư ban đầu là 2631909 USD thì tại các tỉnh khảo sát mang lại hiệu quả kinh tế cao Các tỉnh Trà Vinh, Sóc Trăng, Cà Mau giá trị hiện tại thuần ở mức thấp Tại Bình Thuận và Vũng Tàu cho giá trị hiện tại thuần cao, lần lượt là 6175472 USD và chưa được công bố.
6103041 USD Dữ Liệu được trình bày ở Bảng 4.5
4.2.3 Phân tích chi phí năng lượng của dự án
Những tiến bộ trong công nghệ vật liệu và những đột phá trong thiết kế, lắp đặt các nguồn tái tạo đã khiến chi phí sản xuất năng lượng điện ngày càng rẻ hơn Dựa trên tổng chi phí đầu tư ban đầu của dự án, chi phí vận hành và bảo trì, và sản lượng điện hàng năm, ta có thể ước tính chi phí năng lượng cho dự án Từ công thức 2.5, chi phí năng lượng của dự án năng lượng điện được tính và trình bày rõ ràng ở Bảng 4.6 và hình 4.1.
Bảng 4.6: Chi phí năng lượng của hệ thống PV, Wind và PV-Wind
Hệ Thống Wind (USD/kWh)
Hệ ThốngPV-Wind (USD/kWh)
Ta thấy, khi đầu tư hệ thống năng lượng điện mặt trời tại các tỉnh khảo sát thì chi phí về năng lượng của dự án ở mức cao Tại tỉnh Quảng Ngãi cao nhất là 0,930 USD/kWh và thấp nhất là 0,776 USD/kWh tại tỉnh Cà Mau Còn khi đầu tư hệ thống năng lượng gió thì chi phí năng lượng thấp hơn Tỉnh Cà Mau cho chi phí cao nhất là 0,801 USD/kWh và thấp nhất tại tỉnh Bình Thuận là 0,543 USD/kWh Tuy nhiên, nếu đầu tư kết hợp giữa hệ thống năng lượng mặt trời và năng lượng gió thì cho kết quả tốt nhất Tại tỉnh Cà Mau cao nhất là 0,662 USD/kWh và thấp nhất tại tỉnh Bình Thuận là 0,510 USD/kWh
D a N an g Q u a n g N g a i B in h D in h P h u Y e n K h a n h H o a B in h T h u a n V u n g Ta u T ra V in h S o c Tr a n g C a M a u
Hình 4.1: Biểu đồ chi phí năng lượng của hệ thống PV, Wind và PV-Wind 4.2.2 Thời gian hoàn vốn của dự án
Lãi suất ngân hàng biến động theo thị trường và sự điều tiết nền kinh tế của nhà nước, tại thời điểm này nghiên cứu chọn mức chiết khấu bằng 7%/năm Áp dụng công thức 2.6, tính được thời gian hoàn vốn của các tỉnh thành được khảo sát
Bảng 4.7: Thời gian hoàn vốn hệ thống PV
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
Thời gian hoàn vốn (năm)
Đầu tư hệ thống năng lượng mặt trời tại các tỉnh được khảo sát có chi phí ban đầu là 1.188.909 USD, và thời gian hoàn vốn giữa các tỉnh không chênh lệch nhiều Cụ thể, tỉnh Quảng Ngãi có thời gian hoàn vốn lâu nhất là 10,2 năm, trong khi tỉnh Cà Mau có thời gian hoàn vốn ngắn nhất là 8,5 năm Kết quả được trình bày ở Bảng 4.7.
Bảng 4.8: Thời gian hoàn vốn hệ thống Wind
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
Thời gian hoàn vốn (năm)
Với chi phí đầu tư ban đầu là 1.957.272 USD cho dự án năng lượng gió, thời gian hoàn vốn ngắn hơn so với hệ thống năng lượng mặt trời, cho thấy điện gió mang lại hiệu quả kinh tế cao Tại tỉnh Cà Mau, thời gian hoàn vốn cao nhất là 8,7 năm, còn tại Bình Thuận và Vũng Tàu lần lượt là 5,8 năm, làm cho đây trở thành địa điểm khảo sát lý tưởng cho nhà đầu tư Kết quả được trình bày ở Bảng 4.8.
Việc kết hợp hệ thống lai giữa năng lượng mặt trời và năng lượng gió với chi phí ban đầu là 2.631.909 USD cho thấy thời gian hoàn vốn tối ưu, được trình bày tại bảng 4.9 Tại các địa điểm khảo sát, thời gian hoàn vốn không chênh lệch nhiều, với Trà Vinh, Sóc Trăng và Cà Mau lần lượt có thời gian hoàn vốn 7,3 năm, còn Bình Thuận ngắn nhất ở 5,6 năm Vì vậy, sự kết hợp của hệ thống lai tại cùng một địa điểm khảo sát cho kết quả tốt nhất.
Bảng 4.9: Thời gian hoàn vốn hệ thống PV-Wind
Chi phí ban đầu (USD)
Tiền dự án thu được/năm (USD)
Thời gian hoàn vốn (năm)