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

như Hà Lan, Bỉ, Anh, Nhật Bản, Ngân hàng thế giới... đã hình thành các quỹ, các chương trình nhằm hỗ trợ việc xây dựng và thực hiện dự án dạng CDM tại các nước đang phát triển (không thuộc phụ lục I) để thu được CERs hoặc chuyển giao CERs trên thị trường quốc tế. Ví dụ như: Đan Mạch dự kiến lượng phải giảm phát thải mỗi năm là 25 Mt CO2e, để thực hiện được cam kết của mình Đan Mạch đã có chương trình mua 6,25 MtCO2e bằng CERs từ các dự án táo tạo, đồng sử dụng và chuyển đổi nhiên liệu. Các nước được ưu tiên hợp tác là Malaysia, Thái Lan, Nam Phi và Indonexia.. Chính phủ Italia dự kiến mua hàng năm 12 MtCO2e từ tín dụng IJ và CDM để thực hiện cam kết. Cho đến nay họ đã đóng góp 7,7 triệu USD cho quỹ đa quốc gia CDCF và thành lập quỹ cácbon Italia cùng với ngân hàng thế giới và một số tổ chức của Italia cùng tham gia với vốn đầu tư ban đầu là 15 triêu USD tiền công quỹ từ việc bán CERs 1.3.2 Thị Trường KNK Việt Nam Việt Nam tuy chưa phải là quốc gia phải giảm KNK quy định của Nghị định thư Kyoto, nhưng nhu cầu phát triển bền vững của nước ta cũng cần hạn chế tối đa phát thải KNK, đồng thời góp phần cùng cộng đồng quốc tế bảo vệ môi trường. Việc thực hiện công ước khung của Liên Hợp Quốc về biến đổi khí hậu nói chung và chúng ta tham gia vào cơ chế phát triển sạch nói riêng là nghĩa vụ và quyền lợi của chúng ta. Bên cạnh đó, CDM cũng đem lại cho Việt Nam những cơ hội mới để thu hút kêu gọi đầu tư, phát triển nguồn nhân lực, cơ sở hạ tầng, áp dụng những công nghệ sạch, công nghệ thân thiện môi trường phát triển ngành nông nghiệp và công nghiệp của mình. Nước ta đã nắm bắt được những lợi ích của CDM mang lại và nhận định thị trường KNK là một thị trường đầy tiềm năng mang lại nhiều nguồn lợi. Việt Nam đưa dự án CDM vào dự án thuộc lĩnh vực đặc biệt ưu đãi đầu tư và đã có những chính sách miễn hoặc giảm thuế suất thu nhập doanh nghiệp, dự án CDM được miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo tài sản cố định của dự án, hàng hóa nhập khẩu là nguyên liệu, vật tư, bán thành phẩm trong nước chưa sản xuất được để phục vụ sản xuất của dự án. Ngoài ra, dự án CDM được miễn, giảm tiền sử dụng đất, thuê đất và sản phẩm của dự án CDM có thể được trợ giá khi đáp ứng đủ một số điều kiện của pháp luật quy định hiện hành. Quyết định nêu rõ, CERs thuộc sở hữu của nhà đầu tư xây dựng và thực hiện dự án CDM, được theo dõi và quản lý thông qua Quỹ Bảo vệ môi trường Việt Nam. Khi nhận, phân chia và bán CERs, chủ sở hữu CERs hoặc đầu mối tiếp nhận CERs phải đăng ký với Quỹ bảo vệ môi trường Việt Nam và báo cáo với Cơ quan có thẩm quyền quốc gia về CDM. Sau khi nhận CERs, nhà đầu tư xây dựng và thực hiện dự án CDM có thể chào bán ngay cho các đối tác có nhu cầu hoặc lựa chọn thời điểm thích hợp trong thời gian CERs có hiệu lực. Trường hợp chủ sở hữu CERs là nhà đầu tư nước ngoài không bán CERs để thu tiền mà chuyển về nước để thực hiện nghĩa vụ giảm phát thải khí nhà kính thì nộp lệ phí trên số tiền của CERs đang sở hữu tính theo giá thị trường tại thời điểm chuyển về nước. Bộ Tài Nguyên và Môi trường nước ta ước tính Việt Nam có khả năng giảm được 154,4 triệu tấn CO2 từ năm 2001 – 2010 trong lĩnh vực năng lượng, lâm nghiệp và nông nghiệp. Điều này có thể đem về cho nước ta khoảng 250 triệu USD. Tuy nhiên, tại Việt Nam có thể nhận thấy thị trường KNK chưa được quan trong thời gian qua. DoViệt Nam thị trường KNK là một thị trường mới, rủi ro lớn và chứa nhiều thách thức. Thiểu biết, kinh nghiệm và nắm bắt về thị trường sẽ là một trở ngại lớn đối với các nhà quản lý hoạch định chính sách, các nhà chuyên môn. Đối với ngành nông nghiệp quy mô nhỏ, không tập trung không đủ tiêu chuẩn đối với một dự án CDM. Ngành lâm nghiệp, với khí hậu nhiệt đới gió mùa, nhiệt độ trung bình hàng năm cao nguy cơ cháy rừng 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 tíc