Đánh giá tính khả thi của dự án xây dựng nhà máy điện mặt trời tại huyện Tịnh Biên, tỉnh An Giang
ĐÁNH GIÁ TÍNH KHẢ THI CỦA DỰ ÁN XÂY DỰNG NHÀ MÁY ĐIỆN
MẶT TRỜI TẠI HUYỆN TỊNH BIÊN, TỈNH AN GIANG
FEASIBILITY ASSESSMENT OF THE SOLAR POWER PLANT PROJECT
IN TINH BIEN, AN GIANG PROVINCE
Võ Viết Cường1, Nguyễn Thị Hải Yến2
1Trường đại học Sư phạm Kỹ thuật TP.HCM
2Học viên cao học, Trường đại học Sư phạm Kỹ thuật TP.HCM
TÓM TẮT
Nhu cầu xây dựng các nhà máy năng lượng mặt trời công suất lớn kết nối lưới điện quốc gia là
một yêu cầu cấp thiết nhằm giảm lượng điện năng cấp bởi các nguồn năng lượng truyền thống.
Với chi phí đầu tư cao của các dự án năng lượng mặt trời nối lưới thì hình thức xã hội hóa là phù
hợp nhất nhằm giảm đầu tư công của chính phủ trong lĩnh vực phát điện. Bài báo cung cấp các
số liệu chính xác về chi phí đầu tư và giá bán điện nhằm xác định các chỉ số trong một dự án đầu
tư nhà máy điện mặt trời tại huyện Tịnh Biên, An Giang bao gồm giá trị hiện tại ròng (NPV), tỷ
suất hoàn vốn nội bộ (IRR), tỷ lệ lợi ích trên chi phí (B / C) và thời gian hoàn vốn (PBP). Qua các
kết quả đạt được chứng minh rằng đầu tư điện mặt trời tại địa phương là có tính khả thi và sinh
lợi cao.
Từ khóa: Điện năng lượng mặt trời, phân tích kinh tế, NPV, IRR B/C
ABSTRACT
The need to build high-capacity solar power plants connected to the power network is an urgent
need to reduce the amount of electricity supplied by conventional energy sources. With the high
investment cost of solar power plants, the most appropriate form of socialization is to reduce
government investment in power generation. This article provides accurate parameters on
investment costs and electricity prices to identify indicators in a solar power plant project in Tinh
Bien District, An Giang included net present value (NPV), internal rate of return (IRR), cost to
income ratio (B/C) and payback period (PBP). The results show that the project is highly feasible
and profitable.
Keywords: Solar PV, economic analysis, NPV, IRR B/C.
1. GIỚI THIỆU
kính, sử dụng năng lượng không hiệu quả và
giải phóng các chất gây ô nhiễm có hại cho khí
quyển gây ra mối đe dọa như mưa axit phải
được giải quyết nghiêm túc trong quy hoạch
hệ thống điện hiện nay. Chính phủ với tầm
nhìn đã nhận ra rằng thế hệ điện thông qua các
nguồn năng lượng không tái tạo là không đủ.
Sức mạnh của tương lai cũng phải thân thiện
với môi trường.
Mặt trời là nguồn năng lượng đáng tin
cậy, không gây ô nhiễm và vô tận. Kể từ khi
cuộc sống bắt đầu trên trái đất, năng lượng
được nhận bởi tất cả các hình thức sống được
tỏa ra từ mặt trời. Bây giờ là lúc nhân loại ở
trên một quan điểm để một lần nữa lệ thuộc và
dựa vào mặt trời làm nguồn năng lượng chính.
Với sự gia tăng nhanh chóng của giá năng
lượng, lo ngại về ô nhiễm, suy giảm tài
nguyên và suy thoái môi trường [1], [2], [11]–
[13], [3]–[10], nhận thức về các nguồn lực hạn
chế trên toàn thế giới đã tăng lên đáng kể. Sử
dụng nhiên liệu hóa thạch gây ra phát thải nhà
Quang điện là một cách mà năng lượng từ
mặt trời có thể được sử dụng trực tiếp cho phát
điện. Phương pháp này cho phát điện không
gây ô nhiễm môi trường, có các phần không
đồng vị hoặc chuyển động và không gây ra sự
suy giảm vật chất. Quang điện cũng đa chức
năng. Nó có thể tạo ra và vận hành đèn chiếu
sáng, bơm nước, vận hành bất kỳ thiết bị và
đồ dùng nhà nào, có thể vận hành bất kỳ thiết
bị điện và thiết bị liên lạc nào. Quang điện tìm
thấy ứng dụng rộng rãi trong điện khí hóa các
ngôi làng ở các nước đang phát triển và sản
xuất điện cho các tòa nhà, khu thương mại và
khu công nghiệp ở các thành phố.
Huyện Tịnh Biên nằm trong vùng có đặc
trưng khí hậu nhiệt đới gió mùa với hai mùa
rõ rệt: mùa mưa và mùa khô, có nền nhiệt cao
và ổn định, lượng mưa nhiều và phân bổ theo
mùa.
Nhiệt độ trung bình hàng năm khá cao
dao động từ 25,50°C (vào tháng 1) đến
28,30°C (tháng 4) và ổn định khoảng 27,5°C.
Biên độ nhiệt giữa các tháng nóng nhất và lạnh
nhất từ 2 - 3°C. Tổng số giờ nắng bình quân
hàng năm tương đối cao với 2.420 giờ. Số giờ
nắng thấp nhất của tháng là 153 giờ (thường
vào tháng 9), số giờ nắng cao nhất của tháng
là 283 giờ (thường vào tháng 3). Mùa khô có
số giờ nắng trung bình 8 giờ/ngày, mùa mưa
có số giờ nắng trung bình 6 giờ/ngày.
Việc xây dựng các nhà máy điện mặt trời
tập trung là phương pháp hiệu quả nhất để tạo
ra điện năng với chi phí rẻ và hiêu suất cao
[14][15]. Vấn đề này đã được thực hiện rất
nhiều trong những năm gần đây với nhiều nhà
máy có công suất lên đến hơn 550MWp trên
khắp các nơi trên thế giới. Tuy nhiên, đối với
nước ta hiện nay thì điện mặt trời vẫn chỉ phát
điện với công suất nhỏ mang tính chất dự
phòng hoặc hộ gia đình. Nguyên nhân là chưa
có nhà đầu tư nào chú ý khi chi phí đầu tư dự
án còn cao.
Mục tiêu cụ thể tốc độ tăng trưởng bình
quân hàng năm cả giai đoạn 2011 - 2020 là
16,39%, trong đó giai đoạn 2011 - 2015 là
14,91%, giai đoạn 2016 - 2020 là 17,9%. Thu
nhập bình quân đầu người đến năm 2015 đạt
45,34 triệu đồng/người và ước tính đến năm
2020 đạt 99,7 triệu đồng/người.
Nhà nước đã có các chính sách về thuế
doanh nghiệp và giá bán điện để khuyến khích
các nhà đầu tư tham gia vào thị trường điện tái
tạo. Tuy nhiên, cần phải có các công cụ đánh
giá hiệu quả kinh tế phù hợp để tạo động lực
và thu hút đầu tư vào lĩnh vực năng lượng, một
lĩnh vực đầy tiềm năng nhưng có chi phí vốn
rất lớn.
2.2 Nguồn điện khu vực
Tỉnh An Giang hiện được cấp điện chủ
yếu từ nhà máy điện Ô Môn với tổng công suất
là 2x330 MW, liên kết lưới truyền tải 220 kV
với các trạm Thốt Nốt, Rạch Giá 2, và Kiên
Bình. Nguồn điện diesel tại chỗ của ngành
điện trên địa bàn tỉnh có tổng công suất thiết
kế là 4.800 kW và tổng công suất khả dụng là
180 kW. Hầu như chỉ còn 01 cụm máy di động
có công suất khả dụng 180kW đặt tại văn
phòng Điện lực để dự phòng cho các phụ tải
đặc biệt, lễ hội... khi có sự cố mất điện lưới.
Tổng công suất thiết kế các máy phát điện của
khách hàng tự trang bị dự phòng khi mất điện
lưới là 26.450 kW. Tuy nhiên các máy dự
phòng này chỉ chạy khi cúp điện lưới nên hầu
như không hỗ trợ được điện lực địa phương
khi bị thiếu tải trong thời gian cao điểm.
Bài báo đánh giá tinh khả thi về mặt kinh
tế cho một dự án năng lượng cụ thể tại huyện
Tịnh Biên, An Giang. Với các công cụ tính
toán kinh tế kỹ thuật hiệu quả, tính khả thi
được đánh giá thông qua các bảng tính toán số
liệu dựa trên chính sách nhà nước về năng
lượng tái tạo và tính chất đặc thù của một nhà
máy điện mặt trời.
2. Điều kiện thực tế của huyện tịnh biên
2.1 Điều kiện tự nhiên và dân cư.
Huyện Tịnh Biên nằm về phía tây nam
của tỉnh An Giang. Phía Đông Bắc là thành
phố Châu Đốc cách 10,71 km; phía Đông là
huyện Châu Phú; phía Nam giáp huyện Tri
Tôn; và phía Tây Nam giáp Campuchia.
Huyện Tịnh Biên là một trong hai huyện thuộc
vùng đồi núi thấp của tỉnh An Giang với tổng
diện tích tự nhiên 35.489,09 ha, chiếm 10,03%
so với tổng diện tích toàn tỉnh.
2.3 Tiềm năng năng lượng mặt trời tại khu
vực
Theo Trung tâm dữ liệu khoa học khí
quyển của NASA, số liệu bức xạ trung bình
ngày thống kê trong 11 năm (1983-1993) của
khu vực dự án được thể hiện trong Bảng 3.3
bên dưới. Số liệu cho thấy bức xạ trung bình
cả năm tại đây đạt khoảng 5,04 kWh/m2/ngày
và có nhiệt độ trung bình không quá cao
(26,4°C). Mặc dù đây là số liệu truy xuất từ
ảnh chụp vệ tinh với mức độ phân giải cao
(110kmxl 10km) nên độ bất định cũng khá
lớn, nhưng cũng thể hiện tiềm năng để phát
triển điện mặt trời trong khu vực dự án.
khu vực kinh tế trọng điểm vùng đồng bằng
sông Cửu Long bao gồm TP. Cần Thơ, Cà
Mau, An Giang, và Kiên Giang cầu điện năng
để đáp ứng cho khu vực cũng như truyền tải
đến các vùng lân cận luôn ở mức cao. Theo
quy hoạch phát triển điện lực tỉnh An Giang
giai đoạn 2011-2015, có xét đến 2020 được
phê duyệt theo Quyết định số 5146/QĐ-BCT
ngày 7/10/2011 thì đến năm 2020 công suất
cực đại sẽ đạt trên 700MW. Do đó, việc phát
triển các nguồn điện tại chỗ đặc biệt là năng
lượng tái tạo nhằm góp phần giảm tồn thất
truyền tải từ hệ thống là cần thiết.
Qua bảng số liệu dài hạn trên, có thể thấy
được tiềm năng bức xạ mặt trời tại khu vực dự
án là rất khả thi cho đầu tư phát triển điện mặt
trời. Trong báo cáo này, bộ số liệu từ các trạm
khí tượng mặt đất của Meteonorm với độ
chính xác cao hơn so với dữ liệu NASA sẽ
được sử dụng để ước tính sản lượng cho nhà
máy điện mặt trời dự kiến.
Huyện Tịnh Biên, tỉnh An Giang nằm
trong khu vực bức xạ trung bình trong năm
khá cao (4,91 kWh/m2/ngày). Đây chính là
điều kiện tiên quyết để phát triển điện mặt trời
trong khu vực. Bên cạnh đó, khu vực dự án là
vùng đất khô cằn thuộc huyện miền núi Tịnh
Biên tỉnh An Giang, với giá trị sản xuất nông
nghiệp thấp. Do đó, tận dụng đầu tư sản xuất
năng lượng sạch sẽ góp phần làm tăng hiệu
quả kinh tế cho khu đất, đồng thời đóng góp
một phần cho sự phát triển kinh tế chung của
địa phương.
Bảng 1 Thống kê bức xạ năng lượng khu vực
tỉnh An Giang
Công
suất
NLMT
Nhiệt độ
không
khí
Tốc độ
gió
Tháng
kWh/m2/
ngày
Đơn vị
°C
m/s
Với chính sách ưu tiên phát triển các
nguồn năng lượng tái tạo và năng lượng sạch
của Chính phủ, việc khuyến khích các nhà đầu
tư trong và ngoài nước đầu tư vào lĩnh vực này
là cần thiết nhằm đa dạng hóa nguồn cung cấp
điện, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia,
thực thi chủ trương điện khí hóa, phát triển
ứng dụng năng lượng tái tạo đúng định hướng
của nhà nước, đồng thời góp phần thực hiện
Chương trình mục tiêu quốc gia về sử dụng
năng lượng tiết kiệm và hiệu quả. Chiến lược
phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030,
tầm nhìn đến 2050 (theo QĐ số
2068/2015/QĐ-TTg do Thủ tướng CP ban
hành ngày 25/11/2015) có quy định trách
nhiệm đóng góp vào việc phát triển ngành
NLTT. Cụ thể là đơn vị phát điện và phân phối
điện cần đáp ứng tiêu chuẩn tỷ lệ NLTT không
thấp hơn 3% đến năm 2020, không thấp hơn
10% đến năm 2030. Hơn thế nữa, cơ chế hỗ
trợ phát triển các dự án điện mặt trời đã được
Bộ Công Thương soạn thảo và sẽ được Chính
phủ ban hành trong tương lai, trong đó việc
1
2
5.19
5.52
5.83
5.78
5.09
4.8
25.9
26.6
27.3
27.3
27.1
26.7
26.3
26.4
26ẽ2
26
2.84
2.64
2.6
3
4
2.13
1.9
5
6
2.37
2.39
2.5
7
4.66
4.55
4.76
4.59
4.88
4.88
8
9
1.84
1.98
2.87
3.14
10
11
12
25.6
25.4
Cả
năm
5.04
26.4
2.43
2.4
trình
Sự cần thiết đầu tư xây dựng công
Năng lượng, nhất là điện có ý nghĩa rất
quan trọng trong sự nghiệp phát triển, thúc đẩy
tăng trường kinh tế của đất nước. Đặc biệt ở
quy định giá bán điện hợp lý sẽ là yếu tố then
chốt cho các nhà đầu tư.
huy động vốn thành công trên thị trường
chứng khoản thông qua việc phát hành cổ
phiếu vào khoảng 2000 tỷ đồng một năm
trong đó ít nhất 500 tỷ, tức 25% tổng số vốn
huy động sẽ được đầu tư vào lĩnh vực năng
lượng mặt trời.
Nếu tận dụng được tiềm năng quý báu này
để sản xuất điện năng sẽ mang lại hiệu quả
kinh tế rất lớn đồng thời giúp bảo vệ môi
trường, giảm hiệu ứng nhà kính. Nếu chi phí
môi trường, xã hội và sức khỏe con người
được phản ánh trong tính kinh tế của phát
điện, điện mặt trời có thể cạnh tranh so với
điện sản xuất từ nhiên liệu hóa thạch.
− Vốn vay trung hạn tín dụng: khoảng 70%
sẽ được vay hoặc huy động bằng các hình
thức góp vốn hợp pháp khác, và hợp tác với
các đối tác đầu tư nước ngoài như hợp tác
đầu tư, hay tín dụng trả chậm đối với thiết
bị của các nhà đầu tư Nhật Bản, Mỹ. Công
ty Cổ phần Tập Đoàn Sao Mai cũng đã ký
kết biên bản MOU vào ngày 10/11/2016
với tập đoàn Koyo của Nhật Bản để cùng
hợp tác thực hiện dự án nhà máy năng
lượng mặt trời ở Tịnh Biên.
3. Đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án
điện NLMT.
3.1 Dữ liệu đầu vào của dự án.
Theo phương án đấu nối đề xuất, Nhà
máy điện mặt trời Sao Mai sẽ kết nối với hệ
thống điện quốc gia qua lưới truyền tải 110Kv.
Dự án được phân kỳ thành 4 giai đoạn đầu tư
với tổng công suất lắp đặt là 210MWp. Số liệu
trong giai đoạn 1 được thu thập và đánh giá
cho tính khả thi về mặt kinh tế của dự án. Tổng
mức đầu tư của dự án được thể hiện như trong
Bảng 2. Đơn giá được tính với tỉ giá tại thời
điểm tính là 1 USD=22.950 VNĐ. Như vậy
suất đầu tư dự án được xác định là 1.17
USD/Wp.
Bảng 2 Tổng mức đầu tư của dự án điện mặt
trời Sao Mai giai đoạn 1
Chi phí
(tỷ đồng)
Cái 141.312 503.25
STT
Thiết bị/Dịch vụ
Tắm panel mặt trời
Đơn vị Số lượng
1
2
3
4
5
6
Inverter
Cái
Cái
Cái
Km
92
23
1
0.4
9
82.86
64.4
89
1.48
27
Hình 1 Kết quả tính toán điện năng thu được
của điện mặt trời Sao Mai
MBA 2.000kVA-22kV
MBA 63MVA- 110kV
Đường dảy 110kV kết lưới
Bảng 3 Các cơ sở dữ liệu đầu vào của dự án
Đường dãy ngầm 22kV kết lưới Km
Cáp ngầm chống thấm nước từ
Inverter đên trạm nâng ảp
Móng và HT giá đỡ
đường giao thông nội bộ
7
Km
10.35
10.35
Năm bắt đầu đầu tư xây dựng 2017
8
9
233.46
9.56
16.14
10
Thời gian xây dựng
Năm bắt đầu vận hành
Tuổi thọ kinh tế của dự án
Vốn vay:
1 năm
2018
25 năm
70%
Km
ha
bộ
11.95
64.54
1
10 Thu hồi đất và đền bù
11 Thiết bị bảo vệ
12 Lắp đặt
13 Chi phí tư vấn, quản lý
14 Dự phòng
51.87
101.18
1200.55
Vốn chủ sở hữu
Thời gian trả vốn vay
Thời gian ân hạn
Lãi suất vay
30%
15 năm
1 năm
10,0 % /năm
1,0%
TỔNG CHI PHÍ ĐẦU TƯ
Dự án sẽ được thực hiện bảng các nguồn
vốn dự kiến bao gồm:
Chi phí O&M:
Tỉ giá hối đoái
Tỉ lệ lạm phát
1USD- 22.515VNĐ
2%/năm
− Vốn tự có của doanh nghiệp: khoảng 30%
thông qua việc huy động vốn bằng cách
phát hành cổ phiếu; Theo dự kiến trong
những năm tiếp theo tính từ 2017, mỗi năm
Công ty cổ phần tập đoàn Sao Mai có thể
Các chi phí trong tương lai là không thể
biết trước chính xác. Tuy nhiên, để đánh giá
hiệu quả thu được thì các chi phí này cũng
được dự báo gần đúng để làm cơ sở đánh giá.
Các cơ sở này được dùng làm dữ liệu đầu vào
của dự án và được trình bày cụ thể như trong
Bảng 3.
Công suất điện các năm tiếp theo sẽ giảm
đi theo sự sụt giảm hiệu suất pin mặt trời. Với
giả định hiệu suất pin mặt trời giảm 0.7%
trong từng năm, công suất thu được từ điện
mặt trời được tính theo (6) với n là năm vận
hành của dự án.
3.2 Phân tích các chỉ tiêu kinh tế của dự án.
P = P 1−0.007* n −1
(
)
n
1
Theo dữ liệu trong Bảng 2, với tỉ lệ vay
70% thì số tiền vay vốn làm dự án sẽ được tính
theo (1)
(6)
Tiền bán điện thu được qua các năm được
tính bằng giá bán điện nhân với lượng điện
năng thu được và được thể hiện như trong (7)
như sau:
Capitallend = 1200.55*70% = 840.385
(1)
Với lãi suất 10%, số tiền lãi phải trả hằng
năm được tính theo (2) như bên dưới.
Csale = P *0.112* 22950
n
(7)
CLV = 1200.55*70%*10% = 84.04
Theo Thông tư 78/2014/TT-BTC ngày
18/6/2014, doanh nghiệp kinh doanh trong
lĩnh vực năng lượng mới được hưởng ưu đãi
đầu tư. Cụ thể, theo thông tư này, hướng dẫn
thi hành một số điều của Luật thuế thu nhập
doanh nghiệp và Nghị định số 218/2013/NĐ-
CP ngày 26/12/2013 của Chính phủ quy định
chi tiết thi hành Luật thuế thu nhập doanh
nghiệp như sau:
(2)
Với yêu cầu phải trả tiền vay trong vòng
15 năm thì từ năm thứ 16 trở đi sẽ không phải
C
= 0
(
)
LV
trả lãi vay nữa
.
Yêu cầu chi phí thiết bị vào khoảng 1%
tổng giá trị dự toán cho năm đầu tiên. Các năm
tiếp theo thì chi phí sẽ tăng đều 5% theo mức
giá này cho từng năm. Như vậy, chi phí vận
hành nói chung của hệ thống được tính theo
(3) với n là năm vận hành
− 4 năm đầu có lãi: Thuế suất 0%
− 9 năm tiếp theo: Thuế suất 5%
− 2 năm tiếp theo: Thuế suất 10%
− Các năm còn lại: Thuế suất 20%
CO&M = 1200.55* 1%* 1+ 5% n −1
(
)
(3)
Như vậy, thuế thu nhập của doanh nghiệp
căn cứ vào tổng thu nhập từ bán điện trừ đi các
khoảng chi phí cố định.
Như vậy chi phí cố định của dự án theo
các năm được tính theo (4). Đây là khoảng tiền
mà dự án có vận hành hay không vận hành đều
phải trả trong mỗi năm.
Phương pháp giá trị hiện tại ròng (NPV)
dựa trên một nguyên tắc là đầu tư chỉ được
thực hiện nếu khoản tiền thu nhận được từ đầu
tư phải ít nhất là bằng khoản tiền đã bỏ vào
[16]. Tuy nhiên, những khoản tiền xuất hiện
vào những thời điểm khác nhau phải được đưa
về cùng một thời điểm thông qua chiết khấu.
Cfixed = CLV +CO&M
(4)
Dự án có nguồn thu nhập hằng năm dựa
vào việc phát điện và bán cho điện lực. Nguồn
thu nhập này hoàn toàn phụ thuộc vào lượng
điện năng phát ra hằng năm.
Quyết định được đưa ra thông qua việc so
sánh hai giải pháp: chỉ đầu tư vào các dự án có
Theo kết quả tính toán công suất điện thu
được trong một năm tại địa điểm dự án điện
như thể hiện trong Hình 1, tổng lượng điện sản
xuất ra trong năm đầu tiên khi dự án đi vào
hoặc động (2018) được tính theo (5) như bên
dưới.
NPV 0
, do giá trị NPV thể hiện phần thu
NPV 0
nhập tăng lên nếu
so với việc cho
vay trên thị trường vốn với mức lãi suất thị
trường. Và chính lãi suất này được dùng làm
lãi suất chiết khấu. NPV được tính dựa trên (8)
P = 1527.37* 163993* 0.33
1
= 82657736.18
kWh / year
(
)
(5)
n
bán điện cho điện lực được đưa ra như
trong Bảng 5. Với giá bán điện không
được điều chỉnh thì doanh thu từ bán điện
sẽ giảm qua các năm.
Ct
NPV =
−C0
n
t
)
1+ r
t=1
(
(8)
Với:
Bảng 5 Bảng doanh thu trong vòng đời nhà
máy điện mặt trời.
− n là số năm hoạt động của dự án,
− r là lãi suất chiết khấu của thị trường.
Ct
Sản lượng
MWh/năm
Sản lượng
MWh/năm
13 2030 75714
Năm
2017
Năm
Tiền điện
Tiền điện
−
−
là lợi nhuận thu được năm thứ t.
là chi phí đầu tư ban đầu.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
194.62
193.13
191.64
190.15
188.67
187.18
185.69
184.21
182.72
181.23
179.74
178.26
176.77
C0
2018 82658
2019 82079
2020 81501
2021 80922
2022 80343
2023 79765
2024 79186
2025 78608
2026 78029
212.46 14 2031 75136
210.98 15 2032 74557
209.49 16 2033 73979
Phương pháp tỷ lệ hoàn vốn nội bộ (IRR)
208
17 2034 73400
IRR của một dự án được định nghĩa là lãi suất
chiết khấu làm cho NPV của dự án bằng 0. Đó
chính là lãi suất thoả mãn đẳng thức:
206.51 18 2035 72821
205.03 19 2036 72243
203.54 20 2037 71664
202.05 21 2038 71086
200.57 22 2039 70507
199.08 23 2040 69928
197.59 24 2041 69350
196.1 25 2042 68771
n
Ct
NPV =
−C0 = 0
10 2027 77450
11 2028 76872
12 2029 76293
n
t
1+ IRR
t=1
(
)
(9)
Tuy nhiên, công thức này khá phức tạp để
tính toán được giá trị IRR. Để đơn giản hơn,
người ta tính giá trị này theo phương trình (10)
Dựa trên tổng doanh thu và tổng chi trong
mỗi năm, kết hợp với chính sách thuế của nhà
nước dành cho doanh nghiệp đầu tư năng
lượng tái tạo, lợi nhuận ròng và NPV của nhà
máy điện mặt trời được xác định cụ thể trong
từng năm trong Bảng 6. Qua kết quả thu được
trong bảng này có thể nhận thấy ngay rằng sau
thời gian 14 năm vận hành thì nhà máy đã bắt
đầu có lãi. Đây là tiền đề quang trọng trong
đánh giá tính khả thi về mặt kinh tế của dự án
điện mặt trời.
NPV r − r
(
)
1
2
1
IRR = r +
1
NPV2 − NPV1
(10)
4. Kết quả tính toán
Theo thông tin được cung cấp trong Bảng
3, chi phí cố định trong vòng đời của nhà máy
điện mặt trời được xác định như trong Bảng 4.
Bảng 4 Bảng chi phí cố định trong vòng đời
vận hành nhà máy điện mặt trời.
Bảng 6 Lợi nhuận ròng và NPV từng năm
chi phí
cố định
Thuế Thuế Lợi nhuận
Lợi nhuận
suất TNDN sau thuế (1+r)t ròng
-1200.55
114.13
Năm
2017
Tiền điện
NPVn
Năm Lãi vay O&M
0 2017
Năm
Lãi vay O&M
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2018 96.05 212.46
2019 96.65 210.98
2020 97.25 209.49
0
0
0
0
5
5
5
5
5
5
5
5
5
0
0
0
0
5.4
116.41 1.02
114.33 1.04
112.24 1.061
110.15 1.082
102.66 1.104
100.68 1.126
98.7 1.149
96.71 1.172
94.73 1.195
92.75 1.219
90.76 1.243
88.78 1.268
86.8 1.294
13 2030 84.04 19.21
14 2031 84.04 19.81
15 2032 84.04 20.41
109.93 -976.49
105.79 -870.7
101.8 -768.9
92.99 -675.91
89.41 -586.5
85.9 -500.6
82.52 -418.08
79.27 -338.81
76.09 -262.72
73.02 -189.7
70.02 -119.68
1 2018 84.04 12.01
2 2019 84.04 12.61
3 2020 84.04 13.21
4 2021 84.04 13.81
5 2022 84.04 14.41
6 2023 84.04 15.01
7 2024 84.04 15.61
8 2025 84.04 16.21
9 2026 84.04 16.81
10 2027 84.04 17.41
11 2028 84.04 18.01
12 2029 84.04 18.61
2021 97.85
208
2022 98.45 206.51
2023 99.05 205.03
2024 99.65 203.54
2025 100.25 202.05
2026 100.85 200.57
16 2033
17 2034
18 2035
19 2036
20 2037
21 2038
22 2039
23 2040
24 2041
25 2042
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
21.01
21.61
22.21
22.81
23.41
24.01
24.61
25.21
25.81
26.41
5.3
5.19
5.09
4.99
4.88
4.78
4.67
4.57
10 2027 101.45 199.08
11 2028 102.05 197.59
12 2029 102.65
196.1
13 2030 103.25 194.62
67.08
60.92
58.3
-52.6
8.32
66.62
14 2031 103.85 193.13 10 8.93
15 2032 104.45 191.64 10 8.72
16 2033 21.01 190.15 20 33.83
17 2034 21.61 188.67 20 33.41
18 2035 22.21 187.18 20 32.99
19 2036 22.81 185.69 20 32.58
20 2037 23.41 184.21 20 32.16
21 2038 24.01 182.72 20 31.74
22 2039 24.61 181.23 20 31.32
23 2040 25.21 179.74 20 30.91
24 2041 25.81 178.26 20 30.49
25 2042 26.41 176.77 20 30.07
80.35 1.319
78.47 1.346
135.31 1.373
98.55 165.17
95.46 260.63
92.42 353.05
89.43 442.48
86.57 529.05
133.65
1.4
131.98 1.428
130.3 1.457
128.64 1.486
126.97 1.516
125.3 1.546
123.62 1.577
121.96 1.608
120.29 1.641
83.75
612.8
Dựa trên công suất đỉnh của hệ thống pin
năng lượng mặt trời được lắp đặt trong
nhà máy, kết hợp với dự báo suy hao
công suất của hệ thống pin theo thời gian,
lượng điện năng thu được và doanh thu từ
81.05 693.85
78.39 772.24
75.85 848.09
73.3 921.39
Trong cách tính NPV trên, thế lãi suất
r = 5%
2
vào biểu thức sẽ thu được
5. Kết luận
Bài báo đề xuất và tổng hợp các phương
NPV2 = 127.62
tỉ đồng. Thế các số liệu vào
biểu thức (10), IRR được tính như trong (11).
trình toán đánh giá hiệu quả kinh tế của nhà
máy điện mặt trời. Qua kết quả tính toán các
chỉ số kinh tế cho thấy dự án nhà máy điện mặt
trời Sao Mai có tính khả thi về mặt kinh tế. Từ
đó nên cân nhắc đầu tư vì nó có ý nâng cao
khả năng cung cấp điện cho khu vực Tịnh
Biên An Giang.
NPV r − r
(
)
1
2
1
IRR = r +
1
NPV1 − NPV2
921.39 5 − 2
(
)
= 2 +
= 5.48 %
( )
921.39 −127.62
(11)
Như vậy tỷ lệ hoàn vốn nội bộ vẫn cao
hơn nhiều so với lãi suất thị trường 2% nên dự
án có lãi và chấp nhận đầu tư được.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] F. R. Pazheri, M. F. Othman, and N. H. Malik, “A review on global renewable
electricity scenario,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 31, pp. 835–845, 2014.
[2] K. Kachhiya, M. Patel, and M. Lokhande, “MATLAB / Simulink Model of Solar PV
Module and MPPT Algorithm,” Natl. Conf. Recent Trends Eng. Technol., no. May,
2011.
[3] F. F. Rakotomananandro, “Study of Photovoltaic System,” 2011.
[4] H. S. Stefan C.W. Krauter, Franz Alt, Solar Electric Power Generation - Photovoltaic
Energy Systems. Springer, 2010.
[5] A. Cota, Ro. Foster, and M. Ghassemi, Solar Energy: Renewable Energy and the
Environment. 2010.
[6] P. J. Musgrove, “Wind energy conversion: an introduction,” Phys. Sci. Meas.
Instrumentation, Manag. Educ. Rev. IEE Proc. A, vol. 130, no. 9, pp. 506–516, 1983.
[7] J. Licari, “Control of a Variable-Speed Wind Turbine,” 2013.
[8] N. Goudarzi and W. D. Zhu, “A review on the development of wind turbine generators
across the world,” Int. J. Dyn. Control, vol. 1, no. 2, pp. 192–202, 2013.
[9] L. Shi, S. Sun, L. Yao, Y. Ni, and M. Bazargan, “Effects of wind generation
intermittency and volatility on power system transient stability,” IET Renew. Power
Gener., vol. 8, no. 5, pp. 509–521, 2014.
[10] T. Petru and T. Thiringer, “Modeling of wind turbines for power system studies,” IEEE
Trans. Power Syst., vol. 17, no. 4, pp. 1132–1139, 2002.
[11] T. Ackermann, Wind Power in Power Systems, vol. 140, no. February. 2005.
[12] M. Costea, E. Vladu, and I. Technology, “Wind turbine modeling in matlab simulink,”
pp. 113–120, 2011.
[13] R. Llorente Iglesias, R. Lacal Arantegui, and M. Aguado Alonso, “Power electronics
evolution in wind turbines - A market-based analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev.,
vol. 15, no. 9, pp. 4982–4993, 2011.
[14] B. Shiva Kumar and K. Sudhakar, “Performance evaluation of 10 MW grid connected
solar photovoltaic power plant in India,” Energy Reports, vol. 1, pp. 184–192, 2015.
[15] R. Islam, W. Xu, Y. Guo, and K. Ma, “Solar Photovoltaic Power Plants,” vol. 2017, pp.
2–4, 2017.
[16] O. Žižlavský, “Net Present Value Approach: Method for Economic Assessment of
Innovation Projects,” Procedia - Soc. Behav. Sci., vol. 156, no. April, pp. 506–512,
2014.
Tác giả chịu trách nhiệm bài viết:
Họ tên: Nguyễn Thị Hải Yến
Đơn vị: Điện lực Lấp Vò
Điện thoại: 0963.952.999
Email: [email protected]m
BÀI BÁO KHOA HỌC
THỰC HIỆN CÔNG BỐ THEO QUY CHẾ ĐÀO TẠO THẠC SỸ
Bài báo khoa học của học viên
có xác nhận và đề xuất cho đăng của Giảng viên hướng dẫn
Bản tiếng Việt ©, TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT TP. HỒ CHÍ MINH và TÁC GIẢ
Bản quyền tác phẩm đã được bảo hộ bởi Luật xuất bản và Luật Sở hữu trí tuệ Việt Nam.
Nghiêm cấm mọi hình thức xuất bản, sao chụp, phát tán nội dung khi chưa có sự đồng ý
của tác giả và Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP. Hồ Chí Minh.
ĐỂ CÓ BÀI BÁO KHOA HỌC TỐT, CẦN CHUNG TAY BẢO VỆ TÁC QUYỀN!
Thực hiện theo MTCL & KHTHMTCL Năm học 2018-2019 của Thư viện Trường Đại học
Sư phạm Kỹ thuật Tp. Hồ Chí Minh.
9 trang
09/01/2024
24600
Free
Bạn đang xem tài liệu "Đánh giá tính khả thi của dự án xây dựng nhà máy điện mặt trời tại huyện Tịnh Biên, tỉnh An Giang", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- danh_gia_tinh_kha_thi_cua_du_an_xay_dung_nha_may_dien_mat_tr.pdf
