i

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn này hoàn toàn do tôi thực hiện. Các đoạn trích dẫn và số liệu sử
dụng trong luận văn đều được dẫn nguồn và có độ chính xác cao nhất trong phạm vi hiểu
biết của tôi. Luận văn này không nhất thiết phản ánh quan điểm của Trường Đại học Kinh
tế thành phố Hồ Chí Minh hay Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright.

TP. HCM, ngày 17 tháng 07 năm 2015

Tác giả

Nguyễn Thị Xuân An


ii

LỜI CẢM ƠN

Trước hết, tôi xin gởi lời cảm ơn chân thành đến các Thầy đã trực tiếp giúp đỡ cho tôi
trong quá trình thực hiện đề tài. Xin cảm ơn Thầy Lê Việt Phú đã tận tình góp ý, khuyến
khích tôi hoàn thiện đề tài. Xin cảm ơn Thầy Nguyễn Xuân Thành đã định hướng và chỉ
dẫn cho tôi ngay từ những buổi đầu thảo luận Seminar chính sách. Xin cảm ơn Thầy
Huỳnh Thế Du đã dành nhiều thời gian giảng giải cho tôi hiểu rõ hơn về các vấn đề trong
thẩm định dự án.
Kế đến, tôi xin gởi lời cảm ơn đến tất cả quý Thầy Cô và cán bộ Chương trình Giảng dạy
Kinh tế Fulbright đã mang lại cho tôi một môi trường học tập lý tưởng với nhiều kiến thức
bổ ích. Cảm ơn tất cả các anh chị bạn bè khóa MPP6 đã cùng chia sẻ và yêu thương trong
thời gian học tập tại chương trình.
Cuối cùng, xin gởi lời cảm ơn đến cơ quan và gia đình đã động viên và tạo điều kiện thuận

lợi cho tôi trong quá trình học tập và hoàn thành luận văn.


iii

TÓM TẮT
Nhằm đảm bảo nguồn cung ứng điện lâu dài và giảm thiểu các tác hại đến môi trường,
Chính phủ chủ trương sử dụng năng lượng tái tạo nhiều hơn nữa, trong đó có điện gió.
Đồng thời, Chính phủ cũng thể hiện cam kết thúc đẩy phát triển điện gió thông qua ban
hành Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió với nhiều ưu đãi về sử dụng đất, miễn
giảm thuế nhập khẩu, thuế thu nhập doanh nghiệp và bao tiêu nguồn điện sản xuất ra với
giá 7,8 cents/kWh. Trong đó, EVN chi trả 6,8 cents/kWh, ngân sách trợ cấp cho EVN 1
cent/kWh thông qua Quỹ Bảo vệ Môi trường Việt Nam.
Tuy nhiên, điện gió là lĩnh vực mới ở Việt Nam và có chi phí đầu tư rất cao nên việc phát
triển điện gió gặp phải nhiều khó khăn như: thiếu số liệu đo gió tin cậy, thiếu lao động có
chuyên môn, không có công nghệ trong nước, cơ sở hạ tầng kém, khó huy động vốn và
chưa có quy hoạch điện gió đầy đủ. Cơ chế hỗ trợ đã giúp giảm thiểu nhiều rủi ro cho các
dự án đầu tư phát triển điện gió như: rủi ro tỷ giá, rủi ro thị trường, rủi ro thay đổi chính
sách. Các rủi ro còn lại mà các dự án có thể gặp phải là rủi ro thực hiện và rủi ro chi trả của
bên mua. Do đó, dù số lượng dự án đăng ký đầu tư nhiều nhưng phần lớn đều dưới hình
thức giữ đất và chờ đợi điều chỉnh chính sách theo hướng có lợi. Dự án nhà máy điện gió
Thanh Phong là một trong số đó.
Mục tiêu nghiên cứu của đề tài tài là xác định tính khả thi của dự án trên cả hai phương
diện kinh tế và tài chính, từ đó sẽ góp thêm những gợi ý chính sách cho việc điều chỉnh Cơ
chế hỗ trợ phát triển điện gió phù hợp với bối cảnh của Việt Nam.
Kết quả phân tích cho thấy dự án khả thi về kinh tế với NPV kinh tế là 285,35 tỷ đồng
nhưng không khả thi về tài chính nên cần được Chính phủ hỗ trợ để cải thiện hiệu quả tài
chính dự án. Kết quả phân tích độ nhạy xác định các yếu tố ảnh hưởng mạnh đến tính khả
thi tài chính dự án là giá mua điện, hệ số công suất, tổng mức đầu tư và lạm phát USD.
Theo đó, Chính phủ có thể tăng giá mua điện tối thiểu 10,38 cents/kWh để giúp dự án trở

nên khả thi về tài chính. Mặt khác, phân tích phân phối cũng chỉ ra Chính phủ không nên
tiếp tục trợ giá cho điện gió mà nên tính đầy đủ giá mua điện gió vào giá bán điện để khách
hàng tiêu dùng điện chi trả vì lợi ích của nhóm này rất lớn ngay cả khi chi trả toàn bộ cho
giá điện.


iv

Thông qua tình huống dự án nhà máy điện gió Thanh Phong và tình hình phát triển điện
gió hiện nay, đề tài đưa ra một số khuyến nghị như sau:
 Về điều chỉnh Cơ chế hỗ trợ phát triển điện gió: tăng giá mua điện lên từ 10,38 –

10,51 cents/kWh và bỏ trợ cấp mua điện gió cho EVN. Bổ sung nội dung Chính
phủ bảo lãnh chi trả cho EVN và đưa nội dung này vào Hợp đồng mua bán điện.
 Khắc phục các khó khăn trong đầu tư phát triển điện gió thông qua các hoạt động

cụ thể như: công bố kết quả đánh giá tiềm năng gió dưới dạng bản đồ trực tuyến;
công bố rộng rãi các quy hoạch điện gió; xây dựng hạ tầng lưới điện phù hợp với
các quy hoạch điện gió; tìm kiếm các nguồn vốn vay ưu đãi; tăng dần tỷ lệ nội địa
hóa và đẩy mạnh đào tạo, nghiên cứu về điện gió.
 Chính phủ nên xem xét đến khuyến khích phát triển điện gió quy mô nhỏ để có thể

khai thác tài nguyên gió hiệu quả hơn.


v

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN......................................................................................................................i

LỜI CẢM ƠN..........................................................................................................................ii
TÓM TẮT................................................................................................................................iii
MỤC LỤC.................................................................................................................................v
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT..............................................................................................viii
DANH MỤC BẢNG...............................................................................................................xi
DANH MỤC HÌNH VÀ HỘP..............................................................................................xii
DANH MỤC PHỤ LỤC......................................................................................................xiii
CHƢƠNG 1. GIỚI THIỆU...................................................................................................1
1.1. Bối cảnh nghiên cứu...................................................................................................1
1.1.1. Lý do hình thành dự án....................................................................................1
1.1.2. Lý do hình thành đề tài....................................................................................3
1.2. Mục tiêu nghiên cứu...................................................................................................4
1.3. Câu hỏi nghiên cứu.................................................................................................... 4
1.4. Phạm vi nghiên cứu....................................................................................................4
1.5. Bố cục luận văn..........................................................................................................5
CHƢƠNG 2. TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ Ở VIỆT NAM............................6
2.1. Tiềm năng điện gió.....................................................................................................6
2.2. Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió............................................................... 7
2.3. Tình hình các dự án đầu tư.........................................................................................8
2.4. Các khó khăn trong đầu tư phát triển điện gió......................................................... 10
2.5. Đặc điểm thị trường điện gió ở Việt Nam................................................................11
CHƢƠNG 3. MÔ TẢ DỰ ÁN VÀ KHUNG PHÂN TÍCH.............................................14
3.1. Mô tả dự án.............................................................................................................. 14
3.1.1. Giới thiệu chung............................................................................................ 14
3.1.2. Thông số vận hành nhà máy..........................................................................15
3.2. Khung phân tích....................................................................................................... 17
3.2.1. Phân tích kinh tế............................................................................................ 17


vi


3.2.2. Phân tích tài chính......................................................................................... 18
CHƢƠNG 4. PHÂN TÍCH KINH TẾ...............................................................................19
4.1. Phân tích kinh tế.......................................................................................................19
4.1.1. Các thông số đầu vào cơ bản.........................................................................19
4.1.2. Lợi ích kinh tế của dự án...............................................................................19
4.1.2.1. Lợi ích kinh tế từ điện

19

4.1.2.2. Lợi ích kinh tế từ giảm phát thải CO2

20

4.1.2.3. Các ngoại tác tích cực

20

4.1.3. Chi phí kinh tế của dự án...............................................................................22
4.1.3.1. Chi phí đầu tư ban đầu
4.1.3.2. Chi phí hoạt động
4.1.3.3. Các ngoại tác tiêu cực

22
22
24

4.1.4. Ngân lưu kinh tế của dự án............................................................................26
4.1.5. Kết quả phân tích kinh tế của dự án.............................................................. 26
4.2. Phân tích rủi ro kinh tế dự án...................................................................................27

4.2.1. Phân tích độ nhạy.......................................................................................... 27
4.2.2. Mô phỏng Monte Carlo................................................................................. 29
CHƢƠNG 5. PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH...........................................................................30
5.1. Phân tích tài chính....................................................................................................30
5.1.1. Các thông số đầu vào phân tích tài chính...................................................... 30
5.1.1.1. Lạm phát và giá
5.1.1.2. Chi phí đầu tư ban đầu
5.1.1.3. Chi phí hoạt động

30
30
30

5.1.1.4. Nguồn vốn và chi phí sử dụng vốn 30
5.1.1.5. Thuế và khấu hao

31

5.1.1.6. Doanh thu của dự án 32
5.1.2. Báo cáo thu nhập........................................................................................... 32
5.1.3. Báo cáo ngân lưu...........................................................................................32
5.1.4. Kết quả phân tích tài chính............................................................................34
5.2. Phân tích rủi ro tài chính dự án................................................................................ 34


vii

5.2.1. Phân tích độ nhạy.......................................................................................... 35
5.2.2. Phân tích kịch bản..........................................................................................37
5.2.3. Phân tích mô phỏng Monte Carlo..................................................................37

5.3. Phân tích phân phối..................................................................................................38
CHƢƠNG 6. KẾT LUẬN VÀ KHUYẾN NGHỊ CHÍNH SÁCH..................................41
6.1. Kết luận.................................................................................................................... 41
6.2. Khuyến nghị chính sách........................................................................................... 41
6.2.1. Về điều chỉnh Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió........................... 41
6.2.2. Khắc phục các khó khăn trong đầu tư phát triển điện gió.............................43
6.2.3. Thêm một hướng đi cho phát triển điện gió.................................................. 44
6.3. Hạn chế của đề tài.................................................................................................... 45
TÀI LIỆU THAM KHẢO....................................................................................................46
PHỤ LỤC................................................................................................................................52


viii

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
Từ viết tắt
ADB
AGECO
BVMTVN
CAPM
CERs
CF
CIF
CSH
CTCP
DEWI
DSCR
EOCC
EVN
EVNGENCO2


EVNIC
EWEA
FEP
GCNĐT
GĐ


Tên tiếng Anh
Asian Development Bank

Capital Asset Pricing Model
Certified Emission Reductions
Conversion Factor
Cost, Insurance and Freight

Deutsches Windenergie-Institut
Gmbh
Debt Service Coverage Ratio
Economic Opportunity Cost of
Capital
Vietnam Electricity
Power Generation Corporation 2
Vietnam Investment and Power
Construction Company
European Wind Energy
Association
Foreign Exchange Premium



ix

GIZ

The Deutsche Gesellschaft für
Internationale Zusammenarbeit

GWEC

Global Wind Energy Council

HSCS
IMF
IRENA
IRR
KDL

International monerary Fund
International Renewable Energy
Agency
Internal Rate of Return

KfW
KKT

German Development Bank

LCOE
NLTT


Levelized Cost of Electricity

NPV
Net Present Vaulue
OECD
PCL

Organization for Economic Cooperation and Development

Tổ chức Hợp tác và Phát triển Kinh
tế

Phần còn lại
PECC3
PV
PVN
REVN
SCC
SXXDTM
TMĐT
TNDN

Power Engineering Consulting
Joint Stock Company 3

Công ty Cổ phần tư vấn xây dựng
điện 3

Present Vaulue


Giá trị hiện tại

Petro Vietnam

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Vietnam Renewable Energy
Company

Công ty Cổ phần năng lượng tái tạo
Việt Nam

Social Cost of Carbon

Chi phí xã hội của carbon
Sản xuất xây dựng thương mại
Tổng mức đầu tư
Thu nhập doanh nghiệp


x

TNHH

Trách nhiệm hữu hạn

TP

Thành phố


TX

Thị xã

UBND

Ủy ban nhân dân

USD

United States Dollar

Đồng đô la Mỹ

VNĐ

Đồng Việt Nam

VH

Vận hành
Weighted Average Cost of

WACC

Capital

Chi phí vốn bình quân trọng số

XDTMDL


Xây dựng thương mại du lịch

XD

Xây dựng


xi

DANH MỤC BẢNG

Bảng 2.1. Tóm tắt các kết quả nghiên cứu đánh giá tiềm năng điện gió ở Việt Nam.............6
Bảng 2.2. Các khó khăn trong đầu tư phát triển điện gió............................................................ 10
Bảng 2.3. Các rủi ro trong đầu tư phát triển điện gió................................................................... 12
Bảng 4.1. Việc làm trong ngành điện gió (trên bờ)....................................................................... 21
Bảng 4.2. Tổng hợp hệ số chuyển đổi giá kinh tế CF................................................................... 23
Bảng 4.3. Giá trị hoán chuyển............................................................................................................ 28
Bảng 5.1. Tỷ lệ lạm phát VNĐ và USD từ năm 2012 – 2020.................................................... 30
Bảng 5.2. Kết quả phân tích tài chính.............................................................................................. 34
Bảng 5.3. Giá trị hoán chuyển............................................................................................................ 36
Bảng 5.4. Kết quả phân tích kịch bản............................................................................................... 37
Bảng 5.5. Phân tích phân phối........................................................................................................... 39


xii

DANH MỤC HÌNH VÀ HỘP

Hình 1.1. Cơ cấu nguồn điện năm 2013............................................................................................ 2

Hình 3.1. Cấu trúc dự án..................................................................................................................... 14
Hình 3.2. Vị trí dự án........................................................................................................................... 16
Hình 4.1. Cơ cấu chi phí hoạt động của nhà máy điện gió......................................................... 23
Hình 4.2. Sự thay đổi mức độ âm thanh do turbine gió tạo ra theo khoảng cách.................. 25
Hình 4.3. Ngân lưu kinh tế dự án...................................................................................................... 26
Hình 4.4. Phân tích độ nhạy một chiều của NPV kinh tế theo thay đổi giá kinh tế của
điện, giá kinh tế của CO2, HSCS và TMĐT 28
Hình 4.5. Kết quả mô phỏng NPV kinh tế...................................................................................... 29
Hình 5.1. Ngân lưu tổng đầu tư (danh nghĩa)................................................................................. 33
Hình 5.2. Ngân lưu chủ đầu tư (danh nghĩa).................................................................................. 33
Hình 5.3. Phân tích độ nhạy một chiều của NPV tổng đầu tư theo thay đổi giá điện,
HSCS, TMĐT và lạm phát

36

Hình 5.4. Kết quả mô phỏng NPV tổng đầu tư.............................................................................. 38
Hình 5.5. Kết quả mô phỏng NPV chủ đầu tư............................................................................... 38

Hộp 1. Cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió............................................................................................ 8


xiii

DANH MỤC PHỤ LỤC
Phụ lục 1. Đặc điểm các nguồn cung điện của Việt Nam............................................................ 52
Phụ lục 2. Tổng quan tình hình phát triển điện gió trên thế giới............................................... 54
Phụ lục 3. Danh sách các dự án điện gió ở Việt Nam.................................................................. 56
Phụ lục 4. Tổng hợp tình trạng các dự án điện gió ở Việt Nam................................................. 68
Phụ lục 5. Quy trình đầu tư dự án điện gió..................................................................................... 69
Phụ lục 6. Hệ số chuyển đổi tỷ giá hối đoái kinh tế..................................................................... 70

Phụ lục 7. Danh sách các nhà máy điện miền Nam...................................................................... 71
Phụ lục 8. Tính hệ số chuyển đổi giá kinh tế CF của các hạng mục chi phí........................... 71
Phụ lục 9. Chi phí đầu tư tài chính và kinh tế................................................................................ 74
Phụ lục 10. Ngân lưu kinh tế dự án.................................................................................................. 75
Phụ lục 11. Phân tích độ nhạy của NPV kinh tế............................................................................ 76
Phụ lục 12. Phân tích mô phỏng Monte Carlo NPV kinh tế....................................................... 77
Phụ lục 13. Bảng chỉ số giá................................................................................................................ 80
Phụ lục 14. Lịch nợ vay...................................................................................................................... 81
Phụ lục 15. Tính chi phí vốn chủ sở hữu theo mô hình CAPM gián tiếp................................ 82
Phụ lục 16. Lịch khấu hao.................................................................................................................. 83
Phụ lục 17. Báo cáo thu nhập............................................................................................................ 84
Phụ lục 18. Báo cáo ngân lưu tài chính........................................................................................... 86
Phụ lục 19. Kết quả phân tích tài chính........................................................................................... 90
Phụ lục 20. Phân tích độ nhạy của NPV tài chính........................................................................ 91
Phụ lục 21. Mô phỏng Monte Carlo NPV tài chính..................................................................... 93
Phụ lục 22. Phân tích phân phối........................................................................................................ 97
Phụ lục 23. Chi phí lắp đặt, giá thành sản xuất và giá mua điện gió ở các nước................103


1

CHƢƠNG 1. GIỚI THIỆU
Chương này giới thiệu bối cảnh hình thành dự án và đề tài, đưa ra mục tiêu nghiên cứu, câu
hỏi nghiên cứu và phạm vi thực hiện.
1.1. Bối cảnh nghiên cứu
1.1.1. Lý do hình thành dự án
Năng lượng là một trong những nguồn lực cơ bản của nền kinh tế nên phát triển năng
lượng bền vững là mối quan tâm hàng đầu của các quốc gia, trong đó có Việt Nam.
Song hành cùng tăng trưởng kinh tế, nhu cầu tiêu thụ điện năng của Việt Nam đã gia tăng
1


liên tục trong thời gian qua. Điện thương phẩm từ 51,4 tỷ kWh năm 2006 tăng lên 128,4
2

tỷ kWh năm 2014 , với tốc độ trung bình là 12%/năm, vượt quá khả năng cung ứng của hệ
thống điện, bằng chứng là việc cắt điện luân phiên vào mùa khô và nhập khẩu điện từ Lào
và Trung Quốc.
Trong khi đó, nguồn cung điện năng của Việt Nam chủ yếu là thủy điện và nhiệt điện (than,
khí, dầu). Hình 1.1 thể hiện cơ cấu nguồn điện năm 2013. Làm thủy điện phải mất rừng,
đây là nguồn phát phụ thuộc hoàn toàn vào tình hình thủy văn và các chuyên gia cũng dự
3

báo rằng tiềm năng thủy điện sẽ được khai thác hết trong vài năm tới . Phát triển nhiệt điện
gây ô nhiễm môi trường, phải nhập khẩu than nên phụ thuộc vào giá than thế giới. Hơn nữa,
những tài nguyên không tái tạo như than đá, dầu mỏ, khí thiên nhiên cũng sẽ cạn dần . Đặc
điểm từng nguồn cung điện của Việt Nam được phân tích tại Phụ lục 1.
Nhằm đảm bảo nguồn cung ứng điện lâu dài và giảm thiểu các tác hại đến môi trường,
Chính phủ chủ trương sử dụng năng lượng tái tạo (NLTT) nhiều hơn nữa, trong đó có điện
gió – nguồn năng lượng được đánh giá là có nhiều tiềm năng ở Việt Nam. Cụ thể, Quy
hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 – 2020, có xét đến năm 2030 đặt mục
tiêu đưa công suất điện gió từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng 1.000 MW năm

1EVN (2013, tr.43)
2Vĩnh Long (2015)
3Trần Viết Ngãi (2015)


2

2020 và khoảng 6.200 MW năm 2030, tức là chiếm tỷ trọng từ 0,7% năm 2020 tăng


lên

4

2,4% vào năm 2030 trong tổng sản lượng điện cả nước .
Hình 1.1. Cơ cấu nguồn điện năm 2013

3,4%

0,4%
Thủy điện
Nhiệt điện than

24,3%
48,8%

23,1%

Turbine khí chạy khí, dầu DO
và nhiệt điện khí
Nhiệt điện dầu FO
Điện gió và các nguồn khác

(Tổng công suất: 30.597 MW)
Nguồn: Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN (2013, tr.32)

Chính phủ cũng cam kết thúc đẩy phát triển điện gió thông qua ban hành Quyết định
37/2011/QĐ-TTg về Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam (sau đây sẽ
gọi tắt là “Cơ chế hỗ trợ”) quy định cụ thể các ưu đãi về sử dụng đất, miễn giảm thuế nhập

khẩu, thuế thu nhập doanh nghiệp (TNDN) và bao tiêu nguồn điện sản xuất ra với giá 7,8
cents/kWh. Trong đó, EVN chi trả 6,8 cents/kWh và Nhà nước trợ cấp cho EVN 1
5

cent/kWh thông qua Quỹ Bảo vệ môi trường Việt Nam (BVMTVN) . Đồng thời, từ năm
2000 đến nay đã có 3 nghiên cứu đánh giá tài nguyên gió do Ngân hàng Thế giới (World
Bank), EVN và Bộ Công thương thực hiện và công bố, cho thấy tài nguyên gió ở Việt Nam
hoàn toàn có thể phát triển các dự án điện gió quy mô công nghiệp.
Chính sách hỗ trợ phát triển điện gió khá toàn diện và các đánh giá lạc quan về tiềm năng
nguồn năng lượng này đã thu hút nhiều nhà đầu tư tham gia đăng ký dự án. Dự án Nhà
máy điện gió Thanh Phong huyện Thạnh Phú tỉnh Bến Tre là một trong số đó.

4Thủ Tướng Chính phủ (2011a, tr.3)
5Thủ Tướng Chính phủ (2011b)


3

1.1.2. Lý do hình thành đề tài
Sau khi Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió được ban hành thì số lượng dự án đăng
ký đầu tư tăng lên đáng kể. Đến nay, cả nước có 75 dự án điện gió đăng ký với tổng công
suất hơn 7.475 MW. Tuy nhiên, hiện tại chỉ có 3 dự án đã đi vào vận hành thương mại với
6

tổng công suất khiêm tốn 52 MW . Với tình hình này, chỉ tiêu quy hoạch về phát triển điện
gió sẽ khó đạt được. Chính phủ đã giao Bộ Công thương tiến hành nghiên cứu, rà soát việc
thực hiện Cơ chế hỗ trợ để điều chỉnh Quyết định 37/2011/QĐ-TTg, thúc đẩy ngành điện
gió phát triển.
Để có cơ sở cho các điều chỉnh chính sách phù hợp, trong khuôn khổ Chương trình hỗ trợ
năng lượng tái tạo tại Việt Nam, Cơ quan Hợp tác Phát triển Đức (GIZ) và Tổng cục Năng

lượng (trực thuộc Bộ Công thương) đã tổ chức nhiều cuộc hội thảo đánh giá việc thực hiện
Cơ chế hỗ trợ đối với điện gió và tham vấn các bên liên quan. Có nhiều lý do làm cho các
dự án điện gió chậm triển khai được đưa ra như giá mua điện thấp, khó tiếp cận nguồn vốn,
điều kiện gió không đạt yêu cầu. Trong đó, đối với các nhà đầu tư, giá mua điện gió thấp là
7

nguyên nhân chính làm các dự án chưa thể thực hiện được .
Theo nghiên cứu của GIZ tại 3 dự án điện gió đang hoạt động, chi phí xây dựng trung bình
8

là 2.000 USD/kW . Suất đầu tư này cao hơn nhiều so với các nguồn điện khác (xem Phụ
lục 1). Mặc dù giá bán điện cho EVN là 7,8 cents/kWh, cao hơn giá điện EVN bán lẻ bình
9

quân nhưng dự án vẫn không bù đắp được chi phí. Do đó, Cơ chế hỗ trợ cần điều chỉnh
theo hướng tăng giá mua điện. Vấn đề đặt ra tiếp theo là cần tăng giá bao nhiêu và nguồn
chi trả cho giá mua điện tăng thêm từ đâu. Việc này rất quan trọng, quyết định tính khả thi
và hiệu quả của chính sách. Nếu giá mua điện mới không đủ hấp dẫn các nhà đầu tư thì các
dự án điện gió vẫn dậm chân tại chỗ như hiện nay. Nếu giá mua điện quá cao thì đồng
nghĩa với việc mang nguồn tài nguyên sẵn có của quốc gia chuyển thành lợi nhuận vượt
trội cho các nhà đầu tư, đồng thời gây áp lực thêm cho nguồn chi trả. Nếu tăng giá bán điện
để bù đắp cho giá mua điện gió thì sẽ ảnh hưởng đến sinh hoạt và sản xuất của người dân.
6 Phan Thanh Tùng, Vũ Chi Mai và Angelika Wasielke (2012, tr.18 ) và cập nhật của tác giả đến 4/2015
7 Văn Nam (2015)
8Vương Thủy (2015)
9 Theo Quyết định 2256/QĐ-BCT ngày 12/03/2015, giá bán điện bình quân là 1.622,01 đồng/kWh, tương
đương 7,5 cents/kWh.


4


Nếu dùng ngân sách để tiếp tục trợ cấp thì có thể làm thâm hụt thêm ngân sách hạn hẹp của
Việt Nam.
Như vậy, điện gió có lợi vì là nguồn năng lượng sạch và góp phần đảm bảo nguồn cung
điện bền vững trong tương lai. Tuy nhiên, lợi ích này có đủ bù đắp chi phí mà nền kinh tế
bỏ ra khi mà suất đầu tư quá cao cộng với nhiều ưu đãi, trợ cấp như vậy hay không? Đề tài
sẽ trả lời cho câu hỏi này thông qua nghiên cứu tình huống dự án nhà máy điện gió Thanh
Phong tại tỉnh Bến Tre.
1.2. Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu của đề tài là xác định tính khả thi của dự án trên cả hai phương diện kinh tế và tài
chính. Tính khả thi về kinh tế cho biết việc thực hiện dự án có làm tăng phúc lợi quốc gia
hay không, làm cơ sở cho quyết định can thiệp của Chính phủ là nên khuyến khích hay hạn
chế dự án. Tính khả thi về tài chính thể hiện sức hấp dẫn của dự án đối với nhà đầu tư. Trên
cơ sở đó, đề tài sẽ góp thêm những gợi ý chính sách cho việc điều chỉnh Cơ chế hỗ trợ phát
triển điện gió phù hợp với bối cảnh của Việt Nam.
1.3. Câu hỏi nghiên cứu
Để thỏa mãn mục tiêu trên, đề tài cần trả lời 3 câu hỏi sau:
1. Dự án có khả thi về kinh tế không?
2. Dự án có khả thi về tài chính không?
3. Nếu dự án chỉ khả thi về kinh tế thì Chính phủ cần can thiệp như thế nào để thúc

đẩy triển khai dự án ?
1.4. Phạm vi nghiên cứu
Phạm vi nghiên cứu của đề tài tập trung vào 2 nội dung chính là thẩm định tài chính và
thẩm định kinh tế dựa trên các số thông số kỹ thuật do Tổng công ty Cổ phần tư vấn xây
dựng điện 3 (PECC3) đề xuất trong Báo cáo đầu tư và các số liệu được công bố hiện hành.
Ngoài ra, để các gợi ý chính sách đưa ra phù hợp với bối cảnh thực tế, luận văn mở rộng
thêm nội dung phân tích tình hình phát triển điện gió ở Việt Nam cũng như tác động của
Cơ chế hỗ trợ hiện tại đối với dự án điện gió.



5

1.5. Bố cục luận văn
Luận văn có 6 chương.
Chương 1 giới thiệu cơ sở hình thành dự án và đề tài, đưa ra mục tiêu nghiên cứu, câu hỏi
nghiên cứu và phạm vi thực hiện.
Chương 2 phân tích tình hình phát triển điện gió ở Việt Nam.
Chương 3 mô tả chi tiết dự án nhà máy điện gió Thanh Phong và trình bày khung phân tích
sử dụng trong phân tích tài chính và kinh tế.
Chương 4 phân tích hiệu quả kinh tế của dự án.
Chương 5 phân tích tài chính và phân tích phân phối.
Chương 6 là kết luận và đưa ra các khuyến nghị chính sách.


6

CHƢƠNG 2. TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ Ở VIỆT NAM
Chương 2 sẽ khái quát bức tranh điện gió ở Việt Nam, từ tiềm năng gió, cơ chế hỗ trợ đến
tình hình thực hiện các dự án đầu tư cũng như những khó khăn mà các dự án gặp phải.
2.1. Tiềm năng điện gió
Sức gió là “nguyên liệu” quan trọng nhất để sản xuất điện gió, các số liệu đo gió tin cậy sẽ
tăng độ an toàn cho các tính toán tài chính của dự án. Cả nước có khoảng 150 trạm khí
tượng thủy văn có thực hiện đo gió, các số liệu này có tính dài hạn và rộng khắp cả nước
nhưng không phù hợp vì độ cao đo chỉ 10m và được đọc 4 lần/ngày, trong khi số liệu cần
cho đánh giá tiềm năng điện gió tốt nhất là được đo từ 60 – 100 m và có bộ cảm biến ghi
nhận suốt 24 giờ/ngày.
Hiện nay đã có 3 nghiên cứu đánh giá tài nguyên gió do World Bank (2001), EVN (2007)
và Bộ Công thương (2011) thực hiện và công bố. Các kết quả được tóm tắt tại Bảng 2.1.
Bảng 2.1. Tóm tắt các kết quả nghiên cứu đánh giá tiềm năng điện gió ở Việt Nam


Phƣơng ph

World
Bank

10

Dùng số liệu
các trạm thủy

văn để ngoại

và chạy mô h
mô phỏng.

Đo gió tại 12
EVN

11

điểm trong v

1 năm, tập tr
ven biển.


10
11


World Bank (2001, tr.17)
EVN (2007), trích trong Phan Thanh Tùng, Vũ Chi Mai và Angelika Wasielke (2012, tr.7 )


7

Phƣơng ph

Đo gió ở 3 đi
Bộ Công
12

thương

trong vòng 2

năm, cập nhậ

bản đồ gió nă
2001.

Các kết quả cho thấy Việt Nam có thể phát triển điện gió quy mô công nghiệp. Tuy nhiên,
sự khác biệt quá lớn trong các kết quả chứng tỏ các số liệu trên chưa thật sự tin cậy, chỉ
mang tính tham khảo. Dự án Năng lượng gió GIZ (GIZ hợp tác cùng Bộ Công thương) đã
thực hiện một chương trình đo gió ở độ cao 80m, áp dụng theo các quy chuẩn châu Âu, nên
các dữ liệu gió được kỳ vọng là đáng tin cậy hơn. Tuy nhiên, dữ liệu này chưa công bố, chỉ
sử dụng nội bộ trong GIZ và Bộ Công thương.
Hiện nay, các nhà đầu tư phải tự lắp tháp đo gió để đánh giá chính xác hơn sức gió tại địa
điểm đầu tư, làm tăng chi phí thời gian (ít nhất 12 tháng) và tài chính, giảm sức hấp dẫn
của các dự án điện gió.

2.2. Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió
Phát triển NLTT nói chung và điện gió nói riêng là xu hướng chung mà các quốc gia đang
hướng đến để đảm bảo nguồn cung điện năng bền vững và giảm thiểu tác động đến môi
trường. Tham khảo tình hình phát triển điện gió trên thế giới tại Phụ lục 2. Tuy nhiên, chi
phí đầu tư cho điện gió rất lớn, mà giá điện trên thị trường cạnh tranh thì chưa phản ánh
những lợi ích môi trường và xã hội của nguồn điện sạch này nên ngày càng có ít các dự án
điện gió. Do đó, cần có sự can thiệp của Chính phủ thông qua các chính sách ưu đãi để bù
đắp cho các lợi ích chưa được tính vào trong giá điện tài chính.
Quyết định 37/2011/QĐ-TTg về Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam
có nhiều ưu đãi về sử dụng đất, huy động vốn, thuế, phí và quan trọng nhất là quy định
EVN phải mua toàn bộ lượng điện sản xuất ra thông qua Hợp đồng mua bán điện mẫu thời
hạn 20 năm với giá 7,8 cents/kWh. Cụ thể các ưu đãi được tóm tắt tại hộp 1.


12

Vietnam Ministry of Industry and Trade (2011, tr.15)


8

Hộp 1. Cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió

13

Giai đoạn phát triển dự án
1. Huy động vốn: nhà đầu tư được huy động vốn dưới các hình thức pháp luật cho

phép; ưu đãi theo quy định hiện hành về tín dụng đầu tư của Nhà nước.
2. Thuế nhập khẩu: miễn thuế


Giai đoạn vận hành
3. Giá mua điện: 7,8 cents/kWh, được điều chỉnh theo biến động VNĐ/USD
 EVN: 6,8 cents/kWh
 Quỹ BVMTVN: 1 cent/kWh
4. Thuế TNDN: áp dụng như lĩnh vực đặc biệt ưu đãi đầu tư
 Thuế suất: 10% trong 15 năm
 Miễn thuế 4 năm, giảm 50% số tiền thuế phải nộp cho 9 năm tiếp theo.
5. Tiền sử dụng đất, thuê đất: miễn phí

2.3. Tình hình các dự án đầu tƣ
Việt Nam bắt đầu quan tâm phát triển điện gió quy mô lớn từ cuối những năm 1990, thông
qua xây dựng và phê duyệt các dự án đầu tiên như nhà máy điện gió Tu Bông 1 – Khánh
Hòa (1996, 10 MW), điện gió Tu Bông 2 – Khánh Hòa (1998, 20MW), điện gió Phương
Mai – Bình Định (1998, 30 MW), điện gió Bạch Long Vỹ (2000, 0,8 MW), điện gió cửa
14

15

Tùng (2001, 20 MW) , điện gió Lý Sơn (2007, 10 MW) . Trong đó, dự án điện gió Bạch
Long Vỹ khánh thành vào tháng 8/2004 nhưng vận hành chưa đến 2 năm thì ngừng hoạt
động, do sau khi hết thời gian bảo hành, bộ phận kỹ thuật của Việt Nam không nắm được
16

công nghệ, thiết bị hư hỏng không thể sửa chữa . Các dự án còn lại đều không triển khai
chủ yếu do không thỏa thuận được giá bán điện với EVN.

13

Có tham chiếu đến các văn bản pháp luật liên quan được đề cập trong Quyết định 37/2011/QĐ-


TTg

14
15
16

Vũ Mạnh Hà (2007)
BTK (2007)
Trang tin điện tử ngành điện (2008)


9

Sau khi Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió được ban hành thì số lượng dự án đăng
ký đầu tư tăng lên đáng kể. Đến nay, cả nước có 75 dự án đăng ký ở 18 tỉnh với tổng công
suất khoảng 7.475 MW, trong đó có 20 dự án của nhà đầu tư nước ngoài hoặc liên doanh
17

với nước ngoài . Ninh Thuận và Bình Thuận được xem là thủ phủ điện gió của cả nước
với số dự án đăng ký ở mỗi tỉnh lần lượt là 21 và 16 dự án. Danh sách các dự án cụ thể xem
tại Phụ lục 3.
Tuy nhiên, hiện tại chỉ có 3 dự án đã đi vào vận hành thương mại là điện gió Tuy Phong
(30 MW), Phú Quý (6 MW) và Bạc Liêu (16 MW) với tổng công suất là 52 MW. Sau khi
nhà máy điện gió Bạc Liêu hoàn thành giai đoạn 2, bổ sung thêm 83 MW trong 1-2 năm
sắp tới thì công suất điện gió cả nước cũng chỉ mới đạt 135 MW. Các dự án còn lại đa số
đều dưới dạng dự án đầu tư hay đã khởi công nhưng phải gián đoạn vì nhiều lý do như chờ
tăng giá mua điện, chưa sắp xếp được vốn, thay đổi thiết kế. Một số khác thì chủ đầu tư rút
lui do nhận thấy giá điện chưa thật sự hấp dẫn hay kết quả đo gió không đạt yêu cầu. Ngoài
ra, tại đảo Trường Sa còn có hệ thống điện lai ghép năng lượng gió – mặt trời do Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam (PVN) tài trợ, vận hành từ năm 2009 với công suất phát điện khoảng 6,2
MWh/ngày. Tình trạng của các dự án điện gió được tổng hợp tại Phụ lục 4.
Đối với 3 dự án đang vận hành thương mại, mỗi dự án đều có thuận lợi đặc thù. Chủ đầu tư
của dự án điện gió Tuy Phong là Công ty cổ phần NLTT Việt Nam do một số thành viên
của Viện Năng lượng sáng lập nên có chuyên môn nhất định trong lĩnh vực điện gió, dễ
dàng nắm bắt công nghệ hơn. Ngoài ra, dự án sử dụng tháp gió sản xuất trong nước, giúp
18

tiết kiệm được 30% chi phí so với tháp gió nhập khẩu . Dự án điện gió Phú Quý được
19

mua điện với giá cao hơn vì ở ngoài đảo . Hơn nữa, quy mô dự án nhỏ, tổng vốn đầu tư
nằm trong khả năng thu xếp của PVN. Dự án điện gió Bạc Liêu thì được vay vốn ưu đãi từ
Ngân hàng xuất nhập khẩu Hoa Kỳ và giá bán điện là 9,8 cents/kWh vì xây dựng trên biển.

17

Phan Thanh Tùng, Vũ Chi Mai và Angelika Wasielke (2012, tr.18 ) và cập nhật của tác giả đến

4/2015

18
19

Tia sáng (2012)
Phan Thanh Tùng, Vũ Chi Mai và Angelika Wasielke (2012, tr.9)