Luận văn Thạc sĩ Kinh tế: Thẩm định dự án thủy điện Đắk Glun, tỉnh Đắk Nông

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KINH TẾ TP. HCM

-------------

CHƯƠNG TRÌNH GIẢNG DẠY KINH TẾ FULBRIGHT

NGUYỄN NHẬT ANH

THẨM ĐỊNH DỰ ÁN THỦY ĐIỆN ĐẮK GLUN

TỈNH ĐẮK NÔNG

Chuyên ngành: Chính sách công

Mã số:

60.31.14

LUẬN VĂN THẠC SĨ KINH TẾ

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS. TRẦN TIẾN KHAI

ThS. NGUYỄN XUÂN THÀNH

TP. Hồ Chí Minh – Năm 2012

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 2012

Tác giả

Nguyễn Nhật Anh

LỜI CẢM ƠN

Tôi trân trọng gửi lời cảm ơn sâu sắc nhất đến thầy Trần Tiến Khai và thầy Nguyễn Xuân

Thành. Các Thầy tận tình giúp đỡ, hướng dẫn tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn.

Trong quá trình học tập ở trường, tôi không thể nào quên công lao giảng dạy và truyền đạt

những kiến thức quý báu của toàn thể các Thầy, Cô thuộc chương trình giảng dạy kinh tế

Fulbright mà tôi may mắn được gặp suốt những năm qua.

Chân thành cảm ơn các anh, chị, em học viên của chương trình Fulbright đã cho tôi những

tháng ngày vô cùng tươi đẹp dưới mái trường này.

Đặc biệt cảm ơn gia đình đã động viên, ủng hộ tôi trong suốt thời gian học tập tại trường.

Xin chân thành cảm ơn.

TP. HCM, ngày 17 tháng 07 năm 2012

Tác giả

Nguyễn Nhật Anh

iii

TÓM TẮT

Thủy điện vừa và nhỏ là một trong những nguồn năng lượng sạch được khuyến khích sử

dụng trên thế giới để thay thế cho những nguồn năng lượng hóa thạch khác.

Dự án thủy điện Đắk Glun, tỉnh Đắk Nông là một trong những dự án thủy điện vừa và nhỏ

được Bộ Công thương và Ủy ban nhân dân tỉnh Đắk Nông quy hoạch nhằm cung cấp điện

cho tỉnh Đắk Nông. Dự án có công suất là 11 MW, cung cấp cho người sử dụng điện 39,36

triệu kWh điện hàng năm.

Luận văn tiến hành đánh giá tính khả thi của dự án trên phương diện tài chính và kinh tế.

Kết quả dự án không khả thi về mặt tài chính nhưng khả thi về mặt kinh tế. Tuy nhiên, tác

giả chưa xét đến tác động của môi trường đến dự án khi thực hiện nghiên cứu. Cho nên, kết

luận của luận văn là chưa thể ra quyết định đối với dự án mà phải chờ kết quả định giá tác

động môi trường của dự án từ các tổ chức và chuyên gia.

Các dự án thủy điện vừa và nhỏ phụ thuộc rất nhiều vào giá mua điện của Tập đoàn điện

lực Việt Nam (EVN) và sản lượng điện phát. Nhưng, giá mua điện của EVN là rất thấp và

cố định trong suốt nhiều năm liền, trong khi sản lượng điện phát của dự án phụ thuộc vào

chế độ thủy văn cũng như thời tiết hàng năm.

Trong quá trình phân tích, tác giả nhận thấy rằng các dự án thủy điện vừa và nhỏ thường

chiếm một diện tích lớn đất với những nguồn lợi về rừng, tài nguyên khoáng sản trên đất.

Song, chủ đầu tư không đưa vào hồ sơ dự án những nguồn lợi về rừng và tài nguyên

khoáng sản này. Không những vậy, sau khi xin được giấy phép đầu tư, chủ đầu tư thường

không triển khai dự án mà xuất hiện tình trạng mua bán dự án nhằm chuộc lợi bất chính.

Bên cạnh đó, tác giả thấy rằng tình trạng quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ diễn ra ở hầu hết

các tỉnh thành trong cả nước, với những bất cập trong quy hoạch như thủy điện chồng lên

thủy điện. Công tác thẩm định dự án thủy điện vừa và nhỏ chưa được triển khai và giám sát

chặt chẽ dẫn đến những tình trạng như chặt phá rừng, thi công không đúng thiết kế.

Nhà nước cần xem xét lại quy hoạch cũng như quản lý các dự án thủy điện một cách tốt

hơn để tránh những thảm họa khó lường về sau.

MỤC LỤC

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

LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................................... ii

TÓM TẮT ............................................................................................................................ iii

MỤC LỤC ........................................................................................................................... iv

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT .......................................................... vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU ............................................................................................... viii

DANH MỤC HÌNH VẼ ...................................................................................................... ix

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU .................................................................................................. 1

1.1 Đặt vấn đề .................................................................................................................... 1

1.2 Vấn đề chính sách ........................................................................................................ 3

1.3 Mục tiêu nghiên cứu .................................................................................................... 3

1.4 Câu hỏi nghiên cứu ...................................................................................................... 3

1.5 Phạm vi nghiên cứu ..................................................................................................... 3

1.6 Cơ sở dữ liệu ................................................................................................................ 4

1.7 Bố cục luận văn ............................................................................................................ 4

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VÀ MÔ TẢ DỰ ÁN.............................................................. 5

2.1 Phát triển năng lượng tái tạo và thủy điện vừa và nhỏ ................................................ 5

2.2 Tình hình phát triển thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam ............................................... 6

2.2.1 Quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam....................................................... 6

2.2.2 Tình hình các dự án thủy điện vừa và nhỏ hiện nay ............................................. 7

2.3 Mô tả dự án .................................................................................................................. 8

CHƯƠNG 3 KHUNG PHÂN TÍCH LỢI ÍCH – CHI PHÍ .............................................. 9

3.1 Phân tích kinh tế .......................................................................................................... 9

3.1.1 Lợi ích kinh tế ....................................................................................................... 9

3.1.2 Chi phí kinh tế ..................................................................................................... 10

3.1.3 Xác định giá kinh tế ............................................................................................ 10

3.1.4 Tiêu chí đánh giá dự án trên quan điểm kinh tế .................................................. 11

3.2 Phân tích tài chính ...................................................................................................... 12

3.2.1 Ngân lưu vào ....................................................................................................... 12

3.2.2 Ngân lưu ra ......................................................................................................... 12

3.2.3 Ngân lưu ròng của dự án ..................................................................................... 13

3.2.4 Tiêu chí đánh giá tài chính .................................................................................. 13

3.3 Phân tích độ nhạy và rủi ro ........................................................................................ 14

3.4 Phân tích phân phối .................................................................................................... 14

CHƯƠNG 4 PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN .................................................. 15

4.1 Thông số liên quan đến dự án .................................................................................... 15

4.1.1 Chỉ số kinh tế vĩ mô ............................................................................................ 15

4.1.2 Chi phí của dự án ................................................................................................ 15

4.1.3 Doanh thu của dự án ........................................................................................... 17

4.1.4 Tài trợ dự án ........................................................................................................ 19

4.2 Báo cáo thu nhập ........................................................................................................ 19

4.3 Báo cáo ngân lưu ....................................................................................................... 19

4.4 Phân tích tài chính ...................................................................................................... 21

4.5 Phân tích độ nhạy ....................................................................................................... 22

4.5.1 Độ nhạy NPV theo giá bán điện ......................................................................... 23

4.5.2 Độ nhạy NPV theo giá bán CERs. ...................................................................... 23

4.5.3 Độ nhạy NPV theo điện năng phát ..................................................................... 24

4.5.4 Độ nhạy NPV theo chi phí đầu tư ....................................................................... 24

4.5.5 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát VND ............................................................. 25

4.5.6 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát USD .............................................................. 25

4.5.7 Độ nhạy NPV theo cơ cấu nợ vay ....................................................................... 26

4.7 Phân tích tình huống .................................................................................................. 26

4.8 Mô phỏng Monte Carlo .............................................................................................. 27

4.9 Vấn đề tài chính của dự án ......................................................................................... 28

CHƯƠNG 5 PHÂN TÍCH KINH TẾ ............................................................................... 31

5.1 Xác định tỷ giá kinh tế và các hệ số chuyển đổi CFi ................................................. 31

5.1.1 Tỷ giá kinh tế ...................................................................................................... 31

5.1.2 Hệ số chuyển đổi ................................................................................................. 31

5.2 Phân tích ngoại tác ..................................................................................................... 34

5.3 Phân tích dòng tiền kinh tế ........................................................................................ 35

5.4 Phân tích độ nhạy ....................................................................................................... 37

5.5 Phân tích phân phối .................................................................................................... 38

CHƯƠNG 6 GỢI Ý CHÍNH SÁCH VÀ KẾT LUẬN .................................................... 40

6.1 Một số kết luận từ dự án thủy điện Đắk Glun. ........................................................... 40

6.2 Quyết định đối với dự án ........................................................................................... 41

6.3 Giải pháp cho dự án thủy điện vừa và nhỏ Đắk Glun. ............................................... 41

6.4 Gợi ý chính sách cho thủy điện vừa và nhỏ ............................................................... 43

TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................................. 45

PHỤ LỤC ............................................................................................................................ 49

vii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT

(Certified Emission Reduction) Chứng chỉ giảm phát khí thải : CER

(Conversion Factor) Hệ số chuyển đổi : CF

(Debt Service Coverage Ratio) Hệ số an toàn nợ : DSCR

: EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand) Công ty điện lực Thái Lan

(Economic Internal Rate of Return) Suất sinh lợi nội tại kinh tế : EIRR

(Euro) Đồng tiền chung Châu Âu : Euro

(Vietnam Electricity) Tập đoàn Điện lực Việt Nam : EVN

(Gross Domestic Product) Tổng sản phẩm quốc nội : GDP

(General Statistics Office of Vietnam) Tổng cục Thống kê Việt Nam : GSO

HAGL (Hoang Anh Gia Lai Company) Công ty Hoàng Anh Gia Lai :

(International Energy Agency) Cơ quan Năng lượng quốc tế : IEA

(International Monetary Fund) Tổ chức Tiền tệ thế giới : IMF

(Independent Power Producer) Nhà sản xuất điện độc lập : IPP

(Internal Rate of Return) Suất sinh lợi nội tại : IRR

(Reconstruction Credit Institute) Ngân hàng tái thiết Đức : KFW

(Mega Watt) Mê ga oát : MW

(Net Present Value) Giá trị hiện tại ròng : NPV

(Operation and Maintenance) Vận hành và bảo dưỡng : O&M

TNDN : Thu nhập danh nghiệp

UBND : Ủy Ban Nhân Dân

UNFCCC :

(United Nations Framework Convention on Climate Change) Công ước khung của Liên Hợp Quốc về biến đổi khí hậu

(US Dollar) Đồng đô la Mỹ : USD

(Vietnam Dong) Đồng tiền Việt Nam : VND

WACC (Weight Average Cost of Capital) Chi phí vốn bình quân trọng số :

(World Bank) Ngân hàng Thế giới :

viii

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 4.1 Báo cáo ngân lưu dự án ........................................................................................ 20

Bảng 4.2 Chi phí vốn của dự án. .......................................................................................... 21

Bảng 4.3 Kết quả các thông số tài chính .............................................................................. 21

Bảng 4.4 Độ nhạy NPV theo giá bán điện ........................................................................... 23

Bảng 4.5 Độ nhạy NPV theo giá bán CERs ........................................................................ 23

Bảng 4.6 Độ nhạy NPV theo điện năng phát ....................................................................... 24

Bảng 4.7 Độ nhạy NPV theo chi phí đầu tư ........................................................................ 24

Bảng 4.8 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát VND ............................................................... 25

Bảng 4.9 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát USD................................................................ 25

Bảng 4.10 Độ nhạy NPV theo cơ cấu nợ vay ...................................................................... 26

Bảng 4.11 Các kịch bản lựa chọn ........................................................................................ 26

Bảng 5.1 Bảng tổng hợp các giả định về CFi ....................................................................... 34

Bảng 5.2 Ngân lưu kinh tế ................................................................................................... 36

Bảng 5.3 Độ nhạy NPV kinh tế theo giá điện kinh tế .......................................................... 37

Bảng 5.4 Độ nhạy NPV kinh tế theo sản lượng điện phát ................................................... 37

Bảng 5.5 Độ nhạy NPV kinh tế theo chi phí đầu tư ban đầu ............................................... 37

Bảng 5.6 Kết quả phân phối thu nhập .................................................................................. 39

Bảng 6.1 Các yếu tố để đánh giá một thủy điện tốt ............................................................. 44

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 2.1. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm và tốc độ tăng GDP. ................................. 5

Hình 4.1 Kết quả phân tích Monte Carlo NPV của chủ đầu tư ........................................... 27

Hình 4.2 Kết quả phân tích NPV của dự án. ........................................................................ 28

Hình 5.1 Kết quả phân tích Monte Carlo NPV kinh tế ........................................................ 38

CHƯƠNG 1

GIỚI THIỆU

Nội dung chương đầu tiên nêu ra vấn đề chính sách, từ đó xây dựng câu hỏi nghiên cứu,

xác định phạm vi nghiên cứu, phạm vi thu thập số liệu và trình bày bố cục của nghiên cứu.

1.1 Đặt vấn đề

Thành lập vào năm 2004 từ sự chia tách tỉnh Đắk Lắk, Đắk Nông là một tỉnh miền núi mới

với điều kiện kinh tế xã hội hết sức khó khăn. Tuy nhiên, theo xu thế phát triển cùng công

cuộc đổi mới của đất nước thì nhu cầu điện năng của Đắk Nông cũng đòi hỏi ngày càng cao. Dự báo nhu cầu điện của Đắk Nông cho năm 2015 và 2020 như sau1:

- Đến năm 2015: Nhu cầu phụ tải điện đạt 150,3 MW, điện nhận 613 triệu kWh,

điện thương phẩm 567 triệu kWh, tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm năm

2010 – 2015 là 23%/năm.

- Đến năm 2020: Nhu cầu phụ tải điện đạt 329 MW, điện nhận 1.520 triệu kWh,

điện thương phẩm 1.421 triệu kWh, tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm năm

2015 – 2020 là 20,2%/năm.

Để đáp ứng nhu cầu điện cho giai đoạn 2015 – 2020, ngoài nguồn điện lấy từ lưới điện

quốc gia và các trạm thủy điện lớn trên hệ thống sông Serepok và Đồng Nai ở tỉnh Đắk

Nông, hiện nay có thể khai thác nguồn thủy điện vừa và nhỏ tại các sông suối nhỏ trên địa

bàn. Tuy chỉ chiếm một tỷ trọng nhỏ trong hệ thống điện nhưng sự có mặt của hệ thống

thủy điện vừa và nhỏ cũng đóng góp cho sự phát triển của địa phương. Năng lượng tái tạo

như phong điện hay năng lượng mặt trời cũng được Ủy Ban Nhân Dân (UBND) tỉnh đưa

vào xem xét trong quy hoạch điện của tỉnh.

Có thể nói trong thời điểm hiện nay, các nguồn năng lượng mà UBND tỉnh xem xét được

thế giới cho là ‘năng lượng tái tạo sạch’ theo IEA (2006), bởi chúng có khả năng tái tạo,

cung cấp năng lượng mà không làm cạn kiệt nguồn. Nguồn năng lượng này là sạch vì trong

quá trình sản xuất không làm ô nhiễm không khí và giúp giảm sự lan tỏa khí hiệu ứng nhà

kính. Chu kỳ sống ảnh hưởng môi trường của nguồn năng lượng tái tạo nhỏ hơn nhiều so

với nguồn năng lượng từ nhiên liệu hóa thạch. Chính vì thế, sự phát triển thủy điện cần

1 Theo quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Đắk Nông giai đoạn 2011 – 2015, có xét đến năm 2020.

phải được các cơ quan, chính phủ và các tổ chức tài chính khích lệ, để nâng cao năng

lượng tái tạo trong hệ thống điện năng mà thủy điện là nòng cốt.

Để thúc đẩy sự phát triển thủy điện toàn cầu, cơ quan Năng lượng quốc tế (IEA, 2006) đã

xuất bản phụ lục VII, với tiêu đề “Thủy điện thực tế tốt – các biện pháp tiết giảm môi

trường và các lợi ích”. Mục tiêu đặc biệt của phụ lục này là cung cấp các tài liệu thủy điện

có tiềm năng điển hình về thiết kế, quy hoạch; đồng thời, đánh giá ảnh hưởng môi trường,

phổ biến thông tin về biện pháp bảo vệ rừng, tối ưu hóa hiệu quả tích cực của thủy điện.

Trong một vài năm gần đây, ở Việt Nam, dư luận đã lên án rất nhiều hệ lụy mà thủy điện

gây ra đối với rừng, môi trường và con người hết sức khẩn cấp. Với sự phát triển thủy điện

một cách ồ ạt, mỗi công trình thủy điện chiếm dụng một diện tích lớn bao gồm đất và rừng.

Thậm chí, một số dự án đã xâm phạm đến rừng quốc gia, khu bảo tồn, rừng phòng hộ. Về

môi trường, do ảnh hưởng của thời tiết cũng như sự điều tiết lượng nước xả của các công

trình thủy điện không phù hợp đã làm cho những dòng sông ở hạ lưu trơ đáy, ảnh hưởng

rất nhiều đến đời sống, tình hình sản xuất của người dân phía hạ nguồn. Về vấn đề nhân

sinh, chủ đầu tư đã không chú trọng đến việc tái định cư, ổn định cuộc sống cho những

người dân chịu ảnh hưởng trực tiếp từ dự án (Nguyễn Đức, 2011b).

Xảy ra những tình trạng trên, hầu hết là do đánh giá ban đầu về dự án chưa được xem xét

một cách toàn diện trước khi cấp giấy phép đầu tư. Từ đó, dẫn đến quy hoạch ngành điện

của tỉnh luôn luôn thay đổi. Gần đây, Đắk Nông đã thu hồi 17 giấy phép dự án thủy điện

vừa và nhỏ với lý do nếu triển khai thì dự án sẽ tác động mạnh đến môi trường sinh thái

của những khu rừng đặc dụng hoặc trùng với quy hoạch chiến lượt phát triển điện lực quốc

gia (Nguyễn Đức, 2011a).

Dự án Thủy điện Đắk Glun được cấp phép đầu tư vào năm 2008, nhưng đến nay vẫn chưa

triển khai được, nguyên nhân chủ yếu là do chủ đầu tư - công ty Cổ phần Thủy điện Đắk

Glun - chưa thu xếp được nguồn vốn. Thiếu vốn là một trong những khó khăn chung của

hầu hết các dự án thủy điện vừa và nhỏ. Hơn thế nữa, dự án này được Bộ Công thương yêu

cầu nghiên cứu để xem xét điều chỉnh quy hoạch. Cụ thể là, cả hai nhà máy Đắk Glun 2, 3

có công suất tăng nhiều so với quy hoạch và nhà máy Đắk Glun 3 có ảnh hưởng tiêu cực

đối với môi trường – xã hội.

1.2 Vấn đề chính sách

Để quyết định cho phép xây dựng một công trình thủy điện, ngoài lợi ích tài chính của chủ

đầu tư, cơ quan nhà nước cần phải xem xét tác động ảnh hưởng của dự án đến môi trường,

sinh kế của người dân. Vì vậy, luận văn được hình thành nhằm đánh giá tính khả thi về mặt

tài chính và kinh tế của dự án, làm cơ sở tham khảo cho các cơ quan quản lý địa phương

xem xét, đánh giá và đưa ra quyết định đối với dự án. Từ đó, luận văn cũng khuyến nghị

chính sách đối với các dự án thủy điện vừa và nhỏ trên cả nước.

1.3 Mục tiêu nghiên cứu

Mục đích nghiên cứu của luận văn này là phân tích tính khả thi về mặt tài chính của dự án

theo quan điểm của chủ đầu tư và tổng đầu tư, phân tích hiệu quả kinh tế, xã hội mà dự án

mang lại; đồng thời, xem xét, đánh giá các biện pháp hạn chế tác động đến môi trường.

Trên cơ sở đó, đưa ra các giải pháp, kiến nghị chính sách cho các cơ quan có chức năng.

1.4 Câu hỏi nghiên cứu

Qua tình huống thủy điện Đắk Glun, những câu hỏi mà luận văn muốn giải quyết là:

Dự án thủy điện Đắk Glun có hiệu quả về mặt tài chính và kinh tế hay không?

Những trục trặc làm cho dự án này không được triển khai là gì? Nếu có, thì nhà nước cần

phải đưa ra những quyết định chính sách như thế nào?

Trên cơ sở đó, nhà nước phải làm gì để phát triển thủy điện vừa và nhỏ trên cả nước cho

phù hợp?

1.5 Phạm vi nghiên cứu

Nghiên cứu phân tích ở mức độ tiền khả thi của dự án, về phương diện tài chính và xã hội.

Thông số đầu vào dựa theo số liệu tại dự án của Công ty cổ phần thủy điện Đắk Glun.

Trong quá trình phân tích, tác giả sẽ xem xét lại các yếu tố đầu vào sao cho phù hợp với

quy định hiện hành.

Tuy nhiên, một phần quan trọng mà tác giả chưa thể đề cập đến trong luận văn này là vấn

đề đánh giá tác động của môi trường khi dự án đưa vào hoạt động.

1.6 Cơ sở dữ liệu

Luận văn sử dụng hồ sơ dự án thủy điện Đắk Glun do chủ đầu tư lập, trên cơ sở có xem

xét, đối chiếu với các quy định hiện nay cũng như số liệu của các dự án tương tự khác.

Một số thông tin trên các phương tiện thông tin đại chúng cũng được xem là một phần dữ

liệu để phục vụ cho nghiên cứu.

1.7 Bố cục luận văn

Luận văn gồm có 6 chương. Chương 1 giới thiệu cơ sở hình thành luận văn, câu hỏi nghiên

cứu. Chương 2 trình bày tổng quan về tình hình thủy điện vừa và nhỏ hiện nay và mô tả dự

án. Chương 3 giới thiệu khung phân tích lợi ích - chi phí. Chương 4 trình bày những giả

định thông số có liên quan đến dự án để thực hiện phân tích tài chính, phân tích độ nhạy và

rủi ro của dự án. Chương 5 tiến hành phân tích vấn đề kinh tế. Chương 6 nêu kết luận và

gợi ý chính sách.

CHƯƠNG 2

TỔNG QUAN VÀ MÔ TẢ DỰ ÁN

Nội dung chương 2 giới thiệu tổng quan về tình hình thực hiện dự án thủy điện vừa và nhỏ

ở Việt Nam hiện nay và vấn đề quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ. Đồng thời, mô tả một số

thông tin về dự án nhà máy thủy điện Đắk Glun.

2.1 Phát triển năng lượng tái tạo và thủy điện vừa và nhỏ

Trong những năm gần đây, nền kinh tế nước ta luôn phát triển với tốc độ tăng trưởng trung

bình hàng năm cao hơn các nước trong khu vực. Để phục vụ cho công cuộc phát triển kinh

tế đó, năng lượng đóng một vai trò thiết yếu. Đồ thị hình 2.1 cho thấy tốc độ tăng điện

thương phẩm luôn cao hơn tốc độ tăng trưởng GDP hàng năm. Điều này cho thấy việc tăng

trưởng kinh tế ở Việt Nam tiêu tốn nhiều điện năng hơn so mới mức thông thường. Nguyên

nhân là do các vấn đề về sử dụng điện như: Chưa tiết kiệm điện, lượng điện thất thoát

nhiều,...

Nguồn: Công ty Chứng khoán Phố Wall (2010) – Báo cáo ngành điện – Cơ hội lớn từ năng lượng tái tạo

Hình 2.1. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm và tốc độ tăng GDP.

Nguồn năng lượng hóa thạch dùng để sản xuất điện trên thế giới hiện nay đang dần cạn kiệt. Xăng dầu còn khoảng 43 năm, than đá 148 năm, khí gas 61 năm để sử dụng2. Gần

đây, nghị định thư Kyoto còn yêu cầu các quốc gia phải tăng việc cắt giảm lượng khí thải

2 Theo công ty TNHH Công nghệ năng lượng Đông Dương truy cập tại địa chỉ www.icenergy.vn/vn/home ngày 16/07/2012.

CO2 và các chất gây hiệu ứng nhà kính khác. Do đó, các nguồn năng lượng tái tạo đang

được xem là giải pháp để duy trì nguồn năng lượng phục vụ cho cuộc sống trong tương lai.

Năng lượng tái tạo bao gồm: Thủy điện vừa và nhỏ, năng lượng gió, năng lượng mặt trời,

năng lượng sinh khối, rác thải, khí sinh học và năng lượng điện nhiệt. Đây là những nguồn

năng lượng thân thiện với môi trường. Những nguồn năng lượng này ở Việt Nam vô cùng

phong phú. Theo báo cáo của Bộ Công thương thì việc khai thác các nguồn năng lượng

này còn hết sức hạn chế.

Đối với thủy điện vừa và nhỏ, nhược điểm của nó là công suất thấp, lượng điện phát trên

hệ thống không nhiều và chỉ phục vụ cho địa phương là chủ yếu. Vì vậy, việc ra quyết định

chấp thuận phê duyệt và triển khai đối với các dự án thủy điện vừa và nhỏ là do UBND

tỉnh quyết định và chỉ đối chiếu với quy hoạch đã được xác định trước đó giữa UBND tỉnh

và Bộ Công thương. Bộ Công thương hoàn toàn không giám sát hay kiểm tra những dự án

thủy điện vừa và nhỏ này.

2.2 Tình hình phát triển thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam

2.2.1 Quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam

Thủy điện vừa và nhỏ được định nghĩa ở từng quốc gia là khác nhau. Việt Nam quy định

những dự án có quy mô công suất từ 1 MW đến 30 MW được cho là thủy điện vừa và nhỏ.

Năm 2005, Bộ Công nghiệp bắt đầu quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ trên toàn quốc theo

quyết định số 3454/QĐ-BCN. Trên phạm vi 24 tỉnh, có 239 dự án với tổng công suất lắp

máy là 1.520,67 MW. Trong đó, các tỉnh Lào Cai, Hà Giang, Quảng Nam, Gia Lai, Đắk

Lắk, Đắk Nông, Kon Tum được quy hoạch riêng, không thuộc quyết định này. Qua các

nguồn tin thu thập được từ báo chí thì tác giả tìm thấy số liệu ở các tỉnh này như sau: (Chi

tiết quy hoạch được nêu rõ trong phụ lục 2)

- Kon Tum có 60 dự án thủy điện, công suất là 288,8 MW (InfoTV, 2007).

- Hà Giang có 68 dự án thủy điện, công suất là 689 MW (Thiên Thanh, 2009).

- Đắk Lắk có 101 dự án thủy điện, công suất là 198,06 MW (Thái Linh, 2006).

- Đắk Nông có 60 dự án thủy điện, công suất hơn 200 MW (Minh Đức, 2007).

- Gia Lai có 74 dự án thủy điện, công suất là 494 MW (Tấn Hữu, 2012).

- Quảng Nam có 30 nhà máy với tổng công suất là 117,5 MW3.

- Lào Cai có 110 công trình, tổng công suất là 1039 MW4.

Tổng hợp các kết quả trên tại thời điểm năm 2005 thì cả nước có tổng cộng 742 dự án thủy

điện được quy hoạch. Sau nhiều lần điều chỉnh quy hoạch, đến tháng 03/2010, số dự án

còn tồn tại trên 36 tỉnh là 883 thủy điện vừa và nhỏ với tổng công suất 5.880 MW, trung

bình mỗi nhà máy có công suất khoảng 6,7 MW.

Nhìn vào những con số trên, có thể thấy rằng trên cả nước, chỗ nào cũng có thể khai thác

thủy điện vừa và nhỏ, chưa kể những dự án thủy điện có công suất lớn. Rất nhiều lần các

cơ quan chức năng lên tiếng về tình trạng quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ tràn lan như

vậy. Việc mỗi tỉnh có một quy hoạch riêng dẫn đến tình trạng thủy điện chồng thủy điện.

Nếu không nhanh chóng kiểm soát tình hình phát triển tràn lan thì rất dễ dẫn đến thảm họa

về môi trường, đặc biệt là phá rừng làm thủy điện như các phương tiện thông tin đại chúng

thường đưa tin.

2.2.2 Tình hình các dự án thủy điện vừa và nhỏ hiện nay

Tình trạng thủy điện vừa và nhỏ hiện nay được chia là 2 nhóm đối tượng: (1) Dự án đang

triển khai hoặc đã được cấp phép nhưng chưa khởi công, (2) Dự án đã hoàn thành và đi vào

hoạt động.

Đối với các dự án đang triển khai, phần lớn đều gặp vấn đề về vốn. Thông thường, các chủ

đầu tư chỉ bỏ ra dưới 30% vốn tự có, phần còn lại phải đi vay. Trong khi đó, đặc điểm

chung của các dự án thủy điện vừa và nhỏ hiện nay đó là suất đầu tư cho mỗi MW quá lớn

so với các loại nhà máy điện khác. Lãi suất đi vay đang ở mức cao làm cho nhiều chủ đầu

tư không thể tiếp tục triển khai dự án, dẫn đến chậm tiến độ.

Đối với các dự án đã đi vào hoạt động thì vấn đề gặp phải là sự rủi ro về giá bán điện. Giá

bán điện hiện nay cho EVN là khá thấp và lại cố định trong 25 năm. Điều này dẫn đến tình

trạng các nhà máy phải chấp nhận lỗ. Mặt khác, sản lượng điện phụ thuộc rất nhiều vào

lượng mưa nên vào những năm khô hạn kéo dài thì các nhà máy này hầu như không hoạt

động. Hầu hết các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ đều mong muốn được EVN tăng giá mua

điện để duy trì hoạt động.

3 Theo UBND tỉnh Quảng Nam – Công văn số 2184/UB-KTN ngày 04/12/2003 4 Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Lào Cai giai đoạn 2011 – 2015 có tính đến năm 2020

2.3 Mô tả dự án

Dự án thủy điện Đắk Glun do Công ty Cổ phần Thủy điện Đắk Glun làm chủ đầu tư thực

hiện công trình thủy điện Đắk Glun 2 và Đắk Glun 3. Công trình này được xây dựng tại xã

Quảng Tâm và xã Đắk Ngo, huyện Tuy Đức, tỉnh Đắk Nông. Dự án dựa trên nhánh sông

chính là Đắk Glun và nhánh phụ là Đắk Klong - một trong những nhánh đổ về hồ Thác Mơ

ở hạ lưu.

Dự án thủy điện có kết cấu 2 bậc:

- Bậc trên (thủy điện Đắk Glun 2) có công suất lắp máy dự kiến 3,9 MW, sẽ cung

cấp sản lượng điện trung bình hằng năm khoảng 13,73 triệu kWh.

- Bậc dưới (thủy điện Đắk Glun 3) có công suất lắp máy dự kiện 7,1 MW, sẽ cung

cấp sản lượng điện trung bình hằng năm khoảng 25,63 triệu kWh.

Toàn bộ sản lượng điện đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam chấp thuận mua, tuy nhiên,

chưa có mức giá cụ thể.

Tổng vốn đầu tư dự kiến là gần 350 tỷ đồng, trong đó vốn vay là 70%, vốn đối ứng của chủ

đầu tư là 30%. Đến tháng 11/2011, chủ đầu tư vẫn còn đang trong quá trình đi tìm vốn vay

để thực hiện dự án, mặc dù dự án được UBND tỉnh Đắk Nông chấp thuận chủ trương đầu

tư xây dựng vào năm 2007 và nằm trong quy hoạch phát triển thủy điện vừa và nhỏ của

Đắk Nông giai đoạn 2006 – 2010 (đợt 1).

Để xây dựng công trình thủy điện này, UBND tỉnh Đắk Nông phải bàn giao cho chủ đầu tư

208 ha đất, trong đó có 188,99 ha đất rừng và 19,1 ha đất không có rừng. Có thể thấy rằng,

một diện tích đất khá lớn được giao cho dự án, trong đó, chủ yếu là đất rừng sản xuất. Ban

đầu, dự án được cấp phép đầu tư cho Công ty cổ phần xây dựng COSEVCO 77 với công

suất lắp máy là 4,5 MW cho Đắk Glun 2 và 6,5 MW cho Đắk Glun 3. Sau đó, dự án được

chuyển giao cho công ty Cổ phần Thủy điện Đắk Glun làm chủ đầu tư và thay đổi công

suất lắp máy như giấy phép đầu tư hiện tại. Có thể, đây là vụ chuyển nhượng dự án sau khi

đã xin được giấy phép đầu tư. Tình trạng chuyển nhượng tương tự dự án này cũng đang diễn ra một cách công khai trên các trang web rao vặt trực tuyến5.

5 Thông tin được trích dẫn từ các trang web đăng tin mua bán. Cụ thể đó là bán dự án thủy điện 10MW tại Tây Nguyên http://sanduan.vn/index.php?self=detail&id=498 truy cập ngày 25 tháng 4 năm 2012.

CHƯƠNG 3

KHUNG PHÂN TÍCH LỢI ÍCH – CHI PHÍ

Nội dung chương 3 trình bày khung phân tích lợi ích và chi phí của một dự án thủy điện về

mặt tài chính và kinh tế. Kiến thức được kết hợp từ các tài liệu: Glenn P.Jenkins & Arnold

C.Harberger (1995), Pedro Belli và đồng tác giả (2002), bài giảng môn Thẩm định đầu tư

công của Chương trình giảng dạy kinh tế Fulbright và thực tế liên quan đến dự án.

3.1 Phân tích kinh tế

Để xác định được giá trị kinh tế, cần phải xác định lợi ích và chi phí kinh tế mà dự án tạo

ra. Trên cơ sở đó, tiến hành ước lượng, định giá lợi ích và chi phí kinh tế. Kết quả phân

tích kinh tế là cơ sở để đưa ra quyết định thực hiện hay không thực hiện dự án.

3.1.1 Lợi ích kinh tế

Lợi ích kinh tế của một dự án bao gồm lợi ích kinh tế trực tiếp và lợi ích kinh tế ngoại tác

(ngoại tác tích cực).

Đối với thủy điện Đắk Glun, lợi ích kinh tế trực tiếp là lợi ích thu được khi dự án cung cấp

điện cho nền kinh tế. Khi đó lợi ích kinh tế được xác định:

Giá trị kinh tế = Giá điện kinh tế x Sản lượng điện (3.1)

Ngoài nguồn thu chính này ra, gần đây một số dự án được xây dựng theo cơ chế sạch, nên

còn có nguồn thu từ việc bán chứng chỉ giảm phát khí thải nhà kính.

Lợi ích kinh tế ngoại tác do lợi ích tác động thay thế nguồn điện có chi phí cao sang nguồn

điện có chi phí thấp hơn. Vào mùa khô, tình trạng cắt điện luân phiên làm ảnh hưởng đến

hoạt động kinh doanh hay sinh hoạt hàng ngày của người dân. Do đó, máy phát điện chạy

bằng dầu thường được sử dụng để duy trì các hoạt động. Chi phí này cao hơn chi phí sản

xuất điện của dự án. Cho nên, khi đi vào hoạt động, dự án sẽ đem lại nguồn cung điện mới,

bổ sung giải quyết định trạng thiếu điện, đặc biệt là vào mùa khô. Ngoài ra, dự án còn có

thể mang lại lợi ích từ việc gia tăng lượng điện. Trường hợp này xảy ra nếu như thị trường

mua bán là thị trường cạnh tranh. Tuy nhiên, giá bán điện hiện nay do nhà nước quy định

nên trường hợp này chỉ đúng với lý thuyết chứ không có trong thực tế.

3.1.2 Chi phí kinh tế

Cũng như lợi ích kinh tế, chi phí kinh tế được xem xét bao gồm: Chi phí kinh tế trực tiếp

và chi phí kinh tế ngoại tác (ngoại tác tiêu cực).

Chi phí kinh tế trực tiếp đầu tiên phải đề cập đến là chi phí đầu tư ban đầu của chủ đầu tư.

Chi phí này có thể có được từ nhiều nguồn vốn khác nhau: Vốn tự có, vốn vay trong nước

hay vốn vay nước ngoài. Theo Vũ Minh Hoàng (2011) thì chi phí đầu tư được đánh giá

thông qua chi phí cơ hội vốn của đất nước, nếu chi phí vốn tài chính của chủ đầu tư có

được mà nhỏ hơn chi phí cơ hội vốn của đất nước thì chi phí vốn kinh tế của dự án cũng

được tính bằng chi phí vốn kinh tế của đất nước.

Chi phí kinh tế tiếp theo là chi phí hoạt động hàng năm sau khi dự án hoàn thành việc xây

dựng và đi vào sản xuất điện. Chi phí này bao gồm: Chi phí vận hành nhà máy, chi phí bảo

trì hàng năm và chi phí thay thế thiết bị sau một khoảng thời gian dài vận hành nhà máy.

Những chi phí này thông thường được xác định dựa trên những nhà máy đã đi vào hoạt

động có một vài đặc tính tương đương với dự án đang triển khai.

Trong phân tích kinh tế, không xem xét đến các khoản chuyển giao trong nội bộ đất nước

như thuế và phí mà dự án phải nộp hàng năm vào ngân sách nhà nước. Đây là điểm khác

biệt so với phần phân tích tài chính.

Chi phí kinh tế ngoại tác đầu tiên được xem xét tới là chi phí môi trường. Các dự án thủy

điện thường có tác động tiêu cực đến môi trường rất lớn. Cụ thể như, việc làm ngập một

vùng đất rộng lớn sẽ ảnh hưởng đến hệ sinh thái đang tồn tại. Hầu như các công trình thủy

điện đều ảnh hưởng đến rừng vì tính đặc thù của các dự án này là thường ở vùng cao. Bên

cạnh đó, trong quá trình ngăn dòng để sản xuất điện, dự án có thể làm thay đổi chế độ thủy

văn ảnh hưởng đến sản xuất nông nghiệp, nuôi trồng thủy sản. Trong khuôn khổ luận văn

này, khả năng của tác giả chưa đủ để xác định những chi phí liên quan đến môi trường.

3.1.3 Xác định giá kinh tế

Do những biến dạng của thị trường như thuế, trợ cấp, kiểm soát giá, độc quyền và do thị

trường là cạnh tranh nhưng vẫn tồn tại những đầu ra - đầu vào của dự án tạo tác động lớn

đến thị trường từ đó làm ảnh hưởng đến thặng dư của người sản xuất và người tiêu dùng,

cho nên giá kinh tế có thể khác với giá tài chính. Vì vậy, chúng ta không thể sử dụng giá

tài chính để phân tích lợi ích và chi phí kinh tế. Đối với thị trường mua bán điện của Việt

Nam thì đây là thị trường độc quyền do EVN trực tiếp mua điện, bán điện và phân phối

điện đến người sử dụng. Hơn nữa, giá điện là giá do chính phủ quy định thường có xu

hướng thấp hơn giá kinh tế của điện.

Đối với các khoản mục chi phí kinh tế của dự án, tác giả sử dụng hệ số chuyển đổi (CF) là

tỷ số giữa giá kinh tế của một khoản mục với giá tài chính của nó. Các khoản mục có thể

sử dụng hệ số chuyển đổi trong luận văn là chi phí thiết bị, chi phí xây dựng, lương lao

động của dự án, giá trị bồi thường đất và tài sản của chủ đầu tư.

Xác định giá điện kinh tế là công việc quan trọng để đánh giá lợi ích kinh tế của dự án.

Theo WB đánh giá thì việc này hết sức khó khăn vì ở Việt Nam không có bằng chứng về

mức sẵn lòng chi trả (WTP) vượt lên trên mức giá thực tế và cũng không có nhiều nghiên

cứu về WTP. Dựa trên nghiên cứu và phỏng vấn, có thể xác định được mức giá điện WTP

của người tiêu dùng, tuy nhiên công việc này đòi hỏi thời gian và nguồn lực cần thiết.

Trong khuôn khổ luận văn này, tác giả sử dụng kết quả giả định của WB tính toán cho nhà

máy điện Phú Mỹ 2 cũng như tham khảo đối chiếu kết quả này với nghiên cứu khác để xác

định mức giá WTP tối ưu nhất.

3.1.4 Tiêu chí đánh giá dự án trên quan điểm kinh tế

Sau khi đã xác định được lợi ích và chi phí kinh tế của dự án, luận văn tiến hành xây dựng

ngân lưu ròng kinh tế của dự án. Từ đó, đánh giá tính khả thi của dự án về mặt kinh tế dựa

trên hai tiêu chí là NPV kinh tế và IRR kinh tế.

3.1.4.1 Giá trị hiện tại ròng kinh tế

Công thức để tính NPV kinh tế (NPVe) của một dự án có thời gian là n (năm), tính chiết

khấu về năm 0.

(3.2)

Trong đó: Bt, Ct là lợi ích và chi phí kinh tế của năm t

re là tỷ suất chiết khấu

Tiêu chí để lựa chọn dựa án là NPVe không âm với tỷ suất chiết khấu phù hợp. Tỷ suất

chiết khấu để tính NPVe là chi phí cơ hội kinh tế của vốn (EOCK).

3.1.4.2 Suất sinh lợi nội tại kinh tế

Suất sinh lợi nội tại kinh tế (EIRR) là suất chiết khấu làm cho giá trị hiện tại ròng kinh tế

của dự án bằng 0. Công thức xác định EIRR là:

(3.3)

Tiêu chí quyết định là EIRR sẽ lớn hơn hoặc tỷ suất chiết khấu phù hợp là chi phí cơ hội

kinh tế của vốn (EOCK) ở trên. Điều đó đồng nghĩa với việc NPVe cũng sẽ không âm và

cả hai tiêu chuẩn xem xét EIRR và NPVe sẽ cho cùng một quyết định đối với việc thẩm

định dự án. Tuy nhiên, trong một số trường hợp, có thể không xác định được EIRR hay có

nhiều hơn một giá trị EIRR từ phương trình (3.3). Cho nên, tiêu chí NPVe vẫn được ưu tiên

trong quá trình đưa ra quyết định đối với dự án.

3.2 Phân tích tài chính

Qua phần phân tích kinh tế, nếu dự án khả thi về mặt kinh tế, dự án sẽ được ra quyết định

đầu tư. Việc dự án có thể được thực hiện hay không cần phải xem xét đến khía cạnh tài

chính của dự án. Phần phân tích tài chính sẽ đứng trên phương diện chủ sở hữu và tổng đầu

tư.

3.2.1 Ngân lưu vào

Doanh thu dự án có được, như đã trình bày trong phần phân tích kinh tế, bao gồm: Doanh

thu từ việc bán điện cho EVN và bán CERs (nếu được).

Doanh thu = Giá bán điện x Sản lượng điện phát + Giá bán CERs x Số lượng CERs (3.4)

Trong đó, sản lượng mà nhà máy phát trên mạng lưới của EVN là đã trừ đi số lượng điện

tự dùng trong quá trình vận hành nhà máy. Giá bán điện là giá mà nhà máy ký kết hợp

đồng cung cấp cho EVN.

3.2.2 Ngân lưu ra

Ngân lưu ra của dự án bao gồm hai phần, đó là: Chi phí đầu tư ban đầu và chi phí hoạt

động hàng năm. Trong đó, chi phí đầu tư bao gồm: Chi phí xây dựng, chi phí thiết bị, chi

phí quản lý, chi phí tư vấn và các chi phí khác. Chi phí hoạt động hàng năm gồm các chi

phí sau: Chi phí khấu hao thiết bị và công trình xây dựng, chi phí vận hành và bảo dưỡng

hàng năm, chi phí thay thế thiết bị trong thời gian mỗi mười năm một lần kể từ khi đi vào

hoạt động.

Ngoài ra, các khoản thuế và phí nộp cho ngân sách nhà nước cũng phải được xem xét trong

phân tích tài chính, khác với phần phân tích kinh tế không đề cập đến.

3.2.3 Ngân lưu ròng của dự án

Sau khi xác định ngân lưu vào và ngân lưu ra của dự án, ta xác định được ngân lưu ròng tài

chính của dự án.

Ngân lưu tài chính ròng = Ngân lưu vào – Ngân lưu ra (3.5)

3.2.4 Tiêu chí đánh giá tài chính

Trong phần phân tích tài chính cũng sử dụng hai tiêu chí như trong phân tích kinh tế, đó là:

Giá trị hiện tại ròng (NPV tài chính – NPVf) và suất sinh lợi nội tại tài chính (FIRR). Công

thức tính của NPVf là:

(3.6)

(3.7)

Khi đó FIRR được xác định qua công thức:

Trong đó: Bt là lợi ích tài chính ở năm t

Ct là chi phí tài chính ở năm t

rf là suất chiết khấu

Suất chiết khấu thường được sử dụng trong phân tích tài chính là chi phí vốn bình quân

trọng số (WACC), công thức xác định WACC như sau:

(3.8)

Trong đó: rE là chi phí vốn chủ sở hữu

rD là chi phí nợ vay

E là giá trị vốn chủ sở hữu

D là giá trị vốn vay

Chi phí vốn chủ sở hữu rE được xác định qua mô hình định giá tài sản vốn (CAPM). Trong

luận văn này, tác giả sử dụng mô hình CAPM gián tiếp từ thị trường ngành điện của Mỹ,

có điều chỉnh rủi ro quốc gia để tính suất sinh lợi yêu cầu của vốn chủ sở hữu rE.

3.3 Phân tích độ nhạy và rủi ro

Việc thẩm định một dự án thủy điện có vòng đời rất lâu thì những thông số giả định của dự

án là một giá trị kỳ vọng trong tương lai. Những ước lượng này không phải là những gì

chắc chắn xảy ra, trong khi nó lại ảnh hưởng trực tiếp đến quyết định có thực thi dự án hay

không. Việc cố gắng dự báo một cách chính xác nhất thông thường là bất khả thi và nếu có

khả thi thì cũng vô cùng tốn kém.

Vì vậy, để đối phó với các yếu tố bất định, dự án được thẩm định theo cách phân tích độ

nhạy hay rủi ro bằng cách cho thay đổi các thông số để đánh giá các kết quả thay đổi làm

ảnh hưởng đến quyết định thực hiện dự án. Trên cơ sở đó, tập hợp các kết quả thành những

tình huống cơ sở, tình huống xấu nhất và tình huống tốt nhất của dự án. Phương pháp phân

tích rủi ro được mô phỏng bằng mô phỏng Monte Carlo, kết quả cuối cùng là xác định

được xác suất dự án có NPV > 0.

3.4 Phân tích phân phối

Việc ra quyết định thực thi dự án, ngoài các tiêu chí NPV hay IRR trình bày ở trên, còn

phải tính đến tác động của dự án đến các nhóm đối tượng khác nhau như: Ai là kẻ được?

Ai là người mất? Và, giá trị các khoản được/mất ước lượng khoảng bao nhiêu? Trước tiên,

phải xác định được nhóm đối tượng chịu tác động của dự án. Sau đó, gắn tác động này với

các dòng ngân lưu (lợi ích hay chi phí) cụ thể trong mô hình thẩm định. Lượng hóa các tác

động này bằng cách tính chênh lệch giữa NPV kinh tế và NPV tài chính (cùng sử dụng

chiết khấu là chi phí vốn kinh tế) ứng với dòng ngân lưu của mỗi đối tượng cụ thể. Cuối

cùng, phân bổ các giá trị tác động ròng của dự án.

Đối với dự án thủy điện, các đối tượng chịu tác động chính bao gồm: Chủ đầu tư dự án,

người làm việc cho dự án, chính phủ và người sử dụng điện.

CHƯƠNG 4

PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN

Nội dung chương 4 giới thiệu các thông số giả định có liên quan đến dự án về doanh thu,

chi phí. Sau đó, tiến hành phân tích các chỉ tiêu tài chính của dự án, phân tích độ nhạy và

rủi ro về tài chính của dự án. Cuối cùng, nêu kết luận về khía cạnh tài chính của dự án trên

quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư.

4.1 Thông số liên quan đến dự án

4.1.1 Chỉ số kinh tế vĩ mô

Theo công bố của GSO, tỷ lệ lạm phát của Việt Nam năm 2010 là 11,75% và năm 2011 là

18,58%. Tính toán của IMF (2012) dự báo tỷ lệ lạm phát của Việt Nam năm 2012 là 9,5%

và năm 2013 là 5,9%. Giả định tỷ lệ lạm phát là 5,9% từ năm 2013 cho suốt vòng đời của

dự án.

Theo IMF (2012), tỷ lệ lạm phát của Mỹ năm 2010 là 1,5% và năm 2011 là 2.5%, dự báo

cho năm 2012 và 2013 lần lượt là 1,8% và 1,7%. Giả định tỷ lệ lạm phát của Mỹ là 1,7%

từ năm 2013 cho đến hết vòng đời của dựa án.

Tỷ giá hối đoái chính thức trung bình năm 2011 là 20.498 VND/USD. Tuy nhiên, tình hình

từ đầu năm 2012 đến nay, tỷ giá ở mức ổn định là 20.828 VND/USD. Vì vậy, nghiên cứu

sử dụng mức tỷ giá năm 2012 để tính toán cho nghiên cứu này.

4.1.2 Chi phí của dự án

Chi phí tài chính của dự án bao gồm: Chi phí đầu tư ban đầu, chi phí hoạt động hàng năm,

chi phí khấu hao thiết bị và chi phí thay thế.

Chi phí đầu tư

Theo báo cáo của chủ đầu tư lập năm 2009, tổng mức đầu tư của dự án là khoảng 291,1 tỷ VND (tương đương với 15,6 triệu USD6), suất đầu tư là 1.417 USD/kWh gần tương đương

với suất đầu tư của các dự án thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam là 1.200 – 1.400 USD/kWh

(Nguyễn Thị Ngọc Thi, 2010). Suất đầu tư này phù hợp vào thời điểm đó, tuy nhiên, luận

6 Tỷ giá quy đổi VND/USD = 18.700

văn lại đánh giá dự án trên phương diện từ năm 2012, do đó, mức đầu tư này phải được

xem xét lại cho phù hợp với tình hình hiện nay.

Theo đề xuất của chủ đầu tư, mức đầu tư năm 2012 được thay đổi so với năm 2009 là 20%

(khoảng 350 tỷ VND) vì lý do trượt giá. Nhưng, lạm phát năm 2010 là 11.75% và 2011 là

18,58%, cao hơn so với mức mà chủ đầu tư đề xuất và cũng lớn hơn nhiều nếu so với suất

đầu tư tính theo USD ở trên. Do đó, tác giả đề xuất suất đầu tư là 1.400 USD/kWh để xác

định lại tổng đầu tư của dự án. Mức đầu tư này cũng được xem xét trong quá trình phân tích độ nhạy để thấy được ảnh hưởng của chi phí đầu tư7.

Chi phí hoạt động hàng năm

Khấu hao theo đề xuất của chủ đầu tư hàng năm kể từ ngày nhà máy đi vào hoạt động sản

xuất kinh doanh, đối với tài sản cố định hữu hình là công trình, chọn thời gian là 30 năm.

Đối với tài sản cố định hữu hình là thiết bị, chọn thời gian khấu hao là 10 năm. Tài sản cố

định vô hình bao gồm các khoản chi phí liên quan đến dự án nhưng không có trong giá trị

xây lắp và thiết bị, chọn thời gian là 15 năm. Thời gian khấu hao này phù hợp pháp luật

cũng như những công trình khác mà tác giả có tham khảo từ các nhà máy thủy điện vừa và

nhỏ của Hoàng Anh Gia Lai (HAGL). Chi phí khấu hao thay thế thiết bị lớn trong quá trình

hoạt động được khấu hao đều từ lúc đầu tư cho đến khi dự án kết thúc. Phương pháp khấu

hao đường thẳng được lựa chọn. Chi phí khấu hao được trình bày chi tiết trong phụ lục 9.

Chi phí vận hành và bảo dưỡng lấy bằng 2% tổng vốn xây lắp và thiết bị theo đề xuất của

chủ đầu tư. Hạng mục này cũng phù hợp với quy định chi phí O&M đối với các nhà máy

thủy điện có công suất lắp máy ≤ 30 MW là 1% - 2% tổng giá trị vốn xây lắp và thiết bị

(Bộ Công Nghiệp, 2007).

Chi phí thay thế thiết bị thực hiện trong thời gian một năm, bắt đầu từ năm thứ 10 tính từ

khi vận hành, giá trị thiết bị thay thế lấy bằng 75% giá trị ban đầu. Năm thay thế thiết bị thì

sản lượng bằng 75% năm bình thường. Hai lần thay thế thiết bị vào năm thứ 13 và năm thứ

23 sử dụng nguồn từ quỹ đầu tư phát triển.

Dự án được hưởng chế độ ưu đãi đối với một số loại phí và thuế do đặc điểm địa bàn có

điều kiện kinh tế - xã hội khó khăn. Cụ thể, thuế tài nguyên thông thường được tính với

mức cố định là 20% của đơn giá 750 VND/kWh, nhưng địa bàn tỉnh Đắk Nông được miễn 7 Xem phụ lục 3

từ chính sách đầu tư. Tiền thuế đất cũng được miễn. Thuế thu nhập doanh nghiệp được hưởng theo quy định (Điều 16)8: được miễn thuế 4 năm kể từ khi có thu nhập chịu thuế và

giảm 50% số thuế phải nộp cho 9 năm tiếp theo, sau đó dự án sẽ nộp thuế thu nhập doanh

nghiệp (TNDN) với thuế suất 25%. Trong đó, thời gian chuyển lỗ tối đa là 5 năm.

Ngoài những chi phí trên, mỗi dự án cũng cần phải mua bảo hiểm công trình xây dựng

cũng như tài sản của dự án. Song, trong khi lập báo cáo tiền khả thi, chủ đầu tư đã không

đưa chi phí bảo hiểm này vào quá trình hoạt động. Trong khi đó, việc tham gia bảo hiểm

thiết bị và công trình là yêu cầu bắt buộc, bởi vì, những rủi ro trong lúc vận hành như cháy

nổ bất ngờ là điều hoàn toàn có thể xảy ra. Như vậy, việc mua bảo hiểm công trình xây

dựng và các tài sản khác giúp hạn chế rủi ro cho chủ đầu tư. Theo các dự án thủy điện của

HAGL đã và đang triển khai, chi phí này là 0,3% giá trị công trình xây dựng và 0,01% giá

trị thiết bị.

4.1.3 Doanh thu của dự án

Doanh thu của dự án được chủ đầu tư xác định là doanh thu từ việc bán điện hàng năm cho

EVN và nguồn thu từ việc bán CERs (chứng chỉ giảm phát thải khí nhà kính được chứng

nhận).

Sản lượng điện được chủ đầu tư tính toán dựa trên lưu lượng nước hàng năm của suối Đắk

Glun. Theo đó, bậc trên (nhà máy Đắk Glun 2) có công suất 3,9 MW sẽ cung cấp sản

lượng điện trung bình hàng năm khoảng 13,73 triệu kWh, tương đương với thời gian hoạt

động khoảng 3.520 giờ/năm; bậc dưới (nhà máy Đắk Glun 3) có công suất 7,1 MW sẽ

cung cấp sản lượng điện trung bình hàng năm khoảng 25,63 triệu kWh, thời gian hoạt động

là 3610 giờ/năm. Cả hai nhà máy đều đáp ứng với quy định áp dụng khoảng từ 3000

giờ/năm đến tối đa 7000 giờ /năm đối với thủy điện có công suất lắp máy ≤ 30 MW (Bộ

Công Nghiệp, 2007). Tổn thất và điện tự dùng chiếm khoảng 1,5% lượng điện trung bình

hàng năm.

Dự án đã được EVN chấp thuận mua điện, tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại, hai bên vẫn

chưa ký kết hợp đồng về mức giá. Cho nên, mức giá cụ thể chưa thể xác định. Theo khung

giá điện quy định thì nhà máy được phép bán điện với giá từ 2,7 – 5,2 US cent/kWh trong

8 Trong Nghị định 124/2008/NĐ-CP, Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của luật thuế thu nhập doanh nghiệp.

mùa khô, và 2,5 – 5,00 US cent/kWh trong mùa mưa. Do đó, chủ đầu tư kiến nghị sử dụng

giá bán điện trung bình mùa khô là 5,2 US cent/kWh và mùa mưa là 4,75 US cent/kWh.

Nhưng, mức giá đề xuất này khá cao so với tình hình thực tế mà EVN ký kết các hợp đồng

mua bán điện cho các chủ đầu tư IPP. Theo phản ảnh của một số nhà máy thủy điện vừa và

nhỏ thì hợp đồng bán điện của họ với EVN nằm trong khoảng 4,2 – 4,5 US cent/kWh với

giá cố định qua các năm (Nhóm Phóng viên kinh tế, 2011). Mức giá này được tính theo

VND trong giai đoạn 2005 – 2007 là 650 VND/kWh cố định cho tất cả các năm. Trong

thời gian gần đây, EVN cũng chỉ ký kết với một số nhà máy thủy điện vừa và nhỏ với giá

cao nhất là 800 VND/kWh, không điều chỉnh hay thay đổi theo lạm phát. Tuy nhiên, hầu

hết các đề tài thẩm định dự án đều đề xuất mức giá mua là 5 US cent/kWh làm giá cơ sở.

Vì vậy, để phân tích tài chính, tác giả đề nghị sử dụng mức giá điện là 5 US cent/kWh làm

mức giá cơ sở để phân tích, nhưng sẽ phân tích độ nhạy theo các mức giá khác nhau để

đánh giá rủi ro về doanh thu của dự án.

Nguồn thu từ CERs theo chủ đầu tư, căn cứ thông tư liên tịch số 58/2008/TTLT-BCT-

BTN&MT và các thông tin chào giá được tham khảo của các đơn vị tư vấn về lĩnh vực

này, tạm tính có thể quy ra đơn giá (sau khi đã trừ lệ phí nộp cho quỹ bảo vệ tài nguyên

môi trường Việt Nam) theo đơn vị công suất lắp máy như sau: 790 triệu VND/MW công

suất lắp máy. Nguồn thu này được xác định là nguồn thu hàng năm khi đi vào sản xuất

kinh doanh và suốt vòng đời dự án. Việc bán CERs ngày nay không còn xa lạ đối với các

dự án năng lượng tái tạo như điện gió, điện sinh khối hay thủy điện vừa và nhỏ có áp dụng

CDM. Song, không phải dự án nào cũng có thể có được nguồn thu từ việc bán quyền phát

thải. Đối với trường hợp dự án thủy điện Đắk Glun thì cho đến thời điểm hiện tại, dự án

vẫn chưa tiến hành ký hợp đồng bán CERs cho đối tác. Vì vậy, đối với khoản doanh thu

này, tác giả đề xuất không đưa vào mô hình cơ sở để phân tích.

Tuy nhiên, theo tìm hiểu của tác giả thì doanh thu bán CERs sẽ cao hơn nhiều so với đề

xuất của chủ đầu tư. Cụ thể, kết quả tính toán và tư vấn của UNFCCC đối với dự án thủy

điện La La cho thấy lượng giảm phát thải CO2 hàng năm là 0,5764 tấn CO2/MWh. Giá bán

CERs trên thế giới dao động từ 7 – 14 Euro/CER (1 CER = 1 tấn CO2) (GTS Carbon,

2011). Giá này tùy thuộc rất nhiều vào thị trường thế giới. Tác giả đề xuất mức giá trung

bình là 10,5 Euro/CER làm cơ sở để phân tích tài chính. Theo thông tư 58/2008/TTLT-

BTC-BTN&MT ngày 04 tháng 7 năm 2008, nhà máy phải nộp thuế với thuế suất 1,2% trên

doanh thu bán CER cho nhà nước.

4.1.4 Tài trợ dự án

Theo phương án huy động vốn mà chủ đầu tư đề xuất thì vốn tự có 30%, trong đó chủ đầu

tư góp 20% vốn, huy động từ nhân dân địa phương vùng ảnh hưởng 10%. Phần còn lại

70% là vốn vay Ngân hàng Phát triển Việt Nam từ nguồn của chương trình “Bảo vệ môi

trường và vùng khí hậu” của KFW (Đức) cho các dự án thủy điện, thời gian vay dự kiến là

13 năm trong đó 3 năm ân hạn, trả gốc 10 năm, lãi suất vay bằng USD là 7,2%/năm.

Tỷ lệ cơ cấu vốn theo đề xuất của chủ đầu tư là phù hợp theo yêu cầu của pháp luật (Bộ

Công Nghiệp, 2007). Lãi suất cho vay USD mà chủ đầu tư đề xuất cao hơn các dự án thủy

điện do HAGL đầu tư là 6,5%/năm. Tuy nhiên, lãi suất cho vay phụ thuộc vào nhiều yếu tố

khác nhau, nên giả định này có thể chấp nhận. Theo tính toán của tác giả thì với mức lãi

vay USD là 7,2%/năm và những giả định về vĩ mô trong phần trước thì lãi vay quy về

VND là 11,52%/năm, theo tình hình hiện nay thì rất khó để vay trong nước với mức lãi

suất thấp này. Điều này cũng cho thấy việc tài trợ cho dự án này vẫn chưa được tổ chức tín

dụng nào chấp nhận. Chi tiết lịch vay và trả nợ trong phụ lục 10.

4.2 Báo cáo thu nhập

Báo cáo thu nhập theo giá danh nghĩa được trình bày chi tiết trong phụ lục 4. Trong báo

cáo này, doanh thu của dự án chỉ được xét đến thu nhập từ việc bán điện, riêng việc bán

CERs như đã nói ở trên không được đưa vào trong mô hình cơ sở. Sau khi trừ hết các chi

phí bao gồm: Thuế, lãi vay, khấu hao và chi phí hoạt động, ta sẽ có được lợi nhuận ròng

của dự án. Dự án có lợi nhuận bắt đầu từ năm thứ 6 (tức là 4 năm sau khi nhà máy bắt đầu

hoạt động).

Trong quá trình hoạt động, có 2 năm mà dự án phải chấp nhận lỗ do rơi vào năm nhà máy

phải thay thế bảo dưỡng lớn thiết bị. Lợi nhuận sau thuế của dự án trung bình mỗi năm là

17,29 16,73 tỷ VND.

4.3 Báo cáo ngân lưu

Chi tiết báo cáo ngân lưu danh nghĩa được trình bày chi tiết trong bảng 4.1 và phụ lục 5.

Bảng 4.1 Báo cáo ngân lưu dự án

Năm

Doanh thu

Ngân lưu ra

Thuế TNDN

Ngân lưu vào

Chi phí đầu tư

Ngân lưu ròng dự án

Ngân lưu nợ vay

Ngân lưu chủ đầu tư

-96,23

Chi phí hoạt động 0,00 11,64 12,32 13,05 13,82 14,64 15,50 16,42 17,38 18,41 19,50 20,65 21,86 118,10 24,52 25,97 27,50 29,12 30,84 32,66 34,59 36,63 38,79 209,51 43,50 46,07 48,78 51,66 54,71 57,94 61,36

0,00 96,23 96,23 0,00 2012 0,00 224,53 224,53 0,00 2013 11,64 43,78 43,78 2014 12,32 45,59 45,59 2015 13,05 47,47 47,47 2016 13,82 49,43 49,43 2017 14,64 51,47 51,47 2018 15,50 53,60 53,60 2019 16,42 55,81 55,81 2020 58,11 17,38 58,11 2021 60,51 20,666 60,51 2022 22,24 63,01 63,01 2023 24,71 65,62 65,62 2024 68,33 26,49 68,33 2025 71,15 118,10 71,15 2026 24,52 74,09 74,09 2027 27,44 77,15 77,15 2028 33,55 80,33 80,33 2029 35,43 83,65 83,65 2030 37,41 87,10 87,10 2031 39,49 90,70 90,70 2032 41,69 94,45 94,45 2033 44,01 2034 98,35 98,35 2035 102,41 102,41 46,46 2036 106,64 106,64 209,51 43,50 2037 111,04 111,04 46,07 2038 115,63 115,63 48,78 2039 120,40 120,40 54,80 2040 125,37 125,37 60,61 2041 130,55 130,55 64,16 2042 135,94 135,94 67,91 2043 141,56 141,56

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 2,74 4,06 4,62 0,00 0,00 1,48 6,05 6,31 6,57 6,83 7,11 7,39 7,67 0,00 0,00 0,00 0,00 3,14 5,90 6,22 6,55

96,23 -224,53 126,38 -17,53 -18,25 -45,40 -45,30 -45,11 -44,83 -44,44 -43,95 -43,34 -42,61 -41,74 -40,73

32,14 33,26 34,42 35,61 36,83 38,10 39,39 40,73 39,86 40,78 40,91 41,84 -46,95 49,57 49,70 46,78 48,22 49,70 51,21 52,75 54,33 55,95 -102,87 67,54 69,56 71,62 70,57 69,95 71,79 73,65

0,00 -98,14 14,61 15,01 -10,99 -9,69 -8,28 -6,73 -5,05 -3,22 -3,49 -1,83 -0,84 1,11 -46,95 49,57 49,70 46,78 48,22 49,70 51,21 52,75 54,33 55,95 -102,87 67,54 69,56 71,62 70,57 69,95 71,79 73,65

Đơn vị tính: tỷ VND

Ngân lưu ròng của dự án dương từ khi dự án đi vào hoạt động, chỉ âm trong 2 năm mà nhà

máy phải đi vào thay thế và sửa chữa lớn thiết bị. Đối với ngân lưu của chủ đầu tư, trong

những năm đầu của dự án, do phải trả nợ vay nên ngân lưu ròng không thể dương. Kết quả

này phản ánh đặc điểm của các dự án thủy điện, đó là chủ đầu tư không phải tốn chi phí

đầu vào nhiều cho nhà máy (như nhiệt điện) mà hằng năm, doanh thu vẫn có đều.

4.4 Phân tích tài chính

Luận văn sử dụng chi phí vốn bình quân trọng số (WACC) để phân tích tài chính. Chi tiết

cách tính toán WACC theo phương pháp M&M và CAPM, điều chỉnh từ chi phí vốn của

thị trường điện của Hoa Kỳ với mức bù rủi ro đối với thị trường Việt Nam, được trình bày

cụ thể trong Phụ lục 6.

Bảng 4.2 Chi phí vốn của dự án.

Chỉ tiêu Danh nghĩa Thực

Chi phí vốn vay 10,75% 4,47%

Chi phí vốn chủ sở hữu 21,23% 14,35%

WACC 12,98% 6,57%

Chi phí vốn chủ sở hữu 21,23% được xem xét để tính toán giá trị hiện tại ròng (NPV) của

chủ đầu tư trong quá trình phân tích độ nhạy cũng như các tính toán liên quan về sau.

Qua một số giả định liên quan đến dự án ở mục 4.1, tính toán được một số chỉ tiêu về mặt

tài chính theo quan điểm tổng đầu tư và chủ sở hữu như bảng 4.2.

Bảng 4.3 Kết quả các thông số tài chính

Chỉ tiêu Kết quả

Theo quan điểm tổng đầu tư

NPV danh nghĩa (tỷ VND) - 54,14 < 0

IRR danh nghĩa 10,56% < 12,98% (WACC danh nghĩa)

IRR thực 4,29% < 6,57% (WACC thực)

Theo quan điểm chủ sở hữu

NPV danh nghĩa (tỷ VND) - 66,81 < 0

IRR danh nghĩa 9,71% < 21,23% (rE danh nghĩa)

IRR thực 3,49% < 14,35% (rE thực)

Giá trị ròng danh nghĩa hiện tại của cả hai quan điểm tổng đầu tư và chủ sở hữu đều bị âm

(NPV<0): NPV tổng đầu tư là – 54,14 tỷ VND, NPV chủ sở hữu là – 66,81 tỷ VND. Chỉ

tiêu suất sinh lợi nội tại danh nghĩa hay thực của hai quan điểm đều nhỏ hơn chi phí vốn.

Do đó, về mặt tài chính, dự án không khả thi, khó mà thu hút được chủ đầu tư tham gia vào

dự án.

Nguyên nhân làm cho NPV bị âm bao gồm các vấn đề sau:

Thứ nhất: Sản lượng điện do nhà máy phát ra không đủ nhiều để mang lại doanh thu cho

dự án.

Thứ hai: Suất đầu tư của thủy điện quá cao nên dự toán chi phí đầu tư ban đầu cao.

Thứ ba: Trong tình hình kinh tế bất ổn như hiện nay, các chỉ số kinh tế vĩ mô bất lợi đối

với dự án khiến lãi vay và chi phí vốn của dự án cao nên NPV của dự án và chủ sở hữu gặp

bất lợi.

Thứ tư: Giá điện mà EVN mua điện của dự án là quá thấp, trong đó chưa kể đến việc tỷ lệ

điều độ điện vào mùa khô, mua mưa tùy thuộc vào EVN.

Hệ số an toàn trả nợ (DSCR) bình quân của dự án là 1,05. Dự án chỉ đủ khả năng trả nợ

trong 3 năm từ khi bắt đầu hoạt động, 2 năm đầu tiên là do vẫn còn trong thời gian ân hạn

trả nợ gốc và năm thứ 3 là năm cuối cùng của khoản vay. Những năm còn lại, dự án đều có

DSCR < 1. Điều này cho thấy rủi ro không trả nợ của dự án cho ngân hàng là rất lớn.

Với số liệu đầu vào được giả định cho dự án, kết quả phân tích có xét đến lạm phát của dự

án không khả thi về mặt tài chính. Cụ thể, lợi nhuận sẽ khó đạt như mong đợi của chủ đầu

tư, suất sinh lợi của chủ đầu tư thấp hơn nhiều so với chi phí vốn của chủ đầu tư bỏ ra. Kết

quả này cũng là kết quả trên quan điểm tổng đầu tư. Đây có thể là điểm mấu chốt để cho

nhà đầu tư còn chần chừ chưa chịu khởi công dự án mặc dù đã được cấp phép đầu tư từ rất

lâu. Mặt khác, dự án cũng gặp trục trặc trong việc xin vay vốn bởi vì rủi ro của dự án rất

cao nên có thể các tổ chức tín dụng đã từ chối. Dự án không hấp dẫn được nhà đầu tư cũng

như tổ chức tín dụng.

4.5 Phân tích độ nhạy

Thông số đầu vào chủ yếu được thu thập từ các dự án tương tự nên sẽ không phản ánh hết

được đối với dự án thủy điện Đắk Glun, do đó, cần phải có những giả định khác nhau để

xem xét hết các tình huống có thể xảy ra ảnh hưởng đến các chỉ tiêu tài chính của dự án,

đặt biệt là chỉ số giá trị hiện tại ròng (NPV) danh nghĩa của dự án và chủ đầu tư. Một số

yếu tố được chọn để phân tích độ nhạy như sau:

4.5.1 Độ nhạy NPV theo giá bán điện

Doanh thu của dự án đến từ việc bán điện, nên giá bán điện ảnh hưởng đến nguồn thu của

dự án. Có thể thấy được việc cung cấp với giá thấp hơn 5 US cent/kWh sẽ dẫn đến NPV

của dự án chắc chắn âm, nên luận văn chỉ giả định giá bán điện thay đổi theo chiều hướng

lớn hơn 5 US cent/kWh. Cụ thể thay đổi NPV của dự án và chủ sở hữu thay đổi theo bảng

Bảng 4.4 Độ nhạy NPV theo giá bán điện

Giá bán điện (US cent/kWh) 5 5,5 6 7 7,5

NPV TIP (tỷ VND) - 54,14 - 19,00 17,39 90,04 126,33

NPV CSH (tỷ VND) - 66,81 - 48,12 -28,44 10,99 30,73

NPV của dự án hay chủ đầu tư đều biến đổi mạnh khi giá bán điện thay đổi. Đối với dự án,

giá điện phải bán được khoảng 5,76 US cent/kWh thì NPV mới dương. Con số này còn cao

hơn đối với trường hợp NPV của chủ đầu tư là 6,72 US cent/kWh. Các mức giá này đều

vượt khung quy định của Bộ Công Thương, nên khó mà EVN chấp nhận mua giá này. Do

đó, dự án chưa hấp dẫn được chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng.

4.5.2 Độ nhạy NPV theo giá bán CERs.

Thị trường mua bán CERs chủ yếu diễn ra ở nước ngoài, Việt Nam hầu như chưa có thị

trường. Muốn bán được CERs thì dự án phải chứng tỏ được rằng mình là một dự án thủy

điện sạch, không gây ra ảnh hưởng đến môi trường và đời sống khu dân cư trong vùng ảnh

hưởng. Giá bán CERs phụ thuộc vào nhu cầu tiêu thụ của các nước trên thế giới. Thu được

lợi ích từ việc bán CERs giống như một khoản thưởng cho thu nhập của dự án khi phát

triển một dự án thực sự sạch. Tuy nhiên, bán được CERs là điều không thật sự dễ dàng. Do

đó, nghiên cứu tiến hành phân tích độ nhạy của giá CERs để xem xét lợi ích mà dự án và

chủ đầu tư nhận được.

Bảng 4.5 Độ nhạy NPV theo giá bán CERs

Giá bán CER (Euro/tấn) 0 5 10 15 20 25

NPV TIP (tỷ VND) - 54,14 - 36,78 - 18,13 0,52 19,17 37,62

NPV CSH (tỷ VND) - 66,81 -56,58 -45,41 -34,22 -23,02 - 11,81

Qua bảng phân tích độ nhạy trên, ta thấy NPV của dự án sẽ dương nếu bán CERs được với

giá hơn 14,86 Euro/tấn. Đối với NPV của chủ đầu tư thì giá này còn phải cao hơn nữa. Do

vậy, dự án không thể trông chờ vào việc bán CERs để cải thiện lợi nhuận của chủ đầu tư.

Theo quan sát của tác giả thì giá bán CERs một số dự án đã thực hiện chưa vượt qua giá

14,86 Euro/tấn, cho nên, việc thỏa thuận được bán CERs chỉ làm giảm lỗ của chủ đầu tư.

4.5.3 Độ nhạy NPV theo điện năng phát

Điện năng phát là thông số chính góp phần tạo nên doanh thu của dự án. Theo tính toán

của chủ đầu tư, thủy năng tạo ra điện năng phát của dự án khoảng 39,36 triệu kWh/năm.

Lượng điện năng này không mang lại lợi nhuận cho chủ đầu tư và dự án như trong phần

phân tích tài chính. Tác giả giả định tăng lượng điện phát của dự án để phân tích độ nhạy

như trong bảng sau:

Bảng 4.6 Độ nhạy NPV theo điện năng phát

Tăng lượng điện phát (%) 0% 10% 15% 20% 25% 30%

NPV TIP (tỷ VND) - 54,14 - 19,00 - 0,79 17,39 35,55 53,72

NPV CSH (tỷ VND) - 66,81 - 48,12 -38,28 - 28,44 - 18,59 -8,74

Lượng điện phải tăng hơn 15% thì mới đem lại NPV dự án dương, và hơn 30% thì NPV

chủ đầu tư mới dương. Rõ ràng với mức điện năng này thì rất khó để thu hút được nhà đầu

tư bỏ vốn đầu tư cho dự án. Trong khi đó, lượng điện này phụ thuộc vào việc biến đổi khí

hậu nên giả định sản lượng điện tăng là khó xảy ra, tức là nguy cơ giảm lượng điện là rất

cao.

4.5.4 Độ nhạy NPV theo chi phí đầu tư

Vốn đầu tư ban đầu ảnh hưởng lớn đến NPV. Trên thực tế thì vốn đầu tư có thể tăng hoặc

giảm. Tăng trong trường hợp các yếu tố đầu vào như máy móc thiết bị, nguyên vật liệu xây

dựng tăng hay thất thoát vốn do quản lý không tốt. Nhưng cũng có trường hợp chi phí đầu

tư thực tế sẽ giảm so với kế hoạch ban đầu vì tính toán thiết kế cao, dự phòng cao. Kết quả

phân tích độ nhạy của chi phí đầu tư như bảng 4.7.

Bảng 4.7 Độ nhạy NPV theo chi phí đầu tư

Tăng/giảm chi phí đầu tư (%) - 20% - 10% - 5% 0% 5% 10%

NPV TIP (tỷ VND) 7,34 - 24,04 - 39,43 - 54,14 - 69,13 - 84,54

NPV CSH (tỷ VND) - 25,79 - 46,78 - 57,03 - 66,81 - 76,84 - 87,11

Trong khoảng tăng giảm +/- 10% của chi phí đầu tư thì không cải thiện được tình hình

NPV của dự án và chủ đầu tư. Tình hình NPV của dự án thay đổi khi chi phí đầu tư giảm

được khoảng 20%, đối với NPV của chủ đầu tư thì còn phải giảm nhiều hơn nữa.

4.5.5 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát VND

Trong những năm gần đây, tỷ lệ lạm phát của Việt Nam luôn ở mức cao, mặc dù Chính

phủ đã có những quyết sách nhằm giảm tỷ lệ lạm phát. Trong khi tỷ lệ lạm phát có ảnh

hưởng đến ngân lưu của dự án, nhưng lại là đại lượng mà dự án cũng không thể kiểm soát

được nên phải tiến hành phân tích độ nhạy của tỷ lệ lạm phát.

Bảng 4.8 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát VND

Tỷ lệ lạm phát VND (%) 5% 6% 7% 8% 13%

NPV TIP (tỷ VND) - 56,19 - 53,85 - 50,85 - 48,19 - 23,26

NPV CSH (tỷ VND) - 66,50 - 66,81 - 66,56 - 64,64 18,69

Kết quả cho thấy tỷ lệ lạm phát có xu hướng đồng biến so với NPV danh nghĩa của tổng

đầu tư và chủ đầu tư. Tức là tỷ lệ lạm phát càng tăng thì NPV danh nghĩa cũng sẽ tăng. Bởi

vì khi tỷ lệ lạm phát tăng, doanh thu bán điện danh nghĩa sẽ có xu hướng tăng nhiều hơn

các chi phí đầu ra của dự án, trong khi đó thì khấu hao hàng năm không được điều chỉnh

theo tỷ lệ lạm phát.

4.5.6 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát USD

Liên quan đến USD, dự án dự tính vay vốn bằng USD, thanh toán các thiết bị bằng USD,

vì vậy lạm phát của USD cũng liên quan đến dự án. Cũng như tỷ lệ lạm phát VND thì lạm

phát của USD cũng là một biến số không thể lường trước được nên cần phải xem độ nhạy

cho thông số này.

Tuy nhiên, kết quả cho thấy tỷ lệ lạm phát USD hầu như không có tác động đến kết quả

NPV của dự án cũng như chủ đầu tư. Nguyên nhân là do các chi phí có liên quan đến USD

đã được giải ngân ngay trong năm đầu tiên (năm 0).

Bảng 4.9 Độ nhạy NPV theo tỷ lệ lạm phát USD

Tỷ lệ lạm phát USD (%) 1% 1,5% 1.8% 2,5% 3% 4%

NPV TIP (tỷ VND) - 57,41 - 55,09 - 54,14 - 50,39 - 48,00 - 43,17

NPV CSH (tỷ VND) - 67,45 - 67,01 - 66,81 - 65,83 - 65,07 - 63,12

4.5.7 Độ nhạy NPV theo cơ cấu nợ vay

Cơ cấu nợ vay cũng ảnh hưởng đến dự án. Nếu sử dụng đòn bẩy tài chính tốt có thể đem

lại một kết quả khả quan cho dự án, nhưng nếu sử dụng đòn bẩy tài chính không hợp lý sẽ

làm tình hình tài chính của dự án thêm xấu đi. Do vậy, đề tài xem xét độ nhạy theo cơ cấu

nợ vay nhằm tìm ảnh hưởng của nợ vay đến NPV của dự án.

Bảng 4.10 Độ nhạy NPV theo cơ cấu nợ vay

Tỷ lệ vay nợ (%) 40% 60% 70% 80%

NPV TIP (tỷ VND) - 69,29 - 60,62 - 54,14 - 45,51

NPV CSH (tỷ VND) - 70,06 - 68,87 - 66,81 - 29,01

Cơ cấu vốn và NPV có quan hệ đồng biến, tức là nếu vay nợ càng nhiều thì NPV càng

tăng. Tuy nhiên, cơ cấu nợ cũng phải phù hợp với quy định đối với các nhà máy phát điện

độc lập đó là tỷ lệ vay không quá 70% tổng vốn đầu tư, nên cơ cấu nợ vẫn không cải thiện

được tình hình của dự án.

4.7 Phân tích tình huống

Từ việc phân tích độ nhạy theo các tiêu chí riêng biệt ở trên, ta thấy tình hình tài chính của

dự án rất xấu. Vì vậy, đề tài tiến hành phân tích các kịch bản kết hợp để tìm ra giải pháp tốt

nhất có thể cho dự án cũng như tìm ra những nguy cơ kết hợp có thể tồn tại. Đối với kịch

bản cơ sở là các tình huống giả định trong mô hình phân tích, tình huống xấu là dự báo

NPV sẽ xấu nhất, còn đối với tình huống tốt là kỳ vọng của dự án có thể đạt được.

Bảng 4.11 Các kịch bản lựa chọn

Biến tác động Tình huống cơ sở Tình huống xấu Tình huống tốt

Giá bán điện 5 US cent/kWh 4 US cent/kWh 6 US cent/kWh

Bán được CERs Không bán được Không bán được Bán CERs với giá 10,5Euro/tấn

Điện năng phát 39,36 triệu kWh Giảm 10% Tăng 10%

Vốn đầu tư Như ban đầu Tăng 10% Giảm 10%

NPV TIP (tỷ VND) - 54,14 - 191,66 135.27

NPV CSH (tỷ VND) - 66,81 - 142,45 42.16

Cả hai tình huống cơ sở và tình huống giả định đều làm cho NPV của dự án và chủ đầu tư

bị âm. Nếu rơi vào tình huống này thì dự án sẽ không khả thi về mặt tài chính, khó thu hút

được chủ đầu tư cũng như các tổ chức tín dụng xét duyệt vốn vay. Đối với tình huống tốt,

NPV của dự án và chủ đầu tư đều dương. Nếu như có được tình huống này thì lúc đó, dự

án sẽ khả thi về mặt tài chính.

4.8 Mô phỏng Monte Carlo

Tác giả sử dụng công cụ hỗ trợ Crystal Ball để phân tích rủi ro NPV của dự án và chủ đầu tư. Biến phân tích rủi ro bao gồm9: Giá bán điện có phân phối chuẩn, giá trị trung bình là 5

US cent/kWh, độ lệch chuẩn là 0,5 US cent/kWh; sản lượng điện cung cấp thay đổi trong

khoảng +/- 10%; dự báo vốn đầu tư ban đầu thay đổi +/- 10% so với dự toán ban đầu; giá

bán CERs có phân phối chuẩn, giá trị trung bình là 10 Euro/tấn, độ lệch chuẩn là 1,5

Euro/tấn. Tương quan giữa giá bán điện và sản lượng điện là 0,6 (Nguyễn Xuân Thành,

2010).

Theo kết quả phân tích, NPV của chủ đầu tư theo hình 4.1, NPV của chủ đầu tư biến động

từ - 115,98 tỷ VND đến 45,80 tỷ VND. Xác suất để NPV chủ đầu tư lớn hơn 0 là 2,88%.

Kết quả có khả quan đối với NPV của dự án (hình 4.2) khi xác suất để NPV dự án lớn hơn

0 là 32,98%, khoảng giá trị thay đổi từ - 154,37 tỷ VND đến 144,10 tỷ VND.

Hình 4.1 Kết quả phân tích Monte Carlo NPV của chủ đầu tư

9 Chi tiết xem phụ lục 12

Hình 4.2 Kết quả phân tích NPV của dự án.

Kết quả phân tích tài chính: Các tình huống cho thấy về mặt tài chính, dự án không thật sự

hấp dẫn nhà đầu tư cũng như không nhận được sự hỗ trợ về vốn của các tổ chức tín dụng.

Bởi vì theo tình huống cơ sở thì NPV của dự án và của chủ đầu tư quá thấp. Rủi ro của dự

án là rất lớn. Nếu như không có sự hỗ trợ của nhà nước, nhà đầu tư khó lòng chấp nhận

đầu tư. Tuy nhiên, vấn đề lớn nhất là giá mua điện của EVN quá thấp, đôi lúc lại hết sức

bất cập khi giá điện cố định liên tục trong nhiều năm, thậm chí cả vòng đời dự án. Chi phí

đầu tư ban đầu cao trong khi sản lượng điện phát lại thấp cũng là một trong những nguyên

nhân dẫn đến việc dự án không thật sự hấp dẫn về mặt tài chính.

4.9 Vấn đề tài chính của dự án

Qua phần phân tích tài chính ở trên, rõ ràng chủ đầu tư khó có thể thu hồi vốn chứ chưa nói

đến việc mang lại lợi nhuận. Gần đây, phần lớn các dự án thủy điện nhỏ đều có giá mua

điện của EVN là quá thấp dẫn đến việc những nhà máy này hầu hết đều bị thua lỗ, nhưng

chủ đầu tư vẫn mong muốn được đầu tư vào dự án.

Để đi tìm câu trả lời cho vấn đề tài chính của dự án không khả thi, nhưng các chủ đầu tư

thủy điện vừa và nhỏ vẫn xin phép được thành lập dự án mới, tác giả nhận thấy rằng, phía

sau nguồn lợi ích từ nhà máy điện mang tới, chủ đầu tư còn được hưởng một số quyền lợi

mà họ không đề cập đến trong hồ sơ báo cáo xin thành lập dự án. Trường hợp cụ thể ở đây

là dự án thủy điện Đắk Glun.

Thứ nhất, chủ đầu tư được phép khai thác một số lượng lớn rừng trên diện tích đất giao cho

dự án. Dự án có đến 189ha đất có rừng trên tổng số 208ha đất. Chủ đầu tư được phép khai

thác gỗ, trong đó có một số diện tích rừng giàu với nhiều loại gỗ quý, nhưng lại không

được đưa vào trong báo cáo xem như là nguồn thu tài chính.

Thứ hai, dự án được khai thác tài nguyên có trên diện tích đất được giao. Đó là mỏ đất để

lấy đất đắp đập có diện tích khoảng 20ha và mỏ đá có diện tích 12ha. Tất cả các tài nguyên

này được chủ đầu tư khai thác, được tạo thêm lợi ích tài chính nhưng không được nêu ra

trong báo cáo đầu tư.

Thứ ba, hiện tại trên diện tích đất dự án có một mỏ thiếc lộ thiên với diện tích khoảng

50ha. Chủ đầu tư của dự án được ưu tiên khai thác mỏ thiếc này. Rõ ràng đây là một nguồn

thu lớn mang lại cho chủ đầu tư. Nhưng ở đây, thông tin này cũng không được đề cập đến

trong báo cáo đầu tư. Có thể nói, chủ đầu tư và UBND tỉnh Đắk Nông đã có thỏa thuận

ngầm nhằm mục đích thu hút đầu tư hay có những lý do khác mà chúng ta không thể biết

được.

Hơn thế nữa, gần đây chủ đầu tư đã rao bán giấy phép kinh doanh của dự án này với giá là

800.000 USD (tương đương với 16,8 tỷ VND). Điều đó cho thấy rằng ngoài nguồn thu từ

việc bán điện thì chủ đầu tư còn có nguồn thu từ các tài nguyên khoáng sản nói trên, chứ

nếu không có những điều kiện cho phép khai thác khoảng sản, thì chủ đầu tư không thể nào

bỏ vốn để đi xây nhà máy thủy điện nhưng lại bán điện lỗ cho EVN. Kết hợp với NPV của

chủ sở hữu là – 66,81 tỷ VND, có thể thấy NPV của chủ sở hữu khi xây dựng và khai thác

khoáng sản trên phần diện tích của chủ đầu tư, phải lớn hơn (16,8 + 66,81) = 83,61 tỷ

VND.

Theo giấy phép đầu tư hiện tại thì lợi ích tài chính từ việc sản xuất điện không đủ bù đắp

cho chi phí đầu tư cũng như chi phí vận hành và bảo trì hằng năm. Để dự án khả thi thì

NPV tài chính tính từ các lợi ích và chi phí của dự án phải ≥ 0.

Thế nhưng, những lợi ích khác đi kèm theo dự án, mà cụ thể là quyền khai thác tài nguyên

lại mang tới một nguồn lợi ích ròng lớn cho chủ đầu tư. Do đó, tính tổng cộng các nguồn

lợi lại thì NPV tài chính sẽ dương. Điều này giải thích tại sao chủ đầu tư vẫn thực hiện dự

án.

Nếu chỉ xét về mặt tài chính, thì khoản lợi ích từ khai thác tài nguyên phải thuộc về nhân

dân, mà đại diện là nhà nước. Cho nên, không thể để chủ đầu tư xem đó là một đặc ân có

được khi thực hiện dự án.

Phần phân tích này cho thấy cơ cấu tài chính của dự án cần phải được thay đổi để chuyển

giao lợi ích khai thác tài nguyên và khoáng sản của chủ đầu tư dự án.

Nhưng kết quả trên chỉ là quan điểm về mặt tài chính. Đối với việc thẩm định một dự án,

cần xem xét yếu tố kinh tế để ra quyết định. Ở phần tiếp theo, luận văn bắt đầu phân tích

về mặt kinh tế mà dự án có thể mang lại.

CHƯƠNG 5

PHÂN TÍCH KINH TẾ

Nội dung chương 5 đánh giá tính khả thi về mặt kinh tế, sau đó, phân tích phân phối lợi ích

của các bên liên quan dựa trên dòng tiền kinh tế của dự án.

5.1 Xác định tỷ giá kinh tế và các hệ số chuyển đổi CFi

5.1.1 Tỷ giá kinh tế

Theo kết quả ước lượng tỷ giá hối đoái kinh tế của Lê Thế Sơn (2011), tỷ lệ giữa tỷ giá hối

đoái kinh tế so với tỷ giá hối đoái chính thức trong giai đoạn 2007 đến 2010 là 1,08 đến

1,16, trung bình là 12% cho giai đoạn này.

Tỷ giá hối đoái chính thức đề tài sử dụng là 20.828 VND/USD. Phí thưởng ngoại hối FEP

là 12%. Tỷ giá hối đoái kinh tế năm 2012 ước tính là 23.327 VND/USD.

5.1.2 Hệ số chuyển đổi

Giá điện kinh tế

Giá điện kinh tế được xác định dựa trên khả năng cung cấp điện của EVN và mức sẵn lòng

chi trả tiền điện của người dân. Khả năng cung cấp điện của EVN đối với khu vực Đắk

Nông không ổn định, xảy ra tình trạng cắt điện luân phiên giữa các khu vực với nhau. Tình

trạng này diễn ra thường xuyên vào mùa khô. Vì vậy, giá điện kinh tế có xu hướng cao hơn

giá điện tài chính do người dân mong muốn chi trả cao hơn để được có điện thường xuyên.

Để đánh giá mức sẵn lòng chi trả cần phải khảo sát thực tế tại địa phương, tuy nhiên, do

hạn chế về nguồn lực nên đề tài không thể thực hiện theo phương án này. Song, theo kết

quả nghiên cứu của các công trình trước đây (Phan Ngọc Thảo Vy, 2011) và (Phạm Văn

Đạt, 2011) thì không thu được kết quả khả quan từ khảo sát thực tế về giá điện kinh tế.

Một khía cạnh khác để xem xét mức giá kinh tế là nguồn năng lượng thay thế. Hầu hết

người dân có nhu cầu sản xuất và sinh hoạt trong những ngày mất điện là chạy máy phát điện. Chí phí để sản xuất 1 kWh điện bằng máy phát là khoảng trên 30 US cent/kWh10. Chi

phí này là khá cao so với mặt bằng cung cấp điện của EVN hiện nay (6 – 7 US cent/kWh),

10 Tác giả xác định dựa trên một số nghiên cứu trước về chi phí để sản xuất 1 kWh đó là của Dapice (2008) là 30 US cent/kWh, Nguyễn Thị Ngọc Thi (2010) là 35,8 UScent/kWh, Phạm Văn Đạt (2011) là 32 UScent/kWh

do đó, rất ít người sử dụng phương án này. Vì vậy, không thể sử dụng mức giá này làm giá

điện kinh tế để phân tích.

Theo Dapice (2008) thì Thái Lan là một nước thích hợp để so sánh với Việt Nam. Mức giá

điện cung cấp do công ty điện lực Thái Lan (EGAT) là mức giá cạnh tranh và không nhận

trợ cấp của chính phủ, công suất tương đối ổn định. Có thể xem đây là mức giá điện kinh tế

của thị trường Thái Lan. Mức giá điện cung cấp của EGAT là 10 US cent/kWh, cao hơn

nhiều so với EVN bởi vì EVN không thể thu với giá cao để bù vào chi phí đã bỏ ra đầu tư

để có 1 kWh điện do giá điện ở Việt Nam đôi lúc là công cụ để kiểm soát lạm phát. Tuy

nhiên, giá bán lẻ điện không phải chỉ có giá phát điện mà còn có chi phí truyền tải, phân

phối và quản lý. Những chi phí này theo Dapice (2008) là 2 – 4 US cent/kWh đối với phần

lớn khu vực ở Thái Lan, ngoại trừ những vùng sâu, vùng xa có thể cao hơn. Qua kết quả

quan sát này, tác giả đề xuất giá điện kinh tế là 7,5 US cent/kWh như WB đã sử dụng để

thẩm định nhà máy điện Phú Mỹ II. Mức giá này cũng phù hợp với kết quả mức giá cạnh

trạnh ở Thái Lan. Vậy, CFi của giá điện là 1,5.

Chi phí thiết bị

Bao gồm các chi phí cho mua sắm thiết bị như: Tua bin thủy lực, thiết bị điều khiển, máy

phát và hệ thống kích thích. Theo báo cáo của chủ đầu tư, các thiết bị này đều được nhập

khẩu từ nước ngoài. Chi phí này đã bao gồm thuế nhập khẩu, chi phí xếp dỡ và chi phí vận

chuyển đến dự án. Dự án thủy điện vừa và nhỏ được đầu tư theo cơ chế phát triển sạch nên

được miễn thuế nhập khẩu đối với các thiết bị phục vụ cho dự án. Chi phí vận chuyển, xếp

dỡ đến dự án được tính toán dựa theo quy định cước vận chuyển siêu trường siêu trọng

theo quyết định số 953/2000/QĐ-BGTVT. Phần chi phí vận chuyển và CFi của thiết bị

được trình bày chi tiết trong phụ lục 7.

Chi phí xây dựng

Các hạn mục liên quan đến dự án đều sử dụng các nguồn nguyên vật liệu và nhân công lao

động trong nước, không sử dụng hàng hóa ngoại thương, nên CFi = 1.

Chi phí quản lý dự án, tư vấn đầu tư

Những chi phí này được trả cho các đơn vị tư vấn đầu tư, nhân viên quản lý dự án của chủ

đầu tư. Hầu hết những nguồn nhân lực là người Việt nên CFi = 1.

Giả định những chi phí còn lại có liên quan đến dự án như chi phí khác, chi phí dự phòng,

lãi vay trong thời gian xây dựng có CFi = 1.

Chi phí hoạt động hàng năm

Chi phí quản lý và vận hành: Bao gồm chi phí tiền lương và chi phí bảo trì hàng năm.

Trong đó, chi phí bảo trì giả định trả cho các đơn vị cung cấp dịch vụ tại Việt Nam. Chi phí

thay thế thiết bị, giả định CFi bằng với chi phí mua sắm ban đầu. Chi phí bảo hiểm giả định

chi trả cho công ty bảo hiểm ở Việt Nam nên CFi cũng bằng 1.

Chi phí bồi thường và giải phóng mặt bằng để đưa dự án vào hoạt động: Dự án sử dụng

208,09ha, trong đó có 188,99ha đất có rừng sản xuất của các công ty lâm nghiệp và 19,1ha

đất không có rừng nhưng thuộc phạm vi đất nương rẫy hoặc đất trồng cây lâu năm của

người dân trong vùng. Đối với đất rừng sản xuất tác giả tính giá kinh tế theo nghiên cứu

của Vũ Tấn Phương – Nghiên cứu định giá rừng Việt Nam, theo đó tác giả sử dụng kết quả

khảo sát tại Gia Lai để làm tham chiếu cho dự án này bởi gì Gia Lai và Đắk Nông có

những điểm tương đối giống nhau. Đối với đất không có rừng tác giả sử dụng giá đất kinh

tế là giá mua bán trên thị trường thực tế hiện nay. Chi tiết tính toán giá trị đền bù được nêu

trong phụ lục 8.

Chi phí tiền lương của dự án: Bao gồm chi phí tiền lương trong quá trình xây dựng và tiền

lương trong chi phí vận hành, quản lý và bảo trì hàng năm. Tuy nhiên, trong quá trình lập

báo cáo, chủ đầu tư không tách phần chi phí nhân công trong thời gian xây dựng 2 năm,

nên tác giả không thể giả định khoản chi phí kinh tế này. Giá nhân công lao động theo

quyết định số 484/QĐ-UB do UBND tỉnh Đắk Nông quy định đối với nhóm xây lắp thủy

điện cho công nhân bậc 2 là 2.138.000 VNĐ/tháng. Khi đó, giả định chi phí mà dự án phải

trả lương cho công nhân bậc 2 để làm việc thường xuyên ở nhà máy là 4.000.000

VND/tháng. Từ đó, tính được CFi của tiền lương là 0,53.

Giá bán CERs:

Đề tài giả định giá kinh tế 1 tấn CO2 là 30 Euro bởi vì đây chính là chi phí để giảm 1 tấn

CO2 (Như Tân, 2009). Từ đó có thể xác định được CFi của giá bán CER là 2,86.

Sau khi đã giả định CF của các hạn mục như trên, tác giả tập hợp thành bảng 5.1 để tiện

cho việc theo dõi.

Bảng 5.1 Bảng tổng hợp các giả định về CFi

STT Khoản mục Đơn vị tính CFi

1 Tỷ giá hối đoái kinh tế 12%

US cent/kWh 1,5 2 Giá điện kinh tế

0,9999 3 Chi phí thiết bị VND

4 Chi phí xây dựng VND 1

5 VND 1 Chi phí quản lý dự án + Chi phí tư vấn đầu tư

6 Chi phí hoạt động hàng năm VND 1

7 VND 2,3 Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng

8 Chi phí tiền lương hàng năm VND 0,53

9 Giá CER kinh tế Euro/tấn 2,86

10 Chi phí vốn kinh tế 10%

5.2 Phân tích ngoại tác

Trong phần này, tác giả tiến hành việc phân tích các ngoại tác tích cực và tiêu cực mà dự

án mang lại. Những ngoại tác đó có thể lượng hóa được hoặc không thể lượng hóa được.

Tuy nhiên, việc lượng hóa cũng chỉ thể hiện một phần nào đó của ngoại tác chứ không thể

là hoàn toàn.

Với giá điện kinh tế lớn hơn giá điện tài chính, khi đi vào hoạt động, dự án sẽ cung cấp cho

người sử dụng, đặc biệt là những người nằm trong vùng ảnh hưởng của dự án, với mức giá

điện thấp hơn giá điện mà đáng lý ra họ phải trả cao hơn theo giá thị trường. Khi đó, người

tiêu dùng điện sẽ có lợi.

Trong quá trình hoạt động, dự án sẽ đóng góp vào ngân sách địa phương từ thuế thu nhập

doanh nghiệp và thuế bán CERs (nếu có).

Do chênh lệch giữa tỷ giá kinh tế và tỷ giá tài chính nên dự án tạo ra ngoại tác tích cực cho

nền kinh tế khi mà khoản chi phí là khoản vay ngoại tệ từ nước ngoài.

Chi phí bồi thường và giải tỏa đất thường mang lại ngoại tác tiêu cực cho dự án khi chi phí

này không đáp ứng được mong chờ của chủ sở hữu đất, cũng như gây phiền hà trong việc

mất đất sản xuất hay canh tác.

Đối với môi trường, tác động của thủy điện vô cùng lớn. Đập làm thay đổi môi trường

nước, môi trường đất ảnh hưởng đến thủy sản, nông nghiệp và rất nhiều những ảnh hưởng

tiêu cực do phải thay đổi dòng chảy tự nhiên. Nhưng việc tính toán những chi phí này

không đơn giản bởi tầm ảnh hưởng của nó rất lớn, không những khu vực lân cận dự án mà

có thể kéo dài đến hạ lưu và kéo dài trong một khoảng thời gian dài. Ảnh hưởng đến nhiều

người với đủ các thành phần khác nhau nhưng người chịu ảnh hưởng nhiều nhất là những

người mưu sinh trực tiếp trên dòng chảy của sông.

Dự án không tác động trực tiếp đến người dân, không phải giải quyết vấn đề di dân, nhưng

dự án sử dụng một diện tích lớn đất rừng sản xuất của các công ty khai thác lâm nghiệp,

đất rẫy, đất trồng cây lâu năm làm mất đi diện tích lâm nghiệp của các chủ thể liên quan.

Gần đây, xuất hiện một số mô hình tận dụng hồ chứa nước của thủy điện để nuôi trồng

thủy sản (TTV, 2012). Dự án nuôi trồng thủy sản bằng lồng chủ yếu vào mùa mưa sẽ mang

lại lợi ích cho người dân. Điều này góp phần vào cách nhìn tích cực về các lòng hồ thủy

điện, mang lại thu nhập ổn định cho người dân.

Ngoài ra, còn có những tác động khác trong quá trình thi công dự án như: Ô nhiễm môi

trường do bụi đất đá thi công thải ra, tiếng ồn trong lúc máy móc vận động.

5.3 Phân tích dòng tiền kinh tế

Chi phí vốn kinh tế áp dụng là 10% theo quyết định 2014/QĐ-BCN của Bộ Công nghiệp.

Ngân lưu kinh tế của dự án được thiết lập dựa trên việc điều chỉnh ngân lưu tài chính của

dự án với hệ số điều chỉnh là CFi của từng khoản mục. Chi tiết ngân lưu ở bảng 5.2.

Qua bảng ngân lưu cho thấy lợi ích kinh tế lớn nhất mà dự án mang lại đó là lợi ích của

người sử dụng điện, do nhu cầu sử dụng điện của người dân rất lớn. Bởi vì giá điện tài

chính hiện nay được nhà nước định giá bán cho EVN nên còn thấp hơn cả suất đầu tư mà

EVN đã bỏ ra để đầu tư. Cho nên, giá điện kinh tế mà người sử dụng cao hơn giá tài chính

mà nhà máy bán cho EVN rất nhiều. Chi phí kinh tế của dự án chủ yếu là chi cho đầu tư

ban đầu, còn chi phí hoạt động hàng năm của dự án chỉ bao gồm chi phí vận hành và bảo

dưỡng.

Giá trị hiện tại ròng của ngân lưu kinh tế là 539,46 tỷ VND. Suất sinh lợi nội tại kinh tế

EIRR là 21%, lớn hơn chi phí vốn kinh tế 10%. Rõ ràng, dự án khả thi về mặt kinh tế. Tuy

nhiên, đề tài cũng xem xét độ nhạy cũng như đánh giá rủi ro về mặt kinh tế của dự án.

Bảng 5.2 Ngân lưu kinh tế

Đơn vị tính: tỷ VND

Lương

Năm

Chi phí đầu tư

Bảo dưỡng

Doanh thu bán điện

Tổng ngân lưu vào

Chi phí thay thế

Tổng ngân lưu ra

Ngân lưu kinh tế ròng

Chi phí bảo hiểm

- 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84 1,84

326,40 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 46,93 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 46,93 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42 4,42

(326,40) 69,13 72,17 75,33 78,63 82,05 85,63 89,34 93,22 97,25 101,45 105,82 110,37 72,59 120,05 125,19 130,54 136,11 141,92 147,96 154,25 160,81 167,63 132,22 182,13 189,84 197,86 206,21 214,91 223,97 233,40

- 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63

- 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95

- - - - - - - - - - - - - 42,52 - - - - - - - - - 42,52 - - - - - - -

73,55 76,58 79,75 83,04 86,47 90,04 93,76 97,63 101,66 105,86 110,23 114,79 119,53 124,46 129,60 134,96 140,53 146,33 152,38 158,67 165,22 172,05 179,15 186,55 194,25 202,28 210,63 219,33 228,39 237,82

326,40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

5.4 Phân tích độ nhạy

Giá điện kinh tế

Giả định giá điện kinh tế thay đổi từ 6 – 8,3 US cent/kWh. Dự án vẫn hiệu quả về mặt kinh

tế khi NPV kinh tế vẫn dương và EIRR cao hơn chi phí vốn kinh tế.

Bảng 5.3 Độ nhạy NPV kinh tế theo giá điện kinh tế

Giá điện kinh tế (US cent/kWh) 6 6,8 7,1 7,9 8,3

NPV (tỷ VND) 355,62 447,54 493,50 585,42 631,38

EIRR 17,96% 19,73% 20,59% 22,26% 23,08%

Sản lượng điện phát

Kịch bản thay đổi sản lượng điện phát hàng năm tăng/giảm từ -20% đến 10%, NPV kinh tế

và EIRR vẫn không thay đổi sang trạng thái xấu, dự án vẫn khả thi về kinh tế.

Bảng 5.4 Độ nhạy NPV kinh tế theo sản lượng điện phát

Sản lượng điện (triệu kWh/năm) 31,49 35,42 37,39 41,33 43,30

NPV (tỷ VND) 355,62 447,54 493,50 585,42 631,38

EIRR 17,96% 19,73% 20,59% 22,26% 23,08%

Chi phí đầu tư ban đầu

Tình huống giả định chi phí đầu tư ban đầu từ giảm – 10% đến tăng 20% so với mức ban

đầu. Dự án vẫn khả thi về mặt kinh tế.

Bảng 5.5 Độ nhạy NPV kinh tế theo chi phí đầu tư ban đầu

Chi phí đầu tư (tỷ VND) 288,68 304,71 336,79 352,83 384,90

NPV (tỷ VND) 573,64 556,55 522,37 505,28 471,11

EIRR 23,15% 22,26% 20,68% 19,98% 18,72%

Có thể kết luận là dự án đem lại lợi ích về kinh tế khi phân tích rủi ro bằng các giả định

như trong phần phân tích Monte Carlo cho phần tài chính. NPV kinh tế có xác suất cho các

tình huống lớn hơn 0 là 100%.

Về mặt kinh tế, dự án thật sự khả thi và xứng đáng được phép đầu tư, nếu như chủ đầu tư

giải quyết tốt các ngoại tác tiêu cực về môi trường như một số dự án thủy điện gần đây gặp

phải. Sở dĩ dự án có được kết quả tốt về kinh tế là do nhu cầu về điện hiện nay ở nước ta là

rất lớn, trong khi sản lượng cung về điện lại chưa đáp ứng đủ, dẫn đến giá điện kinh tế cao

hơn so với giá điện tài chính.

Hình 5.1 Kết quả phân tích Monte Carlo NPV kinh tế

5.5 Phân tích phân phối

Kết quả phân tích tài chính và phân tích kinh tế hoàn toàn trái ngược nhau. Với những số

liệu như giả định, dự án thật sự khả thi về mặt kinh tế, tuy nhiên về mặt tài chính thì chỉ

trong những tình huống tốt, dự án mới khả thi. Sở dĩ có sự chênh lệch như vậy là do giá

điện kinh tế được định cao hơn giá điện về tài chính. Nguyên nhân một phần là do EVN đã

ép giá các nhà máy thủy điện (Cầm Văn Kình, 2012). Một phần trong sự khác biệt này là

do ngoại tác tích cực hay tiêu cực mà dự án này mang lại. Trên cơ sở phân tích phân phối,

đề tài xác định những ảnh hưởng của dự án đến các chủ thể có liên quan đến dự án được

tóm tắt như dưới đây, chi tiết tham khảo phụ lục 11.

Bảng 5.5 tóm tắt thu nhập ảnh hưởng đến các chủ thể. Các chủ thể hưởng lợi từ dự án

mang lại là người sử dụng điện, lao động, nhà nước và các chủ thể khác. Lợi ích của dự án

mang lại phần lớn cho người sử dụng điện. Người lao động không được hưởng lợi nhiều từ

dự án, cụ thể là dự án sẽ cần nhiều lao động vào thời gian xây dựng cơ sở hạ tầng trong 2

năm đầu, nhưng lúc đi vào vận hành, số lượng lao động sẽ giảm đi hẳn. Đối với nhà nước,

thuế và phí không thu được nhiều, bởi vì chính sách ưu đãi thu hút đầu tư của tỉnh khó

khăn như Đắk Nông.

Bảng 5.6 Kết quả phân phối thu nhập

Đơn vị tính: tỷ VND Lợi ích Đối tượng

Người sử dụng điện 625,67

Lao động 9,31

Chủ đầu tư - 94,69

Chủ thể sở hữu đất - 5.85

Nhà nước 4,97

Khác 0,06

Tổng cộng (hay NPV kinh tế) 539,46

Kết quả cho thấy chủ đầu tư là người bị thiệt hại nhiều nhất bởi vấn đề thua lỗ về tài chính

của dự án, tiếp đến là chủ thể đang sở hữu đất do giá đất đền bù chưa đúng với giá trị thật

của nó.

5.6 Kết luận về mặt kinh tế

Theo kết quả phân tích thì dự án khả thi về mặt kinh tế, tuy nhiên luận văn đã không xem

xét tác động của môi trường mà dự án gây ra. Đối với dự án thủy điện vừa và nhỏ, tuy số

lượng điện phát trên mạng lưới không nhiều nhưng lại có tầm ảnh hưởng lớn đến môi

trường, đặc biệt là giá trị kinh tế của rừng, ảnh hưởng đến sinh kế của những người xung

quanh dự án. Trong khi đó, luận văn đã không thể định giá được những thiệt hại này.

Cũng theo kết quả phân tích ở trên, NPV kinh tế của dự án là 539,46 tỷ VND. Vậy, nếu các

chuyên gia môi trường đánh giá tác động tiêu cực về môi trường có giá trị là 539,46 tỷ

VND hoặc cao hơn, khi đó NPV kinh tế của dự án sẽ âm. Do đó dự án không nên thực

hiện.

CHƯƠNG 6

GỢI Ý CHÍNH SÁCH VÀ KẾT LUẬN

Nội dung của chương 6 phân tích những trở ngại mà dự án đang gặp phải, từ đó đưa ra

hướng xử lý để có thể kêu gọi sự quan tâm của chủ đầu tư, ngân hàng đến dự án, nhằm

giúp dự án nhanh chóng được thi công. Qua đó, kiến nghị giải pháp phát triển các dự án

thủy điện vừa và nhỏ trên cả nước.

6.1 Một số kết luận từ dự án thủy điện Đắk Glun.

Qua phần phân tích tài chính cũng như nghiên cứu thực tế từ chủ đầu tư của dự án này, tác

giả rút ra được một số vấn đề như sau:

Đối với UBND tỉnh Đắk Nông

Tồn tại vấn đề chủ quan từ phía chủ đầu tư đó là chiếm dụng đất và tài nguyên sau khi cấp

giấy phép đầu tư mà UBND chưa kiểm soát được. Sở dĩ có tình trạng này là do UBND tỉnh

Đắk Nông chưa có biện pháp chế tài để bắt buộc chủ đầu tư phải thực hiện dự án sau một

khoảng thời gian nhất định.

Công tác thẩm định chưa được quan tâm đúng mức, đặc biệt là việc đánh giá môi trường

hết sức sơ sài. Chưa có các chương trình tham vấn cộng đồng về ảnh hưởng của dự án đến

vấn đề sinh kế của đồng bào.

Dự án thủy điện Đắk Glun mặc dù khả thi về mặt kinh tế, tuy nhiên lại chưa tính đến tác

động của môi trường. Bên cạnh đó, dự án lại không khả thi về mặt tài chính. Vì vậy, cần

tìm hướng để quyết định có hay không việc cho phép chủ đầu tư tiếp tục xây dựng.

Tồn tại những đặc ân của tỉnh dành cho chủ đầu tư như khai thác mỏ, khai thác rừng nhưng

lại không tách bạch những nguồn thu này để tính toán lợi ích và chi phí.

Đối với chủ đầu tư

Chi phí đầu tư cao sẽ là một trong những nguyên nhân làm cho dự án không khả thi về mặt

tài chính. Điều này dẫn đến việc các ngân hàng ngại cho vay vì dự án có nhiều rủi ro. Hơn

nữa, trong tình hình kinh tế vĩ mô bất ổn 2 năm gần đây, các ngân hàng cho vay với lãi suất

cao làm cho chủ đầu tư không dám mạo hiểm mặc dù chủ đầu tư thật sự thiếu vốn. Cho

nên, dù đã trễ hơn 2 năm nhưng dự án vẫn chưa khởi công được.

Đối với vấn đề doanh thu của dự án, giá bán điện do EVN mua rất thấp và hết sức bất cập

như hiện nay, hầu hết các dự án thủy điện vừa và nhỏ của tư nhân cho rằng mức giá quá

thấp khiến cho các dự án đều thua lỗ. Sản lượng điện của dự án này ở mức thấp so với quy

định số giờ vận hành, dự án chỉ vận hành khoảng 3.500 giờ/năm. Doanh thu bán CERs chỉ

là một phần trong doanh thu của dự án, hơn nữa doanh thu này phụ thuộc vào đối tác ở

nước ngoài, nên không được xem là mang lại doanh thu chính của dự án.

Vấn đề về môi trường của dự án chưa được quan tâm đúng mức, các chủ đầu tư đều nhận

những ưu đãi về khai thác rừng, khoáng sản có trong phạm vi quy hoạch của dự án. Đối

với dự án này là một diện tích lớn rừng tái sinh như phân tích ở phần trên. Trên vùng đất

của dự án có một số tài nguyên mà chủ đầu tư không đề cập đến, mặc dù chúng mang lại

lợi ích không nhỏ cho chủ đầu tư, ví dụ như mỏ đá, mỏ thiếc và rừng thuộc đất của dự án

không được nêu trong lúc lập báo cáo đầu tư.

6.2 Quyết định đối với dự án

Mặc dù dự án tạo ra lợi ích cho nền kinh tế nhưng chưa tính tác động gây ra cho môi

trường. Chính vì vậy, kết quả NPV kinh tế vẫn chưa đủ để nhà nước đưa ra quyết định cho

phép hay không không cho phép khởi công dự án. Quyết định này chỉ có thể đưa ra sau khi

có định giá dẫn đến kết quả lượng hóa môi trường. Nếu tác động môi trường của dự án

được định giá là lớn hơn 539,46 tỷ VND thì dự án không được phép đầu tư.

6.3 Giải pháp cho dự án thủy điện vừa và nhỏ Đắk Glun.

Đối với UBND tỉnh Đắk Nông

Hiện nay UBND tỉnh là cơ quan quản lý cao nhất các vấn đề liên quan đến các dự án thủy

điện vừa và nhỏ. Do đó, nếu vẫn mong muốn triển khai dự án thì UBND tỉnh Đắk Nông

cần phải thực hiện các công việc sau đây:

Yêu cầu chủ đầu tư làm công tác định giá tác động môi trường để từ đó xác định được

chính xác lợi ích kinh tế mà dự án mang lại. Trên cơ sở đó, đưa ra quyết định đối với dự

án. Sau đó, yêu cầu chủ đầu tư nộp phí đảm bảo môi trường cho dự án. Phí này để đảm bảo

chủ đầu tư thực hiện đúng cam kết không làm tác động đến môi trường hoặc dùng để khắc

phục các tác động xấu mà dự án ảnh hưởng đến môi trường và người dân xung quanh.

Cần phải tách bạch các nguồn tài nguyên trong phần diện tích đất của dự án. Đánh giá

chính xác giá trị của các mỏ đất, đá và thiếc nhằm không làm thất thoát tài nguyên thiên

nhiên của đất nước.

Kiến nghị với EVN nâng mức giá mua điện từ nhà máy, có thể là 80% giá bán điện trung

bình của EVN như tỉnh Đắk Lắk đã kiến nghị (Hoàng Thiên Nga, 2011). Cho phép giá bán

điện của dự án thay đổi theo giá bán điện của EVN. Điều này giúp cho tài chính của dự án

thêm vững mạnh.

Vấn đề quản lý dự án chưa hiệu quả. Dự án thủy điện Đắk Glun, nhà đầu tư chưa thực hiện

đúng pháp luật là phải khởi công sau 1 năm được cấp giấy phép đầu tư. UBND tỉnh Đắk

Nông có thể tham khảo cách làm của UBND tỉnh Quảng Nam để đảm bảo các nhà đầu tư

phải khởi công dự án. Đó là ký quỹ đảm bảo đầu tư dự án, số tiền ký quỹ phải nộp là 3.000

USD/MW (UBND tỉnh Quảng Nam, 2010).

Tổ chức các chương trình tham vấn cộng đồng bao gồm các nhà khoa học, cư dân sinh

sống trong khu vực để có được những góp ý về môi trường, sinh kế của người dân.

Đối với chủ đầu tư

Thực hiện việc đánh giá tác động môi trường của dự án để báo cáo UBND tỉnh để ra quyết

định của dự án.

Chủ đầu tư xem xét lại hồ sơ thiết kế dự án ban đầu, qua đó lập báo cáo chi tiết để có thể

giảm dự toán chi phí đầu tư. Bên cạnh đó, chủ đầu tư cần tập hợp đầy đủ những nguồn lợi

có liên quan đến vật liệu xây dựng của dự án để làm giảm chi phí đầu tư ban đầu. Nếu như

suất đầu tư cao như thế thì không thể khả thi về mặt tài chính.

Như khuyến cáo của UBND tỉnh Đắk Nông khi chấp thuận dự án, chủ đầu tư nên tính toán

lại chế độ thủy văn, vì Đắk Nông là một tỉnh có lượng mưa nhiều so với các tỉnh Tây

Nguyên. Từ đó, dự báo lại công suất phát điện của dự án để đánh giá chính xác doanh thu

dự kiến mà nhà máy có thể phát điện.

Đàm phán với Công ty Điện lực 3 (trực thuộc EVN) để xác định mức giá điện mà nhà máy

có thể bán, tiến hành kí kết hợp đồng mua bán điện làm cơ sở pháp lý để xin cấp vốn từ các

tổ chức tín dụng.

6.4 Gợi ý chính sách cho thủy điện vừa và nhỏ

Thủy điện vừa và nhỏ nói riêng và thủy điện nói chung mang lại lợi ích cho chủ đầu tư

cũng như nền kinh tế, tuy nhiên cách tiếp cận không đúng đã làm cho người dân nhìn thủy

điện không mấy thiện cảm. Hàng loạt vấn đề mà thủy điện gây ra gần đây như là hồi

chuông báo động về quy hoạch, vận hành thủy điện. Do đó, để phát triển các dự án thủy

điện vừa và nhỏ thì nhà nước cần xem lại các điều sau:

Về quy hoạch các dự án thủy điện vừa và nhỏ: Cần một tổng chỉ huy để rà soát lại tất cả

quy hoạch của các tỉnh đã lập hiện nay. Phong trào phát triển thủy điện vừa và nhỏ ở tất cả

các tỉnh thành sẽ làm ảnh hưởng đến môi trường mà mức độ tác động là không thể lường

trước được. Thực tế cho thấy, có rất nhiều công trình thủy điện khác nhau của các tỉnh

được quy hoạch ngay trên cùng một con sông, mỗi tỉnh chọn cho mình một vị trí. Công tác

quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ là do mỗi tỉnh tự thực hiện là nguyên nhân chính dẫn đến

hiện trạng này.

Về định giá tác động môi trường: Định giá chính xác và đầy đủ những tác động xấu của dự

án đến môi trường, sinh kế của người dân mà dự án làm ảnh hưởng.

Về công tác thẩm định, nâng cao năng lực cho cán bộ thẩm định ở mỗi tỉnh: Thẩm định

thật chặt chẽ về môi trường. Trong quá trình thẩm định phải có tham vấn của các nhà khoa

học và cộng đồng dân cư mà dự án có thể ảnh hưởng từ thượng nguồn đến hạ lưu.

Vấn đề tài chính của các dự án: Ban hành chính sách giá mua điện đối với các dự án điện

phát triển theo hướng năng lượng sạch để khuyến khích các nhà đầu tư.

Vấn đề khai thác nguồn tài nguyên: Cần phải tách bạch các nguồn tài nguyên trên đất của

dự án. Sự minh bạch này sẽ làm cho nhà nước không bị thất thoát nguồn tài nguyên.

Không thể ưu đãi cho chủ đầu tư mà phải cho đấu giá khai thác tài nguyên thiên nhiên.

Nếu chú trọng đến các điều trên và tuân thủ công đoạn thẩm định dự án theo các yếu tố mà

IEA đề ra như trong bảng 6.1 để đánh giá một thủy điện vừa và nhỏ thì sẽ đảm bảo việc có

nhiều dự án thủy điện thực sự thân thiện với môi trường.

Bảng 6.1 Các yếu tố để đánh giá một thủy điện tốt

Nhóm yếu tố Vấn đề

A. Ảnh hưởng vật lý sinh học

1. Đa dạng sinh học 2. Chế độ thủy văn 3. Hạn chế thủy sản và giao thông thủy 4. Bồi lắng hồ chứa 5. Chất lượng nước 6. Tích nước hồ chứa

B. Ảnh hưởng kinh tế - xã hội

7. Tái định cư 8. Các cộng đồng thiểu số 9. Sức khỏe công đồng 10. Cảnh quan, di tích lịch sử

C. Phân phối lợi ích

11. Lợi ích do phát điện 12. Lợi ích của con đập 13. Cải thiện cơ sở hạ tầng 14. Phát triển công nghiệp trong vùng

(Nguồn: IEA, 2006)

D. Khác 15. Các vấn đề khác

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt

1. Belli, Pedro, Anderson, Jock R., Barnum, Howard N., Dixon, John A. và Tan, Jee-

Peng (2002), Phân tích kinh tế các hoạt động đầu tư – Công cụ phân tích và ứng

dụng thực tế, NXB Chính trị Quốc gia, Hà Nội.

2. Bộ Công nghiệp (2005), Quyết định số 3454/QĐ-BCN về phê duyệt quy hoạch thủy

điện nhỏ toàn quốc.

3. Bộ Công nghiệp (2007), Quyết định Số 2014/QĐ – BCN – Ban hành quy định tạm

thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính dự án và khung giá mua bán

điện của các dự án nguồn điện.

4. Bộ Công thương (2010), Báo cáo kết quả kiểm tra, rà soát, đánh giá về quy hoạch,

đầu tư và vận hành các dự án thủy điện.

5. Bộ Giao thông vận tải (2000), Quyết định Số 953/2000/QĐ – BGTVT – Về việc ban

hành cước vận chuyển, xếp dỡ hàng siêu trường, siêu trọng.

Công ty Cổ phần thủy điện Đắk Glun (2011), Hồ sơ dự án thủy điện Đắk Glun. 6.

Công ty chứng khoán phố Wall (2010), Ngành điện – cơ hội lớn từ năng lượng tái 7.

tạo.

8. Công ty chứng khoán Thăng Long (2011), Định giá Công ty cổ phần thủy điện

Hoàng Anh Gia Lai.

9. Dapice, David O. (2008), Nghiên cứu tình huống Điện lực Việt Nam, Chương trình

Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

10. Phạm Văn Đạt (2011), Thẩm định kinh tế - tài chính nhà máy nhiệt điện Sông Hậu

1, Luận văn Thạc sỹ Kinh tế, Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

11. Minh Đức (2007), “Hướng đi lớn cho thủy điện nhỏ: Hạn chế “giữ phần”, giữ vững

tiến độ đăng ký vận hành”, Trang tin điện tử ngành điện, truy cập ngày 16/07/2012

tại địa chỉ:

http://www.icon.evn.com.vn/Home/Detail/tabid/83/ItemId/100371/View/2/cateID/6

31/language/vi-VN/Default.aspx.

12. Nguyễn Đức (2011a), “Thủy điện Tây Nguyên và hệ lụy – Bài 1: Phát rừng làm

thủy điện”, Báo Pháp luật Tp.HCM, truy cập ngày 27/04/2012 tại địa chỉ:

http://phapluattp.vn/2011112711315378p1112c1115/thuy-dien-tay-nguyen-va-he-

13. Nguyễn Đức (2011b), “Thủy điện Tây Nguyên và hệ lụy – Bài 2: Sông khô – dân

luy-bai-1-pha-rung-lam-thuy-dien.htm.

khát”, Báo Pháp luật Tp.HCM, truy cập ngày 19/06/2012 tại địa chỉ:

http://phapluattp.vn/20111128111347387p0c1085/thuy-dien-tay-nguyen-va-he-luy-

bai-2-song-kho-dan-khat.htm.

14. GTS Carbon (2011), “Giá bán CER giảm mạnh”, Website Công ty TNHH Giải

pháp và Công nghệ Toàn cầu, truy cập ngày 16/07/2012 tại địa chỉ:

http://gtscarbon.com/tin-tuc.aspx?id=109.

15. Vũ Minh Hoàng (2011), Phân tích lợi ích – chi phí của dự án sân bay Long Thành,

Luận văn Thạc sỹ Kinh tế, Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

16. Hội đồng nhân dân tỉnh Đắk Nông (2010), Nghị quyết thông qua quy hoạch phát

triển điện lực tỉnh Đắk Nông giai đoạn 2011 – 2015, có xét đến năm 2020.

17. Tấn Hữu (2012), “Gia Lai với việc phát triển thủy điện bền vững”, Sở Công thương

tỉnh Gia Lai, truy cập ngày 27/04/2012 tại địa chỉ:

http://tipcgialai.vn/News_detail.asp?ID=5&nID=1102.

18. InfoTV (2007), “Đầu tư công trình thủy điện ở Kon Tum: xí phần rồi “treo””,

Trang Thông tin Kinh tế, Tài chính & Thị trường Chứng khoán, truy cập ngày

27/04/2012 tại địa chỉ: http://infotv.vn/kinh-doanh-dau-tu/dau-tu/19329-dau-tu-

cong-trinh-thuy-dien-o-kon-tum-xi-phan-roi-treo.

19. Jenkins, Glenn P. & Harberger, Arnold C. (1995), Sách hướng dẫn phân tích chi

phí và lợi ích cho các quyết định đầu tư, Viện phát triển quốc tế Harvard.

20. Cầm Văn Kình (2012), “Mua rẻ bán đắt, EVN vẫn than lỗ”, Báo Tuổi trẻ, truy cập

ngày 16/07/2012 tại địa chỉ: http://tuoitre.vn/Chinh-tri-Xa-hoi/485268/Mua-re-ban-

dat-EVN-van-than-lo.html.

21. Thái Linh (2006), “Đắk Lắk: Cần sớm khai thác tiềm năng thủy điện nhỏ”, Tạp Chí

Công Nghiệp, truy cập ngày 27/04/2012 tại địa chỉ:

http://tapchicongnghiep.vn/News/channel/1/News/90/3349/Chitiet.html.

22. Hoàng Thiên Nga (2011), “EVN đã mua điện như thế nào?”, Báo Sài Gòn Tiếp Thị,

truy cập ngày 27/04/2012 tại địa chỉ: http://sgtt.vn/Goc-nhin/143582/EVN-da-mua-

dien-nhu-the-nao.html.

23. Nhóm Phóng viên kinh tế (2011), “Nhà máy thủy điện vừa và nhỏ lỗ do "bán rẻ"

điện cho EVN”, Báo Công an nhân dân, truy cập ngày 27/04/2012 tại địa chỉ:

http://www.cand.com.vn/vi-VN/kinhte/2011/12/161134.cand.

24. Vũ Tuấn Phương (2008), Kết quả nghiên cứu về định giá rừng ở Việt Nam, Trung

tâm Nghiên cứu Sinh thái và Môi trường Rừng.

25. Lê Thế Sơn (2011), Ước tính tỷ giá hối đoái kinh tế của Việt Nam, Luận văn Thạc

sỹ Kinh tế, Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

26. Như Tân (2009), “Cơ hội trình diễn và tiếp thị”, Báo điện tử Đại biểu Nhân dân,

truy cập 16/07/2012 tại địa chỉ:

http://daibieunhandan.vn/default.aspx?tabid=75&NewsId=91335.

27. Thiên Thanh (2009), “Hà Giang đẩy mạnh phát triển các nhà máy thủy điện vừa và

nhỏ”, Trung tâm Hỗ trợ Thương mại Trực tuyến, truy cập 25/04/2012 tại địa chỉ:

http://officeonline.vn/?page=news&act=detail&id=552980

28. Nguyễn Xuân Thành (2011), Bài giảng môn Thẩm định đầu tư công, Chương trình

Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

29. Nguyễn Xuân Thành (2010), Tình huống Dự án nhà máy điện DPE, Chương trình

Giảng dạy Kinh tế Fulbright, TP. HCM.

30. Nguyễn Ngọc Thi (2010), Phân tích lợi ích – chi phí nhà máy phong điện Phước

Thể, Bình Thuận, Luận văn Thạc sỹ Kinh tế, Chương trình Giảng dạy Kinh tế

Fulbright, TP. HCM.

31. TTV (2012), “Tổng kết nuôi trồng thủy sản bên vững trên lòng hồ thủy điện”,

Truyền hình Tuyên Quang, truy cập 16/07/2012 tại địa chỉ

http://tuyenquangtv.vn/tin-tuc/83/5EK5L49883/TTV-Tong-ket-nuoi-trong-thuy-

san-ben-vung-tren-long-ho-thuy-dien.html

32. Ủy ban nhân dân tỉnh Quảng Nam (2010), Báo cáo về quy hoạch, triển khai thực

hiện đầu tư và rà soát quy hoạch thủy điện trên địa bàn tỉnh.

33. Ủy ban nhân dân tỉnh Quảng Nam (3002), Công văn số 2184/UB-KTN ngày

04/12/2003 về việc thỏa thuận phê duyệt quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ trên địa

bàn tỉnh Quảng Nam.

34. Ủy ban nhân dân tỉnh Đắk Nông (2010), Quyết định số 484/QĐ-UBND về việc

công bố giá nhân công, giá ca máy và thiết bị thi công xây dựng công trình trên địa

bàn tỉnh Đắk

35. Ủy ban nhân dân tỉnh Đắk Nông (2011), Quyết định số 35/2011/QĐ-UBND về việc

quy định giá các loại đất trên địa bàn tỉnh Đắk Nông năm 2012.

36. Viện Năng lượng (2010), Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Lào Cai giai đoạn

2011 – 2015 có xét đến 2020.

37. Phan Ngọc Thảo Vy (2011), Phân tích lợi ích – chi phí nhà máy điện đốt trấu Lấp

Vò – Đồng Tháp, Luận văn Thạc sỹ Kinh tế, Chương trình Giảng dạy Kinh tế

Fulbright, TP. HCM.

Tiếng Anh

38. IEA (2006), “Annex VIII: Hydropower Good Practices: Environmental Mitigation

Measures and Benefits”, Implementing Agreement for Hydropower Technologies

and Programmes.

39. IMF (2012), World economic Outlook – April 2012.

40. WB (2002), Project Appraisal Document Proposed Imternational Development

Association Partial Rist for the Phu My 2 Phase 2 Power Project.

PHỤ LỤC

Phụ lục 1. Vị trí dự án thủy điện Đắk Glun

Phụ lục 2. Danh sách các dự án thủy điện nhỏ quy hoạch theo quyết định 3454/QĐ- BCN

STT Tỉnh, thành phố Tổng số dự án Tổng công suất (MW)

13 59 1 Lai Châu

7 67,5 2 Điện Biên

19 114,6 3 Sơn La

12 48,3 4 Cao Bằng

9 29,0 5 Lạng Sơn

29 236,3 6 Yên Bái

2 9,5 7 Hòa Bình

5 16,7 8 Tuyên Quang

1 20,0 9 Quảng Ninh

8 16,6 10 Thanh Hóa

18 151,3 11 Nghệ An

5 98,0 12 Hà Tĩnh

2 5,0 13 Quảng Bình

3 10,0 14 Quảng Trị

5 19,5 15 Thừa Thiên Huế

3 9,7 16 Tp. Đà Nẵng

10 71,8 17 Quảng Ngãi

11 59,65 18 Bình Định

1 6,0 19 Phú Yên

5 62,0 20 Khánh Hòa

5 14,0 21 Ninh Thuận

6 57,62 22 Bình Thuận

15 47,1 23 Bình Phước

45 288,2 24 Lâm Đồng

239 Tổng cộng 1.520,67

Phụ lục 3. Chi phí đầu tư

Đơn vị tính: 1000 VND

Chi phí đầu tư 2009 2012

Chi phí thiết bị 51,564,000 56,735,318

Chi phí xây dựng 192,217,255 206,817,591

Chi phí bồi thường và giải phóng mặt bằng 4,515,800

Chi phí quản lý dự án 3,668,977 4,036,936

Chi phí tư vấn đầu tư 16,499,610 18,154,345

Chi phí khác 1,242,479 1,367,086

Chi phí dự phòng 13,250,661 14,579,561

Lãi vay trong thời gian XD 13,072,346 14,383,363

Tổng chi phí đầu tư 291,515,328 320,751,200

Phụ lục 4. Báo cáo thu nhập (danh nghĩa)

Năm

Khấu hao Lãi vay

Bán CERs

Thu nhập chịu thuế

Thuế TNDN

Doanh thu bán điện

Tổng doanh thu

Chi phí hoạt động

Lợi nhuận trước thuế

Lợi nhuận sau thuế

2012

2013

16.37

17.53

-1.760

0.00

-1.760

0.00

43.78

11.64

0.00

43.78

2014

0.00

45.59

12.32

16.37

18,25

-1.36

0.00

-1.36

0.00

45.59

2015

0.00

47.47

13.05

16.37

19,01

-0.96

0.00

-0.96

0.00

47.47

2016

0.00

49.43

13.82

16.37

17.81

1.43

0.00

1.43

0.00

49.43

2017

0.00

51.47

14.64

16.37

16.49

3.98

1.32

3.98

0.00

51.47

2018

0.00

53.60

15.50

16.37

15.02

6.70

0.00

53.60

2019

0.00

55.81

16.42

16.37

13.41

9.62

0.00

55.81

2020

0.00

58.11

17.38

16.37

11.63

12.73

0.00

58.11

2021

0.00

60.51

18.41

9.69

16.37

16.04

13.80

2.25

60.51

2022

0.00

63.01

19.50

7.57

16.37

19.58

16.84

2.74

63.01

2023

0.00

65.62

20.65

5.25

10.70

29.02

24.96

4.06

65.62

2024

0.00

68.33

21.86

2.74

10.70

33.03

28.41

4.62

68.33

2025

0.00

10.70

0.00

71.15

118.10

-57.65

0.00

-57.65

71.15

2026

0.00

74.09

24.52

16.28

33.28

0.00

33.28

0.00

74.09

2027

0.00

77.15

25.97

16.28

34.90

10.54

33.42

1.48

77.15

2028

0.00

80.33

27.50

12.48

40.35

34.30

6.05

80.33

2029

0.00

83.65

29.12

12.48

42.05

35.74

6.31

83.65

2030

0.00

87.10

30.84

12.48

43.78

37.22

6.57

87.10

2031

0.00

90.70

32.66

12.48

45.56

38.73

6.83

90.70

2032

0.00

94.45

34.59

12.48

47.38

40.27

7.11

94.45

2033

0.00

98.35

36.63

12.48

49.24

41.85

7.39

98.35

2034

0.00

102.41

38.79

12.48

51.14

43.47

7.67

102.41

2035

0.00

12.48

0.00

106.64

209.51

-115.35

0.00

-115.35

106.64

2036

0.00

111.04

43.50

36.54

31.00

0.00

31.00

0.00

111.04

2037

0.00

115.63

46.07

36.54

33.02

0.00

33.02

0.00

115.63

2038

0.00

120.40

48.78

36.54

35.08

0.00

35.08

0.00

120.40

2039

0.00

125.37

51.66

36.54

37.17

20.92

34.03

3.14

125.37

2040

0.00

130.55

54.71

36.54

39.30

33.41

5.90

130.55

2041

0.00

135.94

57.94

36.54

41.47

35.25

6.22

135.94

2042

0.00

141.56

61.36

36.54

43.66

37.11

6.55

141.56

2043

Đơn vị tính: tỷ VND

Phụ lục 5. Báo cáo ngân lưu

Năm

Doanh thu

Bán CER

Ngân lưu ra

Ngân lưu vào

Chi phí đầu tư

Thuế TND N

Chi phí hoạt động

Ngân lưu dự án (thực)

Ngân lưu chủ đầu tư (thực)

Ngân lưu nợ vay (danh nghĩa)

Ngân lưu chủ đầu tư (danh nghĩa)

Ngân lưu ròng dự án (danh nghĩa)

2012

0.00

96.23

-96.23

96,23

0.00

-96.23

0.00

2013

0.00

224.53

0.00

-224.5

126,38

98,14

-212.0

92,67

2014

43.78

0.00

11.64

0.00

32.14

-17.53

14.61

28.66

13.03

2015

45.59

0.00

12.32

0.00

33.26

-18,25

15.01

28.01

12.64

2016

47.47

0.00

13.05

0.00

34.42

-45.40

-10.99

27.36

-8.74

2017

49.43

0.00

13.82

0.00

35.61

-45.30

-9.69

26.73

-7.28

2018

51.47

0.00

14.64

0.00

36.83

-45,11

-8.28

26.11

-5.87

2019

53.60

0.00

15.50

0.00

38.10

-44.83

-6.73

25.50

-4.51

2020

55.81

0.00

16.42

0.00

39.39

-44.44

-5,05

24.90

-3.19

2021

58.11

0.00

17.38

0.00

40.73

-43.95

-3.22

24.31

-1.92

2022

60.51

0.00

20.66

18.41

2.25

39.86

-43.34

-3.49

22.47

-1.96

2023

63.01

0.00

22.24

19.50

2.74

40.78

-42.61

-1.83

21.70

-0.98

2024

65.62

0.00

24.71

20.65

4.06

40.91

-41.74

-0.84

20.56

-0.42

2025

68.33

0.00

26.49

21.86

4.62

41.84

-40.73

1.11

19.86

0.52

2026

71.15

0.00

118.10

0.00

-46.95

-21.04

2027

74.09

0.00

24.52

0.00

49.57

20.98

2028

77.15

0.00

27.44

25.97

1.48

49.70

19.86

2029

80.33

0.00

33.55

27.50

6.05

46.78

17.65

2030

83.65

0.00

35.43

29.12

6.31

48.22

17.18

2031

87.10

0.00

37.41

30.84

6.57

49.70

16.72

2032

90.70

0.00

39.49

32.66

6.83

51.21

16.27

2033

94.45

0.00

41.69

34.59

7.11

52.75

15.83

2034

98.35

0.00

44.01

36.63

7.39

54.33

15.39

2035

102.41

0.00

46.46

38.79

7.67

14.97

2036

106.64

0.00

209.51

0.00

55.95 - 102.87

-25.99

2037

111.04

0.00

43.50

0.00

67.54

16.11

2038

115.63

0.00

46.07

0.00

69.56

15.67

2039

120.40

0.00

48.78

0.00

71.62

15.23

2040

125.37

0.00

54.80

51.66

3.14

70.57

14.18

2041

130.55

0.00

60.61

54.71

5.90

69.95

13.27

2042

135.94

0.00

64.16

57.94

6.22

71.79

12.86

2043

141.56

0.00

67.91

61.36

6.55

73.65

12.46

Đơn vị tính: tỷ VND

3.24%

9.23%

5.14% 4.09% 0.75 86% 31.82% 0.47

2.09

Phụ lục 6. Chi phí vốn

Thị trường Hoa Kỳ Lợi suất trái phiếu 20 năm (năm 2011) Suất sinh lợi trung bình cổ phiếu, 1928- 2011 Suất sinh lợi trung bình trái phiếu CP, 1928-2011 Mức bù rủi ro thị trường Hệ số beta có vay nợ ngành điện Nợ/Vốn chủ sở hữu (D/E) Thuế suất thuế thu nhập hiệu dụng Hệ số beta không vay nợ ngành điện Hệ số beta có vay nợ tính cho Dự án

7.29% 3.70 0.21 0.79

Dự án Dak Glun Thuế suất bình quân hiệu dụng Tỷ lệ D/E bình quân Tỷ lệ E/V Tỷ lệ D/V

B1 4.50%

Thực

Danh nghĩa 10.72% 21.23%

Việt Nam Hệ số tín nhiệm vay nợ Moody's Mức bù rủi ro quốc gia Suất sinh lợi nợ vay Suất sinh lợi vốn CSH WACC

12.95%

4.44% 14.35% 6.55%

Phụ lục 7. CFi Chi phí thiết bị

Hạng mục

CFunadj Evunadj

FEP

Evadj

3 = 1 x 2

4 5=1x4xFEP

6 = 3+5

Giá CIF

56,039,845

6,724,781

62,764,627

56,039,845

Thuế nhập khẩu Giá CIF cộng thuế nhập khẩu Chi phí bốc xếp tại cảng

288,375

0.95

273,956

0.4

13,842

56,328,220

56,313,801

287,798 56,313,801

Giá tại cảng Chi phí vận chuyển từ cảng đến dự án

407,098

0.9

366,388

0.2

9,770

376,159

Giá tại dự án

56,735,318

56,680,190

56,689,960 0.9992

Đơn vị tính: ngàn VND

Phụ lục 8. Đền bù đất

Loại đất

Giá đền bù

Giá kinh tế

Đơn giá (VND/m2)

Đơn giá kinh tế

Đất có rừng

189

Rừng gỗ thường xanh

Giàu

5,000

403,000,000

119,391

962,289,042

Trung bình

3,000

543,000,000

59,496

1,076,872,170

Nghèo

1,000

442,000,000

24,890

1,100,124,740

117

Rừng thường xanh hỗn giao tre, nứa

Trung bình

3,000

1,407,000,000

59,496

2,790,348,330

Nghèo

1,000

703,100,000

24,890

1,749,994,807

Rừng tre nứa hỗn giao gỗ

Nghèo

1,000

5,200,000

24,890

12,942,644

Rừng lô ô

1,000

8,000,000

24,890

19,911,760

Đất không có rừng

Đất không có cây tái sinh

3,500

66,500,000

12,000

228,000,000

Đất trồng điều

14,000

42,000,000

18,000

54,000,000

Đất trồng cao su

14,000

406,000,000

24,000

696,000,000

Đất nương rẫy

3,500

70,000,000

12,000

240,000,000

Đất rừng bị phá

3,500

385,000,000

12,000

1,320,000,000

Đất khác

3,500

35,000,000

12,000

120,000,000

Tổng cộng

4,515,800,000

10,370,483,493

2.30

Đơn vị tính: VND

Phụ lục 9. Lịch khấu hao

Đơn vị tính: tỷ VND

Năm

TSCĐ đầu kỳ

Khấu hao trong kỳ

Khấu hao tích lũy

Đầu tư mới trong kỳ

TSCĐ cuối kỳ

320,59 304,22 287,85 271,48 255,11 238,74 222,37 206,00 189,63 173,26 156,89 146,19 135,50 219,74 203,46 187,18 174,70 162,22 149,74 137,27 124,79 112,31 99,83 255,78 219,24 182,70 146,16 109,62 73,08 36,54

16,37 32,74 49,11 65,48 81,85 98,22 114,59 130,96 147,33 163,70 174,40 185,09 195,79 212,07 228,35 240,83 253,31 265,79 278,27 290,74 303,22 315,70 328,18 364,72 401,26 437,80 474,34 510,88 547,42 583,96

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 16,37 10,70 10,70 10,70 16,28 16,28 12,48 12,48 12,48 12,48 12,48 12,48 12,48 12,48 36,54 36,54 36,54 36,54 36,54 36,54 36,54

320,59 94,94 168,43

Phụ lục 10. Lịch vay và trả nợ

Lịch vay và trả nợ USD

Đơn vị tính: triệu USD

Năm

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

4,62

1,08 1,16 1,08 0,08

0,78 10,78 -0,78

0,78 0,78 10,78 -0,78

9,70 1,78 1,08 0,70 8,62 -1,78

8,62 1,70 1,08 0,62 7,55 -1,70

7,55 1,62 1,08 0,54 6,47 -1,62

6,47 1,54 1,08 0,47 5,39 -1,54

5,39 1,47 1,08 0,39 4,31 -1,47

4,31 1,39 1,08 0,31 3,23 -1,39

3,23 1,31 1,08 0,23 2,16 -1,31

2,16 1,23 1,08 0,16 1,08 -1,23

-1,16

4,62 10,78 10,78 10,78 Dư nợ đầu kỳ 6,16 Giải ngân trong kỳ 1,85 Trả nợ 1,08 Gốc 0,78 0,33 Lãi 9,70 4,62 10,78 Dư nợ cuối kỳ -1,85 5,83 4,62 Ngân lưu nợ vay Lịch vay và trả nợ VND

2012

2016

2017

2015

2019

2014

2021

2020

2022

2023

Năm

45,30 45,11 44,83 44,44 27,49 28,62 29,81 31,04 17,81 16,49 15,02 13,41

Đơn vị tính: tỷ VND 2025 38,00 40,73 38,00 2,74

43,95 32,32 11,63

17,53

18,25 18,25

45,40 26,40 19,01

2018 2013 100,20 243,45 253,51 263,98 247,39 228,98 208,64 186,22 161,59 134,61 105,13 42,61 35,04 7,57 70,08 -42,61

43,34 33,65 9,69 96,23 233,80 243,45 253,51 237,58 219,90 200,36 178,83 155,18 129,27 100,96 -43,34 -45,30 96,23 126,38 -17,53

2024 72,98 41,74 36,49 5,25 36,49 -41,74

-40,73

-44,83

-44,44

-43,95

-45,11

-18,25

-45,40

Dư nợ đầu kỳ Giải ngân trong kỳ 96,23 133,60 Trả nợ Gốc Lãi 7,21 Dư nợ cuối kỳ Ngân lưu nợ vay

Phụ lục 11. Phân tích phân phối

PHÂN TÍCH PHÂN PHỐI

Chủ đất

Lao động

Chủ đầu tư

Nhà nước

Chủ thể khác

Người sử dụng điện 625.67

0.05

NPV f, thực @EOCK 293.54 (56.74) (206.82)

NPV e, thực @EOCK 919.21 (56.69) (206.82)

NPVe - NPVf @EOCK 625.67 0.05 -

(5.85)

9.31

0.01

(10.37) (4.04) (18.15) (1.37) (14.58) (14.38) (15.76) (16.71) (15.51) (5.37)

4.97

Đơn vị tính: tỷ VND

Doanh thu bán điện Chi phí đầu tư Chi phí thiết bị Chi phí xây dựng Chi phí bồi thường giải phóng mb Chi phí quản lý dự án Chi phí tư vấn đầu tư Chi phí khác Chi phí dự phòng Lãi vay trong thời gian XD Lương Bảo dưỡng Chi phí thay thế thiết bị Chi phí bảo hiểm Thuế thu nhập doanh nghiệp Tổng ngân lưu ra

(4.52) (4.04) (18.15) (1.37) (14.58) (14.38) (25.07) (16.71) (15.53) (5.37) (4.96) (94.31)

539.46

(5.85) - - - - - 9.31 - 0.01 - 4.96 633.77

(94.31)

0.06

Phụ lục 12 – Kết quả phân tích Crystal Ball.

Crystal Ball Report - Full Simulation started on 17-07- 2012 at 10:23 AM Simulation stopped on 17-07- 2012 at 10:25 AM

Run preferences:

5,000

Number of trials run Monte Carlo Random seed Precision control on Confidence level

95.00%

Run statistics:

105.42 47

Total running time (sec) Trials/second (average) Random numbers per sec

190

Crystal Ball data: Assumptions Correlations Correlated groups Decision variables Forecasts

4 0 0 0 3

Forecasts

Worksheet: [Dak Glun.xlsx]main

Forecast: NPV Chủ đầu tư

Summary:

Cell: C150

Certainty level is 2.88% Certainty range is from $0.00 to Infinity Entire range is from ($115.98) to $45.80 Base case is ($66.81) After 5,000 trials, the std. error of the mean is $0.33

Statistics: Trials Base Case Mean Median Mode Standard Deviation Variance Skewness Kurtosis Coeff. of Variability Minimum Maximum Range Width Mean Std. Error

Forecast values 5,000 ($66.81) ($45.40) ($46.32) ($99.57) $23.22 $539.07 0.1527 2.97 -0.5115 ($115.98) $45.80 $161.77 $0.33

Forecast: NPV Chủ đầu tư (cont'd)

Cell: C150

Percentiles:

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Forecast values ($115.98) ($74.54) ($65.51) ($58.12) ($51.85) ($46.32) ($39.90) ($33.20)

80% 90% 100%

($26.02) ($15.08) $45.80

Forecast: NPV Dự án

Summary:

Cell: C149

Certainty level is 32.98% Certainty range is from $0.00 to Infinity Entire range is from ($154.37) to $144.10 Base case is ($54.14) After 5,000 trials, the std. error of the mean is $0.59

Precision

$1.16 $1.45

$0.82

Statistics: Trials Base Case Mean Median Mode Standard Deviation Variance Skewness Kurtosis Coeff. of Variability Minimum Maximum Range Width Mean Std. Error

Forecast values 5,000 ($54.14) ($18.32) ($19.39) ($117.04) $42.00 $1,763.99 0.1191 2.97 -2.29 ($154.37) $144.10 $298.47 $0.59

Forecast: NPV Dự án (cont'd)

Cell: C149

Percentiles:

Precision

0% 10% 20% 30% 40% 50%

Forecast values ($154.37) ($71.36) ($54.51) ($41.28) ($29.52) ($19.39)

$1.82 $1.69 $1.31 $1.34 $1.45

$1.56 $1.43 $1.64 $1.75

60% 70% 80% 90% 100%

($8.24) $3.84 $17.19 $36.66 $144.10

Forecast: NPV kinh te

Summary:

Cell: C252

Entire range is from $523.66 to $867.99 Base case is $539.46 After 5,000 trials, the std. error of the mean is $0.74

Statistics: Trials Base Case Mean Median Mode Standard Deviation Variance Skewness Kurtosis Coeff. of Variability Minimum Maximum Range Width Mean Std. Error

Forecast values 5,000 $539.46 $689.74 $689.71 $570.53 $52.14 $2,718.24 0.0258 2.73 0.0756 $523.66 $867.99 $344.32 $0.74

Forecast: NPV kinh te (cont'd)

Cell: C252

Percentiles:

0% 10% 20% 30% 40% 50%

Forecast values $523.66 $620.56 $644.79 $662.62 $676.10 $689.71

60% 70% 80% 90% 100%

$703.10 $717.72 $734.16 $758.59 $867.99

End of Forecasts

Assumptions

Worksheet: [Dak Glun.xlsx]main

Assumption: D19

Triangular distribution with parameters:

Cell: D19

Minimum Likeliest Maximum

-10% 0% 10%

Assumption: D40

Triangular distribution with parameters:

Cell: D40

Minimum Likeliest Maximum

-10% 0% 10%

Assumption: Euro/tấn

Cell: D51

Normal distribution with parameters:

Mean Std. Dev.

10.00 1.50

Assumption: USD/kWh

Cell: D45

Normal distribution with parameters:

Mean Std. Dev.

0.0500 0.0050

End of Assumptions