Thẩm định dự án nhiệt điện Yên Thế

322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 352.447 4.137.054 172.464 1.207.246 2.019 9 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 336.798 3.722.364 222.344 1.556.407 2.020 10 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 321.150 3.307.673 272.224 1.905.569 2.021 11 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 305.501 2.892.982 322.104 2.254.731 2.022 12 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 289.852 2.478.292 371.985 2.603.892 2.023 13 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 274.204 2.063.601 421.865 2.953.054 2.024 14 4.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 258.555 1.648.910 529.133 3.703.928 94 94 | P a g e 2.025 15 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 242.906 1.234.220 579.013 4.053.090 2.026 16 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 227.258 819.529 628.893 4.402.252 2.027 17 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.028 18 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.029 19 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.030 20 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.031 21 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.032 22 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.033 23 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 16.000 111.425 1.381.998 4.145.993 2.034 24 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 16.000 111.425 2.081.998 6.245.993 2.035 25 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 16.000 111.425 2.081.998 6.245.993 2.036 26 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 16.000 111.425 2.081.998 6.245.993 2.037 27 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 16.000 111.425 2.081.998 6.245.993 2.038 28 14.625.000 75.178 738.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 16.000 111.425 2.081.998 6.245.993 95 95 | P a g e 12. 1 1Phụ lục F.10 Cơ cấu giá thành sản xuất điện của dự án Chi phí đơn vị bình quân 25 năm: 3,53 cent/kWh (Chưa gồm chi phí mơi trường) Chi phí đơn vị bình quân 25 năm: 3,6 cent/kWh (+1,9%) (Bao gồm chi phí mơi trường) Tỷ trọng chi phí cố định bình quân 25 năm: 24% Tỷ trọng chi phí biến đổi bình quân 25 năm: 63% Trong đĩ chi phí nhiên liệu: 51% Tỷ trọng chi phí O&M bình quân 25 năm: 13% Chi phí Bổ sung chi phí mơi trường Điện lượng Tổng chi phí Than Dau FO Đá vơi O&M Thuê đất Phân bổ chi phí khác Phân bổ khấu hao Lãi vay Giá thành Chi phí nhiên liệu/kWh Chi phí mơi trường Giá thành Năm tài chính MWh USD USD USD USD USD USD USD USD USD Cent/ kWh Cent/ kWh USD Cent/ kWh 2.014 4 293 13.682.768 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 4.146.907 4,68 1,67 197.952 4,75 2.015 5 293 13.794.194 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 4.258.332 4,72 1,67 197.952 4,78 2.016 6 293 13.794.194 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 4.258.332 4,72 1,67 197.952 4,78 2.017 7 293 14.087.607 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 4.551.745 4,82 1,67 197.952 4,88 2.018 8 293 13.672.916 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 4.137.054 4,67 1,67 197.952 4,74 2.019 9 293 13.258.226 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 3.722.364 4,53 1,67 197.952 4,60 2.020 10 293 12.843.535 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 3.307.673 4,39 1,67 197.952 4,46 2.021 11 293 12.428.844 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 2.892.982 4,25 1,67 197.952 4,32 2.022 12 293 12.014.154 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 2.478.292 4,11 1,67 197.952 4,18 96 96 | P a g e 2.023 13 293 11.599.463 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 459.100 2.800.000 2.063.601 3,97 1,67 197.952 4,03 2.024 14 293 10.725.672 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 1.648.910 3,67 1,67 197.952 3,73 2.025 15 293 10.310.982 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 1.234.220 3,53 1,67 197.952 3,59 2.026 16 293 9.896.291 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 819.529 3,38 1,67 197.952 3,45 2.027 17 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.028 18 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.029 19 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.030 20 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.031 21 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.032 22 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.033 23 293 9.188.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - 2.800.000 111.425 3,14 1,67 197.952 3,21 2.034 24 293 6.388.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 111.425 2,18 1,67 197.952 2,25 2.035 25 293 6.388.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 111.425 2,18 1,67 197.952 2,25 2.036 26 293 6.388.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 111.425 2,18 1,67 197.952 2,25 2.037 27 293 6.388.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 111.425 2,18 1,67 197.952 2,25 2.038 28 293 6.388.187 4.503.514 322.068 45.000 1.316.181 90.000 - - 111.425 2,18 1,67 197.952 2,25 97 97 | P a g e 13. 1 2Phụ lục F.11 Dịng tiền theo quan điểm chủ đầu tư Ngân lưu vào Ngân lưu ra Năm tài chính Doanh thu rịng Thay đổi AR Thu nhập từ lãi tiền gửi Chi phí nhiên liệu O&M Thuê đất Thuế TNDN Thay đổi AP Thay đổi CB Chi phí đầu tư Ngân lưu nợ vay Ngân lưu chủ đầu tư 2010 0 - - - - - - - - - 893.000 - (893.000) 2011 1 - - - - - - - - - 4.101.000 - (4.101.000) 2012 2 - - - - - - - - - 29.056.000 24.116.480 (4.939.520) 2013 3 - - - - - - - - 4.312.176 26.941.000 26.768.578 (4.484.598) 2014 4 14.700.178 (2.352.029) 172.487 4.870.581 1.316.181 90.000 - (494.941) - - (2.289.819) 4.448.997 2015 5 14.700.178 - 172.487 4.870.581 1.316.181 90.000 - - - - (4.258.332) 4.337.572 2016 6 14.700.178 - 172.487 4.870.581 1.316.181 90.000 - - 4.890.220 - 631.888 4.337.572 2017 7 14.700.178 - 368.096 4.870.581 1.316.181 90.000 - - (391.218) - (9.833.183) (650.453) 2018 8 14.700.178 - 352.447 4.870.581 1.316.181 90.000 172.464 - (391.218) - (9.418.492) (423.874) 2019 9 14.700.178 - 336.798 4.870.581 1.316.181 90.000 222.344 - (391.218) - (9.003.801) (74.713) 2020 10 14.700.178 - 321.150 4.870.581 1.316.181 90.000 272.224 - (391.218) - (8.589.111) 274.449 2021 11 14.700.178 - 305.501 4.870.581 1.316.181 90.000 322.104 - (391.218) - (8.174.420) 623.611 2022 12 14.700.178 - 289.852 4.870.581 1.316.181 90.000 371.985 - (391.218) - (7.759.729) 972.772 2023 13 14.700.178 - 274.204 4.870.581 1.316.181 90.000 421.865 - (391.218) - (7.345.039) 1.321.934 2024 14 14.700.178 - 258.555 4.870.581 1.316.181 90.000 529.133 - (391.218) - (6.930.348) 1.613.708 98 98 | P a g e 2025 15 14.700.178 - 242.906 4.870.581 1.316.181 90.000 579.013 - (391.218) - (6.515.657) 1.962.870 2026 16 14.700.178 - 227.258 4.870.581 1.316.181 90.000 628.893 - (5.281.438) - (10.991.187) 2.312.032 2027 17 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2028 18 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2029 19 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2030 20 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2031 21 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2032 22 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2033 23 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 1.381.998 - - - (111.425) 6.945.993 2034 24 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 2.081.998 - - - (111.425) 6.245.993 2035 25 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 2.081.998 - - - (111.425) 6.245.993 2036 26 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 2.081.998 - - - (111.425) 6.245.993 2037 27 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 2.081.998 - - - (111.425) 6.245.993 2038 28 14.700.178 - 16.000 4.870.581 1.316.181 90.000 2.081.998 - (400.000) - (111.425) 6.645.993 2039 29 - 2.352.029 - - - - - 494.941 - - (1.968.513) (111.425) 99 99 | P a g e Kết quả tỉnh tốn các chỉ số tài chính theo quan điểm Chủ đầu tư TT Chỉ tiêu Ký hiệu Đơn vị Kết quả 1 Suất sinh lợi yêu cầu re % 8,2% 2 Suất sinh lợi nội tại IRR % 15,3% 3 Giá trị hiện tại rịng NPV(EIP) USD 13.157.376 4 Hệ số lợi ích/chi phí B/C Tỷ lệ 1,09 5 Thời gian hồn vốn cĩ chiết khấu Thv Năm 12 6 Thời điểm hồn vốn vào năm thv Năm 2025 14. 1 3Phụ lục F.12 Dịng tiền theo quan điểm NSNN Ngân lưu vào Năm tài chính VAT Thuế TNDN Thu tiền thuê đất Ngân lưu ra: ĐBGPMB Ngân lưu rịng NSNN 2010 0 - - - 1.103.000 (1.103.000) 2011 1 - - - - 2012 2 - - - - 2013 3 - - - - 2014 4 738.768 - 90.000 828.768 2015 5 738.768 - 90.000 828.768 2016 6 738.768 - 90.000 828.768 2017 7 738.768 - 90.000 828.768 2018 8 738.768 172.464 90.000 1.001.232 2019 9 738.768 222.344 90.000 1.051.112 2020 10 738.768 272.224 90.000 1.100.992 2021 11 738.768 322.104 90.000 1.150.872 2022 12 738.768 371.985 90.000 1.200.752 2023 13 738.768 421.865 90.000 1.250.633 2024 14 738.768 529.133 90.000 1.357.900 2025 15 738.768 579.013 90.000 1.407.781 2026 16 738.768 628.893 90.000 1.457.661 2027 17 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2028 18 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2029 19 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 100 100 | P a g e 2030 20 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2031 21 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2032 22 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2033 23 738.768 1.381.998 90.000 2.210.766 2034 24 738.768 2.081.998 90.000 2.910.766 2035 25 738.768 2.081.998 90.000 2.910.766 2036 26 738.768 2.081.998 90.000 2.910.766 2037 27 738.768 2.081.998 90.000 2.910.766 2038 28 738.768 2.081.998 90.000 2.910.766 Kết quả tỉnh tốn các chỉ số tài chính theo quan điểm NSNN TT Chỉ tiêu Ký hiệu Đơn vị tính Kết quả 1 Hệ số chiết khấu (áp dụng của dự án) Wacc % 7,88% 2 Suất sinh lợi nội tại IRR % 34,8% 3 Giá trị hiện tại rịng FNPV USD 10.961.780 15. 1 4Phụ lục F.13 Tính Wacc cĩ tham khảo thơng tin thị trường Hoa Kỳ a. Số liệu thị trường Hoa Kỳ10 11 Lợi suất trái phiếu năm 2009 3,02% Suất sinh lợi trung bình cổ phiếu, 1928-2008 11,09% Suất sinh lợi trung bình trái phiếu CP, 1928-2008 5,45% Mức bù rủi ro thị trường 5,64% Hệ số beta cĩ vay nợ ngành điện HK 0,780 Nợ/Vốn chủ sở hữu (D/E) 91% Thuế suất thuế thu nhập 32% Hệ số beta khơng vay nợ ngành điện HK 0,48 b. Bảng đối chiếu giữa Hệ số tín nhiệm và chênh lệch lãi suất Hệ số tín nhiệm Chênh lệch lãi suất tương ứng tính theo điểm cơ bản A1 140 A2 160 A3 175 Aa1 70 Aa2 100 11 & Tư liệu giảng dạy Trường FETP 101 101 | P a g e Aa3 120 Aaa 0 B1 650 B2 750 B3 900 Ba1 300 Ba2 400 Ba3 525 Baa1 200 Baa2 225 Baa3 260 Caa1 1200 Caa2 1350 c. Hệ số tín nhiệm vay nợ của Việt Nam1112 Hệ số tín nhiệm vay nợ Ba3 Mức bù rủi ro quốc gia 5,25% d. Kết quả tính Wacc của dự án EIC Thuế suất thu nhập hiệu dụng bình quân 16,50% Tỷ lệ D/E bình quân 280% Tỷ lệ E/V bình quân 26,33% Tỷ lệ D/V bình quân 74% Hệ số Beta cĩ vay nợ của EIC: βEIC = βUHKx(1+(1-Tc)xD/E = 0,48x(1+(1+0,165)x2,8 = 1,61 Suất sinh lợi vốn CSH của EIC: re = Suất sinh lợi t/b cổ phiếu thị trường Hoa Kỳ + Mức bù rủi ro thị trường Hoa Kỳ x βEIC + Mức bù rủi ro Việt Nam = = 11,09% + 5,64% x 1,02 + 5,25% = 22,07% Chi phí vốn Wacc của EIC: Wacc = re x E/V + rd x D/V = 22,07%x26% + 7,64%12 13 x 74% = 13,84% 12 Moody's Investors Service 13 Lãi suất nợ vay gộp nợ dài hạn và nợ ngắn hạn (IRR của ngân lưu nợ vay) 102 102 | P a g e 16. 1 5Phụ lục E.1 Xác định hệ số chuyển đổi tỷ giá Việc phân tích hiệu quả kinh tế của dự án sẽ chính xác hơn khi tỷ giá hối đối phản ánh giá trị xã hội thực của đồng nội tệ và ngoại tệ. Phương pháp thực hiện thơng qua việc điều chỉnh tỷ giá hối đối giữa đồng USD và VNĐ như sau: Tỷ giá điều chỉnh (AER) = Tỷ giá chính thức (OER) x Hệ số điều chỉnh (H) Trong đĩ H là hệ số dùng phản ánh sự khác biệt giữa AER và OER. H thường được xác định bằng phương pháp thâm hụt ngoại tệ theo cơng thức sau: n Tt Ct H n t ∑ == 1 - Ct: Các khoản chi bằng ngoại tệ, chủ yếu là kim ngạch nhập khẩu và dịch vụ nợ. - Tt: Các khoản thu bằng ngoại tệ của quốc gia, chủ yếu là kim ngạch xuất khẩu, tài trợ cĩ hồn lại và tài trợ khơng hồn lại (chính thức và phi chính thức). - N: Số năm xem xét. Căn cứ nguồn số liệu thống kê kinh tế Việt Nam của ADB, ta xác định được H như sau: Bàng E.1.1 Xác định hệ số điều chỉnh tỷ giá Đvt: Triệu USD Cán cân thanh tốn 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 + Xuất khẩu rịng 15.027 16.706 20.149 26.484 32.447 39.826 48.561 62.685 - Nhập khẩu rịng -14.546 -17.760 -22.730 -28.722 -34.886 -42.602 -58.921) -75.467 Cán cân thương mại 481 -1.054 -2.581 -2.238 -2.439 -2.776 -10.360 -12.782 Hàng hố, dịch vụ khác -1.049 -1.470 -1.589 -1.763 -1.501 -1.437 -3.062 -5.235 +Vay nợ 3.128 3.115 3.397 4.055 4.540 5.768 7.123 8.453 -Dịch vụ nợ -4.177 -4.585 -4.986 -5.818 -6.041 -7.205 -10.185 -13.688 Chuyển giao khơng hồn lại 1.250 1.921 2.239 3.093 3.380 4.049 6.430 7.311 +Khơng chính thức 1.100 1.767 2.100 2.919 3.150 3.800 6.180 6.804 +Chính thức 150 154 139 174 230 249 250 507 Tổng dịng vào (In) 19.405 21.742 25.785 33.632 40.367 49.643 62.114 78.449 Tổng dịng ra (Out) -18.723 -22.345 -27.716 -34.540 -40.927 -49.807 -69.106 -89.155 Hi = Out/In 0,965 1,028 1,075 1,027 1,014 1,003 1,113 1 Nguồn: www.adb.org/statistics Hệ số H bình quân 2001-2008: H = 1,045 103 103 | P a g e Tỷ giá hối đối chính thức: EOR = 18.500 VNĐ/USD Tỷ giá hối đối điều chỉnh: AOR = 19.334 VNĐ/USD 104 104 | P a g e 17. 1 6Phụ lục E.2 Chuyển đổi giá trị đầu tư theo giá kinh tế TT Hạng mục Cfi Cộng 2010 2011 2012 2013 Tỷ trọng Chi phí xây dựng 16.253.865 246.411 1.131.692 8.018.358 6.857.404 35% Cơng trình chính (phần xây dựng) 0,80 12.038.000 182.498 838.158 5.938.587 5.078.757 26% Cơng trình chính (phần VLC) 0,80 3.994.832 60.562 278.144 1.970.731 1.685.395 8% Cơng trình phụ trợ 0,80 60.104 911 4.185 29.650 25.357 0% 1 Nhà tạm 0,80 160.929 2.440 11.205 79.390 67.895 0% Chi phí thiết bị 28.806.792 436.715 2.005.703 14.210.969 12.153.406 51% Tổng hợp mua sắm thiết bị 27.917.833 423.238 1.943.808 13.772.427 11.778.359 50% Thiết bị chính 0,89 27.577.175 418.074 1.920.090 13.604.374 11.634.638 49% Thiết bị cho phần điện nước thi cơng 0,89 27.857 422 1.940 13.743 11.753 0% Thiết bị thay thế, bảo dưỡng 0,89 312.801 4.742 21.779 154.311 131.969 1% Tổng hợp chi phí lắp đặt thiết bị 0,89 845.524 12.818 58.870 417.114 356.721 2% 2 Đào tạo, chuyển giao cơng nghê 0,89 43.435 658 3.024 21.427 18.325 0% 3 Chi phí quản lý dự án 1,00 607.131 9.204 42.272 299.510 256.145 1% 4 Chi phí tư vấn 1,00 959.677 14.549 66.818 473.428 404.882 2% Chi phí khác 1.333.343 20.214 92.835 657.765 562.529 6% Lãi vay trong thời gian xây dựng 1,00 - - - - - Vốn lưu động 1,00 400.000 6.064 27.850 197.328 168.758 1% Chi phí chuẩn bị sản xuất 1,00 181.818 2.756 12.659 89.695 76.708 0% 5 Các khoản cịn lại 1,00 751.524 11.393 52.326 370.742 317.063 1% 6 Dự phịng tăng chi phí thực 1,00 3.452.309 52.337 240.371 1.703.094 1.456.508 6% 7 Tổng cộng 51.413.116 779.429 3.579.692 25.363.122 21.690.873 100% 105 105 | P a g e 18. 1 7Phụ lục E.3 Dịng tiền kinh tế của dự án 2.010 2.011 2.012 Năm tài chính CF NPV tài chính với i=EOCK NPV kinh tế Ngoại tác 0 1 2 Ngân lưu vào 88.824.490 99.373.358 10.548.868 0 0 0 Điện năng 1,12 89.843.524 100.563.577 10.720.053 0 0 0 Xỉ than 1,00 415.649 415.649 0 0 0 0 Thay đổi khoản phải thu (AR) 1,12 -1.434.683 -1.605.868 -171.185 0 0 0 Ngân lưu ra 93.813.557 91.177.884 -2.635.673 2.355.144 3.579.692 25.363.122 Vốn đầu tư ban đầu PL.E2 49.112.769 42.152.418 -6.960.351 2.355.144 3.579.692 25.363.122 Do dự án đầu tư 47.845.358 40.429.956 -7.415.401 779.429 3.579.692 25.363.122 Do Ngân sách và EVN đầu tư Đền bù, giải phĩng mặt bằng 1,43 1.103.000 1.575.714 472.714 1.575.714 0 0 Đường dây 110 kV 0,89 164.411 146.748 -17.664 0 0 0 Chi phí hoạt động 44.700.788 49.025.466 4.324.678 0 0 0 Than nhiên liệu 1,30 27.665.745 35.964.703 8.298.958 0 0 0 Đá vơi 1,00 276.442 276.442 0 0 0 0 Bảo dưỡng (50% O&M) 0,89 4.042.745 3.613.070 -429.675 0 0 0 Dầu FO 0,83 1.978.510 1.643.398 -335.112 0 0 0 Thu nhập lao động (50% O&M) 0,67 4.042.745 2.695.163 -1.347.582 0 0 0 Thuê đất 1,00 552.883 552.883 0 0 0 0 Thay đổi khoản phải trả (AP) 1,30 -301.902 -392.465 -90.562 0 0 0 Thay đổi cân đối tiền mặt (CB) 1,30 3.594.131 4.672.271 1.078.140 0 0 0 Thuế TNDN 1,00 2.849.489 0 -2.849.489 0 0 0 Ngoại tác 0 -155.734 -155.734 0 0 0 +Giảm tổn thất truyền dẫn 0 1.508.454 1.508.454 0 0 0 -Ơ nhiễm do khai thác than tăng thêm 0 1.569.732 1.569.732 -Phí nước thải 0 67.130 67.130 -Phí sử dụng nước tự nhiên 0 27.314 27.314 -Chi phí mua chỉ số CO2 0,00 12,24 12,24 Ngân lưu kinh tế dự án -4.934.376 8.172.152 13.106.528 -2.355.144 -3.579.692 -25.363.122 106 106 | P a g e 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020 2.021 2.022 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 0 13.805.033 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 0 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 0 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 0 -2.632.671 0 0 0 0 0 0 0 0 27.497.409 6.640.424 7.283.834 13.640.984 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 21.891.700 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21.690.873 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 200.827 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.605.709 6.640.424 7.283.834 13.640.984 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 6.775.261 0 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 0 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 0 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 0 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 0 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 0 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 0 -643.410 0 0 0 0 0 0 0 0 5.605.709 0 0 6.357.151 -508.572 -508.572 -508.572 -508.572 -508.572 -508.572 0 0 0 0 0 172.464 222.344 272.224 322.104 371.985 0 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 0 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 -27.497.409 7.212.207 9.201.468 2.844.317 9.710.040 9.710.040 9.710.040 9.710.040 9.710.040 9.710.040 107 107 | P a g e 2.023 2.024 2.025 2.026 2.027 2.028 2.029 2.030 2.031 2.032 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6.775.261 6.775.261 6.775.261 418.111 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6.775.261 6.775.261 6.775.261 418.111 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -508.572 -508.572 -508.572 -6.865.723 0 0 0 0 0 0 421.865 529.133 579.013 628.893 1.381.998 1.381.998 1.381.998 1.381.998 1.381.998 1.381.998 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 9.710.040 9.710.040 9.710.040 16.067.190 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.201.468 108 108 | P a g e 2.033 2.034 2.035 2.036 2.037 2.038 2.039 23 24 25 26 27 28 29 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 16.437.703 2.632.671 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 16.370.043 0 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 67.661 0 0 0 0 0 0 0 2.632.671 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 6.763.845 643.410 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 7.283.834 6.763.845 643.410 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 5.854.443 0 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 0 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 588.146 0 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 267.517 0 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 438.727 0 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 0 0 0 0 0 0 0 643.410 0 0 0 0 0 -519.989 0 1.381.998 2.081.998 2.081.998 2.081.998 2.081.998 2.081.998 0 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 47.598 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 245.551 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 186.717 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 7.985 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 3.249 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 1,46 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.201.468 9.721.457 1.989.261 109 109 | P a g e 19. 1 8Phụ lục E.4 Phân tích phân phối TT Hạng mục NPV kinh tế NPV tài chính với i=EOCK Ngoại tác Nền kinh tế Người dân bị thu hồi đất Lao động tại dự án EVN Doanh nghiệp than 1 2 3 5 7=1-5 1 2 3 4 5 I Ngân lưu vào 99.373.358 88.824.490 10.548.868 -171.185 0 0 10.720.053 0 Điện năng 100.563.577 89.843.524 10.720.053 10.720.053 Xỉ than 415.649 415.649 0 0 Thay đổi trong khoản phải thu (AR) -1.605.868 -1.434.683 -171.185 -171.185 II Ngân lưu ra 91.177.884 93.813.557 -2.635.673 -10.042.099 472.714 -1.347.582 -17.664 8.298.958 1 Vốn đầu tư 42.152.418 49.112.769 -6.960.351 Do dự án đầu tư Nhập khẩu 36.653.798 43.376.601 -6.722.803 -6.722.803 Hàng hố, dịch vụ trong nước 3.776.158 4.468.756 -692.598 -692.598 Do Ngân sách và EVN đầu tư Đền bù, giải phĩng mặt bằng 1.575.714 1.103.000 472.714 472.714 Đường dây 110 kV 146.748 164.411 -17.664 -17.664 2 Chi phí hoạt động 49.025.466 44.700.788 4.324.678 Than nhiên liệu 35.964.703 27.665.745 8.298.958 8.298.958 Đá vơi 276.442 276.442 0 0 Phụ tùng và bảo dưỡng (50% O&M) 3.613.070 4.042.745 -429.675 -429.675 Dầu FO 1.643.398 1.978.510 -335.112 -335.112 Lao động tại dự án 2.695.163 4.042.745 -1.347.582 -1.347.582 Thuê đât 552.883 552.883 0 0 Thay đổi khoản phải trả -392.465 -301.902 -90.562 -90.562 Thay đổi cân đối tiền mặt 4.672.271 3.594.131 1.078.140 1.078.140 Thuế TNDN 0 2.849.489 -2.849.489 -2.849.489 III Ngoại tác và chi phí mơi trường -155.734 0 -155.734 110 110 | P a g e TT Hạng mục NPV kinh tế NPV tài chính với i=EOCK Ngoại tác Nền kinh tế Người dân bị thu hồi đất Lao động tại dự án EVN Doanh nghiệp than +Giảm tốn thất truyền dẫn 1.508.454 0 1.508.454 1.508.454 -Chi phí mơi trường do SX than 1.569.732 0 1.569.732 -1.569.732 -Phí nước thải 67.130 0 67.130 -67.130 -Phí sử dụng nước tự nhiên 27.314 0 27.314 -27.314 -Mua chỉ số CO2 12 0 12 -12 IV NPV 8.172.152 -4.934.376 13.106.528 8.206.726 -472.714 1.347.582 12.246.170 -8.298.958 Tỷ trọng ngoại tác theo nhĩm lợi ích: Nhĩm lợi ích Giá trị Tỷ trọng Nền kinh tế 8.206.726 63% Người dân bị thu hồi đất (472.714) -4% Lao động tại dự án 1.347.582 10% EVN 12.246.170 94% Doanh nghiệp than (8.298.958) -64% Tổng cộng 13.106.528 100% 111 111 | P a g e 20. 1 9Phụ lục E.5 Xác định các hệ số chuyển đổi giá và giá kinh tế 1. Phân tích giá than Than cám Bố Hạ là hàng phi ngoại thương và được tiêu dùng trong nước với giá được xác định bởi thị trường cạnh tranh nên cĩ thể coi giá kinh tế bằng giá tài chính. Than cám 6b Quảng Ninh là mặt hàng cĩ thể ngoại thương và thường được xuất khẩu sang Trung Quốc. Về mặt lý thuyết, khi dự án sử dụng than nhiên liệu sẽ tạo ra hai tác động: • Nhà SX phải tăng cung ứng than với chi phí kinh tế bằng chi phí nguồn lực để SX thêm than cho dự án. • Những người tiêu dùng hiện hữu sẽ phải cắt giảm lượng tiêu dùng với chi phí kinh tế bằng mức sẵn lịng chi trả của họ. Trên thực tế, những khách hàng sử dụng than rất đa dạng và họ khơng buộc phải cắt giảm lượng than tiêu thụ, do vậy khơng cĩ tác động thay thế khi dự án xuất hiện. Tồn bộ lượng Than cám 6b tiêu thụ cho dự án là lượng SX tăng thêm, do vậy giá kinh tế của Than cám 6b bằng giá LRMC của ngành cộng chi phí vận chuyển tới dự án hoặc giá FOB là mức sẵn lịng chi trả của người mua nước ngồi trên thị trường cạnh tranh. Để thuận tiện trong tính tốn, Đề tài đề xuất áp dụng giá FOB do tính sắn cĩ. Do vậy, giá than kinh tế cung ứng cho dự án bằng bình quân trọng số giữa giá than tài chính Bố Hạ và giá FOB bình quân năm 2009 của Than cám 6b Quảng Ninh13 14. Việc xác định giá than tài chính và kinh tế được tiến hành theo các bước sau: B1. Giá than áp dụng cho SX điện năng được quy định bởi Thơng tư 08/2010/TT-BCT Chủng loại than sử dụng trong SX nhiệt điện Giá bán tại nguồn chưa gồm VAT (10%) Tỷ lệ so với giá xuất khẩu bình quân (FOB) Giá xuất khẩu bình quân (FOB) Ghi chú 1 2 3 4=2/3 5 Than cám 4b 648 48% 1350 14 Nguồn: Tác giả tự khảo sát tại Cơng ty than Đơng Bắc 112 112 | P a g e Than cám 5a 520 50% 1040 Than cám 6a 450 55% 818 Than cám 6b (dùng cho dự án Yên Thế) 395 68% 581 Nguồn: Thơng tư 08/2010/BTC và Khảo sát của tác giả tại Cơng ty than Đơng Bắc Trong bảng trên, giá FOB được xác định dựa trên số liệu khảo sát giá xuất khẩu bình quân năm 2009 tại Cơng ty than Đơng Bắc - Bộ Quốc Phịng. B2. Xác định giá than tài chính áp dụng cho dự án Loại than Đơn giá Đơn vị tính Ghi chú Than Quảng Ninh 485 ngàn đồng/tấn Giá bán tại mỏ (đã cĩ trợ giá) 395 ngàn đồng/tấn Theo Thơng tư 08/2010/TT-BCT VAT (10%) - ngàn đồng/tấn VAT sẽ được khấu trừ khỏi dịng chi phí của dự án Chi phí vận chuyển, bốc dỡ 90 ngàn đồng/tấn Từ mỏ tới dự án: 140km Than Bố Hạ 330 ngàn đồng/tấn Giá bán tại mỏ (khơng trợ giá) 300 ngàn đồng/tấn Nguồn: Cơng ty Cổ phần Than & Khống sản Bắc Giang VAT (10%) - ngàn đồng/tấn VAT sẽ được khấu trừ khỏi dịng chi phí của dự án Chi phí vận chuyển, bốc dỡ 30 ngàn đồng/tấn Nguồn: Khảo sát tại khu vực dự án Giá than bình quân áp dụng cho dự án 438,5 ngàn đồng/tấn Phương pháp bình quân trọng số Tỷ lệ than Quảng Ninh 70% Tỷ lệ than Bố Hạ 30% Giá than bình quân áp dụng cho dự án 23,70 USD/tấn Áp dụng trong mơ hình cơ sở B3. Xác định giá kinh tế của Than cám 6b Quảng Ninh Giá FOB tại cảng Quảng Ninh: 581.000 VNĐ/tấn Chi phí vận chuyển tới dự án: 90.000 VNĐ/tấn Giá kinh tế tại dự án: 671.000 VNĐ/tấn B4. Xác định giá kinh tế bình quân tại dự án và hệ số CF Giá than kinh tế bình quân (kết hợp than Bố Hạ và than Quảng Ninh theo tỷ trọng 30% và 70% tương ứng): 570.000 VNĐ/tấn hay 29,5 USD/tấn Giá tài chính bình quân: 438.500 VNĐ/tấn hay 23,7 USD/tấn Hệ số chuyển đổi CF: 1,3 113 113 | P a g e 2. Phân tích giá kinh tế của điện năng Theo lý thuyết, giá kinh tế của điện cĩ thể được xác định qua hai phương pháp sau: • Bằng chi phí biên dài hạn LRMC của thị trường sản xuất điện năng. • Bằng mức sẵn lịng chi trả (WTP) của người tiêu dùng điện. EIC là nhà SX mới, sản lượng của dự án quá nhỏ và khơng đủ tác động tới cơ chế giá của thị trường hiện hành. Do vậy, việc định giá qua chi phí biên MC của dự án chỉ cĩ tính chất so sánh hiệu quả dự án, giá điện của EIC bán cho EVN sẽ phụ thuộc vào các mức giá hiện hành trên thị trường. 2.1 So sánh hai cách tiếp cận theo LRMC và WTP Theo kết quả nghiên cứu của IE cơng bố năm 2005, LRMC tới năm 2025 tối thiểu để đảm bảo cho tích luỹ và đầu tư phát triển của ngành là 7,5 cent/kWh. Với tình trạng thiếu điện đang ngày một trầm trọng như hiện nay tại Việt Nam, khi nhiều hộ tiêu dùng điện đã đầu tư các nguồn dự phịng như: máy phát điện chạy dầu, máy nâng áp sử dụng nguồn ắc quy… với chi phí đắt đỏ hơn so với mức 7,5cent/kWh. Tuy nhiên, để xác định mức chi phí nĩi trên cần cĩ nghiên cứu và khảo sát quy mơ, trong khi điều kiện nghiên cứu của Đề tài hạn hẹp. 2.2 Phương pháp tính tốn giá điện kinh tế Để xác định cụ thể giá điện kinh tế tại dự án, tơi đề xuất phương pháp tính sau: - Áp dụng mức LRMC tối thiểu của thị trường bằng 7,5 cent/kWh (IE, 2005). - Tính giá kinh tế của điện tại dự án bằng phương pháp trừ lùi theo các bước sau: B1. Xác định tỷ trọng chi phí từng cơng đoạn trong chuỗi chi phí tài chính của điện14 15 Phân khúc chi phí tài chính bình quân trong chuỗi giá trị Đvt Giá % từng khâu Giá mua điện bình quân (thuỷ điện + nhiệt điện + khác) vnd/kWh 710,0 98,9% Chi phí bình quân cho điều độ, điều hành, giao dịch thị trường, quản lý vnd/kWh 8,1 1,1% Giá bán điện tại điểm giao nhận cho các cơng ty điện lực vnd/kWh 718,1 67,9% Giá truyền tải bình quân từ điểm giao nhận tới khâu phân phối vnd/kWh 80,4 7,6% Chi phí khác + Lợi ích của đơn vị phân phối bán lẻ vnd/kWh 259,5 25% Giá bình quân tới hộ tiêu dùng cuối vnd/kWh 1.058,0 100% 15 Bộ Cơng thương (2010). Thơng tư số 08/2010/TT-BTC v/v quy định giá bán điện năm 2010 và hướng dẫn thực hiện. 114 114 | P a g e B2. Tính giá kinh tế tại dự án Giả định tỷ lệ biến động của giá kinh tế so với giá tài chính của các phân khúc trong chuỗi chi phí nêu trên là tương tự nhau, khi đĩ ta cĩ thể tính lùi để cĩ được giá điện kinh tế tại dự án như sau: Phân khúc chi phí kinh tế bình quân trong chuỗi giá trị Đvt Tỷ trọng vnd/kWh cent/kWh Giá mua điện bình quân tại thanh cái dự án vnd/kWh 98,9% 1.082 5,597 Chi phí bình quân cho điều độ, điều hành, giao dịch thị trường, quản lý vnd/kWh 1,1% 12 0,064 Giá bán điện tại điểm giao nhận cho các cơng ty điện lực vnd/kWh 67,9% 743 3,842 Giá truyền tải bình quân từ điểm giao nhận tới khâu phân phối vnd/kWh 7,6% 1.094 5,660 Chi phí khác + Lợi ích của đơn vị phân phối bán lẻ vnd/kWh 24,5% 356 1,840 Giá bình quân tới hộ tiêu dùng cuối vnd/kWh 100,0% 1.450 7,50 Kết luận: Giá kinh tế của điện tại dự án bằng 5,6cent/kWh hay 1.082 đ/kWh (theo AER năm 2010 là 19.334 vnđ/USD). Kết quả tính tốn các mức giá khác nhau được minh hoạ trọng Hình 1 dưới đây, các kỳ hiệu biểu diễn trong hình gồm: - Giá kinh tế của điện: Pe = 7,5 cent/kWh - Giá bán lẻ bình quân của EVN: Pbl = 5,7 cent/kWh - Giá SX bình quân của dự án: PSX = 3,53 cent/kWh - Giá bán bình quân của dự án: PDA = 5 cent/kWh - Giá kinh tế của dự án: Pe,da = 5,6 cent/kWh - Tổng giá trị tài chính tăng thêm của dự án: S(QoadQ1) - Tổng giá trị kinh tế tăng thêm của dự án: S(QobcQ1) - Tổng ngoại tác tạo ra bởi dự án: S(abcd) - Tổng giá trị kinh tế tăng thêm do cĩ sự hiện diện của dự án: S(QoefQ1) (Do giá trị ∆Q tăng thêm bởi dự án rất nhỏ, nên ta giả định rằng diện tích S(QoefQ1) nĩi trên là hình chữ nhật, giá trị này bằng giá trị kinh tế của riêng dự án cộng với giá trị kinh tế của các khâu truyền tải, phân phối điện lượng của dự án tới người tiêu dùng). 115 115 | P a g e Hình 1. Biểu diễn các mức giá điện và lợi ích do dự án đem lại 3. Tính CF các khoản mục chi phí đầu tư Do khơng đủ điều kiện xác định giá chi tiết cho từng hạng mục nhỏ trong chi phí xây dựng, ta áp dụng phương pháp tính gộp như sau: 3.1 Chi phí xây dựng Giá tài chính gơp 1 Thuế nhập khẩu 15% (Mức bình quân) VAT 10% (Mức bình quân) Tỷ phần ngoại thương 99,63% (Căn cứ tổng hợp cầu tiền của dự án) Phí thưởng ngoại hối 4,5% Khoản mục FV CF (adj) EV (unadj) %T FEP EV (adj) 1 2 3 4=2x3 5 6=5x2xFEP 7=4+6 Giá CIF 0,762 1 0,762 99,63% 0,034 0,796 Thuế nhập khẩu 0,135 - - - - Thuế VAT 0,100 - - - - Tỉ phần phi ngoại thương 0,004 0,004 Tổng chi phí gộp 1 0,80 Hệ số chuyển đổi CF 0,80 Pe=7,5 PSX=3,53 PDA=5 Pe,da=5,6 Pbl=5,7 D So So + SDA Qo Q1 Q kWh P cent/kWh a d c b e f 116 116 | P a g e 3.2 Chi phí thiết bị nhà máy điện Giá tài chính gơp 1 Thuế nhập khẩu 5% (mức bình quân) Thuế VAT 10% (mức bình quân) Tỷ phần ngoại thương 99,75% (Căn cứ tổng hợp cầu tiền của dự án) Phí thưởng ngoại hối 4,5% Khoản mục FV CF (adj) EV (unadj) %T FEP EV (adj) 1 2 3 4=2x3 5 6=5x2xFEP 7=4+6 Giá CIF 0,853 1 0,853 99,75% 0,038 0,891 Thuế nhập khẩu 0,045 0 0 0 0 Thuế VAT 0,100 0 0 0 0 Tỉ phần phi ngoại thương 0,002 0,002 Tổng chi phí gộp 1 0,89 Hệ số chuyển đổi 0,89 3.3 Chi phí xây dựng đường dây 110 KV Là hạng mục do EVN đầu tư, chiều dài 1,5km với chi phí tài chính bình quân 150.000 USD/km (Nguồn: Tác giả tự tìm hiểu tại Ban Đầu tư – EVN). Giá tài chính gộp 1 Thuế nhập khẩu 10% (Mức bình quân) Thuế VAT 10% (Mức bình quân) Tỷ phần ngoại thương 70% (Ước tính giá trị cần nhập khẩu = 70%) Phí thưởng ngoại hối 4,5% Khoản mục FV CF (adj) EV (unadj) %T FEP EV (adj) 1 2 3 4=2x3 5 6=5x2xFEP 7=4+6 Giá CIF 0,567 1 0,567 100% 0,0255639 0,59 Thuế nhập khẩu 0,063 - - - - Thuế VAT 0,07 - - - - Tỉ phần phi ngoại thương 0,3 0,3 Tổng chi phí gộp 1 0,89 Hệ số chuyển đổi 0,89 Chi phí xây dựng 1,5 km đường dây 110KV (thực hiện tại năm thứ 4) Tài chính: 225.000 USD Kinh tế: 200.827 USD 117 117 | P a g e 3.4 Chi phí đền bù, tái định cư Dự án sử dụng 17 ha đất theo phương án thuê đất sạch, NSNN đứng ra thực hiện GPMB và tái định cư cho người dân bị thu hồi đất. Hiện tại do chưa cĩ phương án chi tiết thực hiện đền bù và GPMB nên chưa cĩ chi phí tài chính cụ thể. Tuy nhiên qua khảo sát một số dự án cĩ thu hồi đất trên địa bàn tỉnh, mức chi phí bình quân là 1,2 tỷ VNĐ/ha và ta cĩ thể áp dụng mức giá này cho dự án. Ư Chi phí tài chính đền bù và GPMB = 20,4 tỷ đồng hay 1.103.000 USD Chi phí này được chi trong năm đầu của dự án (năm 0). Mức chi trả trên thấp hơn so với thiệt hại mà người dân bị thu hồi đất thực tế phải gánh chịu. Tuy nhiên do cĩ khĩ khăn việc lượng hố giá trị thiệt hại này trong phạm vi Đề tài, tơi đề xuất giả định rằng mức chi trả từ NSNN chỉ bằng 70% mức chi phí mà người dân thực tế phải gánh chịu. Khi đĩ ta cĩ: CF = 1/0,7 = 1,4; Chi phí kinh tế = 1.575.714 USD 4. Nhiêu liệu Dầu FO Giá dầu FO nhập khẩu (USD) 497 Thuế nhập khẩu 15% Thuế VAT 10% Tỷ phần ngoại thương 100% Chi phí vận chuyển đường bộ (USD/tấn/km) 0,24 Chiều dài quãng đường từ Hải Phịng - dự án (km) 130 Phí thưởng ngoại hối FEP 4,5% Khoản mục FV CF (adj) EV (unadj) %T FEP EV (adj) 1 2 3 4=2x3 5 6=5x2xFEP 7=4+6 Giá CIF 497,00 1 497,00 100% 22,41 519,41 Thuế nhập khẩu 74,55 - - - - - Thuế VAT 57,16 - - - - - Các khoản phí do NN quy định 0,07 - - - - - Giá tại thị trường 628,78 519,41 V/c từ thị trường tới dự án 31,20 0,9 28,08 50% 0,70 28,78 Giá tại dự án 659,98 548,19 Hệ số chuyển đổi 0,83 Nguồn: Giá và chi phí tài chính do PetroImex cơng bố ngày 17/3/2010. 118 118 | P a g e 5. Chi phí cơ hội kinh tế của lao động Giá kinh tế của lao động cĩ thể được tính tốn theo hai phương pháp [5]: - Phương pháp tiếp cân theo giá trị năng suất biên bị bỏ qua. - Phương pháp tiếp cận theo giá cung của lao động. EIC là dự án SX điện nên lao động làm việc tại dự án chủ yếu thuộc nhĩm cĩ kỹ năng. Vùng dự án là vùng núi, thiếu vắng lực lượng lao động cĩ kỹ năng. Do vậy, để thoả mãn nhu cầu, Dự án sẽ phải thu hút lao động với mức lương cao hơn và phúc lợi tốt hơn so với những nơi mà người lao động quen với mơi trường sống và cĩ điều kiện làm việc tốt hơn. Qua kết quả tự khảo sát của tác giả tại Nhà máy Nhiệt điện Sơn Động - Bắc Giang, mức lương tài chính bình quân của lao động tại dự án thơng thường gấp 1,5 lần mức lương cạnh tranh đối với cùng loại hình và tính chất cơng việc tại vùng xuơi, đa số người lao động khơng thuộc nhĩm phải đĩng thuế thu nhập trong khi các chỉ tiêu về bảo hiểm tương tự như các vùng miền khác trong cả nước. Do cùng cĩ những đặc điểm tương tự như Nhiệt điện Sơn Động, Đề tài đề xuất áp dụng mức lương tài chính cho lao động gấp 1,5 mức lương kinh tế, do đĩ CF = 0,67. 6. Hệ số CF của các khoản cịn lại Căn cứ đặc điểm của thị trường và bản chất của các khoản thu, chi cịn lại, Đề tài xác định các hệ số CF như sau: TT Khoản mục Đvt Pf Pe Cfi Ghi chú I Các khoản mục chi phí hoạt động 1 Đá vơi USD/tấn 6,00 6,00 1,00 Giá 2010 tại địa phương 2 Khoản phải thu (AR) USD 1,58 Bằng CF của điện 3 Khoản phải trả (AP) USD 1,30 Bằng CF của than 4 Phụ tùng thay thế USD 0,89 Bằng CF thiết bị đầu tư 5 Chi phí thuê đất USD 1,00 Khơng biến động II Các khoản mục doanh thu 1 Xỉ than USD/tấn 1,08 1,08 1,00 Giá 2010 tại địa phương III Chi đầu tư ban đầu 2 Chi phí QLDA và tư vấn USD 1,00 Khơng biến động 3 Vốn lưu động USD 1,00 Khơng biến động 119 119 | P a g e TT Khoản mục Đvt Pf Pe Cfi Ghi chú 4 Chi phí chuẩn bị SX USD 1,00 Khơng biến động 5 Cân đối tiền mặt CB) USD 1,30 Bằng CF khoản phải trả 6 Các khoản cịn lại USD 1,00 Khơng biến động 7 Chi phí dự phịng USD 1,00 Khơng biến động 21. 2 0Phụ lục M.1 Kết quả mơ phỏng Monte Carlo Crystal Ball Report - Full Simulation started on 6/27/2010 at 1:25:09 Simulation stopped on 6/27/2010 at 3:50:31 Run preferences: Number of trials run 20.000 Forecasts Forecast: B/C (EIP) Summary: Certainty level is 69.574% Certainty range is from 1.00 to Infinity Entire range is from -8.44 to 11.55 Base case is 1.08 After 20,000 trials, the std. error of the mean is 0.00 Statistics: Forecast values Trials 20.000 Mean 1,08 Median 1,08 Mode 0,71 Standard Deviation 0,20 120 120 | P a g e Forecast: B/C (EIP) (cont'd) Percentiles: Forecast values 0% -8,44 10% 0,89 20% 0,95 30% 1,00 40% 1,04 50% 1,08 60% 1,11 70% 1,16 80% 1,21 90% 1,28 100% 11,55 Forecast: B/C (TIP) Summary: Certainty level is 78.698% Certainty range is from 1.00 to Infinity Entire range is from 0.53 to 1.78 Base case is 1.12 After 20,000 trials, the std. error of the mean is 0.00 Statistics: Forecast values Trials 20.000 Mean 1,12 Median 1,11 Mode 0,74 Standard Deviation 0,15 Variance 0,02 Forecast: B/C (TIP) (cont'd) Percentiles: Forecast values 0% 0,53 121 121 | P a g e 10% 0,93 20% 0,99 30% 1,04 40% 1,08 50% 1,11 60% 1,15 70% 1,19 80% 1,24 90% 1,31 100% 1,78 Forecast: IRR(EIP) Summary: Certainty level is 84.626% Certainty range is from 8.40% to Infinity Entire range is from 1.18% to 273.04% Base case is 16.17% After 19,157 trials, the std. error of the mean is 0.07% Statistics: Forecast values Trials 19.157 Mean 17,67% Median 16,42% Mode 21,94% Standard Deviation 9,27% Forecast: IRR(EIP) (cont'd) Percentiles: Forecast values 0% 1,18% 10% 6,89% 20% 9,64% 30% 11,63% 40% 14,02% 50% 16,42% 60% 18,97% 70% 21,83% 122 122 | P a g e 80% 25,33% 90% 30,30% 100% 273,04% Forecast: IRR(TIP) Summary: Certainty level is 79.522% Certainty range is from 7.88% to Infinity Entire range is from -1.26% to 24.99% Base case is 10.44% After 19,969 trials, the std. error of the mean is 0.02% Statistics: Forecast values Trials 19.969 Mean 10,44% Median 10,34% Mode 1,92% Standard Deviation 3,18% Forecast: IRR(TIP) (cont'd) Percentiles: Forecast values 0% -1,26% 10% 6,48% 20% 7,84% 30% 8,75% 40% 9,52% 50% 10,34% 60% 11,15% 70% 12,03% 80% 13,06% 90% 14,56% 100% 24,99% 123 123 | P a g e Forecast: NPV(EIP) Summary: Certainty level is 94.893% Certainty range is from 0 to Infinity Entire range is from (42,906,295) to 179,938,905 Base case is 15,612,604 After 20,000 trials, the std. error of the mean is 235,634 Statistics: Forecast values Trials 20.000 Mean 45.962.797 Median 41.210.019 Mode 20.348.543 Standard Deviation 33.323.720 Percentiles: Forecast values 0% (42.906.295) 10% 6.684.013 20% 17.170.858 30% 23.913.498 40% 32.309.902 50% 41.206.370 60% 51.073.417 70% 62.047.229 80% 75.606.608 90% 92.801.196 100% 179.938.905 Forecast: NPV(TIP) Summary: Certainty level is 78.698% Certainty range is from 1 to Infinity Entire range is from (53,163,720) to 88,594,864 Base case is 13,479,187 After 20,000 trials, the std. error of the mean is 118,429 124 124 | P a g e Statistics: Forecast values Trials 20.000 Mean 13.283.584 Median 12.812.345 Mode (30.280.229) Standard Deviation 16.748.325 End of Forecasts Sensitivity Charts 125 125 | P a g e 126 126 | P a g e 127 127 | P a g e 01.  Phụ lục 1: Tổng quan thị trường ngành năng lượng điện Việt Nam .................................................. 2 174  12.  Phụ lục 2 Bảng thơng số dự án ......................................................................................................... 2 278  23.  Phụ lục F.1 Phân tích tài chính theo quan điểm tổng đầu tư.............................................................. 2 382  34.  Phụ lục F.2 Cơ cấu và phân kỳ đầu tư ............................................................................................... 2 484  45.  Phụ lục F.3 Lịch khấu hao ................................................................................................................ 2 585  56.  Phụ lục F.4 Phân bổ chi phí khác trong đầu tư ban đầu .................................................................... 2 686  67.  Phụ lục F.5 Chi phí sản xuất .............................................................................................................. 2 787  78.  Phụ lục F.6 Doanh thu của dự án ....................................................................................................... 2 8 9  89.  Phụ lục F.7 Kế hoạch vay vốn và trả lãi ............................................................................................ 2 9 0  910.  Phụ lục F.8 Vốn lưu động, các khoản phải thu, khoản phải trả, tiền mặt .................................... 3 092  1 0 1.  Phụ lục F.9 Báo cáo thu nhập ....................................................................................................... 3 193  1 1 2.  Phụ lục F.10 Cơ cấu giá thành sản xuất điện của dự án................................................................. 3 295  1 2 3.  Phụ lục F.11 Dịng tiền theo quan điểm chủ đầu tư ....................................................................... 3 397  1 3 4.  Phụ lục F.12 Dịng tiền theo quan điểm NSNN ............................................................................. 3 499  1 4 5.  Phụ lục F.13 Tính Wacc cĩ tham khảo thơng tin thị trường Hoa Kỳ .......................................... 3 5100  1 5 6.  Phụ lục E.1 Xác định hệ số chuyển đổi tỷ giá.............................................................................. 3 6102  1 6 7.  Phụ lục E.2 Chuyển đổi giá trị đầu tư theo giá kinh tế ............................................................... 3 7104  1 7 8.  Phụ lục E.3 Dịng tiền kinh tế của dự án...................................................................................... 3 8105  1 8 9.  Phụ lục E.4 Phân tích phân phối .................................................................................................. 3 9109  1 920.  Phụ lục E.5 Xác định các hệ số chuyển đổi giá và giá kinh tế..................................................... 4 0111  2 0 1.  Phụ lục M.1 Kết quả mơ phỏng Monte Carlo .............................................................................. 4 1 19  70 0TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt [1] Bộ Chính trị (2010). Dự thảo Nghị quyết Đại hội Đảng lần thứ 11. [2] Bộ Cơng nghiệp (2007). Quyết định 2014/QĐ-BCN v/v Quy định tạm thời nội dung tính tốn, phân tích kinh tế tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện. [3] Bộ Cơng thương (2010). Thơng tư số 08/2010/TT-BTC v/v quy định giá bán điện năm 2010 và hướng dẫn thực hiện. [4] Chính phủ (2008). Nghị định 124/2008/NĐ-CP ngày 11/12/2008 Quy định chi tiết về hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp [5] Glenn P.Jenkins & Arnold C.Harberger (1995). Sách hướng dẫn phân tích chi phí và lợi ích cho các quyết định đầu tư, Viện phát triển quốc tế Harvard. [6] Pedro Belli (2002). Phân tích kinh tế các hoạt động đầu tư – Cơng cụ phân tích và ứng dụng thực tế, Ngân hàng Thế giới. [7] Ngơ Đình Quế (2007). Khả năng hấp thụ CO2 của một số loại rừng trồng chủ yếu ở Việt Nam, Viện Khoa học Lâm nghiệp Việt Nam. [8] Cao Hào Thi, Nguyễn Thuý Quỳnh Loan (2004). Quản lý Dự án, NXB Đại học Quốc gia Tp.Hồ Chí Minh. [9] Thủ tướng Chính phủ (2007). Quyết định số 110/2007/QĐ-TTg v/v phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006-2015 cĩ xét đến 2025. [10] Thủ tướng Chính phủ (2006). Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg V/v phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam [11] Tổng cơng ty Xăng dầu Việt Nam (3/2010). Báo giá các sản phẩm xăng dầu. [12] UBND tỉnh Bắc Giang (2008). Quy hoạch Điện lực tỉnh Bắc Giang đến năm 2015, cĩ xét đến 2025. 70 71 [13] Viện Năng lượng (2008). Dự án đầu tư xây dựng Nhà máy Nhiệt điện Yên Thế. Tiếng Anh [14] BMI (Q1-2009). Vienam Power Report 2007-2013. [15] US BLS (8-2009). Consumer Price Indexes 16 countries 1950-2008. [16] Nguyen Van Song & Nguyen Van Hanh (2001). The Environment Cost of Power Generation in North Vietnam , Hanoi Agricultural University and Institute of Energy Vietnam [17] WB (2002). Project Appraisal Document for PHUMY 2.2 power project. Tài liệu từ các trang WEB [18] Ngân hàng Châu Á. [19] US Bureau of Labor Statictics. [20] Báo Đầu tư - Bộ KH&ĐT [21] World Bank. [22] US Energy Information Administration [23] Tổng Cục thống kê. [24] so/Ban_tin_gia_co_so_ngay_1732010/. Tổng cơng ty Xăng dầu Việt Nam [25] Tổng cơng ty Than Việt Nam. [26] CIFICEXT/VIETNAMINVIETNAMESEEXTN/. World Bank. [27] Macroeconomic indicators of Vietnam. The Economist Intelligence Unit (EIU). [28] Lao động. 71 72 [29] (2003). Nghị định số 67/2003/NĐ-CP về Phí mơi trường đối với nước thải, Cổng Thơng tin điện tử Chính phủ. [30] (1998). Nghị định 68/1998/NĐ-CP Quy định chi tiết Pháp lệnh Thuế tài nguyên.Cổng Thơng tin điện tử Chính phủ. [31] (2004). Quyết định số 136/2004/QĐ-UB của UBND tỉnh Bắc Giang v/v Quy định chi tiết mức phí mơi trường đối với nước thải áp dụng trên địa bàn tỉnh Bắc Giang. Cổng Thơng tin điện tử tỉnh Bắc Giang. [32] 903449/. Báo Việt Nam Net. [33] luc-tang-manh-896141/. Báo Việt Nam Net. [34] cong-nghe-lac-hau.htm. Thời báo Kinh tế Việt Nam. [35] html [36] [37] 72