0

Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

26 20 0
  • Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

Tài liệu hạn chế xem trước, để xem đầy đủ mời bạn chọn Tải xuống

Tài liệu liên quan

Thông tin tài liệu

Ngày đăng: 14/01/2021, 11:51

Dự án sử dụng hệ số khai thác công suất lên đến 90% vì việc duy trì một nhà máy điện hiện đại - có thể giả định cho Phú Mỹ ứng với các bố trí sở hữu và quản lý của nhà máy – sẽ rất có [r] (1)Tài liệu Ngân hàng Thế giới Báo cáo số: 24692 TÀI LIỆU THẨM ĐỊNH DỰ ÁN VỀ ĐỀ ÁN BẢO LÃNH RỦI RO MỘT PHẦN TRONG HỢP TÁC PHÁT TRIỂN QUỐC TẾ VỚI GIÁ TRỊ LÊN ĐẾN 75 TRIỆU USD CỦA KHOẢN VAY HỢP VỐN NGÂN HÀNG THƯƠNG MẠI DÀNH CHO CÔNG TY TNHH NĂNG LƯỢNG MEKONG TRONG DỰ ÁN ĐIỆN PHÚ MỸ GIAI ĐOẠN TẠI NƯỚC CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM 29-8-2002 (2)Phụ lục 2: Mô tả chi tiết dự án Dự án Điện Phú Mỹ Giai đoạn Việt Nam Giới thiệu Dự án bao gồm nhà máy phát điện theo chu trình hỗn hợp sử dụng nhiên liệu khí đốt với cơng suất 715 MW, xây dựng, sở hữu vận hành sở BOT công ty trách nhiệm hữu hạn thành lập Việt Nam, Công ty TNHH Năng lượng Mekong (MECO) Nhà máy xây dựng địa bàn Trung tâm phát điện Phú Mỹ (PMPGC) EVN điều hành tọa lạc khu Phức hợp Công nghiệp Phú Mỹ Bà Rịa Vũng Tàu gần thành phố Hồ Chí Minh Dự án thực theo Hợp đồng BOT thời hạn 20 năm Dự án bán cho EVN thuộc sở hữu nhà nước toàn sản lượng điện sản xuất phương tiện sản xuất nhà máy dựa vào Hợp đồng mua điện (PPA) thời hạn 20 năm Nhà máy sử dụng nhiên liệu khí đốt nội địa cung ứng Công ty Dầu khí Việt Nam thuộc sở hữu nhà nước, gọi tắt PetroVietnam (PV) sở tương xứng dựa vào Hợp đồng bán khí tự nhiên (GSA) thời hạn 20 năm Khí đốt khai thác từ bồn trũng Nam Côn Sơn thuộc sở hữu liên kết nhà phát triển tư nhân PV, vận chuyển đất liền hệ thống đường ống dẫn khí Nam Cơn Sơn xây dựng nhà phát triển bồn trũng Nước nguyên liệu để làm mát dịch vụ sở hạ tầng khác cung ứng cho Dự án đề xuất theo thỏa thuận chia xẻ sở hạ tầng với EVN; nước công nghiệp xử lý nước uống cung ứng Công ty cấp nước BR-VT Đất sử dụng cho Dự án đề xuất thuê từ Công ty Xây dựng Phát triển Đô thị tỉnh BR-VT (UDEC) Dự án đề xuất bao gồm việc xây dựng đường truyền ngắn 500 kV từ nhà máy đến trạm trung chuyển Phú Mỹ 500 kV phạm vi PMPGC Điện sản xuất đưa lên đường dây 500 kV Phú Mỹ - TPHCM xây dựng EVN với hỗ trợ tài từ Ngân hàng Hợp tác Quốc tế Nhật Bản (JBIC), việc tài trợ ủy thác vào tháng 10-2003 MECO công ty trách nhiệm hữu hạn thành lập đầu tư tập đồn EDF International (tỷ lệ góp vốn sở hữu: 56.25%), chi nhánh thuộc sở hữu toàn công ty Electricite de France Pháp (EDF); công ty Sumitomo Nhật Bản (vốn sở hữu: 28,125%); TEPCO International (TEPCI) (vốn sở hữu: 15,625%), chi nhánh thuộc sở hữu hồn tồn cơng ty Điện lực Tokyo Nhật Bản (TEPCO) (gọi chung chủ đầu tư) Các chủ đầu tư bao gồm hai công ty điện hàng đầu giới công ty thương mại toàn cầu hàng đầu Các chủ đầu tư chọn sau qui trình đấu thầu cạnh tranh quốc tế phủ thực thơng qua Bộ Công nghiệp (MOI) ký kết Dự án vào tháng 1-1999 Tình trạng chuẩn bị dự án (3)kháng Theo Thư bảo lãnh phủ MECO phủ đại diện MPI, phủ bảo lãnh cho việc thực hợp lý hạn nghĩa vụ đối tác phía Việt Nam thỏa thuận dự án then chốt, bao gồm nghĩa vụ toán Theo Hợp đồng BOT, chủ đầu tư dự kiến có nghĩa vụ phải hồn tất hồ sơ tài trợ dự án trong vòng 12 tháng sau ngày cấp IL, nghĩa trước tháng 9-20021; phải đạt Ngày hoạt động thương mại (COD) dự án vòng 24 tháng sau ngày khởi công xây dựng Việc ủy thác phương tiện sản xuất để bắt đầu hoạt động dự trù trước tháng 9-2004 Sơ đồ cấu dự án Các chủ đầu tư EDFI chi nhánh thuộc sở hữu hồn tồn EDF, có thứ hạng tín dụng Aaa theo đánh giá quan xếp hạng tín dụng Moody’s AA+ theo đánh giá S&P EDF công ty điện lực lớn giới với công suất lắp đặt 100 GW tổng tài sản 136 tỷ EUR, EDFI trì dự án đầu tư hải ngoại EDF với tổng vốn sở hữu cổ đông tổng tài sản 71 tỷ FRF 207 tỷ FRF EDFI tích cực đầu tư vào dự án điện cơng ty bên ngồi nước Pháp bao gồm nước phát triển Công ty Sumitomo công ty thương mại tồn cầu hàng đầu với thứ hạng tín dụng Baa1 theo đánh giá Moody’s Cơng ty có tổng tài sản trị giá 39 tỷ USD doanh số gộp 80 tỷ USD; hoạt động toàn cầu với 158 văn phòng hải ngoại 88 quốc gia Công ty Việc MECO khơng hồn tất hồ sơ tài vòng 12 tháng tạo thành biến cố vỡ nợ MECO trừ Hợp đồng thuê đất Hợp đồng BOT Hợp đồng EPC Hợp đồng mua điện Hợp đồng dịch vụ kỹ thuật Hợp đồng dịch vụ dài hạn Giấy phép đầu tư + bão lãnh phủ Hợp đồng cấp nước EVN` GEII Hợp đồng cung cấp khí EDF-CNET EDF/TEPCO PetroVietnam UDEC, BR-VT Bộ Công nghiệp Bộ KH-ĐT Công ty cấp nước BR-VT (4)tham gia vào 120 dự án điện khắp giới, bao gồm dự án điện độc lập (IPP) Cơng ty đóng vai trò nhà thầu EPC (nhà thầu thiết kế, cung cấp thiết bị thi công xây dựng) cho dự án điện chạy than Việt Nam dự án điện theo chu trình hỗn hợp nước phát triển châu Á khác Công ty Sumitomo Việt Nam có doanh số khoảng tỷ USD hàng năm, tương ứng với xấp xỉ 25% thị phần tổng thương mại Việt Nam- Nhật Bản TEPCI chi nhánh đầu tư hải ngoại thuộc sở hữu hồn tồn TEPCO, cơng ty điện lực tư nhân lớn giới có thứ hạng tín dụng Aa2 theo đánh giá Moody’s AA- theo đánh giá S&P TEPCO cam kết thực nghĩa vụ vốn sở hữu TEPCI Dự án Công ty nhà điều hành điện lực theo chu trình hỗn hợp sử dụng nhiên liệu khí đốt hiệu lớn giới với công suất 8156 MW 16 năm kinh nghiệm hoạt động Công ty bắt đầu đầu tư vào dự án điện hải ngoại góp vốn sở hữu vào IPP Hoa Kỳ Đài Loan Các hợp đồng giao kết dự án Cơ cấu hợp đồng giao dịch phân bổ rủi ro thương mại, kỹ thuật, trị bên quán với tiêu chuẩn ngành dự án truy đòi hữu hạn A Hợp đồng giao kết với khu vực cơng Các hợp đồng Dự án với đối tác Việt Nam Dự án sau: (a) Hợp đồng BOT MECO MOI quan nhà nước Chính phủ định làm đại diện đàm phán dự án thuộc loại này, ký ngày 18-9-2001 Hợp đồng BOT xác định quyền lợi nghĩa vụ MECO MOI, bao gồm việc kết thúc hợp đồng điều khoản vỡ nợ, ràng buộc chế luật pháp, qui định thuế Theo Hợp đồng BOT, Chính phủ cho MECO tồn quyền huy động vốn, xây dựng, sử dụng vận hành nhà máy điện chỗ Hợp đồng bảo đảm biện pháp ưu đãi đầu tư đối xử có lợi khác áp dụng cho Dự án phù hợp với luật pháp qui định Việt Nam, bao gồm bảo đảm khả chuyển đổi chuyển giao ngoại hối tự do; cho phép thành lập tài khoản nước ngoài; cho phép Dự án phát hành chứng khoán cho người cho vay; điều khoản bố trí tham gia người cho vay trường hợp MECO bị vỡ nợ; xác nhận đối xử thuế ưu đãi dành cho dự án sở hạ tầng Hợp đồng BOT kết thúc 20 năm sau ngày bắt đầu vào hoạt động trừ kết thúc trước vỡ nợ hay bất khả kháng Vào cuối thời hạn hợp đồng hay kết thúc hợp đồng, MECO chuyển giao miễn phí quyền sở hữu phương tiện nhà máy cho MOI hay đơn vị chỉ định MOI Hợp đồng BOT nêu rõ biến cố kết thúc hợp đồng qui định giá trị đền bù phải trả trường hợp (b) Hợp đồng mua điện (PPA) MECO EVN vào ngày 18-9-2001 PPA qui định việc bán (5)hoặc khơng phải trả cho Dự án chi phí tương đương) PPA qui định yếu tố thỏa thuận chia xẻ sở hạ tầng, EVN cung cấp dịch vụ cho MECO cấp thoát nước làm mát, hệ thống nước, khí tự nhiên hệ thống đưa điện lên lưới cung ứng điện cho xây dựng khởi công EVN chịu trách nhiệm xây dựng, vận hành bảo trì tất phương tiện chung chi phí liên quan, EVN MECO thỏa thuận định giá để thu hồi chi phí dịch vụ cấu phần tính thêm giá bán điện (c) Hợp đồng bán khí tự nhiên (GSA) MECO PV ngày 18-9-2001 Tất yêu cầu về khí đốt Dự án cung ứng theo hợp đồng bán khí tự nhiên với PV MECO có nghĩa vụ bao tiêu sản lượng khí đốt tối thiểu PV thời hạn 20 năm (MECO phải mua sản lượng khơng phải trả cho PV chi phí tương đương) Dự án dự kiến tiêu thụ khoảng 0,85 bcm khí đốt năm 17 bcm thời hạn BOT ứng với 75% tải bình quân Giá khí đốt bao gồm chi phí khí đốt, phí vận chuyển phí phân phối Giá khí đốt trả VND lập số theo USD Giá xây dựng giả định khí đốt PV cung ứng lấy từ nguồn Nam Côn Sơn Block 06-1 Nếu khí đốt lấy từ nguồn khác, giá điều chỉnh (d) Hợp đồng cấp nước (WSA) MECO Công ty Cấp nước BR-VT ký ngày 17-6-2002 Nước uống nước cơng nghiệp xử lý dùng cho nhà máy điện Công ty Cấp nước BR-VT cung ứng, công ty chịu trách nhiệm bảo trì đường ống đồng hồ nước Giá nước quyền tỉnh BR-VT ấn định Giá nước công ty MECO trả cho Công ty Cấp nước thu hồi cấu phần tính thêm giá bán điện (e) Hợp đồng thuê đất (LLA) MECO (bên thuê) UDEC (bên cho thuê) ngày 18-9-2001 LLA qui định diện tích địa điểm khu đất cho thuê, miễn tiền thuê thời hạn ưu đãi BOT qui định Quyền sử dụng đất cấp cho bên thuê Bên thuê có quyền sở hữu tất cơng trình đất có quyền chấp đất để huy động vốn LLA công nhận quyền tham gia người cho vay trường hợp MECO bị vỡ nợ (f) Thư bảo lãnh phủ MECO MPI thay mặt cho Chính phủ ngày 18-9-2001 Thư bảo lãnh phủ bảo đảm việc thực phù hợp hạn trách nhiệm nghĩa vụ đối tác phía Việt Nam MECO, bao gồm không giới hạn nghĩa vụ toán văn chứng từ Các văn chứng từ bảo lãnh bao gồm: Hợp đồng BOT, PPA, GSA, WSA LLA Thư bảo lãnh phủ bảo đảm khả sẵn có, khả chuyển đổi chuyển giao ngoại hối; cho phép mở tài khoản hải ngoại cho việc tài trợ dự án công nhận quyền tham gia người cho vay trường hợp MECO vỡ nợ Thư bảo lãnh Dự án quán với thư bảo lãnh MPI cấp cho dự án chuỗi cung ứng khí đốt Nam Cơn Sơn (g) Giấy phép đầu tư (IL) MPI đại diện cho Chính phủ cấp ngày 18-9-2001 IL nêu rõ điều khoản giấy phép cấp cho MECO qui định việc đăng ký kinh doanh công ty Thư công nhận chấp thuận MOI hợp đồng bổ sung khác ký kết đối tác (6)(a) Hợp đồng thiết kế, cung cấp thiết bị thi công xây dựng (EPC) MECO EDF-CNET EDF-CNET phận thiết kế cơng trình EDF đóng vai trị nhà thầu EPC dự án Hợp đồng EPC qui định điều khoản chìa khóa trao tay hồn tồn cho tồn phạm vi ECP, bao gồm: giá cố định, ngày hoàn thành cố định, thời gian biểu đầy đủ cho việc hoàn thiện trước ngày hoạt động thương mại theo qui định PPA, tiêu chí kết hoạt động bảo đảm nhằm đáp ứng tất yêu cầu hoạt động dự án (b) Hợp đồng dịch vụ kỹ thuật vận hành bảo trì (TSA) MECO EDF/TEPCO EDF/TEPCO ký kết hợp đồng TSA để hỗ trợ MECO việc thực dịch vụ vận hành bảo trì dự án EDF/TEDCP cung ứng dịch vụ kỹ thuật bao gồm: hỗ trợ kỹ thuật đường dây nóng, cung ứng số liệu nhà máy tương tự hoạt động EDF TEPCO, phân tích số liệu kết hoạt động thiết bị nhà máy đưa kiến nghị vận hành bảo trì, kiểm tra qui định chất lượng nhà cung ứng, phân tích kiện đưa kiến nghị (c) Hợp đồng dịch vụ dài hạn (LTSA) MECO đơn vị cung ứng thiết bị GE Theo Hợp đồng, GE (1) bố trí kỹ sư hoạt động tồn thời gian cơng trình để hỗ trợ kỹ thuật; (ii) cung ứng linh kiện phụ tùng ban đầu quản lý tồn kho linh kiện cho thiết bị GE cung ứng; (iii) giám sát trực tuyến nhà máy GE cung ứng số liệu vận hành GE hỗ trợ kỹ thuật 48.000 vận hành (trên danh nghĩa sáu năm) sau lần đại tu (d) Bảo hiểm Hợp đồng BOT qui định loại bảo hiểm, mức đền bù tối thiểu thời hạn hợp đồng bảo hiểm thương mại mà MECO ký kết trì để thực Dự án MECO mua bảo hiểm thương mại theo thông lệ dành cho dự án điện tư nhân Trong thời gian xây dựng, hợp đồng bảo hiểm bao gồm: bảo hiểm hàng hóa vận chuyển đường biển đường hàng không, bảo hiểm rủi ro xây dựng, bảo hiểm tổn thất doanh thu (theo sau rủi ro); thời kỳ hoạt động, hợp đồng bảo hiểm bao gồm: bảo hiểm rủi ro, bảo hiểm thua lỗ xảy sau rủi ro, máy móc thiết bị hỏng, trách nhiệm chung/ trách nhiệm thương mại, đền bù cho người lao động trách nhiệm chủ lao động v.v… MOI IDA người bảo hiểm bổ sung hợp đồng bảo hiểm trách nhiệm chung Ngồi cịn có Hợp đồng tư vấn kỹ sư chủ sở hữu TEPCO cương vị kỹ sư chủ sở hữu MECO C Các văn chứng từ tài trợ Sẽ có văn chứng từ tài trợ nhà tài trợ MECO Chủ đầu tư góp vốn sở hữu cho MECO theo Hợp đồng Cổ đông Việc huy động vốn vay thỏa thuận thông qua loạt hợp đồng vay, hợp đồng điều khoản chung, hợp đồng liên tín dụng, chứng từ chứng khốn, thỏa thuận trực tiếp hợp đồng liên quan khác D Chứng thư bảo lãnh IDA Xem Phụ lục 11 tóm tắt điều khoản Hợp đồng vay IDA bảo lãnh, MECO người vay, IDA người bảo lãnh, tổ chức cho vay thương mại; Thỏa thuận bảo lãnh IDA IDA người cho vay cương vị người hưởng lợi; Thỏa thuận bồi thường (7)(8)Phụ lục 3: Ước tính chi phí dự án Dự án Điện Phú Mỹ Giai đoạn Việt Nam Ước tính chi phí dự án Thành phần chi phí Hạng mục Giá trị (triệu USD) % chi phí dự án % yêu cầu tài trợ bao gồm dự phịng Chi phí đầu tư: Hợp đồng EPC Vật chất 297,5 Linh kiện phụ tùng ban đầu Vật chất 13,3 Chi phí tiền hoạt động Khác 10,2 Phí phát triển cho MOI Khác 3,5 Chi phí phát triển bên & bên Khác 12,0 Chi phí khác* Vật chất /khác 18,6 Tổng chi phí đầu tư 355,1 88,8% Chi phí huy động vốn: IDC Khác 38,1 Phí Khác 6,7 Tổng chi phí huy động vốn 44,8 11,2% Tổng chi phí dự án 399,9 100,0% 83,3% Chi phí dự phòng dự án Đặt cọc bảo đảm chất lượng cho MOI Khác 40 Tài trợ chi phí dự phịng dự án Khác 40 Tổng chi phí dự phịng dự án 80 16,7% Tổng chi phí dự án 480 100,0% (9)Kế hoạch huy động vốn Nguồn huy động Thời hạn (năm) Giá trị (triệu USD) Phần trăm Vốn sở hữu chủ đầu tư Vốn chủ sở hữu 100 Vốn chủ sở hữu dự phòng 40 Tổng vốn chủ sở hữu chủ đầu tư 140 29,2% Nợ Nợ 300 Nợ dự phòng 40 Tổng nợ vay 340 70,8% Các khoản nợ (cơ dự phịng) Vay có bảo lãnh rủi ro trị IDA 16 75 (15,6%) Vay vốn OCR ADB 15 50 Vay ADB bảo lãnh + PRI 11 25 Vay JBIC 15 150 Vay Proparco 15 40 Tổng vốn vay 340 Tổng yêu cầu nguồn vốn 480 100% Tỷ lệ vốn sở hữu/vốn vay 25%/75% cho chi phí dự án; chi phí dự phịng dự án tài trợ sở tỷ lệ vốn sở hữu/vốn vay 50%/50% (10)Phụ lục 4: Tóm tắt phân tích chi phí lợi ích Dự án Phú Mỹ Giai đoạn Việt Nam Phương pháp tổng quát 1 Phân tích kinh tế có tính đến phát triển kinh tế tiềm phát triển lĩnh vực điện Việt Nam vòng đời 20 năm dự án (2004-2024) Thời gian hoạt động dự án 20 năm, trước thời gian đầu tư 2002-2004 2 Các giả định sau đưa cho tình bản:  Tăng trưởng tải 10% hàng năm Dự báo tải tình cho tăng trưởng cầu 10,2% tình cao, tăng trưởng cầu 11%;  Dự án ủy thác để bắt đầu hoạt động thương mại lịch trình, hệ số khai thác công suất 90% hệ số điều độ lưới điện 75% suốt thời gian hoạt động;  Giá bán điện bình quân tăng theo tỷ lệ bình qn 8% năm, tính theo giá trị thực, (tăng đến cents/kWh vào năm 2005) đạt mức trần sẵn lòng chi trả giả định 7,5 cents/kWh vào năm 2006;  Giảm thất thoát điện từ mức hành 16% theo tỷ lệ giảm 6% hàng năm đạt mức thất thoát mục tiêu ấn định 10% vào năm 2010;  Giá khí tự nhiên tăng để thu hồi chi phí biên dài hạn vào năm 2004 tăng 2%/năm sau  Đầu tư vào truyền tải phân phối (T&D) ước tính tăng lên đến 70% giá trị đầu tư vào công suất phát điện, phù hợp với kế hoạch 20 năm EVN 3 Trong điều kiện này, suất sinh lợi kinh tế (ERR) Dự án 24% giá ròng (NPV) 667 triệu USD 4 Các rủi ro kịch bao gồm:  Dự án bắt đầu vào hoạt động chậm kế hoạch;  Mức sẵn lòng chi trả (willingness to pay, WTP) thấp so với giả định tinh bản;  Việc tăng giá bán điện bị chậm trễ và/ chương trình giảm thất thoát điện bắt đầu chậm;  Phá giá đồng tiền (11) Nhu cầu cần phải đầu tư vào truyền tải phân phối cao kế hoạch việc phân phối điện trở nên có hiệu giảm thất 5 Phân tích độ nhạy dựa vào năm yếu tố rủi ro cho thấy kết suất sinh lợi kinh tế Dự án nằm khoảng từ 10 đến 22% Cung cầu điện 6 GDP Việt Nam dự kiến tiếp tục tăng trưởng khoảng đến 7% trung hạn Trong giai đoạn từ 1990 đến 2000, có mối quan hệ thống kê mật thiết tăng trưởng GDP thực tăng cung ứng điện EVN Trên sở này, ứng với mối tương quan tăng trưởng GDP tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện, tỷ lệ tăng trưởng tiêu thụ điện dự báo ước lượng 10%/năm, giả định giá bán điện thực không đổi Với mục đích phân tích tại, ta sử dụng giá trị dự báo 10%/năm 7 Kế hoạch mở rộng với chi phí thấp nghiên cứu liên quan – “Tiếp sức cho phát triển Việt Nam” (nghiên cứu Ngân hàng Thế giới 1999) Kế hoạch phát triển điện Chính phủ Việt Nam năm 2001 cho thấy gia tăng công suất phát điện nhằm đáp ứng tải Việt Nam phải dựa vào tua bin khí tự nhiên (theo lượng gia tăng 300-450 MW) sử dụng chất đốt nội địa theo phương thức chu trình hỗn hợp (combined cycle gas turbines, CCGT), xem phương thức có chi phí kinh tế thấp Dự án, với tải 715 MW theo chu trình kết hợp, đáp ứng tiêu chí chi phí thấp nhất; chi phí điện tiết giảm Dự án nằm số chi phí thấp giới 8 Kế hoạch mở rộng Chính phủ dự kiến bắt đầu vận hành Dự án vào năm 2004, nhà máy CCGT khác cần thiết Đến cuối năm 2005, nhà máy điện toàn quốc sản xuất sản lượng 45-50 tỷ kWh, tăng lên đến 70-80 tỷ kWh vào năm 2010 160-200 tỷ kWh vào năm 2020 Việc bổ sung công suất kế hoạch giúp gần cân đối cung cầu, để đến năm 2010, tổng công suất đỉnh tải dự báo vào khoảng 17.000 MW (bao gồm biên độ dự trữ 34% vào mùa mưa 22% vào mùa khô) Căn theo kế hoạch mở rộng, tổng công suất năm 2020 lên đến 35.000 MW, bao gồm 39,7% thủy điện, 31,2% nhà máy điện sử dụng khí đốt theo chu trình hỗn hợp 13,9% nhà máy chạy than với biên độ dự trữ 29,6% vào mùa mưa 23,1% vào mùa khô (12)Đánh giá lợi ích chi phí 10 Tất lợi ích chi phí biểu thị USD cố định năm 2001 Ngoại trừ giá bán điện, dự kiến khơng có thay đổi mức giá thực ảnh hưởng đến dòng nguồn lực kinh tế cách đáng kể, khơng có điều chỉnh tỷ giá hối đối ẩn hay mức lương ẩn Chi phí hoạt động VND nhỏ Khơng có giả định giá trị số dư 11 Vấn đề khó khăn đo lường lợi ích người tiêu dùng Việt Nam gần khơng có chứng mức sẵn lịng chi trả (WTP) vượt lên so với mức giá thực tế, khơng có nhiều nghiên cứu WTP Do đó, việc đánh giá lợi ích dựa vào việc sử dụng lợi suất bình quân (doanh số bán lẻ) công ty phân phối điện, khoảng 5,1 cents/kWh, làm cận WTP Dựa nghiên cứu vấn, hợp lý ta giả định với cải thiện độ tin cậy dịch vụ, mức giá bán điện bình qn tăng thêm 5% Điều phải thực thông qua tăng giá điện sinh hoạt, mà trợ cấp chéo, không đơn vị tiêu thụ điện cơng nghiệp thương mại có động khuyến khích họ tự cung ứng, tăng lên đáng kể trước chống đối người tiêu dùng đủ để xói mịn dự báo tải Vì thế, Dự án lập mơ hình cho việc tăng 8% theo giá trị thực vào năm 2002, 2003, 2004, điều dẫn đến ước lượng WTP 7,0 cents/kWh từ năm 2005 Mức WTP cao 37% so với giá điện duyệt dựa vào giả định việc tăng giá điện xảy ra, người tiêu dùng sẵn lòng chi trả 12 100% sản lượng lượng ròng từ Dự án xem sản lượng tăng thêm, cho dù thực tế, phần thay cho sản lượng sản xuất theo phương thức có chi phí cao (ví dụ nhà máy sử dụng nhiên liệu dầu diesel) (13)Chi phí 14 Trong phân tích, ta sử dụng giá trị thương mại chi phí đầu tư chi phí vận hành bảo trì liên quan, ước lượng chủ đầu tư mơ hình tài Tuy nhiên, phân tích kinh tế khơng phải phân tích tài chính, nên khơng tính đến tất khoản chuyển giao tài IDC vốn hóa, tài trợ trước dự trữ vốn vay, vốn lưu động ban đầu Vì mục đích đánh giá chi phí kinh tế, khí tự nhiên định giá theo chi phí biên dài hạn ước lượng (LRMC) cho điện Việt Nam (3,15 USD/mcf) 15 Chi phí truyền tải phân phối biên định giá 3,6 cents/kWh, dựa vào dự báo tải công ty điện lực khác đầu tư tăng thêm đề xuất, chi phí vận hành bảo trì – để mở rộng vận hành mạng lưới truyền tải phân phối nhằm hỗ trợ tăng trưởng tải dự báo Tổng chi phí truyền tải phân phối qui cho Dự án tính ứng với mức thất năm 2000, giữ khơng đổi doanh số bán điện cho người sử dụng sau Dự án tăng tỷ lệ thuận với việc giảm thất Điều cho phép chi phí truyền tải phân phối kWh điện bán giảm tương ứng với việc giảm thất thoát – phản ánh cải thiện dần hiệu hệ thống dự báo – vốn kết dài hạn hợp lý bối cảnh cải cách Phân tích hệ số điều độ lưới điện 16 Hệ số khai thác nhà máy nhiệt điện chủ yếu phụ thuộc vào hiệu suất nhiệt tương đối nhà máy việc chuyển từ nhiên liệu thành điện phụ thuộc vào giá nhiên liệu tương đối Giá nhiên liệu thấp hiệu suất cao biến phí kWh điện sản xuất thấp hệ số khai thác công suất nhà máy cao 17 Dự án có vị trí thuận lợi thứ tự điều độ lưới điện (dispatch order) so sánh với hầu hết nhà máy điện khác EVN Trong phân tích, điều phản ánh qua hệ số khai thác cơng suất khơng đổi 90% tình Dự án sử dụng hệ số khai thác cơng suất lên đến 90% việc trì nhà máy điện đại - giả định cho Phú Mỹ ứng với bố trí sở hữu quản lý nhà máy – có khả hoạt động mức (ứng với giả định tình bản), bối cảnh hiệu sử dụng nhiên liệu độ tin cậy nhu cầu lượng Việt Nam Tuy nhiên, thứ tự điều độ lưới điện nhạy cảm trước thay đổi phân biệt giá (giá nhiên liệu), đó, phân biệt giá tăng lên cao mức hành, nhà máy điện hoạt động hiệu EVN trở nên có hệ số điều độ lưới điện cao so với IPP hoạt động hiệu – có Dự án – qua ảnh hưởng nghiêm trọng đến yếu tố kinh tế chương trình IPP Ngồi lại cịn có điều khoản hợp đồng nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu nhà máy điện Các kết (14)hiệu đơi chút; thất điện giảm từ 16% xuống 10% thông qua tỷ lệ giảm thất thoát 6%/năm Dựa vào giả định này, suất sinh lợi kinh tế Dự án (ERR) 24% 19 Tính vững kết Dự án dựa vào tiêu chí ERR kiểm định ứng với biến thiên thông số đáng tin cậy ảnh hưởng đến kết Những biến số mức sẵn lịng chi trả, giảm thất điện, ngày bắt đầu hoạt động bị chậm trễ, phá giá tiền đồng, thứ tự điều độ lưới điện Thứ tự điều độ lưới điện tiếp đến lại phụ thuộc vào chế định giá nhiên liệu hiệu sử dụng nhiên liệu Dự án so với nhà máy điện khác (nói cụ thể nhà máy điện độc lập khác tương lai – cho sản xuất theo phương thức tua bin khí chu trình hỗn hợp – vào sản xuất sau Dự án) 20 Trong tình rủi ro đầu tiên, giả định Dự án bắt đầu hoạt động chậm 7,5 tháng, làm cho ERR giảm điểm phần trăm Trong tình khác, ERR kiểm định ứng với việc giảm WTP cents/kWh tỷ lệ giảm thất thoát điện hạ xuống 1%, làm cho ERR giảm xuống mức 15% Việc giảm WTP cents/kWh làm ERR giảm 16%, riêng tỷ lệ giảm thất thoát chậm làm giảm ERR xuống 22% Tình thứ ba mô tả qua việc thực cải cách trì trệ, khiến giá điện khơng thể tăng theo giá trị thực, nghĩa giá điện 5,1 cents/kWh áp dụng, việc bắt đầu chương trình giảm thất điện bị trì hỗn đến năm 2007 Điều làm ERR giảm cịn 10% Trong tình thứ tư, giá điện giữ nguyên mức hành 5,1 cents/kWh, chương trình giảm thất điện thực lịch trình Điều dẫn đến ERR 11% Tình thứ năm liên quan đến đầu tư cao 18% vào truyền tải phân phối, làm cho ERR giảm điểm phần trăm 21 Cuối cùng, ERR kiểm định trước phá giá tiền đồng, dẫn đến chống đối người tiêu dùng trước tăng giá điện cần thiết nhằm trì giá trị doanh số bán thu tiền đồng trước nghĩa vụ nợ tính USD Tình minh họa việc giảm doanh thu thực 15 phần trăm giai đoạn 2005-2007 (giả định mức tiêu thụ điện trì cách không tăng giá điện tương ứng với mức phá giá đồng tiền), khôi phục dần mức giá điện thực đạt mức 7,5 cents vào năm 2014 ERR đạt 19 phần trăm (15)Bảng 1: Các kết suất sinh lợi kinh tế (ERR) giá ròng (NPV) Tình ERR (phần trăm) NPV @ 10,0% (triệu USD) 0 Tinh 24 667 1 Dự án bắt đầu hoạt động trễ 22 613 2 Mức sẵn lòng chi trả thấp giảm thất 15 206 3 Mức sẵn lòng chi trả thấp 16 266 4 Giảm thất thoát chậm 22 584 5 Cải cách chậm 10 0,8 6 Không tăng giá điện 12 28 7 Đầu tư cao vào truyền tải phân phối 21 570 8 Phá giá đồng tiền 19 450 9 Tất tình -228 23 Như biểu thị qua bảng 1, tình mang lại mức ERR thỏa đáng 24% NPV 667 triệu USD Năm tình rủi ro dẫn đến giá trị NPV dương ERR phạm vi từ 10 đến 22% Tình tệ kết hợp rủi ro, dẫn đến ERR 6% NPV có giá trị âm, -228 triệu USD Kết luận (16)Bảng 2: Phân tích kinh tế dự án Suất sinh lợi dự án Phú Mỹ Giai đoạn tình Sản xuất điện Truyền tải phân phối Sản xuất điện Truyền tải phân phối liên quan Chi phí đầu Chi phí đầu tư Chi phí khí đốt hành bảo Chi phí vận trì Chi phí vận hành bảo trì Tổng chi phí Lợi ích rịng USD USD USD USD USD USD USD 40.000.000 28.000.000 -68.000.000 200.000.000 140.000.000 -340.000.000 160.000.000 112.000.000 -272.000.000 94.554.574 10.098.000 5.600.000 110.252.574 179.375.466 96.445.665 8.498.000 5.600.000 110.543.665 202.497.954 98.374.579 30.780.000 5.600.000 134.754.579 180.858.608 100.342.070 7.739.000 5.600.000 113.681.070 204.358.123 102.348.912 7.739.000 5.600.000 115.687.912 204.639.968 104.395.890 32.739.000 5.600.000 142.734.890 179.752.127 106.483.808 5.339.000 5.600.000 117.422.808 205.202.572 108.623.484 8.939.000 5.600.000 123.152.484 199.472.896 110.785.753 21.439.000 5.600.000 137.824.753 184.800.627 113.001.468 5.339.000 5.600.000 123.940.468 198.684.912 115.261.498 8.939.000 5.600.000 129.800.498 192.824.882 117.566.728 22.966.000 5.600.000 146.132.728 176.492.652 119.918.062 5.339.000 5.600.000 130.857.062 191.768.318 122.316.424 8.939.000 5.600.000 136.855.424 185.769.956 124.762.752 19.619.000 5.600.000 149.981.752 172.643.628 127.258.007 8.939.000 5.600.000 138.197.007 184.428.373 129.803.167 5.339.000 5.600.000 144.342.167 178.283.213 132.399.231 24.239.000 5.600.000 162.238.231 160.387.149 135.047.215 5.339.000 5.600.000 145.986.215 176.639.165 137.748.159 9.419.000 5.600.000 152.767.159 169.858.220 ERR 23,7% (17)Phụ lục 5: Các giả định dự báo tài MECO Dự án điện Phú Mỹ Giai đoạn Việt Nam 5.1 Các giả định tổng quát MECO lập mơ hình tài để phân tích tình hình tài Dự án vịng đời Dự án mơ hình người cho vay xem xét Dự báo tài trình bày mơ hình dựa vào hợp đồng dự án; kế hoạch tài trợ đề xuất điều khoản tài liên quan; giả định kỹ thuật chế hoạt động dự kiến; giả định kinh tế vĩ mô Các giả định mơ hình tài tóm tắt phần 5.2 Các giả định kinh tế vĩ mô Đồng tiền: Đồng tiền sử dụng mơ hình tài USD Chi phí đầu tư chi phí hoạt động Dự án, báo cáo tài trình bày USD Doanh thu VND chi phí hoạt động trình bày, tính tốn qui đổi thành USD Nên lưu ý chi phí đầu tư Dự án chủ yếu USD doanh thu Dự án nói chung lập số theo USD Cơ chế qui đổi qui định Thư bảo lãnh Chính phủ Do đó, khơng có chênh lệch (được hay mất) tỷ giá qui đổi trình bày dự báo tài Tỷ giá hối đoái lạm phát: Trong mơ hình tài chính, ta sử dụng tỷ giá VND/USD tham chiếu ban đầu 12.978 VND/USD, tỷ giá bán Yêu cầu đề xuất MOI lập vào tháng 10-1997 Tỷ giá tiêu biểu cho tỷ giá để lập số cho doanh thu suy từ PPA Tỷ giá hối đoái năm 2001 15.000 VND/USD Trong năm tiếp theo, VND giả định giá phù hợp với nguyên tắc cân sức mua; nguyên tắc cho biến thiên tỷ giá hối đoái gắn liền với chênh lệch tỷ lệ lạm phát nội tệ (VND) ngoại tệ (USD) Như qui định PPA, số giá nội địa dùng để tăng cấu phần doanh thu hoạt động tiền đồng giá điện số giá tiêu dùng Việt Nam theo công bố Tổng cục Thống kê Việt Nam Chỉ số giá nước dùng để tăng cấu phần doanh thu USD giá điện số Cục Thống kê Lao động Hoa Kỳ EES 40000006, xác định mức lương bình quân theo người lao động sản xuất, người lao động vận chuyển người lao động công ty tiện ích công cộng Chỉ số giá nội địa: Chỉ số giá nội địa cho giai đoạn 1998-2000 lấy từ Niên giám Thống kê 2000 Tổng cục Thống kê phát hành vào tháng 1-2001 Tháng – tháng 12/1998 4,26% Tháng – tháng 12/1999 0,05% Tháng – tháng 12/2000 -0,53% (18)Chỉ số giá nước ngoài: Chỉ số giá nước cho giai đoạn 1998-2000 lấy từ số Cục Thống kê Lao động Hoa Kỳ EES 40000006 Tháng 4/1998 15,27 Tháng – tháng 12/1998 15,27 – 15,50 1,51% Tháng – tháng 12/1999 15,50 – 16,10 3,87% Tháng – tháng 12/2000 16,10 – 16,50 2,48% Đối với giai đoạn từ 2001 đến 2024, số giá nước dự báo tăng 2,50%/năm 5.3 Các giả định huy động vốn Lãi suất/ USD LIBOR: Tất khoản vay tính USD tiêu biểu cho nghĩa vụ nợ có lãi suất thả Mơ hình tài giả định 100% rủi ro lãi suất phòng ngừa thời kỳ xây dựng thời kỳ vận hành Dự án Nghĩa vụ nợ theo lãi suất cố định tương ứng suy từ lãi suất hoán đổi USD thịnh hành, giả định 6,50%/năm Tỷ số nợ vốn sở hữu: Tỷ số nợ vốn sở hữu giả định mơ hình tài khơng lớn 75:25 hoàn tất xây dựng Dự án nghĩa vào ngày hoạt động thương mại (COD) Vốn vay vốn sở hữu giải ngân sở tỷ lệ 75:25 Các giả định phương tiện tín dụng tóm tắt bảng đây: Bảng 5.1: Các giả định mơ hình tài liên quan đến khoản vay Khoản vay Giá trị (triệu USD) Thời hạn (số năm tính từ ngày hoàn tất hồ sơ cho vay) Thời gian ân hạn (số tháng tính từ ngày hoạt động thương mại) Vay có bảo lãnh rủi ro trị của IDA 75 16 Vay trực tiếp ADB 50 15 Vay tư nhân ADB bảo lãnh + bảo hiểm rủi ro trị nước 25 11 Vay trực tiếp JBIC 150 15 Vay trực tiếp Proparco 40 15 Ngày hoàn trả nợ đầu tiên: Ngày hoàn trả nợ tháng sau ngày hoạt động thương mại hạn chót ngày trả nợ vào tháng 11-2005, tùy theo ngày đến trước Tài khoản dự trữ để trả nợ (debt service reserve account, DSRA): Tài khoản dự trữ để trả nợ (19)Tài khoản dự trữ để đại tu: Tài khoản dự trữ để đại tu (major overhaul reserve account, MORA) được tính tốn cho giá trị trích từ ngân lưu Dự án định kỳ hàng quí để cung ứng chi phí bảo trì chính, bao gồm chi phí linh kiện phụ tùng, cho kỳ đại tu Chi phí bảo trì trích từ tài khoản dự trữ để đáp ứng nhu cầu đại tu Phân phối cổ tức: MECO dự định phân phối cổ tức sở hàng quí Phân phối cổ tức dựa vào điều kiện DSRA 12 tháng khứ dự báo phải lớn tỷ số khóa tài khoản DSCR phù hợp với qui định tài trợ 5.4 Các giả định kỹ thuật Các giả định hoạt động tóm tắt bảng sau đây: Bảng 5.2: Các giả định hoạt động phương tiện sản xuất Hệ số khai thác công suất nhà máy 90,0% Hệ số điều độ lưới điện 75% Công suất tin cậy (bình quân) 701,3 MW Hệ số sử dụng nhiên liệu EPC (bình quân) 6573 kJ/kWh ứng với 100% tải Chi phí nhiên liệu: Chi phí nhiên liệu tính từ lượng tiêu thụ nhiên liệu thực tế giá nhiên liệu suy từ GSA Lượng nhiên liệu hàng năm xác định hệ số sử dụng nhiên liệu EPC, hệ số thay đổi từ năm sang năm khác xuống cấp lịch bảo trì Hệ số sử dụng nhiên liệu EPC tính bình qn theo trọng số phát điện hệ số sử dụng nhiên liệu theo hợp đồng EPC cho hệ số tải nhà máy khác nhau, giả định hệ số tải cho bảng 5.4 Giả định chi phí hoạt động ngồi nhiên liệu: Định phí vận hành bảo trì giả định bình quân 10,34 triệu USD năm bao gồm chi phí bảo trì lớn USD theo giá năm 2001 Biến phí vận hành bảo trì giả định 0,054 cents/kWh theo giá năm 2001 5.5 Giá điện dự án Trong mơ hình tài chính, việc tính cơng suất dự kiến tốn lượng dựa vào biểu PPA Giá bán điện bao gồm cấu phần sau đây:  Định phí cơng suất (FCC), cấu phần nhằm phục vụ cho (1) việc hoàn trả lãi vốn vay, (ii) sinh lợi từ đầu tư vốn vào dự án, (iii) thuế;  Định phí vận hành bảo trì (FOMC);  Biến phí vận hành bảo trì (VOMC);  Phí nhiên liệu (FC) dựa vào hệ số sử dụng nhiên liệu theo hợp đồng Định phí công suất: FCC lập số theo USD từ tỷ giá hối đoái tham chiếu ban đầu (20)giá trị giả định bảng B) (ii) giá trị USD/kW/tháng cho bảng A Vì giá điện dựa vào giá trị USD FCC, nên giá trị thực tế VND FCC phụ thuộc vào tỷ giá hối đoái thực tế VND/USD Định phí vận hành bảo trì (FOMC): FOMC tính từ cơng suất đáng tin cậy bao gồm cấu phần địa phương (FOMC-L) cấu phần nước (FOMC-F)  FOMC-L 4095 VND kWh điện tháng Phí lập số theo số địa phương  FOMC-F 10.859 VND kWh điện tháng theo giá trị USD năm 1998 với tỷ giá 12.978 VND/USD Phí điều chỉnh theo biến thiên tỷ giá hối đoái USD-VND lập số theo số nước ngồi Biến phí vận hành bảo trì (VOMC): VOMC tính cho kWh sản lượng điện ròng gồm cấu phần địa phương (VOMC-L) cấu phần nước (VOMC-F)  VOMC-L 1,80 VND kWh Phí lập số theo số địa phương  VOM-F 2,72 VND kWh theo giá trị USD năm 1998 với tỷ giá 12.978 VND/USD Phí điều chỉnh theo biến thiên tỷ giá hối đoái USD-VND lập số theo số nước ngồi Phí nhiên liệu: Phí nhiên liệu tính giá khí đốt thực tế PV, giá EVN phải trả cho một kWh sản lượng điện ròng, nhân cho hệ số sử dụng nhiên liệu theo hợp đồng, tương ứng với hệ số tải nhà máy cụ thể nhiệt độ môi trường phù hợp Hệ số sử dụng nhiên liệu bình quân trọng số sử dụng mơ hình tài chính, giả định hệ số tải sau, phù hợp với hệ số tải đề xuất Yêu cầu đề xuất MOI lập năm 1998 Đường cong điều chỉnh hệ số sử dụng nhiên liệu theo hợp đồng PPA ứng với biến thiên tải suy từ đề xuất cổ đơng đệ trình nhằm phúc đáp u cầu đề xuất MOI quán với tiêu chuẩn ngành Bảng 5.4: Hệ số tải nhà máy giả định Tải Thời gian 100% 50% 75% 20% (21)5.6 Thuế Cơ chế thuế: MECO miễn thuế thu nhập năm kể từ năm hoạt động có lãi, phù hợp với Luật Đầu tư nước Việt Nam, Hợp đồng BOT Giấy phép đầu tư Sau đó, thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp 10% Thuế khấu lưu cổ tức chuyển giao 3%, phù hợp với Luật Đầu tư nước Việt Nam, Hợp đồng BOT Giấy phép đầu tư Thuế khấu lưu không áp dụng cho vốn vay theo chương trình tổ chức đa phương, bao gồm khoản vay có bảo lãnh rủi ro trị IDA, vay trực tiếp ADB vay tư nhân ADB bảo lãnh bảo hiểm rủi ro trị Thuế khấu lưu miễn theo Hiệp định đánh thuế hai lần ký kết Nhật Bản Việt Nam vốn vay JBIC Căn theo Hợp đồng BOT luật pháp Việt Nam, MECO nhà thầu miễn thuế nhập Căn theo luật thuế Việt Nam, thuế giá trị gia tăng phát sinh với MECO trình xây dựng chi cục thuế địa phương khấu hoàn cho MECO (theo lý thuyết sở hàng tháng) Khấu hao: Theo luật thuế Việt Nam (tham khảo Quyết định số 1062TC/QD/CSTC MOI ban hành ngày 14-11-1996), toàn khấu hao tính theo phương pháp khấu hao đường thẳng Thời gian khấu hao tài sản khác điều chỉnh phạm vi cụ thể theo nội dung Quyết định nêu Quyết định không đưa danh mục đầy đủ chi tiết định nghĩa chủng loại tài sản, có linh hoạt việc phân loại tài sản không bao hàm Quyết định Như qui định Hợp đồng BOT phù hợp với qui định Việt Nam, tài sản cố định liên quan đến nhà máy chi phí tài trợ liên quan khấu hao thời gian hoạt động hữu ích Dự án, nghĩa 30 năm Các khoản mục vơ chi phí phát triển chi phí trước hoạt động, khấu hao thời gian năm 5.7 Vốn lưu động Trước ngày bắt đầu hoạt động thương mại, yêu cầu vốn lưu động dự án tài trợ từ nguồn Chi phí Cơ Dự án Các yêu cầu vốn lưu động liên quan đến (i) thời gian chậm trễ từ lúc toán thuế giá trị gia tăng mua vật tư xây dựng địa phương lúc chi cục thuế địa phương khấu hoàn (ii) yêu cầu tài trợ thời kỳ hoạt động ban đầu Trong thời kỳ hoạt động thương mại, yêu cầu vốn lưu động Dự án liên quan đến thời gian chậm trễ khoản phải thu khoản phải trả Dự án Các giả định lĩnh vực trình bày bảng Bảng 5.5 Các thành phần yêu cầu vốn lưu động Dự án Khoản phải thu tháng Khoản phải trả cho khí tự nhiên tháng (22)5.8 Tóm tắt kết mơ hình tài Tính tỷ số tài chính: Hệ số an tồn trả nợ (DSCR) tính ngân lưu hoạt động ròng chia cho tổng giá trị khoản nợ phải trả (trả lãi trả nợ gốc) phát sinh kỳ tương ứng DSCR tính sở 12 tháng không bao gồm số dư tối thiểu bắt buộc Tài khoản dự trữ để trả nợ hay Tài khoản dự trữ để đại tu Giá điện: Giá điện tính sở (i) tỷ lệ lạm phát Hoa Kỳ giả định 2,5%/năm, (ii) mức tăng giá khí đốt qui định GSA nghĩa 2%/năm (iii) biến thiên tỷ giá hối đối VND/USD cho mơ hình tài Giá điện hàng năm tối đa 4,36 cents/kWh với giá bình quân 4,07 cents/kWh giá cân qua năm theo suất chiết khấu 10% 4,14 cents/kWh Xem bảng Bảng 5.6: Phân tích giá điện dự án Năm hoạt động Dự án Nhiên liệu, Cents/kWh Giá điện toàn bộ, Cents/kWh 1 2,25 4,26 2 2,30 4,34 3 2,34 4,36 4 2,38 4,25 5 2,43 4,15 6 2,48 4,24 7 2,52 4,15 8 2,57 4,08 9 2,62 4,02 10 2,67 3,97 11 2,72 3,94 12 2,78 3,92 13 2,83 3,90 14 2,88 3,90 15 2,94 3,90 16 3,00 3,91 17 3,05 3,93 18 3,11 3,97 19 3,17 4,05 20 3,19 4,08 Hệ số an toàn trả nợ: Các hệ số an tồn trả nợ bình qn tối thiểu mơ hình sở cho bảng Bảng 5.7 Hệ số an tồn trả nợ bình qn tối thiểu mơ hình sở Hệ số an tồn trả nợ bình qn 1,51 (23)Dự báo Tài MECO: Báo cáo thu nhập (Đơn vị: 1.000 USD) Năm hoạt động 10 kết thúc 30/11 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Doanh thu 33.403 200.779 202.477 200.865 194.827 191.448 194.357 190.455 187.069 184.734 182.861 Chi phí hoạt động Chi phí hoạt động quản lý 968 5.829 5.927 5.738 5.409 5.544 5.682 5.819 5.966 6.119 6.267 Chi phí sửa chữa 4.535 3.000 28.771 3.152 3.231 34.009 454 4.900 21.767 489 Chi phí nhiên liệu 17.570 105.703 107.298 108.556 110.555 112.594 114.759 117.208 119.458 121.852 124.396 Tổng chi phí hoạt động 18.538 116.067 116.225 143.065 119.116 121.369 154.450 123.481 130.324 149.738 131.152 Chi phí tài 693 454 443 433 417 416 403 387 357 341 Lợi nhuận hoạt động gộp 14.865 84.019 85.798 57.357 75.278 69.662 39.491 66.571 56.358 34.639 51.368 Khấu hao 3.824 22.942 22.942 22.942 22.942 22.942 22.942 22.942 22.165 18.282 18.282 EBIT 11.041 61.077 62.856 34.415 52.336 46.720 16.549 43.629 34.193 16.357 33.086 Thu nhập lãi vay từ dự trữ tiền mặt 299 242 424 101 307 512 68 240 122 79 Chi phí lãi vay bảo lãnh 33.488 26.616 24.231 21.807 19.373 16.939 14.366 11.802 9.199 7.231 Lợi nhuận trước thuế 11.041 27.888 36.482 10.608 30.630 27.654 122 29.331 22.631 7.280 25.934 Thuế thu nhập doanh nghiệp 147 2.212 1.109 Lợi nhuận sau thuế 11.041 27.888 36.482 10.608 30.630 27.654 122 29.331 22.484 5.068 24.825 Năm hoạt động 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 kết thúc 30/11 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Doanh thu 181.126 180.299 179.859 179.430 179.873 180.538 181.312 183.634 186.731 156.359 Chi phí hoạt động Chi phí hoạt động quản lý 6.425 6.589 6.749 6.919 7.096 7.268 7.451 7.641 7.921 7.130 Chi phí sửa chữa 5.277 25.819 527 5.683 22.451 567 6.120 31.807 611 6.469 Chi phí nhiên liệu 126.739 129.109 131.769 134.307 136.996 139.784 142.368 145.200 147.657 123.322 Tổng chi phí hoạt động 138.441 161.517 139.045 146.909 166.543 147.619 155.939 184.648 156.189 136.921 Chi phí tài 326 315 269 213 200 200 200 200 200 200 Lợi nhuận hoạt động gộp 42.359 18.467 40.545 32.308 13.130 32.719 25.173 -1.214 30.342 19.238 Khấu hao 18.282 18.116 17.282 17.282 17.282 17.282 17.282 17.282 17.282 14.402 EBIT 24.077 351 23.263 15.026 -4.152 15.437 7.891 -18.496 13.060 4.836 Thu nhập lãi vay từ dự trữ tiền mặt 280 385 72 252 457 673 1.328 1.840 1.844 2.493 Chi phí lãi vay bảo lãnh 5.177 3.198 1.234 87 (24)Dự báo Tài MECO: Bảng cân đối tài sản (Đơn vị: 1.000 USD) Năm hoạt động 10 kết thúc vào 30/11 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TÀI SẢN Tài sản ngắn hạn Khoản phải thu 33.403 33.644 33.689 32.956 32.062 32.265 32.062 31.444 30.976 30.633 30.319 Dự trữ dầu 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 Tài sản ngắn hạn khác 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 Cộng 39.951 40.192 40.237 39.504 38.610 38.813 38.610 37.992 37.524 37.181 36.867 Tiền mặt dự trữ Tài khoản dự trữ cho hoạt động 7.567 16.669 10.312 20.545 8.587 12.726 10.039 Tài khoản tiền mặt cam kết Cân đối tiền mặt tự Cộng 7.567 16.669 10.312 20.545 8.587 12.726 10.039 Tổng tài sản ngắn hạn 39.951 47.759 56.906 39.504 48.922 59.358 38.610 46.579 50.250 37.181 46.906 Tài sản cố định Tài sản cố định gộp 394.920 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 Khấu hao lũy tích (3.824) (26.76 5) (49.70 7) (72.64 9) (95.59 0) (118.5 32) (141.4 74) (164.4 16) (186.5 81) (204.8 63) (223.1 45) Tài sản cố định ròng 391.096 368.15 345.21 322.27 299.33 276.38 253.44 230.50 208.33 190.05 171.77 TỔNG TÀI SẢN 431.047 415.914 402.119 361.775 348.252 335.746 292.056 277.083 258.589 227.238 218.681 NGUỒN VỐN Nợ ngắn hạn Khoản phải trả khí tự nhiên 17.570 17.758 17.976 18.259 18.595 18.941 19.334 19.720 20.106 20.524 20.929 Khoản phải trả chi phí hoạt động 968 984 976 921 913 936 958 982 1.007 1.032 1.057 Tổng nợ ngắn hạn 18.538 18.742 18.952 19.180 19.508 19.877 20.292 20.702 21.113 21.556 21.986 Tổng nợ dài hạn 302.763 286.556 261.858 236.996 211.637 186.774 160.353 133.535 107.213 83.528 61.954 Vốn chủ sở hữu Vốn góp 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 Lợi nhuận chưa phân phối 9.746 10.616 21.309 5.599 17.107 29.095 11.411 22.846 30.263 22.154 34.741 Tổng vốn chủ sở hữu 109.746 110.616 121.309 105.599 117.107 129.095 111.411 122.846 130.263 122.154 134.741 TỔNG NGUỒN VỐN 431.047 415.914 402.119 361.775 348.252 335.746 292.056 277.083 258.589 227.238 218.681 (25)DSCR tối thiệu 1,35 DSCR bình quân 1,51 Năm hoạt động 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 kết thúc vào 30/11 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 TÀI SẢN Tài sản ngắn hạn Khoản phải thu 30.112 30.016 29.927 29.938 30.037 30.132 30.393 30.897 31.212 10.424 Dự trữ dầu 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 4.900 Tài sản ngắn hạn khác 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 1.648 Cộng 36.660 36.564 36.475 36.486 36.585 36.680 36.941 37.445 37.760 16.972 Tiền mặt dự trữ Tài khoản dự trữ cho hoạt động 15.291 9.027 12.898 12.264 18.976 2.929 Tài khoản tiền mặt cam kết 16.469 33.752 51.034 68.316 85.598 100.000 Cân đối tiền mặt tự 4.255 8.475 10.241 11.672 23.631 37.347 Cộng 15.291 9.027 12.898 20.724 54.491 80.251 79.988 112.158 137.347 Tổng tài sản ngắn hạn 51.951 36.564 45.502 49.384 57.309 91.171 117.192 117.433 149.918 154.319 Tài sản cố định Tài sản cố định gộp 394.920 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 394.92 Khấu hao lũy tích (241.428) (259.5 43) (276.8 25) (294.1 08) (311.3 89) (328.6 72) (345.9 55) (363.2 36) (380.5 18) (394.9 20) Tài sản cố định ròng 153.492 135.37 118.09 100.81 2 83.531 66.248 48.965 31.684 14.402 TỔNG TÀI SẢN 205.443 171.941 163.597 150.196 140.840 157.419 166.157 149.117 164.320 154.319 NGUỒN VỐN Nợ ngắn hạn Khoản phải trả khí thiên nhiên 21.315 21.742 22.171 22.606 23.069 23.509 23.963 24.439 24.642 8.221 Khoản phải trả chi phí hoạt động 1.085 1.111 1.139 1.168 1.197 1.226 1.258 1.289 1.384 475 Tổng nợ ngắn hạn 22.400 22.853 23.310 23.774 24.266 24.735 25.221 25.728 26.026 8.696 Tổng nợ dài hạn 41.122 20.787 3.971 Vốn chủ sở hữu (26)Tỷ lệ nợ dài hạn/vốn chủ sở hữu 0,29 0,16 0,03 Tỷ lệ nợ/vốn chủ sở hữu 0,45 0,34 0,2 0,19 0,21 0,19 0,18 0,21 0,19 0,06 DSCR tối thiệu
- Xem thêm -

Xem thêm: Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam, Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

Hình ảnh liên quan

Bảng 1: Các kết quả về suất sinh lợi kinh tế (ERR) và hiện giá ròng (NPV) - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

Bảng 1.

Các kết quả về suất sinh lợi kinh tế (ERR) và hiện giá ròng (NPV) Xem tại trang 15 của tài liệu.
Bảng 2: Phân tích kinh tế dự án - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

Bảng 2.

Phân tích kinh tế dự án Xem tại trang 16 của tài liệu.
MECO đã lập một mô hình tài chính để phân tích tình hình tài chính của Dự án trong vòng đời Dự án và mô hình này đã được những người cho vay xem xét - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

l.

ập một mô hình tài chính để phân tích tình hình tài chính của Dự án trong vòng đời Dự án và mô hình này đã được những người cho vay xem xét Xem tại trang 17 của tài liệu.
Các giả định hiện tại về các phương tiện tín dụng được tóm tắt trong bảng dưới đây: - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

c.

giả định hiện tại về các phương tiện tín dụng được tóm tắt trong bảng dưới đây: Xem tại trang 18 của tài liệu.
Tỷ số nợ trên vốn sở hữu: Tỷ số nợ trên vốn sở hữu giả định trong mô hình tài chính sẽ không lớn hơn 75:25 khi hoàn tất xây dựng Dự án nghĩa là vào ngày hoạt động thương mại (COD) - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

s.

ố nợ trên vốn sở hữu: Tỷ số nợ trên vốn sở hữu giả định trong mô hình tài chính sẽ không lớn hơn 75:25 khi hoàn tất xây dựng Dự án nghĩa là vào ngày hoạt động thương mại (COD) Xem tại trang 18 của tài liệu.
giá trị giả định trong bảng B) và (ii) giá trị USD/kW/tháng cho trong bản gA dưới đây - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

gi.

á trị giả định trong bảng B) và (ii) giá trị USD/kW/tháng cho trong bản gA dưới đây Xem tại trang 20 của tài liệu.
5.8 Tóm tắt các kết quả của mô hình tài chính - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

5.8.

Tóm tắt các kết quả của mô hình tài chính Xem tại trang 22 của tài liệu.
Dự báo Tài chính của MECO: Bảng cân đối tài sản (Đơn vị: 1.000 USD) - Tình huống 2. Dự án Điện Phú Mỹ 2, giai đoạn 2 - Việt Nam

b.

áo Tài chính của MECO: Bảng cân đối tài sản (Đơn vị: 1.000 USD) Xem tại trang 24 của tài liệu.

Từ khóa liên quan