Đơn vị tiền tệ dùng để phân tích tài chính và kinh tế trong dự án là đồng USD, bởi phần lớn hạng mục đầu tư và hoạt động của dự án dùng đồng USD để thanh toán và nguồn vốn vay tài trợ cũng sử dụng đồng USD.
3.1.1.2 Lạm phát
Tỷ lệ lạm phát trong thời gian từ 2011 đến 2013 và dự báo lạm phát từ 2014 đến 2019 tiền đồng và đồng USD từ 2014 đến 2019 do IMF công bố được trình bày tại Bảng 3.1.
Bảng 3.1 Tỷ lệ lạm phát từ năm 2011 và dự báo đến 2019 Đvt: % Năm 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 USD 3.14 2.08 1.46 1.40 1.60 1.81 1.99 1.98 2.03 VND 18.68 9.10 6.60 6.30 6.20 6.05 5.75 5.40 5.15 Nguồn: IMF (2014)
Mức lạm phát dự báo bình quân từ năm 2014 đến 2019 của tiền USD là 1,8%,/năm, tiền đồng là 5,8%/năm do vậy đề tài giả định tỷ lệ lạm phát USD suốt vòng đời dự án là 1,8%, còn tiền đồng là 5,8%/năm. Bảng chỉ số giá được trình bày chi tiết tại Phụ lục 1.
3.1.1.3 Tỷ giá hối đoái tài chính
Tỷ giá hối đoái tài chính của đề tài được lấy theo giá bán USD của Ngân hàng Ngoại thương Việt Nam vào ngày 01/01/2014 là 21.125 đồng/USD.
3.1.1.4 Năm gốc tính toán
13 3.1.2 Chi phí đầu tư ban đầu
Trong Báo cáo khả thi năm 2010, PECC3 tính toán dự án sẽ có TMĐT 1,6 tỷ USD tương đương 29.580 tỷ VNĐ (theo giá năm 2010). Thời gian thi công của dự án theo Báo cáo do PECC3 lập là 5 năm nhưng kể từ khi lập báo cáo tiền khả thi đến khi dự án chính thức đi vào hoạt động là 8 năm, dẫn đến chi phí lãi vay và dự phòng trượt giá thay đổi rất lớn. Sử dụng chính các thông số giả định trong báo cáo khả thi về vốn đầu tư, lãi suất vay vốn, lạm phát, nhưng thời gian thi công của dự án là 5 năm, đề tài nhận thấy lãi vay giảm 74,8 triệu USD, dự phòng trượt giá giảm 65,3 triệu USD dẫn đến TMĐT còn lại 1,46 tỷ USD. Nếu trừ đi chi phí lãi vay, dự phòng trượt giá thì TMĐT lúc này sẽ là 1,3 tỷ USD. Chi tiết tại Phụ lục 2.
Để tái thẩm định dự án, đề tài ước tính lại chi phí đầu tư dựa trên Báo cáo khả thi năm 2010 của PECC3 sau khi đã cập nhật lạm phát, loại bỏ khoản dự phòng trượt giá, tính toán lại chi phí lãi vay, chi phí chạy thử, vốn lưu động… Chi tiết chi phí đầu tư tại Phụ lục 3. Đối với các dự án công nghiệp lớn có thời gian thi công kéo dài, tỷ trọng chi phí thiết bị phải nhập khẩu cao thì trong những năm đầu phân bổ đầu tư thấp bởi lúc này dự án thực hiện các công việc chủ yếu là giải phóng mặt bằng, xây dựng nhà xưởng, thiết kế, tìm kiếm đơn vị cung cấp thiết bị. Những năm cuối, phân bổ đầu tư cao hơn bởi lúc này chi phí thiết bị phải được thanh toán cho đối tác để tiến hành chạy thử, nghiệm thu trước khi hoàn thành dự án.
Đề tài giả định khoản mục chi phí giải phóng mặt bằng được phân bổ một lần vào năm đầu xây dựng dự án, khoản mục chạy thử và vốn lưu động ban đầu được phân bổ vào năm cuối của dự án.
Lịch phân bổ đầu tư của dự án được đề tài giả định tại Bảng 3.2. Bảng 3.2 Lịch phân bổ đầu tư của dự án
Năm 2014 2015 2016 2017 2018 Tổng cộng
14 3.1.3 Chi phí nhiên liệu và quản lý vận hành 3.1.3.1 Chi phí nhiên liệu than
Dự án dự kiến sử dụng 2,683 triệu tấn than/năm với loại than nhiệt trị 5.900 kcal/kg, lượng than sẽ nhập từ Indonesia hoặc Úc. Giá than của Úc cùng nhiệt lượng thường cao hơn của Indonesia và quãng đường vận chuyển từ Úc về dự án khoảng 7.500 km, trong khi đó quãng đường từ cảng xuất than ở Indonesia về dự án khoảng 2.150 km, như vậy chi phí vận chuyển từ Úc gấp 3 lần chi phí vận chuyển Indonesia về dự án. Do vậy, đề tài sẽ chọn than của Indonesia làm nhiên liệu cho dự án và điều chỉnh theo lạm phát USD hàng năm với giá than FOB bình quân của Indonesia trong tháng 9 và tháng 10/2013 là 68 USD/tấn10. 3.1.3.2 Chi phí vận chuyển nhiên liệu than
Các tàu chở than cho dự án Long Phú 1 từ cảng xuất Indonesia sau khi đi quãng đường biển 2.150 km sẽ tập kết tại cảng Duyên Hải (Trà Vinh) để chuyển than vào các kho tại đây. Từ cảng Duyên Hải, than sẽ được chuyển sang các tàu 10.000 DWT đi tiếp 75 km theo tuyến đường thủy dọc kênh Quan Bố Chánh đến dự án Long Phú 1 bởi tuyến đường này chỉ có khả năng thông luồng tối đa tàu 10.000 DWT đầy tải.
Hiện tại, cảng Duyên Hải đang xây dựng có khả năng đón tiếp các tàu có tải trọng 30.000 DWT, do đó chi phí vận tải biển sẽ cao. Tuy nhiên, Cảng Duyên Hải11 được chọn làm cảng trung chuyển than cho các trung tâm nhiệt điện miền Nam, quá trình triển khai xây dựng cảng đón các tàu trên 100.000 DWT đang được tiến hành, dự kiến cảng trung chuyển sẽ hoàn thành khi dự án Long Phú 1 bắt đầu đi vào hoạt động. Chi phí vận chuyển than bằng tàu tải trọng 100.000 DWT sẽ giúp chi phí vận chuyển giảm đáng kể.
Chi phí vận chuyển than được giả định trong mô hình cơ sở là cảng trung chuyển 100.000 DWT đã hoàn thành khi dự án đi vào hoạt động. Tuy nhiên, để phản ánh chính xác hiệu quả của dự án, phân tích độ nhạy giá than sẽ được thực hiện trong trường hợp cảng trung chuyển 100.000 DWT không hoàn thành khi dự án Long Phú đi vào hoạt động.
Chi tiết so sánh giá than khi có và không có cảng 100.000 DWT trình bày tại Bảng 3.3.
10 Bản tin Công ty nhập khẩu than dầu khí (2013)
15
Bảng 3.3 So sánh giá than khi có và không có cảng 100.000 DWT
Cảng xuất than Đơn vị Úc Indonesia
Giá than FOB USD/tấn 84.6 68
Có cảng 100.000 DWT
Đơn giá vận tải biển bằng tàu lớn USD/tấn.nghìn km 1.43 1.43
Quãng đường biển nghìn km 7.50 2.15
Chi phí vận tải biển USD/tấn 10.70 3.10
Giá than CIF USD/tấn 95.33 71.07
Thuế nhập khẩu USD/tấn 2.86 2.13
Giá than tại kho cảng Duyên Hải USD/tấn 98.18 73.21
Chi phí bốc xếp, lưu trữ USD/tấn 7.19 7.19
Đơn giá vận tải nội địa USD/tấn.km 0.02 0.02
Quãng đường thủy nội địa km 75.00 75.00
Chi phí vận tải thủy nội địa USD/tấn 1.65 1.65 Chi phí cảng trung chuyển đến dự án USD/tấn 8.84 8.84
Giá than tại dự án USD/tấn 107.02 82.05
Không có cảng 100.000 DWT
Đơn giá vận tải biển tàu 30.000 DWT USD/tấn.nghìn km 6.61 6.61
Quãng đường biển nghìn km 7.50 2.15
Chi phí vận tải biển USD/tấn 49.58 14.21
Giá than CIF USD/tấn 134.18 82.21
Thuế nhập khẩu USD/tấn 4.03 2.47
Giá than tại kho cảng Duyên Hải USD/tấn 138.20 84.68
Chi phí từ cảng Duyên Hải đến dự án USD/tấn 8.84 8.84
Giá than tại dự án USD/tấn 147.04 93.52
Giá than có/không cảng 100.000 DWT % 137.39% 113.98%
Giá than Úc/Indonesia có cảng 100.000
DWT % 130.44%
Nguồn: Tác giả tự tính toán, số liệu cước phí vận tải dựa trên Nguyễn Tô Hà (2013, tr.4) 3.1.3.3 Nhiên liệu đá vôi
Dự án tiêu thụ khoảng 76.000 tấn đá vôi/năm, nguồn đá vôi dự kiến khai thác từ Kiên Giang với giá đá vôi đến dự án là 11 USD/tấn12.
12 PECC3 (2010, tr.5-277)
16 3.1.3.4 Nhiên liệu dầu DO
Dầu DO dùng để chạy khởi động máy, dự án tiêu thụ hàng năm số lượng dầu DO là 8.000 tấn, giá dầu DO (gồm VAT) Petrolimex công bố vào 22/4/2014 là 22.680 đồng/lit13 tương đương với giá tính theo USD (chưa VAT) là 1.129 USD/tấn, đối với những khu vực xa xôi Petrolimex sẽ tính thêm 2% chi phí vận chuyển, do vậy giá dầu DO (chưa VAT) tại dự án là 1.152 USD/tấn. Giá các nhiên liệu trình bày tại Bảng 3.4.
Bảng 3.4 Giá các loại nhiên liệu cho dự án
Nhiên liệu Đơn vị Giá FOB Giá tại dự án
Than đá USD/tấn 68 82.05
Dầu DO USD/tấn 857.99 1,151.61
Đá vôi USD/tấn 11
Nguồn: Tác giả tự tính toán
3.1.3.5 Chi phí quản lý vận hành bảo dưỡng
Theo Quyết định 2014/QĐ-BCN ngày 13/6/2007 của Bộ Công nghiệp thì chi phí quản lý vận hành được tính bằng 3,5% vốn đầu tư (bao gồm xây lắp và thiết bị), trong đó chi phí nhân công là 50% và chi phí bảo dưỡng là 50%.
3.1.4 Nguồn vốn và chi phí sử dụng vốn 3.1.4.1 Nguồn vốn 3.1.4.1 Nguồn vốn
Đối với nguồn vốn của dự án, chủ đầu tư sẽ tài trợ 30% VCSH, 70% vốn còn lại sẽ được huy động từ các tổ chức tín dụng. Đồng tiền vay nợ là USD với lãi suất danh nghĩa 6%/năm tương ứng lãi suất thực là 4,13%/năm trong điều kiện lạm phát 1,8%/năm.
Vốn lưu động: trong quá trình hoạt động, chủ đầu tư vay vốn ngắn hạn để tài trợ vốn lưu động với lãi suất danh nghĩa là 5%/năm tương ứng lãi suất thực là 3,14%/năm trong điều kiện lạm phát 1,8%/năm.
Lãi suất danh nghĩa hợp nhất là 5,81%/năm tương ứng lãi suất thực hợp nhất là 3,94%/năm. Chi tiết tính toán tại Phụ lục 4.
13 Petrolimex (2013)
17
Phương án giải ngân: chủ đầu tư sẽ giải ngân trước 30% VCSH, 70% vốn vay sẽ được giải ngân vào năm thứ 3 của thời gian xây dựng sau khi chủ đầu tư đã giải ngân hết phần vốn chủ sở hữu. Lãi vay trong thời gian xây dựng được ân hạn và nhập gốc. Gốc và lãi trả đều hàng năm kể từ khi dự án hoàn thành với thời hạn 10 năm. Chi tiết lịch vay tại Phụ lục 4. 3.1.4.2 Chi phí sử dụng vốn
Tại Biên bản số 4849/BB-DKVN ngày 02/7/2009 về việc thẩm định dự án nhiệt điện Long Phú 1, Chủ đầu tư yêu cầu chi phí VCSH danh nghĩa theo USD là 12%/năm14 đảm bảo tương ứng với chi phí vốn thực là 10,02%/năm do vậy đề tài sẽ sử dụng chi phí vốn này để tính chi phí VCSH.
Để thể hiện đúng cơ cấu vốn trong suốt vòng đời dự án, đề tài sẽ tính chi phí vốn bình quân trọng số WACC dựa trên cơ cấu vốn bình quân của dự án từ khi đi vào hoạt động đến khi hết vòng đời dự án với tỷ trọng vốn vay là 17,71% và tỷ trọng VCSH là 82,29%. Chi tiết tại Phụ lục 4.
Kết quả tính toán WACC danh nghĩa là 10,90%, WACC thực là 8,94% thể hiện tại Bảng 3.5.
Bảng 3.5 Chi phí vốn bình quân trọng số
Nguồn vốn bình quân Tỷ trọng Chi phí vốn WACC Danh nghĩa Chi phí vốn WACC Thực
Vốn vay (%) 17.71% 5.81% 10.90% 3.94% 8.94%
VCSH (%) 82.29% 12.00% 10.02%
Nguồn: Tác giả tự tính toán 3.1.5 Thuế và khấu hao
3.1.5.1 Thuế thu nhập doanh nghiệp
Dự án nhiệt điện Long Phú 1 được hưởng các ưu đãi về thuế suất thu nhập doanh nghiệp tại Luật Thuế Thu nhập doanh nghiệp năm 2013 nhờ dự án đầu tư tại địa bàn khó khăn. Dự án được miễn thuế 4 năm kể từ khi kinh doanh có lãi, sau đó mức thuế suất trong 9 năm
14 PVN (2009)
18
tiếp theo là 5% và 2 năm kế mức thuế được áp dụng là 10%, sau đó dự án được đánh thuế 20%, thời gian chuyển lỗ tối đa của dự án là 5 năm.
3.1.5.2 Thuế giá trị gia tăng
Theo điều 8 của Luật Thuế Giá trị gia tăng thì mức thuế áp dụng là 10%. 3.1.5.3 Thuế nhập khẩu
Dự án Long Phú 1 sử dụng các máy móc thiết bị mà trong nước chưa thể sản xuất được, theo Điều 12 Nghị định 87 năm 2010 thì những máy móc thiết bị này được miễn thuế. Đối với nhiên liệu than đá mức thuế nhập khẩu áp dụng là 3% theo Thông tư 89/2012/TT- BTC ngày 30/5/2012 của Bộ Tài chính.
Mức thuế nhập khẩu áp dụng cho dầu DO là 14% theo Thông tư số 58/2013/TT-BTC ngày 8/5/2013 của Bộ Tài chính.
3.1.5.4 Khấu hao
Dự án thực hiện khấu hao đường thẳng với thời gian khấu hao là 20 năm theo quy định của Thông tư số 45/TT-BTC ngày 24/5/2013 của Bộ Tài chính. Chi tiết khấu hao tại Phụ lục 5. 3.1.6 Vốn lưu động
Dự án có hàng tồn kho bằng 8.5% doanh thu, khoản phải thu, khoản phải trả, tiền mặt tương ứng bằng 15%, 10% và 6% doanh thu, những số liệu này tham khảo từ những chỉ tiêu tương tự của nhà máy nhiệt điện Hải Phòng, nhiệt điện Phả Lại từ năm 2010 đến 2013. Để tài trợ cho vốn lưu động, dự án sẽ vay vốn ngắn hạn bằng USD từ các ngân hàng thương mại với lãi suất là danh nghĩa 5%/ năm, tương ứng lãi suất thực là 3,14%/năm chi tiết vốn lưu động được trình bày tại Phụ lục 4.
3.1.7 Doanh thu của dự án
Giá điện một số nhà máy nhiệt điện miền Bắc như nhiệt điện Hải Phòng, nhiệt điện Phả Lại, ở khu vực miền Nam là nhà máy nhiệt điện khí Bà Rịa bán cho EVN năm 2013 và Quý 1 năm 2014 bình quân khoảng 6 cent/kwh15. Giá bán điện của nhà máy nhiệt điện Cà
19
Mau cho EVN năm 2013 bình quân là 6 cent/kwh, nhà máy điện Cà Mau có khoảng cách khá gần với dự án Long Phú 1. Do vậy, đề tài giả định giá bán điện là 6 cent/kwh và trượt giá theo lạm phát USD.
Xỉ than: tro xỉ than từ nhà máy nhiệt điện có thể dùng làm chất phụ gia trong việc chế tạo xi măng hoặc vật liệu xây dựng, tuy nhiên trong các nhà máy nhiệt điện Việt Nam hiện chỉ có nhiệt điện Phả Lại tiêu thụ được một lượng xỉ than với giá bán không đáng kể, các nhà máy nhiệt điện khác vẫn chưa tiêu thụ được xỉ than nên vẫn phải đưa ra bãi thải. Do vậy đề tài bỏ qua doanh thu bán xỉ than (nếu có).
3.1.8 Báo cáo thu nhập
Báo cáo thu nhập dựa trên doanh thu trừ đi các khoản chi phí trong quá trình hoạt động, chi phí khấu hao, lãi vay và thuế thu nhập doanh nghiệp, chi tiết tại Phụ lục 6.
3.1.9 Báo cáo ngân lưu
Dựa vào ngân lưu vào, ngân lưu ra đề tài tính toán được dòng ngân lưu trên cả hai quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư. Từ Hình 3.1 đến Hình 3.4 trình bày lần lượt ngân lưu danh nghĩa và ngân lưu thực của tổng đầu tư và chủ đầu tư. Chi tiết được trình bày tại Phụ lục 7. Hình 3.1 Ngân lưu danh nghĩa tổng đầu tư
20
Hình 3.3 Ngân lưu danh nghĩa chủ đầu tư
21
3.2 Kết quả phân tích tài chính
Dựa vào các thông số đã nêu trên, tác giả tính toán phân tích tài chính theo quan điểm của tổng đầu tư và chủ đầu tư với kết quả cụ thể tại Bảng 3.6.
Bảng 3.6 Kết quả phân tích tài chính
Đơn vị Quan điểm tổng đầu tư Quan điểm chủ đầu tư
NPV danh nghĩa Triệu USD -193.09 -56.09
NPV thực Triệu USD -193.09 -56.09
IRR danh nghĩa % 9.32% 11.16%
IRR thực % 7.38% 9.19%
DSCR 1.20
Theo quan điểm tổng đầu tư thì NPV = -193,09 triệu USD và IRR danh nghĩa bằng 9,32% nhỏ hơn WACC danh nghĩa, như vậy dự án không khả thi theo quan điểm tổng đầu tư. Theo quan điểm chủ đầu tư thì NPV = -56,09 triệu USD và IRR danh nghĩa =11,16% nhỏ hơn chi phí vốn danh nghĩa chủ sở hữu yêu cầu là 12%, dự án không khả thi tài chính theo quan điểm chủ đầu tư hay nói cách khác dự án này không hấp dẫn chủ đầu tư.
Khả năng trả nợ vay của dự án được trình bày tại Bảng 3.7.
22
Năm 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 BQ