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 DSCR 1.14 0.95 1.00 1.06 1.11 1.18 1.25 1.33 1.42 1.52 1.20 Dựa vào hệ số an toàn trả nợ bình quân của dự án là 1,20 > 1, thấp nhất là 0,95 nhìn chung dự án có đủ khả năng trả nợ vay tuy vậy khả năng trả nợ vay của dự án trong 6 năm đầu dự án đi vào hoạt động không vững chắc do DSCR những năm này < 1,2. Để đảm bảo khả năng trả nợ, chủ đầu tư cần thành lập quỹ dự trữ trả nợ để đảm bảo khả năng trả ngân hàng. Qua phân tích cho thấy dự án không khả thi về mặt tài chính trên cả 2 quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư. Đối với khả năng trả nợ ngân hàng sẽ yêu cầu thành lập quỹ dự trữ trả nợ nhằm đảm bảo an toàn vốn của mình.
3.3 Phân tích rủi ro 3.3.1 Phân tích độ nhạy 3.3.1 Phân tích độ nhạy
3.3.1.1 Lý do cần phân tích độ nhạy
Dự án được tính có vòng đời 30 năm, nhưng các tính toán đều dựa vào những thông số đầu vào giả định, thực tế thường diễn ra không như giả định. Để giảm rủi ro cho dự án cần xác định thay đổi của những biến quan trọng có tác động đến dự án, tiêu chí xác định tính quan trọng là tỷ trọng tác động của biến đó đối với NPV dự án.
3.3.1.2 Những biến rủi ro
Dựa trên ngân lưu vào, ngân lưu ra dự án, đề tài xác định các yếu tố ảnh hưởng lớn đến ngân lưu dự án, đối với ngân lưu vào đó là doanh thu bán điện chiếm 99% dòng vào, còn dòng ra thì chịu ảnh hưởng lớn nhất bởi chi phí hoạt động (60%) và chi phí đầu tư (36%). Doanh thu phụ thuộc vào biến giá bán điện và biến thời gian hoạt động, đề tài sử dụng thời gian hoạt động lớn nhất cho phép là 6500 giờ/năm do vậy sẽ không xét biến thời gian hoạt động; trong chi phí hoạt động thì chi phí than chiếm tỷ trọng lớn nhất, như vậy đề tài xác định các biến xem xét là giá bán điện, giá than, chi phí đầu tư.
3.3.1.3 Thay đổi giá bán điện
Giá bán điện là yếu tố rất quan trọng ảnh hưởng đến tính khả thi của các dự án nguồn điện, giá điện hợp lý sẽ thu hút được đầu tư vào việc phát triển nguồn điện. Từ năm 2007 đến năm 2010, giá bán điện của các nhà máy nhiệt điện than từ 3,5 đến 5 cent/kwh (theo Quyết định 2014/QĐ-BCN năm 2007 của Bộ Công nghiệp), đến năm 2013 giá bán điện đã là 6
23
cent/kwh với mức tăng hơn 20% so với thời gian trước, đề tài giả định mức giá cao nhất dự án có thể bán được là 7.2 cent/kwh (tăng 20% so với mức cơ sở), mức giá thấp nhất dự án bán được là 5 cent/kwh, mức này bằng với mức bình quân của các nhà máy thủy điện tại Việt Nam. Đề tài sẽ phân tích độ nhạy với giả định giá bán điện thay đổi từ 5 đến 7,2 cent/kwh. Kết quả được trình bày tại Bảng 3.8.
Kết quả độ nhạy cho thấy, NPV và IRR của tổng đầu tư và chủ đầu tư có mối quan hệ đồng biến với giá bán điện, giá bán điện tăng giảm ảnh hưởng đến doanh thu và làm thay đổi trực tiếp đến ngân lưu vào của dự án, ở mức giá bán điện là 6,40 cent/kwh thì dự án khả thi về mặt tài chính.
Bảng 3.8 Kết quả phân tích độ nhạy theo giá bán điện
Giá điện cent/kwh 5.00 5.80 6.40 6.60 7.20
NPV danh nghĩa TĐT Triệu USD -662.79 -288.98 0.00 94.58 382.24
NPV thực TĐT Triệu USD -662.79 -288.98 0.00 94.58 382.24
IRR danh nghĩa TĐT % 4.75% 8.47% 10.90% 11.64% 13.72%
IRR thực TĐT % 2.90% 6.55% 8.94% 9.66% 11.71%
NPV danh nghĩa CĐT Triệu USD -475.95 -141.58 116.05 200.36 456.81 NPV thực CĐT Triệu USD -475.95 -141.58 116.05 200.36 456.81
IRR danh nghĩa CĐT % 4.26% 9.83% 13.69% 14.88% 18.30%
IRR thực CĐT % 2.42% 7.89% 11.68% 12.85% 16.21%
3.3.1.4 Thay đổi giá mua than
Trong 6 năm gần đây giá than liên tục biến động mạnh, giá than trên thị trường quốc tế đạt đỉnh là 125 USD/tấn vào năm 2008, sau một năm giá than giảm còn 75 USD/tấn, năm 2011 giá than tăng trở lại đến 120 USD/tấn trước khi giảm về 84,6 USD/tấn vào năm 2013. Giá than Indonesia cũng dao động theo xu hướng của than thế giới, so với năm 2011 giá than hiện nay của Indonesia đã giảm hơn 40%16, mặc dù IMF và World Bank dự báo giá than sẽ ổn định trong dài hạn17 giá than Quý 1/2014 vẫn thấp hơn giá than năm 2013.
16 Platt (2013)
24
Chi phí than đến dự án chịu tác động lớn của việc hoàn thành dự án cảng trung chuyển tại Duyên Hải (Trà Vinh), nếu cảng trung chuyển không kịp hoàn thành, lúc này giá than đến dự án sẽ tăng 14% so với trường hợp có cảng trung chuyển nhận được tàu 100.000 DWT. Hoặc khi dự án không mua được nguồn than từ Indonesia phải chuyển sang nhập than từ Úc, lúc này giá than đến dự án sẽ tăng hơn 30% như Bảng 3.3 đã trình bày.
Trên cơ sở đó, đề tài chọn mức biến thiên của giá than từ giảm 40% đến tăng 30% so với giá than cơ sở. Kết quả biến thiên được thể hiện tại Bảng 3.9.
Bảng 3.9 Kết quả phân tích độ nhạy theo giá mua than
Giá than thay đổi % -40.00% -20.00% -12.86% 15.00% 30.00% NPV danh nghĩa TĐT Triệu USD 407.49 107.20 0.00 -408.12 -633.19
NPV thực TĐT Triệu USD 407.49 107.20 0.00 -408.12 -633.19
IRR danh nghĩa TĐT % 13.92% 11.74% 10.90% 7.39% 5.13%
IRR thực TĐT % 11.91% 9.76% 8.94% 5.49% 3.27%
NPV danh nghĩa CĐT Triệu USD 472.90 208.41 113.98 -245.97 -444.70 NPV thực CĐT Triệu USD 472.90 208.41 113.98 -245.97 -444.70
IRR danh nghĩa CĐT % 18.51% 15.00% 13.66% 8.18% 4.81%
IRR thực CĐT % 16.41% 12.96% 11.66% 6.27% 2.96%
Kết quả biến thiên cho thấy NPV, IRR của tổng đầu tư và chủ đầu tư nghịch biến với giá mua than, chi phí than chiếm phần lớn trong chi phí hoạt động, thay đổi giá than ảnh hưởng đến chi phí hoạt động tác động đến ngân lưu ra. Để dự án khả thi về mặt tài chính thì giá than phải giảm 12,86% so với giá của mô hình cơ sở.
3.3.1.5 Thay đổi chi phí đầu tư
Trong thực tiễn, tổng mức đầu tư thay đổi so với dự toán ban đầu có thể bởi các nguyên nhân như biến động giá cả nguyên vật liệu, thay đổi phương án thiết kế, phát sinh thêm khối lượng công việc…Đề tài sử dụng tỷ lệ biến thiên của tổng mức đầu tư được hướng dẫn tại Quyết định 2014/QĐ-BCN của Bộ Công nghiệp, trong đó tỷ lệ thay đổi khi phân tích độ nhạy là tăng giảm 10% so với mô hình cơ sở.
25
Bảng 3.10 Kết quả phân tích độ nhạy theo chi phí đầu tư
Tỷ lệ VĐT thay đổi % -16.02% -10.00% -5.00% 5.00% 10.00% NPV danh nghĩa TĐT Triệu USD 0.00 -72.58 -132.84 -253.35 -313.60 NPV thực TĐT Triệu USD 0.00 -72.58 -132.84 -253.35 -313.60
IRR danh nghĩa TĐT % 10.90% 10.26% 9.77% 8.89% 8.50%
IRR thực TĐT % 8.94% 8.31% 7.83% 6.97% 6.58%
NPV danh nghĩa CĐT Triệu USD 100.59 41.69 -7.20 -104.98 -153.88
NPV thực CĐT Triệu USD 100.59 41.69 -7.20 -104.98 -153.88
IRR danh nghĩa CĐT % 13.75% 12.69% 11.89% 10.48% 9.86%
IRR thực CĐT % 11.74% 10.69% 9.91% 8.53% 7.92%
Kết quả phân tích độ nhạy cho thấy chi phí đầu tư biến thiên nghịch biến với NPV và IRR, thay đổi tổng mức đầu tư tác động đến ngân lưu ra, khi chi phí đầu tư giảm thì NPV cải thiện đáng kể, nhưng ở mức thay đổi 10% thì NPV tổng đầu tư của dự án vẫn âm, dự án vẫn không khả thi về mặt tài chính, tuy vậy khi chi phí đầu tư giảm 10% NPV chủ đầu tư >0, dự án khả thi trên quan điểm chủ đầu tư. Để dự án khả thi về mặt tài chính trên cả 2 quan điểm thì vốn đầu tư phải giảm 16,02%.
3.3.2 Phân tích độ nhạy theo lạm phát
Lạm phát là yếu tố ảnh hưởng lớn đến tính khả thi tài chính của dự án bởi nhiều biến số chịu tác động của lạm phát như chi phí đầu tư, doanh thu, chi phí hoạt động từ đó ảnh hưởng đến NPV dự án. Do vậy, đề tài sẽ phân tích độ nhạy các chỉ tiêu tài chính dự án và giá trị hiện tại của các dòng hạng mục ngân lưu theo sự thay đổi của lạm phát USD.
3.3.2.1 Các chỉ tiêu tài chính dự án
Từ năm 1992 đến 2013, lạm phát đồng USD thay đổi trong khoảng từ 1% đến gần 3,8%18,