dự án Thuỷ Điện PLEIKRÔNG do NHCTVN làm đầu mối và thành lập Hội đồng thẩm định chung (NHCTVN làm Chủ tịch Hội đồng thẩm định)
a) Gi ới thiệu sơ bộ về Dự án
Dự án Thuỷ điện Pleikrông được Thủ tướng Chính phủ quyết định đầu tư tại văn bản số 676/QĐ-TTg ngày 15.08.2002.
Tên dự án: Dự án Thuỷ điện Pleikrông (Dự án) Chủ đầu tư: Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (TCT)
Địa điểm thực hiện: trên sông Krông Pô kô, nhánh chính của sông Sê San, thuộc địa phận xã Sa Bình, huyện Sa Thầy và xã Krông, thị xã Kon Tum, tỉnh Kon Tum.
Mục đích đầu tư: Tạo nguồn phát điện cung cấp cho lưới điện quốc gia (Công suất lắp máy 110MW, sản lượng điện trung bình 452,5 triệu kWh/năm) đồng thời làm gia tăng sản lượng các nhà máy điện thuộc hạ nguồn nhà máy thuỷ điện Pleikrông lên khoảng 168 triệu kWh.
Tổng mức đầu tư: 2.967,52 tỷ đồng (trong đó chi phí ngoại tệ là 42 triệu USD tương đương 611,1 tỷ đồng theo tỷ giá 14.550 VNĐ/1USD).
Nguồn vốn đầu tư: huy động trong nước là chủ yếu và vay một phần vốn của Liên bang Nga để mua thiết bị và dịch vụ kỹ thuật.
Tiến độ: phát điện tổ máy vào năm 2007-2008 b) N ội dung thẩm định của Hội đồng thẩm định.
Sau khi tiếp nhận hồ sơ xin vay vốn của Tổng công ty Điện lực Việt Nam vào tháng 12/2002, phòng Khách hàng lớn của Ngân hàng đã tổ chức thẩm định sơ bộ dự án về các mặt: tính pháp lý, sự cần thiết phải đầu tư, phương diện thị trường và phương diện tài chính Dự án… Qua thẩm định sơ bộ nhận thấy Dự án phù hợp với định hướng phát triển chung và có tính khả thi cao, NHCTVN đã tổ chức mời ngân hàng Ngoại thương Việt Nam, ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam, ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam tham gia ĐTT cho Dự án. Việc mời các ngân hàng tham gia đã thành công, ngày 01/09/2003 biên bản thoả thuận chung giữa các ngân hàng đã được lập quy định chi tiết về các điều khoản tham gia ĐTT, trong đó thống nhất phương thức thẩm định Dự án là thành lập Hội đồng thẩm định chung do NHCTVN làm Chủ tịch Hội đồng thẩm định.
Tổ thẩm định đã tiến hành phân tích tất cả các nội dung thẩm định Dự án, qua đó rút ra những kết luận cơ bản sau:
Đánh giá về chủ đầu tư - Tổng công ty Điện lực Việt Nam (TCT) cho thấy đây là khách hàng có quan hệ làm ăn lâu dài với các ngân hàng thương mại ĐTT, có uy tín, trả nợ đầy đủ và đúng hạn. Hiện nay TCT có tình hình tài chính lành mạnh, các chỉ tiêu tỷ suất sinh lời, tỷ lệ nợ phải trả, hệ số khả năng thanh toán nợ ngắn hạn, tốc độ tăng trưởng về tài sản và nguồn vốn đều ở mức trung bình khá, có thể chấp nhận được. Hàng năm số khấu hao cơ bản và lợi nhuận của TCT để lại cho đầu tư khoảng từ 5.000tỷ đến 6.000tỷ đồng. Với nguồn vốn này TCT có khả năng tài chính để trả nợ các khoản vay và chi cho nhu cầu đầu tư trong thời gian tới.
Xem xét về sự cần thiết phải đầu tư cho thấy sự ra đời của công trình thuỷ điện Pleikrông là cần thiết nhằm tạo nguồn phát điện cho hệ thống điện quốc gia, phát
triển nuôi trồng thuỷ sản, giao thông thuỷ và tạo điều kiện cải thiện môi trường của địa phương.
Về nhiệm vụ phát điện, nếu xét riêng công trình thuỷ điện Pleikrông thì hiệu suất phát điện của công trình là thấp và không có hiệu quả. Tuy nhiên, quy hoạch phát triển điện đã xét đến hiệu ích của Thuỷ điện Pleikrông làm gia tăng điện lượng cho các công trình phía dưới bậc thang nên xét chung toàn bậc thang thì việc đầu tư công trình thuỷ điện Pleikrông là hết sức cần thiết. Ngoài ra, với mực nước dâng bình thường 570 m và mực nước chết 537m, dung tích toàn bộ hồ chứa lên tới trên 948 triệu m3 trên một diện tích lưu vực trên 3000 km2 là điều kiện tốt cho phát triển ngành thuỷ sản, giao thông thuỷ, du lịch và cải tạo điều kiện môi trường.
Về phương diện thị trường của Dự án:
Hiện nay, nhu cầu sử dụng điện năng cho sản xuất và sinh hoạt ngày càng gia tăng. Mặc dù thời gian vừa qua, rất nhiều công trình điện được ưu tiên xây dựng và khẩn trương đưa vào vận hành đã góp phần làm giảm đáng kể căng thẳng về nguồn điện nhưng nhìn chung hiện nay cung – cầu về điện vẫn còn mất cân đối. Do đó nếu Dự án hoàn thành, khả năng phát huy tối đa công suất lắp đặt và tiêu thụ điện lượng của nhà máy được tính toán cân đối trong cân bằng công suất hệ thống điện toàn quốc là khá đảm bảo.
Giá điện tại thanh cái nhà máy dự kiến 4,0 UScents/KWh là tương đối hợp lý, an toàn, phù hợp với giá mà EVN mua lại của các công trình nguồn không phải do EVN đầu tư (giá thấp nhất mà EVN mua ngoài hiện nay là 4,09 Uscent/kWh và giá cao nhất mua là 4,5 Uscent/kWh).
Về phương diện kỹ thuật: theo đánh giá của tổ thẩm định thì các thiết kế kỹ thuật về địa điểm xây dựng dự án, khả năng nguồn nước, tác động môi trtường và di dân tái định cư, thiết bị công nghệ, tiến độ xây dựng và quản lý thi công là phù hợp.
Trên cơ sở phân tích trên, tổ thẩm định đã tập trung tính toán và đánh giá hiệu quả tài chính của Dự án.
Tổng vốn đầu tư và phương án nguồn vốn: • Tổng vốn đầu tư
Các nội dung tổng vốn đầu tư và cơ cấu nguồn vốn được tổ thẩm định tính toán trên cơ sở dựa vào số liệu được nêu trong TKKT GĐ1 với chi tiết như sau:
B
ảng 1 : Dự kiến tổng vốn đầu tư dự án Thuỷ điện Pleikrông
Hạng mục Tỷ VND Tỷ lệ
Chi phí xây lắp 1.080,6 39%
Chi phí thiết bị (37,04 Tr.USD) 545,4 20%
Chi phí khác 733,2 27%
Dự phòng 10% 235,9 9%
Lãi vay thi công 170,7 6%
Tổng cộng 2.765,7 100%
Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Plêikrông.
Có thể thấy suất đầu tư/1MW công suất lắp máy của thủy điện Pleikrông khá cao nếu so sánh với một số dự án thủy điện khác được xây dựng trong thời gian gần đây như: Sesan 3, Sesan 3A, Cần Đơn, Buôn Kướp. Nguyên nhân chủ yếu do đây là công trình đầu nguồn không tận dụng được hồ chứa phía trên mà phải làm nhiệm vụ tạo hiệu ích gia tăng cho các công trình phía dưới như thuỷ điện Yali, Sê San 3A, Sê San 3 và Sê San 4. Tuy nhiên nếu so sánh suất đầu tư/1kWh điện lượng bình quân của các công trình này thì suất đầu tư của Thuỷ điện Pleikrông vẫn ở mức hợp lý (chỉ cao hơn một chút so với TĐ Sê San 3 và TĐ Sê San 3A là những công trình được đánh giá là khá hiệu quả).
• Phương án nguồn vốn:
B
ảng 2 : Cơ cấu nguồn vốn dự án Thuỷ điện Pleikrông
Nguồn vốn Tỷ VND Tỷ lệ
Tự có 829.7 30%
Vay CP Nga 545,4 20%
Vay NHTM trong nước 1390,6 50%
Tổng cộng 2.765,7 100%
Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Plêikrông.
Nguồn vốn vay ngoại tệ cho chi phí thiết bị đã xác định là nguồn vốn vay chính phủ Nga theo Hiệp định đã ký giữa 2 Chính phủ với thời hạn vay là ân hạn đến 2008, trả nợ đến 2015 (4+8 năm).
Nguồn vay trong nước: Các ngân hàng thương mại trong nước đã có biên bản thoả thuận chung ngày 01/09/2003 đồng ý về nguyên tắc tham gia tài trợ cho Dự án và theo đó, NHCTVN – thay mặt các ngân hàng đã ký hợp đồng tín dụng nguyên tắc với Tổng Công ty Điện lực Việt Nam v/v tài trợ vốn cho Dự án với tổng mức tài trợ tối đa: 1.466 tỷ đồng (mức tối đa tính theo QĐ phê duyệt của CP). Tuy nhiên nếu tính theo TKKT GĐ 1 (đang trình BCN phê duyệt) thì phần tham gia của các ngân hàng chỉ khoảng 1.390 tỷ đồng. Mức cụ thể sẽ được xác định trên cơ sở phê duyệt TKKT và Tổng dự toán của Bộ Công nghiệp.
Về nguồn vốn tự có của chủ đầu tư, theo tính toán cân đối nguồn vốn và sử dụng vốn của toàn Tổng công ty giai đoạn 2001-2010 khi trình Thủ tướng Chính phủ để phê duyệt Quy hoạch điện V hiệu chỉnh (có xét đến việc tham gia Dự án này) thì hàng năm ngoài nguồn khấu hao cơ bản khoảng 4000 tỷ (năm 2001) đến 17.000 tỷ (năm 2010), lợi nhuận ròng đưa vào đầu tư từ 300-1.500 tỷ đồng và chênh lệch tăng giá điện chuyển đầu tư, thu sử dụng vốn để lại tái đầu tư 500-15.000 tỷ đồng (tổng cộng nguồn: 18.000 - 49.000 tỷ đồng) sau khi trừ đi nợ phải trả hàng năm khoảng 3000-19.000 tỷ, Tổng công ty vẫn đảm bảo tỷ lệ tự đầu tư trung bình giai đoạn 2001-2005 là 29% và giai đoạn 2006-2010 là 17,2%. Như vậy, với tiến độ góp vốn dự kiến trong giai đoạn 2003-2006, khả năng Tổng Công ty cân đối đủ nguồn tham gia 30% tổng vốn đầu tư cho Dự án này là khả thi.
Như vậy, nhìn chung cơ cấu nguồn vốn của Dự án tương đối thuận lợi. Hiệu quả kinh tế và khả năng trả nợ của dự án.
• Sản lượng điện năng
Như phần trên đã trình bày với công suất 100 MW, thuỷ điện Pleikrông có sản lượng điện hàng năm là 417,2 triệu Kwh/năm. Đây là công trình đầu nguồn nên chi phí đầu tư cao. Nếu chỉ tính riêng sản lượng của công trình này thì dự án không có hiệu quả. Tuy nhiên công trình thuỷ điện Pleikrông có tác dụng tăng sản lượng điện 289,8 triệu kWh/năm cho các công trình thuỷ điện phía dưới bậc thang: Yali tăng 195,7 triệu kWh, Sê San 3 tăng 52,7 triệu kWh, Sê San 3A tăng 21 triệu kWh và Sê San 4 tăng 20,4 triệu kWh với tổng sản lượng gia tăng là 289,8 triệu kWh/năm. Nếu tách riêng điện lượng gia tăng của công trình thuỷ điện Sê San 3A là công trình do Tổng Công ty Sông Đà đầu tư thì tổng điện lượng gia tăng cho các công trình của Tổng công ty điện lực Việt Nam là 268,8 triệu kWh. Hiện nay, các nhà máy điện đều là những đơn vị hạch toán phụ thuộc của Tổng công ty và với cơ chế hạch toán thống nhất toàn ngành, Tổng công ty hiện vẫn đang dùng nguồn hạch toán chung để trả nợ cho các dự án. Hơn nữa, Tổng công ty đang có kế hoạch thống nhất các công trình trong cùng bậc thang về 1 nhà máy đầu mối quản lý (Yali). Do vậy, nếu cộng cả sản lượng gia tăng cho 3 nhà máy này thì tổng sản lượng điện tính cho Pleikrông sẽ lên tới 686 triệu kWh.
• Hiệu quả kinh tế của Dự án được tính toán dựa trên 2 phương án cơ sở với các giả định là:
* Giả định đưa ra tính toán:
- Dự án được tính toán với vòng đời 25 năm
- KHCB theo phương pháp đường thẳng: xây lắp 25 năm, thiết bị 25 năm, dự phòng 10 năm, chi phí khác 10 năm, lãi vay trong thời gian XDCB 5 năm.
- Công suất huy động năm đầu 90%, 3 năm tiếp theo 96% (do dự kiến dự án Thuỷ điện Sê San 4 sẽ đưa vào vận hành chậm hơn Pleikrông 3 năm nên sản lượng những năm này tính giảm đi phần sản lượng gia tăng cho Sê San 4 tương đương 3% công suất), những năm sau đạt tối đa 99%.
- Chi phí O&M bao gồm chi phí quản lý, bảo dưỡng, nhân công, lãi vay, bảo hiểm, lãi vay vốn lưu động…tính bằng 1% tổng vốn đầu tư ban đầu.
- Thuế tài nguyên tính bằng: 2% doanh thu hàng năm.
- Lãi vay vốn cố định phần nước ngoài: 4.25%/năm (theo Hiệp định với Nga)
- Lãi vay vốn trong nước: 0.875%/tháng (10.5%/năm)
- Thuế suất thuế TNDN: 20%, được miễn trong 3 năm và giảm 50% trong 5 năm tiếp theo (vì dự án thuộc đối tượng được hưởng ưu đãi đầu tư theo NĐ số 35/2002/NĐ-CP ngày 29/3/2002 và thông tư số 98/2002/TT–BTC ngày 24/10/2002).
- Dòng tiền của dự án được đưa ra với giả định không có hàng tồn kho, các khoản phải thu, phải trả.
Ngoài các giả định chung nêu trên, 2 phương án cơ sở khác nhau ở giả định về công suất thiết kế, theo đó:
- Phương án cơ sở I: công suất thiết kế có tính đến hiệu ích gia tăng cho các nhà máy thuỷ điện khác, do đó công suất thiết kế là 686 Triệu KWh/năm
- Phương án cơ sở II: công suất thiết kế không tính đến hiệu ích gia tăng cho các nhà máy thuỷ điện khác, do đó công suất thiết kế chỉ là 417,2 Triệu KWh/năm
• Các phương án khảo sát:
Các giả định tính toán trên chưa tính đến các khả năng thuận lợi/bất lợi có thể xảy ra. Chính vì vậy, tổ thẩm định đưa ra các phương án khảo sát trên cơ sở các trường hợp bất thường có thể xảy ra để thấy được mức độ chịu đựng rủi ro của Dự án.
Từ các giả định trên, các bảng dự trù doanh thu – chi phí và dòng tiền, cân đối trả nợ của Dự án được lập như trong các bảng phụ lục.
* Kết quả tính toán:
+ Phương án CS I: Dự án có hiệu quả với các chỉ tiêu tài chính NPV=465.993 trđ, IRR = 10.78%, thời gian trả nợ là 8 năm (xem bảng E – P/A CS I).
+ Phương án CS II: Dự án không hiệu quả với NPV = -611.873 trđ, IRR = 5,55% (xem bảng E – P/A CS II), thời gian trả nợ lên tới 20 năm.