- Thẩm định độ rủi ro và khả năng trả nợ của dự án còn mang tính hình thức.
3.2.1.4Cần lựa chọn đợc những phơng pháp và chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính dự án phù hợp với đặc điểm từng dự án và tạo tính tơng
Nội dung thẩm định tài chính dự án thuỷ điện Pleikrông là một ví dụ điển hình cho thực trạng trên
3.2.1.4Cần lựa chọn đợc những phơng pháp và chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính dự án phù hợp với đặc điểm từng dự án và tạo tính tơng
quả tài chính dự án phù hợp với đặc điểm từng dự án và tạo tính tơng đồng trong các ngân hàng tham gia ĐTT dự án.
Nếu tất cả các số liệu trên đợc xác định một cách chính xác nhng không có phơng pháp đánh giá khoa học, hợp lý thì cũng không đảm bảo công việc thẩm định tài chính có thể đa ra kết luận chính xác về tính hiệu quả của dự án.
Hiện nay, để nâng cao chất lợng thẩm định tài chính dự án ĐTT thì cần phải giải quyết một trong những vớng mắc lớn nhất đó là tìm đợc tiếng nói chung giữa các ngân hàng tham gia tài trợ cho dự án. Mỗi ngân hàng theo đuổi mục tiêu riêng nhng tựu chung lại vẫn là làm sao để đồng vốn cho vay an toàn và hiệu quả cao do đó cần có quan điểm thống nhất trong thẩm định dự án. Thống nhất không có nghĩa là áp đặt một cách thức cụ thể theo chủ quan của ngân hàng đầu mối mà thống nhất trên nguyên tắc tự nguyện, dung hoà giữa lợi ích của ngân hàng mình với lợi ích của các thành viên khác. Cụ thể: Các ngân hàng cần có những thoả thuận rõ ràng hợp lý về việc lựa chọn tỷ lệ chiết khấu phù hợp theo từng dự án trớc khi tính toán các chỉ tiêu hiệu quả tài chính tránh tình trạng mỗi ngân hàng tuỳ theo ý chí chủ quan của mình lựa chọn một kiểu tỷ lệ chiết khấu gây nên tình trạng lộn xộn bất đồng quan điểm. Ngoài thoả thuận để lựa chọn một tỷ lệ chiết khấu phù hợp chung, các ngân hàng tham gia còn phải xác định các phơng pháp thẩm định và hệ thống các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính phù hợp áp dụng chung cho quá trình thẩm định tài chính dự án ĐTT. Hiện nay, các phơng pháp thẩm định tài chính dự án ĐTT hầu nh mới chỉ dừng lại ở các phơng pháp giản đơn nh tính khấu hao cơ bản theo phơng pháp đờng thẳng, xây dựng lịch trả nợ đều qua các năm, phân tích rủi ro theo phơng pháp độ nhạy hay phân tích kịch bản theo một vài phơng án điển hình… Các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả cũng chỉ dừng lại ở các chỉ tiêu cơ bản nh NPV, IRR, điểm hoà vốn, thời gian trả nợ… Với sự phát triển của khoa học công nghệ, nhất là sự tăng tốc mạnh mẽ trong công nghệ ngân hàng thì các phơng pháp và chỉ tiêu đơn giản nh vậy không còn phù hợp nữa mà cần phải áp dụng rộng rãi hơn nữa các phơng pháp tiên tiến hơn nh tính khấu hao theo phơng pháp sản lợng hoặc khấu hao theo thời gian, cân đối trả nợ theo tỷ lệ hợp lý hoặc theo cân đối các nguồn từ dự án, phân tích rủi ro dự án theo phơng pháp mo phỏng… Việc tính các chỉ tiêu NPV, IRR, thời gian trả nợ… là cha đủ, bên cạnh đó còn cần tính đến các chỉ tiêu khác nh tỷ lệ hoàn vốn nội bộ có điều chỉnh (MIRR), tỷ lệ lợi ích – chi phí (B/C), chỉ số doanh lợi (PI)…
Với định hớng ở trên, dự án thuỷ điện Pleikrông sẽ đợc tái thẩm định nh sau:
Thứ nhất: về kế hoạch đầu t vốn
Về cơ bản kế hoạch về các khoản mục đầu t trong báo cáo thẩm định chung đã khá đầy đủ. Dự án thuỷ điện có nhu cầu vốn vốn lu động rất nhỏ nên khoản vốn này có thể coi bằng 0. Tuy nhiên nh đã phân tích ở trên, Dự án nằm trong vùng khá nhạy cảm về khả năng nguồn nớc cho nên chủ đầu t cần thiết phải chủ động đầu t thúc đẩy các hoạt động bảo đảm lâu dài nguồn nớc cho Dự án. Hoạt động đầu t cụ thể nhằm vào việc trồng và bảo vệ rừng đầu nguồn thông qua hỗ trợ các chơng trình phát triển rừng của địa phơng. Dù sao đây cũng chỉ là các chi phí hỗ trợ nên chỉ cần một tỷ lệ rất nhỏ, tạm tính là 2% tổng vốn đầu t Dự án (56444 triệu VND). Chi phí này có thể đợc tính nhập vào chi phí khác. Nh vậy so với tổng mức đầu t đã đợc thẩm định trớc đây thì tổng mức đầu t qua tái thẩm định tăng lên là 56444 triệu VNĐ, đạt mức là 2822189 triệu VND (tăng 2%).
Thứ hai: Về nguồn tài trợ
Chủ đầu t cần giải trình phơng án tài trợ cho toàn bộ số vốn tăng lên.
Ngoài ra, chủ đầu t cần tiếp tục giải trình các điều kiện cụ thể của nguồn vốn vay n- ớc ngoài, cụ thể về các vấn đề nh tiến độ giải ngân của nguồn vốn này và rủi ro lãi suất sẽ phân chia thế nào. Đối với nguồn vốn chủ sở hữu thì cần yêu cầu chủ đầu t làm biên bản cam kết huy động đủ và đúng kế hoạch vốn đầu t cho dự án.
Thứ ba: về các bảng dự trù doanh thu chi phí và dòng tiền của dự án.–
Dựa trên báo cáo thẩm định tài chính Dự án, việc tính các dòng tiền của Dự án cần có những điều chỉnh sau:
Việc tái thẩm định Dự án sẽ dùng phơng pháp khấu hao theo sản lợng, trong đó thời gian khấu hao sẽ đợc tính nh trong báo cáo thẩm định.
Thuế thu nhập doanh nghiệp: theo cả hai phơng án cơ sở Dự án có một số năm đầu lợi nhuận âm. áp dụng luật thuế thu nhập doanh nghiệp (1/1/1999) thì những khoản
lợi nhuận âm này sẽ đợc khấu trừ vào lợi nhuận trớc thuế của các năm sau khi tính thuế thu nhập doanh nghiệp.
Giá trị thu hồi và thanh lý: dựa trên thực tế của các dự án thuỷ điện khác, giá trị thanh lý của máy móc thiết bị cuối đời Dự án đợc ớc tính vào khoảng 0.1% giá trị máy móc tức là khoản thanh lý sẽ là 545,4 triệu VND.
Giá bán sản phẩm: Theo nhận xét của tổ thẩm định thì giá bán mà chủ đầu t đa ra 4 UScents/kwh là hợp lý (khoảng 624VND/kwh). Thế nhng qua theo dõi thực tế thị tr- ờng điện năng từ 1/7/2004 trở lại đây cho thấy hiện nay giá bán điện của 32 nhà máy cho tổng công ty Điện lực giao động trong khoảng từ 200VND/kwh-1000VND/kwh và liên tục có xu hớng giảm do các nhà máy buộc phải quan tâm hơn tới giá bán cạnh tranh để đợc chạy hết công suất. Các nhà máy điện không thuộc Tổng công ty hiện cha tham gia vào thị trờng do giá bán còn cao (bằng hoặc lớn hơn 4 UScents/kwh) thời gian tới sẽ buộc phải tìm các giải pháp giảm giá.Theo kế hoạch của ngành điện từ nay đến năm 2020 sẽ đa vào hoạt động hơn 20 nhà máy điện với tổng công suất 15100 MW cùng với việc hoàn thành đờng dây truyền tải điện từ nam ra bắc sẽ có triển vọng cung cấp vợt mức cầu. Tất cả các nguyên nhân trên đây sẽ dẫn đến giá bán điện giảm mạnh, xuống dới 4 US cents/kwh. Qua nghiên cứu thị trờng điện năng trong hơn 2 tháng qua với hơn 30 phiên giao dịch, giá bán điện đợc nhận định nh sau: giá bán cao nhất là 1067VND/kwh, giá thấp nhất là 184VNĐ/kwh, giá bán thờng xảy ra nhất là 577 VND/kwh. Giả thiết phân phối xác suất của giá bán theo dạng tam giác. Khi đó, giá bán kỳ vọng đợc tính bằng (184+577+1067)/3= 609.3VND/kwh. Xét đến xu hớng giảm của giá bán và để thuận lợi cho quá trình tính toán, mức giá 600 VND/kwh (3,846 US cents/kwh) sẽ đợc tính là giá trung bình cho cả đời dự án.
Về công suất của Dự án, giả định loại bỏ ảnh hởng của các yếu tố nguồn nớc và các yếu tố bất thờng khác, chỉ xét đến yếu tố thị trờng cạnh tranh thì với suất đầu t khá cao nh đã nêu ở phần giới thiệu Dự án, Dự án không thể liên tục đạt công suất tối đa 99% trong suốt cả đời dự án. Do đó, công suất huy động của Dự án đợc xác định nh
sau: dự án đợc hoàn thành vào năm 2007, từ đó cho đến 2015 là thời điểm nhiều công trình sản xuất điện trọng điểm hoàn thành thì lợng điện năng sản xuất trong cả nớc cha thể đáp ứng vợt mức lợng cầu, do đó công suất huy động có thể đạt ở mức tối đa theo nh trong bản thẩm định của ngân hàng. Nhng từ sau năm 2015 cho đến cuối đời Dự án (2032) dự đoán công suất huy động chỉ đạt khoảng 90% công suất thiết kế.
Từ các giả định đã đợc tính toán lại nh trên, các bảng dự trù doanh thu - chi phí lợi nhuận, dòng tiền của Dự án, cân đối trả nợ, phân tích rủi ro đợc tính lại nh sau:
A Bảng thông số dự án