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) Giới thiệu sơ bộ về Dự án
Dự án Thuỷ điện Pleikrông đợc Thủ tớng Chính phủ quyết định đầu t tại văn bản số 676/QĐ-TTg ngày 15.08.2002.
Tên dự án: Dự án Thuỷ điện Pleikrông (Dự án) Chủ đầu t: 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 t: Tạo nguồn phát điện cung cấp cho lới điện quốc gia (Công suất lắp máy 110MW, sản lợng điện trung bình 452,5 triệu kWh/năm) đồng thời làm gia tăng sản lợng các nhà máy điện thuộc hạ nguồn nhà máy thuỷ điện Pleikrông lên khoảng 168 triệu kWh.
Tổng mức đầu t: 2.967,52 tỷ đồng (trong đó chi phí ngoại tệ là 42 triệu USD t- ơng đơng 611,1 tỷ đồng theo tỷ giá 14.550 VNĐ/1USD).
Nguồn vốn đầu t: huy động trong nớc 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) Nội 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 t, phơng diện thị trờng và ph- ơng diện tài chính Dự án… Qua thẩm định sơ bộ nhận thấy Dự án phù hợp với định hớng phát triển chung và có tính khả thi cao, NHCTVN đã tổ chức mời ngân hàng Ngoại thơng Việt Nam, ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam, ngân hàng Đầu t 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 đợc lập quy định chi tiết về các điều khoản tham gia ĐTT,
trong đó thống nhất phơng 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 t - 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 thơng 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 trởng về tài sản và nguồn vốn đều ở mức trung bình khá, có thể chấp nhận đợc. Hàng năm số khấu hao cơ bản và lợi nhuận của TCT để lại cho đầu t 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 t trong thời gian tới.
Xem xét về sự cần thiết phải đầu t 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 trờng của địa phơng.
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 lợng cho các công trình phía dới bậc thang nên xét chung toàn bậc thang thì việc đầu t công trình thuỷ điện Pleikrông là hết sức cần thiết. Ngoài ra, với mực nớc dâng bình thờng 570 m và mực nớc chết 537m, dung tích toàn bộ hồ chứa lên tới trên 948 triệu m3 trên một diện tích lu 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 trờng.
Về phơng diện thị trờng 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 đợc u tiên xây dựng và khẩn trơng đa vào vận hành đã góp phần làm giảm đáng kể căng thẳng về nguồn điện nhng 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 lợng của nhà máy đợc 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 tơng đối hợp lý, an toàn, phù hợp với giá mà EVN mua lại của các công trình nguồn không phải do
EVN đầu t (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 phơng 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 nớc, tác động môi trtờng và di dân tái định c, 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 t và phơng án nguồn vốn:
• Tổng vốn đầu t
Các nội dung tổng vốn đầu t và cơ cấu nguồn vốn đợc tổ thẩm định tính toán trên cơ sở dựa vào số liệu đợc nêu trong TKKT GĐ1 với chi tiết nh sau:
Bảng 1: Dự kiến tổng vốn đầu t 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 t/1MW công suất lắp máy của thủy điện Pleikrông khá cao nếu so sánh với một số dự án thủy điện khác đợc xây dựng trong thời gian gần đây nh: Sesan 3, Sesan 3A, Cần Đơn, Buôn Kớp. Nguyên nhân chủ yếu do đây là công trình đầu nguồn không tận dụng đợc hồ chứa phía trên mà phải làm nhiệm vụ tạo hiệu ích gia tăng cho các công trình phía dới nh thuỷ điện Yali, Sê San 3A, Sê San 3 và Sê San 4. Tuy nhiên nếu so sánh suất đầu t/1kWh điện lợng bình quân của các công trình này thì suất đầu t 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 đợc đánh giá là khá hiệu quả).
• Phơng án nguồn vốn:
Cơ cấu nguồn vốn thực hiện dự án đến nay xác định nh sau:
Nguồn vốn Tỷ VND Tỷ lệ
Tự có 829.7 30%
Vay CP Nga 545,4 20%
Vay NHTM trong nớc 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 nớc: Các ngân hàng thơng mại trong nớc 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 đợc xác định trên cơ sở phê duyệt TKKT và Tổng dự toán của Bộ Công nghiệp.
Về nguồn vốn tự có của chủ đầu t, theo tính toán cân đối nguồn vốn và sử dụng vốn của toàn Tổng công ty giai đoạn 2001-2010 khi trình Thủ tớng 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 đa vào đầu t từ 300-1.500 tỷ đồng và chênh lệch tăng giá điện chuyển đầu t, thu sử dụng vốn để lại tái đầu t 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 t trung bình giai đoạn 2001-2005 là 29% và giai đoạn 2006-2010 là 17,2%. Nh 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 t cho Dự án này là khả thi.
Nh vậy, nhìn chung cơ cấu nguồn vốn của Dự án tơng đối thuận lợi. Hiệu quả kinh tế và khả năng trả nợ của dự án.
• Sản lợng điện năng
Nh phần trên đã trình bày với công suất 100 MW, thuỷ điện Pleikrông có sản lợng điện hàng năm là 417,2 triệu Kwh/năm. Đây là công trình đầu nguồn nên
có hiệu quả. Tuy nhiên công trình thuỷ điện Pleikrông có tác dụng tăng sản lợng điện 289,8 triệu kWh/năm cho các công trình thuỷ điện phía dới 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 lợng gia tăng là 289,8 triệu kWh/năm. Nếu tách riêng điện lợng gia tăng của công trình thuỷ điện Sê San 3A là công trình do Tổng Công ty Sông Đà đầu t thì tổng điện lợng 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 lợng gia tăng cho 3 nhà máy này thì tổng sản lợng điện tính cho Pleikrông sẽ lên tới 686 triệu kWh.
• Hiệu quả kinh tế của Dự án đợc tính toán dựa trên 2 phơng án cơ sở với các giả định là:
* Giả định đa ra tính toán:
- Dự án đợc tính toán với vòng đời 25 năm
- KHCB theo phơng pháp đờng 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 đa vào vận hành chậm hơn Pleikrông 3 năm nên sản lợng những năm này tính giảm đi phần sản lợng gia tăng cho Sê San 4 tơng đơng 3% công suất), những năm sau đạt tối đa 99%.
- Chi phí O&M bao gồm chi phí quản lý, bảo dỡng, nhân công, lãi vay, bảo hiểm, lãi vay vốn lu động…tính bằng 1% tổng vốn đầu t ban đầu.
- Thuế tài nguyên tính bằng: 2% doanh thu hàng năm.
- Lãi vay vốn cố định phần nớc ngoài: 4.25%/năm (theo Hiệp định với Nga)
- Lãi vay vốn trong nớc: 0.875%/tháng (10.5%/năm)
- Thuế suất thuế TNDN: 20%, đợc miễn trong 3 năm và giảm 50% trong 5 năm tiếp theo (vì dự án thuộc đối tợng đợc hởng u đãi đầu t theo NĐ số 35/2002/NĐ-CP ngày 29/3/2002 và thông t số 98/2002/TT–BTC ngày 24/10/2002).
- Dòng tiền của dự án đợc đa ra với giả định không có hàng tồn kho, các khoản phải thu, phải trả.
Ngoài các giả định chung nêu trên, 2 phơng án cơ sở khác nhau ở giả định về công suất thiết kế, theo đó:
- Phơng 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
- Phơng 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 phơng án khảo sát:
Các giả định tính toán trên cha tính đến các khả năng thuận lợi/bất lợi có thể xảy ra. Chính vì vậy, tổ thẩm định đa ra các phơng án khảo sát trên cơ sở các trờng hợp bất thờng có thể xảy ra để thấy đợc 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 đợc lập nh trong các bảng phụ lục.
* Kết quả tính toán:
+ Phơng 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).
+ Phơng 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.
• Các phơng án khảo sát
- Phơng án giá bán điện thay đổi: Giá bán điện đa ra tính toán trong phơng án cơ sở là hợp lý (4 Uscent). Dự án hoà vốn (NPV = 0) với mức giá = 3.3 US cent (giảm hơn 15 % so với mức giá tính toán).
- Phơng án công suất tính toán thayđổi: Dự án đợc tính toán với mức công suất đã tính đến điện lợng gia tăng cho các công trình thuỷ điện thuộc EVN nh Sêsan 3, 4, Yali. Ngoài ra tổ thẩm định đã khảo sát với các trờng hợp công suất tính toán bất lợi khác trong đó có trờng hợp chỉ tính riêng công suất nhà máy Plêikrông (417.2 kwh). Dự án có NPV = 0 khi đạt mức công suất phát điện là 570.54 kwh/năm.
- Phơng án nhiều biến thay đổi: Khảo sát dự án ở các phơng án giá bán, công suất tính toán, tổng mức đầu t, chi phí O&M, lãi suất thay đổi. Các chỉ tiêu tài chính và khả năng trả nợ trong các trờng hợp giả định đều ở mức khả quan (P/A tb 1, tb 2, tốt). Dự án không có hiệu quả và thời gian trả nợ dài nếu tính ở mức công suất 417.2 kwh/năm.Tổng hợp kết quả tính
toán hiệu quả tài chính của dự án qua 2 phơng án cơ sở và phơng án nhiều biến thay đổi đợc tóm tắt qua 2 bảng sau:
Bảng 3: Tổng hợp hiệu quả tài chính theo phơng án cơ sở I và các phơng án khảo sát:
Các phơng án khảo sát
P/A CS I P/A xau P/A tb1 P/A tb2 P/A tot
Các giả định thay đổi
Giá bán (Uscent) 4.00 4.10 4.50 4.50 5.00
Công suất tính toán (Kwh) 686.0 417.0 686.6 578.4 686.6
Tăng tổng mức đầu t (%) 0% 30% 20% 10% 0%
O&M (/doanh thu) 1% 2% 2% 2% 1%
Lãi suất (/tháng) 0.875% 1.000% 0.900% 0.750% 0.700%
Các chỉ tiêu
NPV 465,993 -890,443 550,861 310,095 1,421,304
IRR 10.78% 4.75% 11.29% 9.23% 13.18%
TG trả nợ 8 20 11 11 7
Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Pleikrông.
Bảng 4: Tổng hợp hiệu quả tài chính theo phơng án cơ sở II và các phơng án khảo sát:
Các phơng án khảo sát
P/A CS II P/A xau P/A tb1 P/A tb2 P/A tot
Các giả định thay đổi
Giá bán (Uscent) 4.00 4.10 4.50 4.50 5.00
Công suất tính toán (Kwh)
417.2 417.0 686.6 578.4 686.6 Tăng tổng mức đầu t (%) 0% 30% 20% 10% 0% O&M (/doanh thu) 1% 2% 2% 2% 1%
Lãi suất (/tháng) 0.875% 1.000% 0.900% 0.750% 0.700% Các chỉ tiêu NPV -611,873 -890,443 550,861 310,095 1,421,304 IRR 5.55% 4.75% 11.29% 9.23% 13.18% TG trả nợ 20 20 11