3.2. Cơ sở ước tính chi phí kinh tế của dự án
3.2.4.5. Ước tính ferf đối với số ngày hoạt động bị hạn chế (RAD)
Số ngày hoạt động hạn chế (RAD) được Ostro (1987), trích trong Wilton (2001) định nghĩa tổng số ngày người bệnh phải nằm giường bệnh, số ngày lao động bị mất, số ngày suy giảm khả năng làm việc do bệnh tật. Ostro đã ước tính chỉ số IRR liên quan giữa RAD và ô nhiễm không khí cho người trưởng thành. Kết quả Rabl (2001) kết chỉ ra cho thấy chỉ số IRR = 0,26%/ (g/m3) sẽ được tác giả sử dụng để ước tính cho bài của mình.
Phạm Anh Tuấn (2007), trích trong Kiều Minh (2007) kết quả nghiên cứu “Thực trạng các bệnh tật của người dân nội thành Hà Nội liên quan đến ơ nhiễm khơng khí” được điều tra trên 10.111 thành viên hộ gia đình sống ở Hà Nội cho thấy số ngày nghỉ ốm trung bình của một
bệnh nhân trong một năm từ 8-`16 ngày/người/năm. Luận văn giả định chỉ số số ngày hạn chế hoạt động trung bình là 16 ngày/người/năm để ước tính cho luận văn.
Vì vậy ferf = 0,26% *16*fpop = 0,26% *16*65,8% =2,7E-2 (người. năm. g/m3). 3.2.4.6. Chi phí điều trị đơn vị đối với các căn bệnh liên quan ơ nhiễm khơng khí
Căn cứ vào phương trình quy đổi từ chi phí đơn vị ở Châu Âu thành giá trị tiền tệ ở Việt Nam vào năm 2013. Phương trình như sau:
MUV(VietNam) = MUV(EU)* ) ( ) ( EU GNP PPP VN GNP PPP
Luận văn ước tính được chi phí đơn vị đối với từng căn bệnh như bảng sau:
Bảng 3.3: Chi phí điều trị đơn vị quy đổi đối với từng căn bệnh
Chi phí đơn vị ở Châu Âu năm 2017 (USD)
Chi phí đơn vị ở Việt Nam năm 2017 (USD)
Bệnh CM 143.573,00 17.406,00
Bệnh CB 252.746,00 30.641,00
Bệnh RAD 165,00 20,00
Nguồn: Tác giả tính tốn từ số liệu từ Spadaro (2003) và IMF được điều chỉnh về 2017
3.2.4.7. Tổn thất sức khỏe của người dân
Các thông số đầu vào và kết quả tính tốn tổn thất sức khoẻ từ phần mềm RiskPoll được thể hiện trong Phụ Lục 3, Bảng 3.2
Từ kết quả tính tốn tổn thất về sức khoẻ cho thấy nhà máy nhiệt điện Vân Phong 1 với công suất là 1300MW/năm sản xuất được 8580 triệu kwh sẽ gây ra tổn thất sức khỏe của người dân bằng 12,8 triệu USD (Phụ lục 3, bảng 3.4), hay khi nhà máy sản xuất ra 1 kwh sẽ gây ra một chi phí ngoại tác đến sức khỏe là 0,1492 cent/kwh.
3.2.5. Tổn thất về du lịch
Từ phần mềm RiskPoll , chia chi phí thiệt hại sức khỏe thành hai phần: đối với những người dân trong tỉnh Khánh Hịa và đối với những người ngồi tỉnh ước tính cho năm 2017, năm dự án đi vào hoạt động như trong bảng 3.4:
Bảng 3.4: Tổn thất về sức khỏe chia theo địa phương và vùng trong một năm Chất Chất
ô nhiễm
Căn bệnh Tác động Chi phí đơn vị (USD/ca) Thiệt hại Địa phương Vùng Địa phương Vùng PM10 CM (YOLL) 62,46 442,50 17.406,00 1.087.172 7.702.105 PM10 CB (mắc bệnh) 11,96 84,75 30.641,00 366.469 2.596.846 PM10 RAD (ngày) 6.487,00 45.950,00 20,00 129.681 918.583 Tổng 1.583.322 11.217.534
Nguồn: Tác giả tự tính tốn dựa trên phần mềm Risk Poll
Như vậy người dân địa phương chịu một gánh nặng tổn thất sức khỏe 1,589 triệu USD và
người dân ở khu vực còn lại chịu tổn thất sức khoẻ 11,2 triệu USD.
Phần chi phí tổn hại về mặt sức khỏe tăng thêm của một du khách khi tới tỉnh Khánh Hịa chính là phần chênh lệch giữa chi phí tổn hại sức khỏe địa phương và chi phí tổn hại về mặt sức khỏe vùng được ước tính cho một người vào năm 2017 bằng 0,0032 USD/ngày/người
(Phụ lục 3, bảng 3.5)
Theo số liệu của Sở Văn Hóa, Du lịch và Thể thao Khánh Hồ ước tính cho năm 2012 số ngày du khách nội địa lưu trú tại tỉnh Khánh Hòa trung bình 2 ngày và xem như khơng đổi cho các năm sau, như vậy thiệt hại trung bình về sức khỏe trong thời gian du lịch sẽ bằng 0,0064 USD/người tương đương với 133 VNĐ/ người7.
Theo lý thuyết mơ hình ZTCM, sự tổn hại về mặt sức khỏe làm tăng thêm chi phí cho một du khách khi tới du lịch tại tỉnh Khánh Hịa. Khi chi phí càng tăng, số lượng du khách sẽ càng giảm, điều này cũng đồng nghĩa nền kinh tế sẽ mất đi giá trị thặng dư du lịch.
Phạm Hồng Mạnh (2008) đã xây dựng đường cầu về giá trị giải trí ở Nha Trang bằng cách chia nguồn gốc du khách nội địa tới tỉnh Khánh Hòa thành 5 vùng: Vùng : 110 km, vùng 2: 250 km, vùng 3: 410 km, vùng 4: 750km và vùng 5 có bán kính hơn 750 km. Sau đó, tiến hành khảo sát chi phí du hành bao gồm chi phí thời gian, chi phí đi lại, chi phí khác8. Trong đó, chi phí thời gian được ước tính là tổng thu nhập trung bình trong một ngày của du khách trong cùng một vùng. Như vậy đường cầu giá trị giải trí như sau:
VR = 72,43 – 0,0004*TC. Trong đó VR là tỉ lệ du khách tới tỉnh Khánh Hoà trên số dân ở một
vùng. TC tổng chi phí du hành, đơn vị tính 1000vnđ.
Như vậy, khi chi phí tăng thêm 133 VNĐ/người thì chi phí trung bình tăng thêm cho mỗi vùng và số lượng khách du lịch cho mỗi vùng được ước tính trong bảng 3.5:
Bảng 3.5:Ước tính chi phí tăng thêm cho mỗi vùng
Vùng Tỉ lệ khách du lịch trên 1000 người ở mỗi vùng VR (người) Chi phí tăng thêm tính cho mỗi vùng ('000 đồng) Số lượng khách du lịch sụt giảm ở mỗi vùng ('000 người) Dân số của mỗi vùng ước tính 2017 ('000 người) Số lượng khách du lịch (người) Số lượng khách du lịch bị sụt giảm (người) A (1) (2)=(1)*0,133 (3)=(2)*0,0004 (4) (5)=(1)*(4) (6)=(3)*(4) Vùng 1 69,82 9,256 0,003702 2.749,0 191.932 10 Vùng 2 19,32 2,561 0,001025 8.367,3 161.657 9 Vùng 3 7,55 1,001 0,000400 20.970,6 158.328 8 Vùng 4 4,23 0,561 0,000224 36.717,0 155.313 8 Vùng 5 2,5 0,331 0,000133 32.892,7 82.232 4
Nguồn: Tính tốn của tác giả dựa trên số liệu tỉ lệ khách khách du lịch mỗi vùng của Phạm Hồng Mạnh (2008).
Từ kết quả cho thấy lượng khách du lịch sụt giảm hầu như không đáng kể ở các vùng, những vùng có chi phí du hành càng cao thì số lượng khách du lịch sụt giảm càng thấp, nhiều nhất là ở vùng 1với mức sụt giảm 10 người, thấp nhất ở vùng 5 mức sụt giảm chỉ có 4 người. Điều này cho thấy mức độ tổn thất du lịch của dự án hầu như không đáng kể.
Dựa trên số lượng du khách sụt giảm ở mỗi vùng, luận văn tính được giá trị thặng dư bị mất của mỗi vùng và tính giá trị thặng dư của du khách bị mất do dự án bằng 1,058 tỷ đồng tương đương 50.825 USD9 (Chi tiết tại phụ lục3, Bảng 3.6 ) Như vậy, Giá trị này hầu như rất nhỏ không đáng kể so với với tổng mức đầu tư của dự án. Luận văn giả định rằng này tổn thất này sẽ tăng theo tỉ lệ tăng dân số do dân số càng tăng thì tỷ lệ khách du lịch tới địa điểm du lịch càng lớn.
3.3. Kết quả phân tích kinh tế
Kết quả phân tích kinh tế được trình bày cụ thể ở bảng 3.6 như sau. Tính tốn chi tiết tại Phụ
lục 9.
Bảng 3.6:Kết quả phân tích kinh tế
Khoản mục NPV
Ngân lưu vào 3.556,48
-Doanh thu bán điện 3.554,97
-Doanh thu bán xỉ than 1,51
Ngân lưu ra 4.117,44
*Chi phí nhiên liệu 2.034,45
- Chi phí than nhập khẩu 2.013,85
- Chi phí dầu 20,59
*Chi phí O&M 310,98
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định 264,60 - Chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi 46,38
*Chi phí ngoại tác 90,51
- Tổn thất sức khỏe 90,14
- Tổn thất về du lịch 0,37
Thay đổi vốn lưu động 12,90
Khoản mục NPV
Chi phí đầu tư 1.668,60
Ngân lưu kinh tế ròng -560,97
Suất sinh lời nội tại kinh tế (EIRR) 6,24%
Từ kết quả phân tích cho thấy, ENPV bằng -560,97 triệu USD nhỏ hơn 0 và suất sinh lời nội tại kinh tế EIRR bằng 6,24% nhỏ hơn chi phí vốn của nền kinh tế 10% nên dự án không khả thi về mặt kinh tế
3.4. Phân tích độ nhạy
Để đánh giá mức độ rủi ro của dự án tới tính khả thi về mặt kinh tế, luận văn tiến hành phân tích độ nhạy ba biến số để xác định mức độ rủi ro tới tính khả thi về mặt kinh tế như sau:
3.4.1. Phân tích độ nhạy theo giá điện kinh tế
Luận văn phân tích tích độ nhạy dựa trên cận trên và cận dưới của giá điện kinh tế. Cận trên của giá điện kinh tế được bằng 9,47 cent/kwh ước tính từ mức WTP theo giá điện vào giờ cao điểm. Đối với cận dưới , luận văn ước tính dựa trên WTP của dự án Nhiệt điện Phú Mỹ 2.2 bằng 7,5 cent/kwh (NHTG,2002) và điều chỉnh theo tỷ lệ lạm phát USD về đầu năm 2013 tương đương với mức giá điện kinh tế bằng 6,91 cent/kwh
Bảng 3.7: Kết quả phân tích độ nhạy theo giá điện kinh tế
Mơ hình cơ sở
Giá điện kinh tế (cent/kwh)
6,91 7,50 8,31 9,00 9,47
ENPV (triệu USD) -560,97 -691,69 -399,31 0,00 344,01 576,92
Nguồn: Tác giả tự tính tốn
Kết quả phân tích độ nhạy cho thấy, giá điện kinh tế thay đổi cùng chiều với ENPV và có ảnh hưởng rất lớn tới tính khả thi về mặt kinh tế của dự án. Với gái trị hoán chuyển bằng 8,31 cent/kwh thì dự án mới khả thi về mặt kinh tế. Tuy nhiên, giá trị hoán chuyển này chỉ đạt được khi mức WTP cho một 1kwh của nền kinh tế tăng trên 0,098 cent/kwh, đồng nghĩa với việc chính quyền phải cam kết cung cấp điện ổn định cho mỗi khu vực tránh trường hợp cúp điện làm thiệt hại cho người dân. Bên cạnh đó, EVN cần giảm các chi phí truyền tải, phân phối, điều hành quản lý hiện đang chiếm 30% chi phí phát điện.
3.4.2. Phân tích độ nhạy theo giá mua than
Do giá than liên tục thay đổi theo từng tháng như trên thị trường thế giới, để đánh giá mức độ rủi ro, luận văn giả sử giá mua than thay đổi từ -30% đến 20%. Kết quả phân tích độ nhạy như sau:
Bảng 3.8: Kết quả phân tích độ nhạy theo giá mua than
Mơ hình cơ sở
Giá mua than
-30,00% -27,86% -10,00% 10% 20%
ENPV (triệu USD) -560,97 43,19 0,00 -359,58 -762,35 -963,74
Nguồn: Tác giả tự tính tốn
Giá than thay đổi ngược chiều với ENPV của dự án và giá trị hoán chuyển bằng -27,86%. Tuy nhiên, khả năng để giá than giảm -27,86% thường rất ít khi xảy ra. Trên thị trường thế giới, giá than giảm cao nhất là 20% trong giai đoạn từ 01/2012 đến tháng 01/2013.
3.4.3. Phân tích độ nhạy theo vốn đầu tư
Do các yếu tố cung cầu trên thị trường thế giới làm tăng hoặc giảm chi phí thực hay thay đổi thiết kế làm thay đổi tổng mức đầu tư. Vì vậy, luận văn giả định vốn đầu tư thay đổi trong khoảng từ -10% đến 10%. Kết quả phân tích độ nhạy như sau:
Bảng 3.9: Kết quả phân tích độ nhạy theo vốn đầu tư Mơ hình Mơ hình
cơ sở
Vốn đầu tư
-33,62% -10,00% -5,00% 5,00% 10,00%
ENPV (triệu USD) -560,97 0,00 -394,11 -499,54 -644,40 -727,83
Nguồn: Tác giả tự tính tốn
Từ kết quả trên cho thấy, Vốn đầu tư thay đổi ngược chiều với ENPV và ít có ảnh hưởng tới tính khả thi về mặt kinh tế . Giá trị hoán chuyển cho thấy vốn đầu tư giảm 33,62% thì dự án mới khả thi về mặt kinh tế nhưng điều này rất khó có khả năng xảy ra. Trừ khi, dự án thay đổi thiết kế hay thay đổi máy móc thiết bị nhập khẩu từ Nhật sang một nước khác có giá thành thấp hơn.
3.5. Phân tích mơ phỏng Monte Carlo
Bằng mô phỏng Monte Carlo, luận văn thay đổi đồng thời các biến giá điện kinh tế, biến vốn đầu tư, biến giá than để tính xác xuất để ENPV của dự án dương (chi tiết tại phụ lục 9).
Hình 3.2: Kết quả phân tích mơ phỏng Monte Carlo
Kết quả cho thấy xác xuất để ENPV dương bằng 28,05%. Vì vậy, dự án hầu như khơng khả thi về mặt kinh tế. Tuy nhiên, đến tháng 05/2015 dự án vẫn được triển khai (Nguyên Đức, 2013), như vậy, chủ đầu tư dự án phải có một lợi ích tài chính nào đó nên mới cố gắng thực hiện dự án này. Luận văn sẽ tiếp tục phân tích tài chính dự án trong phần chương 4.
Số lần thử 10.000 Trung bình -254,47 Trung vị -287,07 Yếu vị --- Độ lệch chuẩn 445,46 Phương sai 198441,38 Độ lệch 0,237 Độ nhọn 2,56 Hệ số biến thiên -1,75 Nhỏ nhất -1403 Lớn nhất 1129 Khoảng 2532,3
CHƯƠNG 4
PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH
4.1. Các thơng số để phân tích dự án
Năm 2013 được xem là năm 0, năm bắt đầu phân tích dự án. Các thông số vĩ mô bao gồm các tỉ lệ lạm phát đồng USD, đồng VNĐ, tỉ giá hối đối VND/USD.
Các thơng số liên quan đến dự án như cơ cấu vốn, khấu hao, số năm hoạt động, doanh thu, chi phí, thuế được dùng để phân tích tính khả thi về mặt tài chính của dự án.
Tất cả dòng tiền của dự án đều được quy về đồng USD, những chi phí bằng VNĐ cũng sẽ quy về USD theo tỷ giá 20.828 VNĐ/USD (NHNN Việt Nam, 2012).
4.1.1. Các thông số vĩ mô của dự án
Theo số liệu IMF, tỷ lệ lạm phát trung bình ở Hoa Kỳ từ năm 2003 đến năm 2011 là 2,39% và tỉ lệ lạm phát thấp nhất là 1,06% vào năm 2009 cao nhất là 3,32% trong năm 2005. Cơ quan này cũng đưa ra dự báo tỉ lệ lạm phát trong khoảng thời gian từ 2013- 2017 như sau:
Bảng 4.1: Tỉ lệ lạm phát Hoa Kỳ
Năm 2013 2014 2015 2016 2017
Tỉ lệ lạm phát 1,33% 1,43% 1,65% 1,87% 2,09%
Nguồn: IMF (2012)
Tác giả giả định tỉ lạm phát hoa kỳ 2% từ năm 2017 đến suốt vòng đời dự án sau đó sẽ đánh giá tác động dựa trên phân tích độ nhạy tới tính khả thi về mặt tài chính của dự án.
Đối với Việt Nam, cơ quan này cũng đưa ra dự báo tỉ lệ lạm phát Việt Nam như sau:
Bảng 4.2: Tỉ lệ lạm phát Việt Nam
Năm 2012 2013 2014 2015
Tỉ lệ lạm phát 8,68% 5,75% 5,17% 4,77%
Như vậy, tác giả giả định lạm phát trung bình của Việt Nam trong suốt vịng đời dự án bằng 5%.
4.1.2. Cơ sở xác định doanh thu tài chính của dự án
Doanh thu của dự án được tính bằng cách lấy giá bán điện nhân với sản lượng điện thương phẩm. Sản lượng điện thương phẩm được xác định thông qua công suất của nhà máy, hệ số sử dụng và hệ số điện tự dùng.
Giá bán điện được Bộ Công Nghiệp (2017) quy định nằm trong khoảng từ 3,5 – 5 cent/kwh, tùy vào từng thời điểm. Tuy nhiên, giá bán điện của IPP không phụ thuộc vào các quy định của BCN mà được xác định trên hợp đồng mua bán điện với EVN. Cơ sở để lập giá bán điện thường căn cứ dựa trên giá bán điện phải bù đắp đủ tồn bộ chi phí và cộng thêm một suất sinh lợi mong muốn.
Hiện nay, EVN đang mua điện của các nhà máy IPP giao động trong khoảng 1.280 – 1.300 đồng/kwh tương đương 6,15 – 6,25 cent/kwh, như vậy cao hơn so với giá bán điện 5,966 cent/kwh như trong đề xuất của dự án từ 0,15 – 0,25 cent/kwh (Nhật Minh, 2013). Luận văn sẽ lấy giá bán điện 6,15 cent/kwh năm 2013 điều chỉnh theo lạm phát và phân tích độ nhạy để xem xét tính khả thi về mặt tài chính của dự án.
Ngồi doanh thu bán điện, dự án còn khoản doanh từ việc bán 309.660 tấn tro xỉ hàng năm cho các nhà máy xi măng, nhà máy làm gạch. Phạm Văn Đạt (2011) khảo sát tại nhà máy nhiệt điện Phả Lại, sản lượng tro xỉ bán ra bên ngoài chiếm 70% sản lượng tro xỉ hàng năm của dự án với mức giá 1,02 USD/tấn năm 2013 và điều chỉnh theo lạm phát để tính tốn cho