Ngân lưu Năm
2010 2015 2019 2025 2030
Quan điểm của LDUs
Ngân lưu vào 12.594 126.329 235.157 638.486 1.585.505
Doanh thu ròng (bán điện) 12.399 103.222 217.014 638.486 1.585.505
Ngân sách tỉnh bù lỗ 194 23.107 18.143
Ngân lưu ra 12.594 118.570 228.833 639.952 1.568.751
Chi phí hoạt động 12.594 104.941 215.203 623.783 1.545.291 Chi phí trực tiếp 10.479 89.194 187.038 551.478 1.376.117 Mua điện từ công ty điện lực tỉnh 10.479 89.194 187.038 551.478 1.376.117 Chi phí gián tiếp 2.115 15.747 28.166 72.305 169.174 Chi phí quản lý 1.240 10.322 21.701 63.849 158.551 Chi phí lương nhân viên kỹ thuật
và thu tiền điện 720 4.801 5.836 7.820 9.981
Chi phí bảo dưỡng 155 624 629 636 643
Thuế TNDN 0 0 0 2.539 9.831
Trả lãi vay và nợ gốc 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ròng 0 7.759 6.324 -1.466 16.754
Quan điểm của ngân sách tỉnh
Ngân lưu vào 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Tiền lãi vay và nợ gốc thu được từ
LDUs 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ra 20.549 24.551 28.557 10.414 10.414
Chi phí đầu tư 20.355 0 0 0 0
Trả lãi vay và nợ gốc cho Bộ Tài
chính 0 1.444 10.414 10.414 10.414
Bù lỗ cho LDUs 194 23.107 18.143
Ngân lưu ròng -20.549 -10.921 -14.927 3.215 3.215
NPV của LDUs bằng 44,863 tỷ đồng, nhưng NPV của UBND Tỉnh lại là âm 109,822 tỷ đồng.
(ii) Bù lỗ cho LDUs trong 10 năm đầu bằng lượng tiền UBND Tỉnh thu được trong những năm tương ứng: Bảng 5.6 minh họa dòng ngân lưu của LDUs và UBND Tỉnh trong trường hợp này.
Bảng 5.6: Tỉnh bù lỗ LDUs trong 10 năm đầu bằng khoản ngân lưu dương UBND Tỉnh nhận được hàng năm
Ngân lưu Năm
2010 2015 2019 2025 2030
Quan điểm của LDUs
Ngân lưu vào 12.399 115.408 274.201 638.486 1.585.505
Doanh thu ròng (bán điện) 12.399 103.222 270.986 638.486 1.585.505
Ngân sách tỉnh bù lỗ 0 12.186 3.215
Ngân lưu ra 12.594 118.570 281.030 639.952 1.568.751
Chi phí hoạt động 12.594 104.941 267.400 623.783 1.545.291 Chi phí trực tiếp 10.479 89.194 233.544 551.478 1.376.117 Mua điện từ công ty điện lực tỉnh 10.479 89.194 233.544 551.478 1.376.117 Chi phí gián tiếp 2.115 15.747 33.856 72.305 169.174 Chi phí quản lý 1.240 10.322 27.099 63.849 158.551 Chi phí lương nhân viên kỹ thuật
và thu tiền điện 720 4.801 6.127 7.820 9.981
Chi phí bảo dưỡng 155 624 630 636 643
Thuế TNDN 0 0 0 2.539 9.831
Trả lãi vay và nợ gốc 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ròng -194 -3.162 -6.829 -1.466 16.754
Quan điểm của ngân sách tỉnh
Ngân lưu vào 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Tiền lãi vay và nợ gốc thu được từ
LDUs 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ra 20.355 13.630 13.630 10.414 10.414
Chi phí đầu tư 20.355 0 0 0 0
Trả lãi vay và nợ gốc cho Bộ Tài
chính 0 1.444 10.414 10.414 10.414
Bù lỗ cho LDUs 0 12.186 3.215
Ngân lưu ròng -20.355 0 0 3.215 3.215
NPV của LDUs vẫn không hiệu quả, bằng âm 41,359 tỷ đồng. NPV của UBND Tỉnh bằng 4,916 tỷ đồng.
Như vậy, khi tỉnh bù lỗ hoàn toàn cho LDUs trong 10 năm đầu, dự án trở nên khả thi đối với LDUs.
5.1.4. Tăng giá bán lẻ điện
Trong phần phân tích độ nhạy, khi điều chỉnh tăng đồng thời giá mua buôn điện và giá bán lẻ điện, NPV của LDUs không được cải thiện đáng kể. Nguyên nhân là do sự chênh lệch giữa giá mua vào và bán ra của điện năng tiêu thụ là không lớn.
Trong phần này, ta giữ nguyên giá mua điện sinh hoạt (tức là giá bán buôn điện của công ty điện lực), đồng thời tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt theo các tỷ lệ 2%, 4%, 6%, 8%, 10% để nới rộng chênh lệch giá điện kinh doanh của LDUs. Giá điện mục đích khác khơng đề cập do có tỷ lệ tiêu thụ điện thấp. Bảng 5.7 mô tả kết quả tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt.
Bảng 5.7: Tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt
Tốc độ tăng giá bán lẻ
điện sinh hoạt 0% 2% 4% 4,29% 6% 8%
NPV của LDUs (tr. đồng) -99.374 -52.865 -6.611 0 39.643 85.496
IRR của LDUs - - 6,89% 7,68% 12,00% 16,50%
(Nguồn: Chi tiết tính tốn trong Phụ lục 10)
Khi giá bán lẻ điện sinh hoạt tăng lên, NPV được cải thiện rõ rệt. Bằng công cụ Goal Seek trong Excel, tác giả xác định được tại mức tăng 4,29%, NPV của LDUs sẽ bằng không.
5.2. Giải pháp đề xuất
Trong phần trên, đề tài đã xem xét bốn nhóm giải pháp chính. Sau khi cân nhắc, tác giả lựa chọn hai giải pháp có thể áp dụng theo thứ tự ưu tiên, một là tăng giá bán lẻ điện ở địa phương, hai là sử dụng ngân sách tỉnh bù lỗ cho LDUs trong một số năm đầu vận hành dự án. Sự lựa chọn này dựa trên các lý do sau:
(i) Giải pháp điều chỉnh điều khoản nợ vay với LDUs là khơng có tác dụng. NPV của LDUs vẫn nhỏ hơn không.
(ii) Giải pháp cắt giảm chi phí hoạt động mang lại NPV dương cho LDUs. Nhưng NPV chỉ dương khi kết hợp cùng lúc việc cắt giảm chi phí hoạt động và cắt giảm nhân công. Các mức kết hợp khả thi giữa chi phí hoạt động và nhân cơng là 6% ÷ 10; 7% ÷ 5. Tuy nhiên, các kết hợp này gây nhiều khó khăn cho LDUs.
Về lao động, tại mơ hình cơ sở, với 10 nhân công/LDU, mỗi nhân công quản lý khoảng 130 hộ gia đình. Giả sử giảm số nhân công còn 5 người, mỗi người sẽ phải quản lý khoảng 260 hộ gia đình. Điều này rất khó khi mức lương vẫn chỉ giữ ở mức hiện tại (800 nghìn đồng/người/tháng). Mức lương này khó giữ chân người lao động, hoặc chỉ thuê được lao động thủ cơng khơng có có kỹ năng.
Về chi phí quản lý, mức chi phí này khơng có quy định cố định của Luật kế toán mà được áp dụng theo tham khảo một số HTX tại Liên minh HTX Tỉnh Thái Nguyên. Khoản chi phí này được chi trả lương cho bộ máy quản lý, các chi phí văn phịng phẩm, tiếp khách và các chi phí khác. Sự cắt giảm chi phí này phải căn cứ vào tình hình hoạt động thực tế của từng LDU theo từng thời điểm cụ thể, không thể xem là một giải pháp dài hạn được duy trì liên tục.
(iii) Phương án tỉnh bù lỗ cho LDUs bằng với khoản lỗ hàng năm trong một số năm đầu tiên, sau 7 năm bù lỗ, NPV của LDUs sẽ dương, bằng 12,274 tỷ đồng. Nhưng với phương án này, mỗi năm UBND Tỉnh phải bù lỗ từ 23 đến 24 tỷ đồng. Sau khi bù trừ với dòng ngân lưu dương thu được, mỗi năm, ngân sách tỉnh phải bỏ ra thêm trên 12 tỷ đồng, tương đương với việc bù lỗ cho mỗi xã trên 400 triệu đồng/năm. Trong trường hợp này, NPV của UBND Tỉnh sẽ là âm 58,079 tỷ đồng.
(Chi tiết tại Phụ lục 9)
Thực chất của phương án này là sự chuyển giao sự khơng bền vững về mặt tài chính từ LDUs sang UBND Tỉnh. Đây là phương án có thể cân nhắc nếu trong những năm tới, ngân sách chung của tỉnh có sự cải thiện.
(iv) Giải pháp tăng giá bán lẻ điện mang lại nhiều ưu điểm. NPV của LDUs sẽ bằng không khi mức tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt tăng lên 4,29%. Giải pháp này được ưu tiên dựa trên những luận điểm sau:
Thứ nhất, UBND Tỉnh sẽ không phải chịu gánh nặng ngân sách để bù lỗ cho
LDUs. NPV của UBND Tỉnh là 77,265 tỷ đồng và khoản tiền này có thể được chi dùng để đầu tư thêm cơ sở hạ tầng (đường xá, thủy lợi) cho các xã thuộc dự án.
Thứ hai, nếu LDUs tiếp nhận dự án, sớm hay muộn việc tăng giá bán ngoài
quy định vẫn sẽ bị áp dụng. Từ năm 2008 trở về trước, giá trần bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn được quy định là 700 đồng/kWh. Thực tế cho thấy, ở những địa phương vùng sâu, vùng xa, giá bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn đã không giữ được mức giá trần này. Dưới sự quản lý của các tổ chức kinh doanh điện nông thôn, người dân vẫn phải chịu giá điện cao đến gần 2000 đồng/kWh. Vấn đề này đã được đề cập tại phần 2.2. Thực trạng mơ hình kinh doanh điện nơng thôn.
Trước áp lực của sự thua lỗ, các LDU sẽ phải tăng giá nếu đứng ra tiếp nhận dự án. Rốt cuộc, mỗi LDU quản lý hoàn toàn lưới điện tại một địa phương và gần như là một doanh nghiệp độc quyền. Bằng cách này hay cách khác, người dân sẽ phải chịu giá điện cao hơn giá nhà nước quy định. Câu chuyện sẽ trở lại điểm xuất phát ban đầu vì cho đến nay vấn đề áp giá điện cao quá mức quy định tại nông thôn vẫn chưa được đặt dưới tầm kiểm sốt của chính quyền địa phương.
Rõ ràng, để tránh tình trạng các LDU tăng giá một cách vô lý, việc nhà nước chủ động cho phép tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt nơng thơn dựa trên tính tốn cụ thể sẽ tốt hơn rất nhiều. Giải pháp này cũng tránh cho ngân sách tỉnh một gánh nặng 12 tỷ đồng/năm nếu áp dụng giải pháp bù lỗ cho LDUs.
Những lý do trên là cơ sở để tác giả lựa chọn giải pháp tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt để giải quyết sự không bền vững về mặt tài chính của mơ hình kinh doanh điện nơng thơn là giải pháp ưu tiên. Với giải pháp này, hầu hết tất cả các bên liên quan đề được lợi bao gồm Ngân hàng thế giới, Chính phủ, UBND Tỉnh và LDUs. Người dân nông thôn sẽ chịu thiệt hại do giá điện cao hơn giá nhà nước quy định, nhưng so với giá điện đắt đỏ trước đây mà người dân phải chịu, mức giá này có lợi hơn rất nhiều.
Mức độ tăng giá điện: Câu hỏi đặt ra là liệu giá điện bán lẻ tăng bao nhiêu là hợp lý? Một số vấn đề có thể cân nhắc:
(i) Về mặt vĩ mô, việc tăng giá điện một cách đồng loạt trên cả nước cần một nghiên cứu sâu rộng hơn vì sự tăng giá này gây ra nhiều tác động về mọi mặt kinh tế - xã hội. Nghiên cứu của Nguyễn Đức Thành và đồng sự (2008) cho thấy khi giá điện tăng lên 20% sẽ tác động tới đời sống nhân dân, năng lực sản xuất điện, động lực đầu tư vào ngành điện và vấn đề lạm phát do tâm lý. Do vậy, trong giới hạn đề tài này, việc tăng giá điện được đề xuất trong giới hạn các xã thuộc tiểu Dự án Năng lượng nông thôn II Tỉnh Thái Nguyên.
(ii) Theo Sở Kế hoạch và Đầu tư Tỉnh Thái Nguyên, tốc độ tăng trưởng GDP đầu người của tỉnh giai đoạn 2006 - 2010 là 11,11%/năm. Đây có thể là căn cứ để xem xét mức độ tăng giá điện bán lẻ nông thôn. Tuy nhiên cũng cần cân nhắc rằng tốc độ tăng trưởng GDP này là của tồn tỉnh và nơng thơn có mức sống thấp hơn so với khu vực thành thị.
Ngoài ra, trước năm 2009, giá bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn được áp dụng thống nhất ở mức 700 đồng/kWh. So với mức giá bán lẻ cho 50 kWh đầu tiên là 600 đồng/kWh thì mức giá cũ đã cao hơn 16,67%.
Với những căn cứ trên, tác giả đề xuất Chính phủ cho phép LDUs được tăng giá bán lẻ điện trong phạm vi tiểu dự án Tỉnh Thái Nguyên với mức tăng cụ thể như sau:
Thời điểm tăng giá: Tại thời điểm bàn giao dự án cho LDUs (quý IV/2010). Mức tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn: 6% tại mọi mức sử dụng. Các nội dung khác giữ nguyên theo kịch bản cơ sở.
Bảng 5.8: Giá bán lẻ điện sinh hoạt trước và sau khi điều chỉnh
Điện sinh hoạt Trước khi tăng giá Sau khi tăng giá
50 kWh đầu tiên 600 636 Kwh từ 50 - 100 1.004 1.064 Kwh từ 101 - 150 1.214 1.287 Kwh từ 151 - 200 1.594 1.690 Kwh từ 201 - 300 1.722 1.825 Kwh từ 301 - 400 1.844 1.955 Kwh từ 401 trở đi 1.890 2.003
Bảng 5.7 minh họa ngân lưu của LDUs và UBND Tỉnh sau khi tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt.
Bảng 5.9: Ngân lưu của LDUs và UBND Tỉnh sau khi tăng giá bán lẻ điện sinh hoạt
Ngân lưu Năm
2010 2015 2019 2025 2030
Quan điểm của LDUs
Ngân lưu vào 13.452 112.333 295.116 695.605 1.727.704
Doanh thu ròng (bán điện) 13.452 112.333 295.116 695.605 1.727.704
Ngân lưu ra 12.887 119.482 284.886 658.515 1.614.966
Chi phí hoạt động 12.699 105.852 269.813 629.495 1.559.511 Chi phí trực tiếp 10.479 89.194 233.544 551.478 1.376.117 Mua điện từ công ty điện lực tỉnh 10.479 89.194 233.544 551.478 1.376.117 Chi phí gián tiếp 2.220 16.658 36.269 78.017 183.394 Chi phí quản lý 1.345 11.233 29.512 69.560 172.770 Chi phí lương nhân viên kỹ thuật
và thu tiền điện 720 4.801 6.127 7.820 9.981
Chi phí bảo dưỡng 155 624 630 636 643
Thuế TNDN 188 0 1.443 15.391 41.826
Trả lãi vay và nợ gốc 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ròng 565 -7.148 10.230 37.090 112.739
Quan điểm của ngân sách tỉnh
Ngân lưu vào 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Tiền lãi vay và nợ gốc thu được từ
LDUs 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ra 20.355 1.444 10.414 10.414 10.414
Chi phí đầu tư 20.355 0 0 0 0
Trả lãi vay và nợ gốc cho Bộ Tài
chính 0 1.444 10.414 10.414 10.414
Ngân lưu ròng -20.355 12.186 3.215 3.215 3.215
(Nguồn: Chi tiết tính tốn trong Phụ lục 10)
Sau khi tăng giá, NPV của LDU bằng 39,643 tỷ đồng và IRR bằng 12%. Dự án trở nên khả thi với LDUs. Mô hình kinh doanh điện nơng thơn trở nên bền vững về mặt tài chính. Về phía UBND Tỉnh, NPV vẫn giữ nguyên ở mức 77,265 tỷ đồng do khoản ngân lưu vào và ra của ngân sách tỉnh không chịu tác động trực tiếp của việc tăng giá bán lẻ điện.
CHƯƠNG 6
KẾT LUẬN
Xuất phát từ tình hình thực tế, từ năm 2002, các đơn vị kinh doanh điện nông thôn được yêu cầu chuyển đổi thành các tổ chức kinh doanh có tư cách pháp nhân hoạt động theo quy định của pháp luật. Nguyên nhân chính của sự chuyển đổi này là sự yếu kém trong quản lý kinh doanh điện nông thôn dẫn đến người dân ở khu vực nông thôn bị áp giá điện quá cao so với mức giá ưu đãi mà nhà nước quy định.
Cùng với sự thành công của chương trình điện khí hóa nơng thơn, Ngân hàng thế giới dần mở rộng mục tiêu hỗ trợ hạ tầng điện nông thôn đến việc phát triển kinh tế tư nhân trong lĩnh vực thị trường điện bán lẻ. Điều này cũng phù hợp với chủ trương xã hội hóa thị trường điện của Việt Nam, đồng thời cũng góp phần nâng cao hiệu quả của các tổ chức kinh doanh điện nơng thơn, qua đó giúp cho người dân tiếp cận với giá điện ưu đãi do nhà nước quy định. Thông qua Dự án Năng lượng nông thôn II, NHTG đã cung cấp một khoản tín dụng ưu đãi để cải tạo, mở rộng hệ thống điện nông thôn trên địa bàn 30 tỉnh của Việt Nam. Đi kèm với khoản tín dụng này, các tổ chức kinh doanh điện nông thôn kém hiệu quả hiện tại được yêu cầu chuyển đổi thành các tổ chức có tư cách pháp nhân hoạt động theo luật pháp Việt Nam, sau đó đứng ra tiếp nhận lưới điện, vận hành và trả nợ. Dự án đã được phê duyệt và triển khai thực hiện do mang lại hiệu quả kinh tế, nhưng về mặt tài chính vẫn còn trục trặc, cụ thể là hiệu quả tài chính của các tổ chức kinh doanh điện nơng thơn tham gia dự án.
Trong nghiên cứu này, Tình huống tiểu dự án Thái Nguyên thuộc Dự án Năng lượng nông thôn II được lựa chọn để phân tích kỹ lưỡng tính bền vững về mặt tài chính của mơ hình kinh doanh điện nơng thơn, qua đó tìm ra những ngun nhân và giải pháp cụ thể để nâng cao tính bền vững tài chính của mơ hình này.
Mơ hình tài chính ở kịch bản cơ sở trong tình huống được lựa chọn đã dẫn đến kết luận các tổ chức kinh doanh điện nông thôn sẽ bị thua lỗ khi dự án đi vào hoạt động. Với chi phí vốn thực của LDUs là 7,68%, ngân lưu ròng của LDUs là âm
99,374 triệu đồng. Điều này cho thấy dự án là không hiệu quả về mặt tài chính với LDUs mặc dù các LDU này nhận được nhiều thuận lợi khi tham gia dự án, bao gồm việc tiếp nhận lưới điện sau khi đã đầu tư xong và chỉ phải hoàn trả phần vốn vay NHTG trong tổng giá trị đầu tư lưới điện trong q trình vận hành, trong khi đó tỷ