Ngân lưu của LDUs
(triệu đồng)
Năm
2010 2015 2020 2025 2030
Ngân lưu vào 12.399 103.222 270.986 638.486 1.585.505
Doanh thu ròng (bán điện) 12.399 103.222 270.986 638.486 1.585.505
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
Ngân lưu trước trả lãi vay và nợ gốc -194 -1.718 3.585 12.164 30.384
Trả lãi vay và nợ gốc 0 13.630 13.630 13.630 13.630
Ngân lưu ròng (vào - ra) -194 -15.348 -10.044 -1.466 16.754
(Nguồn: Tác giả, tính tốn theo thơng tin đầu vào ở phần 3.2)
4.1.5. Kết quả thẩm định
Với suất chiết khấu thực là 7,68% như đã được xác định, kết quả thu được như sau:
NPV với suất chiết khấu thực 7,68% là âm 99,374 tỷ đồng.
IRR khơng xác định được do ngân lưu rịng đối với LDUs âm từ khi dự án bắt đầu vận hành đến năm 2025, năm thứ 15 của vòng đời dự án.
Với kết quả này, dự án là không khả thi đối với LDUs. Nếu quyết định tham gia dự án, ngân lưu ròng của LDUs sẽ bị âm từ năm đầu tiên cho đến năm thứ 15.
Phân tích về khả năng trả nợ của LDUs thơng qua hệ số an tồn trả nợ (debt service coverage ratio; viết tắt là DSCR) cũng cho thấy dự án có mức độ rủi ro tài chính rất cao. Để đảm bảo an toàn trả nợ, các tổ chức cho vay thường yêu cầu DSCR hàng năm phải có giá trị từ 1,2 trở lên (Nguyễn Xuân Thành, 2009). Tính tốn tại Phụ lục 4 cho thấy DSCR có giá trị trung bình là 0,626. Giá trị DSCR nhỏ hơn 1,2 từ năm đầu tiên trả nợ (2011) cho đến năm thứ 16 (2026) của dự án.
4.2. Ngân lưu theo quan điểm của UBND Tỉnh
Về lý thuyết, đối với cơ quan quản lý ngân sách chính quyền địa phương, dịng tiền tài chính rịng do dự án tạo ra được tính bằng hiệu số của thuế và phí sử dụng trực tiếp và gián tiếp, trừ đi trợ giá và trợ cấp trực tiếp và gián tiếp. Đối với kinh doanh điện nông thôn, nguồn thu chủ yếu với ngân sách nhà nước là thuế giá trị gia tăng và thuế thu nhập doanh nghiệp. Tuy nhiên, trong tiểu dự án Thái Nguyên có một số khác biệt.
Thứ nhất, tính đến năm 2004, 100% số xã trên địa bàn Tỉnh Thái Nguyên đã có điện lưới quốc gia. Tiểu Dự án RE II tại Tỉnh Thái Nguyên chủ yếu là cải tạo và phục hồi lưới điện cho 30 xã trên địa bàn 6 huyện Phú Bình, Định Hóa, Phú Lương, Phổ Yên, Đại Từ và Đồng Hỷ của Tỉnh Thái Nguyên. Do vậy, có thể coi số tiền thuế giá trị gia tăng thu được trong hai trường hợp "có" và "khơng có" dự án là khơng sai biệt đáng kể.
Thứ hai, đây là dự án UBND Tỉnh vay vốn ưu đãi của NHTG thông qua Bộ Tài chính, sau đó cho LDUs vay lại với lãi suất có ưu đãi. Khoản chênh lệch này có thể tính là nguồn thu đối với ngân sách tỉnh. Trong dự án này, UBND Tỉnh cũng phải bỏ ra một phần vốn đối ứng ban đầu (theo cơ cấu vốn đầu tư tại phần 3.2.1).
Trong trường hợp LDUs trả được nợ, ngân lưu của UBND Tỉnh được tính tốn tại Bảng 4.2.
Bảng 4.2: Ngân lưu theo quan điểm của UBND Tỉnh trường hợp LDUs trả được nợ
Ngân lưu của ngân sách tỉnh
(triệu đồng)
Năm
2010 2015 2020 2025 2030
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 (vào - ra) -20.355 12.186 3.215 3.215 3.215
(Nguồn: Tác giả, tính tốn theo thơng tin đầu vào ở phần 3.2)
NPV với suất chiết khấu thực 1,57% là 77,265 tỷ đồng. IRR bằng 54,93%.
Nguyên nhân NPV vốn ngân sách tỉnh dương là do khoản chi phí bỏ ra của UBND Tỉnh trong dự án chỉ là 20,355 tỷ đồng. Trong khi đó, Tỉnh nhận được khoản chênh lệch giữa việc trả lãi suất Bộ Tài chính 1%/năm và thu lãi suất từ LDUs 7%/năm trong vòng 20 năm. Trong 5 năm đầu tiên, UBND Tỉnh được ân hạn, chỉ phải hồn trả lãi vay mà khơng phải trả nợ gốc. Điều này làm ngân lưu ròng của UBND Tỉnh lên tới 12,186 tỷ đồng mỗi năm trong 5 năm đầu vận hành dự án.
Trong trường hợp LDUs không trả được nợ, Tỉnh sẽ phải đứng ra trả thay LDUs. Bảng 4.3 minh họa ngân lưu của UBND Tỉnh trong trường hợp này.
Bảng 4.3: Ngân lưu theo quan điểm của UBND Tỉnh trường hợp LDUs không trả được nợ
Ngân lưu của ngân sách tỉnh
(triệu đồng)
Năm
2010 2015 2020 2025 2030
Ngân lưu vào 0 0 0 0 0
Tiền lãi vay và nợ gốc thu được từ LDUs 0 0 0 0 0
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 (vào - ra) -20.355 -1.444 -10.444 -10.444 -10.444
NPV với suất chiết khấu thực 1,57% là âm 155,061 tỷ đồng.
IRR khơng xác định được vì ngân lưu rịng âm hồn tồn suốt vịng đời dự án. Nguyên nhân là dòng ngân lưu vào duy nhất của UBND Tỉnh là tiền lãi vay và nợ gốc thu được từ LDUs đã khơng cịn.
Kết luận
Kết quả phân tích tài chính cho thấy khi dự án đi vào vận hành, cả UBND Tỉnh và LDUs đều có khả năng bị thiệt hại. Trường hợp LDUs không trả được nợ và không tham gia dự án, UBND Tỉnh sẽ phải chịu trách nhiệm hoàn trả khoản nợ cho Bộ Tài chính. Trường hợp LDUs tham gia dự án, UBND Tỉnh sẽ là bên được lợi và các LDU sẽ bị thua lỗ nặng nề. Tính trên tổng mức đầu tư 175 tỷ đồng, các LDU chỉ phải hoàn trả 145 tỷ, tương đương khoảng 80% tổng chi phí đầu tư. Ngồi ra, đường điện hạ áp được cải tạo, đầu tư mới hoàn toàn làm tỷ lệ tổn thất điện năng giảm xuống dưới 10%. Nhưng lợi thế này cũng không làm hiệu quả kinh doanh của LDUs được cải thiện. Kết quả này giúp trả lời câu hỏi thứ nhất mà nghiên cứu đã
đưa ra từ ban đầu, đó là mơ hình kinh doanh điện nơng thơn là khơng bền vững về mặt tài chính.
4.3. Phân tích độ nhạy và mơ phỏng
Căn cứ vào kết quả phân tích nêu trên, tác giả thực hiện các phân tích về độ nhạy và mơ phỏng để tìm hiểu nguyên nhân tại sao mơ hình kinh doanh điện nông thôn không bền vững về mặt tài chính.
4.3.1. Phân tích độ nhạy
Từ dịng ngân lưu vào và ra trong mơ hình tài chính, tác giả nhận diện được một số yếu tố tác động đến NPV của LDUs.
Ngân lưu vào duy nhất đối với LDUs là doanh thu từ bán điện. Dòng ngân lưu này bị tác động bởi hai yếu tố: nhu cầu tiêu thụ điện tại các xã và giá bán lẻ điện.
Theo số liệu tiêu thụ điện trong mơ hình, nhu cầu tiêu thụ điện tại các xã thuộc dự án là rất thấp. Xét riêng năm 2009, tổng điện năng tiêu thụ là 28.269.479 kWh. Với tổng số hộ tại 30 xã dự án là 39.523 hộ thì trung bình mỗi hộ tiêu thụ 715 kWh/năm, tương đương khoảng 60 kWh/tháng. Trong khi đó, 90% điện năng tiêu
thụ lại là điện sinh hoạt với mức giá thấp, không phải là điện mục đích khác với mức giá cao hơn như điện sản xuất hoặc kinh doanh. Tuy nhiên, mức tiêu thụ thấp như vậy làm cho các giả định về tốc độ tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ trong tương lai trở nên khơng chắc chắn vì sự tăng trưởng thu nhập của các hộ dân ở khu vực nông thơn khó lượng định.
Cùng với mức tiêu thụ điện năng thấp, giá bán lẻ điện nông thôn cũng thấp tương ứng. Trước năm 2009, giá bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn bán đến hộ dân được nhà nước quy định đồng nhất là 700 đồng/kWh. Từ sau Thông tư 05/2009/TT- BCT ngày 26/02/2009 của Bộ Cơng Thương, giá điện được tính theo giá bậc thang, theo đó 50 kWh đầu tiên giá bán lẻ điện chỉ là 600 đồng, trong khi giá bán buôn điện nông thôn là 420 đồng/kWh so với 429 đồng/kWh trước đó.
Trong ngắn hạn, thị trường điện còn mang nặng tính độc quyền và vẫn cịn nằm trong danh sách những mặt hàng được nhà nước quản lý giá. Việc tăng giá điện sẽ được xem xét hàng năm để phù hợp với mức tăng giá chung của nền kinh tế cũng như phù hợp với khả năng cung cấp điện của quốc gia. Về dài hạn, mức giá bán buôn cũng như bán lẻ điện sẽ do thị trường quyết định. Do vậy, ngoài giả định như ở phương án cơ sở là giá điện được điều chỉnh theo lạm phát 2 năm một lần, đề tài sẽ thực hiện những thay đổi khác để xem xét một cách toàn diện hơn.
Ngân lưu ra của LDUs gồm chi phí hoạt động, thuế thu nhập doanh nghiệp và trả nợ vay. Trong chi phí hoạt động, dịng tiền lớn nhất là chi phí mua bn điện từ cơng ty điện lực tỉnh. Sự không chắc chắn trong giả định về giá điện đã được đề cập ở trên. Thứ hai là các chi phí gián tiếp phục vụ cho hoạt động thường xuyên của LDUs, đó là chi phí quản lý doanh nghiệp, chi phí bảo dưỡng đường điện và chi phí nhân cơng. Dịng tiền thứ ba là khoản lãi vay và nợ gốc phải trả hàng năm theo quy định tại Hiệp định vay vốn của NHTG.
Trong phần này, chúng ta sẽ đi xem xét yếu tố tốc độ tăng nhu cầu điện và phương án điều chỉnh giá điện. Những yếu tố khác sẽ được đề cập trong phần tìm kiếm giải pháp cho sự bền vững về tài chính của LDUs.
Tốc độ tăng nhu cầu điện:
Cơ cấu điện tiêu thụ thực tế tại các xã thuộc dự án tại cho thấy 90% là điện sinh hoạt nông thôn. Sự thay đổi của tốc độ tăng tiêu thụ điện sinh hoạt sẽ tác động lớn đến kết quả kinh doanh của LDUs. Do vậy, đề tài sử dụng tốc độ tăng trưởng của loại mục đích sử dụng điện này để tiến hành phân tích.
Trong mơ hình cơ sở, tốc độ tăng nhu cầu tiêu thụ điện sinh hoạt giai đoạn 2010 - 2015 được giả định là 12% căn cứ vào số liệu lịch sử tiêu thụ điện của các xã giai đoạn 2006 - 2009. Tuy nhiên, nếu xét từng năm, tăng trưởng tiêu thụ lịch sử lại khơng cố định, có năm cao hơn rất nhiều (cụ thể năm 2007 tăng 19% so với năm 2006, năm 2009 tăng 22% so với năm 2008), riêng năm 2008, tăng trưởng tiêu thụ lại là âm 3%.
Tương tự, tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện sinh hoạt nông thôn giai đoạn từ năm 2016 trở đi được giả định là 15%/năm cũng cần được xem xét để có đánh giá chính xác hơn.
Do vậy, ta sẽ xem xét sự thay đổi của tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện theo từng giai đoạn đối với sự thay đổi NPV của LDUs với kỳ vọng rằng NPV sẽ được cải thiện khi tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện tăng lên tương ứng. Giai đoạn 2010 - 2015, tốc độ tăng trưởng được xem xét qua các tỷ lệ 10%, 12%, 17%, 19% - 24%. Giai đoạn sau năm 2015, tốc độ tăng trưởng được xem xét qua các tỷ lệ tương tự.
Bảng 4.4: Độ nhạy một chiều NPV của LDUs theo tốc độ tăng nhu cầu điện
Tốc độ tăng nhu cầu điện
giai đoạn 2010 - 2015 10% 12% 15% 22% 24%
NPV của LDUs (tr. đồng) -112.171 -99.374 -78.267 -18.049 2.516
IRR của LDUs - - - 5,36% 7,99%
Tốc độ tăng nhu cầu điện
giai đoạn 2016 - 10% 12% 15% 22% 24%
NPV của LDUs (tr. đồng) -134.200 -121.750 -99.374 -19.686 13.453
Kết quả chạy độ nhạy một chiều cho thấy khi tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện tăng cao, NPV của LDUs được cải thiện hơn. Khi tốc độ tăng nhu cầu điện các năm tăng lên 24%/năm, NPV của LDUs sẽ lớn hơn không, dự án trở nên hiệu quả với LDUs.
Bảng 4.5: Độ nhạy hai chiều NPV của LDUs theo tốc độ tăng nhu cầu điện
NPV của LDUs
(triệu đồng)
Tốc độ tăng nhu cầu điện giai đoạn 2010 - 2015
10% 15% 17% 19% 21% 24%
Tốc độ tăng nhu cầu điện giai đoạn
từ 2016 trở đi 15% -112.171 -78.267 -62.790 -45.976 -27.735 2.516 17% -95.728 -57.161 -39.384 -20.065 901 35.686 19% -76.296 -32.045 -11.530 10.770 34.980 74.967 20% -65.326 -17.747 4.326 28.324 54.379 97.273 21% -53.377 -2.147 21.627 47.477 75.546 121.620 22% -40.341 14.875 40.504 68.374 98.537 148.195
(Nguồn: Chi tiết tính tốn trong Phụ lục 6)
Kết quả chạy độ nhạy hai chiều cải thiện hơn. Một số kết hợp mang lại NPV dương giữa tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2010 - 2015 và giai đoạn 2016 trở đi là: 15% ÷ 22%; 17% ÷ 20%; 19% ÷ 19%; 21% ÷ 17%; 24% ÷ 15%;.
Có thể thấy rõ nguyên nhân NPV của LDUs thấp như vậy là do lượng điện tiêu thụ của dân cư quá thấp. Ở các kết hợp chạy độ nhạy hai chiều nêu trên, tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2010 - 2015 có thể có năm đạt đến 22% (như năm 2009) nhưng giai đoạn từ 2016 trở đi, duy trì tốc độ tăng trưởng 17%/năm cho đến tận năm 2030 là điều khó có thể xảy ra.
Tốc độ tăng giá điện:
Để xem xét sự tác động của việc điều chỉnh giá điện lên NPV của LDUs, đề tài áp dụng phương pháp phân tích kịch bản với ba trường hợp. Trường hợp kỳ vọng sẽ theo như giả định ban đầu, giá điện được điều chỉnh hai năm một lần theo tỷ lệ lạm phát của năm trước đó. Trường hợp xấu nhất là giá điện không được điều chỉnh theo lạm phát. Trường hợp tốt nhất là giá điện được điều chỉnh theo tỷ lệ lạm phát hàng năm.
Bảng 4.6: Kết quả phân tích kịch bản điều chỉnh giá điện
Kịch bản điều chỉnh giá điện NPV
(tr đồng)
IRR
(%)
Trường hợp xấu nhất: Giá điện không điều chỉnh theo lạm phát -133.295 - Trường hợp kỳ vọng: Giá điện điều chỉnh theo lạm phát 2 năm/lần -99.374 - Trường hợp tốt nhất: Giá điện điều chỉnh theo lạm phát hàng năm -37.144 3,57%
(Nguồn: Tác giả, tính tốn theo thơng tin đầu vào tại phần 3.2)
Kết quả cho thấy ngay cả khi giá điện được điều chỉnh theo lạm phát hàng năm, dự án cũng không khả thi đối với LDUs. Nguyên nhân có thể do sự điều chỉnh giá mua và bán điện được điều chỉnh một cách đồng thời.
4.3.2. Phân tích rủi ro bằng mô phỏng Monte Carlo
Trong số các giả định của mơ hình phân tích tài chính, đề tài lựa chọn tốc độ tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng của các giai đoạn 2010 - 2015 và từ 2016 trở đi để phân tích mơ phỏng Monte Carlo với biến dự báo là NPV của LDUs. Việc đưa biến giá điện vào phân tích gặp phải khó khăn do khó xác định được phân phối xác suất của sự điều chính giá điện nên khơng đưa vào xem xét.
Việc phân tích mơ phỏng được thực hiện với sự hỗ trợ của phần mềm Crystal Ball 7.0.
Giả định biến rủi ro:
(i) Tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện năng sinh hoạt giai đoạn 2010 - 2015: Giả định tuân theo phân phối chuẩn. Giá trị trung bình là 12%. Độ lệch chuẩn 5%.
(ii) Tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện sinh hoạt giai đoạn từ năm 2016 trở đi: Giả định tuân theo phân phối chuẩn. Giá trị trung bình là 15%. Độ lệch chuẩn 5%.
Kết quả phân tích NPV của LDUs:
Đồ thị 4.1: Phân phối xác suất ngân lưu ròng của LDUs
(Nguồn: Tác giả, tính tốn theo thơng số đầu vào tại phần 3.2)
Kết quả thống kê cho thấy xác suất NPV của LDUs lớn hơn khơng là 9,17%. Giá trị trung bình NPV của LDUs là âm 85,967 tỷ đồng, thấp nhất là âm 203,678 tỷ