4.1.1 Chỉ số kinh tế vĩ mô
Theo công bố của GSO, tỷ lệ lạm phát của Việt Nam năm 2010 là 11,75% và năm 2011 là 18,58%. Tính tốn của IMF (2012) dự báo tỷ lệ lạm phát của Việt Nam năm 2012 là 9,5% và năm 2013 là 5,9%. Giả định tỷ lệ lạm phát là 5,9% từ năm 2013 cho suốt vòng đời của dự án.
Theo IMF (2012), tỷ lệ lạm phát của Mỹ năm 2010 là 1,5% và năm 2011 là 2.5%, dự báo cho năm 2012 và 2013 lần lượt là 1,8% và 1,7%. Giả định tỷ lệ lạm phát của Mỹ là 1,7% từ năm 2013 cho đến hết vòng đời của dựa án.
Tỷ giá hối đối chính thức trung bình năm 2011 là 20.498 VND/USD. Tuy nhiên, tình hình từ đầu năm 2012 đến nay, tỷ giá ở mức ổn định là 20.828 VND/USD. Vì vậy, nghiên cứu sử dụng mức tỷ giá năm 2012 để tính tốn cho nghiên cứu này.
4.1.2 Chi phí của dự án
Chi phí tài chính của dự án bao gồm: Chi phí đầu tư ban đầu, chi phí hoạt động hàng năm, chi phí khấu hao thiết bị và chi phí thay thế.
Chi phí đầu tư
Theo báo cáo của chủ đầu tư lập năm 2009, tổng mức đầu tư của dự án là khoảng 291,1 tỷ VND (tương đương với 15,6 triệu USD6
), suất đầu tư là 1.417 USD/kWh gần tương đương với suất đầu tư của các dự án thủy điện vừa và nhỏ ở Việt Nam là 1.200 – 1.400 USD/kWh (Nguyễn Thị Ngọc Thi, 2010). Suất đầu tư này phù hợp vào thời điểm đó, tuy nhiên, luận
6
16
văn lại đánh giá dự án trên phương diện từ năm 2012, do đó, mức đầu tư này phải được xem xét lại cho phù hợp với tình hình hiện nay.
Theo đề xuất của chủ đầu tư, mức đầu tư năm 2012 được thay đổi so với năm 2009 là 20% (khoảng 350 tỷ VND) vì lý do trượt giá. Nhưng, lạm phát năm 2010 là 11.75% và 2011 là 18,58%, cao hơn so với mức mà chủ đầu tư đề xuất và cũng lớn hơn nhiều nếu so với suất đầu tư tính theo USD ở trên. Do đó, tác giả đề xuất suất đầu tư là 1.400 USD/kWh để xác định lại tổng đầu tư của dự án. Mức đầu tư này cũng được xem xét trong q trình phân tích độ nhạy để thấy được ảnh hưởng của chi phí đầu tư7
.
Chi phí hoạt động hàng năm
Khấu hao theo đề xuất của chủ đầu tư hàng năm kể từ ngày nhà máy đi vào hoạt động sản xuất kinh doanh, đối với tài sản cố định hữu hình là cơng trình, chọn thời gian là 30 năm. Đối với tài sản cố định hữu hình là thiết bị, chọn thời gian khấu hao là 10 năm. Tài sản cố định vơ hình bao gồm các khoản chi phí liên quan đến dự án nhưng khơng có trong giá trị xây lắp và thiết bị, chọn thời gian là 15 năm. Thời gian khấu hao này phù hợp pháp luật cũng như những cơng trình khác mà tác giả có tham khảo từ các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ của Hồng Anh Gia Lai (HAGL). Chi phí khấu hao thay thế thiết bị lớn trong quá trình hoạt động được khấu hao đều từ lúc đầu tư cho đến khi dự án kết thúc. Phương pháp khấu hao đường thẳng được lựa chọn. Chi phí khấu hao được trình bày chi tiết trong phụ lục 9. Chi phí vận hành và bảo dưỡng lấy bằng 2% tổng vốn xây lắp và thiết bị theo đề xuất của chủ đầu tư. Hạng mục này cũng phù hợp với quy định chi phí O&M đối với các nhà máy thủy điện có cơng suất lắp máy ≤ 30 MW là 1% - 2% tổng giá trị vốn xây lắp và thiết bị (Bộ Cơng Nghiệp, 2007).
Chi phí thay thế thiết bị thực hiện trong thời gian một năm, bắt đầu từ năm thứ 10 tính từ khi vận hành, giá trị thiết bị thay thế lấy bằng 75% giá trị ban đầu. Năm thay thế thiết bị thì sản lượng bằng 75% năm bình thường. Hai lần thay thế thiết bị vào năm thứ 13 và năm thứ 23 sử dụng nguồn từ quỹ đầu tư phát triển.
Dự án được hưởng chế độ ưu đãi đối với một số loại phí và thuế do đặc điểm địa bàn có điều kiện kinh tế - xã hội khó khăn. Cụ thể, thuế tài ngun thơng thường được tính với mức cố định là 20% của đơn giá 750 VND/kWh, nhưng địa bàn tỉnh Đắk Nông được miễn
7
17
từ chính sách đầu tư. Tiền thuế đất cũng được miễn. Thuế thu nhập doanh nghiệp được hưởng theo quy định (Điều 16)8
: được miễn thuế 4 năm kể từ khi có thu nhập chịu thuế và giảm 50% số thuế phải nộp cho 9 năm tiếp theo, sau đó dự án sẽ nộp thuế thu nhập doanh nghiệp (TNDN) với thuế suất 25%. Trong đó, thời gian chuyển lỗ tối đa là 5 năm.
Ngoài những chi phí trên, mỗi dự án cũng cần phải mua bảo hiểm cơng trình xây dựng cũng như tài sản của dự án. Song, trong khi lập báo cáo tiền khả thi, chủ đầu tư đã khơng đưa chi phí bảo hiểm này vào q trình hoạt động. Trong khi đó, việc tham gia bảo hiểm thiết bị và cơng trình là u cầu bắt buộc, bởi vì, những rủi ro trong lúc vận hành như cháy nổ bất ngờ là điều hồn tồn có thể xảy ra. Như vậy, việc mua bảo hiểm cơng trình xây dựng và các tài sản khác giúp hạn chế rủi ro cho chủ đầu tư. Theo các dự án thủy điện của HAGL đã và đang triển khai, chi phí này là 0,3% giá trị cơng trình xây dựng và 0,01% giá trị thiết bị.
4.1.3 Doanh thu của dự án
Doanh thu của dự án được chủ đầu tư xác định là doanh thu từ việc bán điện hàng năm cho EVN và nguồn thu từ việc bán CERs (chứng chỉ giảm phát thải khí nhà kính được chứng nhận).
Sản lượng điện được chủ đầu tư tính tốn dựa trên lưu lượng nước hàng năm của suối Đắk Glun. Theo đó, bậc trên (nhà máy Đắk Glun 2) có cơng suất 3,9 MW sẽ cung cấp sản lượng điện trung bình hàng năm khoảng 13,73 triệu kWh, tương đương với thời gian hoạt động khoảng 3.520 giờ/năm; bậc dưới (nhà máy Đắk Glun 3) có cơng suất 7,1 MW sẽ cung cấp sản lượng điện trung bình hàng năm khoảng 25,63 triệu kWh, thời gian hoạt động là 3610 giờ/năm. Cả hai nhà máy đều đáp ứng với quy định áp dụng khoảng từ 3000 giờ/năm đến tối đa 7000 giờ /năm đối với thủy điện có cơng suất lắp máy ≤ 30 MW (Bộ Công Nghiệp, 2007). Tổn thất và điện tự dùng chiếm khoảng 1,5% lượng điện trung bình hàng năm.
Dự án đã được EVN chấp thuận mua điện, tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại, hai bên vẫn chưa ký kết hợp đồng về mức giá. Cho nên, mức giá cụ thể chưa thể xác định. Theo khung giá điện quy định thì nhà máy được phép bán điện với giá từ 2,7 – 5,2 US cent/kWh trong
8 Trong Nghị định 124/2008/NĐ-CP, Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của luật thuế thu nhập doanh nghiệp.
18
mùa khô, và 2,5 – 5,00 US cent/kWh trong mùa mưa. Do đó, chủ đầu tư kiến nghị sử dụng giá bán điện trung bình mùa khơ là 5,2 US cent/kWh và mùa mưa là 4,75 US cent/kWh. Nhưng, mức giá đề xuất này khá cao so với tình hình thực tế mà EVN ký kết các hợp đồng mua bán điện cho các chủ đầu tư IPP. Theo phản ảnh của một số nhà máy thủy điện vừa và nhỏ thì hợp đồng bán điện của họ với EVN nằm trong khoảng 4,2 – 4,5 US cent/kWh với giá cố định qua các năm (Nhóm Phóng viên kinh tế, 2011). Mức giá này được tính theo VND trong giai đoạn 2005 – 2007 là 650 VND/kWh cố định cho tất cả các năm. Trong thời gian gần đây, EVN cũng chỉ ký kết với một số nhà máy thủy điện vừa và nhỏ với giá cao nhất là 800 VND/kWh, không điều chỉnh hay thay đổi theo lạm phát. Tuy nhiên, hầu hết các đề tài thẩm định dự án đều đề xuất mức giá mua là 5 US cent/kWh làm giá cơ sở. Vì vậy, để phân tích tài chính, tác giả đề nghị sử dụng mức giá điện là 5 US cent/kWh làm mức giá cơ sở để phân tích, nhưng sẽ phân tích độ nhạy theo các mức giá khác nhau để đánh giá rủi ro về doanh thu của dự án.
Nguồn thu từ CERs theo chủ đầu tư, căn cứ thông tư liên tịch số 58/2008/TTLT-BCT- BTN&MT và các thông tin chào giá được tham khảo của các đơn vị tư vấn về lĩnh vực này, tạm tính có thể quy ra đơn giá (sau khi đã trừ lệ phí nộp cho quỹ bảo vệ tài nguyên môi trường Việt Nam) theo đơn vị công suất lắp máy như sau: 790 triệu VND/MW công suất lắp máy. Nguồn thu này được xác định là nguồn thu hàng năm khi đi vào sản xuất kinh doanh và suốt vòng đời dự án. Việc bán CERs ngày nay khơng cịn xa lạ đối với các dự án năng lượng tái tạo như điện gió, điện sinh khối hay thủy điện vừa và nhỏ có áp dụng CDM. Song, khơng phải dự án nào cũng có thể có được nguồn thu từ việc bán quyền phát thải. Đối với trường hợp dự án thủy điện Đắk Glun thì cho đến thời điểm hiện tại, dự án vẫn chưa tiến hành ký hợp đồng bán CERs cho đối tác. Vì vậy, đối với khoản doanh thu này, tác giả đề xuất khơng đưa vào mơ hình cơ sở để phân tích.
Tuy nhiên, theo tìm hiểu của tác giả thì doanh thu bán CERs sẽ cao hơn nhiều so với đề xuất của chủ đầu tư. Cụ thể, kết quả tính tốn và tư vấn của UNFCCC đối với dự án thủy điện La La cho thấy lượng giảm phát thải CO2 hàng năm là 0,5764 tấn CO2/MWh. Giá bán CERs trên thế giới dao động từ 7 – 14 Euro/CER (1 CER = 1 tấn CO2) (GTS Carbon, 2011). Giá này tùy thuộc rất nhiều vào thị trường thế giới. Tác giả đề xuất mức giá trung bình là 10,5 Euro/CER làm cơ sở để phân tích tài chính. Theo thơng tư 58/2008/TTLT-
19
BTC-BTN&MT ngày 04 tháng 7 năm 2008, nhà máy phải nộp thuế với thuế suất 1,2% trên doanh thu bán CER cho nhà nước.
4.1.4 Tài trợ dự án
Theo phương án huy động vốn mà chủ đầu tư đề xuất thì vốn tự có 30%, trong đó chủ đầu tư góp 20% vốn, huy động từ nhân dân địa phương vùng ảnh hưởng 10%. Phần còn lại 70% là vốn vay Ngân hàng Phát triển Việt Nam từ nguồn của chương trình “Bảo vệ mơi trường và vùng khí hậu” của KFW (Đức) cho các dự án thủy điện, thời gian vay dự kiến là 13 năm trong đó 3 năm ân hạn, trả gốc 10 năm, lãi suất vay bằng USD là 7,2%/năm.
Tỷ lệ cơ cấu vốn theo đề xuất của chủ đầu tư là phù hợp theo yêu cầu của pháp luật (Bộ Công Nghiệp, 2007). Lãi suất cho vay USD mà chủ đầu tư đề xuất cao hơn các dự án thủy điện do HAGL đầu tư là 6,5%/năm. Tuy nhiên, lãi suất cho vay phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau, nên giả định này có thể chấp nhận. Theo tính tốn của tác giả thì với mức lãi vay USD là 7,2%/năm và những giả định về vĩ mô trong phần trước thì lãi vay quy về VND là 11,52%/năm, theo tình hình hiện nay thì rất khó để vay trong nước với mức lãi suất thấp này. Điều này cũng cho thấy việc tài trợ cho dự án này vẫn chưa được tổ chức tín dụng nào chấp nhận. Chi tiết lịch vay và trả nợ trong phụ lục 10.