6
7
2) Giá bán lẻ bị không chế bởi giá trần do Chính phủ quy định, bình quân 1058đ/kWh hay 5,7 cent/kWh5 , mức giá này hiện đang thấp hơn mức giá đề xuất của các IPP mới khi bán cho EVN và thấp hơn giá điện bình quân của các nước ASEAN (Bruney 6,2; Campuchia 17; Indonesia 6,77; Sinhgapore 13,07; Thailand 8,56 ).
c) Về cơ cấu nguồn điện
8
Sản lượng điện được sản xuất chủ yếu từ các nguồn thủy điện, nhiệt điện và nhập khẩu. Theo kế họach đến năm 2020, thuỷ điện chiếm 28,5%; nhiệt điện dầu và khí chiếm 26,7%; nhiệt điện than chiếm 30,2%; nhập khẩu 5,8%7 .
d) Nhu cầu than cho ngành điện
Với nhu cầu than cho sản xuất điện ngày càng tăng, dự kiến năm 2020 sẽ tăng nhiều lần so với hiện nay, theo dự báo, nguồn than trong nước cho các dự án điện chỉ có thể đáp ứng đủ cho tới năm 2015, nhiệt điện chạy than sẽ phải đối mặt với tình trạng không đủ than nội địa và phải bù đắp bằng nguồn nhập khẩu với giá cao hơn. Do vậy, xu hướng sử dụng công nghệ CFB có thể sẽ tăng dần, làm tăng cạnh tranh trên thị trường than chất lượng thấp.
e) Chuỗi giá trị ngành
9
Ngành điện có 3 khâu chính: SX điện, truyền tải và phân phối tới hộ tiêu thụ. Trong chuối giá trị này, EVN chiếm gần 80% thị phần sản xuất điện, độc quyền thị phần truyền tải điện và thị phần phân phối điện. Tổng công suất phát điện toàn ngành năm 2008 là 14.000 MW, trong đó EVN chiếm khoảng 71% toàn hệ thống, 29% còn lại thuộc về các đơn vị phát điện độc lập8 .
1.2 Tiềm năng tăng trưởng
a) Các yếu tố thuận lợi
6 Bộ Công thương (2010). Thông tư số 08/2010/TT-BTC v/v quy định giá bán điện năm 2010 và hướng dẫn thực hiện.
7 http://vietnamnet.vn/kinhte/201002/Tang-toi-68-gia-dien-van-dung-truoc-ap-luc-tang-manh-896141/. Báo Việt
Nam Net.
8 Thủ tướng Chính phủ (2007). Quyết định số 110/2007/QĐ-TTg v/v phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực
quốc gia giai đoạn 2006-2015 có xét đến 2025.
9 BMI (Q1-2009). Vienam Power Report 2007-2013.
- Tốc độ tăng trưởng của ngành cao và ổn định
- Giá mua bán điện tiếp tục được kỳ vọng điều chỉnh tăng trong những năm tới theo lộ trình thị trường điện cạnh tranh. Giá điện bán lẻ điện bình quân năm 2010 là 1058 vnđ/kWh, tương đương 5,7 UScent/kWh.
- Tiếp tục nhận được sự quan tâm đầu tư của Chính phủ
b) Khó khăn
10
- Tiếp tục chịu sự điều tiết của Chính phủ, đặc biệt là giá điện. Các dự án điện BOT đầu tư bằng vốn nước ngoài hiện đang chào giá khoảng 7-8 cent/kWh9 trong khi giá trung bình EVN bán cho hộ tiêu dùng là 5,7 cent/kWh.
- Đầu tư vào SX điện đòi hỏi vốn lớn và thời gian hoàn vốn kéo dài trong bối cảnh giá đầu vào ẩn chứa nhiều biến động theo xu hướng tăng.
- Tốc độ tăng phụ tải tăng nhanh hơn tốc độ tăng nguồn điện.
1.3 Rủi ro của ngành điện
Căn cứ thực trạng ngành năng lượng điện và các nghiên cứu trước, các rủi ro chủ yếu của dự án được tổng hợp trong bảng sau
Bảng 1.1 Rủi ro của thị trường năng lượng Việt Nam liên quan tới dự án
Khả năng hoặc biện pháp giúp giảm thiểu rủi ro | |
Kỳ vọng cao về tăng nhu cầu điện năng không được hiện thực hoá | - Dữ liệu lịch sử cho thấy ngay cả trong giai đoạn khủng hoảng tài chính khu vực, tốc độ tăng cầu điện năng vẫn cao. - Sự cần thiết tăng công suất đáp ứng phụ tải đỉnh của hệ thống bằng các nguồn phi thuỷ điện |
Cam kết về cải cách thị trường điện không được thực hiện đúng lộ trình tác động tới giá điện | - Chính phủ đã có nhận thức rò ràng về tầm quan trọng việc tăng giá điện và những cam kết cụ thể. - Vận dụng uy tín của nhà tài trợ NHPTVN trong đối thoại với EVN. |
Có thể bạn quan tâm!
- Tóm Tắt Kết Quả Phân Tích Độ Nhạy Và Phân Tích Tình Huống
- Hệ Số Điều Chỉnh Tỷ Giá Và Tỷ Giá Hối Đoái Điều Chỉnh
- Tác Động Môi Trường Và Phát Triển Kinh Tế Xã Hội
- Phụ Lục F.2 Cơ Cấu Và Phân Kỳ Đầu Tư Bảng 1: Phân Kỳ Đầu Tư
- Phụ Lục F.8 Vốn Lưu Động, Các Khoản Phải Thu, Khoản Phải Trả, Tiền Mặt
- Phụ Lục F.13 Tính Wacc Có Tham Khảo Thông Tin Thị Trường Hoa Kỳ
Xem toàn bộ 130 trang tài liệu này.
10 http://www.baodautu.vn/portal/public/vir/. Báo Đầu tư - Bộ KH&ĐT
- Thúc đẩy nhanh quá trình ĐBGPMB. - Nghiên cứu giảm suất đầu tư về với khoảng giá trị trung bình của loại hình công nghệ CFB | |
Cơ cấu vốn quá thiên lệch về việc sử dụng đòn bẩy nợ gây khó khăn vay vốn | - Chứng minh hiệu quả dự án với bên cho vay. - Xem xét thay đổi cơ cấu vốn (tăng vốn CSH) - Xem xét kênh huy động qua phát hành trái phiếu |
Khả năng mua điện của EVN không được như kỳ vọng, làm giảm thời gian phát điện. Lạm phát tác động tới khả năng chi trả của EVN | - Nghiên cứu giảm suất đầu tư về mức trung bình - Tìm kiếm thoả thuận bán điện dài hạn PPA - Năng lực tài chính và quản trị của EVN tăng dần theo thời gian cộng với sự tài trợ về vốn cho EVN từ chính phủ. |
Nguồn cung nhiên liệu than không đủ hoặc giá quá cao so với khả năng sinh lời | - Tìm kiếm thoả thuận mua bán than dài hạn. - Hỗ trợ hoặc tham gia đầu tư vào hoạt động khai thác than tại địa phương |
Không chuyển đổi được doanh thu sang USD để thanh toán các khoản nợ. | - Kỳ vọng vào khả năng quản trị dịch vụ nợ và dự trữ ngoại hối của NHTW. - Tìm kiếm các kênh phi chính thức hỗ trợ chuyển đổi |
Hệ số phụ tải không giảm, tăng áp lực lên khả năng cung ứng điện năng | - Khả năng minh bạch trong chính sách giá điện và mức độ tin cậy vào việc thực hiện lộ trình xây dựng thị trường điện cạnh tranh. |
2. 1Phụ lục 2 Bảng thông số dự án
Thông số | Đơn vị | Giá trị | |
I | Thời gian dự án | ||
1 | Thời gian thi công | năm | 4 |
2 | Thời gian vận hành | năm | 25 |
3 | Thời gian dự án | năm | 29 |
II | Quy mô dự án | ||
1 | Công suất |
Công suất lắp đặt (giai đoạn 1) | MW | 50 | |
Hệ số công suất | tỷ lệ | 0,85 | |
Số tổ máy giai đoạn 1 | 1 | ||
Cấu hình: 1 lò hơi CFB + 1 tuabin + 1 máy phát | |||
2 | Thời gian vận hành | ||
Số giờ hoạt động trong năm | giờ/năm | 6.500 | |
Số ngày hoạt động bình quân năm | ngày/năm | 271 | |
Hệ số sử dụng (hệ số phụ tải) | % | 74% | |
3 | Sản lượng điện | ||
Hệ số công suất máy phát | % | 0,9 | |
Công suất tinh | MW/h | 45 | |
Sản lượng danh nghĩa | GWh/năm | 325 | |
Sản lượng điện bình quân năm | GWh/năm | 292,5 | |
Tỷ lệ điện năng tự dùng | % | 9,8% | |
Điện năng tự dùng | GWh/năm | 28,72 | |
Điện năng thương phẩm | GWh/năm | 263,78 | |
III | Vốn đầu tư | ||
1 | Thông tin vĩ mô | ||
Lạm phát USD (áp dụng phân tích rủi ro) | % | 2,50% | |
Lạm phát VNĐ (áp dụng phân tích rủi ro) | % | 5,50% | |
Tỷ giá chính thức AOR | VNĐ/USD | 18.500 | |
Tỷ giá kinh tế (EOR) | VNĐ/USD | 19.334 | |
2 | Sử dụng đất | ha | 17 |
Nhà máy chính | ha | 15,9 | |
Trạm bơm | ha | 0,1 | |
Nhà ở CBCNV và tái định cư | ha | 1 | |
3 | Tổng mức đầu tư (trước VAT) | USD | 60.991.000 |
3.1 | Chi phí xây dựng | USD | 20.414.657 |
Công trình chính (phần xây dựng) | USD | 15.045.519 | |
Công trình chính (phần VLC) | USD | 4.992.883 | |
Công trình phụ trợ phục vụ thi công | USD | 75.120 | |
Nhà tạm (ở và điều hành thi công) | USD | 201.135 | |
3.2 | Chi phí thiết bị | USD | 32.232.564 |
Tổng hợp mua sắm thiết bị | USD | 31.237.888 | |
Thiết bị chính | USD | 30.856.718 | |
Thiết bị cho phần điện nước thi công | USD | 31.170 | |
Thiết bị thay thế, bảo dưỡng | USD | 350.000 | |
Tổng hợp chi phí lắp đặt thiết bị | USD | 946.076 | |
Đào tạo, chuyển giao công nghê | USD | 48.600 | |
3.3 | Chi phí quản lý dự án | USD | 607.131 |
3.4 | Chi phí tư vấn | USD | 959.677 |
3.5 | Chi phí khác | USD | 3.424.463 |
Lãi vay trong thời gian xây dựng | USD | 2.091.120 | |
Vốn lưu động ban đầu | USD | 400.000 | |
Chi phí chuẩn bị sản xuất | USD | 181.818 | |
Các khoản còn lại | USD | 751.524 |
Dự phòng tăng chi phí thực | USD | 3.452.309 | |
3.7 | Suất đầu tư | USD/kw | 1.220 |
3.8 | Tổng đầu tư hình thành TSCĐ | USD | 56.000.000 |
5 | Tài trợ vốn đầu tư | ||
5.1 | Vốn chủ sở hữu (USD) | ||
Tỷ lệ | % | 20% | |
Chi phí vốn chủ sở hữu | % | 7,5% | |
5.2 | Vay vốn của NHPT Việt Nam | ||
Tỷ lệ | % | 80% | |
Lãi suất danh nghĩa | % | 8% | |
Thời hạn vay (gồm 2 năm xây dựng) | năm | 15 | |
Thời gian ân hạn | năm | 3 | |
Thời gian trả gốc | năm | 10 | |
6 | Khấu hao (theo phương pháp đường thẳng) | ||
Công trình xây dựng | năm | 20 | |
Thiết bị | năm | 20 | |
IV | Chi phí hoạt động | ||
1 | Nhiên liệu đầu vào | ||
1.1 | Than | ||
Cám 6b Quảng Ninh | |||
Tỷ trọng | % | 70% | |
Số lượng tiêu thụ | tấn/năm | 133.000 | |
Than Bố Hạ | |||
Tỷ trọng | % | 30% | |
Số lượng tiêu thụ | tấn/năm | 57.000 | |
Suất tiêu hao than bình quân | Kg/KWh | 0,58 | |
Tổng lượng tiêu thụ | tấn/năm | 190.000 | |
Giá than tài chính bình quân cho dự án | USD/tấn | 23,70 | |
1.2 | Dầu FO | ||
Suất tiêu hao dầu | Kg/KWh | 0,0015 | |
Lượng dầu tiêu thụ hàng năm | tấn/năm | 488 | |
Giá dầu FO | USD/tấn | 660 | |
1.3 | Tiêu thụ đá vôi | ||
Lượng tiêu thụ hàng năm | tấn/năm | 7500 | |
Giá đá vôi (theo dự toán IPC) | USD/tấn | 6,0 | |
2 | Chi phí O&M (2,5% XL+TB) | 2,50% | |
Chi phí lương | %/O&M | 50% | |
Chi phí bảo trì, bảo dưỡng, s/c nhỏ | %/O&M | 50% | |
3 | Chi phí thuê đất | USD/năm | 90.000 |
4 | Thuế thu nhập doanh nghiệp | ||
Bốn năm đầu đi vào hoạt động | 4 | 0,0% | |
Chín năm tiếp theo | 9 | 12,5% | |
Những năm sau | 25,0% | ||
Số năm chuyển lỗ tối đa | 2 | ||
V | Vốn lưu động | ||
1 | Khoản phải thu: |
Khoản phải thu tiền điện/doanh thu bán điện hàng năm | % | 16% | |
Khoản phải thu từ bán xỉ than/doanh thu bán xỉ hàng năm | % | 16% | |
2 | Khoản phải trả: | ||
Nhiên liệu đầu vào/Tổng chi phí nhiên liệu hàng năm | % | 8% | |
Chi phí hoạt động/Tổng chi phí hoạt động hàng năm | % | 8% |
3. 2Phụ lục F.1 Phân tích tài chính theo quan điểm tổng đầu tư
Ngân lưu vào | Ngân lưu ra | Ngân lưu ròng dự án | ||||||||||
Doanh thu ròng | Thay đổi AR | Thu nhập từ lãi tiền gửi | Chi phí nhiên liệu | O&M | Thuê đất | Thuế TNDN | Thay đổi AP | Thay đổi CB | Chi phí đầu tư | |||
2010 | 0 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 893.000 | (893.000) |
2011 | 1 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 4.101.000 | (4.101.000) |
2012 | 2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 29.056.000 | (29.056.000) |
2013 | 3 | - | - | - | - | - | - | - | - | 4.312.176 | 26.941.000 | (31.253.176) |
2014 | 4 | 14.700.178 | (2.352.029) | 172.487 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | - | (494.941) | - | - | 6.738.816 |
2015 | 5 | 14.700.178 | - | 172.487 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | - | - | - | - | 8.595.904 |
2016 | 6 | 14.700.178 | - | 172.487 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | - | - | 4.890.220 | - | 3.705.684 |
2017 | 7 | 14.700.178 | - | 368.096 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | - | - | (391.218) | - | 9.182.730 |
2018 | 8 | 14.700.178 | - | 352.447 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 172.464 | - | (391.218) | - | 8.994.618 |
2019 | 9 | 14.700.178 | - | 336.798 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 222.344 | - | (391.218) | - | 8.929.089 |
2020 | 10 | 14.700.178 | - | 321.150 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 272.224 | - | (391.218) | - | 8.863.560 |
2021 | 11 | 14.700.178 | - | 305.501 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 322.104 | - | (391.218) | - | 8.798.031 |
2022 | 12 | 14.700.178 | - | 289.852 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 371.985 | - | (391.218) | - | 8.732.502 |
2023 | 13 | 14.700.178 | - | 274.204 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 421.865 | - | (391.218) | - | 8.666.973 |
2024 | 14 | 14.700.178 | - | 258.555 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 529.133 | - | (391.218) | - | 8.544.056 |
2025 | 15 | 14.700.178 | - | 242.906 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 579.013 | - | (391.218) | - | 8.478.527 |
2026 | 16 | 14.700.178 | - | 227.258 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 628.893 | - | (5.281.438) | - | 13.303.219 |
2027 | 17 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
2028 | 18 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
2029 | 19 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
2030 | 20 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
2031 | 21 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
2032 | 22 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 |
23 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 1.381.998 | - | - | - | 7.057.419 | |
2034 | 24 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 2.081.998 | - | - | - | 6.357.419 |
2035 | 25 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 2.081.998 | - | - | - | 6.357.419 |
2036 | 26 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 2.081.998 | - | - | - | 6.357.419 |
2037 | 27 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 2.081.998 | - | - | - | 6.357.419 |
2038 | 28 | 14.700.178 | - | 16.000 | 4.870.581 | 1.316.181 | 90.000 | 2.081.998 | - | (400.000) | - | 6.757.419 |
2039 | 29 | - | 2.352.029 | - | - | 494.941 | - | - | 1.857.088 |
Kết quả các chỉ số tài chính theo quan điểm tổng đầu tư
Chỉ tiêu | Ký hiệu | Đơn vị tính | Kết quả | |
1 | Hệ số chiết khấu | Wacc1 | % | 7,88% |
2 | Suất sinh lợi nội tại | IRR | % | 10,43% |
3 | Giá trị hiện tại ròng | NPV(TIP) | USD | 13.500.457 |
4 | Hệ số lợi ích/chi phí | B/C | Tỷ lệ | 1,12 |
5 | Thời gian hoàn vốn có chiết khấu | Thv | Năm | 13 |
6 | Thời điểm hoàn vốn vào năm | thv | Năm | 2026 |
7 | Giá thành SX bình quân | P | cent/kWh | 3,53 |
8 | Hệ số an toàn trả nợ | DSCR | Tỷ lệ | 1,68 |