Đề tài Giải pháp nâng cao chất lượng thẩm định tài chính dự án đồng tài trợ trong hoạt động cho vay tại ngân hàng Công thương Việt Nam

phương thức thẩm định. Nếu từng thành viên thẩm định riêng thì phải có Biên bản thỏa thuận chung giữa các thành viên, sau đó NHCTVN sẽ thực hiện thẩm định theo Quy chế cho vay/bảo lãnh hiện hành. Nếu thẩm định chung thì NHCTVN sẽ làm Chủ tịch Hội đồng thẩm định và có trách nhiệm dự thảo chi tiết báo cáo kết quả thẩm định chung để các thành viên tham gia. Sơ đồ tổ chức công tác thẩm định trường hợp này như sau: Biểu 2: Sơ đồ tổ chức thẩm định dự án ĐTT trường hợp NHCTVN làm đầu mối Khách hàng Dự án ĐTT Trả lời từ chối NHCTVN : thẩm định sơ bộ Ký kết hợp đồng ĐTT Dự án khả thi Dự án không khả thi Dàn xếp không thành công Đồng ý tài trợ Dàn xếp thành công Mời tham gia Tự TĐ riêng Hội đồng TĐ chung Thỏa thuận phương thức ĐTT Kết quả thẩm định Không đồng ý tài trợ Ban lãnh đạo NHCTVN quyết định Trường hợp phức tạp tổ chức tái thẩm định - NHCTVN là thành viên Khi nhận được thư mời và bản thẩm định sơ bộ từ các tổ chức tín dụng khác, NHCTVN xem xét và quyết định có tham gia ĐTT hay không. Nếu không tham gia thì thông báo bằng văn bản ( kèm theo thư mời) cho tổ chức tín dụng mời biết lý do. Nếu quyết định tham gia thì thống nhất phương án thẩm định đối với các thành viên. Nếu thẩm định riêng thì thực hiện theo quy chế tín dụng hiện hành Nếu thẩm định chung thì tham gia Hội đồng thẩm định, Ngân hàng có trách nhiệm tham gia ý kiến đối với các văn bản, thỏa thuận với các thành viên về nội dung hợp đồng ĐTT, hợp đồng cấp tín dụng do tổ chức đầu mối và tổ chức đầu mối cấp tín dụng soạn thảo. Cán bộ thẩm định chịu trách nhiệm về các kết quả thẩm định và trình Ban lãnh đạo Ngân hàng xem xét và quyết định. Trong trường hợp dự án phức tạp NHCTVN có thể phối hợp với các ngân hàng khác tổ chức tái thẩm định dự án.Sơ đồ tổ chức công tác thẩm định trường hợp này như sau: Biểu 3: Sơ đồ tổ chức thẩm định dự án ĐTT trường hợp NHCTVN là thành viên Ngân hàng dàn xếp Thư mời ĐTT Trả lời từ chối Phòng Khách hàng lớn NHCTVN : Phân tích dự án Ký kết hợp đồng ĐTT Quyết định không tham gia Quyết định tham gia Đồng ý tài trợ Tự TĐ riêng Hội đồng TĐ chung Thỏa thuận phương thức ĐTT Kết quả thẩm định Ban lãnh đạo NHCTVN quyết định Trường hợp phức tạp tổ chức tái thẩm định 2.2.2.2 Qui trình thẩm định tài chính dự án ĐTT tại NHCTVN. Nhìn chung sau khi kết thúc các bước thỏa thuận về phương thức ĐTT thì qui trình thẩm định tài chính dự án ĐTT cả trong trường hợp thẩm định chung và thẩm định riêng đều tương tự như quy trình thẩm định tài chính một dự án bình thường. Phần này đã được nêu trong Chương I. 2.2.2.3 Nội dung thẩm định tài chính dự án ĐTT. Đối với dự án ĐTT nội dung thẩm định tài chính cũng bao gồm 4 nội dung chính là: - Thẩm định tính khả thi và hợp lý của tổng vốn đầu tư. - Thẩm định tính khả thi và hợp lý của từng nguồn vốn - Phân tích và tính toán các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính - Phân tích rủi ro của dự án Trong 4 nội dung này nội dung thứ nhất và thứ hai được các thành viên thẩm định đặc biệt quan tâm đối với dự án ĐTT. Thẩm định tính khả thi và hợp lý của tổng vốn đầu tư : Trong nội dung này, cán bộ thẩm định của Ngân hàng xem xét, đánh giá tổng vốn đầu tư của dự án đã được tính toán hợp lý hay chưa, tổng vốn đầu tư đã tính đủ các khoản chi phí cần thiết chưa… Ngoài ra, cần xem xét, dự tính các yếu tố có thể làm thay đổi tổng mức vốn đầu tư như các chi phí đền bù, giải phóng mặt bằng, điện nước phục vụ thi công, lãi vay trong thời gian thi công, biến động tỷ giá, trượt giá… Tổng vốn đầu tư cho dự án thường bao gồm: vốn xây lắp (bao gồm cả chi phí khảo sát, tiền thuê đất, xây dựng công trình…), vốn thiết bị (nhập khẩu, mua trong nước hoặc tận dụng thiết bị hiện có), vốn lưu động, bảo hiểm, dự phòng, lãi vay trong thời gian thi công, vốn lưu động hoạt động ban đầu… Thông thường, kết quả phê duyệt tổng vốn đầu tư của các cấp có thẩm quyền là hợp lý. Tuy nhiên, trên cơ sở những dự án tương tự đã cho vay hoặc đã thực hiện, cán bộ thẩm định sau khi so sánh nếu thấy có sự khác biệt lớn ở bất kỳ một nội dung nào thì phải tập trung phân tích, tìm hiểu nguyên nhân và đưa ra nhận xét. Từ đó, cán bộ thẩm định xây dựng cơ cấu vốn đầu tư hợp lý mà vẫn đảm bảo đạt được mục tiêu dự kiến ban đầu của dự án để làm cơ sở xác định mức tài trợ tối đa mà ngân hàng nên tham gia vào dự án Căn cứ tiến độ thực hiện dự án, cán bộ thẩm định xem xét, đánh giá tiến độ thực hiện dự án và nhu cầu vốn cho từng giai đoạn. Việc xác định nhu cầu vốn đầu tư theo tiến độ thực hiện dự án là cơ sở cho việc dự kiến tiến độ giải ngân và tính toán lãi vay trong thời gian thi công. Thẩm định tính khả thi và hợp lý của nguồn vốn đầu tư : Trên cơ sở tổng mức đầu tư, cán bộ thẩm định rà soát lại từng nguồn vốn tham gia tài trợ cho dự án, đánh giá khả năng tham gia của từng loại nguồn vốn như vốn tự có, vốn vay trong và ngoài nước và các nguồn vốn khác, chi phí của từng loại nguồn vốn, các điều kiện vay đi kèm của từng loại nguồn vốn. Cán bộ thẩm định dựa vào các căn cứ xác thực để đánh giá tính khả thi của các nguồn vốn tài trợ cho dự án. Với nguồn vốn tự có, việc xem xét tình hình tài chính và kết quả kinh doanh cũng như quan hệ tiền gửi- tiền vay với các tổ chức tín dụng của doanh nghiệp đầu tư những năm gần đây được thực hiện cẩn thận. Việc phân tích không những chỉ dựa vào số liệu do doanh nghiệp báo cáo mà còn phải dựa vào những thông tin cán bộ thẩm định thu thập được từ hệ thống thông tin theo dõi khách hàng của chính Ngân hàng hoặc từ các ngân hàng khác, từ các bạn hàng và từ chính lao động cụ thể tại doanh nghiệp. Với nguồn vốn vay từ các tổ chức tín dụng khác, cán bộ thẩm định tìm hiểu kỹ và phân tích tính hợp lý và chắc chắn của các bản cam kết cấp tín dụng cho dự án. Qua việc phân tích này, cán bộ thẩm định kết luận về tính khả thi và hợp lý của các nguồn vốn tham gia tài trợ cho dự án, từ đó giúp đưa ra quyết định quan trọng Ngân hàng có nên tài trợ cho dự án. Tính toán và phân tích các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính của dự án: Dựa vào các phân tích, đánh giá về phương diện thị trường, kỹ thuật và các thông tin khác liên quan đến dự án, cán bộ thẩm định đề xuất các thông số đầu vào là cơ sở tính toán hiệu quả tài chính của dự án như: cơ cấu vốn đầu tư, nguồn vốn, lãi suất vốn vay, công suất khả dụng, giá bán, doanh thu, chi phí sản xuất, giá thành, thuế suất liên quan, tỷ giá, tốc độ biến động tỷ giá, trượt giá, lạm phát (nếu có tính), phương pháp khấu hao và tỷ lệ chiết khấu được chọn… Trên cơ sở đó, cán bộ thẩm định xây dựng các bảng dự trù tài chính như báo cáo kết quả kinh doanh và bảng cân đối khả năng trả nợ đồng thời tính toán các chỉ tiêu hiệu quả tài chính của dự án ở phương án cơ sở. Trong trường hợp cần thiết, cán bộ thẩm định có thể lập thêm các bảng tính trung gian như bảng tính khấu hao, lãi vay, chi phí hoạt động, sản lượng và doanh thu… Từ các bảng dự trù tài chính được thiết lập, cán bộ thẩm định tính toán dòng tiền ròng của dự án gồm chi phí đầu tư trong thời gian thi công và thu nhập ròng trong thời gian vận hành của dự án. Theo cách tính toán hiện tại của Ngân hàng Ngoại thương Việt Nam, thu nhập ròng của dự án gồm có nguồn lợi nhuận ròng (lợi nhuận sau thuế) và nguồn khấu hao cơ bản hàng năm. Sau đó, cán bộ tín dụng lựa chọn một tỷ lệ chiết khấu hợp lý tuỳ theo đặc điểm từng dự án. Đối với các dự án đầu tư chủ yếu bằng vốn vay ngân hàng, tỷ lệ chiết khấu được chọn thường lớn hơn hoặc tối thiểu bằng lãi suất vay vốn dự kiến. Trường hợp vay bằng nhiều nguồn vốn có lãi suất khác nhau thì có thể tính bình quân gia quyền các lãi suất đó để có chi phí sử dụng vốn bình quân và tỷ lệ chiết khấu sẽ tính cộng thêm một tỷ lệ dự phòng rủi ro nhất định. Trên cơ sở dòng tiền ròng và tỷ lệ chiết khấu được chọn, cán bộ tín dụng tính toán các chỉ tiêu hiệu quả tài chính của dự án. Các chỉ tiêu thường được sử dụng bao gồm NPV, IRR, B/C, PI, điểm hoà vốn, thời gian hoàn vốn vay, thời gian hoàn vốn đầu tư, cân đối khả năng trả nợ (cách tính và cách áp dụng các chỉ tiêu này xin xem thêm chương 1). Phân tích những thuận lợi và khó khăn của dự án đặc biệt là các rủi ro có thể xảy ra ảnh hưởng đến hiệu quả tài chính của dự án. Thực chất là nghiên cứu những thuận lợi của dự án và những rủi ro dễ xảy ra nhất làm giảm hiệu quả tài chính của dự án, phân tích hiệu quả tài chính trong trường hợp các rủi ro đó xảy ra độc lập hoặc đồng thời (phân tích độ nhạy, phân tích kịch bản). Để hình dung rõ hơn về quy trình và nội dung thẩm định tài chính dự án ĐTT tại NHCTVN tiếp theo sẽ xem xét 2 dự án cụ thể trong 2 trường hợp: NHCTVN làm đầu mối và thành lập Hội đồng thẩm định chung; và NHCTVN là thành viên và NHCTVN tự thẩm định riêng. 2.2.3 Giới thiệu thực tế thẩm định dự án ĐTT tại NHCTVN thông qua dự án Thuỷ Điện PLEIKRÔNG do NHCTVN làm đầu mối và thành lập Hội đồng thẩm định chung (NHCTVN làm Chủ tịch Hội đồng thẩm định) a) Giới thiệu sơ bộ về Dự án Dự án Thuỷ điện Pleikrông được Thủ tướng Chính phủ quyết định đầu tư tại văn bản số 676/QĐ-TTg ngày 15.08.2002. Tên dự án: Dự án Thuỷ điện Pleikrông (Dự án) Chủ đầu tư: Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (TCT) Địa điểm thực hiện: trên sông Krông Pô kô, nhánh chính của sông Sê San, thuộc địa phận xã Sa Bình, huyện Sa Thầy và xã Krông, thị xã Kon Tum, tỉnh Kon Tum. Mục đích đầu tư: Tạo nguồn phát điện cung cấp cho lưới điện quốc gia (Công suất lắp máy 110MW, sản lượng điện trung bình 452,5 triệu kWh/năm) đồng thời làm gia tăng sản lượng các nhà máy điện thuộc hạ nguồn nhà máy thuỷ điện Pleikrông lên khoảng 168 triệu kWh. Tổng mức đầu tư: 2.967,52 tỷ đồng (trong đó chi phí ngoại tệ là 42 triệu USD tương đương 611,1 tỷ đồng theo tỷ giá 14.550 VNĐ/1USD). Nguồn vốn đầu tư: huy động trong nước là chủ yếu và vay một phần vốn của Liên bang Nga để mua thiết bị và dịch vụ kỹ thuật. Tiến độ: phát điện tổ máy vào năm 2007-2008 b) Nội dung thẩm định của Hội đồng thẩm định. Sau khi tiếp nhận hồ sơ xin vay vốn của Tổng công ty Điện lực Việt Nam vào tháng 12/2002, phòng Khách hàng lớn của Ngân hàng đã tổ chức thẩm định sơ bộ dự án về các mặt: tính pháp lý, sự cần thiết phải đầu tư, phương diện thị trường và phương diện tài chính Dự án… Qua thẩm định sơ bộ nhận thấy Dự án phù hợp với định hướng phát triển chung và có tính khả thi cao, NHCTVN đã tổ chức mời ngân hàng Ngoại thương Việt Nam, ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam, ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam tham gia ĐTT cho Dự án. Việc mời các ngân hàng tham gia đã thành công, ngày 01/09/2003 biên bản thoả thuận chung giữa các ngân hàng đã được lập quy định chi tiết về các điều khoản tham gia ĐTT, trong đó thống nhất phương thức thẩm định Dự án là thành lập Hội đồng thẩm định chung do NHCTVN làm Chủ tịch Hội đồng thẩm định. Tổ thẩm định đã tiến hành phân tích tất cả các nội dung thẩm định Dự án, qua đó rút ra những kết luận cơ bản sau: Đánh giá về chủ đầu tư - Tổng công ty Điện lực Việt Nam (TCT) cho thấy đây là khách hàng có quan hệ làm ăn lâu dài với các ngân hàng thương mại ĐTT, có uy tín, trả nợ đầy đủ và đúng hạn. Hiện nay TCT có tình hình tài chính lành mạnh, các chỉ tiêu tỷ suất sinh lời, tỷ lệ nợ phải trả, hệ số khả năng thanh toán nợ ngắn hạn, tốc độ tăng trưởng về tài sản và nguồn vốn đều ở mức trung bình khá, có thể chấp nhận được. Hàng năm số khấu hao cơ bản và lợi nhuận của TCT để lại cho đầu tư khoảng từ 5.000tỷ đến 6.000tỷ đồng. Với nguồn vốn này TCT có khả năng tài chính để trả nợ các khoản vay và chi cho nhu cầu đầu tư trong thời gian tới. Xem xét về sự cần thiết phải đầu tư cho thấy sự ra đời của công trình thuỷ điện Pleikrông là cần thiết nhằm tạo nguồn phát điện cho hệ thống điện quốc gia, phát triển nuôi trồng thuỷ sản, giao thông thuỷ và tạo điều kiện cải thiện môi trường của địa phương. Về nhiệm vụ phát điện, nếu xét riêng công trình thuỷ điện Pleikrông thì hiệu suất phát điện của công trình là thấp và không có hiệu quả. Tuy nhiên, quy hoạch phát triển điện đã xét đến hiệu ích của Thuỷ điện Pleikrông làm gia tăng điện lượng cho các công trình phía dưới bậc thang nên xét chung toàn bậc thang thì việc đầu tư công trình thuỷ điện Pleikrông là hết sức cần thiết. Ngoài ra, với mực nước dâng bình thường 570 m và mực nước chết 537m, dung tích toàn bộ hồ chứa lên tới trên 948 triệu m3 trên một diện tích lưu vực trên 3000 km2 là điều kiện tốt cho phát triển ngành thuỷ sản, giao thông thuỷ, du lịch và cải tạo điều kiện môi trường. Về phương diện thị trường của Dự án: Hiện nay, nhu cầu sử dụng điện năng cho sản xuất và sinh hoạt ngày càng gia tăng. Mặc dù thời gian vừa qua, rất nhiều công trình điện được ưu tiên xây dựng và khẩn trương đưa vào vận hành đã góp phần làm giảm đáng kể căng thẳng về nguồn điện nhưng nhìn chung hiện nay cung – cầu về điện vẫn còn mất cân đối. Do đó nếu Dự án hoàn thành, khả năng phát huy tối đa công suất lắp đặt và tiêu thụ điện lượng của nhà máy được tính toán cân đối trong cân bằng công suất hệ thống điện toàn quốc là khá đảm bảo. Giá điện tại thanh cái nhà máy dự kiến 4,0 UScents/KWh là tương đối hợp lý, an toàn, phù hợp với giá mà EVN mua lại của các công trình nguồn không phải do EVN đầu tư (giá thấp nhất mà EVN mua ngoài hiện nay là 4,09 Uscent/kWh và giá cao nhất mua là 4,5 Uscent/kWh). Về phương diện kỹ thuật: theo đánh giá của tổ thẩm định thì các thiết kế kỹ thuật về địa điểm xây dựng dự án, khả năng nguồn nước, tác động môi trtường và di dân tái định cư, thiết bị công nghệ, tiến độ xây dựng và quản lý thi công là phù hợp. Trên cơ sở phân tích trên, tổ thẩm định đã tập trung tính toán và đánh giá hiệu quả tài chính của Dự án. Tổng vốn đầu tư và phương án nguồn vốn: Tổng vốn đầu tư Các nội dung tổng vốn đầu tư và cơ cấu nguồn vốn được tổ thẩm định tính toán trên cơ sở dựa vào số liệu được nêu trong TKKT GĐ1 với chi tiết như sau: Bảng 1: Dự kiến tổng vốn đầu tư dự án Thuỷ điện Pleikrông Hạng mục Tỷ VND Tỷ lệ Chi phí xây lắp 1.080,6 39% Chi phí thiết bị (37,04 Tr.USD) 545,4 20% Chi phí khác 733,2 27% Dự phòng 10% 235,9 9% Lãi vay thi công 170,7 6% Tổng cộng 2.765,7 100% Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Plêikrông. Có thể thấy suất đầu tư/1MW công suất lắp máy của thủy điện Pleikrông khá cao nếu so sánh với một số dự án thủy điện khác được xây dựng trong thời gian gần đây như: Sesan 3, Sesan 3A, Cần Đơn, Buôn Kướp. Nguyên nhân chủ yếu do đây là công trình đầu nguồn không tận dụng được hồ chứa phía trên mà phải làm nhiệm vụ tạo hiệu ích gia tăng cho các công trình phía dưới như thuỷ điện Yali, Sê San 3A, Sê San 3 và Sê San 4. Tuy nhiên nếu so sánh suất đầu tư/1kWh điện lượng bình quân của các công trình này thì suất đầu tư của Thuỷ điện Pleikrông vẫn ở mức hợp lý (chỉ cao hơn một chút so với TĐ Sê San 3 và TĐ Sê San 3A là những công trình được đánh giá là khá hiệu quả). Phương án nguồn vốn: Cơ cấu nguồn vốn thực hiện dự án đến nay xác định như sau: Bảng 2: Cơ cấu nguồn vốn dự án Thuỷ điện Pleikrông Nguồn vốn Tỷ VND Tỷ lệ Tự có 829.7 30% Vay CP Nga 545,4 20% Vay NHTM trong nước 1390,6 50% Tổng cộng 2.765,7 100% Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Plêikrông. Nguồn vốn vay ngoại tệ cho chi phí thiết bị đã xác định là nguồn vốn vay chính phủ Nga theo Hiệp định đã ký giữa 2 Chính phủ với thời hạn vay là ân hạn đến 2008, trả nợ đến 2015 (4+8 năm). Nguồn vay trong nước: Các ngân hàng thương mại trong nước đã có biên bản thoả thuận chung ngày 01/09/2003 đồng ý về nguyên tắc tham gia tài trợ cho Dự án và theo đó, NHCTVN – thay mặt các ngân hàng đã ký hợp đồng tín dụng nguyên tắc với Tổng Công ty Điện lực Việt Nam v/v tài trợ vốn cho Dự án với tổng mức tài trợ tối đa: 1.466 tỷ đồng (mức tối đa tính theo QĐ phê duyệt của CP). Tuy nhiên nếu tính theo TKKT GĐ 1 (đang trình BCN phê duyệt) thì phần tham gia của các ngân hàng chỉ khoảng 1.390 tỷ đồng. Mức cụ thể sẽ được xác định trên cơ sở phê duyệt TKKT và Tổng dự toán của Bộ Công nghiệp. Về nguồn vốn tự có của chủ đầu tư, theo tính toán cân đối nguồn vốn và sử dụng vốn của toàn Tổng công ty giai đoạn 2001-2010 khi trình Thủ tướng Chính phủ để phê duyệt Quy hoạch điện V hiệu chỉnh (có xét đến việc tham gia Dự án này) thì hàng năm ngoài nguồn khấu hao cơ bản khoảng 4000 tỷ (năm 2001) đến 17.000 tỷ (năm 2010), lợi nhuận ròng đưa vào đầu tư từ 300-1.500 tỷ đồng và chênh lệch tăng giá điện chuyển đầu tư, thu sử dụng vốn để lại tái đầu tư 500-15.000 tỷ đồng (tổng cộng nguồn: 18.000 - 49.000 tỷ đồng) sau khi trừ đi nợ phải trả hàng năm khoảng 3000-19.000 tỷ, Tổng công ty vẫn đảm bảo tỷ lệ tự đầu tư trung bình giai đoạn 2001-2005 là 29% và giai đoạn 2006-2010 là 17,2%. Như vậy, với tiến độ góp vốn dự kiến trong giai đoạn 2003-2006, khả năng Tổng Công ty cân đối đủ nguồn tham gia 30% tổng vốn đầu tư cho Dự án này là khả thi. Như vậy, nhìn chung cơ cấu nguồn vốn của Dự án tương đối thuận lợi. Hiệu quả kinh tế và khả năng trả nợ của dự án. Sản lượng điện năng Như phần trên đã trình bày với công suất 100 MW, thuỷ điện Pleikrông có sản lượng điện hàng năm là 417,2 triệu Kwh/năm. Đây là công trình đầu nguồn nên chi phí đầu tư cao. Nếu chỉ tính riêng sản lượng của công trình này thì dự án không có hiệu quả. Tuy nhiên công trình thuỷ điện Pleikrông có tác dụng tăng sản lượng điện 289,8 triệu kWh/năm cho các công trình thuỷ điện phía dưới bậc thang: Yali tăng 195,7 triệu kWh, Sê San 3 tăng 52,7 triệu kWh, Sê San 3A tăng 21 triệu kWh và Sê San 4 tăng 20,4 triệu kWh với tổng sản lượng gia tăng là 289,8 triệu kWh/năm. Nếu tách riêng điện lượng gia tăng của công trình thuỷ điện Sê San 3A là công trình do Tổng Công ty Sông Đà đầu tư thì tổng điện lượng gia tăng cho các công trình của Tổng công ty điện lực Việt Nam là 268,8 triệu kWh. Hiện nay, các nhà máy điện đều là những đơn vị hạch toán phụ thuộc của Tổng công ty và với cơ chế hạch toán thống nhất toàn ngành, Tổng công ty hiện vẫn đang dùng nguồn hạch toán chung để trả nợ cho các dự án. Hơn nữa, Tổng công ty đang có kế hoạch thống nhất các công trình trong cùng bậc thang về 1 nhà máy đầu mối quản lý (Yali). Do vậy, nếu cộng cả sản lượng gia tăng cho 3 nhà máy này thì tổng sản lượng điện tính cho Pleikrông sẽ lên tới 686 triệu kWh. Hiệu quả kinh tế của Dự án được tính toán dựa trên 2 phương án cơ sở với các giả định là: * Giả định đưa ra tính toán: Dự án được tính toán với vòng đời 25 năm KHCB theo phương pháp đường thẳng: xây lắp 25 năm, thiết bị 25 năm, dự phòng 10 năm, chi phí khác 10 năm, lãi vay trong thời gian XDCB 5 năm. Công suất huy động năm đầu 90%, 3 năm tiếp theo 96% (do dự kiến dự án Thuỷ điện Sê San 4 sẽ đưa vào vận hành chậm hơn Pleikrông 3 năm nên sản lượng những năm này tính giảm đi phần sản lượng gia tăng cho Sê San 4 tương đương 3% công suất), những năm sau đạt tối đa 99%. Chi phí O&M bao gồm chi phí quản lý, bảo dưỡng, nhân công, lãi vay, bảo hiểm, lãi vay vốn lưu động…tính bằng 1% tổng vốn đầu tư ban đầu. Thuế tài nguyên tính bằng: 2% doanh thu hàng năm. Lãi vay vốn cố định phần nước ngoài: 4.25%/năm (theo Hiệp định với Nga) Lãi vay vốn trong nước: 0.875%/tháng (10.5%/năm) Thuế suất thuế TNDN: 20%, được miễn trong 3 năm và giảm 50% trong 5 năm tiếp theo (vì dự án thuộc đối tượng được hưởng ưu đãi đầu tư theo NĐ số 35/2002/NĐ-CP ngày 29/3/2002 và thông tư số 98/2002/TT–BTC ngày 24/10/2002). Dòng tiền của dự án được đưa ra với giả định không có hàng tồn kho, các khoản phải thu, phải trả. Ngoài các giả định chung nêu trên, 2 phương án cơ sở khác nhau ở giả định về công suất thiết kế, theo đó: - Phương án cơ sở I: công suất thiết kế có tính đến hiệu ích gia tăng cho các nhà máy thuỷ điện khác, do đó công suất thiết kế là 686 Triệu KWh/năm - Phương án cơ sở II: công suất thiết kế không tính đến hiệu ích gia tăng cho các nhà máy thuỷ điện khác, do đó công suất thiết kế chỉ là 417,2 Triệu KWh/năm Các phương án khảo sát: Các giả định tính toán trên chưa tính đến các khả năng thuận lợi/bất lợi có thể xảy ra. Chính vì vậy, tổ thẩm định đưa ra các phương án khảo sát trên cơ sở các trường hợp bất thường có thể xảy ra để thấy được mức độ chịu đựng rủi ro của Dự án. Từ các giả định trên, các bảng dự trù doanh thu – chi phí và dòng tiền, cân đối trả nợ của Dự án được lập như trong các bảng phụ lục. * Kết quả tính toán: + Phương án CS I: Dự án có hiệu quả với các chỉ tiêu tài chính NPV=465.993 trđ, IRR = 10.78%, thời gian trả nợ là 8 năm (xem bảng E – P/A CS I). + Phương án CS II: Dự án không hiệu quả với NPV = -611.873 trđ, IRR = 5,55% (xem bảng E – P/A CS II), thời gian trả nợ lên tới 20 năm. Các phương án khảo sát Phương án giá bán điện thay đổi: Giá bán điện đưa ra tính toán trong phương án cơ sở là hợp lý (4 Uscent). Dự án hoà vốn (NPV = 0) với mức giá = 3.3 US cent (giảm hơn 15 % so với mức giá tính toán). Phương án công suất tính toán thayđổi: Dự án được tính toán với mức công suất đã tính đến điện lượng gia tăng cho các công trình thuỷ điện thuộc EVN như Sêsan 3, 4, Yali. Ngoài ra tổ thẩm định đã khảo sát với các trường hợp công suất tính toán bất lợi khác trong đó có trường hợp chỉ tính riêng công suất nhà máy Plêikrông (417.2 kwh). Dự án có NPV = 0 khi đạt mức công suất phát điện là 570.54 kwh/năm. Phương án nhiều biến thay đổi: Khảo sát dự án ở các phương án giá bán, công suất tính toán, tổng mức đầu tư, chi phí O&M, lãi suất thay đổi. Các chỉ tiêu tài chính và khả năng trả nợ trong các trường hợp giả định đều ở mức khả quan (P/A tb 1, tb 2, tốt). Dự án không có hiệu quả và thời gian trả nợ dài nếu tính ở mức công suất 417.2 kwh/năm.Tổng hợp kết quả tính toán hiệu quả tài chính của dự án qua 2 phương án cơ sở và phương án nhiều biến thay đổi được tóm tắt qua 2 bảng sau: Bảng 3: Tổng hợp hiệu quả tài chính theo phương án cơ sở I và các phương án khảo sát: Các phương án khảo sát P/A CS I P/A xau P/A tb1 P/A tb2 P/A tot Các giả định thay đổi Giá bán (Uscent) 4.00 4.10 4.50 4.50 5.00 Công suất tính toán (Kwh) 686.0 417.0 686.6 578.4 686.6 Tăng tổng mức đầu tư (%) 0% 30% 20% 10% 0% O&M (/doanh thu) 1% 2% 2% 2% 1% Lãi suất (/tháng) 0.875% 1.000% 0.900% 0.750% 0.700% Các chỉ tiêu NPV 465,993 -890,443 550,861 310,095 1,421,304 IRR 10.78% 4.75% 11.29% 9.23% 13.18% TG trả nợ 8 20 11 11 7 Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Pleikrông. Bảng 4: Tổng hợp hiệu quả tài chính theo phương án cơ sở II và các phương án khảo sát: Các phương án khảo sát P/A CS II P/A xau P/A tb1 P/A tb2 P/A tot Các giả định thay đổi Giá bán (Uscent) 4.00 4.10 4.50 4.50 5.00 Công suất tính toán (Kwh) 417.2 417.0 686.6 578.4 686.6 Tăng tổng mức đầu tư (%) 0% 30% 20% 10% 0% O&M (/doanh thu) 1% 2% 2% 2% 1% Lãi suất (/tháng) 0.875% 1.000% 0.900% 0.750% 0.700% Các chỉ tiêu NPV -611,873 -890,443 550,861 310,095 1,421,304 IRR 5.55% 4.75% 11.29% 9.23% 13.18% TG trả nợ 20 20 11 11 7 Nguồn: Báo cáo thẩm định chung dự án Thuỷ điện Pleikrông. Từ những phân tích và đánh giá ở trên, tổ thẩm định nhận thấy Dự án có những thuận lợi và khó khăn sau: Thuận lợi: Chủ đầu tư Dự án - Tổng Công ty Điện lực Việt Nam là khách hàng có uy tín của các ngân hàng thương mại. Đây là một TCT 91 có tổng tài sản lớn, tình hình tài chính lành mạnh và là đơn vị chủ lực trong sản xuất, kinh doanh và điều phối điện trong cả nước Việc cho vay đối với Tổng Công ty thường được xem xét trong tổng thể phát triển của TCT và ngành điện chứ không chỉ riêng từng Dự án. Hiện nay, sản phẩm điện năng vẫn được coi là có tính tiêu thụ cao do nhu cầu phụ tải đang tăng nhanh và còn tiếp tục tăng trong thời gian tới. Dự án nằm trong Quy hoạch phát triển điện năng đã được Chính phủ phê duyệt nên đã được cân đối phụ tải tiêu thụ điện. Chủ đầu tư có vốn tự có tham gia vào dự án khá cao: chiếm 30% tổng vốn đầu tư Tính toán cho thấy trong phương án có tính hiệu ích gia tăng cho các công trình phía dưới bậc thang dự án có hiệu quả tài chính, có khả năng trả nợ vốn vay các ngân hàng trong thời gian vay vốn dự kiến là 12 năm. Khó khăn: Dự án nằm ở khu vực đầu nguồn với mục đích tăng cường hiệu ích cho các nhà máy thuỷ điện phía dưới bậc thang nên suất đầu tư khá cao. Nếu chỉ tính riêng sản lượng điện của Pleikrông (không tính hiệu ích gia tăng cho các công trình phía dưới bậc thang) thì nguồn thu của Pleikrông không đảm bảo trả nợ các ngân hàng. Do vậy, một cam kết của Tổng công ty về việc dùng các nguồn khác để trả nợ các ngân hàng trong trường hợp nguồn thu từ dự án không đảm bảo trả nợ là hết sức cần thiết. Rủi ro về địa chất và khí hậu có thể ảnh hưởng tới tiến độ xây dựng do đó có thể làm giảm hiệu quả của Dự án. Căn cứ biên bản thoả thuận chung giữa các ngân hàng ngày 01/04/2003 và công văn số 3082/CV-NHCT6 ngày 01/10/2003 và những phân tích, đánh giá ở trên, tổ thẩm định thống nhất ý kiến trình Lãnh đạo các ngân hàng xem xét cho vay đầu tư Dự án thuỷ điện Pleikrông của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam với những nội dung chính như sau: Phương thức cho vay: đồng tài trợ do NH Công thương VN làm đầu mối. Tổng số tiền cho vay: tối đa 1.390 tỷ VND với cơ cấu như sau: Ngân hàng Công thương Việt Nam (NHĐM) : 444,8 tỷ (32%) Ngân hàng Nông nghiệp và PTNT Việt