Luận văn Hoàn thiện hệ thống công cụ phân tích hiệu quả kinh tế – tài chính dự án tại EVN

Viễn Thông Điện lực, kinh doanh sang lĩnh vực tài chính thông qua thành lập Công ty khai thác quản lý vốn Tâp đoàn Điện lực Việt Nam. b/ Định hướng sản xuất kinh doanh đến năm 2020. b.1/ Mục tiêu phát triển: Mục tiêu phát triển của ngành Điện Việt Nam đến năm 2010 là: sử dụng tốt các nguồn thuỷ năng (kết hợp với thuỷ lợi), khí và than để phát triển cân đối nguồn điện. Xây dựng các cụm khí - điện - đạm ở Phú Mỹ và khu vực Tây Nam, đẩy nhanh xây dựng thuỷ điện Sơn La, nghiên cứu phương án sử dụng năng lượng nguyên tử. Đồng bộ hoá, hiện đại hoá mạng lưới phân phối điện quốc gia. Đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện; có chính sách thích hợp về sử dụng điện ở nông thôn, miền núi. Tăng sức cạnh tranh về giá điện so với khu vực. Mục tiêu cụ thể: - Đáp ứng đầy đủ nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội. Phấn đấu đến năm 2010 đạt sản lượng từ khoảng 88 đến 93 tỷ kWh và năm 2020 đạt sản lượng từ 201 đến 250 tỷ kWh. - Đẩy nhanh chương trình đưa điện về nông thôn, miền núi, phấn đấu đến năm 2010 đạt 90% số hộ dân nông thôn có điện, đến năm 2020 đạt 100% số hộ dân nông thôn có điện. - Đảm bảo cân bằng tài chính bền vững. - Đa dạng hoá phương thức đầu tư phát triển ngành và chuẩn bị các phương án nhập khẩu điện của các nước Lào, Campuchia và Trung Quốc. - Đào tạo đội ngũ cán bộ có đủ trình độ chuyên môn và tinh thần trách nhiệm cao để đáp ứng yêu cầu phát triển ngày càng cao của ngành Điện. 31 - Thực hiện cơ chế hoạt động đa dạng hoá sản phẩm, bao gồm nhiều Công ty có tư cách pháp nhân theo mô hình Liên kết tài chính - Công nghiệp - Thương mại - Dịch vụ - Tư vấn. - Kiểm soát và giảm nhẹ ô nhiễm môi trường trong các hoạt động điện lực. b.2/ Chiến lược phát triển: Phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện theo hướng hiện đại. Phát triển thuỷ điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, điện nguyên tử..., kết hợp trao đổi, liên kết lưới điện với các nước trong khu vực. Tâp đoàn Điện lực Việt Nam chỉ đầu tư những công trình phát điện có công suất từ 100 MW trở lên, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp khác đầu tư các công trình có công suất nhỏ hơn. Phát triển nhanh, đồng bộ, hiện đại hệ thống truyền tải, phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy, an toàn cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. b.2.1/ Chiến lược phát triển nguồn điện: a) Ưu tiên phát triển thuỷ điện, nhất là các công trình có lợi ích tổng hợp (cấp nước, chống lũ, chống hạn...). Khuyến khích đầu tư các nguồn thuỷ điện nhỏ với nhiều hình thức để tận dụng nguồn năng lượng sạch, tái sinh này. Trong khoảng 20 năm tới sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thuỷ điện tại những nơi có khả năng xây dựng. Dự kiến đến năm 2020 tổng công suất các nhà máy thủy điện khoảng 13.000 - 15.000 MW. b) Phát triển các nhà máy nhiệt điện với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu: - Nhiệt điện than: dự kiến đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 4.400 MW. Giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 4.500 - 5.500 MW (phụ tải cơ sở), 8.000 - 10.000 MW (phụ tải cao). Do nguồn than sản xuất trong nước hạn chế, cần xem xét xây dựng các nhà máy điện sử dụng than nhập. - Nhiệt điện khí: đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 7.000 MW, giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 3.500 MW (phương án cấp khí cơ sở), trong trường hợp nguồn khí phát hiện được nhiều hơn cần xây dựng thêm khoảng 7.000 MW. 32 - Đầu tư khảo sát, nghiên cứu, chuẩn bị các điều kiện cần thiết để có thể xây dựng nhà máy điện nguyên tử đầu tiên ở Việt Nam với quy mô công suất khoảng 2.000 MW, dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn sau năm 2015. c) Nhập khẩu điện: theo hiệp định hợp tác năng lượng đã ký kết, Việt Nam sẽ nhập khẩu khoảng 2.000 MW công suất từ Lào. Tiếp theo sẽ xem xét nhập khẩu điện từ Campuchia và Trung Quốc. d) Phát triển các nhà máy sử dụng năng lượng mới và tái tạo. Tận dụng các nguồn năng lượng mới tại chỗ để phát điện cho các khu vực mà lưới điện quốc gia không thể cung cấp được hoặc cung cấp kém hiệu quả, đặc biệt đối với các hải đảo, vùng sâu, vùng xa. b.2.2/ Chiến lược phát triển lưới điện: - Phát triển nguồn điện phải đi đôi với phát triển lưới điện, phát triển lưới điện phân phối phải phù hợp với phát triển lưới điện truyền tải. - Phát triển nhanh hệ thống truyền tải 220, 500 kV nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, bảo đảm khai thác kinh tế các nguồn điện; phát triển lưới 110 kV thành lưới điện phân phối cung cấp trực tiếp cho phụ tải. - Nghiên cứu giảm bớt cấp điện áp trung thế của lưới điện phân phối. Nhanh chóng mở rộng lưới điện phân phối đến vùng sâu, vùng xa. Tập trung đầu tư cải tạo lưới điện phân phối để giảm tổn thất điện năng, giảm sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. b.2.3/ Chiến lược phát triển điện nông thôn và miền núi: - Đẩy mạnh điện khí hoá nông thôn nhằm góp phần đẩy nhanh công nghiệp hoá, hiện đại hoá nông nghiệp và nông thôn. - Sử dụng các nguồn năng lượng mới và tái tạo để cấp điện cho các khu vực vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Xây dựng cơ chế quản lý để duy trì và phát triển các nguồn điện ở những khu vực này. - Khuyến khích đa dạng hoá trong đầu tư và quản lý lưới điện nông thôn. 33 - Tăng cường kiểm soát giá điện nông thôn để đảm bảo thực hiện theo đúng giá trần do Chính phủ quy định. b.2.4/ Chiến lược tài chính và huy động vốn: - Có các cơ chế tài chính thích hợp để Tâp đoàn Điện lực Việt Nam đảm bảo được vai trò chủ đạo trong việc thực hiện các mục tiêu phát triển của ngành điện Việt Nam. - Tiếp tục triển khai một số công trình đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT), liên doanh hoặc BOO để thu hút thêm nguồn vốn đầu tư, đồng thời tăng khả năng trả nợ cho Tâp đoàn Điện lực Việt Nam. - Xây dựng các biện pháp huy động vốn trong xã hội dân để đầu tư phát triển điện. - Tăng cường quan hệ với các ngân hàng và các tổ chức tài chính quốc tế để vay vốn đầu tư, ưu tiên vay các nguồn vốn ODA có lãi suất thấp, thời gian trả nợ dài (ODA chỉ giao cho Tâp đoàn Điện lực Việt Nam); sau đó đến các ngân hàng thương mại với phương châm khi các ngân hàng trong nước không đáp ứng được thì vay các ngân hàng thương mại nước ngoài. - Nghiên cứu tham gia thị trường chứng khoán, phát hành trái phiếu trong và ngoài nước để đầu tư các công trình điện. - Tiếp tục thực hiện lộ trình cải cách giá điện đã được duyệt theo hướng vừa tiến dần đến chi phí biên dài hạn vừa cải cách biểu giá điện, giảm bù chéo quá lớn giữa các nhóm khách hàng. b.2.5/ Chiến lược phát triển khoa học công nghệ: - Tập trung nghiên cứu khoa học, công nghệ tiên tiến áp dụng cho sản xuất và truyền tải điện năng. Nghiên cứu ứng dụng công nghệ sản xuất hiện đại theo hướng hiệu quả, tiết kiệm năng lượng và giảm thiểu tác động đến môi trường với những bước đi hợp lý. - Đầu tư chiều sâu, cải tạo nâng cấp và hiện đại hoá đối với nguồn và lưới điện hiện có, cải tiến công tác quản lý, kinh doanh và dịch vụ khách hàng. - Tận dụng mọi ưu thế về hệ thống hạ tầng viễn thông ngành điện, kết hợp viễn thông phục vụ điều hành sản xuất kinh doanh điện với phát triển dịch vụ viễn thông công cộng. 34 - Đẩy mạnh áp dụng công nghệ thông tin phục vụ cho quản lý và điều hành sản xuất, nâng cao hiệu quả kinh doanh của ngành Điện. - Phát triển mạnh cơ khí điện góp phần phát triển công nghiệp trong nước, giảm nhập khẩu. Phấn đấu đến năm 2005 đáp ứng về cơ bản nhu cầu thiết bị có điện áp 110 kV trở xuống; đến năm 2010 có thể đáp ứng một phần nhu cầu máy biến áp 220 kV và các thiết bị 220 kV khác. Nghiên cứu sản xuất các thiết bị trọn bộ cho các trạm thuỷ điện nhỏ, năng lượng mặt trời và các thiết bị thay thế phục vụ sửa chữa các nhà máy điện. Về lâu dài, cần nghiên cứu, chế tạo thiết bị phù hợp với tiêu chuẩn quốc tế và đặc điểm riêng của quốc gia và khu vực nhằm đáp ứng nhu cầu trong nước và một phần xuất khẩu. - Tập trung xây dựng các Công ty tư vấn đa ngành theo chuyên môn hoá từng lĩnh vực chuyên sâu, từng bước nâng cao trình độ để có thể tự đảm đương thiết kế được các công trình điện lớn như nhà máy điện, lưới điện siêu cao áp. - Tăng cường năng lực cho các đơn vị xây lắp điện để có khả năng đảm nhận các công trình đầu tư từ khâu thiết kế kỹ thuật thi công, cho đến khâu xây dựng, lắp đặt thiết bị các nhà máy điện, các công trình lưới điện lớn trong nước và có khả năng tham gia đấu thầu các công trình ở nước ngoài. b.2.6/ Chiến lược phát triển thị trường điện: Từng bước hình thành thị trường điện trong nước, trong đó Nhà nước giữ độc quyền ở khâu truyền tải và chi phối trong khâu sản xuất và phân phối điện. Trước mắt, hình thành thị trường mua bán điện trong nội bộ Tâp đoàn Điện lực Việt Nam. Nghiên cứu xây dựng đầy đủ các khuôn khổ pháp lý, các điều kiện để sớm hình thành thị trường điện độc lập. Dự đoán nhu cầu điện năng toàn quốc 2005 : 47 tỷ kWh 2010 : 70 tỷ .kWh 2015 : 110 tỷ .kWh 2020 : 170 tỷ .kWh II. TÌNH HÌNH SẢN XUẤT KINH DOANH. 1. Các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh. 35 Sản lượng điện thương phẩm năm 2004 đạt 39,7 tỷ kWh, tăng 1,18% so với kế hoạch nhà nước giao, tăng 13,71 % so với năm 2003. Trong cơ cấu sản lượng thì tỷ trọng điện Công nghiệp Xây dựng chiếm 45,2 %, quản lý tiêu dùng chiếm 44,5%. Doanh thu tiền điện đạt 31.503,5 tỷ đồng, tăng 14,64% so với năm 2003. Giá bán điện bình quân đạt 790,27 đ/kWh, tăng 6,89 đ/kWh so với năm 2003. Tỷ lệ điện dùng truyền tải và phân phối điện là 12,09%, giảm 0,14 % so với năm 2003 và giảm 10,41% so với năm 1994. Sản lượng điện sản xuất và mua trong năm 2004 đạt 40, 201 tỷ kWh tăng 13% so với năm 2003. Trong cơ cấu sản lượng điện sản xuất thì Thuỷ điện chiếm 38,2%, Tuabin khí dầu chiếm 32,2%. Tích cực phát triển khách hàng, phát triển thị trường bán điện bằng nhiều biện pháp sáng tạo, linh hoạt thông qua công tác xóa bán điện qua công tơ tổng, phối hợp với các chủ đầu tư để đầu tư hoặc tiếp nhận bán lẻ điện tại các khu đô thị mới, khu nhà cao tầng, làng nghề tập trung, bán lẻ điện khu vực nông thôn có tiềm năng phát triển. Đẩy mạnh tuyên truyền tiết kiệm điện bằng nhiều hình thức (gửi hàng triệu thư và tờ rơi trực tiếp đến các khách hàng đề nghị thực hiện các biện pháp sử dụng điện tiết kiệm; Thực hiện hàng ngàn lượt phát sóng tuyên truyền tiết kiệm điện trên Đài truyền hình Trung ương và địa phương, quảng cáo trên báo chí; phối hợp với Công ty dầu khí BP tuyên truyền trên Đài Tiếng nói Việt Nam ...với chi phí 2,2 tỷ đồng); Tiếp tục triển khai thực hiện chương trình DSM giai đoạn 2, góp phần tích cực trong việc giảm công suất cao điểm tối, giảm mức chênh lệch công suất giữa cao, thấp điểm của toàn hệ thống điện; Lắp thêm 15.920 chiếc công tơ điện tử 3 giá, nâng tổng số công tơ điện tử lên 48.889 chiếc; Chủ động giải quyết các khiếu nại của khách hàng kịp thời, dứt điểm, hạn chế trường hợp khiếu nại vượt cấp. (Xem chi tiết phụ lục 2 – gồm biểu đồ1,2,3,4,5; bảng 1) 2. Các chỉ tiêu tài chính. a/ Giá trị tài sản thuần. Tổng giá trị tài sản năm 2004 đạt 98.603 tỷ đồng tăng 11,6% so với năm 2003. 36 Giá trị tài sản thuần năm 2004 đạt 40.664 tỷ đồng tăng 10,8% so với năm 2003. Mặc dầu Tài sản thuần tăng nhưng tỷ lệ tăng thấp hơn tỷ lệ tăng tổng tài sản, Điều này cĩ nghĩa là nợ phải trả trong năm 2004 đã tăng cao. b/ Chỉ tiêu Lợi nhuận/Doanh thu. Tỷ suất Lơi nhuận/Doanh thu năm 2004 đạt 6,57% giảm 0,44% so với năm 2003 (7,01%) Nguyên nhân là do: Lơi nhuân năm 2004 tăng 9,4% so với năm 2003, trong khi đĩ Doanh thu lại tăng 16,7% so với năm 2003 tức là chi phí năm 2004 tăng cao hơn tỷ lệ tăng doanh thu. c/ Chỉ tiêu Lợi nhuận/Tổng tài sản. Tỷ suất Lợi nhuận/Tổng tài sản năm 2004 đạt 2,23% cĩ nghĩa là trong 100 đồng tài sản đầu tư trong năm 2004 tạo ra được 2,23 đồng lợi nhuận. Tỷ suất này giảm 0,04% so với năm 2003. d/ Chỉ tiêu Doanh thu /Vốn chủ sở hữu. Tỷ suất Doanh thu/Vốn chủ sở hữu năm 2004 đạt 80,7% cĩ nghĩa là trong 100 đồng vốn đầu tư trong năm 2004 sẽ tạo ra được 80,7 đồng doanh thu, tăng 4,09 đồng so với năm 2003 (76,68%). e/ Chỉ tiêu Lợi nhuận/Vốn chủ sở hữu (ROI) Tỷ suất Lợi nhuận/Vốn chủ sở hữu năm 2004 chỉ đạt 5,31% tức là trong 100 đồng vốn đầu tư trong năm 2004 chỉ tạo ra được 5,31 đồng lợi nhuận. Chỉ tiêu này cịn thấp so lãi suất bình quân của ngân hàng. Lý do: - Giá vốn hàng bán chiếm tỷ lệ rất cao trong tổng doanh thu (79%). - Chi phí quản lý chưa cải thiện giảm mà cịn cĩ xu hướng tăng cao và chiếm 10,7% tổng doanh thu. - Vốn hoạt động chưa tăng cao nhưng sử dụng hiệu quả. f/ Chỉ tiêu Nợ phải trả /Vốn chủ sở hữu. Tỷ suất Nợ phải trả /Vốn chủ sở hữu năm 2004 đạt 142%. Điều này chứng tỏ nguồn vốn hiện tại của EVN chủ yếu là nguồn vốn vay (Nợ dài hạn chiếm 78% tổng số nợ). Khả năng thanh tốn các khoản nợ rất thấp. (Xem chi tiết phụ lục 3 –gồm bảng 2,3) III. THỰC TRẠNG SỬ DỤNG CÁC CÔNG CỤ PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ KINH TẾ ,TÀI CHÍNH CÁC DỰ ÁN ĐIỆN TAI EVN 37 Để có cơ sở trong phân tích, đánh giá ưu nhược điểm của các công cụ đang sử dụng, xin đưa ra một dự án cụ thể để phân tích: Đó là dự án Thuỷ điện Sơn La, một công trình thủy điện lớn nhất Việt Nam và lớn nhất Đông Nam Á Thông tin chủ yếu về dự án Thuỷ điện Sơn La. Thông tin về dự án ĐVT Giá trị 1. Tổng công suất lắp đặt MW 2400 2. Sản lượng điên trung bình hàng name Tỷ KWh 9,5 3. Tổng mức đầu tư Tỷ đồng 37.000 3.1 Vay trong nước (70%) Triệu đồng 29.734 3.2 Vốn nước ngoài (30%) Triệu đồng 12.743 4. Lãi suất vay dài hạn 4.1 Vay trong nước 4.2 Vay nước ngoài (vay bằng USD) %/năm 11,5 5.5 5. Thời gian vay dài hạn Năm 20 6. Thời gian khấu hao Năm 25 7. Giá bán điện: USD/kWh 0,04 8. Thời gian xây dựng Năm 5 Nguồn: EVN 1. Các công cụ không chiết khấu. 1.1 Thời gian hoàn vốn không chiết khấu (PP) Tổng vốn đầu tư cho dự án: là số vốn đầu tư bỏ ra ban đầu cho dự án: I = 37.000 tỷ đồng. Tổng lợi nhuận sau thuế + khấu hao đến năm 2029 = 37.014 tỷ đồng Thời gian hoàn vốn: PP = 18 năm kể từ khi hoạt động. 1.2 Tỷ suất sinh lời của doanh thu (PM) Lợi nhuận sau thuế TNDN bình quân hàng năm của dự án (tính bình quân cho cả chu kỳ từ năm 2016 -2051 khi mà công suất hoạt động bằng 100% công suất thiết): 3.741 tỷ đồng/năm 38 Tổng doanh thu bình quân hàng năm (tính bình quân cho cả chu kỳ từ năm 2016 -2051 khi mà công suất hoạt động bằng 100% công suất thiết): 5.944 tỷ đồng. PM = 63%. 1.3 Tỷ suất sinh lời của vốn đầu tư (ROI) Lợi nhuận sau thuế TNDN bình quân hàng năm:: 3.741 tỷ đồng. Tổng vốn đầu tư cho dự án: Là số vốn đầu tư bỏ ra ban đầu cho dự án: I = 37.000 tỷ đồng. ROI = 10% 1.4 Thu nhập thặng dự (RI). Lợi nhuận sau thuế TNDN bình quân hàng năm: 3.741 tỷ đồng. Tổng vốn đầu tư cho dự án: Là số vốn đầu tư bỏ ra ban đầu cho dự án: I = 37.000 tỷ đồng. Tỷ lệ hoàn vốn tối thiểu được tính bằng lãi suất vay trung bình của 2 nguồn vốn vay là vốn vay trong nước và vốn vay nước ngoài: 9,7% RI hàng năm = 3741 – (37.000*9.7%) = 152 tỷ đồng. (Xem chi tiết phương pháp tính các chỉ tiêu trên tại phụ lục 4) 2. Các công cụ chiết khấu. 2.1 Tỷ số Lợi ích/Chi phí tài chính (B/C). - Tỷ suất chiết khấu tài chính: được tính bằng lãi suất vay trung bình của 2 nguồn vốn vay là vốn vay trong nước và vốn vay nước ngoài: 9,7% - Hiện giá dòng thu (Lợi ích B): 39.035,77 tỷ đồng + Doanh thu bán điện: 27.509,5 tỷ đồng + Khấu hao TSCĐ: 11.526 tỷ đồng - Hiện giá dòng chi (Chi phí C): 36.273,5 tỷ đồng + Vốn đầu tư của chủ đầu tư: 23.744,4 tỷ đồng. + Chi phí chi phí vận hành, bảo dưỡng: 937,07 tỷ đồng. + Thuế tài nguyên: 468,54 tỷ đồng + Thuế TNDN: 2028 tỷ đồng + Lãi vay: 9095 tỷ đồng - Tỷ suất lợi ích (B)/ Chi phí (C) tài chính: 1.08 >1 2.2 Giá trị hiện tại ròng tài chính (FNVP). 39 - Hiện giá dòng thu (Lợi ích B): 39.035,77 tỷ đồng - Hiện giá dòng chi (Chi phí C): 36.273,5 tỷ đồng - FNVP = 39.035,77-36.273,5 = 2762 tỷ đồng 2.3 Tỷ lệ hoàn vốn nội tại về tài chính (FIRR). FIRR = 11,5% 2.4 Thời gian hoàn vốn chiết khấu. - Hiện giá vốn đầu tư: 23.744 tỷ đồng. - Hiện giá thu nhâp + khấu hao luỹ kế đến năm 2025: 24.730 tỷ đồng - Thời gian hoàn vốn: 14 năm kể từ ngày hoạt động. 2.5 Tỷ suất FNVP/I - Hiện giá Vốn đầu tư của chủ đầu tư: 23.744,4 tỷ đồng. - FNVP: 2762 tỷ đồng - FNVP/I = 11.6%. (Xem chi tiết phương pháp tính các chỉ tiêu trên tại phụ lục 5) 2.6. Một số nguyên tắc áp dụng trong phân tích hiệu quả tài chính của dự án tại EVN. Để thống nhất trong đánh giá và thẩm định các dự án EVN đưa ra một số nguyên tắc định hướng thực hiện như sau: Nguyên tắc 1: Các thông số B và C của dự án được tính toán từ dòng thu và dòng chi của các năm trong đời sống dự án tính về năm đầu tiên bắt đầu bỏ vốn đầu tư với tỷ lệ chiết khấu i% (Tỷ lệ chiết khấu bình quân gia quyền cho các nguồn vốn). %%% iv V Vvicp V Vcpi += Trong đó: Vcp: Tổng vốn tự có của doanh nghiệp trong tổng vốn đầu tư của dự án. Vv: Tổng vốn vay trong tổng vốn đầu tư của dự án V: Tổng vốn đầu tư. Icp%: Tỷ lệ hoàn vốn yêu cầu cho vốn cổ phần Iv%: Tỷ lệ lãi suất của vốn vay 40 Tỷ lệ phần trăm chiết khấu tài chính (i%) gồm tỷ lệ hoàn vốn yêu cầu cho vốn cổ phần (icp%) và tỷ lệ hoàn vốn yêu cầu cho vốn vay (iv%) được áp dụng ở mức sau: Icp%: Được tính tối đa bằng 14% nếu vốn cổ phần sử dụng 100% là vốn đóng góp của cổ đông cá nhân và vốn tự có của doanh nghiệp không có nguồn vốn nhà nước; được tính bằng 8% nếu vốn cổ phần sử dụng 100% vốn có nguồn gốc vốn Nhà nước. Nếu vốn cổ phần là hổn hợp của vốn đóng góp của cổ đông cá nhân và vốn nhà nước thì icp% được tính bằng bình quân gia quyền của 2 loại vốn trên. Iv%: được lấy bằng lãi suất thị trường vốn vay dài hạn trong nước liên ngân hàng tại thời điểm lập dự án. Nguyên tắc 2: Số giờ làm việc của các nguồn điện theo thời gian và theo ngày, đời sống của dự án, chi phí vận hành để áp dụng trong tính toán phân tích theo quy định như sau: ™ Đời sống dự án được quy định như sau: Đối với nhà máy thuỷ điện loại lớn (> 30 MW) là 40 năm, loại vừa (3-30 MW) là 30-40 năm, loại nhỏ (200KW-3MW) là 25-30 năm. Nhà máy thuỷ điện. Nhà máy thuỷ điện than, đời sống dự án là 25-30 năm Turbin khí hổn hơp, đời sống dự án là 25-30 năm Diesel cở lớn, đời sống dự án là 20 năm. ™ Chi phí vận hành và bảo dưỡng được quy định như sau: Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định và biến đổi được tính theo tỷ lệ % vốn đầu tư (Tổng giá trị vốn xây lắp và thiết bị): Nhà máy thuỷ điện loại lớn : 0,5% Vốn đầu tư Nhà máy thuỷ điện loại vừa : 1-1,5% Vốn đầu tư Nhà máy thuỷ điện loại nhỏ : 1,5 -2% Vốn đầu tư Nhiệt điện than (% lưu huỳnh trong nhiên liệu<1%) thì chi phí ước tính là 2,5- 3% vốn đầu tư. ™ Giá bán điện: Giá điện được tính toán là giá bán tại thanh cái của các nhà máy và khung giá điện khuyến cáo áp dụng trong tính toán dự án như sau: Đối với nhà máy thuỷ điện lớn: 41 + Mùa khô: (từ ngày 01/10 -30/06 năm sau): 2,5 -4,5 US cent/kWh. + Mùa mưa: (từ ngày 1/7 -30/09 năm sau): 2,0 -4,3 US cent/kWh. Đối với nhà máy thuỷ điện vừa: + Mùa khô: (từ ngày 01/10 -30/06 năm sau): 2,7 -4,7 US cent/kWh. + Mùa mưa: (từ ngày 1/7 -30/09 năm sau): 2,5 -4,5 US cent/kWh. Đối với nhà máy thuỷ điện nhỏ: + Mùa khô: (từ ngày 01/10 -30/06 năm sau): 3,0 -4,7 US cent/kWh. + Mùa mưa: (từ ngày 1/7 -30/09 năm sau): 3,0 -4,5 US cent/kWh. Đối với nhà máy nhiệt điện than : + Mùa khô: (từ ngày 01/10 -30/06 năm sau): 3,5 -4,5 US cent/kWh. + Mùa mưa: (từ ngày 1/7 -30/09 năm sau): 3,5 -4,0 US cent/kWh. Đối với nhà máy Turbin khí: + Mùa khô: (từ ngày 01/10 -30/06 năm sau): 3,5 -4,3 US cent/kWh. + Mùa mưa: (từ ngày 1/7 -30/09 năm sau): 3,5 -4,1 US cent/kWh. ™ Phí truyền tải phân phối được quy định như sau: Tạm tính theo % giá điện tiêu dùng tại công tơ hạ áp: + Lưới điện 500/220KV tính 9-10% giá điện tiêu dùng + Lưới điện 110KV tính 8-9% giá điện tiêu dùng + Lưới phân phối tính 25-26% giá điện tiêu dùng ™ Số giờ vận hành của các nhà máy điện: Đối với nhà máy nhiệt điện than: + Số giờ vận hành cực đại tính toán là 6500 giờ/năm + Đối với nhà máy thuỷ điện vừa và lớn: + Số giờ vận hành cực đại tính toán: theo tính toán cụ thể của chế độ thuỷ văn và điều tiết hồ chứa từng công trình nhưng không vượt quá 4500 giờ/năm Đối với nhà máy thuỷ điện nhỏ: + Số giờ vận hành cực đại tính toán: theo tính toán cụ thể của chế độ thuỷ văn và điều tiết hồ chứa từng công trình nhưng không vượt quá 4200 giờ/năm Nguyên tắc 3: Phân tích hiệu quả tài chính dự án không tính đến yếu tố lạm phát, trượt giá của đồng tiền. Nguyên tắc 4: Quyết định đầu tư. 42 Trường hợp chỉ tiêu FIRR <i%, FNVP <0 cần phải phân tích rõ và đưa ra các giải pháp khắc phục hoặc đề xuất cơ chế hổ trợ. Nếu sau khi áp dụng các giải pháp mà dự án không đạt hiệu quả thì kiến nghị không đầu tư. Trường hợp hiệu quả tài chính có các chỉ tiêu tốt, dự án có tính khả thi cao (FIRR >i%, FIRR> [FIRR], FNVP > 0 ) thì kiến nghị đầu tư dự án. [FIRR]: Tỷ suất sinh lời nội bộ cho phép của dự án (giới hạn tỷ lệ thu hồi vốn nội tại của dự án) được quy định như sau: - Các dự án sử dụng vốn có nguồn gốc từ nhà nước (tỷ lệ tổng lượng vốn có nguồn gốc nhà nước sử dụng cho dự án > 30% tổng mức đầu tư của dự án) gồm: Vốn khấu hao cơ bản và các khoản thu của nhà nước để lại doanh nghiệp để đầu tư, vốn ngân sách nhà nước cấp, vốn tín dụng do nhà nước bảo lãnh, vốn tín dụng đầu tư phát triển của nhà nước. Tỷ lệ thu hồi vốn nội tại cho phép của dự án không quá 10%. - Các dự án sử dụng vốn có nguồn gốc từ nhà nước (tỷ lệ tổng lượng vốn có nguồn gốc nhà nước sử dụng cho dự án < 30% tổng mức đầu tư của dự án) gồm: Vốn khấu hao cơ bản và các khoản thu của nhà nước để lại doanh nghiệp để đầu tư, vốn ngân sách nhà nước cấp, vốn tín dụng