Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Điện năng giữ vai trò huyết mạch trong sinh hoạt và sản xuất, là động lực thúc đẩy tiến trình công nghiệp hóa - hiện đại hóa quốc gia. Tại Việt Nam, nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng bình quân 8% - 10%/năm, vượt tốc độ tăng trưởng kinh tế trung bình. Sản lượng điện quốc gia đạt khoảng 160 tỷ kWh/năm (đứng thứ 2 Đông Nam Á và thứ 30 trên thế giới), nhưng mức tiêu thụ bình quân đầu người chỉ đạt 1.750 kWh/người/năm — thấp hơn nhiều so với Thái Lan (3.500 kWh/người/năm) và Hoa Kỳ (12.000 kWh/người/năm).

Trong cơ cấu năng lượng gồm 6 nguồn chính (nhiệt điện than, nhiệt điện khí, nhiệt điện dầu, thủy điện, năng lượng tái tạo và điện hạt nhân đã tạm dừng), thủy điện chiếm tỷ trọng lớn từ 38% - 40% tổng nguồn cung toàn quốc nhờ giá thành cạnh tranh và khả năng tái tạo. Tuy nhiên, việc đầu tư và vận hành các dự án thủy điện vừa và nhỏ thường đối mặt với nguy cơ đội vốn, biến động thủy văn và tác động môi trường - xã hội phức tạp.

Dự án Thủy điện Tiên Thành do Công ty TNHH MTV Sông Đà 7.09 làm chủ đầu tư, xây dựng trên sông Bằng Giang (xã Tiên Thành, huyện Phục Hòa, tỉnh Cao Bằng) với công suất thiết kế 15,0 MW, được đưa vào vận hành từ cuối năm 2019. Để kiểm chứng tính khả thi thực tế so với kế hoạch ban đầu, đề tài tập trung giải quyết các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu sau:

  1. Hệ thống hóa cơ sở lý luận về phân tích hiệu quả tài chính (góc độ vi mô - chủ đầu tư) và hiệu quả kinh tế - xã hội (góc độ vĩ mô - toàn bộ nền kinh tế) đối với dự án thủy điện.
  2. Đánh giá các chỉ tiêu hiệu quả tài chính và kinh tế của Dự án Thủy điện Tiên Thành dựa trên số liệu thực tế từ giai đoạn chuẩn bị đầu tư, giải ngân xây dựng đến 11 tháng vận hành năm 2020.
  3. Đề xuất hệ thống giải pháp và kiến nghị nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư, kiểm soát rủi ro cho chủ đầu tư, ngân hàng tài trợ vốn và cơ quan quản lý nhà nước.
  • Đối tượng nghiên cứu: Các chỉ tiêu phản ánh hiệu quả tài chính và hiệu quả kinh tế của Dự án Thủy điện Tiên Thành.
  • Phạm vi nghiên cứu: Toàn bộ vòng đời dự án (40 năm), tập trung phân tích thực tế từ giai đoạn chuẩn bị đầu tư, thi công xây dựng (2016–2019) đến giai đoạn bắt đầu vận hành thương mại (năm 2020).

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết và khái niệm sử dụng

  • Khái niệm dự án và dự án đầu tư: Tiếp cận theo quy định của Luật Đầu tư số 61/2020/QH14, Luật Đấu thầu số 61/2005/QH11 và số 43/2013/QH13, Luật Đầu tư công năm 2019.
  • Phân tích hiệu quả tài chính: Đánh giá dòng tiền từ góc độ doanh nghiệp/chủ sở hữu vốn dựa trên giá thị trường. Các chỉ tiêu gồm Giá trị hiện tại thuần ($NPV$), Tỷ suất hoàn vốn nội bộ ($IRR$), Tỷ số lợi ích/chi phí ($B/C$), Thời gian hoàn vốn có chiết khấu và không chiết khấu ($PP$).
  • Phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội: Đánh giá từ quan điểm toàn bộ nền kinh tế quốc dân, phản ánh giá trị gia tăng tổng thể ($NPV$ tổng vốn), đóng góp ngân sách, giải quyết việc làm, an ninh năng lượng khu vực và giảm phát thải khí nhà kính so với nhiệt điện.
  • Xác định suất chiết khấu: Căn cứ Quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13/06/2007 của Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công Thương), lãi suất chiết khấu tài chính tính theo chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền (WACC) là 9,4% (vốn chủ sở hữu 8,0%, lãi vay 10%), tác giả áp dụng mức chiết khấu an toàn là 10,0%.

Khung pháp lý áp dụng

  • Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/07/2011 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011–2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII).
  • Quyết định số 11591/QĐ-BCT ngày 22/12/2014 của Bộ Công Thương về phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch thủy điện nhỏ tỉnh Cao Bằng.
  • Thông tư số 32/2014/TT-BCT và Quyết định số 5106/QĐ-BCT, Quyết định số 341/QĐ-BTC ban hành Biểu giá chi phí tránh được.
  • Nghị định số 147/2016/NĐ-CP (chi trả dịch vụ môi trường rừng 36 đồng/kWh), Nghị quyết số 1084/2015/UBTVQH13 (thuế tài nguyên nước 5%), Thông tư số 78/2014/TT-BTC (ưu đãi thuế TNDN cho thủy điện: miễn 4 năm, giảm 50% trong 9 năm tiếp theo, thuế suất 10% trong 15 năm).

Phương pháp thu thập và xử lý dữ liệu

  • Thu thập tài liệu thứ cấp: Báo cáo nghiên cứu khả thi, Thiết kế cơ sở hiệu chỉnh năm 2015, hồ sơ dự toán, báo cáo tài chính của Công ty TNHH Sông Đà 7, hợp đồng tín dụng và báo cáo thẩm định từ Ngân hàng TMCP Đầu tư và Phát triển Việt Nam (BIDV) - Chi nhánh Khách hàng Doanh nghiệp 2.
  • Phương pháp định tính: Phân tích bối cảnh chính sách, thể chế, tác động môi trường và rủi ro tự nhiên.
  • Phương pháp định lượng: Sử dụng mô hình chiết khấu dòng tiền (DCF), phương pháp phân tích chi phí - lợi ích (CBA) và phương pháp DTM để mô phỏng 3 kịch bản: Kịch bản kế hoạch ban đầu, Kịch bản 1 (vốn thực tế tăng, sản lượng đạt kế hoạch), và Kịch bản 2 (vốn thực tế tăng, sản lượng thực tế đạt 81% kế hoạch).

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Cơ sở lý thuyết về phân tích hiệu quả tài chính và kinh tế của dự án thủy điện

Chương 1 hệ thống hóa các khái niệm nền tảng về dự án đầu tư, đặc thù kỹ thuật - kinh tế của công trình thủy điện (vốn đầu tư ban đầu lớn, thời gian xây dựng kéo dài, vòng đời khai thác dài trên 40 năm, chi phí vận hành biến đổi thấp nhưng phụ thuộc chặt chẽ vào tài nguyên nước).

Tác giả phân định ranh giới giữa phân tích tài chính (xét lợi ích trực tiếp của chủ đầu tư, dùng giá thị trường) và phân tích kinh tế - xã hội (xét lợi ích của toàn xã hội, tính đến ngoại ứng tích cực và tiêu cực). Đồng thời, chương này chỉ ra 4 nhóm nhân tố ảnh hưởng trọng yếu đến dự án thủy điện:

  1. Chiến lược và quy hoạch phát triển năng lượng quốc gia;
  2. Cơ chế chính sách, khung khổ pháp luật và quản lý nhà nước;
  3. Năng lực quản trị từ khâu chuẩn bị, đền bù giải phóng mặt bằng, thi công đến vận hành khai thác;
  4. Rủi ro bất định từ tự nhiên (khí tượng thủy văn, địa chất, biến đổi khí hậu).

Chương 2: Phân tích hiệu quả tài chính và kinh tế dự án thủy điện Tiên Thành

1. Thông số kỹ thuật và quy mô công trình

Công trình Thủy điện Tiên Thành là bậc thang giữa trong 3 bậc thang thủy điện trên sông Bằng Giang (tổng diện tích lưu vực $3.080\text{ km}^2$, lưu lượng dòng chảy trung bình năm $Q_{tb} = 90,80\text{ m}^3/\text{s}$, lượng mưa trung bình năm $1.480\text{ mm}$).

Hạng mục / Thông số kỹ thuật Đơn vị Giá trị thiết kế
Cấp công trình - Cấp III
Mực nước dâng bình thường (MNDBT) m 157,75
Mực nước chết (MNC) m 155,80
Dung tích toàn bộ hồ chứa $10^6\text{ m}^3$ 4,967
Dung tích hữu ích $10^6\text{ m}^3$ 1,717
Cột nước tính toán ($H_{tt}$) m 6,68
Công suất lắp máy ($N_{lm}$) MW 15,00 (2 tổ máy tua-bin Kapsun $\times$ 7,5 MW)
Công suất đảm bảo ($N_{db}$) MW 1,41
Điện lượng trung bình nhiều năm ($E_0$) $10^6\text{ kWh}$ 49,373 (Kế hoạch tính toán: 52,920)
Số giờ sử dụng công suất lắp máy Giờ 3.292
Đường dây truyền tải 35 kV km 17,0

2. Cơ cấu nguồn vốn và tình hình giải ngân thực tế

  • Tổng mức đầu tư kế hoạch: 494,882 tỷ đồng (chưa VAT) / 539,909 tỷ đồng (sau VAT). Cơ cấu gồm: Vốn tự có (30%) tương đương 148,465 tỷ đồng; Vốn vay BIDV (70%) tương đương 346,417 tỷ đồng (thời hạn vay 13 năm, thời gian ân hạn gốc 30 tháng kể từ lần giải ngân đầu tiên).
  • Thực tế thực hiện: Tổng mức đầu tư thực tế tăng lên 546,628 tỷ đồng (vượt 10,5% so với kế hoạch). Nguyên nhân do kéo dài thời gian thi công, phát sinh khối lượng theo bản vẽ thi công khiến chi phí xây dựng tăng 10,0% (đạt 287,332 tỷ đồng), chi phí thiết bị tăng 10,0% (đạt 171,589 tỷ đồng) và chi phí khác/quản lý dự án tăng 17,7% (đạt 66,628 tỷ đồng).

3. Kết quả vận hành và doanh thu năm 2020

  • Giá bán điện tính theo Biểu giá chi phí tránh được (năm 2018 bình quân là 1.364 đồng/kWh, tốc độ trượt giá dự báo 3%/năm).
  • Trong 11 tháng vận hành đầu năm 2020 (kèm ước tính tháng 12/2020), sản lượng điện thực tế đạt 43,008 triệu kWh, chỉ đạt 81% so với kế hoạch nghiên cứu khả thi (52,920 triệu kWh) do điều kiện thủy văn kém thuận lợi. Doanh thu lũy kế thực tế năm 2020 đạt khoảng 49,23 tỷ đồng so với kế hoạch 60,28 tỷ đồng.

4. Đánh giá chỉ tiêu hiệu quả tài chính và kinh tế

Chỉ tiêu phân tích Đơn vị Phương án Kế hoạch Phương án 1 (Vốn thực tế, $E$ kế hoạch) Phương án 2 (Vốn thực tế, $E$ thực tế 81%)
Tổng vốn đầu tư Tỷ đồng 494,88 546,62 546,62
Sản lượng điện hàng năm Triệu kWh 52,92 52,92 43,21
Doanh thu hàng năm Tỷ đồng 60,28 60,28 49,23
I. Hiệu quả tài chính (Góc độ Chủ đầu tư)
- $NPV$ tài chính Tỷ đồng 110,40 57,85 -57,40
- $IRR$ tài chính % > 12,0% 10,51% < 8,0%
- Tỷ số $B/C$ Lần > 1,20 1,15 < 1,00
- Thời gian hoàn vốn ($PP$) Năm 11,71 12,38 Không xác định
- $PP$ có chiết khấu Năm 17,19 24,33 > 40 năm
II. Hiệu quả kinh tế (Góc độ Tổng vốn / Xã hội)
- $NPV$ kinh tế Tỷ đồng 105,94 59,41 -41,66
- $IRR$ kinh tế % 12,54% 11,32% 9,04%
- Tỷ số $B/C$ kinh tế Lần 1,27 1,14 0,90
- $PP$ không chiết khấu Năm 8,15 8,98 10,93
- $PP$ có chiết khấu Năm 16,30 22,39 Không thu hồi
- Tổng thuế TNDN nộp ngân sách Tỷ đồng 402,127 384,204 279,217
- Thuế tài nguyên nộp hàng năm Tỷ đồng/năm 3,952 3,952 3,200
- Số lao động trực tiếp Người 40 - 50 43 43

Chương 3: Các kiến nghị, giải pháp nâng cao hiệu quả đầu tư dự án thủy điện nói chung và dự án thủy điện Tiên Thành nói riêng

Tác giả đề xuất 3 nhóm giải pháp đồng bộ:

  1. Nhóm giải pháp đối với Chủ đầu tư (Công ty TNHH MTV Sông Đà 7.09):

    • Nâng cao năng lực dự báo khí tượng thủy văn lưu vực sông Bằng Giang để lập phương án tích nước và phát điện tối ưu vào giờ cao điểm.
    • Kiểm soát nghiêm ngặt chi phí vận hành và bảo dưỡng ($O&M$), duy trì mức 1,5% chi phí xây dựng + thiết bị.
    • Thực hiện bảo dưỡng định kỳ hệ thống 2 tổ máy Kapsun và các cửa van xả lũ, hạn chế sự cố ngừng máy.
    • Tuân thủ quy trình vận hành liên hồ chứa, phối hợp chính quyền địa phương phòng chống thiên tai và điều tiết lũ hạ du.

  2. Nhóm giải pháp đối với Đơn vị tài trợ vốn (Ngân hàng BIDV):

    • Phối hợp giám sát và quản lý dòng tiền doanh thu bán điện qua tài khoản chuyên dùng tại BIDV.
    • Cơ cấu lại lịch trả nợ gốc phù hợp với chu kỳ dòng tiền mùa khô - mùa mưa; xem xét kéo dài thời gian ân hạn hoặc áp dụng lãi suất ưu đãi trong các năm lưu lượng nước suy giảm mạnh.

  3. Nhóm kiến nghị đối với Cơ quan quản lý Nhà nước:

    • Hoàn thiện quy hoạch phân ngành năng lượng đồng bộ; gắn quy hoạch thủy điện nhỏ với Đánh giá môi trường chiến lược (SEIA).
    • Rà soát chính sách giá mua điện: Hiện biểu giá chi phí tránh được của thủy điện nhỏ chỉ đạt khoảng 1.100 - 1.364 đồng/kWh, thấp hơn đáng kể so với FIT điện gió (2.014 - 2.320 đồng/kWh) và FIT điện mặt trời (1.679 - 2.200 đồng/kWh), cần có cơ chế giá hợp lý hơn cho thủy điện nhỏ có hồ điều tiết.
    • Tăng cường tham vấn cộng đồng cư dân vùng chịu ảnh hưởng, minh bạch chính sách chi trả dịch vụ môi trường rừng và tái định cư.

Kết quả và đóng góp

Kết quả nghiên cứu chính

  • Làm rõ bức tranh tài chính - kinh tế thực tế của Thủy điện Tiên Thành: Việc tổng mức đầu tư thực tế tăng 10,5% (lên 546,628 tỷ đồng) và sản lượng phát điện năm 2020 chỉ đạt 81% kế hoạch đã làm suy giảm mạnh hiệu quả dự án.
  • Chứng minh tính nhạy cảm của dự án: Nếu sản lượng các năm tiếp theo phục hồi về mức thiết kế (52,92 triệu kWh), dự án vẫn khả thi về tài chính ($NPV = 57,85$ tỷ đồng, $IRR = 10,51% > 10%$). Tuy nhiên, nếu sản lượng tiếp tục trì trệ ở mức 81%, dự án sẽ thua lỗ tài chính nghiêm trọng ($NPV = -57,40$ tỷ đồng) và không hiệu quả về mặt kinh tế ($NPV = -41,66$ tỷ đồng).
  • Định lượng đóng góp kinh tế - xã hội: Dự án đóng góp 384,204 tỷ đồng thuế TNDN trong vòng đời 40 năm, nộp gần 4 tỷ đồng/năm thuế tài nguyên, tạo việc làm ổn định cho 43 lao động địa phương và bổ sung nguồn điện tại chỗ cho tỉnh Cao Bằng.

Đóng góp về mặt phương pháp và thực tiễn

  • Kết hợp dữ liệu thẩm định ngân hàng thương mại (BIDV) với số liệu vận hành thực tế của doanh nghiệp để thực hiện phân tích đối chứng đa kịch bản (ex-post analysis), khắc phục tính chủ quan của báo cáo khả thi ban đầu.
  • Cung cấp căn cứ thực tế về mức chênh lệch biểu giá mua điện giữa thủy điện nhỏ và các nguồn năng lượng tái tạo mới tại Việt Nam.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế dữ liệu thời gian: Dữ liệu vận hành thực tế mới chỉ ghi nhận 11 tháng đầu năm 2020 (kèm 1 tháng chạy thử năm 2019), chưa đủ chuỗi số liệu thủy văn dài hạn (3–5 năm) để đánh giá tính chu kỳ lũ - kiệt.
  • Phạm vi lượng hóa chi phí môi trường: Chưa lượng hóa chi tiết bằng tiền các tổn thất sinh thái vô hình vùng lòng hồ (7,2 km sườn núi) ngoài định mức phí dịch vụ môi trường rừng 36 đồng/kWh theo quy định.
  • Hướng nghiên cứu tiếp: Mở rộng đánh giá rủi ro thủy văn bằng mô hình mô phỏng Monte Carlo kết hợp dữ liệu biến đổi khí hậu lưu vực sông Bằng Giang; phân tích tác động tài chính khi chuyển đổi sang cơ chế thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM).

Giá trị tham khảo

  • Đối với sinh viên và học viên ngành Kinh tế tài nguyên, Kinh tế năng lượng, Tài chính dự án: Cung cấp tài liệu mẫu về cấu trúc phân tích tài chính - kinh tế dự án thủy điện nhỏ, bảng tính WACC, khấu hao, thuế và dòng tiền DCF hoàn chỉnh.
  • Đối với cán bộ tín dụng ngân hàng thương mại: Cung cấp bộ chỉ tiêu thẩm định rủi ro kỹ thuật, phân bổ tiến độ giải ngân xây dựng và kịch bản sụt giảm sản lượng thủy năng trong thẩm định cho vay dự án nguồn điện.
  • Đối với các chủ đầu tư thủy điện vừa và nhỏ: Cung cấp kinh nghiệm thực tế về kiểm soát vượt dự toán xây lắp và quản trị chi phí $O&M$.

Câu hỏi thường gặp

1. Dự án Thủy điện Tiên Thành có quy mô công suất và thông số năng lượng như thế nào?

Dự án có công suất lắp máy $N_{lm} = 15,0\text{ MW}$ gồm 2 tổ máy tua-bin Kapsun ($2 \times 7,5\text{ MW}$), công suất đảm bảo $N_{db} = 1,41\text{ MW}$, điện lượng bình quân nhiều năm thiết kế $E_0 = 49,373\text{ triệu kWh}$ (kế hoạch tài chính tính 52,920 triệu kWh), số giờ sử dụng công suất lắp máy là 3.292 giờ/năm, cột nước tính toán $H_{tt} = 6,68\text{ m}$.

2. Tổng mức đầu tư của dự án thay đổi như thế nào giữa kế hoạch và thực tế?

Tổng mức đầu tư kế hoạch ban đầu (chưa VAT) là 494,882 tỷ đồng (sau VAT là 539,909 tỷ đồng). Thực tế thực hiện tăng lên 546,628 tỷ đồng (vượt 10,5%). Sự gia tăng tập trung ở chi phí xây dựng (tăng 10%, đạt 287,332 tỷ đồng), chi phí thiết bị (tăng 10%, đạt 171,589 tỷ đồng) và chi phí khác/quản lý dự án (tăng 17,7%, đạt 66,628 tỷ đồng).

3. Cơ cấu nguồn vốn và điều kiện vay vốn tín dụng của dự án ra sao?

Vốn đầu tư gồm 30% vốn tự có của Công ty TNHH MTV Sông Đà 7.09 (148,465 tỷ đồng) và 70% vốn vay từ Ngân hàng BIDV (346,417 tỷ đồng). Thời hạn khoản vay là 13 năm, thời gian giải ngân trong 24 tháng và thời gian ân hạn gốc là 30 tháng kể từ ngày giải ngân đầu tiên.

4. Tại sao sản lượng điện năm 2020 của dự án không đạt kế hoạch đề ra?

Trong 11 tháng đầu năm 2020, sản lượng ghi nhận đạt 43,008 triệu kWh, tương đương 81% kế hoạch ban đầu (52,920 triệu kWh). Nguyên nhân chủ yếu do lưu lượng nước thực tế trên sông Bằng Giang suy giảm so với chuỗi số liệu tính toán thủy văn lý thuyết, dẫn đến doanh thu thực tế năm 2020 chỉ đạt 49,23 tỷ đồng so với kế hoạch 60,28 tỷ đồng.

5. Dự án được hưởng các chính sách ưu đãi thuế và chịu các nghĩa vụ tài chính nào?

Công trình được hưởng ưu đãi thuế TNDN: miễn thuế 4 năm đầu kể từ khi có thu nhập chịu thuế, giảm 50% trong 9 năm tiếp theo, áp dụng thuế suất ưu đãi 10% trong 15 năm đầu (sau đó là 20%). Đồng thời, dự án chịu thuế tài nguyên nước 5% (khoảng 3,952 tỷ đồng/năm) và phí dịch vụ môi trường rừng 36 đồng/kWh điện thương phẩm.

Kết luận

Chuyên đề thực tập của sinh viên Lê Thị Ngân Quỳnh đã phân tích toàn diện hiệu quả tài chính và kinh tế của Dự án Thủy điện Tiên Thành (15 MW, Cao Bằng) qua các số liệu thực tế từ giai đoạn đầu tư đến vận hành năm 2020. Nghiên cứu chỉ ra rằng mặc dù dự án có hiệu quả kinh tế - xã hội tích cực cho địa phương, nhưng rủi ro đội vốn 10,5% và sụt giảm sản lượng phát điện trong năm đầu vận hành (đạt 81%) đặt ra thách thức lớn về an toàn tài chính và khả năng trả nợ vay. Các giải pháp đề xuất về dự báo thủy văn, kiểm soát chi phí $O&M$, cơ cấu lại dòng tiền trả nợ ngân hàng và điều chỉnh chính sách biểu giá điện có giá trị thực tiễn cao cho công tác quản trị và thẩm định đầu tư thủy điện vừa và nhỏ tại Việt Nam.