Tổng quan nghiên cứu

Nhu cầu tiêu thụ điện năng tại Việt Nam giai đoạn 2011–2020 ghi nhận tốc độ tăng trưởng nhanh chóng với mức bình quân dự báo khoảng 17%/năm, tạo ra áp lực căng thẳng đối với an ninh năng lượng quốc gia, đặc biệt tại khu vực miền Nam. Trong bối cảnh tiềm năng thủy điện đã khai thác gần hết và nguồn khí thiên nhiên nội địa suy giảm, dự án Nhà máy nhiệt điện Long Phú 1 tại huyện Long Phú, tỉnh Sóc Trăng được phê duyệt đầu tư với quy mô công suất 1.200 MW (2 tổ máy x 600 MW), dự kiến cung ứng 7,8 tỷ kWh/năm. Dự án có tổng mức đầu tư ban đầu theo Báo cáo khả thi năm 2010 của PECC3 là 1,6 tỷ USD trên diện tích đất 183 ha.

Tuy nhiên, quá trình triển khai dự án gặp nhiều trở ngại dẫn đến tình trạng trễ tiến độ kéo dài, phải thay đổi tổng thầu EPC từ PTSC sang liên danh mới và điều chỉnh cấu trúc tài chính. Bên cạnh đó, Báo cáo nghiên cứu khả thi năm 2010 tồn tại nhiều khiếm khuyết phương pháp luận khi chỉ đánh giá trên quan điểm tổng đầu tư, phân tích rủi ro đơn giản và áp đặt mức giá điện 6,7 cent/kWh thiếu cơ sở thực tiễn. Đề tài tập trung tái thẩm định toàn diện tính khả thi của dự án trên cả 3 góc độ: tài chính (quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư), kinh tế - xã hội (quan điểm toàn bộ nền kinh tế) và phân phối lợi ích - chi phí giữa các bên liên quan. Nghiên cứu xác lập năm 2014 làm năm gốc, đánh giá vòng đời dự án 30 năm, cung cấp cơ sở dữ liệu định lượng phục vụ công tác ra quyết định chính sách và tái cấu trúc dự án.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu ứng dụng khung lý thuyết Phân tích Chi phí - Lợi ích (CBA) nâng cao theo trường phái của Jenkins và Harberger (1995), kết hợp các mô hình thẩm định dự án đầu tư công:

  • Quan điểm Tổng đầu tư (Banker's Point of View): Đánh giá khả năng sinh lời của toàn bộ dòng vốn đầu tư vào dự án không phụ thuộc vào cấu trúc nguồn tài trợ, sử dụng suất chiết khấu là chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) danh nghĩa 10,90% và WACC thực 8,94%.
  • Quan điểm Chủ đầu tư (Equity Point of View): Đo lường dòng tiền ròng thuộc về vốn chủ sở hữu sau khi thực hiện các nghĩa vụ nợ vay, so sánh với chi phí cơ hội của vốn chủ sở hữu danh nghĩa là 12%/năm (tương đương 10,02%/năm theo giá trị thực).
  • Phân tích Kinh tế (Economic CBA): Đánh giá mức đóng góp ròng của dự án cho toàn bộ nền kinh tế thông qua việc loại bỏ các khoản chuyển giao (thuế, trợ cấp), áp dụng hệ số chuyển đổi giá kinh tế (CF), suất chiết khấu kinh tế thực (EOCC) là 10% và hệ số chuyển đổi ngoại tệ (SERF) là 1,037 (phí thưởng ngoại hối 3,7%).
  • Phân tích Phân phối và Ngoại tác: Lượng hóa các tác động lan tỏa, bao gồm thặng dư người tiêu dùng điện, tiết kiệm tổn thất điện năng truyền tải và chi phí ngoại tác tiêu cực về sức khỏe cộng đồng.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu thứ cấp chuẩn mực từ Báo cáo khả thi của PECC3, số liệu vận hành của các nhà máy nhiệt điện tương đồng (Phả Lại, Hải Phòng, Cà Mau), các báo cáo ngành than, thống kê tỷ lệ lạm phát của IMF và các nghiên cứu định giá kinh tế của Ngân hàng Thế giới (World Bank). Quy trình phân tích định lượng được thực hiện qua các bước:

  • Xây dựng mô hình dòng tiền chiết khấu (DCF): Mô hình hóa dòng ngân lưu tài chính và kinh tế cho vòng đời 30 năm vận hành và 5 năm xây dựng. Cấu trúc vốn bình quân gồm 17,71% nợ vay và 82,29% vốn chủ sở hữu.
  • Đánh giá an toàn tài chính: Sử dụng chỉ tiêu hiện giá ròng (NPV), tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) và hệ số an toàn trả nợ (DSCR) với ngưỡng an toàn chuẩn tối thiểu 1,20.
  • Kỹ thuật phân tích rủi ro đa chiều: Kết hợp phân tích độ nhạy đơn biến (giá điện, giá than, chi phí đầu tư, lạm phát), phân tích kịch bản (kịch bản cơ sở, kịch bản xấu, kịch bản tốt) và mô phỏng Monte Carlo trên phần mềm Crystal Ball với 10.000 lần thử ngẫu nhiên nhằm xác định hàm phân phối xác suất của NPV tài chính và kinh tế.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Kết quả tính toán mô hình tài chính và kinh tế mang lại những phát hiện quan trọng:

  • Không khả thi về mặt tài chính ở mô hình cơ sở: Trên quan điểm tổng đầu tư, dự án có NPV danh nghĩa đạt -193,09 triệu USD và IRR danh nghĩa đạt 9,32% (thấp hơn WACC 10,90%). Trên quan điểm chủ đầu tư, NPV danh nghĩa đạt -56,09 triệu USD và IRR danh nghĩa đạt 11,16% (thấp hơn chi phí vốn chủ sở hữu yêu cầu 12,00%). Hệ số DSCR bình quân đạt 1,20 nhưng trong 6 năm đầu vận hành hệ số này dao động dưới 1,20 (mức thấp nhất là 0,95), cho thấy rủi ro mất cân đối dòng tiền trả nợ ngân hàng rất cao.
  • Khả thi vượt trội về mặt kinh tế: Trên quan điểm toàn bộ nền kinh tế, dự án mang lại hiệu quả rất tích cực với NPV kinh tế thực đạt +402,08 triệu USD và IRR kinh tế thực đạt 13,00% (vượt trội so với EOCC 10,00%).
  • Mức độ chịu đựng rủi ro phân hóa: Phân tích mô phỏng Monte Carlo chỉ ra rằng xác suất khả thi tài chính của dự án chỉ đạt 31,55% (quan điểm tổng đầu tư) và 49,55% (quan điểm chủ đầu tư). Ngược lại, xác suất khả thi về mặt kinh tế đạt tới 98,23%, chứng minh giá trị kinh tế - xã hội vững chắc của dự án.
  • Bất cân xứng trong phân phối lợi ích: Người tiêu dùng điện là đối tượng hưởng lợi lớn nhất nhờ chênh lệch giữa giá kinh tế của điện (7,5 cent/kWh) và giá bán điện tài chính (6,0 cent/kWh), cùng mức giảm tổn thất điện năng truyền tải 1,0% (từ 2,3% xuống 1,26%). Ngược lại, người dân địa phương bị thu hồi đất chịu thiệt thòi lớn do giá đền bù thấp hơn thị trường (hệ số chuyển đổi chi phí đền bù là 1,58) và phát sinh chi phí y tế điều trị bệnh hô hấp ước tính khoảng 0,15 cent/kWh điện sản xuất.

Thảo luận kết quả

Sự mâu thuẫn giữa tính không khả thi tài chính và tính khả thi kinh tế bắt nguồn từ cơ chế điều tiết giá điện bán buôn tại Việt Nam. Mức giá bán điện 6,0 cent/kWh áp dụng cho hợp đồng mua bán điện (PPA) không phản ánh đầy đủ giá trị sẵn lòng chi trả của xã hội đối với nguồn điện cung ứng tại chỗ cho miền Nam. Để dự án đạt điểm hòa vốn tài chính (NPV = 0), giá bán điện đàm phán cần được điều chỉnh tăng lên mức tối thiểu 6,40 cent/kWh, hoặc giữ mức 6,32 cent/kWh kết hợp miễn thuế nhập khẩu than đá 3%.

Bên cạnh đó, biến số giá nhiên liệu than nhập khẩu (tiêu thụ 2,683 triệu tấn/năm) chi phối đến 60% tổng chi phí vận hành. Nếu hạ tầng cảng trung chuyển than Duyên Hải hoàn thành đúng hạn tiếp nhận tàu 100.000 DWT, giá than giao tại nhà máy chỉ ở mức 82,05 USD/tấn. Nếu cảng chậm tiến độ buộc phải dùng tàu nhỏ 30.000 DWT, chi phí vận tải biển sẽ tăng từ 10,10 USD/tấn lên 49,21 USD/tấn, đẩy giá than lên 147,52 USD/tấn (tăng 79,8%) và khiến dự án thua lỗ nặng. Các luồng dữ liệu này được trực quan hóa qua biểu đồ dòng ngân lưu tài chính - kinh tế 30 năm và biểu đồ phân phối xác suất Crystal Ball trong báo cáo nghiên cứu.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả định lượng, nghiên cứu đề xuất 4 nhóm giải pháp can thiệp chính sách cụ thể:

  • Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN): Phê duyệt điều chỉnh giá mua bán điện trong hợp đồng PPA lên mức 6,40 cent/kWh, hoặc áp dụng mức giá 6,32 cent/kWh kèm cơ chế trượt giá theo lạm phát USD hàng năm. Thời hạn hoàn tất đàm phán trước quý 4 năm chuẩn bị vận hành thương mại để bảo đảm tính khả thi tài chính và khả năng thu xếp vốn vay ECA.
  • Bộ Tài chính và Chính phủ: Ban hành quyết định miễn thuế nhập khẩu than đá (giảm từ 3% xuống 0%) cho toàn bộ lượng than nhập khẩu phục vụ dự án trong suốt chu kỳ vận hành 30 năm, giúp giảm trực tiếp chi phí sản xuất khoảng 2,13 USD trên mỗi tấn than nhập khẩu.
  • Ủy ban nhân dân tỉnh Sóc Trăng: Tăng mức hỗ trợ và đơn giá bồi thường giải phóng mặt bằng cho các hộ dân bị thu hồi 183 ha đất với hệ số điều chỉnh tối thiểu 1,58 lần so với bảng giá đất nhà nước quy định; đồng thời trích lập ngân sách địa phương từ nguồn thu dự án để xây dựng khu tái định cư hoàn chỉnh hạ tầng và tài trợ 100% chi phí đào tạo nghề chuyển đổi sinh kế cho người dân.
  • Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN): Đẩy nhanh tiến độ thi công luồng tàu và cảng trung chuyển than Duyên Hải tiếp nhận tàu 100.000 DWT; chủ động đàm phán các hợp đồng mua than dài hạn FOB Indonesia với khối lượng 2,683 triệu tấn/năm; đồng thời thành lập Quỹ dự trữ nghĩa vụ trả nợ (DSRA) tương đương 1 năm nghĩa vụ nợ nhằm bù đắp rủi ro thiếu hụt thanh khoản trong 6 năm đầu khi chỉ số DSCR dưới mức an toàn 1,20.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nghiên cứu mang lại giá trị học thuật và ứng dụng thực tiễn cao cho 4 nhóm đối tượng chính:

  • Cơ quan quản lý nhà nước và hoạch định chính sách: Bộ Công Thương, Cục Điều tiết Điện lực và EVN có thể sử dụng khung định giá kinh tế và các hệ số chuyển đổi giá (CF) để thiết lập khung giá mua điện PPA hợp lý, cân bằng giữa bài toán tài chính của doanh nghiệp phát điện và lợi ích kinh tế quốc gia.
  • Tập đoàn năng lượng và chủ đầu tư dự án (PVN, TKV, các nhà đầu tư IPP/BOT): Tham khảo mô hình phân tích dòng tiền chiết khấu, phương pháp quản trị rủi ro chuỗi cung ứng than nhập khẩu và cơ chế lập quỹ trả nợ cho các siêu dự án năng lượng có vốn đầu tư trên 1 tỷ USD.
  • Tổ chức tín dụng và ngân hàng thương mại: Sử dụng phương pháp đánh giá hệ số DSCR theo từng năm và kỹ thuật mô phỏng Monte Carlo để thẩm định rủi ro vỡ nợ, xác định điều kiện cấp tín dụng và yêu cầu tài sản bảo đảm đối với các khoản vay dự án.
  • Giảng viên, học viên cao học và chuyên gia phân tích chính sách: Nguồn tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp luận phân tích Chi phí - Lợi ích (CBA) ứng dụng trong ngành năng lượng, kết hợp phân tích phân phối ngoại tác môi trường và xã hội.

Câu hỏi thường gặp

  • Tại sao dự án Nhiệt điện Long Phú 1 không khả thi về tài chính nhưng lại rất khả thi về mặt kinh tế? Dự án không khả thi tài chính do giá bán điện 6,0 cent/kWh theo hợp đồng PPA thấp hơn chi phí sản xuất thực tế. Tuy nhiên, dự án rất khả thi kinh tế (NPV đạt +402,08 triệu USD) vì tạo ra giá trị kinh tế thực của điện lên tới 7,5 cent/kWh, giảm 1,0% tổn thất truyền tải liên miền và giải quyết tình trạng thiếu điện cục bộ cho miền Nam.
  • Giá bán điện đàm phán cần đạt tối thiểu bao nhiêu để dự án hòa vốn tài chính? Để NPV tài chính trên quan điểm tổng đầu tư không bị âm, giá bán điện tối thiểu cần đạt mức 6,40 cent/kWh. Trong trường hợp được áp dụng chính sách miễn thuế nhập khẩu than đá 3%, mức giá điện hòa vốn tài chính giảm xuống còn 6,32 cent/kWh.
  • Cảng trung chuyển than Duyên Hải đóng vai trò như thế nào đối với hiệu quả dự án? Cảng Duyên Hải tiếp nhận tàu 100.000 DWT giúp hạ chi phí vận tải biển từ 49,21 USD/tấn (tàu 30.000 DWT) xuống 10,10 USD/tấn. Nhờ đó, giá than tại nhà máy giảm từ 147,52 USD/tấn xuống còn 82,05 USD/tấn, tiết kiệm hàng chục triệu USD chi phí vận hành mỗi năm.
  • Những nhóm đối tượng nào chịu thiệt thòi lớn nhất khi triển khai dự án? Các hộ dân bị thu hồi 183 ha đất chịu thiệt hại lớn nhất do nhận mức giá bồi thường thấp hơn giá trị thị trường thực tế (hệ số CF đền bù là 1,58), đồng thời cộng đồng dân cư xung quanh phải gánh chịu chi phí ngoại tác y tế điều trị ô nhiễm không khí ước tính khoảng 0,15 cent/kWh.
  • Ưu điểm vượt trội của phương pháp mô phỏng Monte Carlo trong nghiên cứu này là gì? Khác với phân tích độ nhạy truyền thống chỉ cho phép một biến số thay đổi, mô phỏng Monte Carlo với 10.000 lần lặp mô phỏng sự biến thiên đồng thời của giá than, giá điện, tổng vốn đầu tư và lạm phát, từ đó xác lập chính xác xác suất thành công tài chính là 31,55% và kinh tế là 98,23%.

Kết luận

  • Tái thẩm định dự án Nhà máy nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW) xác nhận dự án không khả thi về tài chính ở mô hình cơ sở (NPV tổng đầu tư là -193,09 triệu USD) nhưng đạt hiệu quả kinh tế - xã hội vượt trội (NPV kinh tế thực là +402,08 triệu USD).
  • Chỉ số an toàn trả nợ DSCR bình quân đạt 1,20 nhưng giai đoạn 6 năm đầu tiềm ẩn rủi ro thanh khoản cao khi chỉ số DSCR rơi xuống dưới mức 1,20.
  • Dự án phân phối thặng dư lớn cho người tiêu dùng điện và nền kinh tế, nhưng tạo ra chi phí ngoại tác môi trường 0,15 cent/kWh và ảnh hưởng tiêu cực đến người dân bị di dời giải tỏa.
  • Nhà nước cần can thiệp chính sách kịp thời bằng cách phê duyệt giá điện PPA ở mức 6,40 cent/kWh (hoặc 6,32 cent/kWh kèm thuế nhập khẩu than 0%) và nâng mức đền bù đất đai cho người dân địa phương.
  • Chủ đầu tư PVN cần chủ động ký kết hợp đồng nhiên liệu than dài hạn 2,683 triệu tấn/năm, kiểm soát tiến độ hạ tầng cảng tiếp nhận than 100.000 DWT và trích lập quỹ dự trữ trả nợ trước khi đưa hai tổ máy vào vận hành thương mại.