Phân tích lợi ích và chi phí của điện hạt nhân: trường hợp dự án điện hạt nhân Ninh Thuận

Nguồn số liệu Luận văn sử dụng số liệu của Viện Năng lượng 2009 dưới sự đồng ý của Ban chuẩn bị đầu tư dự án điện hạt nhân và năng lượng tái tạo 2011, số liệu thống kê và kết quả nghiên

CHƯƠNG TRÌNH GIẢNG DẠY KINH TẾ FULBRIGHT

LUẬN VĂN THẠC SĨ KINH TẾ

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS CAO HÀO THI

TP Hồ Chí Minh – Năm 2011

LỜI CAM ĐOAN

Tôi cam đoan Luận văn này hoàn toàn do tôi thực hiện Các đoạn trích dẫn và số liệu sử dụng trong Luận văn đều được dẫn nguồn và có độ chính xác cao nhất theo hiểu biết của tôi Luận văn này không nhất thiết phản ánh quan điểm của Trường Đại học Kinh tế thành phố Hồ Chí Minh hay Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright

Thành phố Hồ Chí Minh, ngày 15 tháng 6 năm 2011

Tác giả luận văn

Nguyễn Phú Việt

LỜI CẢM ƠN

Trân trọng gửi lời cảm ơn sâu sắc đến Thầy Cao Hào Thi đã tận tình giúp đỡ, hướng dẫn tôi trong suốt thời gian nghiên cứu và thực hiện đề tài “Phân tích lợi ích và chi phí của điện hạt nhân: Trường hợp dự án điện hạt nhân Ninh Thuận”

Trân trọng gửi lời cảm ơn các Thầy, Cô Chương trình Giảng dạy kinh tế Fulbright, Trường Đại học Kinh tế thành phố Hồ Chí Minh trong thời gian qua đã truyền đạt, trang bị kiến thức cho tôi hoàn thành đề tài

Trân trọng cảm ơn Tiến sĩ Trần Văn Luyến cùng các Anh, Chị ở Ban chuẩn bị đầu tư dự án điện hạt nhân và năng lượng tái tạo đã tạo điều kiện cho tôi thực hiện đề tài

Trân trọng gửi lời cảm ơn đến Anh Nguyễn Đức Thanh – Tỉnh ủy Ninh Thuận, Anh Lê Văn Bình – Văn phòng Ủy ban nhân dân tỉnh Ninh Thuận và các Anh Chị ở Cục Thuế, Cục Thống kê, Sở Xây dựng, Sở Tài nguyên Môi trường tỉnh Ninh Thuận tạo điều kiện cho tôi thực hiện đề tài

Trân trọng cảm ơn Anh Thái Minh Quang cùng các Anh, Chị ở Công ty cổ phần Khu công nghiệp Hố Nai đã tạo điều kiện cho tôi khảo sát số liệu thực tế về mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của các doanh nghiệp Khu công nghiệp Hố Nai, Đồng Nai

Cảm ơn các Anh Chị học viên khóa MPP1 và MPP2 - Chương trình Giảng dạy kinh tế Fulbright đã có ý kiến thảo luận quý báu đóng góp cho đề tài

Cảm ơn những người thân trong gia đình, bạn bè đã động viên, hỗ trợ cho tôi trong suốt thời gian thực hiện đề tài cũng như trong thời gian tôi theo học tại Chương trình Giảng dạy Kinh tế Fulbright

Chân thành cảm ơn

Kết quả phân tích kinh tế và tài chính cho thấy Dự án khả thi về mặt kinh tế nhưng không khả thi về mặt tài chính Dự án mang lại hiệu quả kinh tế 2.302,3 triệu USD Hiện giá ròng tài chính của Dự án bằng -3.968,64 triệu USD và -2.348,51 triệu USD theo quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư Điều này có nghĩa dự án mang lại rủi ro cho chủ đầu tư và chủ nợ vay Kết quả phân tích phân phối cho thấy người tiêu dùng được lợi 5.459,3 triệu USD, Chính phủ thu được lợi 1.074,84 triệu USD, người dân có đất bị giải tỏa được lợi 100,5 triệu USD Một trong những nguyên nhân chính tạo ra sự chênh lệch lớn giữa hiện giá kinh

tế và hiện giá tài chính là giá tài chính của 1 kWh điện được quy định thấp so với giá kinh

tế của 1 kWh điện Chính sách quy định giá điện thấp đồng nghĩa với việc trợ cấp cho các ngành kinh tế tiêu tốn nhiều điện năng, không khuyến khích tiết kiệm điện

Kết quả phân tích độ nhạy theo suất đầu tư cũng đưa ra hàm ý chính sách lựa chọn công nghệ nào, của nước nào để mang lại hiệu quả cho nền kinh tế Kết quả phân tích mô phỏng cho thấy Dự án tiềm ẩn nhiều rủi ro Xác suất để Dự án mang lại hiệu quả kinh tế chỉ có 38,58% do suất đầu tư có khả năng biến thiên đến 4.261 USD/kW, cao gấp 1,9 lần suất đầu

tư đưa vào phân tích ở phương án cơ sở Yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu quả kinh tế của Dự án là suất đầu tư

Phân tích tác động môi trường cho thấy Dự án có tác động đến môi trường xung quanh Khi xảy ra tai nạn hạt nhân, hậu quả xảy ra cho nền kinh tế sẽ có thể rất lớn đến mức không thể chấp nhận được Tuy nhiên, xác suất xảy ra tai nạn hạt nhân rất thấp nên giá trị thiệt hại kỳ vọng do tai nạn hạt nhân rất nhỏ Vì vậy, tác động môi trường kỳ vọng ảnh hưởng thấp đến tính khả thi về kinh tế của Dự án Dù vậy, thành lập bộ phận kiểm soát an toàn độc lập với Dự án và bộ phận khẩn cấp khắc phục sự cố, tai nạn hạt nhân là cần thiết Chính sách được kiến nghị để Dự án khả thi về mặt tài chính là điều chỉnh giá điện tại cổng

Dự án đến mức 0,0593 USD/kWh

MỤC LỤC

Trang

LỜI CAM ĐOAN i

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT iii

MỤC LỤC iv

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, TỪ VIẾT TẮT vii

DANH MỤC CÁC HÌNH xii

CHƯƠNG 1 - GIỚI THIỆU 1

1.1 Lý do hình thành dự án 1

1.2 Lý do hình thành đề tài 3

1.3 Mục tiêu nghiên cứu 3

1.4 Câu hỏi nghiên cứu 3

1.5 Phạm vi nghiên cứu 3

1.6 Nguồn số liệu 4

1.7 Bố cục của luận văn 4

CHƯƠNG 2 - TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP LUẬN VÀ ĐIỆN HẠT NHÂN 5

2.1 Phương pháp luận 5

2.1.1 Chu trình phát triển dự án 5

2.1.2 Các quan điểm phân tích dự án 6

2.1.3 Các phương pháp phân tích dự án 6

2.1.3.1 Nhóm phương pháp phân tích tài chính 6

2.1.3.2 Nhóm phương pháp phân tích kinh tế, xã hội 7

2.2 Tổng quan về điện hạt nhân 8

2.3 Điện hạt nhân ở Việt Nam 9

CHƯƠNG 3 - MÔ TẢ DỰ ÁN 11

3.1 Giới thiệu dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 11

3.1.1 Lựa chọn địa điểm 11

3.1.2 Thông số của Dự án 12

3.1.2.1 Chi phí đầu tư 12

3.1.2.2 Tài trợ dự án 13

3.1.2.3 Thông số hoạt động của dự án 14

3.1.2.4 Thông số vĩ mô 16

3.1.2.4 Thông số về thuế 17

3.1.2.5 Chi phí sử dụng vốn của Dự án 17

3.1.2.6 Các thông số kinh tế 18

3.1.2.6.1 Giá điện kinh tế 18

3.1.2.6.2 Giá trị kinh tế của đất bị giải tỏa 19

3.1.2.6.3 Tỷ giá hối đoái kinh tế 20

3.1.2.6.4 Chi phí vốn kinh tế 20

3.1.2.6.5 Các hệ số chuyển đổi 20

3.1.3 Tiến độ xây dựng của dự án 21

CHƯƠNG 4 - PHÂN TÍCH TÍNH KHẢ THI CỦA DỰ ÁN 23

4.1 Phân tích tài chính 23

4.1.1 Phân tích độ nhạy 23

4.1.1.1 Phân tích độ nhạy theo chi phí vốn chủ đầu tư 24

4.1.1.2 Phân tích độ nhạy theo suất đầu tư 24

4.1.1.2 Phân tích độ nhạy theo hệ số phụ tải 24

4.1.1.3 Phân tích độ nhạy theo chi phí vận hành và bảo trì 25

4.1.1.4 Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện 25

4.1.1.5 Phân tích độ nhạy theo kịch bản lạm phát 26

4.1.1.6 Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện và suất đầu tư 26

4.1.2 Phân tích mô phỏng Monte Carlo 28

4.2 Phân tích kinh tế 29

4.3 Phân tích xã hội 30

4.4 Phân tích tác động môi trường và nguồn nhân lực 31

CHƯƠNG 5 - KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ CHÍNH SÁCH 34

5.1 Kết luận 34

5.2 Kiến nghị chính sách 35

5.3 Ý nghĩa thực tiễn của Đề tài 36

5.4 Hạn chế của đề tài và hướng nghiên cứu tiếp theo 36

TÀI LIỆU THAM KHẢO 38

Tiếng Việt 38

Tiếng Anh 43

PHỤ LỤC 46

Phụ lục I - Thông báo của Ban chuẩn bị đầu tư dự án điện hạt nhân và năng lượng tái tạo về cung cấp số liệu cho học viên Nguyễn Phú Việt 46

Phụ lục II - Số liệu tổng quan 47

Phụ lục III - Thông số của dự án 51

Phụ lục IV - Các bảng tính trung gian 67

Phụ lục V - Kết quả phân tích 77 Phụ lục VI - Kết quả phỏng vấn qua điện thoại về chỉ tiêu tuyển sinh năm 2011 bậc

cử nhân/ kỹ sƣ chuyên ngành vật lý hạt nhân, điện hạt nhân 88

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, TỪ VIẾT TẮT

Ký hiệu, từ viết tắt Nội dung

AES 2006, MIR-1200 Loại lò của Nga thiết kế dựa trên VVER

CBR-1000 Kiểu lò của Trung Quốc phát triển dựa trên thiết kế của Pháp

Đức

W

NT1 Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 thuộc Dự án điện hạt

nhân Ninh Thuận, đặt tại thôn Vĩnh Trường NT2 Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 2 thuộc Dự án điện hạt

nhân Ninh Thuận, tại thôn Thái An

PHWR Lò nước nặng áp lực

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1: Dự báo nhu cầu điện năng đến năm 2020 1

Bảng 1.2: Tiêu dùng điện năng từ năm 2000 đến 2008 (TWh) 2

Bảng 3.1: Thống kê dân số năm 2009 ở địa điểm có Dự án điện hạt nhân 12

Bảng 3.2: Vay và các khoản phí vay vốn 13

Bảng 3.3: So sánh tốc độ tăng giá điện với tỷ lệ lạm phát 16

Bảng 3.4: Tỷ lệ lạm phát USD và VND giai đoạn từ năm 2011 đến 2145 16

Bảng 3.5: Thông số về thuế 17

Bảng 3.6: Chi phí sử dụng vốn của Dự án 17

Bảng 3.7: Bảng tổng hợp các hệ số CFi 21

Bảng 3.8: Thời kỳ xây dựng Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 22

Bảng 4.1: Kết quả phân tích tài chính dự án 23

Bảng 4.2: Phân tích độ nhạy theo suất đầu tƣ 24

Bảng 4.3: Phân tích độ nhạy theo hệ số phụ tải 25

Bảng 4.4: Phân tích độ nhạy theo chi phí vận hành và bảo trì 25

Bảng 4.5: Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện 26

Bảng 4.6: Kịch bản lạm phát VND và USD 26

Bảng 4.7: Phân tích độ nhạy theo kịch bản lạm phát 26

Bảng 4.8: Phân tích độ nhạy NPV tổng đầu tƣ theo kịch bản tăng giá điện và suất đầu tƣ 27

Bảng 4.9: Phân tích độ nhạy NPV chủ đầu tƣ theo kịch bản tăng giá điện và suất đầu tƣ 27

Bảng 4.10: Phân tích độ nhạy kinh tế theo suất đầu tƣ (USD/kW) 29

Bảng 4.11: Tổng hợp kết quả phân tích độ nhạy kinh tế 29

Bảng 4.12: Phân tích kết quả phân phối lợi ích kinh tế của dự án 30

Bảng 4.13: Xác suất hƣ hỏng tâm lò phản ứng thế hệ III 31

DANH MỤC CÁC BẢNG PHỤ LỤC

Bảng II.1: Khả năng cung cấp điện năng từ năm 2003 đến 2008 (MW) 47

Bảng II.2: Danh mục các nhà máy thủy điện dự kiến vận hành giai đoạn từ 2016 đến 2025 47

Bảng II.3: Lò phản ứng đang vận hành và sẽ dừng vận hành trong thời gian tới 48

Bảng II.4: Danh mục các lò phản ứng hạt nhân đang được xây dựng 49

Bảng II.5: Kiểu lò phản ứng đang hoạt động và sẽ dừng vận hành trong thời gian tới 50

Bảng III.1: Tổng hợp mức đầu tư dự án điện hạt nhân Ninh Thuận (mức trung bình) 51

Bảng III.2: Chỉ số giá điều chỉnh chi phí đầu tư giai đoạn từ năm 2008 đến 2011 51

Bảng III.3: Bảng tính điều chỉnh chi phí đền bù giải tỏa 52

Bảng III.4: Bảng tính điều chỉnh chi phí đào tạo 52

Bảng III.5: Chi phí đầu tư giai đoạn 1 (điều chỉnh theo giá 2011) 53

Bảng III.6: Chi phí nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân của Mỹ giai đoạn 1995-2009 53

Bảng III.7: Chi phí vận hành và bảo trì ở Mỹ giai đoạn từ năm 1995 đến 2009 54

Bảng III.8: Tính toán tốc độ tăng giá 1 kWh điện từ năm 1999 đến 2011 54

Bảng III.9: Thống kê hệ số beta và ROE ngành điện Việt Nam 55

Bảng III.10: Chi phí vốn của dự án 56

Bảng III.11: Tóm tắt thông số của Dự án 57

Bảng III.12: Danh sách các nhà máy đang hoạt động trong khu công nghiệp Hố Nai 59

Bảng III.13: Bảng tính mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của nền kinh tế 63

Bảng III.14: Tính toán phí thưởng ngoại hối và tỷ giá hối đoái kinh tế 64

Bảng III.15: Tính các hệ số chuyển đổi 65

Bảng III.16: Biến rủi ro phân tích mô phỏng Monte Carlo 66

Bảng IV.1: Ngân lưu đầu tư (danh nghĩa) 67

Bảng IV.2: Ngân lưu nợ vay đầu tư 68

Bảng IV.3: Lịch vay vốn lưu động 69

Bảng IV.4: Lịch trả các khoản phí vay vốn 69

Bảng IV.5: Lịch khấu hao 70

Bảng IV.6: Vốn lưu động 72

Bảng IV.7: Sản lượng điện sản xuất và thương phẩm 73

Bảng IV.8: Báo cáo thu nhập 74

Bảng IV.9: Bảng cân đối tài sản 75

Bảng V.1: Báo cáo ngân lưu danh nghĩa theo quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư 77

Bảng V.2: Báo cáo ngân lưu thực theo quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư 79

Bảng V.3: Bảng tính tỷ số lợi ích/chi phí 81

Bảng V.4: Bảng phân tích thời gian hoàn vốn 82

Bảng V.5: Báo cáo ngân lưu kinh tế thực 84

Bảng V.6: Kết quả phân tích phân phối 86

Bảng V.7: Kết quả phân tích mô phỏng Monte Carlo 87

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 2.1: Chu trình phát triển dự án 5Hình 2.2: Tỷ lệ % sản lượng điện hạt nhân trong tổng sản lượng điện các

nước năm 2009 8 Hình 4.1: Phân tích mô phỏng NPV tài chính 28Hình 4.2: Phân tích mô phỏng NPV kinh tế 30

CHƯƠNG 1 - GIỚI THIỆU

Nhu cầu công suất (MW) 12.357 24.919 40.700 60.300 15%

Nguồn: WB (2009, Annex 1, Table A1.4, pp 23).

Nhu cầu điện năng từ khu vực công nghiệp và xây dựng chiếm tỷ trọng ngày càng lớn Năm 2008, tỷ trọng tiêu dùng điện năng của khu vực này chiếm tỷ lệ 50% trong tổng tiêu dùng điện năng của toàn nền kinh tế Khu vực có lượng điện tiêu dùng lớn thứ 2 là khu vực

hộ gia đình, chiếm tỷ trọng 40,46% trong tổng tiêu thụ điện năng Bảng 1.2 phân tích tiêu

dùng điện năng của các khu vực trong nền kinh tế từ năm 2000 đến 2008

Cũng từ dự báo ở Bảng 1.1, khả năng cung cấp công suất điện năng của toàn nền kinh tế đến năm 2015 chỉ đạt 40.700 MW nên đến năm 2015 số thiếu hụt công suất phát điện sẽ là 9.205 MW Nếu tốc độ tăng công suất sản xuất điện trong hai giai đoạn từ năm 2010 đến

2015 và từ năm 2015 đến 2020 bằng nhau thì công suất sản xuất điện tối đa cũng chỉ đạt mức 53.070 MW1 Khi đó, lượng thiếu hụt công suất điện năng vào năm 2020 sẽ là 7.230

MW

1 Tốc độ tăng công suất sản xuất điện trong giai đoạn từ năm 2010 đến 2015 tính toán được từ Bảng 1.1 là 11%/năm

Bảng 1.2: Tiêu dùng điện năng từ năm 2000 đến 2008 (TWh)

Chỉ tiêu

Số lượng Tỷ lệ % Số lượng Tỷ lệ % Số lượng Tỷ lệ % Số lượng Tỷ lệ

% Tổng cộng 22,40 100,00 39,70 100,00 51,30 100,00 66,00 100,00 Công nghiệp và xây dựng 9,10 40,63 17,90 45,09 24,30 47,37 33,00 50,00 Nông nghiệp 0,40 1,79 0,60 1,51 0,60 1,17 0,70 1,06

Hộ tiêu dùng 11,00 49,10 17,70 44,58 22,00 42,88 26,70 40,46 Thương mại và khác 1,90 8,48 3,50 8,82 4,40 8,58 5,60 8,48

Nguồn: WB (2009, Annex 1, Table A1.3, pp 19)

Trong những năm gần đây, tổng công suất sản xuất điện liên tục tăng Năm 2008, công suất sản xuất điện đạt mức 15.864 MW, gấp 1,7 lần năm 2003 (Bảng II.1 Phụ lục II) Trong tổng công suất cung cấp, thủy điện chiếm 34,65%, nhiệt điện than chiếm 11,15%, nhiệt điện chạy dầu và khí chiếm 47,7% Cơ cấu cung cấp điện dựa nhiều vào thủy điện nên vào mùa khô tình trạng thiếu điện xảy ra thường xuyên hơn mùa mưa Năm 2010, Việt Nam phải nhập khẩu từ Trung Quốc 5.628,7 triệu kWh bổ sung cho nguồn cung thiếu hụt, tăng 10,39% so với năm 2009 (Bộ Công thương, 2011, [8])

Bù đắp cho thiếu hụt công suất điện năng đến năm 2020 sẽ phải được cân nhắc từ các nguồn sản xuất thủy điện, nhiệt điện, điện hạt nhân và năng lượng tái tạo Cần thiết phát triển nguồn cung điện để đáp ứng nhu cầu điện năng của nền kinh tế theo hướng đa dạng hóa nguồn cung cấp Đến năm 2015 các tiềm năng thủy điện sẽ đuợc khai thác gần hết (Thủ tướng Chính phủ, 2007) Từ năm 2016 đến 2020, lượng điện năng thiếu hụt còn phải được bù đắp từ nguồn điện mua từ Trung Quốc, Lào và Cambodia (Bảng II.2 Phụ lục II) Tiềm năng thủy điện tích năng cũng thấp, chỉ có 3 địa điểm2 với công suất ở mỗi địa điểm 1.200 MW được đề xuất khai thác (Linh Phương, 2006) Như vậy, đến năm 2020 với tổng công suất tiềm năng 3.600 MW tăng thêm từ thủy điện tích năng nền kinh tế vẫn thiếu hụt lượng điện năng lớn

Với công nghệ hiện nay, sản xuất điện từ các nguồn năng lượng tái tạo như phong điện, điện mặt trời công suất không lớn nhưng chi phí sản xuất lại cao nên khó có thể bù đắp cho

sự thiếu hụt lớn điện năng trong tương lai Nghiên cứu của Nguyễn Thị Ngọc Thi (2010,

2 Ba địa điểm được chọn để phát triển thủy điện tích năng là Phù Yên Đông, Phù Yên Tây thuộc tỉnh Sơn La

và Bác Ái thuộc tỉnh Ninh Thuận

Phụ lục 05 & 07, tr 55 & 57) cho thấy Dự án phong điện Phước Thể với công suất 30 MW

có suất đầu tư khoảng 2.484 USD/kW và chi phí sản xuất 1 kWh điện lên đến 0,109 USD Nguồn cung nhiệt điện diesel có chi phí sản xuất 1 kWh điện lớn nên cũng không phải là lựa chọn hợp lý Chi phí sản xuất 1 kWh nhiệt điện diesel lên đến 0,326 USD trong giai đoạn giá dầu tăng cao từ năm 2005 đến 2008 (Dapice, 2008, tr 8)

Tóm lại, các nguồn có khả năng cung cấp bù đắp cho thiếu hụt điện năng trong tương lai đến năm 2020 chỉ còn lại từ nhiệt điện than, khí và điện hạt nhân Đa dạng hóa nguồn cung điện năng giữa nhiệt điện than, khí và điện hạt nhân nhằm tránh phụ thuộc vào một nguồn duy nhất là cần thiết Điện hạt nhân có công suất phát điện rất lớn có thể là lựa chọn hợp lý trong bối cảnh hiện nay Đây chính là lý do hình thành Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận

1.2 Lý do hình thành đề tài

Ngày 25/11/2009, Quốc hội Việt Nam thông qua chủ trương đầu tư Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận (Quốc Hội, 2009) Dự án sử dụng nguồn lực rất lớn của quốc gia Vốn đầu tư của Dự án lên đến 200.000 tỷ VND cho giai đoạn 1 với công suất 4.000 MW (mở rộng ở giai đoạn 2 lên đến 8.000 MW) Dù Dự án đã được đánh giá sơ bộ hiệu quả kinh tế và tài chính khi lập Báo cáo đầu tư nhưng Dự án vẫn cần được xem xét lại hiệu quả kinh tế, xã hội và tài chính Đây chính là lý do hình thành đề tài

1.3 Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu của đề tài là sử dụng các phương pháp, mô hình thích hợp để phân tích lại Dự án

về mặt tài chính, kinh tế và xã hội để lý giải xem Dự án có khả thi hay không Từ đó, kiến nghị chính sách liên quan

1.4 Câu hỏi nghiên cứu

Luận văn được tiến hành nhằm trả lời câu hỏi: Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận có khả thi

về kinh tế, xã hội và tài chính hay không?

1.5 Phạm vi nghiên cứu

Đề tài thực hiện nghiên cứu ở mức độ tiền khả thi, tập trung phân tích tài chính, kinh tế, xã hội và đánh giá tác động môi trường Các thông số đầu vào được xây dựng dựa vào số liệu

của Viện Năng lượng (2009), các số liệu thống kê và kết quả nghiên cứu của các tổ chức,

cá nhân

1.6 Nguồn số liệu

Luận văn sử dụng số liệu của Viện Năng lượng (2009) dưới sự đồng ý của Ban chuẩn bị đầu tư dự án điện hạt nhân và năng lượng tái tạo (2011), số liệu thống kê và kết quả nghiên cứu của các tổ chức, cá nhân

Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của nền kinh tế sẽ được xác định dựa vào tỷ lệ tiêu dùng điện của các khu vực kinh tế ở Bảng 1.2, mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của khu vực công nghiệp, xây dựng, nông nghiệp, thương mại, hộ gia đình và khu vực khác

Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của khu vực công nghiệp, xây dựng, nông nghiệp, thương mại và khu vực khác sẽ được giả định dựa vào số liệu khảo sát chi phí tiêu dùng điện thực

tế của Công ty cổ phần Khu công nghiệp Hố Nai, số lượng các doanh nghiệp trong Khu công nghiệp Hố Nai có sử dụng máy phát điện diesel trong giờ cúp điện, lịch cúp điện của Công ty TNHH một thành viên Điện lực Đồng Nai

Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của khu vực hộ tiêu dùng được giả định dựa trên kết quả thống kê Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh của hộ nhập cư quận Bình Tân của Nguyễn Thị Ngọc Thi (2010, tr 37)

1.7 Bố cục của luận văn

Luận văn bao gồm 5 chương Chương 1 giới thiệu cơ sở hình thành dự án, lý do hình thành

đề tài, câu hỏi nghiên cứu, mục tiêu nghiên cứu, phương pháp nghiên cứu, nguồn số liệu và

bố cục luận văn Chương 2 giới thiệu phương pháp luận và tổng quan về điện hạt nhân Chương 3 mô tả dự án điện hạt nhân Ninh Thuận Chương 4 trình bày nội dung và kết quả phân tích tính khả thi của dự án Chương 5 kết luận và kiến nghị chính sách

CHƯƠNG 2 - TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP LUẬN VÀ ĐIỆN HẠT NHÂN

Chương 2 giới thiệu tổng quan phương pháp luận, tình hình phát triển điện hạt nhân trên thế giới và tình hình phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam

2.1 Phương pháp luận

2.1.1 Chu trình phát triển dự án

Theo Jenkins and Harberger (2005), chu trình phát triển một dự án thường bao gồm các giai đoạn (i) khái niệm và xác định dự án, (ii) nghiên cứu tiền khả thi, (iii) nghiên cứu khả thi, (iv) thiết kế chi tiết, (v) thực hiện dự án và (vi) đánh giá hậu dự án Hình 2.1 giới thiệu các giai đoạn phát triển của một dự án đầu tư

Hình 2.1: Chu trình phát triển dự án

Nguồn: Jenkins and Harberger (2005)

Trong giai đoạn đầu tiên, công việc cần phải được thực hiện bao gồm đánh giá bối cảnh vĩ

mô, xác định hiện trạng của ngành, sự tham gia của Nhà nước, lựa chọn phương thức đầu

tư, phân tích nhu cầu sơ khởi và các phương án đầu tư thay thế Nội dung công việc ở giai đoạn nghiên cứu tiền khả thi và khả thi là phân tích thị trường, phân tích kỹ thuật, phân tích nhân lực và quản lý, phân tích tài chính, phân tích kinh tế, phân tích hiệu quả xã hội Phân tích ở giai đoạn khả thi nhằm mục tiêu ước lượng chính xác hơn các biến số của dự

án Giai đoạn thiết kế chi tiết triển khai độ chính xác của dữ liệu ở các giai đoạn trước đó

để đưa vào thực hiện dự án Giai đoạn hậu dự án tổng kết, đánh giá thực tế so với mục tiêu ban đầu của dự án đưa ra để rút ra kinh nghiệm cho các dự án khác

Khái niệm và xác định dự án

Nghiên cứu tiền khả thi

Nghiên cứu khả thi

Thiết kế chi tiết

2.1.2 Các quan điểm phân tích dự án

Phân tích một dự án thường dựa trên các quan điểm (Jenkins và Harberger, 2005): (i) tổng đầu tư; (ii) chủ đầu tư; (iii) ngân sách; (iv) nền kinh tế; (v) phân phối thu nhập và (vi) nhu cầu cơ bản

Phân tích theo quan điểm tổng đầu tư nhằm xác định hiệu quả tài chính của dự án Quan

điểm tổng đầu tư cũng được coi là quan điểm của ngân hàng Mục tiêu của ngân hàng cho vay là dự án có khả năng hoàn trả nợ cả gốc lẫn lãi vay hay không

Phân tích theo quan điểm chủ đầu tư nhằm xác định hiệu quả của vốn chủ đầu tư Các

khoản vay, trả nợ vay và trả lãi vay được xem là các khoản thu chi tiền mặt

Phân tích theo quan điểm ngân sách nhằm xác định hiệu quả đối với việc thu được khoản

thuế từ dự án hay phải chi trợ cấp cho dự án

Phân tích theo quan điểm nền kinh tế nhằm xác định hiệu quả của dự án mang lại cho nền

kinh tế Giá kinh tế sẽ được tính cho lượng yếu tố đầu vào cũng như đầu ra của dự án Những ngoại tác tích cực và tiêu cực do dự án mang lại sẽ được tính vào lợi ích kinh tế

Phân tích trên quan điểm phân phối sẽ tính toán lợi ích ròng mà dự án mang lại cho các

bên liên quan

Phân tích trên quan điểm nhu cầu cơ bản nhằm xác định ngoại tác tích cực khi các bên liên

quan đến dự án tiêu thụ dịch vụ được khuyến khích tiêu dùng với mức sẵn lòng chi trả thấp hơn giá trị thực sự của dịch vụ đó Lợi ích kinh tế sẽ được cộng thêm giá trị ước lượng của

ngoại tác tích cực từ dự án

2.1.3 Các phương pháp phân tích dự án

2.1.3.1 Nhóm phương pháp phân tích tài chính

Nhóm các phương pháp tài chính bao gồm các phương pháp:

- Phương pháp hiện giá ròng: Phương pháp này xác định hiện giá ròng ngân lưu của dự

án theo các quan điểm tổng đầu tư, chủ đầu tư, ngân sách và toàn nền kinh tế Công thức xác định hiện giá ròng của ngân lưu được xác định: ∑

0

= ( 1 + )

) (

=

n

t

t t t

r C B

hiện giá của ngân lưu, năm 0 là năm thứ nhất của dự án, Bt là lợi ích năm t, Ct là chi phí năm t, rlà tỷ suất chiết khấu và n là số năm của dự án Đối với dự án độc lập, dự án khả thi nếu NPV ≥ 0 Đối với các dự án loại trừ nhau, tiêu chuẩn lựa chọn là dự án có NPV lớn nhất

Bổ sung cho phương pháp hiện giá ròng là phương pháp phân tích độ nhạy và rủi ro (Belli

et al., 2001) Thông số đầu vào của dự án chỉ là giá trị kỳ vọng nên có thể biến đổi làm ảnh hưởng đến tính khả thi của dự án Phân tích độ nhạy giúp đo lường ảnh hưởng của các thông số đầu vào đến hiệu quả của dự án Tác động của sự biến thiên từ nhiều thông số đầu vào có thể xây dựng thành kịch bản để đo lường thay đổi của từng kịch bản lên hiệu quả của dự án Ngoài ra, có thể sử dụng phương pháp phân tích rủi ro để đánh giá các giá trị kỳ

vọng của dự án từ khả năng xảy ra của các thông số đầu vào

- Phương pháp suất sinh lợi nội tại: Suất sinh lợi nội tại chính là chiết khấu r khi NPV =

0 Dự án được đánh giá khả thi khi suất sinh lợi nội tại lớn hơn suất sinh lợi tối thiểu chấp nhận được

- Phương pháp tỷ số lợi ích/chi phí: Là tỷ số giữa hiện giá ròng ngân lưu lợi ích và hiện

giá ròng ngân lưu chi phí Đối với dự án độc lập, dự án khả thi nếu tỷ số ≥ 1

- Phương pháp thời gian bù vốn: Xác định thời gian cần thiết thu được lượng tiền bù

được lượng tiền đầu tư ban đầu Dự án được lựa chọn khi có thời gian bù vốn thấp hơn thời gian bù vốn theo yêu cầu

- Phương pháp điểm hòa vốn: Phương pháp này xác định sản lượng sản phẩm cần thiết

để dự án hòa vốn, tức doanh thu bằng chi phí Dự án được lựa chọn khi sản lượng hòa vốn nhỏ hơn cầu sản lượng của thị trường

2.1.3.2 Nhóm phương pháp phân tích kinh tế, xã hội

Nhóm các phương pháp kinh tế xã hội bao gồm các phương pháp (Belli et al., 2001, tr 23,

31, 73, và 95):

- Phương pháp phân tích có và không có dự án: Dự án đi vào hoạt động sẽ làm giảm cung

đầu vào và tăng cung đầu ra đối với các đối tượng khác Khác biệt về mức sẵn có đầu vào

và đầu ra khi có hoặc không có dự án chính là chi phí hoặc lợi ích tăng thêm Phương pháp này được dùng để xác định lợi ích ròng tăng thêm và tác động của dự án đến các đối tượng liên quan

- Phương pháp phân tích lợi ích - chi phí: Phương pháp này đòi hỏi phải nhận dạng những

lợi ích và chi phí kinh tế của dự án để có thể lượng hóa chúng bằng tiền Tương tự như phân tích tài chính, trong phân tích kinh tế có thể sử dụng phương pháp phân tích độ nhạy

và rủi ro để bổ sung cho phương pháp hiện giá ròng lợi ích – chi phí của dự án

- Phương pháp hệ số chuyển đổi giá: Để phân tích kinh tế, có thể sử dụng hệ số chuyển đổi

để chuyển đổi giá tài chính (ở quan điểm tổng đầu tư) sang các giá kinh tế thay vì đi ước lượng tất cả các giá kinh tế của nhập lượng và xuất lượng

- Phương pháp phân tích chi phí - hiệu quả: Trong trường hợp không thể ước lượng lợi ích

bằng tiền, ta có thể so sánh chi phí của những phương án khác nhau để lựa chọn phương án khả thi

2.2 Tổng quan về điện hạt nhân

Kể từ khi nhà máy điện hạt nhân đầu tiên tại Obninsk vận hành vào ngày 27/4/1954 (WNA, 2010), ứng dụng năng lượng hạt nhân vào sản xuất điện năng phục vụ nhu cầu cho nền kinh tế thì đến nay ngành điện hạt nhân của thế giới có kinh nghiệm vận hành hơn 55 năm Công suất ngày đầu tiên của mỗi lò chỉ có 5 MW nay đã được thiết kế lên đến 1.700

MW Hình 2.2 giới thiệu tỷ lệ % đóng góp của điện hạt nhân vào sản lượng điện các nước năm 2009

Hình 2.2: Tỷ lệ % sản lượng điện hạt nhân trong tổng sản lượng điện các nước năm 2009

Nguồn: IAEA (2011)

Từ Hình 2.2, ta thấy tỷ lệ sản lượng điện hạt nhân ở một số quốc gia khá lớn Pháp và Lithuania có tới trên 75% sản lượng điện sản xuất từ điện hạt nhân Môt số quốc gia Châu

Á như Trung Quốc, Ấn Độ và Pakistan đã sản xuất điện hạt nhân

Trên thế giới hiện có 442 lò đang hoạt động với tổng công suất 374.991 GW, 5 lò chuẩn bị dừng hoạt động (chi tiết ở Bảng II.3 Phụ lục II) và 65 lò tiếp tục đang xây dựng đưa vào

vận hành trong thời gian tới với tổng công suất 62.862 MW (chi tiết ở Bảng II.4 Phụ lục II) Các lò đang được xây dựng chủ yếu theo kiểu nước áp lực (PWR) Số lượng lò phản ứng đang xây dựng cho thấy các nước ngày càng quan tâm đến việc bù đắp thiếu hụt điện năng từ nguồn điện hạt nhân Các quốc gia và vùng lãnh thổ Châu Á (Trung Quốc, Đài Loan, Ấn Độ, Nhật, Pakistan, Iran) xây dựng mới 43 lò với công suất lắp đặt 42.816 MW chiếm 68,11% trong tổng số lò xây dựng tăng thêm

Nhiều nước Đông Nam Á đã có kế hoạch sản xuất điện hạt nhân Thái Lan có kế hoạch đưa vào vận hành 5 tổ máy với tổng công suất 5.000 MW từ năm 2020 đến 2028 (EGAT, 2010) Indonexia có kế hoạch vận hành nhà máy điện hạt nhân đầu tiên có công suất 1.000

MW vào năm 2017 và 4 nhà máy điện hạt nhân tiếp theo vào năm 2020 Malaixia có kế hoạch sản xuất điện hạt nhân vào năm 2020 (Matsuo, Kouno and Murakami, 2008) Philippines, Myanmar, Cambodia cũng có kế hoạch vận hành nhà máy điện hạt nhân trong giai đoạn từ 2014 đến 2025 (Parameswaran, 2009)

Về công nghệ hạt nhân, có thể chia thành các dạng lò nước nhẹ, lò nước nặng, lò khí nhiệt

độ cao, lò nơtron nhanh, lò dùng máy gia tốc Lò nước nhẹ bao gồm lò PWR và lò nước sôi (BWR) Cho đến nay, công nghệ lò nước nhẹ được ứng dụng phổ biến trên thế giới Các lò đang vận hành chủ yếu là loại lò PWR và BWR (chi tiết ở Bảng II.5 Phụ lục II) Lò phản ứng hạt nhân cũng đã được cải tiến nhiều so với thời kỳ đầu tiên Công nghệ được cải tiến với mục tiêu an toàn hơn, hiệu quả hơn và dễ vận hành hơn Công suất thiết kế ngày càng lớn để tận dụng lợi thế kinh tế theo quy mô Thế hệ lò đã trải qua đến thế hệ thứ III và hiện nay một số nước kết hợp nghiên cứu để thiết kế thế hệ lò thứ IV

2.3 Điện hạt nhân ở Việt Nam

Đáp ứng cho thiếu hụt nguồn cung điện năng trong tương lai đồng thời đa dạng hóa nguồn cung điện, tránh phụ thuộc vào nguồn cung thủy điện và nhiệt điện chạy dầu và khí như hiện nay, điện hạt nhân là một trong những lựa chọn đang được xem xét ở Việt Nam Dự

án điện hạt nhân Ninh Thuận là dự án điện hạt nhân đầu tiên của Việt Nam Dự kiến đến năm 2030 sẽ xây dựng 14 tổ máy với tổng công suất từ 15.000 MW đến 16.000 MW, chiếm tỷ lệ 10% trong tổng công suất sản xuất điện quốc gia (Thủ tướng Chính phủ,

2010)3 Mục tiêu đến năm 2030, Việt Nam sẽ làm chủ được công nghệ thiết kế điện hạt nhân và có khả năng tham gia thiết kế cùng với đối tác nước ngoài Đến năm 2030, các ngành công nghiệp trong nước sẽ tham gia 30% đến 40% giá trị xây lắp Trong dài hạn, mục tiêu của Việt Nam là tiến đến tự chủ về thiết kế, chế tạo, xây dựng, lắp đặt và bảo trì

các nhà máy điện hạt nhân

Chương 2 đã trình bày tổng quan phương pháp luận về phân tích kinh tế, xã hội và tài chính được lựa chọn được sử dụng phù hợp với mục tiêu nghiên cứu; đồng thời, cung cấp cho người đọc bối cảnh tổng quát về phát triển điện hạt nhân trên thế giới, xu hướng lựa chọn công nghệ hiện nay Từ đây, làm nền tảng cho việc phân tích ở Chương 4

3 Địa điểm dự kiến đặt các nhà máy điện hạt nhân ở các tỉnh miền Trung bao gồm Ninh Thuận, Phú Yên, Bình Định, Quảng Ngãi, Hà Tĩnh

CHƯƠNG 3 - MÔ TẢ DỰ ÁN

Chương 3 phân tích lý do lựa chọn địa điểm đặt nhà máy điện hạt nhân tại Vĩnh Trường và Thái An của tỉnh Ninh Thuận ở góc nhìn kinh tế đồng thời xây dựng các thông số của dự

án điện hạt nhân Ninh Thuận

3.1 Giới thiệu dự án điện hạt nhân Ninh Thuận

Dự án nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận do EVN làm chủ đầu tư Dự án có 2 cấu phần, Ninh Thuận 1 (NT1) đặt tại thôn Vĩnh Trường, Phước Dinh, Ninh Phước, Ninh Thuận và Ninh Thuận 2 (NT2) đặt tại thôn Thái An, Vĩnh Hải, Ninh Hải, Ninh Thuận

3.1.1 Lựa chọn địa điểm

Xét ở góc độ kinh tế, địa điểm đặt nhà máy điện hạt nhân được lựa chọn phải mang hiệu quả kinh tế hơn những địa điểm khác Hiệu quả kinh tế ở đây được xét trên 3 khía cạnh chi phí truyền tải điện năng đến trung tâm phụ tải thấp, thiệt hại thấp nhất về tài sản và con người khi sự cố hoặc tai nạn hạt nhân xảy ra và khả năng xảy ra thấp nhất về động đất, sóng thần và thiếu nước cung cấp cho hệ thống làm mát Dựa vào các cơ sở này, Luận văn phân tích hai địa điểm Vĩnh Trường và Thái An của tỉnh Ninh Thuận

Thứ nhất, cả hai địa điểm đều gần trung tâm phụ tải là Vùng kinh tế trọng điểm phía Nam4

và có đường dây truyền tải điện 500 KV của quốc gia đi ngang qua nên nếu đặt nhà máy điện hạt nhân ở Ninh Thuận sẽ tiết kiệm được chi phí truyền tải

Thứ hai, Ninh Thuận có mật độ dân số thấp và mức thu nhập thấp nên sẽ bị thiệt hại thấp

nhất nếu xảy ra sự cố, tai nạn hạt nhân nghiêm trọng Tại địa điểm đặt nhà máy NT1 và NT2, mật độ dân số lần lượt chỉ có 68,59 người và 64 người thấp hơn 4 lần so với mật độ dân số bình quân cả nước Năm 2009, giá trị sản xuất bình quân đầu người của Ninh Thuận chỉ có 10,02 triệu VND, chỉ bằng 52% giá trị sản xuất bình quân đầu người của cả quốc gia Bảng 3.1 liệt kê dân số và mật độ dân cư của khu vực có Dự án và bình quân của cả quốc gia

4 Vùng kinh tế trọng điểm phía Nam bao gồm thành phố Hồ Chí Minh và các tỉnh Đồng Nai, Bình Dương, Bình Phước, Bà Rịa - Vũng Tàu, Tây Ninh, Long An và Tiền Giang (Thủ tướng Chính phủ, 2006, [51])

Bảng 3.1: Thống kê dân số năm 2009 ở địa điểm có Dự án điện hạt nhân

Khu vực Dân số trung bình (người) Mật độ dân số (người/ km2

)

Nguồn: - Cục Thống kê tỉnh Ninh Thuận (2010, tr 21);

- Phòng Thống kê huyện Ninh Hải (2010, tr.4).

- Phòng Thống kê huyện Ninh Phước (2010, tr.3);

- Tổng cục Thống kê (2011, [62]);

Thứ ba, cả 2 địa điểm Phước Dinh và Vĩnh Hải đều có đủ điều kiện đáp ứng cho việc xây

dựng nền móng nhà máy điện hạt nhân (Viện Năng lượng, 2009, tr 3-12) Lưu vực Sông Cái ở Ninh Thuận đủ khả năng cung cấp nước ngọt cho Dự án sử dụng (vòng nước giải nhiệt sơ cấp, thứ cấp và sinh hoạt của nhà máy) Vòng nước giải nhiệt cuối cùng của nhà máy điện hạt nhân sẽ dùng nước biển

Như vậy, có thể kết luận hai địa điểm Vĩnh Trường và Thái An của tỉnh Ninh Thuận hội đủ

3 điều kiện đề ra nên thích hợp cho việc lựa chọn để đặt nhà máy điện hạt nhân

Đối với chi phí đào tạo trong nước, ước tính chi phí đào tạo các trường đại học phải chi tiêu theo mức Trường Đại học Chu Văn An 650.000 VND/người/tháng (Hà Bình, 2011), chi phí sinh hoạt 4.000.000 VND/người/tháng

Loại trừ khỏi chi phí đầu tư các khoản dự phòng, lãi vay trong thời gian xây dựng, nguồn thu trong thời gian vận hành tạm, vốn lưu động và điều chỉnh tăng thêm các khoản chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, chi phí đào tạo nguồn nhân lực thì tổng đầu tư cho giai đoạn 1 theo giá năm 2011 sẽ là 8.957.015.800,44 USD, tức suất đầu tư 2.239,25 USD/kW Chi tiết tính toán ở Bảng III.1, III.2, III.3, III.4 và III.5 Phụ lục III

3.1.2.2 Tài trợ dự án

Suất sinh lợi mong muốn của chủ đầu tư là 13% (Viện Năng lượng, 2009, tr 11-7) Dự kiến ban đầu, chủ đầu tư tài trợ vốn 25% và vay 75% Trong tổng vốn vay, vay tín dụng xuất khẩu (ECA) chiếm tỷ lệ 85% và vay thương mại chiếm 15% Tỷ lệ vay vốn ECA theo

dự kiến ban đầu này phù hợp với quy định của OECD (2010, pp 7) Các giả định cơ cấu tài trợ, lãi vay và phí vay vốn được tổng hợp ở Bảng 3.2

Bảng 3.2: Vay và các khoản phí vay vốn

Phí vay vốn Phí quản lý

(Viện Năng lượng, 2009, tr

11-6)

Phí cam kết (Finnerty,

2007, Chương 8,

tr 6)

Phí bảo lãnh (Viện Năng lượng,

2009, tr 11-6) Vay ECA:

- Kỳ hạn 15 năm

- Ân hạn trong thời gian xây dựng,

trả gốc đều hàng năm, trả lãi 1 năm 2

0,6% x tổng vốn vay, đóng

1 lần vào năm đầu tiên khi làm thủ tục rút vốn vay cho từng tổ máy

0,5% x tổng vốn vay chưa rút mỗi năm

0,25% x số

dư nợ gốc

Vay thương mại cho đầu tư:

- Kỳ hạn 5 năm

- Ân hạn trong thời gian xây dựng,

trả lãi 1 năm 2 kỳ, trả gốc đều hàng

năm

- Tỷ lệ tài trợ cho đầu tư: 75% x 15%

chi đầu tư, ngoại trừ chi phí đền bù

giải tỏa

3,05%, bao gồm LIBOR kỳ hạn 2010

là 0,85% (Bankrate Inc., 2011) và biên rủi

ro 2,2%

1,25% x tổng vốn vay, đóng

1 lần vào năm đầu tiên khi làm thủ tục rút vốn vay cho từng tổ máy

0,5% x số vốn vay chưa rút mỗi năm

Lãi vay trái phiếu Chính phủ Mỹ và LIBOR thay đổi theo lạm phát Biên rủi ro và các khoản phí vay vốn không biến thiên theo lạm phát Phí bảo hiểm công trình đã được tính trong khoản mục chi phí khác của chi phí đầu tư (Bộ Xây dựng, 2010) và chi phí bảo hiểm hạt nhân trong quá trình hoạt động đã được tính trong chi phí vận hành và bảo trì (O&M) (Hudson II, 1987, Table 4.3, pp 37)

Đối với khoản phải thu, từ năm 2020 thực hiện cơ chế thanh toán theo thị trường phát điện cạnh tranh, các khoản phải thu tiền bán điện của dự án sẽ được lập hóa đơn trong tháng sau

và thanh toán chậm nhất vào cuối tháng sau (Bộ Công thương, 2010, tr 2 và 51, [7]) Luận văn giả định khoản phải thu của Dự án vào cuối một năm sẽ bằng doanh thu tháng 12 của năm đó

Khoản phải trả cho chi phí O&M sẽ được thanh toán dứt điểm trong vòng 1 tháng, kể từ ngày kết thúc của tháng phát sinh khoản phải trả

Nhu cầu tiền mặt ban đầu mỗi tổ máy là 5.107.017 USD theo giá năm 20115 Trong quá trình hoạt động, tiền mặt phải được dự trữ đủ để chi trả khoản phải trả, một tháng chi phí O&M và một tháng phí vay vốn6 Tiền mặt USD dự trữ được gửi không kỳ hạn với lãi suất 0,5%/năm được giả định theo Ngân hàng xuất nhập khẩu Việt Nam (2011)

3.1.2.3 Thông số hoạt động của dự án

Thời gian hoạt động của dự án được giả định là 60 năm (OECD/IEA, 2010, pp.43, [90]) Giả định thời gian khấu hao bình quân Dự án đăng ký cho các hạng mục xây dựng 30 năm, thiết bị 10 năm7

Hệ số phụ tải được lựa chọn là 85% năm (OECD/IEA, 2010, pp.45, [90])

Trong thực tiễn nghiên cứu, chưa thấy dự báo nào có thời gian dài 60 năm trở lên Các dự báo trở nên thiếu chính xác theo thời gian nên việc phân tích dựa trên dự báo trong thời gian quá dài sẽ dẫn đến việc đưa ra những quyết định chính sách không đúng Mặt khác, hệ

số chiết khấu (1 + r)-t

càng về những năm sau dần tiến về 0 nên Luận văn chọn thời kỳ phân tích 35 năm, bắt đầu từ năm 2011 đến 2045, bao gồm thời kỳ chuẩn bị, xây dựng 10 năm và thời kỳ vận hành 25 năm

Nhiên liệu sử dụng cho dự án là Uranium làm giàu từ 2% đến 4% Mỹ là quốc gia có công suất sản xuất điện hạt nhân lớn nhất hiện nay, chiếm 26,87% tổng công suất điện hạt nhân của thế giới (Bảng II.3 Phụ lục II) Do vậy, Luận văn sử dụng số liệu thống kê chi phí nhiên liệu ở Mỹ làm thông số cho Dự án

Số liệu thống kê giai đoạn 1995 đến 2009 của Mỹ cho thấy chi phí nhiên liệu tăng giá trở lại từ năm 2007 sau quãng thời gian dài giảm giá Tuy nhiên, bình quân giai đoạn từ năm

2005 đến 2009, chi phí nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân tăng nhưng vẫn còn thấp hơn tỷ lệ lạm phát USD Chi phí nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân năm 2009 chỉ bằng 71,25% năm

1995 (Bảng III.6 Phụ lục III)

Các dự báo của OECD/IEA (2010, [91]), BP (2011) và ExxonMobil (2009) về cầu năng lượng đến 2030, 2035 đều tăng do nhu cầu phát triển từ các nước non-OECD, đặc biệt là Trung Quốc và Ấn Độ Nguồn cung năng lượng cũng sẽ phải tăng với xu hướng gia tăng

cơ cấu nguồn cung từ điện hạt nhân và năng lượng tái tạo Do đó, giá nhiên liệu hạt nhân cũng sẽ gia tăng Tai nạn hạt nhân Fukushima đã làm nhiều nước tạm dừng chương trình phát triển điện hạt nhân (Phan Anh, 2011) nên cầu về nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân có khả năng sẽ thấp hơn dự báo Luận văn giả định chi phí nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân của Dự án năm 2011 bằng với chi phí nhiên liệu sản xuất điện hạt nhân của Mỹ bình quân giai đoạn từ năm 1995 đến 2009 là 0,0059 USD/kwh, không có tăng giá thực Tốc độ tăng chi phí sản xuất điện hạt nhân hàng năm bằng với tốc độ tăng của lạm phát USD

Tương tự chi phí nhiên liệu, chi phí O&M (bao gồm cả chi phí quản lý chất thải phóng xạ

và chi phí dừng hoạt động8) dùng cho phân tích cũng sẽ được lấy từ số liệu thống kê ở Mỹ

Số liệu thống kê chi phí O&M bình quân giai đoạn 1995 đến 2009 ở Mỹ là 0,0156 USD/kWh (chi tiết ở Bảng III.7 Phụ lục III)

Giá bán lẻ bình quân9 1kWh điện bằng 1.242 VND/kWh (Bộ Công thương, 2011, [9]) Giá điện tại cổng Dự án là 884,2 VND/kWh, tương đương 0,04269 cent/kWh Tốc độ tăng giá

8 Khi dự án kết thúc hoạt động, cần phải tẩy uế phóng xạ, tháo dỡ nhà máy trả lại cảnh quan ban đầu Theo

Pabitra L de (1990), khoản chi phí phát sinh cho giai đoạn này phổ biến 10% chi phí đầu tư ban đầu Để đảm

bảo khả năng chi trả cho giai đoạn dừng hoạt động, các nhà máy điện hạt nhân phải trích nộp một khoản phí

theo lượng điện sản xuất ra hàng năm Theo WNA (2011, pp 11, [98]) và The Keystone Center (2007, pp

41), ở Mỹ chi phí này bằng 0,001 USD/kWh

9 Chưa bao gồm VAT

điện thực quy USD/kWh bình quân giai đoạn từ năm 2006 đến 2011 là 1,1% nhưng bình quân giai đoạn từ năm 1999 đến 2011 rất thấp, chỉ có 0,1% (Bảng 3.3, chi tiết ở Bảng III.8 Phụ lục III) Do vậy, Luận văn giả định giá điện quy USD/kWh hàng năm được Chính phủ điều chỉnh theo tốc độ lạm phát USD

Bảng 3.3: So sánh tốc độ tăng giá điện với tỷ lệ lạm phát

Nguồn: Tổng hợp từ IMF (2011) và thông tin giá điện hàng năm

Dự án không thuộc diện có chỉ tiêu giảm phát thải CO2 để bán theo cơ chế phát triển sạch

3.1.2.4 Thông số vĩ mô

Tỷ giá hối đoái năm 2011 là 20.713 VND/USD theo Ngân hàng Nhà nước (2011) Tỷ lệ lạm phát bình quân USD từ năm 2011 đến 2016 theo dự báo của IMF (2011) Từ năm 2017 đến 2145, tỷ lệ lạm phát được giả định như năm 2016

Bảng 3.4: Tỷ lệ lạm phát USD và VND giai đoạn từ năm 2011 đến 2145

Nguồn: IMF (2011)

3.1.2.4 Thông số về thuế

Các thông số về thuế theo quy định hiện hành liên quan đến Dự án được tổng hợp ở Bảng 3.5

Bảng 3.5: Thông số về thuế

Thuế nhập khẩu máy móc thiết bị và

nhiên liệu hạt nhân (Tổng cục Hải

Thời gian chuyển lỗ thuế thu nhập

doanh nghiệp (TNDN) theo Quốc hội

từ kỳ tính thuế đầu tiên Dự án bắt đầu có thu nhập chịu thuế (chưa trừ số lỗ các kỳ tính thuế trước chuyển sang)

Giảm 50% thuế TNDN trong 9 năm

tiếp theo

Thuế môn bài (Bộ Tài chính, 2003) 3.000.000 VND/năm, chiếm tỷ lệ không đáng kể trong tổng chi phí hoạt động hàng năm Tiền thuê đất theo Chính phủ (2010,

[23]), Chính phủ (2005) và Ủy ban

nhân dân tỉnh Ninh Thuận (2010)

Giả định đã được tính trong chi phí O&M hàng năm

3.1.2.5 Chi phí sử dụng vốn của Dự án

Dựa trên các dữ kiện được trình bày ở các phần trước, chi phí sử dụng vốn bình quân (WACC) của Dự án theo các phương án được tóm tắt ở Bảng 3.6 Chi tiết tính toán ở Bảng III.10 Phụ lục III

Bảng 3.6: Chi phí sử dụng vốn của Dự án

Phương án Chi phí vốn chủ đầu tư Chi phí vốn vay WACC

Danh nghĩa Thực Danh nghĩa Thực Danh nghĩa Thực Theo yêu cầu

của Chủ đầu tư 13,00% 10,84% 5,32% 3,30% 9,22% 7,13% Theo phương

pháp gián tiếp 13,65% 11,48% 5,32% 3,30% 9,55% 7,46% Theo phương

pháp trực tiếp 20,63% 18,33% 5,32% 3,30% 13,10% 10,94%

Các thông số của Dự án được tóm tắt ở Bảng III.11 Phụ lục III

10 Giả định này mang lại hiệu quả hơn cho doanh nghiệp Theo quy định, doanh nghiệp phải đăng ký chuyển

lỗ cụ thể cho từng năm với cơ quan thuế Nếu trong năm đăng ký, lợi nhuận không bù đắp đủ số lỗ đăng ký chuyển thì số lỗ chưa được chuyển này sẽ bị mất và không được chuyển cho năm sau

3.1.2.6 Các thông số kinh tế

3.1.2.6.1 Giá điện kinh tế

Dự án ra đời nhằm phục vụ cho nhu cầu điện năng tăng thêm của nền kinh tế nên giá điện kinh tế theo lý thuyết là giá cầu về điện năng hay mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của nền kinh tế

Luận văn tính toán mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của nền kinh tế dựa trên tỷ lệ tiêu dùng điện của các khu vực kinh tế được trình bày ở Bảng 1.2, kết quả khảo sát tình hình sử dụng điện của các doanh nghiệp Khu công nghiệp Hố Nai (được giả định làm đại diện cho khu vực kinh tế công nghiệp, xây dựng, nông nghiệp, thương mại và khu vực khác) và kết quả khảo sát mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của các hộ nhập cư quận Bình Tân ở nghiên cứu của Nguyễn Thị Ngọc Thi (2010, tr 37) (được giả định làm đại diện cho khu vực hộ tiêu dùng)

Kết quả khảo sát tình hình sử dụng điện của các doanh nghiệp ở Khu công nghiệp Hố Nai cho thấy trong tình hình thiếu điện hiện nay có 87 trong tổng số 89 doanh nghiệp đã sử dụng máy phát điện diesel để phát điện trong những giờ cúp điện (Bảng III.12 Phụ lục III)

Từ số liệu của Báo cáo đầu tư dự án Nhà máy xử lý nước thải tập trung Khu công nghiệp

Hố Nai (giai đoạn I, công suất 4.000 m3

/ngày), Luận văn tính được chi phí sản xuất điện diesel của Nhà máy xử lý nước thải tập trung Khu công nghiệp Hố Nai lên tới mức 4.397,24 VND/kWh, tương đương 0,2123 USD/kWh (chi tiết ở Bảng III.13 Phụ lục III) Giả định mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của khu vực công nghiệp, xây dựng, nông nghiệp, thương mại và khu vực khác như mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của Dự án xử lý nước thải tập trung của khu công nghiệp Hố Nai Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của khu vực hộ tiêu dùng là 3.000 VND/kWh giả định theo Nguyễn Thị Ngọc Thi (2010, tr 37) Với tỷ trọng thời gian tiêu dùng điện lưới quốc gia như hiện nay và tỷ trọng tiêu dùng điện của các ngành nghề ở Bảng 1.2, Mức sẵn lòng chi trả 1 kWh điện của nền kinh tế tính toán được là 2.126,21 VND, tương đương 0,1027 USD/kWh

Chi phí truyền tải và phân phối điện bình quân được giả định 0,026 USD/kWh11

theo Thủ tướng Chính phủ (2007, Thuyết minh, tr XIV-29 và XIV-30) Tỷ lệ tổn thất trên lưới điện

11

Trong đó, chi phí truyền tải 0,006 USD/kWh và chi phí phân phối 0,02 USD/kWh

truyền tải và phân phối được giả định 9,5% theo Bộ Công thương (2011, Phụ lục Phần A,

tr 13, [9])

3.1.2.6.2 Giá trị kinh tế của đất bị giải tỏa

Giá trị kinh tế của đất được xác định theo công thức V = R0/(k - g) theo Nguyễn Xuân Thành (2010), trong đó V là giá trị ước tính của khu đất, R0 là giá trị hàng năm do đất tạo

ra đối với mục đích hiện tại, g là tốc độ tăng trưởng giá trị hàng năm trong tương lai, k là chi phí vốn Công thức này được rút gọn từ tổng của cấp số nhân vô hạn có công bội bằng (1+g)/(1+k) Trong số năm hữu hạn của dự án, giá trị của đất chính là hiện giá của ngân lưu giá trị hàng năm do đất tạo ra

Giả định giá trị tạo ra của 1 đơn vị diện tích đất bị giải tỏa bằng với giá trị tăng thêm của 1 đơn vị diện tích đất nông nghiệp Người dân bị giải tỏa đất thường không thể chuyển đổi nghề nên khi bị giải tỏa đất thì người dân mất đi nguồn thu nhập Như vậy, giá trị của đất

bị giải tỏa là hiện giá của giá trị tăng thêm từ đất hàng năm Giá trị tăng thêm bao gồm cả thu nhập của người dân bị mất đi từ đất bị giải tỏa

Giá trị sản xuất của 1 ha đất trồng trọt năm 2009 của tỉnh Ninh Thuận là 26,25 triệu VND (Cục Thống kê tỉnh Ninh Thuận, 2010, tr 105 và 109) Tỷ lệ giá trị tăng thêm trong giá trị sản xuất nông nghiệp ở Ninh Thuận là 53,84% (Tổng cục Thống kê, 2008, Tập 2, tr 265)

Tỷ lệ gia tăng giá trị sản xuất từ năm 2005 đến 2009 là 2,33% (Cục Thống kê tỉnh Ninh Thuận, 2010, tr 106 và 109) Thông thường, tốc độ tăng giá trị sản xuất có xu hướng giảm dần trong những năm sau nên Luận văn giả định tỷ lệ tăng giá trị sản xuất hàng năm bình quân là 2%

Khi đó, giá trị kinh tế của 1 ha đất năm t = 26,25 triệu VND x 53,84% x (1 + 2%)t

Giả định diện tích đất tái định cư cho NT1 bằng với NT2 theo Ủy ban nhân dân tỉnh Ninh Thuận (2011) Dự án sử dụng diện tích đất 4.100,7916 ha12, bao gồm diện tích đất tái định

cư và diện tích đất theo Sở Tài nguyên và Môi trường tỉnh Ninh Thuận (2008)

Đối với chi phí đền bù giải tỏa, chỉ tính vào chi phí kinh tế khoản chi phí bồi thường thiệt hại tài sản trên đất 170.190.371.640 VND do đây là chi phí của nền kinh tế phải chi ra để

12 Đất thu hồi dùng vào hệ thống truyền tải thuộc dự án truyền tải điện nên không đưa vào để phân tích

tái tạo số tài sản bị phá hủy (Bảng III.3 Phụ lục III) Các khoản chi hỗ trợ được loại trừ ra khỏi chi phí kinh tế vì đây là khoản chuyển giao trong nền kinh tế Các khoản chi bồi thường đất được thay thế bằng chi phí cơ hội của đất đã được xác định ở trên

3.1.2.6.3 Tỷ giá hối đoái kinh tế

Phí thưởng ngoại hối (SERF) bình quân giai đoạn 2000 đến 2010 bằng 1,04 được tính theo ADB (2008, Appendix K): SERF = 1+ thu từ hải quan/ tổng xuất nhập khẩu Chi tiết tính toán ở Bảng III.14 Phụ lục III

3.1.2.6.4 Chi phí vốn kinh tế

Sử dụng chi phí vốn kinh tế thấp sẽ dẫn đến thực hiện dự án xấu, làm phí phạm nguồn lực của nền kinh tế Ngược lại, sử dụng chi phí vốn cao sẽ dẫn đến bỏ qua dự án tốt, đáng được thực hiện Kết quả nghiên cứu của Nguyễn Phi Hùng (2010, tr 46) cho thấy chi phí vốn kinh tế thực ở Việt Nam nằm trong khoảng từ 7% đến 8% Do vậy, Luận văn sử dụng chi phí vốn thực của nền kinh tế để phân tích Dự án ở mức 8%

3.1.2.6.5 Các hệ số chuyển đổi

Tính toán các hệ số chuyển đổi để có thể chuyển từ giá tài chính sang giá kinh tế thay vì đi ước lượng tất cả các nhập lượng và xuất lượng Giá kinh tế của nhập lượng, xuất lượng bằng giá tài chính của nhập lượng, xuất lượng nhân với hệ số chuyển đổi của nhập lượng, xuất lượng đó

Giá điện kinh tế là 0,1026 USD/kWh Với chi phí phân phối và truyền tải 0,026 USD/kWh, giá điện kinh tế tại cổng Dự án là 0,0766 USD/kWh Với giá tài chính 1 kWh điện của Dự

án 0,04269 USD/kWh, hệ số chuyển đổi giá điện là 1,79

Đối với chi phí đầu tư, xây dựng (chưa có thiết bị), giả định thuế suất thuế nhập khẩu sản phẩm xây dựng ở mức bình quân 13,4% theo cam kết gia nhập WTO (Trần Đức và Phương Thảo, 2006) Việc xây dựng Dự án được ký kết với đối tác nước ngoài nên Luận văn giả định tỷ phần ngoại thương 100% Kết quả tính toán được hệ số chuyển đổi chi phí đầu tư, xây dựng bằng 0,92

Chi phí bồi thường tài sản trên đất và hỗ trợ di dời chiếm 17,93% trong tổng chi phí đền bù giải phóng mặt bằng Hệ số chuyển đổi của chi phí tái định cư, đền bù giải tỏa bằng 0,18

Việc nhập khẩu và vận chuyển máy móc thiết bị, nhiên liệu sẽ được thực hiện bằng đường biển đến tận cảng của Dự án Hệ số chuyển đổi của chi phí máy móc, thiết bị và nhiên liệu tính toán được là 1,04

Lao động tại Dự án chủ yếu là lao động có kỹ năng Tiền lương trả cho lao động tại Dự án cao hơn tại những Dự án sản xuất điện bằng phương thức khác là phần bù cho rủi ro xảy ra nên Luận văn giả định chi phí lao động kinh tế bằng với chi chí lao động tài chính, hệ số chuyển đổi chi phí lao động bằng 1

Đối với 50% chi phí vận hành và bảo trì còn lại được giả định có hệ số chuyển đổi như hệ

số của chi phí máy móc thiết bị và bằng 1,04

Đối với các khoản mục phải thu, khoản phải trả, cân đối tiền mặt và khoản lãi tiền gửi không kỳ hạn đơn thuần là khoản tiền nên được hệ số được giả định bằng 1 Các hệ số chuyển đổi CFi được tổng hợp ở Bảng 3.7

Bảng 3.7: Bảng tổng hợp các hệ số CFi

4 Chi phí tái định cư, đền bù, giải phóng mặt bằng 0,180

Chi tiết tính toán các hệ số chuyển đổi ở Bảng III.15 Phụ lục III

3.1.3 Tiến độ xây dựng của dự án

Năm 0 của Dự án là năm 2011 Thời kỳ giải phóng mặt bằng từ năm 2011 đến 2013 với giả định tiến độ trong 3 năm lần lượt là 30%, 60% và 10% Thời kỳ xây dựng theo Bảng 3.8

Bảng 3.8: Thời kỳ xây dựng Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận

Giai đoạn Tổ máy Công suất (MW) Năm khởi công Năm vận hành

Nguồn: Quốc hội (2009) và Thủ tướng Chính phủ (2010)

Mỗi tổ máy có thời gian xây dựng 7 năm theo OECD/IEA (2010, pp 44, [90]) Tiến độ xây dựng từ năm thứ nhất đến thứ bảy được giả định cho từng tổ máy lần lượt là 2,5%; 20%; 37,5%; 24%; 12,2%; 3,5%; 0,3% theo OECD/IEA (2005, pp 43) Thời kỳ vận hành bắt đầu từ năm 2021 đến 2085 Thời kỳ ngừng hoạt động, chờ tháo dỡ nhà máy từ năm

2081 đến 2125

Chương 3 đã mô tả tổng quát về Dự án, phân tích lý do lựa chọn địa điểm, xây dựng các thông số và hệ số chuyển đổi để phân tích tính khả thi về kinh tế, xã hội và tài chính của

Dự án ở Chương 4

CHƯƠNG 4 - PHÂN TÍCH TÍNH KHẢ THI CỦA DỰ ÁN

Trong Chương 4, Luận văn phân tích tính khả thi của dự án về mặt tài chính, kinh tế, xã hội và đánh giá tác động môi trường của Dự án

4.1 Phân tích tài chính

Trong thời gian 10 năm vận hành đầu tiên, Dự án không có lợi nhuận (chi tiết xem ở Phụ lục IV) Trong những năm đầu tiên, vốn vay chiếm tỷ lệ cao trong tổng vốn tài trợ và giảm dần trong những năm sau đó Khấu hao trong những năm đầu tiên ở mức cao do thời hạn khấu hao thiết bị ngắn hơn khấu hao các hạng mục khác Từ năm 2022 đến 2027, DSCR < 1,1 nên Dự án không có khả năng thanh toán được nợ Chi tiết tính toán ngân lưu Dự án, DSCR, B/C và thời gian hoàn vốn có chiết khấu được trình bày ở các Bảng V.1, V.2, V.3

và V.4 Phụ lục V Kết quả phân tích tài chính của Dự án được tổng hợp ở Bảng 4.1

Bảng 4.1: Kết quả phân tích tài chính dự án

tính

Quan điểm tổng đầu tư Quan điểm chủ đầu tư

Thời gian hoàn vốn

Trên 2 quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư, kết quả từ Bảng 4.1 cho thấy giá trị hiện tại ròng của Dự án âm, suất sinh lợi nội tại nhỏ hơn chi phí vốn, tỷ số lợi ích/chi phí đều nhỏ hơn 1 và Dự án không thu hồi được vốn nên Dự án không khả thi về mặt tài chính

4.1.1 Phân tích độ nhạy

Phân tích độ nhạy giúp đo lường ảnh hưởng từ sự biến đổi của thông số đầu vào đến hiệu quả của Dự án trong điều kiện các thông số khác cố định Luận văn lựa chọn các yếu tố có khả năng ảnh hưởng lớn đến NPV như chi phí vốn chủ đầu tư, suất đầu tư, hệ số phụ tải, chi phí vận hành và bảo trì, giá điện và lạm phát để phân tích độ nhạy13

13 Chi phí nhiên liệu chiếm tỷ lệ thấp trong chi phí sản xuất điện nên Luận văn không chọn để phân tích độ nhạy

4.1.1.1 Phân tích độ nhạy theo chi phí vốn chủ đầu tư

Giá trị hoán chuyển của chi phí vốn chủ đầu tư theo quan điểm tổng đầu tư và chủ đầu tư lần lượt là 5,50% và 5,48% Do đó, với chi phí vốn chủ đầu tư tính theo phương pháp gián tiếp 13,65% hoặc tính theo phương pháp trực tiếp 20,63% hoặc tính theo suất sinh lợi vốn chủ sở hữu bình quân từ năm 2007 đến 2010 của 18 doanh nghiệp ngành điện 11,94% thì NPV của Dự án cũng sẽ âm, Dự án sẽ không khả thi về tài chính Trường hợp này cũng có nghĩa là Dự án không thu hút được vốn đầu tư

4.1.1.2 Phân tích độ nhạy theo suất đầu tư

Suất đầu tư được giả định biến đổi trong khoảng từ 1.748 USD/kW (ở Trung Quốc) đến 4.261 USD/kW (ở Slovak Rep.) cho các lò phản ứng có công suất tương tự (OECD/IEA,

2010, pp 48, Table 3.1a, [90]) Kết quả phân tích độ nhạy theo suất đầu tư được trình bày

ở Bảng 4.2

Bảng 4.2: Phân tích độ nhạy theo suất đầu tư

(USD/kWh)

NPV tổng đầu tư (triệu USD)

NPV chủ đầu tư (triệu USD)

Suất đầu tư ở Trung Quốc (kiểu lò CPR-1000) 1.748,00 -1.718,10 -1.105,73 Suất đầu tư ở Hàn Quốc (kiểu lò OPR-1000) 1.876,00 -2.290,41 -1.423,88 Suất đầu tư ở Nga (VVER-1150) 2.933,00 -7.206,99 -4.127,36 Suất đầu tư bình quân ở Nga và Nhật 2.971,00 -7.386,08 -4.225,45 Suất đầu tư ở Nhật (kiểu lò ABWR) 3.009,00 -7.565,18 -4.323,53 Suất đầu tư ở Slovak Rep (kiểu lò VVER 440/V213) 4.261,00 -13.440,21 -7.544,22

Kết quả từ Bảng 4.2 cho thấy với thay đổi của suất đầu tư điện hạt nhân từ 1.748 USD/kW

ở Trung Quốc đến 4.261 USD/kW ở Slovak Rep, Dự án đều không khả thi về tài chính Dự

án chỉ khả thi về mặt tài chính theo quan điểm tổng đầu tư khi suất đầu tư ≤ 1.336,53 USD/kW Chủ đầu tư chỉ chấp nhận đầu tư vào dự án khi suất đầu tư ≤ 1.277,77 USD/kW

4.1.1.2 Phân tích độ nhạy theo hệ số phụ tải

Kết quả phân tích độ nhạy theo hệ số phụ tải được trình bày ở Bảng 4.3 cho thấy Dự án không khả thi về mặt tài chính dù cho Dự án có phát điện công suất cực đại 95%14

Bảng 4.3: Phân tích độ nhạy theo hệ số phụ tải

NPV tổng đầu tƣ triệu USD -5.494,52 -3.968,64 -3.229,70

NPV chủ đầu tƣ triệu USD -3.147,03 -2.348,51 -1.958,67

4.1.1.3 Phân tích độ nhạy theo chi phí vận hành và bảo trì

Giả định chi phí O&M thay đổi từ 0,0139 USD/kWh đến 0,0193 USD/kWh theo số liệu thống kê từ năm 1995 đến 2009 ở Mỹ Kết quả phân tích độ nhạy theo chi phí O&M đƣợc trình bày ở Bảng 4.4 cho thấy với thay đổi của chi phí O&M từ 0,0139 USD/kWh đến

0,0193 USD/kWh, Dự án không khả thi về mặt tài chính

Bảng 4.4: Phân tích độ nhạy theo chi phí vận hành và bảo trì

4.1.1.4 Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện

Giá trị hoán chuyển của giá điện tài chính tại cổng nhà máy cho thấy Dự án khả thi về mặt tài chính theo quan điểm tổng đầu tƣ khi giá điện tài chính ≥ 0,0577 USD/kWh và chủ đầu

tƣ đầu tƣ vào Dự án khi giá điện ≥ 0,0593 USD/kWh

Giá 1 kWh điện tại cổng Dự án đang đƣợc quy định ở mức thấp, chỉ có 0,0427 USD/kWh nên có khả năng sẽ đƣợc điều chỉnh trong thời gian tới Luận văn xây dựng 3 kịch bản có khả năng xảy ra đối giá điện nhƣ sau:

- Kịch bản 1: Đƣợc điều chỉnh hàng năm theo lạm phát USD

- Kịch bản 2: Đƣợc điều chỉnh hàng năm tăng giá cao hơn 1,10% theo tỷ lệ tăng bình quân

trong giai đoạn từ năm 2006 đến 2011

- Kịch bản 3: Đƣợc điều chỉnh hàng năm để có thể bằng với giá kinh tế 0,0766 USD/kWh

tại cổng Dự án vào năm 2020

Kết quả phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá 1 kWh điện đƣợc trình bày ở Bảng 4.5 cho thấy Dự án khả thi về mặt tài chính khi giá điện đƣợc điều chỉnh theo kịch bản 3

Bảng 4.5: Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện

NPV tổng đầu tư -3.968,64 -1.021,84 5.228,02

4.1.1.5 Phân tích độ nhạy theo kịch bản lạm phát

Xem xét ảnh hưởng của yếu tố lạm phát lên tính khả thi của dự án, Luận văn xây dựng 3 kịch bản cho lạm phát được trình bày ở Bảng 4.6 Kịch bản 1 như dự báo của IMF (2011) ở Bảng 3.5 Kịch bản 2 giả định lạm phát sẽ được kiểm soát tốt hơn Năm 2011, lạm phát như dự báo của IMF (2011) Từ năm 2012 trở đi, tốc độ lạm phát giảm dần Kịch bản 3 giả định lạm phát được kiểm soát kém

Bảng 4.7: Phân tích độ nhạy theo kịch bản lạm phát

NPV tổng đầu tư -4.051,41 -3.968,64 -3.898,10

4.1.1.6 Phân tích độ nhạy theo kịch bản tăng giá điện và suất đầu tư

Kết quả phân tích độ nhạy theo 2 yếu tố làm cho NPV biến thiên lớn nhất là kịch bản tăng giá điện và suất đầu tư được trình bày ở Bảng 4.8 và 4.9