bài báo cáo thẩm định hiệu quả dự án thủy điện srepok

MỤC LỤC
CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU
1.1 Nhu cầu điện năng của Việt Nam
1.2 Giới thiệu dự án Thuỷ điện Srepok 3
CHƯƠNG II: THẨM ĐỊNH DỰ ÁN (TÀI CHÍNH VÀ KINH TẾ)
2.1 Cơ sở thẩm định
2.1.1 Cơ sở pháp lý:
2.1.2 Cơ sở tính toán - Thông số đầu vào :
2.2 Thẩm định dự án về mặt tài chính:
2.2.1 Các căn cứ và giả định cơ sở:
2.2.2 Phương án tài trợ cho dự án:
2.2.3 Thuế:
2.2.4 Chi phí hoạt động:
2.2.5 Khấu hao máy móc thiết bị và công trình xây dựng:
2.2.6 Lịch trả nợ :
2.2.7 Chi phí vốn:
2.2.8 Báo cáo ngân lưu:
2.3 Phân tích rủi ro
2.3.1 Phân tích độ nhạy theo lạm phát tiền Việt.
2.3.2 Phân tích độ nhạy theo lạm phát tiền USD.
2.3.3 Phân tích độ nhạy của NPV tổng đầu tư theo lạm phát tiền Việt và USD.
2.3.4 Phân tích độ nhạy theo giá điện.
2.3.5 Phân tích độ nhạy theo thuế suất thuế TNDN
2.3.6 Phân tích tổng hợp các yếu tố rủi ro (phương pháp dùng Crystal ball).
- 1 -
2.4 Thẩm định dự án về mặt kinh tế:
2.4.1 Phân tích kinh tế:
2.4.2 Giá bán điện:
2.4.3 Biến dạng giá:
2.4.4 Biến dạng giá do thuế doanh thu và thuế tài nguyên:
2.4.5 Ngoại tác:

2.4.5.1 Khí tượng thuỷ văn:
2.4.5.2 Khoáng sản lòng hồ:
2.4.5.3 Tác động môi trường
2.4.6 Kết luận về quan điểm kinh tế của dự án:
2.5 Phân tích phân phối:
2.5.1 Mục tiêu:
2.5.2 Phân tích kết quả
CHƯƠNG III: KẾT LUẬN
PHỤ LỤC
Phụ lục 1 : Độ nhạy theo lạm phát VNĐ
Phụ lục 2 : Độ nhạy theo lạm phát USD
Phụ lục 3 : Độ nhạy theo lạm phát USD và VNĐ
Phụ lục 4: Phân tích độ nhạy theo giá điện
Phụ lục 5: Phân tích độ nhạy theo thuế TNDN:
Phụ lục 6 : Các đặc trưng địa lý thủy văn tại tuyến công trình.
Phụ lục 7 : Phân tích phân phối
Phụ lục 8: Phân tích rủi ro với WACC = 17%
TÀI LIỆU THAM KHẢO
- 2 -
Chương 1: Giới thiệu
1.1 Nhu cầu điện năng của Việt Nam
Trong những năm gần đây GDP của Việt Nam tăng trưởng nhanh, trung bình 7,7%/năm từ
2002 đến 2006. Mức tiêu thụ điện bình quân đầu của Việt Nam hiện nay (năm 2006 là 618
kWh/đầu người), nằm trong số những nước có mức tiêu thụ thấp nhất châu Á, còn thấp hơn
Trung Quốc, Thái Lan và Malaysia từ ba đến sáu lần. Tổng công suất phát điện mới chỉ đạt
51,296 tỷ kWh (thuỷ điện chiếm 46% sản lượng điện), lượng thiếu hụt hàng năm của Việt
Nam ước tính 2000 MW do vậy phải mua từ bên ngoài 15%.
Dự báo giai đoạn 2006-2015 và tầm nhìn 2025, nhu cầu điện trên cả nước tăng 15-17%/năm.
Mặc dù những năm qua, ngành Năng lượng nước ta đã phát triển với tốc độ cao từ 11-
15%/năm, nhưng vẫn chưa đủ để vượt qua tình trạng mất cân đối giữa cung và cầu.

Do đó, việc thẩm định để tiến hành thực hiện Dự án thủy điện Srêpok 3 là rất cần thiết, đáp
ứng nhu cầu về năng lượng điện hiện đang trong tình trạng “báo động đỏ” của quốc gia.
1.2 Giới thiệu dự án Thuỷ điện Srepok 3
Dự án nằm trên địa bàn xã Eapô huyện Cưjút tỉnh Đắc Nông và xã Ea Nuol, xã Tân Hòa
huyện Buôn Đôn tỉnh Đắc Lắc, cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 400 km về phía Tây
Bắc, từ thành phố Buôn Mê Thuột đến công trình khoảng 30km theo Liên tỉnh lộ 681. Nguồn
điện năng của dự án được cung cấp bởi con sông Srêpok - một nhánh của sông Mê Kông, có
diện tích lưu vực là 29.450 km
2
(diện tích lưu vực trên lãnh thổ Việt Nam là 18.200 km
2
). Dự
án dự kiến tạo nguồn phát điện với công suất lắp máy 220MW, điện lượng trung bình nhiều
năm 1060,2 .10
6
KWh.
- 3 -
Chương 2: Thẩm định dự án
2.1 Cơ sở thẩm định
2.1.1 Cơ sở pháp lý:
Tư cách pháp nhân
- Công ty Tư vấn xây dựng điện 2 (PECC2) có đầy đủ tư cách pháp nhân và năng lực thiết kế
các dự án thủy điện theo các qui định hiện hành.
Cơ sở pháp lý
- Về chủ trương đầu tư, Thủ tướng Chính phủ đã có văn bản số 1227/CP-CN ngày
18/10/2002 thông qua Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi.
- Về quy hoạch phát triển Điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét đến triển vọng đến
năm 2020, Thủ tướng Chính phủ đã có quyết định số 95/2001/QĐ-TTg ngày 22/06/2001 phê
duyệt Quy hoạch phát triển Điện lực Việt Nam và Quyết định số 40/2003/QĐ-TTg ngày
21/03/2003 về việc hiệu chỉnh một số nội dung thuộc Quy hoạch phát triển Điện lực Việt

Nam, trong đó dự án thuỷ điện Srêpok 3 được dự kiến đưa vào vận hành năm 2009-2010.
- Về Quy hoạch bậc thang thủy điện trên sông Srêpok đã được Bộ Công nghiệp phê duyệt ở
văn bản số 1564/QĐ-NLDK ngày 03/07/2003, trong đó Dự án thủy điện Srêpok 3 xếp sau dự
án thủy điện Buôn Kuốp đang triển khai xây dựng.
- Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (EVN) - Chủ đầu tư đã có tờ trình số 373/TTr-EVN-
HĐQT ngày 12/10/2004 gửi Thủ tướng Chính phủ Bộ Công nghiệp về Báo cáo nghiên cứu
khả thi (Dự án đầu tư xây dựng công trình) thuỷ điện Srêpok3 xin phép được đầu tư xây
dựng công trình.
- Thủ tướng Chính phủ đã có văn bản thoả thuận cho phép đầu tư xây dựng công trình tại văn
bản số 1225/TTg-CN ngày 25/8/2005 .
- Đối với các dự án thủy điện, Thủ tướng Chính phủ cho phép thực hiện cơ chế đặc biệt số
797/CP-CN ngày 17/06/2003 và văn bản số 400/CP-CN ngày 26/03/2004; Công tác khảo sát
thiết kế phải đi trước một bước, Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (EVN) đã chỉ định Công ty
Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2) là đơn vị tư vấn chính có đủ tư cách pháp nhân để thực
hiện nhiệm vụ khảo sát và TKKT cho dự án thủy điện Srêpok 3 trên sông Srêpok thuộc tỉnh
Đắk Lắk và Đăk Nông văn bản số 1057/CV-EVN-KH ngày 12/03/2004.
- Đối với các dự án đầu tư xây dựng thuộc nhóm A, cần thực hiện theo đúng các trình tự thủ
tục được quy định tại Luật xây dựng số 16/2003/QH11 và các Nghị định số 16/2005/NĐ-CP
ngày 07/02/2005 của chính phủ về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình. Nghị định của
chính phủ số 209/2004/NĐ-CP ngày 16/12/2004 về quản lý chất lưọng công trình xây dựng.
- 4 -
2.1.2 Cơ sở tính toán - Thông số đầu vào :
- Chủ đầu tư: Tổng công ty Điện lực Việt Nam
- Thuế thu nhập doanh nghiệp 28%. Thuế tài nguyên 2%.
- Giá bán điện: 0,04 USD/KWh tương đương với 633,6 đồng (tỷ giá hối đoái: 15840
đồng/USD).
- Tuổi thọ thiết bị 30 năm, thời gian phân tích 40 năm, thời gian thay thiết bị 1 năm.
- Bắt đầu chạy 2 tổ máy vào năm thứ 5, năm cuối cùng trong thời gian xây dựng không
chạy thử máy.
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng bao gồm lương cho công nhân viên quản lý vận hành, chi

phí tu sửa thường xuyên và định kỳ. Chi phí này được tính bằng 0,5% vốn đầu tư.
- Giả thiết thời điểm giải ngân chi phí vốn vào giữa các năm xây dựng.
- Chiết khấu tiêu chuẩn: 10% (Theo quy định của nhà nước, trong khi thẩm định chúng tôi
tính theo phương pháp tính chi phí vốn dựa trên các thông số quy đổi với ngành điện Hoa
Kỳ)
- Tổng dự toán sơ bộ : 4200,675 tỷ VNĐ
- Chỉ tiêu tài chính của chủ đầu tư theo Quyết định 709/QĐ-NLDK của Bộ Công nghiệp
(với giá bán điện tại thanh cái là 0,04 USD/KWh)
- Vốn nội tệ tính với lãi vay 11% năm
- Vốn ngoại tệ tính với lãi vay 8% năm
- Vốn vay ưu đãi với lãi suất 7.8%
- Đối với vốn vay ưu đãi không tính lãi kép trong thời gian xây dựng theo mục 2 nhỏ trong
điều 17 “trả nợ vay” của mục III “Bảo đảm tiền vay, trả nợ vay và xử lý rủi ro” trong Nghị
định 106/2004/NĐ-CP ngày 01/04/2004 về tín dụng đầu tư phát triển của Nhà nước qui định
sau: “Trong thời gian ân hạn, chủ đầu tư chưa phải trả nợ gốc nhưng phải trả lãi”.
(xem bảng thông số tài chính)
2.2 Thẩm định dự án về mặt tài chính:
2.2.1 Các căn cứ và giả định cơ sở:
Sau khi xem xét và phân tích các yếu tố về nhu cầu điện năng, cơ sở pháp lý và quy hoạch
phát triển ngành điện của Bộ công nghiệp. Kết quả phân tích kỹ thuật cho thấy: giá trị sản
lượng điện hàng năm khi nâng công suất lắp máy tư 190 MW lên 195 MW tăng 8,5 triệu
KWh, khi công suất lắp máy từ 225 MW lên 230 MW tăng 6 triệu KWh. Khi công suất lắp
máy tăng thì chi phí đầu tư tăng, khuynh hướng gia tăng ngược chiều so với gia tăng công
suất lắp máy. Sau khi bộ phận kỹ thuật tính toán thì công suất lắp máy 220 MW là tối ưu với
điện lượng bình quân 1060.2 triệu KWh hàng năm. Nhóm thẩm định nhất trí với phương án
này và dùng các thông số tương ứng làm cơ sở thẩm định.
Phần phân tích tài chính của nhóm thẩm định dựa trên các thông số đầu vào đã được phê
duyệt. Để xác định xem dự án có vững mạnh về mặt tài chính hay không, nhóm đứng trên
quan điểm tổng đầu tư và chủ sở hữu để phân tích tài chính dự án.
- 5 -

Tại thời điểm thẩm định, các thông số để tính suất sinh lợi yêu cầu của chủ sở hữu đối với
ngành điện chưa sẵn có tại thị trường Việt Nam, nhóm nhất trí sử dụng phương pháp tham
chiếu các thông số như mức bù rủi ro thì trường, tỷ lệ nợ trên vốn chủ sở hữu, tỷ lệ nợ trên
tổng đầu từ, tỷ lệ vốn chủ sở hữu trên tổng đầu tư và hệ số bê ta của ngành điện Hoa Kỳ để
làm cơ sở tính toán, phân tích tài chính cho dự án Srêpok3.
Việc thẩm định dự án có tính đến yếu tố lạm phát của thị trường Việt Nam và thị trường Hoa
Kỳ. Vì giá bán điện mà nhà máy cung cấp cho EVN được thanh toán bằng USD nên sự biến
động lạm phát của thị trường Hoa Kỳ và thị trường Việt Nam sẽ ảnh hưởng đến tỷ giá hối
đoái, qua đó ảnh hưởng đến doanh thu của dự án tính theo tiền Việt Nam. Các chi phí về vận
hành bảo dưỡng cũng sẽ chịu tác động trực tiếp của lạm phát vì lương trả cho cán bộ công
nhân viên vận hành và bảo dưỡng cho nhà máy được giả định sẽ tăng theo lạm phát, các chi
phí để mua các thiết bị thay thế được giả thiết sẽ được mua tại thị trường trong nước và chịu
sự tác động của lạm phát. Tỷ lệ lạm phát tại thị trường Việt Nam được giả định là 7% và của
thị trường Hoa Kỳ là 3%, kéo dài trong suốt dự án .
Dự án dự kiến mức tổn hao điện lượng tại thanh cái là 1%, đây là số trung bình hợp lý đã
được thực tế chứng minh tại các nhà máy thủy điện khác và được EVN chấp nhận.
2.2.2 Phương án tài trợ cho dự án :
Tài trợ cho dự án gồm hai nguồn chính là vốn chủ sở hữu do EVN đầu tư và phần vốn vay,
chi tiết của việc giải ngân các nguồn vốn - xem phụ lục:
Tổng công ty điện lực Việt Nam đầu tư 1063.457 tỷ đồng chiếm 30% tổng vốn đầu tư. Vì
thời hạn xét thẩm định là 40 năm mà tuổi thọ của máy móc thiết bị là 30 năm, nên đến năm
hoạt động thứ 30 (năm thứ 35 của dự án), EVN sẽ tái đầu tư máy móc thiết bị trị giá 1105 tỷ
đồng. Khoản đầu tư mới này được khấu hao trong vòng 10 năm, giá trị thanh lý được tính
vào năm cuối cùng của dự án.
Vốn vay nước ngoài thông qua EVN với lãi suất 8%/năm dùng để mua máy móc, thiết bị cơ
điện là 816.001 tỷ đồng, chiếm 23.02% tổng đầu tư. Ân hạn trong 5 năm xây dựng, trả nợ và
gốc trong vòng 10 năm.
Vốn vay từ quỹ hỗ trợ phát triển là 481.191 tỷ đồng, chiếm 13.57% tổng đầu tư, dùng để chi
trả cho chi phí đền bù, giải tỏa, tái định canh, tái định cư, khắc phục các tác động tiêu cực của
môi trường và mua thiết bị cơ khí thủy công. Lãi suất của khoản vay là 7.8%/năm, ân hạn

trong 5 năm xây dựng, lãi và gốc trả đều trong 10 năm.
Vốn vay thương mại là 1184.209 tỷ đồng, chiếm 33.41% với lãi suất 11%/năm, ân hạn trong
5 năm xây dựng, lãi và gốc trả đều trong 10 năm.
Cả ba khoản vay trên vẫn phải trả nợ trong thời gian xây dựng, lãi được nhập vào gốc và tính
lũy tích.
2.2.3 Thuế:
- 6 -
Do tính đặc thù của hàng hóa và chính sách của nhà nước VAT đối với sản phẩm điện bằng
không. Dự án chỉ phải chịu tác động của hai loại thuế là thuế thu nhập doanh nghiệp (28%)
và thuế tài nguyên (2%) do sử dụng tài nguyên nước để sản xuất điện.
Cơ sở tính thuế tài nguyên dựa trên tổng doanh thu. Do doanh thu chịu tác động của tỷ giá
hối đoái nên thuế tài nguyên cũng thay đổi theo từng năm.
2.2.4 Chi phí hoạt động:
Chi phí hoạt động và bảo trì (O&M) bao gồm tiền lương, chi phí mua sắm thiết bị thiết bị
thay thế nhỏ, các chi phí cho công tác bảo dưỡng công trình xây dựng, thiết bị và các chi phí
khác, được tính bằng 0.5% vốn đầu tư vào công tác xây lắp, thiết bị, đường dây và trạm.
Chi phí hoạt động cũng chịu tác động của lạm phát và tỷ giá hối đoái. Lương công nhân và
các linh, phụ kiện mua trong nước sẽ chịu tác động trực tiếp của lạm phát tiền Việt Nam và
chịu tác động gián tiếp của lạm phát Hoa Kỳ vì một số vật tư phải nhập khẩu và phân phối lại
bởi một số công ty của EVN.
2.2.5 Khấu hao máy móc thiết bị và công trình xây dựng:
Được tính theo phương pháp đường thẳng. Giai đoạn đầu tư lần một, khấu hao được tính với
tỷ lệ 6.5%/năm. Cơ sở tính khấu hao dựa trên tổng đầu tư đã có tính đến vốn hóa lãi vay.
(Phần lãi xây dựng được gộp vào nợ gốc và tính lũy tích từ năm 1 đến năm 5 của dự án).
Thời gian tính khấu hao bắt đầu từ năm hoạt động thứ nhất của dự án.
Do Dự án Srepok3 có đặc điểm là khi đi vào hoạt động, hai tổ máy được vận hành ngay nên
việc tính khấu hao sẽ đơn giản hơn trường hợp vận hành từng tổ máy, hơn nữa nhà máy chỉ
có 2 tổ máy nên quá trình tính toán sẽ đơn giản hơn so với một số nhà máy điện khác có quy
mô lớn hơn và phát điện từng phần, có thời gian chạy thử.
Vào năm thứ 30 của thời gian hoạt động của dự án có đầu tư mới để thay thế các thiết bị đã

hết thời gian sử dụng. Đây là lần thay thế lớn và đồng bộ, được tiến hành theo phương pháp
cuốn chiếu thay thế dứt điểm từng tổ máy. Tổng thời gian để hoàn tất việc thay thế là 1 năm.
Theo tính toán của các chuyên gia ngành điện, việc thay thế này không ảnh hưởng lớn đến
điện lượng. Những tổn thất do giảm điện lượng cung ứng của năm thay thế đã được lượng
hóa và đưa vào công thức tính điện lượng bình quân nhiều năm, nên trong quá trình tính toán
không đề cập đến phần tổn hao này vì nó đã được san sẻ ra các năm trong thời gian tính toán
của dự án.
Giá trị thay thế vào năm hoạt động thứ 30 của dự án là 1105 tỷ đồng, thời gian khấu hao là
15 năm, thời gian hoạt động dự kiến cũng là 30 năm, nghĩa là vượt ra ngoài thời gian của dự
án. Để tính toán trường hợp này, chúng tôi tính khấu hao bình thường và năm cuối của dự án
tính phần giá trị còn lại của thiết bị coi như giá trị thanh lý của dự án.
2.2.6 Lịch trả nợ :
Lịch trả nợ được tính riêng cho từng khoản vay (vay nước ngoài, vay ưu đãi, và vay thương
mại) tính cho từng năm. Việc tính toán lịch trả nợ theo hai giai đoạn của dự án.
- 7 -
Trong giai đoạn xây dựng (5 năm): lãi xây dựng được gộp vào gốc và tính lũy tích cho đến
hết thời gian ân hạn, cũng là thời gian dự án bắt đầu đi vào hoạt động.
Trong giai đoạn hoạt động: việc tính toán dựa vào khoản vay và lãi suất cụ thể của điều kiện
của các khoản vay.
Dư nợ cuối kỳ cuối năm thứ 5 trong giai đoạn xây dựng (hay dư nợ đầu kỳ của năm họat
động đầu tiên) của dự án được tính lũy tích cho vốn vay nước ngoài là 934.551 tỉ đồng; cho
vốn vay thương mại: 1598.03526 tỉ đồng; cho vốn vay ưu đãi là: 605.179025 tỉ đồng.
Lịch trả nợ hợp nhất được tính trên cơ sở lịch trả nợ của ba khoản vay nêu trên. Lịch trả nợ
hợp nhất sẽ được chuyển sang kết hợp với giải ngân của vốn tự có để tính ra cơ cấu vốn của
dự án. Cơ cấu vốn chung của dự án được tính bằng bình quân cơ cấu vốn từng năm của dự án
trong suốt thời gian hoạt động. Cơ cấu vốn bình quân của dự án sẽ được dùng trong phần tính
chi phí vốn của dự án.
2.2.7 Chi phí vốn:
Tại thời điểm phân tích tài chính, tại thị trường Việt Nam các thông số để tính chi phí vốn
đối với chủ sở hữu chưa có đủ nên chúng tôi tham chiếu các thông số tương đương của thị

trường Hoa Kỳ (thông số chung của Hoa Kỳ và các thông số liên quan đến ngành điện Hoa
Kỳ).
Lãi suất phi rủi ro tính bằng lãi suất trái phíếu kho bạc Hoa Kỳ (10 năm): 4.27%
Mức bù rủi ro thị trường 4.84%
Hệ số bê ta có vay nợ của ngành điện Hoa Kỳ 2.39
Nợ/Vốn CSH (D/E) 17.83%
Thuế suất thuế Thu nhập Doanh nghiệp 6.84%
Hệ số bê ta không vay nợ của ngành điện Hoa Kỳ 2.05
Sau khi tính được cơ cấu vốn bình quân của dự án, sử dụng các thông số của ngành điện Hoa
Kỳ và các yếu tố liên quan khác, chúng tôi xác định được hệ số bê ta có vay nợ tính cho
Srêpok3 là 2.62.
Dùng hệ số này tính ra được suất sinh lợi yêu cầu của vốn chủ sở hữu là 22.45%, WACC là
20.43%. Đây chính là căn cứ để tính giá trị hiện tại ròng của dự án xét trên hai quan điểm:
trên quan điểm tổng dự án, sử dụng WACC; trên quan điểm chủ đầu tư, dùng suất sinh lợi
yêu cầu của vốn chủ sở hữu.
Sau quá trình tính toán chi phí vốn, chúng tôi nhận thấy do nhiều điều kiện khác nhau lớn
giữa nền kinh tế Việt Nam và nền kinh tế Hoa Kỳ nên phương pháp tham chiếu các thông số
của Hoa Kỳ để tính chi phí vốn đối với ngành điện trong dự án này có tính chất tham khảo
nhiều hơn. Nhìn chung rủi ro đối với ngành điện của Việt Nam không lớn như ngành điện
Hoa Kỳ. Tuy vậy nếu lấy suất chiết khấu 10% như quy định chung của EVN để tính toán
cũng là chưa hợp lý. Theo tính toán của nhóm, chi phí sử dụng nợ bình quân hợp nhất của dự
án, tính cả trong thời gian xây dựng là 10.28%, nên suất chiết khấu áp dụng cho dự án này
phải cao hơn chi phí sử dụng nợ hợp nhất. Căn cứ vào tham khảo các chuyên gia ngành điện
- 8 -
suất chiết khấu danh nghĩa của dự án 17% là hợp lý. Với suất chiết khấu này thì dự án sẽ có
NPV là trên 200 tỷ VNĐ.
Tuy nhiên nhóm thẩm định chúng tôi chỉ lấy đây làm thông tin tham khảo, vẫn dùng cách
tính tham chiếu với ngành điện Hoa Kỳ để phân tích.
Suất sinh lợi nội tại danh nghĩa của dự án là 18.2%, theo chúng tôi đây là suất sinh lợi nội tại
khá cao, xét trong nền kinh tế Việt Nam, với suất sinh lợi nội tại này có thể nhận xét dự án

này khá hiệu quả. Qua đây có thể thấy rằng dự án này về mặt tài chính sẽ là vững mạnh nếu
căn cứ tính suất chiết khấu thay đổi, hay suất sinh lợi của chủ sở hữu giảm xuống. Trên thực
tế EVN đòi hỏi suất sinh lợi của chủ sở hữu nhỏ hơn 17%, trong trường hợp này thì dự án
hoàn toàn vững mạnh về mặt tài chính.
2.2.8 Báo cáo ngân lưu:
Dự án có doanh thu từ năm thứ 5, doanh thu được tính trên cơ sở giá bán điện đã ký với EVN
là 0,04USD/KWh, tổn thất điện tại thanh cái là 1% như thông lệ và công suất điện bình quân
hàng năm là 1060.2 triệu KWh.
Doanh thu của dự án có tính đến yếu tố tỷ giá vì thời gian dự án là khá dài và doanh thu chịu
ảnh hưởng lớn của tỷ lệ lạm phát Việt Nam cũng như của Hoa Kỳ.
Ngân lưu vào của dự án chủ yếu là doanh thu bán điện trong suốt thời gian của dự án. Dòng
ngân lưu của doanh thu bán điện đựợc xây dựng dựa trên giá bán điện 4 cent như đã được ký
với EVN, có xét tới yếu tố lạm phát của Việt Nam và Hoa Kỳ. Năm 2005 là năm 0 của dự án,
tỷ giá hối đoái được xác định tại năm 0 là 15.900 VNĐ/USD. Vì tốc độ lạm phát Hoa Kỳ
được giả định là 3% và tỷ lệ lạm phát tiền Việt Nam là 7% trong suốt thời gian dự án nên giá
trị danh nghĩa của doanh thu sẽ tăng hàng năm. Tuy nhiên để có được điều này cần giả định
rằng EVN sẽ chấp nhận chi trả cho dự án tiền điện tính theo lạm phát hiện hành.
Ngân lưu vào của dự án còn có phần lợi ích khác thu được trong quá trình xây dựng dự án,
đây là khoản thu được thông lệ đối với các dự án thủy điện và đã được phê duyệt của EVN
nên nhóm thẩm định nhất trí đưa vào phần tính toán tài chính dòng ngân lưu này trong thời
gian xây dựng của dự án.
Ngoài ra còn có phần giá trị thanh lý của năm cuối cùng của dự án (xem phần khấu hao máy
móc và thiết bị).
Ngân lưu ra của dự án là chi phí vận hành bảo dưỡng và thuế.
Giá trị khấu hao, được đưa vào chi phí để tính thuế thu nhập doanh nghiệp, đây không phải là
chi phí tài chính của dự án nhưng đưa vào tính như chi phí để giảm thuế thu nhập doanh
nghiệp (theo quy định hiện hành).
Sử dụng WACC theo phương pháp tham chiếu tương đương ngành điện Hoa Kỳ, NPV của
dự án theo quan điểm tổng đầu tư : -321 tỷ VNĐ, IRR danh nghĩa: 18.2%, IRR thực 10.4%.
- 9 -

Sử dụng suất sinh lợi yêu cầu của chủ sở hữu theo phương pháp tham chiếu tương đương
ngành điện Hoa Kỳ, tính được NPV là 172 tỷ đồng, IRR danh nghĩa là 26% và IRR thực là
18%.
Như vậy qua tính toán ta thấy đứng trên quan điểm chủ sở hữu thì có đây là dự án hoàn toàn
đạt yêu cầu, tuy nhiên đứng trên quan điểm tổng đầu tư thì đây là dự án chưa đạt yêu cầu vì
NPV của tổng dự án âm.
Sự khác biệt giữa NPV tài chính của dự án và NPV của chủ sở hữu chính là do dự án này
được vay vốn ưu tiên với lãi suất thấp (Lãi suất của các khoản vay là 7.8%, 8% và 11%). Nếu
lãi suất của các khoản vay (trong ngân lưu hợp nhất của các khoản vay) tăng lên tương đương
với suất sinh lợi yêu cầu của chủ sở hữu thì NPV của chủ sở hữu sẽ thấp hơn NPV của dự án
vì WACC < suất sinh lợi yêu cầu ủa chủ sở hữu.
2.3 Phân tích rủi ro
Thẩm định một dự án được thực hiện dựa vào các thông số hiện có và các thông số trong quá
khứ để xét một quá trình trong tương lai nên chắc chắn sẽ có các rủi ro (rủi ro được hiểu là sự
khác biệt với kỳ vọng do nhiều yếu tố có thể thay đổi trong quá trình thực hiện dự án). Do
vậy, việc phân tích rủi ro là một phần không thể thiếu được trong công tác thẩm định dự án.
Trong quá trình nghiên cứu dự án, chúng tôi nhận thấy các rủi ro về mặt kỹ thuật như lượng
nước thay đổi theo mùa, hạn hán, lũ lụt và sự thay đổi của các điều kiện khí tượng thủy văn
khácc có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của nhà máy đã được các chuyên gia thuộc bộ
phận kỹ thuật xách định và đưa vào để tính ra công suất phát điện hợp lý. Điện lượng cũng
được tính bình quân có tính đến các rủi ro nêu trên nên sẽ không đề cập lại trong bản báo cáo
thẩm định tài chính và kinh tế này.
Biến rủi ro thường gặp, ảnh hưởng lớn nhất đến dự án có thời gian hoạt động dài là lạm phát.
Đối với dự án kéo dài 45 năm thì yếu tố lạm phát lại càng có tác động lớn đến dòng ngân lưu
và qua đó tác động mạnh đến tính khả thi về mặt tài chính của dự án. Để phân tích rủi ro về
lạm phát liên quan đến dự án chúng tôi xét 3 trường hợp.
2.3.1 Phân tích độ nhạy theo lạm phát tiền Việt.
Phân tích được dựa trên sự thay đổi (độ nhạy) của các biến: tổng doanh thu, chi phí (chưa có
thuế TNDN), thuế Thuế thu nhập, Lợi nhuận ròng, Chi phí đầu tư, NPV Tổng đầu tư (danh
nghĩa), IRR (danh nghĩa), NPV chủ sở hữu (danh nghĩa), IRR chủ sở hữu (danh nghĩa) khi

lạm phát theo đồng Việt Nam thay đổi ở các mức: 5%, 6%, 7%, 8%, 9%. ( Chi tiết xin
xem tại Phụ lục 1 : Độ nhạy theo lạm phát VNĐ).
Có thể thấy rõ tất cả các biến trên đều bị ảnh hưởng rất lớn và đồng biến với tốc độ tăng lạm
phát tiền Việt.
Tổng doanh thu, chi phí và thuế thu nhập đều tăng ở các mức khác nhau khi mức lạm phát
tiền Việt tăng. Doanh thu của dự án tăng khi mức lạm phát tăng, là do giá điện ký với EVN
tính theo tiền USD, chỉ số giá của tiền Việt tăng nhanh hơn chỉ số giá của tiền đô la. Doanh
- 10 -
thu được quy ra tiền Việt và giả định của dự án là hàng năm EVN sẽ thanh toán cho dự án
theo giá có tính tới lạm phát tiền Việt.
NPV của danh nghĩa của tổng đầu tư có giá trị âm khi mức lạm phát tiền Việt dưới 7%, và
đạt giá trị dương khi mức lạm phát từ 8% trở lên. Có nghĩa là trên phương diện tổng đầu tư:
dự án có lãi khi mức lạm phát lớn hơn 8%.
NPV danh nghĩa của chủ sở hữu rất nhạy với mức lạm phát tiền Việt (NPV danh nghĩa chủ
sở hữu tăng 13.5 lần ở mức lạm phát 9% so với mức 5%).
2.3.2 Phân tích độ nhạy theo lạm phát tiền USD.
Các biến được phân tích độ nhạy theo sự thay đổi lạm phát của tiền USD (ở các mức 2%,
2.50%, 3%, 3.5%, 4%) gồm: Tổng doanh thu, chi phí (chưa có thuế TNDN), thuế Thuế thu
nhập, Lợi nhuận ròng, Chi phí đầu tư, NPV Tổng đầu tư (danh nghĩa), IRR (danh nghĩa),
NPV chủ sở hữu (danh nghĩa), IRR chủ sở hữu (danh nghĩa). (Chi tiết xin xem tại Phụ lục 2:
Độ nhạy theo lạm phát USD).
Có thể thấy rõ tất cả các biến trên đều rất nhạy và thay đổi nghịch biến đối với sự thay đổi
mức lạm phát của USD.
Ở mức lạm phát tiền USD từ 2.5% trở lên thì NPV (danh nghĩa) tổng đầu tư luôn âm và chỉ
đạt giá trị dương khi khi mức lạm phát này ở mức 2%.
NPV (danh nghĩa) chủ sở hữu luôn dương (dự án luôn có lãi xét trên phương diện chủ sở
hữu) ở các mức lạm phát nêu trên.
2.3.3 Phân tích độ nhạy của NPV (danh nghĩa) tổng đầu tư theo lạm phát tiền Việt và USD.
Khả năng rủi ro do thay đổi đồng thời lạm phát của tiền Việt và tiền USD hoàn toàn có thể
xảy ra. Việc phân tích độ nhạy của NPV tổng đầu tư theo mức lạm phát tiền Việt (5%, 6%,

7%, 8%, 9%) và tiền USD (2%, 2.5%, 3%, 3.5%, 4%). (Chi tiết xin xem tại Phụ lục 3: Độ
nhạy theo lạm phát USD và VNĐ).
Có thể thấy: NPV danh nghĩa của tổng đầu tư tăng đồng biến với mức tăng lạm phát tiền Việt
và nghịch biến với mức tăng lạm phát tiền USD.
Ở mức lạm phát tiền USD 2%, NPV (danh nghĩa) tổng đầu tư đạt giá trị dương khi lạm phát
tiền Việt từ 7% trở lên.
Ở mức lạm phát tiền USD 2.5-3%, NPV (danh nghĩa) tổng đầu tư đạt giá trị dương chỉ khi
lạm phát tiền Việt từ 8% trở lên.
Ở mức lạm phát tiền USD 3.5-4%, NPV (danh nghĩa) tổng đầu tư đạt giá trị dương chỉ khi
lạm phát tiền Việt từ 9% trở lên.
2.3.4 Phân tích độ nhạy theo giá điện.
- 11 -
Do giá điện của dự án được tính thấp hơn giá thị trường (giá nhập điện của Trung Quốc), do
đó, do đó giá điện sẽ có xu hướng tăng so với mức ký kết là 0.04USD/KWh. Cùng với sự
phát triển nhanh chóng và nhu cầu điện năng ngày càng lớn, nên dự đoán giá điện sẽ còn tăng
trong nhiều năm tới.
Các biến được phân tích theo độ nhạy của giá điện gồm: Tổng doanh thu, chi phí (chưa có
thuế TNDN), thuế Thuế thu nhập, Lợi nhuận ròng, Chi phí đầu tư, NPV Tổng đầu tư (danh
nghĩa), IRR (danh nghĩa), NPV chủ sở hữu (danh nghĩa), IRR chủ sở hữu (danh nghĩa).
Có 7 mức giá điện( cent) được dùng để phân tích là: 0.04; 0.041; 0.043; 0.045; 0.047; 0.05;
0.06. (Chi tiết xin xem Phụ lục 4: Phân tích độ nhạy theo giá điện)
Có thể thấy các biến kể trên rất nhạy với sự thay đổi giá điện (thay đổi đồng biến).
Với mức giá điện thấp hơn 0.043 USD/KWh thì NPV (danh nghĩa) của tổng đầu tư là âm, và
chỉ dương khi giá điện đạt mức từ 0.045 USD/KWh trở lên. Hay có thể nói: giá bán 0.045
USD/KWh là mức giá thị trường, làm cho dự án hoàn toàn có lãi (trên phương diện tổng đầu
tư). Điều này hoàn toàn logic vì hiện Trung Quốc đang bán cho Việt Nam với giá này. NPV
danh nghĩa của chủ sở hữu luôn dương (chủ sở hữu luôn có lãi) ở mọi mức giá nêu trên.
2.3.5 Phân tích độ nhạy theo thuế suất thuế TNDN
Thuế suất thuế TNDN hiện nay của Việt Nam là 28%.
Tác động của thuế TNDN lên hoạt động tài chính của dự án (gồm các biến NPV tài chính,

IRR danh nghĩa, IRR thực) được phân tích theo 2 kịch bản:
Kịch bản cơ sở: thuế suất thuế TNDN là 28% suốt thời gian hoạt động của dự án
Kịch bản tốt: thuế suất thuế TNDN là: 0% trong 5 năm đầu, 7.5% trong 10 năm tiếp theo;
15% trong thời gian. (Chi tiết xin xem tại Phụ lục 5: Phân tích độ nhạy theo thuế TNDN)
Kết quả cho thấy: trong cả 2 kịch bản: NPV tài chính của dự án đều âm. Tuy nhiên ở kịch
bản tốt (thuế suất TNDN giảm dần từ 28% - 0%) thì NPV tài chính của dự án âm ít hơn kịch
bản cơ sở. Như vậy NPV tài chính của dự án có sự thay đổi ít khi biến số thuế thu nhập
doanh nghiệp thay đổi. Khi thuế thu nhập doanh nghiệp bằng 0 thì NPV tài chính vẫn nhỏ
hơn 0 ( khoảng -10 tỷ VNĐ)
Suất sinh lợi nội tại IRR danh nghĩa và IRR thực của dự án trong trường hợp 2 tăng so với
trường hợp 1. Điều này hoàn toàn phù hợp với logic vì trong kịch bản tốt: dự án phải nộp
thuế ít hơn, có nghĩa ngân lưu ra ít hơn, trong khi ngân lưu vào không thay đổi.
2.3.6 Phân tích tổng hợp các yếu tố rủi ro (phương pháp dùng Crystal ball).
Để phân tích dự án có tính toàn diện chúng tôi phân tích NPV đứng trên góc độ chủ sở hữu,
tổng dự án về mặt tài chính và kinh tế, khi cho sự lạm phát tiền Việt thay đổi từ 5-9%, lạm
phát USD từ 2-4%, giá điện thay đổi từ 3.5 cent đến 6 cent.
- 12 -
Sau khi chạy phân tích bằng phần mềm Crystal ball ta thấy:
NPV kinh tế của dự án dương với xác suất 99.9%, NPV tài chính của dự án dương với xác
suất 39% và NPV đứng trên quan điểm chủ sở hữu dương với xác suất 91%
Như vậy dự án xét trên quan điểm nền kinh tế và quan điểm chủ sở hữu là rất tốt, đưa rất
nhiều các biến động với biên độ rộng vào mà NPV vẫn đạt xác suât dương rất cao.
Tuy nhiên xét trên quan điểm tổng dự án thì xác suất dương lại thấp, lý do của việc này là do
dự án được sử dụng nguồn vốn vay ưu đãi với lãi suất tương đối thấp (từ 7.8% đến 11%).
2.4 Thẩm định dự án về mặt kinh tế:
Phân tích tài chính của dự án theo quan đểm chủ đầu tư thì ta thấy rõ đây là một dự án đáng
giá và khả thi mặc dù theo quan điểm của tổng dự án thì đây lại không đáng giá về mặt tài
chính. Tuy nhiên, để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng của các ngành kinh tế và
sinh hoạt của nhân dân, việc xây dựng Dự án thủy điện Srêpok3 nhằm tận dụng dòng chảy để
phát điện là nhu cầu cần thiết đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển kinh tế, xã

hội của Việt Nam. Một điều quan trọng là khi xây dựng xong nhà máy thuỷ điện Srêpok3 có
thể cung cấp điện năng cho quốc gia với điện lượng trung bình nhiều năm là 1060,2 triệu
kWh, bổ sung phần nào sự thiếu hụt điện năng của đất nước, là nguồn động lực thúc đẩy kinh
tế phát triển. Tác động của dự án không chỉ xem xét trong giới hạn phạm vi của chính dự án
tạo mà mà còn phải xem xét trong tổng thể nền kinh tế với tác động phân phối qua lại của các
lĩnh vực xã hội khác. Chính vì vậy mà ta cần phải xem xét khía cạnh kinh tế của dự án thông
qua phân tích kinh tế, nhằm xác định đầy đủ chi phí nguồn lực cũng như lợi ích xã hội thực
sự do dự án đóng góp vào cho nền kinh tế trước khi quyết định chấp nhận hay bác bỏ dự án.
Phân tích kinh tế là quá trình thẩm định dự án dựa vào chi phí kinh tế của dự án cũng như lợi
ích kinh tế của dự án. Trong đó, các hạng mục doanh thu và chi phí kinh tế của dự án được
sử dụng với giá kinh tế động thời có xét đến các biến dạng do ngoại hối, trợ cấp, thuế và các
ngoại tác tích cực cũng như tiêu cực của dự án. Các ngoại tác tiêu cực thì có thể được định
lượng được trong quá trình Đánh giá tác động môi trường, Đánh giá thiệt hại, qui hoạch tái
định cư, nhưng do giới hạn thời gian cho phép các ngoại tác tích cực lại chỉ có thể định tính.
Do đó, các dòng ngân lưu của dự án danh nghĩa được chiết khấu với chi phí cơ hội kinh tế
danh nghĩa, tương tự ngân lưu của dự án thực được chiết khấu với chi phí cơ hội kinh tế thực
của dự án.
Theo Quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn 2006-2015 (Quy hoạch điện 6), bình quân số
vốn đầu tư phát triển ngành điện cho giai đoạn này là 63.100 tỷ đồng/năm tương đương 3,99
tỷ USD/năm. Với nguồn vốn đầu tư phát triển điện lực quá lớn, chiếm khoảng 13,7% tổng
vốn đầu tư toàn xã hội, nên việc xác định các chỉ tiêu của phân tích kinh tế nhằm đánh giá
chính xác giá trị cơ hội của việc sử dụng vốn cũng như xem xét việc sử dụng nguồn lực khan
hiếm của xã hội hiệu quả đến mức nào là cần thiết??? Qua đó ta có thể đánh giá mức độ cải
thiện phúc lợi hay mức độ đóng góp của dự án vào nền kinh tế, làm giàu cho của cải xã hội
đến mức nào!
2.4.1 Phân tích kinh tế:
- 13 -
Trong việc xem xét chi phí hay lợi ích kinh tế thực, các khoản thuế và trợ cấp thực tế, các
biến dạng do thuế nhập khẩu, thuế VAT, phí thưởng ngoại hối bởi các mặt hàng có thể ngoại
thương phải được xem xét trong chi phí tài chính nhằm thể hiện giá kinh tế. Thông qua hệ số

chuyển đổi (CF), giá tài chính được tính tóan đúng với giá trị thực của nền kinh tế. Kết quả
sau khi điều chỉnh giá tài chính để được giá kinh tế, ta sẽ thu được ngân lưu kinh tế của dự án
2.4.2 Giá bán điện:
Dự án thủy điện Srêpok 3 sử dụng nguồn vốn của Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) và
các khỏan vay ưu đãi . Đặc thù ngành điện là quản lý độc quyền, song song với việc giữ được
giá bán như Chính phủ quy định là EVN được mua điện theo sản lượng với mức giá cam kết
cố định tính bằng USD, do vậy giá mua điện của EVN cho điện năng sản xuất của dự án
không phản ánh đúng mức độ sẵn lòng chi trả của người dùng điện. Tác động biến dạng giá
của việc mua giá điện ấn định gây ra sự lãng phí nguồn lực xã hội xét trên góc độ cầu sản
phẩm, ảnh hưởng trong ngân lưu kinh tế về doanh thu bán điện của dự án. Để xác định đúng
nhu cầu sử dụng điện năng hiệu quả, ta phải định giá điện đúng với mức độ tiêu thụ điện hiệu
quả. Nghĩa là phải xác định mức độ sẵn lòng chi trả cho điện năng tiêu thụ của người dùng
điện. Tuy vậy, do sản lượng của dự án không bao gồm giai đoạn truyền tải điện năng trực
tiếp cho người tiêu dùng sau cùng nên giá bán phải trên cơ sở thỏa thuận giữa EVN và đơn vị
cung ứng điện năng (nhập khẩu điện từ Trung Quốc). Năm 2006, để giải quyết nguy cơ thiếu
hụt điện năng do mức độ tăng trưởng phụ tải được dự báo cao hơn mức độ huy động các
nguồn phát điện, đồng thời giúp các tỉnh nói trên vẫn được đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục
khi hệ thống điện Việt Nam thiếu hụt phải sa thải phụ tải thì một trong những giải pháp cấp
bách được Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) tiến hành là đàm phán mua điện của
Trung Quốc qua đường dây 220kV, trong đó 2 đường dây Hà Khẩu – Lào Cai và Thanh
Thuỷ - Hà Giang đang thương thảo để mua với công suất cực đại khoảng 200MW, giá mua
điện là 4,5 cent/kWh. Đây cũng là giá xấp xỉ giá kinh tế cho các dự án nhập khẩu điện trong
khu vực có tình hình kinh tế xã có nét tương đồng Việt Nam. Trên cơ sở đó giá bán điện kinh
tế cho dự án là 4,5 cent/kWh có tính đến thay đổi theo lạm phát, và thống nhất với tư vấn
thiết kế giá bán điện tài chính theo Quyết định 709/QĐ-NLDK ngày 13/4/2004 của Bộ Công
nghiệp giá mua điện chưa bao gồm thuế VAT trung bình khoảng 4,0 uscent/kwh.
2.4.3 Biến dạng giá:
Trong quá trình đầu tư Dự án thủy điện Srêpok 3 thì ngân lưu kinh tế bị biến dạng do thuế
nhập khẩu, thuế VAT, phí thưởng ngoại hối bởi các mặt hàng có thể ngoại thương như xi
măng, thép, xăng dầu (ảnh hưởng chi phí đầu tư xây dựng) và thiết bị (ảnh hưởng chi phí

thiết bị cơ khí thuỷ công, cơ điện, chi phí lắp đặt thiết bi và thí nghiệm).
Thuế nhập khẩu theo quyết định 193/2000/QĐ-BTC ngày 5/12/2000 của Bộ Tài Chính. Thuế
VAT theo thông tư hướng dẫn số 120/2003/TT-BTC ngày 12/12/2003 của Bộ Tài chính.
2.4.4 Biến dạng giá do thuế doanh thu và thuế tài nguyên:
Khi xem xét ngân lưu kinh tế của dự án, các khỏan thuế và trợ cấp thực tế chỉ là các khỏan
chuyển giao giữa các nhóm lợi ích. Mặt khác giao dịch trong nền kinh tế, việc giao dịch trên
thị trường đã bao gồm các khoản chuyển giao, nên phải khấu trừ ra khỏi chi phí tài chính
nhằm tính giá kinh tế.
- 14 -
2.4.5 Ngoại tác:
Bao gồm các loại ngoại tác tích cực cho nền kinh tế theo định tính và một số ngoại tiêu cực
có thể định lượng được như:
Xây dựng cơ sở hạ tầng cho khu vực lân cần bao gồm công trình phụ trợ (hệ thống đường,
điện, điện thoại,…). Bổ sung nguồn năng lượng cho quốc gia 1060.2 triệu KWh/năm, giúp
phát triển các ngành phụ trợ khi mua sắm máy móc thiết bị, đồng thời thúc đẩy chuyển dịch
cơ cấu cho nền kinh tếm chuyển dịch cơ cấu lao động địa phương, thúc đẩy hoạt động của
ngành có liên quan như cơ sở chế biến, lắp ráp, sửa chữa cơ khí điện tử… Dự trữ nguồn nước
giúp tưới nước mùa hạn, dễ chuyển đổi cây trồng vật nuôi, phát triển ngành nghề nuôi trồng
thuỷ sản, tiếp cận KHKT, phương tiện máy móc hiện đại. Tạo các tiềm năng du lịch: quần
thể vườn Yok Đôn + hồ Srepok.
2.4.5.1 Khí tượng thuỷ văn:
Lưu vực sông Srêpok nằm trong khu vực khống chế bởi toạ độ 11
o
58' - 14
o
05' vĩ độ Bắc và
105
o
57' - 108
o

46' kinh đô Đông. Phía Bắc giáp lưu vực sông Sê San, Đông giáp lưu vực sông
Ba, Nam giáp lưu vực sông Đồng Nai. Lưu vực sông Srêpok thuộc vùng đồi núi, mức độ
phân cách yếu đến trung bình. Địa hình tương đối bằng phẳng, lòng sông rộng, độ dốc lòng
sông lớn.
Các ảnh hưởng đến khí hậu của hồ chứa được xác định bởi quy mô và độ sâu của hồ chứa,
cũng như bởi vị trí của nó (khí hậu vùng, điều kiện thổ nhưỡng bề mặt, …). Với diện tích hồ
chứa chỉ vài km
2
, hầu như chỉ làm biến đổi khí hậu tiểu vùng trong phạm vi gần bờ hồ và
tầng không khí gần mặt nước mà thôi.
Về thuỷ văn, ta thu thập các số liệu về chế độ thuỷ văn như dữ liệu dòng chảy, sự phân chia
luồng nước, chế độ nước lụt, nguồn nước bề mặt, nguồn nước ngầm, … sau đó tiến hành các
phân tích dữ liệu. Kiểm tra khuynh hướng và chu kỳ bằng phép thử “chạy” (runs test), xem
xét lại các giả định trong nghiên cứu khả thi, đánh giá các ảnh hưởng giả định của hồ chứa
lên dòng chảy của con sông, trong trường hợp có và không có dự án thì ảnh hưởng đến chế
độ nước của con sông giữa đập và thượng lưu nhà máy, bên dưới nhà máy như thế nào. Việc
tích nước trong hồ chứa vào mùa mưa, xả nước trongmùa khô giúp điều tiết chế độ thuỷ văn
ở hạ lưu, giúp tránh được các cơn lũ bất thường gây ra lụt lội và thiệt hại cho mùa vụ cho hạ
lưu.
Nhìn chung, tác động đến khí tượng, thuỷ văn của hồ chứa là không quá thiên lệch về hướng
tích cực hay tiêu cực.
2.4.5.2 Khoáng sản lòng hồ:
Khi hồ ngập nước không gây mất mát, tổn thất một loại tài nguyên khoáng sản nào. Sau khi
có hồ chứa lớn ở thượng lưu là hồ Buôn Kuốp, phần lớn phù sa bị giữ lại, chỉ còn một phần
nhỏ phù sa lơ lửng với thành phần rất mịn là trôi theo dòng nước (vì vậy thành phần này ít có
điều kiện đọng lại trong hồ Buôn Kuốp). Lượng phù sa vào hồ Srêpôk 3 chủ yếu là từ khu
giữa giữa tuyến đập Buôn Kuốp - tuyến đập Srêpôk 3 và lượng phù sa xả qua công trình thuỷ
điện Buôn Kuốp.
- 15 -
2.4.5.3 Tác động môi trường

Diện tích mặt hồ ứng với MNDBT 272m là 17,68 km
2
, độ sâu lớn nhất của hồ là 38m, dung
tích toàn bộ của hồ là 218,99m
3
. Hồ chứa và cụm công trình nằm trên địa bàn hai tỉnh Đăk
Nông, Đăk Lăk.
Hồ chứa Srêpok3 được xây dựng sẽ có những tác động tích cực, tiêu cực đến môi trường tự
nhiên cũng như môi trường kinh tế xã hội.
- Tác động tiêu cực chủ yếu :
+ Trong thời gian chuẩn bị và thi công công trình :
Làm ngập 17,68 km2 đất các loại
Đời sống của nhân dân bị xáo trộn, có 621 hộ bị ảnh hưởng, trong đó đa số là dân tộc ít
người.
Làm môi trường nền bị ô nhiễm trong quá trình thi công, tuy nhiên chỉ bị ô nhiễm mang tính
cục bộ, trong thời gian ngắn .
Môi trường sinh thái bị ảnh hưởng, một số sinh cảnh bị xâm hại, tài nguyên rừng sẽ bị khai
thác bừa bãi. Một số ít cá thể có thể bị ngập trong nước. Tuy nhiên, các tác động này sau một
thời gian nhất định, khi công trình đã vận hành ổn định, hình thành một môi trường sống
mới, sẽ dần dần được khác phục.
+ Trong giai đoạn vận hành :
Trong thời gian đầu tích nước hệ thuỷ sinh trong vùng hồ cũng như ở hạ du sẽ có sự thay đổi
về thành phần loài cũng như về số lượng. Tuy nhiên tình hình này sẽ dần ổn định sau một vài
năm vận hành.
- Tác động tích cực:
Hạ tầng cơ sở khu vực được thay đổi, nâng cấp tạo điều kiện để phát triển kinh tế địa
phương.
Khi hình thành hồ chứa, ít nhiều có tác động tốt về điều kiện vi khí hậu, làm giảm mức độ
khắc nghiệt đặc biệt vào mùa khô đem lại điều kiện phát triển tốt hơn cho động thực vật
trong vùng.

Một điều quan trọng là khi xây dựng xong nhà máy thuỷ điện Srêpok3 có thể cung cấp điện
năng cho Quốc gia với điện lượng trung bình nhiều năm là 1060,2 triệu kWh, bổ sung phần
nào sự thiếu hụt điện năng của đất nước, là nguồn động lực thúc đẩy kinh tế phát triển.
Việc xây dựng công trình thuỷ điện Srêpok3 là hoàn toàn đúng đắn.
2.4.6 Kết luận về quan điểm kinh tế của dự án:
- 16 -
Chưa tính tác động ngoại tác
Kết quả phân tích dòng ngân lưu của dự án được chiết khấu với chi phí kinh tế cơ hội của
vốn cho ta nhận định đầy đủ nhất về hiệu quả nguồn lực cho dự án. Căn cứ vào giá trị NPV
của dự án sau khi đã điều chỉnh các biến dạng gây ra do thuế, trợ cấp lên dự án cho ta giá trị
NPV âm/dương, cho thấy dự án nếu không tao ra được những ngoại tác tích cực cho nền kinh
tế cho nền kinh tế thì trên quan điểm tổng đầu tư chính phủ không nên dành cho dự án này.
Tuy nhiên, đứng trên quan điểm tổng đầu tư, dự án này có mức biến dạng với NPV dương.
Nếu triển khai dự án trong điều kiện không quá rủi ro xảy ra, rõ ràng đồng tiền đang sinh lợi
ở mức không nhỏ.
2.5 Phân tích phân phối:
2.5.1 Mục tiêu:
Phân tích phân phối là một quá trình đánh giá cần thiết cho bất kỳ một dự án nào. Ai được
hưởng lợi từ dự án? Và hưởng lợi như thế nào? Dự án gây ra tác động gì về mặt chính trị xã
hội? Các giải pháp thay thế nào nếu có cho dự án này và chi phí bao nhiêu? Là những câu hỏi
vô cùng cần thiết khi nguồn lực xã hội được mang ra sử dụng. Mục tiêu của phân tích phân
phối trả lời cho hai câu hỏi trên. Trên thực tế, việc xem xét gộp mức độ sinh lợi của dự án
nhiều khi bỏ qua động cơ bình đẳng trong tăng trưởng giữa các nhóm người trong xã hội.
Việc đánh giá dự án cần xem xét đầy đủ các chi phí cũng như lợi ích bên trong cũng như bên
ngoài của dự án. Chúng ta cần cẩn trọng để không bị đánh lừa bởi sự đơn giản bên ngoài của
những con số từ dự án mà nên xem xét đầy đủ ý nghĩa của từng hạng mục trong dự án.
2.5.2 Phân tích kết quả
Sau khi xem xét các yếu tố liên quan đến dự án như khi tượng thủy văn, ảnh hưởng đến môi
trường, khoáng sản lòng hồ… dựa vào ý kiến chuyên gia, kinh nghiệm về các tác động của
các dự án thủy điện tương tự ta thấy nhiều yếu tố nêu trên có thể bù trự tác động tích cực tiêu

cực lẫn nhau.
Mức độ sẵn lòng chi trả đối với sản phẩm điện của người tiêu dùng là quá phức tạp phụ thuộc
vào vùng, miền, điều kiện kinh tế… nên tạm thời chúng tôi chưa có cơ sở để xác định. Mức
độ sẵn lòng chi trả của cả nền kinh tế có thể lấy giá điện nhập khẩu từ Trung Quốc là 4.5
cent. Do đó chúng tôi xem xét phân phối của dự án chỉ còn lại chủ yếu là tổng nền kinh tế và
chính phủ. (Chi tiết tính toán xin xem phụ lục 7 : Phân tích phân phối )
Do suất sinh lợi yêu cầu kinh tế (hay chi phí cơ hội của vốn) thấp hơn suất sinh lợi tài chính
nội tại của dự án xét trên quan điểm tổng đầu tư, suất sinh lợi nội tại kinh tế của dự án cao
hơn suất sinh lợi tài chính của dự án, ngoại tác tich cực của dự án lớn hơn ngoại tác tiêu cực
nên cả nền kinh tế và chính phủ đều được lợi từ dự án này. Lợi ích của người tiêu dùng cũng
sẽ có tuy chưa xác định được rõ nhưng nó sẽ là sự phân bổ của chính phủ thông qua phân
chia ngân sách và được phân chia một phần qua lợi ích của cả nền kinh tế.
Lợi ích của nền kinh tế do chênh lệch suất chiết khấu là 511 tỷ đồng, lợi ích của chính phủ do
ngoại tác tích cực, các khoản chuyển giao là 540 tỷ đồng.
- 17 -
Chương 3: Kết luận
Đây là một dự án khả thi về mặt kinh tế, xét trên quan điểm nền kinh tế và chính phủ thì rất
nên thực hiện.
Dự án này lại không vững mạnh về tài chính nếu dùng các suất chiết khấu theo phương pháp
tham chiếu tương đương ngành điện Hoa Kỳ, tuy nhiên nếu điều chỉnh theo kinh nghiêm
thực tiễn là: suất sinh lợi của CSH = 18.5% và WACC = 17%, thì NPVdự án = 549 tỷ VNĐ.
Theo chúng tôi đây là suất chiết khấu hợp lý, phù hợp hơn với nền kinh tế Việt Nam hiện nay
đối với các nhà máy thủy điện.
Nếu chấp nhận suất chiết khấu như chúng tôi đề xuất ở trên thì ngân hàng sẵn sàng cho vay
đối với dự án này, và đây là dự án vững mạnh về tài chính. Điều này được chứng minh khi
chạy Crystal ball để phân tích rủi ro. Kết quả là NPV kinh tế luôn lớn hơn không (0), NPV
chủ sở hữu dương với xác suất 99% và NPV tài chính dương với xác suất 86% khi ta cho các
yếu tố có độ nhạy cao tới NPV biến động với biên độ rất lơn. Lạm phát tiền Việt biến động
từ 5% đến 9%, lạm phát tiền USD biến động từ 2% đên 4% và giá điện biến động từ 3.5 cent
đến 6 cent. (Chi tiết xin xem phụ lục 8: Phân tích rủi ro với WACC = 17%)

Nếu vẫn xét theo tham chiếu ngành điện Hoa Kỳ thì chinh phủ cần hỗ trợ dự án bằng cách
bảo lãnh cho các khoản vay để các ngân hàng có thể cho vay, vì đây là dựa án có lợi ích lớn
về kinh tế.
- 18 -
PHỤ LỤC
Phụ lục 1 : Độ nhạy theo lạm phát VNĐ
Độ nhạy theo lạm phát VNĐ 7% 5% 6% 8% 9%
Tổng doanh thu
2,166.2
8 1757.8 1948.59 2415.73 2702.93
Chi phí (chưa có Thuế TNDN) 95.81
75.610
6 84.9857
108.36
4 123.019
Thuế thu nhập 136.45 87.7929
109.78
6 168.855 208.359
Lợi nhuận ròng
1,934.0
2 1594.4 1753.82
2138.5
1 2371.55
Chi phí đầu tư 2,082.37 2082.37 2082.37 2082.37 2082.37
NPV Tổng đầu tư (danh nghĩa) (148.34) -487.97 -328.54
56.144
9 289.185
IRR (danh nghĩa) 19.4% 16.5% 17.9% 20.8% 22.2%
NPV chủ sở hữu (danh nghĩa) 320.07
49.003

9 176.78 481.277 663.273
IRR chủ sở hữu (danh nghĩa) 29.5% 23.7% 26.6% 32.3% 35.1%
Phụ lục 2 : Độ nhạy theo lạm phát USD
Độ nhạy theo lạm phát USD 3.00% 2.00% 2.50% 3.50% 4.00%
Tổng doanh thu 2,166.28 2428.87 2292.17 2050.12 1942.73
Chi phí (chưa có Thuế TNDN) 95.81
101.05
9 98.3247
93.483
7 91.336
Thuế thu nhập 136.45
171.92
8
153.18
5 121.475 108.057
Lợi nhuận ròng 1,934.02 2155.89
2040.6
6
1835.1
6 1743.34
Chi phí đầu tư 2,082.37 2082.37 2082.37 2082.37 2082.37
NPV Tổng đầu tư (danh nghĩa) (148.34)
73.521
6 -41.708 -247.2 -339.02
IRR (danh nghĩa) 19.4% 20.9% 20.1% 18.6% 17.9%
Phụ lục 3 : Độ nhạy theo lạm phát USD và VNĐ
NPV Tổng đầu tư (148.34) 7% 5% 6% 8% 9%
3.00% -148.3415 -487.97 -328.54
56.144
9 289.185

2.00% 73.52157 -318.67 -135.12
311.72
4 585
2.50% -41.70776 -406.37 -235.44
178.78
9 430.891
3.50% -247.2045 -564.01 -415.09 -57.232 158.598
4.00% -339.0245 -634.97 -495.68 -162.24 38.0067
Phụ lục 4: Phân tích độ nhạy theo giá điện
Độ nhạy theo Giá điện 0.041 0.041 0.043 0.045 0.047 0.05 0.06
- 19 -
Tổng doanh thu 2,166.28 2166.28 2266.07 2365.87 2465.67 2615.36 3114.34
Chi phí (chưa có Thuế TNDN) 95.81 95.8069 97.8028 99.7987 101.795 104.789 114.768
Thuế thu nhập 136.45 136.448 144.471 152.494 160.517 172.552 212.667
Lợi nhuận ròng 1,934.02 1934.02 2023.8 2113.58 2203.35 2338.02 2786.9
Chi phí đầu tư 2,082.37 2082.37 2082.37 2082.37 2082.37 2082.37 2082.37
NPV Tổng đầu tư (danh nghĩa) (148.34) -148.34 -58.565 31.2116 120.988 255.653 704.536
IRR (danh nghĩa) 19.4% 19.4% 20.0% 20.6% 21.3% 22.2% 25.0%
NPV chủ sở hữu (danh nghĩa) 320.072 320.072 394.598 469.123 543.649 655.438 1028.07
IRR chủ sở hữu (danh nghĩa) 29.5% 29.5% 31.1% 32.6% 34.1% 36.2% 42.7%
Phụ lục 5: Phân tích độ nhạy theo thuế TNDN:
Phân tích độ nhạy theo thuế suất thuế TNDN kịch bản cơ sở kịch bản tốt
NPV tài chính (321.13) -321.131 -77.927
IRR danh nghĩa 18.2% 18.15% 19.90%
IRR thực 10.4% 10.42% 12.06%
Phụ lục 6 : Các đặc trưng địa lý thủy văn tại tuyến công trình.
TT Đặc trưng Đơn vị Trị số
1 Diện tích lưu vực km
2
9410

2 Chiều dài sông chính km 220
3 Độ rộng trung bình của lưu vực km 42,8
4 Độ cao trung bình của lưu vực m 550
5 Độ dốc trung bình của sông
o
/oo 3,2
6 Độ đổ của sông m 694
7 Mật độ lưới sông km/km
2
0,26
Phụ lục 7 : Phân tích phân phối
Bảng 7.1
PHÂN TÍCH PHÂN PHỐI NPV(f), R(f) NPV(f), R(e) NPV(e), R(e)
Ngân lưu vào 2166.3 2864.9 2974.4
Doanh thu từ bán điện 2045.8 2736.9 2846.3
Doanh thu từ lợi ích khác 120.5 128.1 128.1

Ngân lưu ra -2487.4 -2784.5 -2244.4
Chi phí hoạt động -54.9 -76.2 -76.2
Thuế tài nguyên -40.9 -54.7 0.0
Thuế thu nhập doanh nghiệp -310.8 -438.4 0.0
Chi phí đầu tư -2080.8 -2215.2 -2168.2
Bảng 7.2
Chênh lệch do suất chiết khấu Lệch do ngoại tác Nền kinh tế Chính phủ
698.6 109.5
691.0 109.5 109.5
7.6 0.0

-297.1 540.1
- 20 -

-21.4 0.0
-13.8 54.7 54.7
-127.6 438.4 438.4
-134.4 47.0 47.0
401.5 649.6 511.0 540.1
Phụ lục 8: Phân tích rủi ro với WACC = 17%
Bảng 8.1
Frequency Chart
Certainty is 86.10% from 0.00 to +Infinity
.000
.005
.010
.015
.020
0
49.5
99
148.5
198
-450.76 169.65 790.05 1410.46 2030.86
10,000 Trials 150 Outliers
Forecast: F_NPV
Bảng 8.2
Frequency Chart
Certainty is 99.94% from 16.21 to +Infinity
.000
.005
.009
.014
.019

0
46.75
93.5
140.2
187
16.21 675.52 1,334.82 1,994.13 2,653.43
10,000 Trials 8 Outliers
Forecast: E_NPV
Bảng 8.3
Frequency Chart
Certainty is 99.13% from 0.00 to +Infinity
.000
.005
.010
.014
.019
0
48.25
96.5
144.7
193
-31.43 480.11 991.66 1503.21 2014.75
10,000 Trials 147 Outliers
Forecast: CSH_NPV
- 21 -
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Báo cáo chính Dự án Thuỷ điện Srepok 3 - Công ty Tư vấn xây dựng điện 2 (PECC2)
2. Sổ tay hướng dẫn thẩm định dự án - chương trình Fulbright - Nguyễn Xuân Thành
3. Báo cáo thẩm định dự án Thuỷ điện Đa thiện – học viên chương trình Fulbright.
4. Quyết định số 95/2001/QĐ-TTg ngày 22/06/2001 về Quy hoạch phát triển Điện lực

Việt Nam và Quyết định số 40/2003/QĐ-TTg ngày 21/03/2003 về việc hiệu chỉnh
một số nội dung thuộc Quy hoạch phát triển Điện lực Việt Nam
5. Luật xây dựng
- 22 -