Nghiên cứu phương pháp xác định tổng mức đầu tư có tính yếu tố rủi ro về mặt tài chính khi thực hiện dự án thủy điện sông lũy

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

BỘ NÔNG NGHIỆP VÀ PTNN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC THỦY LỢI

LÊ QUANG TƯỜNG

NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH
TỔNG MỨC ĐẦU TƯ CĨ TÍNH YẾU TỐ RỦI
RO VỀ MẶT TÀI CHÍNH KHI THỰC HIỆN
DỰ ÁN THỦY ĐIỆN SƠNG LŨY

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP.Hồ Chí Minh - 2014


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

BỘ NÔNG NGHIỆP VÀ PTNN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC THỦY LỢI

LÊ QUANG TƯỜNG

NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH
TỔNG MỨC ĐẦU TƯ CĨ TÍNH YẾU TỐ RỦI
RO VỀ MẶT TÀI CHÍNH KHI THỰC HIỆN
DỰ ÁN THỦY ĐIỆN SƠNG LŨY
CHUYÊN NGÀNH: QUẢN LÝ XÂY DỰNG

MÃ SỐ : 60.58.03.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: GS.TS. VŨ TRỌNG HỒNG

TP.Hồ Chí Minh - 2014


n

n

n

LỜI CẢM ƠN
Tơi xin trân trọng bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến Ban giám hiệu trƣờng Đại
học Thủy Lợi, cùng Q Thầy, Cơ đã tận tình giảng dạy, truyền đạt cho Tôi những
kiến thức và kinh nghiệm thực tiễn trong quá trình học tập tại trƣờng.
Với tất cả lịng kính trọng, Tơi xin chân thành bày tỏ lịng biết ơn của mình đối
với Thầy Giáo sƣ, Tiến sĩ Vũ Trọng Hồng, sự hƣớng dẫn tận tình chu đáo của Thầy
là nguồn động viên và khích lệ rất lớn cho tơi vƣợt qua những khó khăn trong q
trình thực hiện luận văn.
Ngồi ra Tơi xin gửi lời cảm ơn đến Công ty Trách Nhiệm Hữu Hạn Xây
Dựng Thủy Mộc, Công ty Trách Nhiệm Hữu Hạn Một Thành Viên Khai Thác Cơng
Trình Thủy Lợi Bình Thuận, Cơng ty Xây Dựng Trƣờng An, Cơng ty Xây Dựng
MêKong, Sở Cơng Thƣơng Bình Thuận, Sở Xây Dựng Bình Thuận, Chi Cục Thủy
Lợi Bình Thuận vv... đã giúp đỡ và hỗ trợ Tôi trong q trình thực hiện luận văn.
Tơi xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè đã ln bên Tơi trong q trình
thực hiện luận văn tốt nghiệp này.
Tơi đã thực hiện luận văn với tất cả tâm huyết và năng lực của mình, nhƣng

khơng thể tránh những thiếu sót. Vì vậy, Tơi rất mong nhận đƣợc sự góp ý, chỉ bảo
của Q Thầy, Cơ, đồng nghiệp nhằm giúp Tơi hồn thiện hơn trong các nghiên cứu
sau này.
Một lần nữa xin trân trọng cảm ơn.
Tác giả

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

LỜI CAM KẾT
Tơi xin cam đoan luận văn này hồn tồn do Tơi thực hiện. Các đoạn trích dẫn và số
liệu trong luận văn đều đƣợc dẫn nguồn có độ chính xác cao nhất trong phạm vi hiểu
biết của Tơi.
Tp.Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2014
Học viên

Lê Quang Tƣờng

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 4.1. Kinh nghiệm làm việc của đối tƣợng khảo sát
Hình 4.2. Đơn vị cơng tác của đối tƣợng khảo sát
Hình 4.3. Chức vụ của đối tƣợng khảo sát
Hình 4.4. Loại dự án của đối tƣợng khảo sát
Hình 4.5. Biểu đồ ảnh hƣởng của Tổng vốn đầu tƣ đến NPV, IRR
Hình 4.6. Biểu đồ ảnh hƣởng của giá bán điện đến NPV, IRR
Hình 4.7. Biểu đồ ảnh hƣởng sản lƣợng điện đến NPV, IRR
Hình 4.8. Biểu đồ ảnh hƣởng của lãi suất vay đến NPV, IRR
Hình 4.9. Biểu đồ ảnh hƣởng của chi phí O&M đến NPV, IRR
Hình 4.10. Quy luật phân bố xác suất của biến TMĐT

Hình 4.11. Quy luật phân bố xác suất của biến sản lƣợng điện
Hình 4.12. Quy luật phân bố xác suất của biến giá bán điện
Hình 4.13. Quy luật phân bố xác suất của biến lãi suất vay nội tệ
Hình 4.14. Quy luật phân bố xác suất của biến chi phí O&M
Hình 4.15. Phân bố xác suất NPV
Hình 4.16. Phân bố xác suất IRR
Hình 4.17. Phân bố xác suất B/C

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1. Thống kê sản lƣợng điện sản xuất và mua của Tập đoàn điện lực Việt Nam
từ năm 2009 đến năm 2013
Bảng 2.1. Mẫu bảng tổng hợp các hạng mục chi phí trong chi phí xây dựng
Bảng 2.2. Mẫu bảng tính chi phí xây dựng sau thuế GTGT

Bảng 2.3. Mẫu bảng tính chi phí thiết bị sau thuế GTGT
Bảng 2.4. Mẫu bảng tính chi phí bồi thƣờng, hỗ trợ và tái định cƣ
Bảng 2.5. Định mức (tỷ lệ %) chi phí quản lý dự án (trích QĐ 957/QĐ-BXD)
Bảng 2.6. Mẫu bảng tính chi phí quản lý dự án và chi phí tƣ vấn đầu tƣ xây dựng
Bảng 2.7. Mẫu bảng kế hoạch phân bổ vốn
Bảng 2.8. Mẫu bảng tính chi phí lãi vay trong chi phí khác
Bảng 2.9. Mẫu bảng tính chi phí khác
Bảng 2.10. Xác định chỉ số trƣợt giá xây dựng bình quân hàng năm
Bảng 2.11. Mẫu bảng tính chi phí dự phịng do trƣợt giá
Bảng 2.12. Mẫu bảng tính chi phí dự phịng
Bảng 2.13. Mẫu bảng tính tổng mức đầu tƣ dự án
Bảng 3.1. Tổng hợp các yếu tố rủi ro
Bảng 4.1. Tổng mức đầu tƣ dự án Thủy điện Sông Lũy
Bảng 4.2. Danh sách các đơn vị gửi bảng khảo sát
Bảng 4.3. Xếp hạng mức độ xuất hiện của các yếu tố rủi ro
Bảng 4.4. Xếp hạng mức độ tác động của các yếu tố rủi ro
Bảng 4.5. Giá bán điện dự kiến
Bảng 4.6. Cấu trúc nguồn vốn dự án và kế hoạch phân bổ, khi xét rủi ro.
Bảng 4.7. Tổng hợp lãi suất vay nội tệ trung bình từ 1/2010 đến 3/2014
Bảng 4.8. Số liệu phân tích tài chính
Bảng4.9. Kết quả phân tích khi tổng mức đầu tƣ thay đổi tăng từ 10% đến 26%
Bảng4.10. Kết quả phân tích khi giá bán điện thay đổi từ 0,03USD/kwh đến
0,046USD/kwh
Bảng 4.11. Kết quả phân tích khi sản lƣợng điện thay đổi từ -20% đến +20%
Bảng 4.12. Kết quả phân tích khi lãi suất vay thay đổi từ 8%/năm đến 16%/năm

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

Bảng 4.13. Kết quả phân tích khi chi phí O&M thay đổi từ 1,5% đến 5,5%
Bảng 4.14. Kết quả NPV khi TMĐT và sản lƣợng thay đổi
Bảng 4.15. Kết quả NPV khi TMĐT và giá bán điện thay đổi
Bảng 4.16. Kết quả NPV khi TMĐT và lãi suất vay thay đổi
Bảng 4.17. Kết quả NPV khi TMĐT và chi phí O&M thay đổi
Bảng 4.18. Kết quả phân tích tình huống theo Scenario(kịch bản)
Bảng 4.19. Bảng tổng hợp các giải pháp quản lý rủi ro đối với các dự án thủy điện

n

n

n

p

-CS2

n

n

n

DANH SÁCH CHỮ VIẾT TẮT VÀ THUẬT NGỮ
BOT: Xây dựng –Vận hành – Chuyển giao (Built-Operation-Tranfer)
BOO: Xây dựng – Sở hữu – Kinh doanh (Built-Own-Operation)
DATĐ: Dự án thủy điện
QLDA: Quản lý dự án
NLTT: Năng lƣợng tái tạo
TMĐT: Tổng mức đầu tƣ
Chi phí O&M: Chi phí vận hành và bão dƣỡng
NPV: Giá trị hiện tại ròng (Net Present Value)
IRR: Suất thu lợi nội tại (Internal Rate of Return)
B/C: Tỷ số lợi ích trên chi phí (Benefit/ Cost)

n

n

n

p

-CS2

n

n

n

MỤC LỤC
MỞ ĐẦU.......................................................................................................................1
1. Tính cấp thiết của đề tài .............................................................................................1
2. Mục đích của đề tài ....................................................................................................2
3. Cách tiếp cận và phƣơng pháp nghiên cứu ................................................................2
4. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu .............................................................................3
4.1.Đối tƣợng nghiên cứu ..............................................................................................3
4.2.Phạm vi nghiên cứu .................................................................................................3
5. Kết quả dự kiến đạt đƣợc ...........................................................................................3
CHƢƠNG 1:TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC QUẢN LÝ ĐẦU TƢ XÂY DỰNG
CÁC DỰ ÁN THỦY ĐIỆN Ở VIỆT NAM TRONG NHỮNG NĂM GẦN ĐÂY......4
1.1. Ý nghĩa phát triển nguồn năng lƣợng thủy điện ở Việt Nam .................................4
1.2. Đặc điểm về đầu tƣ xây dựng các dự án thủy điện(DATĐ) ...................................5
1.3.Những bài học về thuận lợi và khó khăn trong đầu tƣ một số dự án thủy điện .......7
1.3.1. Những bài học thuận lợi ......................................................................................7
1.3.2. Những bài học khó khăn ......................................................................................8
1.4. Những rủi ro thƣờng gặp trong các dự án thủy điện...............................................9
1.5. Phân tích và nhận xét .........................................................................................10
1.5.1. Phân tích ............................................................................................................10
1.5.2. Nhận xét .............................................................................................................10
1.6. Kết luận chƣơng 1 .................................................................................................11
CHƢƠNG 2: PHƢƠNG PHÁP XÁC Đ NH TỔNG MỨC ĐẦU TƢ CỦA DỰ ÁN
KHI CHƢA X T RỦI RO VỀ T I CH NH................................................................. 13

2.1. Những hạng mục chi phí trong Tổng mức đầu tƣ (TMĐT) ...................................13
2.1.1. Chi phí xây dựng ................................................................................................13
2.1.2. Chi phí thiết bị ....................................................................................................13
2.1.3. Chi phí bồi thƣờng, hỗ trợ và tái định cƣ............................................................13
2.1.4. Chi phí quản lý dự án..........................................................................................14
2.1.5. Chi phí tƣ vấn đầu tƣ xây dựng...........................................................................15
2.1.6. Chi phí khác........................................................................................................15

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

2.1.7. Chi phí dự phịng ................................................................................................16
2.2. Phƣơng pháp xác định các chi phí .........................................................................17
2.2.1. Phƣơng pháp xác định TMĐT theo thiết kế cơ sở ..............................................17
2.2.2.Phƣơng pháp tính theo diện tích hoặc công suất sản xuất, năng lực phục vụ của
công trình và giá xây dựng tổng hợp, suất vốn đầu tƣ xây dựng cơng trình ...............21

2.2.3. Phƣơng pháp xác định theo số liệu của dự án có các cơng trình xây dựng có chỉ
tiêu kinh tế - kỹ thuật tƣơng tự đã thực hiện ................................................................22
2.2.4. Phƣơng pháp kết hợp để xác định tổng mức đầu tƣ ..........................................23
2.3. Đánh giá sự biến động của các chi phí...................................................................24
2.4. Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ khi chƣa xét rủi ro ..................................24
2.4.1. Chi phí xây dựng của dự án (GXD) :....................................................................24
2.4.2. Chi phí thiết bị của dự án (GTB) : ........................................................................26
2.4.3. Chi phí bồi thƣờng, hỗ trợ và tái định cƣ của dự án (GBT, TĐC) ...........................27
2.4.4. Chi phí tƣ vấn đầu tƣ xây dựng và chi phí quản lý dự án (GTV , GQLDA) .............28
2.4.5. Chi phí khác (GK) ...............................................................................................30
2.4.6. Chi phí dự phịng (GDP) ......................................................................................32
2.5. Phân tích và nhận xét .............................................................................................34
2.5.1. Phân tích .............................................................................................................34
2.5.2. Nhận xét .............................................................................................................35
2.6. Kết luận chƣơng 2 .................................................................................................35
CHƢƠNG 3: PHÂN T CH CÁC H NG M C CHI PH TRONG TỔNG MỨC ĐẦU
TƢ DỄ GẶP RỦI RO......................................................................................... ...........36
3.1. Phƣơng pháp thu thập số liệu thực tế về quá trình thực hiện dự án đầu tƣ xây dựng
thủy điện. ......................................................................................................................37
3.2. Nhận dạng rủi ro ....................................................................................................37
3.2.1. Khái niệm về rủi ro .............................................................................................37
3.2.2. Nhận dạng và phân tích các yếu tố rủi ro thƣờng gặp trong đầu tƣ dự án thủy
điện...............................................................................................................................38
3.3. Đánh giá mức độ rủi ro ..........................................................................................40
3.3.1. Giới thiệu các chỉ tiêu hiệu quả tài chính cần xét rủi ro[1] ...............................40

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

3.3.2. Các phƣơng pháp phân tích rủi ro [4] ................................................................45
3.3.3. Ứng dụng phần mềm Crystal Ball trong mô phỏng rủi ro .................................47
3.4. Phân tích mức độ rủi ro về tài chính .....................................................................51
3.5. Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ khi xét đến rủi ro tài chính....................51
3.6. Khả năng quản lý rủi ro ........................................................................................52
3.6.1. Phƣơng pháp luận về quản lý rủi ro [8] .............................................................52
3.6.2. Các phƣơng pháp quản lý rủi ro[7] ....................................................................52
3.7.1. Nhận xét .............................................................................................................54
3.7.2. Đánh giá .............................................................................................................54
3.8. Kết luận chƣơng 3 .................................................................................................54
CHƢƠNG 4: ÁP D N G CÁC PHƢƠNG PHÁP XÁC Đ NH TỔNG MỨC ĐẦU TƢ
KHI C X T RỦI RO VỀ T I CH NH V O LỰA CH N PHƢƠNG ÁN ĐẦU TƢ
CHO THỦY ĐIỆN SÔNG L Y ................................................................................ 55
4.1. Giới thiệu dự án thủy điện Sông Lũy ...................................................................55
4.1.1. Tổng Quan .........................................................................................................55
4.1.2. Tổng mức đầu tƣ của dự án thủy điện Sông Lũy...............................................56
4.2. Những hạng mục chi phí dễ gặp rủi ro............................................................... 57

4.2.1.Thống kê xác định các nhân tố gây biến động chi phí .......................................57
4.2.2.Thống kê thông tin đối tƣợng khảo sát ...............................................................60
4.3. Phƣơng pháp xác định chi phí khi gặp rủi ro ........................................................62
4.3.1. Giá bán điện .......................................................................................................62
4.3.2. Doanh thu bán điện ............................................................................................63
4.3.3. Khấu hao tài sản cố định ....................................................................................63
4.3.4. Thuế tài nguyên .................................................................................................63
4.3.5. Thuế thu nhập doanh nghiệp..............................................................................63
4.3.6. Chi phí vận hành và bảo dƣỡng (O&M) ............................................................64
4.3.7. Thuế giá trị gia tăng (VAT) ...............................................................................64
4.3.8. Cấu trúc nguồn vốn và kế hoạch phân bổ. .........................................................64
4.3.9. Lãi suất vay nội tệ ..............................................................................................65
4.4. Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ khi chƣa có rủi ro và khi có rủi ro ........66

n

n

n

p

-CS2


n

n

n

4.4.1. Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ khi chƣa có rủi ro ...............................66
4.4.2. Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ khi có rủi ro...................................... 67
4.5. Phƣơng pháp lựa chọn tổng mức đầu tƣ có tính khả thi cao ................................80
4.6. Nghiên cứu những giải pháp để quản lý rủi ro .....................................................81
4.7. Phân tích và nhận xét ............................................................................................83
4.7.1. Phân tích ............................................................................................................83
4.7.2. Nhận xét .............................................................................................................83
4.8. Kết luận chƣơng 4 .................................................................................................83
KẾT LUẬN V K IẾN NGH .................................................................................... 84
T I LIỆU THAM KHẢO.......................................................................................... 88
PH L

n

C................................................................................................................... 90

n

n

p

-CS2


1

n

n

n

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Năng lƣợng là một nhân tố cực kỳ quan trọng đối với mỗi quốc gia. Việt Nam
đang trên con đƣờng phát triển để trở thành một nƣớc công nghiệp hiện đại, để đạt
đƣợc kết quả đó chúng ta cần có một cơ sở hạ tầng kỹ thuật phát triển nhƣ giao thông,
điện, thủy lợi, hạ tầng đô thị.
Hiện nay tỷ lệ thủy điện và nhiệt điện chiếm tỷ trọng lớn, song dần dần nguồn
năng lƣợng sạch khác nhƣ năng lƣợng mặt trời, năng lƣợng gió sẽ phát triển, kể cả
điện hạt nhân. Tuy nhiên, Việt Nam là một nƣớc vừa thoát nghèo, bƣớc vào nhóm
những nƣớc có thu nhập trung bình thấp, do vậy nguồn vốn của nhà nƣớc không đủ
đáp ứng cho u cầu phát triển trên.
Chính vì vậy, việc phát triển thủy điện vẫn đƣợc ƣu tiên phát triển hàng đầu vì
nguồn thủy năng rất dồi dào và hình thức huy động vốn theo phƣơng thức xã hội hóa
đầu tƣ có sự hỗ trợ của nhà nƣớc đã đƣợc sự hƣởng ứng mạnh mẽ của nhiều tổ chức
cá nhân trong cả nƣớc. Chỉ trong thời gian khoảng hai thập kỷ chiến lƣợc phát triển
thủy điện cơ bản đã thực hiện thành cơng ở Việt Nam. Đây là thành tựu mà ít nƣớc
trên thế giới có thể làm đƣợc. Cụ thể nhƣ nhũng hình thức đầu tƣ nhƣ BOT, BOO,
liên doanh đƣợc áp dụng rộng rãi trong xây dựng thủy điện. Theo số liệu của Bộ
Cơng Thƣơng tính đến nay cả nƣớc đã có 216 dự án thủy điện vừa và nhỏ đăng ký
đầu tƣ với tổng công suất 4.067MW, chƣa kể các dự án đăng ký ở các địa phƣơng
dƣới hình thức BOO. Năm 2011, theo thống kê sản lƣợng điện sản xuất toàn hệ thống
ở Việt Nam của Tập đoàn điện lực Việt Nam công bố năm 2012, sản lƣợng điện phát
ra từ các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ đạt mức 7,845 tỉ Kwh, chiếm 19% tổng lƣợng
điện phát ra từ nguồn thủy điện, chiếm trên 7% sản lƣợng điện toàn hệ thống và đạt
45% trữ năng kinh tế của thủy điện vừa và nhỏ. Tuy vậy, sau một thời gian triển khai
thực hiện, những dự án thủy điện vừa và nhỏ đã bộc lộ nhiều khó khăn, hạn chế từ

phía các chủ đầu tƣ mà nguyên nhân chủ yếu là do tình trạng thiếu vốn cho các dự án.
Sự trắc trở trên cho thấy là các nhà đầu tƣ chƣa lƣờng hết những rủi ro khi thực hiện
dự án. Biểu hiện rõ nhất là hiện có khá nhiều dự án thủy điện vừa và nhỏ chậm tiến

n

n

n

p

-CS2


2

n

n

n

độ so với dự kiến ban đầu, đặc biệt một số lƣợng các dự án thủy điện vừa và nhỏ bị
loại khỏi quy hoạch trong thời gian qua.
Vì vậy tác giả luận văn chọn đề tài“ Nghiên cứu phương pháp xác định tổng
mức đầu tư có tính yếu tố rủi ro về mặt tài chính khi thực hiện dự án thủy điện
Sông Lũy” nhằm giúp các chủ đầu tƣ nhận diện các yếu tố rủi ro và phƣơng pháp giải
quyết vấn đề trên.
Đề tài hệ thống hóa cơ sở lý thuyết tài chính, lý thuyết rủi ro, các cơng cụ toán

học, các phần mềm để xây dựng phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ xây dựng
cơng trình khi có xét rủi ro.
Đề tài đƣa ra phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ xây dựng cơng trình thủy
điện khi có xét rủi ro, giúp các nhà đầu tƣ đƣa ra các quyết định, cách thức, quy mô
đầu tƣ, và những kiến nghị đối với nhà nƣớc khi tham gia vào các dự án thủy điện.
2. Mục đích của đề tài
Xác định đƣợc các yếu tố rủi ro về tài chính chủ yếu khi thực hiện dự án thủy



điện vừa và nhỏ
Xây dựng đƣợc phƣơng pháp lập tổng mức đầu tƣ khi xét đến các yếu tố rủi ro



về mặt tài chính
Áp dụng phƣơng pháp lập tổng mức đầu tƣ khi xét đến các yếu tố rủi ro về mặt



tài chính vào dự án thủy điện Sơng Lũy
3. Cách tiếp cận và phƣơng pháp nghiên cứu
Các phƣơng pháp đƣợc sử dụng trong luận văn này là dựa trên việc nghiên cứu
các văn bản pháp luật của nhà nƣớc về quản lý chi phí đầu tƣ xây dựng cơng trình,
các lý thuyết về rủi ro, lý thuyết về tài chính. Sau đó lấy mẫu quan sát và sử dụng
cơng cụ tốn học để phân tích. Dựa trên số liệu đƣợc thu thập và xử lý theo tiêu
chuẩn chuyên ngành, áp dụng mơ hình lý thuyết, tiếp thu ý kiến của chun gia, sử
dụng các phần mềm phù hợp để phân tích, đánh giá kết quả và đối chiếu với mục tiêu
đề ra, từ đó đề xuất biện pháp cải thiện và nâng cao độ chính xác của phƣơng pháp
xác định tổng mức đầu tƣ của dự án.

n

n

n

p

-CS2


3

n

n

n

4. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
4.1.Đối tƣợng nghiên cứu
Phƣơng pháp xác định tổng mức đầu tƣ xây dựng cơng trình có tính đến yếu tố rủi ro
4.2.Phạm vi nghiên cứu
Đề tài tập trung vào các vấn đề rủi ro về mặt tài chính của các dự án thủy điện vừa và
nhỏ khi thực hiện đầu tƣ.
5. Kết quả dự kiến đạt đƣợc
Nhận dạng, đánh giá, phân tích đƣợc các yếu tố rủi ro về tài chính thƣờng xảy
ra đối với các dự án thủy điện vừa và nhỏ. Từ đó đƣa ra các giải pháp tăng cƣờng khả
năng quản lý rủi ro.

Phƣơng pháp lập tổng mức đầu tƣ có tính đến yếu tố rủi ro về mặt tài chính khi
thực hiện các dự án thủy điện vừa và nhỏ.
Xác định đƣợc tổng mức đầu tƣ của dự án thủy điện Sông Lũy khi xét đến các
yếu tố rủi ro về tài chính, kết quả của đề tài là cơ sở để chủ đầu tƣ lập kế hoạch và
quản lý vốn khi thực hiện đầu tƣ xây dựng công trình.

n

n

n

p

-CS2


4

n

n

n

CHƢƠNG 1:TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC QUẢN LÝ ĐẦU TƢXÂY DỰNG
CÁC DỰ ÁN THỦY ĐIỆN Ở VIỆT NAM TRONG NHỮNG NĂM GẦN ĐÂY
1.1. Ý nghĩa phát triển nguồn năng lƣợng thủy điện ở Việt Nam
Nƣớc ta nằm trong vùng nhiệt đới gió mùa, có lƣợng mƣa trung bình năm
khoảng 1.800 - 2.000mm và hệ thống sông, suối khá phong phú, đƣợc phân bố tƣơng

đối đều trên địa bàn cả nƣớc. Do đặc điểm địa hình, các sơng, suối thuộc khu vực
miền núi phía Bắc, Trung Trung Bộ và Tây Nguyên là nguồn thủy năng dồi dào và
đây là điều kiện thuận lợi để phát triển thủy điện. Một số hồ chứa thủy điện ngồi
mục đích cung cấp nguồn thủy năng cho nhà máy thủy điện (NMTĐ) còn tham gia
chống lũ (các hồ chứa thủy điện Sơn La, Hịa Bình, Tun Quang, Thác Bà...) hoặc
cắt đỉnh lũ, làm giảm lƣu lƣợng lũ về hạ du (các hồ chứa thủy điện A Vƣơng, Bản Vẽ,
Đồng Nai 3...) trong mùa mƣa và cung cấp nƣớc cho vùng hạ du vào mùa khơ. Theo
tính toán trữ năng kinh tế ƣớc đạt 80 - 100 tỉ kWh/năm.
Trong những năm qua, các nguồn thủy điện nói chung giữ một vai trò quan
trọng trong hệ thống điện. Điện năng sản xuất từ các nguồn thủy điện năm 2009
chiếm 34,4% tổng điện năng sản xuất của toàn hệ thống, năm 2010 là 27,5%, năm
2011 là 38%, năm 2012 là 38,8% và năm 2013 là 44,5%. Với lợi thế rất lớn về giá
thành khá thấp (so với các nguồn cung cấp điện khác nhƣ nhiệt điện, phong điện, điện
sinh khối...), các nguồn thủy điện vẫn tiếp tục đóng góp rất lớn cho ngành điện của
Việt nam .
Bảng 1.1. Thống kê sản lƣợng điện sản xuất và mua của Tập đoàn điện lực Việt
Nam từ năm 2009 đến năm 2013

Tổng điện lƣợng sản xuất
toàn hệ thống
Thủy điện
Chiếm tỉ lệ

(N ồn

Đơn vị

Năm 2009

Năm 2010

Năm 2011

Năm 2012

Năm 2013

Tỉ kWh

87,019

100,071

108,725

117,8

127,84

Tỉ kWh

29,977

27,550

40,924

45,7

56,943

34,4

27,5

38,0

38,8

44,5

%

n â m đ ề độ ệ ố n đ ện

ố

,

p đoàn đ ện lự V ệ N m )

Ngày 21/72101 Thủ tƣớng Chính phủ đã ký Quyết định số 1208/QĐ-TTg phê
duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm

n

n

n

p

-CS2


5

n

n

n

2030 (Quy hoạch điện VII), dự báo nhu cầu điện năm 2015 khoảng 194- 210 tỷ kWh,
năm 2020 khoảng 330-362 tỷ kWh, năm 2030 khoảng 695-834 tỷ kWh.
Theo Quy hoạch điện VII cơ cấu nguồn điện năm 2020: Tổng công suất các
nhà máy điện khoản 75.000MW trong đó: Thủy điện chiếm 23,1%, thủy điện tích
năng 2,4%, nhiệt điện than chiếm 48,0%, nhiệt điện khí đốt 16,5%, nguồn điện sử
dụng năng lƣợng tái tạo 5,6%, điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1%. Định
hƣớng đến năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện khoản 146.800MW trong đó:
Thủy điện chiếm 11,8%, thủy điện tích năng 3,9%, nhiệt điện than chiếm 41,6%,
nhiệt điện khí đốt 11,8%, nguồn điện sử dụng năng lƣợng tái tạo 9,4%, điện hạt nhân
6,6% và nhập khẩu điện 4,9%.
1.2. Đặc điểm về đầu tƣ xây dựng các dự án thủy điện(DATĐ)
Việt Nam có diện tích 330.991 km2, trong đó đồi núi và cao ngun chiếm 4/5
diện tích. Nƣớc Việt Nam hình chữ S chạy dài 1630 km từ cực bắc đến cực nam,
chiều rộng lớn nhất ở miền Bắc là 600 km, ở miền Nam là 370 km, chỗ hẹp nhất ở
miền Trung tại tỉnh Quảng Bình (thị xã Đồng Hới) là 50 km.
Ngoài ra Việt Nam nằm ở vùng nhiệt đới gió mùa, mƣa nhiều, nóng và ẩm.
Lƣợng mƣa trung bình hàng năm khoảng 2000 mm. Lƣợng mƣa rơi nhiều nhất đạt tới

4000 - 5000 mm, nơi mƣa thấp nhất cũng đạt trên 1000 mm. Mùa mƣa trong năm
thƣờng từ 3 - 5 tháng. Ở miền Bắc, miền Nam và Tây Nguyên, mùa mƣa thƣờng bắt
đầu từ tháng 5, 6 và kết thúc vào tháng 10, 11. Ở khu vực Đông Trƣờng Sơn và vùng
duyên hải miền Trung mùa mƣa bắt đầu chậm hơn 2, 3 tháng và vùng khu 4 cũ (từ
Quy Nhơn - Nghệ Tĩnh), mùa mƣa bắt đầu chậm hơn 1, 2 tháng. Lƣợng mƣa tập
trung vào 3 tháng có mƣa nhiều nhất, chiếm khoảng 70 - 80% tổng lƣợng mƣa trong
năm. Hệ thống sơng ngịi Việt Nam có mật độ cao, tổng số các con sơng có chiều dài
lớn hơn 10 km là 2400. Hầu hết sơng ngịi Việt Nam đều đổ ra biển Đông. Hàng năm,
mạng lƣới sông suối Việt Nam vận chuyển ra biển lƣợng nƣớc 870 km3/năm, tƣơng
ứng với lƣu lƣợng bình quân khoảng 37.500 m3/s, rất thuận lợi cho việc phát triển các
nhà máy thủy điện.
Việc đầu tƣ xây dựng các DATĐ đã và đang góp phần quan trọng trong việc
bảo đảm an ninh năng lƣợng nhằm thúc đẩy phát triển kinh tế-xã hội của cả nƣớc theo

n

n

n

p

-CS2


6

n

n

n

hƣớng cơng nghiệp hóa-hiện đại hóa. Các hồ thủy điện với tổng dung tích hàng chục
tỷ m3 đã đóng vai trị quan trọng trong việc chủ động tích trữ để bổ sung lƣu lƣợng,
cấp nƣớc về mùa khô và cắt giảm lũ phục vụ sinh hoạt, sản xuất, bảo vệ môi trƣờng
cho hạ du.
Mặc dù vậy, việc đầu tƣ xây dựng các DATĐ cũng đã gây ảnh hƣởng khá lớn
đến dân cƣ khu vực dự án, chiếm dụng khá nhiều đất sản xuất nông nghiệp, đất rừng,
phần nào làm thu hẹp không gian sống của ngƣời dân bản địa, tác động tiêu cực nhất
định đến môi trƣờng- xã hội.
Đối với các dự án thủy điện nhỏ, chủ yếu nằm trên các sơng, suối nhánh với độ
dốc lớn, lịng dẫn hẹp nên chủ yếu khai thác lƣu lƣợng và chênh lệch địa hình, khơng
xây dựng đƣợc đập cao và hồ chứa lớn nên ít tác động đến mơi trƣờng, đây đƣợc xem
là nguồn năng lƣợng sạch. Vì thế đƣợc hƣởng các ƣu đãi từ khung chính sách về năng
lƣợng tái tạo, các ƣu đãi khi tham gia vào dự án CDM(Cơ chế phát triển sạch) và khi
đạt đƣợc chứng chỉ giảm phát thải nhà kính, các dự án này có thể bán chứng chỉ cho
các công ty của những quốc gia tham gia cơng ƣớc khí hậu (Nghị định thƣ Kyoto).
Ngồi ra, việc khảo sát địa chất, thủy văn tƣơng đối dễ dàng ít tốn kém. Để khảo sát
một cơng trình thủy điện vừa và nhỏ tốn khoảng một tỷ đồng trong khoản thời gian từ
6 tháng đến 1 năm. Đây là khoản tiền và thời gian mà nhiều doanh nghiệp tham gia
đầu tƣ chấp nhận đƣợc. Mặt khác, đầu tƣ vào thủy điện, cơng tác giải phóng mặt bằng
đơn giản không phức tạp nhƣ đầu tƣ vào xây dựng khu cơng nghiệp, xây dựng địa ốc.
Do đó, đầu tƣ vào thủy điện vừa và nhỏ phù hợp với khả năng và trình độ của nhiều
doanh nghiệp, có tỷ suất lợi nhuận trên suất đầu tƣ cao. Tuy nhiên, một số chủ đầu tƣ
của các dự án thủy điện vừa và nhỏ khơng có kinh nghiệm trong lĩnh vực điện, khơng
có năng lực quản lý dự án nên khi triển khai thực hiện dự án gặp rất nhiều khó khăn
trong việc giải phóng mặt bằng, chọn đơn vị thiết kế, tƣ vấn giám sát, đơn vi thi cơng
có năng lực, kinh nghiệm thi công nhà máy thủy điện. Một số chủ đầu tƣ để tiết kiện
chi phí đã khơng th đơn vi tƣ vấn, giám sát mà tự bản thân đơn vị mình giám sát

nên đã xảy ra nhiều sự cố đáng tiếc nhƣ vỡ đập, thiết bi hƣ hỏng do lắp đặt sai. Ngồi
ra một số chủ đầu tƣ khơng đủ năng lực tài chính khơng dự báo đƣợc rủi ro nên dự án
kéo dài, không thể triển khai tiếp tục. Bên cạnh đó, một số dự án thủy điện vừa và

n

n

n

p

-CS2


7

n

n

n

nhỏ khi lập dự án khơng tính đến phƣơng án truyền tải nên khi nhà máy hồn thành
khơng thể phát điện. Để đầu tƣ hệ thống truyền tải các dự án thủy điện nhỏ khơng đủ
năng lực tài chính và khi đầu tƣ thì dự án khơng cịn hiệu quả nữa. Và với khoảng
hơn 1.000 nhà máy nằm rải rác khắp các tỉnh miền núi trên cả nƣớc, công suất rất nhỏ
lẻ, để đầu tƣ lƣới truyền tải gom tất cả lại khơng phải đơn giản. Hiện nay Tập đồn
Điện lực Việt nam (EVN) đang thiếu vốn. Các công ty điện lực cũng thiếu vốn nên
không thể đầu tƣ hệ thồng truyền tải cho các dự án vừa và nhỏ. Đa số các nhà máy

thủy điện vừa và nhỏ do lựa chọn công nghệ, thiết bị rẻ tiền chủ yếu từ Trung quốc
nên khi đi vào hoạt động gặp rất nhiều sự cố, chế độ bảo hành không tốt làm cho các
chủ đầu tƣ các dự án này gặp rất nhiều khó khăn để xử lý sự cố. Các dự án thủy điện
vừa và nhỏ đa số chỉ có nhiệm vụ phát điện, một số ít có khả năng kết hợp cấp nƣớc
tƣới, điều tiết bổ sung lƣu lƣợng về mùa kiệt. Các dự án này cũng chủ yếu xây dựng
trên địa bàn có điều kiện kinh tế-xã hội khó khăn hoặc đặc biệt khó khăn nên dữ liệu
cơ bản thiếu nhiều, dẫn đến chất lƣợng quy hoạch thủy điện nhỏ bộc lộ khá nhiều hạn
chế, khơng ít dự án phải điều chỉnh quy hoạch hoặc bị loại bỏ. Nhƣ vậy, đối với
DATĐ nhỏ tuy nguồn vốn đầu tƣ do các thành phần ngoài nhà nƣớc tự đứng ra huy
động vốn có sự hỗ trợ của nhà nƣớc nên khơng ảnh hƣởng nguồn vốn đầu tƣ, song
chủ yếu vƣớng mắc về mặt kỹ thuật và phần nào về môi trƣờng, xã hội.
1.3.Những bài học về thuận lợi và khó khăn trong đầu tƣ một số dự án thủy điện
1.3.1. Những bài học thuận lợi
(1). Từ năm 1990 đến năm 2013, về cơ bản, quy hoạch thủy điện trên cả nƣớc
đã đƣợc lập và duyệt, làm cơ sở cho việc triển khai thực hiện các dự án đầu tƣ. Theo
quy hoạch đã đƣợc Thủ tƣớng chính phủ, Bộ Cơng Thƣơng và UBND các tỉnh phê
duyệt theo thẩm quyền, trên cả nƣớc có 1239 dự án với cơng suất lắp máy
Nlm=26.012,8 MW và tổng dung tích phịng lũ thƣờng xun cho hạ lƣu Wpl=10,51 tỷ
m3. Số dự án thủy điện vừa và lớn với Nlm>30MW có tổng Nlm= 19.233,6MW, tổng
Wpl= 10 tỷ m3. Số dự án thủy điện nhỏ với Nlm<30MW có tổng Nlm=6.779,2MW,
tổng Wpl=0,5 tỷ m3.
(2). Nhà nƣớc đã ban hành một số chính sách hỗ trợ cho việc phát triển các
DATĐ nhƣ: NĐ số 23/2006/NĐ-CP ngày 3/03/2006 cho phép chuyển mục đích sử

n

n

n

p

-CS2


8

n

n

n

dụng đất rừng sang mục đích khác, song phải đảm bảo đầu tƣ trồng rừng mới thay
thế; NĐ số 99/2010/NĐ-CP ngày 24/9/2010, các nhà máy thủy điện phải thực hiện
chính sách chi trả dịch vụ môi trƣờng rừng (DVMTR), với mức chi trả 20đ/1kWh
điện thƣơng phẩm; Thủ tƣớng chính phủ đã ban hành cơ chế chính sách đặc thù cho
một số DATĐ có qui mơ di dân, tái định cƣ lớn (Tuyên Quang, Sơn La, Lai Châu...).
(3). Nhà nƣớc có cơ chế cho vay tín dụng cho các DATĐ, chính sách này đã
thu hút nhiều thành phần kinh tế ngoài quốc doanh tham gia trong việc đầu tƣ xây
dựng các DATĐ nhỏ. Đây là điểm mới của Việt Nam khi trong thời gian một thập kỷ
hầu nhƣ đã phát triển các DATĐ trên khắp cả nƣớc, đem lại nguồn năng lƣợng to lớn,
đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế-xã hội của đất nƣớc.
Những thuận lợi trên đã tạo cho việc thực hiện các DATĐ trên toàn quốc đạt
đƣợc tốc độ nhanh.
1.3.2. Những bài học khó khăn
(1). Việc đƣa vào quy hoạch nhiều DATĐ nhƣng chƣa đƣợc đánh giá đúng,
đầy đủ tác động môi trƣờng và hiệu quả kinh tế-xã hội dẫn đến phải loại bỏ khỏi quy
hoạch 424 DATĐ vừa và nhỏ (theo tài liệu cung cấp của Bộ Cơng Thƣơng tại Hội
nghị phổ biến hƣớng dẫn an tồn đập thủy điện tổ chức tại Tỉnh Gia Lai, tháng 01

năm 2014), chiếm gần 40% tổng số dự án trong quy hoạch đã đƣợc duyệt, tạm dừng
có thời hạn 136 dự án, tiếp tục đánh giá 158 DA.
(2). Công tác quản lý chất lƣợng, bảo đảm an tồn cơng trình thủy điện chƣa
tuân thủ nghiêm ngặt quy định của pháp luật, còn tiềm ẩn nhiều rủi ro, làm giảm hiệu
quả đầu tƣ. Riêng đối với các cơng trình thủy điện nhỏ, còn nhiều đập chƣa đƣợc
kiểm định. Hiệu quả làm việc của hệ thống quan trắc, giám sát thông tin của nhiều
cơng trình thủy điện rất hạn chế.
(3). Nhiệm vụ đánh giá môi trƣờng chiến lƣợc quy hoạch tổng hợp lƣu vực
sơng ở một số cơng trình thủy điện chƣa đƣợc triển khai. Nhiệm vụ đánh giá tác động
môi trƣờng đối với nhiều dự án cơng trình thủy điện bị xem nhẹ, dẫn đến những ảnh
hƣởng xấu đến việc cung cấp nƣớc cho hạ du. Ví dụ, nhu cầu nƣớc cho Nông nghiệp
và Thủy điện mâu thuẫn nhau gây sự bất bình của nơng dân (Cơng trình thủy điện
Sơng Tranh 2- Tỉnh Quảng Nam).

n

n

n

p

-CS2


9

n

n

n

(4). Nhiều chủ đập chƣa đủ kiến thức vận hành hồ chứa khơng chấp hành
nghiêm quy trình điều tiết nƣớc cho hạ du, đặc biệt trong mùa kiệt.
(5). Tại một số cơng trình, lợi dụng việc mở cơng trƣờng để khai thác rừng lớn
hơn so với yêu cầu.
(6). Cơ chế chính sách bồi thƣờng, hỗ trợ, di dân, tái định cƣ, sau tái định cƣ,
chƣa đƣợc ban hành kịp thời, thiếu đồng bộ, hay thay đổi, gây khó khăn cho chủ đầu
tƣ dự án thực hiện các chính sách trên.
Những khó khăn trên đã dẫn đến việc phải sốt xét lại quy hoạch các DATĐ
và phải loại bỏ, điều chỉnh nhiều dự án, nhất là những dự án thủy điện nhỏ.
1.4. Những rủi ro thƣờng gặp trong các dự án thủy điện
Từ phân tích những bài học khó khăn trong đầu tƣ dự án thủy điện, ta có thể
rút ra một số rủi ro thƣờng gặp trong các dự án thủy điện nhƣ sau:
Không làm tốt công tác khảo sát, thiết kế trong giai đoạn quy hoạch nên gặp



rủi ro về địa chất địa hình làm chậm tiến độ thi công, nguồn nƣớc không đủ
làm cho sản lƣợng điện thấp ảnh hƣởng đến tính hiệu quả của dự án.
Việc quản lý chất lƣợng xây dựng, bảo đảm an toàn đập chƣa nghiêm ngặt dẫn



đến rủi ro nhƣ vỡ đập, đập bị rị rỉ phải dừng tích nƣớc để sửa chữa.
Chậm triển khai đánh giá môi trƣờng chiến lƣợc dẫn đến rủi ro mâu thuẫn giữa



nƣớc dùng cho Nông nghiệp và nƣớc để phát điện.
Những chính sách liên quan đến việc hỗ trợ di dân ban hành chậm, thiếu đồng



bộ dẫn đến rủi ro làm chậm tiến độ giải phóng mặt bằng.
Ngồi ra do khủng hoảng tài chính, lạm phát giá cả cũng đã gây rủi ro cho việc



huy động vốn của các chủ đầu tƣ, thậm chí Tổng mức đầu tƣ phải điều chỉnh
bổ sung một số lần, làm đảo lộn kế hoạch giải ngân, thanh tốn dẫn đến cơng
trình chậm đƣa vào vận hành khai thác. Đối với các DATĐ nhỏ thì rủi ro này
có tác dụng lớn so với những DATĐ lớn, bởi vì các chủ đầu tƣ DATĐ nhỏ
phải tự huy động vốn, việc hỗ trợ bằng vốn ngân sách không đáng kể.

n

n

n

p

-CS2


10

n

n n

1.5. Phân tích và nhận xét
1.5.1. Phân tích
Tổng hợp những rủi ro trong mục 1.4, có thể xếp thành những nhóm rủi ro sau:
(1). Nhóm thứ nhất: Rủi ro về điều kiện tự nhiên bao gồm những yếu tố về
khảo sát, thiết kế, thi công và trong vận hành điều tiết nguồn nƣớc để chống hạn,
giảm lũ cho hạ du và an tồn đập.
(2). Nhóm thứ hai: Rủi ro về chế độ, chính sách bao gồm các chính sách bồi
thƣờng, hỗ trợ, tái định cƣ, sau tái định cƣ, chi trả dịch vụ mơi trƣờng, trồng rừng
vv....
(3). Nhóm thứ ba: Rủi ro về kinh tế, tài chính bao gồm các yếu tố về suy thoái
kinh tế, về lạm phát, về thay đổi tỷ giá hối đoái, về thay đổi cơ chế tín dụng (tăng lãi
suất, rút ngắn thời gian phải trả vv...).
1.5.2. Nhận xét
Để giảm thiểu rủi ro, có nhiều giải pháp đƣợc áp dụng thể hiện trên các mặt kỹ
thuật, kinh tế, tài chính, chính sách vv....
(1). Nhóm giải pháp kỹ thuật
Có thể nêu ra hai ví dụ điển hình. Khi lập qui hoạch của DATĐ Sơng Tranh 2
(Quảng Nam) đã không đánh giá đầy đủ tác động môi trƣờng chiến lƣợc dẫn đến hiện
tƣợng động đất liên tục trong q trình tích nƣớc, do hồ chứa nằm trên đứt gãy đang
hoạt động. Khi thiết kế thủy điện Trị An đã giả thuyết sai, coi nền đập tràn Trị An là
đồng nhất, nhƣng khi mở móng lại phát hiện có những đứt gãy cục bộ vv...
Để giảm thiểu những rủi ro này cần áp dụng nguyên tắc về các hoạt động xây
dựng là phải tuân thủ hoàn thành từng bƣớc một và bƣớc sau phải khảo sát chi tiết
hơn bƣớc trƣớc. Cụ thể là, phải hoàn thành qui hoạch xây dựng mới đƣợc lập kế
hoạch, lập dự án xây dựng, thiết kế, thi cơng cơng trình. Khối lƣợng khảo sát địa
hình, địa chất, thủy văn cũng đƣợc bổ sung thêm. Ví dụ, khi lập qui hoạch xây dựng
thủy điện trên sông chỉ khảo sát một tuyến, chuyển sang bƣớc lập dự án xây dựng

phải khảo sát tới ba tuyến vv....Đối với địa chất cơng trình khi sang bƣớc thi công
không chỉ đánh giá loại đá mà phải xét thêm các chỉ tiêu nhƣ độ nứt nẻ, độ nhám giữa

n

n

n

p

-CS2


11

n

n n

các khe nứt vv...Riêng về hiện tƣợng biến đổi khi hậu phải tn thủ quy trình ứng phó
đã đƣợc nhà nƣớc cơng bố.
(2). Nhóm giải pháp về các chính sách, cơ chế
Những rủi ro thuộc nhóm này liên quan chính sách bồi thƣờng, hỗ trợ, tái định
cƣ, di dân vv... và liên quan đến cơ chế tín dụng, giải ngân, thanh quyết toán vv...
Vừa qua nhiều DATĐ nhỏ phải dừng thi cơng hoặc khơng tiếp tục xây dựng nữa
chính là do sự khơng đồng bộ trong chính sách, cơ chế, hƣớng dẫn không đầy đủ, hay
thay đổi khiến các chủ đầu tƣ, nhà thầu thiết kế, thi công luôn bị động.
Để giảm thiểu các rủi ro này, ngoài sự chấn chỉnh của nhà nƣớc trong việc ban
hành các văn bản pháp quy về xây dựng thì bản thân các chủ thể trong xây dựng phải

nâng cao trình độ tin học, cập nhật kịp thời sự thay đổi trên và nâng cao trình độ đội
ngũ kỹ thuật, kinh tế tài chính để đƣa ra đƣợc những giải pháp ứng phó kịp thời, giảm
thiệt hại do rủi ro. Cần sử dụng kỹ thuật dự báo theo phƣơng pháp chuyên gia, sẽ
giảm sự bị động khi có sự thay đổi mơi trƣờng vĩ mơ trên.
(3). Nhóm giải pháp về kinh tế, tài chính
Để giảm thiểu rủi ro nhƣ giá cả nguyên vật liệu tăng giá, nhân cơng tăng, các
thành phần chi phí trong TMĐT bị tăng lên do suy thoái kinh tế hoặc do biến động thị
trƣờng thế giới đƣợc thể hiện ở sự thay đổi tỷ giá hối đoái, lãi suất tín dụng tăng lên
vv..., thì khi lập dự án thủy điện, chủ đầu tƣ phải thực hiện đánh giá tính khả thi của
dự án về tài chính nhƣ xác định các chỉ tiêu giá trị hiện tại ròng (NPV) âm hay
dƣơng, suất thu lợi nội tại (IRR) đạt cao hay thấp vv...Ngồi ra kiểm tra các chỉ tiêu
trên để có biện pháp đề phòng, trong thực tế xây dựng còn mang lại hiệu quả nữa là
việc tăng tốc độ thi công, đặc biệt trong thi công các DATĐ nhỏ dễ bị tổn thƣơng vì
rủi ro. Muốn tăng tiến độ thi cơng, ngồi các biện pháp kỹ thuật, tổ chức, quản lý thi
cơng cịn cần phải ln dự trữ đầy đủ các nguồn (vốn, lao động, vật tƣ, thiết bị) để
đáp ứng đẩy nhanh xây dựng cơng trình, đƣa vào vận hành khai thác.
1.6. Kết luận chƣơng 1
Đối với các dự án thủy điện nhỏ, mức độ rủi ro lớn hơn nhiều so với các
DATĐ lớn. Để giảm thiểu thiệt hại do rủi ro, điều kiện tiên quyết là phải đẩy nhanh
tiến độ thi cơng, sớm đƣa cơng trình vào vận hành. Để thực hiện mục tiêu trên, các

n

n

n

p

-CS2

12

n

n n

chủ thể trong xây dựng phải nâng cao trình độ quản lý xây dựng, thông qua các giải
pháp nhƣ đã nêu ở mục phân tích và nhận xét. Trong các chƣơng sau sẽ thể hiện rủi
ro trong tổng mức đầu tƣ xây dựng một cách cụ thể đối với từng hạng mục chi phí.

n

n

n

p

-CS2


13

n

n n

CHƢƠNG 2: PHƢƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔNG MỨC ĐẦU TƢCỦA DỰ ÁN

KHI CHƢA X T RỦI RO VỀ TÀI CH N H
2.1. Những hạng mục chi phí trong Tổng mức đầu tƣ (TMĐT)
Theo Nghị định 112/2009/NĐ-CP ngày 14/12/2009 của Chính phủ thì Tổng
mức đầu tƣ của dự án là tồn bộ chi phí dự tính để đầu tƣ xây dựng cơng trình và ghi
trong quyết định đầu tƣ và là cơ sở để chủ đầu tƣ lập kế hoạch và quản lý vốn khi thực
hiện đầu tƣ xây dựng cơng trình. Tổng mức đầu tƣ đƣợc tính trong giai đoạn lập dự án
đầu tƣ xây dựng cơng trình phù hợp với nội dung dự án và thiết kế cơ sở. Đối với
trƣờng hợp chỉ lập báo cáo kinh tế kỹ thuật, tổng mức đầu tƣ đƣợc xác định phù hợp
với thiết kế bản vẽ thi công.
Cũng theo nghị định này tổng mức đầu tƣ của dự án bao gồm: chi phí xây dựng;
chi phí thiết bị; chi phí bồi thƣờng, hỗ trợ và tái định cƣ; chi phí quản lý dự án; chi phí
tƣ vấn đầu tƣ xây dựng; chi phí khác và chi phí dự phịng.
2.1.1. Chi phí xây dựng


Chi phí xây dựng các cơng trình, hạng mục cơng trình



Chi phí phá và tháo dỡ các vật kiến trúc cũ



Chi phí san lấp mặt bằng xây dựng



Chi phí xây dựng cơng trình tạm, cơng trình phụ trợ phục vụ thi cơng



Chi phí nhà tạm tại hiện trƣờng để ở và điều hành thi cơng

2.1.2. Chi phí thiết bị
Chi phí mua sắm thiết bị cơng nghệ ( kể cả thiết bị công nghệ phi tiêu chuẩn cần



sản xuất, gia cơng)


Chi phí đào tạo và chuyển giao cơng nghệ



Chi phí lắp đặt thiết bị và thí nghiệm, hiệu chỉnh



Chi phí vận chuyển



Bảo hiểm thiết bị



Thuế và các loại phí có liên quan

2.1.3. Chi phí bồi thƣờng, hỗ trợ và tái định cƣ

Chi phí bồi thƣờng nhà cửa, vật kiến trúc, cây trồng trên đất



n

n

n

p

-CS2