Đồ án Phân tích tài chính có tính đến rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng

= 520,80 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 123% 124% Tăng giảm giá dầu FO 108 -10% 557,8 539,5 521,2 502,9 484,6 466,3 6,3 0,5 114 -5% 557,6 539,3 521,0 502,7 484,4 466,1 6,0 0,3 120 0% 557,4 539,1 520,8 502,5 484,2 465,9 5,8 0,0 126 5% 557,2 538,9 520,6 502,3 484,0 465,7 5,5 -0,3 132 10% 557,0 538,7 520,4 502,1 483,8 465,5 5,2 -0,5 138 15% 556,8 538,5 520,2 501,9 483,6 465,3 5,0 -0,8 251,34 109% 553,0 534,7 516,4 498,1 479,8 461,5 0,0 -5,8 14055,1 11613% 32,1 8,1 -15,9 -39,9 -63,9 -88,0 -623,6 -629,7 Bảng 4.27: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào tổng đầu tư và sản lượng (Phương án A) Tăng giảm tổng đầu tư NPV 520,80 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 103% Tăng giảm sản lợng 10% 736,7 712,4 688,1 663,8 639,5 615,2 590,9 186,7 5% 651,1 626,8 602,5 578,2 553,9 529,6 505,3 98,3 0% 569,4 545,1 520,8 496,5 472,2 447,9 423,6 0,0 -5% 491,7 467,4 443,1 418,8 394,5 370,2 345,9 -99,6 -10% 417,9 393,6 369,3 345,0 320,7 295,8 269,6 -196,3 -15% 347,6 321,5 295,0 268,4 241,4 214,3 186,9 -287,8 -20% 271,0 243,8 216,3 188,6 160,7 132,6 104,3 -374,1 -25% 194,8 166,7 138,4 110,0 81,4 52,58 23,8 -455,2 -30% 120,6 91,9 63,1 34,3 5,5 -23,3 -52,1 -531,2 -34% 57,6 28,8 0,0 -28,8 -57,6 -86,4 -115,2 -594,8 Bảng 4.28: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào sản lượng và giá bán (Phương án A) Tăng giảm sản lượng NPV (106$) 520,8 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -57% Tăng giảm giá bán 10% 739,9 693,9 648,0 602,0 556,0 510,1 464,1 418,2 71,9 5% 670,0 627,2 584,4 541,6 498,8 455,9 413,1 370,3 36,0 0% 600,1 560,5 520,8 481,1 441,5 401,8 362,1 321,2 0,0 -5% 530,3 493,7 457,2 420,7 384,2 347,7 308,5 265,8 -36,0 -10% 460,4 427,0 393,6 360,3 326,5 288,3 248,7 207,8 -71,9 -15% 390,5 360,3 329,9 296,0 260,3 223,6 186,0 147,6 -107,9 -20% 320,0 289,0 256,9 223,9 190,3 155,9 120,9 85,5 -144,1 -25% 238,2 208,7 178,6 148,0 117,0 85,6 54,2 22,8 -180,4 -36% 45,0 22,5 0,0 -22,5 -45,0 -67,4 -89,9 -112,5 -258,7 Bảng 4.29: Sự phụ thuộc của IRR vào tổng đầu tư và sản lượng (Phương án A) Tăng giảm tổng đầu tư 31% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 103% Tăng giảm sản lượng 10% 63% 45% 35% 29% 25% 22% 5,999% 5% 60% 42% 33% 27% 23% 21% 5,432% 0% 57% 40% 31% 26% 22% 19% 4,833% -5% 53% 37% 29% 24% 21% 18% 4,201% -10% 49% 35% 27% 23% 19% 17% 3,534% -15% 46% 32% 25% 21% 18% 16% 2,839% -20% 42% 30% 23% 19% 16% 14% 2,120% -25% 38% 27% 21% 17% 15% 13% 1,372% -30% 34% 24% 19% 15% 13% 11% 0,593% -57% 9,179% 6,560% 4,833% 3,554% 2,543% 1,711% #DIV/0! Bảng 4.210: Sự phụ thuộc của IRR vào sản lượng và giá bán - Phương án A Tăng giảm sản lượng 31% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -57% Tăng giảm giá bán 10% 42% 39% 37% 35% 33% 31% 28% 26% 8% 5% 38% 36% 34% 32% 30% 28% 26% 24% 7% 0% 35% 33% 31% 29% 27% 25% 23% 21% 4,833% -5% 32% 30% 28% 26% 24% 23% 21% 18% 3% -10% 28% 27% 25% 23% 22% 20% 18% 15% #NUM! -15% 25% 24% 22% 20% 18% 16% 14% 12% #DIV/0! -20% 22% 20% 18% 16% 15% 13% 11% 9% #DIV/0! -25% 17% 16% 14% 13% 11% 9% 8% 6% #DIV/0! -36% 7% 6% 4,833% 4% 2% #NUM! #NUM! #DIV/0! #DIV/0! Nhận xét chung cho quá trình phân tích độ nhạy 2 yếu tố: Qua kết quả tính toán ở các bảng phân tích độ nhạy 2 chiều trên ta thấy: Khi cả 2 yếu tố rủi ro cùng diễn biến theo chiều hướng xấu thì chỉ tiêu hiệu quả (NPV hoặc IRR) giảm xuống nhanh hơn là một yếu tố rủi ro tác động. Nhìn chung với các khoảng độ nhạy đã tính toán của mỗi chỉ tiêu, ta đã dự phòng vượt mức xảy ra (với xác suất lớn của các yếu tố rủi ro của dự án nhà máy nhiệt điện) trong thực tế nhưng các chỉ tiêu hiệu qủa (NPV và IRR) của phương án A vẫn ở mức cao. Điều này chứng tỏ rằng các chỉ tiêu NPV và IRR của phương án A ít nhạy cảm với sự biến động của từng cặp yếu tố rủi ro. Ta có thể nhận định phương án A là phương án khả thi và ít chịu sự tác động xấu của các yếu tố rủi ro. Khi phân tích bảng 2 chiều: Có nhiều điểm hoà vốn (ngưỡng để dự án mất khả thi) mà trong đó có những điểm dễ xảy ra trong thực tế, điều này đòi hỏi phải có phân tích thống kê thực tế tốt để phục vụ cho việc nhận định và ra quyết định. Phân tích mô phỏng: Nhận dạng các yếu tố rủi ro và tìm phân bố xác suất: Các yếu tố rủi ro (đầu vào) trong mô phỏng: Giá than (1), giá dầu FO (2), tổng đầu tư (3), số giờ vận hành công suất đặt (4), giá bán điện(5). Các chỉ tiêu hiệu quả tài chính (đầu ra) trong mô phỏng: NPV (2003), FIRR, B/C, giá thành dự án, thời gian hoàn vốn. Phân bố xác suất của giá than: Giá than sử dụng trong nhà máy nhiệt điện Hải Phòng là giá hợp đồng do đó sự biến động ngắn hạn của giá than trong nước và thế giới ít tác động đến giá mua than tại nhà máy. Sự biến động dài hạn của giá than đã được thể hiện bởi tốc độ tăng giá than trung bình trong cả đời dự án (do Viện Năng Lượng đưa ra). Do vậy, ở đây ta chỉ xét phân bố xác suất của giá than hợp đồng năm 2001. Giá than hợp đồng có đặc điểm: Giá trị cực đại và cực tiểu có thể dự đoán. Xác suất xảy ra một giá nằm giữa giá cực đại và cực tiểu biến động giảm dần xung quanh giá trị được kỳ vọng (là giá thị trường). Vậy theo các đặc điểm trên, phân bố của giá than phải là phân bố tam giác với các thông số: Với giá trị kỳ vọng: 21,20 ($/tấn) Giá trị cực tiểu: 18,08 ($/tấn) Giá trị cực đại: 24,32 ($/tấn) Phân bố xác suất của giá dầu FO: Dầu sử dụng trong nhà máy nhiệt điện được quy về một loại có số lượng sử dụng chủ yếu là dầu FO. Ta sẽ sử dụng phân bố xác suất của giá dầu FO trong dài hạn vì những lý do sau: Thứ nhất, giá dầu là yếu tố biến động rất mạnh và rất khó dự báo chính xác trong ngắn hạn do đó phân bố xác suất của giá dầu trong ngắn hạn không có nhiều ý nghĩa. Thứ hai, giá dầu trong nước do chịu sự điều chỉnh của các chính sách bình ổn giá của Nhà nước và do đó giá dầu FO thường ổn định. Giá nhiên liệu (trong đó có dầu FO) cho sản xuất điện, xi măng, phân bón thường được Chính phủ có những chính sách bình ổn. Thứ ba, sự điều chỉnh giá dầu trong nước thường chỉ được tiến hành theo sự biến động quá mạnh của giá dầu thế giới, mà những biến động đủ mạnh của giá dầu thế giới mới tác động đáng kể đến biến động giá dầu trong dài hạn. Ta sử dụng phương pháp tìm phân bố xác suất theo số liệu thống kê. Các số liệu được sử dụng là giá dầu thế giới (bình quân năm) từ năm 1973 đến năm 2001 và giá dự báo đến năm 2025 (tổng số có 53 mẫu thống kê). Kết quả dự báo giá dầu dài hạn là của Cơ quan năng lượng quốc tế EIA (Energy Information Administration). Phân bố xác suất của tổng đầu tư: Tổng đầu tư có phân bố dạng chuẩn vì nó có các đặc điểm: Giá trị có xác suất xảy ra lớn nhất là tổng đầu tư của dự án tính toán từ dự toán công trình và các khoản khác. Giá trị tổng đầu tư có thể xảy ra lớn hơn hoặc nhỏ hơn giá trị được kỳ vọng (giá trị trung bình) và đối xứng qua giá trị đó. Một giá trị càng ra xa giá trị trung bình (chênh lệch với giá trị trung bình càng lớn) thì xác suất xảy ra giá trị đó càng nhỏ. Mấu chốt của việc xác định phân bố chuẩn là tính được độ lệch chuẩn. Để tính được độ lệch chuẩn ta cần một số lượng số liệu thống kê mẫu khá lớn về biến động tổng dự toán thực tế của các dự án tương tự nhau. Dự án nhà máy nhiệt điện có tính chất đặc thù khác nhau nhiều và không có nhiều dự án trong thực tế để thống kê. Do vậy, việc xác định phân bố xác suất này cần đến kinh nghiệm của người phân tích. Phân bố bị “cắt cụt” phần bên trái bởi giá trị tổng dự toán vốn đầu tư xây dựng (xấp xỉ 603 triệu $). Để dự phòng mức độ phân tán của tổng đầu tư ta cho giá trị độ lệch chuẩn của phân bố xác suất tổng đầu tư (theo chế độ tự động của Crystall Ball) là bằng 10% tổng đầu tư: 62,18 (106S). Phân bố xác suất của số giờ vận hành công suất đặt: Số giờ vận hành trong tính toán dự án đầu tư là số giờ vận hành trung bình mỗi năm giống nhau trong suốt đời dự án, có đặc điểm: Giá trị cực đại và cực tiểu có thể dự báo gần đúng bằng cách sử dụng mô hình quy hoạch phát triển hệ thống điện. Có một giá trị số giờ vận hành công suất đặt dễ xảy ra nhất tính toán từ phương án quy hoạch cơ sở và kế hoạch phân bổ công suất phủ biểu đồ phụ tải. Càng ra xa giá trị số giờ vận hành công suất đặt thì xác suất xảy ra càng nhỏ. Theo kết quả của mô hình quy hoạch phát triển hệ thống điện (WASP-IIIP) dựa theo Tổng sơ đồ V: Số giờ vận hành thấp: 5000h; số giờ vận hành lớn nhất: 7000h; số giờ vận hành trung bình: 6000h. Phân bố xác suất của giá bán điện: Giá bán điện của dự án có phân bố lệch trái vì: Giá bán điện dự án không thể nhỏ hơn 0cent/kWh và trên lý thuyết có thể tăng lên đến giá trị cực đại, khoảng 7 cent/kWh. Xác suất xảy ra các giá trị nhỏ hơn (bên trái) giá trị kỳ vọng lớn hơn xác suất xảy ra các giá trị bên phải, do đó phân bố lệch trái. Các thông số: khoảng phân bố: [0;7]; kỳ vọng là 4,1 cent/kWh; độ lệch chuẩn 0,41 cent/kWh (10%). Ta lấy độ lệch chuẩn 0,41 cent/kWh vì giá bán có thể giảm nhưng không quá nhiều. Mối tương quan giữa các biến: Trong các biến trên ta thấy chỉ có số giờ vận hành công suất đặt và giá bán điện là có sự tương quan rõ rệt. Đặc biệt trong thị trường điện, mối tương quan này càng thể hiện rõ. Ta tính hệ số tương quan thông qua số liệu thống kê giá thành và số giờ vận hành của các nhà máy nhiệt điện lớn trong hệ thống. Số giờ vận hành là trong điều kiện không sự cố trong giai đoạn 2000-2002 như bảng sau: Bảng 4.211: Số liệu tính toán hệ số tương quan giữa số giờ vận hành và giá bán điện Nhà máy Giá trung bình (2000-2002)(cent/kWh) Số giờ vận hành Pmax trung bình (2000-2002) (h/năm) Phả lại 2 1,29 6640 Phú Mỹ 1 1,45 5955 Phả lại 1,47 5168 Bà Rịa 1,85 5815 Ninh Bình 2,48 5486 Cần Thơ 4,62 6255 Thủ Đức 5,59 5788 Nguồn: EVN Thiết lập mô hình tính toán và kết quả mô phỏng Mô hình tính toán được lấy trực tiếp từ mối tương quan giữa các biến và số liệu như đã tính toán phân tích tài chính để tính các chỉ tiêu hiệu quả. Điểm khác biệt là bây giờ 5 yếu tố rủi ro đầu vào được nhập số liệu trực tiếp chứ không còn là kết quả công thức. Mỗi phương án có một Sheet chứa số liệu phương án cơ sở các yếu tố rủi ro và các chỉ tiêu hiệu qủa liên kết với kết quả phân tích tài chính: Số liệu nhập của các yếu tố rủi ro (phương án cơ sở) và tham số chương trình. Đưa vào mô hình phân tích tài chính Tính được các chỉ tiêu hiệu quả Lưu kết quả và vẽ phân bố xác suất Phân bố xác suất của các yếu tố rủi ro và sinh tổ hợp biến ngẫu nhiên Thiết lập ngưỡng và kết xuất báo cáo mô phỏng Lặp lại nếu chưa hết số lần lặp đã cho Quá trình phân tích được thiết lập với việc mô phỏng 10.000 lần lặp (theo khuyến cáo của công ty Decisioneering nên dùng khoảng 2.000 lần lặp) để sinh biến ngẫu nhiên từ phân bố xác suất của các yếu tố rủi ro đầu vào và vẽ phân bố xác suất của các chỉ tiêu hiệu quả tài chính đầu ra. Kết quả mô phỏng (chi tiết ở phụ lục 3 từ hình PL 3-1 đến hình PL 3-15) được tổng kết như sau: Bảng 4.212: Tổng hợp kết quả mô phỏng 3 phương án Chỉ tiêu Đơn vị Giá trị phương án cơ sở Giá trị trung bình mô phỏng Độ lệch chuẩn Ngưỡng Xác suất xảy ra ngưỡng Phương án A NPV - A (2003) 106$ 520,80 488,06 128,88 >=0 100,00% B/C (A) - 1,3073 1,28 0,07 >=1 100,00% Giá thành dự án (A) cent/kWh 3,2158 3,3025 0,1637 >=3,2158 31,75% IRR (A) % 31,2611% 25,84% 7,25% >=4,833% 100% Thời gian hoàn vốn (A) năm 5,29 6,63 1,83 <=11 100% Phương án B NPV - B (2003) 106$ 194,29 172,97 90,07 >=0 97,53% B/C (B) - 1,1479 1,1293 0,0660 >=1 97,55% Giá thành dự án (B) cent/kWh 3,78 3,85 0,21 >=3,7751 37,49% IRR (B) % 15,9801% 14,91% 3,50% >=8,5320% 97,52% Thời gian hoàn vốn (B) năm 11,90 13,18 4,17 <=15 71,20% Phương án C NPV - C (2003) 106$ 243,15 225,08 97,01 >=0 99,07% B/C (C) - 1,1726 1,1577 0,0665 >=1 99,09% Giá thành dự án (C) cent/kWh 3,82 3,88 0,21 >=3,8177 41,22% IRR (C) % 19,2328% 18,23% 5,17% >=8,0460% 99,04% Thời gian hoàn vốn (C) năm 10,13 13,18 4,17 <=15 71,20% Nhận xét: Qua mô phỏng 10.000 lần với các phân bố xác suất của các yếu tố rủi ro đã chọn, có 100% cơ hội NPV của dự án >0 nếu dự án được tài trợ bởi phương án vay A. Trong khi tỷ lệ này của phương án B và C lần lượt là 97,53% và 99,07%. Điều này chứng tỏ tác động của các yếu tố rủi ro đầu vào đến chỉ tiêu NPV của dự án là không đáng kể. Với phương án A, có 37,49% cơ hội xảy ra việc thành không vượt qua giá thành phương án cơ sở, tỷ lệ này tương đối nhỏ. Với phương án B và C tỷ lệ này tương ứng là: 37,49% và 41,22%. Điều này chứng tỏ có nhiều khả năng giá thành dự án lớn hơn giá thành tính toán (ở phương án cơ sở) và do đó giá bán cần phải cân nhắc xác định ra xa (về phía phải) giá thành cơ sở. IRR (A) luôn lớn hơn tỷ suất chiết khấu (xác suất là 100%) chứng tỏ: Suất thu lợi nội tại tài chính trên phần vốn chủ sở hữu của phương án A luôn lớn hơn chi phí cơ hội của vốn sử dụng cho dự án có tính đến lạm phát. Điều này là lý tưởng với 1 dự án, vấn đề là để có điều này dự án cần phải được tài trợ bởi phương án vay A. Xác suất để IRR lớn hơn tỷ suất chiết khấu với phương án B và C lần lượt là: 97,52% và 99,04%. Có 100% cơ hội để thời gian hoàn vốn của dự án nhỏ hơn hoặc bằng 15 năm nếu dự án được tài trợ bởi phương án A. Tỷ lệ này với phương án B và C lần lượt là: 71,20% và 71,20%, các tỷ lệ khá cao này chứng tỏ dự án có nhiều triển vọng thu hồi vốn. Thứ tự giảm dần của độ lớn NPV 3 phương án là A,C,B nhưng trật tự giảm dần của độ lệch chuẩn cũng là A,C,B. Do đó nếu được chọn một trong 3 phương án ta sẽ tính chỉ số CV của 3 phương án, kết quả: CVA = 0,26, CVB = 0,52 và CVC = 0,43 từ đó ta chọn phương án A là phương án có tỷ lệ rủi ro trên một giá trị kỳ vọng lợi nhuận nhỏ nhất. Kết quả phân tích độ nhạy bằng mô phỏng với NPV và IRR phương án A: Hai biểu đồ độ nhạy thể hiện trên hình 4.2-11 và 4.2-12 thể hiện hệ số tương quan giữa từng yếu tố rủi ro với chỉ tiêu hiệu quả, qua đó ta thấy: Với NPV: chỉ tiêu NPV tỷ lệ thuận với: giá bán điện, thời gian vận hành công suất cực đại và tỷ lệ nghịch với: tổng đầu tư, giá than, giá dầu. Thứ tự giảm dần của mức độ tác động của các yếu tố rủi ro đối với NPV là: giá bán điện, tổng đầu tư, giá than, thời gian vận hành, giá dầu FO. Với IRR: tỷ lệ thuận với: giá bán điện, thời gian vận hành công suất cực đại và tỷ lệ nghịch với: tổng đầu tư, giá than, giá dầu (tương tự như NPV). Thứ tự giảm dần của mức độ tác động của các yếu tố rủi ro đối với IRR là: tổng đầu tư, giá bán điện, giá than, thời gian vận hành, giá dầu FO. Hình 4.211: Biểu đồ độ nhạy của NPV phương án A Hình 4.212:Biểu đồ độ nhạy của IRR phương án A kết luận chương 4 Chương 4 áp dụng các lý thuyết phân tích rủi ro đã nêu ở chương 1 và 2 để phân tích rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Có 4 yếu tố rủi ro đầu vào quan trọng nhất cần phân tích: Tổng vốn đầu tư (1), Giá nhiên liệu (2) (giá dầu và giá than); Giá bán điện của dự án (3); Sản lượng (số giờ vận hành Pmax)(4). Kết quả phân tích độ nhạy cho biết sự phụ thuộc và mức độ phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào các yếu tố rủi ro. Thứ tự giảm dần mức độ tác động tới NPV: giá bán, tổng đầu tư, số giờ vận hành, chi phí nhiên liệu. Thứ tự đó với IRR là: tổng đầu tư, giá bán, số giờ vận hành và chi phí nhiên liệu. Phân bố xác suất của các yếu tố rủi ro đầu vào trong mô phỏng thiết lập trên cơ sở những nhận định logic và các thống kê (giá dầu FO, tương quan giá điện và số giờ vận hành của một số nhà máy nhiệt điện). Mô hình bảng tính mô phỏng dựa trên các bảng tính phân tích hiệu quả tài chính. Kết quả mô phỏng cho thấy cả 3 phương án đều có xác suất xảy ra ngưỡng khá tốt. Tuy nhiên, xác suất để xảy ra giá thành dự án vượt giá thành của phương án cơ sở là khá cao, điều này dẫn đến việc không có nhiều lựa chọn giảm giá bán điện của dự án. Theo phân tích mô phỏng, thứ tự giảm dần mức độ tác động của các yếu tố rủi ro tới NPV là: giá bán điện, tổng đầu tư, giá than, thời gian vận hành, giá dầu FO. Với IRR là: tổng đầu tư, giá bán điện, giá than, thời gian vận hành, giá dầu FO. Trật tự này nhìn chung giống với trật tự trong phân tích độ nhạy. Kết luận chung Đồ án này gồm 4 chương: 2 chương lý thuyết đi từ rộng đến hẹp và 2 chương áp dụng. Nội dung chính của đồ án là nêu ra phương pháp và áp dụng lý thuyết để phân tích hiệu quả kinh tế tài chính có tính đến rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Đồ án được khởi đầu với những khái niệm chung nhất và cơ bản nhất về phân tích dự án đầu tư có tính đến rủi ro. Trong đó những điểm quan trọng là các lý thuyết về phân tích rủi ro với 2 phương pháp tổng quát là: phân tích độ nhạy và phân tích áp dụng lý thuyết xác suất. Bên cạnh đó là các tiêu chuẩn: tối đa hoá kỳ vọng lợi nhuận, tối đa hoá kỳ vọng lợi ích và các quy tắc: kỳ vọng – phương sai, kỳ vọng–hệ số rủi ro đơn vị. Do đặc thù của dự án nhà máy nhiệt điện nên phương pháp phân tích hiệu quả kinh tế tài chính và rủi ro dự án này cũng có những điểm khác biệt đặc trưng. Chương 2 của đồ án đã trình bày các bước cụ thể, các bảng biểu mẫu cũng như cách tính toán trong phân tích hiệu quả tài chính và rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện. Trong đó quan trọng hơn cả là cấu trúc bảng dòng tiền phân tích hiệu quả tài chính, cấu trúc bảng phân tích độ nhạy (1 chiều, 2 chiều) và đặc biệt là cách xác định phân bố xác suất của biến đầu vào mô phỏng cũng như phương pháp nhận định kết quả mô phỏng. Hai chương cuối sử dụng các số liệu đầu vào để tính toán lấy từ báo cáo khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng do Viện Năng Lượng thực hiện. Kết quả phân tích hiệu quả tài chính cho thấy các phương án đưa ra đều khả thi nhưng khi các phương án vay thay đổi, các chỉ tiêu hiệu quả dự án thay đổi đáng kể. Chương cuối cùng phân tích những tác động (chủ yếu là bất lợi) của 5 yếu tố rủi ro chủ yếu đến dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Kết quả mô phỏng rủi ro cho ta biết xác suất xảy ra ngưỡng và thứ tự giảm dần mức độ tác động của các yếu tố rủi ro chủ yếu tới các chỉ tiêu hiệu quả của dự án. Trong đồ án có sử dụng các công cụ phần mềm hỗ trợ tính toán, đó là: các công cụ Table, Goal Seek của Excel và phần mềm Crystal Ball. Bên cạnh đó nổi bật là các cấu trúc tổ chức bảng tính logic và cách sử dụng các hàm phân tích tài chính dự án đầu tư. Tóm lại, toàn bộ nội dung xuyên suốt của đồ án là sự tổng hợp những lý thuyết đã học, tham khảo thêm những tài liệu cần thiết và xây dựng nên phương pháp rồi sử dụng công cụ máy tính áp dụng nó cho một vấn đề thực tế trong ngành năng lượng. Trong đó đáng chú ý là phương pháp phân tích rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện – một việc có ý nghĩa thời sự khi thị trường điện tại Việt Nam đang đi vào hoạt động ở những giai đoạn đầu. Với những nội dung đã trình bày trong đồ án, em thấy còn một số vấn đề còn cần phải được nghiên cứu sâu thêm (không nằm trong phạm vi nghiên cứu của đồ án này): Thứ nhất, tăng độ chính xác của các phân bố xác suất đầu vào cho mô phỏng; Thứ hai là mô phỏng thị trường điện cạnh tranh và tìm phân bố số giờ vận hành và giá bán điện từ một nhà máy nhiệt điện mới sẽ tham gia vào thị trường. Đây cũng có thể là những đề tài nghiên cứu tiếp trong tương lai. Em hy vọng trong tương lai sẽ có dịp nghiên cứu sâu hơn và sẽ nhận được sự chỉ bảo, góp ý từ các thầy cô và các bạn để những vấn đề này ngày càng hoàn thiện hơn. Với tấm lòng trân trọng và kính phục, em xin gửi lời cảm ơn tới thầy giáo PGS.TS Nguyễn Minh Duệ – người đã hết lòng giúp đỡ hướng dẫn và cung cấp nhiều tài liệu quý báu để em hoàn thiện hơn đồ án của mình. Em xin cảm ơn các thầy cô trong bộ môn và khoa đã giúp đỡ em trong quá trình làm đồ án. Tài liệu tham khảo Tài liệu dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng: Viện năng lượng. Nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Báo cáo nghiên cứu khả thi. Báo cáo tóm tắt. Viện năng lượng. Nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Báo cáo nghiên cứu khả thi. Tập 1 Thuyết minh chung. Viện năng lượng. Nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Báo cáo nghiên cứu khả thi. Tập 2 Phụ lục tính toán và các văn bản pháp lý. Viện năng lượng. Nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Báo cáo nghiên cứu khả thi. Báo cáo bổ sung: Tổng vốn đầu tư và phân tích tài chính. Tài liệu tiếng Việt: Bộ môn Kinh tế năng lượng ĐH Bách Khoa Hà Nội. Giáo trình Kinh tế năng lượng (bản thảo). Chương 5,6,7. Nguyễn Việt Hùng. Giáo trình quản lý tài chính. Nhà xuất bản đại học Quốc Gia. TS. Nguyễn Bạch Nguyệt. Lập và quản lý dự án đầu tư – Nhà xuất bản thống kê 2000. Nguyễn Anh Tuấn. Hạn chế rủi ro và tổn thất trong hoạt động kinh doanh thương mại quốc tế - 2005. Phạm Thị Thanh Mai. Nghiên cứu đánh giá hiệu quả tài chính dự án đầu tư nhà máy thuỷ điện áp dụng cho nhà máy thủy điện Sơn La – Luận văn thạc sỹ - 2004. Vũ Anh Hoa. Phân tích rủi ro dự án đầu tư nhà máy điện theo phương pháp mô phỏng Monte Carlo. áp dụng với nhà máy nhiệt điện Hải Phòng – luận văn thạc sỹ - 2004 Tài liệu tiếng Anh: Chan S. Park, Gunter P. Sharp-Bette – Advanced Engineering Economics. Part two: Risk analysis. Haim Levy, Marshall Sarnat - Capital Investment and Financial Decisions - Fifth edition. J.M.Campbell. Analysis and management petroleum projects: Risk, taxe and time. Chapter 8: Assessing,Presenting and managing project risk. Decisioneering, Inc. Crystal Ball Users Manual. Phụ lục Dòng tiền phân tích tài chính các phương án vay B và C (phương án 600MW) Bảng PL11: Dòng tiền phân tích tài chính (phương án vay B) cho phương án 600MW Đơn vị: 106$ STT Năm Đầu tư Vốn tự có Vốn vay Khấu hao Trả gốc Trả lãi Chi phí vận hành Tiền thuê đất Doanh thu Thu nhập chịu thuế Thuế thu nhập Dòng chi CFAT (1+i)-t NPVt Cộng dồn PVBt PVCt (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 0 2003 61,68 17,557 40,966 0 0 2,868 0,0432 40,97 61,73 -20,76 1,00 -20,76 -20,76 40,97 61,73 1 2004 233,66 66,505 155,18 0 0 13,73 0,0432 155,18 233,70 -78,52 0,92 -72,35 -93,11 142,98 215,33 2 2005 248,61 70,761 165,11 0 0 25,29 0,0432 165,11 248,65 -83,55 0,85 -70,93 -164,04 140,17 211,10 3 2006 91,60 26,072 60,835 15,89 0 29,55 53,02 0,0432 129,10 0,00 0 174,22 -45,12 0,78 -35,29 -199,33 100,98 136,27 4 2007 0 0 0 31,78 28,139 27,58 74,89 0,0432 136,53 0,00 0 102,51 34,02 0,72 24,52 -174,81 98,40 73,88 5 2008 0 0 0 31,78 28,139 25,61 73,28 0,0432 136,53 2,91 0,93 99,86 36,67 0,66 24,35 -150,46 90,66 66,32 6 2009 0 0 0 31,78 28,139 23,64 71,68 0,0432 136,53 4,70 1,50 96,86 39,67 0,61 24,27 -126,19 83,54 59,26 7 2010 0 0 0 31,78 28,139 21,67 70,07 0,0432 136,53 12,97 4,15 95,93 40,60 0,56 22,89 -103,30 76,97 54,08 8 2011 0 0 0 31,78 28,139 19,7 68,48 0,0432 136,53 16,54 5,29 93,51 43,02 0,52 22,35 -80,95 70,92 48,57 9 2012 0 0 0 31,78 28,139 17,73 66,88 0,0432 136,53 20,10 6,43 91,08 45,45 0,48 21,75 -59,20 65,34 43,59 10 2013 0 0 0 31,78 28,139 15,76 65,29 0,0432 136,53 23,66 7,57 88,66 47,87 0,44 21,11 -38,09 60,21 39,10 11 2014 0 0 0 31,78 28,139 13,79 63,70 0,0432 136,53 27,22 8,71 86,24 50,29 0,41 20,43 -17,66 55,47 35,04 12 2015 0 0 0 31,78 28,139 11,82 62,12 0,0432 136,53 30,77 9,85 83,83 52,70 0,37 19,73 2,07 51,11 31,38 13 2016 0 0 0 31,78 28,139 9,849 60,54 0,0432 136,53 34,32 10,98 81,41 55,12 0,34 19,01 21,08 47,10 28,08 14 2017 0 0 0 31,78 28,139 7,879 58,96 0,0432 136,53 37,87 12,12 79,00 57,53 0,32 18,28 39,36 43,39 25,11 15 2018 0 0 0 31,78 28,139 5,909 57,39 0,0432 136,53 41,41 13,25 76,60 59,93 0,29 17,55 56,91 39,98 22,43 16 2019 0 0 0 31,78 28,139 3,939 55,83 0,0432 136,53 44,94 14,38 74,19 62,34 0,27 16,82 73,74 36,84 20,02 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 17 2020 0 0 0 31,78 28,139 1,97 54,26 0,0432 136,53 48,48 15,51 71,79 64,74 0,25 16,10 89,83 33,94 17,85 18 2021 0 0 0 31,78 28,139 -0 52,70 0,0432 136,53 52,01 16,64 69,39 67,14 0,23 15,38 105,21 31,27 15,89 19 2022 0 0 0 31,78 0 0 53,12 0,0432 136,53 51,59 16,51 69,67 66,86 0,21 14,11 119,32 28,82 14,70 20 2023 0 0 0 31,78 0 0 53,54 0,0432 136,53 51,17 16,38 69,95 66,58 0,19 12,95 132,27 26,55 13,60 21 2024 0 0 0 31,78 0 0 53,96 0,0432 136,53 50,75 16,24 70,24 66,29 0,18 11,88 144,15 24,46 12,59 22 2025 0 0 0 31,78 0 0 54,39 0,0432 136,53 50,32 16,10 70,53 66,00 0,17 10,90 155,04 22,54 11,64 23 2026 0 0 0 15,89 0 0 54,82 0,0432 136,53 65,78 21,05 75,91 60,62 0,15 9,22 164,26 20,77 11,55 24 2027 0 0 0 0,00 0 0 55,25 0,0432 136,53 81,23 26,00 81,29 55,24 0,14 7,74 172,01 19,14 11,39 25 2028 0 0 0 0,00 0 0 55,69 0,0432 136,53 80,79 25,85 81,59 54,94 0,13 7,09 179,10 17,63 10,54 26 2029 0 0 0 0,00 0 0 56,14 0,0432 136,53 80,35 25,71 81,89 54,64 0,12 6,50 185,60 16,25 9,74 27 2030 0 0 0 0,00 0 0 56,59 0,0432 136,53 79,90 25,57 82,20 54,33 0,11 5,96 191,56 14,97 9,01 28 2031 0 0 0 0,00 0 0 28,52 0,0432 68,27 39,70 12,70 41,27 27,00 0,10 2,73 194,29 6,90 4,17 Tổng 194,29 1.508,3 1.314,0 Bảng PL12: Tính các chỉ tiêu NPV và IRR (năm 0 là 2006) phương án B STT Năm CFAT (1+i)-t NPVt (1+i)-t NPVt -3 2003 -20,76 1,2784 -26,5419 1,5601 -32,3898 -2 2004 -78,52 1,1779 -92,4952 1,3451 -105,6259 -1 2005 -83,55 1,0853 -90,6744 1,1598 -96,8971 0 2006 -45,12 1,0000 -45,1158 1,0000 -45,1158 1 2007 34,02 0,9214 31,3457 0,8622 29,3327 2 2008 36,67 0,8490 31,1292 0,7434 27,2594 3 2009 39,67 0,7822 31,0313 0,6410 25,4286 4 2010 40,60 0,7207 29,2587 0,5527 22,4364 5 2011 43,02 0,6641 28,5698 0,4765 20,5012 6 2012 45,45 0,6119 27,8068 0,4109 18,6723 7 2013 47,87 0,5638 26,9858 0,3543 16,9573 8 2014 50,29 0,5194 26,1207 0,3054 15,3596 9 2015 52,70 0,4786 25,2236 0,2634 13,8796 10 2016 55,12 0,4410 24,3050 0,2271 12,5152 11 2017 57,53 0,4063 23,3738 0,1958 11,2628 12 2018 59,93 0,3744 22,4379 0,1688 10,1175 13 2019 62,34 0,3449 21,5037 0,1456 9,0736 14 2020 64,74 0,3178 20,5768 0,1255 8,1249 15 2021 67,14 0,2928 19,6620 0,1082 7,2651 16 2022 66,86 0,2698 18,0403 0,0933 6,2378 17 2023 66,58 0,2486 16,5513 0,0804 5,3554 18 2024 66,29 0,2291 15,1843 0,0694 4,5976 19 2025 66,00 0,2111 13,9294 0,0598 3,9468 20 2026 60,62 0,1945 11,7886 0,0516 3,1257 21 2027 55,24 0,1792 9,8977 0,0445 2,4558 22 2028 54,94 0,1651 9,0703 0,0383 2,1060 23 2029 54,64 0,1521 8,3113 0,0331 1,8058 24 2030 54,33 0,1402 7,6151 0,0285 1,5483 25 2031 27,00 0,1291 3,4864 0,0246 0,6633 NPV (2006) = 248,3784 Tổng = -0,000001 IRR (2003) = 15,98% IRR (2006) = 15,98% Bảng PL13: Dòng tiền phân tích tài chính (phương án vay C) cho phương án 600MW Đơn vị: 106$ STT Năm Đầu tư Vốn tự có Vốn vay Khấu hao Trả gốc Trả lãi Chi phí vận hành Tiền thuê đất Doanh thu Thu nhập chịu thuế Thuế thu nhập Dòng chi CFAT (1+i)-t NPVt Cộng dồn PVBt PVCt (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 0 2003 62,36 8,7784 49,744 0 0 3,482 0,0432 49,74 62,40 -12,66 1,00 -12,66 -12,66 49,74 62,40 1 2004 236,23 33,253 188,43 0 0 16,67 0,0432 188,43 236,27 -47,84 0,93 -44,28 -56,94 174,40 218,67 2 2005 251,34 35,38 200,49 0 0 30,71 0,0432 200,49 251,39 -50,90 0,86 -43,60 -100,53 171,74 215,34 3 2006 92,61 13,036 73,871 16,06 0 35,88 59,36 0,0432 142,14 0,00 0 187,88 -45,75 0,79 -36,27 -136,80 112,69 148,96 4 2007 0 0 0 32,13 34,169 33,49 80,80 0,0432 136,53 0,00 0 114,33 22,20 0,73 16,29 -120,51 100,18 83,89 5 2008 0 0 0 32,13 34,169 31,09 78,77 0,0432 136,53 -2,75 0,00 109,91 26,62 0,68 18,08 -102,43 92,72 74,64 6 2009 0 0 0 32,13 34,169 28,7 76,74 0,0432 136,53 -0,54 0,00 105,49 31,04 0,63 19,51 -82,92 85,82 66,30 7 2010 0 0 0 32,13 34,169 26,31 74,72 0,0432 136,53 3,33 1,07 102,14 34,39 0,58 20,01 -62,91 79,43 59,42 8 2011 0 0 0 32,13 34,169 23,92 72,70 0,0432 136,53 7,75 2,48 99,14 37,39 0,54 20,13 -42,78 73,51 53,38 9 2012 0 0 0 32,13 34,169 21,53 70,68 0,0432 136,53 12,15 3,89 96,14 40,39 0,50 20,13 -22,65 68,04 47,91 10 2013 0 0 0 32,13 34,169 19,13 68,67 0,0432 136,53 16,56 5,30 93,14 43,39 0,46 20,01 -2,64 62,97 42,96 11 2014 0 0 0 32,13 34,169 16,74 66,66 0,0432 136,53 20,96 6,71 90,15 46,38 0,43 19,80 17,16 58,28 38,48 12 2015 0 0 0 32,13 34,169 14,35 64,65 0,0432 136,53 25,36 8,11 87,16 49,37 0,40 19,51 36,67 53,94 34,44 13 2016 0 0 0 32,13 34,169 11,96 62,65 0,0432 136,53 29,75 9,52 84,17 52,36 0,37 19,15 55,81 49,92 30,78 14 2017 0 0 0 32,13 34,169 9,567 60,65 0,0432 136,53 34,14 10,92 81,19 55,34 0,34 18,73 74,54 46,21 27,48 15 2018 0 0 0 32,13 34,169 7,175 58,66 0,0432 136,53 38,53 12,33 78,21 58,32 0,31 18,27 92,81 42,77 24,50 16 2019 0 0 0 32,13 34,169 4,784 56,67 0,0432 136,53 42,91 13,73 75,23 61,30 0,29 17,77 110,58 39,58 21,81 17 2020 0 0 0 32,13 34,169 2,392 54,68 0,0432 136,53 47,28 15,13 72,25 64,28 0,27 17,25 127,83 36,63 19,39 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 18 2021 0 0 0 32,13 34,169 0,00 52,70 0,0432 136,53 51,66 16,53 69,28 67,25 0,25 16,70 144,53 33,91 17,20 19 2022 0 0 0 32,13 0 0 53,12 0,0432 136,53 51,24 16,40 69,56 66,97 0,23 15,39 159,93 31,38 15,99 20 2023 0 0 0 32,13 0 0 53,54 0,0432 136,53 50,82 16,26 69,84 66,69 0,21 14,19 174,11 29,04 14,86 21 2024 0 0 0 32,13 0 0 53,96 0,0432 136,53 50,40 16,13 70,13 66,40 0,20 13,07 187,19 26,88 13,81 22 2025 0 0 0 32,13 0 0 54,39 0,0432 136,53 49,97 15,99 70,42 66,11 0,18 12,05 199,23 24,88 12,83 23 2026 0 0 0 16,06 0 0 54,82 0,0432 136,53 65,61 20,99 75,85 60,68 0,17 10,23 209,47 23,03 12,79 24 2027 0 0 0 0,00 0 0 55,25 0,0432 136,53 81,23 26,00 81,29 55,24 0,16 8,62 218,09 21,31 12,69 25 2028 0 0 0 0,00 0 0 55,69 0,0432 136,53 80,79 25,85 81,59 54,94 0,14 7,94 226,03 19,72 11,79 26 2029 0 0 0 0,00 0 0 56,14 0,0432 136,53 80,35 25,71 81,89 54,64 0,13 7,31 233,33 18,26 10,95 27 2030 0 0 0 0,00 0 0 56,59 0,0432 136,53 79,90 25,57 82,20 54,33 0,12 6,72 240,06 16,90 10,17 28 2031 0 0 0 0,00 0 0 28,52 0,0432 68,27 39,70 12,70 41,27 27,00 0,11 3,09 243,15 7,82 4,73 Tổng 243,15 1.651,7 1.408,6 Bảng PL 14: Tính các chỉ tiêu NPV và IRR (năm 0 là 2006) phương án C STT Năm CFAT (1+i)-t NPVt (1+i)-t NPVt -3 2003 -12,66 1,2613 -15,9691 1,6951 -21,4605 -2 2004 -47,84 1,1674 -55,8457 1,4216 -68,0086 -1 2005 -50,90 1,0805 -54,9914 1,1923 -60,6851 0 2006 -45,75 1,0000 -45,7485 1,0000 -45,7485 1 2007 22,20 0,9255 20,5483 0,8387 18,6204 2 2008 26,62 0,8566 22,8070 0,7034 18,7281 3 2009 31,04 0,7928 24,6125 0,5899 18,3145 4 2010 34,39 0,7338 25,2373 0,4948 17,0174 5 2011 37,39 0,6791 25,3955 0,4150 15,5175 6 2012 40,39 0,6286 25,3886 0,3480 14,0578 7 2013 43,39 0,5818 25,2405 0,2919 12,6645 8 2014 46,38 0,5384 24,9722 0,2448 11,3543 9 2015 49,37 0,4983 24,6026 0,2053 10,1367 10 2016 52,36 0,4612 24,1484 0,1722 9,0161 11 2017 55,34 0,4269 23,6242 0,1444 7,9928 12 2018 58,32 0,3951 23,0432 0,1211 7,0648 13 2019 61,30 0,3657 22,4166 0,1016 6,2279 14 2020 64,28 0,3384 21,7547 0,0852 5,4769 15 2021 67,25 0,3132 21,0662 0,0715 4,8060 16 2022 66,97 0,2899 19,4157 0,0599 4,0138 17 2023 66,69 0,2683 17,8935 0,0503 3,3521 18 2024 66,40 0,2483 16,4896 0,0422 2,7993 19 2025 66,11 0,2298 15,1949 0,0354 2,3375 20 2026 60,68 0,2127 12,9075 0,0297 1,7993 21 2027 55,24 0,1969 10,8760 0,0249 1,3738 22 2028 54,94 0,1822 10,0115 0,0209 1,1460 23 2029 54,64 0,1687 9,2150 0,0175 0,9559 24 2030 54,33 0,1561 8,4812 0,0147 0,7972 25 2031 27,00 0,1445 3,9004 0,0123 0,3322 NPV (2006) = 306,6887 Tổng = -0,000012 IRR (2003) = 19,23% IRR (2006) = 19,23% Phân tích độ nhạy 1 yếu tố (phương án B và C) Bảng PL 21: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào tổng vốn đầu tư (phương án B) Phương án B Đơn vị Hoà vốn Tổng vốn đầu tư 106$ 572 603,78 635,56 667,33 699,11 881,682 Tăng giảm tổng vốn đầu tư % -10% -5% 0% 5% 10% 39% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 244,20 219,24 194,29 169,33 144,37 0,00 NPV quy về năm đầu vận hành - 2006 106$ 312,19 280,29 248,38 216,47 184,56 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 20,35% 17,88% 15,98% 14,45% 13,18% 8,53% B/C - 1,1932 1,1701 1,1479 1,1265 1,1058 1,0000 Giá thành dự án cent/kWh 3,5957 3,6854 3,7751 3,8647 3,9544 4,4696 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 9,26 10,57 11,90 13,27 14,70 0,00 Bảng PL 22: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào tổng vốn đầu tư (phương án C) Phương án C Đơn vị Hoà vốn Tổng vốn đầu tư tr.$ 578,28 610,41 642,54 674,66 706,79 942,91 Tăng giảm tổng vốn đầu tư % -10% -5% 0% 5% 10% 47% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 294,12 268,69 243,15 217,56 191,97 0,00 NPV quy về năm đầu vận hành - 2006 106$ 370,98 338,90 306,69 274,41 242,13 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 27,79% 22,58% 19,23% 16,83% 15,00% 8,05% B/C - 1,1932 1,1701 1,1479 1,1265 1,1058 0,9736 Giá thành dự án cent/kWh 3,6432 3,7305 3,8177 3,9049 3,9921 4,6332 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 7,34 8,75 10,13 11,51 12,89 0,00 Bảng PL 23: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào số giờ vận hành công suất đặt (phương án B) Phương án B Đơn vị Hoà vốn Số giờ vận hành công suất đặt h 6600 6300 6000 5700 5400 3964 Tăng giảm số giờ vận hành công suất đặt % 10% 5% 0% -5% -10% -34% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 247,88 221,08 194,29 167,49 140,37 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 18,02% 17,00% 15,98% 14,96% 13,92% 8,53% B/C - 1,18 1,16 1,15 1,13 1,11 1,00 Giá thành dự án cent/kWh 3,57 3,67 3,78 3,89 4,03 4,93 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 10,29 11,04 11,90 12,88 14,05 0,00 Bảng PL 24: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào số giờ vận hành công suất đặt (phương án C) Phương án C Đơn vị Hoà vốn Số giờ vận hành công suất đặt h 6600 6300 6000 5700 5400 3686,5 Tăng giảm số giờ vận hành công suất đặt % 10% 5% 0% -5% -10% -39% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 300,07 271,85 243,15 213,91 183,88 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 22,03% 20,64% 19,23% 17,81% 16,37% 8,05% B/C - 1,20 1,19 1,17 1,16 1,14 1,00 Giá thành dự án cent/kWh 3,61 3,71 3,82 3,94 4,07 5,25 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 8,6727 9,3418 10,133 11,073 12,202 0 Bảng PL 25: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào chi phí nhiên liệu (phương án B) Phương án B Đơn vị Hoà vốn Tăng giảm chi phí nhiên liệu % -10% -5% 0% 5% 10% 74% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 218,91 206,60 194,29 181,97 169,66 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 16,88% 16,43% 15,98% 15,53% 15,07% 8,53% B/C - 1,17 1,16 1,15 1,14 1,13 1,00 Giá thành dự án cent/kWh 3,66 3,72 3,78 3,83 3,89 4,66 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 11,15 11,52 11,90 12,31 12,74 28,00 Bảng PL 26: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào chi phí nhiên liệu (phương án C) Phương án C Đơn vị Hoà vốn Tăng giảm chi phí nhiên liệu % -10% -5% 0% 5% 10% 84% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 269,58 256,42 243,15 229,80 216,36 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 20,46% 19,85% 19,23% 18,61% 17,99% 8,05% B/C - 1,20 1,18 1,17 1,16 1,15 1,00 Giá thành dự án cent/kWh 3,70 3,76 3,82 3,88 3,94 4,83 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 9,4532 9,7797 10,133 10,515 10,925 28 Bảng PL 27: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào giá bán điện (phương án B) Phương án B Đơn vị Hoà vốn Giá bán điện 4,510 4,305 4,100 3,895 3,690 3,220 Tăng giảm giá bán điện % 10% 5% 0% -5% -10% -21% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 279,22 236,75 194,29 151,71 107,98 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 19,16% 17,57% 15,98% 14,38% 12,71% 8,53% B/C - 1,21 1,18 1,15 1,12 1,08 1,00 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 9,59 10,62 11,90 13,50 15,63 28,00 Bảng PL 28: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả vào giá bán điện (phương án C) Phương án C Đơn vị Hoà vốn Giá bán điện 4,510 4,305 4,100 3,895 3,690 3,101 Tăng giảm giá bán điện % 10% 5% 0% -5% -10% -24% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 333,06 288,46 243,15 196,47 147,91 0,00 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 23,56% 21,41% 19,23% 17,01% 14,73% 8,05% B/C - 1,23 1,20 1,17 1,14 1,11 1,00 Thời gian hoàn vốn tính từ năm bỏ vốn (2003) năm 8,05 8,96 10,13 11,67 13,70 28,00 Hình PL 21: Độ nhạy của NPV phương án B với các yếu tố rủi ro Hình PL 22: Độ nhạy của IRR phương án B với các yếu tố rủi ro Hình PL 23: Độ nhạy của NPV phương án C với các yếu tố rủi ro Hình PL 24: Độ nhạy của IRR phương án C với các yếu tố rủi ro Bảng PL 29: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả và cân đối nguồn trả vốn vay vào tỷ lệ vay vốn (phương án B) Phương án A Đơn vị Tỷ lệ vay (%) Ngưỡng 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 96% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 128,58 144,97 161,38 177,82 194,29 210,78 227,11 243,15 258,96 274,21 277,14 NPV quy về năm đầu vận hành - 2006 106$ 167,35 187,83 208,17 228,35 248,38 268,26 287,76 306,69 325,17 342,77 346,13 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 13,37% 13,91% 14,52% 15,20% 15,98% 16,89% 17,96% 19,23% 20,82% 22,89% 23,38% Giá thành dự án cent/kWh 3,71 3,73 3,74 3,76 3,78 3,79 3,80 3,82 3,83 3,84 3,85 B/C - 1,11 1,12 1,13 1,14 1,15 1,16 1,17 1,17 1,18 1,19 1,19 Cân đối nguồn trả vốn vay 106$ 715,52 638,36 560,44 482,52 404,60 326,68 248,76 170,84 92,92 15,00 0 Bảng PL 210: Sự phụ thuộc của các chỉ tiêu hiệu quả và cân đối nguồn trả vốn vay vào tỷ lệ vay vốn (phương án C) Phương án A Đơn vị Tỷ lệ vay (%) Ngưỡng 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 96% NPV quy về năm đầu bỏ vốn - 2003 106$ 128,58 144,97 161,38 177,82 194,29 210,78 227,11 243,15 258,96 274,21 277,14 NPV quy về năm đầu vận hành - 2006 106$ 167,35 187,83 208,17 228,35 248,38 268,26 287,76 306,69 325,17 342,77 346,13 IRR (năm 0 là năm bắt đầu bỏ vốn) - 2003 % 13,37% 13,91% 14,52% 15,20% 15,98% 16,89% 17,96% 19,23% 20,82% 22,89% 23,38% Giá thành dự án cent/kWh 3,71 3,73 3,74 3,76 3,78 3,79 3,80 3,82 3,83 3,84 3,85 B/C - 1,11 1,12 1,13 1,14 1,15 1,16 1,17 1,17 1,18 1,19 1,19 Cân đối nguồn trả vốn vay 106$ 715,52 638,36 560,44 482,52 404,60 326,68 248,76 170,84 92,92 15,00 0 Bảng PL 211: : Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào giá than và giá dầu (Phương án B) Tăng giảm giá than 19,08 20,14 21,2 22,3 23,32 24,38 37,1 37,32 NPV= 194,29 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 75% 76,1% Tăng giảm giá dầu FO 108 -10% 218,6 206,6 194,6 182,5 170,5 158,5 3,2 0,3 114 -5% 218,5 206,5 194,4 182,4 170,4 158,3 3,1 0,2 120 0% 218,3 206,3 194,3 182,3 170,2 158,2 2,9 0,0 126 5% 218,2 206,2 194,2 182,1 170,1 158,1 2,8 -0,2 132 10% 218,1 206,0 194,0 182,0 170,0 157,9 2,6 -0,3 138 15% 217,9 205,9 193,9 181,9 169,8 157,8 2,5 -0,5 233,448 95% 215,8 203,8 191,7 179,7 167,7 155,6 0,0 -2,9 9089,91 7475% 6,2 -7,6 -21,7 -35,8 -50,1 -64,4 -247,3 -250,6 Bảng PL 212: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào giá than và giá dầu (Phương án C) Tăng giảm giá than 19,08 20,14 21,2 22,3 23,32 24,38 39,22 39,46 NPV= 243,15 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 85% 86,1% Tăng giảm giá dầu FO 108 -10% 269,3 256,4 243,4 230,4 217,3 203,9 3,7 0,3 114 -5% 269,1 256,3 243,3 230,3 217,1 203,7 3,5 0,2 120 0% 269,0 256,1 243,1 230,1 217,0 203,6 3,4 0,0 126 5% 268,8 256,0 243,0 230,0 216,8 203,4 3,2 -0,2 132 10% 268,7 255,8 242,9 229,8 216,7 203,3 3,0 -0,3 138 15% 268,5 255,7 242,7 229,7 216,5 203,2 2,87 -0,5 239,74 100% 266,1 253,3 240,2 227,2 214,0 200,6 0,00 -3,4 10047,6 8273% 10,75 -4,288 -19,50 -34,8 -50,1 -65,6 -294 -298 Bảng PL 213: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào tổng đầu tư và sản lượng (Phương án B) Tăng giảm tổng đầu tư NPV 194,29 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 39% Tăng giảm sản lợng 10% 357,0 332,1 307,1 282,1 257,2 232,2 207,3 113,8 5% 299,3 274,3 249,4 224,4 199,4 174,5 149,5 56,0 0% 244,2 219,2 194,3 169,3 144,4 119,4 94,4 0,0 -5% 191,8 166,7 141,6 116,4 91,1 65,7 40,2 -56,4 -10% 140,7 115,2 89,6 63,7 37,9 11,9 -14,2 -112,8 -15% 89,8 63,7 37,6 11,3 -15,0 -41,5 -68,0 -168,2 -16% 78,8 52,6 26,3 0,0 -26,5 -53,0 -79,7 -180,0 Bảng PL 214: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào tổng đầu tư và sản lượng(Phương án C) Tăng giảm tổng đầu tư 243,15 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 47% Tăng giảm sản lượng 10% 412,7 387,5 362,2 337,0 311,7 286,5 261,2 125,9 5% 352,1 326,9 301,6 276,4 251,1 225,7 200,3 63,1 0% 294,1 268,7 243,1 217,6 192,0 166,1 140,2 0,0 -5% 237,2 211,3 185,3 159,1 132,9 106,6 80,1 -62,6 -10% 180,6 154,2 127,8 101,1 74,4 47,7 20,9 -123,9 -15% 125,0 98,2 71,3 44,4 17,3 -9,8 -36,9 -183,3 -20% 70,9 43,8 16,6 -10,7 -38,0 -65,4 -92,8 -240,6 -22% 54,5 27,3 0,0 -27,3 -54,8 -82,2 -109,7 -257,8 Bảng PL 215: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào sản lượng và giá bán (Phương án B) Tăng giảm sản lượng NPV (106$) 194,29 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -34% Tăng giảm giá bán 10% 341,3 310,2 279,2 248,2 217,2 186,2 155,0 123,2 63,7 5% 294,6 265,7 236,8 207,8 178,9 149,8 120,2 89,5 32,2 0% 247,9 221,1 194,3 167,5 140,4 112,7 84,0 54,5 0,0 -5% 201,2 176,5 151,7 126,4 100,6 73,9 46,5 18,6 -32,9 -10% 154,5 131,4 108,0 83,8 59,1 33,7 7,9 -18,4 -66,4 -15% 106,4 84,6 62,2 39,3 16,0 -7,7 -31,8 -56,2 -100,5 -20% 55,9 35,3 14,4 -6,9 -28,5 -50,3 -72,4 -94,7 -135,1 -21% 40,7 20,5 0,0 -20,7 -41,7 -63,0 -84,5 -106,2 -145,3 Bảng PL 216: Sự phụ thuộc của NPV(2003) vào sản lượng và giá bán (Phương án C) Tăng giảm sản lượng NPV (106$) 243,15 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -39% Tăng giảm giá bán 10% 398,1 365,6 333,1 300,5 267,8 234,4 200,1 164,9 64,9 5% 349,1 318,8 288,5 257,8 226,5 194,4 161,5 127,7 32,7 0% 300,1 271,8 243,1 213,9 183,9 153,1 121,7 89,6 0,0 -5% 250,6 223,9 196,5 168,4 139,8 110,6 80,9 50,8 -33,1 -10% 199,5 173,9 147,9 121,4 94,5 67,1 39,3 11,2 -66,6 -15% 146,2 122,2 97,8 73,0 47,9 22,6 -3,1 -29,0 -100,4 -20% 90,9 68,6 46,1 23,3 0,3 -22,9 -46,2 -69,8 -134,7 -25% 33,8 13,6 -6,81 -27,5 -48,17 -69,1 -90,08 -111 -170 -24% 41,2 20,7 0,0 -20,9 -41,88 -63,1 -84,42 -106 -165 Bảng PL 217: Sự phụ thuộc của IRR vào tổng đầu tư và sản lượng - Phương án B Tăng giảm tổng đầu tư IRR 16% -10% -5% 0% 5% 10% 39% Tăng giảm sản lượng 10% 23% 20% 18% 16% 15% 10% 5% 22% 19% 17% 15% 14% 9% 0% 20% 18% 16% 14% 13% 8,5% -5% 19% 17% 15% 14% 12% 8% -10% 18% 16% 14% 13% 11% 7% -15% 16% 14% 13% 12% 11% 7% -20% 15% 13% 12% 11% 10% 6% -34% 11% 10% 8,5% 8% 7% 4% Bảng PL 218: Sự phụ thuộc của IRR vào tổng đầu tư và sản lượng - Phương án C Tăng giảm tổng đầu tư IRR 19% -10% -5% 0% 5% 10% 47% Tăng giảm sản lượng 117% 81% 63% 52% 45% 39% 22% 5% 30% 24% 21% 18% 16% 9% 0% 28% 23% 19% 17% 15% 8,05% -5% 26% 21% 18% 16% 14% 7% -10% 23% 19% 16% 14% 13% 7% -15% 21% 17% 15% 13% 12% 6% -20% 19% 16% 13% 12% 10% 5% -39% 11% 9% 8,05% 7% 6% 2% Bảng PL 219: Sự phụ thuộc của IRR vào sản lượng và giá bán - Phương án B Tăng giảm sản lượng IRR 16% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -34% Tăng giảm giá bán 10% 22% 20% 19% 18% 17% 16% 14% 13% 11% 5% 20% 19% 18% 16% 15% 14% 13% 12% 10% 0% 18% 17% 16% 15% 14% 13% 12% 11% 8,53% -5% 16% 15% 14% 13% 12% 11% 10% 9% 7% -10% 15% 14% 13% 12% 11% 10% 9% 8% 6% -15% 13% 12% 11% 10% 9% 8% 7% 6% 5% -20% 11% 10% 9% 8% 7% 7% 6% 5% 3% -25% 9% 8% 7% 6% 6% 5% 4% 3% 2% -21% 10% 9% 8,53% 8% 7% 6% 5% 4% 3% Bảng PL 220: Sự phụ thuộc của IRR vào sản lượng và giá bán - Phương án C Tăng giảm sản lượng 19% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% -25% -39% Tăng giảm giá bán 10% 27% 25% 24% 22% 20% 19% 17% 15% 11% 5% 24% 23% 21% 20% 18% 17% 15% 14% 9% 0% 22% 21% 19% 18% 16% 15% 13% 12% 8,05% -5% 20% 18% 17% 16% 14% 13% 12% 10% 7% -10% 17% 16% 15% 13% 12% 11% 10% 9% 5% -15% 15% 14% 12% 11% 10% 9% 8% 7% 4% -20% 12% 11% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 2% -25% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% #NUM! -24% 10% 9% 8,05% 7% 6% 5% 4% 3% #NUM! mô phỏng rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Bảng PL 31: Số liệu dùng trong xác định phân bố xác suất giá dầu dài hạn World Oil Price Forecasts (2000$ per Barrel) History Low Medlo Medium Medhi High (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) 1973 13,00 1974 36,62 1975 37,25 1976 34,12 1977 34,55 1978 32,34 1979 44,40 1980 63,59 1981 63,59 1982 54,20 1983 45,54 1984 43,27 1985 39,20 1986 19,90 1987 25,01 1988 19,43 1989 23,24 1990 26,92 1991 22,32 1992 21,21 1993 18,37 1994 17,29 1995 18,70 18,70 1996 22,09 22,09 1997 19,46 19,46 1998 12,49 12,49 1999 17,65 17,65 2000 27,69 27,69 27,69 27,69 27,69 27,69 2001 25,45 21,00 22,00 23,00 24,00 25,00 2002 21,00 22,00 22,00 24,00 26,00 2003 20,00 21,00 22,00 24,00 29,00 2004 18,00 21,00 22,00 24,00 30,00 2005 16,00 19,00 22,00 25,00 30,00 2006 16,14 19,10 22,10 25,10 30,10 2007 16,28 19,20 22,20 25,20 30,20 2008 16,42 19,30 22,30 25,30 30,30 2009 16,56 19,40 22,40 25,40 30,40 2010 16,70 19,50 22,50 25,50 30,50 2011 16,84 19,60 22,60 25,60 30,60 2012 16,98 19,70 22,70 25,70 30,70 2013 17,12 19,80 22,80 25,80 30,80 2014 17,26 19,90 22,90 25,90 30,90 2015 17,40 20,00 23,00 26,00 31,00 2016 17,56 20,10 23,10 26,10 31,10 2017 17,72 20,20 23,20 26,20 31,20 2018 17,88 20,30 23,30 26,30 31,30 2019 18,04 20,40 23,40 26,40 31,40 2020 18,20 20,50 23,50 26,50 31,50 2021 18,36 20,60 23,60 26,60 31,60 2022 18,52 20,70 23,70 26,70 31,70 2023 18,68 20,80 23,80 26,80 31,80 2024 18,84 20,90 23,90 26,90 31,90 2025 19,00 21,00 24,00 27,00 32,00 Growth Rates 0,86% 0,50% 0,44% 0,39% 0,32% 2005-25 Nguồn: WWW.EIA.doe.gov Bảng PL 32: Các phân bố xác suất của các yếu tố rủi ro - đầu vào mô phỏng Đặc điểm Hình dạng Tổng đầu tư (106$): phân bố chuẩn Giá trị trung bình: 621,83 Độ lệch chuẩn: 62,81 Khoảng lựa chọn từ 603 đến 1.243 Thời gian vận hành công suất cực đại (h): phân bố tam giác Giá trị nhỏ nhất: 5.000 Giá trị hay xảy ra nhất: 6.000 Giá trị lớn nhất: 7.000 Khoảng lựa chọn từ 5.000 đến 7.000 Hệ số tương quan với giá bán điện: -0,32. Giá bán điện (cent/kWh): phân bố lệch trái Giá trị trung bình: 4,1 Độ lệch chuẩn: 0,41 Khoảng lựa chọn từ 0 đến 7 Hệ số tương quan với thời gian vận hành công suất cực đại: -0,32. Giá mua FO ($/tấn): phân bố logic (từ số liệu thống kê) Giá trị trung bình: 119,48 Độ lệch chuẩn: 6,11 Khoảng lựa chọn từ 80 đến 150 Giá mua than ($/tấn): phân bố tam giác Giá trị nhỏ nhất: 18,08 Giá trị hay xảy ra nhất: 21,20 Giá trị lớn nhất: 24,32 Khoảng lựa chọn từ 18,08 đến 24,32 Các phụ lục Kết quả mô phỏng Hình PL 31: Phân bố xác suất của NPV phương án A Hình PL 32: Phân bố xác suất của B/C phương án A Hình PL 33: Phân bố xác suất của giá thành dự án phương án A Hình PL 34: Phân bố xác suất của IRR phương án A Hình PL 35: Phân bố xác suất của Thời gian hoàn vốn phương án A Hình PL 36: Phân bố xác suất của NPV phương án B Hình PL37: Phân bố xác suất của B/C phương án B Hình PL38: Phân bố xác suất của Giá thành dự án, phương án B Hình PL 39: Phân bố xác suất của IRR, phương án B Hình PL 310: Phân bố xác suất của Thời gian hoàn vốn, phương án B Hình PL 311: Phân bố xác suất của NPV, phương án C Hình PL 312: Phân bố xác suất của B/C, phương án C Hình PL 313: Phân bố xác suất của Giá thành dự án, phương án C Hình PL 314: Phân bố xác suất của IRR, phương án C Hình PL 315: Phân bố xác suất của Thời gian hoàn vốn, phương án C