'Cuốn theo chiều gió' tìm cú hích tăng trưởng cho ĐBSCL

Đại hội Đại biểu Đảng bộ lần thứ nhất, nhiệm kỳ 2025-2030 của nhiều địa phương ĐBSCL xác định kinh tế biển là một trong những động lực phát triển, trong đó năng lượng điện gió sẽ được tập trung ưu tiên thu hút đầu tư.

Điện gió là trụ cột được các địa phương ĐBSCL chọn thu hút đầu tư giai đoạn 2025-2030. Ảnh: Trung Chánh

Điện gió- trụ cột đột phá của ĐBSCL

Sau sáp nhập, các địa phương ĐBSCL đều tiếp giáp biển, mở ra không gian phát triển mới cho tất cả. Đây cũng là cơ sở để các địa phương “định vị” lại chiến lược phát triển trong nhiệm kỳ mới.

Với tỉnh Đồng Tháp mới (trên cơ sở sáp nhập Tiền Giang và Đồng Tháp cũ), báo cáo chính trị trình Đại hội Đại biểu Đảng bộ tỉnh Đồng Tháp lần thứ nhất, nhiệm kỳ 2025-2030 xác định hình thành năm hành lang kinh tế động lực.

Theo đó, với hành lang kinh tế ven biển phía Đông, dọc tuyến quốc lộ 50 và tuyến đường bộ ven biển, kinh tế biển là chiến lược phát triển đã được xác định, trong đó, ngoài ưu tiên phát triển khu kinh tế ven biển, công nghiệp cảng biển và du lịch nghỉ dưỡng, điện gió cũng là ưu tiên quan trọng nhất của địa phương này.

Trong khi đó, sau sáp nhập giữa tỉnh Vĩnh Long, Trà Vinh và Bến Tre để hình thành tỉnh Vĩnh Long mới, Đại hội Đảng bộ tỉnh lần thứ nhất, nhiệm kỳ 2025-2030 cũng xác định lấy kinh tế biển, năng lượng điện gió và đổi mới sáng tạo làm động lực phát triển thời gian tới.

Cụ thể, báo cáo chính trị trình Đại hội, xác định Vĩnh Long sẽ tận dụng tiềm năng để phát triển các dự án điện gió, điện mặt trời và hydro xanh, hướng tới hình thành trung tâm năng lượng xanh quy mô lớn.

Khảo sát của Viện Năng lượng thuộc Bộ Công Thương, cho thấy Vĩnh Long có khả năng khai thác khoảng 3.900 MW điện gió trên bờ và gần bờ vào năm 2030, bên cạnh là khoảng 1.000 MW điện gió ngoài khơi.

Đến thời điểm hiện tại, riêng tỉnh Vĩnh Long có 13 dự án điện gió đang hoạt động với tổng công suất gần 568 MW, cùng hai dự án điện mặt trời với công suất hơn 184 MW.

Xét theo ngành, năng lượng là lĩnh vực nhận được nguồn vốn đầu tư lớn thứ hai ở ĐBSCL, sau công nghiệp chế biến- chế tạo, với tổng vốn đã tiếp nhận đến cuối năm 2023 hơn 13,2 tỉ đô la Mỹ, theo báo cáo của Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) chi nhánh ĐBSCL.

Qua kết quả thực tế, việc các địa phương ĐBSCL chọn kinh tế biển nói chung và năng lượng tái tạo nói riêng làm định hướng thu hút đầu tư, phát triển kinh tế- xã hội giai đoạn tới là hoàn toàn hợp lý, nhất là khi phát triển xanh đang là xu hướng chủ đạo của Việt Nam và thế giới.

Công suất điện quy hoạch điện VIII có đạt như kế hoạch?. Ảnh: Trung Chánh

Điện VIII có đạt kế hoạch công suất?

Tuy nhiên, để thu hút được nhà đầu tư phát triển các dự án điện gió như kỳ vọng, nhiều vấn đề cần phải được giải quyết.

Tại hội thảo “Năng lượng tái tạo vùng ĐBSCL- đột phá mới trong phát triển kinh tế xanh, kinh tế tuần hoàn” diễn ra ở tỉnh Vĩnh Long mới đây, ông Bùi Văn Thịnh, Giám đốc điều hành Công ty cổ phần phong điện Thuận Bình, Chủ tịch Hiệp hội điện mặt trời và điện gió Bình Thuận, nhấn mạnh năng lượng là một trong những trụ cột quan trọng cho phát triển kinh tế- xã hội, nhưng có nguy cơ khủng hoảng lớn nếu không được quan tâm đúng mức.

Ông dẫn lại câu chuyện xảy ra vào tháng 5-2023 khi khu vực phía Bắc thiếu hụt khoảng 5.000 MW điện, gây ra khủng hoảng nghiêm trọng, làm tổn thất trực tiếp khoảng 5 tỉ đô la Mỹ và ảnh hưởng tiêu cực đến môi trường đầu tư. “Khi chúng tôi tiếp xúc với nhiều hiệp hội, doanh nghiệp nước ngoài, thì điều họ đắn đo nhất khi đầu tư là nguy cơ thiếu điện”, ông Thịnh cho biết.

Theo ông, Quy hoạch điện VIII (Quy hoạch điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn 2050) đặt mục tiêu công suất từ nay đến năm 2030 đạt 186.000- 236.000 MW, tức cao gấp 2,2-2,8 lần hiện nay (khoảng 85.000 MW). “Ngành điện phải phấn đấu 70 năm mới đạt 85.000 MW, trong khi 5 năm tới phải tăng gần gấp ba lần, vậy làm sao đạt được?”, ông đặt câu hỏi.

Thực tế, năm ngoái chỉ khoảng 1.500 MW được bổ sung vào hệ thống, và năm nay ước tính cao nhất cũng chỉ đạt 15.000 MW. “Với tốc độ này, bao giờ Quy hoạch VIII mới đạt được kế hoạch đề ra?”, ông Thịnh băn khoăn và cảnh báo, nguy cơ thiếu điện cho phát triển kinh tế- xã hội vẫn rất gần.

Móng trụ điện gió đang triển khai thi công ở tỉnh Vĩnh Long. Ảnh: Trung Chánh

Tháo "nút thắt" khôi phục niềm tin nhà đầu tư

Theo ông Thịnh, nguyên nhân khiến các nhà đầu tư không còn mặn mà với ngành điện như giai đoạn “bùng nổ” 2018-2021 là do rủi ro quá lớn.

Rủi ro thứ nhất là về giá điện. Trước đây, cơ chế giá FIT (Feed-in Tariff – chính sách giá mua điện ưu đãi) áp dụng cho điện gió trên bờ là 8,5 cent/kWh và điện gió ngoài khơi là 9,8 cent/kWh, rất minh bạch và hấp dẫn. Tuy nhiên, sau đó giá bị điều chỉnh giảm khoảng 20% vì đơn vị quản lý cho rằng quá cao, khiến nhà đầu tư gặp khó.

Sau đó, tiếp tục có chính sách mới khi áp dụng giá trần theo khu vực và yêu cầu đấu thầu cạnh tranh nhằm tạo giá bán điện thấp hơn. Thế nhưng, giá trần thấp, lại tính bằng tiền Việt, chứ không quy đổi đô la Mỹ như trước nên rủi ro tỷ giá càng cao.

Ngoài ra, việc “mỗi nơi một kiểu” trong tổ chức đấu thầu cũng làm tăng rủi ro. “Với điện gió, khi lựa chọn nhà đầu tư, yêu cầu phải có số liệu gió. Tuy nhiên, bên mời thầu bắt nhà đầu tư phải lắp cột đo gió, trong khi không biết có trúng thầu hay không”, ông Thịnh dẫn chứng và cho biết, nhà đầu tư chịu rủi ro với chi phí lắp đặt 2-3 tỉ đồng mỗi cột đo gió để ghi nhận dữ liệu 12 tháng.

Sau khi trúng thầu, nhà đầu tư còn phải đàm phán giá mua-bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN), có trường hợp kéo dài đến 1,5 năm chỉ để đàm phán. Trong khi đó, hệ thống truyền tải điện lại không được EVN cam kết giải tỏa hết công suất.

Từ vấn đề nêu trên, ông Thịnh đặt câu hỏi: “Cơ chế đấu thầu sinh ra để làm gì khi lại cản trở quá trình đầu tư?”.

Ông kiến nghị, trước hết cần xây dựng giá điện hợp lý hơn và ràng buộc trách nhiệm của cơ quan ban hành khung giá. Đồng thời, trong khi cơ chế đấu thầu chưa “trơn tru”, cần kéo dài cơ chế giá FIT cho điện gió đến năm 2030. “Chúng ta đã có giá trần riêng cho ba miền, thì có thể lấy giá đó làm giá FIT tạm thời để thu hút đầu tư”, ông đề xuất.

Về truyền tải điện, hiện EVN vẫn độc quyền, không có doanh nghiệp nào tham gia do “làm là lỗ”, bởi phí truyền tải chỉ 86 đồng/kWh, tương đương chưa đến 5% tổng giá điện, trong khi chi phí phân phối của nhiều mặt hàng khác chiếm tới 60-65%. “Cách tính này không hợp lý, không khuyến khích tư nhân tham gia”, ông nói và kiến nghị, phải mở rộng cơ chế đầu tư tư nhân vào truyền tải điện, tránh tình trạng “luôn đi sau, luôn trễ hẹn”.

Là đơn vị đang triển khai các dự án điện gió tại Vĩnh Long, bà Nguyễn Ngọc Nhất Hạnh, Giám đốc phát triển dự án Công ty cổ phần Cơ điện lạnh (REE), cho rằng nâng cấp hạ tầng truyền tải là điều cấp thiết. “Hiện nay, hệ thống còn đáp ứng được, nhưng trong tương lai việc không giải tỏa hết công suất là khó tránh khỏi, làm giảm hiệu quả đầu tư, gây lãng phí nguồn lực xã hội”, bà nói.

Bà Hạnh cũng cho rằng giải phóng mặt bằng là rào cản lớn, đặc biệt với các tuyến đường dây truyền tải, đồng thời đề nghị địa phương và các cơ quan ngành điện thường xuyên phổ biến các quy định, nghị định, thông tư mới, giúp rút ngắn thời gian xử lý thủ tục và giảm đầu mối cho nhà đầu tư.

Ông Thịnh nhấn mạnh, năng lực của nhà đầu tư hiện nay rất cao, tiềm năng phát triển năng lượng tái tạo của ĐBSCL rất lớn. Vấn đề còn lại là Trung ương và địa phương tháo gỡ khó khăn, hỗ trợ nhà đầu tư vượt qua thách thức như thế nào?

Trung Chánh