Nhận định - Phản biện

Phát triển nguồn năng lượng tái tạo và hiệu quả kinh tế trong Quy hoạch điện VIII

07:20 |11/03/2021

 - 

Nghị quyết 55-NQ/TW đề ra nhiệm vụ “Xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để khuyến khích và thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa các nguồn năng lượng hoá thạch”. Để thực hiện nhiệm vụ đó, trong Quy hoạch điện VIII đi đôi với tăng cường phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo, cần phải đánh giá đúng đắn hiệu quả kinh tế của phương án quy hoạch phát triển điện nhằm làm cơ sở cho việc đề xuất các cơ chế, chính sách phù hợp. Trong bài này nêu một số ý kiến bàn về phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo và phương pháp đánh giá kinh tế trong dự thảo Quy hoạch này nhằm phục vụ yêu cầu làm rõ hơn tính khả thi và hiệu quả kinh tế của phương án Quy hoạch phát triển điện lực. Tiếp theo là đề xuất vài ý kiến về cơ chế chính sách và giải pháp thực hiện Quy hoạch điện VIII.


Ý kiến về Chương trình phát triển nguồn điện trong dự thảo Quy hoạch điện VIII

Dự báo nhu cầu điện trong dự thảo Quy hoạch điện VIII ‘vẫn chưa thấy thuyết phục’

Vài ý kiến đối với dự thảo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia

Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII và những thách thức trong lựa chọn

Góp ý về kịch bản lựa chọn cho Quy hoạch điện VIII

Bàn về nhu cầu và cơ cấu nguồn điện quốc gia trong vài thập niên tới

Ý kiến trao đổi về Quy hoạch điện VIII


PGS, TS. NGUYỄN CẢNH NAM [*]


Tiếp theo Dự báo nhu cầu điện trong dự thảo Quy hoạch điện VIII vẫn chưa thấy thuyết phục Ý kiến về Chương trình phát triển nguồn điện trong dự thảo Quy hoạch điện VIII, bài báo dưới đây, chúng tôi bàn về phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo và đánh giá kinh tế trong dự thảo Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII). Tiếp theo là đề xuất vài ý kiến về cơ chế chính sách và giải pháp thực hiện Quy hoạch điện VIII.

1/ Về tăng cường phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo (ngoài thủy điện):

Tại mục “V. TỔNG KẾT CÁC KẾT QUẢ CHÍNH CỦA QUY HOẠCH ĐIỆN VIII” (trang 13) nêu rằng: “Cơ cấu nguồn điện cho thấy QHĐ VIII khuyến khích phát triển mạnh mẽ năng lượng tái tạo - NLTT (ngoài thủy điện), từ khoảng 13% năm 2020 lên tới gần 30% năm 2030 và 44% năm 2045. Đây là xu hướng phù hợp với sự phát triển của trên thế giới”.

Có một số vấn đề là:

a/ Tỷ trọng điện NLTT (ngoài thủy điện) “từ khoảng 13% năm 2020” nêu trên là không đúng.

Theo số liệu của EVN cho thấy [1], đến 31/12/2020, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời trên cả nước đạt tới khoảng 19.400 MWp (trong đó có gần 9.300 MWp là điện mặt trời mái nhà), tương ứng khoảng 16.500 MW - chiếm khoảng 25% tổng công suất lắp đặt nguồn điện của hệ thống điện quốc gia. Đó là mới chỉ tính riêng điện mặt trời, nếu tính cả các nguồn điện NLTT khác như điện gió, điện sinh khối thì đã xấp xỉ 27%.

Như vậy, công suất nguồn điện mặt trời các loại hình đã lắp đặt tăng gấp hơn 19 lần so với công suất đề ra trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh (Quyết định 428/2016/QĐ-TTg), trong khi công suất hầu hết các dạng nguồn điện khác vẫn nằm dưới ngưỡng mục tiêu đề ra trong Quy hoạch. Điều quan trọng là cần phải: (i) Phân tích làm rõ thành tích đột biến đó đã tác động như thế nào đến hệ thống điện trong thời gian qua; và (ii) Nguyên nhân nào đã thúc đẩy thành tích đột biến đó để rút kinh nghiệm cho thời gian tới trong việc xác định cơ cấu nguồn điện hợp lý, quản lý tổ chức thực hiện Quy hoạch và đề xuất cơ chế, chính sách huy động các nguồn lực phát triển nguồn điện.

b/ So sánh với công suất điện mặt trời đã và dự kiến sẽ huy động trong dự thảo QHĐ VIII, thì tổng công suất điện gió nói chung và nhất là điện gió ngoài khơi nói riêng dự kiến huy động trong QH chưa tương xứng với tiềm năng kỹ thuật và các ưu điểm, lợi thế của nguồn tài nguyên năng lượng này, đặc biệt là trong giai đoạn từ 2021-2030. Công suất điện gió ngoài khơi đến năm 2030 chỉ đề ra 2 GW ở Kịch bản cơ sở và 3 GW ở Kịch bản cao, trong khi tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi (theo một số tiêu chí loại trừ như: - Luồng hàng hải; - Khu vực bảo tồn, cấm khai thác; - Mỏ khai thác dầu khí; - Khoảng cách đến bờ và độ sâu đáy biển; - Vùng gió bão khắc nghiệt, và động đất; - Cáp ngầm dưới biển) là 162,2 GW (Bảng 8.15), trong đó, điện gió ngoài khơi móng cố định (độ sâu đáy biển ≤50 m) khoảng 132 GW và móng nổi khoảng 30 GW.

c/ Việc tăng cường phát triển nguồn điện NLTT đúng “là xu hướng phù hợp với sự phát triển của trên thế giới”. Tuy nhiên, cần xem xét một thực tế rằng, tỷ trọng nguồn điện NLTT đến năm 2019 của các nước như sau [2]: Đạt trên 30%: Đức (36,6%), Anh (35,0%); đạt trên 20%: Tây Ban Nha (28,1%), New Zealand (24,2%), Ý (23,8%); đạt trên 15,0%: Thụy Điển (19,8%), Brazil (18,8%), Úc (15,5%); đạt trên 10%: Thổ Nhĩ Kỳ (14,7%), Philipin (13,5%), Nhật Bản (11,7), Thái Lan (11,5%), Mỹ (11,1%), Mexico (10,4%). Còn lại các nước có tỷ trọng dưới 10%, trong đó đa phần dưới 5%.

Như vậy, sau hàng chục năm thực hiện “phong trào phát triển điện năng lượng tái tạo” kết quả đạt được của các nước trên thế giới có sự cao thấp khác nhau. Qua đó cho thấy, trong xu hướng phát triển điện năng lượng tái tạo không phải các nước “xếp hàng ngang” cùng tiến mà là “mạnh ai nấy chạy” vì “mỗi cây mỗi hoa, mỗi nhà mỗi cảnh”.

Các nước có tỷ trọng điện NLTT cao chủ yếu là các nước giàu, có nền kinh tế phát triển, thu nhập GDP bình quân đầu người cao, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống cao và giá điện cao, đồng thời phải có nguồn điện truyền thống ổn định, tin cậy chiếm một tỷ trọng nhất định đi kèm, nhất là các nước EU (tại đây còn có lợi thế lưới điện kết nối trong khối để điều tiết cân đối cung cầu và tỷ trọng điện gió cao). Giá điện bình quân năm 2018 của một số nước có tỷ trọng nguồn điện NLTT cao (>20%) như sau (cent/kWh): Đức 33; Anh 21; Tây Ban Nha 25, Ý 23.

Ví dụ ở CHLB Đức, trong 3 năm (2015 - 2017), tỷ trọng sản lượng và tỷ trọng công suất của nguồn điện gió, điện mặt trời và điện than trên tổng sản lượng, cũng như tổng công suất nguồn điện như sau:

Bảng 1:

Năm

Tỷ lệ Sản lượng điện gió trên tổng điện sản xuất, %

Tỷ lệ Công suất điện gió trên tổng công suất, %

2015

14,4

23,50

2016

14,3

25,25

2017

18,8

27,74

Tỷ lệ Sản lượng điện mặt trời trên tổng điện sản xuất (%)

Tỷ lệ Công suất điện mặt trời trên tổng công suất (%)

2015

7,1

20,72

2016

7,0

20,73

2017

7,0

21,22

Tỷ lệ Sản lượng điện than trên tổng điện sản xuất (%)

Tỷ lệ Công suất điện than trên tổng công suất (%)

2015

44,5

26,45

2016

42,5

24,83

2017

39,1

22,88



Qua bảng 1 cho thấy, nguồn điện than bình quân mỗi năm chỉ chạy 4.655 - 4.905 giờ, thay vì lẽ ra phải chạy 6.000 - 6500 giờ/năm, có nghĩa là:

Thứ nhất: Điện mặt trời và điện gió phải tạo ra công suất lớn hơn nhiều để phát ra một sản lượng điện nhất định thấp hơn nhiều.

Thứ hai: Điện than vừa hoạt động, vừa dành một phần làm nhiệm vụ “dự phòng” cho điện mặt trời, điện gió.

Ngoài ra, xét về Tiêu chí độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống thì nước ta còn thấp. Cụ thể là độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống được đánh giá qua giá trị LOLE (số giờ kỳ vọng xảy ra thiếu hụt công suất nguồn cấp cho phụ tải đỉnh), giá trị LOLE được lựa chọn trong quy hoạch phát triển nguồn điện là bằng, hoặc thấp hơn 12 giờ/năm đối với mỗi hệ thống điện miền, tương đương với độ tin cậy là 99,86%. Hiện nay, các nước phát triển như Nhật Bản, Mỹ, châu Âu chọn chỉ tiêu LOLE là 2,4 giờ/năm, chỉ bằng 1/5 của nước ta, hay nói cách khác độ tin cậy cung cấp điện của họ cao gấp 5 lần của ta.

Từ thực tiễn của các nước nêu trên cho thấy cần xem xét, cân nhắc:

Thứ nhất: Tỷ trọng nguồn điện NLTT, nhất là điện mặt trời, điện gió, đảm bảo tiêu chí an toàn của hệ thống điện và đảm bảo an ninh cung cấp điện.

Thứ hai: Để đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, không sụt điện áp, tần số thì cần có lượng sông suất sẵn sàng gần tương đương với tổng công suất các nguồn điện mặt trời, điện gió tham gia. Với hệ thống nguồn điện “kép” như vậy, kết quả tính toán về chi phí biên trong Quy hoạch nêu: “Chi phí biên bình quân cho phần nguồn sản xuất điện là 8,8 UScent/kWh giai đoạn 2021-2030 và 9,6 UScent/kWh giai đoạn 2021-2045, chi phí biên bình quân đến lưới phân phối là 11,4 Uscent/kWh giai đoạn 2021-2030 và 12,3 Uscent/kWh giai đoạn 2021-2045” liệu có tin cậy không? Vì quá thấp so với giá điện bình quân năm 2018 của một số nước có tỷ trọng nguồn điện NLTT cao như đã nêu trên.

2/ Đánh giá kinh tế phương án tổng thể phát triển điện lực quốc gia giai đoạn quy hoạch (mục 15.2):

a) Về Quan điểm phân tích (mục 15.2.1.1):

Nội dung này đang nêu quá rối rắm và không chuẩn xác. Chúng tôi cho rằng, đánh giá (hay phân tích) kinh tế dự án là xem xét hiệu quả của dự án đầu tư trên phạm vi nền kinh tế quốc dân hay toàn xã hội. Nội dung lợi ích và chi phí của dự án bao gồm các lợi ích, chi phí trực tiếp trong dự án và các lợi ích, chi phí gián tiếp phát sinh bên ngoài dự án nhưng có liên quan đến dự án (chẳng hạn như tác động phát triển lan tỏa các ngành sản xuất khác, hoặc chi phí ngoại ứng, v.v...). Các lợi ích và chi phí của dự án được xác định theo giá kinh tế. Mục đích của đánh giá kinh tế dự án là để phục vụ cho Nhà nước đề ra chính sách thích hợp đối với dự án (nếu có hiệu quả kinh tế cao thì khuyến khích đầu tư, kể cả tài trợ vốn đầu tư, trợ giá, ưu đãi thuế, v.v...). Nếu thấp, hoặc không có thì hạn chế, hoặc cấm mặc dù dự án có hiệu quả tài chính hay lợi nhuận cao (ví dụ như sản xuất, kinh doanh ma túy). Các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án gồm ENPV, EIRR, EPBP (tính cho tổng vốn đầu tư và riêng vốn đầu tư trong nước).

Còn phân tích kinh tế phương án quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thì nội hàm phức tạp hơn nhiều do đây không phải là một dự án đầu tư đơn thuần mà là một tổ hợp gồm nhiều dự án đầu tư thực hiện trên địa bàn cả nước nhằm mục tiêu đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội, đảm bảo quốc phòng, an ninh và đời sống sinh hoạt của dân cư. Cho nên việc đánh giá kinh tế phải là xác định phương án quy hoạch phát triển điện lực (nguồn điện và lưới điện) có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất.

b) Về giá kinh tế của điện năng: Về mặt lý thuyết, giá kinh tế của sản phẩm là chi phí xã hội cần thiết để tạo ra sản phẩm hay còn gọi là giá xã hội. Việc xác định giá kinh tế được thực hiện thông qua điều chỉnh giá thị trường để loại những tác động phi thị trường ra khỏi giá và gọi đó là giá điều chỉnh (adjusted price).

Thông thường, các khoản bị loại trừ là các khoản chuyển giao như thuế, trợ cấp, lãi vay... Tương tự, tỷ giá hối đoái chính thức cũng được thay bằng tỷ giá điều chỉnh (tỷ giá thực) và tỷ lệ lãi suất thực tế trên thị trường vốn được thay bằng tỷ suất chiết khấu xã hội. Tỷ giá hối đoái điều chỉnh và tỷ suất chiết khấu xã hội nêu trên thường được gọi là các thông số quốc gia, hoặc thông số của nền kinh tế (national parameter).

Tóm lại, giá cả được sử dụng trong phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội phải phản ánh đúng lợi ích và chi phí thực của xã hội.

Việc lấy chi phí biên làm giá kinh tế của điện năng là không khách quan và không hợp lý. Vì rằng, chi phí biên là chi phí để sản xuất thêm 1 đơn vị sản phẩm. Hay nói cách khác, chi phí biên là chi phí sản xuất 1 đơn vị sản phẩm tăng thêm. Với quy luật khan hiếm của các nguồn tài nguyên năng lượng, theo đó nhu cầu điện càng tăng thì phải huy động các nguồn tài nguyên năng lượng có điều kiện khai thác khó khăn hơn cho phát điện và do vậy giá thành các nguồn điện mới ngày càng cao hơn.

Như vậy, lấy chi phí biên - tức là lấy giá thành của các nguồn điện mới tăng thêm có mức cao hơn làm giá kinh tế để rồi so sánh với giá thành bình quân thấp hơn của các nguồn điện thì đương nhiên là có hiệu quả. Điều đó hoàn toàn mang tính chủ quan, áp đặt để có hiệu quả. Nguyên tắc chung là không thể làm điện bằng mọi giá mà chỉ chấp nhận làm điện với mức giá nhất định có thể chấp nhận đảm bảo khả năng cạnh tranh của nền kinh tế nói chung và của các ngành sản xuất sử dụng điện nói riêng. Chính vì vậy Nghị quyết 55-NQ/TW đề ra nhiệm vụ và cũng là yêu cầu “Cơ cấu lại các ngành và khu vực tiêu thụ năng lượng song song với thực hiện chính sách về sử dụng năng lượng sạch, tiết kiệm và hiệu quả”. Trong đó “có các ngành và khu vực tiêu thụ điện song song với sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả” để giảm nhu cầu điện. Theo đó, giảm việc khai thác, sử dụng các nguồn tài nguyên năng lượng (cả trong nước và nhập khẩu) có giá thành cao.

Với nền kinh tế nước ta mở cửa và hội nhập ngày càng sâu rộng, việc liên kết lưới điện khu vực ngày càng mở rộng và xuất nhập khẩu điện năng ngày càng nhiều, theo đó sản phẩm điện năng dần trở thành hàng hóa thương mại ở mức độ nhất định. Tuy nhiên, ở nước ta chưa có thị trường điện bán lẻ cạnh tranh, nên chưa có giá thị trường đích thực của điện năng để làm một trong những căn cứ xác định giá kinh tế (giá tại đó cung và cầu điện năng cân bằng nhau). Do vậy, giá kinh tế của điện năng có thể xác định theo 2 phương pháp:

Một là: Hoặc là theo chi phí xã hội - mức giá mà nền kinh tế có thể chấp nhận do cơ quan nhà nước có thẩm quyền xác định (tương tự như việc xác định giá bán lẻ điện bình quân hiện nay trong từng thời kỳ), nhưng hiện nay ở nước ta chưa có giá này.

Hai là: Hoặc theo giá thị trường quốc tế. Nước ta là nước nhập khẩu điện cho nên giá thị trường quốc tế để xác định giá kinh tế của điện năng là giá điện nhập khẩu - tức là chi phí mà nền kinh tế phải bỏ ra để có được sản phẩm điện. Vì vậy, việc xác định giá kinh tế của điện năng cần xem xét lại nhằm đảm bảo tính khoa học, khách quan, phù hợp với khả năng chấp nhận của nền kinh tế và hiệu quả kinh tế của Quy hoạch là đích thực. Giá kinh tế còn được lấy làm giới hạn tối đa để phát triển nguồn điện chứ không thể làm điện với giá thành cao bao nhiêu cũng được.

c) Về Phương pháp và kết quả phân tích kinh tế (mục 15.2.1.2):

Nội dung trình bày trong mục này:

Thứ nhất: Chưa phân biệt rõ ràng các phạm trù: Giá kinh tế, lợi ích kinh tế và nội dung lợi ích kinh tế.

Thứ hai: Nội dung lợi ích kinh tế của giai đoạn quy hoạch điện chỉ mới đề cập giá trị kinh tế của điện năng theo chi phí biên dài hạn và lượng điện năng tăng thêm trong giai đoạn quy hoạch (điều này có sự bất cập như đã nêu trên) mà chưa tính đến các lợi ích kinh tế do quy hoạch điện tạo ra trong các ngành, lĩnh vực sử dụng điện và nền kinh tế nói chung.

Thứ ba: Về chi phí kinh tế: (i) Chưa nêu giá kinh tế để xác định giá trị của các đầu vào, tức chi phí; (ii) Chưa nêu xác định tỷ giá kinh tế (hay tỷ giá xã hội) - vì vốn đầu tư có vốn nước ngoài và có điện nhập khẩu; (iii) Không rõ nội hàm “Tổng thu hồi vốn đầu tư kinh tế toàn ngành điện” là gì (phải là tổng chi phí đầu tư kinh tế toàn ngành điện); (iv) Chưa nêu rõ nội dung Chi phí kinh tế khác; (v) Chưa rõ chi phí sử dụng đất đã tính chưa và tính như thế nào? Cần phải quan tâm đến chi phí này, vì không những đảm bảo tính đúng, tính đủ chi phí của các nguồn điện nói riêng và toàn QH nói chung mà còn phải đáp ứng một trong các yêu cầu sử dụng hiệu quả các nguồn tài nguyên.

Thứ tư: Vấn đề trầm trọng nhất là chỉ mới tính cho 1 Phương án, trong khi có 11 Kịch bản chính phát triển nguồn điện. Như đã nêu trên, mục đích quan trọng nhất của đánh giá kinh tế là nhằm xác định được phương án quy hoạch phát triển điện lực có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất. Để đạt được mục đích đó cần phải đánh giá kinh tế nhiều phương án chứ không thể chỉ 1 phương án. Việc đánh giá kinh tế 1 phương án mới chỉ cho thấy phương án được xem xét là có hiệu quả kinh tế hay không, chứ chưa thể khẳng định đó là phương án hiệu quả cao nhất.

Do vậy, cần xem xét lại để hoàn thiện nội dung đánh giá kinh tế phương án tổng thể phát triển điện của Quy hoạch điện VIII.

3/ Về cơ chế chính sách và tổ chức thực hiện QHĐ VIII:

a) Về cơ chế chính sách phát triển nguồn điện:

Từ kinh nghiệm thực tế về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg, tạo ra sự bùng nổ đầu tư của các dự án điện mặt trời một cách ồ ạt, thiếu sự kiểm soát. Trong Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg chỉ quy định giá điện và thời hạn áp dụng mà không quy định tổng công suất tối đa được phép phát triển trong từng giai đoạn để khống chế công suất nguồn điện mặt trời trong phạm vi cân đối với cơ cấu tổng công suất nguồn điện và khả năng chấp nhận của lưới điện đã xác lập trong QH nhằm đảm bảo sự ổn định, an toàn và hiệu quả của hệ thống điện.

Đề nghị: Chính sách khuyến khích phát triển bất kỳ nguồn điện theo loại nhiên liệu nào, nhất là điện gió, điện mặt trời cũng phải được kiểm soát, cân đối trong phạm vi quy mô công suất và cơ cấu công suất nguồn điện theo loại nhiên liệu đã được xác định trong QH cũng như sự cân bằng của hệ thống lưới điện.

b) Về tổ chức thực hiện Quy hoạch:

Thực tiễn từ trước đến nay cho thấy rằng: (i) Về nguồn điện đề ra trong QH điện thì hầu như trong QH điện nào cũng có nhiều dự án nhà máy điện chậm tiến độ, hoặc không triển khai thực hiện; (ii) Thường xuyên phải điều chỉnh, bổ sung QH.

Do vậy, đề nghị:

Thứ nhất: Không nên chỉ lựa chọn và thực hiện theo Kịch bản cơ sở mà bỏ hoàn toàn Kịch bản cao và Kịch bản thấp. Cần phải tích hợp 3 Kịch bản: Cơ sở - Thấp - Cao theo tinh thần lấy Kịch bản cơ sở làm nòng cốt, dự kiến các tình huống biến động về cầu và cung theo thời điểm và theo địa bản, theo đó đề xuất các giải pháp ứng phó thích hợp.

Trên cơ sở đó, ngoài Danh mục các dự án đầu tư theo Kịch bản cơ sở, có thêm Danh mục các dự án đầu tư dự phòng cho các trường hợp: (i) Bổ sung thêm theo Kịch bản cao; (ii) Đình hoãn, giãn, lùi tiến độ theo Kịch bản thấp; (iii) Dự kiến thay thế, chuyển đổi các dự án kém lợi thế bằng các dự án có lợi thế hơn có khả năng xảy ra; (iv) Các trường hợp khác.

Thứ hai: Bất kỳ sự đề xuất thay đổi, bổ sung, điều chỉnh nào vượt ra ngoài dự kiến như đã nêu trên của QH phải đảm bảo có lợi hơn so với trường hợp nếu không thực hiện sự thay đổi, bổ sung, điều chỉnh đó xét theo trình tự: Trước hết trên phạm vi toàn bộ nền kinh tế quốc dân, tiếp theo mới xét trên phạm vi khu vực có liên quan. Tuyệt đối tránh tình trạng thay đổi, bổ sung, điều chỉnh mang tính tư duy nhiệm kỳ, lợi ích nhóm làm méo mó Quy hoạch./.

[*] HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM; KHOA QUẢN LÝ CÔNG NGHIỆP VÀ NĂNG LƯỢNG - EPU

Tài liệu tham khảo:

[1] https://vietnamnet.vn/vn/kinh-doanh/dau-tu/ky-luc-nguon-dien-vo-tan-viet-nam-vuon-top-dau-the-gioi-708442.html

[2] Nguyễn Cảnh Nam: Năng lượng tái tạo ‘phi thủy điện’ thế giới và vấn đề tham khảo cho Việt Nam. NangluongVietnam Online 06:47 |13/07/2020.




TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Văn phòng giao dịch: Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội.
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn

Liên hệ Thư ký Tòa soạn: Mai Văn Thắng (Hotline: 0969998822)

Liên hệ Giám đốc Trung tâm Đối ngoại: Lê Mỹ (Hotline: 0949723223)

Liên hệ Trung tâm Quảng cáo: Nguyễn Tiến Sỹ (Hotline: 0969998811) - Phan Thanh Dũng (Hotline: 0942632014)

Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin - Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3