Tác động của Nghị quyết Quốc hội đến ngành năng lượng và gợi ý triển khai các bước tiếp theo

Những việc cần làm để có thể sớm khởi công dự án điện hạt nhân Ninh Thuận Trước các ý kiến khác nhau liên quan đến việc làm sao có thể khởi công dự án điện hạt nhân Ninh Thuận ngay từ đầu năm 2026? Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam có bài viết phân tích và trả lời cho câu hỏi: Nên hiểu thế nào về chủ trương khởi công dự án nhà máy điện hạt nhân và những công việc cần làm để có thể thực hiện được nhiệm vụ đó?

Giai đoạn 2026-2030 là thời kỳ quan trọng khi Việt Nam phải đồng thời đáp ứng nhu cầu tăng trưởng điện năng, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia và thúc đẩy chuyển dịch sang các nguồn năng lượng sạch hơn. Nghị quyết mới của Quốc hội đưa ra khuôn khổ pháp lý cấp bách nhằm giải quyết những vướng mắc lớn trong công tác quy hoạch, triển khai dự án năng lượng và phát triển thị trường điện cạnh tranh.

I. Những nội dung nổi trội của Nghị quyết:

Nghị quyết điều chỉnh nhiều nhóm vấn đề liên quan đến cập nhật quy hoạch điện, đầu tư lưới truyền tải, phát triển điện gió ngoài khơi, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và hoạt động đầu tư trong lĩnh vực dầu khí, than. Các quy định áp dụng cho toàn bộ tổ chức và cá nhân tham gia hoạt động trong ngành điện, dầu khí, than tại Việt Nam.

1. Cơ chế điều chỉnh cập nhật quy hoạch:

Một điểm mới quan trọng là cơ chế “điều chỉnh cập nhật quy hoạch” được thiết kế linh hoạt hơn so với điều chỉnh quy hoạch theo Luật Quy hoạch. Việc cập nhật không làm thay đổi các mục tiêu lớn, không làm tăng tổng công suất nguồn theo cơ cấu loại hình đã được phê duyệt và được áp dụng cho các yêu cầu từ điều ước quốc tế, thay thế các dự án chậm tiến độ, bổ sung dự án pin lưu trữ năng lượng (BESS), hoặc điều chỉnh quy mô - điểm đấu nối của lưới điện. Bộ Công Thương được giao thẩm quyền phê duyệt cập nhật Quy hoạch điện, trong khi UBND tỉnh được phân cấp phê duyệt cập nhật phương án lưới điện cấp tỉnh.

Một điểm đáng chú ý là việc cập nhật không yêu cầu lập báo cáo đánh giá môi trường chiến lược (SEA), giúp rút ngắn thời gian xử lý thủ tục.

2. Cơ chế đầu tư xây dựng lưới điện:

Nghị quyết bãi bỏ thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư đối với dự án thuộc quy hoạch điện đã được phê duyệt, qua đó đơn giản hóa quá trình triển khai. Quyết định phê duyệt quy hoạch, hoặc quyết định phê duyệt dự án đầu tư được xem là cơ sở pháp lý đầy đủ để giao đất, cho thuê đất, giao vùng biển, hoặc thực hiện chuyển mục đích sử dụng đất và tiến hành các thủ tục pháp lý cần thiết. Với các dự án phải đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, văn bản phê duyệt kết quả đấu thầu sẽ là cơ sở pháp lý để thực hiện các thủ tục này.

3. Lựa chọn nhà đầu tư trong lĩnh vực điện lực:

Ngoài các trường hợp đã được quy định trong pháp luật, Nghị quyết cho phép chấp thuận nhà đầu tư không thông qua đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư đối với các dự án hạ tầng điều độ hệ thống điện, các dự án điện gió ngoài khơi trong giai đoạn 2025-2030, các dự án đã có quyền sử dụng đất, hoặc những dự án cấp bách nhằm đảm bảo an ninh năng lượng. Chủ tịch UBND tỉnh có thẩm quyền chấp thuận nhà đầu tư trong vòng 30 ngày; với dự án lưới điện liên tỉnh, tỉnh có điểm đầu đường dây được giao chủ trì quyết định.

4. Cơ chế hỗ trợ vận hành hệ thống điện và thị trường điện:

NSMO (Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia) được miễn yêu cầu có tối thiểu 3 năm hoạt động khi xem xét vay lại, hoặc nhận bảo lãnh của Chính phủ, tạo thuận lợi cho hoạt động tài chính của đơn vị.

5. Cơ chế giá điện trong đấu thầu:

Giá điện trúng thầu được xác định là giá hợp đồng mua bán điện (PPA) và không vượt quá khung giá tại thời điểm đấu thầu. Thời gian đàm phán hợp đồng bị giới hạn tối đa 30 ngày nhằm thúc đẩy tiến độ dự án. Cơ chế này áp dụng cho các dự án có thời điểm vận hành giai đoạn 2026-2030 (ngoại trừ điện gió ngoài khơi, nhiệt điện và điện hạt nhân mô đun nhỏ - SMR).

6. Phát triển điện hạt nhân mô đun nhỏ (SMR):

Nghị quyết mở đường cho nghiên cứu và chuẩn bị cơ chế phát triển SMR, khuyến khích sự tham gia của cả doanh nghiệp nhà nước và tư nhân. Việc đầu tư sẽ được triển khai theo từng giai đoạn (tùy mức độ thương mại hóa công nghệ), nhưng yêu cầu tuyệt đối về an toàn hạt nhân được đặt lên hàng đầu.

7. Cơ chế khảo sát và phát triển điện gió ngoài khơi:

Trong giai đoạn 2025-2030, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương đầu tư và chỉ định nhà đầu tư cho các dự án điện gió ngoài khơi. Khung giá điện trần được áp dụng trong đàm phán PPA nhằm kiểm soát chi phí. Từ 2031-2035, thẩm quyền chuyển về cho Chủ tịch UBND tỉnh tại nơi đặt điểm gom công suất, nhưng phải có ý kiến thống nhất của nhiều bộ, ngành liên quan, phản ánh yêu cầu nghiêm ngặt về quốc phòng, môi trường biển và an ninh năng lượng.

8. Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA):

Giá điện trong DPPA do các bên tự thỏa thuận. Đối tượng tham gia được mở rộng sang khu công nghiệp, khu kinh tế, khu công nghệ cao và các khu thương mại tự do. Bộ Công Thương sẽ quy định ngưỡng công suất tối thiểu của khách hàng lớn tham gia cơ chế. Đây là cơ sở quan trọng để hình thành thị trường điện cạnh tranh và dịch chuyển sang cơ chế giao dịch điện xanh.

9. Đầu tư các dự án dầu khí, than:

Một số dự án dầu khí, than quan trọng, mang tính cấp bách được miễn thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư nhằm rút ngắn thủ tục, hỗ trợ đưa dự án vào vận hành đúng tiến độ để bảo đảm an ninh năng lượng sơ cấp trong ngắn hạn và hỗ trợ chuyển dịch nguồn lực khi hệ thống điện đang mở rộng.

II. Một số nhận xét, đánh giá và các khuyến nghị:

Nghị quyết đã tạo ra các đột phá như sau:

1. Tăng cường tính linh hoạt trong quy hoạch - bước đột phá về thể chế:

Cơ chế điều chỉnh cập nhật quy hoạch giúp giải quyết tình trạng nhiều dự án trong Quy hoạch điện VIII chậm tiến độ, hoặc không khả thi. Việc bổ sung dự án BESS, điều chỉnh, bổ sung nâng cấp lưới điện và thay thế dự án (chậm, hoặc không triển khai) được tiến hành nhanh hơn sẽ cải thiện hiệu quả điều phối và giảm lãng phí xã hội. Tuy nhiên, cơ chế này cần được giám sát để tránh lạm dụng, đảm bảo minh bạch và tuân thủ mục tiêu kỹ thuật - kinh tế của hệ thống.

2. Phân quyền mạnh cho địa phương - cơ hội và thách thức:

Việc tăng quyền cho địa phương góp phần đẩy nhanh tiến độ, nhưng tiềm ẩn nguy cơ chênh lệch năng lực giữa các tỉnh và khó khăn trong điều phối liên tỉnh đối với hệ thống truyền tải quốc gia. Nếu thiếu cơ chế kiểm soát và đánh giá độc lập, nguy cơ xung đột lợi ích, hoặc thiếu nhất quán trong phát triển hạ tầng là điều cần được quan tâm.

3. Cơ chế đặc thù cho điện gió ngoài khơi - thúc đẩy ngành chiến lược mới:

Chỉ định nhà đầu tư và thiết lập khung giá trần hỗ trợ giảm rủi ro trong giai đoạn đầu, phù hợp với thông lệ quốc tế. Tuy nhiên, tính hấp dẫn của khung giá cần được cập nhật theo chi phí thị trường để tránh tình trạng dự án không thể triển khai.

Ngoài ra, các yêu cầu về quốc phòng - an ninh biển là cần thiết, nhưng có thể làm kéo dài thời gian chuẩn bị dự án.

4. DPPA - động lực phát triển thị trường điện cạnh tranh:

Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giúp các doanh nghiệp FDI và xuất khẩu tiếp cận điện xanh, thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo theo định hướng thị trường. Tuy nhiên, Việt Nam cần quy định rõ cơ chế cân bằng hệ thống, chi phí truyền tải và trách nhiệm cung cấp công suất dự phòng để tránh tranh chấp phát sinh.

5. SMR - bước chuẩn bị cần thiết, nhưng cần phải thận trọng:

Lò hạt nhân mô đun nhỏ (SMR) là cơ hội tiếp cận công nghệ mới, nhưng rủi ro cao do công nghệ chưa được thương mại hóa rộng rãi. Việt Nam cần tiếp cận theo hướng thí điểm, ưu tiên khung pháp lý và đào tạo nguồn nhân lực trước khi triển khai dự án thực tế.

6. Nguồn năng lượng hóa thạch cấp bách - cần kiểm soát rủi ro:

Việc đẩy nhanh các dự án dầu khí, than giúp bảo đảm an ninh năng lượng trong bối cảnh nhu cầu tăng cao. Tuy nhiên, việc nới lỏng thủ tục phải đi kèm đánh giá môi trường chặt chẽ nhằm tránh lệ thuộc kéo dài vào năng lượng hóa thạch và đảm bảo lộ trình chuyển dịch năng lượng.

Ngoài ra, Nghị quyết của Quốc hội chưa đề cập đến một số cơ chế tháo gỡ các các điểm nghẽn của các dự án điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu đang triển khai mà Chính phủ đã trình dự thảo báo cáo Quốc hội theo phiên bản ban đầu. Những nội dung này có thể chuyển lại để Chính phủ xử lý, nhưng cần xem xét giải quyết nhanh chóng để các dự án nguồn chạy nền được triển khai theo tiến độ, đảm bảo an ninh năng lượng giai đoạn 2026-2030 và 2031-2035 - tương ứng với quá trình chuyển dịch năng lượng quốc gia.

III. Các cơ chế cần được Chính phủ tiếp tục giải quyết:

Như đã nêu trên, Nghị quyết mới của Quốc hội đã quy định một số cơ chế nổi trội nhằm thúc đẩy các dự án năng lượng đúng tiến độ trong giai đoạn 2026-2030. Tuy nhiên, phần lớn các nội dung quy định trong Nghị quyết mới chỉ đề cập đến phạm vi ở bước quy hoạch, hoặc nội dung đầu của bước chuẩn bị dự án.

Ngoài nội dung về điện khí LNG chưa được nêu trong Nghị quyết Quốc hội, dưới đây đề cập những thách thức trong quá trình thực hiện đầu tư cần được Chính phủ và các bộ, ngành khẩn trương xem xét tháo gỡ. Cụ thể là:

1. Còn thiếu khung giá mua/bán điện cho pin lưu trữ và nguồn linh hoạt.

2. Chưa có hợp đồng mẫu cho các nhà máy năng lượng tái tạo lắp đặt pin lưu trữ.

3. Chưa có giá công suất tách bạch với giá điện năng.

4. Chưa có quy định về việc thanh toán mua lại dự án khi chấm dứt hợp đồng trước thời hạn mà không do lỗi của Công ty dự án.

5. Chưa có quy định về việc có bảo vệ cho nhà đầu tư khi có các sự kiện bất khả kháng tự nhiên và chính trị.

6. Chưa rõ ràng trong quy định tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với các dự án nguồn theo quy hoạch.

Cùng với đó là một số quy định còn thiếu như:

- Quy định về phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường và nghiệm thu xây dựng các hệ thống pin lưu trữ.

- Quy định về nội dung, phạm vi khảo sát biển đối với các dự án điện gió ngoài khơi.

- Chưa có quy định về việc khảo sát phải thực hiện trước, hay sau khi chấp thuận chủ trương đầu tư cho các dự án điện gió ngoài khơi.

- Chưa ban hành dự thảo PPA mẫu đối với các dự án điện gió ngoài khơi bán điện lên hệ thống điện quốc gia.

Những nội dung cụ thể cần được tháo gỡ với từng loại hình dự án, bao gồm:

Đối với các dự án điện khí LNG nhập khẩu và khí nội địa:

1. Kiến nghị xây dựng mô hình kho cảng LNG trung tâm quy mô lớn (LNG Hub) và hệ thống hạ tầng kết nối đồng bộ (hạn chế việc thực hiện mô hình cứ mỗi kho cảng LNG phục vụ cho một dự án LNG).

2. Đối với các nhà máy điện khí sử dụng khí thiên nhiên được huy động tối đa theo khả năng cấp khí của các mỏ khí nội địa trong nước, cần bổ sung cơ chế bao tiêu (take-or-pay) để chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu khí sang hợp đồng PPA.

3. Đối với sản lượng Qc tối thiểu 65% cho các dự án điện khí LNG, cần có cơ chế đảm bảo nhà máy điện LNG được huy động chạy nền phù hợp với lịch nhập LNG trong hợp đồng mua LNG dài hạn. Phần sản lượng còn lại được huy động theo nhu cầu của thị trường và được thanh toán đầy đủ các chi phí vận hành và nhiên liệu.

4. Xem xét áp dụng cơ chế giá công suất, hoặc cơ chế tương đương như khoản thanh toán bảo đảm dự phòng trong hợp đồng PPA. Cụ thể là khoản thanh toán tiền điện trong suốt vòng đời kinh tế dự án cho các thành phần chi phí cố định (FC), chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC) trong giá điện - bất kể sản lượng điện phát lên lưới, dựa trên độ khả dụng thực tế của nhà máy cho hệ thống điện. (Luật Điện lực 2024 đã có quy định về giá công suất trong Mục b, Khoản 8 Điều 51).

Thực tế cho thấy, giá LNG trên thị trường quốc tế có sự biến động khó lường, có thể tăng, hoặc giảm đột ngột. Điều này làm cho các nhà đầu tư gặp khó khăn trong việc xác định giá điện hợp lý trong hợp đồng PPA.

Ngoài ra, quy định thời gian giao nhận LNG rất chặt chẽ khi tàu đến khi lượng LNG tồn trong kho vẫn còn mà chủ đầu tư không thực hiện nghĩa vụ nhận khí sẽ bị phạt. Với đặc thù mua LNG phải cam kết sử dụng 100% lượng khi mua, việc điều chỉnh mức Qc hợp lý chính là điều kiện tiên quyết để chủ đầu tư nhà máy điện lập kế hoạch mua LNG dài hạn và chủ động cân đối kế hoạch vận hành cho phù hợp với kế hoạch cung cấp nhiên liệu.

Theo yêu cầu kỹ thuật vận hành kho chứa LNG có sự hóa hơi tự nhiên (Boil Off Gas - BOG) sinh ra. Do vậy, để không phải đốt bỏ lượng BOG này, yêu cầu vận hành kỹ thuật kho chứa cần duy trì công suất tái hóa khí để hấp thụ toàn bộ lượng BOG sinh ra. Vì vậy, Qc tối thiểu dài hạn đủ lớn sẽ giúp hạn chế rủi ro phải đốt bỏ khí BOG.

5. Xem xét cơ chế điều chỉnh theo tỷ giá hối đoái. Theo đó, phần chi phí bằng ngoại tệ trong giá điện trong PPA được tính bằng đồng USD và thanh toán bằng VNĐ. Việc thanh toán khoản chênh lệch ngoại tệ (nếu có) được thực hiện thường xuyên (ví dụ hàng tháng). Đồng thời xem xét bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ trong khi giá nhiên liệu LNG phải sử dụng ngoại tệ để thanh toán.

6. Xem xét cơ chế mua lại dự án khi bị chấm dứt trước thời hạn mà không do lỗi của Công ty dự án, để duy trì vận hành nhà máy cho đến hết đời sống kinh tế dự án.

Đối với các dự án điện năng lượng tái tạo:

Hiện nay đã chấm dứt cơ chế giá FIT cho năng lượng tái tạo. Vì vậy, cần chuyển từ giá FIT sang đấu thầu cạnh tranh, hoặc cơ chế giá ưu đãi FiP (Feed In Premium) - tức là nguồn điện năng lượng tái tạo bán trên thị trường, nhưng nhận được hỗ trợ từ Chính phủ khi giá thị trường thấp và trả lại phần chênh lệch khi giá thị trường cao hơn mức FiP. Cơ chế nào được chọn cần phù hợp với hoàn cảnh cụ thể và cần ban hành bằng các văn bản quy phạm pháp luật để có cơ sở pháp lý thực thi. Không để dừng chính sách giá mua điện năng lượng tái tạo như vừa qua làm mất lòng tin các nhà đầu tư. Vì vậy, Chính phủ cần xem xét bổ sung một số cơ chế, chính sách như sau:

1. Ban hành cơ chế, chính sách riêng cho điện gió ngoài khơi, bao gồm thủ tục cấp phép/đấu thầu một cửa, ưu tiên giải phóng mặt bằng và đầu tư hạ tầng truyền tải. Áp dụng cơ chế hợp đồng PPA dài hạn, ổn định, Qc cao có thể tận dụng hết năng lượng sạch để giảm giá chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) và có khả năng vay vốn cao (bankable) nhằm thu hút tài chính quốc tế.

2. Ban hành quy định trình tự thủ tục khảo sát, đánh giá tài nguyên biển và chấp thuận chủ trương đầu tư với các dự án điện gió ngoài khơi. Quy định về nội dung, phạm vi khảo sát nghiên cứu nội bộ (Destop Study) đối với giai đoạn phục vụ chấp thuận chủ trương đầu tư cho các dự án điện gió ngoài khơi trong giai đoạn 2031-2035.

3. Cần có tiêu chuẩn kỹ thuật cho pin lưu trữ năng lượng (BESS) và quy định ngắn hạn về mức độ bắt buộc tỷ lệ BESS trong các dự án năng lượng tái tạo (tuỳ theo quy mô công suất và loại hình công nghệ), từ đó tạo ra thị trường trong nước. Các doanh nghiệp sẵn sàng đầu tư vào sản xuất BESS (nếu họ thấy thị trường đủ lớn). Hiện tại hầu hết các máy móc thiết bị phát điện chúng ta phải nhập khẩu, nên nếu có đơn vị sản xuất BESS tại Việt Nam sẽ là bước tự chủ quan trọng. Do đó, cần có cơ chế giá mua/bán điện cho BESS. Chẳng hạn như giá điện 2 thành phần, bao gồm giá công suất (capacity payment) + giá điện năng, hoặc giá dịch vụ phụ trợ để bảo đảm tính khả thi tài chính.

4. Cần hướng dẫn thống nhất công tác đấu thầu ở các địa phương chọn nhà đầu tư. Hiện tại mỗi nơi hiểu và làm theo cách khác nhau.

5. Giá điện còn thấp, nên nhà đầu tư lo lắng, không đủ tự tin để xúc tiến đầu tư. Vì vậy, cần có lộ trình điều chỉnh (tăng, giảm) giá điện bán lẻ linh hoạt và từ đó giá điện bán buôn được đảm bảo ở mức hợp lý của thị trường, phù hợp cho xu thế tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo.

Đối với các dự án truyền tải điện:

Hiện nay, mặc dù Luật cho phép thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia đầu tư xây dựng công trình lưới điện, nhưng thực tế cho thấy, ngoài EVN và các đơn vị thành viên thuộc EVN, việc đầu tư lưới điện truyền tải rất khó thu hút được các nhà đầu tư ngoài nhà nước tham gia đầu tư, do cơ chế tính giá truyền tải không đủ hấp dẫn. Vì vậy, bên cạnh các giải pháp về mô hình đối tác cho thuê dài hạn, hoặc sở hữu tài chính, thì cần nhất vẫn là cơ chế tính giá truyền tải đủ để trang trải các chi phí hợp lý, hợp lệ và lợi nhuận hợp lý để thu hồi vốn đầu tư. Chính phủ và các bộ, ngành liên quan cần tiếp tục xem xét xây dựng, ban hành các cơ chế, chính sách đầu tư thực sự hấp dẫn để thu hút nguồn vốn tư nhân vào lĩnh vực truyền tải điện. Các chính sách này cần đảm bảo minh bạch về giá, phí truyền tải, cơ chế thu hồi vốn và lợi nhuận hợp lý cho các nhà đầu tư.

Cần ưu tiên hỗ trợ (thu xếp vốn, bố trí quỹ đất của địa phương…) các dự án truyền tải xương sống, liên kết miền như các đường dây 500 kV, truyền tải điện cao áp một chiều (HVDC) và các trạm biến áp nút quan trọng, các dự án lưới điện truyền tải liên miền.

Cần tiếp tục tăng cường đầu tư lưới điện truyền tải theo hướng lưới điện thông minh, tăng mức độ tự động hóa lưới điện, đầu tư công nghệ để nâng cao hiệu quả và độ tin cậy theo hướng chú trọng đảm bảo an ninh mạng, tránh gián đoạn lưới điện có thể trở thành một vấn đề nghiêm trọng của hệ thống.

Đối với thị trường điện:

Cần đẩy nhanh lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (dự kiến áp dụng trước 2030) thông qua việc tách bạch mảng truyền tải... và tính toán chi phí truyền tải năng lượng qua lưới cho công ty truyền tải, vận hành, đảm bảo minh bạch, bình đẳng cho nhà đầu tư. Mặt khác, bổ sung cơ chế giá công suất và dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện để phản ánh đúng giá trị hệ thống của các nguồn điện linh hoạt, BESS.

IV. Kết luận:

Nghị quyết của Quốc hội về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia (giai đoạn 2026-2030) là bước chuyển tiếp quan trọng, tạo năng lực định chế mạnh mẽ để giải quyết một số điểm nghẽn lớn trong ngành năng lượng, trong khi các luật, nghị định liên quan đang trong quá trình được cập nhật, sửa đổi. Những đổi mới về cập nhật quy hoạch, phân quyền cho địa phương, cơ chế lựa chọn nhà đầu tư, giá điện trong đấu thầu, cùng một số chính sách đặc thù cho điện gió ngoài khơi và DPPA sẽ mở ra không gian phát triển mới cho thị trường điện. Tuy nhiên, vẫn còn khá nhiều điểm nghẽn về cơ chế trong quá trình thực hiện các dự án năng lượng cần được Chính phủ và các bộ, ngành phải tiếp tục tháo gỡ.

Ngoài ra, khả năng triển khai thành công việc áp dụng các cơ chế mới còn phụ thuộc vào mức độ minh bạch, năng lực giám sát và sự nhất quán trong điều hành vĩ mô, cũng như tính trách nhiệm của các cấp quản lý.

Giai đoạn 2026-2030 đã gần ngay trước mắt, việc bảo đảm an ninh năng lượng cần đi đôi với chuyển dịch bền vững và quản lý rủi ro môi trường - xã hội trong đầu tư năng lượng, đòi hỏi những quyết sách rõ ràng để không làm nản lòng các nhà đầu tư./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo: Nghị quyết của Quốc hội về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia (giai đoạn 2026-2030) - ngày 11/12/2025.