RSS Feed for Vì sao cần bổ sung công suất thủy điện tích năng vào Quy hoạch điện VIII? | Tạp chí Năng lượng Việt Nam Thứ năm 23/09/2021 01:37
TRANG TTĐT CỦA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Vì sao cần bổ sung công suất thủy điện tích năng vào Quy hoạch điện VIII?

 - Theo nhìn nhận của nhiều chuyên gia, nhà quản lý, thì dù Việt Nam có các nguồn điện linh hoạt bổ sung cho hệ thống điện thì việc cắt giảm nguồn năng lượng gió, mặt trời với một tỷ lệ thích hợp là điều không thể tránh khỏi đối với một hệ thống điện tích hợp năng lượng tái tạo ở quy mô lớn... Vậy giải pháp nào có thể giải quyết vấn đề này? Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Với tiềm năng phát triển thủy điện tích năng ở nước ta có thể đạt tới 12.500 MW, vì vậy, Chính phủ cần xem xét bổ sung công suất từ nguồn điện này cao hơn 1.200 MW vào năm 2030 và 7.800 MW vào năm 2045.


Thủy điện tích năng giải quyết vấn đề thừa, thiếu trong biểu đồ phụ tải hệ thống điện


Theo dự thảo Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2045 (gọi tắt là Quy hoạch điện VIII), dự kiến tới năm 2030, tổng công suất đặt nguồn điện của Việt Nam đạt 137,2 GW, trong đó nhiệt điện than là 27%, nhiệt điện khí 21%, thuỷ điện 18%, điện gió, mặt trời và năng lượng tái tạo khác 29%, nhập khẩu khoảng gần 4%, thuỷ điện tích năng và các loại thiết bị lưu trữ năng lượng khác đạt khoảng 1%. Đến năm 2045 tổng công suất đặt của nguồn điện đạt gần 276,7 GW, trong đó nhiệt điện than là 18%, nhiệt điện khí 24%, thuỷ điện 9%; điện gió, mặt trời và năng lượng tái tạo khác trên 44%, nhập khẩu khoảng gần 2%, thuỷ điện tích năng và các loại thiết bị lưu trữ năng lượng khác đạt khoảng 3%. Tỷ lệ nhiệt điện than giảm mạnh từ 29% năm 2020 xuống còn 27% năm 2030 và 18% vào năm 2045. Đây là sự khác biệt giữa Quy hoạch điện VII điều chỉnh và Quy hoạch hoạch điện VIII, phù hợp với điều kiện phát triển kinh tế của nước ta và phù hợp với xu thế phát triển năng lượng của thế giới.

Mặc dù thủy điện cũng là nguồn năng lượng tái tạo, có điều kiện vận hành linh hoạt, phù hợp với chế độ phủ đỉnh biểu đồ phụ tải, nhất là trong cơ cấu nguồn điện của hệ thống điện có điện mặt trời và điện gió ngày càng tăng. Tuy nhiên, lý do tỷ lệ nguồn thủy điện giảm dần vì tiềm năng thuỷ điện lớn của nước ta cơ bản đã khai thác và đưa vào vận hành. Khả năng khai thác các công trình thủy điện còn lại hầu hết đã được nghiên cứu đầu tư và đang trong giai đoạn chuẩn bị xây dựng, hoặc đang xây dựng.

Theo rà soát tiến độ thực hiện của các dự án thủy điện giai đoạn 2020 - 2025, hệ thống có thể bổ sung thêm khoảng 1.840 MW thủy điện vừa và lớn (gồm cả các dự án mở rộng như: Hòa Bình mở rộng thêm 2 tổ máy với tổng công suất 480 MW, đã khởi công xây dựng ngày 10/1/2021, Yaly mở rộng thêm 2 tổ máy với tổng công suất 360 MW, dự kiến khởi công trong tháng 6/2021 và Trị An mở rộng thêm 2 tổ máy với tổng công suất 200 MW). Các dự án thủy điện nhỏ có khả năng phát triển thêm khoảng 2.700 MW trong giai đoạn từ nay đến 2030. Do đó, theo dự báo đến năm 2045 tỷ lệ thủy điện chỉ còn chiếm 9% trong cơ cấu nguồn của hệ thống điện nước ta.

Hiện nay, trường hợp hệ thống điện dư thừa công suất đang phát lên hệ thống so với phụ tải tiêu thụ là tình huống nguy hiểm, ảnh hưởng nghiêm trọng đến an toàn, an ninh của hệ thống điện. Điều này có thể khiến tần số hệ thống điện tăng cao, thậm chí gây sự cố lan tràn trên toàn hệ thống điện quốc gia nếu không có ngay các mệnh lệnh điều độ chuẩn xác, được thực hiện kịp thời và các giải pháp khẩn cấp khác. Độ linh hoạt đóng vai trò thiết yếu trong việc tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo như điện gió và điện mặt trời. Để tăng cường độ linh hoạt, ngoài cách tiếp cận bằng cách thay đổi các nguồn điện truyền thống (hoán cải các nhà máy nhiệt điện than, tăng cường tỷ lệ nguồn LNG, thủy điện tích năng), nhiều giải pháp mới tiếp cận bằng cách áp dụng công nghệ mới như pin tích năng, điều chỉnh nhu cầu phụ tải…

Pin tích trữ năng lượng

Lưu trữ năng lượng (điện năng) là công nghệ tất yếu, bắt buộc phải đồng hành với phát triển năng lượng tái tạo khi con người hạn chế xây dựng các nguồn năng lượng hóa thạch, năng lượng hạt nhân nhằm giảm phát thải khí nhà kính. Ngoài phát triển thủy điện tích năng để phát điện phủ đỉnh thì cần nghiên cứu để áp dụng lắp đặt các pin dự trữ, nạp điện khi nguồn điện mặt trời, điện gió vượt cao hơn nhu cầu phụ tải và phát điện ra khi các nguồn này ngừng vận hành. Hệ thống pin lưu trữ năng lượng sẽ điều hòa, làm mịn công suất tải, tạo điều kiện vận hành hệ thống điện an toàn và ổn định.

Tuy nhiên, hiện nay việc ứng dụng công nghệ lưu trữ năng lượng chưa phổ biến, quy mô công suất nhỏ và giá thành còn đắt. Do vậy, là doanh nghiệp kinh doanh điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho rằng: Khi đầu tư pin tích trữ năng lượng sẽ không mang lại hiệu quả kinh tế cho EVN trên quy mô tổng thể toàn bộ hệ thống điện mà chỉ mang lại hiệu quả kinh tế cục bộ cho các chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo bị giới hạn công suất phát do quá tải. Do đó, EVN kiến nghị các đơn vị thành viên không đầu tư pin tích trữ năng lượng cho mục đích giải tỏa công suất các nguồn năng lượng tái tạo. Việc đầu tư pin tích trữ năng lượng nhằm giải tỏa nguồn năng lượng tái tạo (nếu có) sẽ do các chủ đầu tư nhà máy điện năng lượng tái tạo thực hiện do đây là các đối tượng trực tiếp được hưởng lợi. Vì thế, EVN đề nghị Bộ Công Thương cho phép các chủ đầu tư thực hiện đầu tư hệ thống tích trữ tại các nhà máy điện gió, mặt trời để nâng cao hiệu quả vận hành, giảm công suất phải cắt giảm. Các nhà máy năng lượng tái tạo nạp điện vào hệ thống tích trữ trong thời điểm quá tải/thừa nguồn và phát điện từ hệ thống tích trữ trong các thời điểm không quá tải.

“Trong cơ chế này, giá bán điện từ hệ thống tích trữ không vượt quá giá bán điện của nhà máy năng lượng tái tạo” - EVN lưu ý.

Theo đó, EVN kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo không phát triển thêm các nguồn năng lượng tái tạo đến năm 2025 khi tiến độ đầu tư các dự án truyền tải giải toả công suất không đáp ứng tiến độ phát triển của các dự án nguồn; hoặc chỉ cho phép phát triển mới các nguồn năng lượng tái tạo với điều kiện chủ đầu tư các dự án phải tự trang bị hệ thống tích trữ năng lượng với khả năng tích trữ tối thiểu 20% công suất nhà máy điện trong thời gian 2h để giảm tải cho các đường dây giải toả công suất.

Đây là giải pháp tình thế, hy vọng khi công nghệ chế tạo pin lưu trữ năng lượng phát triển với quy mô công suất lớn và giá thành rẻ sẽ là nguồn lưu trữ năng lượng từ nguồn năng lượng mặt trời và gió nhằm đảm bảo an ninh năng lượng và phát triển bền vững.

Xây dựng nguồn điện linh hoạt

Mặc dù đã có nhiều kiến nghị về tỷ lệ cơ cấu nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII, nhất là về tỷ lệ cơ cấu nguồn năng lượng tái tạo, thì tỷ lệ và lộ trình phát triển nguồn điện linh hoạt gồm nhiệt điện khí sử dụng LNG, thủy điện tích năng vẫn còn nhiều vấn đề cần được làm rõ. Việc phát triển các nguồn điện linh hoạt trong hệ thống điện rất cần thiết để tích hợp các nguồn điện biến đổi như gió, mặt trời, đó là thủy điện tích năng, động cơ đốt trong (ICE) và tua bin khí chu trình đơn (SCGT) sử dụng LNG khi chưa có pin lưu trữ năng lượng từ điện gió, điện mặt trời quy mô lớn. Để tăng cường nguồn điện linh hoạt cho hệ thống điện, trong Dự thảo Quy hoạch điện VIII đã dự kiến phát triển nhà máy tua bin khí hỗn hợp (TBKHH) sử dụng LNG, nguồn linh hoạt chạy LNG (ICE+SCGT) và thủy điện tích năng (xem bảng 1).

Bảng 1: Công suất thủy điện tích năng, pin tích năng và LNG dự kiến quy hoạch đến năm 2045. Kịch bản phụ tải cơ sở. (Nguồn: Quy hoạch Điện VIII - Viện Năng lượng. Dự thảo báo cáo lần 3)

Chỉ tiêu/năm

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Nhu cầu phụ tải, MW

38706

59389

86493

113592

135596

153271

Tổng công suất đặt, MW

69258

102193

137662

190391

233816

276601

Thủy điện, MW

17085

19697

19792

19792

19792

19792

Thủy điện nhỏ dưới 30MW

3600

4800

5000

5300

5500

5900

Thủy điện tích năng + Pin tích năng, MW

0

0

1200

4500

6000

7800

TBKHH hiện có chuyển sang sử dụng LNG, MW

0

803

4147

4569

4104

4854

TBKHH sử dụng mới LNG, MW

0

2700

12550

27650

32900

38150

Nguồn linh hoạt chạy LNG (ICE+SCGT), MW

0

600

1400

4900

10800

15600


Xây dựng nhà máy điện sử dụng khí hóa lỏng LNG

Quy hoạch phát triển nguồn điện đáp ứng tốt các tiêu chí đặt ra nêu trong Nghị quyết số 55/NQ-TW của Bộ Chính trị, đó là dành ưu tiên cao cho phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, thúc đẩy phát triển các dự án điện khí hóa lỏng LNG và từng bước giảm dần việc phát triển các nhà máy sử dụng than trên toàn quốc. Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại chúng ta chưa tiến hành xây dựng nhà máy điện sử dụng khí LNG nào, mặc dù vị trí, công suất các nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp đã được nêu trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Điều đó có nghĩa là chúng ta hoàn toàn chưa có kinh nghiệm về việc xây dựng nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp (bao gồm hàng loạt hệ thống kho cảng, tái hóa khí, trung chuyển cần được xây dựng, kinh nghiệm về cách thức vận hành).

Ngoài ra, giá cả loại nhiên liệu này cũng là một thách thức. Mặc dù giá thành cao, nhưng LNG sẽ là lựa chọn khả thi để bổ sung cho phát triển năng lượng tái tạo thay cho than. Tuy nhiên, đối với các tua bin khí chu trình hỗn hợp, do chi phí xây dựng cao hơn và độ linh hoạt kém hơn nên đòi hỏi số giờ vận hành cao để đáp ứng tính kinh tế của dự án (nhiều nhà đầu tư đòi hỏi nhà máy CCGT - tua bin khí chu trình kết hợp phải được chạy đáy biểu đồ phụ tải với Tmax 6000h/năm). Các nhà máy nhiệt điện có Tmax hàng năm thấp hơn so với truyền thống khi phát triển năng lượng tái tạo quy mô lớn (gió và mặt trời): Nhiệt điện than đạt khoảng 5000 - 6000h,TBKHH đạt 4500 - 5000h/năm. Các nhà máy nhiệt điện xây dựng mới và cải tạo cần được lựa chọn công nghệ mới để tăng cường tính linh hoạt trong vận hành.

Dù có các nguồn điện linh hoạt bổ sung cho hệ thống điện thì việc cắt giảm năng lượng gió và mặt trời với một tỷ lệ thích hợp là điều không thể tránh khỏi đối với một hệ thống điện tích hợp năng lượng tái tạo ở quy mô lớn. Tỷ lệ cắt giảm năng lượng tái tạo đối với cơ cấu nguồn đã lựa chọn khoảng từ 2 - 4% tổng điện năng sản xuất của các nguồn NLTT, tỷ lệ này đối với các nước trên thế giới là chấp nhận được. Do nhu cầu sử dụng LNG trên thế giới ngày càng tăng cao trong tương lai mà nguồn cung thì có hạn, giá cả chắc chắn sẽ không ổn định với xu thế tăng, vì vậy việc dự kiến tăng cơ cấu nguồn nhiệt điện khí lên 21% vào năm 2030 và 24% vào năm 2045 cần được tính toán, cân nhắc kỹ lưỡng hơn.

Xây dựng các nhà máy thủy điện tích năng

Đối với việc xây dựng nhà máy thủy điện tích năng (nêu tại bảng 1), khả năng đến năm 2030 sẽ có công suất 1.200 MW - nghĩa là chỉ mỗi Nhà máy Thủy điện Tích năng Bác Ái (tỉnh Ninh Thuận) đưa vào vận hành (khởi công tháng 1/2020 và dự kiến đưa vào vận hành vào cuối năm 2028), với tổng vốn đầu tư hơn 21.100 tỷ đồng.

Rõ ràng chúng ta có kinh nghiệm xây dựng và quản lý, vận hành thủy điện, vậy tại sao trong Quy hoạch điện VIII lại chỉ xem xét đưa vào quy hoạch đến năm 2030 chỉ với công suất 1.200 MW thủy điện tích năng? Vai trò phủ đỉnh của thủy điện tích năng trong hệ thống điện càng quan trọng và cấp thiết khi cơ cấu nguồn điện gió, điện mặt trời tăng cao. Số giờ phụ tải đỉnh của hệ thống điện nước ta dao động vào khoảng 1.800 - 2.500 giờ. Nếu xây dựng thủy điện tích năng để phủ đỉnh tối đa cho hệ thống điện và khả năng bơm để tích nước trong ngày đêm khoảng 7 giờ và phát điện trong vòng 5 giờ thì số giờ hoạt động của nhà máy thủy điện tích năng tương đương từ 4.320 - 6.000 giờ/năm.

Theo nghiên cứu của Lahmeyer International về “Chiến lược phát triển nguồn điện tích năng tại Việt Nam” năm 2016, báo cáo đã tập hợp thêm thông tin về các dự án đã được quan tâm bởi các nhà đầu tư và đưa ra 9 vị trí tiềm năng có thể tiếp tục nghiên cứu phát triển nêu ở bảng 2.

Bảng 2: Danh mục các dự án thủy điện tích năng có thể phát triển tại Việt Nam:

Thứ tự

Dự án

Tỉnh

Công suất (MW)

1

TĐTN Mộc Châu

Sơn La

900

2

TĐTN Đông Phù Yên

Sơn La

1200

3

TĐTN Tây Phù Yên

Sơn La

1000

4

TĐTN Châu Thôn

Thanh Hóa

1000

5

TĐTN Đơn Dương

Lâm Đồng

1200

6

TĐTN Ninh Sơn

Ninh Thuận

1200

7

TĐTN Hàm Thuận Bắc

Bình Thuận

1200

8

TĐTN Bác Ái

Ninh Thuận

1200

9

TĐTN Phước Hòa

Ninh Thuận

3600

 

Tổng cộng

 

12500

Nguồn: Chiến lược phát triển nguồn thủy điện tích năng tại Việt Nam”, 2016, Laymeyer.


Do tiềm năng phát triển thủy điện tích năng đạt 12.500 MW với các vị trí có thể xây dựng thuộc các trung tâm năng lượng tái tạo, hay khu vực có nhu cầu phụ tải lớn, nên chăng, ngoài việc đẩy nhanh tiến độ mở rộng các dự án thủy điện hiện hữu, chúng ta cần tính toán lại kế hoạch đầu tư xây dựng thủy điện tích năng sớm hơn để khắc phục tình trạng giảm huy động điện mặt trời và điện gió như hiện nay. 

Ninh Thuận là Trung tâm năng lượng tái tạo, nhất là điện mặt trời liên tục phải giảm phát, do vậy, ngoài dự án Thủy điện Tích năng Bác Ái, nếu dự án thủy điện tích năng Ninh Sơn với công suất thiết kế 1.200 MW được xem xét, nghiên cứu xây dựng sẽ là nguồn phủ đỉnh hiệu quả cho khu vực. Đây là dự án do chủ đầu tư Trung Nam Group đề xuất đầu tư dự án thủy điện tích năng với số vốn 1 tỷ USD . Ban Quản lý dự án điện 3 đã báo cáo EVN để trình bổ sung vào Quy hoạch điện VIII tại Văn bản số 876/EVNPMB3-TB ngày 1/9/2020, tuy nhiên trong Quy hoạch điện VIII (dự thảo lần 3) dự án này không được vào Quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn đến năm 2030.

Cũng theo Dự thảo Quy hoạch điện VIII với phương án chọn, tổng vốn đầu tư phát triển điện lực giai đoạn 2021 - 2030 khoảng 128,3 tỷ USD, trong đó cho nguồn điện là 95,4 tỷ USD, cho lưới điện khoảng 32,9 tỷ USD. Cơ cấu trung bình vốn đầu tư nguồn và lưới là 74/26. Giai đoạn 2021 - 2030 trung bình mỗi năm cần đầu tư khoảng 12,8 tỷ USD (9,5 tỷ USD cho nguồn và 3,3 tỷ USD cho lưới).

Rõ ràng đây là gánh nặng rất lớn cho ngành điện khi hàng năm phải huy động khoảng 12,8 tỷ USD trong giai đoạn 2021 - 2030 để đầu tư, vì vậy khuyến khích các chủ đầu tư trong và ngoài nước cùng tham gia đầu tư, nhất là về nguồn điện là phương án tối ưu.

Liên tiếp trong mấy ngày nắng nóng vừa qua, mức tiêu thụ điện trong nước tiếp tục lập đỉnh, phá các kỷ lục của ngày trước và bỏ xa mức đỉnh của các năm trước. Đây cũng là thời điểm năng lượng tái tạo được huy động ở mức cao nhất, phát lên lưới tối đa. Tiêu thụ điện tăng đột biến trong mùa nắng khiến công suất huy động từ các nhà máy năng lượng tái tạo cũng đạt đỉnh, luôn duy trì ở mức cao, kể cả điện mặt trời trang trại (solar farm) lẫn dự án điện mặt trời mái nhà.

Theo số liệu từ Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0), những ngày qua có 110 dự án điện mặt trời, điện gió đang vận hành đều được huy động tối đa công suất, chỉ một số ít các nhà máy bị giới hạn công suất với mức giới hạn khá thấp. A0 cũng cho biết, một số nhà máy điện mặt trời và điện gió khu vực các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Khánh Hòa, An Giang, Long An, Bình Định, Phú Yên phát công suất cao có thể gây quá tải các đường dây 110 kV, 220 kV liên quan, nên đơn vị này đã giới hạn công suất một số nhà máy để đảm bảo vận hành hệ thống điện. Tuy nhiên, khả năng tiêu thụ điện toàn quốc sẽ giảm sau mùa nắng nóng cộng với hàng loạt dự án điện gió với công suất hàng nghìn MW sẽ hòa lưới trước ngày 31/10 năm nay sẽ khiến số lượng dự án điện tái tạo đẩy lên lưới tăng lên, khả năng các dự án điện tái tạo sẽ tiếp tục bị cắt giảm, thậm chí có thể cắt giảm mạnh hơn thời gian qua. Bên cạnh đó là giới hạn đường dây truyền tải, do đó khả năng phát lên lưới hết công suất vẫn còn chưa đảm bảo.

Với tiềm năng phát triển thủy điện tích năng ở nước ta có thể đạt 12.500 MW (xem bảng 2), vì vậy, chúng tôi cho rằng, nên xem xét bổ sung thêm công suất từ nguồn thuỷ điện tích năng cao hơn 1.200 MW vào năm 2030 và 7.800 MW vào năm 2045 và giảm công suất các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí hóa lỏng LNG để chạy phủ đỉnh.

So sánh phát triển 2 dạng nguồn điện linh hoạt cho thấy, chúng ta đã có kinh nghiệm xây dựng và vận hành các nhà máy thủy điện hơn 50 năm, do vậy, khi phát triển thủy điện tích năng thì do chúng ta tự thiết kế, thi công và quản lý vận hành. Mặt bằng xây dựng thủy điện tích năng rộng (gồm các khu vực xây đập, kênh lấy nước ở hồ dưới, hệ thống tuyến áp lực và hồ trên). Các vị trí này có thể xây dựng đồng thời, đẩy nhanh tiến độ thi công và nhanh chóng đưa công trình vào vận hành. Tuổi thọ của công trình như đập dâng và hồ chứa là 100 năm (công trình cấp 1), thời gian sử dụng thiết bị là 30 năm và chủ động hoàn toàn về nguồn nước - nghĩa là khi vào giờ thấp điểm, hệ thống thừa điện thì máy bơm sẽ bơm nước lên hồ trên. Vào giờ cao điểm thì nhà máy lúc này làm việc hoàn toàn như nhà máy thủy điện.

Điều này cho thấy, việc xây dựng, vận hành nhà máy thủy điện tích năng chúng ta hoàn toàn chủ động, không bị chi phối bởi tác động bên ngoài. Trong khi đó, nhà máy nhiệt điện sử dụng khí hóa lỏng LNG chúng ta không có kinh nghiệm từ thi công đến vận hành. Ngoài ra, khí LNG phụ thuộc vào nhập khẩu và giá cả biến động không lường trước được và cũng không thể theo mong muốn của chúng ta.

Như vậy, việc tăng thêm công suất thủy điện tích năng và giảm một phần công suất nhiệt điện sử dụng khí hóa lỏng LNG liệu có hợp lý? Ngạn ngữ có câu: “Thà có con chim chích trong tay, còn hơn mơ bắt được đại bàng còn bay trên trời”. Hy vọng các nhà hoạch định chính sách sẽ xem xét thấu đáo.

Đến thời điểm hiện tại Quy hoạch điện VIII do Viện Năng lượng thực hiện cơ bản hoàn tất sau khi đã tiếp thu các ý kiến phản biện, góp ý của các nhà khoa học trong và ngoài ngành điện, các tổ chức xã hội nghề nghiệp thuộc các hiệp hội khoa học chuyên ngành và Hội đồng Thẩm định Quốc gia. Hy vọng, Báo cáo cuối cùng của Bộ Công Thương trình Chính phủ phê duyệt sẽ đáp ứng đầy đủ nhu cầu điện năng phục vụ phát triển kinh tế - xã hội nước ta giai đoạn 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM


Tài liệu tham khảo:

[1] . Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn đến năm 2045. Viện Năng lượng. Báo cáo Dự thảo lần 3.

[2]. Nghị quyết của Bộ Chính trị số 55-NQ/TW ngày 11 tháng 02 năm 2020 về định hướng chiến lược phát triển năng lượng Quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

 

 

nangluongvietnam.vn/

Bài viết cùng chủ đề

Dự thảo Quy hoạch điện VIII

Có thể bạn quan tâm

Các bài mới đăng

Các bài đã đăng

[Xem thêm]
Phiên bản di động