(Công Thương) - Phụ tải tăng tốc dưới tác động của biến đổi khí hậu và tăng trưởng kinh tế đang làm thay đổi bài toán vận hành hệ thống điện, trong đó điện mặt trời đứng trước nghịch lý về thời điểm phát điện.
Ngày 13/5/2026, công suất cực đại của hệ thống điện đã đạt 52.487 MW, vào thời điểm 16h10 đã xác lập kỷ lục vận hành mới của năm 2026. Đáng chú ý, trước đó, ngày 31/3/2026, mặc dù thời tiết không nắng nóng như dự báo trước đó, tuy nhiên hệ thống điện quốc gia ghi nhận sản lượng điện tiêu thụ lần đầu đạt trên 1 tỷ kWh (1.005 triệu kWh) trong năm 2026. Đây là con số chưa từng được ghi nhận từ năm 2024 trở về trước năm 2025, đến cao điểm nắng nóng giữa tháng 5 mới bắt đầu ghi nhận sản lượng vượt ngưỡng 1 tỷ kWh/ngày, cho thấy nhu cầu sử dụng điện tăng cao rõ rệt qua các năm.
Con số 52.487 MW không xuất hiện một cách đột ngột, đó là điểm cuối của một đường cong phụ tải liên tục đi lên trong nhiều năm qua, với các kỷ lục công suất ngày càng cao hơn và xuất hiện sớm hơn. Nếu như mốc tiêu thụ 1 tỷ kWh/ngày trước đây chỉ xuất hiện trong những đợt nắng nóng gay gắt nhất thì đến mùa khô năm 2026, ngưỡng này đã trở nên phổ biến. Đáng chú ý, hệ thống điện quốc gia lần đầu vượt mốc 1 tỷ kWh ngay từ ngày 31/3/2026, sớm hơn khoảng một tháng rưỡi so với giữa tháng 5/2025 và gần như không xuất hiện trong suốt năm 2024. Diễn biến này cho thấy, nền tiêu thụ điện của nền kinh tế đang bước sang một mặt bằng mới, cao hơn đáng kể so với trước đây.
Vì sao lượng điện tiêu thụ tăng nhanh đến vậy? Một phần nguyên nhân nằm ở biến đổi khí hậu. PGS.TS Mai Văn Khiêm, Giám đốc Trung tâm Dự báo Khí tượng Thủy văn Quốc gia, cảnh báo tại một tọa đàm do Báo Công Thương tổ chức: "Nếu nhìn vào chuỗi số liệu khí tượng toàn cầu, 11 năm vừa qua, tính đến năm 2025, là 11 năm liên tiếp ghi nhận nền nhiệt cao nhất trong lịch sử quan trắc. Dự báo, năm 2026 sẽ tiếp tục nối dài chuỗi này, trở thành năm thứ 12 liên tiếp nằm trong nhóm năm nóng kỷ lục". Nền nhiệt cao hơn kéo theo nhu cầu làm mát cao hơn và là động lực đẩy phụ tải lên đỉnh ngay đầu mùa khô.
Sức ép từ nhiệt độ lớn đến mức nào? trả lời câu hỏi này ông Nguyễn Quốc Trung, Phó Tổng Giám đốc Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO) đo bằng một hình ảnh đáng nhớ: "Chỉ cần nhiệt độ môi trường tăng thêm 1-2 độ C, hệ thống điện đã phải gánh thêm một lượng công suất tương đương gần như toàn bộ tổ hợp thủy điện Hòa Bình. Nếu nắng nóng duy trì 4-5 ngày liên tiếp, mức tăng phụ tải cộng dồn có thể lên tới 3.000-4.000 MW". Nói cách khác, mỗi đợt nắng nóng kéo dài tạo ra một áp lực lên hệ thống điện tương đương với việc phải đáp ứng thêm nhu cầu của cả một nhà máy điện lớn, đúng vào thời điểm hệ thống chịu sức ép cao nhất.
Biến đổi khí hậu chỉ là một phần của câu chuyện, đằng sau đà tăng phụ tải còn là sự phục hồi mạnh mẽ của sản xuất công nghiệp, quá trình đô thị hóa diễn ra nhanh chóng, số lượng thiết bị làm mát trong các hộ gia đình ngày càng gia tăng, cùng với sự phát triển mạnh của xe điện và hạ tầng trạm sạc. Riêng tại khu vực phía Nam, báo cáo của Tổng công ty Điện lực miền Nam cho thấy, sản lượng điện cung cấp cho 709 trạm sạc xe điện trong 5 tháng đầu năm 2026 tăng tới 78,2% so với cùng kỳ năm trước. Mỗi yếu tố chỉ làm phụ tải tăng thêm vài trăm MW, nhưng khi cộng hưởng đã tạo nên những đỉnh công suất mới và liên tiếp thiết lập các kỷ lục tiêu thụ điện.
Đáng chú ý, ngày 8/4/2026 - thời điểm hệ thống điện quốc gia ghi nhận công suất phụ tải cao nhất từ đầu năm cũng là ngày khu vực miền Nam lập đỉnh công suất với 11.115 MW. Sự trùng hợp này không phải ngẫu nhiên mà phản ánh tác động của một đợt nắng nóng diện rộng trên phạm vi cả nước, kéo nhu cầu sử dụng điện tăng mạnh ở nhiều khu vực cùng lúc. Đây cũng là thời điểm hệ thống chịu áp lực lớn nhất, khi bài toán cân đối giữa nguồn điện và phụ tải trở nên căng thẳng hơn bao giờ hết.
Trước những biến động ngày càng khó lường của nhu cầu điện, công tác điều hành hệ thống buộc phải được chuẩn bị theo nhiều cấp độ. Ông Trịnh Quốc Vũ, Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương), cho biết phương án cung ứng điện năm 2026 được xây dựng trên ba kịch bản tăng trưởng phụ tải. Trong đó, kịch bản cơ sở dự kiến nhu cầu điện tăng 8,5%; kịch bản điều hành tăng 11,7% và kịch bản dự phòng có thể lên tới 14,1% - mức tăng rất cao so với thông lệ những năm gần đây.
Khoảng cách từ 8,5% đến 14,1% không đơn thuần là một con số dự báo, mà là phần công suất dự phòng mà hệ thống phải chuẩn bị để ứng phó với các tình huống cực đoan. Mỗi điểm phần trăm phụ tải tăng thêm đều đồng nghĩa với áp lực lớn hơn lên nguồn điện, lưới truyền tải và đặc biệt là những khung giờ cao điểm vốn đã căng thẳng của hệ thống.
Hãy hình dung một ngày vận hành của hệ thống điện qua đường cong phụ tải. Vào khoảng từ 12h30 đến 14h30, khi mặt trời đạt cường độ bức xạ cao nhất, gần 17.000 MW điện mặt trời từ các nhà máy quy mô lớn và hàng trăm nghìn hệ thống mái nhà đồng loạt phát điện. Nguồn năng lượng này giúp giảm đáng kể phần công suất mà các nguồn điện truyền thống phải đảm nhận, qua đó hỗ trợ hệ thống vượt qua đỉnh phụ tải ban ngày một cách thuận lợi hơn. Trên lý thuyết, đây là một lợi thế rất lớn: nguồn điện sạch, chi phí biên gần như bằng không và xuất hiện đúng vào thời điểm nhu cầu sử dụng điện đang ở mức cao.
Nhưng khi mặt trời lặn, đường phát điện mặt trời tụt dốc từ giữa chiều và chạm đáy khi trời tối. Trong khi đó, đường phụ tải lại có một đỉnh thứ hai vào buổi tối, thường rơi vào khung 21h đến 23h, khi các gia đình về nhà, bật điều hòa, đèn, thiết bị. Đúng vào khung giờ đỉnh tối ấy, đóng góp của điện mặt trời cho hệ thống bằng không. Toàn bộ nhu cầu phải trông vào thủy điện, nhiệt điện than, điện khí và nguồn nhập khẩu.
Theo ông Nguyễn Quốc Trung, hệ thống điện hiện phải đối mặt với hai đỉnh phụ tải trong ngày nhưng có điều kiện cung ứng hoàn toàn khác nhau. Buổi trưa, từ 12h30 đến 14h30, phụ tải có thể vượt 52.000 MW song vẫn được hỗ trợ bởi gần 17.000 MW điện mặt trời. Ngược lại, từ 21h đến 23h, khi nhu cầu điện vẫn duy trì ở mức cao, nguồn điện mặt trời gần như không còn đóng góp cho hệ thống. Cùng một ngày, cùng một hệ thống, nhưng đỉnh trưa có mặt trời chia sẻ áp lực, còn đỉnh tối phải dựa hoàn toàn vào các nguồn điện truyền thống.
Đó chính là nghịch lý mà điện mặt trời tạo ra cho hệ thống điện hiện đại. Càng có nhiều điện mặt trời, hệ thống càng nhẹ gánh vào giữa trưa nhưng lại càng chịu áp lực lớn hơn vào buổi tối. Các chuyên gia gọi hiện tượng này là "đường cong con vịt": phần bụng võng xuống khi nguồn năng lượng mặt trời dồi dào, rồi bất ngờ dựng đứng khi mặt trời tắt nắng nhưng hàng triệu điều hòa, đèn chiếu sáng và thiết bị điện đồng loạt hoạt động. Khi ấy, hệ thống phải bù đắp hàng chục nghìn MW công suất trong thời gian rất ngắn - một bài toán vận hành không hề dễ dàng đối với các nguồn điện truyền thống. Đây không phải là thách thức riêng của Việt Nam mà là bài toán chung của các hệ thống điện có tỷ trọng điện mặt trời cao.
Tại Úc, quốc gia dẫn đầu thế giới về điện mặt trời mái nhà tính trên đầu người, Cơ quan Vận hành Thị trường Năng lượng Úc (AEMO) cảnh báo sản lượng điện mặt trời lớn đến mức kéo nhu cầu huy động từ hệ thống vào giữa trưa xuống rất thấp, thậm chí có thời điểm tiệm cận ngưỡng âm, gây khó khăn cho công tác vận hành. Đến giữa thập niên 2020, tại nhiều bang của Úc, thời điểm phụ tải thấp nhất trong ngày đã chuyển từ ban đêm sang giữa ban ngày do điện mặt trời phủ kín khung giờ buổi trưa. Nói cách khác, "đường cong con vịt" tại Úc đã võng sâu đến mức làm thay đổi quy luật vận hành vốn tồn tại hàng chục năm. Việt Nam đang đi trên cùng quỹ đạo đó, chỉ ở một giai đoạn sớm hơn.
Sức ép này hiện rõ ngay trong cách NSMO phân bổ công suất khả dụng. Trong phương thức vận hành tháng 6/2026, NSMO tính riêng hai kịch bản cho miền Nam: có điện mặt trời và không có điện mặt trời. Khoảng chênh giữa hai kịch bản, cỡ trên 1.600 MW theo số liệu trong báo cáo của Tổng công ty Điện lực miền Nam, chính là phần công suất mà điện mặt trời gánh hộ vào ban ngày, và là phần hệ thống mất đi khi mặt trời tắt. Buổi tối, hệ thống vận hành như thể nguồn điện mặt trời chưa từng tồn tại.
Khi điện mặt trời giảm nhanh vào buổi tối, gánh nặng đáp ứng phụ tải đỉnh dồn lên ba trụ cột nguồn điện truyền thống, trong khi mỗi loại nguồn đều có những giới hạn riêng.
Thủy điện là nguồn điện có tính linh hoạt cao nhất, có thể tăng, giảm công suất chỉ trong thời gian ngắn nên giữ vai trò quan trọng trong việc bù đắp phần công suất thiếu hụt khi điện mặt trời suy giảm vào cuối buổi chiều. Tuy nhiên, lợi thế này lại phụ thuộc chặt chẽ vào nguồn nước. Vào cuối mùa khô, khi mực nước các hồ chứa xuống thấp và dung tích hữu ích giảm, khả năng phát điện vào giờ cao điểm cũng bị thu hẹp đúng vào thời điểm hệ thống cần nhất. Vì vậy, nếu quá phụ thuộc vào thủy điện để bù đắp khoảng trống sau khi mặt trời lặn, hệ thống điện sẽ trở nên dễ bị tổn thương hơn trước các đợt khô hạn kéo dài.
Nhiệt điện than vẫn là nguồn điện nền chủ lực, vận hành ổn định và hiệu quả khi phát ở mức công suất tương đối ổn định. Tuy nhiên, loại nguồn này không được thiết kế để liên tục tăng, giảm công suất theo biến động của điện mặt trời. Khi phải thường xuyên "bám tải", các tổ máy than sẽ chịu áp lực lớn hơn, làm gia tăng hao mòn thiết bị, giảm hiệu suất và tăng chi phí vận hành. Đây cũng là một trong những chi phí "ẩn" của quá trình chuyển dịch năng lượng: khi thiếu các nguồn điện đủ linh hoạt, nguồn điện nền buộc phải đảm nhận vai trò vốn không thuộc về mình.
Nhiệt điện than vẫn là nguồn điện nền chủ lực, vận hành ổn định và hiệu quả khi phát ở mức công suất tương đối ổn định. Ảnh: MD
Điện khí linh hoạt và phát thải thấp hơn than, nhưng phụ thuộc nguồn cung và giá nhiên liệu biến động mạnh, nhất là khi khí trong nước suy giảm phải bù bằng khí hóa lỏng nhập khẩu. Chi phí cao khiến điện khí khó gánh vai trò chạy nền dài hạn, dù rất cần cho san phẳng phụ tải.
Bức tranh vận hành hiện nay cho thấy, dù tỷ trọng điện mặt trời ngày càng tăng vào ban ngày, hệ thống vẫn phải duy trì gần như đầy đủ năng lực của các nguồn điện truyền thống để đáp ứng phụ tải đỉnh vào buổi tối. Nói cách khác, điện mặt trời có thể thay thế một phần điện năng sản xuất trong ngày, nhưng chưa thể thay thế công suất bảo đảm trong những giờ cao điểm sau khi mặt trời lặn. Hệ quả là hai nhóm nguồn điện phải song song tồn tại, vừa làm gia tăng chi phí đầu tư và vận hành, vừa khiến việc điều độ hệ thống trở nên phức tạp hơn.
Đây cũng chính là điểm mà các tổ chức quốc tế đã sớm chỉ ra với Việt Nam. Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) trong báo cáo Triển vọng năng lượng Đông Nam Á nhận định việc triển khai điện mặt trời quá nhanh khiến lưới Việt Nam tắc nghẽn và lượng cắt giảm điện tái tạo ngày càng tăng vì hạ tầng truyền tải không theo kịp, bài học là phải "sẵn sàng lưới" trước khi mở rộng nhanh cơ chế giá. Tổ chức Ember cũng đánh giá Việt Nam là nước đi đầu khu vực về điện mặt trời nhưng vướng nút thắt lưới, năng lực truyền tải liên vùng hạn chế và nhiệt điện than cứng nhắc khó thay đổi công suất nhanh. Nghịch lý khung giờ, vì thế, không phải lỗi của riêng điện mặt trời, mà là hệ quả của việc nguồn chạy nhanh hơn lưới và hơn nguồn linh hoạt.
Nghịch lý của khung giờ phát điện cũng gợi mở lời giải rõ ràng nhất về mặt kỹ thuật: dịch chuyển điện mặt trời từ giữa trưa sang buổi tối. Để làm được điều đó cần có "bộ đệm" của hệ thống, đó là pin lưu trữ năng lượng (BESS). Vào giữa trưa, khi điện mặt trời phát mạnh và phụ tải ở mức thấp, BESS sẽ hấp thụ phần điện dư thừa. Đến khung giờ cao điểm từ 18h đến 23h, khi nhu cầu sử dụng điện tăng cao và điện mặt trời gần như không còn, lượng điện tích trữ sẽ được phát trở lại hệ thống. Nhờ đó, điện mặt trời không còn chỉ là nguồn điện phụ thuộc vào ánh nắng mà trở thành nguồn điện có thể điều độ theo nhu cầu phụ tải, đồng thời nâng cao khả năng hấp thụ năng lượng tái tạo và giảm nguy cơ phải cắt giảm công suất.
Nếu không có hệ thống lưu trữ, khả năng hấp thụ điện mặt trời của hệ thống sẽ nhanh chóng chạm ngưỡng. Việc tiếp tục bổ sung công suất điện mặt trời chỉ khiến phần "bụng" của đường cong phụ tải võng sâu hơn vào giữa trưa, làm gia tăng tình trạng dư nguồn cục bộ và buộc phải cắt giảm chính nguồn năng lượng sạch này. Đây không phải là nguy cơ mang tính giả định. Ngay từ năm 2021, theo thống kê của EVN, khoảng 1,68 tỷ kWh điện năng lượng tái tạo đã phải cắt giảm do quá tải lưới điện và dư nguồn cục bộ, trong đó phần lớn là điện mặt trời. Nếu tiếp tục phát triển điện mặt trời mà không song hành với đầu tư hệ thống lưu trữ và nâng cấp hạ tầng truyền tải, quy mô cắt giảm công suất sẽ còn gia tăng, làm suy giảm hiệu quả của cả hệ thống và chính sách phát triển năng lượng tái tạo. Chính sách đã nhận diện điều này, và nâng dần từ định hướng khuyến khích lên yêu cầu bắt buộc.
Quy hoạch điện VIII theo Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 đưa ra định hướng "phát triển điện mặt trời phải kết hợp với pin lưu trữ khi giá thành phù hợp". Đến Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII theo Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 đã đưa lưu trữ năng lượng trở thành một cấu phần quan trọng của hệ thống điện. Quy hoạch đặt mục tiêu phát triển 10.000–16.300 MW nguồn lưu trữ vào năm 2030, đồng thời định hướng các dự án điện mặt trời tập trung phát triển sau năm 2030 phải kết hợp hệ thống pin lưu trữ (BESS) với quy mô tối thiểu bằng 10% công suất nhà máy và thời gian lưu trữ 2 giờ. Tuy nhiên, để cơ chế có thể triển khai trong thực tế thì cần sớm hoàn thiện khung giá cho dịch vụ lưu trữ, xây dựng cơ chế thanh toán đủ hấp dẫn để phản ánh giá trị của việc nạp điện vào giờ thấp điểm và xả điện vào giờ cao điểm, qua đó tạo điều kiện để các dự án pin lưu trữ (BESS) có khả năng thu hồi vốn và thu hút đầu tư.
Trong khi chờ hệ thống pin lưu trữ (BESS) được triển khai ở quy mô lớn, một giải pháp quan trọng khác là giảm áp lực từ phía nhu cầu sử dụng điện, thông qua điều chỉnh phụ tải và sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả. Đây cũng là định hướng được Chính phủ liên tục nhấn mạnh trong các chỉ thị về bảo đảm an ninh năng lượng.
Chỉ thị số 20/CT-TTg ngày 8/6/2023 đặt mục tiêu giảm công suất phụ tải cực đại của hệ thống ít nhất 1.500 MW vào năm 2025, đồng thời tiết kiệm tối thiểu 2% tổng điện năng tiêu thụ hằng năm. Tuy nhiên, trước áp lực phụ tải ngày càng gia tăng và diễn biến thời tiết cực đoan, Chỉ thị số 10/CT-TTg ngày 30/3/2026 của Thủ tướng Chính phủ đã nâng yêu cầu lên một mức cao hơn: giảm công suất phụ tải giờ cao điểm ít nhất 3.000 MW, gấp đôi mục tiêu trước đó, đồng thời phấn đấu tiết kiệm tối thiểu 10% điện năng tiêu thụ trong các tháng cao điểm từ tháng 4 đến tháng 7.
Con số 3.000 MW không phải được đặt ra một cách ngẫu nhiên, nó tương đương với mức gia tăng phụ tải có thể xuất hiện chỉ sau một đợt nắng nóng kéo dài 4–5 ngày. Điều đó cho thấy mục tiêu của Chỉ thị 10 không chỉ nhằm tiết kiệm điện, mà còn hướng tới việc tạo ra một "nguồn điện ảo" đủ lớn để bù đắp phần công suất tăng thêm do thời tiết cực đoan, qua đó giảm áp lực lên hệ thống trong những thời điểm căng thẳng nhất.
Một công cụ chính sách khác đang được kích hoạt là tín hiệu giá theo giờ. Quyết định 963/QĐ-BCT ngày 22/4/2026 của Bộ Công Thương dịch chuyển khung giờ cao điểm, thấp điểm, bình thường, theo đó các tổng công ty điện lực phải cài đặt lại hàng trăm nghìn công tơ; riêng Tổng công ty Điện lực miền Nam là trên 343.000 công tơ khách hàng áp dụng giá theo thời gian, điều này nhằm dịch chuyển phụ tải ra khỏi khung giờ cao điểm. Cùng với chương trình dịch chuyển phụ tải mà Tổng công ty Điện lực miền Nam đã ký với hơn 4.600 khách hàng, tiềm năng phụ tải dịch chuyển ra khỏi khung giờ cao điểm khoảng 621 MW, đây là cách hạ căng từ phía cầu, song song với việc bổ sung lưu trữ từ phía nguồn.
Tất cả những nỗ lực đó đều hướng tới một mục tiêu chính trị rõ ràng, được thể hiện xuyên suốt từ chủ trương của Đảng, chính sách của Quốc hội đến điều hành của Chính phủ. Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đặt mục tiêu tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp đạt khoảng 15 đến 20% vào năm 2030 và 25 đến 30% vào năm 2045, đồng thời yêu cầu xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá khuyến khích năng lượng tái tạo thay thế năng lượng hóa thạch. Văn kiện ưu tiên, sát hơn với giai đoạn này là Nghị quyết 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Bộ Chính trị: nghị quyết tiếp tục nâng tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp lên khoảng 25 đến 30% ngay trong giai đoạn đến năm 2030, và xác định an ninh năng lượng là một trụ cột của an ninh quốc gia. Định hướng của Đảng được Quốc hội thể chế hóa bằng Nghị quyết 253/2025/QH15 thông qua ngày 11/12/2025, hiệu lực từ 1/3/2026, về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 đến 2030, trong đó có khung cho lưu trữ và phát triển nguồn, từ đó Chính phủ cụ thể hóa thành các quyết định và chỉ thị điều hành.
Thiếu hệ thống lưu trữ và hạ tầng lưới điện đồng bộ, mỗi MW điện mặt trời được bổ sung sẽ càng làm gia tăng nghịch lý "thừa điện giữa trưa, thiếu điện buổi tối". Vì vậy, Quyết định 768/QĐ-TTg đã yêu cầu các dự án điện mặt trời tập trung phải tích hợp hệ thống pin lưu trữ với công suất tối thiểu bằng 10% công suất nhà máy và thời lượng lưu trữ tối thiểu 2 giờ ngay từ khâu quy hoạch, nhằm nâng cao khả năng hấp thụ, điều tiết và khai thác hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo.
Ngày 8/4/2026 sẽ còn bị vượt qua, đỉnh tiêu thụ tiếp tục dâng và mốc 1 tỷ kWh còn đến sớm hơn nữa khi nền kinh tế lớn lên và những năm nóng kỷ lục nối tiếp nhau. Trong bức tranh đó, điện mặt trời vừa là lời giải cho ban ngày, vừa đặt ra bài toán hóc búa cho buổi tối. Câu trả lời không phải là dừng phát triển điện mặt trời, mà là phát triển cho đúng cách: đi cùng lưu trữ, đi cùng một lưới điện đủ mạnh và thông minh để giải tỏa, đi cùng tín hiệu giá theo giờ để dịch chuyển nhu cầu.
Kinh nghiệm của Úc cho thấy, lối ra không nằm ở việc chặn điện mặt trời, mà ở khả năng điều khiển nó: chuẩn kỹ thuật cho biến tần, giới hạn xuất linh hoạt theo điều kiện lưới, điều phối nguồn phân tán, và biểu giá thưởng cho tính linh hoạt đúng lúc hệ thống cần. Hiểu được nhịp lên xuống của một ngày là điều kiện đầu tiên để biến điện mặt trời từ một nguồn bùng nổ rồi mắc kẹt thành trụ cột thực sự của an ninh năng lượng, đúng tinh thần Nghị quyết 55 và 70-NQ/TW đã đặt ra. Kỳ sau của tuyến bài đi vào khoảng cách giữa chính sách đã ban hành và thực thi còn nghẽn ở cơ sở, nơi những con số vận hành kể một câu chuyện khác.
