Kính
gửi: Thủ tướng Chính phủ
Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng
Chính phủ về tình hình triển khai Quyết định 37/2011/QĐ-TTg ngày 29 tháng 6 năm
2011 (Quyết định 37) của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự
án điện gió tại Việt Nam và Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ngày 10 tháng 9 năm 2018
sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định 37 (Quyết định 39) như sau:
1. Tình hình triển
khai phát triển điện gió sau khi Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định 39
Trong giai đoạn từ năm 2011 đến năm
2018, sau khi Quyết định 37 được ban hành, chỉ có ba dự án điện gió được xây dựng
và đưa vào vận hành phát điện với tổng công suất lắp đặt là 153,2 MW do mức giá
mua điện gió chưa thật sự hấp dẫn đối với các nhà đầu tư.
Để thúc đẩy phát triển điện gió, ngày
10 tháng 9 năm 2018, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định 39 sửa đổi, bổ
sung một số điều của Quyết định 37, theo đó giá điện được điều chỉnh tăng lên,
cụ thể:
- Đối với điện gió trong đất liền:
Giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 1.927 đồng/kWh, tương đương 8,5
Uscent/kWh (chưa bao gồm VAT).
- Đối với điện gió trên biển: Giá mua
điện tại điểm giao nhận điện là 2.223 đồng/kWh, tương đương 9,8 Uscent/kWh
(chưa bao gồm VAT).
Giá điện trên được áp dụng cho các dự
án điện gió có một phần hoặc toàn bộ nhà máy có ngày vận hành thương mại trước
ngày 01 tháng 11 năm 2021 và áp dụng trong 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.
Quyết định 39 đã tạo động lực thúc đẩy
thị trường điện gió tại Việt Nam. Đã có rất nhiều dự án điện gió được đề xuất bổ
sung quy hoạch và đang được thi công xây dựng. Cụ thể tình hình đầu tư phát triển
các dự án điện gió đến tháng 3 năm 2020 như sau:
- Dự án điện gió đã được đưa vào quy
hoạch phát triển điện lực: 78 dự án với tổng công suất khoảng 4.800 MW.
- Dự án vận hành phát điện: 11 dự án
với tổng công suất 377 MW.
- 31 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện
tổng công suất 1.662,25 MW và dự kiến vào vận hành trong năm 2020 và 2021.
Ngoài ra, trong giai đoạn từ cuối năm
2018 đến nay, Bộ Công Thương đã nhận được hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch phát
triển điện lực của gần 250 dự án điện gió với tổng công suất khoảng 45.000 MW
(trong đó, có 03 dự án điện gió ngoài khơi xa bờ, quy mô lớn với tổng công suất
4.900 MW).
Bảng tổng hợp quy mô công suất các dự
án điện gió tại Phụ lục I.
2. Khó khăn, vướng
mắc ảnh hưởng đến tiến độ triển khai các dự án điện gió
Quyết định 39 của Thủ tướng Chính phủ
đã đưa ra cơ chế hấp dẫn cho phát triển điện gió nhưng đến thời điểm hiện nay mới
chỉ có 11 dự án với tổng công suất 377 MW đưa vào vận hành. Khó khăn, vướng mắc
chủ yếu ảnh hưởng đến tiến độ triển khai các dự án điện gió như sau:
- Áp dụng Luật Quy hoạch: Ngay sau thời
điểm Quyết định 39 có hiệu lực thi hành (ngày 01 tháng 11 năm 2018), hoạt động
đăng ký đầu tư và bổ sung quy hoạch đối với các dự án nguồn điện gió mới và các
dự án truyền tải để tiếp nhận, giải tỏa công suất dự án điện gió bị ngừng trệ
trong hơn 01 năm do chưa có các hướng dẫn thực hiện Luật Quy hoạch (hiệu lực
ngày 01 tháng 01 năm 2019). Hiện nay, mới có 4.800 MW điện gió được bổ sung quy
hoạch và còn khoảng 45.000 MW (250 dự án) do các Tỉnh đề xuất chưa được thẩm định,
bổ sung quy hoạch. Để giải quyết vướng mắc trong thi hành Luật Quy hoạch, Ủy
ban Thường vụ Quốc hội đã ban hành Nghị quyết 751/2019/UBTVQH14 ngày 16 tháng 9
năm 2019 giải thích một số điều của Luật Quy hoạch (Nghị quyết 751); Chính phủ
đã ban hành Nghị quyết 110/NQ-CP ngày 02 tháng 12 năm 2019 về danh mục các quy
hoạch được tích hợp theo quy định tại điểm c, khoản 1 Điều 59 Luật
Quy hoạch cho phép điều chỉnh cục bộ quy hoạch (Nghị quyết 110). Nghị quyết
751 và Nghị quyết 110 đã tháo gỡ các vướng mắc về điều chỉnh, bổ sung quy hoạch
trong giai đoạn chuyển tiếp đến khi Quy hoạch điện lực VIII được phê duyệt, đáp
ứng yêu cầu cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội. Thực hiện Nghị
quyết 751 và Nghị quyết 110, Bộ Công Thương đang tiếp tục thẩm định để trình Thủ
tướng Chính phủ bổ sung quy hoạch điện lực các dự án điện năng lượng tái tạo
đáp ứng yêu cầu.
- Ảnh hưởng của dịch virus COVID-19:
Dịch virus COVID-19 hiện đang gây ảnh hưởng đến tiến độ cung cấp turbine, kéo
dài thời gian thi công, lắp đặt và làm chậm tiến độ vào vận hành của các dự án
điện gió. Hoạt động sản xuất và cung cấp thiết bị chính, linh phụ kiện của các
dự án điện gió bị thiếu hụt, đình trệ; hoạt động xuất nhập khẩu hàng hóa, xuất
nhập cảnh của công nhân kỹ thuật và chuyên gia nước ngoài bị gián đoạn... tác động
tiêu cực đến các doanh nghiệp.
- Thời gian thi công các dự án điện
gió: Các dự án điện gió trong quy hoạch phát triển tại các tỉnh khu vực Tây Nam
Bộ hầu hết là các dự án trên biển, gần bờ với tổng công suất khoảng 1.600 MW.
Tuy nhiên, dự án điện gió trên biển sử dụng công nghệ và giải pháp kỹ thuật,
thi công khác so với turbine lắp đặt trên bờ (gam công suất lớn hơn nhiều, thi
công dưới mặt nước, theo mùa và thủy triều...), vì vậy yêu cầu về thời gian chuẩn
bị dự án, thi công xây dựng dài hơn (trên bờ khoảng 2 năm, trên biển gần bờ khoảng
3-3,5 năm). Bên cạnh đó, các quy định về xác định khu vực biển, cấp giấy phép sử
dụng khu vực biển khá phức tạp; hiện chưa có quy định về xác định diện tích khu
vực biển để tính tiền sử dụng khu vực biển... dẫn đến kéo dài thời gian và gia
tăng chi phí đối với các dự án trên biển.
- Phát triển điện gió ngoài khơi (xa
bờ): Việt Nam có tiềm năng tốt về điện gió ngoài khơi, với tổng tiềm năng kỹ
thuật vào khoảng 475 GW (Báo cáo của Ngân hàng Thế giới, tháng 9/2019). Bộ Công
Thương cũng đã nhận được hồ sơ của 03 tỉnh Bình Thuận, Bà Rịa - Vũng Tàu, Bến
Tre đề nghị bổ sung quy hoạch của 03 dự án điện gió ngoài khơi xa bờ, tổng công
suất 4.900 MW. Nhiều địa phương đã cho phép các nhà đầu tư thực hiện khảo sát,
nghiên cứu các dự án điện gió ngoài khơi xa bờ với tổng công suất đăng ký khoảng
18.000 MW. Tuy nhiên hiện nay ngoài cơ chế giá điện cố định quy định tại Quyết
định 39 thì còn thiếu nhiều chính sách và cơ chế đối với phát triển điện gió
ngoài khơi xa bờ. Phát triển điện gió ngoài khơi là giải pháp phù hợp với Nghị
quyết 55-NQ/TW ngày 11 tháng 02 năm 2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến
lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm
2045. Bộ Công Thương đang tích cực chủ động, phối hợp với các Bộ ngành để
nghiên cứu đề xuất mục tiêu, giải pháp cụ thể đối với phát triển điện gió ngoài
khơi tại Việt Nam nhằm bổ sung nguồn cung cấp điện hiệu quả, bền vững cho phát
triển kinh tế - xã hội.
Theo đánh giá của Bộ Công Thương, từ
nay đến hết tháng 10 năm 2021 (là thời điểm Quyết định 39 quy định các dự án điện
gió vào vận hành phát điện được áp dụng cơ chế giá mua điện cố định) chỉ còn khoảng
18 tháng, không đủ thời gian để nhà đầu tư triển khai các hoạt động chuẩn bị và
thực hiện xây dựng dự án điện gió (bổ sung quy hoạch, giải phóng mặt bằng, lập
và phê duyệt dự án, thiết kế kỹ thuật, đặt hàng/mua sắm thiết bị, đánh giá tác
động môi trường, thỏa thuận đấu nối, hợp đồng mua bán điện và các thỏa thuận
khác), đặc biệt đối với các dự án điện gió trên biển và các dự án chưa được phê
duyệt bổ sung quy hoạch.
3. Sự cần thiết
tiếp tục phát triển các dự án điện gió theo cơ chế giá điện cố định (giá FIT)
3.1. Bổ sung nhanh nguồn cung cấp
điện giai đoạn đến năm 2025 cho hệ thống điện
Cập nhật tiến độ nguồn điện theo Quy
hoạch điện VII điều chỉnh cho thấy phần lớn các nguồn nhiệt điện chậm tiến độ
1-2 năm, đặc biệt các nguồn nhiệt điện than miền Nam dự kiến vào năm 2018-2021
như Long Phú I, Sông Hậu I, Sông Hậu II; Long Phú III; Nhiệt điện Ô Môn III, IV
và các nhà máy điện sử dụng khí từ mỏ Cá Voi Xanh có nguy cơ trễ tiến độ so với
quy hoạch. Vì vậy, theo kết quả tính toán cân bằng cung cầu, nhiều khả năng xảy
ra thiếu điện cho hệ thống điện miền Nam trong giai đoạn 2021 - 2025, cần thiết
phải tính toán bổ sung các nguồn điện mới để đảm bảo cung ứng điện năng toàn quốc.
Theo báo cáo rà soát tổng thể Quy hoạch
điện VII điều chỉnh do Viện Năng lượng lập tháng 2/2020, để đảm bảo cân đối
cung cầu hệ thống, một trong những giải pháp quan trọng trong giai đoạn tới là
phát triển điện từ nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió. Công suất
nguồn điện năng lượng tái tạo cần huy động giai đoạn đến năm 2025 dự kiến như
sau (Bảng tính toán cơ cấu nguồn điện tại Phụ lục II):
- Phương án cơ sở: giai đoạn đến năm
2025, tổng công suất nguồn điện NLTT dự kiến phát triển khoảng 21.700 MW, trong
đó, điện mặt trời cần phát triển khoảng 14.450 MW, điện gió khoảng 6.030 MW.
- Phương án cao: giai đoạn đến năm
2025, tổng công suất nguồn điện NLTT dự kiến phát triển khoảng 32.200 MW, trong
đó, điện mặt trời cần phát triển khoảng 20.350 MW, điện gió khoảng 11.630 MW.
Phương án cao được lựa chọn là phương
án điều hành để phát triển nguồn điện đủ dự phòng trong trường hợp phụ tải tăng
cao, điều kiện khí hậu bất lợi hoặc các nguồn điện khác chậm tiến độ.
Đối với điện gió, hiện tại đã có
4.800 MW trong quy hoạch phát triển, đang triển khai tại các bước khác nhau. Nếu
xem xét phương án cao về phát triển điện gió, giai đoạn 2020 - 2025 cần có cơ
chế phù hợp để huy động tối đa công suất các dự án đã có trong quy hoạch và bổ
sung thêm khoảng 5.000 MW - 7.000 MW điện gió để cung cấp điện cho hệ thống.
3.2. Thay thế một phần nguồn điện
sử dụng nhiên liệu hóa thạch và thực hiện cam kết về bảo vệ môi trường
Trong giai đoạn 2020 - 2025, với quy
mô phát triển khoảng 11.630 MW điện gió, sản lượng điện gió bổ sung trong giai
đoạn từ tháng 2020 đến năm 2025 khoảng 3.400 GWh/năm - 7.400 GWh/năm thay thế
cho sản lượng điện từ nguồn nhiệt điện than, giảm nhiệt điện chạy dầu có chi
phí sản xuất điện rất cao và góp phần giảm phát thải khí CO2 (khoảng 5 triệu tấn/năm).
Thúc đẩy phát triển nguồn điện năng
lượng tái tạo là một trong những giải pháp phù hợp với Chiến lược quốc gia về
tăng trưởng xanh, đảm bảo thực hiện mục tiêu về giảm lượng phát thải khí nhà
kính trong giai đoạn đến năm 2030 của Việt Nam tại Hội nghị Công ước khung của
Liên hiệp quốc về biến đổi khí hậu lần thứ 21 (COP 21).
3.2. Các giải pháp huy động nguồn
điện gió
Để huy động phát triển nguồn điện gió,
bù đắp thiếu hụt điện năng trong giai đoạn 2020 - 2025, một số giải pháp cần
xem xét kịp thời như sau:
- Tiếp tục có cơ chế khuyến khích về
giá điện cố định (FIT) đảm bảo đủ thời gian cho phát triển các dự án đã có
trong quy hoạch (khoảng 4.800 MW) và huy động thêm lượng công suất cần thiết
cho giai đoạn 2020 - 2025.
- Đẩy nhanh đầu tư hệ thống lưới điện
truyền tải nhằm đảm bảo giải tỏa tối đa công suất các dự án NLTT và vận hành ổn
định hệ thống.
- Thúc đẩy các giải pháp về lưu trữ
năng lượng hệ thống: bổ sung nguồn lưu trữ hệ thống ngay từ các năm 2022-2023 tại
khu vực miền Nam; cần sớm đưa vào vận hành thủy điện tích năng theo đúng tiến độ.
4. Ý kiến của các
địa phương có tiềm năng phát triển điện gió
Bộ Công Thương đã nhận được các báo
cáo của UBND 9 tỉnh đề nghị Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét
gia hạn thời hạn áp dụng cơ chế giá điện gió cố định tại Quyết định 39 cho các
dự án vào vận hành thương mại đến năm 2022 - 2023 (gia hạn 1 - 2 năm) do vướng
mắc về áp dụng Luật, Quy hoạch, khó khăn trong đầu tư xây dựng đối với các dự
án điện gió trên biển và ảnh hưởng của dịch COVID-19. Đây là các địa phương có
tiềm năng lớn cho phát triển điện gió, tập trung ở khu vực Tây Nam Bộ, Tây
Nguyên. Phát triển điện gió tại các khu vực này không chỉ góp phần đảm bảo an
ninh năng lượng quốc gia mà còn thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội tại địa
phương.
5. Kiến nghị của
Bộ Công Thương
Để tháo gỡ khó khăn cho hoạt động đầu
tư phát triển điện gió, góp phần đảm bảo cung ứng điện giai đoạn đến năm 2025,
Bộ Công Thương đề xuất, kiến nghị Thủ tướng Chính phủ:
- Xem xét kéo dài thời điểm áp dụng
cơ chế giá điện cố định cho các dự án điện gió tại Quyết định 39 tới hết ngày
31 tháng 12 năm 2023.
- Giao Bộ Công Thương tính toán, đề
xuất giá mua điện gió mới áp dụng cho các dự án điện gió có ngày vận hành trong
giai đoạn từ ngày 01 tháng 11 năm 2021 đến hết ngày 31 tháng 12 năm 2023 báo
cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt.
- Sau năm 2023, các dự án điện gió sẽ
áp dụng cơ chế đấu thầu, đấu giá cạnh tranh.
Bộ Công Thương kính báo cáo Thủ tướng
Chính phủ./.
|
Nơi nhận:
- Như trên;
- Văn phòng Chính phủ;
- Bộ trưởng (để báo cáo);
- Lưu: VT, ĐL.
|
KT.
BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Hoàng Quốc Vượng
|
PHỤ LỤC I
TỔNG HỢP QUY MÔ CÔNG SUẤT CÁC DỰ ÁN ĐIỆN
GIÓ
(Kèm theo Công văn 2491/BCT-ĐL ngày 09 tháng 4 năm 2020 của Bộ Công Thương)
|
|
Danh sách tỉnh
|
Điện gió
|
|
Đang vận hành
|
Đang thi công
|
Đã bổ sung quy hoạch
|
Đã trình bổ sung QH
|
|
|
|
Số dự án
|
Công suất (MW)
|
Số dự án
|
Công suất (MW)
|
Số dự án
|
Công suất (MW)
|
Số dự án
|
Công suất (MW)
|
|
1
|
Bà Rịa - Vũng
Tàu
|
|
|
|
|
|
|
2
|
603
|
|
2
|
Bạc Liêu
|
2
|
99,2
|
4
|
292
|
6
|
401
|
19
|
4.807
|
|
3
|
Bến Tre
|
|
|
6
|
179,7
|
6
|
179,7
|
23
|
12.063
|
|
4
|
Bình Định
|
|
|
|
|
|
|
3
|
225
|
|
5
|
Bình Thuận
|
3
|
60
|
14
|
826
|
21
|
890
|
1
|
3.400
|
|
6
|
Cà Mau
|
|
|
5
|
550
|
5
|
550
|
16
|
4.249
|
|
7
|
Đăk Lăk
|
1
|
28,8
|
1
|
110
|
2
|
138,8
|
23
|
2.683
|
|
8
|
Đăk Nông
|
|
|
|
|
|
|
6
|
460
|
|
9
|
Gia Lai
|
|
|
|
|
|
|
62
|
8.719
|
|
10
|
Hà Tĩnh
|
|
|
|
|
|
|
1
|
120
|
|
11
|
Hậu Giang
|
|
|
|
|
|
|
1
|
100
|
|
12
|
Kon Tum
|
|
|
|
|
|
|
2
|
153
|
|
13
|
Lâm Đồng
|
|
|
3
|
148
|
3
|
148
|
1
|
69
|
|
14
|
Ninh Thuận
|
3
|
129
|
5
|
477,07
|
8
|
714
|
5
|
462
|
|
15
|
Phú Yên
|
|
|
2
|
350
|
2
|
350
|
1
|
106
|
|
16
|
Quảng Bình
|
|
|
|
|
|
|
1
|
252
|
|
17
|
Quảng Trị
|
2
|
60
|
13
|
488
|
15
|
608
|
52
|
2.766
|
|
18
|
Sóc Trăng
|
|
|
10
|
352,4
|
10
|
500
|
19
|
1.749
|
|
19
|
Tiền Giang
|
|
|
|
|
|
|
2
|
686
|
|
20
|
Trà Vinh
|
|
|
5
|
270
|
5
|
318
|
14
|
2.086
|
|
|
Tổng số
|
11
|
377
|
68
|
4.428,6
|
83
|
4.827
|
254
|
45.757
|
PHỤ LỤC II
TÍNH TOÁN CƠ CẤU CÔNG SUẤT NGUỒN ĐIỆN
2021 - 2030
(Kèm theo Công văn 2491/BCT-ĐL ngày 09 tháng 4 năm 2020 của Bộ Công Thương)
Bảng 1: Cơ cấu công suất nguồn điện
giai đoạn 2021 - 2030 (PA cơ sở)
|
Hạng mục/năm
|
Công suất đặt (MW)
|
Cơ cấu công suất (%)
|
|
2020
|
2025
|
2030
|
2020
|
2025
|
2030
|
|
Tổng nhu cầu
điện toàn quốc
|
42080
|
63471
|
90651
|
|
|
|
|
Tổng công suất
lắp đặt nguồn điện
|
59090
|
104824
|
145568
|
|
|
|
|
Tổng công
suất lắp đặt (không gió và mặt trời, tích năng)
|
51410
|
81944
|
110028
|
|
|
|
|
Dự phòng
(không gió, mặt trời, tích năng)
|
22.2%
|
29.1%
|
21.4%
|
|
|
|
|
Trong đó:
|
|
|
|
|
|
|
|
NĐ than
|
19637
|
38842
|
48932
|
33.2%
|
37.1%
|
33.6%
|
|
NĐ khí nội + nhập
đường ống từ Malaysia
|
7133
|
10514
|
10774
|
12.1%
|
10.0%
|
7.4%
|
|
NĐ sử dụng khí
LNG mới
|
0
|
1500
|
12750
|
0.0%
|
1.4%
|
8.8%
|
|
NĐ hiện có chuyển
sang sử dụng LNG
|
0
|
1883
|
4213
|
0.0%
|
1.8%
|
2.9%
|
|
NĐ dầu
|
1610
|
575
|
108
|
2.7%
|
0.5%
|
0.1%
|
|
Nhập khẩu
|
920
|
3370
|
5796
|
1.6%
|
3.2%
|
4.0%
|
|
Thủy điện lớn
trên 30MW
|
17766
|
19116
|
19211
|
30.1%
|
18.2%
|
13.2%
|
|
Thủy điện nhỏ
|
3800
|
4900
|
6000
|
6.4%
|
4.7%
|
4.1%
|
|
Điện gió (*)
|
1010
|
6030
|
10090
|
1.7%
|
5.8%
|
6.9%
|
|
Điện mặt trời (*)
|
6670
|
14450
|
20050
|
11.3%
|
13.8%
|
13.8%
|
|
Điện sinh khối
và NLTT khác
|
544
|
1244
|
2244
|
0.9%
|
1.2%
|
1.5%
|
|
Tích năng (TĐTN
+ pin TN)
|
0
|
2400
|
5400
|
0.0%
|
2.3%
|
3.7%
|
Bảng 2: Cơ cấu công suất nguồn điện giai đoạn 2021 - 2030 (PA cao)
|
Hạng mục/năm
|
Công suất đặt (MW)
|
Cơ cấu công suất (%)
|
|
2020
|
2025
|
2030
|
2020
|
2025
|
2030
|
|
Tổng nhu cầu
điện toàn quốc
|
44224
|
68367
|
100215
|
|
|
|
|
Tổng công suất
lắp đặt nguồn điện
|
60090
|
116699
|
169498
|
|
|
|
|
Tổng công
suất lắp đặt (không gió và mặt trời, tích năng)
|
51410
|
82319
|
120458
|
|
|
|
|
Tỷ lệ dự
phòng (không gió và mặt trời tích năng)
|
16.2%
|
20.4%
|
20.2%
|
|
|
|
|
Trong đó:
|
|
|
|
|
|
|
|
NĐ than
|
19637
|
38842
|
52962
|
32.7%
|
33.3%
|
31.2%
|
|
NĐ khí nội + nhập
Malaysia
|
7133
|
10139
|
10024
|
11.9%
|
8.7%
|
5.9%
|
|
NĐ LNG mới
|
0
|
1500
|
18000
|
0.0%
|
1.3%
|
10.6%
|
|
NĐ hiện có sử dụng
LNG
|
0
|
2258
|
5063
|
0.0%
|
1.9%
|
3.0%
|
|
NĐ dầu
|
1610
|
950
|
108
|
2.7%
|
0.8%
|
0.1%
|
|
Nhập khẩu
|
920
|
3370
|
5796
|
1.5%
|
2.9%
|
3.4%
|
|
Thủy điện lớn
trên 30MW
|
17766
|
19116
|
19211
|
29.6%
|
16.4%
|
11.3%
|
|
Thủy điện nhỏ
|
3800
|
4900
|
6000
|
6.3%
|
4.2%
|
3.5%
|
|
Điện gió (*)
|
1010
|
11630
|
18390
|
1.7%
|
10.0%
|
10.8%
|
|
Điện mặt trời
(*)
|
7670
|
20350
|
25250
|
12.8%
|
17.4%
|
14.9%
|
|
Điện sinh khối
và NLTT khác
|
544
|
1244
|
2544
|
0.9%
|
1.1%
|
1.5%
|
|
Tích năng
(TĐTN+ pin TN)
|
0
|
2400
|
5400
|
0.0%
|
2.1%
|
3.2%
|