Trang trại điện gió thu năng lượng từ gió thổi chậm

Trang trại điện gió quy mô lớn đầu tiên ở UAE ứng dụng công nghệ mới giúp sản xuất điện từ gió thổi chậm, phục vụ 23.000 gia đình. 

VideoWEF

Video: WEF

Read More

Công nghệ sản xuất điện mặt trời bằng gương

 Các nhà nghiên cứu Australia cải tiến công nghệ năng lượng mặt trời tập trung giúp tăng nhiệt độ vận hành của hệ thống lên hơn 800 độ C.

Hệ thống CST quy mô lớn đòi hỏi khoảng 10.000 tấm gương lớn để thu thập năng lượng mặt trời. Ảnh: iStock

Cơ quan khoa học Quốc gia Australia CSIRO tạo ra đột phá quan trọng trong quá trình phát triển công nghệ năng lượng mặt trời tập trung (CST) giúp nó khả thi hơn tại nước này và nhiều nơi khác trên thế giới, Interesting Engineering hôm 29/10 đưa tin. Thông qua sử dụng những tấm gương lớn hoặc thấu kính để tập trung ánh sáng Mặt Trời vào một khu vực hẹp gọi là điểm nhận, CST có thể sản xuất nhiệt hoặc điện. Lần đầu tiên các nhà nghiên cứu của CSIRO có thể đạt mốc nhiệt độ 803 độ C ở điểm nhận.

"Điều này rất quan trọng bởi nó tạo ra cơ hội lưu trữ năng lượng tái tạo nhiều hơn khi kết hợp với bộ trao đổi nhiệt được cấp bằng sáng chế của chúng tôi", tiến sĩ Jin-Soo Kim, trưởng nhóm công nghệ mặt trời của CSIRO. "Công nghệ mới giữ vai trò thiết yếu trong cung cấp năng lượng tái tạo chi phí thấp ở quy mô đủ để giảm carbon hóa ngành công nghiệp nặng của Australia. Đây là thành quả sau hơn 8 năm phát triển và hàng nghìn giờ làm việc".

Kim và cộng sự sử dụng hạt gốm có thể chịu nhiệt hơn 1.000 độ C để tối ưu hóa CST. Những hạt đó đơn giản hóa hệ thống và cắt giảm chi phí năng lượng thông qua vừa hấp thụ vừa lưu trữ nhiệt từ Mặt Trời, đánh dấu cải tiến lớn so với thiết kế CST thông thường, sử dụng chất lỏng truyền nhiệt chỉ có thể chịu 400 - 600 độ C. Thành tựu trên có thể cung cấp cho Australia giải pháp thay thế điện mặt trời dùng pin quang điện vốn bị hạn chế ở nhiều mặt.

"Pin quang điện cung cấp điện khi Mặt Trời chiếu sáng trong khi CST thu thập năng lượng từ Mặt Trời, lưu trữ và sau đó để người dùng sử dụng năng lượng khi Mặt Trời không chiếu sáng như ban đêm hoặc ngày nhiều mây", Dominic Zaal, giám đốc Viện nghiên cứu nhiệt mặt trời Australia, giải thích.

Hiện nay, hệ thống thử nghiệm của CSIRO ở Newcastle bao gồm 400 tấm gương. Tuy nhiên, hệ thống quy mô đầy đủ có thể đòi hỏi hơn 10.000 tấm gương lớn, tạo ra lượng điện tương đương nhà máy than đá 100 MW. Nhưng đây là giải pháp hiệu quả về mặt chi phí, giúp hoàn vốn trong vòng 5 năm.

An Khang (Theo Interesting Engineerin

Read More

Phê duyệt đầu tư đường dây 500kV hơn 3.000 tỉ đồng để đưa điện ra Bắc

 

Phó thủ tướng Chính phủ Trần Hồng Hà vừa ký quyết định phê duyệt chủ trương đầu tư, đồng thời chấp thuận nhà đầu tư dự án đường dây 500kV Nhà máy nhiệt điện Nam Định I - Thanh Hóa.

Dự án nhằm bổ sung nguồn điện cho miền Bắc và nhà đầu tư là Tổng công ty Truyền tải Điện quốc gia (EVNNPT) - đơn vị thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Dự án được phê duyệt sẽ giúp giảm tải và tránh quá tải cho các đường dây 500kV hiện hữu. Đặc biệt khi công suất truyền tải cao trên tuyến Bắc - Trung và nhà máy thủy điện miền Bắc phát thấp.

Đồng thời, dự án cũng giúp nâng cao tính ổn định truyền tải trên giao diện Bắc - Trung, kết hợp các đoạn đường dây 500kV Quảng Trạch - Quỳnh Lưu - Thanh Hóa - Nhà máy nhiệt điện Nam Định 1 - Phố Nối, góp phần bổ sung công suất từ các nguồn điện khu vực Bắc Trung Bộ về trung tâm phụ tải khu vực miền Bắc.

Dự án được phê duyệt sẽ giúp giảm tải và tránh quá tải cho các đường dây 500kV hiện hữu

TN

Cùng với các nhà máy nhiệt điện khu vực Bắc Trung Bộ, nhà máy năng lượng tái tạo khu vực miền Trung, sau khi đi vào vận hành Nhà máy nhiệt điện Nam Định 1 sẽ đưa vào hệ thống điện quốc gia, tạo mối liên kết lưới điện các khu vực.

Theo quyết định phê duyệt, dự án xây dựng mới đường dây 500kV mạch kép, chiều dài khoảng 74,4km từ sân phân phối 500kV Nhà máy nhiệt điện Nam Định 1 đến trạm biến áp 500kV Thanh Hóa. Tiến độ thực hiện năm 2023 - 2025, phấn đấu hoàn thành trong tháng 6.2024.

Vốn đầu tư của dự án khoảng 3.086 tỉ đồng, trong đó vốn chủ sở hữu hơn 925,8 tỉ đồng, chiếm 30% giá trị tổng mức đầu tư được phân bổ theo kế hoạch. Vốn vay ngân hàng thương mại là 2.160 tỉ đồng.

Thủ tướng Chính phủ giao Bộ Công thương chịu trách nhiệm quản lý nhà nước đối với dự án theo ngành, lĩnh vực phụ trách theo quy định pháp luật; chỉ đạo và hướng dẫn Tổng công ty Điện lực miền Bắc rà soát, hoàn thiện hồ sơ dự án cũng như việc lựa chọn công nghệ trong bước lập báo cáo nghiên cứu khả thi, bảo đảm an toàn, phát huy tối đa vai trò, hiệu quả đầu tư và phù hợp với mục đích truyền tải trong Hệ thống điện Quốc gia.

UBND các tỉnh Nam Định, Ninh Bình, Thanh Hóa được yêu cầu thực hiện đầy đủ thủ tục trong việc giao đất, cho thuê đất, cho phép chuyển mục đích sử dụng đất để thực hiện dự án, đảm bảo phù hợp với quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.

EVN và Tổng công ty Điện lực miền Bắc chịu trách nhiệm trước pháp luật về tính trung thực, chính xác các thông tin, số liệu, nội dung trong hồ sơ dự án; chịu trách nhiệm huy động góp đủ số vốn đã đăng ký theo tiến độ đảm bảo tính khả thi và chịu trách nhiệm về hiệu quả đầu tư. 

Hai đơn vị này phải khẩn trương hoàn thiện báo cáo đánh giá tác động môi trường điều chỉnh, trình Bộ Tài nguyên và Môi trường thẩm định, phê duyệt theo quy định. Quyết định nêu rõ, dự án chỉ được triển khai thực hiện sau khi báo cáo đánh giá tác động môi trường điều chỉnh được Bộ Tài nguyên và Môi trường thẩm định, phê duyệt.

TheoThanhNien

Read More

Mô hình nào cho đầu tư tư nhân vào lưới điện truyền tải ở Việt Nam?

  - Trong bài báo dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cập nhật, đánh giá 4 mô hình (kèm theo một số biến thể) của các mô hình đầu tư tư nhân khác nhau vào lưới điện truyền tải đã được triển khai trên thế giới và đề xuất lựa chọn mô hình, lộ trình phát triển cho Việt Nam. Rất mong nhận được sự chia sẻ, thảo luận của các nhà quản lý, chuyên gia và bạn đọc.

Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Các bộ, ngành liên quan nghiên cứu đề xuất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Chuyển dịch năng lượng nhìn từ Quy hoạch điện VIII của Việt Nam

Theo Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt, nhu cầu điện được dự báo sẽ tăng với tốc độ hàng năm là 7,9 - 8,9 % và tổng công suất phát điện sẽ tăng từ 77 GW lên 122 GW đến 146 GW vào năm 2030. Trong đó, 36% đến 47% điện năng sẽ được tạo ra từ năng lượng tái tạo (bao gồm năng lượng gió, mặt trời và thủy điện). Điều này dẫn đến nhu cầu rất lớn về xây dựng đường dây truyền tải điện mới và cải tạo, với tổng chi phí đầu tư ước tính từ 15,2 đến 15,6 tỷ USD (theo Quy hoạch điện VIII).

Trong khi đó, khả năng vay vốn để tiếp tục đầu tư vào ngành điện (nguồn, lưới điện) cũng bị hạn chế, do tổng nợ của EVN và cả của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đều ở mức cao, không có bảo lãnh của Chính phủ. Tình hình tài chính của EVN và EVNNPT khó có khả năng cải thiện nhanh chóng do chính sách giá điện và giá truyền tải hiện tại (79,08 VND/kWh) đều chịu điều phối quyết định của Chính phủ, khó có khả năng tăng cao để bù lỗ chi phí.

Đầu tư tư nhân đã được khuyến khích từ năm 2004, nhưng bị hạn chế do khuôn khổ pháp lý. Theo Luật số 03/2022/QH15, các nhà đầu tư tư nhân được phép phát triển và vận hành các tài sản lưới điện. Tuy nhiên, khung đầu tư thực hiện như các nghị định, quy định hướng dẫn thực hiện làm rõ thi hành trên thực tế chưa được ban hành. Cho đến hiện nay vẫn chưa có mô hình đầu tư tư nhân vào lưới điện được triển khai, mới chỉ có các dự án truyền tải gắn với phát điện được cho phép (Thông tư 57, Thông tư 02/2019/TT-BCT, Thông tư 18/2020/TT-BCT) và đã có các dự án loại này trên thực tế.

Các dự án cơ sở hạ tầng truyền tải theo hình thức đối tác công tư (PPP) có thể được thực hiện theo Luật PPP. Tuy vậy, cho đến nay chưa có dự án cơ sở hạ tầng PPP nào được đề xuất. Cơ sở để các nhà đầu tư có thể phát triển các dự án hạ tầng lưới điện theo Luật Đầu tư cần có hướng dẫn, quy định bổ sung. Chưa có sự phát triển của khu vực tư nhân trên quy mô lớn do khung pháp lý cho đầu tư của khu vực tư nhân, xác định giá truyền tải, các vấn đề liên quan đến đất đai và cơ sở cho việc chuyển giao tài sản truyền tải.

Có một số vấn đề vướng mắc chính là đầu tư của tư nhân cần phải được làm rõ trong quy hoạch điện lực quốc gia và quy hoạch kinh tế tổng thể các khu vực và các tỉnh. Giá đền bù đất đai theo giá nhà nước và giá thị trường phải được cân bằng lại. Ngoài ra, chuyển giao tài sản truyền tải điện cần phải được làm rõ, trong hoặc ngoài khuôn khổ PPP.

Trên thế giới, có nhiều dạng mô hình đầu tư tư nhân khác nhau đã được triển khai, trong đó có 4 mô hình chính, kèm theo một số biến thể của các mô hình này:

- Tư nhân hóa: Chuyển giao toàn bộ tài sản lưới điện cho công ty tư nhân (thông qua bán, chuyển giao cổ phiếu…). Công ty tư nhân chịu trách nhiệm và nghĩa vụ phát triển lưới điện cho khu vực được chuyển giao.

- Nhượng quyền toàn bộ lưới điện: Giống như mô hình tư nhân hóa. Tuy nhiên, có thời hạn ngắn hơn. Thông thường được thực hiện thông qua đấu thầu chuyển nhượng có thời hạn.

- Truyền tải điện độc lập (Independent Power Transmissions - IPT) - ví dụ như BOOT, BOO, BOT. Mô hình này thông thường thông qua đấu thầu và giao quản lý một, hoặc một vài đường dây truyền tải cho công ty tư nhân qua hợp đồng dài hạn được trả phí dựa theo khả năng truyền tải của đường dây.

- Đường dây thu phí: Xây dựng và vận hành một đường dây độc lập để thu phí. Phần lớn là các đường dây truyền tải một chiều (HVDC). Mô hình thu phí này thông thường được đầu tư để truyền tải điện từ vùng giá điện thấp sang vùng giá cao và do tư nhân tự đề xuất.

Qua đánh giá sơ bộ của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Theo một số tiêu chí như phân bổ rủi ro, khả thi về kinh tế, nhân rộng, thích hợp với bối cảnh và khung chiến lược chính sách, mô hình BO(O)T là có khả năng áp dụng thích hợp nhất ở Việt Nam. Tuy nhiên, cần phải có sự nghiên cứu chuyên sâu hơn nữa để có thể đưa ra một mô hình thích hợp cho việc tham gia của tư nhân vào lưới truyền tải ở nước ta.

Còn nhiều vấn đề cần phải được nghiên cứu xem xét, đưa ra các chính sách kịp thời, gỡ bỏ các rào cản thì các thành phần kinh tế tư nhân mới có thể tham gia vào lưới truyền tải được. Dưới đây là một số quan điểm đánh giá, nhận định, đề xuất của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam:

Thứ nhất: Vấn đề an ninh cung cấp điện. Có nhiều quan ngại về vấn đề an ninh cung cấp điện do các tuyến đường dây truyền tải có thể đóng vai trò quan trọng xương sống, trụ cột, đi qua khu vực an ninh quốc phòng… Tuy nhiên, theo nhìn nhận của nhiều chuyên gia, thì vấn đề này không quá quan ngại, vì vấn đề vận hành các đường dây và trạm biến áp này vẫn nằm trong sự quản lý vận hành chung, bất cứ một tuyến đường dây truyền tải nào để được đầu tư vẫn phải có sự chấp thuận phê duyệt của nhà nước và cấp cấp có thẩm quyền.

Hơn nữa, về mặt kỹ thuật, đối với một hệ thống điện lớn như của Việt Nam trong tương lai, thì một tuyến đường dây, hoặc trạm biến áp với khả năng mang tải tới 2.000 MW cũng chỉ có vai trò rất nhỏ, khó có thể có ảnh hưởng lớn, lâu dài tới an ninh cung cấp và vận hành hệ thống điện.

Thứ hai: Vấn đề về độc quyền tuyến đường dây, hoặc trạm biến áp của tư nhân hoàn toàn có thể giải quyết qua các cơ chế áp đặt “Open access” (quyền được đấu nối và chia sẻ).

Ngoài ra, vấn đề vận hành sửa chữa hoàn toàn có thể được giao cho đơn vị vận hành chuyên nghiệp (thuê).

Thứ ba: Điều độ vận hành mang tải của lưới truyền tải này là vấn đề cần quan tâm, làm rõ thông qua quy chế điều độ công khai và có kiểm soát, do có sự độc quyền của EVN và A0. Cần thiết phải có sự tách biệt A0 ra khỏi EVN để đảm bảo tính độc lập, minh bạch trong khai thác điều độ lưới điện truyền tải tư nhân xây dựng. Hoặc các hợp đồng theo dạng BO(O)T phải được ràng buộc chặt chẽ đảm bảo vấn đề tính khả thi về mặt kinh tế - kỹ thuật.

Thứ tư: Phí truyền tải sẽ là một trong các trở ngại lớn nhất. Cần xây dựng phương pháp tính phí truyền tải điện phù hợp, phí truyền tải phải ở mức độ nào đó để đủ bù đắp chi phí và doanh nghiệp truyền tải có lãi.

Hiện nay, phí truyền tải chỉ hơn 86 đồng/kWh và dự kiến tăng lên cao nhất là 145,37 đồng/kWh trong giai đoạn 2021 - 2030 là thấp, cần được điều chỉnh. Với mức phí này, chỉ doanh nghiệp đầu tư nguồn điện có nhu cầu đầu tư lưới để giải tỏa công suất của mình thì mới có lãi.

Một số đề xuất về lộ trình phát triển:

Để đáp ứng nhu cầu phát triển hạ tầng và năng lực truyền tải, rất nhiều quốc gia đã tạo điều kiện cho khu vực tư nhân tiếp cận để đạt được mức tăng đáng kể trong đầu tư. Các quốc gia này bao gồm: Ấn Độ, Peru, Philippines, Hoa Kỳ, Vương quốc Anh và vùng lãnh thổ Đài Loan, bên cạnh nhiều quốc gia khác. Kết quả đánh giá sơ bộ qua kinh nghiệm quốc tế và điều kiện của Việt Nam cho thấy: Mô hình IPT (truyền tải điện độc lập) là phù hợp nhất. Tuy nhiên, cần phải có các bước tiếp theo để có thể triển khai được mô hình IPT này. Báo cáo của Ngân hàng Thế giới đã đề xuất như sau [1]:

- Triển khai xây dựng cơ sở pháp lý và cơ chế hỗ trợ cho tư nhân tham gia đầu tư vòa lưới điện.

- Triển khai thí điểm mô hình IPT, đồng thời cũng triển khai nghiên cứu các dạng mô hình khác cho tư nhân tham gia vào đầu tư vận hành lưới điện.

- Xây dựng lộ trình đề rõ giai đoạn nào cho phép tư nhân tham gia đấu thầu các dự án truyền tải.

- Xây dựng mô hình giá phí truyền tải thích hợp, theo tiêu chí khả năng truyền tải của đường dây.

- Cơ chế đảm bảo dòng tiền cho các dự án IPT và cơ chế vay tín dụng tốt cho các dự án này.

- Hoàn thiện hồ sơ cho các dự án lựa chọn để có thể kêu gọi nhà đầu tư nước ngoài.

- Thực hiện đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư cho dự án IPT.

Với nhu cầu đầu tư rất lớn cho lưới điện truyền tải được phê duyệt trong Quy hoạch điện VIII, cần thiết phải thúc đẩy nhanh các thủ tục pháp lý và xây dựng cơ sở, mô hình thích hợp cho phép tư nhân đầu tư vào lưới điện truyền tải. Mặt khác, triển khai ngay các nghiên cứu và triển khai thí điểm sớm mô hình lựa chọn cho 1, hoặc 2 dự án đã được đánh giá sơ bộ phù hợp cho tư nhân tham gia đầu tư [3], đúc rút kinh nghiệm để có thể hoàn thiện và mở rộng cho giai đoạn sau 2031./.

NGUYỄN ANH TUẤN (B) - THƯỜNG TRỰC HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

[1] “Linking Up: Public-Private Partnerships in Power Transmission in Africa”, World bank groups, 2017.

[2] “Private Sector Participation in Electricity Transmission and Distribution”, ESMAP – WB, 2015.

[3] “Assessment for Private Sector Involvement in Power Transmission in the Asia Pacific Region” – Country report – Vietnam, IFC, 2022.

Read More

EVN không còn 'độc quyền', chỉ nắm giữ trực tiếp 11% nguồn điện

 

Thông tin trên vừa được Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) cập nhật. Theo đó, năm nay, nguồn điện tư nhân đã chiếm 42% hệ thống nguồn điện của cả nước, nguồn điện do các tập đoàn: Điện lực, Dầu khí và Than khoáng sản nắm giữ là 47%.

Với các số liệu trên, theo Cục Điều tiết điện lực, EVN không còn “độc quyền” nắm giữ toàn bộ nguồn điện và khâu sản xuất điện như trước năm 2006. Trong số gần 80.000 MW nguồn điện toàn hệ thống (theo công suất đặt) năm 2023 và đứng đầu Asean, tỷ lệ sở hữu, trực tiếp quản lý nguồn điện của các doanh nghiệp năng lượng nhà nước gồm Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) hiện chỉ nắm giữ khoảng 47% công suất đặt.

Trong đó EVN nắm giữ trực tiếp và gián tiếp là 37% (gần 11% trực tiếp và hơn 26% gián tiếp qua các tổng công ty phát điện); TKV chiếm 2% chủ yếu là nhiệt điện, PVN chiếm 8% chủ yếu là điện khí và thủy điện nhỏ.

Sau gần 20 năm, tỷ lệ tư nhân tham gia đầu tư nguồn điện đạt 42%

EVN

Số còn lại thuộc các nhà đầu tư tư nhân chiếm 42% và các dự án BOT chiếm khoảng 10%, nguồn điện nhập khẩu và nguồn khác chiếm khoảng 1%. Trong 11% công suất điện EVN đang nắm giữ trực tiếp tập trung chủ yếu tại các nhà máy thủy điện đa mục tiêu quan trọng như: Lai Châu, Sơn La, Hòa Bình, Trị An. 26% còn lại là của 3 tổng công ty phát điện (Genco 1, Genco 2 và Genco3) thuộc EVN. Cục Điều tiết điện lực cũng cho hay, các công ty này đang trong quá trình cổ phần, do vậy, tỷ lệ nắm giữ của EVN đang giảm dần khi có đa dạng các thành phần kinh tế tham gia.

Đối với nguồn điện tư nhân, trước năm 2012, tư nhân sở hữu chưa đến 10% nhưng nay tỷ lệ này tăng nhanh, nhờ sự bùng nổ của năng lượng tái tạo sau khi có cơ chế khuyến khích của Chính phủ.

Cơ cấu điều tiết chia theo chủ sở hữu (nguồn EVN)

Cục Điều tiết điện lực

Hiện cơ cấu nguồn điện chia theo các loại hình nguồn ở nước ta bao gồm: thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, nhiệt điện dầu, năng lượng tái tạo, nguồn nhập khẩu và nguồn khác. Trong đó 2 nguồn điện nền cơ bản, quan trọng nhất vẫn là nhiệt điện và thủy điện. Tính đến cuối năm 2022, công suất điện than tiếp tục chiếm tỷ trọng lớn nhất đạt 33% (25.820 MW); thủy điện chiếm 28% (22.349 MW); năng lượng tái tạo (không gồm thủy điện) chiếm 26% (20.670 MW); điện khí chiếm 11% (8.977 MW); còn lại là các nguồn khác.

Về huy động nguồn điện, lũy kế 9 tháng năm 2023, sản lượng toàn hệ thống đạt 209,9 tỉ kWh, tăng 3,1% so với cùng kỳ năm trước. Trong đó tỷ lệ huy động từ nhiệt điện than vẫn ở mức cao nhất với 97,2 tỉ kWh, chiếm 46,3%; thủy điện là 58,05 tỉ kWh, chiếm 27,7%; năng lượng tái tạo huy động 29,13 tỉ kWh, chiếm 13,9% (trong đó điện mặt trời đạt 20,45 tỉ kWh, điện gió đạt 8.01 tỉ kWh); tua bin khí là 20,82 tỉ kWh, chiếm 9,9%; điện nhập khẩu đạt 3,1 tỉ kWh, chiếm 1,5%; nhiệt điện dầu huy động 1,23 tỉ kWh, chiếm 0,6%.

Đáng lưu ý, theo Cục Điều tiết điện lực, công suất đặt của nguồn năng lượng tái tạo xếp thứ 3 trong hệ thống, đạt xấp xỉ 21.000 MW nhưng sản lượng điện huy động chỉ chiếm gần 14% (9 tháng của năm 2023) sản lượng toàn hệ thống do những yếu tố đặc thù của nguồn điện này.

Thanhnien

Read More

Trung Quốc sắp ra mắt tuabin gió 'cỡ đại'

 

Ming Yang Smart Energy Group Ltd. cho biết, tập đoàn này có kế hoạch chế tạo một tuabin công suất 22 MW, với đường kính cánh quạt hơn 310 mét.

 

Ming Yang Smart Energy Group Ltd. cho biết, tập đoàn này có kế hoạch chế tạo một tuabin công suất 22 MW, với đường kính cánh quạt hơn 310 mét.

'

Ngành công nghiệp gió ngoài khơi của Trung Quốc đã đạt một cột mốc quan trọng khác, khi nhà sản xuất hàng đầu công bố kế hoạch sản xuất một tuabin có sải cánh dài gần bằng chiều cao của Tháp Eiffeil.

Bloomberg đưa tin, đại diện của Ming Yang Smart Energy Group Ltd. cho biết, tập đoàn này có kế hoạch chế tạo một tuabin công suất 22 MW, với đường kính cánh quạt hơn 310 mét. Vì các trục tuabin cần được lắp đặt ở chiều cao đủ để đảm bảo cánh quạt không chạm mặt nước, nên các đầu cánh quạt sẽ đạt gần độ cao của Tháp Eiffel là 330 mét.

Cánh tuabin gió tại nhà máy Ming Yang ở Thiên Tân, Trung Quốc, năm 2018.

Cánh quạt dài hơn sẽ giúp tuabin thu được nhiều gió và tạo ra nhiều năng lượng hơn. Tuabin lớn hơn sẽ giúp giảm chi phí cho các nhà phát triển điện gió, do không cần phải lắp đặt thêm nhiều tuabin với cùng công suất.

Ming Yang công bố về thiết kế tuabin này hôm 18/10 và cho biết họ có kế hoạch sản xuất chiếc đầu tiên vào năm 2024 hoặc 2025. Hồi tháng 1, công ty cũng tiết lộ về kế hoạch sản xuất một tuabin có công suất 18 MW, đường kính 140 mét và là tuabin gió lớn nhất thế giới ở thời điểm đó.

Ming Yang cũng giới thiệu về tuabin gió trên đất liền lớn nhất của công ty, với công suất 11 MW và các cánh quạt có vòng quay tương đương diện tích của 6 sân bóng đá. Theo Bloomberg NEF, các tuabin trên đất liền đang có kích thước quá lớn đối với 1 số thị trường, do hạn chế về vấn đề giấy phép và hậu cần.

Tham khảo Bloomberg

 của Trung Quốc đã đạt một cột mốc quan trọng khác, khi nhà sản xuất hàng đầu công bố kế hoạch sản xuất một tuabin có sải cánh dài gần bằng chiều cao của Tháp Eiffeil.

Bloomberg đưa tin, đại diện của Ming Yang Smart Energy Group Ltd. cho biết, tập đoàn này có kế hoạch chế tạo một tuabin công suất 22 MW, với đường kính cánh quạt hơn 310 mét. Vì các trục tuabin cần được lắp đặt ở chiều cao đủ để đảm bảo cánh quạt không chạm mặt nước, nên các đầu cánh quạt sẽ đạt gần độ cao của Tháp Eiffel là 330 mét.

Cánh tuabin gió tại nhà máy Ming Yang ở Thiên Tân, Trung Quốc, năm 2018.

Cánh quạt dài hơn sẽ giúp tuabin thu được nhiều gió và tạo ra nhiều năng lượng hơn. Tuabin lớn hơn sẽ giúp giảm chi phí cho các nhà phát triển điện gió, do không cần phải lắp đặt thêm nhiều tuabin với cùng công suất.

Ming Yang công bố về thiết kế tuabin này hôm 18/10 và cho biết họ có kế hoạch sản xuất chiếc đầu tiên vào năm 2024 hoặc 2025. Hồi tháng 1, công ty cũng tiết lộ về kế hoạch sản xuất một tuabin có công suất 18 MW, đường kính 140 mét và là tuabin gió lớn nhất thế giới ở thời điểm đó.

Ming Yang cũng giới thiệu về tuabin gió trên đất liền lớn nhất của công ty, với công suất 11 MW và các cánh quạt có vòng quay tương đương diện tích của 6 sân bóng đá. Theo Bloomberg NEF, các tuabin trên đất liền đang có kích thước quá lớn đối với 1 số thị trường, do hạn chế về vấn đề giấy phép và hậu cần.

Tham khảo Bloomberg

Read More

Xu hướng năng lượng tái tạo kiểu mới

 

VTV 24

Read More

Suất đầu tư liên quan tới điện khí, điện gió, mặt trời (cập nhật tháng 10/2023)

  - Liên quan tới suất đầu tư một số nguồn điện, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cập nhật thông tin về suất đầu tư thuộc lĩnh vực điện khí, điện gió và điện mặt trời trên thế giới hiện nay để bạn đọc cùng tham khảo.

Tính toán xác định tác động của giá than, khí, LNG đến cơ cấu giá điện Việt Nam

Giá điện Việt Nam - Nhìn lại để định hướng lộ trình mới cho tương lai

Suất đầu tư liên quan tới điện khí:

Hướng tới Hội nghị thượng đỉnh về biến đổi khí hậu lần thứ 28 (COP28) tại UAE vào cuối năm nay, thế giới đã tổ chức nhiều sự kiện quan trọng về phát triển bền vững. Trong năm 2023, trọng tâm tới hai ưu tiên chính là điện khí hoá và giảm phát thải. Trong mục tiêu giảm phát thải ngắn hạn, các nước ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo, điện khí hiệu suất cao và điện hạt nhân tiên tiến với tiến độ nhanh có thể trong thập kỷ này.

Theo Parker - một tập đoàn của Hoa Kỳ chuyên về công nghệ: Trong 60 năm qua, việc sử dụng công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp (Combined Cycle Gas Turbine - CCGT) để sản xuất điện đã phát triển và trở thành một trong những nguồn năng lượng hàng đầu thế giới. Trong quá trình thực hiện, hiệu suất chu trình hỗn hợp khí tự nhiên đã được cải thiện nhờ tiến bộ kỹ thuật.

Các nhà máy điện CCGT ngày nay có quy mô đa dạng, trong đó nhà máy lớn nhất có công suất hơn 1.500 MW. Chi phí vốn của một nhà máy CCGT lớn hơn 200 MW dao động từ 450 USD đến 650 USD mỗi kW. Một nhà máy nhỏ hơn có giá từ 650 USD đến 1.200 USD mỗi kW.

Ngoài ra, một nhà máy CCGT lớn có thể được xây dựng trong vòng chưa đầy 24 tháng. Chi phí xây dựng một nhà máy điện khí tự nhiên 800 MW có thể khác nhau tùy thuộc vào các yếu tố như vị trí, loại công nghệ được sử dụng, chi phí lao động và các yêu cầu pháp lý. Tuy nhiên, để đưa ra ước tính sơ bộ, chi phí vốn cho một nhà máy điện chu trình hỗn hợp khí đốt tự nhiên (CCPP) có công suất 800 MW thường dao động từ 800 triệu USD đến 1,2 tỷ USD.

Chi phí trên bao gồm việc xây dựng nhà máy điện, lắp đặt tua bin và máy phát điện cũng như cơ sở hạ tầng cần thiết như máy biến áp, thiết bị đóng cắt và hệ thống điều khiển. Điều đáng chú ý là chi phí khí đốt tự nhiên có tác động lớn đến chi phí vận hành của một nhà máy điện khí đốt.

Dự báo về nguồn vốn, theo Rystad Energy - một công ty tình báo kinh doanh và nghiên cứu năng lượng độc lập của Na Uy cho biết: Khi cuộc khủng hoảng năng lượng toàn cầu ngày càng sâu sắc, các khoản đầu tư vào cơ sở hạ tầng LNG mới sẽ tăng mạnh, đạt 42 tỷ USD hàng năm vào năm 2024. Những khoản đầu tư vào lĩnh vực này gấp 200 lần số tiền vào năm 2020 khi chỉ có 2 tỷ USD được đầu tư vào phát triển LNG do đại dịch Covid-19. Tuy nhiên, việc phê duyệt dự án sau năm 2024 được dự báo sẽ gặp khó khăn khi các chính phủ chuyển đổi khỏi nhiên liệu hóa thạch và đẩy nhanh đầu tư vào cơ sở hạ tầng năng lượng carbon thấp.

Các dự án LNG mới được thúc đẩy chủ yếu do nhu cầu khí đốt tự nhiên tăng trong ngắn hạn ở châu Âu, châu Á do cuộc chiến của Nga ở Ukraine và các lệnh trừng phạt, cũng như hạn chế tiếp theo đối với xuất khẩu khí đốt của Nga. Chi tiêu cho các dự án LNG từ các mỏ mới tương đối ổn định, với 28 tỷ USD được phê duyệt vào năm 2021 và 27 tỷ USD vào năm 2022. Nhu cầu khí đốt toàn cầu dự kiến sẽ tăng 12,5% từ nay đến năm 2030, từ khoảng 4 nghìn tỷ mét khối (Tcm) lên khoảng 4,5 Tcm. Tổng nguồn cung LNG dự kiến sẽ tăng gần gấp đôi trong những năm tới, tăng từ khoảng 380 triệu tấn mỗi năm (Mtpa) vào năm 2021 lên khoảng 636 Mtpa vào năm 2030. Sản lượng LNG được dự đoán sẽ đạt đỉnh 705 Mtpa vào năm 2034.

Suất đầu tư nguồn điện gió:

Theo trang tin Statista: Đầu tư năng lượng gió toàn cầu đạt khoảng 175 tỷ USD vào năm 2022, tăng đáng kể trong thập kỷ qua, năm 2011 con số này chỉ có 75,4 tỷ USD. Tổng thể, Trung Quốc, Hoa Kỳ và châu Âu đã thực hiện những khoản đầu tư mới lớn nhất vào năng lượng tái tạo. Trung Quốc hiện dẫn đầu về việc bổ sung công suất năng lượng gió cao nhất trên toàn thế giới. Ở châu Âu, điện gió trên bờ đã là một ngành công nghiệp quan trọng ở nhiều khu vực và cũng trở thành quốc gia dẫn đầu trong việc phát triển công nghệ gió ngoài khơi. Ví dụ, Đức từ lâu đã là một trong những quốc gia đi đầu trong việc lắp đặt hệ thống điện gió mới ở châu Âu.

Theo trang tin Điện gió trực tuyến Hoa Kỳ - Weatherguardwind: Trong những năm gần đây, các nhà sản xuất tua bin gió (như Siemens) bày tỏ lo ngại rằng, giá thành năng lượng gió đang quá thấp để duy trì sự phát triển và tăng trưởng của thị trường. Chi phí gia tăng và cơ cấu định giá của chính phủ đặt ra những thách thức liên tục cho các nhà sản xuất.

Đối với các tua bin gió thương mại, câu trả lời là hàng triệu đô la cho mỗi tua bin, do đó khoản đầu tư sẽ được thu hồi trong một thời gian dài. Phân tích chi phí tua bin gió ban đầu cho thấy: Mức giá là 2,6 - 4 triệu USD cho mỗi tua bin gió thương mại cỡ trung bình. Chi phí điển hình là 1,3 triệu USD cho mỗi megawatt (MW). Hầu hết các tua bin gió thương mại đều có công suất 2 - 3 MW, nhưng tua bin ngoài khơi có thể lớn tới 16 - 18 MW. Chi phí tăng khi kích thước tua bin tăng, mặc dù có những lợi ích khi sử dụng ít tua bin lớn hơn (như chi phí xây dựng toàn bộ trang trại giảm đi đáng kể khi sử dụng ít tua bin hơn và lớn hơn).

Chi phí bảo trì tua bin gió là 1 - 2 cent Mỹ cho mỗi kWh được sản xuất, hoặc 42.000 - 48.000 USD mỗi năm. Chi phí vận hành và bảo trì có thể rất lớn, nhưng tất cả những chiếc máy này đều là những khoản đầu tư dài hạn và hy vọng có thể thu hồi lại vốn theo thời gian. Một nghiên cứu về tua bin gió sử dụng dữ liệu của Đức cho thấy rằng: Chi phí này có thể là 1 - 2 Eurocent cho mỗi kilowatt giờ (kWh) được sản xuất. Riêng đối với các tua bin gió ngoài khơi - nơi việc vận chuyển công nhân đi sửa chữa rất tốn kém và mất thời gian thì việc bổ sung các lớp chống rỉ sét là rất quan trọng.

Tua bin gió có kích thước tính bằng megawatt (MW) điện có thể cung cấp năng lượng cho khoảng 1.000 ngôi nhà trong một tháng, nhưng trên thực tế, các tua bin gió không thể sản xuất được ở mức năng lượng tối đa của chúng.

Theo trang tin Checkatrade của Anh: Có khoảng 40% tổng năng lượng gió ở châu Âu thổi qua Vương quốc Anh, nên tua bin gió ở Anh được xem là sự lựa chọn tuyệt vời để sản xuất năng lượng sạch. Cụ thể: Chi phí điển hình (bao gồm VAT) 1 kW (gắn trên mái nhà) £1.500; 1,5 kW (đứng riêng) £7.000; 2,5 kW (đứng riêng) £12.500; 5 kW (đứng riêng) £23.500; 10 kW (đứng riêng) £45.000; 15 kW (riêng) £70.000. Một bảng Anh (£) tương đương 1,2 USD, hoặc 29.400 VNĐ.

Khi nói đến năng lượng tái tạo cho mục đích sử dụng trong gia đình, chi phí tua bin gió thay đổi rất nhiều tùy thuộc vào nhà sản xuất và nhà lắp đặt (chưa kể đến loại tua bin gió và kích cỡ mà khách hàng chọn). Những tua bin này thường rẻ hơn và dễ lắp đặt hơn so với tua bin gió độc lập. Tuy nhiên, chúng thường nhỏ, có công suất thay đổi từ khoảng 0,5 đến 2,5 kW. Giá dao động từ khoảng 7.000 bảng Anh cho một tua bin gió độc lập 1,5 kW đến khoảng 70.000 bảng Anh cho một tua bin gió 15 kW. Chi phí tua bin gió thương mại, mua và lắp đặt một tua bin gió thương mại có thể tốn từ 345.000 bảng Anh cho tua bin 100 kW đến 3,13 triệu bảng cho tua bin 3,5 MW. Tua bin gió được chế tạo để có tuổi thọ từ 20 đến 25 năm. Việc duy trì một tua bin gió gắn trên mái nhà có thể tốn khoảng 100 đến 200 bảng Anh mỗi năm.

Tại Việt Nam, tính đến tháng 10/2021, cả nước có 106 dự án điện gió đã được triển khai đầu tư xây dựng với tổng nguồn vốn đầu tư khoảng 6 tỷ USD, tổng công suất là 5.655 MW. Suất đầu tư 1 MW điện gió khoảng 2 triệu USD.

Suất đầu tư nguồn điện mặt trời:

Theo dữ liệu đầu tư mới nhất từ báo cáo 2H 2023 Renewable Energy Investment Tracker (Theo dõi đầu tư năng lượng tái tạo nửa cuối năm 2023) của Bloomberg NEF công bố cuối tháng 8/2023: Đầu tư mới trên toàn cầu vào năng lượng tái tạo đã tăng vọt lên 358 tỷ USD trong 6 tháng đầu năm 2023, tăng 22% so với đầu năm ngoái.

Theo trang tin Điện mặt trời trực tuyến Đức (PMC): Chi phí điện mặt trời tiếp tục giảm vào năm 2021, mặc dù giá tấm PV tăng. Giá trung bình trên toàn cầu của mỗi kWh năng lượng mặt trời (PV) đã giảm 13% so với giá 2020. Chi phí phát điện quy dẫn bình quân trên toàn cầu (LCOE) của điện mặt trời đã giảm 13% trong năm ngoái, bất chấp sự gia tăng đáng kể của chi phí vật liệu và giá bảng điều khiển.

Đầu tháng 10/2023, PMC cập nhật báo cáo của DNV - công ty đăng kiểm quốc tế và quản lý rủi ro của Na Uy, có tên The Energy Transition Outlook 2023 (Triển vọng chuyển đổi năng lượng năm 2023), hay báo cáo ETO, dài 211 trang kèm biểu đồ các xu hướng năng lượng tái tạo khu vực và toàn cầu cho đến giữa thế kỷ này cho biết: Chi phí năng lượng quy dẫn, hay LCOE của một số pin mặt trời sẽ đạt gần 0,020 USD/kWh (khoảng 488 VNĐ) vào năm 2025 và 0,021 USD/kWh (tương đương 513 VNĐ) vào năm 2050.

ETO dự kiến năng lượng mặt trời sẽ đạt 54% công suất lắp đặt vào năm 2050, nhưng chỉ chiếm 39% sản lượng điện lưới của thế giới. “Hiệu suất, hoặc công suất nhà máy của các nhà máy điện mặt trời tụt hậu so với các nguồn năng lượng tái tạo khác như gió và thủy điện. Tuy nhiên, nguyên nhân cơ bản dẫn đến sự phát triển nhanh chóng của năng lượng mặt trời chính là chi phí ngày càng giảm”.

DNV kỳ vọng Trung Quốc và Hoa Kỳ sẽ tiếp tục dẫn đầu về lắp đặt điện mặt trời trên toàn cầu trong hai thập kỷ rưỡi tới, nhưng cả hai nước này sẽ trải qua “sự sụt giảm nhẹ” vào năm 2050 khi đạt đến mức bão hòa về lắp đặt. Ấn Độ, Trung Đông và Bắc Phi sẽ tăng dần trong phân khúc năng lượng mặt trời, tăng gần gấp ba thị phần của họ, từ 6% và 3% vào năm 2022 lên 14% và 12% vào giữa thế kỷ.

Năng lượng mặt trời thay thế việc sản xuất nhiên liệu hóa thạch sẽ khác nhau ở mỗi quốc gia và các chính sách tương ứng, với báo cáo dự đoán năng lượng mặt trời sẽ vượt qua việc sản xuất nhiên liệu hóa thạch ở châu Âu vào năm 2030 do “chương trình nghị sự khử cacbon hàng đầu thế giới và chính sách năng lượng mặt trời hỗ trợ” của khu vực này. Nhưng “sự gia tăng mạnh mẽ về năng lượng mặt trời” này sẽ có tác động dây chuyền đến các nhà sản xuất năng lượng tái tạo khác và lĩnh vực hạt nhân, dẫn đến thị phần giảm nhẹ.

Báo cáo ETO cũng nhấn mạnh: Năng lượng nhiên liệu phi hóa thạch (điện gió, mặt trời, thủy điện, năng lượng sinh học và hạt nhân) dự kiến sẽ chiếm 52% tổng năng lượng sơ cấp vào năm 2050. Dự báo này khác đôi chút so với dữ liệu công bố năm 2022 của DNV.

Tại Ấn Độ, chi phí bình quân của một nhà máy điện mặt trời 1 MW dao động trong khoảng 40 - 50 triệu Rs (479.483 đến 676.923 USD). Một số yếu tố ảnh hưởng đến việc đầu tư năng lượng mặt trời ban đầu. Thành phần chính tạo nên một nhà máy điện mặt trời là các tấm quang điện mặt trời có nhiều dạng khác nhau. Các tấm panel mặt trời PV dạng tinh thể (đơn tinh thể và đa tinh thể) được sử dụng phổ biến trong hầu hết các tấm năng lượng mặt trời.

Theo thống kê của Hiệp hội Công nghiệp Năng lượng Mặt trời Hoa Kỳ (SEIA): Hệ thống điện mặt trời dân dụng (dưới 20 kW) có giá 3,06 USD mỗi watt. Nói cách khác, giá trị bạn phải trả cho việc xây dựng một trang trại năng lượng mặt trời trên mỗi watt thấp hơn nhiều so với lắp đặt năng lượng mặt trời cho các hộ gia đình.

Mô hình CAPEX (đầu tư một lần) người tiêu dùng chọn chi tiêu vốn trả trước. Khi bạn thanh toán toàn bộ chi phí của nhà máy điện mặt trời 1 MW với công ty năng lượng mặt trời của mình, bạn trở thành chủ sở hữu của nhà máy năng lượng mặt trời và tất cả năng lượng mà nó tạo ra. Là chủ sở hữu năng lượng mặt trời, bạn được hưởng lợi từ việc cung cấp điện sạch, miễn phí trong hơn 25 năm tới. Loại mô hình đầu tư này phù hợp hơn với việc mua các hệ thống có công suất từ 100 kW trở xuống cho mục đích thương mại, hoặc dân dụng.

Mô hình PPA (mua bán điện trực tiếp): Chi phí cho một nhà máy điện mặt trời 1 MW ở Ấn Độ vào năm 2023 có thể là đáng kể đối với nhiều cơ sở thương mại. Tuy nhiên, một cách dễ dàng để chuyển sang sử dụng năng lượng mặt trời và có được một nhà máy công suất cao là thông qua các lựa chọn tài trợ của bên thứ ba. Trong mô hình này, bạn sẽ chỉ phải chịu chi phí vận hành nhà máy điện mặt trời và tận hưởng những lợi ích từ nó.

Một khách hàng tiêu thụ điện có thể giao một công ty khác lắp đặt nhà máy năng lượng mặt trời trên đất, hoặc mái công trình của mình. Sau đó ký Hợp đồng mua bán điện (PPA) kéo dài 10 - 25 năm với công ty lắp đặt. Sau khi lắp đặt nhà máy năng lượng mặt trời, người tiêu thụ điện này phải trả giá cho mỗi kWh hàng tháng với mức giá thấp hơn giá lưới. Giá trong PPA phụ thuộc vào thời hạn PPA, đất lắp đặt và xếp hạng tín dụng của khách hàng. Nói một cách đơn giản, thỏa thuận PPA cho phép bạn mua điện từ một nhà cung cấp khác với mức giá thấp hơn nhiều. Thay vì ký thỏa thuận PPA, bạn cũng có thể cân nhắc vay ngân hàng cho nhà máy điện mặt trời của mình.

Để tăng cường công suất phát điện, các công ty điện lực ngày càng được chuyển sang xây dựng các trang trại năng lượng mặt trời có chi phí thấp hơn. Ngoài ra, là một trong những nguồn tạo ra năng lượng tái tạo, năng lượng mặt trời hiện nay có giá cả phải chăng tương đương với các nguồn điện có nguồn gốc từ nhiên liệu hóa thạch./.

KHẮC NAM - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Read More

Turbine gió '2 trong 1' sản xuất điện sạch 24/7

 Công ty Soleolico kết hợp sản xuất hai nguồn năng lượng sạch trong một thiết kế turbine, đảm bảo cung cấp điện liên tục cả ngày.

Thiết kế turbine gió của Soleolico không chỉ sản xuất điện gió và điện mặt trời mà còn giúp lọc khí. Ảnh: Soleolico

Công ty năng lượng Soleolico hôm 6/10 giới thiệu turbine gió đầu tiên trên thế giới lắp pin quang năng ở cánh quay để thu thập năng lượng gió và mặt trời nhằm sản xuất điện 24/7 tại cung điện Magdalena ở Santander. Công nghệ của Soleolico xoay quanh một hệ thống từ được cấp bằng sáng chế, giúp hiệu chỉnh hướng đón gió của mỗi turbine lắp pin quang năng nhằm thu năng lượng ở 360 độ, theo Design Boom.

Theo Soleolico, nền tảng của turbine gió lắp pin quang năng đến từ hơn 10 năm nghiên cứu và 30 nguyên mẫu, bên cạnh các thiết kế kết hợp sản xuất lưu trữ điện gió và mặt trời trong cùng một đơn vị. Công ty năng lượng cũng kết hợp lớp vỏ in 3D màu trắng xù xì giống gốc cây, sử dụng công nghệ Pure.Tech của đối tác LaMáquina, giúp hấp thụ và biến đổi khí thải chứa carbon thành không khí sạch. Một turbine của Soleolico được lắp đặt bên ngoài cung điện Magdalena để công chúng tham quan.

Soleolico cho biết turbine của họ có giá thành hợp lý và có thể hoạt động mà không cần trạm điện ngoài. Do khai thác năng lượng xanh từ cả sức gió và Mặt Trời, công nghệ của họ đảm bảo nguồn cung cấp năng lượng liên tục. Thiết kế rất linh hoạt và nhỏ gọn, giúp giảm quá trình lắp đặt phức tạp và tránh tác động tới lớp đất mặt. Mẫu turbine có ba phiên bản, bao gồm phiên bản Bespoke do kiến trúc sư Firàs Safieddine thiết kế và phiên bản nối trực tiếp với đường truyền điện cao thế và cột điện.

Theo Soleolico, turbine gió "2 trong 1" của họ có hiệu suất cao hơn 25% so với các turbine gió hiện nay. Công nghệ không gây ra tiếng ồn và vận hành ở tốc độ thấp, cho phép chim chóc đậu an toàn trên đỉnh turbine.

Đối với các cơ sở kinh doanh, tấm pin quang năng có thể điều chỉnh để hiển thị bảng hiệu hoặc biển quảng cáo. Soleolico chưa tiết lộ kế hoạch sản xuất hàng loạt mẫu turbine nhưng mô hình trưng bày ở cung điện Magdalena có thể giúp công chúng hình dung về sản xuất điện tái tạo 24/7.

An Khang (Theo Design Boom)

Read More