95/2001/QĐ-TTg

Quyết định 95/2001/QĐ-TTg phê duyệt quy hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét triển vọng đến năm 2020 do Thủ Tướng Chính Phủ ban hành THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ ******** CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ******** Số: 95/2001/QĐ-TTg Hà Nội, ngày 22 tháng 6 năm 2001 QUYẾT ĐỊNH CỦA THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ SỐ 95/2001/QĐ-TTG NGÀY 22 THÁNG 6 NĂM 2001 PHÊ DUYỆT QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM GIAI ĐOẠN 2001 - 2010 CÓ XÉT TRIỂN VỌNG ĐẾN NĂM 2020 THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ Căn cứ Luật Tổ chức Chính phủ ngày 30 tháng 9 năm 1992; Xét đề nghị của Tổng công ty Điện lực Việt Nam (Công văn số 149 EVN/HĐQT-KH ngày 21 tháng 6 năm 2000); ý kiến của Hội đồng thẩm định Nhà nước về các Dự án đầu tư (Công văn số 95/TĐNN ngày 24 tháng 11 năm 2000); ý kiến của các Bộ, ngành liên quan về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001 - 2010 có xét triển vọng đến năm 2020, QUYẾT ĐỊNH: Điều 1 . Phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001 - 2010 có xét triển vọng đến năm 2020 (gọi tắt Quy hoạch điện V) theo các nội dung chính sau đây: 1. Về nhu cầu phụ tải: Phát triển ổn định, nâng cao chất lượng, đáp ứng đầy đủ nhu cầu phụ tải cho sinh hoạt của nhân dân và phát triển kinh tế - xã hội, an ninh, quốc phòng; đáp ứng yêu cầu công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước. Đến hết năm 2005, các nhà máy điện trong cả nước sản xuất đạt sản lượng từ 45 đến 50 tỷ kWh, dự báo năm 2010 đạt sản lượng từ 70 đến 80 tỷ kWh và năm 2020 đạt sản lượng từ 160 - 200 tỷ kWh. 2. Về phát triển nguồn điện: a) Phát triển nguồn điện phải đáp ứng nhu cầu phụ tải nói trên, đảm bảo cung cấp điện an toàn, chất lượng, ổn định, hiệu qủa, hợp lý để phát triển kinh tế - xã hội. Khai thác tối đa các nguồn năng lượng có hiệu quả kinh tế như: thuỷ điện, nhiệt điện khí, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, các dạng năng lượng mới... kết hợp với từng bước trao đổi điện hợp lý với các nước trong khu vực. Ưu tiên xây dựng các nhà máy thuỷ điện có các lợi ích tổng hợp như: chống lũ, cấp nước, sản xuất điện. Phát triển thuỷ điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời... cho các khu vực xa lưới điện, miền núi, biên giới, hải đảo. b) Việc cân đối nguồn điện phải tính các phương án xây dựng với đầu tư chiều sâu và đổi mới công nghệ các nhà máy đang vận hành; đáp ứng tiêu chuẩn môi trường; sử dụng công nghệ hiện đại đối với các nhà máy điện mới. - Kết hợp với các nguồn điện đầu tư theo các hình thức xây dựng nhà máy điện độc lập (IPP), nhà máy điện BOT, liên doanh và trao đổi điện với các nước láng giềng... để đáp ứng điện cho từng khu vực và cho cả hệ thống điện. - Tổng công suất các dự án được đầu tư theo các hình thức BOT, IPP, Liên doanh... có nguồn vốn đầu tư nước ngoài chiếm tỷ lệ không quá 20% công suất cực đại của hệ thống. c) Cơ cấu nguồn điện phải tính toán cho phù hợp với tình hình thực tế, phù hợp với nguồn nhiên liệu, đảm bảo hiệu quả khai thác của hệ thống và đặc điểm của từng địa phương để chủ động cung cấp điện theo nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội và sinh hoạt của nhân dân trong mùa khô và mùa mưa, kể cả năm thuỷ điện ít nước, giờ cao điểm và giờ thấp điểm, đáp ứng nguồn nước phục vụ nông nghiệp và tham gia chống lũ khi cần thiết. d) Đẩy mạnh các công trình nguồn điện theo kế hoạch và tiến độ đề ra (xem danh mục tại Phụ lục 1 kèm theo Quyết định này). Công suất, địa điểm và thời gian xây dựng các công trình nguồn điện sẽ được cấp có thẩm quyền quyết định khi phê duyệt Báo cáo nghiên cứu khả thi của từng dự án cụ thể. 3. Về phát triển lưới điện: a) Xây dựng lưới điện từ cao thế xuống hạ thế phải đồng bộ với nguồn điện. Khắc phục tình trạng lưới điện không an toàn, lạc hậu, chắp vá, tổn thất còn cao như hiện nay. b) Thẩm quyền quyết định đầu tư đối với các công trình phát triển lưới điện được thực hiện như sau: - Thẩm quyền quyết định đầu tư các dự án đường dây tải điện và trạm biến áp theo quy định chung của Quy chế quản lý đầu tư và xây dựng (Nghị định số 52/1999/NĐ-CP ngày 08 tháng 7 năm 1999 và Nghị định số 12/2000/NĐ-CP ngày 05 tháng 5 năm 2000 của Chính phủ). Các dự án do các ngành, các địa phương quyết định đầu tư cần có sự thống nhất với ngành điện. - Đối với các công trình trạm biến áp và đường dây tải điện có cấp điện áp 110 kV trở xuống, do Hội đồng Quản trị Tổng công ty Điện lực Việt Nam quyết định phù hợp với Quyết định này. - Các công trình lưới điện phát triển sau năm 2010, Bộ Công nghiệp phối hợp với các ngành và địa phương chỉ đạo Tổng công ty Điện lực Việt Nam xác định cụ thể theo quy hoạch và kế hoạch trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định. c) Các dự án phát triển lưới điện theo danh mục tại Phụ lục 2 kèm theo Quyết định này. 4. Về cấp điện cho nông thôn, miền núi: a) Bộ Công nghiệp phối hợp với các ngành, địa phương liên quan chỉ đạo Tổng công ty Điện lực Việt Nam tiếp tục thực hiện Quyết định số 22/1999/QĐ-TTg ngày 13 tháng 02 năm 1999 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đề án điện nông thôn và Quyết định số 294/QĐ-TTg ngày 07 tháng 4 năm 2000 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đầu tư dự án năng lượng nông thôn theo kế hoạch và tiến độ đề ra. b) Bộ Công nghiệp phối hợp với các ngành và địa phương có đề án giải quyết điện cho các khu vực vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo, trong đó kiến nghị các cơ chế, chính sách để thực hiện có hiệu quả, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định. Đề án cần phân loại các vùng cấp điện từ hệ thống điện quốc gia và các vùng cấp điện tại chỗ bằng các nguồn điện điezel, điện gió, điện mặt trời, thuỷ điện nhỏ, địa nhiệt... Đối với những vùng cấp điện từ hệ thống điện quốc gia nhưng có thể phát triển nguồn tại chỗ có hiệu quả thì cần xem xét để phát triển các nguồn điện này. 5. Về nguồn vốn đầu tư: a) Tổng công ty Điện lực Việt Nam giữ vai trò chủ đạo đáp ứng điện cho phát triển kinh tế, xã hội và sinh hoạt của nhân dân. Tổng công ty Điện lực Việt Nam được huy động mọi nguồn vốn để đầu tư các công trình nguồn và lưới điện theo cơ chế tự vay, tự trả (vay vốn ODA, vay vốn tín dụng trong và ngoài nước, vay tín dụng xuất khẩu của người cung cấp thiết bị, vay vốn thiết bị trả bằng hàng...) và tiếp tục thực hiện cơ chế Trung ương, địa phương, Nhà nước và nhân dân cùng làm để phát triển lưới điện nông thôn. b) Khuyến khích các nhà đầu tư trong, ngoài nước tham gia xây dựng các công trình nguồn và lưới điện phân phối theo các hình thức đầu tư: Nhà máy điện độc lập (IPP), hợp đồng xây dựng - vận hành - chuyển giao (BOT), hợp đồng xây dựng - chuyển giao (BT), hợp đồng xây dựng - chuyển giao - vận hành (BTO), liên doanh, Công ty cổ phần... 6. Về cơ chế tài chính: a) Cho phép Tổng công ty Điện lực Việt Nam được giữ lại tiền thu sử dụng vốn hàng năm đây là nguồn vốn ngân sách Nhà nước cấp để đầu tư xây dựng các công trình điện. b) Thực hiện tiến trình điều chỉnh giá điện hợp lý từ nay đến năm 2005. 7. Về đổi mới tổ chức quản lý và nâng cao hiệu quả hoạt động của ngành điện: a) Tổng công ty Điện lực Việt Nam tiếp tục sắp xếp cơ cấu tổ chức cải cách thủ tục hành chính, phân cấp đầu tư nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh để đáp ứng yêu cầu phát triển điện lực trong thời gian tới. b) Tổng công ty Điện lực Việt Nam đầu tư đẩy mạnh ngành chế tạo thiết bị điện trong nước, trước hết tập trung chế tạo thiết bị trọn bộ cho lưới trung thế và hạ thế; tiến tới chế tạo thiết bị trọn bộ cho lưới 110 - 220kV, giảm dần thiết bị điện nhập khẩu từ nước ngoài. c) Bộ Công nghiệp, các ngành và địa phương tăng cường công tác quản lý nhà nước và có các quy định cụ thể theo thẩm quyền để các thành phần kinh tế tham gia đầu tư và kinh doanh điện đáp ứng yêu cầu ngày càng tăng của đất nước. Điều 2 . Nhiệm vụ của các Bộ, ngành, địa phương liên quan và Tổng công ty Điện lực Việt Nam: 1. Bộ Kế hoạch và Đầu tư: Phối hợp với các Bộ, ngành và địa phương liên quan nghiên cứu trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định: - Chiến lược và chính sách năng lượng quốc gia. - Quy hoạch khai thác sử dụng tổng hợp các dòng sông, các nguồn năng lượng khác của quốc gia một cách hợp lý. 2. Bộ Công nghiệp: a) Chỉ đạo ngành điện thực hiện Quy hoạch điện V theo kế hoạch, tiến độ đề ra. Chỉ đạo Tổng công ty Điện lực Việt Nam xây dựng đề án sắp xếp cơ cấu tổ chức phù hợp quy hoạch phát triển của ngành trong 10 năm tới để trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. b) Thường xuyên đánh giá và cập nhật nhu cầu phụ tải, nhiên liệu cho sản xuất điện để có chương trình phát triển nguồn và lưới điện hợp lý đáp ứng nhu cầu của cả nước sau năm 2005. Trong trường hợp có biến động lớn về nhu cầu phụ tải và khả năng cung cấp các nguồn nhiên liệu cho sản xuất điện, cần chủ động tính toán, hiệu chỉnh kịp thời Quy hoạch điện V trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. c) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành có liên quan ban hành kịp thời các văn bản liên quan đến hoạt động điện lực; hoàn chỉnh dự thảo Luật Điện lực để báo cáo Chính phủ trình Quốc hội ban hành theo kế hoạch đề ra. ­d) Chủ trì, phối hợp với Bộ Khoa học, Công nghệ và Môi trường, Bộ Xây dựng, Bộ Kế hoạch và Đầu tư tiếp tục triển khai chương trình "quản lý nhu cầu điện" (DSM), trong đó đề ra các chính sách khuyến khích, kết hợp với tuyên truyền, giáo dục, kiểm tra, giám sát... nhằm thực hiện chương trình DSM có hiệu quả. đ) Chủ trì, phối hợp với Bộ Khoa học, Công nghệ và Môi trường và các cơ quan liên quan hoàn thành Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi dự án nhà máy điện nguyên tử, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt. e) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành chỉ đạo việc trao đổi điện với các nước láng giềng và tham gia của Việt Nam vào hệ thống điện liên kết giữa các nước trong khu vực sông Mê Kông. g) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành có liên quan tổ chức nghiên cứu hoàn thiện phương pháp lập Quy hoạch điện giai đoạn tiếp, theo hướng tối ưu hoá về công nghệ và cải tiến công tác lập kế hoạch dài hạn để phục vụ cho việc điều chỉnh và xây dựng Quy hoạch phát triển ngành điện trong thời gian tới. h) Chỉ đạo Tổng công ty Điện lực Việt Nam lập Quy hoạch bậc thang thuỷ điện; hướng dẫn các thành phần kinh tế tham gia đầu tư và kinh doanh các dự án thuỷ điện nhỏ và vừa. Nếu quá thẩm quyền báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định. i) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành, địa phương liên quan chỉ đạo việc trao đổi điện với các nước láng giềng và tham gia của Việt Nam vào hệ thống điện liên kết các nước trong khu vực sông Mê Kông. 3. Tổng công ty Điện lực Việt Nam: a) Chịu trách nhiệm chính về việc đảm bảo cung cấp điện ổn định, an toàn và bền vững để phát triển kinh tế - xã hội và sinh hoạt của nhân dân. b) Thực hiện các giải pháp để giảm tổn thất điện năng đến năm 2010 còn khoảng 10%; nâng cao hiệu suất và tăng số giờ vận hành của các nhà máy điện; kiểm soát phụ tải nhằm nâng cao hiệu quả kinh doanh; thực hiện chương trình tiết kiệm điện trong sản xuất và tiêu dùng, tiết kiệm vốn đầu tư ngay trong Tổng công ty và toàn xã hội để phát triển ngành điện bền vững. Điều 3 . Bộ trưởng Bộ Công nghiệp, Thủ tưởng các Bộ, ngành liên quan và Chủ tịch ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Hội đồng Quản trị và Tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này. Phan Văn Khải (Đã ký) PHỤ LỤC I CHƯƠNG TRÌNH PHÁT TRIỂN NGUỒN ĐIỆN GIAI ĐOẠN 2001 - 2010 CÓ XÉT TRIỂN VỌNG ĐẾN NĂM 2020 (Ban hành kèm theo Quyết định số 95/2001/QĐ-TTg ngày 22 tháng 6 năm 2001 của Thủ tướng Chính phủ) I. CÁC NGUỒN ĐIỆN VẬN HÀNH GIAI ĐOẠN 2001 - 2005 TÊN NHÀ MÁY CÔNG SUẤT (MW) N ી M HOÀN THÀNH a) Các nguồn điện do Tổng công ty Điện lực Việt Nam quản lý: 1. Phú Mỹ 1 (TBKHH) 1.090 MW 2001 2. Phả Lại 2 (Nhiệt điện than) 600 MW 2001 3. Thuỷ điện Ialy (2 tổ còn lại) 360 MW (720 MW) 2001 4. Thuỷ điện Hàm Thuận-Đa Mi 475 MW 2001 5. Đuôi hơi 306-2 Bà Rịa 56 MW 2002 6. Phú Mỹ 2-1 (Đuôi hơi) 143 MW 2003 7. Phú Mỹ 4 (TBKHH) 450 MW 2002 - 2003 8. Phú Mỹ 2-1 Mở rộng (Đuôi hơi) 140 MW 2003 9. Uông Bí MR (Nhiệt điện than) 300 MW 2004 - 2005 10. Ô Môn (Dầu - khí) 600 MW 2004 - 2005 11. Đại Ninh (Thuỷ điện) 300 MW 2005 12. Rào Quán 70 MW 2005 b) Các nguồn điện BOT: 1. Cần Đơn (Thuỷ điện) 72 MW 2003 2. Phú Mỹ 3 720 MW 2003 - 2004 3. Phú Mỹ 2-2 * 720 MW 2004 c) Các nguồn điện IPP: 1. Na Dương (than) 100 MW 2003 - 2004 2. Cao Ngạn (than) 100 MW 2003 - 2004 3. Cà Mau (TBKHH) 720 MW 2005 - 2006 4. Nhiệt điện Cẩm Phả (than) 300 MW 2004 - 2005 Ghi chú: * Trường hợp đàm phán hợp đồng Phú Mỹ 2-2 không thành công, Tổng công ty Điện lực Việt Nam tìm nguồn vốn để xây dựng. II. DỰ KIẾN CÁC NGUỒN ĐIỆN VẬN HÀNH GIAI ĐOẠN 2006 - 2010 TÊN NHÀ MÁY CÔNG SUẤT (MW) NĂM VẬN HÀNH VÀ HOÀN THÀNH a) Các nguồn điện thuỷ điện: 1. Cửa Đạt 120 MW 2006 - 2007 2. Sê San 3 273 MW 2006 - 2007 3. Na Hang (Đại Thị) 300 MW 2006 4. A Vương 1 170 MW 2007 - 2008 5. Plei Krong 120 MW 2007 - 2008 6. Bản Mai (tuyến Bản Lả) 260 MW 2008 - 2009 7. Đồng Nai 3&4 510 MW 2008 - 2009 8. An Khê + Ka Nak 155 MW 2008 - 2010 9. Buôn Kướp 280 MW 2008 - 2010 10. Sông Ba Hạ 200 MW 2008 - 2010 11. Sông Tranh 2 200 MW 2008 - 2010 12. Sơn La (thực hiện theo Nghị quyết Quốc hội kỳ họp thứ 9 (Khoá X). b) Các nguồn nhiệt điện lập báo cáo khả thi để trình duyệt: 1. Nhiệt điện Hải Phòng (than) 600 MW 2006 - 2008 2. Nhiệt điện Làng Bang (than) 300 MW 2008 - 2010 3. NĐ khí miền Nam (địa điểm phụ thuộc nguồn khí) 1.200 MW 2007 - 2010 4. NĐ khí Thái Bình - Công suất theo khả năng nguồn khí 2007 - 2008 c) Trao đổi điện với Lào và Cămpuchia: Công suất, thời gian trao đổi tuỳ thuộc quá trình đàm phán. d) Địa nhiệt và điện gió: tuỳ thuộc vào tiềm năng của các địa phương để nghiên cứu các dạng năng lượng này. III. ĐỊNH HƯỚNG CÁC NGUỒN ĐIỆN VẬN HÀNH GIAI ĐOẠN 2011 - 2020 a) Về thuỷ điện: - Bổ sung quy hoạch Hệ thống thủy điện trên các dòng sông chính, tiến hành lập báo cáo tiền khả thi, khả thi các dự án có hiệu quả cao để trình duyệt theo quy định hiện hành. - Tích cực chuẩn bị mọi mặt cho xây dựng thuỷ điện Sơn La theo nội dung quy định, quy mô và thời gian xây dựng sẽ được Thủ tướng Chính phủ quyết định khi phê duyệt Báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án. - Nghiên cứu một số dự án thuỷ điện tích năng để sử dụng trong tương lai. b) Về các nguồn nhiệt điện: Chuẩn bị đầu tư các dự án theo khả năng của các nguồn nhiên liệu (khí, than, dầu...) để xác định địa điểm ở đồng bằng sông Cửu Long, các tỉnh phía Bắc và vùng Duyên hải để trình duyệt. c) Về điện nguyên tử: Bộ Công nghiệp chủ trì, phối hợp với Bộ Khoa học, Công nghệ và Môi trường hoàn tất Báo cáo Tổng quan về phát triển điện nguyên tử ở Việt Nam, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét trong năm 2001 - 2002. PHỤ LỤC II CHƯƠNG TRÌNH PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN GIAI ĐOẠN 2001 - 2010 CÓ XÉT TRIỂN VỌNG ĐẾN NĂM 2020 (Ban hành kèm theo Quyết định số 95/2001/QĐ-TTg ngày 22 tháng 6 năm 2001 của Thủ tướng Chính phủ) I.1. ĐƯỜNG DÂY 500 KV STT Tên công trình Số mạch x km Năm vận hành 1. Giai đoạn 2001 - 2005 1 Plêicu - Phú Lâm (mạch 2) 1 x 547 2002 2 Plêicu - Dung Quất - Đà Nẵng 1 x 280 2003 - 2004 3 Phú Mỹ - Nhà Bè 2 x 49 2002 4 Nhà Bè - Phú Lâm 1 x 16 2002 5 Nhà Bè - Ô Môn 1 x 180 2004 - 2005 6 Cà Mau - Ô Môn 2 x 150 2005 2. Dự kiến giai đoạn 2006 - 2010 1 Nho Quan - Thường Tín 1 x 75 2006 - 2010 2 Rẽ trạm 500 KV Nho Quan 2 x 30 2006 - 2010 3 Phú Lâm - Ô Môn 1 x 170 2006 - 2010 4 Hà Tĩnh - Nho Quan 1 x 260 2006 - 2010 5 Hà Tĩnh - Đà Nẵng 1 x 390 2006 - 2010 6 Rẽ vào Đồng Nai 3 & 4 2 x 20 2006 - 2010 3. Định hướng giai đoạn 2011 - 2020 1 Hòa Bình - Sơn La 1 x 180 2011 - 2020 2 Sơn La - Nho Quan 1 x 240 '' 3 Sơn La - Sóc Sơn 2 x 200 '' 4 Sóc Sơn - Tràng Bạch 1 x 95 '' 5 Tràng Bạch - Thường Tín 1 x 110 '' 6 Rẽ Quảng Trị - Quảng Trị 2 x 5 '' 7 Phú Mỹ - Biên Hòa 1 x 40 '' 8 Biên Hòa - Tân Định 1 x 30 '' 9 Rẽ Hóc Môn - Hóc Môn 2 x 10 '' 10 Biên Hòa - Thủ Đức 2 x 20 '' 11 Điện nguyên tử - Phú Mỹ 1 x 160 '' 12 Nha Trang - Điện nguyên tử - Di Linh 1 x 160 '' 13 Điện nguyên tử - Biên Hòa 2 x 170 '' I.2. CÁC TRẠM BIẾN ÁP 500 KV TT Tên công trình Số máy x MVA Công suất - MVA Năm vận hành 1. Giai đoạn 2001 - 2005 1 Hà Tĩnh 1 x 450 450 2002 2 Đà Nẵng 1 x 450 450 2004 3 Di Linh 1 x 450 450 2005 4 Ô Môn 1 x 450 450 2005 5 Tân Định 1 x 450 450 2004 - 2005 6 Nhà Bè 2 x 600 1.200 2002 7 Phú Mỹ 1 x 450 450 2002 2. Dự kiến giai đoạn 2006 - 2010 1 Nho Quan 1 x 450 450 2006 - 2010 2 Thường Tín 1 x 450 450 2006 - 2010 3 Tân Định 1 x 450 450 (Máy 2) 2006 - 2010 4 Cà Mau 1 x 450 450 2006 - 2010 5 Dung Quất 1 x 450 450 2006 - 2010 3. Định hướng giai đoạn 2011 -2020 1 Sơn La 1 x 450 450 2011 - 2020 2 Sóc Sơn 2 x 1000 2.000 '' 3 Tràng Bạch 1 x 450 450 '' 4 Việt Trì 2 x 450 900 '' 5 Hóc Môn 2 x 750 1.500 '' 6 Biên Hòa 2 x 450 900 '' 7 Nha Trang 1 x 450 450 '' 8 Thanh Hóa 1 x 450 450 '' 9 Thủ Đức 2 x 600 1.200 '' II. CÁC DỰ ÁN LƯỚI ĐIỆN 220 KV II. 1. CÁC TRẠM BIẾN ÁP 220 KV 1. Giai đoạn 2001 - 2005 Tên công trình Số máy x MVA Công suất (MVA) Năm vận hành Các tỉnh miền Bắc 1 Mai Động 2x250 500 2001 - 2002 Thay máy biến áp 2 Sóc Sơn 2x125 250 2001 - 2005 3 Bắc Giang 1x125 125 2001 4 Phố Nối 2x125 250 2001 - 2005 5 Tràng Bạch 1x125 125 2001 6 Quảng Ninh 1x125 250 2001- 2005 7 Vật Cách 1x125 125 2001 8 Việt Trì 2x125 250 2001 - 2005 9 Hà Tĩnh 1x125 125 2002 10 Thái Bình 1x125 125 2002 11 Đình Vũ 1x125 125 2004 - 2005 12 Bắc Ninh 1x125 125 2004 - 2005 13 Xuân Mai 1x125 125 2002 14 Nam Định 1x125 125 2002 - 2003 Máy thứ 2 15 Uông Bí 1x125 125 2004 - 2005 16 Yên Bái 1x125 125 2004 - 2005 17 Nghi Sơn 1x125 125 2002 18 Thái Nguyên 1x125 125 2002 - 2005 Máy thứ 2 Các tỉnh miền Trung 1 Hoà Khánh 2x125 250 2001 - 2005 2 Huế 1x125 125 2001 3 Dung Quất 2x63 126 2001 - 2005 4 Quy Nhơn 1x125 125 2002 - 2003 Máy thứ 2 5 Krong Buk 1x125 125 2002 '' 6 Nha Trang 1x125 125 2003 '' Các tỉnh miền Nam 1 Long Bình 1x250 250 2001 Thay MBA 2 Long Thành 2x250 500 2001 - 2005 3 Bình Chuẩn (B.Hoà) 2x250 500 2001 - 2005 4 Bảo Lộc 1x125 125 2001 5 Phú Lâm 2x250 500 2001 - 2002 Thay MBA 6 Thủ Đức 2x175 350 2002 7 Tao Đàn 2x250 500 2002 - 2005 8 Cát Lái 2x250 500 2002 - 2003 9 Nam Sài Gòn 1x250 250 2004 - 2005 10 Bà Rịa 1x125 125 2002 - 2003 11 Vũng Tàu 1x125 125 2002 - 2003 12 Tân Định 1x250 250 2004 - 2005 13 Đại Ninh 1x63 63 2005 14 Vĩnh Long 2x125 250 2002 - 2003 15 Thốt Nốt 2x125 250 2002 - 2003 16 Kiên Lương 1x125 125 2002 - 2003 17 Mỹ Tho 1x125 125 2003 - 2004 18 Hàm Thuận 1x63 63 2001 19 Bạc Liêu 1x125 125 2002 20 Châu Đốc 1x125 125 2003-2004 21 Tân Rai 2x125 250 2005 Luyện nhôm 22 Trị An 1x63 63 2004 - 2005 Máy thứ 2 2. Các dự án dự kiến giai đoạn 2006 - 2010 Các tỉnh miền Bắc 1 Yên Phụ 1x250 250 2006 - 2010 2 Tràng Bạch 1x125 125 '' Máy thứ 2 3 Bắc Giang 1x125 125 '' Máy thứ 2 4 Thái Bình 1x125 125 '' Máy thứ 2 5 Vân Trì 1x250 250 '' 6 Hải Dương 1x125 125 '' 7 Đình Vũ 1x125 125 '' Máy thứ 2 8 Vật Cách 1x125 125 '' Máy thứ 2 9 NĐ Hải Phòng 2x125 250 '' 10 Đồng Hòa 2x250 500 '' Máy MBA 11 NĐ Quảng Ninh 2x125 250 '' 12 Sơn Tây 1x125 125 '' 13 Xuân Mai 1x125 125 '' Máy thứ 2 14 Phủ Lý 1x125 125 '' 15 Nghi Sơn 1x125 125 '' Máy thứ 2 Các tỉnh miềnTrung 1 Huế 1x125 125 2006 - 2010 Máy thứ 2 2 Tam Kỳ 1x125 125 2006 - 2010 3 Công nghiệp Dung Quất 1x250 250 2006 - 2010 4 Tuy Hoà 1x125 125 2006 - 2010 5 Krong Buk 1x125 125 2006 - 2010 Thay MBA Các tỉnh miền Nam 1 Nam Sài Gòn 1x125 250 2006 - 2010 Máy thứ 2 2 Hoả Xa 2x250 500 2006 - 2010 3 Tân Bình 2x250 500 2006 - 2010 4 Song Mây 1x125 125 2006 - 2010 5 Nhơn Trạch 1x125 125 2006 - 2010 6 Vũng Tàu 1x125 125 2006 - 2010 Máy thứ 2 7 Mỹ Tho 1x125 125 2006 - 2010 Máy thứ 2 8 Long An 2x125 250 2006 - 2010 9 Bến Tre 1x125 125 2006 - 2010 10 Cao Lãnh 1x125 125 2006 - 2010 11 Kiên Lương 1x125 125 2006 - 2010 Máy thứ 2 12 Cà Mau 1x125 125 2006 - 2010 13 Sóc Trăng 1x125 125 2006 - 2010 14 Phan Thiết 1x125 125 2006 - 2010 15 Trảng Bàng 1x250 250 2006 - 2010 16 Châu Đốc 1x125 125 2006 - 2010 Máy thứ 2