Quyết định 854/QĐ-TTg năm 2012 phê duyệt Kế hoạch sản xuất kinh doanh

• Số hiệu: 854/QĐ-TTg
• Loại văn bản: Quyết định
• Nơi ban hành: Thủ tướng Chính phủ
• Người ký: Nguyễn Tấn Dũng
• Ngày ban hành: 10/07/2012

THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ----------------
Số: 854/QĐ-TTg	Hà Nội, ngày 10 tháng 07 năm 2012

QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC PHÊ DUYỆT KẾ HOẠCH SẢN XUẤT KINH DOANH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN 5 NĂM 2011 – 2015 CỦA TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ

Căn cứ Luật tổ chức Chính phủ ngày 25 tháng 12 năm 2001;

Căn cứ Quyết định số 176/QĐ-TTg ngày 05 tháng 10 năm 2004 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 - 2010, định hướng đến 2020;

Căn cứ Quyết định số 1855/QĐ-TTg ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050;

Căn cứ Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 7 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến 2030;

Xét đề nghị của Bộ trưởng Bộ Công Thương,

QUYẾT ĐỊNH:

Điều 1. Phê duyệt Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2011 - 2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) với các nội dung chính sau:

I. MỤC TIÊU TỔNG QUÁT

1. Phát triển Tập đoàn Điện lực Việt Nam thành tập đoàn kinh tế mạnh, giữ vai trò chủ đạo trong ngành điện; đảm bảo an ninh và chất lượng cung cấp điện, đáp ứng yêu cầu của phát triển kinh tế và an sinh xã hội.

2. Nâng cao hiệu quả trong sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển thông qua việc sử dụng tối ưu mọi nguồn lực sẵn có, tập trung vào các lĩnh vực chủ yếu là: Quản lý vận hành và đầu tư phát triển nguồn điện, lưới điện truyền tải, phân phối điện và kinh doanh bán điện.

II. NHIỆM VỤ CHÍNH

1. Đầu tư nguồn điện và lưới điện trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến 2030, nhằm bảo đảm cung cấp đủ nhu cầu điện cho nền kinh tế quốc dân.

2. Có trách nhiệm mua điện từ các nguồn điện, nhập khẩu điện, quản lý vận hành lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối, thực hiện vai trò chính trong việc đảm bảo cung cấp điện cho quốc gia.

3. Thực hiện các giải pháp nhằm tiếp tục giảm tổn thất điện năng, thực hiện chương trình tiết kiệm trong sản xuất, truyền tải và phân phối điện.

4. Thực hiện chương trình đưa điện về nông thôn, miền núi đã đề ra, đến năm 2015 có 98% số hộ dân nông thôn, đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện.

5. Thực hiện các nhiệm vụ được giao trong xây dựng và phát triển thị trường điện theo lộ trình được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

6. Tăng cường hợp tác quốc tế, mở rộng hội nhập, nghiên cứu kết nối lưới điện với Lào, Campuchia, Trung Quốc và các nước trong khu vực để mua, bán và trao đổi điện năng.

7. Tiếp tục sắp xếp, đổi mới, nâng cao năng lực quản trị doanh nghiệp, hoàn thiện cơ chế; tập trung huy động và sử dụng hiệu quả các nguồn vốn; nghiên cứu, phát triển và áp dụng khoa học công nghệ tiên tiến, tăng doanh thu, giảm chi phí, đảm bảo kinh doanh có hiệu quả, bảo toàn và phát triển vốn; nâng cao hiệu quả hoạt động để phát triển Tập đoàn Điện lực Việt Nam thành Tập đoàn kinh tế mạnh, bền vững.

III. CÁC CHỈ TIÊU KẾ HOẠCH CHỦ YẾU

1. Kế hoạch cung ứng điện 5 năm giai đoạn 2012 - 2015

a) Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm đáp ứng nhu cầu điện với tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2011 - 2015 là 13%/năm, cụ thể như sau:

	2011	2012	2013	2014	2015
Điện sản xuất và mua của Tập đoàn, triệu kWh	106.482	118.100	133.200	150.200	169.500
Tốc độ tăng (%)	9,40	10,9	12,80	12,80	12,80
Điện thương phẩm, triệu kWh	94.675	105.000	118.650	134.075	151.500
Tốc độ tăng (%)	10,5	10,9	13,0	13,0	13,0

b) Tập đoàn chuẩn bị phương án để có thể đáp ứng đủ nhu cầu điện với tốc độ tăng cao hơn.

2. Kế hoạch đầu tư phát triển nguồn điện

a) Bảo đảm tiến độ đưa vào vận hành 42 tổ máy thuộc 20 dự án nguồn điện với tổng công suất 11.600 MW, trong đó có các dự án nguồn điện trọng điểm:

- Các dự án nhà máy thủy điện: Sơn La, Huội Quảng, Bản Chát;

- Các dự án nhà máy nhiệt điện: Hải Phòng 2, Quảng Ninh 2, Mông Dương 1, Nghi Sơn 1, Thái Bình, Vĩnh Tân 2, Duyên Hải 1 và Duyên Hải 3.

b) Khởi công xây dựng 14 dự án nguồn điện với tổng công suất 12.410 MW để đưa vào vận hành giai đoạn 2016 - 2020, trong đó có các dự án trọng điểm:

- Các dự án Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và Ninh Thuận 2;

- Các dự án nhiệt điện Duyên Hải 3, Vĩnh Tân 4;

- Thủy điện tích năng Bắc Ái.

Danh mục các dự án nguồn điện đưa vào vận hành và khởi công xây dựng giai đoạn 2011 - 2015 tại Phụ lục I ban hành kèm theo Quyết định này.

3. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện

a) Hoàn thành, đưa vào vận hành 318 công trình lưới điện truyền tải 220 - 500 kV với tổng chiều dài đường dây khoảng 11.577 km và tổng dung lượng trạm biến áp khoảng 44.450 MVA;

b) Đầu tư cải tạo, phát triển lưới điện 110 kV, lưới điện trung, hạ áp từ cấp điện áp 35kV đến 0,4kV; bảo đảm nâng cao chất lượng điện năng và năng lực phân phối điện.

Danh mục đầu tư các công trình lưới điện truyền tải 220 - 500 kV giai đoạn 2011 - 2015 tại Phụ lục II ban hành kèm theo Quyết định này.

4. Kế hoạch chỉ tiêu tài chính, kinh doanh giai đoạn 2011 - 2015

a) Phê duyệt định hướng kế hoạch tài chính, kinh doanh của EVN giai đoạn 2011 - 2015 như sau:

- Thực hiện phân bổ các khoản lỗ do sản xuất kinh doanh điện chưa tính hết vào giá điện từ trước năm 2011 cho các năm 2012 và 2013; phân bổ các khoản chênh lệch tỷ giá trong giai đoạn từ năm 2012 đến năm 2015 theo hướng dẫn của Bộ Tài chính;

- Tổng số vốn điều lệ sau đánh giá lại tài sản là 143.404 tỷ đồng;

- Tăng năng suất lao động hàng năm, đảm bảo tốc độ tăng năng suất lao động cao hơn tốc độ tăng tiền lương; giảm điện năng dùng cho sản xuất, truyền tải và phân phối điện, đảm bảo điện dùng cho truyền tải và phân phối điện năm 2015 không cao hơn 8%.

- Từng bước nâng dần giá bán điện, đến năm 2013 giá bán điện bình quân theo giá thị trường;

- Trong các năm 2012 - 2015, Tập đoàn đảm bảo kinh doanh có lãi;

- Đến năm 2015 các chỉ tiêu tài chính đáp ứng yêu cầu của các tổ chức tài chính cho vay vốn: Hệ số nợ phải trả/vốn chủ sở hữu nhỏ hơn 3 lần; tỷ lệ tự đầu tư lớn hơn 30%; hệ số thanh toán nợ: Lớn hơn 1,5 lần.

b) Kế hoạch vốn đầu tư

Tập trung mọi nỗ lực, huy động các nguồn vốn trong và ngoài nước để đáp ứng nhu cầu vốn đầu tư và trả nợ vốn vay trong giai đoạn 2011 - 2015 là 501.470 tỷ đồng. Trong đó:

- Nhu cầu vốn đầu tư là 368.759 tỷ đồng:

+ Nguồn điện khoảng 223.281 tỷ đồng (chiếm 60,5%);

+ Lưới điện truyền tải: 65.699 tỷ đồng (chiếm 17,8%);

+ Lưới điện phân phối trung, hạ thế: 76.151 tỷ đồng (chiếm 20,7%);

+ Các công trình khác là 3.628 tỷ đồng (chiếm 1,0%).

- Góp vốn đầu tư các dự án điện: 2.042 tỷ đồng.

- Trả nợ gốc và lãi vay: 130.668 tỷ đồng.

c) Kế hoạch chỉ tiêu điện khí hóa nông thôn

- Đến năm 2015 là 100% số xã có điện và 98% số hộ dân nông thôn có điện và được hưởng giá bán điện theo đúng quy định hiện hành;

- Tiếp tục bố trí vốn đầu tư để cải tạo nâng cấp lưới điện hạ áp nông thôn tiếp nhận nhằm tăng cường khả năng cấp điện cho nhu cầu sản xuất và sinh hoạt ở nông thôn, đặc biệt là khu vực miền núi và hải đảo. Đẩy mạnh phát triển điện nông thôn theo định hướng đến năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện.

IV. CÁC GIẢI PHÁP THỰC HIỆN KẾ HOẠCH 5 NĂM 2011 - 2015

1. Giải pháp trong sản xuất và cung ứng điện

- Vận hành an toàn và ổn định hệ thống điện: Đảm bảo tiến độ sửa chữa các nhà máy điện, các công trình lưới điện theo kế hoạch;

- Huy động hợp lý công suất, điện năng các nhà máy thủy điện, các nguồn điện mua của các nhà máy điện độc lập và các nguồn điện dự phòng của khách hàng;

- Đảm bảo nguồn năng lượng sơ cấp cho phát điện: Khai thác tối ưu đối các nguồn năng lượng, đặc biệt là nguồn thủy điện, nguồn nhiên liệu khí và nguồn than trong nước;

- Đưa các nhà máy điện mới vào khai thác đúng tiến độ và ổn định.

2. Giải pháp về quản lý, tổ chức

- Xây dựng mô hình tổ chức thống nhất và bộ máy quản lý ở các nhà máy điện, các công ty truyền tải và phân phối điện một cách hợp lý;

- Hoàn thiện công tác tổ chức, từng bước đưa vào hoạt động ổn định 03 Tổng công ty phát điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Rà soát, hoàn thiện Điều lệ/Quy chế tổ chức và hoạt động của các đơn vị trực thuộc, các công ty con; thực hiện việc chuyên môn hóa nhằm nâng cao hiệu quả quản lý và giảm biên chế;

- Tham gia xây dựng và phát triển thị trường điện Việt Nam theo lộ trình được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

3. Giải pháp về đảm bảo tài chính

a) Giảm giá thành sản xuất, truyền tải, phân phối và kinh doanh bán điện:

- Triệt để tiết kiệm chi phí, chống lãng phí, không tăng chi phí sửa chữa lớn và chi phí vật liệu phụ cho một đơn vị điện năng. Giảm tỷ lệ định mức chi phí sửa chữa lớn trên tài sản cố định của các đơn vị;

- Xây dựng mô hình tổ chức thống nhất và bộ máy quản lý ở các nhà máy điện, các công ty truyền tải và phân phối điện một cách hợp lý;

- Tiếp tục hoàn thiện công tác xây dựng lại định mức vật tư, chi phí, định mức tiền lương.

b) Tăng doanh thu:

- Tổ chức thực hiện có hiệu quả và đúng quy định về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường;

- Bán điện trực tiếp đến tất cả các khách hàng sử dụng điện, đặc biệt trong các khu công nghiệp, các khu đô thị mới;

- Tăng cường kiểm tra việc áp giá bán điện cho khách hàng theo mục đích sử dụng điện và các đối tượng sử dụng điện, tăng cường các biện pháp quản lý để giảm tổn thất điện năng.

c) Tăng cường quản lý tài chính để nâng cao hiệu quả sử dụng vốn:

- Tiến hành đánh giá lại tài sản của công ty mẹ và các đơn vị trực thuộc, làm thủ tục tăng vốn điều lệ của Tập đoàn và các đơn vị trực thuộc;

- Thực hiện công tác quyết toán vốn đầu tư các công trình hoàn thành theo đúng quy định của nhà nước;

- Thực hiện tốt công tác thanh, quyết toán công nợ, vật tư thiết bị tồn kho và tài sản cố định.

4. Giải pháp cho đầu tư xây dựng

a) Giải pháp đảm bảo nguồn vốn cho đầu tư:

- Sử dụng hiệu quả các nguồn vốn vay ODA và các nguồn vốn vay nước ngoài: Giải ngân nhanh nguồn vốn vay ODA đã ký kết Hiệp định vay vốn;

- Tăng cường hợp tác với các tổ chức quốc tế vay vốn ODA, các ngân hàng thương mại trong nước để vay vốn đầu tư phát triển các công trình điện;

- Thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường theo Quyết định số 24/2011/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ, bảo đảm các doanh nghiệp có mức lợi nhuận hợp lý để tái đầu tư mở rộng phát triển điện;

- Huy động nguồn vốn bằng hình thức phát hành trái phiếu trong nước và phát hành trái phiếu quốc tế cho các dự án điện giai đoạn 2011 - 2015;

- Tranh thủ vay vốn nước ngoài từ nguồn vốn tín dụng hỗ trợ xuất khẩu thông qua việc đấu thầu chọn nhà thầu cung cấp thiết bị hoặc nhà thầu EPC; nguồn vốn vay nước ngoài có thể do Nhà thầu tìm kiếm theo hình thức Tín dụng người bán (Supplier Credit) hay Tín dụng người mua (Buyer Credit);

- Sử dụng hiệu quả nguồn vốn ngân sách nhà nước để thực hiện di dân tái định cư các công trình nguồn điện và các dự án trong chương trình phát triển lưới điện khu vực miền núi, hải đảo theo quyết định của Thủ tướng Chính phủ;

- Thực hiện thoái vốn đã đầu tư tại các công ty liên kết thuộc các lĩnh vực bất động sản, chứng khoán, ngân hàng, bảo hiểm; đến năm 2015 thoái hết vốn đầu tư các lĩnh vực này để tập trung đầu tư các dự án điện.

b) Giải pháp đảm bảo tiến độ các dự án nguồn và lưới điện:

- Nâng cao năng lực của các Ban Quản lý dự án; thực hiện đầy đủ quyền và trách nhiệm theo Quy chế phân cấp quyết định đầu tư của Tập đoàn; điều hành quản lý, giám sát chặt chẽ việc thực hiện của các Nhà thầu;

- Kịp thời nghiên cứu đề xuất với Thủ tướng Chính phủ và các Bộ, ngành giải quyết, tháo gỡ khó khăn vướng mắc để đảm bảo chất lượng, tiến độ theo tình hình thực tế của từng dự án.

5. Ứng dụng công nghệ mới để giảm chi phí, nâng cao năng suất lao động:

- Từng bước hiện đại hóa công tác quản lý các nhà máy điện, trạm biến áp thông qua việc đầu tư trang bị các thiết bị điều khiển từ xa, trang bị hệ thống thông tin liên lạc thông suốt; nâng cao trình độ công nghệ thông tin để giảm dần biên chế vận hành trong các nhà máy điện và trạm biến áp, tiến tới thực hiện trạm biến áp truyền tải không người trực trong giai đoạn 2014 - 2015;

- Tìm kiếm và hợp tác với các đối tác nước ngoài trong lĩnh vực chế tạo thiết bị điện để liên doanh, liên kết chế tạo các thiết bị điện nhu cầu lớn trong nước có để thay thế nhập khẩu;

- Nâng cao năng lực quản lý dự án, thiết kế, công nghệ để chủ động tham gia chuơng trình nội địa hóa các thiết bị phụ của nhà máy nhiệt điện.

6. Giải pháp tiết kiệm điện và sử dụng điện hiệu quả:

- Thực hiện phương thức vận hành ổn định, an toàn trong hệ thống điện; bố trí kế hoạch sửa chữa các nhà máy điện hợp lý; tăng cường công tác quản lý kỹ thuật, nâng cao năng lực khai thác thiết bị; hạn chế sự cố, tiết kiệm chi phí nhiên liệu, giảm tổn thất điện năng nhằm huy động tối đa và có hiệu quả các nguồn điện; huy động một cách hợp lý công suất, điện năng các nhà máy thủy điện, các nguồn điện mua của các nhà máy điện độc lập và các nguồn điện dự phòng của khách hàng;

- Tham gia xây dựng và thúc đẩy thực hiện các chính sách khuyến khích tiết kiệm điện và nâng cao hiệu suất sử dụng điện.

Điều 2. Tổ chức thực hiện

1. Các Bộ, ngành liên quan theo thẩm quyền chức năng được giao, chỉ đạo và phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tổ chức triển khai thực hiện Quyết định này.

2. Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương cụ thể hóa kế hoạch phát triển điện lực trên địa bàn tỉnh, thành phố phù hợp với Quyết định này.

3. Hội đồng thành viên Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm tổ chức thực hiện, bảo đảm hoàn thành kế hoạch đã được phê duyệt.

Điều 3. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.

Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có liên quan, Chủ tịch Hội đồng thành viên và Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

Nơi nhận: - Thủ tướng, các PTT Chính phủ; - Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc CP; - UBND tỉnh, thành phố trực thuộc TW; - Tập đoàn Điện lực Việt Nam; - VPCP: BTCN, các PCN, Trợ lý TTCP, Cổng TTĐT, các Vụ, Cục; - Lưu: Văn thư, KTN (4b).

THỦ TƯỚNG Nguyễn Tấn Dũng

PHỤ LỤC I

DANH MỤC ĐẦU TƯ CÁC CÔNG TRÌNH NGUỒN GIAI ĐOẠN 2011 – 2015
(Ban hành kèm theo Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10 tháng 7 năm 2012 của Thủ tướng Chính phủ)

1. Danh mục các công trình nguồn điện dự kiến vào vận hành giai đoạn 2011 - 2015

TT	Danh mục công trình	Công suất (MW)	Ghi chú
I	Năm 2011	1965
1	Nhiệt điện Uông Bí mở rộng 2	1 x 330	Đã vận hành tháng 3/2011
2	Thủy điện Sơn La #2,3,4	3 x 400	Đã vận hành tháng 4-8-12 năm 2011
3	Thủy điện Sông Tranh 2 #2	1 x 95	Đã vận hành tháng 1/2011
4	Thủy điện Đồng Nai 3	2 x 90	Đã vận hành tháng 1 và tháng 6/2011
5	Thủy điện An Khê	2 x 80	Đã vận hành 6&8/2011
II	Năm 2012	1373
1	Thủy điện Sơn La #5,6	2 x 400	Tổ máy 5 đã vận hành tháng 4/2012
2	Thủy điện Đồng Nai 4	2 x 170	Tổ máy 1 đã vận hành tháng 4/2012
3	Thủy điện Bản Chát	2 x 110
4	Thủy điện Kanak	2 x 6,5	Tổ máy 1 đã vận hành tháng 4/2012
III	Năm 2013	1200
1	Nhiệt điện Quảng Ninh 2	2 x 300
2	Nhiệt điện Hải Phòng 2#1	1 x 300
3	Nhiệt điện Nghi Sơn 1 #1	1 x 300
IV	Năm 2014	1800
1	Nhiệt điện Nghi Sơn 1 #2	1 x 300
2	Nhiệt điện Hải Phòng 2#2	1 x 300
3	Nhiệt điện Vĩnh Tân 2	2 x 600
V	Năm 2015	3906
1	Thủy điện Huội Quảng	2 x 260
2	Thủy điện Sông Bung 4	2 x 78
3	Thủy điện Sông Bung 2	2 x 50
4	Nhiệt điện Mông Dương 1	2 x 500
5	Nhiệt điện Thái Bình	2 x 300
6	Nhiệt điện Duyên Hải 1 #1,2	2 x 600
7	Nhiệt điện Ô Môn I #2	1 x 330
VI	Năm 2016	1815
1	Nhiệt điện Duyên Hải 3 #1	1 x 600
2	Thủy điện Lai Châu #1	1 x 400
3	Thủy điện Trung Sơn	1 x 65
4	Tuabin khí hỗn hợp Ô Môn III	3 x 250	Phụ thuộc tiến độ cấp khí
	TỔNG CỘNG	12059

2. Danh mục các công trình nguồn điện dự kiến khởi công giai đoạn 2011 – 2015

TT	Danh mục công trình	Công suất (MW)	Ghi chú
I	Năm 2011	1100
1	Nhiệt điện Mông Dương 1	2 x 500
2	Thủy điện Sông Bung 2	2 x 50
II	Năm 2012	2390
1	Nhiệt điện Ô Môn I #2	1 x 330
2	Nhiệt điện Duyên Hải 3	2 x 600
3	Thủy điện Trung Sơn	4 x 65
4	Nhiệt điện Thái Bình	2 x 300
III	Các nguồn chuẩn bị đầu tư, khởi công xây dựng khi có đủ điều kiện	8920
1	Nhiệt điện Vĩnh Tân 4	2 x 600
2	Tuabin khí hỗn hợp Ô Môn III	3 x 250	Phụ thuộc vào tiến độ cấp khí
3	Thủy điện Hạ Sê San 2 (Campuchia)	420	Phụ thuộc vào chủ trương của phía Campuchia
4	Tuabin khí hỗn hợp Ô Môn IV	3 x 250	Phụ thuộc vào tiến độ cấp khí
5	Điện hạt nhân Ninh Thuận 1	2 x 1000
6	Điện hạt nhân Ninh Thuận 2	2 x 1000
7	Thủy điện tích năng Bắc Ái	4 x 300
8	Nhiệt điện Duyên Hải 3 mở rộng	1 x 600
	TỔNG CỘNG	12410

PHỤ LỤC II

DANH MỤC ĐẦU TƯ CÁC CÔNG TRÌNH LƯỚI ĐIỆN GIAI ĐOẠN 2011 – 2015
(Ban hành kèm theo Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10 tháng 7 năm 2012 của Thủ tướng Chính phủ)

TT	Danh mục công trình	Năng lực tăng thêm		Ghi chú
		Chiều dài	Công suất
	NĂM 2011
I	Lưới điện 500 kV	75,6 km	3300 MVA
1	Mở rộng trạm 500 kV Thường Tín		450 MVA	Máy 2
2	Nâng công suất trạm 500 kV Nho Quan		450 MVA	Máy 2
3	Trạm biến áp 500 kV Hiệp Hòa		2x900 MVA
4	Nâng công suất trạm 500 kV Quảng Ninh (giai đoạn 1)		450 MVA	Máy 2
5	Trạm 500kV Ô Môn		450 => 600 MVA	Thay máy biến áp
6	Trạm biến áp 500 kV Thạnh Mỹ (giai đoạn 1)		6 ngăn 220 kV
7	Đường dây 500 kV Nhà Bè - Ô Môn (đoạn Nhà Bè - Cai Lậy)	75,6 km
II	Lưới điện 220 kV	1272 km	3312 MVA
1	Đường dây 220 kV Hải Phòng - Đình Vũ	2 x 16 km
2	Trạm biến áp 220 kV Vân Trì		1 x 250 MVA + 1 x 63 MVA
3	Đường dây 220 kV thị xã Sơn La - Trạm biến áp 500 kV Sơn La	1 x 44 km + 1 x 44 km
4	Trạm 220 kV Sơn La và đấu nối	2 x 10 km	1 x 125 MVA
5	Trạm 220 kV Đồng Hòa		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
6	Đường dây 220 kV Tràng Bạch - Vật Cách - Đồng Hòa	2 x 31km		Treo dây mạch 2
7	Trạm 220 kV Lào Cai và đấu nối		1 x 125 MVA
8	Đường dây 220 kV Nho Quế 3 - Cao Bằng	2 x 105km
9	Trạm 220 kV Cao Bằng		1 x 125 MVA
10	Trạm 220 kV Hải Dương và nhánh rẽ	2 x 11 km	1 x 125 MVA
11	Đường dây 220 kV Buôn Kuốp - Đắk Nông	1 x 85 km
12	Đường dây 220 kV Dốc Sỏi - Dung Quất	2 x 8,9 km
13	Trạm 220 kV Quảng Ngãi		1 x 125 MVA
14	Trạm 220 kV Dung Quất		1x125 MVA
15	Đường dây 220 kV Xekaman 3 - Thạnh Mỹ và thanh cái 220 kV Thạnh Mỹ	2 x 65 km
16	Đường dây 220 kV Sê San 4 - Sê San 4A	1 x 5,6 km
17	Trạm 220 kV Nam Sài Gòn và nhánh rẽ	2 x 1,5km	2 x 250MVA + 63 MVA
18	Trạm 220 kV Bình Long		2 x 125 MVA
19	Đường dây 220 kV Tân Định - Bình Long	2 x 72km
20	Đường dây 220 kV Kiên Lương - Châu Đốc	1 x 75 km
21	Đường dây 220 kV Ô Môn - Sóc Trăng	2 x 80 km
22	Đường dây 220 kV Nhơn Trạch - Nhà Bè	4 x 7,5 km + 2 x 13 km
23	Đường dây 220 kV Nhơn Trạch - Cát Lái	4 x 11 km + 2 x 11 km
24	Trạm 220 kV Vĩnh Long + đấu nối	2 x 0,4 + 0,2 km	250 + 125 MVA
25	Cải tạo, hoàn thiện trạm 220 kV Thanh Hoá
26	Cải tạo, nâng cấp trạm 220 kV Đồng Hòa
27	Trạm 220 kV Xuân Mai		1 x 125 MVA	Máy 2
28	Trạm 220 kV Nam Định		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
29	Trạm 220 kV Việt Trì		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
30	Trạm 220 kV Vĩnh Yên		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
31	Cải tạo đường dây 220 kV Thường Tín - Mai Động	2 x 15 km		Thay dây siêu nhiệt
32	Đường dây 220 kV đấu nối nhà máy thủy điện A Lưới	2 x 28 km
33	Thay máy biến áp 220 kV Trạm biến áp 220 kV Krôngbuk		63 =>125 MVA	Thay máy biến áp 2
34	Cải tạo đường dây 220 kV Trị An - Long Bình	1 x 24 km
35	Trạm 220 kV Phan Thiết		1 x 125 MVA
36	Mở rộng ngăn lộ 220 kV đi Sóc Trăng, Cà Mau tại sân phân phối nhà máy điện Ô Môn
37	Trạm 220 kV Cao Lãnh		1 x 125 MVA
38	Trạm 220 kV Bình Hòa		1 x 250 MVA	Máy 3
39	Trạm 220 kV Long An		125 => 250 MVA	Thay máy
40	Trạm 220 kV Thạnh Mỹ (giai đoạn 1)		1 x 125 MVA
41	Trạm 220 kV Phan Thiết (giai đoạn 1)		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp 1
42	Trạm 220 kV Xuân Lộc và đấu nối	1 x 2,4 km	125 MVA
	NĂM 2012
I	Lưới điện 500kV	788,34 km	1800 MVA
1	Đường dây 500 kV Sơn La - Hiệp Hòa	2 x 265 km
2	Trạm 500 kV Quảng Ninh (Giai đoạn 2)			Hoàn thiện các ngăn lộ 500 kV
3	Thay máy trạm 500 kV Đắk Nông		450 => 600 MVA
4	Trạm 500 kV Tân Định		450 => 600 MVA	Thay máy biến áp
5	Trạm 500 kV Phú Lâm		450 => 900 MVA	Thay máy 1
6	Trạm 500 kV Ô Môn		1 x 450 MVA	Máy 2
7	Trạm 500 kV Song Mây		1 x 600 MVA
8	Đường dây 500 kV Sông Mây - Tân Định	2 x 41 km
9	Đường dây 500 kV Phú Mỹ - Sông Mây	2 x 66 km
10	Đường dây 500 kV Phú Lâm - Ô Môn (đoạn Long An - Phú Lâm)	1 x 34,34 km
11	Nâng dung lượng tụ bù đường dây 500 kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh (giai đoạn 1 lắp đặt tụ tại Đà Nẵng)		2000 A
12	Lắp đặt kháng bù ngang cho hệ thống 500 kV
13	Lắp kháng điện khu vực phía Nam để giảm dòng ngắn mạch
14	Nâng dung lượng tụ bù dọc Pleiku - Phú Lâm (giai đoạn 1 lắp đặt tại Pleiku và Đắk Nông)		2000 A
II	Lưới điện 220kV	1253,46 km	3502 MVA
1	Trạm 220 kV Sóc Sơn		125 -> 250 MVA	Thay máy
2	Trạm 220 kV Lào Cai		125 -> 250 MVA	Thay máy
3	Trạm 220 kV Phủ Lý		125 -> 250 MVA	Thay máy
4	Trạm 220 kV Hà Giang		1 x 125 MVA	Lắp máy biến áp
5	Trạm 220 kV Hải Dương		125 -> 250 MVA	Thay máy
6	Trạm 220 kV Đô Lương		1 x 125 MVA
7	Trạm 220 kV Vinh		125 -> 250 MVA	Thay máy 1
8	Trạm 220 kV Thạnh Mỹ (giai đoạn 2)			Đấu nối thuỷ điện, hoàn thiện trạm
9	Trạm 220 kV Thuận An		2 x 250 MVA
10	Trạm 220 kV Sông Mây		1 x 250 MVA
11	Trạm 220 kV Trà Vinh		2 x 125 MVA
12	Trạm 220 kV Bình Tân		2 x 250 MVA 2 x 63 MVA
13	Trạm 220 kV Hiệp Bình Phước		2 x 250 MVA 2 x 63 MVA
14	Trạm biến áp 220 kV Phan Thiết 1 (giai đoạn 2)		1 x 125 MVA	Máy 2
15	Trạm 220 kV Bạc Liêu		1 x 125 MVA
16	Đường dây 220 kV Hải Dương 2 - Nhiệt điện Mạo Khê	2 x 22 km
17	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Mạo Khê - rẽ Phả Lại - Tràng Bạch	4 x 3 km
18	Đường dây 220 kV Huội Quảng - Sơn La	2 x 16,3 km
19	Đường dây 220 kV Huội Quảng - Bản Chát	2 x 26,6 km
20	Đường dây 220 kV Đồng Hòa - Thái Bình	1 x 54 km		Mạch 2
21	Đường dây 220 kV Vũng Áng - Hà Tĩnh	2 x 69,64 km
22	Cải tạo thay dây đường dây 220 kV Phả Lại - Phố Nối, Phả Lại - Hải Dương 1	1 x 93 km		Thay dây siêu nhiệt
23	Đường dây 220 kV Vân Trì - Sóc Sơn	2 x 27
24	Đường dây 220 kV đấu nối Nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 1 vào hệ thống điện quốc gia	2 x 9,7 km
25	Cải tạo nâng khả năng tải đường dây 220 kV Hòa Bình - Xuân Mai	1 x 30,8 km		Thay dây siêu nhiệt
26	Đường dây 220 kV đấu nối thủy điện A Lưới	2x30 km
27	Đường dây 220 kV Đắk Nông - Phước Long - Bình Long	2x200 km
28	Trạm 220 kV Đông Hà	2 x 3 + 2 x 3,5km	1x125 MVA
29	Phục hồi, cải tạo đường dây 220 kV Đa Nhim - Long Bình	228 km
30	Cải tạo đường dây 220 kV Cai Lậy - Trà Nóc	80 km
31	Đường dây 220 kV Bến Tre - Mỹ Tho	1 x 16 km		Mạch 2
32	Đường dây hỗn hợp 220 -110 kV Hóc Môn - Hiệp Bình Phước	2 x 2,72 km + 2 x 2,72km
33	Kéo dây mạch 2 đường dây 220 kV nhà máy điện Cà Mau - trạm 220 kV Cà Mau	5,7 km
	NĂM 2013
I	Lưới điện 500kV	1186 km	3150 MVA
1	Trạm 500 kV Vĩnh Tân		2 x 600 MVA
2	Trạm 500 kV Phú Lâm		450 => 900 MVA	Thay máy 2
3	Trạm 500 kV Sông Mây		1 x 600 MVA	Máy 2
4	Trạm 500 kV Cầu Bông		1 x 900 MVA	Thiết kế 3 máy
5	Đường dây 500 kV Quảng Ninh - Hiệp Hòa	2 x 140 km
6	Đường dây 500 kV đấu nối Nhiệt điện Vũng Áng	4 x 18 km
7	Đường dây 500 kV Vĩnh Tân - Song Mây	2 x 235 km
8	Đường dây 500 kV Pleiku - Mỹ Phước - Cầu Bông	2 x 437 km
9	Nâng dung lượng tụ bù đường dây 500 kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh (giai đoạn 2) hoàn thiện dự án		2000 A
10	Nâng dung lượng tụ bù đường dây 500 kV Nho Quan - Hà Tĩnh		2000 A
11	Nâng dung lượng tụ bù dọc Pleiku - Phú Lâm (giai đoạn 2) hoàn thiện dự án		2000 A
II	Lưới điện 220kV	1668,2 km	7125 MVA
1	Trạm 220 kV Vân Trì		1 x 250 MVA	Máy 2
2	Trạm 220 kV Thành Công		1 x 250 MVA
3	Trạm 220 kV Thái Bình		125 -> 250 MVA	Thay máy
4	Trạm 220 kV Thanh Hóa		125 -> 250 MVA	Thay máy
5	Trạm 220 kV Bắc Ninh		125 -> 250MVA	Thay máy
6	Trạm 220 kV Phủ Lý		1 x 125 MVA	Máy 2
7	Trạm 220 kV Hải Dương 2		1 x 250 MVA
8	Trạm 220 kV Tuyên Quang		1 x 125 MVA
9	Trạm 220 kV Bỉm Sơn		1 x 250 MVA
10	Trạm 220 kV Kim Động		1 x 250 MVA
11	Trạm 220 kV Đà Nẵng		125 => 250 MVA	Thay máy 1
12	Trạm 220 kV Nha Trang		125 =>250 MVA	Thay máy 1
13	Trạm 220 kV Khu công nghiệp Phú Mỹ 2		2 x 250 MVA
14	Trạm 220 kV Hải Dương		1 x 250 MVA	Máy 2
15	Trạm 220 kV Phố Nối		125 => 250 MVA	Thay máy 2
16	Trạm 220 kV Tây Hồ		1 x 250 MVA
17	Trạm 220 kV Tháp Chàm		1 x 125 MVA
18	Trạm 220 kV Củ Chi		2 x 250 MVA
19	Trạm 220 kV Cầu Bông		2 x 250 MVA
20	Trạm 220 kV Quận 8		2 x 250 MVA
21	Trạm 220 kV Tây Ninh		2 x 250 MVA
22	Trạm 220 kV Uyên Hưng		2 x 250 MVA
23	Trạm 220 kV Đức Hòa 1		2 x 250 MVA
24	Trạm 220 kV Rạch Giá		125 => 250 MVA	Thay máy
25	Trạm 220 kV Thốt Nốt		125 => 250 MVA	Thay máy
26	Trạm 220 kV Sóc Trăng		1 x 125 MVA	Máy 2
27	Trạm 220 kV Cà Mau		1 x 250 MVA	Máy 2
28	Trạm 220 kV Nhơn Trạch		1 x 250 MVA
29	Đường dây 220 kV Chèm - Tây Hồ	2 x 7 km
30	Đường dây 220 kV Huế - Hòa Khánh	1 x 110 km		Treo mạch 2
31	Đường dây 220 kV đấu nối thuỷ điện Sông Bung 2, Sông Bung 4	2 x 20 km
32	Đường dây 220 kV Sơn Hà - Dốc Sỏi	2 x 57 km
33	Đường dây 220 kV Hòa Khánh - Huế	1 x 90 km		Mạch 2
34	Đấu nối thuỷ điện Serepok 4A	1 x 11 km
35	Đường dây 220 kV Pleyku - Kon Tum	2 x 38,4km
36	Đường dây 220 kV Tháp Chàm - Vĩnh Tân	2 x 44 km
37	Đường dây 220 kV Di Linh - Đa Nhim	1 x 80 km		mạch 2
38	Đường dây 220 kV rẽ Song Mây - Tri An - Long Bình	2 x 5 km
39	Đường dây 220 kV Nam Sài Gòn - Quận 8	2 x 14 km
40	Đường dây 220 kV Cầu Bông - Đức Hòa	2 x 7,5 km
41	Đường dây 220 kV Trảng Bàng - Tây Ninh	2 x 43 km
42	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Duyên Hải - Trà Vinh	2 x 40 km
43	Đường dây 220 kV Uyên Hưng - Sông Mây	2 x 22 km
44	Đường dây 220 kV Vĩnh Long - Trà Vinh	2 x 63 km
45	Đường dây 220 kV Hà Đông - Thành Công	2 x 6,5 + 2 x 4,7 + 2,4 km
46	Đường dây 220 kV Vân Trì - Chèm	2 x 17,1 km
47	Cải tạo đường dây 220 kV Nho Quan - Ninh Bình	1 x 30,8 km		Thay dây siêu nhiệt
48	Đường dây 220 kV Thường Tín - Kim Động	2 x 27 km
49	Đường dây 220 kV Bỉm Sơn - rẽ Ninh Bình - Thanh Hóa	2 x 3 km
50	Đường dây 220 kV Thanh Hóa - Vinh	2 x 147,9 km		Mạch 2
51	Đường dây 220 kV Thái Bình - Nam Định	1 x 23 km		Mạch 2
52	Đấu nối Nhà máy điện Formosa Hà Tĩnh vào hệ thống điện	3 x 6		Giai đoạn 1 thực hiện 2 mạch
53	Đường dây 220 kV Song Mây - rẽ Bảo Lộc - Long Bình	4 x 10 km		Cột 4 mạch
54	Đường dây 220 kV rẽ Song Mây - Long Bình	2 x 15 km		Cải tạo 2 mạch
55	Đường dây 220 kV rẽ Phú Mỹ - Bà Rịa - Khu công nghiệp Phú Mỹ 2	4 x 2 km		Cột 4 mạch
56	Đường dây 220 kV Bến Cát - rẽ Mỹ Phước - Bình Long	2 x 11 km
57	Củ Chi - rẽ Tân Định - Trảng Bàng	4 x 3 km		Cột 4 mạch
58	Đường dây 220 kV Cầu Bông - Củ Chi	4 x 22 km
	NĂM 2014
I	Lưới điện 500 kV	81,8 km	4050 MVA
1	Trạm 500 kV Hà Tĩnh		1 x 450 MVA	Máy 2
2	Thay máy trạm 500 kV Phố Nối		2 x 450 =>2 x 900 MVA
3	Trạm 500 kV Thạnh Mỹ		2 x 450 MVA
4	Trạm 500 kV Đức Hòa		1 x 900 MVA
5	Trạm 500 kV Cầu Bông		1 x 900 MVA	Máy 2
6	Đường dây 500 kV Quảng Ninh - Mông Dương	2 x 25 km
7	Đường dây 500 - 220 kV Bắc Ninh 2 - Phố Nối	1 x 31 km+ 2 x 31 km
8	Đường dây 500 kV Phú Mỹ 4 - Phú Mỹ	1 x 0,777 km		Cải tạo nâng tiết diện
II	Lưới điện 220 kV	1340 km	6687 MVA
1	Trạm 220 kV Vật Cách		125 => 250 MVA	Thay máy 1
2	Trạm 220 kV Thái Bình		125 => 250 MVA	Thay máy 2
3	Trạm 220 kV Thanh Hóa		125 => 250MVA	Thay máy 2
4	Trạm 220 kV Than Uyên		1 x 125 MVA
5	Trạm 220 kV Bắc Kạn		1 x 125 MVA
6	Trạm 220 kV Tiên Sơn (Bắc Ninh 2)		1 x 250 MVA
7	Trạm 220 kV Bảo Thắng		1 x 250 MVA
8	Trạm 220 kV Đình Vũ		1 x 250 MVA	Máy 2
9	Trạm 220 kV Quốc Oai (Tây Hà Nội)		1 x 250 MVA
10	Trạm 220 kV Sơn Tây		1 x 250 MVA
11	Trạm 220 kV Thường Tín		1 x 250 MVA
12	Trạm 220 kV Tuy Hòa		1 x 125 MVA	Lắp máy 2
13	Trạm 220 kV Đồng Hới		125 => 250 MVA	Thay máy 1
14	Trạm 220 kV Huế		125 => 250 MVA	Thay máy 1
15	Trạm 220 kV Hòa Khánh		125 => 250 MVA	Thay máy 1
16	Trạm 220 kV Sông Tranh 2		1 x 125 MVA
17	Trạm 220 kV Quy Nhon		125 =>250 MVA	Thay máy biến áp
18	Trạm 220 kV Đức Trọng		1 x 125 MVA
19	Trạm 220 kV Bảo Lộc		63 => 125 MVA	Thay máy biến áp
20	Trạm 220 kV Tân Cảng		2 x 250 MVA
21	Trạm 220 kV Bến Cát		2 x 250 MVA
22	Trạm 220 kV Vũng Tàu		1 x 250MVA
23	Trạm 220 kV Mỹ Xuân		1 x 250 MVA
24	Trạm 220 kV Bến Lức		1 x 250 MVA
25	Trạm 220 kV Cao Lãnh		2 x 125 => 2 x 250 MVA	Thay 2 máy biến áp
26	Trạm 220 kV Châu Đốc		2 x 125 => 2 x 250 MVA	Thay 2 máy biến áp
27	Trạm 220 kV Mỹ Tho		2 x 125 => 2 x 250 MVA	Thay 2 máy biến áp
28	Trạm 220 kV Cai Lậy		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
29	Trạm 220 kV Bến Tre		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp
30	Trạm 220 kV Mỏ Cày		1 x 125 MVA
31	Trạm 220 kV Mỹ Phước		1 x 250 MVA	Máy 2
32	Trạm 220 kV Sông Mây		1 x 250 MVA	Máy 2
33	Trạm 220 kV Long An		125 => 250 MVA	Thay máy biến áp 2
34	Trạm 220 kV Vĩnh Long		125 => 250 MVÀ	Thay máy biến áp 1
35	Đường dây 220 kV Than Uyên - Bản Chát	2 x 20 km
36	Đường dây 220 kV Quốc Oai - Hòa Bình	2 x 65 km
37	Đường dây 220 kV Quốc Oai - rẽ Hà Đông - Chèm	2 x 7 km
38	Đường dây 220 kV Bắc Kạn - Cao Bằng	1 x 65 km
39	Đường dây 220 kV Ninh Bình - Nam Định	1 x 30km		Mạch 2
40	Đường dây 220 kV Thái Bình – Nhiệt điện Thái Bình	2 x 30 km
41	Đường dây 220 kV Thái Bình - Kim Động	2 x 40 km
42	Đường dây 220 kV Thượng Kon Tum - Quảng Ngãi	2 x 76,4 km		Đồng bộ nhà máy
43	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Long Phú - Sóc Trăng	4 x 25 km
44	Đường dây 220 kV Nhà Bè - Phú Lâm	2 x 15 km		Cải tạo nâng tiết diện
45	Đường dây 220 kV Cầu Bông - rẽ Hóc Môn - Bình Tân	4 x 15 km		Cột 4 mạch
46	Đường dây 220 kV Bà Rịa - Vũng Tàu	2 x 14 km
47	Đường dây 220 kV Đồng Nai 2 - Di Linh	2 x 15 km
48	Đường dây 220 kV Đức Trọng - rẽ Đa Nhím - Di Linh	2 x 2 km
49	Đường dây 220 kV Vĩnh Tân - Phan Thiết	2 x 100 km
50	Đường dây 220 kV rẽ Phú Mỹ - Long Thành - Mỹ Xuân	4 x 2 km		Cột 4 mạch
51	Đường dây 220 kV Uyên Hưng - Tân Định	2 x 16 km
52	Đường dây 220 kV Cát Lái - Tân Cảng	2 x 22 km
53	Đường dây 220 kV 500 kV Đức Hòa - rẽ Phú Lâm - Long An	2 x 20 km
54	Đường dây 220 kV Bến Lức - rẽ Phú Lâm - Long An	2 x 5 km
55	Đường dây 220 kV trạm 500 kV Đức Hòa - trạm 220kV Đức Hòa	2 x 22 km		Cột 4 mạch, treo 2 mạch
56	Đường dây 220 kV Sóc Trăng - Ô Môn	1 x 80 km		Treo dây mạch 2
57	Đường dây 220 kV Mỏ Cày – Bến Tre	2 x 16 km
	NĂM 2015
I	Lưới điện 500 kV	642 km	3750 MVA
1	Trạm 500 kV Tây Hà Nội		1 x 900 MVA
2	Trạm 500 kV Đông Anh		1 x 450 MVA
3	Trạm 500 kV Lai Châu		1 x 450 MVA
4	Trạm 500 kV Thốt Nốt		1 x 600 MVA
5	Trạm 500 kV Duyên Hải		1 x 450 MVA
6	Trạm 500 kV Mỹ Tho		1 x 900 MVA
7	Đường dây 500 kV Lai Châu - Sơn La	2 x 156 km
8	Đường dây 500 - 220 kV Hiệp Hòa - Bắc Ninh 2	1 x 40 km + 2 x 40 km
9	Đường dây 500 kV Ô Môn - Thốt Nốt	2 x 30 km
10	Đường dây 500 kV rẽ Mỹ Tho	4 x 1 km
11	Đường dây 500 kV Trung tâm điện lực Duyên Hải - Mỹ Tho	2 x 113 km
II	Lưới điện 220kV	3214,3 km	7750 MVA
1	Trạm 220 kV Đông Anh		1 x 250 MVA
2	Trạm 220 kV Long Biên		1 x 250 MVA
3	Trạm 220 kV Yên Phong (Bắc Ninh 3)		1 x 250 MVA
4	Trạm 220 kV Lạng Sơn		1 x 125 MVA
5	Trạm 220 kV Trực Ninh		1 x 250 MVA
6	Trạm 220 kV Lào Cai		1 x 125 MVA	Máy 2
7	Trạm 220 kV Yên Bái		1 x 125 MVA	Máy 2
8	Trạm 220 kV Tràng Bạch		1 x 250 MVA	Thay máy biến áp 1
9	Trạm 220 kV Hoành Bồ		1 x 250 MVA	Thay máy 1
10	Trạm 220 kV Sơn La		1 x 125 MVA	Máy 2
11	Trạm 220 kV Nghi Sơn		1 x 250 MVA	Thay máy 1
12	Trạm 220 kV Đô Lương		1 x 125 MVA	Máy 2
13	Trạm 220 kV Hà Tĩnh		1 x 125 MVA	Máy 2
14	Trạm 220 kV Thủy Nguyên		1 x 250 MVA
15	Trạm 220 kV Kiến Thụy		2 x 125 MVA
16	Trạm 220 kV Thanh Nghị		1 x 250 MVA
17	Trạm 220 kV Nho Quan		1 x 125 MVA	Trong trạm biến áp 500 kV
18	Trạm 220 kV Lưu Xá		1 x 250 MVA
19	Trạm 220 kV Quang Châu		1 x 125 MVA
20	Trạm 220 kV Thanh Nông		1 x 125 MVA
21	Trạm 220 kV Quận Ba (Ngũ Hành Sơn)		1 x 125 MVA
22	Trạm 220 kV Hải Châu		1 x 125 MVA
23	Trạm 220 kV Kon Tum		1 x 125 MVA
24	Trạm 220 kV Tam Kỳ		1 x 125 MVA	Máy 2
25	Trạm 220 kV Tam Hiệp		1 x 125 MVA
26	Trạm 220 kV Dốc Sỏi		1 x 125 MVA	Thay máy 63MVA
27	Trạm 220 kV Dung Quất		1 x 125 MVA	Máy 2
28	Trạm 220 kV Nhơn Tân		1 x 250 MVA
29	Trạm 220 kV Hàm Tân		1 x 250 MVA
30	Trạm 220 kV Tân Cảng		2 x 250 MVA
31	Trạm 220 kV Châu Đức		1 x 250 MVA
32	Trạm 220 kV Cần Đước		1 x 250 MVA
33	Trạm 220 kV KCN Sa Đéc		2 x 250 MVA
34	Trạm 220 kV Long Xuyên 2		1 x 250 MVA
35	Trạm 220 kV Vĩnh Long		1 x 250 MVA	Thay máy biến áp 2
36	Trạm 220 kV Phụng Hiệp		2 x 125 MVA
37	Trạm 220 kV Vị Thanh		1 x 125 MVA
38	Trạm 220 kV Cần Thơ		1 x 250 MVA
39	Đường dây 220 kV Bảo Thắng - Yên Bái	2 x 125 km
40	Đường dây 220 kV Thanh Nông - rẽ Hòa Bình - Nho Quan	2 x 10 km
41	Đường dây 220 kV Trực Ninh - rẽ Nam Định - Ninh Bình	2 x 18 km
42	Đường dây 220 kV Trực Ninh – Nhiệt điện Thái Bình	2 x 45 km
43	Đường dây 220 kV Nho Quan - Phủ Lý	2 x 38,5 km
44	Đường dây 220 kV Lạng Sơn - Bắc Giang	2 x 95 km
45	Đường dây 220 kV Long Biên - Tiên Sơn (Bắc Ninh 2)	4 x 7 km
46	Đường dây 220 kV Vũng Áng - Ba Đồn - Đồng Hới	2 x 97,2 km
47	Đường dây 220 kV Hòa Khánh - Hải Châu	1 x 15 km
48	Đường dây 220 kV Quảng Ngãi - Quy Nhơn	2 x 143 km
49	Đường dây 220 kV Ngũ Hành Sơn - Hội An	2 x 25 km
50	Đường dây 220 kV Pleiku - Krôngbuk	1 x 150 km		Cải tạo nâng cấp
51	Đường dây 220 kV An Khê - Quy Nhơn	1 x 146 km		Cải tạo nâng cấp
52	Đường dây 220 kV Tam Hiệp - 500kV Dốc Sỏi	2 x 20 km
53	Đường dây 220 kV rẽ trạm cắt Ninh Hòa – trạm cắt Ninh Hòa	4 x 6 km		Cột 4 mạch
54	Đường dây 220 kV rẽ vào trạm 220 kV Nhơn Tân	2 x 6 km
55	Đường dây 220 kV Tuy Hòa - Nha Trang	1 x 147,2 km		Treo mạch 2
56	Đường dây 220 kV Nha Trang - Tháp Chàm	2 x 100 km
57	Đường dây 220 kV KrôngBuk - Nha Trang	1 x 147 km		Mạch 2
58	Đường dây 220 kV nhánh rẽ vào Vân Phong	2 x 2 km
59	Đường dây 220 kV Phan Thiết - Hàm Tân - Khu công nghiệp Phú Mỹ 2	2 x 146 km
60	Đường dây 220 kV Tháp Chàm - Đa Nhim	1 x 40 km
61	Đường dây 220 kV Sông Mây - Bảo Lộc	1 x 124 km		Mạch 2
62	Đường dây 220 kV Di Linh - Bảo Lộc	1 x 37 km		Mạch 2
63	Đường dây 220 kV Hàm Thuận - Bảo Lộc	1 x 39km		Mạch 2
64	Đường dây 220 kV Hàm Thuận - Phan Thiết	1 x 54,7 km		Treo dây mạch 2
65	Đường dây 220 kV Thủy điện Đồng Nai 5 - Đắk Nông	1 x 30 km
66	Đường dây 220 kV Cát Lái - Thủ Đức	2 x 9 km		Cải tạo nâng toàn diện
67	Đường dây 220 kV Cần Đước - rẽ Phú Mỹ - Mỹ Tho	4 x 7 km
68	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Duyên Hải - Mỏ Cày	2 x 70 km
69	Đường dây 220 kV khu công nghiệp Sa Đéc - rẽ Vĩnh Long 2 - Ô Môn	2 x 5 km
70	Đường dây 220 kV Phụng Hiệp - rẽ Ô Môn - Sóc Trăng	4 x 6 km
71	Đường dây 220 kV Long Xuyên 2 - rẽ Châu Đốc - Thốt Nốt	4 x 5 km
72	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Nhơn Trạch 2 - Long Bình	2 x 40 km
73	Đường dây 220 kV Nhiệt điện Long Phú - Cần Thơ - Trà Nóc	1 x 75km
74	Đường dây 220 kV 500 kV Mỹ Tho - rẽ Long An - Cai Lậy	4 x 2 km
75	Đường dây 220kV 500 kV Mỹ Tho - rẽ Mỹ Tho - Cai Lậy	4 x 2 km

Tiếng Anh (English)

PRIME MINISTER --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom - Happiness ---------------
No: 854/QĐ-TTg	Ha Noi, July 10, 2012

DECISION

ON APPROVING THE 5 YEAR BUSINESS DEVELOPMENT PLAN AND INVESTMENT OF ELECTRICITY OF VIETNAM PERIOD 2011 – 2015

PRIME MINISTER

Pursuant to the Law on Organization of the Government dated December 25, 2001;

Pursuant to Decision No. 176/QD-TTg dated October 5, 2004 of the Prime Minister approving the strategy of Vietnam Electricity Sector Development period 2004 - 2010 and orientation to 2020;

Pursuant to Decision No. 1855/QD-TTg dated December 27, 2007 of the Prime Minister approving the national energy development strategy of Vietnam by 2020, with a vision to 2050;

Pursuant to Decision No. 1208/QD-TTg dated July 21, 2011 of the Prime Minister approving the national electricity development plan period 2011 - 2020 with a vision to 2030;

Considering the proposal of Minister of Industry and Trade

...

...

...

Article 1. Approving the 5 year business development plan and investment of the Electricity of Vietnam (EVN) for the period 2011 – 2015 with the following major contents:

I. GENERAL OBJECTIVES

1. Developing the Electricity of Vietnam into a powerful economic group which plays a key role in the electricity sector; ensuring security and quality of electricity supply and meeting the requirements of economic and social security development.

2. Improving the efficiency in business and production and development investment through the optimal use of all available resources, focusing on key areas: operation management and investment to develop the power source, transmission electricity grid, distribution and sale of electricity.

II. MAIN TASKS

1. Investing in power source and power grid investment in the national electricity development plan period 2011 - 2020 with a vision to 2030 to ensure adequate supply of electricity demand for the national economy.

2. Being responsible for purchasing electricity from the power sources, power import, management and operation of transmission electricity grid and distribution electricity grid, performing a key role in securing the power supply to the nation.

3. Implementing the measures to further reduce the power loss, the saving program in the production, transmission and distribution of electricity.

4. Implementing the program to provide electricity to rural and mountainous areas as planned, by 2015, 98% of rural households and by 2020 most of the rural households have access to electricity.

...

...

...

6. Strengthening international cooperation, expanding integration and studying to connect electricity grid with Laos, Cambodia, China and other countries in the region in order to buy, sell and exchange power.

7. Continuing to organize, innovate, improve corporate governance capacity, completing mechanisms; focusing on mobilization and efficient use of funds; studying, developing and applying science and advanced technology, increasing revenue, reducing costs, ensuring business efficiency, conserving and developing capital; improving the efficiency of operation to develop the Electricity of Vietnam into a sustainable and strong economic group.

III. MAJOR PLAN TARGETS

1. 5 year electricity supply plan for the period 2012 – 2015

a) The Electricity of Vietnam is responsible for meeting power demand with rate of commercial power increase on average of 13%/year for the period of 2011 – 2015, specifically as follows:

2011

2012

2013

...

...

...

2015

Produced and purchased power of the Group, million kWh

106.482

118.100

133.200

150.200

169.500

Rate of increase (%)

9,40

...

...

...

12,80

12,80

12,80

Commercial power, million kWh

94.675

105.000

118.650

134.075

151.500

...

...

...

10,5

10,9

13,0

13,0

13,0

b) The Group shall prepare plans to be able to meet the power demand with the higher rate of increase.

2. Plan of power development investment

a) Ensuring the progress of putting into operation of 42 generating sets under power project with a total capacity of 11,600 MW, of which there are key power source projects:

- Projects of hydroelectric power plant: Son La, Huoi Quang, Ban Chat;

...

...

...

b) Starting the construction of 14 projects with a total capacity of 12,410 MW to put into operation in the period 2016 - 2020, including the key projects:

- Nuclear power plant projects in Ninh Thuan 1 and 2;

- Thermal power projects of Duyen Hai 3 and Vinh Tan 4;

- Bac Ai storage hydroelectric power

The list of power source projects to be put into operation and started the construction for the period 2011 - 2015 in Appendix I attached to this Decision.

3. Plan of investment in power grid development

a) Completing and putting into operation 318 transmission power grid projects of 220 - 500 kV with a total length of line of 11,577 km approximately and a total capacity of transformer station of 44,450 MVA approximately;

b) Investing in the renovation and development of the 110 kV power grid, medium and low voltage from voltage level of 35 kV to 0.4 kV; ensuring to enhance the power quality and power distribution capability.

Portfolio of transmission power grid projects of 220 - 500 kV for the period 2011 - 2015 in Appendix II issued together with this Decision.

...

...

...

a) Approving the orientation of the plan of finance and business of EVN for the period 2011 - 2015 as follows:

- Allocating the losses due to electricity business and production not included in the power price from before 2011 for the years 2012 and 2013; Allocating the differences of exchange rate in the period from 2012 to 2015 under the guidance of the Ministry of Finance;

- Total charter capital after re-evaluation of asset is 143 404 billion dong

- Increasing the annual labor productivity growth, ensuring the labor productivity growth rate higher than the growth rate of wages; reducing power used for the production, transmission and distribution of power to ensure electricity used for transmission and distribution of power in 2015 not to be higher than 8%.

- Gradually raising the price of electricity, by 2013 the average selling price of electricity shall be equal to that of the market price on average;

- In the years 2012 – 2015, the Group shall ensure its business with profits.

- By 2015, the financial targets shall meet the requirements of the financial institutions for loans: Coefficient of payable debt/ equity of less than 3 times; self-investment rate greater than 30%; coefficient of debt payment: Greater than 1.5 times.

b) Investment capital plan

Focusing all efforts and mobilizing domestic and foreign capital sources to meet investment capital need and loan payment in the period 2011 - 2015 of 501.470 billion dong. In which:

...

...

...

+ Power source is 223.281 billion dong approximately;

+ Transmission power grid: 65.699 billion (accounting for 17,8%);

+ Low and medium voltage distribution power grid: 76 151 billion (accounting for 20,7%);

+ Other works are 3628 billion dong (accounting for 1.0%).

- Investment capital contribution of power projects: 2.042 billion dong

- Payment of principal debts and loan interest: 130,668 billion dong.

c) Plan and target of rural electrification

- By the year 2015, 100% of communes and 98% of rural are provided with electricity and enjoy the power price in accordance with current regulations;

- Continuing to allocate investment capital to renovate and upgrade the rural low voltage grid received to enhance the power supply capacity for the production and living needs in rural areas, especially in the mountainous areas and islands. Promoting rural development with the orientation by 2020, most of the rural households have access to electricity.

...

...

...

1. Solutions in power production and supply

- Safely and stably operating the power system: Ensuring the progress of repair of power plants, the power grid works as planned;

- Reasonably mobilizing the capacity, electric energy of hydroelectric power plants, the power sources purchased from independent power plants and the customer's backup power sources;

- Ensuring the primary energy sources for electricity generation: Exploiting optimally the energy sources, particularly hydroelectric power source, gas fuel source and coal spurce in the country;

- Putting the new power plants into operation on schedule and stably.

2. Solution on management and organization

- Rationally developing the unified organizational model and management apparatus in power plants, electrical transmission and distribution companies;

- Improving the organization, gradually putting into operation 03 power generation Corporations directly under the Electricity of Vietnam;

- Reviewing and completing the Charter / Regulations on organization and operation of the affiliated units and subsidiaries; performing specialization to improve the management efficiency and reducing staff;

...

...

...

3. Solution on financial guarantee.

a) Reducing the cost of production, transmission, distribution and sale of electricity:

- Thoroughly saving cost, avoiding waste, not increasing the cost of overhaul and auxiliary material cost per unit of electricity. Reducing the rate of the cost of major repairs on the fixed assets of the units;

- Rationally developing the unified organizational model and management apparatus in power plants, electrical transmission and distribution companies;

- Further improving the work of rebuilding the material rate, costs and wage rate

b) Revenue increase:

- Organizing the implementation effectively and as prescribed on electricity price adjustment according to the market mechanism;

- Directly selling electricity to all customers using electricity, especially in industrial areas, new urban areas;

- Enhancing the inspection of electricity price fixing for customers according to the purpose of power use and other electricity users, enhancing the management measures to reduce the power loss.

...

...

...

- Re-evaluating the assets of the parent company and its subsidiaries, making procedures for the increase of the charter capital of the Group and other affiliated units;

- Implementing the settlement of the investment capital of finished works in accordance with the provisions of the State;

- Implementing the payment and settlement of debts, materials and equipment in stock and fixed assets.

4. Solution for construction investment

a) Solution to ensure the investment capital source:

- Effectively using ODA loans and foreign loans: Quick disbursement of ODA loan signed by loan Agreement;

- Strengthening the cooperation with international organizations for ODA loans, domestic commercial banks to borrow capital for the investment of power project development;

- Adjusting the electricity selling price by the market mechanism under the Decision No. 24/2011/QD-TTg of April 15, 2011 of the Prime Minister to ensure the business has a reasonable profit rate for re-investment to expand the power development;

- Raising capital by the issue of domestic bonds and international bonds for electrical projects for the period 2011 - 2015;

...

...

...

- Effectively using the state budget funds to implement migration and resettlement of power source works and projects in the power grid development program in the mountainous areas and islands under the decision of the Prime Minister;

- Implementing divestment in associated companies in the areas of real estate, securities, banking and insurance; by 2015 divesting all investment capital in these areas to focus on investment of power projects.

b) Solution to ensure the progress of power source and grid:

- Raising the capacity of Project Management Board; fulfilling the rights and responsibilities under the Regulations on decentralized investment decision of the Group; executing management and closely supervising the implementation of the Contractors;

- Promptly studying and making proposal to the Prime Minister and the Ministries and sectors to resolve difficulties and obstacles to ensure quality and progress according to the actual situation of each project.

5. Applying new technology to decrease the costs and raise labor productivity:

- Gradually modernizing the management of power plants and transformer stations through the investment in the remote control equipment, being equipped with transparent communication systems; raising the information technology level to reduce operation staff in power plants and transformer stations to perform a non-person transmission transformer stations in the period 2014 - 2015;

- Looking for and making cooperation with foreign partners in the area of manufacturing electrical equipment for joint ventures and association to manufacture electrical equipment with high domestic demands for import substitution;

- Raising the capacity of project management, design and technology to actively participate in the program of auxiliary equipment localization of thermal power plants.

...

...

...

- Implementing mode of stable and safe operation in electrical systems; reasonably arranging repair plan for the power plants; strengthening technical management, raising capacity of equipment using; limiting incidents, saving fuel cost and reducing power losses in order to mobilize power supply maximally and efficiently; rationally mobilizing power and electric energy of hydroelectric power plants, the power sources purchased from independent power plants and the backup power sources of customers;

- Participating in developing and promoting the implementation of policies to encourage energy saving and improve efficiency of power using.

Article 2. Implementation organization

1. The Ministries and agencies concerned under competence and functions assigned, shall direct and coordinate with the Electricity of Vietnam to organize the implementation of this Decision.

2. People's Committees of centrally-affiliated provinces and cities shall concretize the plan of power development in the area of province and city in accordance with this Decision.

3. The member Council of Electricity of Vietnam is responsible for implementation, ensuring the completion of the approved plan.

Article 3. This Decision takes effect from its signing date.

The Ministers, Heads of ministerial-level agencies, Chairman of People's Committees of centrally-affiliated provinces and cities concerned, Chairman of member Council and General Director of the Electricity of Vietnam Group are liable to execute this decision. /.

...

...

...

PRIME MINISTER




Nguyen Tan Dung