Quyết định 134/QĐ-UBND 2025 Kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn Sơn La

• Số hiệu: 134/QĐ-UBND
• Loại văn bản: Quyết định
• Nơi ban hành: Tỉnh Sơn La
• Người ký: Nguyễn Thành Công
• Ngày ban hành: 17/01/2025

UỶ BAN NHÂN DÂN TỈNH SƠN LA -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 134/QĐ-UBND	Sơn La, ngày 17 tháng 01 năm 2025

QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC PHÊ DUYỆT KẾ HOẠCH CUNG ỨNG ĐIỆN NĂM 2025 TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH SƠN LA KHI HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA THIẾU NGUỒN HOẶC VẬN HÀNH Ở CHẾ ĐỘ KHẨN CẤP

ỦY BAN NHÂN DÂN TỈNH SƠN LA

Căn cứ Luật Tổ chức chính quyền địa phương năm 2015; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Tổ chức Chính Phủ và Luật Tổ chức chính quyền địa phương năm 2019;

Căn cứ Luật điện lực ngày 03/12/2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số Điều của Luật điện lực ngày 20/11/2012;

Căn cứ Nghị định 137/2013/NĐ-CP ngày 21/10/2013 của Chính phủ về việc Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật điện lực;

Căn cứ thông tư số 34/2011/TT-BCT ngày 07/09/2011 của Bộ Công Thương quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện Quốc gia thiếu nguồn điện;

Căn cứ Thông tư số 22/2020/TT-BCT ngày 09/9/2020 của Bộ Công Thương về việc quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện;

Căn cứ Quyết định số 3047/QĐ-BCT ngày 15/11/2024 của Bộ Công Thương về việc phê duyệt Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2025;

Căn cứ Quyết định số 3300/QĐ-BCT ngày 15/12/2024 của Bộ Công Thương về việc phê duyệt điều chỉnh Kế hoạch cung ứng điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2025;

Theo đề nghị của Sở Công Thương tại Tờ trình số 07/TTr-SCT ngày 10/01/2025.

QUYẾT ĐỊNH:

Điều 1. Phê duyệt Kế hoạch cung ứng điện năm 2025 trên địa bàn tỉnh Sơn La khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn hoặc vận hành ở chế độ khẩn cấp (có Kế hoạch kèm theo).

Điều 2. Các cơ quan, đơn vị có trách nhiệm:

1. Sở Công Thương: Giám sát việc thực hiện cắt điện khi mất cân đối cung cầu hệ thống điện miền Bắc năm 2025 trên địa bàn tỉnh của Công ty Điện lực Sơn La theo Kế hoạch đã được phê duyệt tại Điều 1; giải quyết các khiếu nại của khách hàng trên địa bàn tỉnh về tình hình cắt điện khi mất cân đối cung cầu theo đúng quy định hiện hành của Nhà nước.

2. Công ty Điện lực Sơn La:

- Tổ chức triển khai thực hiện Kế hoạch cung ứng điện trên địa bàn tỉnh Sơn La năm 2025 theo Điều 1 Quyết định này.

- Hạn chế tối đa việc cắt điện tiết giảm khẩn cấp khi có sự cố nguồn đột xuất đối với các khách hàng sử dụng điện quan trọng đã được Uỷ ban nhân dân tỉnh phê duyệt, đặc biệt là các sự kiện chính trị - xã hội quan trọng diễn ra trong năm 2025, các khách hàng sản xuất đóng vai trò quan trọng trong tăng trưởng kinh tế của tỉnh.

- Thực hiện việc cắt điện tiết giảm khẩn cấp khi mất cân đối cung cầu hệ thống điện miền Bắc theo đúng trình tự quy định tại Thông tư số 22/2020/TT- BCT ngày 09/9/2020 của Bộ Công Thương quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện; đồng thời thông báo cho các khách hàng thuộc diện phải cắt điện khi mất cân đối cung cầu để khách hàng biết và chia sẻ.

- Thực hiện đầy đủ chế độ báo cáo theo đúng quy định của Thông tư số 34/2011/TT-BCT ngày 07/9/2011 và Thông tư số 22/2020/TT-BCT ngày 09/9/2020 của Bộ Công Thương để tổng hợp báo cáo Uỷ ban nhân dân tỉnh.

Điều 3. Chánh Văn phòng UBND tỉnh; Giám đốc Sở Công Thương; Chủ tịch UBND các huyện, thành phố; Giám đốc Công ty Điện lực Sơn La; Thủ trưởng các đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành quyết định này.

Quyết định này có hiệu lực kể từ ngày ký./.

Nơi nhận: - Bộ Công Thương (b/c); - TT. Tỉnh uỷ (b/c); - TT. HĐND tỉnh (b/c); - Chủ tịch UBND tỉnh (b/c); - Các Phó Chủ tịch UBND tỉnh; - Như Điều 3; - Chánh Văn phòng UBND tỉnh; - Cổng Thông tin điện tử tinh; - Lưu: VT, Biên KT.

TM. ỦY BAN NHÂN DÂN KT. CHỦ TỊCH PHÓ CHỦ TỊCH Nguyễn Thành Công

KẾ HOẠCH

CUNG ỨNG ĐIỆN NĂM 2025 TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH SƠN LA KHI HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA THIẾU NGUỒN HOẶC VẬN HÀNH Ở CHẾ ĐỘ KHẨN CẤP

1. CĂN CỨ VÀ MỤC ĐÍCH CỦA KẾ HOẠCH CUNG ỨNG ĐIỆN

1.1. Căn cứ lập phương án

Căn cứ luật Điện lực ngày 30 tháng 12 năm 2024;

Căn cứ nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 31/10/2013 của Thủ tướng chính phủ qui định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi bổ sung, một số điều của luật Điện lực;

Căn cứ Thông tư 34/2011/TT-BCT ngày 07/9/2011 của Bộ Công thương V/v lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện (được hợp nhất tại Thông tư số 18/VBNH-BCT ngày 07/08/2024);

Căn cứ Thông tư 23/2017/TT-BCT ngày 16/11/2017 của Bộ Công thương V/v quy định nội dung, trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện (được hợp nhất tại văn bản 20/VBNH-BCT ngày 07/08/2024);

Căn cứ thông tư 22/2020/TT-BCT ngày 09/09/2020 của Bộ Công thương V/v Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện;

Căn cứ Chỉ thị số 20/CT-TTg ngày 08/6/2023 của Thủ tướng Chính phủ về việc tăng cường tiết kiệm điện giai đoạn 2023-2025 và các năm tiếp theo;

Căn cứ Chỉ thị số 12/CT-UBND ngày 23/6/2023 của Ủy ban nhân dân tỉnh về việc tăng cường tiết kiệm điện trên địa bàn tỉnh Sơn La giai đoạn 2023-2025 và các năm tiếp theo;

Căn cứ Quyết định số 2875/QĐ-UBND ngày 31/12/2024 của UBND tỉnh Sơn La v/v phê duyệt danh sách khách hàng sử dụng điện quan trọng thuộc diện ưu tiên cấp điện khi bên bán điện thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện trong hệ thống điện trên địa bàn tỉnh Sơn La năm 2025.

1.2. Mục đích:

Kế hoạch cung ứng điện năm 2025 được lập làm cơ sở để Công ty Điện lực Sơn La vận hành trong các trường hợp sau:

- Là kế hoạch vận hành trong các chế độ vận hành bình thường, sự cố năm 2025.

- Trường hợp HTĐQG thiếu nguồn (được quy định tại Thông tư 34/2011/TT-BCT ngày 07/9/2011 của Bộ Công thương V/v lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện; được hợp nhất tại văn bản 18/VBNH-BCT ngày 07/08/2024): Chế độ này được Đơn vị Điều độ HTĐ Quốc gia công bố trong các phương thức, kế hoạch vận hành năm, tháng, tuần.

- Trường hợp HTĐQG vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp (được quy định tại Thông tư quy định về xử lý sự cố trong HTĐ Quốc gia): Được thực hiện khi có lệnh điều độ trong thời gian thực của Đơn vị Điều độ HTĐ Quốc gia, Điều độ HTĐ miền Bắc.

2. TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH CUNG ỨNG ĐIỆN NĂM 2024

2.1. Nguồn điện và lưới điện

2.1.1 Nguồn cấp từ máy cắt các trạm biến áp (TBA) 220kV, 500kV:

- TBA 500kV Sơn La (2x900 MVA).

- TBA 220kV E17.6 Sơn La (2x250 MVA).

- TBA 220kV E17.50 Mường La (2x125 MVA).

2.1.2 Các nguồn điện đấu nối lưới 220kV, 500kV

- Thủy điện Sơn La A17.0 (6x400 MW);

- Thủy điện Nậm Chiến 1 A17.25 (2x100 MW);

- Thủy điện Huội Quảng A29.10 (2x260MW);

- Thủy điện Suối Sập 2A A17.55 (2x49,8MW);

2.1.3 Các nguồn điện đấu nối lưới 110kV và lưới trung, hạ áp.

- Gồm 57 nhà máy thủy điện nhỏ đấu nối lưới 110kV và lưới trung áp với tổng công suất 639,05MW.

- 701 hệ thống ĐMTMN nối lưới trung hạ áp, tổng công suất 61,2 MW.

2.1.4 Lưới điện 110kV:

- Trên địa bàn tỉnh có có 37 trạm biến áp 110kV; trong đó: 09 trạm/13 máy/373 MVA thuộc tài sản ngành điện phục vụ phân phối và 28 trạm/39 máy/596,9 MVA phục vụ truyền tải các nhà máy thủy điện nhỏ nối lưới thuộc tài sản của các chủ đầu tư.

+ Có 21 đường dây 110kV với tổng số km đường dây 110kV: 555,61km.

2.1.5 Lưới điện trung, hạ áp

- Lưới điện trung áp: 5.571,02 km đường dây trung áp. Trong đó:

+ Tài sản ngành điện: 5.261,199 km chiếm 97%

+ Tài sản khách hàng: 170,42 km chiếm 3%

- Lưới điện hạ áp: 3.035 trạm biến áp phân phối, với tổng công suất là 367.208 kVA. Đường dây hạ áp có tổng chiều dài 5.448,14 km, trong đó:

+ Tài sản ngành điện: 5.440,72 km

+ Tài sản khách hàng: 7,42 km

2.2. Công suất và sản lượng năm 2024

2.2.1 Công suất sử dụng cực đại

Pmax (MW)	Tháng 1	Tháng 2	Tháng 3	Tháng 4	Tháng 5	Tháng 6	Tháng 7	Tháng 8	Tháng 9	Tháng 10	Tháng 11	Tháng 12
2024	228,3	220,6	210,4	189,3	172,4	165,4	159,5	174,4	187,1	216,4	240,4	250.7
2023	207,1	203,2	188,9	175,5	164,8	156,2	151,1	160,9	174,8	201,3	221,9	235,1
% tăng trưởng	110%	109%	111%	108%	105%	106%	106%	108%	107%	108%	108%	107%

2.2.2 Sản lượng ngày cực đại

A ngày max (MWh)	Tháng 1	Tháng 2	Tháng 3	Tháng 4	Tháng 5	Tháng 6	Tháng 7	Tháng 8	Tháng 9	Tháng 10	Tháng 11	Tháng 12
2024	2929	2626	2495	2733	2531	2501	2541	2718	2682	2487	2642	2601
2023	2534	2242	2240	2436	2682	2611	2445	2419	2388	2454	2419	2552
% tăng trưởng	116%	117%	111%	112%	94%	96%	104%	112%	112%	101%	109%	102%

2.2.3 Sản lượng điện thương phẩm cả năm 2024

Năm	Sản lượng điện thương phẩm (triệu kWh)
Năm 2024	852,52
Năm 2023	839,88
% tăng trưởng	1,50

2.3. Tỉ trọng thành phần phụ tải năm 2024

Công suất vận hành max ngày điển hình hè năm 2024: 174,4 MW, trong đó:

Công suất các phụ tải ưu tiên cấp điện là: 18,4 MW, tương ứng 10,6% Pmax.

Công suất các khách hàng CN: 22,4 MW, tương ứng 12,9% Pmax.

Công suất phụ tải sinh hoạt: 133,7 MW, tương ứng 76,6% Pmax.

2.4. Mang tải đường dây 110kV năm 2024

Mức độ mang tải trung bình các đường dây 110kV là từ 30-80%, chỉ còn có 02 đường dây vận hành đầy tải do thủy điện nhỏ phát cao đặc biệt vào các tháng mùa mưa, cụ thể:

Mã TBA	Tên đường dây	% Mang tải	Lý do
E17.6 (220kV Sơn La)	173 E17.6 Sơn La - 173 A17.45 Sập Việt - NR Xi măng Mai Sơn	Tháng 4 = 58% Tháng 5 = 85,8% Tháng 6 = 99% Tháng 7 = 99,9% Tháng 8 = 99,9% Tháng 9 = 96,8% Tháng 10 = 92,2%	Mang tải cao do truyền tải công suất TĐN. Tổng công suất TĐN đấu nối là 109,1 MW (gồm có 6 TĐN đấu vào lưới 110kV với tổng công suất 81,8 MW, trạm 110kV Mộc Châu có 7 TĐN đấu nối trung áp với tổng công suất 27,3 MW)
E17.6 (220kV Sơn La)	172 trạm 220kV E17.6 Sơn La - 172 A17.52 Mường Hung - Sông Mã	Tháng 8 = 83,1% Tháng 9 = 85,5% Tháng 10 = 82,2%	Mang tải cao do truyền tải công suất TĐN.

2.5. Mang tải MBA 110kV năm 2024

Mang tải các TBA 110kV: Hiện tại Công ty Điện lực Sơn La đang vận hành 13 MBA 110kV tài sản ngành điện, với sự hỗ trợ của 22 nhà máy thủy điện nhỏ (146,6 MW) và 43 nguồn điện mặt trời (40,26MW) đấu nối vào hệ thống nên các MBA 110kV không vận hành quá tải, một số MBA mang tải cao trong thời gian ngắn (từ 18h00’ đến 18h30’) hoặc do thay đổi kết dây, tách thiết bị để sửa chữa, công tác, chỉ có 1 MBA T1 E17.3 Mường La thường xuyên mang tải cao do truyền tải công suất thủy điện nhỏ: cụ thể như sau:

- T2 E17.1 (Mộc Châu): Mang tải 106% do tách T1 CBM thiết bị.

- T1 E17.4 (Thuận Châu): mang tải 105,48% do thủy điện nhỏ đấu nối trung áp dừng phát do bị tắc rác và do A1 dịch chuyển giờ phát, NMTĐ Chiềng Ngàm Thượng tách máy xử lý lọc bùn hòa máy chậm.

- T1 E17.5 (Phù Yên): Mang tải 110,15%, MBA quá tải do ảnh hưởng sau sự cố Đ/d 110 kV Cẩm Khê – Nghĩa Lộ (ngày 24/8), thủy điện nhỏ tách ra khỏi lưới, B17 khép hòa T1& T2 và hòa lưới thủy điện nhỏ để giảm tải ngay khi khôi phục kết dây cơ bản

- T1 E17.1 (Mộc Châu):Mang tải 100% do tải cao.

- T1 E17.2 (Sơn La):Mang tải 88,3% do phụ tải tăng cao.

- T2 E17.2 (Sơn La): Mang tải 83,8% do tải cao.

- T1 E17.3 (Mường La):Mang tải 94,9% do thủy điện nhỏ phát cao.

- T2 E17.3 (Mường La):Mang tải 98,0% do tách T1 để công tác.

- T2 E17.5 (Phù Yên):Mang tải 90,6% do phụ tải tăng cao, thủy điện nhỏ không phát ngày chủ nhật.

-T1 E17.30 (Sông Mã):Mang tải 97,5% do tải cao, thủy điện nhỏ không phát ngày chủ nhật.

2.7. Mang tải lưới điện trung áp năm 2024

Mức độ mang tải trung bình của các đường dây trung áp là từ 30÷75%, không có đường dây nào vận hành đầy tải.

3. DỰ BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI NĂM 2025

3.1.Tình hình phát triển phụ tải lớn trên địa bàn

STT (1)	Tên khách hàng (2)	Công suất dự kiến đăng ký thêm (3)	Thời gian dự kiến vào vận hành (4)	TBA 110kV dự kiến cấp điện (5)	Về đảm bảo cấp điện (6)
1	Không

3.2. Dự báo nhu cầu phụ tải 2025

Căn cứ vào:

- Phụ tải quá khứ, đặc điểm phụ tải quá khứ trong (giai đoạn 2020-2024).

- Dự báo tình hình khôi phục, phát triển kinh tế địa phương năm 2025.

- Căn cứ vào tình hình phát triển phụ tải mới trong năm 2025.

Tháng	Toàn tỉnh (bao gồm TBA 110kV của cả ngành điện và khách hàng)		Ngành điện
	Pmax (MW)	Pmin (MW)	Pmax (MW)	Pmin (MW)
T01	247,5	65,0	241,2	51,0
T02	239,6	50,4	239,1	50,3
T03	229,5	56,1	229,2	55,8
T04	201,5	72,5	190,1	62,7
T05	183,0	67,6	177,6	58,7
T06	175,2	68,3	169,9	60,8
T07	168,6	58,0	168,5	53,7
T08	184,3	56,1	184,0	56,0
T09	200,2	66,3	196,3	60,4
T10	230,4	65,3	227,4	58,4
T11	259,8	65,4	255,6	59,4
T12	272,8	78,4	265,5	64,1

Năm 2025 phụ tải hệ thống điện tỉnh Sơn La dự báo công suất max (Pmax) đạt ~272.8 MW, so với Pmax năm 2024 tăng 8.8% hay ~ 22 MW (Pmax 2024 là 250.7 MW).

4. KẾT DÂY CƠ BẢN NĂM 2025.

4.1. Kết dây tại các trạm 110kV

Stt	TBA	MBA	Kết dây 110kV	Kết dây trung áp
1	E17.1 Mộc Châu	T1- 25MVA T2- 25 MVA	MC 171, 112, 131, 132 đóng MC 172 thường mở MBA T1 cấp điện C31, C32, C41 MBA T2 cấp điện C42	MC 431, 471, 473 đóng. MC 332, 312, 432, 372, 374, 376, 472, 474, 476, 478 đóng MC 412, 332 thường mở.
2	E17.2 Sơn La	T1- 40MVA T2- 40MVA	MC 171, 172, 173, 174, 112 đóng MC 131, 132 đóng MBA T1, T2 vận hành độc lập	MC 331, 431, 371, 373, 471, 473 đóng MC 332, 432, 372, 374, 376, 378, 474, 476, 478 đóng MC 312, 412 thường mở, dự phòng nóng
3	E17.3 Mường La	T1- 40MVA T2- 40MVA	MC 171, 172, 174, 112, 131, 132 đóng MBA T1, T2 vận hành độc lập	MC 331, 332, 631, 371, 375, 377, 379, 381, 383, 385, 376, 378, 312, 671, 673 đóng
4	E17.4 Thuận Châu	T1- 16MVA	MC 171, 172, 173, 131 đóng	MC 331, 371, 373, 375 đóng
5	E17.5 Phù Yên	T1- 16MVA T2- 16MVA	DCL 112-1 đóng MC 131, 132 đóng MBA T1&T2 vận hành song song	MC 331, 312, 371, 373, 375, 471 đóng MC 332, 372 đóng.
6	E17.30 Sông Mã	T1- 25MVA	MC 131 đóng	MC 331, 371, 373, 375 đóng
7	E17.62 Mai Sơn	T1- 40MVA	MC 171, 131 đóng	MC 331, 371, 373, 375, 431, 471, 473 đóng
8	E17.66 Yên Châu	T1- 25MVA	MC 171, 172, 131 đóng	MC 331, 371, 373, 375 đóng
9	E17.67 Sơn La 2	T1- 25MVA	MC 171, 172, 131 đóng	MC 331, 371, 373 đóng

4.2. Kết dây cơ bản lưới trung áp tỉnh Sơn La

a. Trạm 110kV E17.1 (Mộc Châu)

- MBA T1, T2 115/38,5/23 kV - 25/25/25 MVA (MBA T1 cấp điện phụ tải C42. MBA T2 cấp điện phụ tải C31, C32, C41)

- Bao gồm các Đ/d 372, 374, 376 và 472, 474, 476, 478, 471, 473 cấp điện cho toàn bộ huyện Mộc Châu, Vân Hồ và một phần tỉnh Hủa Phăn (Lào).

- Có 07 thủy điện nhỏ hòa lưới trung áp là A17.8 Suối Tân (2,5MW), A17.9 Mường Sang (2,4 MW), A17.32 Tà Niết (3,6MW), A17.40 Suối Tân 2 (4MW). A17.47 Sơ Vin 2,8MW, A17.53 Mường Sang 3 6,0 MW. A17.54 Xuân Nha 6,0MW

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.1 Mộc Châu

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	372	5,5	Cấp điện xã Mường Sang, Lóng Sập, Chiềng Khừa, Chiềng Sơn, Xuân Nha	376 E17.1 Mộc Châu
2	374	9,6	Cấp điện Xã Phiêng Luông, Hủa Păng, Tà Lại, Chiềng Khoa, Nà Mường, Tân Hợp, Quy Hướng, Mường Men, Song Khủa, Liên Hòa, Quang Minh, Mường Tè, Suối Bàng	371 E17.5 Phù Yên
3	376	4,7	Cấp điện một phần phụ tải Huyện Mộc Châu (xã Đông Sang, Chiềng Sang,Chiềng Hắc) và toàn bộ phụ tải Huyện Yên Châu	373 E17.66 Yên Châu , 375 E17.62 Mai Sơn
4	472	4,8	Cấp điện Thị trấn Nông trường, Huyện Vân Hồ, Chiềng Yên, Loóng Luông	476, 478 E17.1 Mộc Châu
5	474	6,3	Cấp điện một phần Thị trấn Mộc Châu và một phần TT Nông trường	471, 473 E17.1 Mộc Châu
6	476	6,6	Cấp điện Thị trấn Nông trường, xã Tân Lập, Tân Hợp	472 E17.1 Mộc Châu
7	478	7,8	Cấp điện một phần Thị trấn Mộc Châu và một phần TT Nông trường	471, 472 E17.1 Mộc Châu
8	471	3,5	Cấp điện một phần TT huyện Mộc Châu	478, 474, 473 E17.1 Mộc Châu
9	473	2,5	Cấp điện một phần TT huyện Mộc Châu	471, 474 E17.1 Mộc Châu

b. Trạm 110kV E17.2 (Sơn La)

- MBA T1 - 115/38,5/23 kV - 40/40/40 MVA, MBA T2 - 115/38,5/23 kV - 40/40/40 MVA. (T1, T2 vận hành độc lập).

- MBA T1 cấp điện cho các Đ/d 371, 373 và 471, 473.

- MBA T2 cấp điện cho các Đ/d 374, 376, 378 và 474, 476, 478.

- Phụ tải cấp điện: Toàn bộ Thành phố Sơn La, xã Bản Lầm (H.Thuận Châu).

- Có 01 thủy điện nhỏ hòa lưới trung áp là A17.17 Nậm Chanh với công suất đặt là (2×1,05) MW.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.2 Sơn La

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	7,0	Cấp điện một phần xã Chiềng Ngần, tổ 13 Quyết Thắng, Tổ 1,2 3, 4, 5, 6, Chiềng Lề, bản Cá, Bản Phiêng Mùa, bản Mòn, chiềng xôm, xã Hua La, xã Chiềng An, một phần TT Thành phố	374 E17.2 Sơn La
2	373	10,8	Cấp điện một phần P Chiền Sinh (TP Sơn La), một phần huyện Mai Sơn, xã bản Lầm (Thuận Châu)	375 E17.30 Sông Mã
3	374	1,6	Cấp điện một phần các phường Quyết Tâm, Quyết Thắng, Chiềng Cơi, Tô hiệu, Chiềng An, Chiềng Xôm	371 E17.2 Sơn La , 375 E17.3 Mường La , 371 E17.67 Sơn La 2
4	376	5,2	Cấp điện khu công nghiệp Sơn La (NM Xi măng, gạch tuy nen và một phần phường Chiềng Sinh TP Sơn La).	378 E17.2 Sơn La
5	378	4,7	Cấp điện khu vực P. Chiềng Sinh (TP Sơn La) và xã Chiềng Mung huyện Mai Sơn	373 E17.62 Mai Sơn 373 E17.2 Sơn La
6	471	6,5	Cấp điện một phần P. Chiềng Sinh, Huổi Hin, SVĐ 3/2.	471, 473, 476 TG 2/9, 478 E17.2 Sơn La
7	473	4,2	Cấp điện khu vực Phường Quyết Thắng, Quyết Tâm	473 TG 2/9
8	474	1,5	Cấp điện một phần P. Chiềng Sinh (TP Sơn La).	478 E17.2 Sơn La
9	476	1,3	Cấp điện một phần các Phường Quyết Thắng, Quyết Tâm.	476 TG 2/9
10	478	1,5	Cấp điện cho xã Chiềng Ngần (TP Sơn La).	471, 474 E17.2 Sơn La

c. Trạm 110kV E17.3 (Mường La)

- MBA T1 115/38,5/6,6kV-40/40/40 MVA; MBAT2 - 115/38,5/23 kV - 40/40/40 MVA. (T1, T2 vận hành độc lập).

- Bao gồm các Đ/d 371, 375, 377, 379, 381, 376, 378, 383, 385 & 673 cấp điện cho toàn bộ huyện Mường La, xã Bó Mười (Thuận Châu), xã Chế Tạo (Mù Căng Chải-Yên Bái), xã Pắc Ngà (Bắc Yên).

- Có 06 thủy điện nhỏ hòa lưới trung áp là A17.19 Nậm Khốt (2×5,5) MW, A17.43 Nậm Bú (2×3,6) MW, A17.48 Nậm Trai (2×6) MW, A17.51 Nậm Chiến 3 (2×1,55) MW, A17.61 Ngọc Chiến (2x6) MW, A17.59 Chiềng Muôn (2x6,6) MW với tổng công suất đặt là 57,3 MW.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.3 Mường La

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	1,5	Cấp điện một phần huyện Mường La (xã Chiềng san, Chiềng Muôn, Chiềng Ân, Chiềng Hoa, Chiềng Công). Đấu nối TĐ Chiềng Muôn, TĐ Nậm Chiến 3	375 E17.3 Mường La
2	375	4,2	Cấp điện một phần huyện Mường La (xã Tạ Bú, Mường Chùm, Mường Bú ), xã Bó Mười (Thuận Châu).	373 E17.62 Mai Sơn, 374 E17.2 Sơn La , 371 E17.3 Mường La
3	377	3,6	Cấp điện một phần huyện Mường La (gồm có TT Ít Ong, xã Pi Toong, Mường Chai, Hua Trai, Nậm păm, Chiềng Lao), xã Chế Tạo (H. Mù Cang Chải-Yên Bái).	379, 381 E17.3 Mường La
4	379	1,8	Cấp điện tự dùng thủy điện Huội quảng, một phần huyện Mường La (xã Pi Toong, Mường Chai, Ngọc Chiến),	377 E17.3 Mường La 376 E29.2 Than Uyên
5	381	1,1	Cấp điện khu vực hạ lưu thủy điện Huội quảng, 1 phẫn xã Chiềng Lao	377 E17.3 Mường La 376 E29.2 Than Uyên
6	376	5,5	Đấu nối thủy điện Nậm Khốt	376 E17.3 Mường La
7	378	5,5	Đấu nối thủy điện Nậm Khốt	378 E17.3 Mường La
8	383	6	Đấu nối thủy điện Ngọc Chiến	383 E17.3 Mường La
9	385	6	Đấu nối thủy điện Ngọc Chiến	385 E17.3 Mường La
10	673	0,2	Cấp điện nhà điều hành Ban quản lý dự án thủy điện Sơn La, nguồn TD dự phòng TĐSL

d. Trạm 110kV E17.4 (Thuận Châu)

- MBA T1 E17.4: 115/38,5/23 kV -16/16/16 MVA.

- Bao gồm các Đ/d 371, 373, 375 cấp điện cho toàn bộ huyện Thuận Châu, Quỳnh Nhai, xã Nậm Giôn (Mường La).

- Có 02 Thủy điện nhỏ đấu vào lưới trung áp là TĐ Chiềng Ngàm Thượng (11MW), Chiềng Ngàm (2,0MW).

Ghi chú: Căn cứ tình hình phụ tải huy động các NMTĐ A17.26, TĐ Chiềng Ngàm hòa lưới, tránh quá tải MBA T1 E17.4 Thuận Châu.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.4 Thuận Châu

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	2,0	Cấp điện một phần huyện Thuận Châu (xã Chiềng Ly, Chiềng Bôm, Co Mạ, Pá Lông, Co Tòng, Long Hẹ, É Tòng, Mường Bám)	373 E17.30 Sông Mã 375 E17.4 Thuận Châu
2	373	6,4	Cấp điện một phần H.Thuận Châu (xã Phỏng Lăng, Chiềng Pha, Phỏng Lái, Phỏng Lập, Mường É, Chiềng Sơ), Trung tâm huyện Quỳnh Nhai	371, 375 E17.4 Thuận Châu
3	375	9,5	Cấp điện: Một phần huyện Thuận Châu (TT Thuận Châu, xã Bon Phặng, Muổi Nọi, Tong Cọ, Thôn Mòn, Nậm lầu, Tông Lệnh, Chiềng Pấc, Noong lay, Chiềng La, Chiềng Ngàm, Liệp Tè). Một phần huyện Quỳnh Nhai (xã Chiềng Khoang, Nậm Ét, Mường Sại, Chiềng Ơn, Mường Giôn, Mường Khiêng, Chiềng Khay, Cà Nàng), xã Nậm giôn – (H.Mường La)	371, 373 E17.4 Thuận Châu 374 E17.2 Sơn La

e. Trạm 110kV E17.5 (Phù Yên)

- MBA T1, T2 E17.5: 115/38,5/23 kV –2x16/16/16 MVA (T1, T2 vận hành song song).

- Bao gồm các Đ/d 471, 371, 373, 375 cấp điện cho huyện Phù Yên, Bắc Yên

- Có 02 Thủy điện nhỏ đấu vào lưới trung áp là TĐ Suối Sập 2 (14,4MW), Suối Sập 3 (14MW).

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.5 Phù Yên

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	4,8	Cấp điện một phần huyện Phù Yên (một phần các xã Gia phù, Tường Thượng, xã Tường Hạ, Tường Tiến, Tường Phong, Tân Phong, Nam Phong, Bắc phong, Đá Đỏ, Kim Bon), một phần huyện Bắc Yên (xã Chiềng Sại, Phiêng Côn, một phần xã Song Pe	374 E17.1 Mộc Châu, 375 E17.5 Phù Yên 375 E17.66 Yên Châu
2	373	8,4	Cấp điện một phần huyện Phù Yên (một phần xã Gia phù, Suối Pau, Suối Tọ, Sập Xa), toàn bộ huyện Bắc Yên.	372 E17.5 Phù Yên. 373 E17.2 Sơn La.
3	375	8,9	Cấp điện một phần TT huyện Phù Yên, TG Huy Hạ, các xã Tường Phù, Huy Tường, Huy Hạ, Huy Bắc, Huy Thượng, Quang Huy, Suối Tọ, Mường Thải, Mường Cơi, Mường Lang, Tân Lang, Mường Do, Mường Bang	371 E17.5 Phù Yên.
4	471	4,8	Cấp điện cho phụ tải trung tâm thị trấn Phù Yên
5	372	14,4	Đấu nối thủy điện Suối Sập 2	373 E17.5 Phù Yên.

f. Trạm 110kV E17.30 (Sông Mã)

- MBA T1 E17.30: 115/38.5/6.6 kV –25/25/25 MVA.

- Bao gồm các Đ/d 371, 373, 375 cấp điện cho huyện Sông Mã, Sốp Cộp.

- Có 04 Thủy điện nhỏ đấu vào lưới trung áp là TĐ Nậm Công 3 (8MW), Keo Bắc (1,8MW), Nậm Công 5 (4 MW), Nậm Công 3A (4,5 MW),

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.30 Sông Mã

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	6,3	Cấp điện cho toàn bộ huyện Sốp Cộp	373 E17.30 Sông Mã
2	373	11,8	Cấp điện một phần huyện Sông Mã (bao gồm TT Huyện Sông Mã, Yên Hưng, Mường Lầm, Chiềng Phùng, Chiềng Sơ, Nà Nghịu, Nậm Mằn, Đứa Mòn, Chiềng En, Pú Pẩu, Nậm Ty)	371, 375 E17.30 Sông Mã
3	375	9,5	Cấp điện cho một phần huyện Sông Mã (bao gồm xã Chiềng Khương, Chiềng Khoong, Chiềng Cang, Mường Hung, Mường Cai, Mường Sai).	373 E17.30 Sông Mã 373 E17.2 Sơn La

g. Trạm 110kV E17.62 (Mai Sơn)

- MBA T1 E17.62: 115/38,5/23 kV–40/40/40 MVA.

- Bao gồm các Đ/d 371, 373, 375, 471, 473 cấp điện cho huyện Mai Sơn.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.62 Mai Sơn

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	2,2	Cấp điện cho Chiềng sung, Chiềng Chăn	375 E17.3 Mường La 373, 375 E17.62 Mai Sơn
2	373	5,8	Cấp điện cho Mường Bon, Mường Bằng, TT Hát Lót.	373 , 376 378 E17.2 Sơn La 371 E17.62 Mai Sơn 375 E17.62 Mai Sơn
3	375	12,5	Cấp điện cho Nà Bó, Tà Hộc, TT Hát Lót, Cò Nòi, huyện Yên Châu	371 E17.66 Yên Châu 371, 373 E17.62 Mai Sơn
4	471	1,7	Cấp điện cho trung tâm thị trấn Hát Lót	473 E17.62 Mai Sơn, 471 TG MS
5	473	1,2	Cấp điện cho trung tâm thị trấn Hát Lót	471 E17.62 Mai Sơn, 471 TG MS

g. Trạm 110kV E17.66 (Yên Châu)

- MBA T1 E17.66: 115/38,5/23 kV–25/25/12 MVA.

- Bao gồm các Đ/d 371, 373, 375 cấp điện cho huyện Yên Châu.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.66 Yên Châu

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	6,9	Cấp điện cho trung tâm huyện Yên Châu; các xã Chiềng Pằn, Chiềng Đông, Chiềng Sàng, Phiêng Lán, Chiềng Hưng, Chiềng On	375 E17.62 Mai Sơn 373 E17.66 Yên Châu 373 E17.2 Sơn La
2	373	7,0	Cấp điện cho các xã Xập Vạt, Chiềng Hặc, Mường Lựm, Tú Nang, Long Phiêng, Phiêng Khoài	373 E17.66 Yên Châu 376 E17.1 Mộc Châu
3	375	0,6	Cấp điện cho các xã Sập Vạt, xã Phiêng Côn Bắc Yên	371 E17.5 Phù Yên

g. Trạm 110kV E17.67 (Sơn La 2)

- MBA T1 E17.67: 115/38,5/23 kV–25/25/25 MVA.

- Bao gồm các Đ/d 371, 373 cấp điện cho 1 phần Trung tâm Tp Sơn La, Xã Chiềng Cọ, Chiềng Đen, xã Tông Lệnh huyện Thuận Châu.

- Khu vực cấp điện và kết dây dự phòng trạm E17.67 Sơn La 2

Stt	Đ/d	Pmax (MW)	Khu vực cấp điện	Nguồn dự phòng
1	371	9,7	Cấp điện cho 1 phần Trung tâm TP Sơn La	371 E17.67 Sơn La 2 374 E17.2 Sơn La
2	373	5,0	Cấp điện cho các Xã Chiềng Cọ, Chiềng Đen, xã Tông Lệnh huyện Thuận Châu.	373 E17.67 Sơn La 2 375 E17.4 Thuận Châu

h. Trạm TG Mai Sơn

MBA T1: 3200 kVA, 35/22 kV bao gồm Đ/D 471 là nguồn điện dự phòng cho trung tâm thị trấn Hát Lót.

i. Trạm TG 2/9

- MBA T1, T2: 2×6300 kVA, 35/22 kV; Bao gồm Đ/d 471, 473, 476 TG 2/9 cấp điện Tổ 1, 2, 3, 4, 5, 6 Chiềng Lề, Bản Cá, Bản Phiêng Mùa, bản Mòn, Chiềng Xôm, xã Hua La, xã Chiềng An, TT Thành Phố.

k. Trạm TG Vân Hồ:

MBAT2: 3200 kVA, 35/22kV hiện tại đang vận hành đ/d 472 (Pmax=1,9 MW).

4.3. Liên kết đường dây 35kV mạch vòng liên tỉnh

- Lộ 374E17.1 Mộc Châu - 373E19.10 Hòa Bình: DCL 374-7/1 LL 373HB cắt, vị trí có 02 nguồn đến;

- Mạch vòng lộ 381 E17.3 Mường La - 376E29.2 Than Uyên: DCL 381- 7/150 cắt, vị trí có 02 nguồn đến;

- Mạch vòng lộ 375E17.4 Thuận Châu - 371E21.1 Tuần Giáo: DCL 371- 7/15 cắt, vị trí có 02 nguồn đến.

4.4. Liên kết mạch vòng trung áp nội tỉnh

* Trạm E17.1 Mộc Châu

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

+ Đ/d 374 trạm E17.1 Mộc Châu - Đ/d 371 trạm E17.5 Phù Yên, điểm mở vòng tại trạm cắt 371/1 Vạn Yên.

+ Đ/d 376 trạm E17.1 Mộc Châu – Đ/d 373 trạm E17.66 Yên Châu, điểm mở vòng tại DCL 373-7/121 Tà Làng.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 372-376, điểm mở vòng CDPT 376-7/37A/1 Tự Nhiên, CDPT 372- 7/4A/1 Tiểu khu 77.

+ Đ/d 471-473, điểm mở vòng CDPT 471-7/176 TK14.

+ Đ/d 471-478, điểm mở vòng DCL 478-1/2C TK 19/8.

+ Đ/d 471-474, điểm mở vòng CDPT 474-7/42/1 Công Đoàn.

+ Đ/d 473-474, điểm mở vòng CDPT 473-7/119/1 Bản Mòn.

+ Đ/d 474-478, điểm mở vòng TC 478/19A/1 Đội 70.

+ Đ/d 472-476, điểm mở vòng CDPT 472-7/5/1 TK Chè Đen.

+ Đ/d 472-472 TG Vân Hồ, điểm mở vòng CDPT 472-7/59 Suối Lìn.

* Trạm E17.2 Sơn La

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

- Đ/d 371 trạm E17.2 Sơn La – 375 E17.3 Mường La, điểm mở vòng tại trạm cắt 375/108 Mường Bú.

- Đ/d 373 trạm E17.2 Sơn La – 375 trạm E17.30 Sông Mã, điểm mở vòng tại CDPT 375-7/361 Nà Un.

- Đ/d 374 trạm E17.2 Sơn La – 375 trạm E17.4 Thuận Châu, điểm mở vòng tại trạm cắt 375/3 Bản Bai, LBS 374-1/34/54 Bản Bay.

- Đ/d 378 trạm E17.2 Sơn La – Đ/d 373 trạm E17.62 Mai Sơn, điểm mở vòng tại CDPT 373-7/80 TK10.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-374, điểm mở vòng DCL 374-7/14 TG 2/9.

+ Đ/d 373-374, điểm mở vòng LBS 374-7/14/47 Trại Bò.

+ Đ/d 376-378, điểm mở vòng TC 378/1 Chiềng Mung.

+ Đ/d 373-378, các điểm mở vòng: DCL 382-7/10 Trại Bò, TC 382/83/3 Chiềng Mai.

+ Đ/d 471-478, điểm mở vòng TC 471-7/40 Liên Lạc.

+ Đ/d 474-478, các điểm mở vòng: TC 474-7/26 Liên Lạc, TC 474-7/77 Đăng Kiểm.

+ Đ/d 473-476, các điểm mở vòng LBS 473-7/31 Liên Lạc, LBS 473-7/111 Liên Lạc, LBS 473-7/71/34 Bản Nam, LBS 473-7/94/21 Mé Ban.

+ Đ/d 471 E17.2 Sơn La - 471 TG 2/9, điểm mở vòng MC 471 TG 2/9.

+ Đ/d 473-476 E17.2 Sơn La & 473-476 TG 2/9, các điểm mở vòng: LBS 473-7/128 Tổ 2 Quyết Thắng, LBS 476-7/122 Đài TH.

+ Đ/d 473-476- 471TG 2/9, các điểm mở vòng: LBS 473-7/135 Liên Lạc, LBS 473-7/192 Xổ Số, MC 476/181 Hoa Ban.

* Trạm E17.3 Mường La

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

+ Đ/d 375 trạm E17.3 Mường La - Đ/d 371 E17.62 Mai Sơn , điểm mở vòng tại TC 375/129 Bản Pàn; Đ/d 371 E17.2 Sơn La, mở vòng tại TC 375/108 Mường Bú.

+ Đ/d 381 trạm E17.3 Mường La – Đ/d 376 E29.2 Than Uyên, điểm mở vòng tại DCL 381-7/150 T10.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-375, điểm mở DCL 375-7/6/1 Bến Xe.

+ Đ/d 377-379, điểm mở vòng DCL 377-7/33/6B Nậm Păm.

+ Đ/d 377-381, điểm mở vòng CDPT 377-7/88 Bản Lứa.

+ Đ/d 379-381, các điểm mở vòng: DCL 312-1 (A17.48 Nậm Trai), CDPT 381-7/101/4 Huổi Quảng.

* Trạm E17.4 Thuận Châu

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

+ Đ/d 371 trạm E17.4 Thuận Châu – Đ/d 373 trạm E17.30 Sông Mã, điểm mở vòng tại DCL 373-7/380 Co Mạ.

+ Đ/d 375 trạm E17.4 Thuận Châu - Đ/d 374 E17.2 Sơn La, điểm mở vòng tại MC 375/3 Bản Bai, LBS 374-1/34/54 Bản Bay.

+ Đ/d 375 trạm E17.4 Thuận Châu - Đ/d 371 E21.1 Tuần Giáo, điểm mở vòng DCL 371-7/15 LL 375 E17.4.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-375, các điểm mở vòng: DCL 375-7/24/1 Bản Pán, LBS 371-7/41A/9 Bản Nhộp.

+ Đ/d 373-375, các điểm mở vòng: DCL 375-7/7/1 Chiềng Ly, LBS 373-7/239 Huổi của.

* Trạm E17.5 Phù Yên

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

+ Đ/d 371 trạm E17.5 Phù Yên - Đ/d 374 trạm E17.1 Mộc Châu, Đ/d 375 trạm E17.66 Yên Châu; các điểm mở vòng MC 371/1 Vạn Yên.

+ Đ/d 373 trạm E17.5 Phù Yên - Đ/d 375 trạm E17.62 Mai Sơn, điểm mở vòng tại DCL 375-7/154/60 Đèo Chẹn.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-375, các điểm mở vòng: CDPT 375-7/61/76 Nong Pùng, MC 375/222 Nà Xe.

+ Đ/d 373-372, điểm mở vòng CDPT 373-7/85/1 Cầu Suối Sập.

* Trạm E17.30 Sông Mã

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

+ Đ/d 373 E17.30 Sông Mã – Đ/d 371 E17.4 Thuận Châu, điểm mở vòng tại DCL 373-7/380 Co Mạ; Đ/d 373 A17.14 Nậm Công 4, điểm mở vòng MC 373 A17.14 Nậm Công 4.

+ Đ/d 375 E17.30 Sông Mã – Đ/d 373 trạm E17.2 Sơn La, điểm mở vòng CDPT 375-7/361 Nà Un.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-373, điểm mở vòng MC 373/1 Bản Nấu.

+ Đ/d 373-375, điểm mở vòng CDPT 373-7/79/3 Quyết Thắng.

* Trạm E17.62 Mai Sơn

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

- Đ/d 371 trạm E17.62 Mai Sơn – Đ/d 375 trạm E17.3 Mường La, điểm mở vòng tại trạm cắt 375/129 Bản Pàn.

- Đ/d 373 trạm E17.62 Mai Sơn – Đ/d 378 trạm E17.2 Sơn La, điểm mở vòng tại CDPT 373-7/80 TK10.

- Đ/d 375 trạm E17.62 Mai Sơn – Đ/d 373 trạm E17.5 Phù Yên, điểm mở vòng tại DCL 375-7/154/60 Đèo Chẹn; Đ/d 371 E17.66 Yên Châu, điểm mở vòng tại LBS 371-7/148 Huổi Phù; Đ/d 373 trạm E17.2 Sơn La mở vòng tại LBS 382-7/123/1 Bản Bít.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-373, điểm mở vòng LBS 371-7/5 Liên Lạc.

+ Đ/d 373-375, điểm mở vòng LBS 373-7/55 Liên Lạc.

* Trạm E17.66 Yên Châu

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác.

- Đ/d 371 trạm E17.66 Yên Châu – Đ/d 376 E17.1 Mộc Châu, điểm mở vòng tại DCL 373-7/121 Tà Làng

- Đ/d 373 trạm E17.66 Yên Châu – Đ/d 375 E17.62 Mai Sơn, điểm mở vòng tại LBS 371-7/148 Huổi Phù.

- Đ/d 375 trạm E17.66 Yên Châu – Đ/d 371 E17.5 Phù Yên, điểm mở vòng tại CDPT 371-7/310 Bãi Sại.

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đ/d 371-373, điểm mở vòng CDPT 373-7/16/1 Thín Khá.

* Trạm E17.67 Sơn La 2

- Liên kết mạch vòng với các trạm 110kV khác:

+ Đường dây 371 trạm E17.67 Sơn La 2 - đường dây 374 trạm E17.2 Sơn La, điểm mở vòng tại LBS 374-7/16 Nà Cạn;

+ Đường dây 373 trạm E17.67 Sơn La 2 - đường dây 375 trạm E17.4 Thuận Châu, điểm mở vòng tại MC 375/3 Bản Bai;

- Liên kết mạch vòng nội bộ trạm:

+ Đường dây 371-373, điểm mở vòng DCL 371-7/7/1 Bản Hìn;

5. KẾ HOẠCH CUNG ỨNG ĐIỆN NĂM 2025 TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC SƠN LA TRONG TRƯỜNG HỢP HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA THIẾU NGUỒN HOẶC VẬN HÀNH TRONG CHẾ ĐỘ CỰC KỲ KHẨN CẤP

5.1 Nguyên tắc chung

Mọi tổ chức, cá nhân sử dụng điện trên địa bàn tỉnh đều phải thực hiện nghiêm Chỉ thị số 20/CT-TTg ngày 08/6/2023 của Thủ tướng Chính phủ về việc tăng cường tiết kiệm điện giai đoạn 2023-2025 và các năm tiếp theo;

- Ưu tiên cấp điện cho khách hàng sử dụng điện quan trọng được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt theo Quy định tại thông tư 22/2020/TT-BCT ngày 09/09/2020 của Bộ Công thương;

- Ưu tiên cấp điện cho các sự kiện chính trị - xã hội quan trọng và các sự kiện, nội dung khác theo chỉ đạo của Ủy ban nhân dân cấp Tỉnh; Chỉ thực hiện tiết giảm các loại phụ tải này trong trường hợp quy mô thiếu nguồn quá lớn vượt quá khả năng điều tiết của Công ty Điện lực Sơn La.

- Kế hoạch được thực hiện đảm bảo luân phiên, công bằng, không tiết giảm điện kéo dài đối với một khu vực hoặc một phụ tải điện, đáp ứng hợp lý nhu cầu điện cho sản xuất kinh doanh và sinh hoạt của nhân dân.

- Kế hoạch này được lập trên một nguyên tắc chung và sẽ được cụ thể hóa trong các kế hoạch điều chỉnh, tiết giảm phụ tải theo kế hoạch vận hành tháng, tuần, ngày của Công ty điện lực Sơn La.

5.2. Phân nhóm thành phần phụ tải

Căn cứ theo đặc điểm, tính chất và nhu cầu sử dụng của các phụ tải trên địa bàn tỉnh, để có kế hoạch cung ứng điện hợp lý cho đối tượng sử dụng điện, thực hiện phân loại thành các nhóm phụ tải như sau:

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025 (MW)	Chiếm tỉ lệ %
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1	7,7%
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung đường dây trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần đường dây cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8	28,1%
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần đường dây cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	10,7%
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần đường dây cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,3%
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất.	2d	21,7	11,8%
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần đường dây cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	37,5%
	Tổng		184,3

5.3. Lập và thực hiện điều hòa phụ tải theo quy định tại Thông tư 23/2017/TT-BCT ngày 16/11/2017 của Bộ Công thương V/v quy định nội dung, trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện (được hợp nhất tại văn bản 20/VBNH-BCT ngày 07/08/2024).

Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện, Công ty Điện lực Sơn La xây dựng chương trình điều hòa phụ tải theo quy định tại Thông tư 23/2017/TT-BCT & văn bản 20/VBNH-BCT ngày 07/08/2024).

Thực hiện các biện pháp để giảm thiểu ảnh hưởng của việc tiết giảm điện tới hoạt động sản xuất và đời sống nhân dân, cụ thể như sau:

- Thực hiện các biện pháp tiết kiệm điện và quản lý nhu cầu phụ tải điện;

- Thoả thuận với khách hàng sử dụng điện có nguồn điện dự phòng tại chỗ để khai thác các nguồn điện này khi xảy ra thiếu điện;

Kế hoạch thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải (DR) 2025 đã được công ty lập và báo cáo Sở Công thương Sơn La theo CV số 2652/PCSL - KD ngày 8/11/2024.

- Thoả thuận với 15 khách hàng công nghiệp - xây dựng về phương thức tiết giảm điện luân phiên khi hệ thống thiếu điện năng hoặc điều chỉnh kế hoạch sản xuất kinh doanh để giảm công suất tiêu thụ điện tại các giờ cao điểm khi hệ thống thiếu công suất; bố trí kế hoạch sản xuất hợp lý, xây dựng và thực hiện các kế hoạch giảm nhu cầu sử dụng điện phù hợp với khả năng cung ứng điện.

- Rà soát hệ thống đo xa, cập nhật các khách hàng trên lên phần mềm DRMS.

- Thực hiện sự kiện trên chương trình DRMS khi có yêu cầu từ cấp trên.

5.4. Lập và thực hiện kế hoạch tiết giảm điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu công suất theo quy định tại Thông tư 34/2011/TT-BCT ngày 07/9/2011 của Bộ Công thương V/v lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện (được hợp nhất tại văn bản 18/VBNH- BCT ngày 07/08/2024)

5.4.1. Lập kế hoạch tiết giảm điện trong trường hợp xảy ra tình trạng thiếu công suất (thiếu hụt ở các mức 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, 50% công suất) năm 2025

Sau khi thực hiện hết các biện pháp điều chỉnh phụ tải, công suất phụ tải toàn tỉnh vẫn có nguy cơ vượt mức phân bổ của Tổng Công ty điện lực miền Bắc, Công ty Điện lực Sơn La sẽ tiết giảm phụ tải theo các kế hoạch được lập dưới đây.

Kế hoạch này xây dựng kế hoạch tiết giảm điện trong trường hợp xảy ra tình trạng thiếu công suất (thiếu hụt ở mức 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, 50% công suất) so với nhu cầu công suất sử dụng của cả tỉnh Sơn La năm 2024.

a - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt đến 5% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Công suất			Thời gian cung cấp điện
			Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	175,1	9,22
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất,	2d	21,7
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	59,9	9,22	Tiết giảm luân phiên, 4 Ngày tiết giảm 1 ngày

b - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 5% đến 10% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Công suất			Thời gian cung cấp điện
			Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	165,9	18,43
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất,	2d	21,7	18,7	3,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	53,7	15,4	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

c - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 10% đến 15% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	156,7	27,65
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	18,7	3,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	44,5	24,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

d - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 15% đến 20% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	147,4	36,86
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	19,4	2,3	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

e - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 20% đến 25% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	138,2	46,08
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	7,2	0,7
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

f - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 25% đến 30% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	129,0	55,29
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	13,8	5,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,0	4,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

g - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 30% đến 35% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	119,8	64,51
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8	46,5	5,3	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	9,9	9,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,0	4,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

h - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 35% đến 40% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	110,6	73,72
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8	37,3	14,5	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	9,9	9,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,0	4,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

j - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 40% đến 45% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	101,4	82,94
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8	28,1	23,7	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	9,9	9,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,0	4,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

k - Các ngày trong năm (mức thiếu hụt trên 45% đến 50% công suất so với nhu cầu sử dụng):

STT	Nội dung	Tên nhóm	Pmax dự kiến hè 2025	Công suất lớn nhất phân bổ	Công suất thiếu hụt	Thời gian cung cấp điện
			(MW)	(MW)	(MW)
	Tổng		184,3	92,2	92,15
1	Phụ tải quan trọng	1	14,1			Không tiết giảm
2	Phụ tải sinh hoạt và các phụ tải sản xuất, kinh doanh dịch vụ được cấp điện chung Đ/d trung áp với phụ tải sinh hoạt	2
2.1	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2a	51,8	25,9	25,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.2	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1	2b	19,7	9,9	9,9	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.3	Phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho khu vực nội thành thành phố Sơn La	2c	7,9	4,0	4,0	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.4	Nhóm các phụ tải sử dụng điện cho mục đích sản xuất	2d	21,7	10,8	10,8	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày
2.5	Nhóm các phụ tải được cấp điện sau các trạm biến áp công cộng ngành điện và sau các trạm biến áp chuyên dùng khách hàng không lẫn vào phần Đ/d cấp điện cho phụ tải nhóm 1 và cấp điện cho: khu vực ngoại thành thành phố Sơn La; khu vực huyện Mộc Châu, Yên Châu, Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu, Quỳnh Nhai, Phù Yên, Bắc Yên, Sông Mã, Sốp Sộp;	2e	69,1	34,6	34,6	Tiết giảm luân phiên, 2 Ngày tiết giảm 1 ngày

5.4.2. Lập và thực hiện kế hoạch tiết giảm công suất tại địa phương cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch tiết giảm công suất tuần W+1.

- Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu công suất, căn cứ căn cứ kế hoạch phân bổ công suất của Tổng công ty điện lực miền Bắc và căn cứ kế hoạch tiết giảm điện trong trường hợp xảy ra tình trạng thiếu công suất (thiếu hụt ở mức tải 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, 50% công suất) năm 2024 đã được Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt. Trước 16h00 ngày thứ sáu tuần W (tuần hiện tại), Công ty Điện lực Sơn La có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch tiết giảm công suất cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch tiết giảm công suất tuần W+1, báo cáo Sở Công Thương để theo dõi và giám sát thực hiện.

5.5. Xây dựng kế hoạch tiết giảm điện khi hệ thống điện quốc gia vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp.

Đây là kế hoạch để Công ty Điện lực Sơn La căn cứ thực hiện trong trường hợp hệ thống điện Quốc gia vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp (được quy định tại Thông tư quy trình xử lý sự cố hệ thống điện Quốc gia), khi có lệnh sa thải phụ tải từ Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia/miền Bắc (A0/A1) với các mức công suất được quy định tại văn bản 2939/EVN-KTSX+KD ngày 01/06/2023 và 2496/EVNNPC-KT ngày 02/06/2023.

Nguyên tắc lập kế hoạch trong trường hợp cực kỳ khẩn cấp:

- Kế hoạch được lập phải chỉ rõ các điểm cắt trong từng mức công suất để thực hiện, và ưu tiên thực hiện từ các thiết bị thao tác xa từ hệ thống SCADA do mức độ khẩn cấp.

- Luân phiên để đảm bảo hạn chế việc sa thải 1 vùng phụ tải trong thời gian dài đối với các trường hợp thường xuyên nhận được lệnh sa thải của A0/A1 hoặc các trường hợp A0/A1 lệnh sa thải với thời gian dài. (chi tiết theo phụ lục 1 gửi kèm)

- Trường hợp thực hiện sa thải phụ tải trong chế độ cực kỳ khẩn cấp diễn ra trong nhiều ngày liên tiếp hoặc kéo dài nhiều giờ trong 1 ngày, kế hoạch sa thải thực hiện theo kịch bản điều tiết cung ứng điện trong trường hợp xảy ra tình trạng thiếu công suất ở mức 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, 50% công suất đã nêu tại mục 5.4.

6. TỔ CHỨC THỰC HIỆN

6.1 Công ty Điện lực Sơn La

- Phổ biến cho các cán bộ nhân viên liên quan trong đơn vị nắm bắt được đầy đủ nội dung kế hoạch và nghiêm túc thực hiện.

- Chỉ huy thao tác (không chậm trễ) khi có lệnh của Trung tâm điều độ Hệ thống Điện miền Bắc, yêu cầu của Tổng công ty Điện lực miền Bắc.

- Thường xuyên theo dõi phụ tải, thực hiện Thông báo cho các Khách hàng sử dụng điện khi thực hiện điều tiết công suất trong trường hợp xảy ra thiếu công suất phải ngừng giảm cung cấp điện theo các kịch bản thiếu hụt 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, 50% so với công suất sử dụng của đơn vị.

- Lên kế hoạch tổ chức làm việc với các khách hàng thuộc nhóm sản xuất công nghiệp thuộc danh sách phải cắt giảm trong các trường hợp phải cắt giảm công suất đề nghị: i) Chuẩn bị kế hoạch sản xuất phù hợp trong năm 2025, tránh sử dụng công suất lớn vào các tháng mùa hè (từ cuối tháng 5 đến hết tháng 8), đặc biệt là các khung giờ cao điểm trưa từ 12h00 phút đến 15h00 phút và khung giờ cao điểm tối từ 21h00 phút đến 23h00 phút hàng ngày).

- Chỉ đạo các Điện lực trực tiếp làm việc với các khách hàng sản xuất có trạm chuyên dùng, khách hàng có công suất sử dụng điện lớn để ký cam kết phối hợp thực hiện tiết giảm công suất, sản lượng điện khi hệ thống thiếu nguồn và phải thực hiện tiết giảm.

- Báo cáo tình hình cung ứng điện trên địa bàn với Sở Công thương, UBND huyện, Thành phố về khả năng phải tiết giảm công suất sử dụng điện trong các tháng mùa hè. Phối hợp với các cơ quan Báo, Đài công tác tuyên truyền tiết kiệm điện, hướng dẫn sử dụng điện an toàn, hiệu quả tiết kiệm.

6.2. Sở Công Thương:

Giám sát việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện theo kế hoạch cung ứng điện năm 2025 trên địa bàn tỉnh Sơn La khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn hoặc vận hành ở chế độ khẩn cấp đã được phê duyệt. Phối hợp với Công ty Điện lực Sơn La trong công tác tuyên truyền, kiểm tra các khách hàng sử dụng điện việc tuân thủ các quy định của pháp luật về sử dụng điện an toàn, tiết kiệm, hiệu quả.