Số lượt xem: 20708
Ban Quản lý dự án các công trình điện Miền Trung mà tiền thân là Ban Quản lý công trình điện, được thành lập theo Quyết định số 842/NL-TCCB ngày 7-7-1988 của Bộ trưởng Bộ Năng lượng trên cơ sở Ban Quản lý nhà máy Nhiệt điện Cầu Đỏ trực thuộc Công ty Điện lực 3 (nay là Tổng công ty Điện lực Miền Trung); Ngày 13-3-1990 Sở Truyền tải Điện 1 được thành lập theo Quyết định số 98-NL/TCCB-LĐ của Bộ trưởng Bộ Năng lượng trên cơ sở Ban Quản lý công trình điện trực thuộc Công ty Điện lực 3, vừa làm chức năng quản lý dự án vừa làm chức năng quản lý vận hành; Ngày 15-10-1991 Ban Quản lý dự án các công trình điện được thành lập theo Quyết định số 532/NL-TCCB của Bộ trưởng Bộ Năng lượng trên cơ sở tách ra từ Sở Truyền tải Điện 1 trực thuộc Công ty Điện lực 3; Ngày 28-6-1995 Ban quản lý dự án các công trình điện Miền Trung được thành lập theo Quyết định số 440/QĐ-ĐVN của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (từ năm 2006 là Tập đoàn Điện lực Việt Nam) trên cơ sở Ban Quản lý dự án các công trình điện trực thuộc Công ty điện lực 3; Ngày 30-6-2008, Ban quản lý dự án các công trình điện Miền Trung được thành lập trực thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) theo Quyết định số 117/QĐ-NPT.
Ban có nhiệm vụ chính là quản lý dự án, tư vấn giám sát kỹ thuật, đền bù giải phóng mặt bằng, đấu thầu xây lắp, đấu thầu vật tư thiết bị, cung cấp, bảo quản, vận chuyển vật tư thiết bị,... cho các công trình lưới điện đến cấp điện áp 500kV trên khu vực Miền Trung, Tây Nguyên và một số tỉnh ở Miền Nam và Miền Bắc.
Những ngày đầu năm đầu thành lập, Ban chỉ quản lý, điều hành một số ít dự án lưới điện 35kV, 110kV và 220kV, đến nay đã được giao quản lý nhiều dự án từ 220 đến 500kV, đã từng bước xây dựng, phát triển theo đà lớn mạnh của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, của ngành Điện lực Việt Nam.
QUÁ TRÌNH XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN
I. Quá trình hình thành và những kết quả đạt được trong công tác quản lý dự án:
Từ chủ trương đổi mới tại Đại hội lần thứ VI của Đảng ta vào năm 1986, kinh tế Việt Nam đã có những bước chuyển biến tích cực. Tốc độ tăng trưởng sản lượng công nghiệp bình quân đạt từ 12% đến 14%, GDP tăng 5,1% vào năm 1990. Nhu cầu tiêu thụ điện năng cũng gia tăng hằng năm với mức bình quân 15%. Khu vực Miền Nam và thành phố Hồ Chí Minh có sự phát triển mạnh về kinh tế nhưng việc phát triển nguồn điện ở khu vực này không đáp ứng kịp nhu cầu tăng trưởng và phải hạn chế phụ tải bằng cách cắt điện luân phiên hoặc đột xuất.
Trong khi đó, tại Miền Bắc, các nhà máy nhiệt điện than Uông Bí, Ninh Bình, Phả Lại, các tổ máy số 3-8 của Nhà máy Thủy điện Hòa Bình lần lượt được đưa vào vận hành, miền Bắc cơ bản đáp ứng đủ và thừa một lượng công suất. Do vậy, Chính phủ đưa ra đến 2 phương án giải quyết: (i) Hoặc bán điện thừa của Miền Bắc cho Trung Quốc; Xây dựng nguồn điện mới tại Miền Nam và Miền Trung; (ii) Hoặc xây dựng hệ thống lưới điện Quốc gia để truyền tải điện năng dư thừa từ miền Bắc vào miền Nam và miền Trung. Khi xét đến nhiều yếu tố kỹ thuật, chính trị, an ninh năng lượng, Chính phủ quyết định chọn phương án: Xây dựng Hệ thống lưới điện truyền tải Quốc gia.
Quá trình hình thành và phát triển của AMT có thể được tóm tắt qua các thời kỳ như sau:
1. Giai đoạn từ 7-1988 đến 13-3-1990 (thuộc Tổng sơ đồ phát triển điện lực giai đoạn 2-gọi tắt là TSĐ II): Ban Quản lý công trình điện-Công ty Điện lực 3:
Tháng 6-1986 tại Đà Nẵng, Lãnh đạo Bộ Năng Lượng đã họp khẩn cấp với Lãnh đạo Công ty Điện lực 3, Công ty Xây lắp đường dây & trạm 5 (sau đó hợp nhất với Công ty xây lắp đường dây & trạm 3 thành Công ty xây lắp điện 3 tháng 2-1988) và Ban Quản lý nhà máy nhiệt điện Cầu Đỏ để giao nhiệm vụ đầu tư xây dựng khẩn cấp các công trình trạm biến áp và đường dây tải điện 110-220kV tuyến Vinh – Quảng Ngãi để truyền tải điện từ nhà máy Thủy điện Hòa Bình vào miền Trung. Năm 1987, các công trình trạm biến áp và đường dây tải điện 110-220kV tuyến Vinh-Đồng Hới-Đà Nẵng lần lượt được khởi công xây dựng.
Ngày 7-7-1988, Ban Quản lý công trình điện được thành lập trực thuộc Công ty Điện lực 3 với nhiệm vụ đại diện Công ty Điện lực 3 là chủ đầu tư để quản lý dự án và Công ty Xây lắp điện 3 được chỉ định tổng thầu thi công xây lắp; VTTB được cung cấp chủ yếu thông qua Hiệp định vay nợ Liên Xô-Việt Nam. Giai đoạn này còn được gọi là giai đoạn miền Trung đói điện.
2. Giai đoạn từ 13-3-1990 đến 15-10-1991: Sở Truyền tải điện 1-Công ty Điện lực 3:
Khi hệ thống lưới điện từ Vinh đến Đà Nẵng đang chuẩn bị hoàn thành đóng điện, để đảm bảo điều kiện vận hành lưới điện, ngày 13-3-1990 Sở Truyền tải điện 1 được thành lập trên cơ sở Ban quản lý công trình điện và thuộc Công ty Điện lực 3, vừa làm nhiệm vụ quản lý dự án và quản lý vận hành. Ngày 31-7-1990, điện lưới quốc gia đã vào đến trạm 110kV Xuân Hà, Đà Nẵng.
3. Giai đoạn từ 15-10-1991 đến 28-6-1995 (thuộc TSĐ III): Ban Quản lý dự án các công trình điện-Công ty Điện lực 3:
Cùng với việc xây dựng đường dây 500kV mạch 1 và yêu cầu đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải đồng bộ sau các trạm biến áp 500-220kV, ngày 15-10-1991 Ban Quản lý dự án các công trình điện được thành lập trên cơ sở tách ra từ Sở Truyền tải Điện 1 và thuộc Công ty Điện lực 3.
Từ tháng 12-1991 điện lưới quốc gia vào đến Quảng Ngãi, trạm 110kV Quảng Ngãi chính thức vận hành ngày 26-1-1992.
Kể từ thời điểm này, hệ thống lưới điện Miền Trung bắt đầu có những bước chuyển biến, một sự kiện có ý nghĩa cực kỳ quan trọng đánh đấu một bước phát triển của toàn ngành Điện nói chung và hệ thống lưới điện Quốc gia nói riêng.
Giai đoạn này, việc cung cấp điện năng để phát triển kinh tế-xã hội khu vực miền Trung (chỉ tính ở 12 tỉnh, thành phố từ Quảng Bình đến Khánh Hoà và vùng Tây Nguyên) chủ yếu dựa vào nguồn điện Diezel và một số nhà máy thuỷ điện nhỏ nằm rải rác ở các tỉnh và chuyển tải một lượng điện năng hạn chế từ miền Bắc vào qua hơn 600km ĐZ 110-220kV Vinh-Quảng Ngãi và các trạm với sản lượng khoảng 300 triệu KWh.
4. Giai đoạn từ 1995 đến nay (thuộc TSĐ IV, V, VI, VII):
Ngày 27-5-1994, ĐZ 500kV Bắc Nam được chính thức đưa vào vận hành, sau thời điểm này hệ thống điện Miền Trung được cung cấp chủ yếu từ 2 trạm biến áp 500kV Đà Nẵng, Pleiku và liên hệ với hệ thống điện miền Nam qua ĐZ 110kV Đa Nhim-Cam Ranh với sản lượng khoảng 1.164 triệu kWh và liên tục tăng dần qua từng năm. Cùng với tốc độ phát triển lưới điện truyền tải khu vực Miền Trung và cả nước, đội ngũ CBCNV của Ban qua từng năm đã được bổ sung, đào tạo, tăng cường cả về thể chất và trình độ chuyên môn để đáp ứng nhiệm vụ với quy mô và yêu cầu ngày càng cao của ngành Điện.
a) Giai đoạn từ 28-6-1995 đến 30-6-2008: Ban Quản lý dự án các công trình điện miền Trung - Tổng công ty Điện lực Việt Nam (đến năm 2006 là Tập đoàn điện lực Việt Nam):
Ngày 28-6-1995 Ban quản lý dự án các công trình điện Miền Trung được thành lập trên cơ sở Ban Quản lý dự án các công trình điện và trực thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam.
Đóng góp vào việc hoàn thành TSĐ giai đoạn IV, V, VI, Ban Quản lý dự án các công trình điện miền Trung đã xây dựng đưa vào sử dụng hàng loạt công trình đưa vào vận hành đã mang lại hiệu quả cao, phục vụ kịp thời nhu cầu phát triển kinh tế-xã hội của các địa phương, góp phần quan trọng trong việc tăng cường độ tin cậy và ổn định hệ thống truyền tải điện khu vực Miền Trung và cả nước, đồng thời giải quyết kịp thời tình trạng thiếu điện cho các vùng, miền khi chưa xây dựng hoàn thành các nguồn điện tại khu vực này và là nền tảng để kết nối lưới điện của các nước tiểu vùng và khu vực Đông Nam Á.
+ Tổng số khối lượng đường dây giai đoạn này đã hoàn thành là: 2.922,72 km (trong đó: ĐZ 500kV là: 1.232,76 km; ĐZ 220kV là: 1.178,06 km; ĐZ 110kV là: 512,5 km).
+ Tổng số dung lượng máy biến áp đã hoàn thành là: 1.654,MVA (trong đó: MBA 220kV là: 813MVA; MVA 110kV là: 841 MVA).
b) Giai đoạn từ 30-6-2008 đến nay: Ban Quản lý dự án các công trình điện miền Trung-Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia:
Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập và ngày 1-7-2008 Ban quản lý dự án các công trình điện miền Trung chuyển qua trực thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của Ban AMT.
Thời gian này, Ban tiếp tục thực hiện nhiệm vụ quản lý các dự án đường dây và trạm khu vực miền Trung & Tây nguyên, một số các Tỉnh phía Bắc và phía Nam.
Công trình đầu tiên đóng điện đúng tiến độ để đấu nối NMTĐ A Vương là ĐZ 220kV A Vương I-Hòa Khánh và trạm 220kV Hòa Khánh, đây là dự án đã được Lãnh đạo EVN và EVNNPT đánh giá cao về sự chỉ đạo linh hoạt, quyết liệt của Lãnh đạo Ban AMT, sự đoàn kết gắn bó, sự phối hợp có hiệu quả của AMT, Công ty Truyền tải điện 2 và các đơn vị tham gia dự án, đã vượt qua mọi khó khăn thử thách để hoàn thành nhiệm vụ, là mốc son khởi đầu của Ban AMT khi trực thuộc EVNNPT.
Tiếp theo truyền thống đó, Lãnh đạo Tổng công ty đã giao nhiều công trình trọng điểm, cấp bách và Ban đã hoàn thành đóng điện hàng loạt công trình trong 5 năm thành lập EVNNPT. Đặc biệt, việc đóng điện đúng tiến độ cuối năm 2012 công trình ĐZ 220kV Đắc Nông-Phước Long-Bình Long, công trình cấp bách cấp điện cho Miền Nam và Tp.HCM từ năm 2013; công trình đã được Công đoàn EVN và EVNNPT tổ chức phát động thi đua chào mừng 58 năm ngày truyền thống ngành Điện lực Việt Nam (21/12/1954-21/12/2012); công trình thi công với qui mô lớn (gồm: 128km đường dây 2 mạch phân pha 3 dây, có khả năng truyền tải được 1200MW), thời gian thi công trong khoảng hơn 12 tháng; công trình được sự quan tâm chỉ đạo của Chính phủ, của chính quyền các địa phương, sự chỉ đạo sâu sát của EVN/EVNNPT, sự điều hành quyết liệt của AMT và sự phối hợp đồng bộ, có hiệu quả của các đơn vị tham gia trên công trường đã góp phần vào thành công chung của công trình.
+ Tổng số đường dây giai đoạn này đã hoàn thành là: 2.026,35 km (trong đó: ĐZ 500kV là: 11,28 km; ĐZ 220kV là: 1.934,74 km; ĐZ 110kV là: 80,32 km).
+ Tổng số dung lượng máy biến áp đã hoàn thành là: 3.950 MVA (trong đó: MBA 500kV là: 3.150 MVA; MBA 220kV là: 750 MVA; MVA 110kV là: 50 MVA).
Nhìn lại chặng đường dài thực hiện nhiệm vụ quản lý đầu tư và xây dựng, AMT liên tục hoàn thành và hoàn thành vượt mức kế hoạch với giá trị đầu tư ngày càng tăng và qui mô công trình ngày càng lớn và phức tạp; đặc biệt, trong giai đoạn này, một số công trình chống quá tải, công trình trọng điểm quốc gia và các công trình quan trọng cấp bách đều đã hoàn thành và đưa vào sử dụng.
Hiện nay, Ban AMT đang thực hiện nhiệm vụ quản lý các dự án có qui mô lớn như: ĐZ 500kV Quảng Ninh-Hiệp Hòa để thu gom công suất các nhà máy nhiệt điện khu vực phía Đông Bắc, các dự án lưới đồng bộ các Trung tâm Nhiệt điện: Vũng Áng, Vĩnh Tân,..., đặc biệt là dự án khẩn cấp ĐZ 500kV Pleiku – Mỹ Phước – Cầu Bông để cấp điện cho Miền Nam và Tp.HCM từ sau năm 2013,…, các dự án đang được triển khai đảm bảo mục tiêu tiến độ EVN/EVNNPT giao.
Sản lượng đầu tư được tăng nhanh qua các thời kỳ, trong đó từ năm 2000 đạt trên 1.000 tỷ đồng/năm, đặc biệt năm 2012 đạt mức 3.249 tỷ và kế hoạch 2013 là 4.468 tỷ đồng.
CÁC MỐC SON ĐÓNG ĐIỆN CÁC CÔNG TRÌNH TRỌNG ĐIỂM
1. Hệ thống lưới điện 220, 110kV Vinh- Quảng Ngãi, khởi công 1987, thuộc tổng sơ đồ phát triển điện lực giai đoạn 2 (1986-1990):
a. Lưới điện 110-220kV Vinh-Đà Nẵng:
- Đường dây 220kV Vinh-Đồng Hới đóng điện vận hành tạm với cấp điện áp 110kV và thông qua đường dây 110kV Đồng Hới-Đông Hà-Huế, trạm 110kV Đông Hà vào đến trạm 110kV Xuân Hà-Đà Nẵng đúng 17g30 ngày 31-7-1990. Buớc đầu đã xóa tình trạng đói điện của thành phố Đà Nẵng. Vào thời khắc này, người dân phấn khởi lần đầu tiên đón nhận ánh sáng từ điện lưới Quốc gia.
- Trạm 220kV Đồng Hới: đóng xung kích máy biến áp AT2 - 63MVA ngày 24-9-1991.
- Trạm 110kV Huế: đóng điện tháng 27-12-1990.
b. Đường dây 110kV Đà Nẵng-Quảng Ngãi và trạm 110kV Quảng Ngãi: Hoàn thành đưa điện lưới về đến Quảng Ngãi tháng 12/1991 và trạm 110kV Quảng Ngãi chính thức vận hành ngày 26-1-1992.
Các công trình được xây dựng nhằm chuyển tải một lượng điện năng từ nhà máy thủy điện Hòa Bình và các nhà máy khác ở Miền Bắc vào các tỉnh Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên-Huế, Quảng Nam-Đà Nẵng và Quảng Ngãi, vượt qua hơn 600km và cung cấp với sản lượng khoảng 300 triệu KWh. Việc cung cấp điện có sự chuyển biến về chất, tạo cơ hội mở mang hệ thống lưới điện phục vụ sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa cho các tỉnh phía Bắc miền Trung, có ý nghĩa hết sức quan trọng làm cơ sở để đẩy mạnh phát triển lưới điện miền Trung và Tây nguyên. Tuy nhiên, do chuyển tải quá trên đường dây quá dài nên chất lượng điện áp không đảm bảo, nhất là những tháng mùa hè, nắng nóng.
2. Lưới điện 110-220kV khép mạch vòng lưới điện 220kV miền Trung và Tây nguyên nhằm khai thác tối đa hiệu quả của hệ thống truyền tải điện 500kV mạch 1 thuộc tổng sơ đồ phát triển điện lực giai đoạn 3 (1991-1995) và tổng sơ đồ phát triển điện lực giai đoạn 4 (1996-2000):
a. Đường dây 500kV Ya Ly-Pleiku, 2 x 20 km: đóng điện năm 1999 tiếp nhận công suất nhà máy thủy điện Ya Ly.
b. Đường dây 220kV Pleiku-Quy Nhơn đóng điện 1994, đường dây 220kV KrôngBuk-Nha Trang và các trạm 220kV KrôngBuk, Nha Trang đóng điện 1999 và hệ thống đường dây và trạm biến áp 35-110kV trên địa bàn các tỉnh Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên-Huế, Quảng Nam-Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, KonTum, Gia Lai, Đắk Lắk, Đắk Nông, Ninh Thuận, Bình Thuận, Đồng Nai.
3. Thực hiện các dự án trọng điểm thuộc tổng sơ đồ phát triển điện lực 5 (2001-2005) và tổng sơ đồ phát triển điện lực 6 (2006-2010):
- Đường dây 220kV Đa Nhim-Nha Trang dài 114km: Đóng điện 2003 nhằm liên kết lưới truyền tải 220kV khu vực miền Trung và miền Nam;
- Đường dây 220kV Hòa Khánh-Huế dài 82km: Đóng điện 2002 nhằm chống quá tải cho tỉnh Thừa thiên-Huế;
- Đường dây 500KV Pleiku-Phú Lâm: Đóng điện tháng 4/2004, đường dây này đưa vào vận hành đã góp phần quan trọng vào việc chuyển tải công suất qua lại giữa ba miền Bắc - Trung - Nam và tạo sự tin cậy, ổn định vận hành hệ thống điện 500kV của Việt Nam;
- Đường dây 500kV Pleiku-Dốc Sỏi-Đà Nẵng: Đóng điện tháng 11-2004;
- Đường dây 500kV Đà Nẵng-Hà Tĩnh: Đóng điện tháng 5-2005;
Giai đoạn 2005-2007, trên đường dây 500kV từ Pleịku ra Đà Nẵng công suất tải lớn nhất khoảng 1.700-1.800MW, trong đó cung cấp cho các tỉnh Duyên hải miền Trung 700-800MW, còn lại tải ra miền Bắc trên dưới 1000MW; điện năng hằng năm được nhận từ Pleiku khoảng 7,51ỷ kWh, trong đó cung cấp cho khu vực Đà Nẵng, Dung Quất khoảng 4 tỷ kWh, còn lại tải ra Bắc 3,5 tỷ kWh. Như vậy, công suất tải lớn nhất trên đoạn đường dây 500kV Pleiku - Đà Nẵng có giá trị cao vượt quá khả năng tải của ĐZ500kV mạch 1 hiện có, nếu trong trường hợp sự cố đường dây hệ thống mất ổn định rất dễ xảy ra rã lưới; đồng thời khu vực Duyên hải Miền Trung và hệ thống điện Miền Bắc, Miền Nam phải sa thải phụ tải diện rộng, gây tổn thất lớn về kinh tế. Vì vậy, việc đường dây 500kV Pleiku-Dốc Sỏi-Đà Nẵng, Đà Nẵng-Hà Tĩnh tham gia vào hệ thống ở thời điểm này không những là giải pháp an toàn cho hệ thống điện mà còn giải quyết tình trạng thiếu điện vào năm 2005 cho Hà Nội và các tỉnh phía Bắc.
- Các đường dây 220kV mua điện Trung Quốc qua Hà Giang: Thanh Thủy-Hà Giang-Tuyên Quang; Tuyên Quang-Thái Nguyên và đường dây 110kV kết hợp 220kV Sóc Sơn-Thái Nguyên: đóng điện tháng 4-2007; Đường dây 220kV Tuyên Quang-Bắc Cạn-Thái Nguyên: đóng điện tháng 6-2008.
Năm 2007, Việt Nam ở thời kỳ thiếu điện nghiêm trọng, với sản lượng thiếu hụt lên tới 1 tỷ KWh, công suất thiếu gần 1.000 MW vào giờ cao điểm, trong khi đó các nguồn phát mới không thể đáp ứng kịp nhu cầu tăng trưởng phụ tải. Giải pháp mua điện từ Trung Quốc được cho là hữu hiệu và kịp thời nhất, Ban AMT được giao quản lý 3 công trình đường dây mua điện ở cấp điện áp 220 KV nêu trên qua hướng Hà Giang. Các công trình hoàn thành tháng 4/2007 đã "cứu" điện cho khu vực quanh Thủ đô Hà Nội trong năm 2007 và những năm tiếp theo.
5. Thực hiện xây dựng các dự án đấu nối với các nhà máy thủy điện:
- Đường dây 220kV A Vương I-Hòa Khánh và Mr trạm Hòa Khánh: đóng điện tháng 9/2008, là công trình đầu tiên của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia được đóng điện nhằm đấu nối kịp thời để khai thác công suất của nhà máy thủy điện A Vương;
- Các đường dây đấu nối các NMTĐ Tây nguyên: Các đường dây 220kV rẽ nhánh NMTĐ An Khê: đóng điện tháng 1-2010; Sê San 3-Pleiku: đóng điện tháng 6-2005; Sê San 4- Pleiku đóng điện tháng 7-2009; Sê San 4-Sê San 4A: đóng điện tháng 4-2011; Buôn Kuốp Krông Buk: đóng điện tháng 6-2008; Buôn Kuốp-Buôn Tua Sach: đóng điện tháng 7-2009; Buôn Tausrah-Đăk Nông: đóng điện tháng 9-2010; ĐZ rẽ 2 mạch vào NMTĐ Sêrêpok 3: đóng điện tháng 6-2010; ĐZ đấu nối NMTĐ Sêrêpok 4: đóng điện tháng 4-2009; ĐZ 220kV Buôn Tua Sach-Đk Nông: đóng điện tháng 5-2011.
6. Các ĐZ và trạm biến áp 500kV đấu nối NMTĐ Sơn La: Trạm 500kV Sơn La và ĐZ đấu nối: đóng điện tháng 9-2010, là công trình được gắn biển Công trình chào mừng Đại lễ 1000 năm Thăng Long - Hà Nội và Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XI.
7. Trạm 500kV Hiệp Hòa và các rẽ nhánh: đóng điện tháng 11-2011. Là công trình có quy mô lớn nhất Đông nam Á. Công trình đưa vào vận hành có ý nghĩa vô cùng to lớn để cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế-xã hội và đảm bảo an ninh-quốc phòng của đất nước nói chung, cũng như của Hà Nội và các tỉnh khu vực, nơi được xem là trung tâm thủy điện với tổng công suất đạt khoảng 6.540 MW, gồm các nhà máy thủy điện lớn như Hòa Bình, Sơn La, Lai Châu.
8. Công trình cấp điện khẩn cấp cho miền Nam:
Đường dây 220kV Đắk Nông-Phước Long-Bình Long: đóng điện tháng 12-2012, đây là một trong 9 dự án trọng điểm cấp điện cho miền Nam giai đoạn từ năm cuối 2012 trở đi do Thủ tướng Chính phủ giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), EVNNPT thực hiện, với mục tiêu xây dựng nhằm truyền tải tối đa công suất các nhà máy điện khu vực Tây Nguyên vào hệ thống điện Quốc gia, đáp ứng nhu cầu cấp bách cung cấp điện cho khu vực miền Nam và TP.Hồ Chí Minh ngay từ cuối năm 2012 và những năm tiếp theo; đảm bảo vận hành hệ thống điện trong mọi trường hợp bình thường và khi sự cố; hình thành mối liên kết lưới điện truyền tải 220kV giữa hệ thống điện Tây Nguyên và Miền Nam từ nay đến sau năm 2020.
9. Đường dây 220kV Vũng Áng-Hà Tĩnh: đóng điện tháng 01-2013, mục tiêu thử nghiệm thiết bị nhà máy điện Vũng Áng 1 và sẵn sàng đón nhận điện năng từ nhà máy khi đưa vào vận hành.
19/10/2013