Đang tải... (xem toàn văn)
BỘ CÔNG THƯƠNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC QUỐC GIA THỜI KỲ 2021 2030 TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2045 PHỤ LỤC (Hoàn thiện sau các chỉ đạo của Chính phủ tại Thông báo số 116 TB VPCP ngày 1742022) Hà Nội, tháng 42022 BỘ CÔNG THƯƠNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC QUỐC GIA THỜI KỲ 2021 2030 TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2045 PHỤ LỤC (Hoàn thiện sau các chỉ đạo của Chính phủ tại Thông báo số 116 TB VPCP ngày 1742022) TỔ CHỨC TƯ VẤN LẬP QUY HOẠCH VIỆN NĂNG LƯỢNG CƠ QUAN LẬP QUY HOẠCH Hà Nội, tháng 42022.
BỘ CÔNG THƯƠNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030 TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2045 PHỤ LỤC (Hoàn thiện sau đạo Chính phủ Thơng báo số 116/ TB-VPCP ngày 17/4/2022) Hà Nội, tháng 4/2022 BỘ CÔNG THƯƠNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030 TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2045 PHỤ LỤC (Hồn thiện sau đạo Chính phủ Thơng báo số 116/ TB-VPCP ngày 17/4/2022) TỔ CHỨC TƯ VẤN LẬP QUY HOẠCH VIỆN NĂNG LƯỢNG CƠ QUAN LẬP QUY HOẠCH Hà Nội, tháng 4/2022 BẢN QUYỀN Bản quyền Đề án thuộc Viện Năng lượng Cục Điện lực Năng lượng tái tạo, Bộ Cơng Thương Từng phần hay tồn thông tin Đề án không chép, in ấn, dịch thuật sử dụng cho mục đích khác chưa có đồng ý văn Viện Năng lượng Cục Điện lực Năng lượng tái tạo Ghi rõ nguồn trích dẫn sử dụng lại thông tin Đề án XÁC NHẬN Đề án thực Viện Năng lượng, Bộ Công Thương LIÊN HỆ Cục Điện lực Năng lượng tái tạo Địa chỉ: Số 23, phố Ngơ Quyền, quận Hồn Kiếm, TP Hà Nội , Việt Nam Điện thoại: 024 62786184 Fax: 024 62786185 Website: http://www.erea.gov.vn Viện Năng lượng Địa chỉ: Số 6, phố Tôn Thất Tùng, phường Trung Tự, quận Đống Đa, TP Hà Nội, Việt Nam Tel: 024 38523730 Fax: 024 38529302 Website: http://www.ievn.com.vn GIỚI THIỆU BIÊN CHẾ ĐỀ ÁN Hồ sơ Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2045 biên chế thành tập bao gồm: Tập 1: Thuyết minh chung Gồm có 19 chương, chia thành nội dung sau: (i) Quan điểm, mục tiêu phương pháp luận lập Quy hoạch điện VIII; (ii) Hiện trạng hệ thống điện quốc gia nhu cầu tiêu thụ điện; (iii) Tổng quan tình hình kinh tế - xã hội, yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội giai đoạn tới năm 2045; (iv) Các tiêu chí, thơng số đầu vào để lập Quy hoạch điện VIII; (v) Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện theo vùng, miền toàn quốc; (vi) Tiềm nguồn lượng sơ cấp sử dụng cho phát điện dự báo giá nguồn lượng; (vii) Chương trình phát triển nguồn điện, lưới điện, liên kết lưới điện khu vực, lưới điện nông thôn nhu cầu nhiên liệu sử dụng cho phát điện; (viii) Phân tích vấn đề kỹ thuật hệ thống điện; (ix) Vốn đầu tư, hiệu kinh tế - xã hội chương trình phát triển điện lực quốc gia; (x) Các vấn đề môi trường; (xi) Các chế, sách để thực Quy hoạch điện VIII; (xii) Giải pháp tổ chức thực Quy hoạch điện VIII; (xiii) Kết luận, kiến nghị Tập 2: Phụ lục Trình bày thơng số đầu vào, kết tính tốn dự báo phụ tải; kết tính tốn chương trình phát triển nguồn điện, chương trình phát triển lưới điện; kết tính tốn phân tích kinh tế tài Tập 3: Các vẽ Mô tả địa lý hệ thống điện quốc gia thời kỳ quy hoạch MỤC LỤC PHỤ LỤC CHƯƠNG DỰ BÁO NHU CẦU ĐIỆN PL6.1: Kết dự báo điện thương phẩm toàn quốc theo phân ngành kinh tế 10 PL6.2: Kết dự báo điện thương phẩm công suất cực đại vùng 11 PL6.3: Kết dự báo điện thương phẩm công suất cực đại vùng theo năm 13 PL6.4: Biểu đồ điển hình tồn quốc năm dự báo 16 PL6.5: Biểu đồ điển hình tồn quốc theo tháng năm dự báo 17 PL6.6: Biểu đồ điển hình miền Bắc theo tháng năm dự báo 20 PL6.7: Biểu đồ điển hình miền Trung theo tháng năm dự báo 23 PL6.8: Biểu đồ điển hình miền Nam theo tháng năm dự báo 26 PHỤ LỤC CHƯƠNG NĂNG LƯỢNG SƠ CẤP CHO PHÁT ĐIỆN 29 PL7.1 Các phụ lục tiềm xây dựng nguồn nhiệt điện PL7.1A Tổng hợp thông tin quy mơ vị trí xây dựng nhà máy điện TBKHH sử dụng LNG bổ sung QHĐ ĐC 30 PL7.1B Tổng hợp đánh giá tiềm kỹ thuật xây dựng nhà máy điện TBKHH sử dụng LNG (ngoài dự án bổ sung QHĐ ĐC) 30 PL7.2 Tổng hợp đánh giá tiềm kỹ thuật xây dựng nguồn nhiệt điện than nhập theo vùng 33 PL7.3 Dự báo giá nhiên liệu sơ cấp 36 PL7.4 Các số liệu dự báo loại nguồn giảm phát thải 36 PL7.5 Tính cạnh tranh, hiệu số loại hình sản xuất điện mới: Tích năng, lưu trữ, sinh khối, Hydrogen 37 PL7.6 Các vấn đề môi trường phát triển điện hạt nhân, số thông tin lò hạt nhân cỡ nhỏ (SMR) 38 PHỤ LỤC CHƯƠNG NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO CHO PHÁT ĐIỆN 45 PL8.1: Tiềm kỹ thuật điện lượng mặt trời áp mái 46 PL8.2: Tiềm kỹ thuật điện lượng mặt trời mặt đất 47 PL8.3: Tiềm kỹ thuật điện lượng mặt trời mặt nước 49 PL8.4: Tiềm điện gió bờ theo tỉnh vùng 50 PL8.5: Tiềm điện gió ngồi khơi phân theo tỉnh vùng 52 PL8.6: Tiềm thủy điện nhỏ 53 PL8.7: Tiềm kỹ thuật lượng sinh khối 54 PL8.8: Tiềm kỹ thuật điện rác 57 PL8.9: Tiềm kỹ thuật lượng địa nhiệt 59 PL8.10: Tiềm lý thuyết điện khí sinh học 60 PL8.11: Danh mục dự án điện gió bờ vận hành, phê duyệt bổ sung quy hoạch nghiên cứu đầu tư 61 PL8.12: Danh mục dự án điện gió biển (xa bờ gần bờ) tiềm 83 PL8.13: Danh mục dự án điện mặt trời vận hành, phê duyệt bổ sung quy hoạch nghiên cứu đầu tư 86 PL8.14: Danh mục dự án nguồn điện tiềm nhập từ Lào 107 PL8.15: Danh mục dự án thủy điện tích phát triển Việt Nam 108 PHỤ LỤC CHƯƠNG CHƯƠNG TRÌNH PHÁT TRIỂN NGUỒN ĐIỆN 109 PL9.1 CHI PHÍ PHÁT ĐIỆN QUY DẪN LCOE CỦA CÁC LOẠI HÌNH NGUỒN ĐIỆN XÂY MỚI 111 PL9.2 KẾT QUẢ TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ LỰA CHỌN KỊCH BẢN PHÁT TRIỂN NGUỒN ĐIỆN CỦA CÁC KỊCH BẢN NHÓM A (THÁNG 3/2021) 114 PL 9.2A Phân tích, đánh giá kết tính tốn kịch nhóm kịch chính, lựa chọn kịch sách phát triển nguồn điện 114 PL 9.2B Tính tốn cấu nguồn điện kịch phân tích độ nhạy Xác định quy mô công suất nguồn điện bổ sung để đảm bảo độ tin cậy cho kịch sách lựa chọn năm khơ hạn 131 PL 9.2C Cân cơng suất, điện tồn quốc giai đoạn quy hoạch kịch chọn (các kịch nhóm A) 137 PL 9.2D Tính tốn bổ sung số trường hợp phát triển nguồn điện cho kịch nhóm A 148 PL9.3 KẾT QUẢ TÍNH TỐN CÁC KỊCH BẢN NHĨM B: RÀ SỐT, TÍNH TỐN CHƯƠNG TRÌNH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC THEO U CẦU CỦA CHÍNH PHỦ VÀ BỘ CƠNG THƯƠNG THÁNG 10/2021 158 PL 9.3A Chương trình phát triển điện lực kịch nhóm B 158 PL 9.3B So sánh kịch nhóm A (Tháng 3/2021) kịch nhóm B (Tháng 10/2021) 169 PL9.4 PHỤ LỤC CHO PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH CƠ BẢN (PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH THÁNG 3/2022) 177 PL9.4A Chương trình phát triển điện lực phương án điều hành 177 PL9.4B So sánh Phương án điều hành Phương án điều hành chuyển đổi lượng 182 PL9.5 PHỤ LỤC CHO PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH CHUYỂN ĐỔI NĂNG LƯỢNG (PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH THÁNG 4/2022) 189 PL 9.5A Kết tính tốn kịch chuyển đổi lượng từ mơ hình BALMOREL 189 PL 9.5B Lộ trình chuyển đổi nhiên liệu nhà máy nhiệt điện (trong phương án điều hành chuyển đổi lượng) 190 PL 9.5C: Cân đối công suất theo vùng toàn quốc giai đoạn quy hoạch đến năm 2045 – PA điều hành chuyển đổi lượng 193 PL9.6 DANH MỤC CÁC NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN LNG DỰ KIẾN XEM XÉT XÂY DỰNG THÊM GIAI ĐOẠN 2021 -2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 196 PL9.7 DANH MỤC NHIỆT ĐIỆN THAN DỰ KIẾN XEM XÉT XÂY DỰNG THÊM GIAI ĐOẠN 2021 -2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 197 PL9.8 DANH MỤC NGUỒN ĐIỆN ĐỒNG PHÁT DỰ KIẾN XEM XÉT XÂY DỰNG THÊM GIAI ĐOẠN 2021-2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW)198 PL9.9 DANH MỤC NHIỆT ĐIỆN KHÍ TRONG NƯỚC DỰ KIẾN XÂY DỰNG THÊM GIAI ĐOẠN 2021-2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 198 PL9.10 CÔNG SUẤT NGUỒN ĐIỆN GIÓ VÀ ĐIỆN MẶT TRỜI TĂNG THÊM PHÂN THEO VÙNG GIAI ĐOẠN 2021-2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 199 PL9.11 CƠNG SUẤT NGUỒN ĐIỆN GIĨ NGỒI KHƠI PHÂN THEO VÙNG GIAI ĐOẠN 2021-2045 PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 200 PL9.12 CÔNG SUẤT NGUỒN THỦY ĐIỆN (BAO GỒM THỦY ĐIỆN NHỎ) PHÂN THEO VÙNG – PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 200 PL 9.12A Danh mục nguồn thủy điện vừa lớn dự kiến xem xét xây dựng thêm giai đoạn 2021-2045 phương án điều hành (MW) 201 PL 9.12B Danh mục nguồn thủy điện tích dự kiến xem xét xây dựng thêm giai đoạn 2021-2045 phương án điều hành (MW) 202 PL9.13 CÔNG SUẤT LŨY KẾ CÁC LOẠI HÌNH NGUỒN ĐIỆN KHÁC PHÂN THEO VÙNG - PHƯƠNG ÁN ĐIỀU HÀNH (MW) 203 PHỤ LỤC CHƯƠNG 10 CHƯƠNG TRÌNH PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN 204 PL10.1 Danh mục cơng trình truyền tải ưu tiên đầu tư 205 PL10.1.1 Kịch chuyển đổi lượng, phụ tải sở 205 PL10.1.2 Kịch điều hành chuyển đổi lượng, phụ tải cao 272 PL10.2 Nội dung bổ trợ phần thuyết minh chương 10 341 PL10.2.1 Giới thiệu phần mềm phục vụ phân tích hệ thống điện 341 PL10.2.2 Giới hạn truyền tải vùng đến năm 2030 theo QH PTĐL phê duyệt 341 PL10.2.3 Định hướng phát triển lưới điện truyền tải nội vùng giai đoạn 2031-2045 343 PL10.2.3 Tính tốn phân bố cơng suất chế độ xác lập 389 PHỤ LỤC CHƯƠNG 15 ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ - Xà HỘI 404 PL15.1: Báo cáo thu nhập 405 PL15.2: Nguồn vốn sử dụng vốn 406 PL15.3: Báo cáo lưu chuyển tiền tệ 407 PL15.4: Các tiêu hoạt động 408 PHỤ LỤC CHƯƠNG PL6.1: Kết dự báo điện thương phẩm toàn quốc theo phân ngành kinh tế PL6.2: Kết dự báo điện thương phẩm công suất cực đại vùng PL6.3: Kết dự báo điện thương phẩm công suất cực đại vùng theo năm PL6.4: Biểu đồ điển hình tồn quốc năm dự báo (Đơn vị MW) PL6.5: Biểu đồ điển hình tồn quốc theo tháng năm dự báo (Đơn vị MW) PL6.6: Biểu đồ điển hình Miền Bắc theo tháng năm dự báo (Đơn vị MW) PL6.7: Biểu đồ điển hình Miền Trung theo tháng năm dự báo (Đơn vị MW) PL6.8: Biểu đồ điển hình Miền Nam theo tháng năm dự báo (Đơn vị MW) Phụ lục 6.1 Kịch thấp Ngành kinh tế Công nghiệp - Xây dựng Kết dự báo điện thương phẩm toàn quốc theo phân ngành kinh tế Đơn vị GWh Năm 2025 Năm 2030 Năm 2035 Năm 2040 Năm 2045 179,078 255,057 323,488 374,167 400,726 Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản GWh 9,677 14,491 21,265 30,686 43,972 Thương mại - Dịch vụ GWh 17,297 24,502 31,153 36,199 38,993 Quản lý TDDC GWh 105,646 146,102 180,417 203,570 219,927 Các nhu cầu khác GWh 13,260 18,722 23,746 27,546 29,638 Điện thương phẩm GWh 324,957 458,873 580,070 672,168 733,255 Tổn thất % 6.3 6.0 5.7 5.4 5.0 Tự dùng % 5.1 4.9 4.7 4.5 4.2 Điện sản xuất GWh 366,931 515,028 647,477 745,624 807,779 Pmax MW 57,576 80,843 101,898 117,840 128,396 Đơn vị GWh GWh GWh GWh GWh GWh % % GWh MW Năm 2025 187,096 9,740 18,047 106,337 13,830 335,050 6.3 5.1 378,632 59,389 Năm 2030 279,656 14,819 26,821 149,401 20,485 491,182 6.0 4.9 551,291 86,493 Năm 2035 376,372 22,268 36,181 188,924 27,566 651,310 5.7 4.7 726,996 113,952 Năm 2040 454,821 32,433 43,920 215,157 33,410 779,740 5.4 4.5 864,952 135,596 Năm 2045 519,525 46,410 50,464 232,120 38,347 886,865 5.0 4.2 977,001 153,271 Đơn vị GWh GWh GWh GWh GWh GWh % % GWh MW Năm 2025 196614 9777 18935 106736 14504 346566 6.3 5.1 391338 61357 Năm 2030 310527 15114 29728 152379 22694 530443 6.0 4.9 595356 93343 Năm 2035 441084 23327 42325 197912 32235 736883 5.7 4.7 822513 128791 Năm 2040 570416 35503 54988 235525 41819 938250 5.4 4.5 1040784 162904 Năm 2045 676599 51498 65618 257570 49854 1101139 5.0 4.2 1213053 189917 Kịch sở Ngành kinh tế Công nghiệp - Xây dựng Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản Thương mại - Dịch vụ Quản lý TDDC Các nhu cầu khác Điện thương phẩm Tổn thất Tự dùng Điện sản xuất Pmax Kịch cao Ngành kinh tế Công nghiệp - Xây dựng Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản Thương mại - Dịch vụ Quản lý TDDC Các nhu cầu khác Điện thương phẩm Tổn thất Tự dùng Điện sản xuất Pmax 10 16205 NAMDINH220 - 220.00 16501 NDNAMDINH1 500.00* 691.1 900.0 76.8 Chế độ cao điểm tối, ĐMT không phát: Các phần tử mang tải 75% bao gồm: RATING SET B RATING SET C BUS# X NAME X BASKV AREA BUS# X NAME X BASKV 16205 NAMDINH220 220.00 16501 NDNAMDINH1 500.00* 16205 NAMDINH220 220.00 16501 NDNAMDINH1 500.00* AREA CKT LOADING 1 692.9 692.9 RATING PERCENT 900.0 77.0 900.0 77.0 Hầu hết phần tử lưới truyền tải khu vực đảm bảo vận hành điều kiện làm việc bình thường (N-0) cố (N-1), có TBA 500 kV Nam Định bị tải nhẹ cố N-1 (5%) Khu vực Bắc Trung Bộ: Giai đoạn đến năm 2035, khu vực Bắc Trung Bộ xuất nguồn điện TBK Nghi Sơn, cấp điện cho phụ tải địa phương Hầu hết đường dây TBA đảm bảo vận hành chế độ N-0 cố N-1 Một số TBA đường dây đáng ý bao gồm: BUS# 36210 36210 36210 38201 X NAME X BASKV THANHOA220 220.00 THANHOA220 220.00 THANHOA220 220.00 HATINH 220.00 AREA 1 1 BUS# 36502 36502 36502 38205 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING THANHHOA 500.00* 1 458.6 THANHHOA 500.00* 458.6 THANHHOA 500.00* 458.6 FOMOSA 220.00* 1 212.4 RATING PERCENT 600.0 76.4 600.0 76.4 600.0 76.4 262.9 80.8 Ngoại trừ đường dây 220 kV Khe Bố – Đô Lương Bản Vẽ – Tương Dương có khả tải nhẹ cố N-1 chế độ phụ tải cực đại buổi tối mùa mưa, hầu hết phần tử khác hệ thống điện đáp ứng tiêu chí N-1 Chỉ có TBA 500 kV Thanh Hóa bị tải nhẹ cố N-1 (0,4%) 10.2.4.2 Miền Trung • Giai đoạn 2021-2025: Trong giai đoạn này, miền Trung tiếp tục phát triển loạt nguồn điện lớn Vân Phong, TBK Miền Trung, TBK Dung Quất…, với nguồn NLTT điện gió điện mặt trời, nâng tổng quy mô công suất đặt miền Trung lên khoảng 23000 MW Trong đó, phụ tải cực đại khu vực vào khoảng 8000 MW, dẫn đến việc công suất dư thừa phải truyền tải khu vực khác Trong giai đoạn 2021-2025, phần lớn điện dư thừa miền Trung dùng để cấp điện cho miền Nam, xu hướng truyền tải Trung – Bắc bắt đầu tăng dần năm 2024-2025 Nhu cầu truyền tải tăng dẫn đến việc cải thiện hạ tầng lưới điện tương ứng Giai đoạn 2021-2025, xuất ĐZ 500 kV TBK Dung Quất – Krông Búk – Tây Ninh tăng cường khả truyền tải miền Trung Miền Nam Sau đường dây nói vào vận hành, giới hạn truyền tải Tây Nguyên – Đông Nam Bộ tăng lên khoảng 8000 MW Nội miền Trung, phương án kết lưới đề xuất đáp ứng điều kiện vận hành Cụ thể: Khu vực Trung Trung Bộ: Giai đoạn 2021-2025, khu vực Trung Trung Bộ phát triển điện gió Quảng Bình, Quảng Trị, nguồn điện khí TBK Miền Trung TBK Dung Quất khu vực Quảng Nam, Quảng Ngãi tăng cường mua điện từ Lào (điện gió Monsoon, TĐ Nam Emoun ) Hầu hết đường dây TBA vận hành giới hạn cho phép chế độ N-0 cố N-1 Chỉ có số đường dây 220 kV bao gồm Sông Tranh – Tam Kỳ, Phong Điền – Huế, Hòa Khánh – Hải Châu, Xekaman – Đắk Ooc tải nhẹ 5% chế độ cố, cần can thiệp giải pháp điều độ vận hành Khu vực Tây Nguyên: 394 Trong giai đoạn này, công suất Tây Nguyên chủ yếu truyền tải miền Nam Với gia tăng nhanh chóng nguồn NLTT, phương án điều độ vận hành cần có chuyển đổi tương ứng Cụ thể, cần xem xét tận dụng khả điều tiết, thay đổi công suất hệ thống nhà máy thủy điện khu vực Tây Nguyên lân cận để tăng cường khả hấp thụ lượng tái tạo: nguồn NLTT phát cao giảm phát thủy điện ngược lại Do nguồn điện gió điện mặt trời phát triển định hướng gom trạm gom riêng, không đấu nối vào lưới điện khu vực nên hệ thống điện truyền tải đảm bảo vận hành chế độ N-0 Các phần tử mang tải cao chế độ cực đại trưa mùa mưa bao gồm: BUS# X NAME X BASKV AREA BUS# X NAME X BASKV AREA 50201 KRÔNGBÚK 220.00 50225 DGKRÔNGBÚK 220.00* 50204 SREPOK4 220.00* 50211 KRBÚK220 220.00 50207 KRÔNGANA 220.00* 50211 KRBÚK220 220.00 CKT LOADING RATING PERCENT 288.8 360.1 80.2 299.4 360.1 83.1 285.7 360.1 79.3 Hầu hết ĐZ TBA đáp ứng tiêu chí N-1, có số đường dây 220 kV tải nhẹ, 5% TĐ Sê San – Pleiku, TĐ Sesan 3A – Pleiku, Srepok – Krông Búk 500 kV, Srepok – Krông Ana, Krông Ana – Krông Búk 500 kV Các trường hợp tải thay đổi biện pháp điều độ vận hành Khu vực Nam Trung Bộ 1: Giai đoạn 2021-2025, khu vực Nam Trung Bộ đóng điện NĐ Vân Phong góp phần cấp điện cho phụ tải khu vực Ngồi ra, xuất nguồn NLTT làm cho khu vực dư thừa công suất số chế độ vận hành Để giải phóng cơng suất nguồn NLTT này, đề xuất đẩy sớm TBA 500 kV Bình Định đường dây đấu nối giai đoạn 2021-2025 Lưới điện đề xuất đảm bảo vận hành chế độ N-0 cố N-1, có đường dây 220 kV ĐMT Phù Mỹ – Phù Mỹ bị tải nhẹ (7%) cố N-1, cần giảm phát ĐMT Phù Mỹ • Giai đoạn 2026-2030: Kết cân công suất điện cho thấy, giai đoạn 2026-2030, miền Trung tiếp tục cấp điện cho miền Bắc miền Nam Trong đó, khu vực Trung Trung Bộ có xu hướng cấp điện miền Bắc, Tây Nguyên Nam Trung Bộ chủ yếu cấp điện vào miền Nam Giai đoạn này, cần xem xét điều chỉnh, nâng cấp hệ thống tụ bù dọc đường dây 500 kV truyền tải liên miền để tận dụng hết khả truyền tải lưới điện Sau nâng cấp, giao diện Trung Trung Bộ – Bắc Trung Bộ Tây Nguyên – Đơng Nam Bộ truyền tải tương ứng khoảng 4500 MW 9600 MW Cung đoạn Trung Trung Bộ – Bắc Trung Bộ (Vũng Áng – Quảng Trị – Đà Nẵng Thạnh Mỹ – TC Quảng Trị – Dốc Sỏi) trở thành “nút cổ chai” hệ thống truyền tải 500 kV, mang tải cao chế độ vận hành NLTT phát cao Khu vực Trung Trung Bộ: Lưới điện đề xuất khu vực Trung Trung Bộ đáp ứng điều kiện kỹ thuật chế độ vận hành bình thường N-0, cố N-1 Chỉ có số đường dây 220 kV bao gồm Sông Tranh – Tam Kỳ, Phong Điền – Huế, Xekaman – Đắk Ooc tải nhẹ 5% chế độ cố, cần can thiệp giải pháp điều độ vận hành Khu vực Tây Nguyên: 395 Khu vực Tây Nguyên tiếp tục phát triển nguồn NLTT tăng cường nhập điện Lào, gom trạm gom riêng truyền tải lên cấp 500 kV Lưới điện bổ sung thêm đường dây 500 kV Pleiku – Thạnh Mỹ, tăng cường khả tải Tây Nguyên – Trung Trung Bộ Hệ thống điện khu vực đáp ứng điều kiện kỹ thuật chế độ vận hành bình thường Hầu hết ĐZ TBA đáp ứng tiêu chí N-1, có số đường dây 220 kV tải nhẹ, 5% TĐ Sê San – Pleiku, TĐ Sesan 3A – Pleiku, Srepok – Krông Búk 500 kV, Srepok – Krông Ana, Krông Ana – Krông Búk 500 kV Các trường hợp tải thay đổi biện pháp điều độ vận hành Khu vực Nam Trung Bộ 1: Giai đoạn 2026-2030, khu vực Nam Trung Bộ tiếp tục phát triển nguồn điện gió điện mặt trời Lưới điện đề xuất đảm bảo vận hành chế độ N-0 cố N-1, có đường dây 220 kV ĐMT Phù Mỹ – Phù Mỹ bị tải nhẹ (7%) cố N-1, cần giảm phát ĐMT Phù Mỹ • Giai đoạn 2031-2035: Trong giai đoạn này, với xuất đường dây HVDC Nam Trung Bộ – Hà Nội, mức truyền tải công suất điện hệ thống đường dây 500 kV xoay chiều không thay đổi nhiều Hệ thống điện truyền tải đáp ứng yêu cầu vận hành chế độ N-0 cố N-1 Một số đường dây 220 kV giải phóng cơng suất bị q tải nhẹ cố N-1 tương tự giai đoạn 2026-2030, yêu cầu giảm tải nguồn tương ứng 10.2.4.3 Miền Nam • Giai đoạn 2021-2025: Đến năm 2025, mô vận hành nguồn cho thấy xu hướng truyền tải khu vực có thay đổi rõ rệt so với năm 2020 Công suất lớn truyền tải qua giao diện năm 2025 nằm giới hạn truyền tải lưới điện 500-220 liên kết khu vực Khu vực Nam Trung Bộ 2: Chế độ vận hành nặng nề cho lưới điện khu vực chế độ 12:00 trưa, ngày chủ nhật, ĐG ĐMT phát cao Trong giai đoạn này, công suất nguồn Nam Trung Bộ chủ yếu truyền tải trung tâm phụ tải miền Nam Nhu cầu công suất MAX tải từ Nam Trung Bộ Nam Bộ GW đảm bảo ĐZ 500 kV có ĐZ xây mới, dự kiến vận hành năm 2025 (ĐZ 500 kV Thuận Nam – Chơn Thành, Krông Búk – Tây Ninh 1) Kết tính tốn năm 2025 cho thấy lưới điện 500 kV – 220 kV khu vực đảm bảo vận hành điều kiện làm việc bình thường (N-0) cố (N-1) Mang tải số phần tử điển sau: - TBA 500 kV Thuận Nam (3x900 MVA) mang tải 60% làm việc bình thường 77% cố MBA TBA 500 kV Vĩnh Tân (2x900 MVA) mang tải 58% làm việc bình thường 80% cố MBA 396 - - ĐZ 500 kV Thuận Nam – Chơn Thành, Krông Búk – Tây Ninh 1, Vĩnh Tân – Sông Mây, Vĩnh Tân – Đồng Nai mang tải mức trung bình, đảm bảo vận hành chế độ N-0 N-1 Trục 220 kV từ Vĩnh Tân tới Phan Rí, Phan Thiết mang tải mức trung bình thấp tồn tuyến ĐZ 220 kV Phan Thiết – Hàm Thuận Nam mang tải 48% chế độ N-0 85% cố mạch Khu vực Đông Nam Bộ: Đây trung tâm phụ tải miền Nam với tổng nhu cầu công suất dự báo khoảng 19300 MW vào năm 2025, nguồn chỗ 10000 MW, chủ yếu điện mặt trời Long An, Bình Phước, Đồng Nai Giai đoạn 2021-2025, Đông Nam Bộ nhận công suất truyền tải từ Nam Trung Bộ Tây Nam Bộ Đặc điểm khu vực cấp điện cho phụ tải, chế độ tính tốn cần quan tâm cao điểm ngày cao điểm tối Kết tính toán cụ thể sau: - BUS# 55204 55206 55237 55238 - BUS# 55201 55204 55204 55206 55212 55212 55237 55238 57206 59201 Chế độ cao điểm ngày, ĐMT khu vực phát cao: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm X NAME X BASKV AREA NHABE 220.00* TAODAN 220.00 NHABE2 220.00* PHULAMB2 220.00 BUS# 55502 55237 55502 55501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING NHABE 500.00 724.8 NHABE2 220.00* 426.2 NHABE 500.00 719.3 PHULAM 500.00* 690.9 RATING PERCENT 900.0 80.5 567.4 75.1 900.0 79.9 900.0 76.8 Khi cố MBA 500 kV Nhà Bè hay Phú Lâm khơng làm q tải MBA cịn lại Tuy nhiên, chế độ N-1, đường trục cáp ngầm 220 kV Nhà Bè – Tao Đàn – Tân Cảng – Thủ Thiêm – Cát Lái bị tải tới 30% tuyến Nhà Bè – Tao Đàn, tải 11% tuyến Tao Đàn – Tân Cảng Nguyên nhân phụ tải khu vực cao, đường trục cáp ngầm có tiết diện nhỏ Việc kết nối mạch vòng từ Nhà Bè tới Cát Lái gây nặng tải cho đường dây Để khắc phục tình trạng xem xét vận hành linh hoạt, tách trạm 220 kV Tân Cảng Thủ Thiêm để mở mạch vịng Khi đó, mang tải cao đường trục giảm xuống mức 50% chế độ (N-0) 100% cố N-1 (trên ĐZ 220 kV Nhà Bè – Tao Đàn) Chế độ cao điểm tối, ĐMT không phát: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm X NAME X BASKV AREA PHULAM 220.00 NHABE 220.00* NHABE 220.00* TAODAN 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 NHABE2 220.00* PHULAMB2 220.00 TCT.NINH 220.00 LONGBINH 220.00* BUS# 55501 55206 55502 55237 55503 55503 55502 55501 57501 59223 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING PHULAM 500.00* 714.7 TAODAN 220.00 432.1 NHABE 500.00 788.3 NHABE2 220.00* 450.5 CAUBONG 500.00* 694.0 CAUBONG 500.00* 694.0 NHABE 500.00 784.7 PHULAM 500.00* 819.2 TAYNINH1 500.00* 682.0 LBINHB2 220.00 377.2 RATING PERCENT 900.0 79.4 567.4 76.2 900.0 87.6 567.4 79.4 900.0 77.1 900.0 77.1 900.0 87.2 900.0 91.0 900.0 75.8 441.7 85.4 Do phía 220 kV khu vực TP Hồ Chí Minh phần lớn có dạng mạch vịng, hỗ trợ cấp điện tốt nên cố MBA 500 kV không gây tải lớn lưới Cụ thể, cố MBA 500 kV Phú Lâm, máy cịn lại khơng bị tải (mang tải 100%) Nếu cố MBA 500 kV Nhà Bè, máy lại tải nhẹ khoảng 7%, khắc phục giải pháp 397 điều độ hệ thống điện Với đường trục 220 kV Nhà Bè – Tao Đàn – Tân Cảng – Thủ Thiêm – Cát Lái, vấn đề xảy tương tự chế độ cao điểm ngày Để đảm bảo vận hành đề xuất xem xét tách mạch vòng Tân Cảng – Thủ Thiêm, vừa tránh tải, đồng thời giảm dòng ngắn mạch lưới Khu vực Tây Nam Bộ: Giai đoạn tới năm 2025 có bước phát triển đột biến nguồn NLTT Tây Nam Bộ đặc biệt điện gió, ngồi đáp ứng nhu cầu phụ tải chỗ cấp điện khu vực TP Hồ Chí Minh Việc xuất ĐZ 500 kV Thốt Nốt – Đức Hòa (chuyển đấu nối Cầu Bông) giai đoạn 2021-2025 giảm tải cho mạch kép 500 kV Ơ Mơn – Mỹ Tho, đảm bảo truyền tải lát cắt Tây – Đông Các chế độ vận hành cần quan tâm cao điểm ngày thấp điểm đêm, nguồn khu vực phát cao, ĐMT khơng phát vào tối đêm Kết tính toán cụ thể sau: - BUS# 67201 67201 68202 68202 69201 69201 - BUS# 67201 67201 67201 68202 69201 69201 Chế độ cao điểm ngày: Khi nguồn nhiệt điện phát MAX, nguồn NLTT phát 80% công suất, phần tử lưới truyền tải khu vực mang tải 75%, cao ĐZ 220 kV Ô Môn – ĐG Long Mỹ (ACSR400) mang tải 74% ĐZ Sóc Trăng – Châu Thành, NĐ Cà Mau – Rạch Giá (mạch tiết diện ACSR400) với mức tải 67-69% X NAME X BASKV AREA RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00* OMON 220.00 OMON 220.00 CHTHANH 220.00 CHTHANH 220.00 BUS# 73204 73204 69202 73204 71201 71201 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING NDCAMAU 220.00 212.1 NDCAMAU 220.00 332.8 DGLONGMY1 220.00* 233.1 NDCAMAU 220.00* 203.2 SOCTRANG 220.00* 217.1 SOCTRANG 220.00* 217.1 RATING PERCENT 314.4 67.5 525.8 63.3 314.4 74.2 314.4 64.6 314.4 69.0 314.4 69.0 Khi cố mạch ĐZ 220 kV Sóc Trăng – Châu Thành, mạch cịn lại q tải nhẹ 7%, khắc phục giải pháp điều độ hệ thống điện giảm phát khoảng 45-50 MW nguồn điện khu vực Trường hợp cố N-1 ĐZ 220 kV NĐ Cà Mau – Ơ Mơn, ĐG Long Mỹ – Ơ Mơn hay Ơ Mơn – Rạch Giá không gây tải lưới Chế độ thấp điểm đêm: Đây chế độ cực đoan hệ thống điện miền Tây, tương ứng phụ tải thấp, nguồn truyền thống phát cao, điện gió phát 80% cơng suất, ĐMT không phát Các phần tử mang tải 65% khu vực Tây Nam Bộ năm 2025 bao gồm X NAME X BASKV AREA RACHGIA 220.00 RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00* OMON 220.00* CHTHANH 220.00* CHTHANH 220.00* BUS# 67202 73204 73204 69202 71201 71201 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING KIENBINH 220.00* 238.2 NDCAMAU 220.00 230.9 NDCAMAU 220.00 362.4 DGLONGMY1 220.00 221.5 SOCTRANG 220.00 218.5 SOCTRANG 220.00 218.5 RATING PERCENT 314.4 75.8 314.4 73.4 525.8 68.9 314.4 70.5 314.4 69.5 314.4 69.5 Trường hợp cố N-1 ĐZ 220 kV Sóc Trăng – Châu Thành, mạch cịn lại tải 10%, cần giảm phát 65 MW nguồn điện khu vực Các ĐZ 220 kV NĐ Cà Mau – Rạch Giá, NĐ Cà Mau – Ơ Mơn, NĐ Cà Mau – ĐG Long Mỹ – Ơ Mơn đảm bảo vận hành cố N-1 ĐZ 220 kV Rạch Giá – Kiên Bình dự kiến treo mạch (ACSR-2x330) giai đoạn 2021-2025, cần xem xét cải tạo nâng khả tải mạch tương đương với mạch để tránh tải cố N-1 • Giai đoạn 2026-2030: 398 Đối với kịch nguồn chọn (có gia tăng lớn nguồn NLTT Miền Nam, Miền Trung, Tây Nguyên), xu hướng truyền tải dài hạn định hình rõ nét giai đoạn 2026-2030 Năm 2030, nguồn điện Nam Trung Bộ tải vào Nam Bộ chủ yếu với sản lượng 38 TWh – 7,9 GW Khu vực Nam Trung Bộ 2: Kiểm tra chế độ vận hành nặng nề cho lưới điện khu vực vào 12:00 trưa, ngày chủ nhật, ĐG ĐMT phát cao Kết tính tốn năm 2030 cho thấy lưới điện 500 kV – 220 kV khu vực đảm bảo vận hành điều kiện làm việc bình thường (N-0) Một số phần tử mang tải cao sau: BUS# 47203 47203 52201 52201 52201 54201 X NAME X BASKV AREA CAMRANH 220.00* CAMRANH 220.00* BAOLOC 220.00 BAOLOC 220.00 BAOLOC 220.00* HTHUAN 220.00 BUS# 53202 53202 52205 52205 59211 54202 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING THAPCHAM 220.00 277.2 THAPCHAM 220.00 277.2 TCDILINH 220.00* 263.1 TCDILINH 220.00* 263.1 DINHQUAN 220.00 242.4 PHTHIET 220.00* 262.6 RATING PERCENT 314.4 88.2 314.4 88.2 314.4 83.7 314.4 83.7 314.4 77.1 314.4 83.5 Một số phần tử tải cố N-1 nguồn điện khu vực phát cao như: - - - ĐZ 220 kV Tháp Chàm – Cam Ranh tải 40% cố mạch, cần giảm phát 135 MW nguồn điện khu vực Nguyên nhân khu vực tập trung nhiều nguồn NLTT ĐZ có tiết diện nhỏ (ACSR400) ĐZ 220 kV Bảo Lộc – Di Linh treo thêm mạch từ năm 2018 Tuy nhiên, nguồn khu vực phát cao (đặc biệt nguồn NLTT), đường dây tải 30% cố mạch, cần giảm phát khoảng 90 MW nguồn điện khu vực Về lâu dài cần xem xét cải tạo nâng khả tải cho đường dây ĐZ 220 kV Bảo Lộc – Sông Mây cần treo thêm mạch (ACSR-2x330), đồng thời cải tạo nâng khả tải mạch để đảm bảo vận hành theo tiêu chí N-1 Khu vực Đơng Nam Bộ: Trong giai đoạn 2026-2030, khu vực tiếp tục nhận công suất truyền tải từ Nam Trung Bộ Tây Nam Bộ Kết tính tốn trào lưu công suất sau: - BUS# 55202 55204 55212 55212 55212 55238 56201 56201 56205 56205 57202 57202 58201 58201 59201 60202 Chế độ cao điểm ngày, ĐMT khu vực phát cao: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm X NAME X BASKV AREA HOCMON 220.00 NHABE 220.00* CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 PHULAMB2 220.00 BINHLONG 220.00 BINHLONG 220.00 TCCTHANH 220.00* TCCTHANH 220.00* TAYNINH 220.00 TAYNINH 220.00 BINHHOA 220.00 BINHHOA 220.00 LONGBINH 220.00 PHUMY1 220.00* BUS# 55212 55502 55503 55503 55503 55501 56205 56205 58208 58208 57210 57210 58202 58202 59204 60501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING CAUBONG 220.00* 428.8 NHABE 500.00 708.9 CAUBONG 500.00* 690.6 CAUBONG 500.00* 690.6 CAUBONG 500.00* 3 690.6 PHULAM 500.00* 694.3 TCCTHANH 220.00* 409.6 TCCTHANH 220.00* 409.6 LAIUYEN 220.00 253.7 LAIUYEN 220.00 253.7 MTHODAUTIENG220.00* 430.9 MTHODAUTIENG220.00* 430.9 TDINH22 220.00* 432.0 TDINH22 220.00* 432.0 SMAY220 220.00* 259.7 PHUMY 500.00 358.7 RATING PERCENT 525.8 81.5 900.0 78.8 900.0 76.7 900.0 76.7 900.0 76.7 900.0 77.1 528.1 77.6 528.1 77.6 314.4 80.7 314.4 80.7 525.9 81.9 525.9 81.9 525.8 82.2 525.8 82.2 314.4 82.6 450.0 79.7 Khi cố MBA 500 kV trạm Nhà Bè, Phú Lâm, Cầu Bông không làm tải MBA lại Đường trục 220 kV Nhà Bè – Tao Đàn – Tân Cảng – Thủ Thiêm – Cát Lái xảy tải tuyến Nhà Bè – Tao 399 - BUS# 55201 55204 55206 55225 55225 55238 60202 Đàn – Tân Cảng cố N-1 Để đảm bảo vận hành đề xuất xem xét tách mạch vòng Tân Cảng – Thủ Thiêm, vừa tránh tải, đồng thời giảm dòng ngắn mạch lưới Đề xuất cải tạo nâng khả tải ĐZ 220 kV Tân Định – Bình Hịa giai đoạn 2026-2030 để đảm bảo tiêu chí N-1 Một số ĐZ 220 kV giải tỏa ĐMT khu vực Tây Ninh, Bình Phước mang tải cao Bình Long – Chơn Thành, ĐMT Dầu Tiếng – Tây Ninh Chế độ cao điểm tối, ĐMT không phát: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm X NAME X BASKV AREA PHULAM 220.00 NHABE 220.00 TAODAN 220.00* DAMSEN 220.00* DAMSEN 220.00* PHULAMB2 220.00 PHUMY1 220.00* BUS# 55501 55502 55237 55238 55238 55501 60501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING PHULAM 500.00* 736.3 NHABE 500.00* 770.9 NHABE2 220.00 277.5 PHULAMB2 220.00 435.7 PHULAMB2 220.00 435.7 PHULAM 500.00* 800.5 PHUMY 500.00 384.2 RATING PERCENT 900.0 81.8 900.0 85.7 314.4 88.3 567.4 76.8 567.4 76.8 900.0 88.9 450.0 85.4 Khi cố MBA 500 kV Nhà Bè hay Phú Lâm khơng làm q tải MBA cịn lại Đường trục 220 kV Nhà Bè – Tao Đàn – Tân Cảng – Thủ Thiêm – Cát Lái xảy tải tuyến Nhà Bè – Tao Đàn – Tân Cảng cố N-1 Để đảm bảo vận hành đề xuất xem xét tách mạch vòng Tân Cảng – Thủ Thiêm, vừa tránh tải, đồng thời giảm dòng ngắn mạch lưới ĐZ 220 kV Phú Lâm – Đầm Sen – Bà Quẹo – Tân Sơn Nhất sử dụng cáp ngầm XLPE2000 Trường hợp cố mạch 220 kV Phú Lâm – Đầm Sen gây tải tới 40% cho mạch lại chế độ cao điểm tối Để đảm bảo tiêu chí N-1, cần xem xét giải pháp vận hành linh hoạt, tách 220 kV Đầm Sen để mở mạch vòng Đầm Sen – Bà Quẹo, giảm gánh nặng truyền tải ĐZ Phú Lâm – Đầm Sen Về lâu dài cần bổ sung thêm đường dây thực chuyển đấu nối khu vực (xem giai đoạn 2031-2035) Khu vực Tây Nam Bộ: Kết tính tốn trào lưu cơng suất GĐ 2026-2030 sau: BUS# 61211 61211 63202 63202 67201 67201 67201 67203 Chế độ cao điểm ngày: Các phần tử mang tải cao điều kiện N-0 sau X NAME X BASKV AREA DUCHOA22 220.00 DUCHOA22 220.00 LONGXUYEN 220.00* LONGXUYEN 220.00* RACHGIA 220.00 RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00* ANBIEN 220.00* BUS# 61503 61503 68203 68203 67202 73204 73204 73204 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING DUCHOA 500.00* 693.8 DUCHOA 500.00* 693.8 THOTNOT 220.00 461.4 THOTNOT 220.00 461.4 KIENBINH 220.00* 263.5 NDCAMAU 220.00 236.6 NDCAMAU 220.00 371.3 NDCAMAU 220.00 402.4 RATING PERCENT 900.0 77.1 900.0 77.1 528.1 87.4 528.1 87.4 314.4 83.8 314.4 75.3 525.8 70.6 525.8 76.5 Khi TTĐL Sông Hậu ĐG Trà Vinh huy động cao, TBA 500 kV Đức Hòa mang tải 77% điều kiện N-0 tải nhẹ 4% cố MBA ĐZ 220 kV Thốt Nốt – Long Xuyên (ACC421) mang tải tới 87% điều kiện làm việc bình thường tải 40% cố mạch Nguyên nhân truyền tải cao theo chiều Thốt Nốt – Long Xuyên – Châu Thành, ĐZ có tiết diện nhỏ Giải pháp tránh tải cho ĐZ xem xét vận hành linh hoạt, tách mở vòng Long Xuyên – Châu Thành (tách 220 kV Long Xuyên) Sau thực giải pháp, ĐZ 220 kV khu vực khơng cịn q tải cố N-1 Các ĐZ 220 kV NĐ Cà Mau – Rạch Giá, NĐ Cà Mau – Ơ Mơn NĐ Cà Mau – ĐG Long Mỹ không bị tải cố N-1 Như phân tích giai đoạn 2021-2025, ĐZ 220 kV Rạch Giá – Kiên Bình cần cải tạo nâng khả tải mạch 1, đồng với treo mạch giai đoạn tới năm 2025 Nếu 400 - BUS# 63202 63202 67201 67201 68202 giữ nguyên tiết diện ACSR795 MCM, mạch mang tải cao N-0 tải cố mạch Chế độ thấp điểm đêm, ĐMT không phát: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Tây Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 70% bao gồm X NAME X BASKV AREA LONGXUYEN 220.00* LONGXUYEN 220.00* RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00* OMON 220.00 BUS# 68203 68203 67202 73204 69202 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING THOTNOT 220.00 417.7 THOTNOT 220.00 417.7 KIENBINH 220.00 244.1 NDCAMAU 220.00 221.9 DGLONGMY1 220.00* 220.9 RATING PERCENT 528.1 79.1 528.1 79.1 314.4 77.7 314.4 70.6 314.4 70.3 ĐZ 220 kV Thốt Nốt – Long Xuyên (ACC421) mang tải tới 79% điều kiện làm việc bình thường tải 27% cố mạch Nguyên nhân truyền tải cao theo chiều Thốt Nốt – Long Xuyên – Châu Thành, ĐZ có tiết diện nhỏ Giải pháp tránh tải cho ĐZ xem xét vận hành linh hoạt, tách mở vòng Long Xuyên – Châu Thành (tách 220 kV Long Xuyên) Nhìn chung, chế độ thấp điểm đêm, mang tải phần tử 500 kV – 220 kV thấp so với chế độ cao điểm ngày Điểm cần lưu ý ĐZ 220 kV Rạch Giá – Kiên Bình tương tự chế độ • Giai đoạn 2031-2035: Xu hướng truyền tải liên khu vực giai đoạn 2031-2035 tương tự năm 2030, với quy mô lớn Với gia tăng điện gió ngồi khơi Nam Trung Bộ lên đến GW, điện từ khu vực tải vào Nam Bộ với sản lượng 64 TWh Hệ thống truyền tải với 06 ĐZ mạch kép 500 kV (Vĩnh Tân – Đồng Nai 2, Vĩnh Tân – Sông Mây, Thuận Nam – Chơn Thành, TBK Sơn Mỹ – Bắc Châu Đức, TBK Cà Ná – Bình Dương 1, ĐGNK Thăng Long – Long Thành) đảm bảo truyền tải giao diện Nam Trung Bộ – Nam Bộ Khu vực Nam Trung Bộ 2: Kiểm tra chế độ vận hành nặng nề cho lưới điện khu vực vào 12:00 trưa, ngày chủ nhật, ĐG ĐMT phát cao Kết tính tốn năm 2030 cho thấy lưới điện 500 kV – 220 kV khu vực đảm bảo vận hành điều kiện làm việc bình thường (N-0) Một số phần tử mang tải cao sau: BUS# 47201 47203 47203 52201 52201 52201 52201 53211 53211 53211 54208 54208 X NAME X BASKV AREA NHATRANG 220.00 CAMRANH 220.00* CAMRANH 220.00* BAOLOC 220.00 BAOLOC 220.00 BAOLOC 220.00* BAOLOC 220.00* THUANNAM-2 220.00* THUANNAM-2 220.00* THUANNAM-2 220.00* VINHTAN220 220.00* VINHTAN220 220.00* BUS# 53225 53202 53202 52205 52205 59211 59211 53501 53501 53501 54501 54501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING MTTHIENTAN 220.00* 220.9 THAPCHAM 220.00 232.5 THAPCHAM 220.00 232.5 TCDILINH 220.00* 351.0 TCDILINH 220.00* 351.0 DINHQUAN 220.00 277.9 DINHQUAN 220.00 381.0 THUANNAM 500.00 715.7 THUANNAM 500.00 715.7 THUANNAM 500.00 3 715.7 VINHTAN500 500.00 3 662.5 VINHTAN500 500.00 662.5 RATING PERCENT 314.4 70.3 314.4 74.0 314.4 74.0 314.4 111.6 314.4 111.6 314.4 88.4 525.8 72.5 900.0 79.5 900.0 79.5 900.0 79.5 900.0 73.6 900.0 73.6 Một số nhận xét với lưới điện khu vực cố N-1 sau: - Các TBA 500 kV Thuận Nam, Vĩnh Tân vận hành đầy tải (tương ứng 98% 96%) cố MBA ĐZ 220 kV Tháp Chàm – Cam Ranh mang tải 74% N-0 93% cố mạch 401 - - ĐZ 220 kV Bảo Lộc – Di Linh giữ nguyên tiết diện ACSR400 bị tải 12% điều kiện N-0 nguồn khu vực phát cao Do vậy, giai đoạn cần xem xét cải tạo nâng khả tải cho đường dây Sau cải tạo nâng khả tải thành dây siêu nhiệt (TACSR400) tương đương, ĐZ mang tải khoảng 65% N-0 không bị tải N-1 ĐZ 220 kV Bảo Lộc – Sông Mây cần treo thêm mạch (ACSR-2x330), đồng thời cải tạo nâng khả tải mạch từ giai đoạn 2026-2030 để đảm bảo vận hành theo tiêu chí N-1 Khu vực Đơng Nam Bộ: Kết tính tốn trào lưu công suất sau: Chế độ cao điểm ngày, ĐMT khu vực phát cao: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm BUS# 55201 55204 55237 55212 55212 55212 55234 55234 56201 56201 56205 56205 57206 57206 60201 60202 X NAME X BASKV AREA PHULAM 220.00 NHABE 220.00 NHABE2 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 QUAN9 220.00 QUAN9 220.00 BINHLONG 220.00 BINHLONG 220.00 TCCTHANH 220.00 TCCTHANH 220.00 TNINHTC 220.00 TNINHTC 220.00 ND.BARIA 220.00 PHUMY1 220.00* BUS# 55501 55502 55502 55503 55503 55503 59216 59216 56206 56206 56206 56206 57208 57208 60203 60501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING PHULAM 500.00* 697.2 NHABE 500.00* 722.6 NHABE 500.00* 692.7 CAUBONG 500.00* 741.3 CAUBONG 500.00* 741.3 CAUBONG 500.00* 3 741.3 L.THANH 220.00* 414.7 L.THANH 220.00* 414.7 HONQUAN 220.00* 506.2 HONQUAN 220.00* 506.2 HONQUAN 220.00* 461.2 HONQUAN 220.00* 461.2 TAYNINH3 220.00* 293.9 TAYNINH3 220.00* 293.9 VUNGTAU 220.00* 241.3 PHUMY 500.00 342.2 RATING PERCENT 900.0 77.5 900.0 80.3 900.0 77.0 900.0 82.4 900.0 82.4 900.0 82.4 525.8 78.9 525.8 78.9 528.1 95.8 528.1 95.8 528.1 87.3 528.1 87.3 360.1 81.6 360.1 81.6 314.4 76.8 450.0 76.0 Sự xuất TBA 500 kV Đa Phước giảm tải đáng kể cho trạm 500 kV Phú Lâm Nhà Bè Khi cố MBA 500 kV trạm Nhà Bè, Phú Lâm, Cầu Bông không làm tải MBA lại Đề xuất chuyển đấu nối khu vực trạm Đầm Sen, Bà Quẹo, Tân Sơn Nhất đồng với trạm 500 kV Đa Phước để tránh tải cho đường trục cáp ngầm 220 kV Phú Lâm – Đầm Sen – Bà Quẹo – Tân Sơn Nhất ĐZ 220 kV Tân Định – Bình Hịa sau cải tạo (từ giai đoạn 2026-2030) đảm bảo tiêu chí N-1 Một số ĐZ 220 kV giải tỏa ĐMT khu vực Tây Ninh, Bình Phước mang tải cao Bình Long – Hớn Quản – Chơn Thành, Tây Ninh 500 kV – Tây Ninh 3, cần giảm phát nguồn NLTT khu vực để tránh tải cố N-1 Chế độ cao điểm tối, ĐMT không phát: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Đông Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 75% bao gồm BUS# 55201 55238 55204 55237 55212 55212 55212 60201 60202 60213 60213 X NAME X BASKV AREA PHULAM 220.00 PHULAMB2 220.00 NHABE 220.00 NHABE2 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 CAUBONG 220.00 ND.BARIA 220.00 PHUMY1 220.00* BCHAUDUC220 220.00 BCHAUDUC220 220.00 BUS# 55501 55501 55502 55502 55503 55503 55503 60203 60501 60503 60503 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING PHULAM 500.00* 768.5 PHULAM 500.00* 781.6 NHABE 500.00* 806.7 NHABE 500.00* 784.5 CAUBONG 500.00* 711.0 CAUBONG 500.00* 711.0 CAUBONG 500.00* 3 711.0 VUNGTAU 220.00* 244.2 PHUMY 500.00 390.4 BCHAUDUC 500.00* 685.0 BCHAUDUC 500.00* 685.0 RATING PERCENT 900.0 85.4 900.0 86.8 900.0 89.6 900.0 87.2 900.0 79.0 900.0 79.0 900.0 79.0 314.4 77.7 450.0 86.8 900.0 76.1 900.0 76.1 Nhìn chung phần lớn lưới điện đảm bảo vận hành chế độ N-1 Tuy nhiên, vào cao điểm tối, nhà máy ĐMT ngừng phát, giảm nguồn chỗ đấu 220 kV lưới 402 Đông Nam Bộ, trạm 500 kV có xu hướng mang tải cao Trường hợp cố MBA 500 kV Nhà Bè gây tải nhẹ khoảng 6% cho MBA lại Với tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu, cố MBA 500 kV Bắc Châu Đức, máy lại tải 7% Các ĐZ 220 kV sau xây cải tạo đề xuất khắc phục đáng kể tình trạng tải cố N-1 Khu vực Tây Nam Bộ: Kết tính tốn trào lưu cơng suất sau: Chế độ cao điểm ngày: Các phần tử mang tải cao điều kiện N-0 sau BUS# 61208 61208 61211 61211 67201 67201 67203 69202 X NAME X BASKV AREA CANGIUOC 220.00 CANGIUOC 220.00 DUCHOA22 220.00 DUCHOA22 220.00 RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00* ANBIEN 220.00* DGLONGMY1 220.00 BUS# 61212 61212 61503 61503 73204 73204 73204 69203 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING LONGAN220 220.00* 379.2 LONGAN220 220.00* 379.2 DUCHOA 500.00* 714.7 DUCHOA 500.00* 714.7 NDCAMAU 220.00 219.7 NDCAMAU 220.00 345.0 NDCAMAU 220.00 375.7 VITHANH 220.00* 234.2 RATING PERCENT 528.1 71.8 528.1 71.8 900.0 79.4 900.0 79.4 314.4 69.9 525.8 65.6 525.8 71.5 314.4 74.5 Việc bổ sung trạm 500 kV Đức Hòa giảm tải đáng kể cho TBA 500 kV Đức Hịa Tuy nhiên, TTĐL Sơng Hậu ĐG Trà Vinh huy động cao, TBA 500 kV Đức Hòa bị tải khoảng 7% cố MBA, cần giảm phát khoảng 80 MW nguồn điện khu vực Sông Hậu, Trà Vinh Các ĐZ 220 kV NĐ Cà Mau – Rạch Giá, NĐ Cà Mau – Ơ Mơn NĐ Cà Mau – ĐG Long Mỹ không bị tải cố N-1 Chế độ thấp điểm đêm, ĐMT không phát: Không xảy tải lưới điện 500 kV – 220 kV Tây Nam Bộ chế độ làm việc bình thường Các phần tử mang tải 70% bao gồm BUS# 61208 61208 61211 61211 63205 67201 67201 67201 69202 73209 73209 X NAME X BASKV AREA CANGIUOC 220.00 CANGIUOC 220.00 DUCHOA22 220.00 DUCHOA22 220.00 ANGIANG220 220.00 RACHGIA 220.00* RACHGIA 220.00 RACHGIA 220.00* DGLONGMY1 220.00 CAMAU220 220.00* CAMAU220 220.00* BUS# 61212 61212 61503 61503 67201 67210 73204 73204 69203 73501 73501 X NAME X BASKV AREA CKT LOADING LONGAN220 220.00* 418.4 LONGAN220 220.00* 418.4 DUCHOA 500.00* 687.1 DUCHOA 500.00* 687.1 RACHGIA 220.00* 250.2 VINHQUANG 220.00 350.5 NDCAMAU 220.00* 235.7 NDCAMAU 220.00 369.3 VITHANH 220.00* 244.5 CAMAU500 500.00 689.8 CAMAU500 500.00 689.8 RATING PERCENT 528.1 79.2 528.1 79.2 900.0 76.3 900.0 76.3 314.4 79.6 525.8 66.7 314.4 75.0 525.8 70.2 314.4 77.8 900.0 76.6 900.0 76.6 ĐZ 220 kV Long An 500 kV – Cần Giuộc (TACSR400) mang tải tới 79% điều kiện làm việc bình thường tải 28% cố mạch Nguyên nhân truyền tải cao theo chiều Long An – Cần Giuộc – Nam Hiệp Phước, cấp điện cho TP Hồ Chí Minh Giải pháp tránh tải cho ĐZ chế độ thấp điểm đêm xem xét vận hành linh hoạt, tách mở vòng Cần Giuộc – Nam Hiệp Phước (tách 220 kV Nam Hiệp Phước) Tương tự phân tích cho giai đoạn trước, ĐZ 220 kV Rạch Giá – Kiên Giang cần cải tạo mạch 1, đồng với xây mạch giai đoạn 2021-2025 TBA 500 kV Cà Mau trạm truyền tải điện gió tỉnh Cà Mau, mang tải trạm mức 77%, đáp ứng tiêu chí N-0 giải tỏa nguồn NLTT 403 PHỤ LỤC CHƯƠNG 15 PL 15.1 Báo cáo thu nhập PL 15.2 Nguồn vốn sử dụng vốn PL 15.3 Báo cáo lưu chuyển tiền tệ PL 15.4 Các tiêu hoạt động 404 PHỤ LỤC 15.1: BÁO CÁO THU NHẬP Năm I Doanh thu (tỷ đồng) Sn lng iện nhận (TriÖu kWh) Tổn thất khèi truyền tải (%) Sản lượng điƯn T.tải (TriƯu kWh) PhÝ trun tảI điện bq nm(đ/kWh) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2035 17612 19727 25767 31575 37334 42633 43861 44914 46006 46768 47025 208329 218054 237819 259375 282885 308527 333008 359431 387951 418734 451961 2,15 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,0 2,0 2,0 2,0 203850 213400 232779 253918 276977 302130 326152 352084 380079 410299 442922 86,25 2040 38531 43215 599302 717477 2,0 20212045 2045 2,0 587316 703128 44412 1044942 816048 13371853 2,0 2,0 799727 13102253 92,44 110,69 124,35 134,79 141,11 134,48 127,57 121,04 113,98 106,17 65,60 61,46 55,53 D.thu h.động tµi chÝnh vµ DT khác (tỷ đồng) 30 II Các chi phí qun lý, vËn hµnh, bảo dưỡ 3837 4374 4701 4894 5356 5773 6244 6660 7165 7413 7952 9575 11138 12240 220270 VËt liƯu (tû ®ång) 275 267 290 315 343 373 402 433 467 503 542 716 855 971 16022 Sửa chữa lớn (tỷ đồng) 763 1084 1183 1140 1348 1493 1711 1856 2074 2016 2229 2494 3067 3404 59300 Lương bảo hiểm (tỷ đồng) 2109 2171 2310 2458 2616 2783 2936 3098 3269 3449 3639 4387 4871 5191 99898 Dch v mua (tỷ đồng) 132 161 183 199 216 235 253 272 293 316 340 447 534 606 9981 Chi phÝ tiền kh¸c (tû ®ång) 558 692 735 782 833 889 942 1000 1063 1130 1202 1530 1812 2068 35069 13774 15353 21066 26681 31979 36860 37616 38254 38841 39355 39072 28956 32078 32172 824673 Tổng khấu hao TSCĐ (tỷ đồng) 10986 11912 15310 18826 22348 25870 26844 27766 28686 29606 29839 20110 22011 23597 593476 a KhÊu hao TSC§ cị (tû ®ång) 10187 9169 8150 7131 6112 5094 4075 3056 2037 1019 0 0 56030 b KhÊu hao TSC§ míi (tû ®ång) 799 2743 7160 11695 16236 20777 22769 24710 26649 28588 29839 20110 22011 23597 537446 IV Lợi nhuận sau khÊu hao (tû ®ång) 2788 3441 5756 7855 9631 10990 10772 10488 10155 9749 9233 8846 10067 8575 231197 1677 1780 1603 1427 1309 1203 1183 1036 922 811 706 359 104 21 17489 215 2589 4798 6663 8113 7887 7723 7479 7160 6727 5032 5623 5469 141409 III Li nhun hot ng (tỷ đồng) Trả lÃI vốn vay c khoản vay đà có KH (tỷ đồng) Trả lÃI vay dài hạn (tû ®ång) 143 239 289 292 295 298 301 304 307 310 326 343 479 8004 V Lỵi nhn tríc th TN (tû ®ång) 1111 1302 1324 1340 1366 1379 1405 1428 1450 1471 1489 3128 3996 2606 64295 VI Th TN doanh nghiƯp (tû ®ång) 220 260 265 268 273 276 281 286 290 294 298 626 799 521 12856 220 260 265 268 273 276 281 286 290 294 298 626 799 521 12856 891 1042 1059 1072 1093 1103 1124 1142 1160 1177 1191 2503 3197 2085 51439 Trích qy đầu tư P.Triển (tỷ ®ång) 267 313 318 322 328 331 337 343 348 353 357 751 959 625 15432 TrÝch qũy lợi K.thưởng (tỷ đồng) 483 497 529 563 599 637 672 710 749 790 556 1005 1116 1189 22601 TrÝch quü kh¸c 0,9 0,9 0,9 1,0 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,8 2,0 2,1 41 L.nhuËn ròng chưa p.phối (tỷ đồng) 140 231 211 187 165 133 113 89 62 32 277 745 1120 268 13366 80,95 85,67 103,98 117,93 128,80 135,57 129,26 122,66 116,43 109,65 102,11 59,72 55,29 51,68 74,23 Tr¶ l·I vèn vay hoạt động (tỷ đồng) Thuế TN hành Thuế TN hoÃn lại VII Lợi nhuận ròng (tỷ đồng) VIII Giá thành truyền tảI (/kWh) 405 PH LC 15.2: NGUN VN V S DNG VN Đơn vị: Tû ®ång 2020 2021 2022 2023 2025 2024 2026 2027 2028 2030 2029 2035 2040 2041 2042 2043 2044 20212045 2045 I C¸c nguån vèn 20731 52488 53346 53967 55325 32536 35570 37112 37184 36961 37523 39343 38031 37235 36664 36328 36644 Số dư năm trước 1571 1587 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1735 1824 1917 1936 1955 1975 1995 2015 11572 11879 15665 19167 22675 26623 27246 28168 29066 29970 30467 21667 24062 24721 24750 24735 24506 24486 621527 10986 11912 15310 18826 22348 25870 26844 27766 28686 29606 29839 20110 22011 22462 22752 23034 23315 23597 593476 Vèn tù cã - KhÊu hao - Quỹ đầu tư phát triển lợi nhuận chưa ph©n phèi 36904 1027148 408 544 529 508 493 464 450 431 410 385 634 1496 2079 2280 2001 1704 1193 894 28797 - TiỊn l·I, cỉ tøc, lỵi nhn ®ỵc chia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - Lợi nhuận khác từ h.động kinh doanh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7588 39023 36078 33181 31015 4262 6656 7260 6417 5272 5320 15852 12053 10577 9959 9618 10143 10403 359236 3.Vốn ngân sách cấp Tổng nhu cu vay 4.1 Vốn vay hoạt động 1587 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1735 1753 1842 1936 1955 1975 1995 2015 2035 46849 4.2 Vốn vay đầu tư 6001 37420 34460 31546 29364 2594 4972 5558 4699 3537 3568 14010 10117 8622 7984 7623 8128 8368 312387 4.2.1 Đà cân đối 3033 2213 1092 1827 2653 508 0 0 0 0 0 0 11325 - Vay ngo¹i tƯ 2059 2213 1092 1827 2653 508 0 0 0 0 0 0 10351 973 0 0 0 0 0 0 0 0 973 2969 35208 33368 29720 26711 2086 4972 5558 4699 3537 3568 14010 10117 8622 7984 7623 8128 8368 301063 II Sư dơng nguồn vốn tiền dư 20731 52488 53346 53967 55325 32536 35570 37112 37184 36961 37523 39343 38031 37235 36664 36328 36644 36904 1197145 Tổng đầu tư l·I th.gian XD 13953 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 23893 23893 23893 23893 760936 Trả gốc vốn vay cũ vèn vay ®· cã KH 5191 4947 5254 5159 4875 5236 5222 4769 4646 4003 4100 2487 957 531 485 369 380 311 71493 Tr¶ gèc vèn vay míi 0 161 1770 5415 7627 9588 9749 10135 10565 12131 9347 8938 8374 8774 9046 9342 257984 Tr¶ gèc vèn vay hoạt động 529 1063 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1806 1898 1917 1936 1297 1310 1323 50986 1587 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1735 1753 1842 1936 1955 1975 1995 2015 2035 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - Vay tÝn dơng TM níc 4.2.2 Cha có nguồn vay Tin d lại III Cân b»ng thu chi 406 PHỤ LỤC 15.3: BÁO CÁO LU CHUYN TIN T Đơn vị: Tỷ đồng 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2035 2040 2045 Tæng 20212045 20746 52504 53362 53983 55341 32552 35587 37129 37201 36978 37540 39362 38050 36924 1027612 408 544 529 508 493 464 450 431 410 385 634 1496 2079 894 28797 10986 11912 15310 18826 22348 25870 26844 27766 28686 29606 29839 20110 22011 23597 593476 Vốn vay đầu tư 7588 39023 36078 33181 31015 4262 6656 7260 6417 5272 5320 15852 12053 10403 359236 Vốn vay hoạt động 1587 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1735 1753 1842 1936 2035 46849 19144 50886 51727 52332 53674 30868 33886 35411 35466 35225 35770 37501 36095 34869 980300 Tổng đầu tư lÃI th.gian XD 13953 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 655424 2.Tr¶ gèc vốn vay c khoản vay có KH 5191 4947 5254 5159 4875 5236 5222 4769 4646 4003 4100 2487 957 311 76109 3.Trả gốc vốn vay đầu tư 0 161 1770 5415 7627 9588 9749 10135 10565 12131 9347 9342 207956 4.Tr¶ gèc vèn vay hoạt động 529 1063 1603 1619 1635 1651 1668 1684 1701 1718 1806 1898 1323 40811 III Cân đối thu - chi 1602 1618 1635 1651 1667 1684 1701 1718 1735 1753 1770 1860 1955 2055 47312 IV TiÒn dư đầu kỳ 1571 3173 4792 6426 8077 9745 11429 13130 14848 16583 18336 27365 36855 46828 V TiÒn d cuèi kú 3173 4792 6426 8077 9745 11429 13130 14848 16583 18336 20106 29225 38810 48883 Năm I Dòng thu Lợi nhuận ròng sau trích quỹ dự phòng TC, phúc lợi KT, quỹ khác Khấu hao Tiền lÃI, cổ tức, lợi nhuận chia Lợi nhuận khác từ h.động kinh doanh Vốn ngân sách cÊp II Dßng chi 407 PHỤ LỤC 15.4: CÁC CHỈ TIÊU HOẠT ĐỘNG CHÍNH 2020 I Nguån quü néi bé (tỷ đồng) 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2035 2040 Tæng 20212045 2045 6381 6403 9348 12245 14411 14337 12746 12143 12986 14131 14083 5244 11860 13510 296652 17612 19727 25767 31575 37334 42633 43861 44914 46006 46768 47025 38531 43215 44412 1044942 178 -577 -174 -168 -166 289 -48 -30 -31 -22 -7 61 -29 -4 -746 3837 4374 4701 4894 5356 5773 6244 6660 7165 7413 7952 9575 11138 12240 220270 ThuÕ thu nhËp doanh nghiÖp 220 260 265 268 273 276 281 286 290 294 298 626 799 521 12856 Ph©n phèi c¸c quÜ 484 498 530 564 600 639 674 711 750 791 557 1007 1118 1191 22641 Tr¶ vèn vay: gèc vµ l·i vay 6868 7614 10749 13436 16528 21897 23867 25085 24785 24117 24128 22141 18272 16946 491778 - Trả nợ vốn vay (kể nợ cũ) 5191 5476 6317 6922 8264 12286 14500 16025 16080 15839 16384 16424 12202 10976 324876 - Trả lÃi vay hạch to¸n GTSX 1677 2139 4432 6514 8265 9612 9367 9060 8705 8278 7744 5718 6070 5970 166902 II Tæng chi phÝ đÇu t (tỷ đồng) 13953 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 655424 III Tổng mức đầu tư TB năm 24400 34924 45410 45410 36467 27793 19118 19386 19386 19386 19950 22016 23893 23893 655385 - Năm liền trước 13838 13953 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 645369 - Năm toán 13953 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 655424 - Năm liền sau 45410 45410 45410 45410 18582 19386 19386 19386 19386 19386 21078 23893 23893 23893 665364 IV Tû lÖ tù cÊp vèn (%) 26% 18% 21% 27% 40% 52% 67% 63% 67% 73% 71% 24% 50% 57% V Tỷ lệ toán nợ 1,93 1,84 1,87 1,91 1,87 1,65 1,53 1,48 1,52 1,59 1,58 1,24 1,65 1,80 VI Tỷ lệ nợ/vốn chủ sở hữu 2,04 3,25 4,29 5,16 5,89 5,57 5,26 4,92 4,57 4,20 3,79 2,54 2,17 1,69 3,1% 2,7% 3,7% 4,3% 4,6% 5,4% 5,5% 5,5% 5,6% 5,7% 5,7% 6,1% 6,3% 5,4% Doanh thu truyền tải Chênh lệch vốn lưu động Các chi phí OM VII Sức sinh lợi sở (%) 408 ... 2 /2045 Th 2 /2045 Th 3 /2045 Th 3 /2045 Th 3 /2045 Th 4 /2045 Th 4 /2045 Th 4 /2045 Th 5 /2045 Th 5 /2045 Th 5 /2045 Th 6 /2045 Th 6 /2045 Th 6 /2045 Th 7 /2045 Th 7 /2045 Th 7 /2045 Th 8 /2045 Th 8 /2045 Th 8 /2045. .. 2 /2045 Th 2 /2045 Th 3 /2045 Th 3 /2045 Th 3 /2045 Th 4 /2045 Th 4 /2045 Th 4 /2045 Th 5 /2045 Th 5 /2045 Th 5 /2045 Th 6 /2045 Th 6 /2045 Th 6 /2045 Th 7 /2045 Th 7 /2045 Th 7 /2045 Th 8 /2045 Th 8 /2045 Th 8 /2045. .. ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030 TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2045 PHỤ LỤC (Hoàn thiện sau đạo Chính phủ Thơng báo số 116/ TB-VPCP ngày 17/4/2022) TỔ CHỨC TƯ VẤN LẬP QUY HOẠCH