Trong 6 tháng đầu năm 2026, GDP cả nước tăng 8,18%, riêng quý II tăng 8,39%. Lũy kế 7 tháng năm 2026, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống đạt hơn 203,3 tỷ kWh, tăng khoảng 9,3% so với cùng kỳ năm trước.

Nhu cầu sử dụng điện được dự báo tiếp tục tăng trong những năm tới. Điều này đòi hỏi hệ thống điện không chỉ được bổ sung về nguồn và lưới điện mà còn phải nâng cao khả năng giám sát, điều khiển và xử lý tình huống trong quá trình vận hành.

Theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, giai đoạn 2025-2030 dự kiến xây mới 102.900 MVA và cải tạo 23.250 MVA công suất các trạm biến áp 500 kV; xây mới 12.944 km đường dây 500 kV. Với lưới điện 220 kV, dự kiến xây mới 105.565 MVA công suất trạm biến áp và 15.307 km đường dây.

Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 cũng đặt ra yêu cầu xây dựng hệ thống điện thông minh, hiệu quả, có khả năng kết nối an toàn với lưới điện khu vực, đồng thời nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

Đẩy mạnh số hóa trong quản lý, vận hành

Những năm gần đây, nhiều công nghệ mới đã được đưa vào ứng dụng trên hệ thống điện.

Trên lưới truyền tải, dữ liệu thiết bị được số hóa trên hệ thống quản lý kỹ thuật PMIS; các trung tâm điều khiển từ xa và mô hình trạm biến áp không người trực tiếp tục được mở rộng. UAV, camera nhiệt, công nghệ LiDAR và trí tuệ nhân tạo cũng được sử dụng trong kiểm tra đường dây, giám sát thiết bị và phát hiện các bất thường.

Theo EVN, 100% dữ liệu thiết bị trên lưới truyền tải đã được số hóa trên phần mềm PMIS. Nhiều trạm biến áp 220 kV đã chuyển sang vận hành không người trực. Trong khoảng 10 năm, số lượng trạm biến áp 220 kV thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia tăng hơn 70%, trong khi số lao động vận hành trạm giảm trên 50%.

Việc tập trung dữ liệu về các trung tâm điều khiển giúp đơn vị vận hành theo dõi tình trạng thiết bị tốt hơn, phát hiện sớm các dấu hiệu bất thường và chủ động xử lý trước khi xảy ra sự cố.

Tại Công ty Truyền tải điện 2, đến tháng 4/2026, đơn vị đã hoàn thành số hóa toàn bộ hồ sơ trên hệ thống PMIS và gắn mã QR cho hơn 7.800 thiết bị tại 23 trạm biến áp.

Hệ thống định vị sự cố đã được lắp đặt trên toàn bộ 16 đường dây 500 kV do đơn vị quản lý và hơn một nửa số đường dây 220 kV, giúp rút ngắn khoảng 8 giờ cho mỗi lần xác định vị trí sự cố.

Riêng năm 2025, tổng chiều dài các chuyến bay UAV phục vụ kiểm tra đường dây đạt hơn 23.400 km. Công nghệ LiDAR được sử dụng để xây dựng bản đồ ba chiều hành lang tuyến; trí tuệ nhân tạo được thử nghiệm trong phân tích hình ảnh và nhận diện bất thường trên lưới điện.

Tự động hóa ngày càng sâu trên lưới phân phối

Ở cấp điện áp 110 kV, nhiều đơn vị cũng đang đẩy mạnh tự động hóa.

Tại Phú Thọ, 100% trạm biến áp 110 kV đã vận hành theo mô hình không người trực. Từ đầu năm 2026, hệ thống trí tuệ nhân tạo nhận diện hình ảnh từ flycam và phát hiện bất thường trên lưới điện được đưa vào sử dụng.

Theo Điện lực Phú Thọ, hệ thống đạt độ chính xác tới 95%, giúp giảm khoảng 70% thời gian kiểm tra định kỳ và hỗ trợ phát hiện sớm nguy cơ sự cố.

Tại TP. Hồ Chí Minh, lưới điện thông minh đã được triển khai trong nhiều năm và mang lại những kết quả rõ nét.

Thời gian mất điện trung bình của một khách hàng giảm từ 3.964 phút năm 2010 xuống khoảng 25,5 phút năm 2024; tỷ lệ tổn thất điện năng giảm từ 5,82% xuống khoảng 2,98%.

Hiện 100% trạm biến áp 110 kV do EVNHCMC quản lý đã vận hành không người trực; toàn bộ lưới điện trung thế được giám sát và điều khiển từ xa, các trạm biến áp phân phối được giám sát trực tuyến.

Năm 2024, chỉ số lưới điện thông minh của EVNHCMC đạt 80,4/100 điểm, xếp thứ 41 trong số 92 công ty điện lực được đánh giá trên thế giới.

Những kết quả trên cho thấy việc ứng dụng công nghệ số và tự động hóa đang làm thay đổi rõ rệt phương thức quản lý, vận hành hệ thống điện. Cùng với đầu tư phát triển nguồn và lưới điện, lưới điện thông minh sẽ tiếp tục là một trong những nền tảng quan trọng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng và hỗ trợ tích hợp các nguồn năng lượng mới.