Giá điện tăng cao phản ánh sự hội tụ của nhiều điểm yếu mang tính cấu trúc lâu nay trong hệ thống điện, bao gồm quy hoạch hạ tầng kém hiệu quả, cơ chế khuyến khích không phù hợp đối với các đơn vị tiện ích điện, thủ tục cấp phép chậm trễ, lạm phát chuỗi cung ứng, và quản lý rủi ro khí hậu mang tính phản ứng thụ động. Nhu cầu điện năng tăng trưởng nhanh — hay còn gọi là tăng trưởng phụ tải — trong đó có nhu cầu từ các trung tâm dữ liệu, đang làm trầm trọng thêm tất cả các áp lực này.

Việc tăng trưởng phụ tải làm tăng hay giảm giá điện phụ thuộc vào thiết kế biểu giá, phân bổ chi phí, và tính đầy đủ của nguồn cung sẵn có. Ở những nơi có nguồn cung chi phí thấp và hạ tầng hiện hữu được sử dụng hiệu quả, nhu cầu bổ sung có thể giúp hạ chi phí theo đơn vị điện năng; ngược lại, ở những nơi nguồn cung bị hạn chế hoặc nhu cầu đầu tư vốn cao, nhu cầu tăng thêm có thể đẩy giá điện lên cao hơn.

Tối ưu hóa hệ thống điện hiện hữu tại Mỹ thông qua các công nghệ nâng cao hiệu suất lưới điện (grid-enhancing technologies — GETs), đáp ứng phía nhu cầu (demand response), và tính linh hoạt của các phụ tải lớn (large-load flexibility) có thể nhanh chóng khai thác nguồn cung dưới dạng công suất chưa được tận dụng. Các nỗ lực này có thể trì hoãn các dự án đầu tư hạ tầng tốn kém, nhưng hiện đang được triển khai dưới mức tiềm năng do các rào cản pháp lý và cơ chế khuyến khích vốn ưu tiên đầu tư vốn (capital investment) hơn là tối ưu hóa hệ thống.

Kiểm soát chi phí bền vững sẽ đòi hỏi các cải cách mang tính cấu trúc trên ba lĩnh vực: tái định hướng cơ chế khuyến khích đối với các đơn vị tiện ích điện gắn với hiệu quả chi phí thay vì đầu tư vốn; đảm bảo các phụ tải lớn mới phải gánh chịu một phần chi phí hệ thống công bằng ở cả cấp liên bang và cấp tiểu bang; và loại bỏ các nút thắt trong đấu nối lưới và cấp phép đang ngăn cản các tín hiệu giá được chuyển hóa thành nguồn cung có thể triển khai thực tế.

Bối cảnh

Các lo ngại về giá điện tại Mỹ đang gia tăng cùng với mức giá. Vấn đề phản ánh sự hội tụ của các thất bại mang tính cấu trúc đã tích tụ từ trước: quy hoạch hạ tầng kém hiệu quả, cơ cấu khuyến khích đối với các đơn vị tiện ích điện không được điều chỉnh theo hướng hiệu quả chi phí, tình trạng đánh giá thấp mạn tính giá trị của tính linh hoạt điều độ (grid flexibility) trong vận hành lưới điện, thủ tục cấp phép chậm chạp không được cải thiện suốt nhiều thập kỷ, và chi phí thiệt hại do bão và cháy rừng — cả hai đều trầm trọng hơn do biến đổi khí hậu. Nhu cầu điện ngày càng tăng, hay tăng trưởng phụ tải — bao gồm từ các trung tâm dữ liệu — đang làm gia tốc tất cả các áp lực này và bổ sung thêm một số áp lực mới.

Bài phân tích này dựa trên các nghiên cứu và thảo luận gần đây về khả năng chi trả giá điện, bao gồm phân tích mới từ Phòng thí nghiệm Quốc gia Lawrence Berkeley (LBNL) và The Brattle Group, cùng một chuỗi bàn tròn do Trung tâm Chính sách Năng lượng Toàn cầu (CGEP) tại Đại học Columbia SIPA tổ chức tại New York, Washington DC, và Austin vào cuối năm 2025 và đầu năm 2026. Bài viết xem xét các nguồn gốc mang tính cấu trúc của việc giá điện tăng và xác định các giải pháp ngắn hạn và trung hạn sẵn có cho các chủ thể liên bang và tiểu bang, cũng như sự cần thiết phải chủ động giảm thiểu rủi ro từ bão, cháy rừng và tấn công mạng trong dài hạn.

Phát hiện trung tâm là giá điện tăng cao được thúc đẩy bởi các đặc điểm mang tính cấu trúc của hệ thống điện chứ không chỉ đơn thuần do tăng trưởng nhu cầu, và kết quả về khả năng chi trả trong bối cảnh phụ tải tăng sẽ phụ thuộc vào mức độ hiệu quả trong quản lý nguồn cung, hạ tầng và phân bổ chi phí.

Giá điện hiện tại và dự báo, cùng các yếu tố ảnh hưởng

Phân tích mới của LBNL cung cấp nền tảng quan trọng về các yếu tố ảnh hưởng đến giá điện tại Mỹ. Từ năm 2019 đến 2024 — giai đoạn lạm phát tại Mỹ đạt mức cao nhất trong 40 năm và trở thành vấn đề chính trị hàng đầu — giá điện bán lẻ sinh hoạt trung bình nhìn chung theo sát tốc độ lạm phát. Năm ngoái đánh dấu sự chệch khỏi xu hướng này, khi giá điện bán lẻ sinh hoạt trung bình tại Mỹ tăng 6% theo giá danh nghĩa, cao hơn gấp đôi tốc độ lạm phát — và tăng 2,6% theo giá thực tế.

Các yếu tố ảnh hưởng chính đến biến động giá điện so với năm trước trong năm 2025, được ghi nhận trong phân tích của LBNL, bao gồm: tăng chi phí nhiên liệu và chi phí cung ứng trên thị trường điện bán buôn (xảy ra tại 21 tiểu bang), tăng chi phí lưới phân phối điện (16 tiểu bang), tăng chi phí đầu tư vốn cho nguồn phát điện (11 tiểu bang), tăng chi phí hạ tầng lưới truyền tải điện (11 tiểu bang), và thu hồi chi phí thiệt hại do bão (9 tiểu bang). Ví dụ, chi phí đầu tư vốn cho nguồn phát điện hàng năm của các đơn vị tiện ích điện thuộc sở hữu nhà đầu tư (investor-owned utility — IOU) tăng 22% tính theo giá thực tế điều chỉnh theo lạm phát chỉ riêng trong năm 2025, sau mức tăng 13% trong mỗi năm của hai năm trước đó.

Một yếu tố đóng góp vào việc tăng giá điện thường bị đánh giá thấp được đề cập trong nghiên cứu của LBNL là lạm phát chi phí thiết bị điện. Kể từ năm 2019, giá sản xuất máy biến áp đã tăng 89%, thiết bị đóng cắt (switchgear) tăng 77%, và dây và cáp điện tăng 152%. Các mức tăng chi phí này được phản ánh trực tiếp vào chi phí đầu tư vốn của đơn vị tiện ích điện và, với độ trễ quy định, vào hóa đơn điện của khách hàng trong suốt vòng đời tài sản.

Một trong những phát hiện quan trọng nhất từ phân tích của LBNL liên quan đến bản thân tăng trưởng phụ tải: liệu tăng trưởng phụ tải có làm tăng giá điện cho khách hàng hiện tại hay không là điều không được định sẵn. Chiều hướng và mức độ của tác động phụ thuộc vào thiết kế biểu giá, phân bổ chi phí, và mức độ đầy đủ của nguồn cung sẵn có. Các tiểu bang có mức tăng trưởng nhu cầu cao nhất từ năm 2019 đến 2025 nhìn chung ghi nhận mức giá điện trung bình tất cả các ngành điều chỉnh theo lạm phát giảm hơn một xu mỗi kilowatt-giờ, khi chi phí hạ tầng cố định được trải rộng trên nền tảng tiêu thụ lớn hơn. Nebraska, New Mexico và North Dakota đều hấp thu lượng lớn phụ tải công nghiệp và trung tâm dữ liệu bổ sung trong khi vẫn giảm được giá điện bán lẻ thực tế. Hai yếu tố thúc đẩy điều này: (1) nguồn điện gió và điện mặt trời chi phí thấp dồi dào phục vụ phụ tải mới với chi phí biên tế dưới mức chi phí trung bình toàn hệ thống, và (2) tăng trưởng thương mại và công nghiệp đáng kể phân bổ chi phí hạ tầng cố định hiện hữu trên nền tảng phụ tải lớn hơn, giúp hạ giá điện theo đơn vị cho tất cả các khách hàng bao gồm cả hộ tiêu dùng sinh hoạt.

Tuy nhiên, dữ liệu đầu năm 2026 cho thấy giá điện đang tăng trên diện rộng, với mức tăng tập trung đặc biệt tại khu vực liên kết lưới điện PJM (13 tiểu bang ở vùng Trung Đại Tây Dương và vùng Midwest, cùng Washington DC) và vùng Đông Nam. LBNL nhận thấy các đơn vị IOU đã nộp đơn yêu cầu tăng giá điện trị giá 18 tỷ USD trong năm 2025 — mức cao nhất kể từ giữa thập niên 1980. Các cơ quan quản lý đã phê duyệt trung bình 64% các yêu cầu đó trong năm năm qua, với tỷ lệ phê duyệt năm 2025 đạt 66%.

Phần lớn chi phí đó chưa đến tay người tiêu dùng nhưng sẽ xuất hiện trong những năm tới. Gánh nặng này cũng được phân bổ không đồng đều: dữ liệu của Cơ quan Thông tin Năng lượng (EIA) cho thấy khách hàng sinh hoạt phải chịu mức tăng hóa đơn khoảng 27% từ năm 2019 đến 2024, so với khoảng 19% đối với khách hàng thương mại và công nghiệp — sự chênh lệch này một phần là do các phương pháp phân bổ chi phí của đơn vị tiện ích điện vốn đã bảo hộ các khách hàng thương mại lớn khỏi phải gánh chịu chi phí thu hồi theo tỷ lệ tương xứng.

Với khoảng một phần ba hộ gia đình Mỹ dành hơn 5% thu nhập cho tiền điện, theo số liệu của LBNL, các yêu cầu hành động chắc chắn sẽ ngày càng tăng.

Cơ hội Ngắn hạn: Tối ưu hóa Hạ tầng Hiện hữu

Các bàn tròn về khả năng chi trả giá điện của CGEP nêu trên — quy tụ các bên liên quan từ chính phủ, doanh nghiệp, tài chính, học thuật và các tổ chức tư vấn — đã nhất quán chỉ ra chẩn đoán đa yếu tố về các nguyên nhân tăng giá này. Tuy nhiên, một chủ đề xuyên suốt tại các bàn tròn — và một chủ đề có cơ sở chính trị và kinh tế mạnh mẽ trong ngắn hạn — là Mỹ có lượng công suất tiềm năng chưa được khai thác đáng kể trong hạ tầng lưới truyền tải điện hiện hữu. Hạ tầng cung ứng và truyền tải mới sẽ mất nhiều năm cấp phép, chọn địa điểm và xây dựng; trong thời gian chờ đợi, các công cụ bao gồm các công nghệ nâng cao hiệu suất lưới điện (GETs) có trên thị trường thương mại và đáp ứng phía nhu cầu có thể cung cấp con đường nhanh hơn và chi phí thấp hơn để tăng đáng kể công suất truyền tải.

CGEP gần đây đã công bố một tài liệu nghiên cứu xem xét cơ sở bằng chứng cho GETs. Một ví dụ điển hình về GETs là đánh giá giới hạn truyền tải động (dynamic line rating — DLR), sử dụng dữ liệu thời tiết và cảm biến theo thời gian thực để xác định công suất truyền tải thực tế của đường dây thay vì dựa vào các giả định tĩnh bảo thủ. DLR đã giảm tắc nghẽn lưới truyền tải (grid congestion) lên đến 65% trên các đường dây được giám sát tại PPL Electric ở Pennsylvania, mang lại hơn 50 triệu USD tiết kiệm chi phí tắc nghẽn.

Lưới điện Quốc gia Anh (National Grid) đã công bố triển khai DLR trên 275 km hạ tầng truyền tải điện của mình — một phần được thúc đẩy bởi nhu cầu giảm tắc nghẽn ngày càng tăng trên các hành lang truyền tải kết nối nguồn điện gió ở Scotland với các trung tâm phụ tải tại London. Công ty cho biết việc triển khai này có tiềm năng phục vụ thêm khoảng 75.000 hộ gia đình và tạo ra khoảng 20 triệu bảng Anh tiết kiệm hàng năm cho người tiêu dùng.

Các thiết bị điều khiển dòng công suất tiên tiến (advanced power flow control devices), giúp điều hướng điện năng từ các đường dây đang bị tắc nghẽn sang các tuyến song song chưa được tận dụng, đã giải phóng thêm 2 GW công suất truyền tải trong hệ thống của National Grid tại Anh — tương đương khoảng hai triệu hộ gia đình — giúp khách hàng tiết kiệm 390 triệu bảng trong bảy năm.

Và các dây dẫn tiên tiến (advanced conductors), một số loại thay thế lõi thép bằng vật liệu composite sợi carbon, có thể gần như tăng gấp đôi công suất truyền tải của đường dây mà không cần xây cột mới hay mở rộng hành lang tuyến, với thời gian triển khai được tính bằng tháng thay vì hơn một thập kỷ như đối với đường dây truyền tải mới.

Tổng hợp lại, tiết kiệm từ GETs có thể rất đáng kể: một phân tích trong tạp chí Proceedings of the National Academy of Sciences dự báo mức tiết kiệm 180 tỷ USD đến năm 2050 từ việc triển khai chiến lược GETs trên toàn nước Mỹ.

Các công nghệ nâng cao hiệu suất lưới điện giải quyết phía cung cấp và truyền tải của bài toán. Về phía nhu cầu, tính linh hoạt của phụ tải lớn — đặc biệt là điều chỉnh phụ tải trung tâm dữ liệu, hay giảm mức tiêu thụ trong các giờ cao điểm — cung cấp một đòn bẩy bổ sung để quản lý phụ tải đỉnh mà không cần dựa vào nguồn phát điện có chi phí cao, hệ số công suất thấp. Sáng kiến DCFlex — sự hợp tác của 53 đơn vị tiện ích điện, đơn vị điều hành lưới và các công ty công nghệ lớn — đã hoàn thành các thí điểm kiểm chứng khái niệm tại Arizona, North Carolina và Pháp, cho thấy các trung tâm dữ liệu có thể cắt giảm hoặc dịch chuyển khối lượng tính toán theo các tín hiệu từ lưới điện trong các giờ cao điểm. Dự án DCFlex tại Arizona đạt được mức độ linh hoạt từ 10 đến 40% khối lượng công việc trong một sự kiện cao điểm mô phỏng.

Xét đến những lợi ích tiềm năng cho hệ thống, các cơ quan quản lý đang bắt đầu đánh giá các cơ cấu mới để thúc đẩy việc áp dụng GETs, đáp ứng phía nhu cầu và tính linh hoạt. Các hành động ngắn hạn nhằm bắt buộc xem xét GETs trong các quy trình quy hoạch — như Lệnh FERC 1920 đã thực hiện năm 2024 — và yêu cầu công khai tỷ lệ sử dụng lưới truyền tải sẽ là bước tiến có ý nghĩa theo hướng trách nhiệm giải trình mà không đòi hỏi cơ cấu lại toàn diện thỏa thuận quy định. Rộng hơn, các biện pháp này chỉ ra một chiến lược ngắn hạn thiết thực cho khả năng chi trả giá điện: tối đa hóa hiệu suất hạ tầng hiện hữu trong khi việc xây dựng nguồn phát và lưới truyền tải dài hạn hơn tiếp tục được triển khai.

Chương trình Nghị sự Trung hạn: Cải cách Mang tính Cấu trúc

Sự chuyển dịch từ tăng trưởng phụ tải chậm hoặc rất thấp sang một kỷ nguyên mới của tăng trưởng phụ tải tăng tốc — đặc biệt do các trung tâm dữ liệu và tính toán tiên tiến thúc đẩy — đã phơi bày những hạn chế mang tính cấu trúc trong cách hệ thống điện Mỹ được quản trị, quy hoạch và vận hành. GETs cùng đáp ứng phía nhu cầu và tính linh hoạt giải quyết các ràng buộc công suất ngắn hạn, nhưng khả năng chi trả theo thời gian đòi hỏi phải giải quyết những mất cân đối cấu trúc sâu xa hơn mà phân tích của LBNL và các bàn tròn của CGEP đã xác định.

Một số ưu tiên cải cách đã xuất hiện nhiều lần trong cả tài liệu nghiên cứu và thảo luận của các chuyên gia thực tiễn: tái cân bằng cơ chế khuyến khích đối với đơn vị tiện ích điện, hiện đại hóa phân bổ chi phí trong kỷ nguyên mới của các phụ tải lớn tập trung, và loại bỏ các rào cản thể chế ngăn cản các tín hiệu giá được chuyển hóa thành nguồn cung có thể triển khai thực tế.

Điều chỉnh Cơ chế Khuyến khích của Đơn vị Tiện ích Điện theo hướng Hiệu quả Chi phí

Các rào cản đối với việc sử dụng rộng rãi hơn các công cụ như GETs và đáp ứng phía nhu cầu không phải là công nghệ mà là thể chế và cấu trúc. Theo quy định chi phí dịch vụ truyền thống (cost-of-service regulation), các đơn vị tiện ích điện được hưởng lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu được phê duyệt vào khoảng 9 đến 10% — một cơ cấu lợi nhuận áp dụng cho cả chủ sở hữu lưới truyền tải lẫn đơn vị phân phối điện. Cơ cấu quy định này thưởng cho việc triển khai vốn đầu tư nhiều hơn là tối ưu hóa hệ thống. Chừng nào các khung pháp lý còn hướng đến việc chứng minh "sự cần thiết" của đầu tư vốn mới thay vì đánh giá có hệ thống các phương án chi phí thấp hơn, tốc độ triển khai sẽ tiếp tục tụt hậu.

Quy định dựa trên hiệu suất (Performance-based regulation — PBR) — gắn lợi nhuận của đơn vị tiện ích điện với các kết quả có thể đo lường như giảm chi phí hệ thống, tốc độ đấu nối và giảm tắc nghẽn — là một biện pháp khắc phục cấu trúc thường được đề xuất, bao gồm tại các bàn tròn của CGEP, nhưng dữ liệu về tính hiệu quả trong kiểm soát chi phí của nó vẫn đang được thu thập. Kinh nghiệm của Anh với PBR dưới khung RIIO của Ofgem là triển khai phát triển nhất, với một số bằng chứng về kỷ luật chi phí, mặc dù kết quả vẫn chưa đồng đều và bối cảnh thể chế khác biệt đáng kể so với Mỹ. Kinh nghiệm thực tiễn trong nước với PBR còn hạn chế. Sáng kiến Cải cách Tầm nhìn Năng lượng (REV) của New York là nỗ lực tiêu biểu nhất của Mỹ, và thành tích của nó vẫn đang được đánh giá.

Phân bổ Chi phí Công bằng khi Cơ cấu Phụ tải Thay đổi

Sự xuất hiện của các trung tâm dữ liệu và các phụ tải lớn tập trung khác đang thách thức các khung phân bổ chi phí ở mọi cấp độ của hệ thống. Liệu nhu cầu mới này có làm tăng hay giảm giá điện cho khách hàng hiện tại phụ thuộc không phải vào quy mô của phụ tải đó mà vào cách chi phí phục vụ nó được cơ cấu và phân bổ, theo phân tích gần đây của LBNL và một báo cáo trước đó từ Viện Nghiên cứu Điện lực (EPRI).

Ở cấp liên bang, FERC đang giải quyết phía lưới truyền tải của câu hỏi này. Thông báo trước về đề xuất quy tắc của Ủy ban về đấu nối phụ tải lớn (RM26-4) đề xuất rằng các khách hàng phụ tải lớn phải chịu toàn bộ chi phí nâng cấp lưới điện mà dự án của họ kích hoạt — chuyển những chi phí đó sang khách hàng đấu nối là người gây ra chúng thay vì xã hội hóa trên tất cả người tiêu dùng. Cách tiếp cận này sẽ bảo vệ khách hàng hiện tại khỏi phải gánh chịu gánh nặng hạ tầng của các phụ tải lớn mới, mặc dù nó đặt ra một câu hỏi thiết kế chính đáng: làm thế nào để hoàn trả cho người trả ban đầu khi các nâng cấp mà họ kích hoạt mang lại lợi ích hệ thống rộng lớn hơn theo thời gian. FERC dự kiến sẽ hành động theo quy tắc này vào tháng 6 năm 2026.

Riêng biệt, các ủy ban tiểu bang đang vật lộn với thiết kế biểu giá bán lẻ cho phụ tải lớn. Các phương pháp tiếp cận mới nổi như cấu trúc hợp đồng take-or-pay (yêu cầu người mua phải thanh toán cho một lượng tối thiểu sản phẩm, bất kể mức sử dụng thực tế), cam kết tài chính trả trước, phí thoát lưới, và các yêu cầu linh hoạt phụ tải, về nguyên tắc có thể bảo vệ người tiêu dùng sinh hoạt trong khi vẫn tiếp nhận các phụ tải lớn mới.

Các dự báo ban đầu của đơn vị tiện ích điện khá khả quan. Đơn vị tiện ích điện NIPSCO của Indiana dự báo tiết kiệm từ 7 đến 9 USD/tháng cho người tiêu dùng sinh hoạt vào năm 2032 theo các thỏa thuận trung tâm dữ liệu với Amazon; và DTE có trụ sở tại Detroit ước tính mức giảm tiềm năng 8% chi phí sinh hoạt theo các hợp đồng trung tâm dữ liệu được phê duyệt có điều kiện.

Nhưng LBNL lưu ý rằng đây là các dự báo hướng tới tương lai, không phải kết quả đã thực hiện, và các cấu trúc biểu giá mới tiềm ẩn nguy cơ thực sự về bảo vệ chi phí không đầy đủ. Một đánh giá năm 2025 của Trường Luật Harvard về gần 50 thủ tục quy định về mức giá trung tâm dữ liệu đã đặt câu hỏi về khả năng tách biệt chi phí năng lượng của trung tâm dữ liệu khỏi hóa đơn điện của người tiêu dùng và đề xuất rằng chi tiết về cơ cấu hợp đồng cần minh bạch và được đánh giá nghiêm ngặt. Sau khi được thiết lập, các ủy ban tiểu bang sẽ cần tích cực giám sát các cơ cấu này để xác minh liệu các khoản tiết kiệm dự báo có thực sự trở thành hiện thực hay không.

Chuyển hóa Tín hiệu Giá thành Nguồn cung Có thể Triển khai

Lĩnh vực thứ ba cần cải cách cấu trúc là loại bỏ các nút thắt cổ chai trong truyền tải nguồn cung. Tại khu vực liên kết lưới điện PJM, tốc độ tăng trưởng nhanh chóng của trung tâm dữ liệu đang va chạm với các ràng buộc về nguồn cung và lưới truyền tải, đẩy giá đấu giá công suất (capacity auction prices) lên mức cao lịch sử. Theo LBNL, riêng các khoản thanh toán công suất (capacity payments) dự kiến sẽ cộng thêm khoảng 1,5 xu mỗi kilowatt-giờ (kWh) vào chi phí bán buôn điện PJM trong năm 2025 và 2026. Trên phạm vi toàn quốc, LBNL ước tính các khoản thanh toán công suất đã cộng thêm gần 1 xu/kWh vào chi phí bán buôn trung bình trong năm 2025, với mức tăng thêm 0,6 xu dự kiến vào năm 2026.

Trong khi thị trường công suất đang định giá đúng tình trạng khan hiếm, hệ thống rộng lớn hơn không thể phản ứng với tốc độ cần thiết. Các thủ tục đấu nối lưới và thời gian xây dựng lưới truyền tải mới kéo dài nhiều năm đã cắt đứt mối liên kết giữa tín hiệu giá và việc gia nhập nguồn cung mới. Giá công suất cao hơn chủ yếu dẫn đến việc trả thêm tiền cho các nhà máy phát điện hiện hữu thay vì thúc đẩy xây dựng công trình mới, và những chi phí phụ trội đó được chuyển cho người tiêu dùng thông qua hóa đơn điện của họ theo thời gian.

Giải quyết nút thắt cổ chai này đòi hỏi các cải cách trên hai mặt trận song song: cải thiện tốc độ và kỷ luật của các quy trình đấu nối lưới, đồng thời rút ngắn thời gian cần thiết để cấp phép và xây dựng hạ tầng mới.

Hàng đợi đấu nối lưới — quy trình theo đó các dự án phát điện và lưu trữ mới được nghiên cứu và phê duyệt đấu nối lưới — có thể được cải cách thông qua các biện pháp như ưu tiên dựa trên mức độ sẵn sàng, tiêu chuẩn hóa quy trình nghiên cứu, và các thời hạn có thể thực thi để giảm độ trễ và đưa các dự án khả thi vào vận hành nhanh hơn. Nghiên cứu đấu nối theo cụm — trong đó các dự án trong một khu vực địa lý được đánh giá cùng nhau và chi phí nâng cấp hệ thống bắt buộc được chia sẻ giữa các đơn vị gia nhập thay vì do người đến trước gánh chịu toàn bộ — là một lựa chọn cải cách cấu trúc khác. Nghiên cứu theo cụm và các cải cách ưu tiên hàng đợi khác đã được tích hợp trong Lệnh FERC 2023, mặc dù việc triển khai vẫn chậm và không đồng đều.

Texas đã tiến xa nhất theo hướng cải cách hàng đợi đấu nối: khung SB6 của ERCOT được thông qua năm 2025 đã đưa ra khoảng 50.000 USD/MW phí đấu nối không hoàn lại, yêu cầu ký quỹ tài chính, và quy trình hàng đợi phân tầng được thiết kế để ưu tiên các dự án đã chứng minh tính sẵn sàng và sàng lọc các đơn vị đăng ký mang tính đầu cơ làm tắc nghẽn quy trình nghiên cứu mà không bao giờ đi đến giai đoạn xây dựng.

Rộng hơn, thời gian cấp phép cho lưới truyền tải điện mới hầu như không cải thiện trong nhiều thập kỷ: một dự án truyền tải trung bình mất một thập kỷ để hoàn thành, xây dựng đường dây điện cao áp mới đã giảm xuống còn khoảng 20% mức đầu thập niên 2010, và thẩm quyền của chính phủ liên bang trong việc định tuyến các hành lang liên tiểu bang vẫn còn hạn chế và đang tranh cãi. Các cải cách định tuyến liên bang và tiểu bang — bao gồm đánh giá môi trường hợp lý hóa, miễn trừ phân loại cho các dự án ít tác động hơn, và thẩm quyền liên bang rõ ràng hơn cho các hành lang truyền tải liên tiểu bang — có thể giúp chuyển hóa tín hiệu giá thành bổ sung nguồn cung thực tế nhanh hơn.

Nhu cầu Dài hạn: Quản lý Rủi ro

Thu hồi chi phí thiệt hại do bão đang trở thành yếu tố ảnh hưởng đáng kể đến giá điện bán lẻ tại nhiều tiểu bang, với LBNL ghi nhận các khoản phụ thu từ 1 đến 3 xu/kWh ở các nơi như Florida trong giai đoạn 2024–2025, và việc chứng khoán hóa (securitization) chi phí thiệt hại bão nhiều năm. Đây không phải là những sự kiện có xác suất thấp — chúng là những chi phí lặp đi lặp lại, tích lũy đã và sẽ được nhúng vào cơ sở tỷ lệ giá (rate base) trong nhiều thập kỷ.

Tại California, LBNL nhận thấy chi phí giảm thiểu cháy rừng và các chi phí liên quan đã cộng thêm khoảng 4 xu/kWh từ năm 2019–2024, khiến chúng trở thành một trong những yếu tố đóng góp lớn nhất vào mức tăng giá điện gần đây. Tuy nhiên, đầu tư vào khả năng chống chịu trước (ex-ante) được chứng minh là rẻ hơn đầu tư sau sự cố (ex-post). Ví dụ, một phân tích từ Viện Năng lượng tại UC Berkeley cho thấy chi phí cháy do thực vật tiếp xúc đường dây điện đã có thể cao hơn 4,5 lần vào năm 2022 và 2023 nếu không có các nỗ lực giảm thiểu rủi ro chủ động của đơn vị tiện ích điện PG&E của California.

Gia cố các đường dây truyền tải điện trong các hành lang có rủi ro cao và đẩy nhanh việc đặt cáp ngầm ở các khu vực dễ xảy ra cháy rừng có thể giảm chi phí dài hạn cho người tiêu dùng bằng cách giảm tần suất và mức độ nghiêm trọng của thiệt hại và các chi phí phục hồi liên quan, ngay cả khi chúng làm tăng chi phí đầu tư vốn ngắn hạn. Tương tự, mở rộng lưới truyền tải liên vùng để tạo điều kiện chia sẻ dự phòng công suất đòi hỏi đầu tư và phối hợp trả trước nhưng có thể giảm chi phí hệ thống theo thời gian bằng cách cải thiện việc sử dụng tài nguyên và tránh xây dựng công suất dự phòng trùng lặp.

Một rủi ro cấu trúc khác ảnh hưởng đến một số tiểu bang phía Tây: các đơn vị tiện ích điện phải chịu trách nhiệm pháp lý về cháy rừng ngay cả khi không có lỗi lầm, tạo ra động lực tiêu cực đối với việc xây dựng hạ tầng lưới truyền tải. Các cơ chế tái bảo hiểm liên bang hoặc giới hạn trách nhiệm pháp lý được thiết kế cẩn thận (giới hạn đối với các trường hợp không có lỗi lầm và có điều kiện đáp ứng các tiêu chuẩn gia cố được chứng minh) xứng đáng được xem xét nghiêm túc — không phải như sự giảm nhẹ quy định cho đơn vị tiện ích điện mà là một cải cách phân bổ rủi ro tránh được động lực hiện tại trong đó người tiêu dùng hấp thu chi phí phục hồi kéo dài nhiều thập kỷ mà không có bất kỳ sự phối hợp hay gộp chung rủi ro nào giữa các thẩm quyền pháp lý.

An ninh mạng (cybersecurity) đặt ra một chiều hướng rủi ro hệ thống bổ sung và ngày càng lớn, đòi hỏi sự cẩn trọng liên tục. Khi số lượng các thiết bị kết nối mạng ("internet of energy things" — vạn vật kết nối trong lĩnh vực năng lượng) — cảm biến tiên tiến, nguồn năng lượng phân tán (distributed energy resources — DER), kiến trúc điều khiển dựa trên đám mây và mạng truyền thông theo thời gian thực — mở rộng, các lỗ hổng bảo mật tăng theo cấp số nhân. Đảm bảo khả năng chống chịu của các hệ thống ngày càng được kết nối mạng này sẽ đòi hỏi đầu tư bền vững vào các điều khoản an ninh mạng và sự chú ý quy định liên tục, đặc biệt khi hiện đại hóa lưới điện đẩy nhanh tốc độ tích hợp kỹ thuật số.

Kết luận

Bài học trung tâm từ phân tích của LBNL và bằng chứng rộng hơn là kết quả giá điện không chỉ do tăng trưởng nhu cầu thúc đẩy mà còn do cách hệ thống phản ứng với nó. Giá điện tăng khi nhu cầu mới kích hoạt xây dựng hạ tầng chi phí cao, phản ánh quy hoạch kém hiệu quả, hoặc phân bổ chi phí không đồng đều giữa các khách hàng. Giá điện có thể giảm, hoặc tăng chậm hơn, khi nguồn cung chi phí thấp sẵn có, hạ tầng hiện hữu được tận dụng đầy đủ hơn, và phân bổ chi phí đảm bảo rằng nhu cầu mới đóng góp vào hiệu quả hệ thống.

Khung phân tích này chỉ ra một tập hợp ưu tiên chính sách rõ ràng theo các khung thời gian. Trong ngắn hạn, cơ hội trực tiếp nhất là tối ưu hóa hệ thống hiện hữu — triển khai các công nghệ nâng cao hiệu suất lưới điện, đáp ứng phía nhu cầu và tính linh hoạt của phụ tải lớn để khai thác công suất tiềm ẩn và trì hoãn các đầu tư mới tốn kém. Trong trung hạn, cần có các cải cách cấu trúc: cải thiện thiết kế biểu giá và phân bổ chi phí, và tạo điều kiện cho nguồn cung mới được xây dựng và đấu nối với chi phí thấp hơn thông qua các cải cách đối với hàng đợi đấu nối lưới, định tuyến lưới truyền tải và cấp phép cho các dự án năng lượng. Về lâu dài, quản lý rủi ro trở thành yếu tố trung tâm, khi các chi phí liên quan đến thiệt hại bão, giảm thiểu cháy rừng và an ninh mạng ngày càng định hình quỹ đạo của giá điện bán lẻ.

Các kết quả giá điện bất lợi nhất không phải là không thể tránh khỏi. Chúng là kết quả của các lựa chọn chính sách và quy định. Cung cấp điện với giá cả hợp lý phụ thuộc vào việc điều chỉnh đồng bộ nguồn cung, hạ tầng và phân bổ chi phí để nhu cầu tăng có thể thúc đẩy sử dụng cao hơn và chi phí thấp hơn — tận dụng tăng trưởng phụ tải như một cơ hội, thay vì một gánh nặng.

Tải tài liệu tại: LoadGrowth_Commentary_CGEP_051926 

Nguồn: The Center on Global Energy Policy (CGEP)