Sản lượng điện của Trung Quốc đứng đầu thế giới, tại sao không thể sử dụng để đào Bitcoin?

Nguồn: Luật sư Liu Honglin

Hóa ra tôi hoàn toàn không hiểu điện

"Kỳ nghỉ “Ngũ Nhất”, tự lái xe xuyên qua hành lang Hoàng Hà, từ Vũ Vĩ đến Trương Diệc, Cửu Tuyền, rồi đến Đôn Hoàng. Lái xe trên đường cao tốc sa mạc, hai bên đường thường xuất hiện những cụm tuabin gió, đứng yên lặng trên sa mạc, thật hùng vĩ, như một bức tường thành mang đậm cảm giác khoa học viễn tưởng.

*Hình ảnh từ mạng

Bức tường thành Thiên niên kỷ trước, bảo vệ biên giới và lãnh thổ, còn ngày nay, những tuabin gió và các mảng quang điện này bảo vệ an ninh năng lượng của một quốc gia, là mạch máu của hệ thống công nghiệp thế hệ tiếp theo. Ánh sáng mặt trời và gió chưa bao giờ được tổ chức có hệ thống, nhúng vào chiến lược quốc gia, trở thành một phần của năng lực chủ quyền như hôm nay.

Trong ngành Web3, ai cũng biết rằng đào coin là một sự tồn tại cơ bản, là một trong những cơ sở hạ tầng nguyên thủy và vững chắc nhất của hệ sinh thái này. Mỗi một lần chuyển giao giữa thị trường bò và gấu, mỗi lần thịnh vượng trên chuỗi đều không thể thiếu âm thanh liên tục vận hành của máy đào. Và mỗi khi chúng ta nói về việc đào coin, điều chúng ta thường nói nhiều nhất chính là hiệu suất của máy đào và giá điện - việc đào coin có thể kiếm tiền hay không, giá điện có cao không, nơi nào có thể tìm thấy điện giá rẻ.

Tuy nhiên, khi nhìn thấy con đường điện lực kéo dài hàng nghìn dặm này, tôi bỗng nhận ra rằng mình hoàn toàn không hiểu về điện: Nó phát ra từ đâu? Ai có thể phát điện? Nó được truyền từ sa mạc đến hàng nghìn dặm xa xôi như thế nào, ai sẽ sử dụng, và làm thế nào để định giá?

Đây là khoảng trống nhận thức của tôi, có lẽ cũng sẽ có những người bạn cũng đầy tò mò về những vấn đề này. Vì vậy, tôi dự định tận dụng bài viết này để làm một chút ôn tập hệ thống, từ cơ chế phát điện của Trung Quốc, cấu trúc lưới điện, giao dịch điện lực, cho đến cơ chế tiếp cận đầu cuối, để hiểu lại một kilowatt giờ.

Tất nhiên, đây là lần đầu tiên luật sư Hong Lin tiếp xúc với chủ đề và ngành hoàn toàn xa lạ này, chắc chắn sẽ có những thiếu sót và sơ hở, cũng mong các bạn góp ý quý báu.

Trung Quốc thực sự có bao nhiêu điện?

Chúng ta hãy cùng xem một sự thật vĩ mô: Theo dữ liệu được Cục Năng lượng Quốc gia công bố trong quý I năm 2025, sản lượng điện của Trung Quốc trong năm 2024 đạt 94.181 tỷ kWh, tăng 4,6% so với cùng kỳ năm trước, chiếm khoảng một phần ba sản lượng điện toàn cầu. Điều này có ý nghĩa gì? Tổng sản lượng điện hàng năm của toàn bộ Liên minh Châu Âu cũng chưa bằng bảy phần của Trung Quốc. Điều này có nghĩa là, không chỉ chúng ta có điện, mà chúng ta còn đang trong trạng thái “thừa điện” và “tái cấu trúc” đồng thời.

Trung Quốc không chỉ sản xuất nhiều điện, mà cách sản xuất điện cũng đã thay đổi.

Đến cuối năm 2024, tổng công suất lắp đặt trên toàn quốc đạt 35,3 tỷ kilowatt, tăng 14,6% so với cùng kỳ năm trước, trong đó tỷ lệ năng lượng sạch tiếp tục được nâng cao. Công suất lắp đặt mới của năng lượng mặt trời khoảng 140 triệu kilowatt, năng lượng gió lắp đặt mới 77 triệu kilowatt. Xét về tỷ lệ, vào năm 2024, công suất lắp đặt mới của năng lượng mặt trời tại Trung Quốc chiếm 52% toàn cầu, công suất lắp đặt mới của năng lượng gió chiếm 41% toàn cầu, trong bản đồ năng lượng sạch toàn cầu, Trung Quốc gần như đóng vai trò “thống trị”.

Sự tăng trưởng này không còn chỉ tập trung vào các tỉnh giàu năng lượng truyền thống nữa, mà đang dần dần nghiêng về phía tây bắc. Các tỉnh như Cam Túc, Tân Cương, Ninh Hạ, Thanh Hải đã trở thành “các tỉnh lớn về năng lượng mới”, đang dần chuyển mình từ “nơi xuất khẩu tài nguyên” sang “trung tâm sản xuất năng lượng chính”. Để hỗ trợ cho sự chuyển mình này, Trung Quốc đã triển khai kế hoạch cơ sở quốc gia về năng lượng mới tại khu vực “Sa Khô Hoang”: tập trung lắp đặt hơn 400 triệu kilowatt điện gió và năng lượng mặt trời tại các khu vực sa mạc, hoang mạc và sa thạch, trong đó khoảng 120 triệu kilowatt đầu tiên đã được đưa vào kế hoạch đặc biệt “Năm mười bốn”.

*Nhà máy điện mặt trời tập trung với 100MW năng lượng muối nóng chảy đầu tiên ở châu Á, Đôn Hoàng (hình ảnh từ internet)

Trong khi đó, điện than truyền thống vẫn chưa hoàn toàn rút lui, mà đang dần chuyển đổi sang nguồn điện điều chỉnh và linh hoạt. Dữ liệu từ Cục Năng lượng Quốc gia cho thấy, vào năm 2024, công suất lắp đặt điện than toàn quốc tăng chưa đến 2% so với năm trước, trong khi tỷ lệ tăng trưởng của năng lượng mặt trời và gió lần lượt đạt 37% và 21%. Điều này có nghĩa là một cấu trúc “dựa vào than, chủ yếu là xanh” đang dần hình thành.

Từ góc độ cấu trúc không gian, vào năm 2024, tổng cân bằng cung cầu năng lượng điện trên toàn quốc sẽ ổn định, nhưng vẫn còn tình trạng dư thừa cấu trúc khu vực, đặc biệt là ở một số thời điểm tại khu vực tây bắc xuất hiện tình trạng “có điện nhưng không sử dụng được”, điều này cũng cung cấp bối cảnh thực tế cho việc chúng ta thảo luận “Liệu khai thác Bitcoin có phải là phương thức xuất khẩu dư thừa điện hay không”.

Một câu tóm tắt là: Trung Quốc hiện nay không thiếu điện, thiếu là “điện có thể điều chỉnh”, “điện có thể tiêu thụ” và “điện có thể kiếm tiền”.

Ai có thể phát điện?

Tại Trung Quốc, phát điện không phải là một công việc mà bạn có thể làm nếu muốn, nó không thuộc về một ngành hoàn toàn theo thị trường, mà giống như một “đặc quyền” có lối vào chính sách và có sự giám sát.

Theo quy định về quản lý giấy phép kinh doanh điện lực, tất cả các đơn vị muốn tham gia vào lĩnh vực phát điện đều phải có Giấy phép kinh doanh điện lực (loại phát điện). Cơ quan phê duyệt thường là Cục Năng lượng Quốc gia hoặc các cơ quan đại diện của nó, tùy thuộc vào quy mô dự án, khu vực và loại công nghệ, quá trình xin cấp giấy phép thường liên quan đến nhiều đánh giá chéo.

• Có phù hợp với kế hoạch phát triển năng lượng quốc gia và địa phương không?
• Đã có được phê duyệt sử dụng đất, đánh giá tác động môi trường và bảo vệ nước chưa?
• Có đủ điều kiện kết nối lưới điện và không gian tiêu thụ không?
• Có tuân thủ kỹ thuật, đủ vốn, an toàn và đáng tin cậy không?

Điều này có nghĩa là trong việc “có thể phát điện”, quyền hành chính, cơ cấu năng lượng và hiệu quả thị trường đều tham gia vào cuộc chơi đồng thời.

Hiện tại, các chủ thể phát điện ở Trung Quốc chủ yếu được chia thành ba loại:

Lớp đầu tiên là năm tập đoàn điện lực lớn: Tập đoàn Năng lượng Quốc gia, Tập đoàn Huaneng, Tập đoàn Datang, Tập đoàn Huadian và Tập đoàn Điện lực Quốc gia. Những doanh nghiệp này nắm giữ hơn 60% tài nguyên nhiệt điện tập trung của cả nước và cũng tích cực đầu tư vào lĩnh vực năng lượng mới. Ví dụ, Tập đoàn Năng lượng Quốc gia sẽ tăng công suất lắp đặt điện gió thêm hơn 11 triệu kilowatt vào năm 2024, duy trì vị thế dẫn đầu trong ngành.

Loại thứ hai là các doanh nghiệp nhà nước địa phương: như Tân Hải Năng Lượng, Điện Lực Kinh Năng, Tập đoàn Đầu tư Thiên Tân. Các doanh nghiệp này thường gắn bó với chính quyền địa phương, đóng vai trò quan trọng trong việc bố trí điện lực địa phương, đồng thời đảm nhận một số “nhiệm vụ chính sách” nhất định.

Loại thứ ba là các doanh nghiệp tư nhân và doanh nghiệp sở hữu hỗn hợp: đại diện điển hình như Longi Green Energy, Sungrow Power, Tongwei Co., Ltd., Trina Solar, v.v. Những doanh nghiệp này thể hiện sức cạnh tranh mạnh mẽ trong các lĩnh vực sản xuất quang điện, tích hợp năng lượng lưu trữ và phát điện phân tán, đồng thời đã nhận được “quyền ưu tiên chỉ tiêu” ở một số tỉnh.

Nhưng ngay cả khi bạn là một doanh nghiệp năng lượng tái tạo hàng đầu, điều đó không có nghĩa là bạn có thể “xây dựng khi muốn” nhà máy điện. Những điểm tắc nghẽn ở đây thường xuất hiện ở ba khía cạnh:

1. Chỉ tiêu dự án

Các dự án phát điện cần được đưa vào kế hoạch phát triển năng lượng hàng năm của địa phương, và phải đạt được chỉ tiêu dự án gió và mặt trời. Việc phân bổ chỉ tiêu này về bản chất là một hình thức kiểm soát tài nguyên địa phương – nếu không có sự đồng ý của Ủy ban Phát triển và Cải cách địa phương, Cục Năng lượng, thì không thể khởi động dự án một cách hợp pháp. Một số khu vực còn áp dụng phương thức “phân bổ cạnh tranh”, dựa trên mức độ tiết kiệm đất, hiệu suất thiết bị, cấu hình lưu trữ năng lượng, nguồn vốn, v.v. để đánh giá và lựa chọn.

2. Kết nối lưới điện

Sau khi dự án được phê duyệt, còn phải xin đánh giá hệ thống kết nối từ Tập đoàn Điện lực Quốc gia hoặc Tập đoàn Điện lực Miền Nam. Nếu trạm biến áp địa phương đã đầy công suất, hoặc không có kênh truyền tải, thì dự án bạn xây dựng cũng vô ích. Đặc biệt ở các khu vực như Tây Bắc, nơi tập trung năng lượng mới, việc kết nối khó khăn và điều độ khó khăn là điều bình thường.

3. Khả năng tiếp nhận

Dù dự án đã được phê duyệt và đường dây cũng đã có, nếu tải trọng địa phương không đủ và các hành lang liên vùng chưa được thông, điện của bạn cũng có thể “không ai sử dụng”. Điều này dẫn đến vấn đề “bỏ gió bỏ ánh sáng”. Cục Năng lượng Quốc gia trong thông báo năm 2024 đã chỉ ra rằng, một số thành phố thậm chí đã bị tạm dừng tiếp nhận các dự án năng lượng tái tạo mới do tập trung triển khai dự án, vượt quá tải trọng.

Vì vậy, “có thể phát điện hay không” không chỉ là vấn đề khả năng của doanh nghiệp mà còn là kết quả được quyết định bởi chỉ tiêu chính sách, cấu trúc vật lý của lưới điện và kỳ vọng của thị trường. Trong bối cảnh này, một số doanh nghiệp bắt đầu chuyển sang các mô hình mới như “năng lượng mặt trời phân tán”, “tự cung cấp điện trong khu công nghiệp”, “kết hợp lưu trữ năng lượng công nghiệp và thương mại” để tránh các thủ tục phê duyệt tập trung và các nút thắt trong tiêu thụ.

Từ góc độ thực tiễn trong ngành, cấu trúc ba tầng “chính sách tiếp cận + ngưỡng kỹ thuật + thỏa thuận điều phối” này đã quyết định rằng ngành điện lực Trung Quốc vẫn thuộc về “thị trường tiếp cận có cấu trúc”. Nó không tự nhiên loại trừ vốn tư nhân, nhưng cũng rất khó để cho phép hoàn toàn được thúc đẩy bởi thị trường.

Điện được vận chuyển như thế nào?

Trong lĩnh vực năng lượng, có một “nghịch lý điện lực” nổi tiếng: tài nguyên ở phía Tây, tiêu thụ điện ở phía Đông; điện được sản xuất ra nhưng không thể chuyển đi.

Đây là vấn đề điển hình trong cấu trúc năng lượng của Trung Quốc: Tây Bắc có nhiều ánh sáng mặt trời và gió, nhưng mật độ dân số thấp, tải công nghiệp nhỏ; Đông Bộ phát triển kinh tế, tiêu thụ điện lớn, nhưng nguồn tài nguyên năng lượng tái tạo có thể khai thác tại chỗ rất hạn chế.

Vậy thì phải làm sao? Câu trả lời là: xây dựng hệ thống truyền tải điện siêu cao áp (UHV), sử dụng “đường cao tốc điện” để vận chuyển điện gió và điện mặt trời từ miền Tây sang miền Đông.

Đến cuối năm 2024, Trung Quốc đã đưa vào vận hành 38 tuyến đường dây siêu cao áp, trong đó có 18 tuyến đường dây xoay chiều và 20 tuyến đường dây một chiều. Trong số này, các dự án truyền tải điện một chiều đặc biệt quan trọng, vì chúng có thể thực hiện việc truyền tải định hướng với tổn thất thấp và dung lượng lớn ở khoảng cách rất xa. Ví dụ:

• “Tuyến DC ±800kV Qinghai-Henan”: dài 1587 km, chuyển điện từ cơ sở năng lượng mặt trời ở vùng Chaidamu, Qinghai đến các thành phố trung tâm ở Trung Nguyên;
• “Trường Giang—Cổ Tuyền”±1100kV đường dây DC: dài 3293 km, thiết lập kỷ lục toàn cầu về khoảng cách truyền tải và mức điện áp.
• “Shaanxi Bắc - Vũ Hán” đường dây DC ±800kV: phục vụ cơ sở năng lượng Shaanxi Bắc và trung tâm công nghiệp Trung Trung Quốc, khả năng truyền tải điện hàng năm vượt 66 tỷ kWh.

Mỗi tuyến đường dây siêu cao áp đều là một “dự án cấp quốc gia”, được Ủy ban phát triển và cải cách quốc gia và Cục năng lượng thống nhất phê duyệt, Tập đoàn điện lực quốc gia hoặc Tập đoàn điện lực miền Nam chịu trách nhiệm đầu tư và xây dựng. Những dự án này có mức đầu tư lên đến hàng trăm tỷ nhân dân tệ, thời gian thi công từ 2 đến 4 năm, thường cần có sự phối hợp giữa các tỉnh, đánh giá tác động môi trường và hỗ trợ trong việc thu hồi đất.

Vậy tại sao lại phải làm siêu cao áp? Thực ra, điều này liên quan đến một vấn đề phân phối lại tài nguyên:

1. Phân bổ lại tài nguyên không gian

Tài nguyên phong cảnh và dân số, công nghiệp của Trung Quốc đang bị lệch lạc nghiêm trọng. Nếu không thể thông qua truyền tải điện hiệu quả để khắc phục sự khác biệt không gian, tất cả các khẩu hiệu “điện Tây gửi Đông” đều là nói suông. Siêu cao áp chính là sử dụng “khả năng truyền tải điện” để thay thế “đặc điểm tài nguyên”.

2. Cơ chế cân bằng giá điện

Do sự khác biệt lớn về cấu trúc giá điện giữa nguồn và tiêu thụ, truyền tải điện siêu cao áp cũng trở thành công cụ để điều chỉnh chênh lệch giá điện khu vực. Khu vực Đông Trung Bộ có thể nhận được điện xanh giá tương đối thấp, trong khi khu vực Tây có thể thực hiện thu nhập từ việc chuyển đổi năng lượng.

3. Thúc đẩy tiêu thụ năng lượng mới

Không có kênh truyền tải điện, khu vực tây bắc rất dễ xuất hiện tình trạng “điện nhiều mà không sử dụng được” do năng lượng gió và năng lượng mặt trời không được tận dụng. Vào khoảng năm 2020, tỷ lệ điện bị bỏ phí ở Gansu, Qinghai và Tân Cương từng vượt quá 20%. Sau khi xây dựng đường dây siêu cao thế, những con số này đã giảm xuống dưới 3%, điều này chính là nhờ vào sự nâng cao khả năng truyền tải điện mang lại sự giảm bớt cấu trúc.

Cấp quốc gia đã xác định rõ, siêu cao áp không chỉ là vấn đề kỹ thuật, mà còn là trụ cột quan trọng trong chiến lược an ninh năng lượng quốc gia. Trong năm năm tới, Trung Quốc sẽ tiếp tục triển khai hàng chục tuyến siêu cao áp trong “Kế hoạch Phát triển Điện lực 14-5”, bao gồm các dự án trọng điểm như từ Nội Mông đến Bắc Kinh-Tiến Bộ, từ Ninh Hạ đến Đồng bằng sông Dương Tử, nhằm thực hiện mục tiêu điều độ thống nhất “một mạng lưới toàn quốc”.

Tuy nhiên, cần lưu ý rằng mặc dù siêu cao áp rất tốt, nhưng cũng có hai điểm tranh cãi lâu dài:

• Đầu tư cao, thu hồi chậm: Một đường dây ±800kV thường có mức đầu tư vượt quá 20 tỷ nhân dân tệ, thời gian hoàn vốn vượt quá 10 năm;
• Khó khăn trong phối hợp liên tỉnh: Đường dây điện siêu cao áp cần đi qua nhiều khu vực hành chính, yêu cầu cao về cơ chế phối hợp giữa các chính quyền địa phương.

Hai vấn đề này đã xác định rằng UHV vẫn là “công trình quốc gia”, chứ không phải là cơ sở hạ tầng thị trường dưới quyết định tự do của doanh nghiệp. Nhưng không thể phủ nhận rằng, trong bối cảnh năng lượng mới nhanh chóng mở rộng và sự mất cân bằng cấu trúc khu vực gia tăng, siêu cao áp không còn là “lựa chọn” mà là lựa chọn bắt buộc cho “Internet năng lượng phiên bản Trung Quốc”.

Điện bán như thế nào?

Gửi điện đi, phát điện xong, tiếp theo là vấn đề cốt lõi nhất: làm thế nào để bán điện? Ai sẽ mua? Bao nhiêu tiền một kilowatt?

Đây cũng là yếu tố cốt lõi quyết định một dự án phát điện có sinh lời hay không. Trong hệ thống kinh tế kế hoạch truyền thống, vấn đề này rất đơn giản: Nhà máy điện phát điện → Bán cho mạng lưới điện quốc gia → Mạng lưới điện quốc gia điều phối thống nhất → Người dùng trả tiền điện, mọi thứ theo giá cả do nhà nước quy định.

Nhưng mô hình này đã hoàn toàn không còn khả thi sau khi năng lượng mới được kết nối vào lưới điện quy mô lớn. Chi phí biên của năng lượng mặt trời và năng lượng gió gần như bằng không, nhưng sản lượng của chúng thì có tính biến động và gián đoạn, không phù hợp để đưa vào hệ thống kế hoạch điện với giá cố định và cung cầu cứng. Do đó, từ việc “có thể bán được hay không” đã trở thành ranh giới sống còn của ngành năng lượng mới.

Theo quy định mới có hiệu lực từ năm 2025, tất cả các dự án phát điện năng lượng mới được bổ sung trên toàn quốc sẽ hoàn toàn bị hủy bỏ trợ cấp giá điện cố định, phải tham gia giao dịch trên thị trường, bao gồm:

• Hợp đồng giao dịch trung và dài hạn: tương tự như “điện bán trước”, các công ty phát điện ký hợp đồng trực tiếp với các công ty tiêu thụ điện, khóa trong một khoảng thời gian, giá cả và khối lượng điện nhất định;
• Giao dịch thị trường giao ngay: Giá điện có thể thay đổi mỗi 15 phút tùy thuộc vào sự biến động cung cầu điện năng trong thời gian thực;
• Thị trường dịch vụ hỗ trợ: Cung cấp dịch vụ ổn định lưới điện như điều chỉnh tần số, điều chỉnh áp suất, dự phòng, v.v.
• Giao dịch điện năng xanh: Người dùng tự nguyện mua điện năng xanh, kèm theo chứng chỉ điện năng xanh (GEC);
• Giao dịch thị trường carbon: Các doanh nghiệp phát điện có thể nhận được lợi ích bổ sung từ việc giảm phát thải carbon.

Hiện nay, cả nước đã thiết lập nhiều trung tâm giao dịch điện lực, như Công ty TNHH Trung tâm giao dịch điện lực Bắc Kinh, Quảng Châu, Hàng Châu, Tây An, v.v., chịu trách nhiệm thống nhất về việc khớp nối thị trường, xác nhận điện năng, và thanh toán giá điện.

Chúng ta hãy xem một ví dụ điển hình về thị trường giao ngay:

Vào mùa hè năm 2024, trong thời gian cao điểm nhiệt độ, thị trường điện lực giao ngay tại Quảng Đông xuất hiện sự biến động cực đoan, giá điện trong giờ thấp điểm giảm xuống chỉ còn 0.12 nhân dân tệ/kWh, trong khi giá điện cao điểm cao nhất đạt 1.21 nhân dân tệ/kWh. Dưới cơ chế này, các dự án năng lượng tái tạo nếu có thể điều độ linh hoạt (chẳng hạn như trang bị lưu trữ năng lượng), có thể “lưu điện với giá thấp, bán điện với giá cao”, thu được lợi nhuận chênh lệch khổng lồ.

So với trước đây, những dự án vẫn dựa vào hợp đồng trung và dài hạn nhưng thiếu khả năng điều chỉnh công suất chỉ có thể bán điện với giá khoảng 0,3-0,4 nhân dân tệ mỗi kilowatt giờ, thậm chí trong một số khoảng thời gian phải phát điện với giá bằng 0.

Vì vậy, ngày càng nhiều doanh nghiệp năng lượng mới bắt đầu đầu tư vào lưu trữ năng lượng đi kèm, một mặt để phản ứng với điều độ lưới điện, mặt khác để tận dụng chênh lệch giá.

Ngoài doanh thu từ giá điện, các doanh nghiệp năng lượng mới còn có một số nguồn thu nhập tiềm năng khác:

1. Giao dịch Chứng chỉ Điện lực Xanh (GEC). Năm 2024, các tỉnh thành như Giang Tô, Quảng Đông, Bắc Kinh đã khởi động nền tảng giao dịch GEC, người dùng (đặc biệt là các doanh nghiệp công nghiệp lớn) mua GEC với mục đích công bố carbon, mua sắm xanh, v.v. Theo dữ liệu của Hiệp hội Nghiên cứu Năng lượng, giá giao dịch GEC năm 2024 dao động từ 80-130 nhân dân tệ mỗi MWh, tương đương khoảng 0.08-0.13 nhân dân tệ/kWh, là một sự bổ sung lớn cho giá điện truyền thống.

2. Thị trường giao dịch carbon. Nếu dự án năng lượng mới được sử dụng để thay thế điện than và được đưa vào hệ thống giao dịch carbon quốc gia, thì có thể nhận được lợi ích từ “tài sản carbon”. Đến cuối năm 2024, giá thị trường carbon quốc gia khoảng 70 nhân dân tệ/tấn CO₂, mỗi kWh điện xanh giảm phát thải khoảng 0.8-1.2 kilogram, lợi nhuận lý thuyết khoảng 0.05 nhân dân tệ/kWh.

3. Điều chỉnh giá điện giờ cao điểm và khuyến khích phản ứng với nhu cầu. Các doanh nghiệp phát điện ký kết thỏa thuận điều chỉnh điện với người tiêu thụ năng lượng cao, có thể giảm tải trong giờ cao điểm hoặc trả điện cho lưới điện để nhận được trợ cấp bổ sung. Cơ chế này đang được thúc đẩy nhanh chóng trong các thí điểm tại tỉnh Sơn Đông, Chiết Giang, Quảng Đông.

Trong cơ chế này, khả năng sinh lợi của các dự án năng lượng mới không còn phụ thuộc vào “Tôi có thể phát bao nhiêu điện”, mà là:

• Tôi có thể bán với giá tốt không?
• Tôi có người mua lâu dài không?
• Tôi có thể giảm đỉnh lấp thung lũng không?
• Tôi có năng lực lưu trữ hoặc điều chỉnh nào không?
• Tôi có tài sản xanh nào có thể giao dịch không?

Mô hình dự án kiểu “giành chỉ tiêu, dựa vào trợ cấp” trong quá khứ đã đi đến hồi kết, các doanh nghiệp năng lượng mới trong tương lai phải có tư duy tài chính, khả năng vận hành thị trường, thậm chí cần phải quản lý tài sản điện như quản lý sản phẩm phái sinh một cách tinh vi.

Tóm lại, giai đoạn “bán điện” của năng lượng mới không còn đơn thuần là mối quan hệ mua bán, mà là một dự án hệ thống với điện là phương tiện, phối hợp với chính sách, thị trường, quyền carbon và tài chính để tham gia vào trò chơi chiến lược.

Tại sao lại có điện bị bỏ?

Đối với các dự án phát điện, rủi ro lớn nhất không bao giờ là việc nhà máy điện có được xây dựng hay không, mà là “sau khi xây dựng xong thì không bán được”. Và “bỏ điện” chính là kẻ thù im lặng nhưng chết người nhất trong giai đoạn này.

Khái niệm “bỏ điện” không có nghĩa là bạn không phát điện, mà là điện bạn phát ra không có người sử dụng, không có kênh, không có không gian điều phối, do đó chỉ có thể nhìn mà lãng phí một cách vô ích. Đối với một công ty điện gió hoặc điện mặt trời, việc bỏ điện không chỉ có nghĩa là mất mát doanh thu trực tiếp, mà còn có thể ảnh hưởng đến việc xin trợ cấp, tính toán điện năng, tạo chứng chỉ xanh, thậm chí ảnh hưởng đến xếp hạng ngân hàng và định giá tài sản trong tương lai.

Theo thống kê của Cục Quản lý Năng lượng Quốc gia Tây Bắc, tỷ lệ điện gió bị bỏ ở Tân Cương vào năm 2020 đã từng đạt tới 16,2%, trong khi các dự án năng lượng mặt trời ở Cam Túc, Thanh Hải cũng xuất hiện tỷ lệ bỏ điện trên 20%. Mặc dù đến cuối năm 2024, con số này đã giảm xuống lần lượt là 2,9% và 2,6%, nhưng ở một số khu vực và thời điểm, việc bỏ điện vẫn là thực tế mà các nhà đầu tư không thể tránh khỏi - đặc biệt trong các tình huống điển hình vào buổi trưa có ánh sáng mặt trời cao và tải thấp, điện mặt trời bị hệ thống điều độ “đè” rất nhiều, tức là đã phát nhưng cũng như không.

Nhiều người sẽ nghĩ rằng việc bỏ điện là do “không đủ điện sử dụng”, nhưng thực chất đó là kết quả của sự mất cân bằng trong việc điều phối hệ thống.

Đầu tiên là nút thắt vật lý: Ở một số khu vực tập trung tài nguyên, công suất trạm biến áp đã bão hòa, việc kết nối lưới điện trở thành hạn chế lớn nhất, dự án được phê duyệt nhưng không thể kết nối. Thứ hai là cơ chế điều độ cứng nhắc. Trung Quốc hiện vẫn lấy tính ổn định của tổ máy điện than làm trung tâm điều độ, sự không chắc chắn trong sản lượng năng lượng mới khiến các đơn vị điều độ thường “hạn chế kết nối” để tránh dao động hệ thống. Thêm vào đó, sự chậm trễ trong việc điều phối tiêu thụ giữa các tỉnh dẫn đến nhiều điện mặc dù lý thuyết là “có người cần”, nhưng do quy trình hành chính và các kênh liên tỉnh “không thể gửi đi”, cuối cùng chỉ có thể bị bỏ qua. Còn ở cấp độ thị trường thì là một hệ thống quy tắc lỗi thời khác: Thị trường điện giao ngay vẫn ở giai đoạn sơ khai, cơ chế dịch vụ bổ trợ, hệ thống tín hiệu giá còn xa mới hoàn thiện, cơ chế điều chỉnh lưu trữ năng lượng và phản ứng nhu cầu ở hầu hết các tỉnh vẫn chưa hình thành quy mô.

Thực ra, ở cấp độ chính sách không phải là không có phản hồi.

Kể từ năm 2021, Cục Năng lượng Quốc gia đã đưa “Đánh giá khả năng tiêu thụ năng lượng mới” vào quy trình phê duyệt dự án, yêu cầu chính quyền địa phương xác định “chỉ tiêu có thể tiếp nhận” tại địa phương, và trong nhiều chính sách của giai đoạn “14-5” đã đề xuất thúc đẩy tích hợp nguồn lưới tải lưu trữ, xây dựng trung tâm tải địa phương, hoàn thiện cơ chế giao dịch thị trường giao ngay, và bắt buộc lắp đặt hệ thống lưu trữ năng lượng để giảm đỉnh và lấp đầy đáy. Đồng thời, nhiều chính quyền địa phương đã ban hành chế độ trách nhiệm về “tỷ lệ tiêu thụ tối thiểu”, làm rõ số giờ sử dụng trung bình hàng năm của các dự án năng lượng mới không được thấp hơn mức chuẩn quốc gia, buộc các bên thực hiện dự án phải xem xét trước các biện pháp điều chỉnh. Mặc dù những biện pháp này có hướng đi đúng, nhưng tiến độ thực hiện vẫn còn chậm rõ rệt - ở nhiều thành phố có công suất lắp đặt năng lượng mới tăng vọt, việc cải tạo lưới điện chậm trễ, việc lắp đặt lưu trữ năng lượng trì trệ, quyền điều phối khu vực không rõ ràng vẫn là những vấn đề phổ biến, nhịp độ giữa sự thúc đẩy từ thể chế và sự phối hợp của thị trường vẫn chưa khớp nhau.

Quan trọng hơn, việc bỏ điện không chỉ đơn giản là “kém hiệu quả kinh tế”, mà là một cuộc xung đột giữa không gian tài nguyên và cấu trúc制度. Tài nguyên điện lực ở phía Tây Bắc phong phú, nhưng giá trị phát triển của nó phụ thuộc vào hệ thống truyền tải và điều phối lưới điện qua các tỉnh và khu vực, trong khi ranh giới hành chính và thị trường của Trung Quốc hiện nay là rất phân chia. Điều này dẫn đến việc một lượng lớn điện năng “có thể sử dụng về mặt kỹ thuật” lại không có chỗ đứng trong hệ thống, trở thành một dạng dư thừa thụ động.

Tại sao điện ở Trung Quốc không thể được sử dụng cho việc khai thác tiền điện tử?

Trong khi một lượng lớn điện năng “có sẵn về mặt kỹ thuật, nhưng không có chỗ để sử dụng về mặt thể chế” bị bỏ hoang, một kịch bản sử dụng điện vốn bị gạt ra ngoài lề - khai thác tiền điện tử, đã xuất hiện trong những năm qua theo hình thức ngầm và du kích, và lại một lần nữa đạt được vị trí “cần thiết về cấu trúc” trong một số khu vực.

Điều này không phải ngẫu nhiên, mà là sản phẩm tự nhiên của một số cấu trúc khoảng trống. Khai thác tiền điện tử như một hoạt động tính toán tức thời tiêu tốn nhiều điện năng và có độ can thiệp liên tục thấp, logic vận hành của nó tương thích tự nhiên với các dự án phát điện từ năng lượng gió và mặt trời bị bỏ đi. Các mỏ không cần đảm bảo điều độ ổn định, không yêu cầu lưới điện phải kết nối, thậm chí có thể chủ động phối hợp điều độ để đắp đập và lấp đầy thung lũng. Quan trọng hơn, nó có thể biến điện không ai muốn, ngoài thị trường, thành tài sản trên chuỗi, từ đó tạo ra một con đường “biến đổi thặng dư”.

Từ góc độ kỹ thuật thuần túy, đây là một sự cải thiện về hiệu quả năng lượng; nhưng từ góc độ chính sách, nó luôn ở trong một vị trí khó xử.

Chính phủ đại lục Trung Quốc đã ngừng khai thác vào năm 2021, lý do chính không phải là điện năng mà là những rủi ro tài chính và vấn đề định hướng ngành nghề đứng sau. Điều đầu tiên liên quan đến sự không minh bạch trong con đường tài sản tiền điện tử, dễ dẫn đến các vấn đề quản lý như huy động vốn trái phép, chênh lệch giá qua biên giới; điều thứ hai liên quan đến đánh giá ngành nghề “tiêu thụ năng lượng cao mà đầu ra thấp”, không phù hợp với chủ đề chiến lược tiết kiệm năng lượng và giảm carbon hiện nay.

Nói cách khác, việc khai thác có phải là “tải hợp lý” hay không không phụ thuộc vào việc nó có tiêu thụ năng lượng dư thừa hay không, mà phụ thuộc vào việc nó có được đưa vào “cấu trúc chấp nhận” trong bối cảnh chính sách hay không. Nếu nó vẫn tồn tại theo cách không minh bạch, không tuân thủ và không thể kiểm soát, thì nó chỉ có thể được phân loại là “tải xám”; nhưng nếu có thể giới hạn khu vực, nguồn điện, giá điện và mục đích sử dụng trên chuỗi, trong một khuôn khổ tuân thủ, nó cũng không nhất thiết không thể trở thành một phần của chính sách.

Thiết kế lại này không phải là không có tiền lệ. Trên thế giới, các nước như Kazakhstan, Iran, Georgia đã đưa “tải lực tính toán” vào hệ thống cân bằng điện, thậm chí thông qua cách “đổi điện lấy stablecoin”, hướng dẫn các mỏ mang lại cho quốc gia các tài sản số như USDT hoặc USDC, như là nguồn thay thế cho dự trữ ngoại hối. Trong cấu trúc năng lượng của những quốc gia này, việc khai thác được định nghĩa lại là “tải trọng điều chỉnh cấp chiến lược”, vừa phục vụ cho việc điều chỉnh lưới điện, vừa phục vụ cho việc tái cấu trúc hệ thống tiền tệ.

Còn Trung Quốc, mặc dù không thể bắt chước cách tiếp cận quyết liệt này, nhưng có thể phục hồi quyền tồn tại của các mỏ một cách có điều kiện, giới hạn và từng phần hay không? Đặc biệt trong giai đoạn áp lực bỏ điện kéo dài và điện xanh chưa thể hoàn toàn được thị trường hóa trong ngắn hạn, việc coi các mỏ như cơ chế chuyển tiếp để tiêu thụ năng lượng và coi Bitcoin như tài sản trên chuỗi để phân phối kín có thể gần gũi với thực tế hơn so với việc thu hồi một cách đồng loạt, đồng thời phục vụ tốt hơn cho chiến lược tài sản số dài hạn của quốc gia.

Đây không chỉ là một sự đánh giá lại về khai thác, mà còn là một sự định nghĩa lại về “ranh giới giá trị của điện”.

Trong hệ thống truyền thống, giá trị của điện phụ thuộc vào ai mua và mua như thế nào; trong khi trong thế giới chuỗi, giá trị của điện có thể tương ứng trực tiếp với một đoạn sức mạnh tính toán, một loại tài sản, hoặc một con đường tham gia vào thị trường toàn cầu. Khi các quốc gia dần xây dựng cơ sở hạ tầng sức mạnh AI, thúc đẩy dự án Đông số Tây tính, và xây dựng hệ thống đồng nhân dân tệ kỹ thuật số, liệu có nên trong các bản đồ chính sách, để lại một lối đi trung lập về công nghệ và có thể kiểm soát cho một “cơ chế hiện thực hóa năng lượng trên chuỗi”?

Khai thác Bitcoin có lẽ là kịch bản thực tiễn đầu tiên của Trung Quốc trong việc chuyển đổi năng lượng thành tài sản kỹ thuật số trong trạng thái “không có người trung gian” - vấn đề này nhạy cảm, phức tạp nhưng không thể né tránh.

Kết luận: Quyền sở hữu điện lực là một bài kiểm tra thực tế.

Hệ thống điện của Trung Quốc không lạc hậu. Năng lượng gió trải dài trên sa mạc, ánh nắng chiếu sáng các đồi cát, đường dây siêu cao áp xuyên qua các vùng hoang vu hàng nghìn dặm, đưa một kilowatt giờ điện từ biên giới vào các tòa nhà cao tầng và trung tâm dữ liệu ở các thành phố phía Đông.

Trong kỷ nguyên số, điện không chỉ là nhiên liệu cho ánh sáng và công nghiệp, mà còn đang trở thành cơ sở hạ tầng cho việc tính toán giá trị, là rễ của chủ quyền dữ liệu, và là biến số không thể bỏ qua khi trật tự tài chính mới được tái tổ chức. Hiểu được hướng chảy của “điện”, một phần nào đó, là hiểu cách mà hệ thống thiết lập ranh giới đủ điều kiện. Điểm đến của một kilowatt giờ không bao giờ là điều mà thị trường tự nhiên quyết định, mà ẩn chứa vô số quyết định phía sau. Điện không phân bố đều, nó luôn phải chảy về phía những người được phép, những tình huống được công nhận, và những câu chuyện được chấp nhận.

Tranh cãi về khai thác Bitcoin không bao giờ nằm ở việc nó tiêu tốn bao nhiêu điện, mà ở chỗ liệu chúng ta có sẵn sàng công nhận nó là một “sự tồn tại hợp lý” - một kịch bản sử dụng có thể được đưa vào điều độ năng lượng quốc gia hay không. Chừng nào nó chưa được công nhận, nó chỉ có thể lẩn khuất trong vùng xám, vận hành trong những khe hẹp; nhưng một khi được xác định, nó phải được đặt vào một cách có chế định - có ranh giới, có điều kiện, có quyền giải thích và có cơ chế giám sát.

Điều này không phải là về việc nới lỏng hoặc siết chặt một ngành công nghiệp, mà là một vấn đề về thái độ của một hệ thống đối với “tải không quy ước”.

Và chúng ta, đang đứng ở ngã ba này, nhìn chằm chằm vào sự lựa chọn này đang âm thầm diễn ra.

Tài liệu tham khảo

[1] Trang web Chính phủ Trung Quốc, “Dữ liệu thống kê ngành điện lực quốc gia năm 2024”, tháng 1 năm 2025.

[2] IEA, “Renewables 2024 Global Report”, tháng 1 năm 2025.

[3] Cục Năng lượng Quốc gia, Phụ lục của “Báo cáo Vận hành Năng lượng Năm 2024”.

[4] Ủy ban phát triển quốc gia và cải cách, Viện năng lượng, “Tiến độ xây dựng cơ sở năng lượng gió và ánh sáng 'Sa Go Hoang',” tháng 12 năm 2024.

[5] Ủy ban phát triển và cải cách quốc gia, “Quy chế tạm thời quản lý các dự án phát điện năng lượng tái tạo”, năm 2023.

[6] Reuters, “Báo cáo đánh giá hệ thống truyền tải điện UHV Trung Quốc”, tháng 5 năm 2025.

[7] Infolink Group, “Phân tích việc hủy bỏ trợ cấp giá điện cố định năng lượng tái tạo Trung Quốc”, tháng 3 năm 2025.

[8] Trung tâm Điều độ Điện lực Quốc gia, “Thông báo Vận hành Thị trường điện Bắc Trung Quốc (2024)”.

[9] REDex Insight, “Bản đồ đường đi của Thị trường Điện lực Thống nhất Trung Quốc”, tháng 12 năm 2024.

[10] Hiệp hội Doanh nghiệp Điện lực Trung Quốc, “Phụ lục Báo cáo Ngành Điện lực Năm 2024”.

[11] Cục Quản lý năng lượng Quốc gia Tây Bắc, “Báo cáo tình hình bỏ qua gió và ánh sáng Tây Bắc”, tháng 12 năm 2024.

[12] Nghiên cứu năng lượng, “Báo cáo quan sát thí điểm giao dịch chứng nhận điện xanh”, tháng 1 năm 2025.

[13] CoinDesk, “Phân tích điều chỉnh chính sách đào của Kazakhstan”, tháng 12 năm 2023.