Kỳ nghỉ "Nguyên Đán", lái xe tự lái xuyên qua hành lang Hoài Tây, từ Vũ Uy đến Trương Dịch, Cửu Tuyền, rồi đến Đôn Hoàng. Lái xe trên con đường sa mạc, hai bên đường thường xuất hiện những cánh quạt gió, lặng lẽ đứng trên sa mạc, thật hùng vĩ, như một bức tường thành đầy cảm giác khoa học viễn tưởng.
Bức tường thành vĩ đại của một ngàn năm trước, bảo vệ biên giới và lãnh thổ, nhưng hôm nay, những tuabin gió và các dãy pin mặt trời 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 một cách có hệ thống, tích hợp vào chiến lược quốc gia, trở thành một phần của khả năng chủ quyền như ngày hôm nay.
Trong ngành Web3, mọi người đều biết rằng khai thác là một sự tồn tại vô cùng cơ bản, là một trong những cơ sở hạ tầng nguyên thủy và vững chắc nhất của hệ sinh thái này. Mỗi lần chuyển đổi giữa thị trường tăng và giảm, mỗi lần thịnh vượng trên chuỗi đều không thể thiếu tiếng máy khai thác hoạt động liên tục. Và mỗi khi chúng ta nói đến khai thác, điều mà chúng ta bàn luận nhiều nhất chính là hiệu suất của máy khai thác và giá điện - liệu khai thác có thể kiếm tiền không, giá điện có cao không, và ở đâu có thể tìm thấy điện giá rẻ.
Tuy nhiên, khi nhìn thấy con đường điện lực kéo dài ngàn dặm này, tôi bỗng nhận ra rằng tôi hoàn toàn không hiểu về điện: nó phát ra từ đâu? Ai có thể phát điện? Nó được truyền từ sa mạc đến hàng ngàn 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 khác cũng đầy tò mò về những vấn đề này. Vì vậy, tôi dự định thông qua bài viết này, thực hiện một số bài học hệ thống, từ cơ chế phát điện của Trung Quốc, cấu trúc lưới điện, giao dịch điện, cho đến cơ chế tiếp cận cuối cùng, để hiểu lại một kilowatt giờ.
Tất nhiên, đây là lần đầu tiên luật sư Hồng Lâm tiếp xúc với chủ đề và ngành nghề hoàn toàn mới mẻ này, chắc chắn sẽ có những thiếu sót và sơ suất, cũng mong các bạn hãy đóng góp ý kiến quý báu.
Trung Quốc thực sự có bao nhiêu điện?
Chúng ta hãy xem xét một thực tế 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 cả năm 2024 đạt 9.4181 triệu tỷ kilowatt giờ, 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 đạt 70% sản lượng của Trung Quốc. Điều này có nghĩa là, không chỉ chúng ta có điện, mà chúng ta còn đang ở trong trạng thái "thừa điện" và "cấu trúc tái cấu trúc".
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 điện mặt trời khoảng 140 triệu kilowatt, điện gió đạt 77 triệu kilowatt. Từ tỷ lệ nhìn nhận, năm 2024, lượng công suất lắp đặt mới của điện mặt trời ở Trung Quốc chiếm 52% toàn cầu, lượng công suất lắp đặt mới của điện 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 mạnh về năng lượng truyền thống, mà dần dần nghiêng về phía tây bắc. Các tỉnh như Cam Túc, Tân Cương, Ninh Hạ, Thanh Hải đã trở thành "các tỉnh năng lượng mới", đang dần chuyển mình từ "nơi xuất khẩu tài nguyên" thành "trung tâm sản xuất năng lượng". Để hỗ trợ cho sự chuyển mình này, Trung Quốc đã triển khai kế hoạch cơ sở năng lượng mới cấp quốc gia tại khu vực "Sa Khô Hoang": tập trung lắp đặt hơn 400 triệu kilowatt năng lượng gió và năng lượng mặt trời tại các khu vực sa mạc, hoang mạc và đất khô cằn, trong đó khoảng 120 triệu kilowatt đầu tiên đã được đưa vào kế hoạch đặc biệt "14-5".
* Nhà máy điện nhiệt mặt trời dạng tháp muối nóng chảy 100 megawatt đầu tiên ở Châu Á, Đôn Hoàng
Trong khi đó, điện than truyền thống vẫn chưa hoàn toàn rút lui, mà đang dần chuyển đổi sang các nguồn điện điều tiết và linh hoạt. Dữ liệu từ Cục Năng lượng Quốc gia cho thấy, vào năm 2024, công suất lắp đặt điện than toàn quốc chỉ 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 hình thành.
Về cấu trúc không gian, tổng cung cầu năng lượng điện trong cả nước vào năm 2024 sẽ cân bằng, nhưng vẫn tồn tại tình trạng thừa cấu trúc ở một số khu vực, đặc biệt là trong một số khoảng thời gian tại khu vực Tây Bắc xuất hiện tình trạng "nhiều điện nhưng không sử dụng được", điều này cũng cung cấp bối cảnh thực tế cho cuộc thảo luận sau này của chúng tôi về "liệu việc khai thác Bitcoin có phải là cách xuất khẩu thừa điện hay không".
Tóm lại là: Trung Quốc hiện không thiếu điện, mà thiếu là "điện có thể điều chỉnh", "điện có thể tiêu thụ" và "điện có thể kiếm tiền".
Điện ai có thể gửi?
Tại Trung Quốc, việc phát điện không phải là một việc bạn muốn làm thì có thể làm, nó không thuộc về một ngành hoàn toàn thị trường, mà giống như một "nhượng quyền" có lối vào chính sách và có trần giám sát.
Theo quy định quản lý giấy phép kinh doanh điện lực, tất cả các đơn vị muốn tham gia vào hoạt động 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 hình công nghệ, quy trình xin 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?
·Có đã nhận 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 công nghệ, vốn đầy đủ, an toàn và đáng tin cậy không?
Điều này có nghĩa là trong việc "có thể phát điện", quyền hành chính, cấu trúc năng lượng và hiệu quả thị trường đều tham gia vào trò chơi cùng một lúc.
Hiện tại, các chủ thể phát điện ở Trung Quốc chủ yếu được chia thành ba loại:
Loại đầu tiên là năm tập đoàn phát điện lớn: Tập đoàn Năng lượng Quốc gia, Tập đoàn Huaneng, Tập đoàn Datang, Tập đoàn Huaneng, Tập đoàn Đầu tư Điện lực Quốc gia. Những doanh nghiệp này nắm giữ hơn 60% tài nguyên điện than tập trung của cả nước, đồng thời cũng tích cực đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo. Ví dụ, Tập đoàn Năng lượng Quốc gia sẽ bổ sung thêm hơn 11 triệu kilowatt công suất gió vào năm 2024, duy trì vị thế dẫn đầu trong ngành.
Loại thứ hai là các doanh nghiệp nhà nước địa phương: chẳng hạn như Năng lượng Tân Bến Thượng Hải, Điện lực Kinh Năng, Tập đoàn Đầu tư Thiểm Tây. Những doanh nghiệp này thường gắn bó với chính quyền địa phương, chiếm vai trò quan trọng trong việc phân bố điện lực ở địa phương, đồng thời đảm nhận một số "nhiệm vụ chính sách".
Loại thứ ba là các doanh nghiệp tư nhân và sở hữu hỗn hợp: đại diện tiêu biểu 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 năng lượng mặt trời, tích hợp lưu trữ, phát điện phân tán, và cũng đã nhận được "quyền ưu tiên chỉ tiêu" ở một số tỉnh.
Nhưng ngay cả khi bạn là một công ty năng lượng mới hàng đầu, điều đó cũng không có nghĩa là bạn "muốn xây dựng thì xây dựng" nhà máy điện. Điểm khó khăn ở đây thường xuất hiện ở ba khía cạnh:
Chỉ tiêu dự án
Các dự án phát điện cần được đưa vào kế hoạch phát triển năng lượng hàng năm của địa phương, phải có chỉ tiêu của dự án gió và năng lượng 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 "cấu hình cạnh tranh", chấm điểm theo mức độ tiết kiệm đất, hiệu suất thiết bị, cấu hình lưu trữ năng lượng, nguồn vốn, v.v., để chọn lựa.
Kết nối lưới điện
Sau khi dự án được phê duyệt, bạn vẫn phải xin đánh giá hệ thống kết nối từ Tập đoàn Điện lực Quốc gia hoặc Tập đoàn Điện lực phía Nam. Nếu trạm biến áp địa phương đã đầy công suất hoặc không có kênh truyền tải, thì dự án bạn xây dựng cũng không có tác dụng. 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.
Năng lực tiếp nhận
Dù dự án đã được phê duyệt, và đường dây cũng đã có, nếu tải địa phương không đủ, và các hành lang liên vùng chưa được thông suốt, điện của bạn cũng có thể "không ai sử dụng". Vấn đề "bỏ gió bỏ ánh sáng" đã xuất hiện. Cục Năng lượng Quốc gia trong thông báo năm 2024 đã chỉ ra rằng, một số địa phương thậm chí đã bị tạm dừng việc kết nối các dự án năng lượng tái tạo mới do tập trung triển khai dự án, vượt quá tải.
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 các 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 thương mại và công nghiệp" để tránh những rào cản trong phê duyệt tập trung và tiêu thụ.
Từ góc độ thực tiễn ngành, cấu trúc ba tầng "nhập khẩu chính sách + ngưỡng kỹ thuật + thương thảo điều phối" này đã quyết định rằng ngành điện của Trung Quốc vẫn thuộc về "thị trường có điều kiện gia nhập cấu trúc", nó không tự nhiên loại trừ vốn tư nhân, nhưng cũng rất khó để cho phép hoàn toàn dựa vào động lực thị trường.
Điện được vận chuyển như thế nào?
Trong lĩnh vực năng lượng, có một "nghịch lý điện lực" được truyền tụng rộng rãi: tài nguyên ở phía Tây, tiêu thụ điện ở phía Đông; điện được phát ra nhưng không thể chuyển đi.
Đây là vấn đề điển hình của cấu trúc năng lượng Trung Quốc: Tây Bắc có nhiều ánh sáng mặt trời và gió, nhưng mật độ dân số thấp, khối lượng công nghiệp nhỏ; Đông Bộ phát triển kinh tế, tiêu thụ điện lớn, nhưng nguồn tài nguyên năng lượng mới có thể khai thác tại địa phương rất hạn chế.
Vậy phải làm sao? Câu trả lời là: xây dựng truyền tải điện siêu cao áp (UHV), dùng "đường cao tốc điện" để 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 đó, các dự án truyền tải điện một chiều đặc biệt quan trọng, vì chúng có thể thực hiện việc truyền tải hướng đi với tổn thất thấp và dung lượng lớn ở khoảng cách rất xa. Ví dụ:
·Dòng điện một chiều ±800kV "Qinghai - Hà Nam": dài 1587 km, truyền điện từ cơ sở năng lượng mặt trời ở vùng Chaidamu, Qinghai đến cụm đô thị Trung Nguyên;
·「昌吉—古泉」±1100kV đường dây truyền tải điện một chiều: dài 3293 km, thiết lập kỷ lục toàn cầu về khoảng cách truyền tải và mức điện áp.
·「Shaanbei - Vũ Hán」±800kV đường dây truyền tải điện một chiều: phục vụ cơ sở năng lượng Shaanbei và khu vực công nghiệp Trung Trung Bộ, khả năng truyền điện hàng năm vượt quá 66 tỷ kilowatt giờ.
Mỗi tuyến đường dây siêu cao áp đều là một "dự án cấp quốc gia", do 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 tới hàng trăm tỷ nhân dân tệ, thời gian thi công từ 2 đến 4 năm, thường cần phối hợp liên tỉnh, đánh giá tác động môi trường và hỗ trợ việc di dời.
Vậy tại sao lại cần phải phát triển siêu cao áp? Thực ra, vấn đề này liên quan đến việc phân phối lại nguồn lực:
Tái phân phối tài nguyên không gian
Tài nguyên phong cảnh và dân số, công nghiệp của Trung Quốc bị chênh lệch 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. Truyền tải siêu cao áp chính là việc sử dụng "khả năng truyền tải điện" để thay thế "tài nguyên thiên nhiên".
Cơ chế cân bằng giá điện
Do sự khác biệt lớn trong cấu trúc giá điện giữa phía cung và phía tiêu thụ, truyền tải điện siêu cao áp cũng đã trở thành công cụ để điều chỉnh sự chênh lệch giá điện khu vực. Khu vực Trung Đông và phía Đông có thể nhận được điện xanh giá tương đối thấp, trong khi phía Tây có thể đạt được lợi nhuận từ việc chuyển hóa năng lượng.
Thúc đẩy việc tiêu thụ năng lượng mới
Không có kênh truyền tải điện, khu vực Tây Bắc rất dễ xuất hiện tình trạng "nhiều điện nhưng không sử dụng được" của gió và năng lượng mặt trời. Vào khoảng năm 2020, tỷ lệ điện bị bỏ phí ở Cam Túc, Thanh Hải và Tân Cương đã từng vượt quá 20%. Sau khi xây dựng đường dây điện siêu cao áp, những con số này đã giảm xuống dưới 3%, điều này chính là nhờ vào việc nâng cao năng lực truyền tải điện.
Cấp quốc gia đã rõ ràng rằng 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 lần thứ 14", bao gồm các dự án trọng điểm từ Nội Mông đến Bắc Kinh-Tiền Giang, từ Ninh Hạ đến Đồng bằng sông Dương Tử, nhằm đạt được mục tiêu điều độ thống nhất "mạng lưới quốc gia".
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 tuyến đường dây DC ±800kV thường có mức đầu tư vượt quá 20 tỷ nhân dân tệ, thời gian hoàn vốn trên 10 năm;
·Khó khăn trong phối hợp liên tỉnh: Đường dây truyền tải siêu cao áp cần đi qua nhiều khu vực hành chính, đặt ra yêu cầu cao đối với cơ chế phối hợp giữa các chính quyền địa phương.
Hai vấn đề này đã quyết định rằng UHV vẫn là "dự án quốc gia", chứ không phải là cơ sở hạ tầng thị trường dựa trên quyết định tự do của doanh nghiệp. Nhưng không thể phủ nhận rằng, trong bối cảnh năng lượng mới đang phát triển nhanh chóng và sự mất cân đối cấu trúc khu vực gia tăng, đường dây siêu cao áp đã 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 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 liệu một dự án phát điện có sinh lợi hay không. Trong hệ thống kinh tế kế hoạch truyền thống, vấn đề này rất đơn giản: Nhà máy phát điện → Bán cho lưới điện quốc gia → Lưới điện quốc gia điều phối đồng bộ → Người dùng trả tiền điện, mọi thứ theo giá cả do nhà nước định.
Nhưng mô hình này đã hoàn toàn không còn khả thi sau khi năng lượng mới được hòa lưới quy mô lớn. Chi phí biên của năng lượng mặt trời và điện gió gần như bằng không, nhưng sản lượng của chúng có tính biến động và gián đoạn, không phù hợp để đưa vào hệ thống kế hoạch điện cố định, cung cầu cứng nhắc. Do đó, từ "có thể bán ra 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, và phải tham gia giao dịch thị trường, bao gồm:
·Giao dịch hợp đồng 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 một khoảng thời gian nhất định, giá cả và số lượng điện.
·Giao dịch thị trường giao ngay: Giá điện có thể thay đổi mỗi 15 phút tùy theo biến động cung cầu điện năng theo 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 lực xanh: Người dùng tự nguyện mua điện lực xanh, kèm theo chứng chỉ điện lực xanh (GEC);
·Thị trường carbon: Các công ty phát điện có thể nhận được lợi nhuận bổ sung do giảm phát thải carbon.
Hiện nay, cả nước đã thành 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 việc kết nối thị trường, xác nhận điện năng, thanh toán giá điện, v.v.
Chúng ta hãy xem một ví dụ điển hình của thị trường giao ngay:
Vào mùa hè năm 2024, thị trường điện lực giao ngay tại Quảng Đông xuất hiện biến động cực đoan, giá điện trong giờ thấp điểm giảm xuống chỉ còn 0,12 nhân dân tệ /kWh, trong khi giá cao nhất trong giờ cao điểm đạt tới 1,21 nhân dân tệ /kWh. Trong cơ chế này, nếu các dự án năng lượng tái tạo có thể điều phối 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 các dự án vẫn phụ thuộc vào hợp đồng trung và dài hạn nhưng thiếu khả năng điều tiết, chỉ có thể bán điện với giá khoảng 0,3-0,4 nhân dân tệ mỗi kWh, thậm chí trong một số thời gian phải chuyển điện với giá bằng 0.
Vì vậy, ngày càng nhiều doanh nghiệp năng lượng mới bắt đầu đầu tư vào lưu trữ tích hợp, một mặt dùng để phản ứng điều độ lưới điện, mặt khác để thực hiện 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:
Giao dịch chứng chỉ điện 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 từ Hiệp hội Nghiên cứu Năng lượng, giá giao dịch GEC năm 2024 dao động từ 80-130 nhân dân tệ cho mỗi MWh, tương đương khoảng 0,08-0,13 nhân dân tệ /kWh, là một sự bổ sung lớn cho giá điện truyền thống.
Giao dịch thị trường carbon. Nếu dự án năng lượng mới được sử dụng để thay thế điện than và được đưa vào hệ thống giao dịch phát thải carbon quốc gia, thì có thể nhận được lợi ích từ "tài sản carbon". Tính đến cuối năm 2024, giá thị trường carbon quốc gia khoảng 70 nhân dân tệ / tấn CO₂, mỗi kilowatt giờ điện xanh giảm phát thải khoảng 0.8-1.2 kg, lợi nhuận lý thuyết khoảng 0.05 nhân dân tệ /kWh.
Điều chỉnh giá điện theo giờ cao điểm và khuyến khích phản ứng nhu cầu. Các công ty phát điện ký thỏa thuận điều chỉnh điện với những người tiêu thụ năng lượng cao, giảm tải trong giờ cao điểm hoặc gửi điện trở lại lưới điện, có thể nhận được trợ cấp bổ sung. Cơ chế này đã được triển khai nhanh chóng trong các thí điểm tại các khu vực như Sơn Đông, Chiết Giang, Quảng Đông.
Trong cơ chế này, khả năng sinh lời 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 khách hàng lâu dài không?
·Tôi có thể giảm đỉnh lấp thung lũng không?
·Tôi có khả năng lưu trữ năng lượng hoặc khả năng điều chỉnh khác không?
·Tôi có tài sản xanh nào có thể giao dịch không?
Mô hình dự án "cạnh tranh chỉ tiêu, dựa vào trợ cấp" trong quá khứ đã 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 phải quản lý tài sản điện lực một cách tinh vi như làm các sản phẩm phái sinh.
Tóm lại trong một câu: Giai đoạn "bán điện" của năng lượng mới không còn đơn giản là mối quan hệ mua bán, mà là một dự án hệ thống với điện là phương tiện, phối hợp đấu tranh với chính sách, thị trường, quyền carbon và tài chính.
Tại sao lại có điện bị bỏ đi?
Đối với các dự án 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 không bán được". Và "bỏ điện" chính là kẻ thù im lặng nhưng chết người nhất trong giai đoạn này.
Thuật ngữ "bỏ điện" không có nghĩa là bạn không phát điện, mà là điện bạn phát ra không có người dùng, không có kênh, không có không gian điều phối, vì vậy chỉ có thể lãng phí một cách vô ích. Đối với một công ty năng lượng gió hoặc năng lượng mặt trời, việc bỏ điện không chỉ có nghĩa là mất mát trực tiếp về doanh thu, mà còn có thể ảnh hưởng đến việc xin trợ cấp, tính toán điện năng, tạo chứng nhận xanh, thậm chí ảnh hưởng đến xếp hạng ngân hàng và định giá tài sản sau này.
Theo thống kê của Cục Quản lý Nhà nước về năng lượng khu vực Tây Bắc, tỷ lệ điện gió bị bỏ ở Tân Cương vào năm 2020 đã từng cao 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, số liệu này đã giảm xuống lần lượt còn 2,9% và 2,6%, nhưng ở một số khu vực và thời điểm, việc bỏ điện vẫn là thực tế khó tránh khỏi đối với các nhà đầu tư dự án - đặc biệt trong các tình huống điển hình vào giữa trưa với ánh sáng cao và tải thấp, điện mặt trời thường bị hệ thống điều độ "ép đơn", có nghĩa là phát cũng như không phát.
Nhiều người sẽ nghĩ rằng việc từ bỏ điện là do "không đủ điện sử dụng", nhưng bản chất của nó 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 vào lưới điện trở thành giới hạn lớn nhất, các dự án được phê duyệt nhưng không thể kết nối vào lưới. Thứ hai là cơ chế điều độ cứng nhắc. Trung Quốc hiện vẫn dựa vào tính ổn định của các tổ máy nhiệt điện làm trung tâm điều độ, sự không chắc chắn của năng lượng tái tạo khiến các đơn vị điều độ thường "hạn chế kết nối", nhằm tránh dao động hệ thống. Thêm vào đó, việc phối hợp tiêu thụ giữa các tỉnh diễn ra chậm chạp, dẫn đến nhiều điện mặc dù lý thuyết là "có người cần", nhưng lại "không gửi đi được" do quy trình hành chính và các kênh liên tỉnh, cuối cùng chỉ có thể bỏ đi. Ở cấp độ thị trường lại là một hệ thống quy tắc chậm chạp khác: Thị trường điện giao ngay vẫn ở giai đoạn sơ khai, cơ chế dịch vụ hỗ trợ, hệ thống tín hiệu giá còn xa mới hoàn thiện, cơ chế điều chỉnh năng lượng lưu trữ và phản ứng nhu cầu vẫn chưa hình thành quy mô ở hầu hết các tỉnh.
Thực ra, ở cấp độ chính sách cũng không phải là không có phản hồi.
Kể từ năm 2021, Cục Năng lượng Quốc gia đã đưa "Đánh giá khả năng tiếp nhận năng lượng mới" vào quy trình phê duyệt dự án, yêu cầu chính quyền địa phương làm rõ "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 và lưu trữ, xây dựng trung tâm tải tại địa phương, hoàn thiện cơ chế giao dịch thị trường giao ngay, và bắt buộc lắp đặt hệ thống lưu trữ để giảm đỉnh lấp đáy. Đồng thời, nhiều chính quyền địa phương đã ban hành chế độ trách nhiệm "tỷ lệ tiếp nhận tối thiểu", xác định số giờ sử dụng trung bình hàng năm của các dự án nối lưới năng lượng mới không được thấp hơn mức chuẩn quốc gia, buộc các bên dự án phải xem xét sớm các biện pháp điều chỉnh. Mặc dù những biện pháp này có định hướng đúng đắn, nhưng tiến độ thực hiện vẫn còn chậm rõ rệt - ở nhiều thành phố có công suất năng lượng mới tăng vọt, việc cải tạo lưới điện bị chậm trễ, việc lắp đặt lưu trữ diễn ra chậm, và quyền điều độ khu vực không rõ ràng vẫn là những vấn đề phổ biến, nhịp độ thúc đẩy từ hệ thống và sự phối hợp từ thị trường vẫn chưa khớp nhau.
Điều quan trọng hơn là, việc từ bỏ điện không chỉ đơn giản là "không hiệu quả về kinh tế", mà là một cuộc xung đột giữa không gian tài nguyên và cấu trúc thể chế. Tài nguyên điện lực ở phía Tây Bắc rất phong phú, nhưng giá trị phát triển của nó phụ thuộc vào hệ thống truyền tải và điều độ điện lưới giữa các tỉnh và khu vực, trong khi ranh giới hành chính và thị trường của Trung Quốc hiện nay là rất phân tách. Điều này dẫn đến việc lượng điện "có thể sử dụng về mặt kỹ thuật" bị thiếu nơi để đặt trong thể chế, trở thành một dạng dư thừa bị động.
Tại sao điện ở Trung Quốc không thể được sử dụng để khai thác tiền điện tử?
Trong khi một lượng lớn điện năng "có sẵn về mặt kỹ thuật, nhưng không có chỗ để bố trí trong hệ thống" bị lãng phí, một kịch bản tiêu thụ điện mà trước đây bị gạt sang một bên - khai thác tiền điện tử, đã xuất hiện trong những năm qua dưới hình thức ngầm và du kích, và một lần nữa có được vị trí "cần thiết một cách cấu trúc" ở một số khu vực.
Điều này không phải ngẫu nhiên, mà là sản phẩm tự nhiên của một số khoảng trống cấu trúc. Khai thác tiền điện tử như một hành động tiêu tốn điện năng cao, độ can thiệp thấp ngay lập tức, có logic vận hành tương thích tự nhiên với các dự án phát điện từ năng lượng gió và năng lượng mặt trời bị bỏ đi. Các mỏ không cần đảm bảo điều độ ổn định, không yêu cầu kết nối lưới điện, thậm chí có thể chủ động phối hợp điều độ để giảm tải. Quan trọng hơn, nó có thể biến điện không ai muốn thành tài sản trên chuỗi ở bên ngoài thị trường, từ đó tạo ra một con đường "hiện thực hóa thặng dư".
Xét từ góc độ kỹ thuật thuần túy, đây là một sự cải thiện về hiệu suất năng lượng; nhưng từ góc độ chính sách, nó luôn ở trong một vị trí khó xử.
Chính phủ Trung Quốc đại lục đã ngừng khai thác vào năm 2021, lý do chính không phải là điện năng mà là các rủi ro tài chính và vấn đề định hướng ngành nghề tiềm ẩn. Điểm đầu tiên liên quan đến sự không minh bạch trong lộ trình tài sản tiền điện tử, dễ dẫn đến các vấn đề quản lý như huy động vốn bất hợp pháp, chênh lệch giá xuyên biên giới; điểm thứ hai liên quan đến đánh giá ngành nghề "tiêu tốn năng lượng cao mà sản xuất thấp", không phù hợp với chủ đề chiến lược tiết kiệm năng lượng và giảm carbon hiện tại.
Nói cách khác, việc khai thác có phải là "tải trọng 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 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 trọng xám"; nhưng nếu có thể giới hạn khu vực, nguồn năng lượng, giá điện và mục đích sử dụng trên chuỗi, được thiết kế như một cơ chế xuất khẩu năng lượng đặc biệt trong khuôn khổ tuân thủ, thì nó cũng chưa chắc không thể trở thành một phần của chính sách.
Thiết kế lại này không phải là không có tiền lệ. Trên thế giới, các quốc gia như Kazakhstan, Iran, Georgia đã sớm đưa "tải trọng tính toán" vào hệ thống cân bằng điện lực, thậm chí thông qua hình thức "điện đổi stablecoin", hướng dẫn các mỏ mang lại tài sản số như USDT hoặc USDC cho quốc gia, như một nguồn thay thế cho dự trữ ngoại tệ. Trong cấu trúc năng lượng của những quốc gia này, việc khai thác tiền mã hóa được định nghĩa lại là "tải trọng có thể điều chỉnh cấp chiến lược", phục vụ điều chỉnh lưới điện cũng như tái cấu trúc hệ thống tiền tệ.
Và Trung Quốc, mặc dù không thể bắt chước cách tiếp cận cực đoan này, nhưng liệu có thể phục hồi quyền tồn tại của các mỏ một cách cục bộ, có giới hạn và có điều kiện hay không? Đặc biệt trong giai đoạn áp lực bỏ điện kéo dài, khi năng lượng xanh chưa thể hoàn toàn được thị trường hóa trong ngắn hạn, việc coi các mỏ như một cơ chế chuyển tiếp để hấp thụ năng lượng và coi Bitcoin như một tài sản trên chuỗi để điều phối kín có lẽ gần gũi với thực tế hơn so với việc cắt đứt hoàn toàn, và cũng có thể phục vụ cho chiến lược tài sản số lâu dài của quốc gia.
Đây không chỉ là một đánh giá lại về khai thác mà còn là một định nghĩa lại về "ranh giới giá trị của điện".
Trong hệ thống truyền thống, giá trị của điện phụ thuộc vào ai mua, 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, một con đường tham gia thị trường toàn cầu. Khi quốc gia dần dần xây dựng cơ sở hạ tầng sức mạnh AI, thúc đẩy dự án Đông số Tây tính toán, xây dựng hệ thống nhân dân tệ số, có nên để lại một kênh công nghệ trung lập, tuân thủ và có thể kiểm soát cho "cơ chế chuyển đổi năng lượng trên chuỗi" trong bản đồ chính sách?
Khai thác Bitcoin có lẽ là lần đầu tiên Trung Quốc thực hiện chuyển đổi năng lượng thành tài sản số trong trạng thái "không có trung gian" - vấn đề này nhạy cảm, phức tạp, nhưng không thể tránh khỏi.
Kết luận: Sở hữu điện lực là một bài toán lựa chọn thực tế.
Hệ thống điện lực của Trung Quốc không lạc hậu. Năng lượng gió trải dài khắp sa mạc, ánh nắng rải đầy đồi cát, đường dây siêu cao áp băng qua những vùng đất hoang vu hàng nghìn dặm, đưa một kilowatt giờ điện từ biên giới vào những tòa nhà cao tầng và trung tâm dữ liệu ở thành phố phía Đông.
Trong thời đại số, điện không còn chỉ là nhiên liệu cho ánh sáng và công nghiệp, mà đang trở thành cơ sở hạ tầng cho việc tính toán giá trị, là gốc rễ của chủ quyền dữ liệu, là biến số không thể bị bỏ qua khi trật tự tài chính mới được tổ chức lại. Hiểu được dòng chảy của "điện", ở một mức độ nào đó, chính là hiểu cách thức hệ thống thiết lập ranh giới đủ điều kiện. Điểm dừng của một kilowatt giờ không bao giờ chỉ được quyết định bởi thị trường một cách tự nhiên, mà ẩn chứa vô số quyết định phía sau. Điện không phân bổ đồng đều, nó luôn phải chảy về phía những người được cho 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 chỗ nó tiêu tốn điện hay không, mà ở chỗ chúng ta có sẵn sàng công nhận nó là một "sự tồn tại hợp lý" hay không - một trường hợp sử dụng có thể được đưa vào điều phối năng lượng quốc gia. Chừng nào nó chưa được công nhận, nó chỉ có thể hoạt động trong vùng xám, trong những kẽ hở; nhưng một khi được xác định, nó phải được đặt vào một khuôn khổ thể chế - có giới hạn, có điều kiện, có quyền giải thích, có quy định giám sát.
Đây không phải là vấn đề nới lỏng hoặc phong tỏa một ngành, mà là vấn đề thái độ của một hệ thống đối với "tải không theo quy chuẩn".
Còn chúng ta, đang đứng ở ngã ba này, quan sát sự lựa chọn này đang âm thầm diễn ra.
Nội dung chỉ mang tính chất tham khảo, không phải là lời chào mời hay đề nghị. Không cung cấp tư vấn về đầu tư, thuế hoặc pháp lý. Xem Tuyên bố miễn trừ trách nhiệm để biết thêm thông tin về rủi ro.
Quan điểm: Sản lượng điện của Trung Quốc đứng đầu thế giới, tại sao không thể sử dụng để đào Bitcoin?
Tác giả ｜ Liu Honglin
Hóa ra tôi hoàn toàn không hiểu điện
Kỳ nghỉ "Nguyên Đán", lái xe tự lái xuyên qua hành lang Hoài Tây, từ Vũ Uy đến Trương Dịch, Cửu Tuyền, rồi đến Đôn Hoàng. Lái xe trên con đường sa mạc, hai bên đường thường xuất hiện những cánh quạt gió, lặng lẽ đứng trên sa mạc, thật hùng vĩ, như một bức tường thành đầy cảm giác khoa học viễn tưởng.
Bức tường thành vĩ đại của một ngàn năm trước, bảo vệ biên giới và lãnh thổ, nhưng hôm nay, những tuabin gió và các dãy pin mặt trời 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 một cách có hệ thống, tích hợp vào chiến lược quốc gia, trở thành một phần của khả năng chủ quyền như ngày hôm nay.
Trong ngành Web3, mọi người đều biết rằng khai thác là một sự tồn tại vô cùng cơ bản, là một trong những cơ sở hạ tầng nguyên thủy và vững chắc nhất của hệ sinh thái này. Mỗi lần chuyển đổi giữa thị trường tăng và giảm, mỗi lần thịnh vượng trên chuỗi đều không thể thiếu tiếng máy khai thác hoạt động liên tục. Và mỗi khi chúng ta nói đến khai thác, điều mà chúng ta bàn luận nhiều nhất chính là hiệu suất của máy khai thác và giá điện - liệu khai thác có thể kiếm tiền không, giá điện có cao không, và ở đâu có thể tìm thấy điện giá rẻ.
Tuy nhiên, khi nhìn thấy con đường điện lực kéo dài ngàn dặm này, tôi bỗng nhận ra rằng tôi hoàn toàn không hiểu về điện: nó phát ra từ đâu? Ai có thể phát điện? Nó được truyền từ sa mạc đến hàng ngàn 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 khác cũng đầy tò mò về những vấn đề này. Vì vậy, tôi dự định thông qua bài viết này, thực hiện một số bài học hệ thống, từ cơ chế phát điện của Trung Quốc, cấu trúc lưới điện, giao dịch điện, cho đến cơ chế tiếp cận cuối cùng, để hiểu lại một kilowatt giờ.
Tất nhiên, đây là lần đầu tiên luật sư Hồng Lâm tiếp xúc với chủ đề và ngành nghề hoàn toàn mới mẻ này, chắc chắn sẽ có những thiếu sót và sơ suất, cũng mong các bạn hãy đóng góp ý kiến quý báu.
Trung Quốc thực sự có bao nhiêu điện?
Chúng ta hãy xem xét một thực tế 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 cả năm 2024 đạt 9.4181 triệu tỷ kilowatt giờ, 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 đạt 70% sản lượng của Trung Quốc. Điều này có nghĩa là, không chỉ chúng ta có điện, mà chúng ta còn đang ở trong trạng thái "thừa điện" và "cấu trúc tái cấu trúc".
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 điện mặt trời khoảng 140 triệu kilowatt, điện gió đạt 77 triệu kilowatt. Từ tỷ lệ nhìn nhận, năm 2024, lượng công suất lắp đặt mới của điện mặt trời ở Trung Quốc chiếm 52% toàn cầu, lượng công suất lắp đặt mới của điện 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 mạnh về năng lượng truyền thống, mà dần dần nghiêng về phía tây bắc. Các tỉnh như Cam Túc, Tân Cương, Ninh Hạ, Thanh Hải đã trở thành "các tỉnh năng lượng mới", đang dần chuyển mình từ "nơi xuất khẩu tài nguyên" thành "trung tâm sản xuất năng lượng". Để hỗ trợ cho sự chuyển mình này, Trung Quốc đã triển khai kế hoạch cơ sở năng lượng mới cấp quốc gia tại khu vực "Sa Khô Hoang": tập trung lắp đặt hơn 400 triệu kilowatt năng lượng gió và năng lượng mặt trời tại các khu vực sa mạc, hoang mạc và đất khô cằn, trong đó khoảng 120 triệu kilowatt đầu tiên đã được đưa vào kế hoạch đặc biệt "14-5".
* Nhà máy điện nhiệt mặt trời dạng tháp muối nóng chảy 100 megawatt đầu tiên ở Châu Á, Đôn Hoàng
Trong khi đó, điện than truyền thống vẫn chưa hoàn toàn rút lui, mà đang dần chuyển đổi sang các nguồn điện điều tiết và linh hoạt. Dữ liệu từ Cục Năng lượng Quốc gia cho thấy, vào năm 2024, công suất lắp đặt điện than toàn quốc chỉ 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 hình thành.
Về cấu trúc không gian, tổng cung cầu năng lượng điện trong cả nước vào năm 2024 sẽ cân bằng, nhưng vẫn tồn tại tình trạng thừa cấu trúc ở một số khu vực, đặc biệt là trong một số khoảng thời gian tại khu vực Tây Bắc xuất hiện tình trạng "nhiều điện nhưng không sử dụng được", điều này cũng cung cấp bối cảnh thực tế cho cuộc thảo luận sau này của chúng tôi về "liệu việc khai thác Bitcoin có phải là cách xuất khẩu thừa điện hay không".
Tóm lại là: Trung Quốc hiện không thiếu điện, mà thiếu là "điện có thể điều chỉnh", "điện có thể tiêu thụ" và "điện có thể kiếm tiền".
Điện ai có thể gửi?
Tại Trung Quốc, việc phát điện không phải là một việc bạn muốn làm thì có thể làm, nó không thuộc về một ngành hoàn toàn thị trường, mà giống như một "nhượng quyền" có lối vào chính sách và có trần giám sát.
Theo quy định quản lý giấy phép kinh doanh điện lực, tất cả các đơn vị muốn tham gia vào hoạt động 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 hình công nghệ, quy trình xin 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?
·Có đã nhận 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 công nghệ, vốn đầy đủ, an toàn và đáng tin cậy không?
Điều này có nghĩa là trong việc "có thể phát điện", quyền hành chính, cấu trúc năng lượng và hiệu quả thị trường đều tham gia vào trò chơi cùng một lúc.
Hiện tại, các chủ thể phát điện ở Trung Quốc chủ yếu được chia thành ba loại:
Loại đầu tiên là năm tập đoàn phát điện lớn: Tập đoàn Năng lượng Quốc gia, Tập đoàn Huaneng, Tập đoàn Datang, Tập đoàn Huaneng, Tập đoàn Đầu tư Điện lực Quốc gia. Những doanh nghiệp này nắm giữ hơn 60% tài nguyên điện than tập trung của cả nước, đồng thời cũng tích cực đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo. Ví dụ, Tập đoàn Năng lượng Quốc gia sẽ bổ sung thêm hơn 11 triệu kilowatt công suất gió vào năm 2024, duy trì vị thế dẫn đầu trong ngành.
Loại thứ hai là các doanh nghiệp nhà nước địa phương: chẳng hạn như Năng lượng Tân Bến Thượng Hải, Điện lực Kinh Năng, Tập đoàn Đầu tư Thiểm Tây. Những doanh nghiệp này thường gắn bó với chính quyền địa phương, chiếm vai trò quan trọng trong việc phân bố điện lực ở địa phương, đồng thời đảm nhận một số "nhiệm vụ chính sách".
Loại thứ ba là các doanh nghiệp tư nhân và sở hữu hỗn hợp: đại diện tiêu biểu 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 năng lượng mặt trời, tích hợp lưu trữ, phát điện phân tán, và cũng đã nhận được "quyền ưu tiên chỉ tiêu" ở một số tỉnh.
Nhưng ngay cả khi bạn là một công ty năng lượng mới hàng đầu, điều đó cũng không có nghĩa là bạn "muốn xây dựng thì xây dựng" nhà máy điện. Điểm khó khăn ở đây thường xuất hiện ở ba khía cạnh:
Các dự án phát điện cần được đưa vào kế hoạch phát triển năng lượng hàng năm của địa phương, phải có chỉ tiêu của dự án gió và năng lượng 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 "cấu hình cạnh tranh", chấm điểm theo mức độ tiết kiệm đất, hiệu suất thiết bị, cấu hình lưu trữ năng lượng, nguồn vốn, v.v., để chọn lựa.
Sau khi dự án được phê duyệt, bạn vẫn phải xin đánh giá hệ thống kết nối từ Tập đoàn Điện lực Quốc gia hoặc Tập đoàn Điện lực phía Nam. Nếu trạm biến áp địa phương đã đầy công suất hoặc không có kênh truyền tải, thì dự án bạn xây dựng cũng không có tác dụng. 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.
Dù dự án đã được phê duyệt, và đường dây cũng đã có, nếu tải địa phương không đủ, và các hành lang liên vùng chưa được thông suốt, điện của bạn cũng có thể "không ai sử dụng". Vấn đề "bỏ gió bỏ ánh sáng" đã xuất hiện. Cục Năng lượng Quốc gia trong thông báo năm 2024 đã chỉ ra rằng, một số địa phương thậm chí đã bị tạm dừng việc kết nối các dự án năng lượng tái tạo mới do tập trung triển khai dự án, vượt quá tải.
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 các 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 thương mại và công nghiệp" để tránh những rào cản trong phê duyệt tập trung và tiêu thụ.
Từ góc độ thực tiễn ngành, cấu trúc ba tầng "nhập khẩu chính sách + ngưỡng kỹ thuật + thương thảo điều phối" này đã quyết định rằng ngành điện của Trung Quốc vẫn thuộc về "thị trường có điều kiện gia nhập cấu trúc", nó không tự nhiên loại trừ vốn tư nhân, nhưng cũng rất khó để cho phép hoàn toàn dựa vào động lực thị trường.
Điện được vận chuyển như thế nào?
Trong lĩnh vực năng lượng, có một "nghịch lý điện lực" được truyền tụng rộng rãi: tài nguyên ở phía Tây, tiêu thụ điện ở phía Đông; điện được phát ra nhưng không thể chuyển đi.
Đây là vấn đề điển hình của cấu trúc năng lượng Trung Quốc: Tây Bắc có nhiều ánh sáng mặt trời và gió, nhưng mật độ dân số thấp, khối lượng công nghiệp nhỏ; Đông Bộ phát triển kinh tế, tiêu thụ điện lớn, nhưng nguồn tài nguyên năng lượng mới có thể khai thác tại địa phương rất hạn chế.
Vậy phải làm sao? Câu trả lời là: xây dựng truyền tải điện siêu cao áp (UHV), dùng "đường cao tốc điện" để 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 đó, các dự án truyền tải điện một chiều đặc biệt quan trọng, vì chúng có thể thực hiện việc truyền tải hướng đi với tổn thất thấp và dung lượng lớn ở khoảng cách rất xa. Ví dụ:
·Dòng điện một chiều ±800kV "Qinghai - Hà Nam": dài 1587 km, truyền điện từ cơ sở năng lượng mặt trời ở vùng Chaidamu, Qinghai đến cụm đô thị Trung Nguyên;
·「昌吉—古泉」±1100kV đường dây truyền tải điện một chiều: dài 3293 km, thiết lập kỷ lục toàn cầu về khoảng cách truyền tải và mức điện áp.
·「Shaanbei - Vũ Hán」±800kV đường dây truyền tải điện một chiều: phục vụ cơ sở năng lượng Shaanbei và khu vực công nghiệp Trung Trung Bộ, khả năng truyền điện hàng năm vượt quá 66 tỷ kilowatt giờ.
Mỗi tuyến đường dây siêu cao áp đều là một "dự án cấp quốc gia", do 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 tới hàng trăm tỷ nhân dân tệ, thời gian thi công từ 2 đến 4 năm, thường cần phối hợp liên tỉnh, đánh giá tác động môi trường và hỗ trợ việc di dời.
Vậy tại sao lại cần phải phát triển siêu cao áp? Thực ra, vấn đề này liên quan đến việc phân phối lại nguồn lực:
Tài nguyên phong cảnh và dân số, công nghiệp của Trung Quốc bị chênh lệch 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. Truyền tải siêu cao áp chính là việc sử dụng "khả năng truyền tải điện" để thay thế "tài nguyên thiên nhiên".
Do sự khác biệt lớn trong cấu trúc giá điện giữa phía cung và phía tiêu thụ, truyền tải điện siêu cao áp cũng đã trở thành công cụ để điều chỉnh sự chênh lệch giá điện khu vực. Khu vực Trung Đông và phía Đông có thể nhận được điện xanh giá tương đối thấp, trong khi phía Tây có thể đạt được lợi nhuận từ việc chuyển hóa năng lượng.
Không có kênh truyền tải điện, khu vực Tây Bắc rất dễ xuất hiện tình trạng "nhiều điện nhưng không sử dụng được" của gió và năng lượng mặt trời. Vào khoảng năm 2020, tỷ lệ điện bị bỏ phí ở Cam Túc, Thanh Hải và Tân Cương đã từng vượt quá 20%. Sau khi xây dựng đường dây điện siêu cao áp, những con số này đã giảm xuống dưới 3%, điều này chính là nhờ vào việc nâng cao năng lực truyền tải điện.
Cấp quốc gia đã rõ ràng rằng 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 lần thứ 14", bao gồm các dự án trọng điểm từ Nội Mông đến Bắc Kinh-Tiền Giang, từ Ninh Hạ đến Đồng bằng sông Dương Tử, nhằm đạt được mục tiêu điều độ thống nhất "mạng lưới quốc gia".
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 tuyến đường dây DC ±800kV thường có mức đầu tư vượt quá 20 tỷ nhân dân tệ, thời gian hoàn vốn trên 10 năm;
·Khó khăn trong phối hợp liên tỉnh: Đường dây truyền tải siêu cao áp cần đi qua nhiều khu vực hành chính, đặt ra yêu cầu cao đối với cơ chế phối hợp giữa các chính quyền địa phương.
Hai vấn đề này đã quyết định rằng UHV vẫn là "dự án quốc gia", chứ không phải là cơ sở hạ tầng thị trường dựa trên quyết định tự do của doanh nghiệp. Nhưng không thể phủ nhận rằng, trong bối cảnh năng lượng mới đang phát triển nhanh chóng và sự mất cân đối cấu trúc khu vực gia tăng, đường dây siêu cao áp đã 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 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 liệu một dự án phát điện có sinh lợi hay không. Trong hệ thống kinh tế kế hoạch truyền thống, vấn đề này rất đơn giản: Nhà máy phát điện → Bán cho lưới điện quốc gia → Lưới điện quốc gia điều phối đồng bộ → Người dùng trả tiền điện, mọi thứ theo giá cả do nhà nước định.
Nhưng mô hình này đã hoàn toàn không còn khả thi sau khi năng lượng mới được hòa lưới quy mô lớn. Chi phí biên của năng lượng mặt trời và điện gió gần như bằng không, nhưng sản lượng của chúng có tính biến động và gián đoạn, không phù hợp để đưa vào hệ thống kế hoạch điện cố định, cung cầu cứng nhắc. Do đó, từ "có thể bán ra 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, và phải tham gia giao dịch thị trường, bao gồm:
·Giao dịch hợp đồng 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 một khoảng thời gian nhất định, giá cả và số lượng điện.
·Giao dịch thị trường giao ngay: Giá điện có thể thay đổi mỗi 15 phút tùy theo biến động cung cầu điện năng theo 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 lực xanh: Người dùng tự nguyện mua điện lực xanh, kèm theo chứng chỉ điện lực xanh (GEC);
·Thị trường carbon: Các công ty phát điện có thể nhận được lợi nhuận bổ sung do giảm phát thải carbon.
Hiện nay, cả nước đã thành 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 việc kết nối thị trường, xác nhận điện năng, thanh toán giá điện, v.v.
Chúng ta hãy xem một ví dụ điển hình của thị trường giao ngay:
Vào mùa hè năm 2024, thị trường điện lực giao ngay tại Quảng Đông xuất hiện biến động cực đoan, giá điện trong giờ thấp điểm giảm xuống chỉ còn 0,12 nhân dân tệ /kWh, trong khi giá cao nhất trong giờ cao điểm đạt tới 1,21 nhân dân tệ /kWh. Trong cơ chế này, nếu các dự án năng lượng tái tạo có thể điều phối 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 các dự án vẫn phụ thuộc vào hợp đồng trung và dài hạn nhưng thiếu khả năng điều tiết, chỉ có thể bán điện với giá khoảng 0,3-0,4 nhân dân tệ mỗi kWh, thậm chí trong một số thời gian phải chuyển điện với giá bằng 0.
Vì vậy, ngày càng nhiều doanh nghiệp năng lượng mới bắt đầu đầu tư vào lưu trữ tích hợp, một mặt dùng để phản ứng điều độ lưới điện, mặt khác để thực hiện 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:
Giao dịch chứng chỉ điện 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 từ Hiệp hội Nghiên cứu Năng lượng, giá giao dịch GEC năm 2024 dao động từ 80-130 nhân dân tệ cho mỗi MWh, tương đương khoảng 0,08-0,13 nhân dân tệ /kWh, là một sự bổ sung lớn cho giá điện truyền thống.
Giao dịch thị trường carbon. Nếu dự án năng lượng mới được sử dụng để thay thế điện than và được đưa vào hệ thống giao dịch phát thải carbon quốc gia, thì có thể nhận được lợi ích từ "tài sản carbon". Tính đến cuối năm 2024, giá thị trường carbon quốc gia khoảng 70 nhân dân tệ / tấn CO₂, mỗi kilowatt giờ điện xanh giảm phát thải khoảng 0.8-1.2 kg, lợi nhuận lý thuyết khoảng 0.05 nhân dân tệ /kWh.
Điều chỉnh giá điện theo giờ cao điểm và khuyến khích phản ứng nhu cầu. Các công ty phát điện ký thỏa thuận điều chỉnh điện với những người tiêu thụ năng lượng cao, giảm tải trong giờ cao điểm hoặc gửi điện trở lại lưới điện, có thể nhận được trợ cấp bổ sung. Cơ chế này đã được triển khai nhanh chóng trong các thí điểm tại các khu vực như Sơn Đông, Chiết Giang, Quảng Đông.
Trong cơ chế này, khả năng sinh lời 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 khách hàng lâu dài không?
·Tôi có thể giảm đỉnh lấp thung lũng không?
·Tôi có khả năng lưu trữ năng lượng hoặc khả năng điều chỉnh khác không?
·Tôi có tài sản xanh nào có thể giao dịch không?
Mô hình dự án "cạnh tranh chỉ tiêu, dựa vào trợ cấp" trong quá khứ đã 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 phải quản lý tài sản điện lực một cách tinh vi như làm các sản phẩm phái sinh.
Tóm lại trong một câu: Giai đoạn "bán điện" của năng lượng mới không còn đơn giản là mối quan hệ mua bán, mà là một dự án hệ thống với điện là phương tiện, phối hợp đấu tranh với chính sách, thị trường, quyền carbon và tài chính.
Tại sao lại có điện bị bỏ đi?
Đối với các dự án 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 không bán được". Và "bỏ điện" chính là kẻ thù im lặng nhưng chết người nhất trong giai đoạn này.
Thuật ngữ "bỏ điện" không có nghĩa là bạn không phát điện, mà là điện bạn phát ra không có người dùng, không có kênh, không có không gian điều phối, vì vậy chỉ có thể lãng phí một cách vô ích. Đối với một công ty năng lượng gió hoặc năng lượng mặt trời, việc bỏ điện không chỉ có nghĩa là mất mát trực tiếp về doanh thu, mà còn có thể ảnh hưởng đến việc xin trợ cấp, tính toán điện năng, tạo chứng nhận xanh, thậm chí ảnh hưởng đến xếp hạng ngân hàng và định giá tài sản sau này.
Theo thống kê của Cục Quản lý Nhà nước về năng lượng khu vực Tây Bắc, tỷ lệ điện gió bị bỏ ở Tân Cương vào năm 2020 đã từng cao 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, số liệu này đã giảm xuống lần lượt còn 2,9% và 2,6%, nhưng ở một số khu vực và thời điểm, việc bỏ điện vẫn là thực tế khó tránh khỏi đối với các nhà đầu tư dự án - đặc biệt trong các tình huống điển hình vào giữa trưa với ánh sáng cao và tải thấp, điện mặt trời thường bị hệ thống điều độ "ép đơn", có nghĩa là phát cũng như không phát.
Nhiều người sẽ nghĩ rằng việc từ bỏ điện là do "không đủ điện sử dụng", nhưng bản chất của nó 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 vào lưới điện trở thành giới hạn lớn nhất, các dự án được phê duyệt nhưng không thể kết nối vào lưới. Thứ hai là cơ chế điều độ cứng nhắc. Trung Quốc hiện vẫn dựa vào tính ổn định của các tổ máy nhiệt điện làm trung tâm điều độ, sự không chắc chắn của năng lượng tái tạo khiến các đơn vị điều độ thường "hạn chế kết nối", nhằm tránh dao động hệ thống. Thêm vào đó, việc phối hợp tiêu thụ giữa các tỉnh diễn ra chậm chạp, dẫn đến nhiều điện mặc dù lý thuyết là "có người cần", nhưng lại "không gửi đi được" do quy trình hành chính và các kênh liên tỉnh, cuối cùng chỉ có thể bỏ đi. Ở cấp độ thị trường lại là một hệ thống quy tắc chậm chạp khác: Thị trường điện giao ngay vẫn ở giai đoạn sơ khai, cơ chế dịch vụ hỗ trợ, hệ thống tín hiệu giá còn xa mới hoàn thiện, cơ chế điều chỉnh năng lượng lưu trữ và phản ứng nhu cầu vẫn chưa hình thành quy mô ở hầu hết các tỉnh.
Thực ra, ở cấp độ chính sách cũng không phải là không có phản hồi.
Kể từ năm 2021, Cục Năng lượng Quốc gia đã đưa "Đánh giá khả năng tiếp nhận năng lượng mới" vào quy trình phê duyệt dự án, yêu cầu chính quyền địa phương làm rõ "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 và lưu trữ, xây dựng trung tâm tải tại địa phương, hoàn thiện cơ chế giao dịch thị trường giao ngay, và bắt buộc lắp đặt hệ thống lưu trữ để giảm đỉnh lấp đáy. Đồng thời, nhiều chính quyền địa phương đã ban hành chế độ trách nhiệm "tỷ lệ tiếp nhận tối thiểu", xác định số giờ sử dụng trung bình hàng năm của các dự án nối lưới năng lượng mới không được thấp hơn mức chuẩn quốc gia, buộc các bên dự án phải xem xét sớm các biện pháp điều chỉnh. Mặc dù những biện pháp này có định hướng đúng đắn, nhưng tiến độ thực hiện vẫn còn chậm rõ rệt - ở nhiều thành phố có công suất năng lượng mới tăng vọt, việc cải tạo lưới điện bị chậm trễ, việc lắp đặt lưu trữ diễn ra chậm, và quyền điều độ khu vực không rõ ràng vẫn là những vấn đề phổ biến, nhịp độ thúc đẩy từ hệ thống và sự phối hợp từ thị trường vẫn chưa khớp nhau.
Điều quan trọng hơn là, việc từ bỏ điện không chỉ đơn giản là "không hiệu quả về kinh tế", mà là một cuộc xung đột giữa không gian tài nguyên và cấu trúc thể chế. Tài nguyên điện lực ở phía Tây Bắc rất phong phú, nhưng giá trị phát triển của nó phụ thuộc vào hệ thống truyền tải và điều độ điện lưới giữa các tỉnh và khu vực, trong khi ranh giới hành chính và thị trường của Trung Quốc hiện nay là rất phân tách. Điều này dẫn đến việc lượng điện "có thể sử dụng về mặt kỹ thuật" bị thiếu nơi để đặt trong thể chế, trở thành một dạng dư thừa bị động.
Tại sao điện ở Trung Quốc không thể được sử dụng để khai thác tiền điện tử?
Trong khi một lượng lớn điện năng "có sẵn về mặt kỹ thuật, nhưng không có chỗ để bố trí trong hệ thống" bị lãng phí, một kịch bản tiêu thụ điện mà trước đây bị gạt sang một bên - khai thác tiền điện tử, đã xuất hiện trong những năm qua dưới hình thức ngầm và du kích, và một lần nữa có được vị trí "cần thiết một cách cấu trúc" ở một số khu vực.
Điều này không phải ngẫu nhiên, mà là sản phẩm tự nhiên của một số khoảng trống cấu trúc. Khai thác tiền điện tử như một hành động tiêu tốn điện năng cao, độ can thiệp thấp ngay lập tức, có logic vận hành tương thích tự nhiên với các dự án phát điện từ năng lượng gió và năng lượng mặt trời bị bỏ đi. Các mỏ không cần đảm bảo điều độ ổn định, không yêu cầu kết nối lưới điện, thậm chí có thể chủ động phối hợp điều độ để giảm tải. Quan trọng hơn, nó có thể biến điện không ai muốn thành tài sản trên chuỗi ở bên ngoài thị trường, từ đó tạo ra một con đường "hiện thực hóa thặng dư".
Xét từ góc độ kỹ thuật thuần túy, đây là một sự cải thiện về hiệu suất năng lượng; nhưng từ góc độ chính sách, nó luôn ở trong một vị trí khó xử.
Chính phủ Trung Quốc đại lục đã ngừng khai thác vào năm 2021, lý do chính không phải là điện năng mà là các rủi ro tài chính và vấn đề định hướng ngành nghề tiềm ẩn. Điểm đầu tiên liên quan đến sự không minh bạch trong lộ trình tài sản tiền điện tử, dễ dẫn đến các vấn đề quản lý như huy động vốn bất hợp pháp, chênh lệch giá xuyên biên giới; điểm thứ hai liên quan đến đánh giá ngành nghề "tiêu tốn năng lượng cao mà sản xuất thấp", không phù hợp với chủ đề chiến lược tiết kiệm năng lượng và giảm carbon hiện tại.
Nói cách khác, việc khai thác có phải là "tải trọng 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 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 trọng xám"; nhưng nếu có thể giới hạn khu vực, nguồn năng lượng, giá điện và mục đích sử dụng trên chuỗi, được thiết kế như một cơ chế xuất khẩu năng lượng đặc biệt trong khuôn khổ tuân thủ, thì nó cũng chưa chắc không thể trở thành một phần của chính sách.
Thiết kế lại này không phải là không có tiền lệ. Trên thế giới, các quốc gia như Kazakhstan, Iran, Georgia đã sớm đưa "tải trọng tính toán" vào hệ thống cân bằng điện lực, thậm chí thông qua hình thức "điện đổi stablecoin", hướng dẫn các mỏ mang lại tài sản số như USDT hoặc USDC cho quốc gia, như một nguồn thay thế cho dự trữ ngoại tệ. Trong cấu trúc năng lượng của những quốc gia này, việc khai thác tiền mã hóa được định nghĩa lại là "tải trọng có thể điều chỉnh cấp chiến lược", phục vụ điều chỉnh lưới điện cũng như tái cấu trúc hệ thống tiền tệ.
Và Trung Quốc, mặc dù không thể bắt chước cách tiếp cận cực đoan này, nhưng liệu có thể phục hồi quyền tồn tại của các mỏ một cách cục bộ, có giới hạn và có điều kiện hay không? Đặc biệt trong giai đoạn áp lực bỏ điện kéo dài, khi năng lượng xanh chưa thể hoàn toàn được thị trường hóa trong ngắn hạn, việc coi các mỏ như một cơ chế chuyển tiếp để hấp thụ năng lượng và coi Bitcoin như một tài sản trên chuỗi để điều phối kín có lẽ gần gũi với thực tế hơn so với việc cắt đứt hoàn toàn, và cũng có thể phục vụ cho chiến lược tài sản số lâu dài của quốc gia.
Đây không chỉ là một đánh giá lại về khai thác mà còn là một định nghĩa lại về "ranh giới giá trị của điện".
Trong hệ thống truyền thống, giá trị của điện phụ thuộc vào ai mua, 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, một con đường tham gia thị trường toàn cầu. Khi quốc gia dần dần xây dựng cơ sở hạ tầng sức mạnh AI, thúc đẩy dự án Đông số Tây tính toán, xây dựng hệ thống nhân dân tệ số, có nên để lại một kênh công nghệ trung lập, tuân thủ và có thể kiểm soát cho "cơ chế chuyển đổi năng lượng trên chuỗi" trong bản đồ chính sách?
Khai thác Bitcoin có lẽ là lần đầu tiên Trung Quốc thực hiện chuyển đổi năng lượng thành tài sản số trong trạng thái "không có trung gian" - vấn đề này nhạy cảm, phức tạp, nhưng không thể tránh khỏi.
Kết luận: Sở hữu điện lực là một bài toán lựa chọn thực tế.
Hệ thống điện lực của Trung Quốc không lạc hậu. Năng lượng gió trải dài khắp sa mạc, ánh nắng rải đầy đồi cát, đường dây siêu cao áp băng qua những vùng đất hoang vu hàng nghìn dặm, đưa một kilowatt giờ điện từ biên giới vào những tòa nhà cao tầng và trung tâm dữ liệu ở thành phố phía Đông.
Trong thời đại số, điện không còn chỉ là nhiên liệu cho ánh sáng và công nghiệp, mà đang trở thành cơ sở hạ tầng cho việc tính toán giá trị, là gốc rễ của chủ quyền dữ liệu, là biến số không thể bị bỏ qua khi trật tự tài chính mới được tổ chức lại. Hiểu được dòng chảy của "điện", ở một mức độ nào đó, chính là hiểu cách thức hệ thống thiết lập ranh giới đủ điều kiện. Điểm dừng của một kilowatt giờ không bao giờ chỉ được quyết định bởi thị trường một cách tự nhiên, mà ẩn chứa vô số quyết định phía sau. Điện không phân bổ đồng đều, nó luôn phải chảy về phía những người được cho 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 chỗ nó tiêu tốn điện hay không, mà ở chỗ chúng ta có sẵn sàng công nhận nó là một "sự tồn tại hợp lý" hay không - một trường hợp sử dụng có thể được đưa vào điều phối năng lượng quốc gia. Chừng nào nó chưa được công nhận, nó chỉ có thể hoạt động trong vùng xám, trong những kẽ hở; nhưng một khi được xác định, nó phải được đặt vào một khuôn khổ thể chế - có giới hạn, có điều kiện, có quyền giải thích, có quy định giám sát.
Đây không phải là vấn đề nới lỏng hoặc phong tỏa một ngành, mà là vấn đề thái độ của một hệ thống đối với "tải không theo quy chuẩn".
Còn chúng ta, đang đứng ở ngã ba này, quan sát sự lựa chọn này đang âm thầm diễn ra.