著者| 劉紅林
実は私は電気を全く理解していませんでした
「五一」休暇、自家用車で河西回廊を横断し、武威から張掖、酒泉、そして敦煌へ向かう。戈壁の道路を走っていると、道路の両側には風力発電機が時折現れ、戈壁の上に静かに立っていて、非常に壮観で、まるでSF映画のような長城のようだ。
千年前の万里の長城は、国境と領土を守っていましたが、今日、これらの風力発電機と太陽光発電アレイが守っているのは、国のエネルギー安全保障であり、次世代産業体系の命脈です。太陽光と風は、今日のように体系的に組織され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部となったことはありません。
Web3業界では、マイニングは最も基本的な存在であり、このエコシステムの最も原始的で堅固なインフラの一つであることは皆が知っています。毎回の牛市と熊市の切り替え、そしてチェーン上の繁栄の背後には、マイニングマシンが継続的に稼働する音が欠かせません。そして、私たちがマイニングについて話すとき、最も多く話されるのはマイニングマシンの性能と電気料金です。マイニングは利益を上げられるのか、電気料金は高いのか、どこで低コストの電気を見つけることができるのか。
しかし、この千里にわたる電力の道を見て、私は突然、電気をまったく理解していないことに気づきました。それはどこから発生するのか？誰が発電できるのか？それはどのように砂漠から千里離れたところに送られ、誰が使用するのか、そしてどのように価格を決定するのか？
これは私の認識の空白であり、おそらくこれらの問題に対して同様に好奇心を抱く仲間もいるでしょう。そこで、この記事を借りて、中国の発電メカニズム、電力網の構造、電力取引、そして最終的な参加メカニズムについて、一度の電力を再理解するために、少し体系的な補習を行うつもりです。
もちろん、これは紅林弁護士がこの全く未知の話題と業界に初めて触れることになるため、不足や漏れが必然的に存在しますので、皆さんから貴重な意見をいただければと思います。
中国には一体どれだけの電力があるのか？
国家エネルギー局が2025年第1四半期に発表したデータによると、中国の発電量は2024年に9兆4,181億kWhに達し、前年比4.6%増となり、世界の発電量の約3分の1を占めています。 この概念は何ですか? EUを合わせると、中国の年間発電量は70%未満です。 これは、電気があるだけでなく、「電気の余剰」と「構造再編」の二重の状態にあることを意味します。
中国は発電量が多いだけでなく、発電方法も変わりました。
2024年末までに、国の総設備容量は前年比14.6%増の35億3000万キロワットに達し、そのうちクリーンエネルギーの割合はさらに増加します。 約1億4,000万キロワットの太陽光発電容量と7,700万キロワットの風力発電が追加されました。 比率的には、2024年には、中国は世界の新しい太陽光発電容量の52%、世界の新しい風力発電容量の41%を占め、中国は世界のクリーンエネルギーマップでほぼ「支配的なプレーヤー」になります。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省にだけ集中しているのではなく、徐々に北西部に傾いています。甘粛、新疆、寧夏、青海などの省は「新エネルギー大省」となり、「資源輸出地」から「エネルギー生産の主力」に徐々に転換しています。この転換を支えるために、中国は「沙戈荒」地域に国家級の新エネルギー基地計画を展開しました：砂漠、戈壁、荒漠地域に集中して4億キロワット以上の風力発電と太陽光発電の設備を配置し、そのうち最初の約1.2億キロワットが「十四五」特別計画に組み込まれています。
* アジア初の、敦煌首航の100メガワット溶融塩タワー型太陽熱発電所
その一方で、従来の石炭火力発電は完全には退出せず、徐々にピークシフト型や柔軟型の電源へと変化しています。国家エネルギー局のデータによると、2024年の全国の石炭火力発電の設備容量は前年同期比で2%未満の増加に留まりますが、太陽光発電と風力発電の成長率はそれぞれ37%と21%に達します。これは「石炭を基盤とし、緑を主とする」構図が形成されつつあることを意味します。
空間構造から見ると、2024年には全国のエネルギー電力供給と需要は全体的にバランスが取れているが、地域的な構造的過剰は依然として存在し、特に北西地域では一部の時間帯に「電力が余って使えない」という状況が発生している。これは、後に「ビットコインマイニングは電力の余剰を活用する手段なのか」という議論に現実的な背景を提供している。
一言で言えば、中国は今、電力を欠いているのではなく、「調整可能な電力」、「受け入れ可能な電力」、そして「利益を生む電力」が不足している。
電誰が発信できる？
中国では、発電はやりたいからといってできるものではなく、純粋な市場化された業界ではなく、政策の入口と規制の上限がある「特許事業」に近い。
「電力業務許可証管理規定」に基づき、発電業務を行いたいすべての法人は、「電力業務許可証（発電類）」を取得しなければなりません。承認主体は通常、国家エネルギー局またはその派遣機関であり、プロジェクトの規模、地域、技術タイプによって異なります。その申請プロセスはしばしば複数の交差評価を含みます：
·国家および地方のエネルギー開発計画に適合していますか？
土地利用、環境影響評価、水保護の認可は取得していますか?
·電力網への接続条件と消費スペースはありますか？
·技術的に準拠しているか、資金が整っているか、安全で信頼できるか？
これは、「発電できる」ことにおいて、行政権、エネルギー構造、市場効率の三者が同時に競い合っていることを意味します。
現在、中国の発電主体は大きく分けて三つの種類があります：
第一類は五大発電グループです：国家エネルギーグループ、華能グループ、大唐グループ、華電グループ、国家電投。これらの企業は全国の60%以上の集中型火力発電資源を掌握しており、新エネルギー分野でも積極的に布局しています。例えば、国家エネルギーグループは2024年に新たに風力発電設備を1100万キロワット以上増設し、業界でのリーダーシップを維持しています。
第二のタイプは地方国有企業です：三峡新能源、京能電力、陝西投資グループなど。この種の企業は地方政府と密接に結びついており、地方の電力配置において重要な役割を果たし、同時に一定の「政策的な任務」を担っています。
第三のカテゴリーは、民間および混合所有制企業です：典型的な代表には隆基緑能、陽光電源、通威股份、天合光能などがあります。これらの企業は、太陽光発電製造、エネルギー貯蔵統合、分散型発電などの分野で強力な競争力を発揮しており、一部の省で「指標優先権」を取得しています。
しかし、たとえあなたがトップの新エネルギー企業であっても、発電所を「建てたいと思ったら建てられる」というわけではありません。ここでのボトルネックは通常、3つの側面に現れます：
発電プロジェクトは、地域のエネルギー開発の年間計画に含める必要があり、風力および太陽光プロジェクトの指標を取得する必要があります。 この指標の割り当ては、本質的には一種の地域資源管理であり、地方開発改革委員会とエネルギー局の同意なしに合法的にプロジェクトを開始することはできません。 一部の地域では、土地の保全度、設備効率、エネルギー貯蔵の配分、資金源などに応じて最適なものを選択する「競争配分」方式も採用しています。
プロジェクトが承認された後、国家電網または南方電網に接続システムの評価を申請する必要があります。もし地元の変電所の容量が満杯であったり、送電経路がない場合、あなたが建設したプロジェクトは無駄になります。特に西北などの新エネルギーが集中している地域では、接続が難しく、調整が難しいのが常態です。
3.吸収能力
たとえプロジェクトが承認され、ラインが整備されていても、現地の負荷が不足していたり、地域間の通路が開通していなければ、あなたの電力は「誰も使用できない」可能性があります。これが「風力発電や太陽光発電の放置」という問題を引き起こします。国家エネルギー局は2024年の報告書で、一部の都市ではプロジェクトを集中して進めすぎたため、負荷を大幅に超え、新しい再生可能エネルギープロジェクトの接続が停止されたと指摘しています。
したがって、「電力を発電できるかどうか」は、企業の能力の問題だけでなく、政策指標、電力網の物理的構造、および市場の期待が共同で決定する結果です。このような背景の中で、一部の企業は集中型の承認や消費のボトルネックを回避するために、「分散型太陽光発電」、「園区自給電」、「商業および産業用蓄電の統合」などの新しいモデルに転向し始めました。
業界の実務から見ると、この「政策の参入 + エンジニアリングのハードル + 調整協議」という三層構造は、中国の発電業界が依然として「構造的参入市場」に属することを決定づけています。これは民間資本を自然に排除するものではありませんが、純粋な市場駆動を許可することも非常に困難です。
電気はどうやって輸送されるのですか？
エネルギー分野には広く知られた「電力の逆説」があります：資源は西部にあり、電力は東部にあります；電気は生成されますが、送ることができません。
これは中国のエネルギー構造における典型的な問題です：北西部には豊富な太陽光と風がありますが、人口密度は低く、産業負荷も小さいです。東部は経済が発展しており、電力消費が多いですが、地域で開発可能な新エネルギー資源は非常に限られています。
どうすればいいのでしょうか？答えは：特高圧送電（UHV）を建設し、「電力ハイウェイ」で西部の風力発電と太陽光発電を東部に送ることです。
2024年末までに、中国で稼働している特高圧ラインは38本に達し、そのうち交流ラインは18本、直流ラインは20本です。この中で直流送電プロジェクトは特に重要で、非常に遠距離で低損失・大容量の定向送電を実現できます。例えば：
·「青海—河南」±800kV 直流線：長達 1587 キロメートル、青海チャイダム盆地の太陽光発電基地から中原都市群へ電力を送ります；
·「昌吉—古泉」±1100kV 直流線：長さ 3293 キロメートル、世界の送電距離と電圧レベルの二つの記録を樹立しました；
·「陕北—武汉」±800kV 直流線：陕北エネルギー基地と華中工業地域にサービスを提供し、年間送電能力は660億キロワット時を超えます。
各特高圧ラインは「国家級プロジェクト」であり、国家発展改革委員会とエネルギー局が統一してプロジェクトを立ち上げ、国家電網または南方電網が投資と建設を担当します。これらのプロジェクトは数百億元の投資が必要で、工事期間は2〜4年かかり、しばしば省を越えた調整、環境評価、そして土地の取得と移転に関する協力が必要です。
では、なぜ特高圧を推進するのでしょうか？実際、その背後には資源の再分配の問題があります。
中国の風光資源と人口、工業が深刻に不均衡です。効率的な送電によって空間的な差異を解消できなければ、すべての「西電東送」のスローガンは空論に過ぎません。特高圧は「送電能力」を使って「資源の恵み」を置き換えるものです。
リソース側と消費側の電気料金構造に大きな差異があるため、超高圧送電は地域の電気料金差の調整を実現する手段となっています。中東部は比較的安価なグリーン電力を得ることができ、西部はエネルギーの収益化を実現できます。
送電回路がないと、西北地域では「電力が余って使えない」という風力発電や太陽光発電の放棄の状況が非常に発生しやすい。2020年前後、甘粛、青海、新疆の放電率は一時20％を超えた。特高圧が完成した後、これらの数字は3％以内に減少し、これは送電能力の向上による構造的な緩和をもたらしている。
国家レベルで明確にされているように、特高圧は単なる技術的な問題ではなく、国家エネルギー安全戦略の重要な柱です。今後5年間、中国は「14次五カ年計画の電力発展計画」において、内モンゴルから京津冀、寧夏から長江デルタなどの重点プロジェクトを含む数十の特高圧ラインを引き続き配置し、「全国一つのネットワーク」の統一調整目標をさらに実現します。
ただし、特高圧は良いですが、2つの長期的な論争点があります：
高い投資と遅い回復:±800kV DCラインの投資はしばしば200億元を超え、回収期間は10年以上です。
·省を超えた調整の難しさ：特高圧は複数の行政区域を横断する必要があり、地方政府間の協調メカニズムに高い要求を課しています。
この2つの問題は、UHVが依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な決定に基づく市場インフラではないことを決定づけています。しかし、新エネルギーが急速に拡大し、地域構造の不均衡が悪化する中で、特高圧はもはや「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須項目です。
電気はどうやって売っていますか？
電気を送った後、次に最も重要な問題は：どうやって電気を売るか？誰が買うか？1キロワット時いくらか？
これは発電プロジェクトが利益を上げるかどうかを決定する核心的な要素でもあります。従来の計画経済システムでは、この問題は非常に単純です：発電所が発電する → 国家電力網に販売する → 国家電力網が一元的に調整する → ユーザーが電気料金を支払う、すべて国家によって定められた価格に従います。
しかし、このモデルは新エネルギーが大規模に接続された後、完全に機能しなくなりました。太陽光発電や風力発電の限界コストはほぼゼロに近いですが、その出力は変動性と間欠性があり、固定価格や厳格な需給の電力計画システムには適していません。したがって、「売れるかどうか」という問題が新エネルギー業界の生死線に変わりました。
2025年から施行される新しい規則に基づき、全国のすべての新規再生可能エネルギー発電プロジェクトは、固定電力料金補助が全面的に廃止され、市場取引に参加する必要があります。
·中長期契約取引：例えば「プレセール電力」のように、発電企業と電力企業が直接契約し、一定の期間、価格、電力量をロックする；
·現物市場取引：リアルタイムの電力需給の変動に基づいて、電気料金は15分ごとに変動する可能性があります；
·補助サービス市場：周波数調整、圧力調整、バックアップなどの電力網の安定性サービスを提供する；
·グリーン電力取引：ユーザーが自発的にグリーン電力を購入し、グリーン電力証明書（GEC）が付随する；
·カーボン市場取引：発電企業は炭素排出量を削減することで追加の収益を得ることができます。
現在、全国には北京、広州、杭州、西安などに電力取引センター有限公司が設立されており、市場のマッチング、電力の確認、電価の決済などを統一して担当しています。
典型的な現物市場の例を見てみましょう：
2024年夏季の高温期に、広東の電力スポット市場で極端な変動が見られ、谷段の電気料金は0.12元/kWhまで低下し、ピーク時は1.21元/kWhに達しました。このメカニズムの下で、新エネルギープロジェクトは柔軟に調整できれば（例えば、蓄電設備を備えている場合）、"低価格で電力を蓄え、高価格で電力を販売"し、巨額の価格差収益を得ることができます。
対照的に、中長期契約に依存し、ピークシフト能力が不足しているプロジェクトは、電力を約0.3-0.4元の価格で販売するしかなく、一部の電力が捨てられる時間帯ではゼロ価格での送電を余儀なくされる。
その結果、ますます多くの再生可能エネルギー企業が蓄電の投資を始め、一方では電力網の調整応答に、もう一方では価格のアービトラージに利用されています。
電気料金収入に加えて、新エネルギー企業にはいくつかの可能な収入源があります：
グリーン電力証明書（GEC）取引。2024年、江蘇、広東、北京などの省市でGEC取引プラットフォームが開始され、ユーザー（特に大規模な工業企業）は、カーボン開示やグリーン調達などの目的でGECを購入しています。エネルギー研究会のデータによれば、2024年のGECの取引価格は、1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金の重要な補完となっています。
カーボンマーケット取引。もし新エネルギープロジェクトが石炭火力を代替し、全国のカーボン排出取引システムに組み込まれれば、「カーボン資産」の利益を得ることができます。2024年末までに全国のカーボンマーケット価格は約70元/トンCO₂であり、1キロワット時のグリーン電力あたりの排出削減量は約0.8-1.2キログラムで、理論的な利益は約0.05元/kWhです。
ピークと谷の電力料金調整と需要応答インセンティブ。発電企業は高エネルギー消費ユーザーと電力調整契約を結び、ピーク時に負荷を減少させるか、電力網に電力を返送することで追加の補助金を受け取ることができます。このメカニズムは山東省、浙江省、広東省などでの試験運用が進んでいます。
このメカニズムでは、新エネルギープロジェクトの収益性は「私はどれだけの電力を生成できるか」ではなく、次のようになります：
·良い値段で売ることができますか？
·私には長期のバイヤーがいますか？
·ピークを削り谷を埋めることはできますか？
·私はエネルギー貯蔵または他の調整能力を持っていますか？
·取引可能なグリーン資産はありますか？
過去の「指標を奪い、補助金に依存する」プロジェクトモデルは終わりを迎えました。今後は、新エネルギー企業が金融思考や市場運営能力を持ち、さらにはデリバティブのように電力資産を精緻に管理する必要があります。
一言でまとめると、新エネルギーの「電力販売」段階は単なる売買関係ではなく、電力を媒介とした政策、市場、カーボン権、金融との協調的なゲームのシステムエンジニアリングです。
なぜ電力の廃棄があるのですか？
発電プロジェクトにおいて、最大のリスクは発電所が完成するかどうかではなく、「完成後に販売できないこと」である。そして「電力の廃棄」は、このプロセスにおける最も静かで致命的な敵である。
いわゆる「廃電」とは、発電を行わないということではなく、発生した電力にユーザーがいない、流通経路がない、調整の余地がないため、無駄に浪費されることを指します。風力発電や太陽光発電の企業にとって、廃電は直接的な収益の損失を意味するだけでなく、補助金申請、電力量の計算、グリーン証明書の生成に影響を及ぼし、さらにはその後の銀行の評価や資産の再評価にも影響を与える可能性があります。
国家エネルギー局西北監督局の統計によると、2020年に新疆の風力発電の廃電率は一時16.2%に達し、甘粛や青海などの地域でも太陽光発電プロジェクトで20%以上の廃電率が見られました。2024年末までには、このデータはそれぞれ2.9%と2.6%に低下しましたが、特定の地域や時間帯では、廃電はプロジェクト関係者が避けられない現実です——特に昼の高照度、低負荷の典型的なシーンでは、太陽光発電が大量に調整システムによって「圧縮」され、発電しても無駄になってしまいます。
多くの人が電力の放棄は「電力不足」から来ていると思うかもしれませんが、本質的にはそれはシステムの調整の不均衡の結果です。
1つ目は物理的なボトルネックです:一部のリソース集中地域では、変電所の容量が長い間飽和状態にあり、グリッドアクセスが最大の制限になり、プロジェクトは承認できますが、ネットワークに接続することはできません。 2つ目は、スケジューリングメカニズムの剛性です。 現在、火力発電ユニットの安定性は依然として中国でのディスパッチングの中核であり、新しいエネルギー出力の不確実性により、ディスパッチユニットはシステムの変動を避けるために習慣的に「アクセスを制限」しています。 州間の消費調整の遅れと相まって、理論的には大量の電力が「必要」とされていますが、行政プロセスや州間チャネルでは「供給できない」ため、最終的には放棄せざるを得ません。 市場レベルでは、スポット電力市場はまだ初期段階にあり、補助サービスメカニズムと価格シグナルシステムは完璧とはほど遠い、エネルギー貯蔵規制と需要応答メカニズムはほとんどの州でまだ規模を形成していません。
政策の面では実際には無反応ではありません。
2021年以降、国家エネルギー局(NEA)は、プロジェクトの事前承認に「新エネルギー消費容量評価」を含め、地方自治体に地域の「キャリー指標」を明確にするよう要求し、「第14次5カ年計画」に多くの政策を提案し、ソース、グリッド、負荷、貯蔵の統合を促進し、地域の負荷センターを建設し、スポット市場取引メカニズムを改善し、エネルギー貯蔵システムのピークシェービングとバレーフィリングへの割り当てを義務付けています。 同時に、多くの地方自治体が「最低消費率」責任制度を導入し、新エネルギーグリッド接続プロジェクトの年間平均利用時間が国のベースラインを下回ってはならないことを明確にし、プロジェクト関係者は事前に調整策を検討することを余儀なくされています。 新エネルギーの設備容量が急増している多くの都市では、送電網の変革が遅れている、エネルギー貯蔵の建設が遅い、地域送電権の所有権が不明確であるなどの問題が依然として一般的であり、制度的な推進と市場協力のリズムはまだ一致していません。
重要なのは、電力の放棄の背後には単なる「経済的非効率」があるのではなく、資源空間と制度構造の対立があるということです。北西部は電力資源が豊富ですが、その開発価値は省を越えた、地域を越えた電力網の輸送と調整システムに依存しています。しかし、中国の現在の行政区画と市場の境界は高度に分断されています。これにより、多くの「技術的に利用可能な」電力が制度的に置き場を失い、受動的な冗長性となってしまいます。
中国の電気は、なぜ暗号通貨のマイニングに使用できないのですか？
大量の「技術的に利用可能で、制度的に受け入れられない」電力が無駄にされている一方で、もともと周縁化されていた電力使用シーン——暗号通貨のマイニングが、過去数年にわたり地下的でゲリラ式の形で現れ、ある地域では再び「構造的に必要とされる」現実の位置を獲得している。
これは偶然ではなく、ある種の構造的な隙間の自然な産物です。 暗号通貨のマイニングは、高い消費電力と低い連続干渉を備えた瞬時のコンピューティングパワー動作として、風力や太陽光発電から削減された発電プロジェクトと自然に互換性があります。 鉱山は安定した発送保証を必要とせず、グリッドをグリッドに接続する必要はなく、ピークシェービングやバレーフィリングの発送にも積極的に協力することができます。 さらに重要なことは、誰も欲しがらない電力を市場外のオンチェーン資産に変換できるため、「冗長な収益化」チャネルを形成できることです。
純粋な技術的観点から見ると、これはエネルギー効率の向上である；しかし、政策的観点から見ると、それは常に気まずい位置にある。
中国本土の政府は2021年にマイニングを停止したが、その核心的な考慮は電力そのものではなく、その背後にある金融リスクや産業の方向性の問題である。前者は暗号資産の経路の不透明性に関わっており、違法な資金集めや越境アービトラージなどの規制の難題を引き起こす可能性がある。後者は「高エネルギー消費・低産出」という産業評価に関係しており、現在の省エネ・脱炭素の戦略的主旋律には合致していない。
言い換えれば、マイニングが「合理的な負荷」であるかどうかは、電力の余剰を消費しているかどうかではなく、政策の文脈において「受け入れ可能な構造」に組み込まれているかどうかによります。もし依然として不透明で不適合で制御不能な方法で存在しているなら、それは「グレーな負荷」と見なされるしかありません。しかし、地域、電源、電気料金、ブロックチェーン上の用途を制限し、コンプライアンスの枠組みの中で特別なエネルギー輸出メカニズムとして設計されることができれば、政策の一部になる可能性もあります。
この再設計は、前例がないわけではない。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国々はすでに「計算能力型負荷」を電力バランスシステムに組み込み、さらには「電力と安定通貨の交換」の形で、鉱山が国にUSDTやUSDCなどのデジタル資産をもたらすよう導いており、外貨準備の代替として機能している。これらの国々のエネルギー構造において、マイニングは「戦略的調整可能負荷」として再定義されており、電網の調整だけでなく、通貨システムの再構築にも寄与している。
中国はこのような過激な方法を模倣することは不可能ですが、部分的、限定的、条件付きで鉱場の存在権を回復することはできるでしょうか？特に、電力放棄の圧力が続き、短期的にグリーン電力が完全に市場化できない段階において、鉱場をエネルギー消費の過渡的なメカニズムとし、ビットコインをオンチェーン資産の備蓄として閉鎖的に配分することは、単純に一斉に撤退するよりも現実に即しており、国家の長期的なデジタル資産戦略にもよりよく貢献するでしょう。
これはマイニングの再評価だけでなく、「電気の価値の境界」の再定義でもあります。
従来のシステムでは、電気の価値は誰が、どのように購入するかによって決まりますが、ブロックチェーンの世界では、電気の価値は計算能力の一部、資産、またはグローバル市場への参加の道筋に直接対応する可能性があります。国家が徐々にAI計算インフラを構築し、東数西算プロジェクトを推進し、デジタル人民元システムを構築する中で、「チェーン上のエネルギーの実現メカニズム」のために、技術的中立性と規制可能な通路を政策の地図上に確保する必要があるのではないでしょうか？
ビットコインマイニングは、中国が「中間者なし」の状態でエネルギーをデジタル資産に変換する初めての実践シーンかもしれません——この問題は敏感で複雑ですが、回避することはできません。
結論:電力の所有権は現実的な多肢選択問題です
中国の電力システムは遅れていません。風力エネルギーは戈壁を覆い、太陽光が砂丘を照らし、超高電圧が千里の荒野を横断し、一度の電気を辺境から東部都市の高層ビルやデータセンターへ送ります。
デジタル時代では、電気はもはや照明や産業の燃料だけでなく、価値計算のインフラストラクチャ、データ主権の根源、そして新しい金融秩序が再編成されるときに無視できない最も重要な変数になりつつあります。 「電気」の流れを理解することは、ある程度、制度が資格の境界をどのように設定しているかを理解することです。 1キロワット時の電力の着地点は、市場が自然に決定することはなく、その背後には無数の決定が隠されています。 電気は均等ではなく、許された人々、特定されたシーン、受け入れられた物語に常に流れます。
ビットコインマイニングの論争の核心は、電力を消費するかどうかではなく、それが「合理的な存在」であることを認めるかどうかにあります——国家のエネルギー調整に組み込まれる使用シーンです。認められない限り、それは灰色の中を彷徨い、隙間の中で運営されるしかありません。しかし、一度認定されれば、それは制度的に配置されなければならず——境界があり、条件があり、説明権があり、規制の基準があります。
これは業界の規制緩和や封鎖の問題ではなく、システムが「非常規負荷」に対する態度の問題です。
私たちは、今この分岐点に立ち、この選択が静かに進行しているのを見ています。
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意見：中国は発電量が世界一ですが、なぜビットコインを採掘するために使用できないのですか？
著者| 劉紅林
実は私は電気を全く理解していませんでした
「五一」休暇、自家用車で河西回廊を横断し、武威から張掖、酒泉、そして敦煌へ向かう。戈壁の道路を走っていると、道路の両側には風力発電機が時折現れ、戈壁の上に静かに立っていて、非常に壮観で、まるでSF映画のような長城のようだ。
千年前の万里の長城は、国境と領土を守っていましたが、今日、これらの風力発電機と太陽光発電アレイが守っているのは、国のエネルギー安全保障であり、次世代産業体系の命脈です。太陽光と風は、今日のように体系的に組織され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部となったことはありません。
Web3業界では、マイニングは最も基本的な存在であり、このエコシステムの最も原始的で堅固なインフラの一つであることは皆が知っています。毎回の牛市と熊市の切り替え、そしてチェーン上の繁栄の背後には、マイニングマシンが継続的に稼働する音が欠かせません。そして、私たちがマイニングについて話すとき、最も多く話されるのはマイニングマシンの性能と電気料金です。マイニングは利益を上げられるのか、電気料金は高いのか、どこで低コストの電気を見つけることができるのか。
しかし、この千里にわたる電力の道を見て、私は突然、電気をまったく理解していないことに気づきました。それはどこから発生するのか？誰が発電できるのか？それはどのように砂漠から千里離れたところに送られ、誰が使用するのか、そしてどのように価格を決定するのか？
これは私の認識の空白であり、おそらくこれらの問題に対して同様に好奇心を抱く仲間もいるでしょう。そこで、この記事を借りて、中国の発電メカニズム、電力網の構造、電力取引、そして最終的な参加メカニズムについて、一度の電力を再理解するために、少し体系的な補習を行うつもりです。
もちろん、これは紅林弁護士がこの全く未知の話題と業界に初めて触れることになるため、不足や漏れが必然的に存在しますので、皆さんから貴重な意見をいただければと思います。
中国には一体どれだけの電力があるのか？
国家エネルギー局が2025年第1四半期に発表したデータによると、中国の発電量は2024年に9兆4,181億kWhに達し、前年比4.6%増となり、世界の発電量の約3分の1を占めています。 この概念は何ですか? EUを合わせると、中国の年間発電量は70%未満です。 これは、電気があるだけでなく、「電気の余剰」と「構造再編」の二重の状態にあることを意味します。
中国は発電量が多いだけでなく、発電方法も変わりました。
2024年末までに、国の総設備容量は前年比14.6%増の35億3000万キロワットに達し、そのうちクリーンエネルギーの割合はさらに増加します。 約1億4,000万キロワットの太陽光発電容量と7,700万キロワットの風力発電が追加されました。 比率的には、2024年には、中国は世界の新しい太陽光発電容量の52%、世界の新しい風力発電容量の41%を占め、中国は世界のクリーンエネルギーマップでほぼ「支配的なプレーヤー」になります。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省にだけ集中しているのではなく、徐々に北西部に傾いています。甘粛、新疆、寧夏、青海などの省は「新エネルギー大省」となり、「資源輸出地」から「エネルギー生産の主力」に徐々に転換しています。この転換を支えるために、中国は「沙戈荒」地域に国家級の新エネルギー基地計画を展開しました：砂漠、戈壁、荒漠地域に集中して4億キロワット以上の風力発電と太陽光発電の設備を配置し、そのうち最初の約1.2億キロワットが「十四五」特別計画に組み込まれています。
* アジア初の、敦煌首航の100メガワット溶融塩タワー型太陽熱発電所
その一方で、従来の石炭火力発電は完全には退出せず、徐々にピークシフト型や柔軟型の電源へと変化しています。国家エネルギー局のデータによると、2024年の全国の石炭火力発電の設備容量は前年同期比で2%未満の増加に留まりますが、太陽光発電と風力発電の成長率はそれぞれ37%と21%に達します。これは「石炭を基盤とし、緑を主とする」構図が形成されつつあることを意味します。
空間構造から見ると、2024年には全国のエネルギー電力供給と需要は全体的にバランスが取れているが、地域的な構造的過剰は依然として存在し、特に北西地域では一部の時間帯に「電力が余って使えない」という状況が発生している。これは、後に「ビットコインマイニングは電力の余剰を活用する手段なのか」という議論に現実的な背景を提供している。
一言で言えば、中国は今、電力を欠いているのではなく、「調整可能な電力」、「受け入れ可能な電力」、そして「利益を生む電力」が不足している。
電誰が発信できる？
中国では、発電はやりたいからといってできるものではなく、純粋な市場化された業界ではなく、政策の入口と規制の上限がある「特許事業」に近い。
「電力業務許可証管理規定」に基づき、発電業務を行いたいすべての法人は、「電力業務許可証（発電類）」を取得しなければなりません。承認主体は通常、国家エネルギー局またはその派遣機関であり、プロジェクトの規模、地域、技術タイプによって異なります。その申請プロセスはしばしば複数の交差評価を含みます：
·国家および地方のエネルギー開発計画に適合していますか？
土地利用、環境影響評価、水保護の認可は取得していますか?
·電力網への接続条件と消費スペースはありますか？
·技術的に準拠しているか、資金が整っているか、安全で信頼できるか？
これは、「発電できる」ことにおいて、行政権、エネルギー構造、市場効率の三者が同時に競い合っていることを意味します。
現在、中国の発電主体は大きく分けて三つの種類があります：
第一類は五大発電グループです：国家エネルギーグループ、華能グループ、大唐グループ、華電グループ、国家電投。これらの企業は全国の60%以上の集中型火力発電資源を掌握しており、新エネルギー分野でも積極的に布局しています。例えば、国家エネルギーグループは2024年に新たに風力発電設備を1100万キロワット以上増設し、業界でのリーダーシップを維持しています。
第二のタイプは地方国有企業です：三峡新能源、京能電力、陝西投資グループなど。この種の企業は地方政府と密接に結びついており、地方の電力配置において重要な役割を果たし、同時に一定の「政策的な任務」を担っています。
第三のカテゴリーは、民間および混合所有制企業です：典型的な代表には隆基緑能、陽光電源、通威股份、天合光能などがあります。これらの企業は、太陽光発電製造、エネルギー貯蔵統合、分散型発電などの分野で強力な競争力を発揮しており、一部の省で「指標優先権」を取得しています。
しかし、たとえあなたがトップの新エネルギー企業であっても、発電所を「建てたいと思ったら建てられる」というわけではありません。ここでのボトルネックは通常、3つの側面に現れます：
発電プロジェクトは、地域のエネルギー開発の年間計画に含める必要があり、風力および太陽光プロジェクトの指標を取得する必要があります。 この指標の割り当ては、本質的には一種の地域資源管理であり、地方開発改革委員会とエネルギー局の同意なしに合法的にプロジェクトを開始することはできません。 一部の地域では、土地の保全度、設備効率、エネルギー貯蔵の配分、資金源などに応じて最適なものを選択する「競争配分」方式も採用しています。
プロジェクトが承認された後、国家電網または南方電網に接続システムの評価を申請する必要があります。もし地元の変電所の容量が満杯であったり、送電経路がない場合、あなたが建設したプロジェクトは無駄になります。特に西北などの新エネルギーが集中している地域では、接続が難しく、調整が難しいのが常態です。
3.吸収能力
たとえプロジェクトが承認され、ラインが整備されていても、現地の負荷が不足していたり、地域間の通路が開通していなければ、あなたの電力は「誰も使用できない」可能性があります。これが「風力発電や太陽光発電の放置」という問題を引き起こします。国家エネルギー局は2024年の報告書で、一部の都市ではプロジェクトを集中して進めすぎたため、負荷を大幅に超え、新しい再生可能エネルギープロジェクトの接続が停止されたと指摘しています。
したがって、「電力を発電できるかどうか」は、企業の能力の問題だけでなく、政策指標、電力網の物理的構造、および市場の期待が共同で決定する結果です。このような背景の中で、一部の企業は集中型の承認や消費のボトルネックを回避するために、「分散型太陽光発電」、「園区自給電」、「商業および産業用蓄電の統合」などの新しいモデルに転向し始めました。
業界の実務から見ると、この「政策の参入 + エンジニアリングのハードル + 調整協議」という三層構造は、中国の発電業界が依然として「構造的参入市場」に属することを決定づけています。これは民間資本を自然に排除するものではありませんが、純粋な市場駆動を許可することも非常に困難です。
電気はどうやって輸送されるのですか？
エネルギー分野には広く知られた「電力の逆説」があります：資源は西部にあり、電力は東部にあります；電気は生成されますが、送ることができません。
これは中国のエネルギー構造における典型的な問題です：北西部には豊富な太陽光と風がありますが、人口密度は低く、産業負荷も小さいです。東部は経済が発展しており、電力消費が多いですが、地域で開発可能な新エネルギー資源は非常に限られています。
どうすればいいのでしょうか？答えは：特高圧送電（UHV）を建設し、「電力ハイウェイ」で西部の風力発電と太陽光発電を東部に送ることです。
2024年末までに、中国で稼働している特高圧ラインは38本に達し、そのうち交流ラインは18本、直流ラインは20本です。この中で直流送電プロジェクトは特に重要で、非常に遠距離で低損失・大容量の定向送電を実現できます。例えば：
·「青海—河南」±800kV 直流線：長達 1587 キロメートル、青海チャイダム盆地の太陽光発電基地から中原都市群へ電力を送ります；
·「昌吉—古泉」±1100kV 直流線：長さ 3293 キロメートル、世界の送電距離と電圧レベルの二つの記録を樹立しました；
·「陕北—武汉」±800kV 直流線：陕北エネルギー基地と華中工業地域にサービスを提供し、年間送電能力は660億キロワット時を超えます。
各特高圧ラインは「国家級プロジェクト」であり、国家発展改革委員会とエネルギー局が統一してプロジェクトを立ち上げ、国家電網または南方電網が投資と建設を担当します。これらのプロジェクトは数百億元の投資が必要で、工事期間は2〜4年かかり、しばしば省を越えた調整、環境評価、そして土地の取得と移転に関する協力が必要です。
では、なぜ特高圧を推進するのでしょうか？実際、その背後には資源の再分配の問題があります。
中国の風光資源と人口、工業が深刻に不均衡です。効率的な送電によって空間的な差異を解消できなければ、すべての「西電東送」のスローガンは空論に過ぎません。特高圧は「送電能力」を使って「資源の恵み」を置き換えるものです。
リソース側と消費側の電気料金構造に大きな差異があるため、超高圧送電は地域の電気料金差の調整を実現する手段となっています。中東部は比較的安価なグリーン電力を得ることができ、西部はエネルギーの収益化を実現できます。
送電回路がないと、西北地域では「電力が余って使えない」という風力発電や太陽光発電の放棄の状況が非常に発生しやすい。2020年前後、甘粛、青海、新疆の放電率は一時20％を超えた。特高圧が完成した後、これらの数字は3％以内に減少し、これは送電能力の向上による構造的な緩和をもたらしている。
国家レベルで明確にされているように、特高圧は単なる技術的な問題ではなく、国家エネルギー安全戦略の重要な柱です。今後5年間、中国は「14次五カ年計画の電力発展計画」において、内モンゴルから京津冀、寧夏から長江デルタなどの重点プロジェクトを含む数十の特高圧ラインを引き続き配置し、「全国一つのネットワーク」の統一調整目標をさらに実現します。
ただし、特高圧は良いですが、2つの長期的な論争点があります：
高い投資と遅い回復:±800kV DCラインの投資はしばしば200億元を超え、回収期間は10年以上です。
·省を超えた調整の難しさ：特高圧は複数の行政区域を横断する必要があり、地方政府間の協調メカニズムに高い要求を課しています。
この2つの問題は、UHVが依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な決定に基づく市場インフラではないことを決定づけています。しかし、新エネルギーが急速に拡大し、地域構造の不均衡が悪化する中で、特高圧はもはや「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須項目です。
電気はどうやって売っていますか？
電気を送った後、次に最も重要な問題は：どうやって電気を売るか？誰が買うか？1キロワット時いくらか？
これは発電プロジェクトが利益を上げるかどうかを決定する核心的な要素でもあります。従来の計画経済システムでは、この問題は非常に単純です：発電所が発電する → 国家電力網に販売する → 国家電力網が一元的に調整する → ユーザーが電気料金を支払う、すべて国家によって定められた価格に従います。
しかし、このモデルは新エネルギーが大規模に接続された後、完全に機能しなくなりました。太陽光発電や風力発電の限界コストはほぼゼロに近いですが、その出力は変動性と間欠性があり、固定価格や厳格な需給の電力計画システムには適していません。したがって、「売れるかどうか」という問題が新エネルギー業界の生死線に変わりました。
2025年から施行される新しい規則に基づき、全国のすべての新規再生可能エネルギー発電プロジェクトは、固定電力料金補助が全面的に廃止され、市場取引に参加する必要があります。
·中長期契約取引：例えば「プレセール電力」のように、発電企業と電力企業が直接契約し、一定の期間、価格、電力量をロックする；
·現物市場取引：リアルタイムの電力需給の変動に基づいて、電気料金は15分ごとに変動する可能性があります；
·補助サービス市場：周波数調整、圧力調整、バックアップなどの電力網の安定性サービスを提供する；
·グリーン電力取引：ユーザーが自発的にグリーン電力を購入し、グリーン電力証明書（GEC）が付随する；
·カーボン市場取引：発電企業は炭素排出量を削減することで追加の収益を得ることができます。
現在、全国には北京、広州、杭州、西安などに電力取引センター有限公司が設立されており、市場のマッチング、電力の確認、電価の決済などを統一して担当しています。
典型的な現物市場の例を見てみましょう：
2024年夏季の高温期に、広東の電力スポット市場で極端な変動が見られ、谷段の電気料金は0.12元/kWhまで低下し、ピーク時は1.21元/kWhに達しました。このメカニズムの下で、新エネルギープロジェクトは柔軟に調整できれば（例えば、蓄電設備を備えている場合）、"低価格で電力を蓄え、高価格で電力を販売"し、巨額の価格差収益を得ることができます。
対照的に、中長期契約に依存し、ピークシフト能力が不足しているプロジェクトは、電力を約0.3-0.4元の価格で販売するしかなく、一部の電力が捨てられる時間帯ではゼロ価格での送電を余儀なくされる。
その結果、ますます多くの再生可能エネルギー企業が蓄電の投資を始め、一方では電力網の調整応答に、もう一方では価格のアービトラージに利用されています。
電気料金収入に加えて、新エネルギー企業にはいくつかの可能な収入源があります：
グリーン電力証明書（GEC）取引。2024年、江蘇、広東、北京などの省市でGEC取引プラットフォームが開始され、ユーザー（特に大規模な工業企業）は、カーボン開示やグリーン調達などの目的でGECを購入しています。エネルギー研究会のデータによれば、2024年のGECの取引価格は、1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金の重要な補完となっています。
カーボンマーケット取引。もし新エネルギープロジェクトが石炭火力を代替し、全国のカーボン排出取引システムに組み込まれれば、「カーボン資産」の利益を得ることができます。2024年末までに全国のカーボンマーケット価格は約70元/トンCO₂であり、1キロワット時のグリーン電力あたりの排出削減量は約0.8-1.2キログラムで、理論的な利益は約0.05元/kWhです。
ピークと谷の電力料金調整と需要応答インセンティブ。発電企業は高エネルギー消費ユーザーと電力調整契約を結び、ピーク時に負荷を減少させるか、電力網に電力を返送することで追加の補助金を受け取ることができます。このメカニズムは山東省、浙江省、広東省などでの試験運用が進んでいます。
このメカニズムでは、新エネルギープロジェクトの収益性は「私はどれだけの電力を生成できるか」ではなく、次のようになります：
·良い値段で売ることができますか？
·私には長期のバイヤーがいますか？
·ピークを削り谷を埋めることはできますか？
·私はエネルギー貯蔵または他の調整能力を持っていますか？
·取引可能なグリーン資産はありますか？
過去の「指標を奪い、補助金に依存する」プロジェクトモデルは終わりを迎えました。今後は、新エネルギー企業が金融思考や市場運営能力を持ち、さらにはデリバティブのように電力資産を精緻に管理する必要があります。
一言でまとめると、新エネルギーの「電力販売」段階は単なる売買関係ではなく、電力を媒介とした政策、市場、カーボン権、金融との協調的なゲームのシステムエンジニアリングです。
なぜ電力の廃棄があるのですか？
発電プロジェクトにおいて、最大のリスクは発電所が完成するかどうかではなく、「完成後に販売できないこと」である。そして「電力の廃棄」は、このプロセスにおける最も静かで致命的な敵である。
いわゆる「廃電」とは、発電を行わないということではなく、発生した電力にユーザーがいない、流通経路がない、調整の余地がないため、無駄に浪費されることを指します。風力発電や太陽光発電の企業にとって、廃電は直接的な収益の損失を意味するだけでなく、補助金申請、電力量の計算、グリーン証明書の生成に影響を及ぼし、さらにはその後の銀行の評価や資産の再評価にも影響を与える可能性があります。
国家エネルギー局西北監督局の統計によると、2020年に新疆の風力発電の廃電率は一時16.2%に達し、甘粛や青海などの地域でも太陽光発電プロジェクトで20%以上の廃電率が見られました。2024年末までには、このデータはそれぞれ2.9%と2.6%に低下しましたが、特定の地域や時間帯では、廃電はプロジェクト関係者が避けられない現実です——特に昼の高照度、低負荷の典型的なシーンでは、太陽光発電が大量に調整システムによって「圧縮」され、発電しても無駄になってしまいます。
多くの人が電力の放棄は「電力不足」から来ていると思うかもしれませんが、本質的にはそれはシステムの調整の不均衡の結果です。
1つ目は物理的なボトルネックです:一部のリソース集中地域では、変電所の容量が長い間飽和状態にあり、グリッドアクセスが最大の制限になり、プロジェクトは承認できますが、ネットワークに接続することはできません。 2つ目は、スケジューリングメカニズムの剛性です。 現在、火力発電ユニットの安定性は依然として中国でのディスパッチングの中核であり、新しいエネルギー出力の不確実性により、ディスパッチユニットはシステムの変動を避けるために習慣的に「アクセスを制限」しています。 州間の消費調整の遅れと相まって、理論的には大量の電力が「必要」とされていますが、行政プロセスや州間チャネルでは「供給できない」ため、最終的には放棄せざるを得ません。 市場レベルでは、スポット電力市場はまだ初期段階にあり、補助サービスメカニズムと価格シグナルシステムは完璧とはほど遠い、エネルギー貯蔵規制と需要応答メカニズムはほとんどの州でまだ規模を形成していません。
政策の面では実際には無反応ではありません。
2021年以降、国家エネルギー局(NEA)は、プロジェクトの事前承認に「新エネルギー消費容量評価」を含め、地方自治体に地域の「キャリー指標」を明確にするよう要求し、「第14次5カ年計画」に多くの政策を提案し、ソース、グリッド、負荷、貯蔵の統合を促進し、地域の負荷センターを建設し、スポット市場取引メカニズムを改善し、エネルギー貯蔵システムのピークシェービングとバレーフィリングへの割り当てを義務付けています。 同時に、多くの地方自治体が「最低消費率」責任制度を導入し、新エネルギーグリッド接続プロジェクトの年間平均利用時間が国のベースラインを下回ってはならないことを明確にし、プロジェクト関係者は事前に調整策を検討することを余儀なくされています。 新エネルギーの設備容量が急増している多くの都市では、送電網の変革が遅れている、エネルギー貯蔵の建設が遅い、地域送電権の所有権が不明確であるなどの問題が依然として一般的であり、制度的な推進と市場協力のリズムはまだ一致していません。
重要なのは、電力の放棄の背後には単なる「経済的非効率」があるのではなく、資源空間と制度構造の対立があるということです。北西部は電力資源が豊富ですが、その開発価値は省を越えた、地域を越えた電力網の輸送と調整システムに依存しています。しかし、中国の現在の行政区画と市場の境界は高度に分断されています。これにより、多くの「技術的に利用可能な」電力が制度的に置き場を失い、受動的な冗長性となってしまいます。
中国の電気は、なぜ暗号通貨のマイニングに使用できないのですか？
大量の「技術的に利用可能で、制度的に受け入れられない」電力が無駄にされている一方で、もともと周縁化されていた電力使用シーン——暗号通貨のマイニングが、過去数年にわたり地下的でゲリラ式の形で現れ、ある地域では再び「構造的に必要とされる」現実の位置を獲得している。
これは偶然ではなく、ある種の構造的な隙間の自然な産物です。 暗号通貨のマイニングは、高い消費電力と低い連続干渉を備えた瞬時のコンピューティングパワー動作として、風力や太陽光発電から削減された発電プロジェクトと自然に互換性があります。 鉱山は安定した発送保証を必要とせず、グリッドをグリッドに接続する必要はなく、ピークシェービングやバレーフィリングの発送にも積極的に協力することができます。 さらに重要なことは、誰も欲しがらない電力を市場外のオンチェーン資産に変換できるため、「冗長な収益化」チャネルを形成できることです。
純粋な技術的観点から見ると、これはエネルギー効率の向上である；しかし、政策的観点から見ると、それは常に気まずい位置にある。
中国本土の政府は2021年にマイニングを停止したが、その核心的な考慮は電力そのものではなく、その背後にある金融リスクや産業の方向性の問題である。前者は暗号資産の経路の不透明性に関わっており、違法な資金集めや越境アービトラージなどの規制の難題を引き起こす可能性がある。後者は「高エネルギー消費・低産出」という産業評価に関係しており、現在の省エネ・脱炭素の戦略的主旋律には合致していない。
言い換えれば、マイニングが「合理的な負荷」であるかどうかは、電力の余剰を消費しているかどうかではなく、政策の文脈において「受け入れ可能な構造」に組み込まれているかどうかによります。もし依然として不透明で不適合で制御不能な方法で存在しているなら、それは「グレーな負荷」と見なされるしかありません。しかし、地域、電源、電気料金、ブロックチェーン上の用途を制限し、コンプライアンスの枠組みの中で特別なエネルギー輸出メカニズムとして設計されることができれば、政策の一部になる可能性もあります。
この再設計は、前例がないわけではない。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国々はすでに「計算能力型負荷」を電力バランスシステムに組み込み、さらには「電力と安定通貨の交換」の形で、鉱山が国にUSDTやUSDCなどのデジタル資産をもたらすよう導いており、外貨準備の代替として機能している。これらの国々のエネルギー構造において、マイニングは「戦略的調整可能負荷」として再定義されており、電網の調整だけでなく、通貨システムの再構築にも寄与している。
中国はこのような過激な方法を模倣することは不可能ですが、部分的、限定的、条件付きで鉱場の存在権を回復することはできるでしょうか？特に、電力放棄の圧力が続き、短期的にグリーン電力が完全に市場化できない段階において、鉱場をエネルギー消費の過渡的なメカニズムとし、ビットコインをオンチェーン資産の備蓄として閉鎖的に配分することは、単純に一斉に撤退するよりも現実に即しており、国家の長期的なデジタル資産戦略にもよりよく貢献するでしょう。
これはマイニングの再評価だけでなく、「電気の価値の境界」の再定義でもあります。
従来のシステムでは、電気の価値は誰が、どのように購入するかによって決まりますが、ブロックチェーンの世界では、電気の価値は計算能力の一部、資産、またはグローバル市場への参加の道筋に直接対応する可能性があります。国家が徐々にAI計算インフラを構築し、東数西算プロジェクトを推進し、デジタル人民元システムを構築する中で、「チェーン上のエネルギーの実現メカニズム」のために、技術的中立性と規制可能な通路を政策の地図上に確保する必要があるのではないでしょうか？
ビットコインマイニングは、中国が「中間者なし」の状態でエネルギーをデジタル資産に変換する初めての実践シーンかもしれません——この問題は敏感で複雑ですが、回避することはできません。
結論:電力の所有権は現実的な多肢選択問題です
中国の電力システムは遅れていません。風力エネルギーは戈壁を覆い、太陽光が砂丘を照らし、超高電圧が千里の荒野を横断し、一度の電気を辺境から東部都市の高層ビルやデータセンターへ送ります。
デジタル時代では、電気はもはや照明や産業の燃料だけでなく、価値計算のインフラストラクチャ、データ主権の根源、そして新しい金融秩序が再編成されるときに無視できない最も重要な変数になりつつあります。 「電気」の流れを理解することは、ある程度、制度が資格の境界をどのように設定しているかを理解することです。 1キロワット時の電力の着地点は、市場が自然に決定することはなく、その背後には無数の決定が隠されています。 電気は均等ではなく、許された人々、特定されたシーン、受け入れられた物語に常に流れます。
ビットコインマイニングの論争の核心は、電力を消費するかどうかではなく、それが「合理的な存在」であることを認めるかどうかにあります——国家のエネルギー調整に組み込まれる使用シーンです。認められない限り、それは灰色の中を彷徨い、隙間の中で運営されるしかありません。しかし、一度認定されれば、それは制度的に配置されなければならず——境界があり、条件があり、説明権があり、規制の基準があります。
これは業界の規制緩和や封鎖の問題ではなく、システムが「非常規負荷」に対する態度の問題です。
私たちは、今この分岐点に立ち、この選択が静かに進行しているのを見ています。