出典:弁護士Liu Honglin
「五一」休暇に、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。戈壁の道路を走ると、道の両側には風力発電機の群れが静かに佇んでおり、非常に壮観で、まるでSF感満載の長城のようだ。
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*画像はネットからの出典
千年前の万里の長城は国境と領土を守っていましたが、今日では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、国家のエネルギー安全保障であり、次世代産業システムの命脈です。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、マイニングは非常に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誰もが知っています。すべての牛市と熊市の切り替え、すべての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、最も多く語られるのはマイニングマシンの性能と電気料金です——マイニングが利益を生むかどうか、電気料金が高いかどうか、どこで低コストの電気を見つけられるか。
しかし、この千里にわたる電力の道を見て、私は突然自分が電気をまったく理解していないことに気づいた：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場所まで送られ、誰がそれを使用し、また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、おそらく同じようにこれらの問題に好奇心を持つ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、そして最終的な参入メカニズムについて、再度1キロワット時を理解するための体系的な補習を行うことにしました。
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、不足や抜けがあることは必然であり、パートナーの皆さんから貴重な意見をぜひお寄せいただきたいと思います。
まずはマクロな事実を見てみましょう：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、2024年の中国の発電量は9.4181兆キロワット時に達し、前年比4.6%増加し、世界の発電量の約3分の1を占めます。これはどのような概念でしょうか？EU全体の年間発電量も中国の7割には満たないのです。これは、私たちは電力を持っているだけでなく、「電力過剰」と「構造再編」の二重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、発電の方法も変わってきました。
2024年末までに、中国全土の総発電設備容量は353億キロワットに達し、前年同期比で14.6%の増加となり、そのうちクリーンエネルギーの割合はさらに向上しました。新たに設置された太陽光発電は約1.4億キロワット、風力発電は7700万キロワットです。割合で見ると、2024年の中国の太陽光発電の新設容量は世界の52%を占め、風力発電の新設容量は世界の41%を占めており、世界のクリーンエネルギーの地図において、中国はほぼ「支配的な役割」を果たしています。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省に集中しているだけではなく、徐々に北西部に傾斜しています。甘粛、新疆、寧夏、青海などの省が「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」へと徐々に転換しています。この転換を支えるため、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、荒野地域に4億キロワット以上の風力発電と光伏設備を集中配置し、そのうち最初の約1.2億キロワットが「第14次五カ年計画」の特別計画に組み込まれています。
*アジア初の、敦煌首航100メガワットの融 Salt 塔式太陽熱発電所（画像出典：ネット）
一方で、従来の石炭火力発電は完全に退出したわけではなく、徐々にピーク調整型の柔軟な電源に転換しています。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置容量は前年同期比で2%未満の増加にとどまりますが、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、緑を主にする」構図が形成されていることを意味します。
空間構造から見ると、2024年の全国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する。特に西北地域では、特定の時間帯に「電気が余って使えない」状況が発生しており、これが後に議論する「ビットコインマイニングは電力の余剰を出口として使えるのか」という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」、「消費可能な電力」、そして「利益を生む電力」が不足している。
中国では、発電はやりたいと思ってもできるものではなく、純粋な市場化された産業ではなく、政策の入り口と規制の上限がある「特許事業」のようなものです。
「電力業務許可証管理規則」に基づき、発電業務を行いたいすべての単位は、「電力業務許可証（発電類）」を取得しなければならず、審査主体は通常、国家エネルギー局またはその派出機関であり、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。
これは、「発電できる」という点において、行政権力、エネルギー構造、市場効率の三者が同時にゲームに参加し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1類は五大発電グループ：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、国家電投です。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展開しています。例えば、国家エネルギーグループは2024年に風力発電の新規導入容量が1100万キロワットを超え、業界内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です。このような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すと同時に、一定の「政策的任務」を担っています。
第三のタイプは、民間および混合所有制企業です：代表的な企業には隆基緑能、陽光電源、通威株式、天合光能などがあります。これらの企業は、太陽光発電の製造、エネルギー貯蔵の統合、分散型発電などの分野で強力な競争力を示しており、いくつかの省で「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再生可能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。ここでの障害は通常、3つの側面に現れます。
発電プロジェクトは地方エネルギー開発年度計画に組み込む必要があり、風力および太陽光プロジェクトの指標を取得しなければなりません。この指標の配分は、本質的には地方資源の管理の一形態です——地方発展改革委員会やエネルギー局の同意がなければ、プロジェクトを合法的に開始することはできません。いくつかの地域では「競争的配置」方式を採用しており、土地の節約度、設備の効率、蓄電の配置、資金の出所などに基づいて得点を付けて優先順位を決定します。
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意味です。特に西北などの新エネルギーが集中している地域では、接続の難しさや調整の難しさが常態化しています。
プロジェクトが承認され、回線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かったりすると、あなたの電力は「誰も利用できない」可能性があります。これが「風力・太陽光発電の無駄遣い」の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、いくつかの地域都市はプロジェクトを集中して進め、負荷を大きく超えたため、新しい再生可能エネルギーのプロジェクト接続が一時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、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、一部の企業は「分散型太陽光発電」「パーク自給電」「商業用蓄電の結合」といった新しいモデルに転向し、集中型の承認や受け入れのボトルネックを回避しています。
業界の実務から見ると、この「政策参入+工事のハードル+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、純粋に市場に基づく推進を許可するのも難しいのです。
エネルギー分野には、「電力パラドックス」という広く知られた概念があります。資源は西部にあり、電力は東部で消費されます。電力は生成されますが、送電ができません。
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：西北部には豊富な太陽光と風があるが、人口密度が低く、産業負荷も小さい。一方、東部は経済が発展しており、電力消費が大きいが、地元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。
それでは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、「電力高速道路」を使って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、中国で運用され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。この中でも直流送電プロジェクトは特に重要で、非常に遠距離での低損失、大容量の指向送電を実現できます。例えば：
各特高圧ラインは「国家プロジェクト」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の投資額は数百億元に達することが多く、工事期間は2〜4年に及び、しばしば省を越えた調整、環境評価、土地収用の協力が必要です。
なぜ特高圧を導入する必要があるのか？実はその背後には資源の再配分の問題がある。
中国の風光資源と人口、産業が深刻にミスマッチしています。効率的な送電によって空間の違いを打破できない場合、すべての「西電東送」のスローガンは空虚なものです。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。
資源サイドと消費サイドの電気料金構造の違いが大きいため、特高圧送電は地域の電気料金差調整の手段にもなっています。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現金化収益を実現できます。
送電路がないため、西北地区では「電力が余っても使えない」という風力や太陽光の発電が無駄になる状況が発生しやすい。2020年前後、甘粛、青海、新疆の電力放棄率は一時20％を超えた。特高圧送電網が完成した後、これらの数字は3％未満に減少し、送電能力の向上がもたらした構造的な緩和が背景にある。
国家レベルで明確にされているように、特高圧は技術的な問題だけでなく、国家のエネルギー安全戦略の重要な柱でもあります。今後5年間、中国は「第14次五カ年電力発展計画」における数十の特高圧ラインの配置を続ける予定であり、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み、さらに「全国一張網」の統一調整目標を実現します。
ただし、特高圧には良い点がある一方で、2つの長期的な議論のポイントもあります。
この二つの問題は、UHVが依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な意思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、再生可能エネルギーが急速に拡大し、地域の構造的不均衡が深刻化する中で、特高圧は「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須選択肢となっています。
電気を送り出した後、次に最も重要な問題は：どうやって電気を売るのか？誰が買うのか？1キロワット時はいくらか？
これも発電プロジェクトが収益性を持つかどうかを決定する核心的な要素です。従来の計画経済体系の中では、この問題は非常に簡単です：発電所が発電 → 国家電網に販売 → 国家電網が統一的に調整 → ユーザーが電気料金を支払う、すべて国家の価格設定に従います。
しかし、このモデルは新エネルギーが大規模に系統接続された後、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づいていますが、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組み込むの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なりました。
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価格補助が全面的に廃止され、市場取引に参加しなければならない。
*中長期契約取引:「販売前電力」と同様に、発電事業者は電力消費者と直接契約を結び、一定期間、価格、数量を固定します。
現在、全国に複数の電力取引センターが設立されており、北京、広州、杭州、西安などの電力取引センター株式会社が、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年の夏季の高温期に、広東の電力スポット市場で極端な変動が発生し、谷段の電気料金は0.12元/kWhまで低下し、ピーク段では最高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が柔軟に調整できる場合（例えば、蓄電システムを装備することで）、"低価格で電力を蓄え、高価格で電力を販売する"ことで、巨額の価格差収益を得ることができます。
比較すると、中長期契約に依存しているがピーク調整能力が欠如しているプロジェクトは、電力を1キロワット時あたり0.3-0.4元程度の価格で販売するしかなく、さらには一部の発電放棄の時間帯ではゼロ価格での接続を余儀なくされる。
その結果、ますます多くの新エネルギー企業が蓄電池の投資を始め、一方では電力網の調整応答に、もう一方では価格アービトラージに使用されています。
電力料金収入の他に、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年に江蘇、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）はカーボンディスクロージャーやグリーン調達などの目的でGECを購入します。エネルギー研究会のデータによると、2024年のGECの取引価格帯は1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金の大きな補完となります。
カーボン市場取引。もし新エネルギープロジェクトが石炭発電の代替として用いられ、全国のカーボン排出取引システムに組み込まれる場合、「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、全国のカーボン市場価格は約70元/トンCO₂であり、1キロワット時のグリーン電力につき約0.8-1.2キログラムの排出削減があり、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者と電力調整契約を締結し、ピーク時に負荷を削減したり、電力を電力網に逆送したりすることで、追加の補助金を得ることができる。このメカニズムは、山東、浙江、広東などでの試験導入が比較的早く進んでいる。
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発電できるか」ではなく、次のようになります：
過去の「指標を奪い、補助金に頼る」プロジェクトモデルは終わりを迎えました。今後、再生可能エネルギー企業は金融思考や市場操作能力を持つ必要があり、さらにはデリバティブを扱うように電力資産を精密に管理しなければなりません。
一言で言えば、再生可能エネルギーの「電力販売」は単純な売買関係ではなく、電力を媒介とし、政策、市場、カーボン・クレジット、金融との協調戦略のシステムエンジニアリングである。
発電プロジェクトにとって最大のリスクは、発電所が建設できるかどうかではなく、「建設後に売れないこと」です。そして「廃電」は、このプロセスにおいて最も静かで致命的な敵です。
いわゆる「弃电」とは、電力を発電しないということではなく、発電した電力にユーザーがいない、チャネルがない、調整の余地がないために、ただ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、弃电は直接的な収益損失を意味するだけでなく、補助金の申請、電力量の計算、グリーン証明書の生成にも影響を及ぼし、さらにはその後の銀行の格付け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の太陽光発電プロジェクトでも20%以上の廃電率が見られました。2024年末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依然としてプロジェクト関係者が避けられない現実です——特に正午の高照度、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」されており、発電しても無駄になってしまいます。
多くの人は、電力の放棄は「電力不足」が原因だと思うかもしれませんが、実際にはそれはシステムの調整の不均衡の結果です。
まず物理的なボトルネックがあります：一部のリソース集中エリアでは、変電所の容量がすでに飽和状態にあり、電力網への接続が最大の制限となっています。プロジェクトは承認されても、ネットワークに接続できないのです。次に、調整メカニズムが硬直しています。中国は現在、火力発電設備の安定性を調整の中心に据えており、新エネルギーの出力の不確実性が調整ユニットを習慣的に「接続制限」を行わせ、システムの変動を回避させています。さらに、州間の消費調整の遅れが加わり、多くの電力は理論的には「需要者がいる」ものの、行政プロセスや州間の通路で「送り出せず」、最終的には捨てられることになります。そして、市場レベルでは別の一連の遅れたルールシステムがあります：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や価格信号体系は未だに十分に整備されておらず、蓄電調整や需要応答メカニズムはほとんどの省で規模を形成していません。
政策面では実際に反応がないわけではありません。
2021年から、国家エネルギー局は「新エネルギー消納能力評価」をプロジェクト承認の前提条件に組み込み、地方政府に地域の「可承載指標」を明確にすることを要求している。また、「14五」期間中の複数の政策で、発電・送電・負荷・貯蔵の統合を推進し、地域負荷センターの構築、現物市場取引メカニズムの改善、ピークシフトのためのエネルギー貯蔵システムの強制配置を提案している。同時に、多くの地方政府は「最低消納比率」の責任制度を導入し、新エネルギー接続プロジェクトの年間平均利用時間が国家基準ラインを下回ってはならないことを明確にし、プロジェクト側に調整手段を事前に考慮させるようにしている。これらの措置は方向性としては正しいが、実行の進捗には明らかな遅れがあり、多くの新エネルギー設備が急増している都市では、電力網の改造が遅れ、エネルギー貯蔵の整備が鈍化しており、地域調整権の不明確さなどの問題が依然として普遍的である。制度の推進と市場の協力のリズムはまだ一致していない。
より重要なのは、電力の廃止の背後には単なる「経済的非効率」があるのではなく、資源空間と制度構造の衝突があるということです。西北地方は電力資源が豊富ですが、その開発価値は省を越え、地域を越えた電力網の送電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、大量の「技術的に利用可能な」電力が制度上どこにも位置づけられず、受動的な冗長性となっています。
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、もともと周辺化されていた電力消費のシーンである暗号通貨のマイニングが、過去数年にわたり地下化やゲリラ的な形で現れ、特定の地域では再び「構造的に必要とされる」という現実の位置を獲得している。
これは偶然ではなく、ある種の構造の隙間の自然な産物です。暗号通貨のマイニングは、高電力消費で持続的な干渉度が低い即時計算力の行動として、その運用ロジックは風力発電や太陽光発電のプロジェクトと自然に互換性があります。マイニングファームは安定した調整保証を必要とせず、電力網に接続することも要求せず、さらにはピークシフトに協力することもできます。さらに重要なのは、誰も欲しがらない電力を市場の外でチェーン上の資産に変換できるため、「冗長な現金化」の経路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す。しかし、政策的観点から見ると、常に微妙な立場にあります。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止しましたが、その核心的な考慮事項は電力そのものではなく、その背後にある金融リスクと産業指向の問題です。前者は暗号資産の流れの不透明性に関わり、違法な資金集めや越境アービトラージなどの規制上の課題を引き起こしやすいです。後者は「高エネルギー消費低生産」の産業評価に関係し、現在の省エネと炭素削減の戦略的主旋律に合致していません。
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には依存せず、政策の文脈における「受け入れ可能な構造」に組み込まれているかどうかに依存します。もし不透明で、不適合で、制御不可能な方法で存在し続けるなら、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、限定された地域、限定された電源、限定された電気料金、限定されたブロックチェーン上の用途が設定され、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、それが政策の一部となる可能性もあります。
この再設計には先例がないわけではない。国際的に、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んでおり、「電力とステーブルコインの交換」という形で、鉱山が国家にUSDTやUSDCなどのデジタル資産をもたらすよう導いている。これにより、外貨準備の代替資源として位置づけられている。これらの国々のエネルギー構造の中で、マイニングは「戦略的な調整可能負荷」として再定義されており、電力網の調整にも通貨システムの再構築にも貢献している。
中国はこの過激な方法を模倣することは不可能ですが、部分的かつ限定的、条件付きで鉱場の存在権を復元することは可能でしょうか？特に、電力放棄の圧力が続き、グリーン電力が短期的に完全に市場化できない段階では、鉱場をエネルギー消費の移行メカニズムとして、ビットコインをチェーン上の資産備蓄として閉鎖的に配分することは、一律に排除するよりも現実に近く、国家の長期的なデジタル資産戦略にもより貢献できるかもしれません。
これは単なるマイニングの再評価ではなく、「電力の価値の境界」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。しかし、ブロックチェーンの世界では、電気の価値は直接的に計算能力の一部、資産、または世界市場に参加するためのルートに対応する可能性があります。国家が徐々にAI計算能力のインフラを構築し、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、政策の設計図に「ブロックチェーン上のエネルギーの現金化メカニズム」に対して技術的中立性とコンプライアンス可能な通路を確保する必要があるのではないでしょうか？
ビットコインのマイニングは、中国が「仲介者なし」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。
中国の電力システムは遅れていない。風力が戈壁を覆い、太陽光が砂丘を照らし、特高圧が千里の荒原を横断し、一度の電力を辺境から東部の都市の高層ビルやデータセンターに送っている。
デジタル時代において、電力はもはや照明や工業の燃料だけではなく、価値計算のインフラとなり、データ主権の根幹を成し、新しい金融秩序の再編成時には最も無視できない変数となっています。「電」の流れを理解することは、ある意味で、制度がどのように資格の境界を設定しているかを理解することです。一度の電力の落ち着く場所は、決して市場が自然に決定するものではなく、その背後には無数の意思決定が隠れています。電力は均等ではなく、常に許可された人々、認定されたシーン、受け入れられた物語の中に流れ込むのです。
ビットコインのマイニングに関する議論の核心は、それが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る——国家のエネルギー調整に組み込まれる使用シーンである。認められない限り、それはグレーの中を漂い、隙間の中で運営される。しかし、一旦認定されれば、それは制度的に配置されなければならない——境界があり、条件があり、説明権があり、監視の基準がある。
これは業界の規制緩和や封鎖についてではなく、一つのシステムが「非常規負荷」に対してどのように対応するかの問題です。
私たちは、分岐点に立っており、この選択が静かに進行しているのを見つめています。
リソース
[1] 中国政府のウェブサイト、2024年国家電力産業統計、2025年1月。
[2] IEA、Renewables 2024 Global Report、2025 年 1 月。
[3] 国家エネルギー局、「2024年度エネルギー運用報告書」附録。
[4]エネルギー研究所、国家発展改革委員会、「「「釈江」景観基地の建設の進捗状況」、2024年12月。
[5]国家発展改革委員会、再生可能エネルギー発電プロジェクトの管理に関する暫定措置、2023年。
[6] ロイター、「中国UHV送電システム評価レポート」、2025年5月。
[7] Infolink Group、「中国における新エネルギーの固定価格補助金の撤廃に関する分析」、2025年3月。
[8] National Electric Power Dispatching Center、中国北部の電力スポット市場の運営に関する通達(2024年)。
[9] REDex Insight、中国の統一電力市場へのロードマップ、2024年12月。
[10]中国電力評議会、電力業界に関する2024年年次報告書の付録。
[11] National Energy Administration、Northwest Wind and Solar Curtailment Circular、2024年12月。
[12]エネルギー研究会, 「グリーン電力証書取引パイロット観測報告書」, 2025年1月.
[13] CoinDesk、「カザフスタンのマイニング政策調整分析」、2023年12月。
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中国の発電量は世界一ですが、なぜビットコインを掘るのに使えないのでしょうか？
出典:弁護士Liu Honglin
実は私は電気を全く理解していなかった
「五一」休暇に、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。戈壁の道路を走ると、道の両側には風力発電機の群れが静かに佇んでおり、非常に壮観で、まるでSF感満載の長城のようだ。
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*画像はネットからの出典
千年前の万里の長城は国境と領土を守っていましたが、今日では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、国家のエネルギー安全保障であり、次世代産業システムの命脈です。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、マイニングは非常に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誰もが知っています。すべての牛市と熊市の切り替え、すべての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、最も多く語られるのはマイニングマシンの性能と電気料金です——マイニングが利益を生むかどうか、電気料金が高いかどうか、どこで低コストの電気を見つけられるか。
しかし、この千里にわたる電力の道を見て、私は突然自分が電気をまったく理解していないことに気づいた：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場所まで送られ、誰がそれを使用し、また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、おそらく同じようにこれらの問題に好奇心を持つ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、そして最終的な参入メカニズムについて、再度1キロワット時を理解するための体系的な補習を行うことにしました。
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、不足や抜けがあることは必然であり、パートナーの皆さんから貴重な意見をぜひお寄せいただきたいと思います。
中国には実際にどれくらいの電力があるのか？
まずはマクロな事実を見てみましょう：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、2024年の中国の発電量は9.4181兆キロワット時に達し、前年比4.6%増加し、世界の発電量の約3分の1を占めます。これはどのような概念でしょうか？EU全体の年間発電量も中国の7割には満たないのです。これは、私たちは電力を持っているだけでなく、「電力過剰」と「構造再編」の二重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、発電の方法も変わってきました。
2024年末までに、中国全土の総発電設備容量は353億キロワットに達し、前年同期比で14.6%の増加となり、そのうちクリーンエネルギーの割合はさらに向上しました。新たに設置された太陽光発電は約1.4億キロワット、風力発電は7700万キロワットです。割合で見ると、2024年の中国の太陽光発電の新設容量は世界の52%を占め、風力発電の新設容量は世界の41%を占めており、世界のクリーンエネルギーの地図において、中国はほぼ「支配的な役割」を果たしています。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省に集中しているだけではなく、徐々に北西部に傾斜しています。甘粛、新疆、寧夏、青海などの省が「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」へと徐々に転換しています。この転換を支えるため、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、荒野地域に4億キロワット以上の風力発電と光伏設備を集中配置し、そのうち最初の約1.2億キロワットが「第14次五カ年計画」の特別計画に組み込まれています。
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*アジア初の、敦煌首航100メガワットの融 Salt 塔式太陽熱発電所（画像出典：ネット）
一方で、従来の石炭火力発電は完全に退出したわけではなく、徐々にピーク調整型の柔軟な電源に転換しています。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置容量は前年同期比で2%未満の増加にとどまりますが、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、緑を主にする」構図が形成されていることを意味します。
空間構造から見ると、2024年の全国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する。特に西北地域では、特定の時間帯に「電気が余って使えない」状況が発生しており、これが後に議論する「ビットコインマイニングは電力の余剰を出口として使えるのか」という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」、「消費可能な電力」、そして「利益を生む電力」が不足している。
誰が電を送ることができるのか？
中国では、発電はやりたいと思ってもできるものではなく、純粋な市場化された産業ではなく、政策の入り口と規制の上限がある「特許事業」のようなものです。
「電力業務許可証管理規則」に基づき、発電業務を行いたいすべての単位は、「電力業務許可証（発電類）」を取得しなければならず、審査主体は通常、国家エネルギー局またはその派出機関であり、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。
これは、「発電できる」という点において、行政権力、エネルギー構造、市場効率の三者が同時にゲームに参加し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1類は五大発電グループ：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、国家電投です。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展開しています。例えば、国家エネルギーグループは2024年に風力発電の新規導入容量が1100万キロワットを超え、業界内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です。このような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すと同時に、一定の「政策的任務」を担っています。
第三のタイプは、民間および混合所有制企業です：代表的な企業には隆基緑能、陽光電源、通威株式、天合光能などがあります。これらの企業は、太陽光発電の製造、エネルギー貯蔵の統合、分散型発電などの分野で強力な競争力を示しており、いくつかの省で「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再生可能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。ここでの障害は通常、3つの側面に現れます。
1. プロジェクト指標
発電プロジェクトは地方エネルギー開発年度計画に組み込む必要があり、風力および太陽光プロジェクトの指標を取得しなければなりません。この指標の配分は、本質的には地方資源の管理の一形態です——地方発展改革委員会やエネルギー局の同意がなければ、プロジェクトを合法的に開始することはできません。いくつかの地域では「競争的配置」方式を採用しており、土地の節約度、設備の効率、蓄電の配置、資金の出所などに基づいて得点を付けて優先順位を決定します。
2. グリッドアクセス
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意味です。特に西北などの新エネルギーが集中している地域では、接続の難しさや調整の難しさが常態化しています。
3. 吸収能力
プロジェクトが承認され、回線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かったりすると、あなたの電力は「誰も利用できない」可能性があります。これが「風力・太陽光発電の無駄遣い」の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、いくつかの地域都市はプロジェクトを集中して進め、負荷を大きく超えたため、新しい再生可能エネルギーのプロジェクト接続が一時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、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、一部の企業は「分散型太陽光発電」「パーク自給電」「商業用蓄電の結合」といった新しいモデルに転向し、集中型の承認や受け入れのボトルネックを回避しています。
業界の実務から見ると、この「政策参入+工事のハードル+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、純粋に市場に基づく推進を許可するのも難しいのです。
電気はどうやって輸送されるのか？
エネルギー分野には、「電力パラドックス」という広く知られた概念があります。資源は西部にあり、電力は東部で消費されます。電力は生成されますが、送電ができません。
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：西北部には豊富な太陽光と風があるが、人口密度が低く、産業負荷も小さい。一方、東部は経済が発展しており、電力消費が大きいが、地元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。
それでは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、「電力高速道路」を使って西部の風力発電と太陽光発電を東部に送ることです。
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2024年末までに、中国で運用され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。この中でも直流送電プロジェクトは特に重要で、非常に遠距離での低損失、大容量の指向送電を実現できます。例えば：
各特高圧ラインは「国家プロジェクト」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の投資額は数百億元に達することが多く、工事期間は2〜4年に及び、しばしば省を越えた調整、環境評価、土地収用の協力が必要です。
なぜ特高圧を導入する必要があるのか？実はその背後には資源の再配分の問題がある。
1. スペースリソースの再配分
中国の風光資源と人口、産業が深刻にミスマッチしています。効率的な送電によって空間の違いを打破できない場合、すべての「西電東送」のスローガンは空虚なものです。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。
2. 電力料金バランス機構
資源サイドと消費サイドの電気料金構造の違いが大きいため、特高圧送電は地域の電気料金差調整の手段にもなっています。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現金化収益を実現できます。
3. 新エネルギーの消費促進
送電路がないため、西北地区では「電力が余っても使えない」という風力や太陽光の発電が無駄になる状況が発生しやすい。2020年前後、甘粛、青海、新疆の電力放棄率は一時20％を超えた。特高圧送電網が完成した後、これらの数字は3％未満に減少し、送電能力の向上がもたらした構造的な緩和が背景にある。
国家レベルで明確にされているように、特高圧は技術的な問題だけでなく、国家のエネルギー安全戦略の重要な柱でもあります。今後5年間、中国は「第14次五カ年電力発展計画」における数十の特高圧ラインの配置を続ける予定であり、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み、さらに「全国一張網」の統一調整目標を実現します。
ただし、特高圧には良い点がある一方で、2つの長期的な議論のポイントもあります。
この二つの問題は、UHVが依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な意思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、再生可能エネルギーが急速に拡大し、地域の構造的不均衡が深刻化する中で、特高圧は「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須選択肢となっています。
電気はどう売りますか？
電気を送り出した後、次に最も重要な問題は：どうやって電気を売るのか？誰が買うのか？1キロワット時はいくらか？
これも発電プロジェクトが収益性を持つかどうかを決定する核心的な要素です。従来の計画経済体系の中では、この問題は非常に簡単です：発電所が発電 → 国家電網に販売 → 国家電網が統一的に調整 → ユーザーが電気料金を支払う、すべて国家の価格設定に従います。
しかし、このモデルは新エネルギーが大規模に系統接続された後、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づいていますが、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組み込むの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なりました。
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価格補助が全面的に廃止され、市場取引に参加しなければならない。
*中長期契約取引:「販売前電力」と同様に、発電事業者は電力消費者と直接契約を結び、一定期間、価格、数量を固定します。
現在、全国に複数の電力取引センターが設立されており、北京、広州、杭州、西安などの電力取引センター株式会社が、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年の夏季の高温期に、広東の電力スポット市場で極端な変動が発生し、谷段の電気料金は0.12元/kWhまで低下し、ピーク段では最高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が柔軟に調整できる場合（例えば、蓄電システムを装備することで）、"低価格で電力を蓄え、高価格で電力を販売する"ことで、巨額の価格差収益を得ることができます。
比較すると、中長期契約に依存しているがピーク調整能力が欠如しているプロジェクトは、電力を1キロワット時あたり0.3-0.4元程度の価格で販売するしかなく、さらには一部の発電放棄の時間帯ではゼロ価格での接続を余儀なくされる。
その結果、ますます多くの新エネルギー企業が蓄電池の投資を始め、一方では電力網の調整応答に、もう一方では価格アービトラージに使用されています。
電力料金収入の他に、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年に江蘇、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）はカーボンディスクロージャーやグリーン調達などの目的でGECを購入します。エネルギー研究会のデータによると、2024年のGECの取引価格帯は1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金の大きな補完となります。
カーボン市場取引。もし新エネルギープロジェクトが石炭発電の代替として用いられ、全国のカーボン排出取引システムに組み込まれる場合、「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、全国のカーボン市場価格は約70元/トンCO₂であり、1キロワット時のグリーン電力につき約0.8-1.2キログラムの排出削減があり、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者と電力調整契約を締結し、ピーク時に負荷を削減したり、電力を電力網に逆送したりすることで、追加の補助金を得ることができる。このメカニズムは、山東、浙江、広東などでの試験導入が比較的早く進んでいる。
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発電できるか」ではなく、次のようになります：
過去の「指標を奪い、補助金に頼る」プロジェクトモデルは終わりを迎えました。今後、再生可能エネルギー企業は金融思考や市場操作能力を持つ必要があり、さらにはデリバティブを扱うように電力資産を精密に管理しなければなりません。
一言で言えば、再生可能エネルギーの「電力販売」は単純な売買関係ではなく、電力を媒介とし、政策、市場、カーボン・クレジット、金融との協調戦略のシステムエンジニアリングである。
なぜ廃棄電力があるのか？
発電プロジェクトにとって最大のリスクは、発電所が建設できるかどうかではなく、「建設後に売れないこと」です。そして「廃電」は、このプロセスにおいて最も静かで致命的な敵です。
いわゆる「弃电」とは、電力を発電しないということではなく、発電した電力にユーザーがいない、チャネルがない、調整の余地がないために、ただ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、弃电は直接的な収益損失を意味するだけでなく、補助金の申請、電力量の計算、グリーン証明書の生成にも影響を及ぼし、さらにはその後の銀行の格付け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の太陽光発電プロジェクトでも20%以上の廃電率が見られました。2024年末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依然としてプロジェクト関係者が避けられない現実です——特に正午の高照度、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」されており、発電しても無駄になってしまいます。
多くの人は、電力の放棄は「電力不足」が原因だと思うかもしれませんが、実際にはそれはシステムの調整の不均衡の結果です。
まず物理的なボトルネックがあります：一部のリソース集中エリアでは、変電所の容量がすでに飽和状態にあり、電力網への接続が最大の制限となっています。プロジェクトは承認されても、ネットワークに接続できないのです。次に、調整メカニズムが硬直しています。中国は現在、火力発電設備の安定性を調整の中心に据えており、新エネルギーの出力の不確実性が調整ユニットを習慣的に「接続制限」を行わせ、システムの変動を回避させています。さらに、州間の消費調整の遅れが加わり、多くの電力は理論的には「需要者がいる」ものの、行政プロセスや州間の通路で「送り出せず」、最終的には捨てられることになります。そして、市場レベルでは別の一連の遅れたルールシステムがあります：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や価格信号体系は未だに十分に整備されておらず、蓄電調整や需要応答メカニズムはほとんどの省で規模を形成していません。
政策面では実際に反応がないわけではありません。
2021年から、国家エネルギー局は「新エネルギー消納能力評価」をプロジェクト承認の前提条件に組み込み、地方政府に地域の「可承載指標」を明確にすることを要求している。また、「14五」期間中の複数の政策で、発電・送電・負荷・貯蔵の統合を推進し、地域負荷センターの構築、現物市場取引メカニズムの改善、ピークシフトのためのエネルギー貯蔵システムの強制配置を提案している。同時に、多くの地方政府は「最低消納比率」の責任制度を導入し、新エネルギー接続プロジェクトの年間平均利用時間が国家基準ラインを下回ってはならないことを明確にし、プロジェクト側に調整手段を事前に考慮させるようにしている。これらの措置は方向性としては正しいが、実行の進捗には明らかな遅れがあり、多くの新エネルギー設備が急増している都市では、電力網の改造が遅れ、エネルギー貯蔵の整備が鈍化しており、地域調整権の不明確さなどの問題が依然として普遍的である。制度の推進と市場の協力のリズムはまだ一致していない。
より重要なのは、電力の廃止の背後には単なる「経済的非効率」があるのではなく、資源空間と制度構造の衝突があるということです。西北地方は電力資源が豊富ですが、その開発価値は省を越え、地域を越えた電力網の送電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、大量の「技術的に利用可能な」電力が制度上どこにも位置づけられず、受動的な冗長性となっています。
中国の電気は、なぜ暗号通貨のマイニングに使えないのか？
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、もともと周辺化されていた電力消費のシーンである暗号通貨のマイニングが、過去数年にわたり地下化やゲリラ的な形で現れ、特定の地域では再び「構造的に必要とされる」という現実の位置を獲得している。
これは偶然ではなく、ある種の構造の隙間の自然な産物です。暗号通貨のマイニングは、高電力消費で持続的な干渉度が低い即時計算力の行動として、その運用ロジックは風力発電や太陽光発電のプロジェクトと自然に互換性があります。マイニングファームは安定した調整保証を必要とせず、電力網に接続することも要求せず、さらにはピークシフトに協力することもできます。さらに重要なのは、誰も欲しがらない電力を市場の外でチェーン上の資産に変換できるため、「冗長な現金化」の経路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す。しかし、政策的観点から見ると、常に微妙な立場にあります。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止しましたが、その核心的な考慮事項は電力そのものではなく、その背後にある金融リスクと産業指向の問題です。前者は暗号資産の流れの不透明性に関わり、違法な資金集めや越境アービトラージなどの規制上の課題を引き起こしやすいです。後者は「高エネルギー消費低生産」の産業評価に関係し、現在の省エネと炭素削減の戦略的主旋律に合致していません。
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には依存せず、政策の文脈における「受け入れ可能な構造」に組み込まれているかどうかに依存します。もし不透明で、不適合で、制御不可能な方法で存在し続けるなら、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、限定された地域、限定された電源、限定された電気料金、限定されたブロックチェーン上の用途が設定され、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、それが政策の一部となる可能性もあります。
この再設計には先例がないわけではない。国際的に、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んでおり、「電力とステーブルコインの交換」という形で、鉱山が国家にUSDTやUSDCなどのデジタル資産をもたらすよう導いている。これにより、外貨準備の代替資源として位置づけられている。これらの国々のエネルギー構造の中で、マイニングは「戦略的な調整可能負荷」として再定義されており、電力網の調整にも通貨システムの再構築にも貢献している。
中国はこの過激な方法を模倣することは不可能ですが、部分的かつ限定的、条件付きで鉱場の存在権を復元することは可能でしょうか？特に、電力放棄の圧力が続き、グリーン電力が短期的に完全に市場化できない段階では、鉱場をエネルギー消費の移行メカニズムとして、ビットコインをチェーン上の資産備蓄として閉鎖的に配分することは、一律に排除するよりも現実に近く、国家の長期的なデジタル資産戦略にもより貢献できるかもしれません。
これは単なるマイニングの再評価ではなく、「電力の価値の境界」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。しかし、ブロックチェーンの世界では、電気の価値は直接的に計算能力の一部、資産、または世界市場に参加するためのルートに対応する可能性があります。国家が徐々にAI計算能力のインフラを構築し、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、政策の設計図に「ブロックチェーン上のエネルギーの現金化メカニズム」に対して技術的中立性とコンプライアンス可能な通路を確保する必要があるのではないでしょうか？
ビットコインのマイニングは、中国が「仲介者なし」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
中国の電力システムは遅れていない。風力が戈壁を覆い、太陽光が砂丘を照らし、特高圧が千里の荒原を横断し、一度の電力を辺境から東部の都市の高層ビルやデータセンターに送っている。
デジタル時代において、電力はもはや照明や工業の燃料だけではなく、価値計算のインフラとなり、データ主権の根幹を成し、新しい金融秩序の再編成時には最も無視できない変数となっています。「電」の流れを理解することは、ある意味で、制度がどのように資格の境界を設定しているかを理解することです。一度の電力の落ち着く場所は、決して市場が自然に決定するものではなく、その背後には無数の意思決定が隠れています。電力は均等ではなく、常に許可された人々、認定されたシーン、受け入れられた物語の中に流れ込むのです。
ビットコインのマイニングに関する議論の核心は、それが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る——国家のエネルギー調整に組み込まれる使用シーンである。認められない限り、それはグレーの中を漂い、隙間の中で運営される。しかし、一旦認定されれば、それは制度的に配置されなければならない——境界があり、条件があり、説明権があり、監視の基準がある。
これは業界の規制緩和や封鎖についてではなく、一つのシステムが「非常規負荷」に対してどのように対応するかの問題です。
私たちは、分岐点に立っており、この選択が静かに進行しているのを見つめています。
リソース
[1] 中国政府のウェブサイト、2024年国家電力産業統計、2025年1月。
[2] IEA、Renewables 2024 Global Report、2025 年 1 月。
[3] 国家エネルギー局、「2024年度エネルギー運用報告書」附録。
[4]エネルギー研究所、国家発展改革委員会、「「「釈江」景観基地の建設の進捗状況」、2024年12月。
[5]国家発展改革委員会、再生可能エネルギー発電プロジェクトの管理に関する暫定措置、2023年。
[6] ロイター、「中国UHV送電システム評価レポート」、2025年5月。
[7] Infolink Group、「中国における新エネルギーの固定価格補助金の撤廃に関する分析」、2025年3月。
[8] National Electric Power Dispatching Center、中国北部の電力スポット市場の運営に関する通達(2024年)。
[9] REDex Insight、中国の統一電力市場へのロードマップ、2024年12月。
[10]中国電力評議会、電力業界に関する2024年年次報告書の付録。
[11] National Energy Administration、Northwest Wind and Solar Curtailment Circular、2024年12月。
[12]エネルギー研究会, 「グリーン電力証書取引パイロット観測報告書」, 2025年1月.
[13] CoinDesk、「カザフスタンのマイニング政策調整分析」、2023年12月。