出典:弁護士Liu Honglin
「五一」休暇中、ウェイをドライブして河西回廊を横断し、武威から張掖、ジュウチュアン、そして敦煌へ。ゴビ砂漠の道路を走ると、道路の両側に風力発電機がしばしば現れ、ゴビ砂漠の上に静かに立っており、非常に壮観で、まるでサイエンスフィクションのような壁長城のようです。
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*画像はインターネットから取得しています
千年前の長城は国境と領土を守っていましたが、今日、これらの風車と太陽光パネルアレイが守るのは、国のエネルギーセキュリティであり、次世代産業システムの命脈です。太陽光と風は今日まで、これほど体系的に組織され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部として機能したことはありません。
Web3業界では、マイニングが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1つであることは誰もが知っています。牛熊の切り替わりごと、チェーンの繁栄ごとに、マイニングマシンが連続稼働する音が欠かせません。そして、マイニングについて話すとき、最も話題に上るのはマイニングマシンの性能と電気料金です—マイニングでお金を稼げるか、電気料金が高いか、どこで低コストの電気を見つけることができるかです。
しかし、千里にわたる電力の道を見て、私は突然自分が電気を理解していないことに気づきました：それはどこから発せられるのか？誰が発電できるのか？それはどのようにして砂漠から千里離れた場所に送られ、誰が使用し、どのように価格をつけるのでしょうか？
これは私の認識の空白ですが、おそらく他の人も同じようにこれらの問題に興味を持っているでしょう。 ですから、この記事を借りて、中国の発電機構、電力ネットワーク構造、電力取引、および最終的なアクセスメカニズムについて、一度電気を再考することにしました。
もちろん、これは弁護士ホンリンにとって完全に未知のトピックや業界に初めて触れることであり、不足や見落としが必ずありますので、パートナーの皆さんからの貴重なご意見を多くいただきたいと思います。(
まずは大まかな事実を見てみましょう：国家エネルギー庁が2025年第1四半期に公表したデータによると、2024年の中国の年間発電量は941.81兆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に相当します。これはどのような概念ですか？EU全体の年間発電量も中国の7割に満たない。これは、電力供給過剰であり、さらに構造の再編成が進行中であることを意味します。
中国は電力を多く発電するだけでなく、発電方法も変わっています。
2024年末までに、全国の総設備容量は35.3億キロワットに達し、前年比14.6%増加し、うちクリーンエネルギー比率がさらに向上しました。太陽光発電の新規設備は約1.4億キロワット、風力発電の新規設備は7700万キロワットです。比率から見ると、2024年、中国の太陽光発電の新規設備量は世界全体の52%を占め、風力発電の新規設備量は世界全体の41%を占めており、中国は世界のクリーンエネルギーの地図でほぼ「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の省に集中するだけでなく、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、徐々に「リソースの輸出地」から「エネルギー生産の主力」としての転換を遂げています。この転換を支援するため、中国は「サゴ荒野」地域に国家レベル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および太陽光発電装置を集中配置し、そのうちの最初の1.2億キロワットが「第14次五カ年計画」に組み込まれています。
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*アジア初、敦煌の初飛行、省エネ100MWの塩溶融塔式太陽熱発電所（画像はネットから）
一方で、伝統的な石炭火力発電は完全に撤退せず、徐々にピークカット型やフレキシブル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年における全国の石炭火力発電の設備容量は前年比2%未満の増加となる一方、太陽光発電と風力発電の成長率はそれぞれ37%と21%に達しています。これは、「石炭を基盤とし、緑を中心とする」構図が形成されつつあることを意味しています。
空間構造から見ると、2024年における全国のエネルギー電力の供給と需要は全体的にバランスしていますが、地域構造上の余剰が依然として存在しており、特に北西部地域では一部の時間帯に「電力が余って使われない」という状況が発生しています。これは、後続の「ビットコインマイニングが電力の余剰を輸出する方法か」についての議論に現実的な背景を提供しています。
要点は、中国は今電力不足ではなく、「調整可能な電力」「消費可能な電力」「収益化可能な電力」が不足していることです。
中国では、電力の生産は単なる市場活動ではなく、むしろ政策に基づく特許事業であり、規制があります。
「電力事業許可証管理規定」によると、発電事業を行うすべての事業体は、「電力事業許可証（発電類）」を取得しなければならず、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。申請プロセスはしばしば複数の交差評価を必要とします。
これは、「電力を発電できる」という点において、行政権力、エネルギー構造、市場効率の3つ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まかに3つのタイプに分けられます:
第一のカテゴリは、5つの主要な発電グループです：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、国家電力投資。 これらの企業は、国内の集中火力リソースの60％以上を把握しており、新エネルギー分野でも積極的な展開をしています。 たとえば、国家エネルギーグループは2024年に1100万キロワットを超える風力発電設備を追加し、業界でリードを維持しています。
第二のタイプは、地方の国有資産企業であり、三峡新エネルギー、京能電力、陝西投資グループなどが挙げられます。これらの企業は通常、地方政府と結びついており、地方の電力構成において重要な役割を果たし、一定の「政策的任務」を担っています。
第三のカテゴリは、民営および混合所有企業であり、隆基緑エネルギー、サンパワー、トンウェイ株式会社、ティアンヘ光エネルギーなどが典型的な代表です。これらの企業は、太陽光発電製造、蓄電統合、分散発電などの分野で強力な競争力を発揮し、一部の省で「優先権」を得ています。
しかし、あなたが新興エネルギー企業のトップであるとしても、発電所を建設したいと思っても、建設することを意味するわけではありません。これらの障害は通常、3つの側面で発生します：
発電プロジェクトは地方エネルギー開発年次計画に組み込まれ、太陽光発電プロジェクトの割り当てを取得する必要があります。この割り当ては基本的に地方のリソースコントロールであり、地方発展改革委員会やエネルギー局の同意なしにプロジェクトを合法的に開始することはできません。一部の地域では、土地の節約度、装置の効率、蓄電設備、資金源などに基づいて競争的な配分方法が採用され、得点に応じて優先的に選択されます。
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システム接続評価を申請する必要があります。地元の変電所の容量がすでにいっぱいであるか、送電経路がない場合、建設されたプロジェクトは役に立ちません。特に新エネルギーが集中している西北部などでは、接続が困難で、スケジューリングも困難です。
( 3. 吸収能力
プロジェクトが承認され、ラインもあるとしても、地元の負荷が不足している場合や、クロスボーダーチャネルが開通していない場合、あなたの電力は「利用できない」可能性があります。これが「風力や太陽光を捨てる」問題が発生する理由です。国家エネルギー局は2024年の報告で、一部の地方自治体がプロジェクトを集中的に推進し、負荷を大幅に超えたため、新しい再生可能エネルギープロジェクトの接続が一時停止されたことを指摘しています。
したがって、「発電できるかどうか」は、企業の能力だけでなく、政策目標、電力ネットワークの物理構造、市場の期待によって共同で決定される結果です。この背景の下で、一部の企業は、「分散型太陽光発電」「エリア自家発電」「産業用蓄電結合」などの新しいモデルに転換し、集中型の承認と消化のボトルネックを回避しています。
産業実務から見ると、この種の「政策のアクセス+プロジェクトのハードル+調整交渉」の3層構造は、中国の発電産業が依然として「構造的なアクセス市場」に属していることを決定しています。それは民間資本を天然的に排除するわけではありませんが、純粋な市場主導を許容するのは非常に難しいです。
エネルギー分野では、「電力の逆説」という広く知られた現象があります：資源は西部にあり、電力は東部で使用されています。電力は生成されていますが、輸送されていません。
これは中国のエネルギー構造の典型的な問題です：北西部には豊富な太陽光と風がありますが、人口密度が低く、産業負荷が小さいです。一方、東部は経済が発展し、電力消費量が多いですが、地域で開発可能な新しいエネルギー資源は非常に限られています。
どうすればいいのか？答えは、超高圧送電（UHV）を構築し、西部の風力発電を東部に送る「電力高速道路」を利用することです。
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2024年末までに、中国では38本の超高圧送電線が稼働しており、うち交流送電線が18本、直流送電線が20本あります。特に直流送電プロジェクトは重要であり、非常に遠距離で低損失、大容量の一方向輸送を実現することができます。例えば、###
各超高圧送電路線はすべて「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的に立案し、国家電網または南方電網が投資と建設を担当しています。これらのプロジェクトは数百億元の投資がかかり、2〜4年の工期がかかり、しばしば他の省との調整、環境保護評価、地域の安全での立ち退きと協力が必要です。
なぜ特高圧を行う必要があるのか？実際には、その背後には資源の再分配の問題があります：
中国の風景資源と人口、工業の厳格な不一致。効率的な送電によって空間の違いを埋めない限り、「西電東送」のスローガンはすべて空論です。超高圧は「送電能力」を「資源」と交換するためのものです。
[1] 2. 電力価格均衡メカニズム
リソース側と消費側の電力価格構造の大きな違いから、超高圧送電は地域電力価格差の調整に役立つツールとなっています。東部地域では比較的低価格のグリーンエネルギーを入手でき、西部地域ではエネルギーの実現可能な収益を得ることができます。
[2] 3. 新エネルギーの消費を促進する
送電経路がないため、北西部地域では「電力が余って使われない」状況が非常に起こりやすいです。2020年前後、甘粛省、青海省、新疆ウイグル自治区の電力の廃棄率は一時的に20%を超えました。超高圧線が完成すると、これらの数字は3%未満に減少しました。これには、送電能力の向上による構造的な緩和がもたらされています。
国家レベルでは、特高圧は技術的な問題だけでなく、国家のエネルギーセキュリティ戦略の重要な支柱でもあることが明確にされています。今後5年間、中国は「第14次五カ年計画電力開発計画」に沿って、内モンゴルから京津冀、宁夏から長三角など、数十本の特高圧送電線路を引き続き整備し、「国家一枚のネットワーク」の統一調整目標を達成していく予定です。
ただし、特高圧は良い点がある一方で、2つの長期的な論点もあります。
これら2つの問題は、UHVが企業の自由な意思決定による市場の基盤ではなく、依然として「国家プロジェクト」であることを決定しています。しかし否定することはできません。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、超高圧はもはや「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須事項です。
電気を供給し、送電した後、次は最も重要な問題です：電気をどうやって売るか？誰が買うのか？1キロワットあたりいくらですか？
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部分でもあります。伝統的な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→国家電力網に売る→国家電力網が統一的に調整する→ユーザーが電気料金を支払う、すべてが国家価格に従います。
しかし、このモデルは再生可能エネルギーが大規模に統合された後、まったく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ゼロに近いですが、その出力は変動性と断続性を持ち、固定電気価格や剛性供給需要の電力計画システムには適していません。そのため、「売ることができるか」から再生可能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価格補助金を全面的に廃止し、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、全国各地には北京、広州、杭州、西安などの電力取引所が設立されており、市場のマッチング、電力量の確認、電力価格の決済などを統一的に担当しています。
典型な現物市場の例を見てみましょう：
2024年の夏、広東省の電力現物市場は極端な変動を経験し、谷間電力価格は0.12元/kWhにまで低下し、ピーク時には1.21元/kWhに達しました。このメカニズムにおいて、新エネルギープロジェクトが柔軟なスケジューリング（例：蓄電装置の装備）を行えば、「低価格で電力を貯め、高価格で電力を売る」ことができ、膨大な価格差収益を得ることができます。
中長期契約に依存しているが、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元で販売することしかできず、一部の放棄電力時にはゼロ価格でネットに送られることさえあります。
したがって、ますます多くの新興エネルギー企業が、一方では電力網の調整応答に、他方では価格の套利に投資するようになっています。
電力収入以外に、新興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（特に大規模工業企業）は炭素開示、グリーン購入などの目的でGECを購入しています。エネルギー研究会のデータによると、2024年のGEC取引価格の範囲は、1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電力価格を大きく補完しています。
炭素市場取引。新エネルギープロジェクトが石炭火力発電の代替として使用され、全国の炭素排出取引システムに組み込まれる場合、"炭素資産"の収益を得ることができます。2024年末までに、全国の炭素市場価格はおよそ70元/トンCO₂であり、緑の電力1度あたりの排出削減量は0.8-1.2キログラムであり、理論上の収益は0.05元/kWh前後です。
山谷電力価格調整と需要応答インセンティブ。発電事業者と高エネルギー消費ユーザーが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送電網に逆送したりすると、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、浙江、広東などでの試行が比較的速いペースで進行しています。
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もはや「私はどれだけ電力を供給できるか」に依存しない。
過去の「クォータ指標を奪い、助成金に頼る」プロジェクトモデルは終わりました。将来の新エネルギー企業は金融思考、市場操作能力を持ち、電力資産をデリバティブのように精密に管理する必要があります。[3]
一句话总结便是：新能源の「売電」環節はもはや単なる売買関係ではなく、電気を媒体とし、政策、市場、炭素配当権、金融との協調的なゲームとしてのシステムエンジニアリングです。
発電プロジェクトにとって、最大のリスクは常に発電所が建設されるかどうかではなく、建設後に売れないことです。「売電」とは、この段階で最も沈黙していてもっとも致命的な敵です。
いわゆる「電力の廃棄」とは、あなたが電力を発電しないのではなく、発電した電力がユーザーも通路もスケジュールの余地もないため、無駄になることを意味します。風力発電所や太陽光発電企業にとって、電力の廃棄は収益の直接的損失だけでなく、補助金申請や電力の算定、緑の証明書の発行にも影響を及ぼし、銀行の格付けや資産再評価にも影響を与える可能性があります。
国家エネルギー局の北西監督局の統計によると、新疆ウイグル自治区の風力発電の削減率は2020年に16.2%と高く、甘粛省、青海省などの太陽光発電プロジェクトでも20%以上の削減率が見られました。 2024年末までに、このデータはそれぞれ2.9%と2.6%に減少しましたが、一部の地域や期間では、削減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-特に正午の高光と低負荷の典型的なシナリオでは、大量の太陽光発電がディスパッチシステムによって「押され」、これは白髪に相当します。
多くの人々は、電力放棄が「電力不足」のためであると考えるかもしれませんが、本質的にはシステムのスケジューリングの不均衡の結果です。
まず、物理的な制約があります。一部のリソース集積地域では、変電所の容量が既に飽和状態になっており、電力ネットワークへのアクセスが最大の制約となっています。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という問題が発生しています。次に、運用メカニズムの硬直化があります。中国では現在も火力発電ユニットの安定性を運用の中心としており、新エネルギーの出力の不確実性により、運用部門は習慣的に「接続を制限」し、システムの揺れを回避しようとしています。さらに、省間の受け入れ調整が滞っていることもあり、多くの電力が理論的には「需要がある」とされていますが、行政手続きや省間の経路上で「送り出すことができない」ため、最終的には使用されないままになっています。そして、市場面では、遅れた規則システムが存在しています。現物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システムはまだ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多くの省で規模化されていません。
ポリシーレベルでは、応答しないわけではありません。
2021年から、国家エネルギー局は「新エネルギー収容能力評価」をプロジェクト承認の前提条件とし、地方政府に対して地元の「収容可能指標」を明確にするよう要求しており、「第14次五カ年計画」の多くの政策の中で、ソース・ネット・ロード・ストレージ一体化の推進、地元のロードセンターの構築、現物市場取引メカニズムの改善、ピークカットおよび貯蔵システムの強制配置を求めています。同時に、多くの地方政府が「最低収容比率」責任制を導入し、新エネルギーの接続プロジェクトの年間利用時間が国家基準ラインを下回らないように明記し、プロジェクト側に調整手段を事前に考慮するよう促しています。これらの措置は方向性は正しいものの、実施の進捗には明らかな遅れがあります-多くの新エネルギー装置が急速に進展している都市では、電力網の改造が遅れ、蓄電設備の建設が遅れ、地域調整権の所有権が明確でないなどの問題が依然として普遍的であり、制度推進と市場の協調がまだマッチしていません。
より重要なのは、電力を捨てる背後には単なる"経済的な非効率性"ではなく、リソーススペースと制度構造の対立があることです。西北部の電力リソースは豊富ですが、その開発価値は省境や地域を越えた送電および運用体制に依存しています。しかし、中国の行政区分と市場の境界は現在、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"電力が制度上の場所を見つけられず、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あり、制度的に配置されていない」電力が放置されている一方で、かつては周辺化されていた電力消費シナリオである暗号通貨マイニングは、過去数年間、地下化およびゲリラ戦の形で継続的に現れ、一部の地域で再び「構造的に必要とされる」現実的な位置を獲得しています。
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。仮想通貨マイニングは、高消費電力でありながら低持続的干渉度のリアルタイムの計算力行動として、放棄風力発電プロジェクトと自然に互換性があります。マイニング施設には安定したスケジューリングの保証は不要であり、電力網との連携も必要ありません。さらに、ピークカットや谷埋めの調整を自発的に支援することさえできます。さらに重要なのは、市場で需要がない電力をブロックチェーン資産に変換し、それによって「冗長な現金化」の経路を形成できることです。
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が、政策的には常に窮地に立たされています。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止しましたが、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方向性の問題が中心的な考慮事項でした。前者は暗号資産の透明性に関わり、違法な資金調達や国境を越えたアービトラージなどの規制上の問題を引き起こしやすいです。後者は「高エネルギー低収益」の産業評価に関わり、現在のエネルギー節約と炭素削減の戦略的な主旋律に合致していません。
言い換えれば、マイニングが「適正負荷」であるかどうかは、電力の余剰を吸収しているかどうかではなく、政策的文脈の「受け入れ可能な構造」にどのように組み込まれているかにかかっています。それが不透明であり、規制に違反し、制御不能の方法である場合、それは「グレーロード」と見なされます。しかし、地域、電力源、電力価格、チェーン上の利用を制限し、規制枠内で特別なエネルギー輸出メカニズムとして設計されている場合、それも政策の一部として成り立たないとは限りません。
この再設計は先例がないわけではありません。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国々がすでに「ハッシュレート型負荷」を電力バランスシステムに組み込んでおり、さらに「電力を安定通貨に交換する」という方法で、マイニングファームがUSDTやUSDCなどのデジタル資産を国にもたらし、外貨準備の代替としています。これらの国のエネルギー構造では、マイニングは「戦略的調整負荷」として再定義されており、電力網の調整だけでなく、通貨システムの再構築にも役立っています。
中国はこのような過激な方法を模倣することはできませんが、部分的に、限られた条件付きでマイニング施設の存在権を復活させることは可能でしょうか？特に、放電圧力が続き、緑の電力が一時的に完全に市場化されない段階で、マイニング施設をエネルギーの受け入れの過渡的なメカニズムとして位置づけ、ビットコインをブロックチェーン上の資産準備として閉鎖的に配分することは、一律に撤退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より適しているかもしれません。
これはマイニングに対する再評価だけでなく、「電気の価値境界」の再定義でもあります。
従来のシステムでは、電力の価値は誰が購入し、どのように購入するかに依存していました。しかし、ブロックチェーンの世界では、電力の価値は、一定の計算能力、特定の資産、そしてグローバル市場への参加経路に直接対応する可能性があります。国家がAI計算能力のインフラを段階的に構築し、東西の計算エンジニアリングを推進し、デジタル人民元システムを構築する一方で、政策設計には、「ブロックチェーンエネルギーの実現メカニズム」に対する技術的に中立で規制可能な経路も確保すべきではないか？
ビットコインマイニングはおそらく中国における初めての「中間者がいない」状態で、エネルギーをデジタルアセットに変換する実践シーンです。この問題は敏感で複雑であり、かつ避けられないものです。
中国の電力システムは遅れていません。風力エネルギーが砂漠を覆い、太陽光が砂丘に降り注ぎ、超高圧線が何千マイルもの荒野を横断し、国境地帯から東部の都市の高層ビルやデータセンターに電力を送ります。
数字時代において、電力はもはや照明や産業の燃料だけでなく、価値計算の基盤となり、データ主権の根幹であり、新たな金融秩序の再構築において無視できない変数となっています。『電力』の流れを理解することは、ある意味で制度が資格の境界をどのように設定するかを理解することに等しいでしょう。一度の電力の到達先は、市場が自然に決定するものではありません。その背後には無数の意思決定が隠れています。電力は平等ではなく、常に許可された人々、認識されたシーン、受け入れられた物語へと流れていくのです。
ビットコインマイニングの論争の核心は、それが電力を消費しているかどうかではなく、それが「合理的な存在」であると認めるかどうかにあります-国家のエネルギースケジュールに組み込まれる可能性があるシナリオです。 認識されない限り、それはグレーゾーンでのみ動き回り、狭間で運営されます。ただし、認定されると、それは体系的に配置されなければなりません-境界があり、条件があり、説明権があり、規制の方針があります。
これは特定の業界の緩和や封鎖についてではなく、システム全体が「非常に負荷の高い」アプローチに関する問題です。
そして私たちは、この分かれ道に立って、この選択が静かに進行しているのを見守っています。
リソース
[4] 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。
[5] IEA、Renewables 2024 Global Report、2025 年 1 月。
[6] 国家エネルギー局、2024 年エネルギー運用報告書の付録。
[7]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。
[8]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。
[9] ロイター、中国のUHV送電システム評価レポート、2025年5月。
[10] 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。
[11] 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)。
[12] REDex Insight、中国の統一電力市場へのロードマップ、2024年12月。
[13]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。
National Energy Administration、Northwest Wind and Solar Curtailment Circular、2024年12月。
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.
CoinDesk, "カザフスタンのマイニングポリシーの調整分析", 2023年12月。
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中国の電力生産量は世界一ですが、なぜBTCの採掘に使用できないのでしょうか？
出典:弁護士Liu Honglin
元々私は電気を理解していなかった
「五一」休暇中、ウェイをドライブして河西回廊を横断し、武威から張掖、ジュウチュアン、そして敦煌へ。ゴビ砂漠の道路を走ると、道路の両側に風力発電機がしばしば現れ、ゴビ砂漠の上に静かに立っており、非常に壮観で、まるでサイエンスフィクションのような壁長城のようです。
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*画像はインターネットから取得しています
千年前の長城は国境と領土を守っていましたが、今日、これらの風車と太陽光パネルアレイが守るのは、国のエネルギーセキュリティであり、次世代産業システムの命脈です。太陽光と風は今日まで、これほど体系的に組織され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部として機能したことはありません。
Web3業界では、マイニングが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1つであることは誰もが知っています。牛熊の切り替わりごと、チェーンの繁栄ごとに、マイニングマシンが連続稼働する音が欠かせません。そして、マイニングについて話すとき、最も話題に上るのはマイニングマシンの性能と電気料金です—マイニングでお金を稼げるか、電気料金が高いか、どこで低コストの電気を見つけることができるかです。
しかし、千里にわたる電力の道を見て、私は突然自分が電気を理解していないことに気づきました：それはどこから発せられるのか？誰が発電できるのか？それはどのようにして砂漠から千里離れた場所に送られ、誰が使用し、どのように価格をつけるのでしょうか？
これは私の認識の空白ですが、おそらく他の人も同じようにこれらの問題に興味を持っているでしょう。 ですから、この記事を借りて、中国の発電機構、電力ネットワーク構造、電力取引、および最終的なアクセスメカニズムについて、一度電気を再考することにしました。
もちろん、これは弁護士ホンリンにとって完全に未知のトピックや業界に初めて触れることであり、不足や見落としが必ずありますので、パートナーの皆さんからの貴重なご意見を多くいただきたいと思います。(
中国にはどのくらいの電気がありますか?
まずは大まかな事実を見てみましょう：国家エネルギー庁が2025年第1四半期に公表したデータによると、2024年の中国の年間発電量は941.81兆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に相当します。これはどのような概念ですか？EU全体の年間発電量も中国の7割に満たない。これは、電力供給過剰であり、さらに構造の再編成が進行中であることを意味します。
中国は電力を多く発電するだけでなく、発電方法も変わっています。
2024年末までに、全国の総設備容量は35.3億キロワットに達し、前年比14.6%増加し、うちクリーンエネルギー比率がさらに向上しました。太陽光発電の新規設備は約1.4億キロワット、風力発電の新規設備は7700万キロワットです。比率から見ると、2024年、中国の太陽光発電の新規設備量は世界全体の52%を占め、風力発電の新規設備量は世界全体の41%を占めており、中国は世界のクリーンエネルギーの地図でほぼ「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の省に集中するだけでなく、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、徐々に「リソースの輸出地」から「エネルギー生産の主力」としての転換を遂げています。この転換を支援するため、中国は「サゴ荒野」地域に国家レベル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および太陽光発電装置を集中配置し、そのうちの最初の1.2億キロワットが「第14次五カ年計画」に組み込まれています。
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*アジア初、敦煌の初飛行、省エネ100MWの塩溶融塔式太陽熱発電所（画像はネットから）
一方で、伝統的な石炭火力発電は完全に撤退せず、徐々にピークカット型やフレキシブル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年における全国の石炭火力発電の設備容量は前年比2%未満の増加となる一方、太陽光発電と風力発電の成長率はそれぞれ37%と21%に達しています。これは、「石炭を基盤とし、緑を中心とする」構図が形成されつつあることを意味しています。
空間構造から見ると、2024年における全国のエネルギー電力の供給と需要は全体的にバランスしていますが、地域構造上の余剰が依然として存在しており、特に北西部地域では一部の時間帯に「電力が余って使われない」という状況が発生しています。これは、後続の「ビットコインマイニングが電力の余剰を輸出する方法か」についての議論に現実的な背景を提供しています。
要点は、中国は今電力不足ではなく、「調整可能な電力」「消費可能な電力」「収益化可能な電力」が不足していることです。
誰が送電できるのか？
中国では、電力の生産は単なる市場活動ではなく、むしろ政策に基づく特許事業であり、規制があります。
「電力事業許可証管理規定」によると、発電事業を行うすべての事業体は、「電力事業許可証（発電類）」を取得しなければならず、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。申請プロセスはしばしば複数の交差評価を必要とします。
これは、「電力を発電できる」という点において、行政権力、エネルギー構造、市場効率の3つ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まかに3つのタイプに分けられます:
第一のカテゴリは、5つの主要な発電グループです：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、国家電力投資。 これらの企業は、国内の集中火力リソースの60％以上を把握しており、新エネルギー分野でも積極的な展開をしています。 たとえば、国家エネルギーグループは2024年に1100万キロワットを超える風力発電設備を追加し、業界でリードを維持しています。
第二のタイプは、地方の国有資産企業であり、三峡新エネルギー、京能電力、陝西投資グループなどが挙げられます。これらの企業は通常、地方政府と結びついており、地方の電力構成において重要な役割を果たし、一定の「政策的任務」を担っています。
第三のカテゴリは、民営および混合所有企業であり、隆基緑エネルギー、サンパワー、トンウェイ株式会社、ティアンヘ光エネルギーなどが典型的な代表です。これらの企業は、太陽光発電製造、蓄電統合、分散発電などの分野で強力な競争力を発揮し、一部の省で「優先権」を得ています。
しかし、あなたが新興エネルギー企業のトップであるとしても、発電所を建設したいと思っても、建設することを意味するわけではありません。これらの障害は通常、3つの側面で発生します：
1. プロジェクトの目標
発電プロジェクトは地方エネルギー開発年次計画に組み込まれ、太陽光発電プロジェクトの割り当てを取得する必要があります。この割り当ては基本的に地方のリソースコントロールであり、地方発展改革委員会やエネルギー局の同意なしにプロジェクトを合法的に開始することはできません。一部の地域では、土地の節約度、装置の効率、蓄電設備、資金源などに基づいて競争的な配分方法が採用され、得点に応じて優先的に選択されます。
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システム接続評価を申請する必要があります。地元の変電所の容量がすでにいっぱいであるか、送電経路がない場合、建設されたプロジェクトは役に立ちません。特に新エネルギーが集中している西北部などでは、接続が困難で、スケジューリングも困難です。
( 3. 吸収能力
プロジェクトが承認され、ラインもあるとしても、地元の負荷が不足している場合や、クロスボーダーチャネルが開通していない場合、あなたの電力は「利用できない」可能性があります。これが「風力や太陽光を捨てる」問題が発生する理由です。国家エネルギー局は2024年の報告で、一部の地方自治体がプロジェクトを集中的に推進し、負荷を大幅に超えたため、新しい再生可能エネルギープロジェクトの接続が一時停止されたことを指摘しています。
したがって、「発電できるかどうか」は、企業の能力だけでなく、政策目標、電力ネットワークの物理構造、市場の期待によって共同で決定される結果です。この背景の下で、一部の企業は、「分散型太陽光発電」「エリア自家発電」「産業用蓄電結合」などの新しいモデルに転換し、集中型の承認と消化のボトルネックを回避しています。
産業実務から見ると、この種の「政策のアクセス+プロジェクトのハードル+調整交渉」の3層構造は、中国の発電産業が依然として「構造的なアクセス市場」に属していることを決定しています。それは民間資本を天然的に排除するわけではありませんが、純粋な市場主導を許容するのは非常に難しいです。
電気をどのように輸送しますか？
エネルギー分野では、「電力の逆説」という広く知られた現象があります：資源は西部にあり、電力は東部で使用されています。電力は生成されていますが、輸送されていません。
これは中国のエネルギー構造の典型的な問題です：北西部には豊富な太陽光と風がありますが、人口密度が低く、産業負荷が小さいです。一方、東部は経済が発展し、電力消費量が多いですが、地域で開発可能な新しいエネルギー資源は非常に限られています。
どうすればいいのか？答えは、超高圧送電（UHV）を構築し、西部の風力発電を東部に送る「電力高速道路」を利用することです。
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2024年末までに、中国では38本の超高圧送電線が稼働しており、うち交流送電線が18本、直流送電線が20本あります。特に直流送電プロジェクトは重要であり、非常に遠距離で低損失、大容量の一方向輸送を実現することができます。例えば、###
各超高圧送電路線はすべて「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的に立案し、国家電網または南方電網が投資と建設を担当しています。これらのプロジェクトは数百億元の投資がかかり、2〜4年の工期がかかり、しばしば他の省との調整、環境保護評価、地域の安全での立ち退きと協力が必要です。
なぜ特高圧を行う必要があるのか？実際には、その背後には資源の再分配の問題があります：
1. スペースリソースの再分配
中国の風景資源と人口、工業の厳格な不一致。効率的な送電によって空間の違いを埋めない限り、「西電東送」のスローガンはすべて空論です。超高圧は「送電能力」を「資源」と交換するためのものです。
[1] 2. 電力価格均衡メカニズム
リソース側と消費側の電力価格構造の大きな違いから、超高圧送電は地域電力価格差の調整に役立つツールとなっています。東部地域では比較的低価格のグリーンエネルギーを入手でき、西部地域ではエネルギーの実現可能な収益を得ることができます。
[2] 3. 新エネルギーの消費を促進する
送電経路がないため、北西部地域では「電力が余って使われない」状況が非常に起こりやすいです。2020年前後、甘粛省、青海省、新疆ウイグル自治区の電力の廃棄率は一時的に20%を超えました。超高圧線が完成すると、これらの数字は3%未満に減少しました。これには、送電能力の向上による構造的な緩和がもたらされています。
国家レベルでは、特高圧は技術的な問題だけでなく、国家のエネルギーセキュリティ戦略の重要な支柱でもあることが明確にされています。今後5年間、中国は「第14次五カ年計画電力開発計画」に沿って、内モンゴルから京津冀、宁夏から長三角など、数十本の特高圧送電線路を引き続き整備し、「国家一枚のネットワーク」の統一調整目標を達成していく予定です。
ただし、特高圧は良い点がある一方で、2つの長期的な論点もあります。
これら2つの問題は、UHVが企業の自由な意思決定による市場の基盤ではなく、依然として「国家プロジェクト」であることを決定しています。しかし否定することはできません。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、超高圧はもはや「選択肢」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」の必須事項です。
電気はどのように販売されますか？
電気を供給し、送電した後、次は最も重要な問題です：電気をどうやって売るか？誰が買うのか？1キロワットあたりいくらですか？
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部分でもあります。伝統的な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→国家電力網に売る→国家電力網が統一的に調整する→ユーザーが電気料金を支払う、すべてが国家価格に従います。
しかし、このモデルは再生可能エネルギーが大規模に統合された後、まったく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ゼロに近いですが、その出力は変動性と断続性を持ち、固定電気価格や剛性供給需要の電力計画システムには適していません。そのため、「売ることができるか」から再生可能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価格補助金を全面的に廃止し、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、全国各地には北京、広州、杭州、西安などの電力取引所が設立されており、市場のマッチング、電力量の確認、電力価格の決済などを統一的に担当しています。
典型な現物市場の例を見てみましょう：
2024年の夏、広東省の電力現物市場は極端な変動を経験し、谷間電力価格は0.12元/kWhにまで低下し、ピーク時には1.21元/kWhに達しました。このメカニズムにおいて、新エネルギープロジェクトが柔軟なスケジューリング（例：蓄電装置の装備）を行えば、「低価格で電力を貯め、高価格で電力を売る」ことができ、膨大な価格差収益を得ることができます。
中長期契約に依存しているが、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元で販売することしかできず、一部の放棄電力時にはゼロ価格でネットに送られることさえあります。
したがって、ますます多くの新興エネルギー企業が、一方では電力網の調整応答に、他方では価格の套利に投資するようになっています。
電力収入以外に、新興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（特に大規模工業企業）は炭素開示、グリーン購入などの目的でGECを購入しています。エネルギー研究会のデータによると、2024年のGEC取引価格の範囲は、1MWhあたり80-130元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電力価格を大きく補完しています。
炭素市場取引。新エネルギープロジェクトが石炭火力発電の代替として使用され、全国の炭素排出取引システムに組み込まれる場合、"炭素資産"の収益を得ることができます。2024年末までに、全国の炭素市場価格はおよそ70元/トンCO₂であり、緑の電力1度あたりの排出削減量は0.8-1.2キログラムであり、理論上の収益は0.05元/kWh前後です。
山谷電力価格調整と需要応答インセンティブ。発電事業者と高エネルギー消費ユーザーが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送電網に逆送したりすると、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、浙江、広東などでの試行が比較的速いペースで進行しています。
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もはや「私はどれだけ電力を供給できるか」に依存しない。
過去の「クォータ指標を奪い、助成金に頼る」プロジェクトモデルは終わりました。将来の新エネルギー企業は金融思考、市場操作能力を持ち、電力資産をデリバティブのように精密に管理する必要があります。[3]
一句话总结便是：新能源の「売電」環節はもはや単なる売買関係ではなく、電気を媒体とし、政策、市場、炭素配当権、金融との協調的なゲームとしてのシステムエンジニアリングです。
なぜ電力を捨てるのですか？
発電プロジェクトにとって、最大のリスクは常に発電所が建設されるかどうかではなく、建設後に売れないことです。「売電」とは、この段階で最も沈黙していてもっとも致命的な敵です。
いわゆる「電力の廃棄」とは、あなたが電力を発電しないのではなく、発電した電力がユーザーも通路もスケジュールの余地もないため、無駄になることを意味します。風力発電所や太陽光発電企業にとって、電力の廃棄は収益の直接的損失だけでなく、補助金申請や電力の算定、緑の証明書の発行にも影響を及ぼし、銀行の格付けや資産再評価にも影響を与える可能性があります。
国家エネルギー局の北西監督局の統計によると、新疆ウイグル自治区の風力発電の削減率は2020年に16.2%と高く、甘粛省、青海省などの太陽光発電プロジェクトでも20%以上の削減率が見られました。 2024年末までに、このデータはそれぞれ2.9%と2.6%に減少しましたが、一部の地域や期間では、削減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-特に正午の高光と低負荷の典型的なシナリオでは、大量の太陽光発電がディスパッチシステムによって「押され」、これは白髪に相当します。
多くの人々は、電力放棄が「電力不足」のためであると考えるかもしれませんが、本質的にはシステムのスケジューリングの不均衡の結果です。
まず、物理的な制約があります。一部のリソース集積地域では、変電所の容量が既に飽和状態になっており、電力ネットワークへのアクセスが最大の制約となっています。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という問題が発生しています。次に、運用メカニズムの硬直化があります。中国では現在も火力発電ユニットの安定性を運用の中心としており、新エネルギーの出力の不確実性により、運用部門は習慣的に「接続を制限」し、システムの揺れを回避しようとしています。さらに、省間の受け入れ調整が滞っていることもあり、多くの電力が理論的には「需要がある」とされていますが、行政手続きや省間の経路上で「送り出すことができない」ため、最終的には使用されないままになっています。そして、市場面では、遅れた規則システムが存在しています。現物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システムはまだ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多くの省で規模化されていません。
ポリシーレベルでは、応答しないわけではありません。
2021年から、国家エネルギー局は「新エネルギー収容能力評価」をプロジェクト承認の前提条件とし、地方政府に対して地元の「収容可能指標」を明確にするよう要求しており、「第14次五カ年計画」の多くの政策の中で、ソース・ネット・ロード・ストレージ一体化の推進、地元のロードセンターの構築、現物市場取引メカニズムの改善、ピークカットおよび貯蔵システムの強制配置を求めています。同時に、多くの地方政府が「最低収容比率」責任制を導入し、新エネルギーの接続プロジェクトの年間利用時間が国家基準ラインを下回らないように明記し、プロジェクト側に調整手段を事前に考慮するよう促しています。これらの措置は方向性は正しいものの、実施の進捗には明らかな遅れがあります-多くの新エネルギー装置が急速に進展している都市では、電力網の改造が遅れ、蓄電設備の建設が遅れ、地域調整権の所有権が明確でないなどの問題が依然として普遍的であり、制度推進と市場の協調がまだマッチしていません。
より重要なのは、電力を捨てる背後には単なる"経済的な非効率性"ではなく、リソーススペースと制度構造の対立があることです。西北部の電力リソースは豊富ですが、その開発価値は省境や地域を越えた送電および運用体制に依存しています。しかし、中国の行政区分と市場の境界は現在、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"電力が制度上の場所を見つけられず、受動的な冗長性となっています。
なぜ中国の電力を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あり、制度的に配置されていない」電力が放置されている一方で、かつては周辺化されていた電力消費シナリオである暗号通貨マイニングは、過去数年間、地下化およびゲリラ戦の形で継続的に現れ、一部の地域で再び「構造的に必要とされる」現実的な位置を獲得しています。
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。仮想通貨マイニングは、高消費電力でありながら低持続的干渉度のリアルタイムの計算力行動として、放棄風力発電プロジェクトと自然に互換性があります。マイニング施設には安定したスケジューリングの保証は不要であり、電力網との連携も必要ありません。さらに、ピークカットや谷埋めの調整を自発的に支援することさえできます。さらに重要なのは、市場で需要がない電力をブロックチェーン資産に変換し、それによって「冗長な現金化」の経路を形成できることです。
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が、政策的には常に窮地に立たされています。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止しましたが、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方向性の問題が中心的な考慮事項でした。前者は暗号資産の透明性に関わり、違法な資金調達や国境を越えたアービトラージなどの規制上の問題を引き起こしやすいです。後者は「高エネルギー低収益」の産業評価に関わり、現在のエネルギー節約と炭素削減の戦略的な主旋律に合致していません。
言い換えれば、マイニングが「適正負荷」であるかどうかは、電力の余剰を吸収しているかどうかではなく、政策的文脈の「受け入れ可能な構造」にどのように組み込まれているかにかかっています。それが不透明であり、規制に違反し、制御不能の方法である場合、それは「グレーロード」と見なされます。しかし、地域、電力源、電力価格、チェーン上の利用を制限し、規制枠内で特別なエネルギー輸出メカニズムとして設計されている場合、それも政策の一部として成り立たないとは限りません。
この再設計は先例がないわけではありません。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国々がすでに「ハッシュレート型負荷」を電力バランスシステムに組み込んでおり、さらに「電力を安定通貨に交換する」という方法で、マイニングファームがUSDTやUSDCなどのデジタル資産を国にもたらし、外貨準備の代替としています。これらの国のエネルギー構造では、マイニングは「戦略的調整負荷」として再定義されており、電力網の調整だけでなく、通貨システムの再構築にも役立っています。
中国はこのような過激な方法を模倣することはできませんが、部分的に、限られた条件付きでマイニング施設の存在権を復活させることは可能でしょうか？特に、放電圧力が続き、緑の電力が一時的に完全に市場化されない段階で、マイニング施設をエネルギーの受け入れの過渡的なメカニズムとして位置づけ、ビットコインをブロックチェーン上の資産準備として閉鎖的に配分することは、一律に撤退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より適しているかもしれません。
これはマイニングに対する再評価だけでなく、「電気の価値境界」の再定義でもあります。
従来のシステムでは、電力の価値は誰が購入し、どのように購入するかに依存していました。しかし、ブロックチェーンの世界では、電力の価値は、一定の計算能力、特定の資産、そしてグローバル市場への参加経路に直接対応する可能性があります。国家がAI計算能力のインフラを段階的に構築し、東西の計算エンジニアリングを推進し、デジタル人民元システムを構築する一方で、政策設計には、「ブロックチェーンエネルギーの実現メカニズム」に対する技術的に中立で規制可能な経路も確保すべきではないか？
ビットコインマイニングはおそらく中国における初めての「中間者がいない」状態で、エネルギーをデジタルアセットに変換する実践シーンです。この問題は敏感で複雑であり、かつ避けられないものです。
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ません。風力エネルギーが砂漠を覆い、太陽光が砂丘に降り注ぎ、超高圧線が何千マイルもの荒野を横断し、国境地帯から東部の都市の高層ビルやデータセンターに電力を送ります。
数字時代において、電力はもはや照明や産業の燃料だけでなく、価値計算の基盤となり、データ主権の根幹であり、新たな金融秩序の再構築において無視できない変数となっています。『電力』の流れを理解することは、ある意味で制度が資格の境界をどのように設定するかを理解することに等しいでしょう。一度の電力の到達先は、市場が自然に決定するものではありません。その背後には無数の意思決定が隠れています。電力は平等ではなく、常に許可された人々、認識されたシーン、受け入れられた物語へと流れていくのです。
ビットコインマイニングの論争の核心は、それが電力を消費しているかどうかではなく、それが「合理的な存在」であると認めるかどうかにあります-国家のエネルギースケジュールに組み込まれる可能性があるシナリオです。 認識されない限り、それはグレーゾーンでのみ動き回り、狭間で運営されます。ただし、認定されると、それは体系的に配置されなければなりません-境界があり、条件があり、説明権があり、規制の方針があります。
これは特定の業界の緩和や封鎖についてではなく、システム全体が「非常に負荷の高い」アプローチに関する問題です。
そして私たちは、この分かれ道に立って、この選択が静かに進行しているのを見守っています。
リソース
[4] 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。
[5] IEA、Renewables 2024 Global Report、2025 年 1 月。
[6] 国家エネルギー局、2024 年エネルギー運用報告書の付録。
[7]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。
[8]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。
[9] ロイター、中国のUHV送電システム評価レポート、2025年5月。
[10] 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。
[11] 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)。
[12] REDex Insight、中国の統一電力市場へのロードマップ、2024年12月。
[13]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。
National Energy Administration、Northwest Wind and Solar Curtailment Circular、2024年12月。
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.
CoinDesk, "カザフスタンのマイニングポリシーの調整分析", 2023年12月。