中國產電量世界第一， 為什么不能用來挖比特幣？
中國產電量世界第一， 為什么不能用來挖比特幣？
“五一”假期，自駕穿越河西走廊，從武威到張掖、酒泉，再到敦煌。開在戈壁公路上，公路兩旁時常出現(xiàn)一片片風力發(fā)電機，靜默佇立在戈壁之上，甚是壯觀，仿佛一條科幻感十足的長城。
千年之前的長城，守的是邊疆與領土，而今天，這些風機和光伏陣列所守衛(wèi)的，是一個國家的能源安全，是下一代工業(yè)體系的命脈。陽光和風從未像今天這樣，被如此系統(tǒng)地組織起來、嵌入國家戰(zhàn)略、成為主 權能力的一部分。
在Web3行業(yè)，大家都知道挖礦是一個再基礎不過的存在，是這個生態(tài)最原始、也最堅固的基礎設施之一。每一輪牛熊切換、每一次鏈上繁榮背后，都少不了礦機持續(xù)運轉的聲音。而我們每次談起挖礦，談得最多的就是礦機的性能和電價——挖礦能不能賺錢、電價高不高、哪里能找到低成本的電。
然而在看到這綿延千里的電力之路，我卻忽然發(fā)現(xiàn)自己根本不理解電：它從哪發(fā)出來？誰能來發(fā)電？它如何從大漠傳送到千里之外，誰來使用，又該如何來定價？
這是我的認知空白，或許也會有伙伴對這些問題同樣充滿好奇。所以，我打算借這篇文章，做一點系統(tǒng)性的補課，從中國的發(fā)電機制、電網結構、電力交易、再到終端準入機制，重新理解一度電。
當然，這是紅林律師第一次接觸這個完全陌生的話題和行業(yè)，必然存在不足和疏漏之處，也請伙伴們多提寶貴意見。
中國到底有多少電？
我們先來看看一個宏觀事實：根據(jù)國家能源局在2025年第一季度公布的數(shù)據(jù)，2024年全年中國發(fā)電量達到9.4181萬億千瓦時，同比增長4.6%，約占全球發(fā)電量的三分之一。這是一個什么概念？整個歐盟加起來的年發(fā)電量也不到中國的七成。這意味著，不僅我們有電，而且我們正處于“電力過剩”和“結構重構”的雙重狀態(tài)。
中國不僅發(fā)電多，發(fā)電的方式也變了。
截至2024年底，全國總裝機容量達到35.3億千瓦，同比增長14.6%，其中清潔能源占比進一步提升。光伏新增裝機約1.4億千瓦，風電新增7700萬千瓦。從比例來看，2024年中國光伏新增裝機量占全球52%，風電新增裝機量占全球41%，在全球清潔能源版圖上，中國幾乎是一個“統(tǒng)治性角色”。
這種增長不再僅僅集中在傳統(tǒng)能源強省，而是逐漸向西北部傾斜。甘肅、新疆、寧夏、青海等省份成為“新能源大省”，正在逐步從“資源輸出地”向“能源生產主力”轉型。為了支撐這一轉型，中國在“沙戈荒”地區(qū)部署了國家級新能源基地計劃：在沙漠、戈壁、荒漠區(qū)域集中布局超過4億千瓦風電和光伏裝機，其中首批約1.2億千瓦已納入“十四五”專項規(guī)劃。
*亞洲第一座，敦煌首航節(jié)能100兆瓦熔鹽塔式光熱發(fā)電站（圖源自網絡）
與此同時，傳統(tǒng)的煤電并未完全退出，而是逐漸向調峰型、靈活型電源轉化。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2024年全國煤電裝機容量同比增長不到2%，而光伏和風電的增長率分別達到37%和21%。這意味著“以煤為基、以綠為主”的格局正在形成。
從空間結構上看，2024年全國能源電力供需總體平衡，但地區(qū)結構性過剩依然存在，特別是西北地區(qū)部分時段出現(xiàn)“電多用不了”的局面，這也為后文我們討論“比特幣挖礦是否是電力冗余的出口方式”提供了現(xiàn)實背景。
一句話總結就是：中國現(xiàn)在不缺電，缺的是“能調的電”“能消納的電”和“能賺錢的電”。
電誰能發(fā)？
在中國，發(fā)電不是一個你想干就能干的事情，它不屬于一個純市場化的行業(yè)，更像是一個有政策入口、有監(jiān)管天花板的“特許經營”。
根據(jù)《電力業(yè)務許可證管理規(guī)定》，所有想要從事發(fā)電業(yè)務的單位，都必須取得《電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）》，審批主體通常是國家能源局或者其派出機構，視項目體量、區(qū)域和技術類型而定，它的申請過程往往涉及多個交叉評估：
是否符合國家和地方的能源發(fā)展規(guī)劃？
是否已取得土地使用、環(huán)評和水保批復？
是否具備電網接入條件和消納空間？
是否技術合規(guī)、資金到位、安全可靠？
這意味著，在“能發(fā)電”這件事上，行政權力、能源結構和市場效率三者是同時參與博弈的。
目前，中國發(fā)電主體大致分為三類：
第一類，是五大發(fā)電集團：國家能源集團、華能集團、大唐集團、華電集團、國家電投。這些企業(yè)掌握了全國超過60%的集中式火電資源，也在新能源領域積極布局。例如，國家能源集團2024年新增風電裝機超1100萬千瓦，在行業(yè)內保持領先。
第二類，是地方國資企業(yè)：如三峽新能源、京能電力、陜西投資集團。這類企業(yè)往往與地方政府綁定，在地方電力布局中占據(jù)重要角色，同時承擔一定的“政策性任務”。
第三類，是民營及混合所有制企業(yè)：典型代表如隆基綠能、陽光電源、通威股份、天合光能等。這些企業(yè)在光伏制造、儲能集成、分布式發(fā)電等板塊展現(xiàn)出強勁競爭力，也在一些省份拿到了“指標優(yōu)先權”。
但即便你是頭部新能源企業(yè)，也不意味著發(fā)電廠你“想建就建”。這里的卡點通常出現(xiàn)在三個方面：
1. 項目指標
發(fā)電項目需要納入地方能源發(fā)展年度計劃，必須獲得風光項目指標。這個指標的分配，本質上是一種地方資源控制——你沒有地方發(fā)改 委、能源局的同意，就不可能合法啟動項目。部分地區(qū)還采用“競爭性配置”方式，根據(jù)土地節(jié)約程度、設備效率、儲能配置、資金來源等打分擇優(yōu)。
2. 電網接入
項目批下來之后，還得向國家電網或南方電網申請接入系統(tǒng)評估。如果當?shù)刈冸娬救萘恳褲M，或者沒有輸電通道，那你建出來的項目也沒用。特別是在西北等新能源集中的區(qū)域，接入難、調度難是常態(tài)。
3. 消納能力
就算項目批了、線路也有，如果當?shù)刎摵刹粔?、跨區(qū)通道沒打通，你的電也可能“無人可用”。這就出現(xiàn)了“棄風棄光”問題。國家能源局在2024年通報中指出，個別地市甚至因為集中上項目、遠超負荷，而被暫停新增新能源項目接入。
所以，“能不能發(fā)電”，不僅僅是企業(yè)的能力問題，更是政策指標、電網物理結構與市場預期共同決定的結果。在這種背景下，一部分企業(yè)開始轉向“分布式光伏”“園區(qū)自供電”“工商業(yè)儲能耦合”等新模式，以規(guī)避集中式審批和消納瓶頸。
從行業(yè)實務看，這種“政策準入+工程門檻+調度協(xié)商”三層結構，決定了中國發(fā)電行業(yè)依然屬于“結構性準入市場”，它并不天然排斥民營資本，但它也很難允許純市場驅動。
電怎么運輸？
在能源領域，有一個廣為流傳的“電力悖論”：資源在西部，用電在東部；電發(fā)出來了，卻送不過去。
這是中國能源結構的典型問題：西北有豐富的太陽和風，但人口密度低、工業(yè)負荷?。粬|部經濟發(fā)達、耗電量大，但本地可開發(fā)的新能源資源非常有限。
那怎么辦？答案是：建設特高壓輸電（UHV），用“電力高速公路”把西部的風光電輸送到東部去。
截至2024年底，中國已投運的特高壓線路達38條，其中交流線路18條，直流線路20條。這其中的直流輸電項目尤為關鍵，因為它可以在極遠距離下實現(xiàn)低損耗、大容量的定向輸送。例如：
“青海—河南”±800kV直流線：長達1587公里，把青海柴達木盆地的光伏基地送電至中原城市群；
“昌吉—古泉”±1100kV直流線：長達3293公里，創(chuàng)下全球輸電距離和電壓等級雙紀錄；
“陜北—武漢”±800kV直流線：服務陜北能源基地與華中工業(yè)腹地，年輸電能力超660億千瓦時。
每條特高壓線路都是一個“國家級項目”，由國家發(fā) 改委、能源局統(tǒng)一立項，國家電網或南方電網負責投資與建設。這些項目投資動輒數(shù)百億元，動工周期2—4年，往往還需要跨省協(xié)調、環(huán)保評估和落地安征遷配合。
那為什么要搞特高壓？其實背后是一個資源再分配的問題：
1. 空間資源再分配
中國的風光資源和人口、工業(yè)嚴重錯位。如果不能通過高效輸電打通空間差異，所有“西電東送”的口號都是空談。特高壓就是用“輸電能力”去置換“資源稟賦”。
2. 電價平衡機制
由于資源端和消費端的電價結構差異大，特高壓輸電也成為實現(xiàn)區(qū)域電價差調節(jié)的工具。中東部可以獲得相對低價綠電，西部可以實現(xiàn)能源變現(xiàn)收益。
3. 促進新能源消納
沒有輸電通道，西北地區(qū)很容易出現(xiàn)“電多用不了”的棄風棄光局面。2020年前后，甘肅、青海、新疆的棄電率一度超過20%。特高壓建成后，這些數(shù)字已下降到3%以內，這背后正是輸電能力提升帶來的結構性緩解。
國家層面已明確，特高壓不只是技術問題，更是國家能源安全戰(zhàn)略的重要支柱。未來五年，中國還將繼續(xù)布局“十四五電力發(fā)展規(guī)劃”中的數(shù)十條特高壓線路，包括內蒙古至京津冀、寧夏至長三角等重點工程，進一步實現(xiàn)“全國一張網”的統(tǒng)一調度目標。
不過需要注意的是，特高壓雖好，也有兩個長期爭議點：
投入高、回收慢：一條±800kV直流線投資往往超過200億元，回本周期超過10年；
跨省協(xié)調難：特高壓需穿越多個行政區(qū)，對地方政府之間的協(xié)同機制提出高要求。
這兩個問題，決定了UHV仍然是“國家工程”，而不是企業(yè)自由決策下的市場基礎設施。但不可否認的是，在新能源迅速膨脹、地區(qū)結構錯配加劇的背景下，特高壓已經不是“可選項”，而是“中國版能源互聯(lián)網”的必選項。
電怎么賣？
發(fā)完電、送出電，接下來就是最核心的問題：怎么賣電？誰來買？多少錢一度？
這也是決定一個發(fā)電項目是否盈利的核心環(huán)節(jié)。在傳統(tǒng)的計劃經濟體系中，這個問題非常簡單：電廠發(fā)電 → 賣給國家電網 → 國家電網統(tǒng)一調度 → 用戶交電費，一切按國家定價。
但這個模型在新能源大規(guī)模并網之后，已經完全跑不通了。光伏、風電的邊際成本接近于零，但其出力具有波動性和間歇性，不適合納入固定電價、剛性供需的電力計劃系統(tǒng)。于是，從“能否賣出去”變成了新能源行業(yè)生死線。
根據(jù)2025年起施行的新規(guī)，全國所有新增新能源發(fā)電項目將全面取消固定電價補貼，必須參與市場化交易，包括：
中長期合同交易：類似“預售電”，發(fā)電企業(yè)與用電企業(yè)直接簽約，鎖定一定時間段、價格和電量；
現(xiàn)貨市場交易：根據(jù)實時電力供需波動，電價可能每15分鐘變動一次；
輔助服務市場：提供調頻、調壓、備用等電網穩(wěn)定性 服務；
綠色電力交易：用戶自愿購買綠色電力，附帶綠色電力證書（GEC）；
碳市場交易：發(fā)電企業(yè)可因減少碳排放獲得額外收益。
目前全國已設立多個電力交易中心，如北京、廣州、杭州、西安等地的電力交易中心有限公司，統(tǒng)一負責市場撮合、電量確認、電價結算等。
我們來看一個典型現(xiàn)貨市場的示例：
在2024年夏季高溫時期，廣東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)極端波動，谷段電價低至0.12元/kWh，峰段最高達到1.21元/kWh。在這種機制下，新能源項目如果能夠靈活調度（如配備儲能），可以“低價存電，高價賣電”，獲取巨額價差收益。
相比之下，仍依賴中長期合同但缺乏調峰能力的項目，只能以每度0.3-0.4元左右的價格出售電力，甚至在部分棄電時段被迫零價上網。
于是，越來越多新能源企業(yè)開始投資配套儲能，一方面用于電網調度響應，另一方面用于價格套利。
除了電價收入，新能源企業(yè)還有幾項可能的收入來源：
1. 綠色電力證書（GEC）交易。2024年江蘇、廣東、北京等省市已啟動GEC交易平臺，用戶（特別是大型工業(yè)企業(yè)）出于碳披露、綠色采購等目的購買GEC。根據(jù)能源研究會數(shù)據(jù)，2024年GEC成交價區(qū)間為每MWh 80-130元，折合約0.08-0.13元/kWh，是傳統(tǒng)電價的一大補充。
2. 碳市場交易。如果新能源項目用于替代煤電，并被納入全國碳排放交易系統(tǒng)，則可以獲得“碳資產”收益。截至2024年底，全國碳市場價格約為70元/噸CO?，每度綠電約減排0.8-1.2千克，理論收益在0.05元/kWh左右。
3. 峰谷電價調節(jié)與需求響應激勵。發(fā)電企業(yè)與高耗能用戶簽訂用電調節(jié)協(xié)議，在高峰期減少負荷或向電網反送電力，可獲得額外補貼。該機制在山東、浙江、廣東等地試點中推進較快。
在這種機制下，新能源項目的盈利能力不再取決于“我能發(fā)多少電”，而是：
我能不能賣到好價錢？
我有沒有長期買家？
我能不能削峰填谷？
我有沒有儲能或其他調節(jié)能力？
我有沒有可交易的綠色資產？
過去那種“搶指標、靠補貼”的項目模型已經走到盡頭，未來新能源企業(yè)必須具備金融思維、市場操作能力，甚至要像做衍生品一樣精細管理電力資產。
一句話總結便是：新能源的“賣電”環(huán)節(jié)已經不是簡單的買賣關系，而是一場以電為媒介、與政策、市場、碳權、金融協(xié)同博弈的系統(tǒng)工程。
為什么會有棄電？
對于發(fā)電項目而言，最大的風險從來不是電站建得成不成，而是“建成之后賣不出去”。而“棄電”就是這個環(huán)節(jié)中最沉默卻最致命的敵人。
所謂“棄電”，并不是你不發(fā)電，而是你發(fā)出來的電沒有用戶、沒有通道、沒有調度余地，于是只能眼睜睜地白白浪費。對一家風電或光伏企業(yè)而言，棄電不僅意味著收益直接損失，還可能連帶影響補貼申請、電量核算、綠證生成，甚至影響后續(xù)的銀行評級和資產重估。
根據(jù)國家能源局西北監(jiān)管局的統(tǒng)計，2020年新疆的風電棄電率一度高達16.2%，甘肅、青海等地的光伏項目也出現(xiàn)了20%以上的棄電率。雖然在2024年底，這一數(shù)據(jù)已分別降至2.9%和2.6%，但在某些區(qū)域和時段，棄電依舊是項目方躲不開的現(xiàn)實——特別是在中午高光照、低負荷的典型場景下，光伏電大量被調度系統(tǒng)“壓單”，等于發(fā)了也白發(fā)。
很多人會以為棄電是因為“用電不夠”，但本質上它是一種系統(tǒng)調度失衡的結果。
首先是物理瓶頸：在部分資源集中區(qū)，變電站容量早已飽和，電網接入成了最大限制，項目批得下來卻上不了網。其次是調度機制僵化。中國目前仍以火電機組的穩(wěn)定性作為調度核心，新能源出力的不確定性讓調度單位習慣性“限制接入”，以避免系統(tǒng)波動。再加上跨省之間的消納協(xié)調遲滯，導致很多電雖然理論上“有人要”，但在行政流程和省際通道上“送不出去”，最終只能棄之不用。而市場層面則是另一套滯后的規(guī)則系統(tǒng)：現(xiàn)貨電力市場還處于初級階段，輔助服務機制、價格信號體系都遠未完善，儲能調節(jié)、需求響應機制在多數(shù)省份尚未形成規(guī)模。
政策層面其實并非沒有回應。
從2021年起，國家能源局已將“新能源消納能力評估”納入項目審批前置，要求地方政府明確本地“可承載指標”，且在“十四五”多項政策中提出要推動源網荷儲一體化、建設本地負荷中心、完善現(xiàn)貨市場交易機制、強制配置儲能系統(tǒng)以削峰填谷。同時，多地政府出臺“最低消納比例”責任制，明確新能源并網項目年均利用小時數(shù)不得低于國家基準線，倒逼項目方提前考慮調節(jié)手段。這些措施雖方向正確，但執(zhí)行進度仍存在明顯滯后——在很多新能源裝機狂飆的城市，電網改造滯后、儲能配建遲緩、區(qū)域調度權屬不清等問題依然普遍，制度推動和市場配合的節(jié)奏仍不匹配。
更重要的是，棄電背后不是簡單的“經濟低效”，而是一場資源空間和制度結構的沖突。西北的電力資源豐富，但其開發(fā)價值依賴于跨省、跨區(qū)的電網輸送和調度體系，而中國目前的行政區(qū)劃與市場邊界是高度割裂的。這就導致大量“技術上可用”的電力在制度上無處安放，成為一種被動冗余。
中國的電，為什么不能用于加密貨幣挖礦？
在大量“技術上可用、制度上無處安放”的電力被閑置的同時，一個原本被邊緣化的用電場景——加密貨幣挖礦，在過去幾年不斷以地下化、游擊式的形式出現(xiàn)，又在某些區(qū)域重新獲得“結構性被需要”的現(xiàn)實位置。
這并非偶然，而是某種結構縫隙的自然產物。加密貨幣挖礦作為一種高耗電、低持續(xù)干擾度的即時算力行為，其運作邏輯與棄風棄光的發(fā)電項目天然兼容。礦場不需要穩(wěn)定的調度保障，不要求電網并網，甚至可以主動配合調度削峰填谷。更重要的是，它能把沒人要的電，在市場之外轉化為鏈上資產，從而形成一種“冗余變現(xiàn)”的通路。
從純技術角度看，這是對能源效率的一種提升；但從政策角度看，它始終處于一種尷尬位置。
中國內地政府在2021年叫停挖礦，核心考量并非電力本身，而是其背后的金融風險與產業(yè)導向問題。前者關乎加密資產路徑的不透明，容易引發(fā)非法集資、跨境套利等監(jiān)管難題；后者則涉及“高能耗低產出”的產業(yè)評價，不符合當前節(jié)能降碳的戰(zhàn)略主旋律。
換句話說，挖礦是不是“合理負荷”，并不取決于它是否消納了電力冗余，而取決于它是否被納入了政策語境的“可接受結構”。如果仍以不透明、不合規(guī)、不可控的方式存在，那它就只能被歸為“灰色負荷”；但若能夠限定區(qū)域、限定電源、限定電價、限定鏈上用途，在合規(guī)框架內被設計為一種特殊的能源出口機制，它也未必不能成為政策的一部分。
這種再設計，并不是沒有先例。國際上，哈薩克斯坦、伊朗、格魯吉亞等國早已將“算力型負荷”納入電力平衡體系，甚至以“電力換穩(wěn)定幣”的方式，引導礦場為國家?guī)鞺SDT或USDC等數(shù)字資產，作為替代外匯儲備的來源。在這些國家的能源結構中，挖礦被重新定義為“戰(zhàn)略級可調負荷”，既服務電網調節(jié)，也服務貨幣體系重構。
而中國，雖不可能效仿這種激進方式，但是否可以局部、限量、條件性地恢復礦場存在權？特別是在棄電壓力持續(xù)、綠色電力短期無法完全市場化的階段，把礦場作為能源消納的過渡機制、把比特幣視作鏈上資產儲備進行封閉式調配，或許比一刀切清退更貼近現(xiàn)實，也更能服務國家長期的數(shù)字資產戰(zhàn)略。
這不僅是對挖礦的重新評價，更是對“電的價值邊界”的重新定義。
在傳統(tǒng)體系中，電的價值取決于誰買、怎么買；而在鏈上世界，電的價值可能直接對應一段算力、一種資產、一條參與全球市場的路徑。在國家逐步構建AI算力基礎設施、推進東數(shù)西算工程、建設數(shù)字人民幣體系的同時，是否也該在政策圖紙上，為一種“鏈上能源變現(xiàn)機制”留出技術中性、合規(guī)可控的通道？
比特幣挖礦或許是中國第一次在“沒有中間人”的狀態(tài)下，把能源轉換為數(shù)字資產的實踐場景——這個問題敏感、復雜、但又無法回避。
結語：電力的歸屬，是一場現(xiàn)實的選擇題
中國的電力體系并不落后。風能鋪滿戈壁，陽光灑滿沙丘，特高壓穿越千里荒原，把一度電從邊疆送進東部城市的高樓和數(shù)據(jù)中心。
在數(shù)字時代，電早已不只是照明與工業(yè)的燃料，它正在成為價值計算的基礎設施，是數(shù)據(jù)主 權的根系，是新金融秩序重新組織時最不可忽視的變量。理解“電”的流向，某種程度上，就是理解制度如何設定資格邊界。一度電的落點，從來不是市場自然決定的，它背后藏著無數(shù)次決策。電并不平均，它總要流向被允許的人、被認定的場景、被接納的敘事之中。
比特幣挖礦爭議的核心，從來不在于它耗不耗電，而在于我們是否愿意承認它是一種“合理的存在”——一個可以被納入國家能源調度的使用場景。只要不被承認，它就只能在灰色中游走、在夾縫中運行；但一旦被認定，它就必須被制度性地安放——有邊界，有條件，有解釋權，有監(jiān)管口徑。
這不是關于一個行業(yè)的松綁或封鎖，而是一套系統(tǒng)對“非常規(guī)負荷”的態(tài)度問題。
而我們，正站在這條分岔口上，注視著這場選擇正在悄然發(fā)生。
到此這篇關于中國產電量世界第一， 為什么不能用來挖比特幣？的文章就介紹到這了,更多相關挖礦背后原因分析內容請搜索腳本之家以前的文章或繼續(xù)瀏覽下面的相關文章，希望大家以后多多支持腳本之家！
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