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來源：劉紅林律師
原來我根本不理解電
「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，公路兩旁時常出現一片片風力發電機，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。
*圖源自網絡
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的，是一個國家的能源安全，是下一代工業體系的命脈。陽光和風從未像今天這樣，被如此系統地組織起來、嵌入國家戰略、成為主權能力的一部分。
在Web3行業，大家都知道挖礦是一個再基礎不過的存在，是這個生態最原始、也最堅固的基礎設施之一。每一輪牛熊切換、每一次鏈上繁榮背後，都少不了礦機持續運轉的聲音。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、哪裡能找到低成本的電。
然而在看到這綿延千裡的電力之路，我卻忽然發現自己根本不理解電： 它從哪發出來？誰能來發電？它如何從大漠傳送到千裡之外，誰來使用，又該如何來定價？
這是我的認知空白，或許也會有夥伴對這些問題同樣充滿好奇。所以，我打算借這篇文章，做一點系統性的補課，從中國的發電機制、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，必然存在不足和疏漏之處，也請夥伴們多提寶貴意見。
中國到底有多少電？
我們先來看看一個宏觀事實：根據國家能源局在2025年第一季度公布的數據，2024年全年中國發電量達到 9.4181萬億千瓦時 ， 同比增長4.6%，約佔全球發電量的三分之一。這是一個什麼概念？整個歐盟加起來的年發電量也不到中國的七成。這意味著，不僅我們有電，而且我們正處於「電力過剩」和「結構重構」的雙重狀態。
中國不僅發電多，發電的方式也變了。
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% ，其中清潔能源佔比進一步提升。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佔全球52%，風電新增裝機量佔全球41%，在全球清潔能源版圖上，中國幾乎是一個「統治性角色」。
這種增長不再僅僅集中在傳統能源強省，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」地區部署了國家級新能源基地計劃： 在沙漠、戈壁、荒漠區域集中布局超過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」專項規劃。
*亞洲第一座，敦煌首航節能100兆瓦熔鹽塔式光熱發電站（圖源自網絡）
與此同時，傳統的煤電並未完全退出，而是逐漸向調峰型、靈活型電源轉化。國家能源局數據顯示，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，但地區結構性過剩依然存在，特別是西北地區部分時段出現「電多用不了」的局面，這也為後文我們討論「比特幣挖礦是否是電力冗餘的出口方式」提供了現實背景。
一句話總結就是： 中國現在不缺電，缺的是「能調的電」「能消納的電」和「能賺錢的電」。
電誰能發？
在中國，發電不是一個你想幹就能幹的事情，它不屬於一個純市場化的行業，更像是一個有政策入口、有監管天花板的「特許經營」。
根據《電力業務許可證管理規定》，所有想要從事發電業務的單位，都必須取得《電力業務許可證（發電類）》，審批主體通常是國家能源局或者其派出機構，視項目體量、區域和技術類型而定，它的申請過程往往涉及多個交叉評估：
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是否符合國家和地方的能源發展規劃？
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是否已取得土地使用、環評和水保批覆？
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是否具備電網接入條件和消納空間？
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是否技術合規、資金到位、安全可靠？
這意味著，在「能發電」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，中國發電主體大致分為三類：
第一類，是五大發電集團： 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，在行業內保持領先。
第二類，是地方國資企業： 如三峽新能源、京能電力、陝西投資集團。這類企業往往與地方政府綁定，在地方電力布局中佔據重要角色，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： 典型代表如隆基綠能、陽光電源、通威股份、天合光能等。這些企業在光伏製造、儲能集成、分布式發電等板塊展現出強勁競爭力，也在一些省份拿到了「指標優先權」。
但即便你是頭部新能源企業，也不意味著發電廠你「想建就建」。這裡的卡點通常出現在三個方面：
1. 項目指標
發電項目需要納入地方能源發展年度計劃，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——你沒有地方發改委、能源局的同意，就不可能合法啟動項目。部分地區還採用「競爭性配置」方式，根據土地節約程度、設備效率、儲能配置、資金來源等打分擇優。
2. 電網接入
項目批下來之後，還得向國家電網或南方電網申請接入系統評估。如果當地變電站容量已滿，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域，接入難、調度難是常態。
3. 消納能力
就算項目批了、線路也有，如果當地負荷不夠、跨區通道沒打通，你的電也可能「無人可用」。這就出現了「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，「能不能發電」，不僅僅是企業的能力問題，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，一部分企業開始轉向「分布式光伏」「園區自供電」「工商業儲能耦合」等新模式，以規避集中式審批和消納瓶頸。
從行業實務看，這種「政策準入+工程門檻+調度協商」三層結構，決定了中國發電行業依然屬於「結構性準入市場」，它並不天然排斥民營資本，但它也很難允許純市場驅動。
電怎麼運輸？
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、工業負荷小；東部經濟發達、耗電量大，但本地可開發的新能源資源非常有限。
那怎麼辦？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低損耗、大容量的定向輸送。例如：
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「青海—河南」±800kV直流線： 長達1587公裡，把青海柴達木盆地的光伏基地送電至中原城市群；
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「昌吉—古泉」±1100kV直流線： 長達3293公裡，創下全球輸電距離和電壓等級雙紀錄；
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「陝北—武漢」±800kV直流線： 服務陝北能源基地與華中工業腹地，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」，由國家發改委、能源局統一立項，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百億元，動工周期2—4年，往往還需要跨省協調、環保評估和落地安徵遷配合。
那為什麼要搞特高壓？其實背後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
由於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區域電價差調節的工具。中東部可以獲得相對低價綠電，西部可以實現能源變現收益。
3. 促進新能源消納
沒有輸電通道，西北地區很容易出現「電多用不了」的棄風棄光局面。2020年前後，甘肅、青海、新疆的棄電率一度超過20%。特高壓建成後，這些數字已下降到3%以內，這背後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略的重要支柱。未來五年，中國還將繼續布局「十四五電力發展規劃」中的數十條特高壓線路，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「全國一張網」的統一調度目標。
不過需要注意的是，特高壓雖好，也有兩個長期爭議點：
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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；
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跨省協調難： 特高壓需穿越多個行政區，對地方政府之間的協同機制提出高要求。
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「中國版能源網際網路」的必選項。
電怎麼賣？
發完電、送出電，接下來就是最核心的問題： 怎麼賣電？誰來買？多少錢一度？
這也是決定一個發電項目是否盈利的核心環節。在傳統的計劃經濟體系中，這個問題非常簡單：電廠發電 → 賣給國家電網 → 國家電網統一調度 → 用戶交電費，一切按國家定價。
但這個模型在新能源大規模併網之後，已經完全跑不通了。光伏、風電的邊際成本接近於零，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。於是，從「能否賣出去」變成了新能源行業生死線。
根據2025年起施行的新規，全國所有新增新能源發電項目將 全面取消固定電價補貼， 必須參與市場化交易，包括：
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中長期合同交易： 類似「預售電」，發電企業與用電企業直接籤約，鎖定一定時間段、價格和電量；
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現貨市場交易： 根據實時電力供需波動，電價可能每15分鐘變動一次；
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輔助服務市場： 提供調頻、調壓、備用等電網穩定性服務；
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綠色電力交易： 用戶自願購買綠色電力，附帶綠色電力證書（GEC）；
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碳市場交易： 發電企業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貨市場的示例：
在2024年夏季高溫時期， 廣東電力現貨市場 出現極端波動，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。
於是，越來越多新能源企業開始投資 配套儲能 ，一方面用於電網調度響應，另一方面用於價格套利。
除了電價收入，新能源企業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（特別是大型工業企業）出於碳披露、綠色採購等目的購買GEC。根據能源研究會數據，2024年GEC成交價區間為每MWh 80-130元，折合約0.08-0.13元/kWh，是傳統電價的一大補充。
2. 碳市場交易。 如果新能源項目用於替代煤電，並被納入全國碳排放交易系統，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CO₂，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. 峰谷電價調節與需求響應激勵。 發電企業與高耗能用戶籤訂用電調節協議，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於「我能發多少電」，而是：
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我能不能賣到好價錢？
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我有沒有長期買家？
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我能不能削峰填谷？
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我有沒有儲能或其他調節能力？
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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」環節已經不是簡單的買賣關係，而是一場以電為媒介、與政策、市場、碳權、金融協同博弈的系統工程。
為什麼會有棄電？
對於發電項目而言，最大的風險從來不是電站建得成不成，而是「建成之後賣不出去」。而「棄電」就是這個環節中最沉默卻最致命的敵人。
所謂「棄電」，並不是你不發電，而是你發出來的電沒有用戶、沒有通道、沒有調度餘地，於是只能眼睜睜地白白浪費。對一家風電或光伏企業而言，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，甚至影響後續的銀行評級和資產重估。
根據國家能源局西北監管局的統計，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了20%以上的棄電率。雖然在2024年底，這一數據已分別降至2.9%和2.6%，但在某些區域和時段，棄電依舊是項目方躲不開的現實——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「壓單」，等於發了也白髮。
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調度失衡的結果。
首先是物理瓶頸：在部分資源集中區，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」，以避免系統波動。再加上跨省之間的消納協調遲滯，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後的規則系統：現貨電力市場還處於初級階段，輔助服務機制、價格信號體系都遠未完善，儲能調節、需求響應機制在多數省份尚未形成規模。
政策層面其實並非沒有回應。
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、完善現貨市場交易機制、強制配置儲能系統以削峰填谷。同時，多地政府出臺「最低消納比例」責任制，明確新能源併網項目年均利用小時數不得低於國家基準線，倒逼項目方提前考慮調節手段。這些措施雖方向正確，但執行進度仍存在明顯滯後——在很多新能源裝機狂飆的城市，電網改造滯後、儲能配建遲緩、區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奏仍不匹配。
更重要的是，棄電背後不是簡單的「經濟低效」，而是一場資源空間和制度結構的衝突。西北的電力資源豐富，但其開發價值依賴於跨省、跨區的電網輸送和調度體系，而中國目前的行政區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，成為一種被動冗餘。
中國的電，為什麼不能用於加密貨幣挖礦？
在大量「技術上可用、制度上無處安放」的電力被閒置的同時，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、遊擊式的形式出現，又在某些區域重新獲得「結構性被需要」的現實位置。
這並非偶然，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、低持續幹擾度的即時算力行為，其運作邏輯與棄風棄光的發電項目天然兼容。礦場不需要穩定的調度保障，不要求電網併網，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「冗餘變現」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，它始終處於一種尷尬位置。
中國內地政府在2021年叫停挖礦，核心考量並非電力本身，而是其背後的 金融風險與產業導向問題。 前者關乎加密資產路徑的不透明，容易引發非法集資、跨境套利等監管難題；後者則涉及「高能耗低產出」的產業評價，不符合當前節能降碳的戰略主旋律。
換句話說， 挖礦是不是「合理負荷」，並不取決於它是否消納了電力冗餘，而取決於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、不可控的方式存在，那它就只能被歸為「灰色負荷」；但若能夠限定區域、限定電源、限定電價、限定鏈上用途，在合規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，並不是沒有先例。國際上，哈薩克斯坦、伊朗、喬治亞等國早已將「算力型負荷」納入電力平衡體系，甚至以「電力換穩定幣」的方式，引導礦場為國家帶來USDT或USDC等數字資產，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「戰略級可調負荷」，既服務電網調節，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、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實，也更能服務國家長期的數字資產戰略。
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。
在傳統體系中，電的價值取決於誰買、怎麼買；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、推進東數西算工程、建設數字人民幣體系的同時，是否也該在政策圖紙上，為一種「鏈上能源變現機制」留出技術中性、合規可控的通道？
比特幣挖礦或許是中國第一次在「沒有中間人」的狀態下，把能源轉換為數字資產的實踐場景——這個問題敏感、複雜、但又無法迴避。
結語：電力的歸屬，是一場現實的選擇題
中國的電力體系並不落後。風能鋪滿戈壁，陽光灑滿沙丘，特高壓穿越千裡荒原，把一度電從邊疆送進東部城市的高樓和數據中心。
在數字時代，電早已不只是照明與工業的燃料，它正在成為價值計算的基礎設施，是數據主權的根系，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，它背後藏著無數次決策。電並不平均，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，從來不在於它耗不耗電，而在於我們是否願意承認它是一種「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，它就只能在灰色中遊走、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，有監管口徑。
這不是關於一個行業的鬆綁或封鎖，而是一套系統對「非常規負荷」的態度問題。
而我們，正站在這條分岔口上，注視著這場選擇正在悄然發生。
參考資料
[1] 中國政府網，《2024年全國電力工業統計數據》，2025年1月。
[2] IEA，《Renewables 2024 Global Report》，2025年1月。
[3] 國家能源局，《2024年度能源運行報告》附錄。
[4] 國家發展改革委能源所，《「沙戈荒」風光基地建設進展》，2024年12月。
[5] 國家發改委，《可再生能源發電項目管理暫行辦法》，2023年。
[6] 路透社，《中國UHV輸電系統評估報告》，2025年5月。
[7] Infolink Group，《中國新能源取消固定電價補貼解析》，2025年3月。
[8] 國家電力調度中心，《華北電力現貨市場運行通報（2024）》。
[9] REDex Insight，《中國統一電力市場路線圖》，2024年12月。
[10] 中國電力企業聯合會，《2024年度電力行業報告》附表。
[11] 國家能源局西北監管局，《西北棄風棄光情況通報》，2024年12月。
[12] 能源研究會，《綠色電力證書交易試點觀察報告》，2025年1月。
[13] CoinDesk，《哈薩克斯坦挖礦政策調整分析》，2023年12月。
