中国発電量世界一だが、なぜビットコインを採掘できないのか？
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中国発電量世界一だが、なぜビットコインを採掘できないのか？
ビットコインマイニングをめぐる論争の核心は、それが電力を消費するかどうかではなく、我々がそれを「合理的な存在」として認めることに同意するかどうかにある。
Web3業界の深掘り報道に専念し潮流を洞察執筆：劉洪林
実は電気について何も理解していなかった
「五一」休暇中、自家用車で河西回廊を武威から張掖、酒泉を経て敦煌まで横断した。砂漠地帯の道路を走っていると、道の両側に風力発電機が広がり、静かに砂漠に立ち並んでおり、まるでSF映画に出てくるような長城のようだ。
* 画像出典：ネット
千年以上前の長城は国境と領土を守っていたが、今日、これらの風力タービンや太陽光パネル列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綱である。太陽光と風は、今日ほど体系的に組織され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部となったことはない。
Web3業界では、マイニングが最も基本的な存在であり、このエコシステムにおいて最も根源的かつ堅牢なインフラの一つであることが広く知られている。毎回の相場の変動やブロックチェーン上の繁栄の裏には、常にマイニングマシンの稼働音がある。そして我々がマイニングについて語るとき、最も多く取り上げるのはマイナーの性能と電気料金――つまり、マイニングが儲かるかどうか、電気代が高いか低いか、どこで低コストの電力を手に入れられるかということだ。
しかし、この何千キロにも及ぶ送電路を見た瞬間、私は自分が電気について何も理解していなかったことに気づいた。電気はどこから生まれるのか？誰が発電できるのか？大漠から数千キロ離れた都市までどうやって送られるのか？誰が使うのか？どのように価格が決まるのか？
これは私の認知の空白であり、おそらく他にもこうした疑問を持つ仲間がいるだろう。そこで、本稿を通じて体系的に学び直し、中国の発電メカニズム、送電網構造、電力取引、末端接続制度までを改めて一キロワット時の電気を再定義したいと思う。
もちろん、これは弁護士の紅林が初めてこの全く未知のテーマ・業界に触れるものであり、不足や誤りがある可能性もある。皆様のご意見をお待ちしている。
中国には一体どれだけの電気があるのか？
まず、マクロな事実を見てみよう。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年中国の年間発電量は9.4181兆キロワット時で、前年比4.6%増加し、世界全体の約3分の1を占めた。これはどういう意味か？EU全体の年間発電量でも中国の7割にも満たない。つまり、中国は電気に困っておらず、「電力過剰」と「構造再編」の二重状態にあるのだ。
中国は電力量が多いだけでなく、発電方法も変わってきた。
2024年末時点で、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%増加した。そのうち、クリーンエネルギーの比率はさらに上昇している。太陽光発電の新設容量は約1.4億キロワット、風力発電は7700万キロワットであった。比率で見ると、2024年の中国の太陽光発電新設容量は世界の52%、風力発電は41%を占め、グローバルなクリーンエネルギー地図において中国はほぼ「支配的立場」にある。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省に限られず、徐々に西北部へとシフトしている。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「エネルギー生産主力」への転換を進めている。この転換を支えるため、中国は「砂漠・ゴビ・荒地」地域に国家級新エネルギー基地計画を展開している。砂漠、ゴビ、荒地に集中して4億キロワット以上の風力・太陽光発電設備を配置するもので、そのうち最初の約1.2億キロワットは「第14次五カ年計画」の特別計画にすでに含まれている。
* アジア初、敦煌首航節能100メガワット溶融塩塔式太陽熱発電所（画像出典：ネット）
一方で、従来の石炭火力発電は完全に撤退したわけではなく、ピーク調整型・柔軟型電源へと徐々に移行している。国家エネルギー局のデータによると、2024年の全国石炭火力発電設備容量の伸び率は2%未満だったが、太陽光および風力発電はそれぞれ37%、21%の高成長を記録した。これにより、「石炭を基盤とし、グリーンを主とする」構図が形成されつつある。
空間構造的には、2024年の全国エネルギー電力の需給は全体として均衡していたが、地域的な構造的過剰は依然として存在しており、特に西北地区では特定の時間帯に「電気が余って使えない」という状況が発生している。これは後述する「ビットコインマイニングが電力冗余の出口になり得るか」という議論の現実的背景となる。
要するに：中国は今や電気が足りないのではなく、「調整可能な電気」「消費可能な電気」「利益を生む電気」が足りていないのである。
誰が電気を発電できるのか？
中国では、発電は「やりたいと思えば誰でもできる」ことではない。純粋な市場化産業ではなく、政策による参入制限と規制の天井がある「特許経営」に近い。
『電力事業ライセンス管理規定』によれば、発電事業を行うすべての主体は『電力事業ライセンス（発電類）』を取得しなければならない。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る。申請プロセスには複数の交叉評価が含まれる：
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国家および地方のエネルギー発展計画に合致しているか？
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土地利用、環境影響評価、水土保持の承認を得ているか？
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送電網接続条件および電力消費余地があるか？
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技術的に適合し、資金が確保され、安全かつ信頼性があるか？
つまり、「発電できるか否か」は行政権力、エネルギー構造、市場効率の三者が同時に駆け引きする結果なのである。
現在、中国の発電主体はおおむね以下の三つに分けられる：
第一に、五大発電グループ：国家エネルギー集団、華能集団、大唐集団、華電集団、国家電投。これらは全国の集中型火力発電資源の60%以上を掌握しており、新エネルギー分野でも積極的に展開している。例えば、国家エネルギー集団は2024年に1100万キロワット以上の風力発電設備を新設し、業界トップを維持している。
第二に、地方国有企業：三峡新エネルギー、京能電力、陝西投資集団など。これらは地方政府と密接に結びつき、地方の電力配置で重要な役割を果たしており、「政策的任務」も担っている。
第三に、民間および混合所有制企業：隆基緑能、陽光電源、通威株式、天合光能などが代表例。これらは太陽光製造、蓄電池統合、分散型発電などで強い競争力を示しており、いくつかの省で「指標優先権」を獲得している。
しかし、仮にトップクラスの新エネルギー企業であっても、「建てると言えば建てられる」とは限らない。ここでの障壁は主に以下の三点に集中する：
1. プロジェクト指標
発電プロジェクトは地方のエネルギー発展年度計画に組み入れられ、風力・太陽光プロジェクトの指標を獲得する必要がある。この指標の配分は本質的に地方の資源支配であり、地方の発展改革委員会やエネルギー局の同意がなければ、合法的にプロジェクトを開始することはできない。一部の地域では「競争的配分」方式を採用し、土地利用効率、装置効率、蓄電池設置、資金源などを評価して選抜している。
2. 送電網接続
プロジェクトが承認された後も、国家電網または南方電網に接続システム評価の申請が必要だ。もし当該地域の変電所容量が満杯であったり、送電ラインがなかったりすれば、建設しても意味がない。特に西北部など新エネルギーが集中する地域では、接続困難・調整困難が日常である。
3. 電力消費能力（消納能力）
プロジェクトが承認され、送電線も整っていても、地域の需要が小さかったり、跨区域送電チャネルが開通していなければ、発電した電気は「誰も使わない」という状況になる。「風力・太陽光放棄（棄風棄光）」問題が発生する原因だ。国家エネルギー局の2024年報告書では、ある都市が集中してプロジェクトを推進し、需要を大きく超えたために、新たな新エネルギープロジェクトの接続が一時停止された事例も挙げられている。
したがって、「発電できるか否か」は単なる企業の能力問題ではなく、政策指標、送電網の物理構造、市場予測の三者が共同決定する結果なのである。このような背景のもと、一部の企業は集中型の審査・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」「園区内自給電」「工商業用蓄電池連携」などの新しいモデルへと転換している。
業界の実務面から見ると、「政策参入＋工学的ハードル＋調整交渉」という三層構造が、中国の発電業界が依然として「構造的参入市場」であることを決定づけており、民間資本を天然的に排除するわけではないが、純粋な市場主導も難しい構造となっている。
電気はどのように運ばれるのか？
エネルギー分野には広く知られた「電力の逆説」がある：資源は西部にあり、電気を使うのは東部。電気は発電されるが、それを届けることができない。
これは中国のエネルギー構造における典型的な問題だ。西北部には豊富な太陽光と風があるが、人口密度が低く工業需要も小さい。一方、東部は経済が発達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る。
ではどうするか？答えは特高圧送電（UHV）の建設であり、「電力の高速道路」を使って西部の風力・太陽光発電を東部へ送ることだ。
2024年末時点で、中国が既に運用している特高圧ラインは38本。交流18本、直流20本である。このうち、直流送電プロジェクトが特に重要で、極めて長い距離でも低損失・大容量の方向性送電が可能になる。例えば：
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「青海―河南」±800kV直流線：全長1587km。青海柴達木盆地の太陽光発電基地から中原都市圏へ送電；
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「昌吉―古泉」±1100kV直流線：全長3293km。世界の送電距離と電圧レベルで二つの記録を樹立；
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「陝北―武漢」±800kV直流線：陝北エネルギー基地と華中の工業地帯を結び、年間送電能力は660億kWhを超える。
各特高圧ラインは「国家プロジェクト」として、国家発展改革委員会とエネルギー局が一括で立案し、国家電網または南方電網が投資・建設を担当する。これらのプロジェクトは数百億元規模の投資を要し、着工期間は2〜4年。また、跨省調整、環境影響評価、用地取得と補償の協力も必要となる。
なぜ特高圧なのか？その背景には資源の再分配がある：
1. 空間資源の再分配
中国の風力・太陽光資源と人口・工業は深刻に不一致している。効率的な送電によってこの空間差を解消できなければ、「西部の電気を東部へ送る」というスローガンは空論に終わる。特高圧は「送電能力」によって「資源の豊かさ」を交換する手段なのである。
2. 電気料金の調整メカニズム
資源供給側と消費側の電気料金構造に大きな差があるため、特高圧送電は地域間の電気料金差を調整するツールともなる。中部・東部地域は比較的安価なグリーン電力を得られ、西部地域はエネルギーを収益化できる。
3. 新エネルギーの消費促進
送電チャネルがなければ、西北部地域では「電気が余って使えない」という「風力・太陽光放棄」が容易に発生する。2020年前後、甘粛、青海、新疆の電力放棄率は一時20%を超えた。特高圧の完成後、これらの数字は3%以下に低下しており、これは送電能力の向上による構造的緩和の成果である。
国家レベルでは、特高圧は単なる技術課題ではなく、国家エネルギー安全保障戦略の重要な柱であると明確に位置づけられている。今後5年間、中国は「第14次五カ年電力発展計画」に基づき、内蒙古から京津冀、寧夏から長江デルタなど重点工事を含む数十本の特高圧ラインをさらに展開し、「全国ワンネットワーク」の統一調整目標を実現していく。
ただし、特高圧には二つの長期的な議論点があることも注意が必要だ：
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投資額が高く、回収が遅い：±800kV直流線一本で200億元を超える投資が必要で、回収期間は10年以上かかる；
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跨省調整が困難：特高圧は複数の行政区域を通過するため、地方政府間の協働メカニズムに高い要求が生じる。
これら二つの問題により、UHVは依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な意思決定による市場インフラではない。だが否定できないのは、新エネルギーが急速に拡大し、地域間の構造的ミスマッチが進行する中で、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」の必須条件となっていることだ。
電気はどうやって売られるのか？
発電し、送電した後、最も核心的な問題が来る：電気の販売。誰が買うのか？1キロワット時いくらなのか？
これは発電プロジェクトの収益性を決める核心的な環節である。伝統的な計画経済体制では、この問題は非常に単純だった：発電所が発電 → 国家電網に販売 → 国家電網が一括調整 → 利用者が電気料金を支払う。すべて国家価格に従う。
しかし、このモデルは大規模な新エネルギーの系統連系後ではもはや通用しない。太陽光・風力発電の限界費用はほぼゼロだが、発電出力は変動的で断続的であり、固定価格・剛性的な需給システムには適していない。そのため、「売れるかどうか」が新エネルギー業界の生死を分けるラインになった。
2025年から施行される新規定によると、全国の新設新エネルギー発電プロジェクトは固定価格補助金を全面廃止され、市場化取引に参加しなければならなくなる。具体的には：
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中期・長期契約取引：いわゆる「電気の先行販売」。発電企業と電力使用企業が直接契約を結び、一定期間、価格、電力量を確定する；
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スポット市場取引：リアルタイムの電力需給に応じて、電気料金が15分ごとに変動する可能性がある；
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補助サービス市場：周波数調整、電圧調整、バックアップなど、送電網の安定性を提供するサービス；
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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、グリーン電力証書（GEC）が付与される；
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カーボン市場取引：発電企業が炭素排出削減により追加収益を得ることができる。
現在、北京、広州、杭州、西安などに全国の電力取引センターが設立されており、市場仲介、電力量確認、電気料金精算などを一括管理している。
以下は典型的なスポット市場の例だ：
2024年夏の高温期、広東省の電力スポット市場で極端な変動が発生。深夜の電気料金は0.12元/kWhまで下落した一方、ピーク時は1.21元/kWhに達した。このような仕組みのもと、ストレージを備え柔軟な調整が可能な新エネルギープロジェクトは「安いときに充電、高いときに売電」することで巨額の価格差収益を得られる。
一方、中期・長期契約に依存しながら調整能力を持たないプロジェクトは、1キロワット時あたり0.3～0.4元程度の価格でしか売却できず、一部の電力放棄時間帯ではゼロ価格での接続を余儀なくされる。
このため、ますます多くの新エネルギー企業がストレージ設備に投資し、送電網調整への対応と価格裁定の両方に活用している。
電気料金収入以外にも、新エネルギー企業が得られる収入源はいくつかある：
1. 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）がカーボンディスクロージャーやグリーン調達目的でGECを購入している。エネルギー研究会のデータによると、2024年のGEC取引価格は1MWhあたり80～130元（約0.08～0.13元/kWh）で、従来の電気料金の重要な補完となっている。
2. カーボン市場取引。新エネルギープロジェクトが石炭火力発電を代替し、全国炭素排出取引システムに組み込まれれば、「カーボンアセット」収益を得られる。2024年末時点で、全国の炭素価格は約70元/トンCO₂。1キロワット時のグリーン電力は約0.8～1.2kgのCO₂を削減するため、理論上の収益は約0.05元/kWh。
3. 時間帯別電気料金調整と需要応答インセンティブ。発電企業が高消費電力ユーザーと電力使用調整契約を結び、ピーク時に負荷を減らしたり、送電網に逆送電したりすることで追加補助金を得られる。この仕組みは山東、浙江、広東などで試験的に早く導入されている。
このような仕組みのもと、新エネルギープロジェクトの収益性はもはや「どれだけ発電できるか」ではなく、以下の要素に左右される：
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良い価格で売れるか？
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長期的な買い手がいるか？
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ピークカット・バレー充填ができるか？
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ストレージや他の調整能力を持っているか？
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取引可能なグリーン資産を持っているか？
過去の「指標争奪、補助金頼み」のプロジェクトモデルは終焉を迎え、将来の新エネルギー企業は金融的思考、市場操作能力を持ち、デリバティブのように電力資産を細かく管理しなければならない。
一言で言えば：新エネルギーの「電気販売」は単なる取引関係ではなく、電気を媒介として政策、市場、カーボン権、金融が協働して駆け引きするシステムエンジニアリングである。
なぜ電気が放棄されるのか？
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、「建設しても売れなくなること」である。「電気の放棄（棄電）」はこの段階で最も静かだが致命的な敵なのだ。
「電気の放棄」とは、発電しないという意味ではなく、発電した電気にユーザーがおらず、送電チャネルもなく、調整の余地もないため、ただ無駄にするしかない状態を指す。風力・太陽光発電企業にとって、電気の放棄は収益の直接的損失だけでなく、補助金申請、電力量計算、グリーン証書生成に影響し、さらには銀行評価や資産再評価にも悪影響を与える可能性がある。
国家エネルギー局西北監督局の統計によると、2020年、新疆の風力発電放棄率は一時16.2%に達し、甘粛、青海の太陽光発電プロジェクトでも20%以上の放棄率が見られた。2024年末時点では、これらの数値はそれぞれ2.9%、2.6%まで低下しているが、特定の地域や時間帯では、放棄は依然として避けられない現実である。特に昼間の高日照・低負荷という典型的な状況下では、太陽光発電が大量に調整システムによって「出力制限」され、発電しても無駄になる。
多くの人は「電気の放棄」は「電気が使い切れない」からだと考えるが、本質的にはシステム調整の不均衡の結果である。
まず物理的ボトルネックがある。一部の資源集中地域では変電所容量がすでに飽和しており、送電網接続が最大の制限となっている。プロジェクトは承認されても系統に接続できない。次に調整メカニズムの硬直性がある。中国では現在も石炭火力ユニットの安定性を調整の中心にしており、新エネルギーの出力の不確実性に対して調整部門は習慣的に「接続制限」を行い、システムの変動を避ける。さらに跨省間の消費調整が遅れており、理論上「需要がある」電気でも、行政手続きや省間チャネルの問題で「送れない」ため、最終的に放棄せざるを得ない。市場面では、まだ遅れているルール体系がある。スポット電力市場は初期段階にあり、補助サービスメカニズム、価格信号システムは未整備で、蓄電池調整、需要応答メカニズムも大多数の省で規模を成していない。
政策面でも対応は行われていないわけではない。
2021年以降、国家エネルギー局は「新エネルギー消費能力評価」をプロジェクト承認の事前条件に組み込み、地方政府に「受け入れ可能な指標」を明確にさせている。また「第14次五カ年計画」の複数政策で、発電・送電・需要・蓄電一体化の推進、地元需要センターの建設、スポット市場取引メカニズムの整備、ピークカット・バレー充填のためのストレージ義務付けなどを提唱している。同時に、多くの地方政府が「最低消費比率」責任制を導入し、新エネルギー系統連系プロジェクトの年間平均利用時間数が国家基準線を下回らないよう義務づけ、プロジェクト側に早期から調整手段を検討させるようにしている。これらの措置は方向性は正しいが、実行進捗には明らかな遅れがある――多くの新エネルギー設備が急増する都市では、送電網の改造遅れ、ストレージ設置の遅れ、地域調整権限の不明確さなどが依然普遍的であり、制度推進と市場対応のテンポが合っていない。
もっと重要なのは、「電気の放棄」の背後にあるのは単なる「経済的非効率」ではなく、資源空間と制度構造の衝突である。西北部の電力資源は豊富だが、その開発価値は跨省・跨区の送電網と調整システムに依存している。しかし、中国の現行の行政区画と市場境界は深刻に分断されている。これにより、大量の「技術的には利用可能」な電気が制度上行き場を失い、受動的な冗余となってしまう。
中国の電気を暗号通貨マイニングに使えない理由とは？
大量の「技術的には利用可能だが、制度上行き場のない」電気が放置される一方で、かつて周縁化されていた電力使用シーン――暗号通貨マイニングが、過去数年間、地下化・ゲリラ的形で繰り返し登場し、ある地域では再び「構造的に必要とされる」立場を取り戻しつつある。
これは偶然ではなく、ある種の構造的隙間から自然に生じたものだ。暗号通貨マイニングは高電力消費ながら持続的干渉度が低い即時計算行為であり、その動作ロジックは風力・太陽光の放棄発電プロジェクトと天然的に互換性がある。マイニング施設は安定した調整保証を必要とせず、送電網への接続も不要で、むしろ積極的に調整に協力し、ピークカット・バレー充填に貢献できる。さらに重要なのは、誰も欲しがらない電気を市場外でブロックチェーン資産に変換し、「冗余の収益化」の道を形成できる点だ。
純粋な技術的視点からは、これはエネルギー効率の向上である。しかし政策的視点からは、依然として曖昧な立場にある。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止したが、その核心的配慮は電気そのものではなく、背後にある金融リスクと産業誘導の問題である。前者は暗号資産の流れが不透明で、違法資金調達や海外裁定取引などの監督難題を引き起こしやすいこと。後者は「高エネルギー消費・低生産性」という産業評価であり、現在の節電・脱炭素戦略の主旋律に合致しない。
言い換えれば、マイニングが「合理的負荷」かどうかは、電力冗余を消費できるか否かではなく、政策文脈の中で「許容可能な構造」に組み込まれるかにかかっている。もしそれが不透明で非合规・非管理のまま存在すれば、「グレーゾーン負荷」とされるしかない。しかし、特定の地域・電源・電気料金・ブロックチェーン用途に限定し、合规枠内で特殊なエネルギー出口メカニズムとして設計されれば、政策の一部となる可能性も捨てきれない。
このような再設計には先例がないわけではない。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどが「計算負荷」を電力バランス体系にすでに組み込んでおり、場合によっては「電力とステーブルコインの交換」方式で、マイニング施設がUSDTやUSDCといったデジタル資産を国家にもたらすことで、外貨準備の代替手段としている。これらの国のエネルギー構造において、マイニングは「戦略的可調整負荷」として再定義され、送電網調整と通貨システム再構築の両方を支援している。
中国がこのような急進的手法を真似ることは不可能かもしれないが、局部的・限量的・条件付きでマイニング施設の存在を再開することはできないのか？特に電力放棄の圧力が続き、グリーン電力が短期間で完全に市場化できない段階において、マイニング施設をエネルギー消費の一時的メカニズムとし、ビットコインをブロックチェーン上の資産として封鎖型で配分するというのは、一刀両断の排除よりも現実的であり、国家の長期的デジタル資産戦略にもより適しているかもしれない。
これはマイニングの再評価にとどまらず、「電気の価値の境界」の再定義でもある。
伝統的システムでは、電気の価値は誰が買い、どう買うかに依存する。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力、資産、グローバル市場への参加パスに対応する可能性がある。国家がAI計算インフラの構築、東数西算プロジェクトの推進、デジタル人民元システムの建設を進める中で、政策設計図上に「ブロックチェーン上でのエネルギー収益化メカニズム」のために、技術中立的で合规・管理可能なチャネルを残すべきではないのか？
ビットコインマイニングは、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最初の実践シーンかもしれない――この問題はセンシティブで複雑だが、回避できない。
結論：電力の帰属は現実の選択問題である
中国の電力システムは遅れていない。風力はゴビに広がり、日光は砂丘を照らし、特高圧は千里の荒野を貫き、一キロワット時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と運んでいる。
デジタル時代において、電気はもはや照明や工業の燃料にとどまらず、価値計算のインフラとなり、データ主権の根幹となり、新しい金融秩序が再編される際に最も無視できない変数となっている。電気の「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境界を設定しているかを理解することである。一キロワット時の電気がどこに使われるかは、決して市場が自然に決めるものではなく、背後に無数の意思決定が隠されている。電気は均等ではない。常に「許可された人」「認められたシーン」「受け入れられた物語」へと流れる。
ビットコインマイニング論争の核心は、それが電気を消費するかどうかではなく、我々がそれを「合理的な存在」として認めることにある――国家のエネルギー調整に組み込める使用シーンとして。認められない限り、それは灰色の中を漂い、狭間に潜って動くしかない。だが一度認められれば、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、解釈権があり、監督の範囲がある。
これはある業界の緩和や封鎖の問題ではなく、システムが「非常規負荷」に対してどのような態度を取るかという問題である。
そして我々は今、この分岐点に立ち、この選択が静かに起きようとしているのを見つめている。
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