著者：劉紅林

電気のことが全然分かりません。

メーデーの連休中、私は河西回廊を武威から張掖、酒泉、そして敦煌までドライブしました。ゴビハイウェイを運転していると、ゴビ砂漠に静かに佇む風力タービンが道路の両側によく目に入ります。 SFの万里の長城のように、とても壮観です。

 * 写真はインターネットから引用

数千年前、万里の長城は国境と領土を守っていましたが、今日では、これらの風力タービンと太陽光発電アレイが国のエネルギー安全保障を守り、次世代の産業システムの生命線となっています。太陽と風が今日のように体系的に組織化され、国家戦略に組み込まれ、主権能力の一部となったことはかつてありませんでした。

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ストラクチャの 1 つであることは誰もが知っています。強気相場と弱気相場の切り替えやオンチェーンの繁栄の裏には、マイニングマシンが稼働し続ける音がある。マイニングについて話すとき、最も話題になるのは、マイニングマシンの性能と電気代です。マイニングで儲かるのか、電気代は高いのか、低コストの電気はどこで見つけられるのか、といったことです。

しかし、何千マイルも伸びるこの電気の道路を見たとき、私は突然、電気について全く理解していないことに気づきました。電気はどこから来るのでしょうか?誰が電気を発電できるのでしょうか？砂漠から何千マイルも離れた場所までどうやって伝送するのか、誰が使用するのか、そして価格はどう設定すべきなのか。

これは私の知識のギャップであり、おそらく私の友人の何人かもこれらの問題について同様に興味を持っているかもしれません。そこで、私は本稿を利用して体系的な補習授業を行い、中国の発電メカニズム、送電網構造、電力取引から端末アクセスメカニズムに至るまで、1キロワット時の電力を再理解したい。

もちろん、洪林弁護士がこの全く馴染みのないテーマや業界に接するのは初めてなので、不足や不足があるのは当然です。同僚の方々にも、より価値ある提案をしていただきたいと思っています。

中国にはどれくらいの電力がありますか？

まずマクロ的な事実を見てみましょう。国家エネルギー局が2025年第一四半期に発表したデータによると、中国の2024年の発電量は9兆4,181億kWhに達し、前年比4.6%増加し、世界の発電量の約3分の1を占めることになります。このコンセプトは何ですか?欧州連合全体の年間総発電量は中国の70%未満です。これは、電気があるだけでなく、「電力余剰」と「構造改革」という二重の状態にあることを意味します。

中国はより多くの電力を生産するだけでなく、電力生産の方法も変えています。

2024年末までに、国内の総設備容量は35億3000万キロワットに達し、前年比14.6％増加し、そのうちクリーンエネルギーの割合はさらに増加する見込みです。新たに設置された太陽光発電容量は約１億４０００万キロワット、新たに設置された風力発電容量は７７００万キロワットだった。割合で見ると、中国の太陽光発電の新規設置容量は2024年に世界全体の52％を占め、風力発電の新規設置容量は世界全体の41％を占めることになる。世界のクリーンエネルギー分野では、中国がほぼ「支配的な役割」を果たしている。

この成長はもはや伝統的なエネルギー資源が豊富な州に集中しておらず、徐々に北西部へと移行しつつある。甘粛省、新疆ウイグル自治区、寧夏回族自治区、青海省などの省は「新エネルギー重点省」となり、徐々に「資源輸出地域」から「主要なエネルギー生産勢力」へと変貌しつつある。この変革を支援するため、中国は「砂漠、ゴビ、荒地」地域に国家の新エネルギー基地計画を展開しており、4億キロワット以上の風力発電と太陽光発電の設備容量が砂漠、ゴビ、荒地に集中される予定で、そのうち最初の約1億2000万キロワットは「第14次5カ年計画」特別計画に組み込まれている。

 * アジア初、敦煌首行省エネ100MW溶融塩塔太陽熱発電所（インターネット写真より）

同時に、伝統的な石炭火力発電は完全に撤退したわけではなく、徐々にピークカットや柔軟な電源へと変化してきました。国家エネルギー局のデータによると、2024年には同国の石炭火力発電設備容量は前年比2%未満の増加にとどまる一方、太陽光発電と風力発電の成長率はそれぞれ37%と21%に達する見込みだ。これは、「石炭ベースとグリーン志向」というパターンが形成されつつあることを意味します。

空間構造の観点から見ると、2024年には全国のエネルギーと電力の需給は概ね均衡するが、地域構造の余剰は依然として存在し、特に北西部地域では一部の期間に「電力が多すぎて使い切れない」状況が続く。これは、後ほどの「ビットコインマイニングは余剰電力を輸出する手段であるかどうか」という議論の現実的な背景も提供します。

一言でまとめると、中国では現在電力不足は起きていない。足りないのは「調整できる電気」「消費できる電気」「儲かる電気」です。

誰が電気を発電できるのでしょうか？

中国では、発電はいつでもできるものではありません。これは純粋に市場志向の産業ではなく、むしろ政策的参入と規制の上限を伴う「フランチャイズ」のようなものです。

電気事業許可管理規則によれば、発電事業に従事しようとするすべての事業体は電気事業許可（発電）を取得する必要があります。承認機関は通常、国家エネルギー局またはその派遣機関です。プロジェクトの規模、地域、テクノロジーの種類に応じて、申請プロセスには複数の相互評価が含まれることがよくあります。

• 国および地方のエネルギー開発計画に準拠していますか?
• 土地利用、環境影響評価、水資源保全の承認は取得されていますか?
• 電力網へのアクセスや電力消費のためのスペースの条件はありますか?
• テクノロジーは準拠しており、資金は確保されており、安全で信頼できるものでしょうか?

つまり、「電気を生み出す」という点においては、行政力、エネルギー構造、市場効率がすべて同時に関わってくるのです。

現在、中国の発電事業体は大きく分けて3つのカテゴリーに分けられます。

最初のカテゴリーは、中国能源集団、華能集団、大唐集団、華電集団、国家電力投資公司の5大発電グループです。これらの企業は、国内の集中火力発電資源の60％以上を管理しており、新エネルギー分野にも積極的に展開しています。例えば、中国能源集団は2024年に1,100万キロワット以上の風力発電容量を追加し、業界トップの地位を維持する予定です。

2番目のカテゴリーは、三峡新エネルギー、北京能源電力、陝西投資集団などの地方国有企業です。こうした企業は多くの場合、地方自治体と結びついており、地方の権力構造において重要な役割を果たし、特定の「政策課題」を遂行しています。

3 番目のカテゴリーは民間および混合所有企業です。代表的な企業としては、Longi Green Energy、Sungrow Power Supply、Tongwei Co., Ltd.、Trina Solar などがあります。これらの企業は、太陽光発電製造、エネルギー貯蔵統合、分散型発電などの分野で高い競争力を発揮し、一部の省で「指標優先」も獲得しています。

しかし、たとえ有力な新エネルギー企業であっても、いつでも発電所を建設できるわけではありません。ここでのカードポイントは通常、次の 3 つの側面で表示されます。

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間計画に含める必要があり、風力および太陽光発電プロジェクトの指標を取得する必要があります。この指標の割り当ては、本質的には地方の資源管理の一形態であり、地方の開発改革委員会と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、「競争的割り当て」アプローチも採用しており、土地保全、設備の効率、エネルギー貯蔵構成、資金源などに基づいて最良のプロジェクトを評価し、選択しています。

2. グリッドアクセス

プロジェクトが承認された後も、アクセス システムの評価を State Grid または China Southern Grid に申請する必要があります。地元の変電所の容量がいっぱいの場合、または送電チャネルがない場合、構築したプロジェクトは役に立たなくなります。特に北西部など新エネルギーが集中している地域では、アクセスやスケジュールの調整が困難になるの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、送電線が設置されていても、地域の負荷が不十分で、地域間チャネルが開通していない場合は、電気が「利用できない」状態になる可能性があります。これは「風力・太陽光発電の放棄」という問題につながります。国家エネルギー局は2024年の報告書で、一部の市や自治体はプロジェクトを集中させ、その能力をはるかに超えたため、新たなエネルギープロジェクトの追加を停止されたと指摘した。

したがって、「電気を発電できるかどうか」は、企業の能力の問題であるだけでなく、政策指標、電力網の物理的構造、市場の期待によって共同で決定される結果でもある。このような状況において、一部の企業は、集中的な承認と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」、「パーク自家発電」、「産業と商業のエネルギー貯蔵の連携」などの新しいモデルに目を向け始めています。

業界の実践の観点から見ると、「政策アクセス＋エンジニアリング閾値＋スケジュール交渉」というこの3層構造は、中国の発電業界が依然として「構造的アクセス市場」に属していることを決定づけている。当然民間資本を排除するわけではないが、純粋な市場主導を認めることも難しい。

電気はどのように輸送されるのでしょうか?

エネルギー分野では、「電力パラドックス」が広く信じられています。つまり、資源は西にあり、電力消費は東にあります。電気は発電されているが、送電できない。

これは中国のエネルギー構造の典型的な問題です。北西部は太陽と風が豊富ですが、人口密度は低く、産業負荷は小さいです。東部は経済が発達しており、電力消費量も高いが、開発できる地元の新エネルギー資源は非常に限られている。

それでどうすればいいでしょうか？答えは、超高電圧（UHV）送電線を建設し、「電力高速道路」を使用して風力と太陽光発電を西から東へ輸送することです。

2024年末までに、中国では18本のACラインと20本のDCラインを含む38本のUHVラインが稼働する予定だ。中でも直流送電プロジェクトは、極めて長距離にわたり低損失で大容量の方向性送電を実現できるため、特に重要です。例えば：

• 青海-河南±800kV直流送電線：全長1,587km、青海省ツァイダム盆地の太陽光発電基地から中原都市群に電力を供給。
• 昌吉-古泉±1100kV直流送電線：全長3,293キロメートル、送電距離と電圧レベルの両方で世界記録を樹立。
• 「陝西省北部-武漢」±800kV直流送電線：陝西省北部のエネルギー基地と中国中部の工業後背地に電力を供給し、年間送電容量は660億kWhを超えます。

各UHV送電線は国家発展改革委員会と国家エネルギー局が承認した「国家級プロジェクト」であり、国家電網または中国南方家電網が投資と建設を担当する。これらのプロジェクトには数千億人民元の投資と2～4年の建設期間が必要です。多くの場合、州をまたいだ調整、環境評価、現地での再定住や移転が必要になります。

では、なぜ超高電圧が必要なのでしょうか?実際のところ、これはリソースの再分配の問題です。

1. 宇宙資源の再配分

中国の太陽光資源は、人口や産業と大きく乖離している。効率的な送電によって空間的な格差を埋めることができなければ、「西から東へ電気を送る」というスローガンはすべて空論になってしまいます。超高電圧とは、「資源賦存量」の代わりに「送電能力」を利用することを意味します。

2. 電力価格均衡メカニズム

資源側と消費者側の電力価格構造に大きな差があるため、UHV送電は地域間の電力価格差を調整するツールにもなっています。中部・東部地域では比較的安価なグリーン電力を得ることができ、西部地域ではエネルギー収益化のメリットを実現できます。

3.新エネルギーの消費を促進する

送電路がなければ、北西部地域は「電気は余っているが使われていない」ため、風力や太陽光発電が放棄される状況に容易に直面するだろう。 2020年頃、甘粛省、青海省、新疆ウイグル自治区の電力放棄率は20％を超えた。 UHV 建設後、これらの数値は 3% 未満に低下しましたが、これは送電容量の増加によってもたらされた構造的緩和によるものです。

UHV は単なる技術的な問題ではなく、国家エネルギー安全保障戦略の重要な柱でもあることが国家レベルで明らかにされています。今後5年間、中国は「第14次5カ年電力発展計画」において、内モンゴルから北京・天津・河北、寧夏から長江デルタなどの重点プロジェクトを含む数十本のUHV送電線を引き続き展開し、「全国に一つのネットワーク」という統一送電目標をさらに達成する。

しかし、UHV は優れているものの、長期的に議論の余地がある点が 2 つあることに注意する必要があります。

• 投資額が高く、回収期間が長い：±800kV DC ラインへの投資額は 200 億人民元を超えることが多く、回収期間は 10 年以上かかります。
• 州をまたぐ調整は困難です。UHV は複数の行政区域にまたがる必要があり、地方自治体間の調整メカニズムに高い要求が課せられます。

これら 2 つの問題により、UHV は企業の自由な意思決定による市場インフラではなく、依然として「国家プロジェクト」であることが決定づけられます。しかし、新エネルギーの急速な拡大と地域構造の不一致の深刻化により、超高電圧はもはや「オプション」ではなく、「中国版エネルギーインターネット」にとって必須のものとなっていることは否定できない。

電気を売るにはどうすればいいですか？

電気を発電して供給した後、次に最も重要な質問は、その電気をどのように販売するかです。誰が買うのでしょうか？ 1キロワット時あたりいくらですか？

これは、発電プロジェクトが収益性があるかどうかを判断する上での中心的な要素でもあります。従来の計画経済システムでは、この問題は非常に単純です。発電所が電気を発電 → 国営電力会社に販売 → 国営電力会社が配電を調整 → ユーザーが電気料金を支払う、そしてすべてが国に応じて価格設定されます。

しかし、新しいエネルギー源が大規模に送電網に接続された後は、このモデルは機能しなくなりました。太陽光発電と風力発電の限界費用はゼロに近いですが、その出力は不安定で断続的であるため、固定の電気料金と硬直的な需給を伴う電力計画システムに組み込むには適していません。そのため、「売れるかどうか」が新エネルギー産業の死活問題となっている。

2025年から施行される新しい規制によると、国内のすべての新しい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金を完全に廃止し、以下を含む市場ベースの取引に参加する必要があります。

• 中長期契約取引：「電力の事前販売」と同様に、発電会社と電力ユーザーが直接契約を結び、一定の期間、価格、量を固定します。
• スポット市場取引: 電力価格は、リアルタイムの電力供給と需要の変動に基づいて 15 分ごとに変更される場合があります。
• 補助サービス市場：周波数調整、電圧調整、バックアップなどのグリッド安定サービスを提供。
• グリーン電力取引：ユーザーが自主的にグリーン電力を購入し、グリーン電力証明書（GEC）が付与されます。
• 炭素市場取引：発電会社は炭素排出量を削減することで追加の利益を得ることができます。

現在、北京、広州、杭州、西安などの電力取引センター会社など、市場マッチング、電力量確認、電力価格決済などの業務を担う電力取引センターが全国に数多く設立されている。

典型的なスポット市場の例を見てみましょう。

2024年夏の高温期に、広東省の電力スポット市場は極端な変動を経験し、谷間の電力価格は最低0.12元/kWh、最高価格は1.21元/kWhに達した。この仕組みにより、新エネルギープロジェクトが柔軟にディスパッチングできれば（エネルギー貯蔵装置を備えるなど）、電気を「安く貯蔵し、高く売る」ことで、莫大な価格差利益を得ることができる。

対照的に、中長期契約に依存しながらもピークカット能力のないプロジェクトでは、1キロワット時あたり0.3～0.4元程度でしか電力を販売できず、特定の電力放棄期間中はゼロ価格で電力網に接続しなければならないことさえある。

その結果、ますます多くの新エネルギー企業が、一方では送電網のディスパッチ対応のため、他方では価格裁定のために、エネルギー貯蔵のサポートに投資し始めています。

電気料金収入に加えて、新エネルギー企業には他にもいくつかの収入源があります。

1. グリーン電力証書（GEC）取引。 2024年には江蘇省、広東省、北京市などの省や市がGEC取引プラットフォームを立ち上げ、ユーザー（特に大規模工業企業）が炭素情報開示やグリーン調達などの目的でGECを購入する。エネルギー研究協会のデータによると、2024年のGEC取引価格帯は1MWhあたり80～130元となり、これは約0.08～0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金に対する大きな補足となる。

2. 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に代わるものとして活用され、国の炭素排出量取引制度に組み込まれれば、「炭素資産」収入が得られる。 2024年末までに、全国の炭素市場価格はCO₂1トンあたり約70元となり、グリーン電力1キロワット時あたり約0.8～1.2キログラムの排出量が削減され、理論上の利益は約0.05元/kWhとなる。

3. ピークバレー電力価格規制と需要反応インセンティブ。発電会社は、エネルギー消費量の多いユーザーと電力調整協定を結び、ピーク時の負荷を軽減したり、電力を送電網に送り返したりすることで、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省、浙江省、広東省などの地域でのパイロットプロジェクトで急速に推進されています。

このメカニズムにより、新エネルギープロジェクトの収益性はもはや「どれだけの電力を発電できるか」ではなく、以下の要素によって決まります。

• 良い価格で購入できますか?
• 長期的な購入者はいますか?
• 山を滑らかにして谷を埋めることはできますか?
• エネルギー貯蔵やその他の調整機能はありますか?
• 取引できるグリーン資産はありますか?

これまでの「指標を掴んで補助金に頼る」事業モデルは終わりを告げた。今後、新エネルギー企業は、金融思考と市場運営能力を備え、デリバティブと同様に電力資産を綿密に管理する必要がある。

一言でまとめると、新エネルギーの「電気を売る」という関係は、もはや単純な売買関係ではなく、電気を媒体として、政策、市場、炭素権、金融と連携した体系的なプロジェクトです。

なぜ権力放棄が起きるのでしょうか?

発電プロジェクトにとって最大のリスクは、発電所を建設できるかどうかではなく、建設後に販売できないかどうかです。そして、「権力の放棄」は、このリンクにおける最も静かで、かつ最も致命的な敵です。

いわゆる「捨て電気」というのは、電気を発電しないということではなく、発電した電気に利用者もチャンネルもなく、スケジューリングの余地もなく、ただ無駄にされているのを見ていることしかできない状態です。風力発電会社や太陽光発電会社にとって、発電所の放棄は直接的な収益の損失を意味するだけでなく、補助金申請、電力会計、グリーン証明書の生成、さらにはその後の銀行格付けや資産再評価にも影響を及ぼす可能性があります。

国家エネルギー局西北監督管理局の統計によると、2020年、新疆ウイグル自治区の風力発電の出力抑制率は16.2％に達し、甘粛省や青海省などの太陽光発電プロジェクトでも出力抑制率は20％を超えた。 2024年末までにこれらの数字はそれぞれ2.9%と2.6%に低下していますが、特定の地域や時間帯、特に日照量が多く負荷が低い正午という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「抑制」され、たとえ発電されても無駄になるため、プロジェクト所有者にとって電力放棄は依然として避けられない現実です。

多くの人は、電力抑制は「電力消費が不足している」ためだと考えていますが、本質的にはシステムスケジューリングの不均衡の結果です。

1 つ目は物理的なボトルネックです。資源が集中している一部の地域では、変電所の容量が長い間飽和状態にあり、送電網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ましたが、グリッドに接続できません。 2 つ目は、厳格なスケジュール メカニズムです。中国は現在も火力発電所の安定性を給電の中核としている。再生可能エネルギーの出力は不確実であるため、システムの変動を避けるために、ディスパッチユニットは習慣的に「アクセスを制限」します。さらに、各省間の消費調整が遅れているため、理論上は「誰かが欲しい」にもかかわらず、行政手続きや省間のルートにより「供給できず」、最終的に廃棄せざるを得ない電気が大量に発生している。市場レベルでは、もう一つの遅れたルール体系がある。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と価格シグナルシステムは完璧には程遠く、エネルギー貯蔵規制と需要反応メカニズムはほとんどの省でまだ形が整っていない。

実際に政策レベルでの対応はあります。

国家エネルギー局は2021年以来、プロジェクトの事前承認に「新たなエネルギー吸収能力評価」を組み込み、地方政府に地域の「収容力指標」の明確化を求め、「第14次5カ年計画」の多くの政策において、電源、送電網、負荷、貯蔵の統合を推進し、地域の負荷センターを構築し、スポット市場の取引メカニズムを改善し、ピークを平滑化し谷を埋めるためのエネルギー貯蔵システムを強制的に配置することを提案した。同時に、多くの地域の政府は「最低消費率」責任制度を導入し、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が国の基準を下回ってはならないことを明確に規定し、プロジェクト関係者に事前に調整措置を検討するよう義務付けている。これらの対策は正しい方向に進んでいるものの、実施の進捗には依然として明らかな遅れが見られます。新エネルギー設備が急増している多くの都市では、送電網の変革の遅れ、エネルギー貯蔵建設の遅れ、地域のディスパッチ権の不明確さなどの問題が依然として多く見られ、制度的推進と市場協力のペースもまだ追いついていない。

さらに重要なのは、権力放棄の理由は単に「経済の非効率性」ではなく、資源空間と制度的構造の間の矛盾であるということです。西北地域は電力資源が豊富だが、その開発価値は省や地域をまたぐ電力網の送電・給電システムに左右される一方、中国の現在の行政区分や市場の境界は非常に細分化されている。その結果、大量の「技術的に利用可能な」電気が制度上行き場を失い、受動的な冗長性の一形態となってしまいます。

なぜ中国の電力は暗号通貨のマイニングに使用できないのか？

「技術的には利用可能だが制度上は活用する場所がない」大量の電力が遊休状態にある一方で、これまで周縁化されていた電力利用シナリオである仮想通貨マイニングが、ここ数年、アンダーグラウンドやゲリラ的な形で出現し続け、一部の地域では「構造的に必要」という本来の地位を取り戻している。

これは偶然ではなく、ある構造上のギャップから生じる自然な結果です。暗号通貨のマイニングは、消費電力が高く、継続的な干渉が少ないリアルタイムのコンピューティング活動であるため、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。鉱山では安定したスケジュールの保証は必要なく、グリッド接続も必要なく、ピーク負荷を減らして谷を埋めるためにスケジュールに積極的に協力することさえ可能です。さらに重要なのは、不要な電力を市場外のオンチェーン資産に変換できるため、「冗長収益化」のチャネルを形成できることです。

純粋に技術的な観点から言えば、これはエネルギー効率の向上です。しかし、政策の観点から見ると、常に厄介な立場に立たされています。

中国本土政府は2021年に鉱業の停止を命じた。主な検討事項は電力そのものではなく、その背後にある財務リスクと産業の方向性であった。前者は暗号資産の流通経路の不透明性に関連しており、違法な資金調達や国境を越えた裁定取引などの規制上の問題に簡単につながる可能性があります。後者は「高エネルギー消費と低出力」という業界の評価を伴うものであり、これは現在の省エネと炭素削減という戦略テーマと矛盾している。

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、それが電力の冗長性を吸収するかどうかではなく、それがポリシーコンテキストの「許容可能な構造」に含まれているかどうかによって決まります。それが依然として不透明で、非準拠かつ制御不能な状態で存在する場合、それは「グレー ロード」として分類されるだけです。しかし、特定の地域、電源、電気料金、オンチェーン使用量に限定し、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できれば、必ずしも政策の一部になり得ないわけではない。

この種の再設計には前例がないわけではない。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国は以前から「コンピューティング電力負荷」を電力バランスシステムに組み込んでおり、「ステーブルコインのための電力」方式を使用して、マイニングファームがUSDTやUSDCなどのデジタル資産を代替外貨準備金源として国内に持ち込むように誘導することさえありました。これらの国のエネルギー構造において、鉱業は「戦略的調整可能負荷」として再定義され、電力網の規制と通貨システムの再構築の両方に貢献しています。

中国がこの急進的なアプローチに従うことは不可能だが、部分的、限定的、条件付きで地雷の存在権を回復することはできるだろうか？特に、電力放棄の圧力が継続し、グリーン電力を短期的に完全に商業化できない段階では、マイニングファームをエネルギー消費の過渡的メカニズムとして活用し、ビットコインをクローズドアロケーション用のオンチェーン資産準備金として扱うことは、画一的な清算よりも現実に近い可能性があり、国の長期的なデジタル資産戦略にもより適している可能性があります。

これはマイニングの再評価であるだけでなく、「電力の価値境界」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。オンチェーンの世界では、電気の価値は、特定のコンピューティング能力、資産、またはグローバル市場に参加するためのパスに直接対応する可能性があります。国がAIコンピューティングインフラを徐々に構築し、東西コンピューティング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につれて、政策の青写真に「オンチェーンエネルギー収益化メカニズム」のための技術中立で、準拠性があり、制御可能なチャネルも確保すべきでしょうか？

ビットコインマイニングは、中国において、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用的なシナリオとなるかもしれない。この問題はデリケートで複雑だが、避けられないものである。

結論：電力の所有は現実的な選択である

中国の電力システムは後進的ではない。風力エネルギーがゴビ砂漠を覆い、太陽の光が砂丘を照らし、超高電圧が何千マイルもの荒野を横断し、国境から東部の都市の高層ビルやデータセンターに1キロワット時の電力を供給しています。

デジタル時代において、電気は照明や産業用の燃料としてのみ使用されるものではありません。それは価値計算の基盤となり、データ主権の根幹となり、新たな金融秩序を再編する上で無視できない最も重要な変数となりつつある。 「電気」の流れを理解することは、ある程度、システムが資格の境界をどのように設定するかを理解することです。 1キロワット時の電力の行き先は、決して市場によって自然に決定されるものではありません。その背後には無数の決断があります。電気は均等に配給されていません。それは常に、許された人々、認識された場面、そして受け入れられた物語へと流れていきます。

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、それを「合理的な存在」、つまり国家のエネルギー計画に組み込むことができる使用シナリオとして認識する意思があるかどうかである。認識されない限り、それはグレーゾーンをさまよい、亀裂の中で活動することしかできない。しかし、一旦それが認識されると、境界、条件、解釈の権利、規制能力を伴って、制度的に位置づけられなければなりません。

これは業界の緩和や封鎖に関するものではなく、「非従来的な負荷」に対するシステムの姿勢に関する問題です。

そして私たちはこの分岐点に立って、静かにこの選択が行われるのを見守っています。

参考文献

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