作者：劉洪林

原來我根本不懂電

「五一」假期，開車穿越河西走廊，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，彷彿一條科幻感十足的長城。

 * 圖表源自網絡

千禧年之前的長城，守的是邊疆與領土，而今天，這些風機和光電陣列所守護的，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，被如此有系統地組織起來、嵌入國家戰略、成為主權能力的一部分。

在Web3 產業，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里的電力之路，我卻忽然發現自己根本不懂電：它從哪裡發出來？誰能來發電？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，或許也會有夥伴對這些問題同樣充滿好奇。所以，我打算藉這篇文章，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、再到終端准入機制，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？

讓我們先來看看一個宏觀事實：根據國家能源局在2025 年第一季公佈的數據，2024 年全年中國發電量達到9.4181 兆千瓦時，年增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，發電的方式也改變了。

截至2024 年底，全國總裝置容量達35.3 億千瓦，年增14.6%，其中清潔能源佔比進一步提升。光電新增裝置約1.4 億千瓦，風電新增7,700 萬千瓦。從比例來看，2024 年中國光電新增裝置量佔全球52%，風電新增裝置量佔全球41%，在全球清潔能源版圖上，中國幾乎是個「統治性角色」。

這種成長不再只是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「新能源省」，正逐步從「資源輸出地」轉型為「能源生產主力」。為了支撐這項轉型，中國在「沙戈荒」地區部署了國家級新能源基地計畫：在沙漠、戈壁、沙漠區域集中佈局超過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」專案規劃。

 * 亞洲第一座，敦煌首航節能100 兆瓦熔鹽塔式光熱發電站（圖源自網路）

同時，傳統的煤電並未完全退出，而是逐漸轉化為調峰型、靈活型電源。國家能源局數據顯示，2024 年全國煤電裝置容量年增不到2%，而光伏和風電的成長率分別達到37% 和21%。這意味著「以煤為基、以綠為主」的格局正在形成。

從太空結構來看，2024 年全國能源電力供需整體平衡，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，發電不是一個你想乾就能乾的事情，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：

• 是否符合國家和地方的能源發展規劃？
• 是否已取得土地使用、環評及水保核准？
• 是否具備電網接取條件及消納空間？
• 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% 的集中式火力發電資源，也在新能源領域積極佈置。例如，國家能源集團2024 年新增風電裝置超1,100 萬千瓦，在業界保持領先。

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，在地方電力佈局中佔據重要角色，同時承擔一定的「政策性任務」。

第三類，是民營及混合所有製企業：典型代表如隆基綠能、陽光電源、通威股份、天合光能等。這些企業在光電製造、儲能整合、分散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，也不代表發電廠你「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，就不可能合法啟動計畫。部分地區亦採「競爭性配置」方式，依土地節約程度、設備效率、儲能配置、資金來源等打分擇優。

2. 電網接入

計畫批下來之後，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，或沒有輸電通道，那你建出來的專案也沒用。特別是在西北等新能源集中的區域，接取難、調度難是常態。

3. 消納能力

就算專案批了、線路也有，如果當地負載不夠、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，而被暫停新增能源項目接入。

所以，「能不能發電」，不只是企業的能力問題，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，部分企業開始轉向「分散式光電」「園區自供電」「工商業儲能耦合」等新模式，以規避集中式審核和消納瓶頸。

從業界實務來看，這種「政策進入+ 工程門檻+ 調度協商」三層結構，決定了中國發電產業仍屬於「結構性進入市場」，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：西北方有豐富的太陽和風，但人口密度低、工業負載小；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其關鍵，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：

• 「青海—河南」±800kV 直流線：長達1587 公里，把青海柴達木盆地的光電基地送電至中原城市群；
• 「昌吉—古泉」±1100kV 直流線：長達3,293 公里，創下全球輸電距離與電壓等級雙紀錄；
• 「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 億度。

每條特高壓線路都是一個「國家級計畫」，由國發改委、能源局統一立項，國家電網或南方電網負責投資與建設。這些計畫投資動輒數百億元，動工週期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。如果無法透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「資源禀賦」。

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。中東部可獲得相對低價綠電，西部可實現能源變現收益。

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，背後正是輸電能力提升所帶來的結構性緩解。

國家層級已明確，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，中國也將繼續佈置「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，回本週期超過10 年；
• 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「中國版能源互聯網」的必選。

電怎麼賣？

發完電、送電，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獲利的核心環節。在傳統的計畫經濟體系中，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，一切都按國家定價。

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零，但出力具有波動性和間歇性，不適合納入固定電價、剛性供需的電力規劃系統。於是，從「能否賣出去」變成了新能源產業生死線。

根據2025 年起施行的新規，全國所有新增新能源發電計畫將全面取消固定電價補貼，必須參與市場化交易，包括：

• 中長期合約交易：類似「預售電」，發電公司與用電企業直接簽約，鎖定一定時間段、價格和電量；
• 現貨市場交易：根據即時電力供需波動，電價可能每15 分鐘變動一次；
• 輔助服務市場：提供調頻、調壓、備用等電網穩定性服務；
• 綠色電力交易：用戶自願購買綠色電力，附綠色電力證書（GEC）；
• 碳市場交易：發電業者可因減少碳排放而獲得額外收益。

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範例：

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，新能源專案如果能夠靈活調度（如配備儲能），可以「低價存電，高價賣電」，獲得巨額價差收益。

相較之下，仍依賴中長期合約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 交易平台，用戶（特別是大型工業企業）出於碳揭露、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 公斤，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。發電公司與高耗能用戶簽訂用電調節協議，在高峰期減少負載或向電網反送電力，可獲得額外補貼。該機制在山東、浙江、廣東等地試驗中推進較快。

在這種機制下，新能源專案的獲利能力不再取決於「我能發多少電」，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」的專案模式已經走到盡頭，未來新能源企業必須具備金融思維、市場操作能力，甚至要像做衍生性商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？

對發電工程而言，最大的風險從來不是電站建得成不成，而是「建成之後就賣不出去」。而「棄電」就是這個環節中最沉默卻最致命的敵人。

所謂「棄電」，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。對一家風電或光電企業而言，棄電不僅意味著收益直接損失，還可能連帶影響補助申請、電量計算、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、青海等地的光電計畫也出現了20% 以上的棄電率。雖然在2024 年底，這項數據已分別降至2.9% 和2.6%，但在某些區域和時段，棄電依舊是專案方躲不開的現實——特別是在中午高光照、低負載的典型場景下，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。

首先是實體瓶頸：在部分資源集中區，變電站容量早已飽和，電網接取成了最大限制，專案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：現貨電力市場仍處於初級階段，輔助服務機制、價格訊號體係都遠未完善，儲能調節、需求響應機制在多數省尚未形成規模。

政策層面其實並非沒有回應。

自2021 年起，國家能源總署已將「新能源消納能力評估」納入計畫審批前置，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、建設本地負載中心、完善現貨市場交易機制、強製配置儲能係統以削峰谷。同時，多地政府推出「最低消納比例」責任制，明確新能源併網計畫年均利用小時數不得低於國家基準線，倒逼計畫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——在許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製度結構的衝突。西北方的電力資源豐富，但其開發價值仰賴跨省、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」的電力在製度上無處安放，成為一種被動冗餘。

中國的電，為什麼不能用在加密貨幣挖礦？

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相容。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。

從純技術角度來看，這是對能源效率的一種提升；但從政策角度來看，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脈絡的「可接受結構」。如果仍以不透明、不合規、不可控的方式存在，那它就只能被歸類為「灰色負載」；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、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 等數位資產，作為替代外匯存底的來源。在這些國家的能源結構中，挖礦被重新定義為「戰略級可調負載」，既服務電網調節，也服務貨幣體系重構。

而中國，雖不可能效法這種激進方式，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位資產戰略。

這不僅是對挖礦的重新評價，更是「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。在國家逐步建構AI 算力基礎建設、推進東數西算工程、建設數位人民幣體系的同時，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，把能源轉換為數位資產的實踐場景——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，特高壓穿越千里荒原，把一度電從邊疆送進東部城市的高樓和資料中心。

在數位時代，電力早已不只是照明與工業的燃料，它正在成為價值運算的基礎設施，是資料主權的根系，也是新金融秩序重新組織時最不可忽視的變數。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。電力並不平均，它總是要流向被允許的人、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，而是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悄發生。

參考資料

[1] 中國政府網，《2024 年全國電力工業統計》，2025 年1 月。

[2] IEA，《Renewables 2024 Global Report》，2025 年1 月。

[3] 國家能源局，《2024 年度能源運作報告》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] 發改委，《再生能源發電專案管理暫行辦法》，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作通報（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 年度電力產業報告》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，《哈薩克挖礦政策調整分析》，2023 年12 月。