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中国内地政府在 2021 年叫停挖矿，核心考量并非电力本身，而是其背后的金融风险与产业导向问题。前者关乎加密资产路径的不透明，容易引发非法集资、跨境套利等监管难题；后者则涉及「高能耗低产出」的产业评价，不符合当前节能降碳的战略主旋律。
很多人会以为弃电是因为「用电不够」■■，但本质上它是一种系统调度失衡的结果★■★★◆。
[4] 国家发展改革委能源所，《「沙戈荒」风光基地建设进展》，2024 年 12 月。
每条特高压线路都是一个「国家级项目」，由国家发改委、能源局统一立项，国家电网或南方电网负责投资与建设。这些项目投资动辄数百亿元，动工周期 2—4 年，往往还需要跨省协调、环保评估和落地安征迁配合。
在传统体系中，电的价值取决于谁买、怎么买；而在链上世界，电的价值可能直接对应一段算力、一种资产、一条参与全球市场的路径★■。在国家逐步构建 AI 算力基础设施、推进东数西算工程、建设数字人民币体系的同时，是否也该在政策图纸上，为一种「链上能源变现机制」留出技术中性、合规可控的通道■★■★◆？
3. 峰谷电价调节与需求响应激励。发电企业与高耗能用户签订用电调节协议，在高峰期减少负荷或向电网反送电力，可获得额外补贴■★■■。该机制在山东◆◆★、浙江★★■■、广东等地试点中推进较快。
[9] REDex Insight，《中国统一电力市场路线] 中国电力企业联合会，《2024 年度电力行业报告》附表★◆◆。
没有输电通道■◆■★◆◆，西北地区很容易出现「电多用不了」的弃风弃光局面。2020 年前后◆◆■，甘肃、青海、新疆的弃电率一度超过 20%。特高压建成后◆★◆■★★，这些数字已下降到 3% 以内，这背后正是输电能力提升带来的结构性缓解■★★◆★■。
[1] 中国政府网，《2024 年全国电力工业统计数据》，2025 年 1 月。
在能源领域■◆■，有一个广为流传的「电力悖论」★◆■■：资源在西部★■★，用电在东部；电发出来了，却送不过去。
比特币挖矿或许是中国第一次在「没有中间人」的状态下，把能源转换为数字资产的实践场景——这个问题敏感★★★、复杂、但又无法回避◆★★■。
但这个模型在新能源大规模并网之后★■，已经完全跑不通了★◆■。光伏、风电的边际成本接近于零，但其出力具有波动性和间歇性■◆，不适合纳入固定电价、刚性供需的电力计划系统◆■■■◆★。于是，从「能否卖出去」变成了新能源行业生死线 年起施行的新规，全国所有新增新能源发电项目将全面取消固定电价补贴，必须参与市场化交易★◆■，包括：
然而在看到这绵延千里的电力之路，我却忽然发现自己根本不理解电◆★■★★■：它从哪发出来★■★★？谁能来发电◆★★■■？它如何从大漠传送到千里之外◆★◆★■★，谁来使用，又该如何来定价■■■◆？
「青海—河南」±800kV 直流线 公里，把青海柴达木盆地的光伏基地送电至中原城市群■■■■★；
[11] 国家能源局西北监管局，《西北弃风弃光情况通报》，2024 年 12 月◆★■★◆■。
这不是关于一个行业的松绑或封锁，而是一套系统对「非常规负荷」的态度问题★◆★◆★■。
[12] 能源研究会，《绿色电力证书交易试点观察报告》◆★■，2025 年 1 月■◆★◆。
项目批下来之后，还得向国家电网或南方电网申请接入系统评估◆◆■◆■★。如果当地变电站容量已满，或者没有输电通道◆◆◆■■，那你建出来的项目也没用。特别是在西北等新能源集中的区域■★★■，接入难、调度难是常态◆◆★★★。
这两个问题，决定了 UHV 仍然是「国家工程」，而不是企业自由决策下的市场基础设施。但不可否认的是★★，在新能源迅速膨胀、地区结构错配加剧的背景下，特高压已经不是「可选项」，而是「中国版能源互联网」的必选项。
一句话总结便是■■◆■■：新能源的「卖电」环节已经不是简单的买卖关系，而是一场以电为媒介、与政策、市场、碳权■◆■◆、金融协同博弈的系统工程◆■◆◆。
这意味着，在「能发电」这件事上◆★■★，行政权力■★■★■、能源结构和市场效率三者是同时参与博弈的。
在 2024 年夏季高温时期★★★■★，广东电力现货市场出现极端波动，谷段电价低至 0.12 元 /kWh，峰段最高达到 1.21 元 /kWh■◆■★◆◆。在这种机制下★■◆★◆，新能源项目如果能够灵活调度（如配备储能），可以「低价存电，高价卖电」■◆◆◆★，获取巨额价差收益★★◆★★。
这也是决定一个发电项目是否盈利的核心环节■★★★★◆。在传统的计划经济体系中，这个问题非常简单：电厂发电 → 卖给国家电网 → 国家电网统一调度 → 用户交电费，一切按国家定价。
当然，这是红林律师第一次接触这个完全陌生的话题和行业，必然存在不足和疏漏之处，也请伙伴们多提宝贵意见。
「昌吉—古泉」±1100kV 直流线 公里，创下全球输电距离和电压等级双纪录◆★；
这是中国能源结构的典型问题★◆■■◆：西北有丰富的太阳和风，但人口密度低、工业负荷小；东部经济发达、耗电量大◆◆★◆，但本地可开发的新能源资源非常有限。
千年之前的长城，守的是边疆与领土■■◆★，而今天，这些风机和光伏阵列所守卫的★◆★■◆◆，是一个国家的能源安全◆■■◆★，是下一代工业体系的命脉★◆◆■。阳光和风从未像今天这样，被如此系统地组织起来、嵌入国家战略、成为主权能力的一部分。
相比之下■■，仍依赖中长期合同但缺乏调峰能力的项目，只能以每度 0.3-0.4 元左右的价格出售电力，甚至在部分弃电时段被迫零价上网。
「陕北—武汉」±800kV 直流线：服务陕北能源基地与华中工业腹地◆★，年输电能力超 660 亿千瓦时★★★。
2. 碳市场交易。如果新能源项目用于替代煤电，并被纳入全国碳排放交易系统，则可以获得「碳资产」收益。截至 2024 年底，全国碳市场价格约为 70 元 / 吨 CO₂■★★◆，每度绿电约减排 0.8-1★★◆★.2 千克，理论收益在 0.05 元 /kWh 左右。
第二类◆■■■◆★，是地方国资企业：如三峡新能源、京能电力、陕西投资集团。这类企业往往与地方政府绑定，在地方电力布局中占据重要角色，同时承担一定的「政策性任务」。
从 2021 年起◆■■★，国家能源局已将「新能源消纳能力评估」纳入项目审批前置，要求地方政府明确本地「可承载指标」◆◆◆■★■，且在「十四五」多项政策中提出要推动源网荷储一体化、建设本地负荷中心、完善现货市场交易机制、强制配置储能系统以削峰填谷。同时◆★★◆，多地政府出台「最低消纳比例」责任制◆◆◆■■，明确新能源并网项目年均利用小时数不得低于国家基准线■◆■◆，倒逼项目方提前考虑调节手段■★。这些措施虽方向正确，但执行进度仍存在明显滞后——在很多新能源装机狂飙的城市◆■，电网改造滞后、储能配建迟缓、区域调度权属不清等问题依然普遍，制度推动和市场配合的节奏仍不匹配。
这是我的认知空白，或许也会有伙伴对这些问题同样充满好奇。所以，我打算借这篇文章★◆，做一点系统性的补课，从中国的发电机制、电网结构、电力交易、再到终端准入机制，重新理解一度电◆■◆。
所谓「弃电」★★◆◆，并不是你不发电★■■，而是你发出来的电没有用户■★★■、没有通道★★◆◆◆◆、没有调度余地，于是只能眼睁睁地白白浪费。对一家风电或光伏企业而言，弃电不仅意味着收益直接损失，还可能连带影响补贴申请、电量核算★◆■■◆、绿证生成，甚至影响后续的银行评级和资产重估。
从空间结构上看，2024 年全国能源电力供需总体平衡，但地区结构性过剩依然存在，特别是西北地区部分时段出现「电多用不了」的局面，这也为后文我们讨论「比特币挖矿是否是电力冗余的出口方式」提供了现实背景。
我们先来看看一个宏观事实★★◆★★■：根据国家能源局在 2025 年第一季度公布的数据，2024 年全年中国发电量达到 9■★.4181 万亿千瓦时■■◆★◆，同比增长 4.6%★■◆■★，约占全球发电量的三分之一。这是一个什么概念？整个欧盟加起来的年发电量也不到中国的七成★◆■。这意味着，不仅我们有电，而且我们正处于「电力过剩」和「结构重构」的双重状态。
1. 绿色电力证书（GEC）交易。2024 年江苏、广东、北京等省市已启动 GEC 交易平台■◆◆◆，用户（特别是大型工业企业）出于碳披露、绿色采购等目的购买 GEC。根据能源研究会数据，2024 年 GEC 成交价区间为每 MWh 80-130 元，折合约 0.08-0.13 元 /kWh，是传统电价的一大补充◆★■★■。
那怎么办？答案是◆★■★★：建设特高压输电（UHV），用「电力高速公路」把西部的风光电输送到东部去。
[6] 路透社，《中国 UHV 输电系统评估报告》，2025 年 5 月■◆■。
就算项目批了、线路也有，如果当地负荷不够、跨区通道没打通，你的电也可能「无人可用」★★◆。这就出现了「弃风弃光」问题。国家能源局在 2024 年通报中指出◆■★◆■，个别地市甚至因为集中上项目、远超负荷，而被暂停新增新能源项目接入。
所以★★，「能不能发电」，不仅仅是企业的能力问题，更是政策指标、电网物理结构与市场预期共同决定的结果★■■◆◆。在这种背景下，一部分企业开始转向「分布式光伏」「园区自供电」「工商业储能耦合」等新模式★◆■■，以规避集中式审批和消纳瓶颈。
一句话总结就是：中国现在不缺电，缺的是「能调的电」「能消纳的电」和「能赚钱的电」。
与此同时，传统的煤电并未完全退出，而是逐渐向调峰型■★★、灵活型电源转化◆★■★■。国家能源局数据显示■★★，2024 年全国煤电装机容量同比增长不到 2%◆★，而光伏和风电的增长率分别达到 37% 和 21%。这意味着「以煤为基、以绿为主」的格局正在形成。
换句话说◆★■★，挖矿是不是「合理负荷」★■◆■★，并不取决于它是否消纳了电力冗余，而取决于它是否被纳入了政策语境的「可接受结构」。如果仍以不透明、不合规■★、不可控的方式存在◆★■★，那它就只能被归为「灰色负荷」★■★；但若能够限定区域、限定电源、限定电价◆■、限定链上用途，在合规框架内被设计为一种特殊的能源出口机制◆★■★★，它也未必不能成为政策的一部分。
从行业实务看★★◆◆◆■，这种「政策准入 + 工程门槛 + 调度协商」三层结构，决定了中国发电行业依然属于「结构性准入市场」■★◆★■★，它并不天然排斥民营资本，但它也很难允许纯市场驱动。
在数字时代■■★◆★★，电早已不只是照明与工业的燃料★■★，它正在成为价值计算的基础设施■◆，是数据主权的根系，是新金融秩序重新组织时最不可忽视的变量。理解「电」的流向，某种程度上★★◆★，就是理解制度如何设定资格边界。一度电的落点，从来不是市场自然决定的，它背后藏着无数次决策◆■★。电并不平均★★★■◆◆，它总要流向被允许的人、被认定的场景■★、被接纳的叙事之中◆◆◆★。
根据国家能源局西北监管局的统计★◆■，2020 年新疆的风电弃电率一度高达 16.2%◆■，甘肃、青海等地的光伏项目也出现了 20% 以上的弃电率。虽然在 2024 年底，这一数据已分别降至 2.9% 和 2◆◆■■.6%，但在某些区域和时段，弃电依旧是项目方躲不开的现实——特别是在中午高光照、低负荷的典型场景下，光伏电大量被调度系统「压单」■◆■★★★，等于发了也白发。
更重要的是■◆◆，弃电背后不是简单的「经济低效」■★★，而是一场资源空间和制度结构的冲突◆★★。西北的电力资源丰富◆★★★■■，但其开发价值依赖于跨省、跨区的电网输送和调度体系■■■■，而中国目前的行政区划与市场边界是高度割裂的◆◆★■■◆。这就导致大量「技术上可用」的电力在制度上无处安放，成为一种被动冗余。
第一类■◆◆◆★，是五大发电集团：国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投■★■★■◆。这些企业掌握了全国超过 60% 的集中式火电资源，也在新能源领域积极布局。例如，国家能源集团 2024 年新增风电装机超 1100 万千瓦◆★■■◆，在行业内保持领先。
根据《电力业务许可证管理规定》◆◆，所有想要从事发电业务的单位，都必须取得《电力业务许可证（发电类）》，审批主体通常是国家能源局或者其派出机构，视项目体量、区域和技术类型而定★■，它的申请过程往往涉及多个交叉评估：
在中国，发电不是一个你想干就能干的事情★■，它不属于一个纯市场化的行业，更像是一个有政策入口、有监管天花板的「特许经营」。
截至 2024 年底■★■◆，全国总装机容量达到 35◆■◆■■★.3 亿千瓦，同比增长 14.6%■★★★，其中清洁能源占比进一步提升。光伏新增装机约 1■★.4 亿千瓦，风电新增 7700 万千瓦。从比例来看■■◆■，2024 年中国光伏新增装机量占全球 52%■★★◆★，风电新增装机量占全球 41%，在全球清洁能源版图上，中国几乎是一个「统治性角色」。
由于资源端和消费端的电价结构差异大★◆◆，特高压输电也成为实现区域电价差调节的工具★◆■■◆。中东部可以获得相对低价绿电，西部可以实现能源变现收益。
发电项目需要纳入地方能源发展年度计划，必须获得风光项目指标■■。这个指标的分配★◆，本质上是一种地方资源控制——你没有地方发改委★◆◆、能源局的同意，就不可能合法启动项目。部分地区还采用「竞争性配置」方式■■◆★■，根据土地节约程度、设备效率、储能配置◆◆■■★、资金来源等打分择优。
这并非偶然◆★，而是某种结构缝隙的自然产物。加密货币挖矿作为一种高耗电、低持续干扰度的即时算力行为，其运作逻辑与弃风弃光的发电项目天然兼容。矿场不需要稳定的调度保障，不要求电网并网◆■■◆，甚至可以主动配合调度削峰填谷★★。更重要的是◆◆◆★◆■，它能把没人要的电，在市场之外转化为链上资产，从而形成一种「冗余变现」的通路。
这种增长不再仅仅集中在传统能源强省，而是逐渐向西北部倾斜。甘肃◆★◆★★、新疆◆■、宁夏★◆★★、青海等省份成为「新能源大省」★◆◆◆，正在逐步从「资源输出地」向「能源生产主力」转型。为了支撑这一转型，中国在「沙戈荒」地区部署了国家级新能源基地计划：在沙漠、戈壁◆◆、荒漠区域集中布局超过 4 亿千瓦风电和光伏装机■■◆★★，其中首批约 1.2 亿千瓦已纳入「十四五」专项规划。
「五一」假期◆★■，自驾穿越河西走廊★◆■■■◆，从武威到张掖◆■◆■、酒泉◆■◆★，再到敦煌■■◆■◆◆。开在戈壁公路上，公路两旁时常出现一片片风力发电机，静默伫立在戈壁之上，甚是壮观■★，仿佛一条科幻感十足的长城◆★■。
但即便你是头部新能源企业◆■■，也不意味着发电厂你「想建就建」。这里的卡点通常出现在三个方面：
比特币挖矿争议的核心■★◆◆◆，从来不在于它耗不耗电，而在于我们是否愿意承认它是一种「合理的存在」——一个可以被纳入国家能源调度的使用场景■★★★。只要不被承认，它就只能在灰色中游走、在夹缝中运行◆★◆；但一旦被认定★■■◆◆，它就必须被制度性地安放——有边界，有条件，有解释权■◆★◆，有监管口径。
第三类，是民营及混合所有制企业：典型代表如隆基绿能★★◆■◆、阳光电源◆★■、通威股份★◆■★■◆、天合光能等。这些企业在光伏制造、储能集成、分布式发电等板块展现出强劲竞争力，也在一些省份拿到了「指标优先权」◆■■。
国家层面已明确，特高压不只是技术问题★◆◆■■，更是国家能源安全战略的重要支柱。未来五年，中国还将继续布局「十四五电力发展规划」中的数十条特高压线路，包括内蒙古至京津冀、宁夏至长三角等重点工程，进一步实现「全国一张网」的统一调度目标。
而中国，虽不可能效仿这种激进方式★◆◆，但是否可以局部◆★、限量■◆◆★◆、条件性地恢复矿场存在权？特别是在弃电压力持续■★■■◆◆、绿色电力短期无法完全市场化的阶段，把矿场作为能源消纳的过渡机制、把比特币视作链上资产储备进行封闭式调配，或许比一刀切清退更贴近现实，也更能服务国家长期的数字资产战略★■■◆★。
于是◆★★◆◆■，越来越多新能源企业开始投资配套储能★■■★★，一方面用于电网调度响应◆■■■★，另一方面用于价格套利。
从纯技术角度看，这是对能源效率的一种提升；但从政策角度看，它始终处于一种尴尬位置■◆★★。
截至 2024 年底，中国已投运的特高压线 条，其中交流线 条，直流线 条。这其中的直流输电项目尤为关键■■★■★，因为它可以在极远距离下实现低损耗、大容量的定向输送。例如★■★◆：
首先是物理瓶颈◆◆■★★：在部分资源集中区■★■，变电站容量早已饱和，电网接入成了最大限制■■■，项目批得下来却上不了网★★■■★。其次是调度机制僵化。中国目前仍以火电机组的稳定性作为调度核心■■★◆，新能源出力的不确定性让调度单位习惯性「限制接入」，以避免系统波动。再加上跨省之间的消纳协调迟滞，导致很多电虽然理论上「有人要」，但在行政流程和省际通道上「送不出去」，最终只能弃之不用。而市场层面则是另一套滞后的规则系统：现货电力市场还处于初级阶段，辅助服务机制、价格信号体系都远未完善◆■◆★◆，储能调节、需求响应机制在多数省份尚未形成规模■★。
在 Web3 行业，大家都知道挖矿是一个再基础不过的存在，是这个生态最原始■◆★★、也最坚固的基础设施之一■★◆■。每一轮牛熊切换、每一次链上繁荣背后◆■★◆◆■，都少不了矿机持续运转的声音◆■■★★◆。而我们每次谈起挖矿，谈得最多的就是矿机的性能和电价——挖矿能不能赚钱、电价高不高、哪里能找到低成本的电。
中国的风光资源和人口◆★■■★、工业严重错位。如果不能通过高效输电打通空间差异，所有「西电东送」的口号都是空谈。特高压就是用「输电能力」去置换「资源禀赋」。
这种再设计，并不是没有先例。国际上，哈萨克斯坦、伊朗◆■★、格鲁吉亚等国早已将「算力型负荷」纳入电力平衡体系，甚至以「电力换稳定币」的方式，引导矿场为国家带来 USDT 或 USDC 等数字资产，作为替代外汇储备的来源。在这些国家的能源结构中，挖矿被重新定义为「战略级可调负荷」，既服务电网调节，也服务货币体系重构。
