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中国の発電量は世界一ですが、なぜビットコインを掘るために使えないのか？
出典:弁護士Liu Honglin
実は私は電気を全く理解していなかった
「五一」休暇、自家用車で河西回廊を横断し、武威から張掖、酒泉、そして敦煌へ。戈壁の道路を走ると、道路の両側には風力発電機が時折現れ、戈壁の上に静かに立っていて、非常に壮観です。まるでSF感満載の長城のようです。
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*画像はネットからの出典です
千年前の万里の長城は、国境と領土を守っていたが、今日では、これらの風力発電機と太陽光パネルが守っているのは、国家のエネルギー安全保障であり、次世代の産業体系の命脈である。太陽の光と風は、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の一つであることは誰もが知っています。牛市と熊市の切り替えのたびに、またはチェーン上の繁栄の背後には、マイニングマシンが持続的に稼働している音が欠かせません。そして、私たちがマイニングについて話すとき、最も多く話されるのはマイニングマシンの性能と電気料金です——マイニングが利益を上げられるかどうか、電気料金が高いかどうか、どこで低コストの電気を見つけられるか。
しかし、この千里にわたる電力の道を見ていると、私は突然自分が電気を全く理解していないことに気づいた：それはどこから発生するのか？誰が発電するのか？それはどのようにして大砂漠から千里離れた場所に送られ、誰が使用し、どのように価格を決定するのか？
これは私の認識の空白であり、同じようにこれらの問題に興味を持っている仲間もいるかもしれません。ですので、この記事を借りて、システム的な補習を行い、中国の発電メカニズム、電力網の構造、電力取引、そして最終的なアクセスメカニズムに至るまで、1キロワット時を再理解したいと思います。
もちろん、これは紅林弁護士がこの全く未知のトピックと業界に初めて触れることですので、不足や抜け漏れがあることは必然です。皆さんの貴重な意見をぜひお寄せください。
中国には一体どれだけの電気があるのか？
マクロな事実を見てみましょう：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年の中国の発電量は9.4181兆キロワット時に達し、前年比4.6%の増加となり、世界の発電量の約3分の1を占めます。これはどういう意味でしょうか？EU全体の年間発電量も中国の70%に満たないのです。これは、私たちには電力があるだけでなく、「電力過剰」と「構造再編」の二重の状態にあることを意味します。
中国は発電量が多いだけでなく、発電方法も変わりました。
2024年末までに、中国全体の総発電容量は35.3億キロワットに達し、前年同期比で14.6%増加し、その中でクリーンエネルギーの割合がさらに向上しました。太陽光発電の新規設備容量は約1.4億キロワット、風力発電の新規設備容量は7700万キロワットです。割合で見ると、2024年に中国の太陽光発電の新規設備容量は世界の52%を占め、風力発電の新規設備容量は世界の41%を占めており、世界のクリーンエネルギーの地図上で、中国はほぼ「支配的な役割」を果たしています。
この成長はもはや伝統的なエネルギー強省にのみ集中しているのではなく、徐々に北西部に傾いています。甘粛、新疆、寧夏、青海などの省は「新エネルギー大省」となり、「資源輸出地」から「エネルギー生産の主力」への転換を進めています。この転換を支えるために、中国は「沙戈荒」地域に国家レベルの新エネルギー基地計画を展開しました：砂漠、戈壁、荒漠地域に4億キロワット以上の風力発電と太陽光発電の設備を集中的に配置し、そのうち初回の約1.2億キロワットが「十四五」特別計画に組み込まれています。
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*アジア初の、敦煌首航100メガワット集中塩融解塔式太陽熱発電所（画像はネットからの出典）
一方で、従来の石炭火力発電は完全には退出せず、段階的に調整可能な柔軟な電源へと転換しています。国家エネルギー局のデータによれば、2024年の全国の石炭火力発電の設備容量は前年同期比で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%に達しています。これは「石炭を基盤にし、緑を主とする」構図が形成されつつあることを意味しています。
空間的な構造から見ると、2024年の全国のエネルギーと電力の供給と需要は全体的にバランスが取れていますが、地域的な構造的過剰は依然として存在し、特に北西地域では一部の時間帯に「電力が余っているのに使えない」という状況が発生しています。これは後に私たちが「ビットコインのマイニングは電力の冗長性の出口方法であるか？」を議論するための現実的な背景を提供します。
一言でまとめると、中国は今、電力不足ではなく、「調整可能な電力」「消費可能な電力」「収益を生む電力」が不足している。
誰が電を発信できるのか？
中国では、発電はやりたいからといってできるものではなく、純粋な市場化された業界ではなく、政策の入口があり、規制の上限がある「特許事業」に近い。
『電力業務許可証管理規則』に基づき、発電業務を行うことを希望するすべての単位は、『電力業務許可証（発電類）』を取得しなければならず、審査主体は通常、国家エネルギー局またはその派遣機関であり、プロジェクトの規模、地域、技術タイプに応じて異なる。申請プロセスは、多くの交差評価を含むことが多い。
これは、「発電できる」という点において、行政権力、エネルギー構造、市場効率の三者が同時にゲームに参加していることを意味します。
現在、中国の発電主体は大きく三つのカテゴリに分かれています：
第一類は五大発電グループです：国家エネルギーグループ、華能グループ、大唐グループ、華電グループ、国家電投。これらの企業は全国の60%以上の集中型火力発電資源を掌握しており、新エネルギー分野でも積極的に展開しています。例えば、国家エネルギーグループは2024年に新たに風力発電設備を1100万キロワット以上追加し、業界内でのリーダーシップを維持しています。
第二の種類は地方国有企業です：三峡新能源、京能電力、陝西投資グループなど。この種の企業は地方政府と密接に結びついており、地方の電力配置において重要な役割を果たし、同時に一定の「政策的任務」を担っています。
第三のタイプは、民営および混合所有制企業です：代表的な企業には隆基緑能、陽光電源、通威股份、天合光能などがあります。これらの企業は、太陽光発電の製造、エネルギー貯蔵の統合、分散型発電などの分野で強力な競争力を示し、一部の省では「指標優先権」を取得しています。
しかし、たとえあなたが大手の新エネルギー企業であっても、発電所を「建てたいと思ったら建てられる」というわけではありません。ここでの障害は通常、3つの側面に現れます：
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発展年度計画に組み込む必要があり、風力および太陽光プロジェクトの指標を取得しなければなりません。この指標の配分は、本質的には地方資源の管理の一形態です。地方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不可能です。一部の地域では「競争的配分」の方法を採用し、土地の節約度、設備の効率、蓄エネルギーの配置、資金源などに基づいてスコアを付けて選定しています。
2. グリッドアクセス
プロジェクトが承認された後、国家電網または南方電網に接続システムの評価を申請する必要があります。もし地元の変電所の容量が満杯であったり、送電経路がなければ、あなたが建設したプロジェクトは役に立ちません。特に西北部などの再生可能エネルギーが集中している地域では、接続が難しく、調整が難しいのが常態です。
3. 吸収能力
たとえプロジェクトが承認され、回線も整備されていても、現地の負荷が不十分で、地域間の回路が開通していなければ、あなたの電力は「誰も利用できない」可能性があります。これが「風力発電や太陽光発電の放棄」という問題を引き起こします。国家エネルギー局は2024年の報告書で、一部の地方都市ではプロジェクトを集中して進め、負荷を大幅に超えたため、新しい再生可能エネルギープロジェクトの接続が一時停止されたと指摘しています。
したがって、「発電できるかどうか」は、企業の能力の問題だけでなく、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す。このような背景の中で、一部の企業は「分散型太陽光発電」「パーク自家発電」「商業・工業用ストレージカップリング」といった新しいモデルに移行し、集中型の承認や消費のボトルネックを回避しようとしています。
業界の実務から見ると、この「政策的な参入+工事のハードル+調整の協議」という三層構造は、中国の発電業界が依然として「構造的な参入市場」に属していることを決定づけています。これは民間資本を自然に排除するものではありませんが、純粋に市場に駆動されることを許すのも非常に難しいです。
電気はどうやって運ばれますか？
エネルギー分野には広く知られている「電力の逆説」があります：資源は西部にあり、電力は東部で消費されます；電力は生成されますが、送ることができません。
これは中国のエネルギー構造における典型的な問題です：西北部には豊富な太陽光と風がありますが、人口密度が低く、産業負荷も小さいです；東部は経済が発展しており、電力消費が大きいですが、地域で開発できる再生可能エネルギー資源は非常に限られています。
それではどうすればいいですか？答えは：特高圧送電（UHV）を建設し、「電力高速道路」を使って西部の風力発電と太陽光発電を東部に送ることです。
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2024年末までに、中国で運用されている特高圧ラインは38本に達し、その中には交流ラインが18本、直流ラインが20本あります。これらの中でも直流送電プロジェクトは特に重要で、極めて遠距離での低損失・大容量の定向送電を実現できます。例えば：
*「青海-河南」±800kV直流送電線:長さ1,587キロメートル、青海省カイダム盆地の太陽光発電基地から中央平原の都市集積地に電力を供給するため。
各特高圧ラインは「国家プロジェクト」であり、国家発展改革委員会とエネルギー局によって一元的にプロジェクトが立ち上げられ、国家電網または南方電網が投資と建設を担当します。これらのプロジェクトは数百億元の投資が必要で、工事期間は2〜4年に及ぶことが多く、しばしば省を跨いだ調整、環境評価、土地取得と移転協力が必要です。
では、なぜ超高圧を推進するのでしょうか？実際、その背後には資源の再配分の問題があります。
1. スペースリソースの再配分
中国の風光資源と人口、産業が深刻にミスマッチしています。もし効率的な送電によって空間の差異を解消できなければ、すべての「西電東送」というスローガンは空論に過ぎません。特高圧は「送電能力」を使って「資源の恵み」を置き換えることです。
2. 電力料金均衡メカニズム
資源側と消費側の電気料金構造の違いが大きいため、超高圧送電は地域の電気料金差の調整手段にもなっています。中東部は比較的低価格のグリーン電力を得られ、西部はエネルギーの収益化が可能になります。
3. 新エネルギーの消費促進
送電経路がないため、西北地域では「電気が多くても使えない」という風力・太陽光発電の廃棄状況が容易に発生します。2020年前後、甘粛、青海、新疆の廃電率は一時20％を超えました。特高圧が完成した後、これらの数字は3％以下に減少しましたが、これは送電能力の向上による構造的な緩和が背景にあります。
国家レベルで明確にされているように、特高圧は単なる技術的問題ではなく、国家のエネルギー安全戦略の重要な柱です。今後5年間、中国は引き続き「14五電力発展計画」における数十条の特高圧路線を配置する予定であり、内モンゴルから京津冀、寧夏から長江デルタなどの重点プロジェクトを含み、「全国一つのネットワーク」の統一した運用目標をさらに実現します。
ただし、特高圧は優れているものの、2つの長期的な論争点があります：
*高い投資と遅い回復:±800kV DCラインの投資はしばしば200億元を超え、回収期間は10年以上です。
この二つの問題は、UHVが依然として「国家プロジェクト」であり、企業の自由な意思決定に基づく市場インフラではないことを決定づけています。しかし、新エネルギーの急速な拡大と地域構造のミスマッチが深刻化する中で、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」の必須選択肢となっています。
電気はどのように売られていますか？
電を送った後、次に最も重要な問題は何か：どうやって電を売るのか？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が利益を上げるかどうかの核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：発電所が発電する → 国家電網に販売する → 国家電網が統一的に調整する → ユーザーが電気料金を支払う、すべて国家が定めた価格に従います。
しかし、このモデルは再生可能エネルギーが大規模に電力網に接続された後、完全に機能しなくなりました。太陽光発電や風力発電の限界コストはゼロに近いですが、出力には変動性と間欠性があり、固定価格や硬直した需給の電力計画システムには適していません。したがって、「販売できるかどうか」ということが再生可能エネルギー業界の生死線に変わりました。
2025年から施行される新しい規則に基づき、全国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、固定価格補助金が全面的に廃止され、市場取引に参加する必要があります。
現在、全国で複数の電力取引センターが設立されており、北京、広州、杭州、西安などの電力取引センター有限公司が市場のマッチング、電力量の確認、電気料金の決済などを統一して担当しています。
典型的な現物市場の例を見てみましょう：
2024年の夏季の高温時期に、広東省の電力現物市場で極端な変動が発生し、谷段の電気料金は0.12元/kWhにまで低下し、ピーク時は最高で1.21元/kWhに達しました。このメカニズムの下で、再生可能エネルギーのプロジェクトは柔軟な調整が可能であれば（例えば、エネルギー貯蔵を備えている場合）、"安く電力を蓄え、高く電力を売る"ことで、巨額の価格差利益を得ることができます。
対照的に、中長期契約に依存しているがピークシフト能力が不足しているプロジェクトは、1kWhあたり0.3-0.4元程度の価格で電力を販売するしかなく、一部の電力放棄時間帯ではゼロプライスで接続せざるを得ない。
そのため、ますます多くの新エネルギー企業が蓄電池に投資し始め、一方では電力網の調整応答に、もう一方では価格のアービトラージに使用されています。
電力料金収入の他に、新エネルギー企業にはいくつかの収入源が考えられます：
グリーン電力証明書（GEC）取引。2024年には、江蘇省、広東省、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（特に大規模な工業企業）はカーボン開示やグリーン調達などの目的でGECを購入します。エネルギー研究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元で、約0.08-0.13元/kWhに相当し、従来の電気料金の大きな補完となります。
カーボン市場取引。もし新エネルギー事業が石炭火力発電の代替として使用され、全国の炭素排出取引システムに組み込まれた場合、「カーボンアセット」の収益を得ることができます。2024年末までに全国のカーボン市場価格は約70元/トンCO₂で、1kWhのグリーンエネルギーは約0.8-1.2キログラムの排出削減が見込まれ、理論上の収益は約0.05元/kWhとなります。
ピークと谷の電力料金調整と需要応答インセンティブ。発電企業は高エネルギー消費者と電力調整契約を締結し、ピーク時に負荷を減少させたり、電力を電力網に逆送することで、追加の補助金を得ることができます。このメカニズムは、山東、浙江、広東などの地域での試行が比較的早く進んでいます。
このメカニズムの下では、新エネルギープロジェクトの収益性は「私はどれだけ電気を生産できるか」ではなく、次のようになります：
過去の「指標を奪い、補助金に依存する」プロジェクトモデルは終わりを迎えた。今後は新エネルギー企業が金融思考や市場操作能力を備え、さらにはデリバティブのように電力資産を精緻に管理する必要がある。
一句話でまとめると、再生可能エネルギーの「電力販売」段階は単なる売買関係ではなく、電力を媒介とし、政策、市場、炭素権、金融が協調して競い合うシステムエンジニアリングの場となっています。
なぜ電力が放棄されるのか？
発電プロジェクトにおいて、最大のリスクは電力所が建設できるかどうかではなく、「建設後に売れない」ことです。そして「廃電」は、このプロセスの中で最も静かでありながら最も致命的な敵です。
いわゆる「廃電」とは、発電をしないということではなく、発電した電力にユーザーがいない、通路がない、調整の余地がないために、ただ無駄に浪費されることを指します。風力発電や太陽光発電の企業にとって、廃電は直接的な収益損失を意味するだけでなく、補助金申請、電力量の計算、グリーン証書の生成にも影響を及ぼす可能性があり、さらにはその後の銀行評価や資産の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局の統計によると、2020年の新疆の風力発電の放棄率は一時16.2%に達し、甘粛や青海などの地域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ました。2024年末には、このデータはそれぞれ2.9%と2.6%に低下しましたが、特定の地域や時間帯では、放棄電力はプロジェクト関係者が避けられない現実であり続けています。特に正午の高照度で低負荷の典型的なシーンでは、太陽光発電が大量に調整システムによって「押し出され」、発電しても無駄になるのです。
多くの人は、電力の放棄は「電力が足りない」ためだと考えがちですが、本質的にはシステムの調整の不均衡の結果です。
まず物理的なボトルネックがあります。一部の資源集中地域では、変電所の容量がすでに飽和しており、電力網への接続が最大の制約となっています。プロジェクトは承認されても、ネットワークに接続できないことがあります。次に、調整メカニズムが硬直しています。中国は現在、火力発電ユニットの安定性を調整の中心としており、新エネルギーの出力の不確実性から、調整単位は習慣的に「接続を制限」しています。これはシステムの変動を避けるためです。さらに、州間の消費調整が遅れているため、理論的には「需要がある」電力が、行政手続きや州間通路の問題で「送信できず」、最終的には無駄になってしまいます。一方、市場の面では、別の遅れたルールシステムがあります。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や価格信号体系は未だに整っておらず、蓄電調整や需要応答メカニズムはほとんどの州でまだ規模を形成していません。
政策の面では実際に反応がないわけではありません。
2021年から、国家エネルギー局は「再生可能エネルギー受容能力評価」をプロジェクト承認の前提に組み入れ、地方政府に対して地域の「受け入れ指標」を明確にするよう要求しています。また、「第14次五カ年計画」の多くの政策の中で、発電、送電、負荷、貯蔵の統合推進、地域負荷センターの構築、現物市場取引メカニズムの改善、ピークシフトと谷埋めのための蓄電システムの強制的な配置が提案されています。同時に、多くの地方政府は「最低受け入れ比率」責任制を導入し、再生可能エネルギーの接続プロジェクトの年間平均利用時間が国家基準ラインを下回ってはならないことを明確にし、プロジェクト側に調整手段を事前に考慮させる圧力をかけています。これらの措置は正しい方向性を持っていますが、実行の進捗には明らかな遅れが見られます。多くの再生可能エネルギーの設備が急増している都市では、電力網の改造が遅れ、蓄電の配分も遅滞しており、地域的な調整権限の不明確さなどの問題が依然として一般的です。制度の推進と市場との連携のリズムがまだ一致していません。
重要なのは、電力の放棄の背後には単なる「経済的非効率」があるのではなく、資源空間と制度構造の衝突があるということです。西北部は電力資源が豊富ですが、その開発価値は省を超えた、地域を超えた電力網の輸送と調整システムに依存しています。しかし、中国の現在の行政区画と市場の境界は高度に分断されています。これにより、多くの「技術的に利用可能な」電力が制度的に置き場所を持たず、受動的な冗長性となっています。
中国の電気は、なぜ暗号通貨のマイニングに使用できないのか？
大量の「技術的に利用可能で、制度的に行き場のない」電力が無駄にされている中、元々は周縁化されていた電力の使用シーン——暗号通貨のマイニングが、過去数年間にわたり地下化やゲリラ的な形で現れ、特定の地域では「構造的に必要とされる」現実的な位置を再獲得している。
これは偶然ではなく、ある構造的隙間の自然な産物です。暗号通貨のマイニングは、高エネルギー消費で持続的干渉度が低い即時計算力の行為として、その運用論理は風力発電や太陽光発電の廃棄プロジェクトと天然に相容れます。マイニングファームは安定した調整保障を必要とせず、電力網への接続を要求せず、さらにはピークシフトに積極的に協力することさえできます。さらに重要なのは、誰も欲しがらない電力を市場の外でチェーン上の資産に変換することで、「冗長な現金化」のルートを形成できることです。
純粋な技術的観点から見ると、これはエネルギー効率の向上を意味しますが、政策的観点から見ると、常に微妙な立場にあります。
中国本土政府は2021年にマイニングを停止しましたが、その核心的な考慮事項は電力そのものではなく、その背後にある金融リスクと産業の方向性の問題です。前者は暗号資産の経路の不透明性に関わり、違法な資金調達や越境アービトラージなどの規制の難題を引き起こしやすいです。後者は「高エネルギー消費低生産」の産業評価に関わり、現在の省エネルギーと炭素削減の戦略的主旋律には合致していません。
言い換えれば、マイニングが「合理的な負荷」と見なされるかどうかは、電力の余剰を消費するかどうかではなく、政策の文脈における「受け入れ可能な構造」に組み込まれているかどうかによって決まります。もし不透明で非準拠、制御不能な方法で存在しているならば、それは「グレーな負荷」として分類されるしかありません。しかし、地域、電源、電価、ブロックチェーン上の用途を限定し、準拠フレームワーク内で特別なエネルギー輸出メカニズムとして設計されれば、それは政策の一部になり得るのです。
この再設計には先例がある。国際的には、カザフスタン、イラン、ジョージアなどの国々はすでに「算力型負荷」を電力バランス体系に組み込み、さらには「電力と安定コインの交換」という形で、鉱山が国にUSDTやUSDCなどのデジタル資産をもたらすことを促進し、外貨準備の代替源とすることを目指している。これらの国々のエネルギー構造において、マイニングは「戦略的調整可能負荷」として再定義され、電力網の調整に役立つだけでなく、通貨システムの再構築にも貢献している。
中国はこの過激な方法を模倣することは不可能ですが、部分的、限量、条件付きで鉱山の存在権を回復することはできるのでしょうか？特に、捨てられた電力の圧力が続き、短期間でグリーン電力が完全に市場化できない段階では、鉱山をエネルギー消費の移行メカニズムとして扱い、ビットコインをチェーン上の資産備蓄として閉鎖的に配分することは、一律の排除よりも現実に近く、国家の長期的なデジタル資産戦略にもより貢献できるかもしれません。
これは、マイニングの再評価だけでなく、「電力の価値の境界」の再定義でもあります。
従来のシステムでは、電力の価値は誰が購入するか、どのように購入するかによって決まります。一方、ブロックチェーンの世界では、電力の価値は直接的に計算能力の一部、資産の一種、または世界市場に参加するためのパスに対応する可能性があります。国家がAI計算力インフラを段階的に構築し、東数西算プロジェクトを進め、デジタル人民元システムを構築する中で、政策の設計図上に「ブロックチェーン上のエネルギー変現メカニズム」のために技術中立でコンプライアンスに適した通路を確保すべきではないでしょうか？
ビットコインのマイニングは、中国が「仲介者なし」の状態でエネルギーをデジタル資産に変換する初めての実践的なシナリオかもしれません。この問題は敏感で複雑ですが、回避することはできません。
結論:電力の所有権は現実的な多肢選択問題
中国の電力システムは遅れていません。風力が戈壁を覆い、太陽光が砂丘に降り注ぎ、特高圧が千里の荒野を横断し、一度の電力を辺境から東部の都市の高層ビルやデータセンターに送っています。
デジタル時代において、電力はもはや照明や産業の燃料だけではありません。それは価値計算の基盤インフラとなり、データ主権の根源となり、新しい金融秩序の再編成において最も無視できない変数となっています。「電」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の境界を設定しているかを理解することです。一度の電力の落ち着く場所は、市場が自然に決定するものではなく、その背後には無数の決定が隠されています。電力は均等ではなく、常に許可された人々、認識されたシーン、受け入れられた物語の中へ流れ込むのです。
ビットコインのマイニングに関する議論の核心は、電力を消費するかどうかではなく、それが「合理的な存在」であることを認めるかどうかにある——国家のエネルギー調整に組み込むことができる使用シーンです。認められない限り、それはグレーゾーンでさまよい、隙間で機能するしかありません。しかし、一旦認定されれば、それは制度的に位置付けられなければなりません——境界があり、条件があり、説明権があり、監視の基準があります。
これは業界の規制緩和や封鎖に関するものではなく、システムが「非常規負荷」に対してどのように対応するかの問題です。
私たちは、分岐点に立ち、この選択が静かに行われているのを見つめています。
リソース
[1] 中国政府のウェブサイト、2024年国家電力産業統計、2025年1月。
[2] IEA、Renewables 2024 Global Report、2025 年 1 月。
[3] 国家エネルギー局、『2024年度エネルギー運用報告書』附録。
[4]エネルギー研究所、国家発展改革委員会、「「「釈江」景観基地の建設の進捗状況」、2024年12月。
[5]国家発展改革委員会、再生可能エネルギー発電プロジェクトの管理に関する暫定措置、2023年。
[6] ロイター、中国UHV伝送システム評価レポート、2025年5月。
[7] Infolink Group、「中国における新エネルギーの固定価格補助金の撤廃に関する分析」、2025年3月。
[8] National Electric Power Dispatching Center、中国北部の電力スポット市場の運営に関する通達(2024年)。
[9] REDex Insight、中国の統一電力市場へのロードマップ、2024年12月。
[10]中国電力評議会、電力業界に関する2024年年次報告書の付録。
[11] National Energy Administration、Northwest Wind and Solar Curtailment Circular、2024年12月。
[12]エネルギー研究会, 「グリーン電力証書取引パイロット観測報告書」, 2025年1月.
[13] CoinDesk、「カザフスタンのマイニング政策調整分析」、2023年12月。