A produção de eletricidade da China é a primeira do mundo. Por que não pode ser usada para minerar Bitcoin?

Fonte: Advogado Liu Honglin

Na verdade, eu não entendia eletricidade

“Feriado de Primeiro de Maio”, uma viagem de carro através do Corredor Hexi, de Wuwei a Zhangye, Jiayuan, e depois a Dunhuang. Ao dirigir pela estrada do deserto, frequentemente aparecem ao longo da estrada campos de turbinas eólicas, que se erguem silenciosamente sobre o deserto, muito impressionantes, como se fossem uma longa muralha cheia de sensações de ficção científica.

*Imagem originada da internet

A Grande Muralha, há mil anos, protegia as fronteiras e o território, enquanto hoje, estes aerogeradores e painéis solares defendem a segurança energética de um país, que é a artéria do sistema industrial da próxima geração. O sol e o vento nunca foram tão sistematicamente organizados, integrados na estratégia nacional, tornando-se parte da capacidade soberana.

No setor Web3, todos sabem que a mineração é uma presença básica, sendo uma das infraestruturas mais originais e sólidas desse ecossistema. A cada ciclo de alta e baixa do mercado, a cada prosperidade na blockchain, não pode faltar o som constante das máquinas de mineração em operação. E sempre que falamos sobre mineração, o que mais discutimos são o desempenho das máquinas de mineração e o preço da eletricidade — se a mineração pode ser lucrativa, se o preço da eletricidade é alto, onde encontrar eletricidade de baixo custo.

No entanto, ao ver este caminho de eletricidade que se estende por milhas, de repente percebi que não entendia nada sobre eletricidade: de onde vem? Quem pode gerar eletricidade? Como é que ela é transportada do deserto para milhas além, quem a utiliza e como deve ser precificada?

Esta é a minha lacuna de conhecimento, e talvez outros parceiros também estejam igualmente curiosos sobre essas questões. Portanto, eu pretendo usar este artigo para fazer um pequeno reforço sistemático, desde o mecanismo de geração de eletricidade na China, a estrutura da rede elétrica, o comércio de eletricidade, até o mecanismo de acesso ao consumidor final, para reentender um kilowatt-hora.

Claro, esta é a primeira vez que o advogado Honglin aborda este tema e setor totalmente desconhecidos, por isso é natural que haja deficiências e lacunas. Peço também aos parceiros que deem opiniões valiosas.

Quanto eletricidade tem a China?

Vamos primeiro olhar para um fato macro: de acordo com os dados publicados pela Administração Nacional de Energia no primeiro trimestre de 2025, a produção de eletricidade da China em 2024 atingirá 94.181 trilhões de quilowatts-hora, um aumento de 4,6% em relação ao ano anterior, representando cerca de um terço da produção global de eletricidade. O que isso significa? A produção anual de eletricidade de toda a União Europeia não chega a 70% da de China. Isso significa que não só temos eletricidade, como também estamos em um estado de “excesso de eletricidade” e “reestruturação”.

A China não só gera muita eletricidade, mas também mudou a forma como a gera.

Até o final de 2024, a capacidade total instalada no país atingirá 3,53 bilhões de quilowatts, um aumento de 14,6% em relação ao ano anterior, sendo que a proporção de energias limpas continua a aumentar. A nova capacidade instalada de energia fotovoltaica é de aproximadamente 140 milhões de quilowatts, e a nova capacidade instalada de energia eólica é de 77 milhões de quilowatts. Em termos de proporção, em 2024, a nova capacidade instalada de energia fotovoltaica na China representará 52% do total global, enquanto a nova capacidade instalada de energia eólica representará 41%, fazendo com que a China desempenhe quase um “papel dominante” no mapa global de energias limpas.

Esse crescimento não está mais concentrado apenas nas províncias ricas em energia tradicional, mas está gradualmente se inclinando para o noroeste. Províncias como Gansu, Xinjiang, Ningxia e Qinghai estão se tornando “grandes províncias de energia nova” e estão fazendo a transição de “produtores de recursos” para “principais produtores de energia”. Para apoiar essa transição, a China implementou um plano nacional de bases de energia nova nas áreas de “desertos e terras áridas”: concentrando-se na instalação de mais de 400 milhões de quilowatts de energia eólica e solar nas regiões desérticas, das quais cerca de 120 milhões de quilowatts já estão incluídos no plano especial do “14º plano quinquenal”.

*A primeira torre de energia solar de sal fundido de 100 megawatts da Ásia, a Dunhuang, em operação (imagem fonte da internet)

Ao mesmo tempo, a eletricidade a carvão tradicional não saiu completamente de cena, mas está gradualmente se transformando em uma fonte de energia flexível e de pico. Dados da Administração Nacional de Energia mostram que, em 2024, a capacidade instalada de eletricidade a carvão no país cresceu menos de 2% em relação ao ano anterior, enquanto as taxas de crescimento da energia solar e eólica atingiram 37% e 21%, respectivamente. Isso significa que uma estrutura “baseada no carvão e predominantemente verde” está se formando.

Do ponto de vista da estrutura espacial, o equilíbrio geral entre a oferta e a demanda de energia elétrica no país em 2024 será alcançado, mas ainda existem excessos estruturais regionais, especialmente em algumas períodos da região noroeste, onde haverá situações de “excesso de eletricidade não utilizada”. Isso também fornece um contexto real para a nossa discussão posterior sobre “se a mineração de Bitcoin é uma forma de exportação de excesso de eletricidade”.

Em resumo: a China atualmente não tem falta de eletricidade, mas sim de “eletricidade regulável”, “eletricidade que pode ser absorvida” e “eletricidade que pode gerar lucro”.

Quem pode enviar eletricidade?

Na China, gerar eletricidade não é algo que você pode fazer a qualquer momento; não pertence a uma indústria puramente mercadológica, mas sim a um “franquia” com entrada política e teto regulatório.

De acordo com o “Regulamento de Gestão de Licenças de Operação Elétrica”, todas as entidades que desejam realizar atividades de geração de energia devem obter a “Licença de Operação Elétrica (Geração)”. O órgão responsável pela aprovação é geralmente a Agência Nacional de Energia, ou suas entidades delegadas, dependendo da dimensão do projeto, da região e do tipo de tecnologia. O processo de solicitação frequentemente envolve múltiplas avaliações cruzadas:

• Está em conformidade com os planos de desenvolvimento energético nacionais e locais?
• Já foram obtidas as aprovações de uso do solo, avaliação de impacto ambiental e proteção hídrica?
• Existem condições de acesso à rede elétrica e espaço para absorção?
• É tecnicamente conforme, com fundos disponíveis e seguro e confiável?

Isto significa que, no que diz respeito à “geração de energia”, o poder administrativo, a estrutura energética e a eficiência do mercado estão a participar simultaneamente no jogo.

Atualmente, os principais agentes de geração de eletricidade na China podem ser divididos em três categorias:

A primeira categoria é composta pelos cinco grandes grupos de geração de energia: Grupo de Energia Nacional, Grupo Huaneng, Grupo Datang, Grupo Huadian e Grupo de Investimento Elétrico Nacional. Essas empresas controlam mais de 60% dos recursos de geração de energia a carvão centralizados no país e também estão ativamente se posicionando no setor de energia renovável. Por exemplo, o Grupo de Energia Nacional adicionará mais de 11 milhões de quilowatts de capacidade instalada de energia eólica em 2024, mantendo-se na liderança do setor.

A segunda categoria é a das empresas estatais locais: como a Three Gorges New Energy, Jingneng Power e o Shaanxi Investment Group. Este tipo de empresas está frequentemente vinculado ao governo local, ocupando um papel importante na disposição elétrica local, ao mesmo tempo que assume certas “tarefas de política”.

A terceira categoria é composta por empresas de capital privado e de propriedade mista: representantes típicos incluem Longi Green Energy, Sungrow, Tongwei Co., e Trina Solar. Estas empresas demonstram uma forte competitividade nos setores de fabricação de fotovoltaicos, integração de armazenamento e geração distribuída, e também obtiveram “prioridade de indicadores” em algumas províncias.

Mas mesmo que você seja uma empresa líder em energias renováveis, isso não significa que você pode “construir uma usina quando quiser”. Os obstáculos aqui geralmente aparecem em três aspectos:

1. Indicadores do projeto

Os projetos de geração de energia precisam ser incluídos no plano anual de desenvolvimento energético local e devem obter indicadores para projetos de energia eólica e solar. A alocação desses indicadores é essencialmente um controle de recursos locais — sem a aprovação da Comissão de Desenvolvimento e Reforma local e da Agência de Energia, não é possível iniciar o projeto legalmente. Algumas regiões também adotam um método de “alocação competitiva”, pontuando com base na eficiência do uso da terra, eficiência dos equipamentos, configuração de armazenamento de energia, fontes de financiamento, entre outros.

2. Acesso à rede elétrica

Após a aprovação do projeto, é necessário solicitar uma avaliação do sistema à Companhia Nacional de Rede Elétrica ou à Companhia de Rede Elétrica do Sul. Se a capacidade da subestação local estiver cheia ou se não houver canal de transmissão, o projeto que você construir não terá utilidade. Especialmente em regiões como o noroeste, onde há uma concentração de novas energias, a dificuldade de conexão e a dificuldade de despacho são comuns.

3. Capacidade de absorção

Mesmo que o projeto seja aprovado e a linha esteja disponível, se a carga local não for suficiente e o canal inter-regional não estiver aberto, a sua eletricidade pode também “não ter uso disponível”. Isso resulta no problema da “energia eólica e solar não aproveitada”. A Administração Nacional de Energia, no relatório de 2024, apontou que algumas cidades e municípios foram até mesmo suspensos de aceitar novos projetos de energia renovável devido à concentração de projetos e à supercarga.

Assim, “se é possível gerar eletricidade” não é apenas uma questão de capacidade das empresas, mas também é o resultado de indicadores políticos, da estrutura física da rede elétrica e das expectativas do mercado. Nesse contexto, algumas empresas começaram a adotar novos modelos, como “fotovoltaico distribuído”, “autossuficiência em parques” e “acoplamento de armazenamento comercial e industrial”, para evitar os gargalos de aprovação centralizada e de absorção.

Do ponto de vista da prática industrial, esta estrutura de três camadas de “acesso político + barreira de engenharia + negociação de agendamento” determina que a indústria de geração de energia da China ainda pertence ao “mercado de acesso estrutural”. Isso não exclui naturalmente o capital privado, mas também é muito difícil permitir que seja puramente impulsionado pelo mercado.

Como é transportada a eletricidade?

No setor de energia, há um famoso “paradoxo da eletricidade”: os recursos estão no oeste, o consumo de eletricidade está no leste; a eletricidade é gerada, mas não consegue ser transportada.

Este é um problema típico da estrutura energética da China: o noroeste tem abundância de sol e vento, mas a densidade populacional é baixa e a carga industrial é pequena; o leste é economicamente desenvolvido e consome muita eletricidade, mas os recursos de energia nova que podem ser desenvolvidos localmente são muito limitados.

E agora, o que fazer? A resposta é: construir linhas de transmissão de ultra-alta tensão (UHV) para transportar a energia eólica e solar do oeste para o leste através de “autoestradas elétricas”.

Até o final de 2024, a China terá 38 linhas de ultra-alta tensão em operação, das quais 18 são linhas de corrente alternada e 20 são linhas de corrente contínua. Dentre esses, os projetos de transmissão de corrente contínua são particularmente críticos, pois permitem a entrega direcionada de alta capacidade e baixa perda a longas distâncias. Por exemplo:

• “Qinghai-Henan” ±800kV linha de corrente contínua: com 1587 quilômetros de extensão, transporta energia da base fotovoltaica do deserto de Qaidam em Qinghai para o grupo de cidades do centro da China;
• “Changji–Guquan” ±1100kV linha de corrente contínua: com um comprimento de 3293 quilómetros, estabeleceu um recorde mundial tanto em distância de transmissão quanto em nível de tensão;
• “Shaanxi Norte - Wuhan” linha de corrente contínua ±800kV: serve a base de energia de Shaanxi Norte e o interior industrial do Centro da China, com capacidade de transmissão anual superior a 66 bilhões de kilowatt-horas.

Cada linha de ultra-alta tensão é um “projeto de nível nacional”, com a aprovação unificada da Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma e da Agência de Energia, sendo a Rede Elétrica Nacional ou a Rede Elétrica do Sul responsável pelo investimento e construção. Esses projetos exigem investimentos que facilmente ultrapassam centenas de bilhões, com um período de construção de 2 a 4 anos, e muitas vezes requerem coordenação interprovincial, avaliação ambiental e colaboração na relocação.

Então, por que promover a ultra-alta tensão? Na verdade, por trás disso está uma questão de redistribuição de recursos:

1. Redistribuição de recursos espaciais

Os recursos de paisagem e a população, bem como a indústria da China, estão gravemente desalinhados. Se não for possível superar as diferenças espaciais através de transmissão de eletricidade eficiente, todos os slogans de “transmissão de eletricidade do oeste para o leste” são apenas conversa fiada. A ultra alta tensão é usada para substituir a “capacidade de transmissão” pela “dotação de recursos”.

2. Mecanismo de equilíbrio de preços de eletricidade

Devido às grandes diferenças na estrutura de preços da eletricidade entre a oferta e a procura, a transmissão de eletricidade em ultra-alta tensão também se tornou uma ferramenta para regular as diferenças de preços de eletricidade entre regiões. O centro e o leste podem obter eletricidade verde a preços relativamente baixos, enquanto o oeste pode realizar ganhos com a monetização da energia.

3. Promover a absorção de novas energias

Sem canais de transmissão, a região noroeste facilmente enfrenta uma situação de “excesso de eletricidade sem uso” em relação à energia eólica e solar. Por volta de 2020, a taxa de desperdício de eletricidade em Gansu, Qinghai e Xinjiang ultrapassou 20%. Após a construção de linhas de transmissão de alta tensão, esses números caíram para menos de 3%, refletindo a alívio estrutural trazido pela melhoria da capacidade de transmissão.

A nível nacional, está claro que a ultra alta tensão não é apenas um problema técnico, mas também um importante pilar da estratégia de segurança energética do país. Nos próximos cinco anos, a China continuará a desenvolver várias linhas de ultra alta tensão, incluindo projetos-chave como a de Inner Mongolia a Pequim-Tianjin-Hebei e de Ningxia ao Delta do Rio Yangtze, realizando ainda mais o objetivo de agendamento unificado da “rede nacional”.

No entanto, é importante notar que, embora a ultra-alta tensão seja boa, existem dois pontos de controvérsia a longo prazo:

• Alto investimento e recuperação lenta: uma linha de corrente contínua de ±800kV frequentemente exige um investimento superior a 20 bilhões de yuan, com um período de retorno superior a 10 anos;
• Dificuldade de coordenação interprovincial: a ultra-alta tensão precisa atravessar várias áreas administrativas, o que impõe altas exigências ao mecanismo de coordenação entre os governos locais.

Estas duas questões determinam que a UHV continua a ser uma “engenharia nacional” e não uma infraestrutura de mercado decidida livremente pelas empresas. Mas é inegável que, no contexto da rápida expansão das novas energias e do agravamento da desproporção regional, a super alta tensão já não é uma “opção”, mas sim uma opção obrigatória para a “internet de energia versão chinesa”.

Como é que a eletricidade é vendida?

Depois de enviar a eletricidade, a próxima questão central é: como vender eletricidade? Quem vai comprar? Quanto custa por quilowatt-hora?

Este também é o núcleo que decide se um projeto de geração de energia é lucrativo. No sistema econômico planejado tradicional, essa questão é muito simples: a usina gera eletricidade → vende para a rede elétrica nacional → a rede elétrica nacional faz a gestão unificada → os usuários pagam a conta de eletricidade, tudo de acordo com os preços definidos pelo Estado.

Mas este modelo já não funciona completamente após a integração em larga escala de novas energias na rede. O custo marginal da energia solar e eólica está quase a zero, mas a sua produção é volátil e intermitente, não se adequando a sistemas de planeamento energético com preços fixos e oferta e procura rígidas. Assim, a questão passou de “se é possível vender” para a linha de vida da indústria de novas energias.

De acordo com as novas regras que entrarão em vigor em 2025, todos os novos projetos de geração de energia renovável em todo o país terão a eliminação total dos subsídios a tarifas fixas e deverão participar em transações de mercado, incluindo:

• Contratos de longo e médio prazo: semelhante ao “venda antecipada de eletricidade”, as empresas de geração de eletricidade assinam diretamente com as empresas de consumo de eletricidade, bloqueando um determinado período de tempo, preço e quantidade de eletricidade;
• Negociação no mercado à vista: De acordo com as flutuações da oferta e da procura de eletricidade em tempo real, o preço da eletricidade pode mudar a cada 15 minutos;
• Mercado de serviços auxiliares: fornece serviços de estabilidade da rede elétrica, como regulação de frequência, regulação de pressão e reserva;
• Comércio de eletricidade verde: os utilizadores compram voluntariamente eletricidade verde, acompanhada de um certificado de eletricidade verde (GEC);
• Negociação no mercado de carbono: as empresas de geração de eletricidade podem obter receitas adicionais por reduzir as emissões de carbono.

Atualmente, foram estabelecidos vários centros de negociação de eletricidade em todo o país, como a Beijing, Guangzhou, Hangzhou e Xi'an, que são responsáveis pela mediação do mercado, confirmação de volume elétrico, liquidação de preços de eletricidade, entre outros.

Vamos olhar para um exemplo típico de mercado à vista:

Durante o período de altas temperaturas no verão de 2024, o mercado de eletricidade à vista de Guangdong apresentou flutuações extremas, com o preço da eletricidade no período de menor demanda caindo para 0,12 yuan/kWh e o pico alcançando 1,21 yuan/kWh. Sob este mecanismo, se os projetos de energia renovável puderem ser geridos de forma flexível (como com armazenamento de energia), poderão “armazenar eletricidade a preços baixos e vendê-la a preços altos”, obtendo assim enormes lucros com a diferença de preço.

Em comparação, os projetos que ainda dependem de contratos de médio e longo prazo, mas carecem de capacidade de ajuste de carga, só conseguem vender eletricidade a um preço de cerca de 0,3-0,4 yuan por quilowatt-hora, e até são forçados a vender a zero durante alguns períodos de desligamento.

Assim, cada vez mais empresas de energia renovável começam a investir em armazenamento compatível, por um lado para a resposta ao despacho da rede elétrica, e por outro lado para arbitragem de preços.

Além da receita proveniente da tarifa elétrica, as empresas de energia renovável têm várias outras possíveis fontes de receita:

1. Transação de Certificados de Energia Verde (GEC). Em 2024, as províncias e cidades de Jiangsu, Guangdong, Pequim, entre outras, iniciaram plataformas de transação de GEC, onde os usuários (especialmente grandes empresas industriais) compram GEC para fins de divulgação de carbono, compras verdes, entre outros. De acordo com dados da Associação de Pesquisa de Energia, o intervalo de preço de transação do GEC em 2024 é de 80 a 130 yuan por MWh, equivalente a aproximadamente 0,08 a 0,13 yuan/kWh, o que representa um grande complemento ao preço tradicional da eletricidade.

2. Negociação no mercado de carbono. Se os projetos de energia nova forem utilizados para substituir a energia do carvão e forem incluídos no sistema nacional de comércio de emissões de carbono, poderão obter rendimentos de “ativos de carbono”. Até o final de 2024, o preço do mercado de carbono nacional deve ser de cerca de 70 yuan/tonelada de CO₂, cada kWh de energia verde reduz cerca de 0,8-1,2 quilogramas de emissões, com um rendimento teórico de cerca de 0,05 yuan/kWh.

3. Ajuste de preços de eletricidade em picos e incentivos à resposta à procura. As empresas de geração de eletricidade assinam acordos de ajuste de consumo de eletricidade com utilizadores de alta intensidade energética, podendo reduzir a carga durante os períodos de pico ou devolver eletricidade à rede, obtendo assim subsídios adicionais. Este mecanismo tem avançado rapidamente em projetos piloto em Shandong, Zhejiang e Guangdong.

Neste mecanismo, a rentabilidade dos projetos de energia renovável já não depende de “quanto eletricidade consigo gerar”, mas sim de:

• Posso vender a um bom preço?
• Eu tenho compradores a longo prazo?
• Posso fazer um achatamento e preenchimento de picos?
• Eu tenho capacidade de armazenamento ou outra capacidade de regulação?
• Tenho ativos verdes para negociar?

O modelo de projeto passado de “concorrência por indicadores e dependência de subsídios” chegou ao fim. No futuro, as empresas de energias renováveis devem ter pensamento financeiro, capacidade de operação de mercado e até mesmo gerenciar ativos elétricos de forma tão detalhada como se fossem produtos derivados.

Uma frase que resume é: a etapa de “venda de eletricidade” das energias renováveis já não é uma simples relação de compra e venda, mas sim uma engenharia de sistema que utiliza a eletricidade como meio e envolve a política, o mercado, os direitos de carbono e a colaboração financeira.

Por que há eletricidade desperdiçada?

Para projetos de geração de energia, o maior risco nunca é se a usina será construída ou não, mas sim “se, após a construção, não conseguiremos vender a energia”. E o “desperdício de energia” é o inimigo mais silencioso, mas também o mais mortal, nesse processo.

O chamado “desperdício de eletricidade” não significa que você não está gerando eletricidade, mas sim que a eletricidade gerada não tem usuários, não tem canal, não tem margem de manobra para ser gerida, e, portanto, apenas pode ser desperdiçada em vão. Para uma empresa de energia eólica ou solar, o desperdício de eletricidade não só significa uma perda direta de receita, mas também pode afetar a solicitação de subsídios, a contagem de energia, a geração de certificados verdes e até mesmo impactar a classificação bancária e a reavaliação de ativos subsequentes.

De acordo com as estatísticas da Administração Nacional de Energia da Região Noroeste, em 2020, a taxa de energia eólica desperdiçada em Xinjiang atingiu um pico de 16,2%, e os projetos fotovoltaicos em Gansu, Qinghai e outros lugares também apresentaram uma taxa de desperdício de energia superior a 20%. Embora até o final de 2024 esses números tenham caído para 2,9% e 2,6%, respetivamente, em algumas regiões e períodos, o desperdício de energia continua a ser uma realidade inevitável para os promotores de projetos - especialmente em cenários típicos de alta radiação solar e baixa carga ao meio-dia, onde uma grande quantidade de energia fotovoltaica é “pressionada” pelo sistema de despacho, o que significa que, mesmo que seja gerada, não é aproveitada.

Muitas pessoas podem pensar que a energia desperdiçada se deve a “não haver energia suficiente”, mas na verdade é o resultado de um desequilíbrio no sistema de gestão.

Primeiro, há o gargalo físico: em algumas áreas de concentração de recursos, a capacidade das subestações já está saturada, e a conexão à rede elétrica se tornou a maior limitação, projetos que são aprovados não conseguem se conectar à rede. Em segundo lugar, o mecanismo de agendamento é rígido. Atualmente, a China ainda considera a estabilidade das unidades de geração de energia a carvão como o núcleo do agendamento, e a incerteza da geração de energia renovável leva as unidades de agendamento a habitualmente “limitar a conexão”, para evitar flutuações no sistema. Além disso, a coordenação da absorção entre as províncias está atrasada, resultando em muitos casos onde, teoricamente, “há demanda”, mas devido a processos administrativos e corredores interprovinciais, a energia não consegue ser “enviada”, acabando por ser desperdiçada. Já no nível do mercado, existe um sistema de regras desatualizado: o mercado de eletricidade à vista ainda está em estágio inicial, os mecanismos de serviços auxiliares e o sistema de sinais de preços estão longe de ser aperfeiçoados, e os mecanismos de ajuste de armazenamento e resposta à demanda ainda não se formaram em escala na maioria das províncias.

Na verdade, a nível de políticas, não é que não haja resposta.

Desde 2021, a Administração Nacional de Energia incluiu a “Avaliação da Capacidade de Absorção de Novas Energias” como um requisito prévio à aprovação de projetos, exigindo que os governos locais definam os “indicadores de capacidade” locais e, em várias políticas do 14º Plano Quinquenal, propuseram promover a integração de geração, rede, carga e armazenamento, construir centros de carga locais, melhorar o mecanismo de negociação do mercado à vista e obrigar a configuração de sistemas de armazenamento para suavizar picos e vales. Ao mesmo tempo, muitos governos locais implementaram um sistema de responsabilidade de “proporção mínima de absorção”, definindo que o número médio de horas de utilização anual dos projetos de conexão de novas energias não pode ser inferior à linha de base nacional, forçando os promotores do projeto a considerar antecipadamente os meios de regulação. Embora essas medidas estejam na direção certa, ainda existem atrasos significativos na execução — em muitas cidades onde a capacidade instalada de novas energias disparou, problemas como a modernização da rede elétrica em atraso, a lentidão na configuração de armazenamento e a falta de clareza sobre os direitos de dispatch regional ainda são comuns, e o ritmo de impulso institucional e cooperação de mercado ainda não está alinhado.

Mais importante ainda, a questão por trás da rejeição da eletricidade não é uma simples “ineficiência econômica”, mas sim um conflito entre espaço de recursos e estrutura institucional. A região noroeste possui abundância de recursos energéticos, mas seu valor de desenvolvimento depende de um sistema de transporte e despacho de rede elétrica que atravessa províncias e regiões, enquanto a divisão administrativa e as fronteiras de mercado da China atualmente são altamente fragmentadas. Isso resulta em uma grande quantidade de eletricidade que é “tecnicamente utilizável” mas que, institucionalmente, não tem lugar, tornando-se um tipo de redundância passiva.

Por que a eletricidade da China não pode ser usada para mineração de criptomoedas?

Enquanto uma grande quantidade de “energia tecnicamente disponível, mas institucionalmente sem lugar” está sendo desperdiçada, um cenário de consumo de eletricidade que antes era marginalizado — a mineração de criptomoedas —, apareceu de forma cada vez mais clandestina e guerrilheira nos últimos anos, e em certas áreas recuperou uma posição de “necessidade estrutural”.

Isso não é acidental, mas sim um produto natural de alguma lacuna estrutural. A mineração de criptomoedas, como uma atividade de alto consumo de energia e baixa interferência contínua, é logicamente compatível com projetos de geração de energia de vento e luz solar não aproveitados. Os mineradores não precisam de garantias de programação estável, não exigem conexão com a rede elétrica e podem até colaborar ativamente na gestão da carga. Mais importante ainda, ela pode transformar eletricidade indesejada, fora do mercado, em ativos na cadeia, criando assim um caminho de “monetização de redundância”.

Do ponto de vista puramente técnico, isso é uma melhoria da eficiência energética; mas do ponto de vista político, está sempre em uma posição embaraçosa.

O governo da China continental suspendeu a mineração em 2021, com a consideração central não sendo a eletricidade em si, mas sim os riscos financeiros e as questões de direcionamento industrial por trás dela. O primeiro diz respeito à falta de transparência nas rotas de ativos criptográficos, que pode facilmente levar a problemas de regulamentação, como captação ilegal de recursos e arbitragem transfronteiriça; o segundo envolve a avaliação industrial de “alto consumo energético e baixo rendimento”, que não está alinhada com a atual linha mestra da estratégia de economia de energia e redução de carbono.

Em outras palavras, se a mineração é ou não uma “carga razoável” não depende de se consome o excesso de eletricidade, mas sim de se está incluída na “estrutura aceitável” do contexto político. Se ainda existir de maneira opaca, não conforme e incontrolável, então só pode ser classificada como “carga cinza”; mas se puder ser limitada em termos de região, fonte de energia, preço da eletricidade e uso na blockchain, e for projetada como um mecanismo especial de exportação de energia dentro de um quadro de conformidade, também pode se tornar parte da política.

Este redesenho não é sem precedentes. Internacionalmente, países como Cazaquistão, Irã e Geórgia já incorporaram “cargas de computação” no sistema de equilíbrio de energia, e até mesmo, através da abordagem de “energia por stablecoins”, orientaram as minas a trazer ativos digitais como USDT ou USDC para o país, como uma fonte alternativa de reservas de câmbio. Na estrutura energética desses países, a mineração foi redefinida como “carga ajustável de nível estratégico”, servindo tanto para a regulação da rede elétrica quanto para a reestruturação do sistema monetário.

E a China, embora não possa imitar esse método radical, será que é possível restaurar, de forma parcial, limitada e condicionada, o direito à existência dos mineradores? Especialmente numa fase em que a pressão da energia descartada persiste e a energia verde não pode ser completamente comercializada a curto prazo, talvez tratar os mineradores como um mecanismo de transição para absorção de energia e ver o Bitcoin como uma reserva de ativos em cadeia a ser gerida de forma fechada, seja mais próximo da realidade do que uma abordagem de eliminação total, e possa também servir melhor à estratégia de ativos digitais a longo prazo do país.

Isto não é apenas uma reavaliação da mineração, mas também uma redefinição da “fronteira de valor da eletricidade”.

No sistema tradicional, o valor da eletricidade depende de quem compra e como compra; enquanto no mundo em cadeia, o valor da eletricidade pode corresponder diretamente a uma certa capacidade computacional, um tipo de ativo, ou um caminho de participação no mercado global. À medida que os países vão progressivamente construindo a infraestrutura de capacidade de IA, promovendo o projeto de computação do Leste para o Oeste e construindo o sistema de renminbi digital, não deveríamos também, no planejamento político, reservar um canal tecnicamente neutro e regulamentado para um “mecanismo de monetização de energia em cadeia”?

A mineração de Bitcoin pode ser o primeiro cenário prático na China em que a energia é convertida em ativos digitais sem intermediários - esta é uma questão sensível, complexa, mas inescapável.

Conclusão: A propriedade da eletricidade é uma questão de escolha na realidade.

O sistema de eletricidade da China não é atrasado. A energia eólica cobre os desertos, a luz do sol ilumina as dunas, e a ultra-alta tensão atravessa milhas de terras áridas, enviando cada quilowatt-hora desde as fronteiras até os altos edifícios e centros de dados nas cidades do leste.

Na era digital, a eletricidade já não é apenas um combustível para iluminação e indústria; está a tornar-se a infraestrutura da avaliação de valor, as raízes da soberania de dados e uma variável que não pode ser ignorada na reorganização da nova ordem financeira. Compreender a direção do fluxo da “eletricidade” é, até certo ponto, entender como os sistemas definem os limites de qualificação. O ponto de chegada de um quilowatt-hora nunca é decidido naturalmente pelo mercado; por trás dele estão escondidas inúmeras decisões. A eletricidade não é distribuída uniformemente; ela sempre flui para as pessoas permitidas, os cenários reconhecidos e as narrativas aceitas.

O cerne da controvérsia sobre a mineração de Bitcoin nunca esteve em saber se consome ou não eletricidade, mas sim se estamos dispostos a reconhecer que é uma “existência razoável” - um cenário de uso que pode ser incluído na gestão energética do país. Enquanto não for reconhecida, ela só poderá vaguear na obscuridade e operar em áreas cinzentas; mas uma vez reconhecida, deve ser institucionalmente alocada - com limites, condições, direito de explicação e regulamentação.

Isto não diz respeito a uma liberalização ou bloqueio de uma indústria, mas sim à questão da atitude de um sistema em relação a “cargas não convencionais”.

E nós, estamos exatamente nesta encruzilhada, observando esta escolha que está a acontecer silenciosamente.

Referência

[1] Site do Governo da China, “Dados Estatísticos da Indústria de Eletricidade Nacional de 2024”, janeiro de 2025.

[2] IEA, “Renewables 2024 Global Report”, janeiro de 2025.

[3] Agência Nacional de Energia, “Anexo do Relatório de Funcionamento da Energia de 2024”.

[4] Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma, Instituto de Energia, “Progresso da Construção da Base Eólica e Solar 'Shagehuang'”, dezembro de 2024.

[5] Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma, “Regulamento Provisório de Gestão de Projetos de Geração de Energia Renovável”, 2023.

[6] Reuters, “Relatório de Avaliação do Sistema de Transmissão UHV da China”, maio de 2025.

[7] Infolink Group, “Análise da Cancelamento de Subsídios de Preço Fixo para Novas Energias na China”, Março de 2025.

[8] Centro Nacional de Despacho de Energia, “Relatório de Funcionamento do Mercado Spot de Energia do Norte da China (2024)”.

[9] REDex Insight, “Roteiro para o Mercado de Eletricidade Unificado da China”, dezembro de 2024.

[10] Associação Chinesa das Empresas de Energia Elétrica, “Anexo do Relatório do Setor de Energia Elétrica de 2024”.

[11] Agência Nacional de Energia da China, “Relatório sobre a Situação de Desperdício de Vento e Luz no Noroeste”, dezembro de 2024.

[12] Associação de Pesquisa Energética, “Relatório de Observação do Piloto de Transação de Certificados de Energia Verde”, janeiro de 2025.

[13] CoinDesk, “Análise das alterações na política de mineração do Cazaquistão”, Dezembro de 2023.