La Chine est le premier producteur d'électricité au monde. Pourquoi cela ne peut-il pas être utilisé pour miner du Bitcoin ?

Source : Avocat Liu Honglin

En fait, je ne comprenais pas du tout l'électricité.

"Fête du Travail", voyage en voiture à travers le corridor de Hexi, de Wuwei à Zhangye, Jiayuan, puis à Dunhuang. Conduire sur la route du désert, des éoliennes apparaissent souvent de chaque côté de la route, se tenant silencieusement sur le désert, c'est vraiment spectaculaire, comme une grande muraille pleine de sensations sci-fi.

*Image source from the internet

Il y a mille ans, la Grande Muraille protégeait les frontières et le territoire, tandis qu'aujourd'hui, ce sont ces éoliennes et ces panneaux photovoltaïques qui défendent la sécurité énergétique d'un pays, le cœur du prochain système industriel. Le soleil et le vent n'ont jamais été aussi systématiquement organisés, intégrés dans la stratégie nationale et devenus une partie de la capacité souveraine.

Dans l'industrie du Web3, tout le monde sait que le minage est une existence fondamentale, l'une des infrastructures les plus primitives et les plus solides de cet écosystème. Chaque cycle de marché haussier et baissier, chaque prospérité sur la chaîne est inévitablement accompagnée du son continu des machines de minage en fonctionnement. Et chaque fois que nous parlons de minage, ce dont nous discutons le plus, ce sont les performances des machines de minage et le prix de l'électricité : est-ce que le minage peut être rentable, est-ce que le prix de l'électricité est élevé, où peut-on trouver de l'électricité à faible coût.

Cependant, en voyant ce chemin d'électricité qui s'étend sur des milliers de kilomètres, je réalise soudain que je ne comprends pas du tout l'électricité : d'où vient-elle ? Qui peut produire de l'électricité ? Comment est-elle transportée depuis le désert jusqu'à des milliers de kilomètres, qui l'utilise et comment doit-on la tarifer ?

C'est ma zone d'ignorance, et il se peut que d'autres partenaires soient également curieux à propos de ces questions. Ainsi, je prévois de profiter de cet article pour faire un peu de rattrapage systématique, en comprenant à nouveau un kilowatt-heure à travers le mécanisme de production d'électricité en Chine, la structure du réseau électrique, le commerce de l'électricité, et enfin le mécanisme d'admission des utilisateurs finaux.

Bien sûr, c'est la première fois que l'avocat Hong Lin aborde ce sujet et cette industrie complètement inconnus, il y aura donc inévitablement des insuffisances et des omissions, je vous prie donc de donner vos précieux conseils.

Combien d'électricité y a-t-il vraiment en Chine ?

Commençons par un macro-fait : selon les données publiées par l’Administration nationale de l’énergie au premier trimestre 2025, la production d’électricité de la Chine en 2024 atteindra 9,4181 billions de kWh, soit une augmentation de 4,6 % en glissement annuel, ce qui représente environ un tiers de la production mondiale d’électricité. Qu’est-ce que c’est que ce concept ? Au total, l’UE produit moins de 70 % de l’électricité chinoise chaque année. Cela signifie que non seulement nous avons de l’électricité, mais que nous sommes dans un double état de « surplus d’énergie » et de « restructuration structurelle ».

La Chine ne produit pas seulement beaucoup d'électricité, mais les méthodes de production ont également changé.

À la fin de 2024, la capacité installée totale dans le pays atteindra 3,53 milliards de kilowatts, soit une augmentation de 14,6 % par rapport à l'année précédente, avec une part de l'énergie propre qui continue d'augmenter. L'installation photovoltaïque ajoutée sera d'environ 140 millions de kilowatts, et l'éolien ajoutera 77 millions de kilowatts. En termes de proportion, en 2024, la capacité photovoltaïque nouvellement installée en Chine représentera 52 % de la capacité mondiale, tandis que la capacité éolienne nouvellement installée représentera 41 % à l'échelle mondiale. Sur la carte mondiale de l'énergie propre, la Chine occupe presque un "rôle dominant".

Cette croissance n’est plus seulement concentrée dans les provinces énergétiques traditionnelles, mais s’oriente progressivement vers le nord-ouest. Le Gansu, le Xinjiang, le Ningxia, le Qinghai et d’autres provinces sont devenues des « provinces de nouvelles énergies » et passent progressivement du statut d'« exportateurs de ressources » à celui de « principaux producteurs d’énergie ». Afin d’accompagner cette transformation, la Chine a déployé un nouveau plan national de base énergétique dans la région du « désert de Shage » : plus de 400 millions de kilowatts de capacité éolienne et photovoltaïque seront déployés dans les déserts, Gobi et les zones désertiques, dont le premier lot d’environ 120 millions de kilowatts a été inclus dans le 14e plan quinquennal.

• Première centrale solaire à tour à sel fondu de 100 MW en Asie, Dunhuang (source de l'image : Internet)

Dans le même temps, le charbon et l'électricité traditionnels n'ont pas complètement disparu, mais se transforment progressivement en sources d'énergie de pointe et flexibles. Selon les données de l'Administration nationale de l'énergie, la capacité installée de l'électricité à charbon dans le pays devrait augmenter de moins de 2 % d'une année sur l'autre en 2024, tandis que les taux de croissance de l'énergie photovoltaïque et éolienne atteignent respectivement 37 % et 21 %. Cela signifie qu'un schéma "basé sur le charbon et dominant le vert" est en train de se former.

D'un point de vue structurel, l'équilibre global de l'offre et de la demande en énergie et électricité dans le pays en 2024 est globalement équilibré, mais il existe toujours un excédent structurel régional, en particulier dans certaines périodes de la région nord-ouest où il y a des moments où "il y a trop d'électricité qui ne peut pas être utilisée", ce qui fournit également un contexte réel pour notre discussion ultérieure sur "si le minage de Bitcoin est un moyen d'exporter le surplus électrique".

En résumé, la Chine n'a pas de pénurie d'électricité, mais il lui manque de l'« électricité ajustable », de l'« électricité intégrable » et de l'« électricité rentable ».

Qui peut envoyer des fonds ?

En Chine, la production d'électricité n'est pas quelque chose que l'on peut faire simplement parce qu'on le souhaite ; ce n'est pas un secteur entièrement marché, mais plutôt une "franchise" avec des entrées politiques et un plafond de régulation.

Conformément aux « Règlement sur la gestion des licences d'activité électrique », toutes les unités souhaitant exercer une activité de production d'électricité doivent obtenir une « Licence d'activité électrique (type production) ». L'autorité d'approbation est généralement la Commission nationale de l'énergie ou ses agences déléguées, en fonction de la taille du projet, de la région et du type de technologie. Le processus de demande implique souvent plusieurs évaluations croisées :

• Est-ce conforme aux plans de développement énergétique nationaux et locaux ?
• Avez-vous obtenu l'approbation de l'utilisation des terres, de l'évaluation environnementale et de la protection de l'eau ?
• Y a-t-il des conditions d'accès au réseau électrique et de capacité d'absorption ?
• La technologie est-elle conforme, les fonds sont-ils en place, et est-ce sûr et fiable ?

Cela signifie que, en ce qui concerne "la capacité de produire de l'électricité", le pouvoir administratif, la structure énergétique et l'efficacité du marché participent simultanément au jeu.

Actuellement, les principaux producteurs d'électricité en Chine peuvent être classés en trois catégories :

La première catégorie comprend les cinq grands groupes de production d'électricité : le Groupe national de l'énergie, le Groupe Huaneng, le Groupe Datang, le Groupe Huadian et l'Investissement national en électricité. Ces entreprises détiennent plus de 60 % des ressources de production d'électricité à base de charbon en Chine et s'engagent également activement dans le domaine des énergies renouvelables. Par exemple, le Groupe national de l'énergie prévoit d'ajouter plus de 11 millions de kilowatts de capacité éolienne en 2024, maintenant ainsi sa position de leader dans le secteur.

La deuxième catégorie est celle des entreprises publiques locales : comme China Three Gorges New Energy, Jingneng Electric Power et Shaanxi Investment Group. Ces entreprises sont souvent liées aux gouvernements locaux, occupant une place importante dans la répartition de l'électricité au niveau local, tout en assumant certaines "missions politiques".

La troisième catégorie est celle des entreprises privées et des entreprises à capital mixte : des représentants typiques incluent Longi Green Energy, Sungrow Power Supply, Tongwei Co., et Trina Solar, etc. Ces entreprises montrent une forte compétitivité dans les secteurs de la fabrication photovoltaïque, de l'intégration du stockage d'énergie et de la production d'énergie distribuée, et ont également obtenu des "droits de priorité aux indicateurs" dans certaines provinces.

Mais même si vous êtes une grande entreprise d'énergie renouvelable, cela ne signifie pas que vous pouvez construire une centrale électrique simplement parce que vous le souhaitez. Les points de blocage se situent généralement dans trois domaines :

1. Indicateurs du projet

Les projets de génération d'énergie doivent être intégrés dans le plan de développement énergétique annuel local et doivent obtenir des indicateurs pour les projets éoliens et solaires. L'attribution de ces indicateurs est essentiellement un contrôle des ressources locales : sans l'accord de la commission de développement et de réforme locale et du bureau de l'énergie, il est impossible de lancer le projet légalement. Certaines régions adoptent également une méthode de "répartition concurrentielle", où les projets sont notés et sélectionnés en fonction du degré d'économie de terre, de l'efficacité des équipements, de la configuration du stockage d'énergie, des sources de financement, etc.

2. Connexion au réseau électrique

Une fois le projet approuvé, il faut également demander une évaluation du système de connexion auprès de la State Grid ou de la Southern Power Grid. Si la capacité de la sous-station locale est déjà pleine ou s'il n'y a pas de canal de transmission, alors le projet que vous construisez n'aura pas d'utilité. Cela est particulièrement vrai dans des régions comme le nord-ouest, où la concentration de nouvelles énergies rend l'accès et la planification difficiles.

3. Capacité d'absorption

Même si le projet est approuvé et que la ligne est en place, si la charge locale n'est pas suffisante et que le couloir interrégional n'est pas ouvert, votre électricité pourrait également être "inutilisable". Cela a conduit au problème de "l'abandon de l'énergie éolienne et solaire". Dans son rapport de 2024, l'Administration nationale de l'énergie a souligné que certaines villes ont même été suspendues d'ajouter de nouveaux projets d'énergie renouvelable en raison de la concentration des projets et du dépassement de la charge.

Ainsi, la question de savoir si l'on peut produire de l'électricité n'est pas seulement une question de capacité des entreprises, mais résulte également d'une combinaison d'indicateurs politiques, de la structure physique du réseau électrique et des attentes du marché. Dans ce contexte, certaines entreprises commencent à se tourner vers de nouveaux modèles tels que le "photovoltaïque distribué", "l'autoproduction dans les parcs" et "le couplage de stockage pour l'industrie et le commerce" afin d'éviter les goulots d'étranglement liés à l'approbation centralisée et à l'absorption.

D'un point de vue pratique, cette structure à trois niveaux de "politique d'admission + seuil d'ingénierie + négociation de planification" détermine que l'industrie de la production d'électricité en Chine reste un "marché d'admission structurelle". Cela n'exclut pas naturellement le capital privé, mais rend également difficile une dynamique purement guidée par le marché.

Comment le courant est-il transporté ?

Dans le domaine de l'énergie, il existe un "paradoxe de l'électricité" bien connu : les ressources sont à l'ouest, la consommation d'électricité à l'est ; l'électricité est produite, mais ne peut pas être transmise.

C'est un problème typique de la structure énergétique en Chine : le nord-ouest dispose d'un ensoleillement et d'un vent riches, mais la densité de population est faible et la charge industrielle est faible ; l'est est économiquement développé et consomme beaucoup d'électricité, mais les ressources d'énergie renouvelable exploitables localement sont très limitées.

Alors que faire ? La réponse est : construire des lignes de transport d'électricité à très haute tension (UHV) pour acheminer l'électricité éolienne et solaire de l'ouest vers l'est par des "autoroutes électriques".

À la fin de 2024, la Chine aura mis en service 38 lignes à très haute tension, dont 18 lignes alternatives et 20 lignes continues. Parmi celles-ci, les projets de transport d'électricité en courant continu sont particulièrement cruciaux car ils permettent un transport directionnel à faible perte et à grande capacité sur de très longues distances. Par exemple :

• "Qinghai-Henan" ±800 kV ligne de courant continu : longue de 1587 kilomètres, elle transporte l'électricité de la base photovoltaïque du bassin de Qaidam à la région urbaine du Zhongyuan;
• Ligne à courant continu ±1100kV "Changji - Guquan" : d'une longueur de 3293 kilomètres, établissant un double record mondial de distance de transmission et de niveau de tension ;
• "Ligne à courant continu ±800 kV 'Shanbei-Wuhan' : dessert la base énergétique de Shanbei et le cœur industriel de la Chine centrale, avec une capacité de transport d'électricité annuelle de plus de 66 milliards de kilowattheures.

Chaque ligne de très haute tension est un "projet de niveau national", approuvé de manière unifiée par la Commission nationale de développement et de réforme et l'Administration nationale de l'énergie, et financé et construit par le Réseau électrique national ou le Réseau électrique du Sud. Ces projets nécessitent des investissements de plusieurs centaines de milliards, avec une durée de construction de 2 à 4 ans, et nécessitent souvent une coordination interprovinciale, une évaluation environnementale et des coopérations pour l'installation et la réinstallation.

Alors pourquoi s'attaquer à la très haute tension ? En fait, c'est un problème de redistribution des ressources :

1. Réaffectation des ressources spatiales

Les ressources en paysages et la population, ainsi que l'industrie en Chine, sont gravement déséquilibrées. Si nous ne pouvons pas surmonter les différences spatiales par un transport d'électricité efficace, tous les slogans "envoyer l'électricité de l'ouest vers l'est" ne sont que des paroles en l'air. La très haute tension est utilisée pour remplacer les "atouts en ressources" par la "capacité de transport d'électricité".

2. Mécanisme d'équilibre des prix de l'électricité

En raison des grandes différences dans la structure des prix de l'électricité entre le côté des ressources et le côté de la consommation, la transmission d'électricité à très haute tension est également devenue un outil pour réguler les différences de prix de l'électricité régionale. L'Est et le Centre peuvent obtenir de l'électricité verte à prix relativement bas, tandis que l'Ouest peut réaliser des revenus de monétisation de l'énergie.

3. Promouvoir l'absorption des nouvelles énergies

Sans canaux de transmission, la région du nord-ouest est susceptible de connaître une situation de "trop d'électricité inutilisée" en raison de l'éolien et du solaire abandonnés. Autour de 2020, le taux d'électricité gaspillée dans les provinces du Gansu, du Qinghai et du Xinjiang a dépassé 20 % à un moment donné. Après la construction des lignes à très haute tension, ces chiffres ont diminué à moins de 3 %, ce qui est le résultat d'un soulagement structurel apporté par l'augmentation de la capacité de transmission.

Le niveau national a clairement indiqué que les ultra-hautes tensions ne sont pas seulement un problème technique, mais aussi un pilier important de la stratégie de sécurité énergétique nationale. Au cours des cinq prochaines années, la Chine continuera de développer des dizaines de lignes d'ultra-haute tension dans le cadre du "Plan de développement électrique du 14e Plan quinquennal", y compris des projets clés tels que de la Mongolie intérieure à Pékin-Tianjin-Hebei et du Ningxia au delta du Yangtsé, afin d'atteindre l'objectif de régulation unifiée d'un "réseau national".

Cependant, il est important de noter que bien que la très haute tension soit bénéfique, il y a deux points de controverse à long terme :

• Investissement élevé, retour lent : une ligne de courant continu de ±800 kV nécessite souvent un investissement supérieur à 20 milliards de yuans, avec un délai de retour sur investissement supérieur à 10 ans ;
• Difficulté de coordination interprovinciale : les lignes à très haute tension doivent traverser plusieurs zones administratives, ce qui impose de fortes exigences au mécanisme de collaboration entre les gouvernements locaux.

Ces deux questions déterminent que l'UHV reste un "projet national", et non une infrastructure de marché décidée librement par les entreprises. Mais il est indéniable que, dans le contexte de l'expansion rapide des énergies nouvelles et du déséquilibre structurel régional accru, la haute tension extra est désormais un choix obligatoire et non pas une "option" pour le "version chinoise de l'internet énergétique".

Comment se vend l'électricité ?

Après avoir généré de l'électricité et l'avoir envoyée, la question la plus cruciale est la suivante : comment vendre l'électricité ? Qui va l'acheter ? À quel prix le kilowattheure ?

C'est aussi un élément clé qui détermine si un projet de production d'électricité est rentable. Dans un système économique planifié traditionnel, la question est très simple : centrale électrique produit de l'électricité → vendue au réseau national d'électricité → le réseau national d'électricité orchestre tout → les utilisateurs paient leur facture d'électricité, tout est fixé par l'État.

Mais ce modèle ne fonctionne plus du tout après la connexion à grande échelle des énergies nouvelles au réseau. Le coût marginal de la photovoltaïque et de l'éolien est proche de zéro, mais leur production est volatile et intermittente, ce qui ne convient pas à un système de planification électrique avec des prix fixes et une offre et une demande rigides. Ainsi, la question est passée de "peut-on vendre ?" à celle de la ligne de vie de l'industrie des énergies nouvelles.

Selon les nouvelles règles qui entreront en vigueur en 2025, tous les nouveaux projets de production d'énergie renouvelable dans le pays bénéficieront de la suppression complète des subventions à tarif fixe, et devront participer aux transactions de marché, y compris :

• Contrats de trading à moyen et long terme : similaire à la "vente anticipée d'électricité", les entreprises de production d'électricité signent directement des contrats avec les entreprises consommatrices, verrouillant une certaine période, un prix et une quantité d'électricité.
• Marché au comptant : En fonction des fluctuations en temps réel de l'offre et de la demande d'électricité, le prix de l'électricité peut changer toutes les 15 minutes ;
• Marché des services auxiliaires : fournit des services de stabilité du réseau tels que la régulation de fréquence, la régulation de pression et la réserve.
• Échange d'électricité verte : les utilisateurs achètent volontairement de l'électricité verte, accompagnée d'un certificat d'électricité verte (GEC) ;
• Marché du carbone : Les entreprises de production d'électricité peuvent obtenir des revenus supplémentaires en réduisant leurs émissions de carbone.

Actuellement, plusieurs centres de négociation d'électricité ont été établis dans tout le pays, tels que les centres de négociation d'électricité de Pékin, Guangzhou, Hangzhou et Xi'an, qui sont responsables de la mise en relation du marché, de la confirmation des volumes d'électricité et du règlement des prix de l'électricité.

Prenons un exemple typique d'un marché au comptant :

Au cours de l'été 2024, le marché de l'électricité au comptant du Guangdong a connu des fluctuations extrêmes, avec des prix de l'électricité hors pointe tombant à 0,12 yuan/kWh et atteignant un maximum de 1,21 yuan/kWh pendant les périodes de pointe. Dans ce mécanisme, si les projets d'énergie renouvelable peuvent être gérés de manière flexible (par exemple, équipés de stockage d'énergie), ils peuvent "acheter de l'électricité à bas prix et vendre à prix élevé", réalisant ainsi d'énormes gains de différence de prix.

En revanche, les projets qui dépendent encore des contrats à moyen et long terme mais manquent de capacité de régulation ne peuvent vendre l'électricité qu'à un prix d'environ 0,3 à 0,4 yuan par kilowattheure, et même se voient contraints de se connecter au réseau à zéro prix pendant certaines périodes de curtaillement.

Ainsi, de plus en plus d'entreprises d'énergie renouvelable commencent à investir dans le stockage d'énergie, d'une part pour répondre à la gestion du réseau électrique, d'autre part pour l'arbitrage des prix.

En plus des revenus provenant des tarifs d'électricité, les entreprises d'énergie nouvelle ont plusieurs autres sources de revenus possibles :

1. Transactions de certificats d'énergie verte (GEC). En 2024, des plateformes de trading GEC ont été lancées dans des provinces et villes telles que le Jiangsu, le Guangdong et Pékin, permettant aux utilisateurs (en particulier aux grandes entreprises industrielles) d'acheter des GEC pour des raisons de divulgation carbone, d'achats verts, etc. Selon les données de la Société de recherche sur l'énergie, le prix de transaction des GEC en 2024 varie entre 80 et 130 RMB par MWh, soit environ 0,08 à 0,13 RMB/kWh, ce qui constitue un complément significatif au prix de l'électricité traditionnel.

2. Échanges sur le marché du carbone. Si les projets d'énergie nouvelle sont utilisés pour remplacer le charbon et sont intégrés au système national d'échange de droits d'émission de carbone, ils peuvent générer des revenus en "actifs carbone". À la fin de 2024, le prix du marché national du carbone est d'environ 70 yuans/tonne de CO₂, chaque kilowattheure d'électricité verte permet de réduire les émissions d'environ 0,8 à 1,2 kilogrammes, ce qui donne un revenu théorique d'environ 0,05 yuan/kWh.

3. Régulation des tarifs d'électricité en période de pointe et incitations à la réponse à la demande. Les entreprises de production d'électricité signent des accords de régulation de la consommation avec des utilisateurs à forte consommation d'énergie, et peuvent recevoir des subventions supplémentaires en réduisant la charge pendant les périodes de pointe ou en renvoyant de l'électricité au réseau. Ce mécanisme progresse rapidement dans les essais menés dans des régions comme le Shandong, le Zhejiang et le Guangdong.

Sous ce mécanisme, la rentabilité des projets d'énergie renouvelable ne dépend plus de "combien d'électricité je peux produire", mais de :

• Puis-je vendre à un bon prix ?
• Ai-je des acheteurs à long terme ?
• Puis-je lisser les pics et les vallées ?
• Ai-je des capacités de stockage d'énergie ou d'autres capacités de régulation ?
• Ai-je des actifs verts échangeables ?

Dans le passé, le modèle de projet consistant à « saisir des indicateurs et à s’appuyer sur des subventions » a pris fin, et à l’avenir, les nouvelles entreprises énergétiques devront avoir une réflexion financière, des capacités de fonctionnement du marché et même gérer les actifs énergétiques aussi finement que les produits dérivés.

En résumé, le secteur de la "vente d'électricité" des énergies nouvelles n'est plus une simple relation d'achat-vente, mais un projet systémique où l'électricité sert de moyen de communication, en interaction avec les politiques, le marché, les droits d'émission et les jeux de collaboration financière.

Pourquoi y a-t-il du courant perdu ?

Pour les projets de production d'électricité, le plus grand risque n'est jamais de savoir si la centrale sera construite ou non, mais plutôt de savoir si elle pourra être vendue une fois construite. Et le "déclassement de l'électricité" est l'ennemi le plus silencieux mais le plus mortel dans cette étape.

Le terme "électricité perdue" ne signifie pas que vous ne produisez pas d'électricité, mais que l'électricité que vous produisez n'a pas d'utilisateurs, pas de canaux, pas de marge de manœuvre pour la gestion, et vous devez donc la gaspiller sans rien pouvoir faire. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, l'électricité perdue ne signifie pas seulement une perte de revenus directe, mais peut également affecter la demande de subventions, le calcul de l'énergie, la génération de certificats verts, et même influencer les notations bancaires et la réévaluation des actifs par la suite.

Selon les statistiques de l'Administration nationale de l'énergie, le taux d'abandon d'énergie éolienne au Xinjiang a atteint un sommet de 16,2 % en 2020, et les projets photovoltaïques dans des régions comme le Gansu et le Qinghai ont également connu un taux d'abandon de plus de 20 %. Bien qu'à la fin de 2024, ces chiffres aient respectivement chuté à 2,9 % et 2,6 %, dans certaines zones et à certains moments, l'abandon d'énergie reste une réalité à laquelle les promoteurs de projets ne peuvent échapper - en particulier dans des scénarios typiques de forte irradiation solaire et de faible charge en milieu de journée, où une grande quantité d'énergie photovoltaïque est « comprimée » par le système de répartition, ce qui équivaut à avoir produit de l'énergie pour rien.

Beaucoup de gens pensent que l'abandon de l'électricité est dû à un "manque d'électricité", mais en réalité, c'est le résultat d'un déséquilibre dans la gestion du système.

Tout d'abord, il y a des goulots d'étranglement physiques : dans certaines zones de concentration des ressources, la capacité des sous-stations est déjà saturée, et l'accès au réseau est devenu la plus grande limitation ; bien que les projets puissent être approuvés, ils ne peuvent pas être connectés au réseau. Ensuite, il y a une rigidité dans le mécanisme de dispatching. La Chine s'appuie encore sur la stabilité des unités de production d'électricité à charbon comme cœur du dispatching, et l'incertitude de la production d'énergie renouvelable amène les unités de dispatching à « limiter l'accès » par habitude, afin d'éviter des fluctuations du système. De plus, la coordination des absorptions entre les provinces est lente, ce qui fait que beaucoup d'électricité, bien qu'en théorie « désirée », ne peut pas être « envoyée » en raison des processus administratifs et des passages interprovinciaux, et finit par être inutilisée. Au niveau du marché, il existe un autre système de règles obsolètes : le marché de l'électricité au comptant est encore à un stade préliminaire, les mécanismes de services auxiliaires et le système de signaux de prix sont loin d'être parfaits, et les mécanismes de régulation par stockage d'énergie et de réponse à la demande ne se sont pas encore développés à grande échelle dans la plupart des provinces.

Sur le plan politique, il n'y a en fait pas de réponse.

Depuis 2021, l’Administration nationale de l’énergie (NEA) a inclus l'« évaluation de la capacité de consommation d’énergie nouvelle » dans la pré-approbation des projets, exigeant des gouvernements locaux qu’ils clarifient les « indicateurs supportables » locaux et proposant dans un certain nombre de politiques dans le « 14e plan quinquennal » de promouvoir l’intégration de la source, du réseau, de la charge et du stockage, de construire des centres de charge locaux, d’améliorer le mécanisme d’échange du marché au comptant et d’imposer la configuration des systèmes de stockage d’énergie à l’écrêtement des pointes et au remplissage des vallées. Dans le même temps, de nombreuses administrations locales ont introduit un système de responsabilité du « ratio de consommation minimum », précisant que le nombre moyen d’heures d’utilisation annuel des nouveaux projets connectés au réseau énergétique ne doit pas être inférieur à la référence nationale, obligeant les parties prenantes à envisager des mesures d’ajustement à l’avance. Bien que ces mesures aillent dans la bonne direction, il y a encore un retard important dans les progrès de la mise en œuvre - dans de nombreuses villes où la capacité installée de nouvelles énergies monte en flèche, des problèmes tels que le retard dans la transformation du réseau électrique, la lenteur de la construction de stockages d’énergie et la propriété incertaine des droits de répartition régionaux sont encore courants, et le rythme de la promotion institutionnelle et de la coopération sur le marché ne suit toujours pas.

Il est plus important de noter que derrière l'abandon de l'électricité ne se cache pas une simple "inefficacité économique", mais un conflit entre l'espace des ressources et la structure institutionnelle. Les ressources électriques dans le nord-ouest sont abondantes, mais leur valeur de développement dépend du transport et de la gestion du réseau électrique interprovincial et interrégional, tandis que les frontières administratives et de marché en Chine sont fortement disjointes. Cela entraîne un grand nombre d'électricité "techniquement disponible" qui, sur le plan institutionnel, n'a pas d'endroit où être utilisée, devenant ainsi une sorte de redondance passive.

Pourquoi l'électricité en Chine ne peut-elle pas être utilisée pour le minage de cryptomonnaies ?

Alors qu'une énorme quantité d'électricité "techniquement disponible mais institutionnellement inutilisée" est mise de côté, un scénario d'utilisation de l'électricité initialement marginalisé — le minage de cryptomonnaies — a réapparu ces dernières années sous des formes clandestines et de guérilla, et a retrouvé dans certaines zones une position de "nécessité structurelle".

Ce n'est pas un hasard, mais plutôt un produit naturel de certaines lacunes structurelles. Le minage de cryptomonnaies, en tant qu'activité de calcul instantané à forte consommation électrique et à faible perturbation continue, est naturellement compatible avec les projets de production d'électricité abandonnés ou non utilisés. Les mines n'ont pas besoin d'une garantie de planification stable, ne demandent pas de connexion au réseau électrique, et peuvent même coopérer activement pour lisser les pics et les creux de la demande. Plus important encore, cela permet de transformer l'électricité indésirable, en dehors du marché, en actifs sur la blockchain, créant ainsi un chemin de "monétisation des excédents".

D'un point de vue purement technique, cela représente une amélioration de l'efficacité énergétique ; mais d'un point de vue politique, cela reste dans une position délicate.

Le gouvernement de la Chine continentale a arrêté le minage en 2021, non pas à cause de l'électricité elle-même, mais en raison des risques financiers et des problèmes d'orientation industrielle qui l'accompagnent. Le premier concerne l'opacité des chemins d'actifs cryptographiques, ce qui peut facilement conduire à des problèmes de régulation tels que la collecte de fonds illégale et l'arbitrage transfrontalier ; le second implique l'évaluation d'une industrie à "forte consommation d'énergie et faible rendement", ce qui ne correspond pas à la stratégie actuelle de réduction de l'énergie et du carbone.

En d'autres termes, le minage n'est pas considéré comme une "charge raisonnable" en fonction de sa capacité à consommer un excédent d'énergie, mais plutôt en fonction de son intégration dans une "structure acceptable" dans le contexte politique. S'il continue d'exister de manière opaque, non conforme et incontrôlable, il ne peut être classé que comme une "charge grise" ; mais s'il peut être limité par zone, source d'énergie, prix de l'électricité et utilisation sur la chaîne, et conçu comme un mécanisme spécial d'exportation d'énergie dans un cadre conforme, il pourrait également devenir une partie de la politique.

Cette refonte n'est pas sans précédent. À l'international, des pays comme le Kazakhstan, l'Iran et la Géorgie ont déjà intégré les "charges de puissance" dans leur système d'équilibre électrique, allant même jusqu'à échanger de l'électricité contre des stablecoins, incitant ainsi les mines à rapporter des actifs numériques comme l'USDT ou l'USDC, servant de source alternative aux réserves de devises. Dans la structure énergétique de ces pays, le minage a été redéfini comme une "charge ajustable de niveau stratégique", servant à la fois à l'ajustement du réseau électrique et à la reconstruction du système monétaire.

Et la Chine, bien qu'il ne soit pas possible d'imiter cette approche radicale, peut-elle restaurer partiellement, de manière limitée et conditionnelle, le droit d'existence des mines ? En particulier, alors que la pression liée à l'électricité abandonnée persiste et que la puissance verte ne peut pas être complètement mise sur le marché à court terme, considérer les mines comme un mécanisme de transition pour la consommation d'énergie et voir le Bitcoin comme une réserve d'actifs sur la chaîne à gérer de manière fermée, pourrait être plus réaliste qu'un retrait à la hache, et servirait mieux la stratégie nationale à long terme en matière d'actifs numériques.

C'est non seulement une réévaluation du minage, mais aussi une redéfinition de la "valeur limite de l'électricité".

Dans le système traditionnel, la valeur de l'électricité dépend de qui achète et comment elle est achetée ; alors que dans le monde de la blockchain, la valeur de l'électricité peut correspondre directement à une certaine puissance de calcul, un type d'actif ou un chemin pour participer au marché mondial. Alors que les pays construisent progressivement l'infrastructure de puissance de calcul en IA, promeuvent le projet Est-Est en matière de calcul et construisent le système de yuan numérique, ne devrait-on pas également prévoir, dans les schémas politiques, un passage techniquement neutre et réglementé pour un "mécanisme de monétisation de l'énergie sur la blockchain" ?

Le minage de Bitcoin pourrait être le premier scénario pratique en Chine où l'énergie est convertie en actifs numériques sans "intermédiaire" - une question sensible, complexe, mais inévitable.

Conclusion : L'appartenance de l'électricité est un choix réel.

Le système électrique de la Chine n'est pas en retard. L'énergie éolienne couvre les déserts, le soleil brille sur les dunes de sable, et les lignes à très haute tension traversent des milliers de kilomètres de terres arides, envoyant un kilowattheure depuis la périphérie vers les gratte-ciels et les centres de données des villes de l'est.

À l'ère numérique, l'électricité n'est plus seulement un combustible pour l'éclairage et l'industrie, elle devient l'infrastructure de calcul de valeur, les racines de la souveraineté des données, et une variable incontournable lors de la réorganisation du nouvel ordre financier. Comprendre le flux de "l'électricité", c'est en quelque sorte comprendre comment les institutions définissent les frontières de l'éligibilité. Le point d'atterrissage d'un kilowattheure n'est jamais déterminé par le marché de manière naturelle, il cache derrière lui d'innombrables décisions. L'électricité n'est pas uniforme, elle doit toujours s'écouler vers les personnes autorisées, les scénarios reconnus et les récits acceptés.

Le cœur de la controverse sur le minage de Bitcoin ne réside jamais dans sa consommation d'énergie, mais dans notre volonté de reconnaître qu'il s'agit d'une "existence légitime" - un scénario d'utilisation pouvant être intégré dans la gestion énergétique nationale. Tant qu'il n'est pas reconnu, il ne peut que naviguer dans la zone grise et fonctionner dans les interstices ; mais une fois qu'il est reconnu, il doit être institutionnellement placé - avec des limites, des conditions, des droits d'explication et des normes de régulation.

Ce n'est pas une question de déréglementation ou de blocage d'une industrie, mais plutôt de l'attitude d'un système envers les "charges non conventionnelles".

Et nous, nous nous tenons à ce carrefour, observant ce choix qui se déroule silencieusement.

Références

[1] Site du gouvernement chinois, « Données statistiques de l'industrie électrique nationale 2024 », janvier 2025.

[2] IEA, « Renewables 2024 Global Report », janvier 2025.

[3] Bureau national de l'énergie, "Annexe du Rapport sur le fonctionnement de l'énergie pour l'année 2024".

[4] Commission nationale de développement et de réforme, Institut de l'énergie, "Avancement de la construction de la base éolienne et solaire de Shagehuang", décembre 2024.

[5] Commission nationale de développement et de réforme, « Méthodes provisoires de gestion des projets de production d'énergie renouvelable », 2023.

[6] Reuters, "Rapport d'évaluation du système de transmission UHV en Chine", mai 2025.

[7] Infolink Group, «Analyse de la suppression des subventions tarifaires fixes pour les énergies nouvelles en Chine», mars 2025.

[8] Centre de répartition de l'électricité nationale, "Rapport sur le fonctionnement du marché de l'électricité au Nord de la Chine (2024)".

[9] REDex Insight, "Feuille de route pour le marché unifié de l'électricité en Chine", décembre 2024.

[10] Association des entreprises électriques de Chine, "Tableau annexe du Rapport sur l'industrie électrique 2024".

[11] Bureau de régulation du Nord-Ouest de l'Administration nationale de l'énergie, "Rapport sur la situation de l'abandon du vent et du soleil dans le Nord-Ouest", décembre 2024.

[12] Association de recherche sur l'énergie, "Rapport d'observation sur le projet pilote d'échange de certificats d'électricité verte", janvier 2025.

[13] CoinDesk, "Analyse des ajustements de la politique de minage au Kazakhstan", décembre 2023.