En fait, je ne comprends pas du tout l'électricité
Pendant les vacances du 1er mai, conduisez à travers le corridor de l'Ouest du fleuve Jaune, de Wuwei à Zhangye, Jiuquan, puis à Dunhuang. En roulant sur la route du désert, on voit souvent des éoliennes le long de la route, silencieusement debout sur le désert, très spectaculaires, comme une grande muraille pleine de sensations de science-fiction.
*Image source: Internet
Il y a mille ans, la Grande Muraille protégeait les frontières et le territoire, mais aujourd'hui, ce que ces éoliennes et panneaux solaires protègent, c'est la sécurité énergétique d'un pays, c'est la vie du prochain système industriel. Jamais auparavant, le soleil et le vent n'avaient été aussi systématiquement organisés, intégrés dans la stratégie nationale, et devenant une partie de la capacité souveraine.
Dans l'industrie du Web3, tout le monde sait que le minage est une présence fondamentale, c'est l'une des infrastructures les plus primitives et les plus solides de cet écosystème. À chaque changement de marché, à chaque prospérité de la chaîne, le bruit continu de fonctionnement des machines minières est inévitable. Et chaque fois que nous parlons de minage, la performance des machines et le coût de l'électricité sont les sujets les plus discutés - est-ce que le minage est rentable, le coût de l'électricité est-il élevé, et où peut-on trouver de l'électricité à faible coût.
Cependant, en voyant cette route de l'électricité s'étirer sur des milliers de kilomètres, je me suis soudain rendu compte que je ne comprenais pas du tout l'électricité : d'où vient-elle ? Qui peut produire de l'électricité ? Comment est-elle transmise du désert jusqu'à des milliers de kilomètres, qui l'utilise, et comment fixer un prix ?
C'est mon vide cognitif, peut-être que certains collègues sont également curieux de ces questions. Par conséquent, j'ai l'intention de profiter de cet article pour donner un cours systématique, de la structure de production d'électricité en Chine, la structure du réseau électrique, les transactions d'électricité, jusqu'au mécanisme d'admission terminal, pour redécouvrir ce qu'est un kilowatt-heure.
Bien sûr, c'est la première fois que l'avocat Honglin aborde ce sujet et ce secteur totalement inconnus, il est inévitable qu'il y ait des lacunes et des omissions, donc veuillez nous faire part de vos précieux commentaires, les partenaires.
Combien d'électricité la Chine a-t-elle vraiment ?
Commençons par examiner un fait macroéconomique : selon les données publiées par l'Administration nationale de l'énergie pour le premier trimestre de 2025, la Chine a produit 9,4181 billions de kilowattheures d'électricité en 2024, soit une augmentation de 4,6 % en glissement annuel, représentant environ un tiers de la production mondiale d'électricité. Qu'est-ce que cela signifie ? La production d'électricité annuelle de l'ensemble de l'UE est inférieure à 70 % de celle de la Chine. Cela signifie que non seulement nous avons de l'électricité, mais nous nous trouvons également dans un double état de "surcapacité" et de "restructuration structurelle".
La Chine non seulement produit plus d'électricité, mais la manière de produire de l'électricité a également changé.
D’ici la fin de l’année 2024, la capacité installée totale du pays atteindra 3,53 milliards de kilowatts, soit une augmentation de 14,6 % par rapport à l’année précédente, dont la part d’énergie propre augmentera encore. La nouvelle capacité installée d’énergie photovoltaïque est d’environ 140 millions de kilowatts et la nouvelle capacité éolienne est de 77 millions de kilowatts. En termes de proportion, en 2024, la nouvelle capacité installée de photovoltaïque de la Chine représentera 52 % de la nouvelle capacité installée mondiale, et la nouvelle capacité installée d’énergie éolienne représentera 41 % de la nouvelle capacité installée mondiale.
Cette croissance n'est plus seulement concentrée dans les provinces traditionnelles d'économie d'énergie, mais s'étend progressivement vers le nord-ouest. Les provinces telles que Gansu, le Xinjiang, le Ningxia, le Qinghai, etc. sont devenues de “nouvelles grandes provinces d'énergie”, passant progressivement de “exportatrices de ressources” à des “productrices d'énergie”. Pour soutenir cette transition, la Chine a déployé le plan de développement de bases nationales d'énergie nouvelle dans la région “désert de Gobi” : plus de 400 millions de kilowatts d'éolien et de photovoltaïque sont concentrés dans les régions désertiques, dont environ 120 millions de kilowatts ont déjà été inclus dans le plan spécial du “14e plan quinquennal”.
*La première centrale solaire thermique à tour de sel fondu de 100 mégawatts d'Asie, premier vol de Dunhuang pour économiser l'énergie (source de l'image: Internet)
En même temps, les centrales à charbon traditionnelles n'ont pas complètement disparu, mais se transforment progressivement en sources d'énergie de pointe et flexibles. Les données de l'Administration nationale de l'énergie montrent que d'ici 2024, la capacité installée des centrales à charbon du pays devrait augmenter de moins de 2 % par rapport à l'année précédente, tandis que l'énergie solaire et éolienne devrait croître respectivement de 37 % et 21 %. Cela signifie que le schéma "fondé sur le charbon, dominé par le vert" est en train de se mettre en place.
Du point de vue de la structure de l'espace, l'équilibre général entre l'offre et la demande d'énergie électrique sera atteint en 2024 au niveau national, mais il subsiste toujours un excès structurel au niveau régional, en particulier dans certaines périodes de l'année dans la région du nord-ouest où se présente la situation de "trop d'électricité inutilisée", ce qui fournit le contexte réel pour notre discussion ultérieure sur le fait de savoir si le minage de Bitcoin est une sortie de courant excédentaire.
En un mot : la Chine ne manque pas d'électricité actuellement, mais de l'électricité qui peut être ajustée, absorbée et rentable.
Qui peut envoyer de l'électricité ?
En Chine, la production d'électricité n'est pas quelque chose que vous pouvez faire comme bon vous semble. Ce n'est pas une industrie purement commerciale, mais plutôt une sorte de "concession" avec des entrées politiques et des plafonds réglementaires.
Selon le "Règlement sur la gestion des licences d'exploitation de l'industrie de l'électricité", toutes les entités qui souhaitent exercer des activités de production d'électricité doivent obtenir une "licence d'exploitation de l'industrie de l'électricité (production d'électricité)", généralement délivrée par l'Administration nationale de l'énergie ou ses organismes désignés, 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 ?
Avez-vous des conditions d'accès au réseau électrique et de capacité d'intégration ?
Est-ce que la technologie est conforme, les fonds sont en place et la sécurité est fiable ?
Cela signifie que dans la question de la 'production d'électricité', le pouvoir administratif, la structure énergétique et l'efficacité du marché sont tous impliqués dans le jeu en même temps.
Actuellement, les principaux acteurs de la production d'électricité en Chine se divisent généralement en trois catégories :
Le premier type est les cinq grandes groupes électriques : State Power Investment Corporation, China Huaneng Group, China Datang Corporation, China Huadian Corporation et China Energy Investment Corporation. Ces entreprises contrôlent plus de 60% des ressources nationales en énergie thermique centralisée, et sont également activement impliquées dans le domaine des nouvelles énergies. Par exemple, State Power Investment Corporation prévoit d'ajouter plus de 11 millions de kilowatts de capacité éolienne d'ici 2024, maintenant ainsi sa position de leader dans le secteur.
Le deuxième type est les entreprises d'État locales telles que la nouvelle énergie des Trois Gorges, l'électricité de Pékin et le groupe d'investissement du Shaanxi. Ces entreprises sont souvent liées aux gouvernements locaux, jouent un rôle important dans la configuration de l'électricité locale et assument en même temps certaines "tâches de politique".
Le troisième type est les entreprises privées et à propriété mixte : des exemples typiques incluent Longi Green Energy, Suntech Power, Tongwei Co., Ltd., Tianhe Solar, etc. Ces entreprises ont démontré une forte compétitivité dans les secteurs de la fabrication de panneaux solaires, de l'intégration du stockage d'énergie, de la production décentralisée d'électricité, etc., et ont également obtenu la "priorité des quotas" dans certaines provinces.
Mais même si vous êtes une entreprise leader dans les nouvelles énergies, cela ne signifie pas que vous pouvez simplement construire une centrale électrique. Les obstacles se présentent généralement dans trois domaines :
1. Indicateurs du projet
Les projets de production d'électricité doivent être inclus dans le plan annuel de développement de l'énergie locale et doivent obtenir des quotas de projets d'énergie solaire. L'allocation de ces quotas est essentiellement un moyen de contrôle des ressources locales - sans l'accord de la Commission du développement et de la réforme locale et de l'Administration de l'énergie, il est impossible de lancer légalement un projet. Certains régions utilisent également une méthode de "répartition compétitive", évaluant et sélectionnant en fonction de critères tels que l'économie foncière, l'efficacité des équipements, la configuration du stockage d'énergie et les sources de financement.
2. Connexion au réseau électrique
Après l'approbation du projet, il est nécessaire de demander une évaluation du raccordement au système auprès du State Grid Corporation of China ou de China Southern Power Grid. Si la capacité de la sous-station locale est déjà saturée, ou s'il n'y a pas de voie de transmission d'électricité, votre projet sera inutile. En particulier dans les régions à forte concentration de nouvelles énergies telles que le Nord-Ouest, la difficulté de raccordement et de dispatching est la norme.
3. Capacité d'absorption
Même si le projet est approuvé et que les lignes sont en place, si la charge locale n'est pas suffisante et que les passages interrégionaux ne sont pas ouverts, votre électricité pourrait également être "inutilisable". Cela pose le problème de "l'abandon du vent et du soleil". Dans son rapport de 2024, l'Administration nationale de l'énergie a souligné que certaines villes ont même suspendu l'accès des nouveaux projets d'énergie renouvelable en raison d'une surcharge excessive causée par la concentration de projets.
Ainsi, la question de savoir si "l'électricité peut être générée" n'est pas seulement une question de capacité de l'entreprise, mais aussi le résultat de la combinaison de l'indicateur politique, 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 la "photovoltaïque distribuée", l'"auto-approvisionnement des parcs" et le "couplage du stockage commercial et industriel" afin d'éviter les approbations centralisées et les goulots d'étranglement de l'intégration.
De par la pratique de l'industrie, cette structure à trois niveaux de "l'admission politique + le seuil de l'ingénierie + la négociation de la planification" détermine que l'industrie de la production d'électricité en Chine relève toujours du "marché d'admission structurelle", qui n'exclut pas naturellement le capital privé, mais qui rend également difficile l'acceptation d'une pure impulsion du marché.
Comment l'électricité est-elle transportée?
Dans le domaine de l'énergie, il existe un «paradoxe de l'électricité» largement répandu : les ressources sont à l'ouest, mais l'électricité est utilisée à l'est ; une fois l'électricité produite, elle ne peut pas être transportée.
Voici un problème typique de la structure énergétique chinoise : le nord-ouest dispose d'une abondance de soleil et de vent, mais une faible densité de population et une faible charge industrielle ; l'est est économiquement développé, avec une grande consommation d'électricité, mais des ressources locales en énergies renouvelables très limitées.
Que faire ? La réponse est : construire des lignes de transport d'électricité ultra haute tension (UHV) pour transporter l'énergie éolienne de l'ouest vers l'est comme une autoroute de l'électricité.
À la fin de 2024, la Chine a mis en service 38 lignes ultra-haute tension, dont 18 lignes à courant alternatif et 20 lignes à courant continu. Les projets de transmission en courant continu sont particulièrement cruciaux car ils permettent un transport directionnel à grande capacité et faible perte sur de très longues distances. Par exemple :
La ligne à courant continu de ±800kV "Qinghai-Henan" s'étend sur 1587 kilomètres, transportant l'électricité depuis la base photovoltaïque du bassin de Qaidam, Qinghai, vers le groupe de villes du centre de la Chine.
Ligne à courant continu de ±1100 kV « Changji-Guquan » : longue de 3293 kilomètres, établissant un double record mondial en termes de distance de transmission et de tension ;
Ligne à courant continu ±800 kV "Shaanbei-Wuhan" : desservant la base d'énergie de Shaanbei et l'arrière-pays industriel du centre de la Chine, avec une capacité de transmission annuelle de plus de 660 milliards de kWh.
Chaque ligne de transmission ultra-haute tension est un "projet de niveau national", approuvé de manière unifiée par la Commission nationale de développement et de réforme, l'Administration nationale de l'énergie, et investi et construit par State Grid Corporation of China ou China Southern Power Grid. Ces projets impliquent des investissements de plusieurs centaines de milliards de yuans, avec une durée de construction de 2 à 4 ans, et nécessitent souvent une coordination interprovinciale, une évaluation de l'impact environnemental et une coopération pour la réinstallation des populations locales.
Pourquoi construire des lignes à très haute tension ? En fait, c'est une question de redistribution des ressources :
1. Redistribution des ressources spatiales
Les ressources naturelles, la population et l'industrie de la Chine sont sérieusement déséquilibrées. Sans une transmission électrique efficace pour combler les écarts spatiaux, tous les slogans sur la transmission d'électricité à l'ouest ne sont que des paroles en l'air. Les lignes à haute tension visent à échanger la "capacité de transmission" contre "les ressources naturelles".
2. Mécanisme d'équilibrage des prix de l'électricité
En raison de la grande différence de structure des prix de l'électricité entre les ressources et la consommation, la transmission à ultra-haute tension est également devenue un outil pour ajuster les écarts de prix de l'électricité régionaux. Les régions de l'est peuvent obtenir de l'électricité verte à des prix relativement bas, tandis que les régions de l'ouest peuvent réaliser des revenus de valorisation de l'énergie.
3. Promouvoir l'intégration de nouvelles énergies
Sans couloir de transport d'électricité, la région du Nord-Ouest est facilement confrontée à la situation de "trop d'électricité inutilisée". Vers 2020, le taux d'abandon d'électricité au Gansu, au Qinghai et au Xinjiang a dépassé 20 %. Après la construction de lignes à haute tension, ces chiffres sont tombés en dessous de 3 %, ce qui est le résultat d'un soulagement structurel apporté par l'augmentation de la capacité de transport d'électricité.
Au niveau national, il a été clairement établi que l'ultra-haute tension n'est 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 à mettre en place des dizaines de lignes de transmission ultra-haute tension dans le cadre du "14e plan quinquennal pour le développement de l'électricité", notamment des projets clés tels que la ligne de transmission de la Mongolie intérieure à Beijing-Tianjin-Hebei et la ligne de transmission du Ningxia au delta du fleuve Yangtsé, afin de réaliser davantage l'objectif de "un réseau national unifié".
Cependant, il convient de noter que, bien que le très haute tension soit bonne, elle présente également deux points de controverse à long terme :
Investissement élevé, récupération lente : une ligne à courant continu de ±800 kV nécessite souvent un investissement de plus de 20 milliards de yuans et un temps de récupération de plus de 10 ans ;
La coordination interprovinciale est difficile : les lignes à haute tension à très haute tension doivent traverser plusieurs zones administratives, ce qui exige une coordination élevée entre les gouvernements locaux.
Ces deux questions déterminent que l'UHV reste un "projet national" plutôt qu'une infrastructure de marché basée sur les décisions autonomes des entreprises. Cependant, il est indéniable que, dans le contexte de l'expansion rapide des nouvelles énergies et de l'aggravation du déséquilibre régional, l'ultra-haute tension n'est plus une "option", mais une nécessité pour l'"Internet de l'énergie à la chinoise".
Comment vendre des ##电？
Une fois l'électricité générée et envoyée, la question centrale est : comment la vendre ? Qui va l'acheter ? À quel prix le kWh ?
C'est également un élément clé pour déterminer si un projet de production d'électricité est rentable. Dans le cadre d'un système économique planifié traditionnel, la question est très simple : la centrale électrique produit de l'électricité → la vend à la compagnie nationale d'électricité → cette dernière gère la distribution de manière centralisée → les utilisateurs paient leur facture d'électricité, tout est fixé par l'État.
Mais ce modèle ne fonctionne plus du tout après l'intégration à grande échelle des nouvelles énergies. Le coût marginal du 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 tarification de l'électricité fixe et à la demande rigide. Ainsi, la question de savoir s'il est possible de vendre a évolué en une question de vie ou de mort pour l'industrie des nouvelles énergies.
Selon les nouvelles réglementations qui entreront en vigueur en 2025, tous les nouveaux projets de production d'énergie nouvelle devront renoncer complètement aux subventions de tarifs d'électricité fixes et participer activement aux transactions de marché, y compris :
Trading de contrats à long terme : similaire à la "vente anticipée d'électricité", les sociétés de production d'électricité et les sociétés de consommation d'électricité signent directement des contrats, verrouillant une période, un prix et une quantité d'électricité déterminés ;
Trading on the spot market: Depending on real-time fluctuations in electricity supply and demand, prices may change every 15 minutes;
Marché des services auxiliaires : fourniture de services de stabilité du réseau tels que la régulation de la fréquence, de la tension et de la réserve ;
Trading de l'électricité verte : les utilisateurs achètent volontairement de l'électricité verte avec des certificats d'électricité verte (GEC) attachés ;
Le marché du carbone : les entreprises d'électricité peuvent obtenir des revenus supplémentaires en réduisant les émissions de carbone.
Actuellement, plusieurs centres de trading d'électricité ont été établis dans tout le pays, tels que la Beijing, la Guangzhou, la Hangzhou, la Xi'an, etc. Limited Company, chargée de la correspondance du marché, de la confirmation de la quantité d'électricité, du règlement des prix de l'électricité, etc.
Jetons un coup d'œil à un exemple typique de marché au comptant :
Pendant la période de forte chaleur estivale de 2024, le marché de l'électricité au comptant du Guangdong a connu des fluctuations extrêmes, avec des prix bas allant jusqu'à 0,12 CNY/kWh en période creuse et atteignant jusqu'à 1,21 CNY/kWh en période de pointe. Dans ce mécanisme, les projets d'énergies nouvelles peuvent, s'ils sont capables de faire une gestion flexible (par exemple, en étant équipés de stockage d'énergie), "stocker l'électricité à bas prix et la vendre à prix élevé", et ainsi réaliser d'énormes bénéfices sur les écarts de prix.
En revanche, les projets qui dépendent toujours de contrats à moyen et long terme mais qui manquent de capacité de pointe ne peuvent vendre de l'électricité qu'au prix d'environ 0,3 à 0,4 yuan par kWh, voire être contraints de se connecter gratuitement à certains moments d'abandon d'électricité.
Ainsi, de plus en plus de nouvelles entreprises d'énergie commencent à investir dans le stockage d'énergie complémentaire, d'une part pour répondre à la régulation du réseau électrique, d'autre part pour l'arbitrage des prix.
Outre les revenus des tarifs d'électricité, les entreprises d'énergies nouvelles disposent également de plusieurs sources de revenus potentielles :
Transactions de certificats d'électricité verte (GEC). En 2024, les provinces et les villes de Jiangsu, Guangdong, Pékin, etc. ont lancé des plates-formes de transaction de GEC, où les utilisateurs (en particulier les grandes entreprises industrielles) achètent des GEC pour des raisons telles que la divulgation carbone et les achats verts. Selon les données de l'Association de recherche énergétique, le prix de transaction des GEC en 2024 se situe dans la fourchette de 80 à 130 yuans par MWh, soit environ 0,08 à 0,13 yuan/kWh, ce qui constitue un complément important aux tarifs électriques traditionnels.
Trading in the carbon market. If new energy projects are used to replace coal-fired power and are included in the national carbon emissions trading system, they can receive income from "carbon assets". By the end of 2024, the national carbon market price is about 70 yuan/ton CO₂, and each kilowatt-hour of green electricity can reduce emissions by about 0.8-1.2 kilograms, with theoretical income of around 0.05 yuan/kWh.
Régulation des prix de l'électricité des pics et des creux et incitation à la réponse à la demande. Les producteurs d'électricité et les gros consommateurs d'énergie signent un accord de régulation de la consommation d'électricité, réduisent la charge pendant les périodes de pointe ou renvoient de l'électricité au réseau pour obtenir des subventions supplémentaires. Ce mécanisme progresse rapidement dans les régions pilotes telles que le Shandong, le Zhejiang et le Guangdong.
Dans ce mécanisme, la rentabilité des projets d'énergies nouvelles 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 fluctuations ?
Ai-je des capacités de stockage d'énergie ou d'autres capacités de régulation ?
Ai-je des actifs verts négociables ?
Le modèle de projet "obtenir des quotas, compter sur les subventions" est arrivé à son terme. À l'avenir, les entreprises d'énergie nouvelle doivent avoir une réflexion financière, des capacités opérationnelles sur le marché, voire gérer les actifs électriques avec autant de précision que la gestion des produits dérivés.
En un mot, le maillon de la vente d'électricité de la nouvelle énergie n'est plus une simple relation d'achat et de vente, mais un système complexe de jeu coordonné avec l'électricité comme support, politique, marché, quotas carbone et finance.
Pourquoi y a-t-il du gaspillage d'électricité ?
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 "gaspillage d'électricité" est l'ennemi le plus silencieux mais le plus mortel à ce stade.
Le soi-disant "abandon d'électricité" ne signifie pas que vous ne produisez pas d'électricité, mais que l'électricité que vous produisez n'a pas d'utilisateur, pas de canal, pas de marge de manœuvre en termes de planification, et finit par être gaspillée en pure perte. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, l'abandon d'électricité signifie non seulement une perte directe de revenus, mais peut également affecter les demandes de subventions, le calcul de la quantité d'électricité, la production de certificats verts, voire même influencer l'évaluation de la banque et la réévaluation des actifs ultérieures.
Selon les statistiques du Bureau de surveillance du nord-ouest de l'Administration nationale de l'énergie, en 2020, le taux d'abandon d'énergie éolienne au Xinjiang a atteint 16,2 %, et les projets photovoltaïques au Gansu, au Qinghai, etc., ont également connu des taux d'abandon de plus de 20 %. Bien que d'ici la fin de 2024, ces chiffres soient respectivement tombés à 2,9 % et 2,6 %, dans certaines régions et à certains moments, l'abandon d'énergie reste une réalité inévitable pour les promoteurs de projets - en particulier dans des scénarios typiques de forte luminosité à midi et de faible charge, l'énergie photovoltaïque est massivement "marginalisée" par le système de dispatching, ce qui revient à une perte inutile.
Beaucoup de gens pensent que l'abandon de l'électricité est dû à une "pénurie d'électricité", mais en réalité, c'est le résultat d'un déséquilibre dans la planification du système.
Tout d'abord, il y a des goulots d'étranglement physiques : dans certaines zones à forte concentration de ressources, la capacité des postes électriques est déjà saturée, et l'accès au réseau électrique est devenu la principale limitation, de sorte que les projets approuvés ne peuvent pas se connecter au réseau. Ensuite, il y a le mécanisme de régulation figé. En Chine, la stabilité des unités thermiques à charbon est toujours au cœur de la régulation, et l'incertitude de la production d'énergie nouvelle rend les unités de régulation habituellement "limitées en accès" pour éviter les fluctuations du système. En outre, la coordination de l'intégration interprovinciale est retardée, ce qui fait que beaucoup d'électricité, bien qu'elle soit théoriquement "demandée", ne peut pas être "exportée" en raison des processus administratifs et des canaux interprovinciaux, et finit par être gaspillée. Sur le plan du marché, il existe un autre ensemble de règles obsolètes : le marché de l'électricité au comptant en est encore à ses débuts, et les mécanismes de services auxiliaires ainsi que le système de signaux de prix ne sont pas encore pleinement développés, et les mécanismes de régulation de stockage d'énergie et de réponse à la demande ne sont pas encore établis dans la plupart des provinces.
Au niveau politique, il y a en fait une réponse.
À partir de 2021, l'Administration nationale de l'énergie a inclus l'évaluation de la capacité d'intégration des nouvelles énergies dans les approbations de projet, exigeant que les gouvernements locaux précisent les "indices de supportabilité" locaux et proposent dans plusieurs politiques du 14e plan qu'il faut promouvoir l'intégration de la production, du réseau et de la charge, construire des centres de charge locaux, améliorer les mécanismes de négociation sur le marché au comptant, et exiger la configuration obligatoire des systèmes de stockage d'énergie pour lisser les pointes et combler les creux. Dans le même temps, de nombreux gouvernements locaux ont mis en place un système de responsabilité de "taux d'intégration minimale", stipulant que le nombre moyen d'heures d'utilisation par an des projets de connexion de nouvelles énergies ne doit pas être inférieur à la ligne de base nationale, incitant ainsi les promoteurs de projet à prendre en considération les moyens de régulation dès le départ. Bien que ces mesures aillent dans la bonne direction, le rythme d'exécution est encore nettement en retard - dans de nombreuses villes où les installations de nouvelles énergies explosent, des problèmes persistent tels que le retard dans la rénovation du réseau électrique, la lenteur de la construction de systèmes de stockage d'énergie et l'absence de clarté sur la propriété de la régulation régionale, et le rythme de la promotion institutionnelle et de la coordination du marché ne correspond toujours pas.
Plus important encore, l'abandon de l'électricité n'est pas simplement une question d'"inefficacité économique", mais un conflit entre les ressources, l'espace et la structure institutionnelle. Les ressources électriques du Nord-Ouest sont abondantes, mais leur valeur de développement dépend du système de transmission et de dispatching à travers les provinces et les régions, alors que les limites administratives et les frontières du marché en Chine sont fortement disjointes. Cela entraîne un excès passif de quantités importantes d'électricité "techniquement disponible" qui n'a nulle part où aller sur le plan institutionnel.
Pourquoi l'électricité en Chine ne peut-elle pas être utilisée pour l'extraction de crypto-monnaie ?
Alors qu'une quantité importante d'électricité « techniquement disponible mais sans endroit où la mettre » reste inutilisée, un scénario de consommation d'électricité autrefois marginalisé, l'extraction de crypto-monnaie, a continué d'apparaître ces dernières années de manière souterraine et guérilla, retrouvant ainsi une position de nécessité structurelle dans certaines régions.
Ce n'est pas un hasard, mais un produit naturel de certaines fissures structurelles. Le minage de crypto-monnaie, en tant qu'activité instantanée à forte consommation d'électricité et faible perturbation continue, est naturellement compatible avec les projets de production d'électricité abandonnés. Les mines n'ont pas besoin d'une garantie de planification stable, elles n'ont pas besoin d'être connectées au réseau électrique, et elles peuvent même coopérer activement avec la planification pour lisser les pics et les creux. Plus important encore, elles peuvent transformer l'électricité non désirée en dehors du marché en actifs sur la chaîne, créant ainsi un canal de "monétisation redondante".
D'un point de vue purement technique, il s'agit d'une amélioration de l'efficacité énergétique ; mais d'un point de vue politique, il reste toujours dans une position délicate.
Le gouvernement chinois continent a arrêté l'exploitation minière en 2021, non pas tant en raison de la consommation électrique elle-même, mais en raison des risques financiers et des problèmes d'orientation industrielle qui y sont associés. Le premier concerne l'opacité des flux d'actifs cryptographiques, qui peut facilement entraîner des défis de réglementation tels que le financement illégal et l'arbitrage transfrontalier ; le second concerne l'évaluation industrielle de la formule "haute consommation énergétique, faible rendement", qui ne correspond pas à la tendance stratégique actuelle de l'efficacité énergétique et de la réduction des émissions de carbone.
En d'autres termes, l'exploitation minière n'est pas nécessairement une «charge utile raisonnable» en fonction de son absorption de redondance électrique, mais plutôt de son intégration dans le «contexte politique acceptable». S'il continue d'exister de manière opaque, non conforme et incontrôlable, il ne peut être classé que comme une «charge utile grise» ; mais s'il est possible de limiter la région, la source d'électricité, le prix de l'électricité et l'utilisation sur la chaîne, et de le concevoir comme un mécanisme d'exportation d'énergie spéciale à l'intérieur du cadre réglementaire, il peut également faire partie de la politique.
Ce type de refonte n'est pas sans précédent. Au niveau international, des pays comme le Kazakhstan, l'Iran, la Géorgie, etc., ont déjà intégré la "charge de calcul" dans leur système d'équilibre énergétique, et même guidé les mines à apporter des actifs numériques tels que USDT ou USDC au pays par le biais d'un "échange d'électricité contre des stablecoins", comme source de réserves de change alternatives. Dans la structure énergétique de ces pays, le minage a été redéfini comme une "charge ajustable stratégique", qui sert à la fois à réguler le réseau électrique et à reconstruire le système monétaire.
En Chine, bien qu'il ne soit pas possible d'imiter cette approche radicale, est-il possible de rétablir partiellement, limité et conditionnellement le droit d'existence des mines ? Surtout dans une phase où la pression pour abandonner l'électricité persiste et où l'électricité verte ne peut pas être entièrement commercialisée à court terme, transformer les mines en mécanismes de transition pour l'absorption de l'énergie et considérer le bitcoin comme une réserve d'actifs en chaîne pour une allocation interne, peut-être plus réaliste que des retraits brusques, et mieux servir la stratégie à long terme du pays en matière d'actifs numériques.
Il s'agit non seulement d'une réévaluation de l'extraction minière, mais aussi d'une redéfinition des « limites de la valeur de l'électricité ».[1]
Dans le système traditionnel, la valeur de l’électricité dépend de qui l’achète et de la façon dont elle est achetée ; Dans le monde on-chain, la valeur de l’électricité peut correspondre directement à une période de puissance de calcul, à un actif et à un chemin pour participer au marché mondial. Alors que le pays construit progressivement une infrastructure informatique d’IA, promeut l’Eastern Data and Western Computing Project et construit un système numérique en RMB, devrait-il également laisser un canal techniquement neutre, conforme et contrôlable pour un « mécanisme de monétisation de l’énergie sur la chaîne » dans les dessins politiques ?
L'exploitation minière de Bitcoin peut-être la première fois en Chine où l'énergie est convertie en actifs numériques dans un état de "pas d'intermédiaire" - un scénario pratique qui est sensible, complexe, mais inévitable.
Conclusion: L'appartenance à l'électricité est un choix réaliste
Le système électrique chinois n'est pas en retard. L'énergie éolienne recouvre le Gobi, le soleil illumine les dunes, les lignes à haute tension traversent les steppes, apportant de l'électricité des frontières aux gratte-ciel et centres de données de l'est.
Dans l'ère numérique, l'électricité n'est plus simplement le carburant de l'éclairage et de l'industrie, elle devient l'infrastructure du calcul de la valeur, la racine de la souveraineté des données, la variable la plus essentielle dans la réorganisation du nouvel ordre financier. Comprendre la direction de l'électricité, dans une certaine mesure, c'est comprendre comment le système établit les limites des qualifications. Le point de chute d'une unité d'électricité n'est jamais déterminé naturellement par le marché, il cache derrière lui de nombreuses décisions. L'électricité n'est pas équitable, elle doit toujours se diriger vers les personnes autorisées, les scénarios reconnus, les récits acceptés.
Le cœur de la controverse sur l'exploitation minière de Bitcoin réside non pas dans sa consommation d'électricité, mais dans notre volonté de reconnaître qu'il s'agit d'une "existence raisonnable" - un scénario d'utilisation qui peut être intégré à la régulation de l'énergie nationale. Tant qu'il n'est pas reconnu, il ne peut que se déplacer dans la zone grise et fonctionner dans les interstices ; mais une fois reconnu, il doit être placé de manière institutionnelle - avec des limites, des conditions, un pouvoir d'explication et une approche réglementaire.
Il ne s'agit pas d'un assouplissement ou d'un blocage d'une seule industrie, mais d'une question d'attitude du système envers les "charges non conventionnelles".
Et nous, nous nous tenons à la croisée des chemins, observant ce choix en train de se produire silencieusement.
Références
[2] Le gouvernement chinois, "Données statistiques de l'industrie de l'électricité nationale pour 2024", janvier 2025.
[3] IEA, "Renouvelables 2024 Global Report", janvier 2025.
[4] Le Bureau de l'énergie national, Annexe au "Rapport sur le fonctionnement énergétique de 2024".
[5] National Energy Administration of the National Development and Reform Commission, "Progress in the Construction of the 'Shago Desert' Scenic Base", December 2024.
[6] National Development and Reform Commission, "Interim Measures for the Administration of Renewable Energy Power Generation Projects", 2023.
[7] Reuters, "Rapport d'évaluation du système de transmission UHV en Chine", mai 2025.
[8] Infolink Group, "Analyse de l'annulation des subventions de tarification fixe pour les nouvelles énergies en Chine", mars 2025.
[9] Centre national de dispatching de l'électricité, "Bulletin de fonctionnement du marché spot de l'électricité en Chine du Nord (2024)".
[10] REDex Insight, "Roadmap for the Unified Electricity Market in China", December 2024.
[11] Union des entreprises d'électricité de Chine, Annexe au Rapport annuel 2024 de l'industrie de l'électricité.
[12] Direction de la surveillance de l'énergie du Nord-Ouest, "Bulletin sur la situation de l'abandon de l'énergie éolienne et solaire dans le Nord-Ouest", décembre 2024.
[13] Energy Research Association, "Observation Report on Pilot Green Power Certificate Trading", January 2025.
CoinDesk, "Analyse des ajustements de la politique minière du Kazakhstan", décembre 2023.
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La Chine est le premier producteur mondial d'électricité, pourquoi ne peut-elle pas être utilisée pour extraire du Bitcoin ?
Source: Lawyer Liu Honglin
En fait, je ne comprends pas du tout l'électricité
Pendant les vacances du 1er mai, conduisez à travers le corridor de l'Ouest du fleuve Jaune, de Wuwei à Zhangye, Jiuquan, puis à Dunhuang. En roulant sur la route du désert, on voit souvent des éoliennes le long de la route, silencieusement debout sur le désert, très spectaculaires, comme une grande muraille pleine de sensations de science-fiction.
*Image source: Internet
Il y a mille ans, la Grande Muraille protégeait les frontières et le territoire, mais aujourd'hui, ce que ces éoliennes et panneaux solaires protègent, c'est la sécurité énergétique d'un pays, c'est la vie du prochain système industriel. Jamais auparavant, le soleil et le vent n'avaient été aussi systématiquement organisés, intégrés dans la stratégie nationale, et devenant une partie de la capacité souveraine.
Dans l'industrie du Web3, tout le monde sait que le minage est une présence fondamentale, c'est l'une des infrastructures les plus primitives et les plus solides de cet écosystème. À chaque changement de marché, à chaque prospérité de la chaîne, le bruit continu de fonctionnement des machines minières est inévitable. Et chaque fois que nous parlons de minage, la performance des machines et le coût de l'électricité sont les sujets les plus discutés - est-ce que le minage est rentable, le coût de l'électricité est-il élevé, et où peut-on trouver de l'électricité à faible coût.
Cependant, en voyant cette route de l'électricité s'étirer sur des milliers de kilomètres, je me suis soudain rendu compte que je ne comprenais pas du tout l'électricité : d'où vient-elle ? Qui peut produire de l'électricité ? Comment est-elle transmise du désert jusqu'à des milliers de kilomètres, qui l'utilise, et comment fixer un prix ?
C'est mon vide cognitif, peut-être que certains collègues sont également curieux de ces questions. Par conséquent, j'ai l'intention de profiter de cet article pour donner un cours systématique, de la structure de production d'électricité en Chine, la structure du réseau électrique, les transactions d'électricité, jusqu'au mécanisme d'admission terminal, pour redécouvrir ce qu'est un kilowatt-heure.
Bien sûr, c'est la première fois que l'avocat Honglin aborde ce sujet et ce secteur totalement inconnus, il est inévitable qu'il y ait des lacunes et des omissions, donc veuillez nous faire part de vos précieux commentaires, les partenaires.
Combien d'électricité la Chine a-t-elle vraiment ?
Commençons par examiner un fait macroéconomique : selon les données publiées par l'Administration nationale de l'énergie pour le premier trimestre de 2025, la Chine a produit 9,4181 billions de kilowattheures d'électricité en 2024, soit une augmentation de 4,6 % en glissement annuel, représentant environ un tiers de la production mondiale d'électricité. Qu'est-ce que cela signifie ? La production d'électricité annuelle de l'ensemble de l'UE est inférieure à 70 % de celle de la Chine. Cela signifie que non seulement nous avons de l'électricité, mais nous nous trouvons également dans un double état de "surcapacité" et de "restructuration structurelle".
La Chine non seulement produit plus d'électricité, mais la manière de produire de l'électricité a également changé.
D’ici la fin de l’année 2024, la capacité installée totale du pays atteindra 3,53 milliards de kilowatts, soit une augmentation de 14,6 % par rapport à l’année précédente, dont la part d’énergie propre augmentera encore. La nouvelle capacité installée d’énergie photovoltaïque est d’environ 140 millions de kilowatts et la nouvelle capacité éolienne est de 77 millions de kilowatts. En termes de proportion, en 2024, la nouvelle capacité installée de photovoltaïque de la Chine représentera 52 % de la nouvelle capacité installée mondiale, et la nouvelle capacité installée d’énergie éolienne représentera 41 % de la nouvelle capacité installée mondiale.
Cette croissance n'est plus seulement concentrée dans les provinces traditionnelles d'économie d'énergie, mais s'étend progressivement vers le nord-ouest. Les provinces telles que Gansu, le Xinjiang, le Ningxia, le Qinghai, etc. sont devenues de “nouvelles grandes provinces d'énergie”, passant progressivement de “exportatrices de ressources” à des “productrices d'énergie”. Pour soutenir cette transition, la Chine a déployé le plan de développement de bases nationales d'énergie nouvelle dans la région “désert de Gobi” : plus de 400 millions de kilowatts d'éolien et de photovoltaïque sont concentrés dans les régions désertiques, dont environ 120 millions de kilowatts ont déjà été inclus dans le plan spécial du “14e plan quinquennal”.
*La première centrale solaire thermique à tour de sel fondu de 100 mégawatts d'Asie, premier vol de Dunhuang pour économiser l'énergie (source de l'image: Internet)
En même temps, les centrales à charbon traditionnelles n'ont pas complètement disparu, mais se transforment progressivement en sources d'énergie de pointe et flexibles. Les données de l'Administration nationale de l'énergie montrent que d'ici 2024, la capacité installée des centrales à charbon du pays devrait augmenter de moins de 2 % par rapport à l'année précédente, tandis que l'énergie solaire et éolienne devrait croître respectivement de 37 % et 21 %. Cela signifie que le schéma "fondé sur le charbon, dominé par le vert" est en train de se mettre en place.
Du point de vue de la structure de l'espace, l'équilibre général entre l'offre et la demande d'énergie électrique sera atteint en 2024 au niveau national, mais il subsiste toujours un excès structurel au niveau régional, en particulier dans certaines périodes de l'année dans la région du nord-ouest où se présente la situation de "trop d'électricité inutilisée", ce qui fournit le contexte réel pour notre discussion ultérieure sur le fait de savoir si le minage de Bitcoin est une sortie de courant excédentaire.
En un mot : la Chine ne manque pas d'électricité actuellement, mais de l'électricité qui peut être ajustée, absorbée et rentable.
Qui peut envoyer de l'électricité ?
En Chine, la production d'électricité n'est pas quelque chose que vous pouvez faire comme bon vous semble. Ce n'est pas une industrie purement commerciale, mais plutôt une sorte de "concession" avec des entrées politiques et des plafonds réglementaires.
Selon le "Règlement sur la gestion des licences d'exploitation de l'industrie de l'électricité", toutes les entités qui souhaitent exercer des activités de production d'électricité doivent obtenir une "licence d'exploitation de l'industrie de l'électricité (production d'électricité)", généralement délivrée par l'Administration nationale de l'énergie ou ses organismes désignés, en fonction de la taille du projet, de la région et du type de technologie. Le processus de demande implique souvent plusieurs évaluations croisées :
Cela signifie que dans la question de la 'production d'électricité', le pouvoir administratif, la structure énergétique et l'efficacité du marché sont tous impliqués dans le jeu en même temps.
Actuellement, les principaux acteurs de la production d'électricité en Chine se divisent généralement en trois catégories :
Le premier type est les cinq grandes groupes électriques : State Power Investment Corporation, China Huaneng Group, China Datang Corporation, China Huadian Corporation et China Energy Investment Corporation. Ces entreprises contrôlent plus de 60% des ressources nationales en énergie thermique centralisée, et sont également activement impliquées dans le domaine des nouvelles énergies. Par exemple, State Power Investment Corporation prévoit d'ajouter plus de 11 millions de kilowatts de capacité éolienne d'ici 2024, maintenant ainsi sa position de leader dans le secteur.
Le deuxième type est les entreprises d'État locales telles que la nouvelle énergie des Trois Gorges, l'électricité de Pékin et le groupe d'investissement du Shaanxi. Ces entreprises sont souvent liées aux gouvernements locaux, jouent un rôle important dans la configuration de l'électricité locale et assument en même temps certaines "tâches de politique".
Le troisième type est les entreprises privées et à propriété mixte : des exemples typiques incluent Longi Green Energy, Suntech Power, Tongwei Co., Ltd., Tianhe Solar, etc. Ces entreprises ont démontré une forte compétitivité dans les secteurs de la fabrication de panneaux solaires, de l'intégration du stockage d'énergie, de la production décentralisée d'électricité, etc., et ont également obtenu la "priorité des quotas" dans certaines provinces.
Mais même si vous êtes une entreprise leader dans les nouvelles énergies, cela ne signifie pas que vous pouvez simplement construire une centrale électrique. Les obstacles se présentent généralement dans trois domaines :
1. Indicateurs du projet
Les projets de production d'électricité doivent être inclus dans le plan annuel de développement de l'énergie locale et doivent obtenir des quotas de projets d'énergie solaire. L'allocation de ces quotas est essentiellement un moyen de contrôle des ressources locales - sans l'accord de la Commission du développement et de la réforme locale et de l'Administration de l'énergie, il est impossible de lancer légalement un projet. Certains régions utilisent également une méthode de "répartition compétitive", évaluant et sélectionnant en fonction de critères tels que l'économie foncière, l'efficacité des équipements, la configuration du stockage d'énergie et les sources de financement.
2. Connexion au réseau électrique
Après l'approbation du projet, il est nécessaire de demander une évaluation du raccordement au système auprès du State Grid Corporation of China ou de China Southern Power Grid. Si la capacité de la sous-station locale est déjà saturée, ou s'il n'y a pas de voie de transmission d'électricité, votre projet sera inutile. En particulier dans les régions à forte concentration de nouvelles énergies telles que le Nord-Ouest, la difficulté de raccordement et de dispatching est la norme.
3. Capacité d'absorption
Même si le projet est approuvé et que les lignes sont en place, si la charge locale n'est pas suffisante et que les passages interrégionaux ne sont pas ouverts, votre électricité pourrait également être "inutilisable". Cela pose le problème de "l'abandon du vent et du soleil". Dans son rapport de 2024, l'Administration nationale de l'énergie a souligné que certaines villes ont même suspendu l'accès des nouveaux projets d'énergie renouvelable en raison d'une surcharge excessive causée par la concentration de projets.
Ainsi, la question de savoir si "l'électricité peut être générée" n'est pas seulement une question de capacité de l'entreprise, mais aussi le résultat de la combinaison de l'indicateur politique, 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 la "photovoltaïque distribuée", l'"auto-approvisionnement des parcs" et le "couplage du stockage commercial et industriel" afin d'éviter les approbations centralisées et les goulots d'étranglement de l'intégration.
De par la pratique de l'industrie, cette structure à trois niveaux de "l'admission politique + le seuil de l'ingénierie + la négociation de la planification" détermine que l'industrie de la production d'électricité en Chine relève toujours du "marché d'admission structurelle", qui n'exclut pas naturellement le capital privé, mais qui rend également difficile l'acceptation d'une pure impulsion du marché.
Comment l'électricité est-elle transportée?
Dans le domaine de l'énergie, il existe un «paradoxe de l'électricité» largement répandu : les ressources sont à l'ouest, mais l'électricité est utilisée à l'est ; une fois l'électricité produite, elle ne peut pas être transportée.
Voici un problème typique de la structure énergétique chinoise : le nord-ouest dispose d'une abondance de soleil et de vent, mais une faible densité de population et une faible charge industrielle ; l'est est économiquement développé, avec une grande consommation d'électricité, mais des ressources locales en énergies renouvelables très limitées.
Que faire ? La réponse est : construire des lignes de transport d'électricité ultra haute tension (UHV) pour transporter l'énergie éolienne de l'ouest vers l'est comme une autoroute de l'électricité.
À la fin de 2024, la Chine a mis en service 38 lignes ultra-haute tension, dont 18 lignes à courant alternatif et 20 lignes à courant continu. Les projets de transmission en courant continu sont particulièrement cruciaux car ils permettent un transport directionnel à grande capacité et faible perte sur de très longues distances. Par exemple :
Chaque ligne de transmission ultra-haute tension est un "projet de niveau national", approuvé de manière unifiée par la Commission nationale de développement et de réforme, l'Administration nationale de l'énergie, et investi et construit par State Grid Corporation of China ou China Southern Power Grid. Ces projets impliquent des investissements de plusieurs centaines de milliards de yuans, avec une durée de construction de 2 à 4 ans, et nécessitent souvent une coordination interprovinciale, une évaluation de l'impact environnemental et une coopération pour la réinstallation des populations locales.
Pourquoi construire des lignes à très haute tension ? En fait, c'est une question de redistribution des ressources :
1. Redistribution des ressources spatiales
Les ressources naturelles, la population et l'industrie de la Chine sont sérieusement déséquilibrées. Sans une transmission électrique efficace pour combler les écarts spatiaux, tous les slogans sur la transmission d'électricité à l'ouest ne sont que des paroles en l'air. Les lignes à haute tension visent à échanger la "capacité de transmission" contre "les ressources naturelles".
2. Mécanisme d'équilibrage des prix de l'électricité
En raison de la grande différence de structure des prix de l'électricité entre les ressources et la consommation, la transmission à ultra-haute tension est également devenue un outil pour ajuster les écarts de prix de l'électricité régionaux. Les régions de l'est peuvent obtenir de l'électricité verte à des prix relativement bas, tandis que les régions de l'ouest peuvent réaliser des revenus de valorisation de l'énergie.
3. Promouvoir l'intégration de nouvelles énergies
Sans couloir de transport d'électricité, la région du Nord-Ouest est facilement confrontée à la situation de "trop d'électricité inutilisée". Vers 2020, le taux d'abandon d'électricité au Gansu, au Qinghai et au Xinjiang a dépassé 20 %. Après la construction de lignes à haute tension, ces chiffres sont tombés en dessous de 3 %, ce qui est le résultat d'un soulagement structurel apporté par l'augmentation de la capacité de transport d'électricité.
Au niveau national, il a été clairement établi que l'ultra-haute tension n'est 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 à mettre en place des dizaines de lignes de transmission ultra-haute tension dans le cadre du "14e plan quinquennal pour le développement de l'électricité", notamment des projets clés tels que la ligne de transmission de la Mongolie intérieure à Beijing-Tianjin-Hebei et la ligne de transmission du Ningxia au delta du fleuve Yangtsé, afin de réaliser davantage l'objectif de "un réseau national unifié".
Cependant, il convient de noter que, bien que le très haute tension soit bonne, elle présente également deux points de controverse à long terme :
Ces deux questions déterminent que l'UHV reste un "projet national" plutôt qu'une infrastructure de marché basée sur les décisions autonomes des entreprises. Cependant, il est indéniable que, dans le contexte de l'expansion rapide des nouvelles énergies et de l'aggravation du déséquilibre régional, l'ultra-haute tension n'est plus une "option", mais une nécessité pour l'"Internet de l'énergie à la chinoise".
Comment vendre des ##电？
Une fois l'électricité générée et envoyée, la question centrale est : comment la vendre ? Qui va l'acheter ? À quel prix le kWh ?
C'est également un élément clé pour déterminer si un projet de production d'électricité est rentable. Dans le cadre d'un système économique planifié traditionnel, la question est très simple : la centrale électrique produit de l'électricité → la vend à la compagnie nationale d'électricité → cette dernière gère la distribution de manière centralisée → les utilisateurs paient leur facture d'électricité, tout est fixé par l'État.
Mais ce modèle ne fonctionne plus du tout après l'intégration à grande échelle des nouvelles énergies. Le coût marginal du 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 tarification de l'électricité fixe et à la demande rigide. Ainsi, la question de savoir s'il est possible de vendre a évolué en une question de vie ou de mort pour l'industrie des nouvelles énergies.
Selon les nouvelles réglementations qui entreront en vigueur en 2025, tous les nouveaux projets de production d'énergie nouvelle devront renoncer complètement aux subventions de tarifs d'électricité fixes et participer activement aux transactions de marché, y compris :
Actuellement, plusieurs centres de trading d'électricité ont été établis dans tout le pays, tels que la Beijing, la Guangzhou, la Hangzhou, la Xi'an, etc. Limited Company, chargée de la correspondance du marché, de la confirmation de la quantité d'électricité, du règlement des prix de l'électricité, etc.
Jetons un coup d'œil à un exemple typique de marché au comptant :
Pendant la période de forte chaleur estivale de 2024, le marché de l'électricité au comptant du Guangdong a connu des fluctuations extrêmes, avec des prix bas allant jusqu'à 0,12 CNY/kWh en période creuse et atteignant jusqu'à 1,21 CNY/kWh en période de pointe. Dans ce mécanisme, les projets d'énergies nouvelles peuvent, s'ils sont capables de faire une gestion flexible (par exemple, en étant équipés de stockage d'énergie), "stocker l'électricité à bas prix et la vendre à prix élevé", et ainsi réaliser d'énormes bénéfices sur les écarts de prix.
En revanche, les projets qui dépendent toujours de contrats à moyen et long terme mais qui manquent de capacité de pointe ne peuvent vendre de l'électricité qu'au prix d'environ 0,3 à 0,4 yuan par kWh, voire être contraints de se connecter gratuitement à certains moments d'abandon d'électricité.
Ainsi, de plus en plus de nouvelles entreprises d'énergie commencent à investir dans le stockage d'énergie complémentaire, d'une part pour répondre à la régulation du réseau électrique, d'autre part pour l'arbitrage des prix.
Outre les revenus des tarifs d'électricité, les entreprises d'énergies nouvelles disposent également de plusieurs sources de revenus potentielles :
Transactions de certificats d'électricité verte (GEC). En 2024, les provinces et les villes de Jiangsu, Guangdong, Pékin, etc. ont lancé des plates-formes de transaction de GEC, où les utilisateurs (en particulier les grandes entreprises industrielles) achètent des GEC pour des raisons telles que la divulgation carbone et les achats verts. Selon les données de l'Association de recherche énergétique, le prix de transaction des GEC en 2024 se situe dans la fourchette de 80 à 130 yuans par MWh, soit environ 0,08 à 0,13 yuan/kWh, ce qui constitue un complément important aux tarifs électriques traditionnels.
Trading in the carbon market. If new energy projects are used to replace coal-fired power and are included in the national carbon emissions trading system, they can receive income from "carbon assets". By the end of 2024, the national carbon market price is about 70 yuan/ton CO₂, and each kilowatt-hour of green electricity can reduce emissions by about 0.8-1.2 kilograms, with theoretical income of around 0.05 yuan/kWh.
Régulation des prix de l'électricité des pics et des creux et incitation à la réponse à la demande. Les producteurs d'électricité et les gros consommateurs d'énergie signent un accord de régulation de la consommation d'électricité, réduisent la charge pendant les périodes de pointe ou renvoient de l'électricité au réseau pour obtenir des subventions supplémentaires. Ce mécanisme progresse rapidement dans les régions pilotes telles que le Shandong, le Zhejiang et le Guangdong.
Dans ce mécanisme, la rentabilité des projets d'énergies nouvelles ne dépend plus de "combien d'électricité je peux produire", mais de :
Le modèle de projet "obtenir des quotas, compter sur les subventions" est arrivé à son terme. À l'avenir, les entreprises d'énergie nouvelle doivent avoir une réflexion financière, des capacités opérationnelles sur le marché, voire gérer les actifs électriques avec autant de précision que la gestion des produits dérivés.
En un mot, le maillon de la vente d'électricité de la nouvelle énergie n'est plus une simple relation d'achat et de vente, mais un système complexe de jeu coordonné avec l'électricité comme support, politique, marché, quotas carbone et finance.
Pourquoi y a-t-il du gaspillage d'électricité ?
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 "gaspillage d'électricité" est l'ennemi le plus silencieux mais le plus mortel à ce stade.
Le soi-disant "abandon d'électricité" ne signifie pas que vous ne produisez pas d'électricité, mais que l'électricité que vous produisez n'a pas d'utilisateur, pas de canal, pas de marge de manœuvre en termes de planification, et finit par être gaspillée en pure perte. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, l'abandon d'électricité signifie non seulement une perte directe de revenus, mais peut également affecter les demandes de subventions, le calcul de la quantité d'électricité, la production de certificats verts, voire même influencer l'évaluation de la banque et la réévaluation des actifs ultérieures.
Selon les statistiques du Bureau de surveillance du nord-ouest de l'Administration nationale de l'énergie, en 2020, le taux d'abandon d'énergie éolienne au Xinjiang a atteint 16,2 %, et les projets photovoltaïques au Gansu, au Qinghai, etc., ont également connu des taux d'abandon de plus de 20 %. Bien que d'ici la fin de 2024, ces chiffres soient respectivement tombés à 2,9 % et 2,6 %, dans certaines régions et à certains moments, l'abandon d'énergie reste une réalité inévitable pour les promoteurs de projets - en particulier dans des scénarios typiques de forte luminosité à midi et de faible charge, l'énergie photovoltaïque est massivement "marginalisée" par le système de dispatching, ce qui revient à une perte inutile.
Beaucoup de gens pensent que l'abandon de l'électricité est dû à une "pénurie d'électricité", mais en réalité, c'est le résultat d'un déséquilibre dans la planification du système.
Tout d'abord, il y a des goulots d'étranglement physiques : dans certaines zones à forte concentration de ressources, la capacité des postes électriques est déjà saturée, et l'accès au réseau électrique est devenu la principale limitation, de sorte que les projets approuvés ne peuvent pas se connecter au réseau. Ensuite, il y a le mécanisme de régulation figé. En Chine, la stabilité des unités thermiques à charbon est toujours au cœur de la régulation, et l'incertitude de la production d'énergie nouvelle rend les unités de régulation habituellement "limitées en accès" pour éviter les fluctuations du système. En outre, la coordination de l'intégration interprovinciale est retardée, ce qui fait que beaucoup d'électricité, bien qu'elle soit théoriquement "demandée", ne peut pas être "exportée" en raison des processus administratifs et des canaux interprovinciaux, et finit par être gaspillée. Sur le plan du marché, il existe un autre ensemble de règles obsolètes : le marché de l'électricité au comptant en est encore à ses débuts, et les mécanismes de services auxiliaires ainsi que le système de signaux de prix ne sont pas encore pleinement développés, et les mécanismes de régulation de stockage d'énergie et de réponse à la demande ne sont pas encore établis dans la plupart des provinces.
Au niveau politique, il y a en fait une réponse.
À partir de 2021, l'Administration nationale de l'énergie a inclus l'évaluation de la capacité d'intégration des nouvelles énergies dans les approbations de projet, exigeant que les gouvernements locaux précisent les "indices de supportabilité" locaux et proposent dans plusieurs politiques du 14e plan qu'il faut promouvoir l'intégration de la production, du réseau et de la charge, construire des centres de charge locaux, améliorer les mécanismes de négociation sur le marché au comptant, et exiger la configuration obligatoire des systèmes de stockage d'énergie pour lisser les pointes et combler les creux. Dans le même temps, de nombreux gouvernements locaux ont mis en place un système de responsabilité de "taux d'intégration minimale", stipulant que le nombre moyen d'heures d'utilisation par an des projets de connexion de nouvelles énergies ne doit pas être inférieur à la ligne de base nationale, incitant ainsi les promoteurs de projet à prendre en considération les moyens de régulation dès le départ. Bien que ces mesures aillent dans la bonne direction, le rythme d'exécution est encore nettement en retard - dans de nombreuses villes où les installations de nouvelles énergies explosent, des problèmes persistent tels que le retard dans la rénovation du réseau électrique, la lenteur de la construction de systèmes de stockage d'énergie et l'absence de clarté sur la propriété de la régulation régionale, et le rythme de la promotion institutionnelle et de la coordination du marché ne correspond toujours pas.
Plus important encore, l'abandon de l'électricité n'est pas simplement une question d'"inefficacité économique", mais un conflit entre les ressources, l'espace et la structure institutionnelle. Les ressources électriques du Nord-Ouest sont abondantes, mais leur valeur de développement dépend du système de transmission et de dispatching à travers les provinces et les régions, alors que les limites administratives et les frontières du marché en Chine sont fortement disjointes. Cela entraîne un excès passif de quantités importantes d'électricité "techniquement disponible" qui n'a nulle part où aller sur le plan institutionnel.
Pourquoi l'électricité en Chine ne peut-elle pas être utilisée pour l'extraction de crypto-monnaie ?
Alors qu'une quantité importante d'électricité « techniquement disponible mais sans endroit où la mettre » reste inutilisée, un scénario de consommation d'électricité autrefois marginalisé, l'extraction de crypto-monnaie, a continué d'apparaître ces dernières années de manière souterraine et guérilla, retrouvant ainsi une position de nécessité structurelle dans certaines régions.
Ce n'est pas un hasard, mais un produit naturel de certaines fissures structurelles. Le minage de crypto-monnaie, en tant qu'activité instantanée à forte consommation d'électricité et faible perturbation continue, est naturellement compatible avec les projets de production d'électricité abandonnés. Les mines n'ont pas besoin d'une garantie de planification stable, elles n'ont pas besoin d'être connectées au réseau électrique, et elles peuvent même coopérer activement avec la planification pour lisser les pics et les creux. Plus important encore, elles peuvent transformer l'électricité non désirée en dehors du marché en actifs sur la chaîne, créant ainsi un canal de "monétisation redondante".
D'un point de vue purement technique, il s'agit d'une amélioration de l'efficacité énergétique ; mais d'un point de vue politique, il reste toujours dans une position délicate.
Le gouvernement chinois continent a arrêté l'exploitation minière en 2021, non pas tant en raison de la consommation électrique elle-même, mais en raison des risques financiers et des problèmes d'orientation industrielle qui y sont associés. Le premier concerne l'opacité des flux d'actifs cryptographiques, qui peut facilement entraîner des défis de réglementation tels que le financement illégal et l'arbitrage transfrontalier ; le second concerne l'évaluation industrielle de la formule "haute consommation énergétique, faible rendement", qui ne correspond pas à la tendance stratégique actuelle de l'efficacité énergétique et de la réduction des émissions de carbone.
En d'autres termes, l'exploitation minière n'est pas nécessairement une «charge utile raisonnable» en fonction de son absorption de redondance électrique, mais plutôt de son intégration dans le «contexte politique acceptable». S'il continue d'exister de manière opaque, non conforme et incontrôlable, il ne peut être classé que comme une «charge utile grise» ; mais s'il est possible de limiter la région, la source d'électricité, le prix de l'électricité et l'utilisation sur la chaîne, et de le concevoir comme un mécanisme d'exportation d'énergie spéciale à l'intérieur du cadre réglementaire, il peut également faire partie de la politique.
Ce type de refonte n'est pas sans précédent. Au niveau international, des pays comme le Kazakhstan, l'Iran, la Géorgie, etc., ont déjà intégré la "charge de calcul" dans leur système d'équilibre énergétique, et même guidé les mines à apporter des actifs numériques tels que USDT ou USDC au pays par le biais d'un "échange d'électricité contre des stablecoins", comme source de réserves de change alternatives. Dans la structure énergétique de ces pays, le minage a été redéfini comme une "charge ajustable stratégique", qui sert à la fois à réguler le réseau électrique et à reconstruire le système monétaire.
En Chine, bien qu'il ne soit pas possible d'imiter cette approche radicale, est-il possible de rétablir partiellement, limité et conditionnellement le droit d'existence des mines ? Surtout dans une phase où la pression pour abandonner l'électricité persiste et où l'électricité verte ne peut pas être entièrement commercialisée à court terme, transformer les mines en mécanismes de transition pour l'absorption de l'énergie et considérer le bitcoin comme une réserve d'actifs en chaîne pour une allocation interne, peut-être plus réaliste que des retraits brusques, et mieux servir la stratégie à long terme du pays en matière d'actifs numériques.
Il s'agit non seulement d'une réévaluation de l'extraction minière, mais aussi d'une redéfinition des « limites de la valeur de l'électricité ».[1]
Dans le système traditionnel, la valeur de l’électricité dépend de qui l’achète et de la façon dont elle est achetée ; Dans le monde on-chain, la valeur de l’électricité peut correspondre directement à une période de puissance de calcul, à un actif et à un chemin pour participer au marché mondial. Alors que le pays construit progressivement une infrastructure informatique d’IA, promeut l’Eastern Data and Western Computing Project et construit un système numérique en RMB, devrait-il également laisser un canal techniquement neutre, conforme et contrôlable pour un « mécanisme de monétisation de l’énergie sur la chaîne » dans les dessins politiques ?
L'exploitation minière de Bitcoin peut-être la première fois en Chine où l'énergie est convertie en actifs numériques dans un état de "pas d'intermédiaire" - un scénario pratique qui est sensible, complexe, mais inévitable.
Conclusion: L'appartenance à l'électricité est un choix réaliste
Le système électrique chinois n'est pas en retard. L'énergie éolienne recouvre le Gobi, le soleil illumine les dunes, les lignes à haute tension traversent les steppes, apportant de l'électricité des frontières aux gratte-ciel et centres de données de l'est.
Dans l'ère numérique, l'électricité n'est plus simplement le carburant de l'éclairage et de l'industrie, elle devient l'infrastructure du calcul de la valeur, la racine de la souveraineté des données, la variable la plus essentielle dans la réorganisation du nouvel ordre financier. Comprendre la direction de l'électricité, dans une certaine mesure, c'est comprendre comment le système établit les limites des qualifications. Le point de chute d'une unité d'électricité n'est jamais déterminé naturellement par le marché, il cache derrière lui de nombreuses décisions. L'électricité n'est pas équitable, elle doit toujours se diriger vers les personnes autorisées, les scénarios reconnus, les récits acceptés.
Le cœur de la controverse sur l'exploitation minière de Bitcoin réside non pas dans sa consommation d'électricité, mais dans notre volonté de reconnaître qu'il s'agit d'une "existence raisonnable" - un scénario d'utilisation qui peut être intégré à la régulation de l'énergie nationale. Tant qu'il n'est pas reconnu, il ne peut que se déplacer dans la zone grise et fonctionner dans les interstices ; mais une fois reconnu, il doit être placé de manière institutionnelle - avec des limites, des conditions, un pouvoir d'explication et une approche réglementaire.
Il ne s'agit pas d'un assouplissement ou d'un blocage d'une seule industrie, mais d'une question d'attitude du système envers les "charges non conventionnelles".
Et nous, nous nous tenons à la croisée des chemins, observant ce choix en train de se produire silencieusement.
Références
[2] Le gouvernement chinois, "Données statistiques de l'industrie de l'électricité nationale pour 2024", janvier 2025.
[3] IEA, "Renouvelables 2024 Global Report", janvier 2025.
[4] Le Bureau de l'énergie national, Annexe au "Rapport sur le fonctionnement énergétique de 2024".
[5] National Energy Administration of the National Development and Reform Commission, "Progress in the Construction of the 'Shago Desert' Scenic Base", December 2024.
[6] National Development and Reform Commission, "Interim Measures for the Administration of Renewable Energy Power Generation Projects", 2023.
[7] Reuters, "Rapport d'évaluation du système de transmission UHV en Chine", mai 2025.
[8] Infolink Group, "Analyse de l'annulation des subventions de tarification fixe pour les nouvelles énergies en Chine", mars 2025.
[9] Centre national de dispatching de l'électricité, "Bulletin de fonctionnement du marché spot de l'électricité en Chine du Nord (2024)".
[10] REDex Insight, "Roadmap for the Unified Electricity Market in China", December 2024.
[11] Union des entreprises d'électricité de Chine, Annexe au Rapport annuel 2024 de l'industrie de l'électricité.
[12] Direction de la surveillance de l'énergie du Nord-Ouest, "Bulletin sur la situation de l'abandon de l'énergie éolienne et solaire dans le Nord-Ouest", décembre 2024.
[13] Energy Research Association, "Observation Report on Pilot Green Power Certificate Trading", January 2025.
CoinDesk, "Analyse des ajustements de la politique minière du Kazakhstan", décembre 2023.