La production d'électricité en Chine est la première au monde. Pourquoi ne peut-elle pas être utilisée pour miner Bitcoin ?

Source : Avocat Liu Honglin

En fait, je ne comprends pas du tout l'électricité

“Fête du Travail”, voyage en voiture à travers le corridor de Hexi, de Wuwei à Zhangye, Jiuquan, puis à Dunhuang. En roulant sur la route du désert, des parcs éoliens apparaissent souvent de chaque côté de la route, silencieusement dressés sur le désert, c'est vraiment spectaculaire, comme une grande muraille pleine de sensation de science-fiction.

*Source de l'image : Internet

Il y a mille ans, la Grande Muraille protégeait les frontières et les territoires, tandis qu'aujourd'hui, ce sont ces éoliennes et ces panneaux photovoltaïques qui défendent la sécurité énergétique d'un pays, le nerf de la prochaine génération de systèmes industriels. Le soleil et le vent n'ont jamais été aussi systématiquement organisés, intégrés dans la stratégie nationale et devenus une partie des capacités souveraines.

Dans l'industrie 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. À chaque cycle de marché, à chaque prospérité sur la chaîne, on ne peut pas se passer du bruit continu des machines de minage. Et chaque fois que nous parlons de minage, nous discutons le plus souvent des performances des machines de minage et du prix de l'électricité : le minage peut-il être rentable, le prix de l'électricité est-il élevé, où trouver de l'électricité à bas coût.

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

Ceci est mon vide cognitif, et il se peut que d'autres partenaires soient également curieux à propos de ces questions. Par conséquent, je prévois d'utiliser cet article pour faire un peu de rattrapage systématique, en comprenant à nouveau un kilowattheure, en partant du mécanisme de production d'électricité en Chine, de la structure du réseau électrique, du commerce de l'électricité, jusqu'au mécanisme d'admission des terminaux.

Bien sûr, c'est la première fois que l'avocat Honglin aborde ce sujet et ce secteur totalement inconnus, il y aura donc inévitablement des insuffisances et des omissions, et je demande également à mes partenaires de donner leurs précieux avis.

Combien d'électricité la Chine a-t-elle vraiment ?

Regardons d'abord un fait macroéconomique : selon les données publiées par l'Administration nationale de l'énergie au premier trimestre 2025, la production d'électricité en Chine atteindra 9.4181 billions de kilowattheures en 2024, soit une augmentation de 4,6 % par rapport à l'année précédente, représentant environ un tiers de la production mondiale d'électricité. Qu'est-ce que cela signifie ? La production d'électricité annuelle totale de l'ensemble de l'Union européenne ne représente même pas 70 % de celle de la Chine. Cela signifie que non seulement nous avons de l'électricité, mais que nous sommes également dans un état de “surproduction d'électricité” et de “restructuration structurelle”.

La Chine ne produit pas seulement beaucoup d'électricité, mais la manière de produire de l'électricité a également changé.

À 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 des énergies propres continue d'augmenter. L'ajout de capacité photovoltaïque est d'environ 140 millions de kilowatts, et l'ajout d'énergie éolienne est de 77 millions de kilowatts. En termes de proportion, en 2024, la capacité ajoutée de photovoltaïque en Chine représentera 52 % du total mondial, tandis que la capacité ajoutée d'énergie éolienne représentera 41 % du total mondial, faisant de la Chine un “rôle dominé” sur la carte mondiale des énergies propres.

Cette croissance ne se concentre plus uniquement sur les provinces traditionnellement riches en énergie, mais s'oriente progressivement vers le nord-ouest. Des provinces comme le Gansu, le Xinjiang, le Ningxia et le Qinghai deviennent des “grandes provinces des énergies nouvelles” et sont en train de se transformer progressivement d'“exportateurs de ressources” en “principaux producteurs d'énergie”. Pour soutenir cette transformation, la Chine a mis en place un plan national de bases d'énergies nouvelles dans les régions “de sable et de désert” : plus de 400 millions de kilowatts de capacités éoliennes et photovoltaïques seront concentrées dans des zones désertiques, dont environ 120 millions de kilowatts font déjà partie du plan spécifique du 14e plan quinquennal.

*La première centrale solaire à concentration à sel fondu de 100 MW d'Asie, la centrale de Dunhuang (source de l'image : Internet)

Parallèlement, le charbon traditionnel n'a pas complètement disparu, mais se transforme progressivement en sources d'énergie de pointe et flexibles. Les données de l'Administration nationale de l'énergie montrent qu'en 2024, la capacité installée de charbon au niveau national augmentera de moins de 2 % par rapport à l'année précédente, tandis que les taux de croissance de l'énergie photovoltaïque et éolienne atteindront respectivement 37 % et 21 %. Cela signifie qu'un schéma “basé sur le charbon, avec le vert comme principal” est en train de se former.

D'un point de vue de la structure spatiale, l'équilibre général entre l'offre et la demande d'énergie électrique dans le pays sera globalement équilibré en 2024, mais des surplus structurels régionaux demeureront, en particulier dans certaines périodes de la région nord-ouest où il y aura des moments de “trop d'électricité inutilisée”. Cela fournit également un contexte réel pour notre discussion ultérieure sur “si le minage de Bitcoin est une méthode d'exportation de surplus d'électricité”.

En résumé, la Chine n'a pas de manque d'électricité, ce qui lui manque, ce sont “l'électricité modulable”, “l'électricité pouvant être absorbée” et “l'électricité rentable”.

Qui peut envoyer de l'électricité ?

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

Selon le “Règlement sur la gestion des licences d'exploitation électrique”, toutes les unités souhaitant exercer une activité de production d'électricité doivent obtenir une “Licence d'exploitation électrique (type production)”, l'autorité d'approbation étant généralement le Bureau national de l'énergie ou ses agences déléguées, en fonction de la taille du projet, de la région et du type de technologie. Son processus de demande implique souvent plusieurs évaluations croisées :

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

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 se répartissent en trois catégories :

La première catégorie est celle des cinq grands groupes de production d'électricité : le Groupe national de l'énergie, le Groupe Huaneng, le Groupe Datang, le Groupe Huadian et le Groupe d'investissement national en électricité. Ces entreprises détiennent plus de 60 % des ressources de production d'électricité au charbon centralisées du pays et s'engagent également activement dans le domaine des énergies nouvelles. 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 l'industrie.

La deuxième catégorie est celle des entreprises publiques locales : comme China Three Gorges Renewables, Beijing Energy Holding et Shaanxi Investment Group. Ce type d'entreprises est souvent lié au gouvernement local, occupant un rôle important dans l'aménagement énergétique local, tout en assumant certaines “missions politiques”.

La troisième catégorie est celle des entreprises privées et à propriété mixte : des représentants typiques incluent Longi Green Energy, Sungrow Power Supply, Tongwei Co., Ltd. et Trina Solar, entre autres. Ces entreprises montrent une forte compétitivité dans des secteurs tels que la fabrication photovoltaïque, l'intégration du stockage d'énergie et la production d'électricité distribuée, et ont également obtenu des “droits de priorité des indicateurs” dans certaines provinces.

Mais même si vous êtes une entreprise leader dans le secteur des énergies nouvelles, cela ne signifie pas que vous pouvez “construire une centrale électrique quand vous le souhaitez”. Les points de blocage se situent généralement à trois niveaux :

1. Indicateurs du projet

Les projets de production d'énergie doivent être inclus dans le plan annuel de développement énergétique local et doivent obtenir des indicateurs pour les projets éoliens et solaires. La répartition de ces indicateurs est essentiellement un contrôle des ressources locales : sans l'accord de la commission de développement et de réforme locale ou du bureau de l'énergie, il est impossible de lancer le projet légalement. Certaines régions adoptent également une méthode de “répartition concurrentielle” qui attribue des scores en fonction du degré d'économie de terrain, de l'efficacité des équipements, de la configuration du stockage d'énergie, des sources de financement, etc.

2. Connexion au réseau électrique

Après l'approbation du projet, il est également nécessaire de demander une évaluation du système auprès de la State Grid ou de la Southern 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 avez construit ne sert à rien. En particulier dans des régions comme le nord-ouest où les énergies nouvelles sont concentrées, l'accès et la planification sont des difficultés courantes.

3. Capacité d'absorption

Même si le projet est approuvé et que les lignes existent, si la charge locale n'est pas suffisante et que les corridors interrégionaux ne sont pas ouverts, votre électricité peut également être “inutile”. 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 indiqué que certaines villes ont même été suspendues d'ajouter de nouveaux projets d'énergie renouvelable en raison de la concentration excessive 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 aussi le résultat de l'interaction entre les indicateurs politiques, la structure physique du réseau électrique et les 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 les entreprises et l'industrie” afin d'éviter les approbations centralisées et les goulots d'étranglement de consommation.

D'un point de vue pratique de l'industrie, 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 demeure un “marché d'accès structurel”. Elle n'exclut pas naturellement le capital privé, mais il est également très difficile d'autoriser un fonctionnement uniquement basé sur le 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, la consommation électrique à l'est ; l'électricité est produite, mais ne peut pas être acheminée.

C'est un problème typique de la structure énergétique en Chine : le nord-ouest dispose d'un riche potentiel solaire et éolien, 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 en énergies nouvelles exploitables localement sont très limitées.

Alors que faire ? La réponse est : construire des lignes de transmission à très haute tension (UHV), utiliser des “autoroutes électriques” pour transporter l'énergie éolienne et solaire de l'ouest vers l'est.

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

• “Qinghai-Henan” ±800kV 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 ;
• “Changji–Guquan” ±1100 kV ligne à courant continu : longue de 3293 kilomètres, elle établit un double record mondial de distance et de niveau de tension ;
• “Shaanbei - Wuhan” ligne à courant continu ±800kV : sert la base énergétique de Shaanbei et le cœur industriel de la Chine centrale, capacité de transmission annuelle supérieure à 66 milliards de kilowattheures.

Chaque ligne de très haute tension est un “projet national”, approuvé de manière unifiée par la Commission nationale de développement et de réforme et l'Administration nationale de l'énergie, avec la China State Grid ou le Southern Power Grid responsable de l'investissement et de la construction. Ces projets nécessitent des investissements de plusieurs centaines de milliards de yuans, avec une période de construction de 2 à 4 ans, et nécessitent souvent une coordination interprovinciale, une évaluation environnementale et une coopération pour la mise en œuvre et le déplacement.

Alors pourquoi se lancer dans les très hautes tensions ? En fait, cela soulève un problème de redistribution des ressources :

1. Réaffectation des ressources spatiales

Les ressources paysagères de la Chine et sa population, ainsi que son industrie, sont gravement décalées. Si nous ne pouvons pas combler les différences spatiales par un transport électrique efficace, tous les slogans de “transfert d'électricité de l'ouest vers l'est” ne sont que des paroles vides. La très haute tension consiste à remplacer la “capacité de transport d'électricité” par le “potentiel des ressources”.

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 à très haute tension est également devenue un outil pour réaliser l'ajustement des différences de prix de l'électricité régionale. Le centre-est peut obtenir de l'électricité verte à prix relativement bas, tandis que l'ouest peut réaliser des gains de monétisation de l'énergie.

3. Promouvoir l'adoption des énergies nouvelles

Sans canaux de transmission électrique, il est facile de rencontrer une situation de “trop d'électricité inutilisée” dans les régions du nord-ouest. Vers 2020, le taux d'électricité gaspillée dans les provinces de Gansu, Qinghai et Xinjiang a dépassé 20 %. Après l'achèvement des lignes à très haute tension, ces chiffres ont chuté à moins de 3 %, ce qui reflète un soulagement structurel apporté par l'augmentation de la capacité de transmission.

Au niveau national, il est clairement établi que la haute tension n'est pas seulement un problème technique, mais constitue également un pilier important de la stratégie de sécurité énergétique du pays. Au cours des cinq prochaines années, la Chine continuera à déployer des dizaines de lignes de haute tension dans le cadre du “Plan de développement électrique du 14e Plan quinquennal”, y compris des projets clés tels que ceux reliant la Mongolie intérieure à Jingjinji et Ningxia au delta du Yangtsé, afin de réaliser davantage l'objectif de coordination unifiée d'un “réseau national unique”.

Cependant, il convient de noter que même si la très haute tension est bénéfique, elle soulève deux points de controverse à long terme :

• Investissement élevé, remboursement lent : une ligne à courant continu de ±800kV nécessite souvent un investissement de plus de 20 milliards de yuans, avec une période de retour sur investissement de plus de 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 d'une structure régionale de plus en plus déséquilibrée, la haute tension extra (UHV) n'est plus une “option”, mais une nécessité pour le “modèle chinois d'Internet de l'énergie”.

Comment se vend l'électricité ?

Après avoir produit et envoyé de l'électricité, la question la plus cruciale est la suivante : comment vendre l'électricité ? Qui va l'acheter ? Combien coûte le kilowattheure ?

C'est également un élément central qui détermine si un projet de production d'électricité est rentable. Dans un système économique planifié traditionnel, cette question est très simple : centrale électrique produit de l'électricité → vendue à l'État → l'État gère la distribution → les utilisateurs paient leur facture, tout est à prix fixé par l'État.

Cependant, ce modèle ne fonctionne plus du tout après l'intégration à grande échelle des énergies nouvelles. 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 planification électrique à prix fixe et à demande rigide. Ainsi, la question est passée de “peut-on vendre ?” à la ligne de vie de l'industrie des énergies nouvelles.

Selon les nouvelles réglementations qui entreront en vigueur en 2025, tous les nouveaux projets de production d'énergie renouvelable dans le pays ne bénéficieront plus de subventions tarifaires fixes et devront participer à des transactions de marché, y compris :

• Contrats de vente 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 de l'offre et de la demande en électricité en temps réel, le prix de l'électricité peut changer toutes les 15 minutes ;
• Marché des services auxiliaires : Fournir 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 sociétés de centres de négociation d'électricité de Beijing, Guangzhou, Hangzhou et Xi'an, qui sont responsables de la mise en relation du marché, de la confirmation de la quantité d'électricité et du règlement des prix de l'électricité.

Regardons un exemple typique du marché au comptant :

Lors de la période de forte chaleur de l'été 2024, le marché de l'électricité au comptant du Guangdong a connu des fluctuations extrêmes, avec des prix de l'électricité en période creuse tombant à 0,12 yuan/kWh et atteignant un maximum de 1,21 yuan/kWh en période de pointe. Dans ce mécanisme, si les projets d'énergie renouvelable peuvent être gérés de manière flexible (comme avec le stockage d'énergie), ils peuvent “stockage d'électricité à bas prix, vente d'électricité à prix élevé”, réalisant ainsi d'énormes profits sur les écarts de prix.

En comparaison, les projets qui dépendent encore de contrats à moyen et long terme mais manquent de capacité d'ajustement de la charge ne peuvent vendre l'électricité qu'à un prix d'environ 0,3 à 0,4 yuan par kilowattheure, et même être contraints de se connecter au réseau à prix nul pendant certaines périodes d'abandon de l'électricité.

Ainsi, de plus en plus d'entreprises d'énergie renouvelable commencent à investir dans le stockage d'énergie, d'une part pour répondre aux besoins de régulation du réseau électrique, et d'autre part pour réaliser des arbitrages de prix.

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

1. Échange de certificats d'énergie verte (GEC). En 2024, les provinces et villes comme le Jiangsu, le Guangdong et Pékin ont déjà lancé des plateformes de négociation de GEC, où les utilisateurs (en particulier les grandes entreprises industrielles) achètent des GEC pour des raisons de divulgation carbone, d'achat vert, etc. Selon les données de l'Association de recherche sur l'énergie, la fourchette de prix des GEC en 2024 est de 80 à 130 yuans par MWh, soit environ 0,08 à 0,13 yuan/kWh, ce qui constitue un complément important au prix de l'électricité traditionnel.

2. Marché des droits à polluer. Si un projet d'énergie renouvelable est utilisé pour remplacer la production d'électricité à partir de charbon et est intégré au système national d'échange de droits d'émission de carbone, il peut obtenir des revenus en “actifs carbone”. À la fin de l'année 2024, le prix du marché national du carbone est d'environ 70 yuans/tonne de CO₂, chaque kilowatt-heure d'électricité verte permet de réduire les émissions d'environ 0,8 à 1,2 kilogrammes, le revenu théorique est d'environ 0,05 yuans/kWh.

3. Ajustement des tarifs d'électricité de pointe et incitations à la réponse à la demande. Les entreprises de production d'électricité signent des accords de régulation de la consommation d'électricité avec les utilisateurs à forte consommation d'énergie, et peuvent obtenir 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 projets pilotes en cours dans des régions comme Shandong, Zhejiang et Guangdong.

Dans 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 aplanir les pics et remplir les vallées ?
• Ai-je des capacités de stockage d'énergie ou d'autres capacités de régulation ?
• Ai-je des actifs verts qui peuvent être échangés ?

Le modèle de projet basé sur le “vol des quotas et les subventions” appartient désormais au passé. À l'avenir, les entreprises d'énergie nouvelle devront posséder une pensée financière et des compétences en opération de marché, et même gérer les actifs électriques avec la même précision que celle requise pour les produits dérivés.

En résumé, la phase de « vente d'électricité » des énergies nouvelles n'est plus une simple relation d'achat-vente, mais un projet systémique dans lequel l'électricité sert de médium, en interaction avec les politiques, le marché, les droits d'émission et les jeux d'acteurs financiers.

Pourquoi y a-t-il des déchets électriques ?

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 “délaissement 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'utilisateur, pas de canal, pas de marge de manœuvre pour la gestion, et vous devez donc la laisser se perdre. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, l'électricité perdue signifie non seulement une perte directe de revenus, mais peut également affecter la demande de subventions, le calcul de la quantité d'électricité, la génération de certificats verts, et même avoir un impact sur la notation bancaire et la réévaluation des actifs par la suite.

Selon les statistiques de l'Administration nationale de l'énergie, le taux de gaspillage de l'énergie éolienne au Xinjiang a atteint 16,2 % en 2020, tandis que les projets photovoltaïques dans des régions comme le Gansu et le Qinghai ont également enregistré des taux de gaspillage 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 périodes, le gaspillage d'énergie reste une réalité inévitable pour les promoteurs de projets - en particulier dans des scénarios typiques de forte irradiation solaire et de faible charge à midi, où une grande quantité d'énergie photovoltaïque est “compressée” par le système de dispatch, 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 électrique est devenu la principale limitation, les projets peuvent être approuvés mais ne peuvent pas être connectés au réseau. Ensuite, il y a la rigidité du mécanisme de dispatching. La Chine repose encore sur la stabilité des centrales thermiques comme cœur du dispatching, l'incertitude de la production d'énergie renouvelable pousse les unités de dispatching à « limiter l'accès » par habitude, afin d'éviter des fluctuations du système. De plus, le retard dans la coordination de l'absorption entre les provinces signifie que beaucoup d'électricité, bien qu'il y ait théoriquement « une demande », ne peut pas être « expédiée » en raison des processus administratifs et des couloirs interprovinciaux, et finit par être abandonnée. Au niveau du marché, il s'agit d'un autre système de règles en retard : le marché de l'électricité au comptant est encore à un stade précoce, le mécanisme de services auxiliaires et le système de signaux de prix ne sont pas du tout perfectionnés, et la régulation par le stockage d'énergie et le mécanisme de réponse à la demande n'ont pas encore pris d'ampleur dans la plupart des provinces.

Il n'y a en fait pas de réponse au niveau politique.

Depuis 2021, l'Administration nationale de l'énergie a inclus l'“évaluation de la capacité d'absorption des nouvelles énergies” dans les approbations de projets préalables, exigeant des gouvernements locaux qu'ils clarifient les “indicateurs de capacité” de leur région. De plus, plusieurs politiques dans le cadre du 14e plan quinquennal proposent de promouvoir l'intégration des sources, des réseaux, des charges et du stockage, de construire des centres de charge locaux, d'améliorer le mécanisme de négociation sur le marché spot et d'imposer la configuration de systèmes de stockage pour lisser les pics et les creux. Parallèlement, plusieurs gouvernements locaux ont mis en place un système de responsabilité pour un “taux d'absorption minimum”, précisant que le nombre d'heures d'utilisation annuelle des projets d'intégration des énergies nouvelles ne doit pas être inférieur à la ligne de base nationale, contraignant ainsi les promoteurs de projets à envisager à l'avance des moyens de régulation. Bien que ces mesures soient dans la bonne direction, il existe encore un retard évident dans leur mise en œuvre : dans de nombreuses villes où l'installation d'énergies nouvelles a explosé, les problèmes de modernisation du réseau électrique, de lenteur dans l'équipement de stockage et d'ambiguïté des droits de répartition régionale restent répandus, et le rythme de la promotion institutionnelle et de la coopération du marché demeure mal synchronisé.

Il est plus important de noter que derrière l'abandon de l'électricité se cache non pas une simple “inefficacité économique”, mais un conflit entre l'espace des ressources et la structure institutionnelle. Les ressources électriques du nord-ouest sont abondantes, mais leur valeur de développement dépend du transport et de la gestion du réseau électrique interprovincial et interrégional, alors que la division administrative et les frontières du marché en Chine sont fortement fragmentées. Cela entraîne une grande quantité d'électricité “techniquement disponible” qui, sur le plan institutionnel, n'a nulle part où aller, devenant ainsi un excédent passif.

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

Alors qu'une grande quantité d'électricité “techniquement disponible mais institutionnellement inutilisée” est gaspillée, un scénario de consommation d'électricité qui était à l'origine marginalisé - le minage de cryptomonnaies - a émergé ces dernières années sous des formes de clandestinité et de guérilla, et a retrouvé dans certaines régions une position de “nécessité structurelle”.

Ce n'est pas un hasard, mais le produit naturel d'une certaine lacune structurelle. Le minage de cryptomonnaies, en tant qu'activité à forte consommation d'énergie et à faible interférence continue, est naturellement compatible avec les projets de production d'électricité abandonnés par le vent et le solaire. Les mines n'ont pas besoin d'une garantie de planification stable, ne requièrent pas de connexion au réseau électrique, et peuvent même coopérer activement pour lisser les pics et les creux de la demande. Plus important encore, elles peuvent transformer l'électricité dont personne ne veut, en dehors du marché, en actifs sur la chaîne, créant ainsi un couloir de “monétisation des excédents”.

D'un point de vue purement technique, il s'agit d'une amélioration de l'efficacité énergétique ; mais d'un point de vue politique, elle reste toujours dans une position délicate.

Le gouvernement de la Chine continentale a suspendu le minage en 2021, non pas en raison de l'électricité elle-même, mais en raison des risques financiers et des problèmes d'orientation industrielle sous-jacents. Le premier concerne l'opacité des chemins des actifs cryptographiques, ce qui peut entraîner des problèmes de réglementation tels que la collecte de fonds illégale et l'arbitrage transfrontalier ; le second concerne l'évaluation industrielle de “haute consommation d'énergie et faible production”, qui n'est pas conforme à la grande tendance stratégique actuelle de réduction de la consommation d'énergie et des émissions de carbone.

En d'autres termes, le minage n'est pas considéré comme une “charge raisonnable” en fonction de son absorption de surplus d'électricité, mais plutôt en fonction de son inclusion dans le “cadre acceptable” du 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 à une zone spécifique, à une source d'énergie particulière, à un prix de l'électricité défini et à des usages spécifiques sur la chaîne, et s'il est conçu comme un mécanisme spécial d'exportation d'énergie dans le cadre de la conformité, 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 la “charge basée sur la puissance de calcul” dans leur système d'équilibre électrique, allant même jusqu'à échanger de l'électricité contre des stablecoins, incitant ainsi les mines à apporter des actifs numériques tels que USDT ou USDC au pays, en tant que source de réserves de change alternatives. Dans la structure énergétique de ces pays, le minage est redéfini comme une “charge ajustable de niveau stratégique”, servant à la fois à la régulation du réseau électrique et à la reconstruction du système monétaire.

En Chine, bien qu'il ne soit pas possible d'imiter cette approche radicale, pourrait-on restaurer partiellement, de manière limitée et conditionnelle, le droit d'existence des mines ? Surtout dans une phase où la pression de l'abandon de l'électricité persiste et où l'énergie verte ne peut pas être complètement mise sur le marché à court terme, considérer les mines comme un mécanisme de transition pour l'absorption d'énergie et voir le Bitcoin comme une réserve d'actifs sur la chaîne à gérer de manière fermée pourrait être plus proche de la réalité que de procéder à un retrait uniforme, et cela 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 des “limites de la valeur de l'électricité”.

Dans le système traditionnel, la valeur de l'électricité dépend de qui achète et comment elle est achetée ; tandis que dans le monde de la blockchain, la valeur de l'électricité peut correspondre directement à une puissance de calcul, un actif, ou un chemin pour participer au marché mondial. Alors que les pays construisent progressivement des infrastructures de puissance de calcul en IA, avancent dans le projet de calcul Est-Ouest et construisent un système de yuan numérique, ne devrait-on pas également prévoir dans les politiques un passage techniquement neutre et conforme 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 - cette question est sensible, complexe, mais inévitable.

Conclusion : La propriété 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, et les très haute tension traversent des milliers de kilomètres de terres arides, envoyant un kilowattheure des régions frontalières vers les hauts immeubles 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 la valeur, les racines de la souveraineté des données, et la variable la plus incontournable lors de la réorganisation d'un nouvel ordre financier. Comprendre le flux de “l'électricité” est, à certains égards, comprendre comment les institutions définissent les frontières d'éligibilité. Le point d'atterrissage d'un kilowattheure n'est jamais déterminé naturellement par le marché, il cache derrière lui d'innombrables décisions. L'électricité n'est pas répartie de manière égale, elle doit toujours circuler vers les personnes autorisées, les scènes reconnues et les récits acceptés.

Le cœur de la controverse sur le minage de Bitcoin ne réside jamais dans sa consommation d'électricité, mais dans notre volonté d'admettre qu'il s'agit d'une “existence légitime” - un scénario d'utilisation qui peut être intégré dans la gestion énergétique nationale. Tant qu'il n'est pas reconnu, il ne peut qu'évoluer 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, un droit d'explication et un cadre de régulation.

Il ne s'agit pas d'un assouplissement ou d'un verrouillage d'une industrie, mais d'une question d'attitude d'un système envers les “charges non conventionnelles”.

Et nous, nous nous tenons à ce carrefour, observant ce choix qui se produit discrètement.

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] Agence nationale de l'énergie, “Annexe du Rapport sur le fonctionnement de l'énergie pour l'année 2024”.

[4] Commission nationale de la réforme et du développement, 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, “Mesures provisoires pour la 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 l'annulation des subventions de prix fixes pour les énergies renouvelables en Chine”, mars 2025.

[8] Centre national de dispatching électrique, “Rapport sur le fonctionnement du marché de gros électrique du Nord de la Chine (2024).”

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

[10] Association des entreprises d'électricité de Chine, “Annexe du rapport sur l'industrie électrique pour l'année 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 minière du Kazakhstan”, décembre 2023.