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

Source : Avocat Liu Honglin

Je ne comprenais absolument pas l'électricité

"Fête du Travail", voyage en voiture à travers le corridor de Hexi, de Wuwei à Zhangye, Jiayuan, puis à Dunhuang. En roulant sur la route du Gobi, des éoliennes apparaissent souvent de chaque côté de la route, se tenant silencieusement sur le Gobi, c'est vraiment spectaculaire, comme une longue muraille pleine de sensations de science-fiction.

*Source de l'image : Internet

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

Dans l'industrie du Web3, tout le monde sait que le minage est une existence aussi fondamentale que possible, représentant l'une des infrastructures les plus primitives et les plus solides de cet écosystème. Chaque changement de marché haussier ou baissier, chaque prospérité sur la chaîne est indissociable du bruit constant des machines de minage en fonctionnement. Et chaque fois que nous parlons de minage, les sujets les plus abordés sont les performances des machines de minage et le prix de l'électricité : est-ce que le minage peut être rentable, le prix de l'électricité est-il élevé, où peut-on trouver de l'électricité à faible coût.

Cependant, en voyant ce chemin de l'électricité qui s'étend sur des milliers de kilomètres, je réalise soudain que je ne comprends pas du tout l'électricité : d'où provient-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 ?

C'est mon champ de connaissances vierge, et il se peut que d'autres collègues soient également curieux de ces questions. Donc, je prévois d'utiliser cet article pour faire un peu de rattrapage systématique, en comprenant à nouveau le kilowattheure, de la mécanique de production d'électricité en Chine, à la structure du réseau électrique, en passant par le commerce de l'électricité et jusqu'aux mécanismes d'accès des utilisateurs finaux.

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 lacunes et des omissions, et je prie les partenaires de donner leurs précieux avis.

Combien d'électricité la Chine a-t-elle au juste ?

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 pour l'année 2024 atteindra 9,4181 billions de kilowattheures, avec une augmentation de 4,6 % par rapport à l'année précédente, représentant environ un tiers de la production mondiale d'électricité. Quelle est la signification de cela ? La production d'électricité annuelle totale 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".

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

D'ici la fin de l'année 2024, la capacité totale installée dans le pays atteindra 3,53 milliards de kilowatts, avec une augmentation de 14,6 % par rapport à l'année précédente, dont la part des énergies renouvelables continue d'augmenter. Environ 140 millions de kilowatts de capacité photovoltaïque ont été ajoutés, et 77 millions de kilowatts d'énergie éolienne. En termes de proportions, en 2024, la capacité installée photovoltaïque ajoutée en Chine représentera 52 % du total mondial, tandis que la capacité installée éolienne ajoutée représentera 41 % du total mondial, faisant de la Chine un acteur presque "dominant" sur la carte des énergies renouvelables mondiales.

Cette croissance n'est plus seulement concentrée dans les provinces riches en énergie traditionnelle, mais s'oriente progressivement vers le nord-ouest. Les provinces telles que Gansu, Xinjiang, Ningxia et Qinghai deviennent des "grandes provinces de nouvelles énergies" et sont en train de passer progressivement de "zones d'exportation de ressources" à "principales forces de production d'énergie". Pour soutenir cette transformation, la Chine a déployé un plan national de bases de nouvelles énergies dans les régions de "désert et de stérilité" : plus de 400 millions de kilowatts d'éolien et de photovoltaïque seront concentrés dans les zones désertiques, dont environ 120 millions de kilowatts ont déjà été intégrés dans le plan spécial du 14ème plan quinquennal.

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

En même temps, les centrales à charbon traditionnelles ne se sont pas complètement retirées, mais se transforment progressivement en sources d'énergie de pointe et flexibles. Selon les données de l'Administration nationale de l'énergie, la capacité installée de charbon dans le pays devrait augmenter de moins de 2 % en 2024 par rapport à l'année précédente, tandis que les taux de croissance de l'énergie solaire et éolienne atteindront respectivement 37 % et 21 %. Cela signifie qu'un modèle "à base de charbon, principalement vert" est en train de se former.

D'un point de vue structurel, l'équilibre général entre l'offre et la demande d'énergie et d'électricité au niveau national en 2024 sera atteint, mais des surplus structurels régionaux continueront d'exister, en particulier dans certaines périodes de la région nord-ouest où il y aura des moments de "trop d'électricité inutilisable". Cela fournit également un contexte réel pour notre discussion ultérieure sur "si le minage de Bitcoin est un moyen d'exportation de surplus d'électricité".

En résumé, la Chine n'a pas de pénurie d'électricité, mais elle manque d'« électricité ajustable », d'« électricité pouvant être absorbée » et d'« électricité rentable ».

Qui peut émettre des énergies ?

En Chine, la production d'électricité n'est pas une activité que l'on peut entreprendre simplement par désir ; elle ne fait pas partie d'un secteur purement commercial, mais ressemble davantage à une "franchise" avec des entrées politiques et un plafond de régulation.

Selon le « Règlement sur la gestion des licences d'activité électrique », toutes les unités souhaitant exercer des activités de production d'électricité doivent obtenir une « Licence d'activité électrique (catégorie production) ». L'entité d'approbation est généralement l'Administration nationale de l'énergie ou ses agences locales, selon la taille du projet, la région et le 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 ?
• Dispose-t-il des conditions d'accès au réseau électrique et de l'espace d'absorption ?
• La technologie est-elle conforme, les fonds sont-ils en place, et est-ce sûr et fiable ?

Cela signifie qu'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 électrique national. Ces entreprises contrôlent plus de 60 % des ressources de production d'électricité à base de charbon centralisées dans le 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 Holdings, et Shaanxi Investment Group. Ces entreprises sont souvent liées aux gouvernements locaux, occupant un rôle important dans la planification de l'électricité locale, tout en assumant certaines "missions politiques".

La troisième catégorie est celle des entreprises privées et des entreprises à capitaux mixtes : des représentants typiques comme LONGi Green Energy, Sungrow Power Supply, Tongwei Co., Ltd. et Trina Solar, etc. Ces entreprises montrent une forte compétitivité dans les secteurs de la fabrication photovoltaïque, de l'intégration de stockage d'énergie et de la production d'électricité distribuée, et ont également obtenu des "droits de priorité d'indicateur" dans certaines provinces.

Mais même si vous êtes une entreprise leader dans le secteur des énergies renouvelables, cela ne signifie pas que vous pouvez construire une centrale électrique « quand vous le souhaitez ». Les points de blocage se trouvent généralement dans trois domaines :

1. Indicateurs du projet

Les projets de production d'énergie doivent être intégrés dans le plan annuel de développement énergétique local et doivent obtenir des indicateurs de projets éoliens et solaires. La répartition de cet indicateur est essentiellement un contrôle des ressources locales - sans l'accord de la commission de développement et de réforme locale et du bureau de l'énergie, il est impossible de lancer le projet légalement. Dans certaines régions, une méthode de "répartition concurrentielle" est également utilisée, où les projets sont notés et sélectionnés en fonction de l'économie de terres, de l'efficacité des équipements, de la configuration du stockage d'énergie, de la source de financement, etc.

2. Connexion au réseau électrique

Une fois que le projet est approuvé, il faut également demander une évaluation du système de raccordement auprès de l'État Réseau Électrique ou du Réseau Électrique du Sud. Si la capacité de la sous-station locale est déjà pleine ou s'il n'y a pas de voie de transmission, alors le projet que vous construisez ne servira à rien. Cela est particulièrement vrai dans des régions comme le nord-ouest, où la concentration des nouvelles énergies rend l'accès et la gestion difficiles.

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 le couloir interrégional n'est pas ouvert, votre électricité pourrait également être "inutilisable". Cela a conduit au problème de "l'abandon du vent et du soleil". L'Administration nationale de l'énergie a indiqué dans son rapport de 2024 que certaines villes ont même été suspendues de nouveaux projets d'énergie renouvelable en raison de la concentration des projets et de la surcharge.

Ainsi, la question de "pouvoir produire de l'électricité" n'est pas seulement une question de capacité des entreprises, mais est aussi le résultat d'indicateurs politiques, de la structure physique du réseau électrique et des attentes du marché. Dans ce contexte, certaines entreprises commencent à se tourner vers de nouveaux modèles tels que "le photovoltaïque distribué", "l'autoproduction dans les parcs industriels" 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 dans l'industrie, cette structure en trois couches de "conditions d'entrée politiques + seuils d'ingénierie + négociations de planification" détermine que l'industrie de la production d'électricité en Chine appartient toujours à un "marché d'entrée structurel", qui n'exclut pas naturellement le capital privé, mais qui a également du mal à permettre une pure dynamique de 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 d'électricité à l'est ; l'électricité est produite, mais ne peut pas être transportée.

C'est un problème typique de la structure énergétique de la Chine : le nord-ouest dispose de riches ressources solaires et éoliennes, mais la densité de population est faible et la charge industrielle est petite ; l'est est économiquement développé et a une grande consommation d'électricité, mais les ressources d'énergie renouvelable pouvant être exploitées localement sont très limitées.

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

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

• "Qinghai-Henan" ±800kV ligne de courant continu : s'étendant sur 1587 kilomètres, elle transporte l'électricité de la base photovoltaïque du bassin de Qaidam à la région urbaine du Zhongyuan ;
• Ligne DC ±1100kV "Changji–Guquan" : longue de 3293 kilomètres, elle établit un double record mondial de distance de transmission et de niveau de tension ;
• "Shaanxi Nord - Wuhan" ligne à courant continu ±800kV : au service de la base énergétique de Shaanxi Nord et du cœur industriel du Centre, capacité de transport d'électricité annuelle supérieure à 66 milliards de kilowattheures.

Chaque ligne de très haute tension est un "projet national", lancé 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, avec une période de construction de 2 à 4 ans, et nécessitent souvent une coordination interprovinciale, une évaluation environnementale et la coopération pour les relocalisations.

Alors pourquoi s'occuper de l'ultra-haut voltage ? En réalité, c'est une question de redistribution des ressources :

1. Réaffectation des ressources spatiales

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

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

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

3. Promouvoir l'intégration des énergies nouvelles

Sans canaux de transmission d'électricité, la région du nord-ouest est susceptible de connaître une situation de "trop d'électricité inutilisable" due à la perte d'énergie éolienne et solaire. Vers 2020, les taux de perte d'électricité dans les provinces de Gansu, Qinghai et Xinjiang ont dépassé 20%. Depuis la construction des lignes à très haute tension, ces chiffres ont chuté à moins de 3 %, ce qui témoigne du soulagement structurel apporté par l'augmentation de la capacité de transmission.

Au niveau national, il a été 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 Inner Mongolia à Beijing-Tianjin-Hebei et Ningxia au Delta du Yangtsé, afin de réaliser davantage l'objectif de coordination unifiée d'un "réseau national".

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

• Investissement élevé, récupération lente : une ligne de courant continu ±800kV nécessite souvent un investissement de plus de 20 milliards de dollars, avec un 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 des exigences élevées en matière de mécanisme de collaboration entre les gouvernements locaux.

Ces deux questions déterminent que l'UHV reste un "projet national", et non une infrastructure de marché sous la décision libre des entreprises. Mais il est indéniable que, dans le contexte de l'expansion rapide des énergies nouvelles et de l'aggravation du déséquilibre régional, la très haute tension n'est plus une "option", mais une nécessité pour le "modèle chinois d'Internet de l'énergie".

Comment vendre de l'électricité ?

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

C'est aussi le facteur clé 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 au réseau électrique national → le réseau national gère la répartition → 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 énergies nouvelles. Le coût marginal de l'énergie photovoltaïque et éolienne est proche de zéro, mais sa production est sujette à des fluctuations et à des intermittences, ce qui ne convient pas à un système de planification électrique basé sur des tarifs fixes et une offre et une demande rigides. Ainsi, la question est passée de "peut-on vendre" à la ligne de vie de l'industrie des énergies nouvelles.

À partir de 2025, selon les nouvelles réglementations, tous les nouveaux projets de production d'énergie renouvelable dans le pays verront la suppression complète des 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 d'électricité, 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 d'électricité en temps réel, le prix de l'électricité peut changer toutes les 15 minutes ;
• Marché des services auxiliaires : fourniture de 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 les émissions de carbone.

Actuellement, plusieurs centres de négociation d'électricité ont été établis dans le pays, tels que les centres de négociation d'électricité de Beijing, Guangzhou, Hangzhou, Xi'an, etc., 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.

Examinons un exemple typique du marché au comptant :

Au cours de 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 de l'électricité dans les périodes creuses tombant à 0,12 yuan/kWh et atteignant un maximum de 1,21 yuan/kWh pendant les périodes de pointe. Dans ce mécanisme, si les projets d'énergie renouvelable peuvent être gérés de manière flexible (comme avec le stockage d'énergie), ils peuvent "stocker de l'électricité à bas prix et vendre de l'électricité à prix élevé", réalisant ainsi d'énormes profits sur la différence de prix.

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

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

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

1. Marché des certificats d'électricité verte (GEC). En 2024, des provinces et villes telles que le Jiangsu, le Guangdong et Pékin ont lancé des plateformes de négociation de GEC, permettant aux utilisateurs (en particulier les grandes entreprises industrielles) d'acheter des GEC à des fins de divulgation carbone, d'achats verts, etc. Selon les données de l'Association de recherche énergétique, le prix de transaction des GEC en 2024 se situe entre 80 et 130 RMB par MWh, soit environ 0,08-0,13 RMB/kWh, ce qui constitue un complément significatif au prix de l'électricité traditionnel.

2. Marché du carbone. Si les projets d'énergie renouvelable sont utilisés pour remplacer le charbon et sont intégrés au système national d'échange de droits d'émission de carbone, ils peuvent générer des revenus en « actifs carbone ». À la fin de 2024, le prix du marché national du carbone est d'environ 70 yuan/tonne de CO₂, chaque kilowattheure d'électricité verte permettant une réduction d'environ 0,8 à 1,2 kilogramme, ce qui donne un revenu théorique d'environ 0,05 yuan/kWh.

3. Ajustement des tarifs d'électricité entre les pics et les creux et incitations à la réponse à la demande. Les entreprises de production d'électricité signent des accords d'ajustement de consommation avec des utilisateurs à forte consommation d'énergie, réduisant la charge pendant les périodes de pointe ou renvoyant de l'électricité au réseau, ce qui leur permet de bénéficier de subventions supplémentaires. Ce mécanisme progresse rapidement dans des projets pilotes dans des régions telles que le Shandong, le Zhejiang et le 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 échangeables ?

Le modèle de projet basé sur "la course aux quotas et les subventions" appartient désormais au passé. À l'avenir, les entreprises d'énergie nouvelle doivent posséder une pensée financière, des capacités d'opération sur le marché, et même gérer les actifs énergétiques avec la même précision que celle appliquée dans les produits dérivés.

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

Pourquoi y a-t-il de l'électricité perdue ?

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 "si elle pourra être vendue après sa construction". Et le "rejet de l'électricité" est l'ennemi le plus silencieux mais le plus mortel dans ce processus.

Le terme "énergie gaspillée" 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 ne pouvez donc que la laisser se perdre inutilement. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, le gaspillage d'électricité signifie non seulement une perte directe de revenus, mais peut également affecter la demande de subventions, le calcul de la consommation d'électricité, la génération de certificats verts, et même avoir un impact sur les notations bancaires et la réévaluation des actifs par la suite.

Selon les statistiques de l'Administration nationale de l'énergie, le taux de rejet de l'énergie éolienne au Xinjiang a atteint jusqu'à 16,2 % en 2020, et les projets photovoltaïques dans des régions comme le Gansu et le Qinghai ont également connu un taux de rejet de plus de 20 %. Bien qu'à la fin de 2024, ce chiffre soit tombé respectivement à 2,9 % et 2,6 %, dans certaines zones et à certains moments, le rejet d'électricité reste une réalité à laquelle les promoteurs de projets ne peuvent pas échapper – en particulier dans les scénarios typiques de forte irradiation solaire et de faible charge à midi, où une grande quantité d'électricité photovoltaïque est "compressée" par le système de dispatching, ce qui revient à avoir produit de l'électricité pour rien.

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

Tout d'abord, il y a le goulot d'étranglement physique : dans certaines zones de concentration des ressources, la capacité des sous-stations est déjà saturée, et l'accès au réseau électrique est la principale limitation. Les projets peuvent être approuvés, mais ne peuvent pas se connecter au réseau. Ensuite, il y a la rigidité du mécanisme de régulation. La Chine s'appuie encore sur la stabilité des unités de génération d'électricité à base de charbon comme cœur de la régulation, l'incertitude de la production des énergies renouvelables pousse les unités de régulation à "limiter l'accès" par habitude, afin d'éviter les fluctuations du système. De plus, le retard dans la coordination de l'absorption entre les provinces entraîne le fait que, même si théoriquement "quelqu'un en a besoin", l'électricité ne peut "pas être envoyée" en raison des processus administratifs et des voies interprovinciales, et finit par être abandonnée. Sur le plan du marché, c'est un autre système de règles obsolète : le marché de l'électricité au comptant est encore à un stade précoce, les mécanismes de services auxiliaires et le système de signaux de prix sont loin d'être parfaits, et les mécanismes de régulation de stockage et 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 des politiques.

Depuis 2021, l'Administration nationale de l'énergie a inclus l'"évaluation de la capacité d'absorption des énergies nouvelles" dans les prérequis d'approbation des projets, exigeant que les gouvernements locaux précisent les "indicateurs de charge" locaux, et a proposé dans plusieurs politiques du 14e plan quinquennal de promouvoir l'intégration des sources, des réseaux, des charges et du stockage, de construire des centres de charge locaux, de perfectionner le mécanisme de transaction du marché de gros, et d'imposer l'installation de systèmes de stockage d'énergie pour aplanir les pics et les creux. Parallèlement, plusieurs gouvernements locaux ont mis en place un système de responsabilité de "taux d'absorption minimum", stipulant que le nombre d'heures d'utilisation annuelle des projets d'interconnexion des énergies nouvelles ne doit pas être inférieur à la ligne de base nationale, poussant ainsi les promoteurs de projets à envisager à l'avance des moyens d'ajustement. 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, des problèmes tels que la modernisation du réseau électrique, l'installation lente de stockage d'énergie et l'incertitude sur les droits de répartition régionale demeurent courants, et le rythme de l'impulsion institutionnelle et de la coopération du marché n'est toujours pas en adéquation.

Il est plus important de noter que l'abandon de l'électricité n'est pas simplement une question de "faible efficacité économique", mais plutôt 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 régulation du réseau électrique à travers les provinces et les régions, alors que les frontières administratives et de marché en Chine sont actuellement hautement fragmentées. Cela entraîne une grande quantité d'électricité "techniquement disponible" qui ne peut être intégrée dans le système institutionnel, 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 laissée de côté" est inoccupée, un scénario d'utilisation de l'électricité initialement marginalisé - le minage de cryptomonnaies - a émergé ces dernières années sous forme de clandestinité et de guérilla, retrouvant dans certaines régions une position "structurellement nécessaire" dans la réalité.

Ce n'est pas un hasard, mais le produit naturel de certaines lacunes structurelles. Le minage de cryptomonnaies, en tant qu'activité de calcul instantané à forte consommation d'énergie et à faible interférence durable, est naturellement compatible avec les projets de production d'énergie abandonnant l'éolien et le solaire. Les mines n'ont pas besoin d'une garantie de planification stable, ne nécessitent pas de connexion au réseau électrique, et peuvent même coopérer activement à la gestion de la charge. Plus important encore, cela permet de transformer l'électricité dont personne ne veut, en dehors du marché, en actifs sur la blockchain, créant ainsi un chemin de "monétisation des excédents".

D'un point de vue purement technique, c'est 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 mis fin au minage en 2021, non pas en raison de la consommation d'électricité elle-même, mais en raison des risques financiers et des problèmes d'orientation industrielle qui y sont associés. Le premier concerne l'opacité des chemins des actifs cryptographiques, ce qui peut entraîner des problèmes de régulation 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 ne correspond pas à la grande tendance actuelle de réduction de la consommation d'énergie et des émissions de carbone.

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

Ce type de redéfinition n'est pas sans précédent. À l'international, des pays comme le Kazakhstan, l'Iran et la Géorgie ont déjà intégré les "charges basées sur le calcul" dans leur système d'équilibre électrique, et même par le biais d'un échange "d'électricité contre des stablecoins", ont incité les mines à apporter des actifs numériques tels que USDT ou USDC au pays, comme source de réserves de change alternatives. Dans la structure énergétique de ces pays, le minage a été redéfini comme une "charge ajustable de niveau stratégique", servant à la fois à l'ajustement du réseau électrique et à la reconstruction du système monétaire.

Et la Chine, bien qu'il ne soit pas possible d'adopter une telle approche radicale, pourrait-elle rétablir partiellement, de manière limitée et conditionnelle, le droit d'existence des mines ? En particulier, dans une phase où la pression sur l'électricité abandonnée persiste et où l'énergie verte ne peut pas être complètement commercialisée à court terme, considérer les mines comme un mécanisme de transition pour la consommation d'énergie et considérer le bitcoin comme une réserve d'actifs sur la chaîne pour une allocation fermée pourrait être plus réaliste qu'un retrait uniforme, et pourrait également mieux servir la stratégie à long terme du pays 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 ; tandis que dans le monde de la chaîne, la valeur de l'électricité peut correspondre directement à une certaine puissance de calcul, un type d'actif ou un chemin pour participer au marché mondial. Alors que les pays construisent progressivement des infrastructures de puissance de calcul pour l'IA, avancent le projet "Est numérique, Ouest calculé" et construisent un système de monnaie numérique, ne devrait-on pas également prévoir, sur les plans politiques, un passage techniquement neutre et conforme pour un "mécanisme de monétisation de l'énergie sur la chaîne" ?

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

Conclusion : La propriété de l'électricité est un véritable choix.

Le système électrique de la Chine n'est pas en retard. L'énergie éolienne recouvre les déserts, le soleil brille sur les dunes, et les lignes à très haute tension traversent des milliers de kilomètres de terres arides, transportant l'électricité des régions frontalières vers les gratte-ciels et les centres de données des villes de l'est.

À l'ère numérique, l'électricité n'est plus seulement un combustible pour l'éclairage et l'industrie, elle devient l'infrastructure de calcul de valeur, les racines de la souveraineté des données, et une variable incontournable lors de la réorganisation du nouvel ordre financier. Comprendre la direction du "courant électrique" revient, dans une certaine mesure, à comprendre comment le système établit les limites de l'éligibilité. Le point d'atterrissage d'un kilowatt-heure n'est jamais déterminé naturellement par le marché, il cache derrière lui d'innombrables décisions. L'électricité n'est pas égale, elle doit toujours s'écouler vers les personnes autorisées, les scénarios reconnus et les récits acceptés.

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

Ce n'est pas une question de déréglementation ou de confinement d'un secteur, mais 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 fait en silence.

Références

[1] Site du gouvernement chinois, « Données statistiques sur 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 développement et de réforme, Institut de l'énergie, « Avancement de la construction de la base éolienne et solaire de Shagehuang », décembre 2024.

[5] Commission nationale de la réforme et du développement, "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 la suppression des subventions tarifaires fixes pour les nouvelles énergies en Chine", mars 2025.

[8] Centre de dispatching de l'électricité nationale, « Rapport sur le fonctionnement du marché de l'électricité au nord de la Chine (2024) ».

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

[10] Association Chinoise des Entreprises Électriques, « Annexe du Rapport sur l'Industrie Électrique 2024 ».

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

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

[13] CoinDesk, « Analyse des ajustements de la politique de minage du Kazakhstan », décembre 2023.