Énergie en Chine

Énergie en Chine
centrale chinoise à charbon.
Bilan énergétique (2011)
Offre d'énergie primaire (TPES)	2 727,7 M tep (114 204,5 PJ)
par agent énergétique	charbon : 68,1 % pétrole : 16,2 % gaz naturel : 4 % électricité : 3,8 %
Énergies renouvelables	3 %
Consommation totale (TFC)	1 507,2 M tep (63 104,3 PJ)
par habitant	2,03 tep/hab.
par secteur	ménages : 24,4 % industrie : 52 % transports : 14 % services : 4,3 % agriculture : 2,2 %
Électricité (2011)
Production	4 715,72 TWh
par filière	thermique : 80,9 % hydro : 14,8 % nucléaire : 1,8 % éoliennes : 1,5 % biomasse/déchets : 0,9 % autres : 0,1 %
Combustibles (2011)
Production	pétrole : 203 Mtep gaz naturel : 86 Mtep charbon : 1823 Mtep uranium : 22,5 Mtep
Commerce extérieur (2011)
Importations	électricité : 0,56 Mtep pétrole : 253,8 Mtep gaz naturel : 24,5 Mtep charbon : 98,8 Mtep
Exportations	électricité : 1,66 Mtep pétrole : 2,5 Mtep gaz naturel : 2,7 Mtep charbon : 16,2 Mtep
Sources
IEA

Le présent article traite du secteur énergétique en République populaire de Chine.

La Chine est le pays le plus peuplé du monde (1,351 milliards d'habitants en 2012), et son économie connait une croissance très rapide : selon le Fonds monétaire international, le produit intérieur brut (PIB) de la Chine s'est accru de 9,2 % en 2011 et 7,8 % sur le 1^er semestre de 2012, après avoir enregistré un taux moyen de croissance de 10 % de 2000 à 2011.

La Chine récupère ainsi progressivement le rang qui lui revient, étant donné sa population : le premier.

Mais elle a pris également le premier rang pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2 : ses émissions de CO2 par combustion sont passées de 5,8 % du total mondial en 1973 à 25,5 % en 2011, année où elles ont été de 7955 Mt de CO2 (total mondial : 31342 Mt, États-Unis : 5287). Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 5,92 t CO2, certes supérieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, mais très inférieures à la moyenne OCDE : 9,95 t CO2/hab, et encore plus à celle des États-Unis : 16,94 t CO2/hab ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 5,04 t CO2/hab.

La principale source de ces émissions est le charbon, dont la Chine est, en 2012, à la fois le 1^er producteur (45,3 % de la production mondiale) et le 1^er importateur (23,4 % des importations mondiales).

Comparaisons internationales

Dans les classements que publient l'Agence internationale de l'énergie et Observ'ER, la Chine apparaît parmi les tous premiers pays du monde pour la plupart des indicateurs :

Place de la Chine dans les classements mondiaux

Source d'énergie	indicateur	rang	année	quantité	unité	% monde	commentaires
Pétrole brut	Production	4e	2012	206	Mt	5,0 %	1er : Arabie saoudite, 2e : Russie, 3e : États-Unis
	Importation nette	2e	2011	251	Mt	12 %	1er : États-Unis (500 Mt)
Gaz naturel	Production	7e	2012	107	Mds m³	3,1 %	1er : États-Unis (681 Mds m³)
	Importation nette	9e	2012	36	Mds m³	4,4 %	1er : Japon (122 Mds m³)
Charbon	Production	1er	2012	3549	Mt	45,3 %	2e : États-Unis (935 Mt)
	Importation nette	1er	2012	278	Mt	23,4 %	2e : Japon (184 Mt)
Nucléaire	Production	9e	2011	86	TWh	3,3 %	1er : États-Unis (821 TWh)
	Puissance installée	9e	2011	12	GW	3,3 %	1er : États-Unis (102 GW)
	% nucléaire/élec*	10e	2011	1,8	%		1er : France (79,4 %)
Hydroélectricité	Production	1er	2012	823,3	TWh	22,5 %	2e : Brésil (416,8 TWh)
	Puissance installée	1er	2010	194	GW	19,4 %	2e : États-Unis (101 GW)
	% hydro/élec	7e	2011	14,8	%		1er : Norvège (95,3 %)
Produits pétroliers	Production	2e	2011	417	Mt	10,7 %	1er : États-Unis (824 Mt)
	Importation nette	2e	2011	25	Mt	5,8 %	1er : Japon (34 Mt)
Prod.élec.fossiles**	Charbon/lignite	1er	2011	3723	TWh	40,7 %	2e : États-Unis (1875 TWh)
Électricité	Production	1er	2011	4716	TWh	21,3 %	2e : États-Unis (4327 TWh)
	Exportation nette	6e	2011	13	TWh	4,6 %	1er : France (56 TWh)
Énergie éolienne	Production	2e	2012	118,1	TWh	22,1 %	1er : États-Unis (140,9 TWh)
Solaire	Production élec.	6e	2012	5,2	TWh	5,0 %	1er : Allemagne (28,0 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité ** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Des changements importants ont eu lieu en 2011-2012 :

• production de pétrole : en 2011, la Chine est passée du 5^e au 4^e rang ;
• charbon : en 2012, la Chine a augmenté ses importations de 57 % ;
• nucléaire : en 2011, la Chine a augmenté sa production de 16 %, passant de 2,7 % à 3,3 % du total mondial ;
• électricité : en 2011, la Chine a ravit aux États-Unis le 1^er rang des producteurs d'électricité ;
• éolien : la Chine a pris en 2011 la tête en termes de puissance installée avec 62,7 GW (26 % du total mondial) et a gardé ce premier rang en 2012 avec 75,3 GW (26,6 %) devant les États-Unis (60 GW), mais ces derniers restent en tête pour la production grâce au facteur de charge plus élevé de leurs parcs éoliens ;
• solaire : en 2012, la Chine a réalisé un bond en avant, passant du 8^e au 6^e rang avec une production multipliée par 2,7.

Ressources énergétiques

Les réserves prouvées récupérables de la Chine étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales) à :

• charbon : 114,5 milliards de tonnes récupérables à fin 2011 (62,2 Mds tonnes de charbon bitumineux, 33,7 Mds tonnes sub-bitumineux et 18,6 Mds tonnes de lignite), les 3^e du monde (13 % du total mondial) derrière les États-Unis et la Russie ; la production 2011 était de 3384 Mt, ce qui laissait seulement 34 ans de réserves ; mais cette estimation date de 1992 et n'a jamais été mise à jour. Une estimation de 998 milliards de réserves totales a été publiée par l'ONU. Les gisements sont répartis dans la plupart des régions, mais les trois quarts sont dans le nord et le nord-ouest, en particulier dans les provinces de Shanxi, Shaanxi et Mongolie-intérieure.

• pétrole et GPL : 20 400 M barils en janvier 2012 selon Oil & Gas Journal (14^e rang mondial mais 1^er rang en Asie-Pacifique) ; la production étant de 1492 Mbl en 2011, il reste 13,7 années de réserves ; la première découverte, celle du champ de Lachunmia, dans le Gansu (nord), date de 1939 ; deux gisements de grande envergure ont été découverts : Daqing (1959) dans le Heilongjiang, province limitrophe de la Sibérie (au bord du fleuve Amour), et Shengli (1961) près du golfe de Bo Hai (Shandong) ; les réserves de pétrole chinoises demeurent un secret ; le Oil & Gas Journal a relevé son estimation de 4 Mbl en 2012 par rapport à celles de 2009 ; les principaux gisements sont situés au nord-est.
• huile de schiste : 10 000 M barils en 2011 ; la première évaluation de ces ressources date de 2006, elle a donné une évaluation des réserves ultimes de 720 milliards de tonnes, dont 48 Mds t de ressource "in situ" ; les gisements sont situés dans 22 provinces ; une première exploitation est en cours à Fushun, la "capitale du charbon", où l'huile de schiste située au-dessus de la couche de charbon est extraite en tant que sous-produit. La production totale de la Chine est estimée à 10 000 barils/jour en 2010.

• gaz naturel : 3 030 milliards m³ fin 2011 ; la production 2011 étant de 102,7 Mds m³, il reste pour 29,5 ans de réserves ; des gisements ont été identifiés dans le bassin de Sichuan, celui d'Ordos (Mongolie-Intérieure), celui du Tarim au nord-ouest et le Yinggehai (mer de Chine du Sud). Les ressources chinoises ultimes sont supposées énormes : le Research Institute of Petroleum Exploration and Development les estime à 38000 Mds m³ dont 21 % offshore.

• gaz non conventionnels : les réserves de gaz de schiste étaient évaluées de façon très grossières par l'EIA à 1275 Tcf (trillions de pieds cube), soit plus que les réserves connues des États-Unis et du Canada réunies, mais les investigations de terrain restent à leurs débuts ; des évaluations géologiques ont conclu que les régions les plus prometteuses sont les bassins du Tarim, de l'Ordos et du Sichuan ; Shell, Chevron et ConocoPhillips, ainsi que de nombreux outsiders chinois ou étrangers, sont déjà engagés dans l'exploration du gaz de schiste en Chine ; mais le manque de gazoducs pour évacuer la production des éventuelles découvertes sera un frein majeur pour le succès du gaz de schiste ; les réserves de gaz de houille sont également importantes : 530 Tcf, et celles de gaz de réservoir compact (tight gas), plus modestes, ne sont pas négligeables : 106 Tcf.

• uranium : 116 kt sur un total mondial de 4005 kt, plus 55 kt de ressources probables. La production 2008 était de 770 tonnes. La prospection a été très active depuis plus de 50 ans ; les principaux gisements sont dans les provinces du Jiangxi et du Guangdong au sud-est, du Liaoning au nord-est et du Xinjiang et de la Mongolie Intérieure au nord.

• hydroélectricité : potentiel techniquement exploitable : 2474 TWH/an, soit 15 % du total mondial ; potentiel économiquement exploitable : 1753 TWH/an, soit 2,55 fois la production de 2011. La Chine a de loin le potentiel hydroélectrique le plus élevé au monde.

• solaire : le potentiel solaire théorique de la Chine est estimé à 1680 Mds Tep (19,5 millions de TWh) ; capter 1 % de cette ressource et l'utiliser avec un rendement de 15 % produirait autant d'électricité que le monde en produit en 18 mois.

• géothermie : la Chine dispose fin 2008 d'installations géothermiques (utilisation directe) de 8898 MWth installés, produisant 75348 TJ/an, soit 17,5 % du total mondial. 300 gisements ont été explorés ; les ressources à haute température sont surtout concentrées dans le sud du Tibet et l'ouest du Yunnan et du Sichuan, alors que les ressources à température moyenne sont réparties sur toute la zone côtière. Environ la moitié de la capacité installée est utilisée pour les bains et piscines, le 2^e usage est le chauffage urbain ; d'autres usages sont le séchage des récoltes, l'élevage piscicole, le chauffage des serres et la chaleur pour process industriel. L'utilisation des pompes à chaleur géothermiques (PCG) s'est accru de façon spectaculaire depuis quelques années, en particulier pour les jeux olympiques de 2008 ; fin 2009, la capacité installée en PCG atteignait 5,2 GWth, très supérieure à celle des autres usages. par contre, la production d'électricité est peu développée : la seule centrale géothermique est à Yangbajain (Tibet), avec une puissance de 24 MWe et une production de 125 GWh/an. L'Islande a apporté son expertise pour divers projets, en particulier un chauffage urbain de 250 000 m² dans la province de Hebei.

• éolien : le potentiel théorique du pays est estimé à 3000 GW, mais le Chinese Meteorology Research Institute estime le potentiel exploitable à 250 GW à terre et 750 GW en mer. La loi chinoise sur l'énergie renouvelable de février 2005 a encouragé financièrement le développement de l'éolien ; les régions les plus équipées fin 2008 étaient la région autonome de Mongolie Intérieure (31 % de la capacité nationale), suivie par les provinces de Liaoning, Hebei et Jilin. Le premier parc offshore, installé fin 2007 sur la plate-forme pétrolière Bohai Suizhong 36-1 de CNOOC, a produit 3,3 GWh la 1^re année.

• énergie marémotrice : les côtes sud-est des provinces de Zhejiang, Fujian et Guangdong sont considérées comme dotées d'un potentiel substantiel ; depuis 1956, plusieurs petites installations ont été construites pour le pompage de l'eau ; à partir de 1958, 40 petites centrales électrogènes marémotrices, d'une capacité totale de 12 kW, ont été construites. À partir de 1980, de plus grandes centrales les ont complétées : Jiangxa (3,2 MW) et Xingfuyang (1,3 MW), et la plupart des petites ont été abandonnées ; actuellement, 7 centrales sont en service, avec une puissance totale de 11 MW.

• énergie des vagues : en 1995, le Guangzhou Institute of Energy Conversion a développé un générateur d'électricité à turbine symétrique de 60 W pour bouées de navigation, dont 650 unités ont été déployées ; plusieurs autres technologies sont en expérimentation.

Production d'énergie primaire

Production d'énergie primaire de la Chine en 2009 (Mtep)

La Chine a produit en 2009 un total de 2085 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) d'énergie primaire, réparti comme indiqué sur le graphique ci-contre. On remarque la prépondérance écrasante du charbon : 73,8 % ; en 2^e position viennent, loin derrière, la biomasse (bois, biocarburants, déchets, etc) : 9,8 % ; en 3^e, le pétrole : 9,1 %, puis le gaz naturel : 3,4 % et l'hydroélectricité : 2,5 % ; le nucléaire ne représentait que 0,9 % et les autres énergies renouvelables (éolien, solaire, énergies marines) 0,5 %.

Charbon

Production de charbon en Chine par type.

Le bilan énergétique 2011 du charbon est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE CHARBON 2011
RESSOURCES	MTEP	%	EMPLOIS	MTEP	%
Production d’énergie primaire	1823	98,1	Consommation branche énergie	1308	70,4
Importations	99	5,3	Consommation finale	551	29,6
Exportations	-16	-0,9
Variation des stocks	-47	-2,5
Total ressources	1859	100	Total emplois	1859	100
Détail consommation branche énergie			Détail consommation finale
Production d'électricité	898	69	Industrie	432	78
Chaufferies	89	7	Transport	3	1
Transformation du charbon	138	11	Ménages	50	9
Usage propre branche énergie	64	5	Tertiaire	12	2
Usines de liquéfaction	2	0,2	Agriculture	9	2
Écarts statistiques	116	9	Non spécifié	11	2
			Usages non-énergétiques	34	6

La production de charbon de la Chine (45 % de la production mondiale) est tellement énorme que les importations, qui représentent que 5 % des besoins du pays, suffisent à en faire le premier importateur mondial avec 23 % du total mondial.

Une comparaison intéressante peut être faite avec la consommation de charbon de l'Allemagne : 77,4 Mtep soit 4,2 % de celle de la Chine. Mais après réduction à la consommation par habitant, on trouve : 0,95 tep/hab en Allemagne et 1,38 tep/hab en Chine ; la différence se trouve ainsi ramenée à 46 %.

La Chine utilise près de la moitié (48 % en 2011) de son charbon pour la production d'électricité. Quant à la consommation finale de charbon, elle va à 78 % à l'industrie et 9 % aux ménages.

En 2011, grâce à une vaste restructuration de l'industrie charbonnière, 7 entreprises produisent plus de 100 millions de tonnes de charbon : Shenhua, ChinaCoal, Shaanxi Coal and Chemical Industry, Shanxi Coking, Datong Coal Mine, Jizhong Energy et Shandong Energy ; leur production cumulée atteint environ un milliard de tonnes par an, soit 1/3 de la production totale.

Charbon en Chine (Mt)*
Année	Production	Importation nette	Net disponible
2005	2 226	-47	2 179
2008	2 761	nd	2 761
2009	2 971	114	3 085
2010	3 162	157	3 319
2011	3 576	177	3 753
source : Agence internationale de l'énergie

En 2013, la construction d'au moins 15 sites d'exploitation majeurs d'extraction de charbon a été autorisée, de quoi produire 100 millions de tonnes de plus ; c'est six fois plus qu'en 2012, et l'équivalent de 10% de la consommation annuelle des Etats-Unis ; l'investissement se chiffre à 8,9 milliards de dollars (6,5 mds €) ; la Chine entend ainsi atteindre l'objectif de son plan 2010-2015 : accroître sa capacité de production de charbon de 860 Mt en cinq ans, soit plus que la production totale de l'Inde.

Pétrole

Production et importations de pétrole en Chine
EIA (U.S. Energy Information Administration)

Le bilan énergétique 2011 du pétrole est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE PÉTROLE 2011
RESSOURCES	MTEP	%	EMPLOIS	MTEP	%
Production d’énergie primaire	203	46	Transferts et différences statistiques	0,5	0,1
Importations	254	58	Raffineries	434	99
Exportations	-2,5	-0,6	Usages propres industrie énergie	3,7	0,8
Variations stocks	-14,5	-3	Consommation finale	1,7	0,4
Total ressources	440	100	Total emplois	440	100
BILAN ÉNERGÉTIQUE PRODUITS PÉTROLIERS 2011
Importations	55	12	Exportations	31	7
Raffineries	423	90	Soutes	15	3
Variations stocks	-6	-1	Consommation branche énergie	26	6
Transferts	0,2	0	Consommation finale	398	84
Total ressources	472	100	Total emplois	472	100
Détail consommation branche énergie			Détail consommation finale
Production d'électricité	1,8	0,4	Industrie	55	14
Chaufferies	3,4	0,7	Transport	193	49
Usage propre branche énergie	20,9	4,4	Ménages	29	7
			Tertiaire	25	6
			Agriculture	15	4
			Usages non énergétiques	81	20

La Chine importe 58 % de ses besoins de pétrole ; ses raffineries couvrent sa demande de produits pétroliers, les importations de ces produits étant compensées par les exportations et les soutes.

Sa consommation finale de produits pétroliers est dominée par le secteur Transport : 49 %, suivi par les usages non-énergétiques (chimie) : 20 %, puis par l'industrie : 14 % ; les ménages ne consomment que 7 % (hors transports).

L'évolution de la production et des échanges de pétrole brut est retracée par le tableau ci-dessous et le graphique ci-contre.

Pétrole brut en Chine (Milliers de barils/jour)
Année	Production	Importation nette	Net disponible
1990	2768	-442	2326
2000	3378	1194	4572
2005	3792	2437	6229
2006	3865	2777	6643
2007	3926	3186	7112
2008	3987	3493	7480
2009	4023	3978	8001
2010	4308	4693	9001
2011	4289	5100	9390
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Provenance des importations de pétrole brut de la Chine en 2011
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Malgré un développement rapide de la production nationale (mais nettement ralenti depuis 2005), les importations ont augmenté encore plus vite, si bien que depuis 2010 la Chine importe plus de la moitié de ses besoins. La production de pétrole chinoise devrait s'accroître très lentement : 4,5 million barils/jour en 2013 ; sur le long terme, l'EIA prédit un plafonnement de cette production, qui atteindrait 4,7 barils/jour en 2035.

En 2011, la Chine est 2^e importateur de pétrole brut avec 5,5 Mb/jour après les États-Unis (8,7 Mb/j) et devant le Japon (4,3 Mb/j). Les importations de brut de la Chine sont très diversifiées, bien que l'Arabie saoudite représente près de 20 % du total. L'EIA prévoit une progression modérée de ces importations en 2012-2013 ; malgré cela, cet accroissement de 0,8 Mb/jour devrait représenter 64 % de la croissance mondiale prévue sur ces 2 années.

Les compagnies pétrolières nationales chinoise (NOCs) issues de la réorganisation du secteur dans les années 1990 sont :

• China National Petroleum Corporation (CNPC) et
• China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec).

Ces deux conglomérats verticalement intégrés contrôlent l'ensemble des activités pétrolières, de l'amont à l'aval, à travers de nombreuses filiales locales.

CNPC est leader dans l'amont en Chine, avec sa branche cotée en bourse PetroChina, et représente environ 60 % du pétrole et 80 % du gaz produits en Chine. Sa stratégie est d'accroître l'intégration de ses branches et de s'étendre vers l'aval.

Sinopec est plus concentré sur l'aval, en particulier le raffinage et la distribution, qui représentent environ 80 % du chiffre d'affaires de la compagnie. Elle cherche à acquérir plus d'actifs en amont progressivement.

D'autres NOCs ont émergé au cours des dernières années, en particulier China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), qui est responsable de l'exploration et de la production de pétrole offshore, mais concurrence de plus en plus CNPC et Sinopec en s'étendant vers l'aval, en particulier dans la province de Guangdong. Sinochem Corporation et CITIC Group ont aussi pris de l'importance dans le secteur pétrolier de la Chine, bien qu'à une échelle relativement moindre.

Par ailleurs, des compagnies pétrolières internationales (IOCs) ont obtenu un meilleur accès à l'offshore pétrolier et aux champs de gaz non conventionnels, principalement grâce à des accords de partage de production et des coentreprises, en particulier Conoco Phillips, Shell, Chevron, BP, Husky, Anadarko et Eni. Les NOCs doivent détenir une participation majoritaire dans tout contrat de partage de production (PSC) et peuvent devenir l'opérateur lorsque les coûts de développement ont été remboursés. Les IOCs apportent leur expertise technique afin de nouer partenariat avec une NOC et faire une percée dans les marchés Chinois.

La plupart des gisements chinois étant matures, la production plafonne et ne se maintient que grâce au développement de nouveaux gisements en offshore ou dans les zones reculées de l'ouest (Xinjiang, Sichuan, Gansu et Mongolie Intérieure), ainsi qu'aux techniques de récupération assistée du pétrole sur les gisements anciens tels que Daqing et Shengli.

L'exploration en offshore se heurte à des conflits territoriaux avec le Japon et le Viêt Nam.

La Chine intervient de plus en plus à l'étranger, grâce à ses énormes réserves de devises, pour sécuriser ses importations et accéder à des technologies nouvelles. Depuis 2009, les NOCs ont acquis des actifs au Moyen-Orient, en Amérique du Nord, en Amérique latine, en Afrique et en Asie. Elles ont investi 18 milliards de dollars en acquisitions d'actifs pétroliers et gaziers à l'étranger en 2011, dont 12 Mds pour accéder au techniques du gaz naturel liquéfié (GNL) et du gaz non conventionnel.

La production de pétrole de la Chine à l'étranger s'est accrue rapidement de 140 000 barils/jour en 2000 à plus de 1,5 million b/j en 2011, soit plus du quart de ses importations. CNPC a été la compagnie la plus active, mais Sinopec, CNOOC et d'autres NOCs ont également étendu leurs investissements outre-mer. CNPC, détenant des actifs en hydrocarbures dans 30 pays, a produit 1 million b/j de pétrole à l'étranger 2011. CNOOC a signé un contrat en 2012 pour acheter la compagnie pétrolière canadienne Nexen pour plus de 15 milliards $, qui sera la plus grosse acquisition chinoise à l'étranger si le gouvernement canadien accorde son autorisation. Les NOCs prévoient d'accroitre la part de leur production à l'étranger de 20 % à 30 % en 2015. Depuis 2008, les NOCs ont signé des accords «pétrole contre prêt» pour un montant de près de 100 milliards avec la Russie, le Kazakhstan, le Venezuela, le Brésil, l'Équateur, la Bolivie, l'Angola et le Ghana.

La Chine a, selon IHS Global Insight, un réseau intérieur d'environ 12 780 miles d'oléoducs pour le transport du pétrole brut (70 % gérés par CNPC et les 30 % restant par d'autres NOCs) et 8 265 miles pour les produits pétroliers ; elle prévoit d'ajouter 6000 miles à chacun de ces deux réseaux d'ici 2015. L'oléoduc Western China Refined Oil Pipeline (1150 miles) relie les raffineries d'Urumqi dans la province du Xinjiang à Lanzhou dans la province de Gansu, d'où partent d'autres oléoducs vers les provinces côtières.

La Chine a inauguré son premier oléoduc transnational en mai 2006 pour importer du pétrole du Kazakhstan et de Russie. Le géant pétrolier russe Transneft a construit de 2006 à 2011 la première partie d'un oléoduc de 3000 miles nommé Eastern Siberia-Pacific Ocean Pipeline (ESPO), qui livre 300000 b/j à CNPC qui l'achemine jusqu'à Daqing via un oléoduc chinois de 597 miles. Un autre oléoduc est en projet pour relier le Myanmar au Yunnan afin de raccourcir le trajet du pétrole du Moyen-Orient vers la Chine.

Gaz Naturel

Le bilan énergétique 2011 du gaz naturel est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE GAZ NATUREL 2011
RESSOURCES	MTEP	%	EMPLOIS	MTEP	%
Production d’énergie primaire	85,9	80	Consommation branche énergie	36,2	34
Importations	24,5	23	Consommation finale	71,5	66
Exportations	-2,7	-2,5
Total ressources	107,7	100	Total emplois	107,7	100
Détail consommation branche énergie			Détail consommation finale
Production d'électricité	18,6	17	Industrie	22	31
Chaufferies	2,4	2	Transport	10	14
Usage propre branche énergie	13,4	12	Ménages	22	31
Pertes	1,5	1,4	Tertiaire	6	8
			Usages non énergétiques	12	16

En 2011, la Chine importait 20 % (en net) de ses besoins en gaz naturel (5 % en 2009) ; 17 % des ressources totales allaient à la production d'électricité ; la consommation finale de gaz se répartissait entre l'industrie : 31 %, les transports : 14 %, les ménages : 31 %, le tertiaire : 8 % et les usages non énergétiques (chimie) : 16 %.

Voici l'évolution depuis 1990 :

Gaz naturel en Chine (Mds m³)
Année	Production	Importation nette	Net disponible
1990	508	-14	494
2000	962	-95	867
2005	1763	-108	1655
2006	2066	-73	1993
2007	2446	43	2490
2008	2685	40	2725
2009	2975	150	3125
2010	3334	435	3769
2011	3629	995	4624
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Malgré la croissance rapide de la production nationale, la Chine est devenue importateur net en 2007, et ses importations s'envolent depuis 2009, couvrant 12 % de la consommation en 2010 et 22 % en 2011. Le gouvernement chinois s'est donné comme objectif de faire passer la part du gaz dans la consommation d'énergie primaire de 4 % en 2011 à 10 % en 2020, afin de réduire les pollutions dues au charbon.

Une des principales voies d'importation de gaz est le gazoduc Asie centrale - Chine mis en service fin 2009 pour acheminer 40 milliards de m³/an de gaz du Turkménistan vers la Chine (Xinjiang).

Le 21 mai 2014, la Chine (China National Petroleum Corporation - CNPC) a signé avec la Russie (Gazprom) un contrat géant d'achat de gaz sur 30 ans, à partir de 2018 ; le gaz sera acheminé via un nouveau gazoduc reliant la Sibérie aux métropoles de la cote Est chinoise ; le volume livré devrait gonfler jusqu'à atteindre 38 milliards de mètres cubes par an ; le montant total du contrat dépasserait 400 milliards de dollars (293 milliards d'euros).

L'industrie représente 34 % de la consommation de gaz, mais la plus forte progression provient des centrales électriques et du secteur résidentiel. L'EIA prévoit un triplement de la demande de gaz en Chine d'ici 2035, à plus de 11000 Mds m³ (+5 % par an).

Le secteur gazier est dominé par les 3 géants pétroliers : CNPC, Sinopec et CNOOC. La production de gaz naturel est assurée à 73 % par CNPC ; Sinopec exploite le gisement de Puguang dans la province de Sichuan, un des plus prometteurs en Chine. CNOOC a construit les trois premiers terminaux de GNL à Shenzhen, Fujian et Shanghai et exploite la plupart des gisements gaziers offshore.

Les principales régions productrices de gaz naturel sont :

• le Sichuan (sud-ouest), dont les réserves sont estimées à 9800 Mds m³ ; les principales découvertes récentes sont les gisements de Yuanba et Puguang, développés par Sinopec, qui a démarré la production à Puguang en 2010 et prévoit d'en porter la production à 425 Mds m³/an ; Yuanba produira 120 Mds m³/an en 2015. Au Sichuan se trouve également le giseent de gaz à haute teneur en soufre de Chuandongbei, pour l'exploitation duquel CNPC a signé en 2007 un contrat de partage de production de 30 an avec Chevron afin de mettre en service ce gisement techniquement difficile d'ici 2013, avec une production de 219 Mds m³/an.
• le Xinjiang (nord-ouest) a produit 827 Mds m³ en 2011 ; selon IHS Global Insight, les gisements de Kela-2 et Dina-2 dans le bassin du Tarim ont des réserves prouvées de 15000 Mds m³, et la région est encore sous-explorée ; mais la structure géologique complexe et l'éloignement des centres de consommation rendent les coûts de développement élevés ; les deux oléoducs West-East Gas Pipelines de PetroChina, qui connectent la région autonome Xinjiang Uygur à Shanghai, Beijing et Guangdong, ont grandement étendu le potentiel du bassin du Tarim pour approvisionner les marchés de la Chine orienale. Le Tarim a été en 2011 la deuxième zone de production gazière de la Chine avec 602 Mds m³/an, soit 16 % de la production totale chinoise. D'autres découvertes à haut potentiel ont été effectuées dans le bassin de Junggar au Xinjiang et la bassin de Qaidam dans la province de Qinghai.
• au nord-est, la région pétrolière et gazière de Chanqing dans le bassin d'Ordos (Mongolie-Intérieure) est la première région productrice de gaz en Chine, avec le gisement de Sulige qui contient plus de 35000 Mds m³ de réserves ; bien que présentant des difficultés techniques, la production a atteint 912 Mds m³ en 2011, soit 25 % du total de la Chine. CNPC prévoit de porter la production à 1130 Mds m³ dans la région d'ici 2015. Total et Shell Oil ont des contrats de partage de production avec CNPC pour des projets de tight gas (gaz piégé dans des formations rocheuses imperméables) dans les gisements de Sulige et Changbei. Dans le bassin de Songliao se trouve le gisement de pétrole et de gaz de Daqing qui a produit 110 Mds m³ en 2011. Dans cette zone, la Chine a lancé des expérimentations de réinjection de dioxyde de carbone pour améliorer la récupération du gaz.
• en offshore : CNOOC a produit environ 200 Mds m³ en 2011 dans les eaux peu profondes de la Mer de Chine méridionale, soit 57 % de sa production totale en Chine ; le principal gisement de cette région est Yacheng 13-1, qui produit environ 124 Mds m³/an, mais a décliné depuis 2007 ; d'autres gisements ont compensé ce déclin. CNOOC projette d'explorer des gisements profonds dans le bassin du delta de la Rivière des Perles et le bassin de Qiongdongnan. En partenariat avec Husky Energy, la NOC a entamé le développement du premier gisement en eau profonde : Liwan 3-1, prévu pour démarrer sa production commerciale en 2013. D'autres IOCs (Chevron, BG et Eni) ont signé des contrats de partage de production pour des blocs en eau profonde dans cette région.

Uranium

La Chine produisait 770 tonnes d'uranium en 2008. Pour alimenter son parc nucléaire dont la capacité sera multipliée par cinq d'ici 2020, elle importe une part croissante de ses besoins, achetant une grande partie de la production du Kazakhstan, de la Namibie, d’Australie et d’Ouzbékistan. Le Canada a récemment accepté de lever des restrictions et d’exporter davantage d’uranium à la Chine. Ces 5 pays produisent 75 % de l’uranium extrait aujourd’hui dans le monde. L'électricien chinois CNNC est en négociation avec AREVA pour acheter une participation de 10 % dans la mine géante d’Imouraren au Niger, qui devrait être la 2^e plus grande mine d’uranium du monde, avec une production prévue de 5 000 tonnes d'uranium par an, après son lancement prévu fin 2014.

Biomasse

En 2011, la biomasse (bois, déchets agricoles et urbains,…) représentait 9 % de la production d'énergie primaire de la Chine et couvrait 12,3 % de sa consommation finale d'énergie.

Consommation d'énergie primaire

La consommation chinoise d'énergie primaire était en 2011 répartie en 68 % de charbon, 16 % de pétrole, 8 % de biomasse et déchets, 4 % de gaz naturel, 2,2 % d'hydroélectricité, 0,8 % de nucléaire et 0,8 % d'autres renouvelables, selon l'Agence internationale de l'énergie.

L'Energy Information Administration américaine donne pour 2009 une répartition légèrement différente : 70 % de charbon, 19 % de pétrole, 6 % d'hydroélectricité, 4 % de gaz naturel, 1 % de nucléaire, et 0,3 % d'autres renouvelables ; les écarts entre AIE et EIA proviennent de conventions différentes : l'EIA ne prend en compte que les énergies commercialisées, ce qui exclut presque entièrement la biomasse et les déchets ; par contre, elle valorise mieux les énergies renouvelables électriques en leur affectant des rendements de transformation identique à ceux des combustibles fossiles (voir bilan énergétique).

Le 12^e plan quinquennal (2011-2015) fixe comme objectif de porter la part des énergies non-fossiles dans la consommation d'énergie (7,3 % en 2009) à 11,4 % en 2015.

L'EIA prévoit que la part du charbon dans le mix énergétique sera ramenée à 59 % en 2035 grâce à l'amélioration attendue de l'efficacité énergétique et aux efforts de la Chine pour réduire son intensité carbone (émissions de carbone par unité de PIB). Malgré cela, la consommation de charbon devrait encore doubler sur cette période, du fait de la forte croissance de la consommation totale d'énergie.

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée

Tous les flux, de l'énergie primaire à la consommation finale d'énergie par les utilisateurs, peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé "bilan énergétique national" :

BILAN ÉNERGÉTIQUE 2011
RESSOURCES	MTEP	%	EMPLOIS	MTEP	%
Production d’énergie primaire	2432	89	Consommation branche énergie	966	35
Importations	433	16	Consommation finale non énergétique	127	5
Exportations	-54	-2	Consommation finale énergétique	1635	60
Stocks et Soutes	-83	-3
Total ressources	2728	100	Total emplois	2728	100

Les soutes sont les consommations d'énergie des transports internationaux (air et mer). Les consommations de la branche énergie comprennent :

• les pertes de conversion, en particulier celles des centrales électriques, qui consomment 1022 Mtep d'énergie primaire (dont 898 Mtep de charbon, soit la moitié de la production) pour produire 406 Mtep d'énergie électrique ;
• l'utilisation d'énergie pour les besoins propres de l'industrie énergétique (centrales électriques, raffineries, pompes des oléoducs et gazoducs, etc) : 160 Mtep ;
• les pertes de transport et de transformation : 27 Mtep.

Les consommations non énergétiques sont surtout celles de la chimie.

Énergie finale consommée

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée

Consommation finale de la Chine par énergie en 2009
source : IEA

Consommation finale de la Chine par énergie en 2011 :

• Charbon (33,7 %)
• Pétrole (24,3 %)
• Électricité (20,3 %)
• Bois, biocarburants, déchets (12,3 %)
• Gaz naturel (4,4 %)
• Chaleur (4,0 %)
• Éolien, solaire, etc (0,9 %)

Même après la transformation en électricité de la moitié des ressources charbonnières, le charbon (en utilisation directe) constitue encore la première énergie au stade la consommation finale : 33,7 % en 2011 (surtout dans l'industrie), suivi par les produits pétroliers : 24,3 %, l'électricité : 20,3 %, les biocarburants et déchets : 12,3 %, le gaz naturel : 4,4 %, la chaleur (chauffage urbain) : 4,0 %, les EnR hors hydro : 0,9 %.

L'industrie consomme surtout du charbon : 55 % et de l'électricité : 29 %, et secondairement des produits pétroliers : 7 %, de la chaleur : 5,7 % et du gaz : 2,8 %.

Les transports consomment bien entendu surtout des produits pétroliers : 91,4 %, du gaz naturel (4,6 %), un peu de charbon (1,5 %) et d'électricité (1,9 %) pour les chemins de fer.

Le résidentiel (ménages) consomme surtout des "biocarburants et déchets" : 54 %, qui désignent surtout le bois ainsi que les diverses utilisations des déchets agricoles : biogaz, bioéthanol, etc ; le charbon (13,7 %), en baisse (14,1 % en 2009), passe encore avant l'électricité (13,2 %), qui progresse rapidement (12 % en 2009), les produits pétroliers (7,8 % ; 7,1 % en 2009), le gaz naturel (6,0 % ; 4,3 % en 2009) et les réseaux de chaleur (4,6 %).

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée

La consommation finale d'énergie se répartit comme suit en 2011 :

• Industrie : 783 Mtep (48 %) ; en France : 21,1 % en 2011.
• Transport : 211 Mtep (13 %) ; France : 32,1 %.
• Résidentiel : 368 Mtep (22,5 %) ; France : 32,1 %.
• Tertiaire : 64 Mtep (4 %) ; France : 11,9 %.
• Agriculture : 34 Mtep (2 %) ; France : 2,7 %.
• non spécifié : 48 Mtep (3 %)
• usages non énergétiques (chimie) : 127 Mtep (8 %).

La comparaison avec la France est révélatrice des profondes différences dans la structure des deux économies : prépondérance de l'industrie en Chine, des déplacements (transport) et du logement (résidentiel) en France.

Secteur électrique

Production d'électricité

Production nette d'électricité en Chine, 1980-2011
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

En 2012, la production brute d'électricité en Chine s'élevait à 4 936,5 TWh, les centrales thermiques classiques en produisant 3 888,9 TWh (78,8 %), les centrales hydrauliques 823,3 TWh (16,7 %), les centrales nucléaires 98,4 TWh (2,0 %) et les autres EnR 125,9 TWh (2,5 %), dont éolien : 118,1 TWh (2,4 %) et solaire : 5,2 TWh (0,1 %).

En comparaison, la production brute d'électricité en France en 2012 était de 561,2 TWh. La Chine produit donc 8,8 fois plus d'électricité ; mais elle a une population 21 fois plus nombreuse ; sa production par habitant est donc 2,4 fois moins élevée.

Premier producteur mondial d'électricité depuis 2011, la Chine a définitivement distancé les États-Unis en 2012 avec 4 936,5 TWh contre 4 298,9 TWh ; la production chinoise a augmenté de 11,5 % par an de 2002 à 2012, soit un triplement en 10 ans ; la production thermique à flamme reste prépondérante, mais les énergies renouvelables ont progressé plus vite (12,5 % par an), progressant de 17,6 % à 19,2 % ; la Chine est le leader mondial de la production d'électricité d'origine renouvelable avec 949,2 TWh en 2012, loin devant les États-Unis (536,9 TWh) et le Brésil (462,2 TWh).

Évolution de la production brute d'électricité (TWh)

Source	2002	2009	2010	2011	2012	part 2012	2012/2011	2012/2002*
Thermique fossile	1 338,5	3 026,5	3 355,1	3 858,7	3 888,9	78,8 %	+0,8 %	+11,3 %
Nucléaire	25,1	70,1	73,9	87,2	98,4	2,0 %	+12,8 %	+14,6 %
Hydraulique	288,0	615,6	722,2	668,3	823,3	16,7 %	+23,2 %	+11,1 %
Autres EnR	3,3	30,6	58,0	93,0	125,9	2,5 %	+35,4 %	+44 %
Production brute	1 654,9	3 742,9	4 209,2	4 707,2	4 936,5	100,0	+4,9 %	+11,5 %
* taux de croissance moyen annuel

L'EIA fournit l'évolution de la production nette sur une plus longue période :

Évolution de la production nette d'électricité

TWh	1980	1985	1990	1995	2000	2005	2009	2010	2011	% 2011
Thermique classique	227,9	299,2	465,2	756,1	1041,5	1922,1	2802,5	3063,0	3595,5	80,3
Hydraulique	57,6	91,5	125,1	184,9	220,2	393,0	609,5	713,8	687,1	15,4
Nucléaire	0	0	0	12,4	15,9	50,3	66,6	70,2	83,0	1,9
Autres EnR	0	0	0,004	2,97	3,06	4,6	29,8	57,1	110,4	2,5
Production brute	285,5	390,7	590,3	956,3	1280,6	2370,1	3508,4	3904,1	4476,0	100,0

La prépondérance du thermique classique (charbon pour l'essentiel) est écrasante. Toutefois, les autorités déploient des efforts de plus en plus importants pour échapper à cette dépendance : développement de l'hydroélectricité, puis du nucléaire, et enfin de l'éolien et du solaire. Depuis 2000, la part du thermique classique a légèrement baissé : de 81,3 % à 80,3 % ; le nucléaire a gagné 0,7 points et les autres EnR 2,3 points, mais l'hydraulique a perdu 1,8 points, malgré une croissance de 212 %.

Thermique classique

Voici la liste des dix plus grandes centrales à charbon de Chine :

Centrale	Province	Puissance installée (MW)	Unités	Exploitant(s)
Centrale thermique de Tuoketuo	Mongolie-intérieure	5,400	8*600, 2*300 en service, 2*600 en construction	China Datang Corporation
Centrale thermique de Beilun	Zhejiang	5,000	5*600, 2*1000 en service	China Guodian Corporation
Centrale thermique de Taishan	Guangdong	5,000	5*600, 2*1000 en service	Guohua Group
Centrale thermique de Waigaoqiao	Shanghai	5,000	4*300, 2*900, 2*1000 en service	China Power Investment
Centrale thermique de Jiaxin	Zhejiang	5,000	2*300, 4*600, 2*1000 operational	Zhejiang Jiahua
Centrale thermique de Yangcheng	Shanxi	4,620	6*350, 2*600 en service, 2*660 en construction	China Datang Corporation
Centrale thermique de Zouxian	Shandong	4,400	4*335, 2*600, 2*1000 en service	Huadian Group
Centrale thermique de Ninghai	Zhejiang	4,400	4*600, 2*1,000 en service	Guohua
Centrale thermique de Houshi	Fujian	4,200	7*600 en service	Huayang Group
Centrale thermique de Yuhuan	Zhejiang	4,000	4*1,000 en service	Huaneng

Nucléaire

Ling Ao

Daya Bay

Qinshan

Tianwan

CEFR

Haiyang

Ningde

Sanmen

Yangjiang

Hongyanhe

Fuqing

Taishan

Fangchenggang

Shidao Bay

Changjiang

Localisation des centrales nucléaires chinoises

 En service  En construction

Centrale nucléaire de Daya-Bay (Guangdong) en 2007

Les réacteurs CANDU Qinshan 3-1 et 3-2 en 2009

Site nucléaire de Tianwan en octobre 2010

En mars 2014, la Chine exploite 21 réacteurs nucléaires opérationnels répartis sur 7 sites nucléaires de production d'électricité, et compte 28 réacteurs nucléaires en construction. Ce qui la place au 6ème rang en nombre de réacteurs en service ainsi qu'en capacité de production, et au 1er rang en nombre de réacteurs en construction devant la Russie (10 réacteurs en construction) et l'Inde (6 réacteurs en construction).
Avec une production d’électricité d’origine nucléaire s'élevant à 110 710 GWh en 2013, la Chine se situe au 5^e rang des pays producteurs d'énergie électrique d'origine nucléaire derrière les États-Unis d'Amérique, la France, la Russie, et la Corée du Sud. 2,11%de l'électricité produite en Chine en 2013, était d'origine nucléaire.

Le 16 mars 2011, à la suite de la catastrophe de Fukushima, le conseil d'état de la République populaire de Chine a décidé de geler les autorisations pour de nouveaux réacteurs nucléaires. En mai 2011, 26 réacteurs étaient en construction sur les 34 déjà autorisés. En octobre 2012, le conseil d'état de la République populaire de Chine a décidé la reprise des projets de construction de centrales nucléaires^,.

Avant 2008, la Chine prévoyait 40 000 MW en 2020, objectif relevé ensuite à 70-80 000 MW ; après Fukushima, il est revenu à 58 000 MW ; pour y parvenir, Pékin table essentiellement sur la technologie de Toshiba-Westinghouse ; les électriciens chinois sont en train de mettre la dernière main à leur premier réacteur de 3^e génération totalement chinois, le « CAP 1400 », dérivé de l'AP 1000 de Westinghouse, et travaillent déjà sur la prochain étape : un réacteur 1 700 MW, de même puissance que l'EPR français.

Les 2 réacteurs de la centrale de Daya-Bay ont été construits par les sociétés françaises Framatome et Spie Batignolles (devenue SPIE) en partenariat avec EDF et avec une importante participation chinoise. Les réacteurs appartiennent à 25 % à la compagnie Hong Kong-listed CLP Holdings, qui achète environ 70 % de la production du site pour les besoins de la ville de Hong Kong. La compagnie China General Nuclear Power Corporation possède les 75 % restants.

La centrale de Ling Ao a été construite sous la responsabilité des chinois en partenariat avec Areva et Alstom Power, les 2 dernières tranches (Lingao 3 et 4) sont de type CPR1000, évolution du REP français par CGNPC.

La 3^e phase de la centrale de Qinshan (Qinshan 3) comprenant deux réacteurs, est la première centrale nucléaire conçue et construite par les Chinois eux-mêmes sur la base de deux réacteurs CANDU.

La centrale de Tianwan comporte deux réacteurs du type VVER (REP) de 1060 MWe de conception russe.

Tous les réacteurs en cours de construction ou en projet sont du type à eau pressurisée sauf le projet Shandong Shidaowan qui est un prototype chinois de réacteur "HTGR" haute température refroidi au gaz (200 MW).

Au début janvier 2013, les autorités chinoises ont annoncé la reprise de la construction de leur « plus important projet nucléaire » : le site de Shidao qui comprendra un réacteur de recherche qu'elles qualifient de « 4^e génération » et 4 réacteurs AP 1000 de Westinghouse ; des spécialistes occidentaux doutent cependant que ce réacteur de la filière HTGR (réacteur refroidi au gaz à haute température), issu de la recherche de l'université de Tsinghua et doté d'un budget de 480 millions de dollars, remplisse les critères de la 4^e génération.

L'Académie des Sciences chinoise a annoncé en février 2011 le lancement d'un projet d'expérimentation du réacteur nucléaire à sels fondus (RSF), technologie déjà étudiée aux États-Unis dans les années 1960, et qui fait l'objet d'études et de recherches en vue d'un déploiement comme réacteur de quatrième génération, en particulier en Inde et en France, ainsi que par plusieurs entreprises privées ; ce type de réacteur présente de nombreux atouts : sécurité incomparablement meilleure que celle des réacteurs actuels, déchets dangereux près de 1000 fois moins abondants, réserves abondantes, taux d'utilisation de la matière première très supérieur, coûts probablement divisés par deux, etc. Le projet serait doté d'un financement de 250 millions de dollars et prévoit d'aboutir dans moins de vingt ans. Le D^r Jiang Mianheng, fils de l'ancien premier secrétaire Jiang Zemin, dirige le projet.

Le directeur général de State Nuclear Power Technology Corporation, Gu Jun, a annoncé le 1^er février 2013 que la Chine va démarrer en 2013 la prospection du marché mondial pour vendre son réacteur de 3^e génération, le CAP1400, dérivé de l'AP1000 de Toshiba/Westinghouse. La construction du premier CAP1400 devrait démarrer en 2013 près de Rongcheng, dans la province orientale du Shandong, pour un achèvement des travaux en 2017. Le directeur du Centre de recherches sur l'économie du secteur de l'énergie à l'université de Xiamen (sud-est), Lin Boqiang, cité par le China Daily, estime que « La Chine devra construire de 20 à 30 réacteurs CAP1400 chez elle avant de pouvoir établir son image de marque mondialement ». En dehors du CAP1400, deux autres réacteurs chinois "autochtones" de troisième génération sont en développement dans le pays, l'ACP1000 de la China National Nuclear Corporation (CNNC) et l'ACPR1000 par CGNPC. Pour rester dans la course, les acteurs français envisagent de développer avec les Chinois leur propre réacteur dérivé de la technologie EPR, comme Westinghouse l'a fait avec l'AP1000. L'an dernier, EDF et Areva ont conclu avec CGNPC un accord en sens.

Énergies renouvelables

L'énergie renouvelable joue un rôle croissant dans le développement économique et l'autonomie énergétique de la République populaire de Chine. En 2011, 17,9 % de sa production électrique étaient produits à partir de sources renouvelables, surtout grâce à la construction du plus grand nombre de projets hydroélectriques du monde. En 2009 elle disposait d'une capacité de production de houille blanche de 197 GW. On note une hausse sensible des investissement chinois dans le développement et la mise en place de technologies renouvelables et cet investissement fait partie de sa stratégie économique. Des chercheurs de l'Université de Harvard et de l'Université de Tsinghua ont tenté en 2009 de démontrer que l'énergie éolienne pourrait répondre aux besoins électriques chinois en 2030. Cependant, Wen Jiabao a déclaré dans un bulletin publié en mars 2012 que la Chine mettra fin à son expansion aveugle dans l'énergie éolienne et solaire, préférant à sa place le développement du nucléaire, de l'hydroélectrique et le gaz de schiste.

Hydroélectricité

Barrage des Trois-Gorges

Réservoir supérieur de la centrale de Tianhuangping.

La production hydroélectrique a fortement progressé (+23,2 %) en 2012 à 823,3 TWh (premier rang mondial) après avoir légèrement diminué en 2011 ; cette augmentation spectaculaire s'explique par des précipitations supérieures à la moyenne, mais aussi par la mise en service progressive de nouveaux barrages, en particulier le barrage des Trois-Gorges qui a atteint sa pleine puissance depuis juillet 2012 ; l'hydroélectricité a produit 16,7 % de l'électricité du pays en 2012.

Dans la liste des plus grands barrages hydroélectriques du monde, sur les 25 barrages de plus de 3000 MW, 8 sont en Chine :

Nom	Cours d'eau	Mise en service	Capacité (MW)
Barrage des Trois-Gorges	Yangzi Jiang	2008 / 2012	22 500
Barrage de Longtan	Hongshui	2009	6 300
Barrage de Laxiwa	Huang He	2010	4 200
Barrage de Xiaowan	Mékong	2010	4 200
Barrage de Pubugou	Dadu	2010	3 600
Barrage d'Ertan	Yalong	1999	3 300
Barrage de Gezhouba	Yangzi Jiang	1988	3 115
Barrage de Goupitan	Wu Jiang	2009	3 000

La capacité chinoise hydroélectrique dépassa 200 GW en août 2010, marquée par la présence de barrages géants comme le Barrage des Trois-Gorges avec une capacité installée de 21 000 MW. La "Commission nationale de développement et de réforme" dans son Onzième Plan Quinquennal (2006–2010) a fixé l'objectif de produire 300 GW de son électricité par la houille blanche en 2020. Le Douzième Plan Quinquennal a encore martelé l'importance de cette source d'énergie en exigeant l'accélération de la construction des barrages dans le sud-ouest.

La plupart des barrages électrogènes se trouvent au centre et au sud-ouest de la Chine, surtout dans les provinces de Sichuan et Yunnan, dont les deux tiers de la capacité hydroélectrique sont inexploités. Le projet de transmission ouest-est vise à relier cette capacité aux régions côtières énergivores.

Parmi les plus grandes centrales en construction, on peut citer les barrages de Xiluodu (13 860 MW), de Xiangjiaba (6 400 MW, achèvement prévu pour 2013) et de Nuozhadu (5 850 MW, prévu pour 2014). De 249 GW fin 2012, la puissance du parc hydraulique devrait atteindre 260 GW en 2015 et 350 GW en 2020.

Centrales de pompage-turbinage :

La Chine est le pays qui possède le plus grand nombre de centrales de pompage-turbinage de grande taille (1000 MW et plus) : 13 centrales de plus de 1000 MW avec une puissance totale de 17 884 MW, plus 6 centrales en construction (puissance totale : 8 204 MW).

Les centrales de Huizhou (2448 MW), de Guangzhou (2440 MW) et de Tianhuangping (1836 MW) sont les trois plus puissantes centrales de pompage-turbinage de Chine.

Autres EnR

Production nette d'électricité renouvelable hors hydro en Chine, 1990-2011
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Les tableaux ci-dessous et le graphique ci-contre montrent le développement récent et explosif des énergies renouvelables, en particulier des éoliennes (2,4 % de la production totale d'électricité) et biomasse+déchets (0,8 %) ; le solaire, malgré des investissements massifs, ne produit encore que 0,1 % de l'électricité chinoise, mais cette part devrait s'accroître, le gouvernement ayant décidé de favoriser le débouché intérieur pour l'énorme production chinoise de panneaux photovoltaïques, jusqu'ici exportée à 90 %.

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables hors hydro (TWh)

Source	2002	2009	2010	2011	2012	part 2012*	2012/2011	2012/2002**
Éoliennes	0,893	27,8	55,0	88,6	118,1	2,4 %	+33,3 %	+63,0 %
Solaire	0	0,223	0,55	1,90	5,245	0,1 %	+176 %	+174 %
Biomasse	2,4	2,4	2,3	2,4	2,4	0,05 %	+0,7 %	-0,2 %
Géothermie	0	0,153	0,162	0,169	0,177	0,004 %	+4,7 %	+6,4 %
Production brute	3,3	30,6	58,0	93,0	125,9	2,5 %	+35,4 %	+44 %
* part 2012 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2012/2002 : taux de croissance moyen annuel.

L'EIA fournit l'évolution de la production nette sur une plus longue période :

Évolution de la production nette d'électricité des énergies renouvelables hors hydro

TWh	1990	1995	2000	2005	2009	2010	2011	% 2011
Éoliennes	0,002	0,06	0,62	2,03	26,9	44,62	73,2	1,6
Solaire	0,002	0,01	0,02	0,07	0,39	0,94	3,0	0,1
Biomasse + déchets	0	2,90	2,42	2,41	2,35	11,41	34,0	0,8
Géothermie	0	0	0	0,12	0,15	0,16	0,16	0,004
Production brute	0,004	2,97	3,06	4,6	29,8	57,1	110,4	2,5
% 2011 : part dans la production totale d'électricité NB : les déchets non renouvelables sont pris en compte avec la biomasse.

Solaire

Une partie du parc solaire Gansu-Dunhuang.

Tour de la Rivière des Perles, gratte-ciel à énergie positive à Guangzhou.

En 2013, la Chine s'est placée largement en tête du marché mondial, avec 11,8 GW installés, dont 11,3 GW connectés au réseau ; le 2^e marché, celui du Japon, se situe loin derrière avec 6,9 GW. La Chine s'est hissée au 2^e rang mondial pour sa puissance installée : 18,3 GW fin 2013, derrière l'Allemagne (35,5 GW). Elle représente ainsi 13 % du total mondial.

La production solaire de la Chine a connu en 2012 une croissance explosive : +176 % à 5,2 TWh, passant du 8^e au 6^e rang mondial ; la Chine pourrait prochainement devenir le premier marché mondial pour le solaire photovoltaïque : le gouvernement a annoncé qu'il espérait réaliser un volume d'installations de 10 GW en 2013, soit le double de 2012 ; ses onjectifs ont constamment été revus en hausse, la dernière révision affichant 40 GWc pour 2015, financés en partie par le "Golden Sun Program" ; ces décisions s'inscrivent dans un contexte de ralentissement de la croissance du marché mondial : pour tenter d'endiguer la crise de l'industrie solaire chinoise, le gouvernement a stimulé son marché domestique, y développant un large portefeuille de projets.

La Chine est devenue le plus grand producteur de panneaux solaires photovoltaïques, représentant en 2010 près de 50 % de la fabrication mondiale. Ses six plus grands fabricants solaires valent plus de 15 milliards $. Cinq des dix principaux fabricants mondiaux de cellules photovoltaïques sont chinois et deux sont taïwanais ; de plus, Canadiansolar (n^o 7), dont le siège est à Toronto, est dirigée par un chinois et a son centre de recherche et ses unités de production en Chine.

Dans le classement mondial 2013 des dix plus grands producteurs de cellules photovoltaïques, cinq sont chinois : le n^o 1 mondial, Yingli Green Energy, le n^o 2, Trina Solar, le n^o 6, Jinko Solar, le n^o 8, JA Solar et le n^o 10, Suntech Power.

Le département américain au Commerce a annoncé en mars 2012 des taxes anti-dumping sur l'importation de panneaux solaires chinois pouvant aller jusqu’à 250 %, qui sont entrées en application en novembre, avec effet rétroactif. Ces taxes se décomposent en deux parties, l’une liée au dumping dont les Américains accusent les Chinois, l’autre ayant pour objet de compenser les aides dont bénéficient les fabricants chinois de la part de leur gouvernement, aides jugées abusives par les industriels américains, qui accusaient la Chine de vendre aux États-Unis des cellules solaires à un prix de 18 à 250 % inférieur au prix juste. Les Chinois Suntech Power, Trina Solar, Yingli, JA Solar ou Haeron Solar, les plus gros fabricants au monde et les plus présents sur les marchés occidentaux, seront soumis à des taxes dont le cumul ne dépasse pas 50 % ; les taxes à 250 % frappent des sociétés qui ne sont pas encore présentes aux États-Unis. La Chine, de son côté, a ouvert en septembre 2012 une enquête pour déterminer si les prix du silicium pratiqués par les Américains étaient bien conformes aux règles internationales du commerce.

En Europe, deux plaintes ont été déposées en septembre et octobre auprès de la Commission européenne, la première pour dumping, la seconde pour «subventions illégales», par l'association EU ProSun, emmenée par l'allemand SolarWorld. Cette plainte est contestée par l'AFASE (Alliance for affordable solar energy), dont les dirigeants sont des représentants locaux des grands fabricants chinois. La Commission européenne a confirmé le 8/11/2012 qu'elle ouvrait une enquête antidumping sur les importations de panneaux solaires fabriqués en Chine et une enquête antisubvention.

Un accord a été conclu en juillet 2013 entre la Commission européenne et la Chine sur un prix minimum de vente de 0,56 €/W pour les panneaux et un volume maximum d'exportation de Chine vers l'Europe de 7 GW par an ; cette limite représente 60 % du marché européen, alors que la Chine avait en 2012 une part de marché de 80 %.

Une réglementation adoptée en octobre 2012 oblige les sociétés exploitant le réseau électrique chinois à offrir un raccordement gratuit aux installations solaires d’une puissance inférieure à 5MW ; cette règle fait partie d’une série de mesures visant à dynamiser le secteur de l’énergie solaire, accablée par surproduction et ralentissement des marchés exports ; le premier système solaire d’un particulier a été relié au réseau électrique à Qingdao fin 2012.

En décembre 2012, le gouvernement chinois a alloué 7 milliards de yuans supplémentaires à l’industrie photovoltaïque nationale. En plus du relèvement de 40 % des objectifs de capacité pour 2015, portés à 21 GW en septembre, ce soutien montre l’importance accordée au secteur par la nouvelle administration de Pékin. Cela porte les subventions à l’industrie accordés en 2012 à 13 milliards de yuans (environ 1,58 milliards d’euros), sans compter les prêts à taux préférentiels des banques d’état qui reposent sur des décisions naturellement politiques.

Le photovoltaïque pèse lourd dans les dépenses publiques avec une subvention de 0,42 CNY/kWh (5 c€/kWh), encore élevée par rapport au prix de l'électricité en Chine.

Selon l'étude de marché de la Deutsche Bank consacré au solaire (janvier 2014), le marché du photovoltaïque en Chine devrait passer de 8 GW en 2013 à 12 GW en 2014 (10 GW à 14 GW suivant les scénarios) et 14 GW en 2015 ; le gouvernement chinois a annoncé une modulation des tarifs obligatoires d'achat (1 Ұ/kWh], soit 0,16 $/kWh pour les grands parcs solaires jusqu'ici) selon les régions à partir du 01/01/2014, ce qui a déclenché une explosion des demandes d'autorisation dans les régions dont les tarifs vont baisser (Ouest et Nord) ; les tarifs d'achat pour les petites installations (0,42 Ұ/kWh) sont avantageux car ils sont accordés pour toute la production, y compris sa part autoconsommée qui n'est pas facturée, alors que les prix de l'électricité pour les ménages sont de 0,6 à 0,8 Ұ/kWh. De plus, certaines provinces accordent des subventions supplémentaires (Hebei, Jiangsu).

Transport et distribution

Le réseau électrique chinois, comme celui d'autres pays de dimensions continentales, doit affronter le problème de l'effet capacitif qui rend peu intéressant le transport d'électricité en courant alternatif sur des distances supérieures à 500 à 1 000 km ; en particulier, pour transporter l'électricité produite à l'intérieur du pays (barrage des Trois-Gorges par exemple), vers les régions côtières, principales zones de consommation du pays. D'où la construction de liaisons à courant continu en haute-tension (HVDC), semblables à celle de 1 480 km construite au Québec pour acheminer l'électricité produite par les barrages géants de la Baie James vers les villes du Québec et du Nord des États-Unis.

Dans la liste des installations à courant continu haute tension, on relève 10 lignes HVDC de longue distance en Chine :

Nom	longueur (km)	puissance (MW)	inauguration	fournisseur
Xianjiaba - Shanghai	2071	6400	2011	ABB
Yunnan - Guangdong	1400	5000	2010	Siemens
Xiluodo - Guangdong	1286	6400	2013	NR(Protection&Control)
Guizhou-Guangdong II GuG II	1225	3000	2007	Siemens
Guizhou-Guangdong I GuG I	980	3000	2004	Siemens
Tianshengqiao - Guangzhou "Tian-Guang"	960	1800	2001	Siemens
Three Gorges-Guangdong - Huizhou	940	3000	2004	ABB
Hulunbeir-Liaoning	920	3000	2010	ABB
Three Gorges-Shanghai	900	3000	2006	ABB
Three Gorges-Changzhou	860	3000	2003	ABB/Siemens

à cela s'ajoute un nombre au moins aussi important de liaisons en construction ou en projet.

La State Grid Corporation of China (SGCC), la plus grande compagnie d'électricité du pays, a annoncé le 12/12/2012 que la Chine avait établi un record mondial en termes de longueur de ligne à très haute tension (THT) mise en opération commerciale : cette ligne THT, reliant Jinping dans la province du Sichuan (sud-ouest) à Sunan dans la province du Jiangsu (est), est un projet de transmission de courant continu ; elle détient les records mondiaux en termes de capacité de transmission, de distance de transmission et de voltage, selon la SGCC ; longue de 2 059 km, elle est capable de transmettre 7,2 millions de kWh d'électricité, contre le record actuel de 6,4 millions de kWh. Des lignes similaires ont été développées en Russie et au Japon, mais l'utilisation de cette technologie n'est pas très répandue en raison des coûts élevés et d'une demande limitée aux liaisons de très grande longueur.

La tension de distribution est : 220 V (230 V en Europe), et la fréquence normalisée : 50 Hz, comme en Europe. Les modèles de prises et de fiches en usage sont semblables à celles des États-Unis (voir [2]).

Consommation d'électricité

Consommation d'électricité par secteur en Chine en 2009
source données : IEA

En 2011, l'industrie représentait 68,7 % de la consommation d'électricité, contre 14,6 % pour la consommation domestique, 5,7 % pour le tertiaire et 2,6 % pour l'agriculture. On retrouve la prépondérance de l'industrie constatée au niveau de l'énergie finale consommée, mais encore plus massive au niveau de la consommation de l'électricité (68,7 % contre 51,6 %, surtout du fait de la faible part de l'électricité dans les transports) ; en contrepartie, on retrouve également la faible part des secteurs résidentiel et tertiaire. En France, la part de l'industrie est seulement de 28,2 % en 2011, celle du résidentiel de 46,8 % et celle du tertiaire de 20,5 %.

Impact environnemental et social

Émissions de gaz à effet de serre

Émissions de CO2 par consommation d'énergie en Chine

Du fait de son énorme consommation d'énergie, la Chine a récemment atteint le premier rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2 : ses émissions de CO2 dues à la consommation d'énergie sont passées de 5,8 % du total mondial en 1973 à 25,5 % en 2011, année où elles ont été de 7955 Mt de CO2 (total mondial : 31342 Mt, États-Unis : 5287).

Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 5,92 t CO2, certes supérieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, mais très inférieures à la moyenne OCDE : 10,10 t CO2/hab, et encore plus à celle des États-Unis : 16,94 t CO2/hab ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 5,04 t CO2/hab.

L'évolution des émissions de CO2 dues à la consommation d'énergie est retracée par le tableau ci-dessous et le graphique ci-contre :

Évolution des émissions de CO2 dues aux consommations d'énergie en Chine

Mt CO2	1980	1990	1995	2000	2005	2009	2010	% 2010
Charbon	1162	1905	2350	2157	4532	5972	6946	83,5
Pétrole	256	335	476	643	889	1060	1166	14,0
Gaz naturel	31	30	36	50	92	173	209	2,5
Total	1448	2270	2862	2850	5513	7205	8321	100,0

NB : ces chiffres ne prennent en compte que le dioxyde de carbone ; les autres gaz à effet de serre, en particulier le méthane, sont loin d'être négligeables ; si l'on ajoutait les émissions de méthane, la part du gaz naturel serait nettement plus importante.

On notera aussi l'importante divergence entre les émissions calculées par l'IEA : 7311 Mt de CO2 en 2010, et par l'EIA : 8321 Mt.

Pollution atmosphérique

La pollution atmosphérique atteint des niveaux très élevés, en particulier du fait des émissions de particules et de gaz toxiques des centrales au charbon. Fin janvier 2013, les autorités de Pékin ont vivement conseillé à la population de rester, si possible, chez eux, devant l'étendue de la pollution atmosphérique. De plus en plus d'habitants se déplacent le visage recouvert d'un masque filtrant. Ce n'est pas la première fois que cette situation se produit. Le mardi 29/01/13, les autorités locales ont ainsi affirmé avoir imposé la fermeture de 103 usines et avoir interdit à 30 % du parc des voitures officielles de circuler. L'ambassade des États-Unis, qui calcule et publie son propre indice de qualité de l'air, jugeait que la pollution atmosphérique avait atteint un niveau "dangereux" le 30/01/13.

De plus en plus d’expatriés des grands groupes étrangers décident de vivre seuls à Pékin ou Shanghai pour ne pas exposer leurs enfants à l’air vicié : les effectifs de l’école japonaise de Pékin viennent ainsi de tomber de 592 à 491 élèves en 2014 ; sur le campus japonais de Pudong, à Shanghai, le nombre total d’élèves a aussi baissé de près de 10 % par rapport à la rentrée d’avril 2013 ; les effectifs du lycée français de Pékin seraient également en forte baisse à la rentrée prochaine.

Le « brouillard polluant  » qui enveloppe régulièrement la capitale chinoise commence à faire fuir les touristes étrangers : en 2013, quelque 4,5 millions de visiteurs étrangers ont visité Pékin, soit un recul de 10% par rapport à 2012, selon l’agence Chine nouvelle qui cite des statistiques officielles ; les mesures prises par les autorités (fermetures d’usines, restriction des ventes de voitures ) ne convainquent guère les experts ; la concentration de l’air en microparticules (type PM2.5, les plus nocives pour l’organisme) avait brièvement atteint en 2013 près de 40 fois le niveau maximal d’exposition recommandé par l’Organisation mondiale de la santé (OMS), notamment en janvier 2013.

Impact environnemental des barrages

Bien qu'elle n'émette pas de gaz à effet de serre lors de la production de l'électricité, l'hydroélectricité n'est pas sans impacts environnementaux et sociaux. Les glissements de terrain, l'inondation de terres cultivées, les tremblements de terre causés parfois par le poids des énormes masses d'eau stockées dans les grands barrages, et la ruine des habitats de reproduction de poissons sont citées comme dégâts. Par ailleurs, elle a causé le déplacement de plus de 15 millions de paysans locaux, qui ont du mal à s'adapter aux milieux urbains extrêmement différents de leurs régions natales. John Hari prétend que jusqu'en 1980 2 296 barrages ont cédé, avec un bilan de 240 000 victimes. Le Barrage des Trois-Gorges, peu après sa construction, commença à provoquer des glissements de terrain et des vagues meurtrières. Ses affluents ne pouvaient plus se nettoyer, et par conséquent ses eaux devinrent carcinogènes. Plus de 1,8 million d'habitants ont été déplacés pour sa construction.

L'attention attirée par les médias et les ONG sur les impacts écologiques et sociaux a suscité l'amélioration du cadre règlementaire qui permet d'espérer que les impacts environnementaux de l'hydroélectricité pourront être progressivement mieux pris en compte dans les projets.

Accidents dans les mines de charbon

En 2003, le taux de mortalité par tonne de charbon en Chine était 130 fois plus élevé qu'aux États-Unis, 250 fois plus qu'en Australie et 10 fois plus qu'en Russie.

Neuf ans plus tard, ce taux de mortalité a été divisé par dix. Le secteur charbonnier chinois reste cependant, avec 1079 morts en 2013, le plus dangereux du monde.

Notes et références

Références

• (en) [PDF] International Energy Agency (IEA) - Agence internationale de l’énergie Key World Energy Statistics 2013, consulté le 10 octobre 2013.

• [PDF] Observ'ER La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - 15è inventaire - édition 2013 - chapitre 2 - aperçu des dynamiques régionales par filière, consulté le 5 février 2014.

• [PDF] Observ'ER La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - 15ème inventaire - Édition 2013 - chapitre 3 : détails par région et pays - Chine, site Observ'ER consulté le 8 février 2014.

• (en)[PDF]World Energy Council (WEC), WEC survey of energy resources 2010, World Energy Council (WEC) - Conseil Mondial de l’Énergie, 2010 (lire en ligne)

• (en)[PDF]Energy Information Administration (EIA), Country analysis brief China, april 2012, Energy Information Administration, 2012 (lire en ligne)

• Autres références

Articles connexes

• Industrie charbonnière en Chine
• Liste des centrales nucléaires de Chine
• Barrage des Trois-Gorges