Pourquoi la Chine, premier producteur d'électricité au monde, ne peut-elle pas l'utiliser pour extraire du bitcoin ?
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Pourquoi la Chine, premier producteur d'électricité au monde, ne peut-elle pas l'utiliser pour extraire du bitcoin ?
Le cœur du débat sur le minage du bitcoin ne réside jamais dans la question de sa consommation d'électricité, mais dans notre volonté d'admettre qu'il constitue une « existence raisonnable ».
Dédié à des analyses Web3 approfondiesRédaction : Liu Honglin
Je ne comprenais pas l'électricité
Pendant les vacances du 1er mai, j'ai conduit le long du corridor de Hexi, de Wuwei à Zhangye, Jiuquan, puis jusqu'à Dunhuang. Sur les routes du désert, des champs d'éoliennes apparaissent souvent de chaque côté, silencieusement dressées dans le paysage aride, offrant un spectacle impressionnant, comme une muraille aux allures de science-fiction.
* Image provenant d'Internet
La Grande Muraille d’il y a mille ans protégeait les frontières et le territoire, tandis que ces éoliennes et panneaux photovoltaïques d’aujourd’hui défendent la sécurité énergétique d’un pays, le cœur même de la prochaine génération industrielle. Le soleil et le vent n’ont jamais été aussi systématiquement organisés, intégrés dans la stratégie nationale, devenant une composante de la souveraineté.
Dans l’industrie Web3, tout le monde sait que le minage est une activité fondamentale, l’une des infrastructures les plus primitives et solides de cet écosystème. Chaque cycle haussier ou baissier, chaque essor de la chaîne s’accompagne invariablement du bruit constant des machines en fonctionnement. Et chaque fois que nous parlons de minage, ce sont surtout les performances des équipements et le prix de l’électricité qui reviennent en priorité — peut-on gagner de l’argent avec le minage ? Le coût de l’électricité est-il élevé ? Où trouver de l’électricité à faible coût ?
Mais face à cette route électrique s’étendant sur des milliers de kilomètres, j’ai soudain pris conscience que je ne comprenais absolument pas l’électricité : d’où vient-elle ? Qui peut produire de l’électricité ? Comment est-elle transportée du désert vers des lieux situés à des milliers de kilomètres ? Qui l’utilise ? Et comment est-elle tarifée ?
C’est une lacune dans ma compréhension, et certains d’entre vous pourraient partager cette curiosité. C’est pourquoi je souhaite utiliser cet article pour combler ce manque, en repartant des bases : comprendre à nouveau le kilowattheure, en explorant la production d’électricité en Chine, la structure du réseau, les transactions énergétiques et les mécanismes d’accès aux consommateurs finaux.
Bien entendu, c’est la première fois que Honglin, avocat, aborde un sujet et un secteur totalement nouveaux. Il est certain qu’il existe des insuffisances et des erreurs ; vos précieux commentaires sont les bienvenus.
Combien d’électricité la Chine produit-elle exactement ?
Commençons par un fait macroscopique : selon les données publiées au premier trimestre 2025 par l’Administration nationale de l’énergie, la production annuelle chinoise d’électricité en 2024 a atteint 9 418,1 milliards de kWh, en hausse de 4,6 % par rapport à l’année précédente, représentant environ un tiers de la production mondiale. Pour situer les choses, la production annuelle combinée de toute l’Union européenne représente moins de 70 % de celle de la Chine. Autrement dit, non seulement la Chine dispose d’électricité, mais elle se trouve simultanément dans un état de « surplus électrique » et de « restructuration du système ».
La Chine ne produit pas seulement davantage d’électricité, mais ses méthodes ont changé.
À la fin 2024, la capacité totale installée dans tout le pays atteignait 3,53 milliards de kW, en hausse de 14,6 %, dont la part des énergies propres a encore augmenté. Les nouvelles installations photovoltaïques représentaient environ 140 millions de kW, les nouvelles éoliennes 77 millions de kW. En proportion, la Chine a représenté 52 % des nouvelles installations photovoltaïques mondiales et 41 % des nouvelles éoliennes en 2024. Sur la carte mondiale des énergies propres, la Chine joue presque un rôle « hégémonique ».
Cette croissance n’est plus concentrée uniquement dans les provinces traditionnellement fortes en énergie, mais s’oriente progressivement vers les régions du Nord-Ouest. Des provinces comme le Gansu, le Xinjiang, le Ningxia et le Qinghai deviennent des « grandes provinces de l’énergie nouvelle », passant progressivement du statut de simples exportateurs de ressources à celui de piliers principaux de la production énergétique. Pour soutenir cette transition, la Chine a lancé un plan national de bases d’énergies nouvelles dans les zones de sable, désert et steppes arides (« Sha Ge Huang ») : regroupant plus de 400 millions de kW d’éoliennes et de photovoltaïques dans les déserts, les steppes et les terres arides, dont environ 120 millions de kW ont déjà été inclus dans le plan quinquennal « 14e plan ».
* La première centrale thermosolaire à tour à sels fondus de Chine, Shouhang Energy Saving 100 MW, à Dunhuang (image provenant d'Internet)
Parallèlement, le charbon n’a pas complètement disparu, mais évolue progressivement vers une source d’énergie flexible, utilisée pour lisser les pics de demande. Selon les données de l’Administration nationale de l’énergie, la capacité installée de centrales à charbon a augmenté de moins de 2 % en 2024, tandis que les taux de croissance respectifs du photovoltaïque et de l’éolien ont atteint 37 % et 21 %. Cela signifie que la structure « basée sur le charbon, dominée par le vert » est en train de se mettre en place.
Sous l’angle spatial, l’offre et la demande d’énergie électrique étaient globalement équilibrées en 2024, mais des excédents structurels subsistent localement, notamment dans certaines périodes des régions du Nord-Ouest où l’on observe des cas de « trop d’électricité non utilisable ». Ce constat posera le cadre concret pour notre discussion ultérieure sur la question de savoir si le minage de Bitcoin pourrait constituer une voie de valorisation de l’excédent électrique.
En résumé : la Chine ne manque pas d’électricité aujourd’hui, mais elle manque d’électricité « ajustable », « absorbable » et « rentable ».
Qui peut produire de l’électricité ?
En Chine, produire de l’électricité n’est pas une activité librement accessible. Ce n’est pas un secteur purement libéralisé, mais plutôt une « concession réglementée », soumise à des politiques d’accès et à des plafonds réglementaires.
Conformément aux « Règlements sur la gestion des licences d’exploitation électrique », toutes les entités souhaitant exercer une activité de production d’électricité doivent obtenir une « licence d’exploitation électrique (catégorie production) ». L’autorité chargée de l’approbation est généralement l’Administration nationale de l’énergie ou ses agences déléguées, selon l’échelle, la région et le type technologique du projet. La demande implique souvent plusieurs évaluations croisées :
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Le projet est-il conforme aux plans nationaux et locaux de développement énergétique ?
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A-t-il obtenu les autorisations d’utilisation des sols, d’évaluation environnementale et de protection des eaux ?
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Remplit-il les conditions de raccordement au réseau et d’absorption de l’électricité ?
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Est-il techniquement conforme, financièrement solide et sécurisé ?
Cela signifie que, pour produire de l’électricité, le pouvoir administratif, la structure énergétique et l’efficacité du marché interviennent tous simultanément.
Actuellement, les producteurs d’électricité en Chine se divisent grossièrement en trois catégories :
Premièrement, les cinq grands groupes électriques : China Energy Investment Group, China Huaneng Group, China Datang Group, China Huadian Group, State Power Investment Corporation. Ces entreprises contrôlent plus de 60 % des centrales thermiques centralisées du pays, et investissent activement dans les énergies nouvelles. Par exemple, China Energy Investment Group a ajouté plus de 11 millions de kW d’éolien en 2024, restant leader du secteur.
Deuxièmement, les entreprises publiques locales : comme China Three Gorges Renewables, Jingneng Power, Shaanxi Investment Group. Ces entreprises sont étroitement liées aux gouvernements locaux, occupent une place clé dans la configuration locale de l’électricité et assument souvent des « missions politiques ».
Troisièmement, les entreprises privées et mixtes : représentées par LONGi Green Energy, Sungrow, Tongwei Co., Ltd., Trina Solar, etc. Ces entreprises font preuve d’une forte compétitivité dans la fabrication photovoltaïque, l’intégration du stockage et la production distribuée, obtenant même des « priorités d’allocation » dans certaines provinces.
Même en tant que grande entreprise d’énergie nouvelle, cela ne signifie pas que vous pouvez construire une centrale électrique « à votre guise ». Trois obstacles principaux se présentent habituellement :
1. Attribution des quotas de projet
Les projets doivent être intégrés au plan annuel de développement énergétique local et obtenir des quotas d’énergie éolienne ou solaire. Cette attribution est fondamentalement un contrôle local des ressources : sans l’accord de la Commission du développement et de la réforme locale ou de l’administration de l’énergie, impossible de démarrer légalement un projet. Certaines régions utilisent même des procédures « compétitives », attribuant les quotas selon des critères tels que l’efficacité foncière, l’efficacité des équipements, le stockage intégré et la provenance des fonds.
2. Raccordement au réseau
Une fois le projet approuvé, il faut demander une évaluation d'intégration au réseau auprès de State Grid ou China Southern Power Grid. Si la sous-station locale est saturée ou s’il n’existe pas de canal de transmission, votre projet sera inutilisable. Dans les régions du Nord-Ouest, où les énergies nouvelles sont concentrées, l'accès et la programmation sont fréquemment bloqués.
3. Capacité d’absorption
Même avec approbation et lignes disponibles, si la charge locale est insuffisante ou les canaux interrégionaux non opérationnels, votre électricité risque de « ne pas trouver preneur ». C’est ainsi que surviennent les phénomènes de « rejet d’éolien ou de photovoltaïque ». Selon un rapport de l’Administration nationale de l’énergie en 2024, certaines villes ont suspendu temporairement les nouveaux raccordements d’énergies renouvelables car les projets massifs dépassaient largement la capacité de charge.
Donc, la possibilité de produire de l’électricité dépend non seulement des capacités de l’entreprise, mais résulte d’un ensemble constitué par les quotas politiques, la structure physique du réseau et les anticipations du marché. Dans ce contexte, certaines entreprises optent désormais pour de nouveaux modèles comme le « photovoltaïque distribué », l’autoconsommation industrielle ou le couplage avec du stockage, afin d’éviter les blocages liés aux approbations centralisées et à l’absorption.
D’un point de vue pratique, cette structure triple — accès politique, seuils techniques et négociations de programmation — fait que le secteur chinois de la production électrique reste un « marché à accès structuré ». Il n’exclut pas naturellement le capital privé, mais ne permet pas non plus une dynamique purement libérale.
Comment transporter l’électricité ?
Dans le domaine énergétique, on parle souvent du « paradoxe électrique » : les ressources sont à l’Ouest, la consommation à l’Est ; l’électricité est produite, mais ne peut pas être transportée.
C’est un problème typique de la structure énergétique chinoise : le Nord-Ouest dispose d’un fort potentiel solaire et éolien, mais sa densité de population et sa charge industrielle sont faibles. À l’inverse, l’Est, économiquement développé, consomme beaucoup, mais ses ressources renouvelables exploitables localement sont très limitées.
Que faire alors ? La réponse est : construire des lignes de transport haute tension (UHV), de véritables « autoroutes électriques » reliant l’Ouest à l’Est.
À la fin 2024, la Chine avait mis en service 38 lignes UHV, dont 18 en courant alternatif et 20 en courant continu. Ces dernières sont particulièrement cruciales, car elles permettent un transport directionnel à grande distance, à haut rendement et faibles pertes. Par exemple :
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Ligne HVDC « Qinghai–Henan » ±800 kV : longue de 1 587 km, acheminant l’électricité des bases photovoltaïques du bassin Qaidam vers les mégapoles du centre du pays ;
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Ligne HVDC « Changji–Guquan » ±1100 kV : longue de 3 293 km, record mondial à la fois en distance et en niveau de tension ;
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Ligne HVDC « Shaanbei–Wuhan » ±800 kV : dessert la base énergétique du Shaanbei et le cœur industriel de la Chine centrale, avec une capacité annuelle de transmission supérieure à 66 milliards de kWh.
Chaque ligne UHV est un « projet national », approuvé conjointement par la Commission nationale du développement et de la réforme et l’Administration nationale de l’énergie, et construit par State Grid ou China Southern Power Grid. Ces projets coûtent des centaines de milliards de yuans, leur construction dure de 2 à 4 ans, nécessitant souvent une coordination interprovinciale, des évaluations environnementales et des mesures d’expropriation.
Pourquoi construire des lignes UHV ? C’est avant tout une question de redistribution des ressources :
1. Redistribution des ressources spatiales
En Chine, les ressources éoliennes et solaires sont gravement décalées par rapport à la population et à l’industrie. Sans un transport efficace pour compenser ces écarts géographiques, tous les slogans du type « exporter l’électricité de l’Ouest vers l’Est » restent vains. L’UHV permet d’échanger « capacité de transport » contre « dotations en ressources ».
2. Mécanisme d’équilibre tarifaire
Étant donné les différences importantes entre les structures tarifaires des zones productrices et consommatrices, l’UHV devient aussi un outil de régulation des écarts régionaux. L’Est peut ainsi bénéficier d’électricité verte à prix réduit, tandis que l’Ouest tire profit de sa transformation énergétique.
3. Favoriser l’intégration des énergies renouvelables
Sans canaux de transport, les régions du Nord-Ouest connaîtraient facilement des situations de « surplus non utilisable », avec rejet d’éolien ou de photovoltaïque. Vers 2020, les taux de rejet atteignaient plus de 20 % au Gansu, au Qinghai et au Xinjiang. Après la mise en œuvre des projets UHV, ces chiffres sont tombés sous 3 %, grâce précisément à l’amélioration de la capacité de transport.
Au niveau national, l’UHV n’est plus vu comme un simple enjeu technique, mais comme un pilier stratégique de la sécurité énergétique. Au cours des cinq prochaines années, la Chine poursuivra la construction de dizaines de lignes UHV prévues dans le « 14e plan », incluant des projets clés comme Mongolie intérieure–Pékin-Tianjin-Jihai ou Ningxia–Delta du Yangtsé, visant à atteindre l’objectif d’une « gestion unifiée sur un réseau national unique ».
Cependant, deux controverses persistent concernant l’UHV :
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Investissement élevé, retour lent : une ligne HVDC ±800 kV coûte souvent plus de 20 milliards de yuans, avec un délai de retour supérieur à 10 ans ;
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Coordination interprovinciale difficile : traversant plusieurs administrations, l’UHV exige une coopération élevée entre les gouvernements locaux.
Ces deux problèmes font que l’UHV reste un « projet d’État », et non une infrastructure de marché décidée librement par les entreprises. Mais force est de constater que, face à l’expansion rapide des énergies renouvelables et à l’aggravation des déséquilibres régionaux, l’UHV n’est plus une option, mais une nécessité pour l’« Internet énergétique à la chinoise ».
Comment vendre l’électricité ?
Après avoir produit et transporté l’électricité, arrive la question centrale : comment la vendre ? Qui achète ? À quel prix par kWh ?
C’est précisément ce qui détermine la rentabilité d’un projet de production. Dans le système planifié traditionnel, la réponse était simple : la centrale produit → vend à State Grid → State Grid gère la distribution → les usagers paient. Tout suit un tarif fixé par l’État.
Mais ce modèle ne fonctionne plus depuis que les énergies renouvelables ont massivement rejoint le réseau. Le coût marginal du solaire et de l’éolien est presque nul, mais leur production est fluctuante et intermittente, incompatible avec un système de tarification fixe et une offre-demande rigide. Ainsi, la question de « pouvoir vendre » est devenue une question de vie ou de mort pour les énergies renouvelables.
Depuis 2025, une nouvelle règle stipule que tous les nouveaux projets d’énergies renouvelables doivent abandonner les subventions tarifaires fixes et participer obligatoirement aux marchés libres, notamment :
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Marché des contrats à terme : une sorte de « prévente », où producteurs et consommateurs signent des contrats fixant durée, prix et volume ;
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Marché spot : le prix varie selon l’offre et la demande, pouvant changer toutes les 15 minutes ;
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Marché des services auxiliaires : fourniture de services comme la régulation de fréquence, la stabilisation de tension ou la réserve ;
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Marché de l’électricité verte : les utilisateurs achètent volontairement de l’électricité verte, accompagnée d’un certificat (GEC) ;
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Marché du carbone : les producteurs peuvent tirer profit de leurs réductions d’émissions.
Plusieurs bourses de l’électricité ont été créées dans tout le pays, comme celles de Pékin, Canton, Hangzhou ou Xi’an, chargées de la compensation des échanges, de la confirmation des volumes et du règlement des prix.
Voici un exemple typique du marché spot :
En été 2024, lors d’une vague de chaleur, le marché spot de Guangdong a connu des fluctuations extrêmes : le prix minimal a atteint 0,12 yuan/kWh, contre 1,21 yuan/kWh au pic. Dans ce système, un projet renouvelable doté de stockage peut « acheter bas, vendre cher » et réaliser des marges substantielles.
En comparaison, les projets dépendant uniquement des contrats à long terme et dépourvus de flexibilité ne peuvent vendre qu’à environ 0,3–0,4 yuan/kWh, voire à zéro pendant les périodes de rejet.
De plus en plus d’entreprises investissent donc dans des systèmes de stockage, à la fois pour répondre aux besoins du réseau et pour profiter des écarts de prix.
Outre les revenus issus du prix de l’électricité, les producteurs renouvelables peuvent générer d’autres flux :
1. Vente de certificats d’électricité verte (GEC). En 2024, des plateformes GEC ont été lancées à Jiangsu, Guangdong et Pékin. Les utilisateurs (notamment les grandes industries) achètent des GEC pour des raisons de déclaration carbone ou d’achat durable. Selon l’Association de recherche énergétique, le prix moyen du GEC en 2024 était de 80 à 130 yuan/MWh, soit environ 0,08–0,13 yuan/kWh, un complément non négligeable au tarif traditionnel.
2. Marché du carbone. Si un projet renouvelable remplace une centrale à charbon et est intégré au système national d’échange de carbone, il peut générer des « actifs carbone ». Fin 2024, le prix du carbone en Chine était d’environ 70 yuan/tonne CO₂. Chaque kWh d’électricité verte évite 0,8 à 1,2 kg d’émissions, générant théoriquement environ 0,05 yuan/kWh.
3. Incitations à la modulation des pics et creux, et à la réponse à la demande. Les producteurs signent des accords avec les gros consommateurs pour réduire leur charge ou reverser de l’électricité au réseau en période de pointe, obtenant ainsi des subventions. Ce mécanisme progresse rapidement dans des provinces comme le Shandong, le Zhejiang ou le Guangdong.
Dans ce cadre, la rentabilité d’un projet renouvelable ne dépend plus simplement de « combien d’électricité je peux produire », mais de :
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Puis-je vendre à bon prix ?
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Ai-je des acheteurs stables ?
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Puis-je lisser les pics et creux ?
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Ai-je du stockage ou d'autres moyens de réglage ?
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Dispose-je d’actifs verts négociables ?
Le modèle ancien de « course aux quotas, dépendance aux subventions » touche à sa fin. Désormais, les entreprises renouvelables doivent adopter une logique financière, une capacité d’opération sur le marché, et gérer leurs actifs électriques avec autant de finesse que des produits dérivés.
En résumé : la vente d’électricité dans le secteur des énergies renouvelables n’est plus une simple transaction, mais un système complexe où l’électricité sert de médium dans une interaction stratégique entre politique, marché, droits carbone et finance.
Pourquoi y a-t-il du rejet d’électricité ?
Pour un projet de production, le plus grand risque n’est pas de ne pas réussir à construire la centrale, mais de « ne pas pouvoir vendre après construction ». Le « rejet d’électricité » est précisément cet ennemi silencieux et fatal.
Le « rejet » ne signifie pas que l’on ne produit pas, mais que l’électricité produite n’a ni utilisateur, ni canal, ni marge de programmation, et doit donc être gaspillée. Pour une entreprise éolienne ou photovoltaïque, le rejet signifie non seulement une perte directe de revenus, mais affecte aussi les subventions, la comptabilisation de la production, la génération de certificats verts, voire la notation bancaire et la réévaluation des actifs.
Selon les statistiques de l’Administration de régulation du Nord-Ouest, en 2020, le taux de rejet éolien au Xinjiang atteignait 16,2 %, et celui du photovoltaïque au Gansu et au Qinghai dépassait 20 %. Bien qu’à fin 2024, ces chiffres soient tombés à 2,9 % et 2,6 %, dans certaines régions et périodes, le rejet reste une réalité incontournable — notamment à midi, par forte luminosité et faible charge, où l’électricité photovoltaïque est massivement « bridée » par le système, produite en vain.
Beaucoup pensent que le rejet vient d’un « manque de consommation », mais il s’agit en réalité d’un déséquilibre systémique.
D’abord, des goulets d’étranglement physiques : dans certaines zones riches en ressources, la capacité des sous-stations est saturée, le raccordement au réseau étant le principal frein — les projets sont approuvés mais ne peuvent pas se connecter. Ensuite, un mécanisme de programmation rigide. La Chine continue de baser sa programmation sur la stabilité des centrales thermiques, et l’incertitude des renouvelables pousse les gestionnaires à limiter systématiquement leur accès pour éviter les fluctuations. Ajoutez-y une coordination lente entre provinces pour l’absorption, et de nombreuses électricités, bien que théoriquement « demandées », restent bloquées par les procédures administratives et l’absence de canaux interprovinciaux, aboutissant au rejet. Sur le plan du marché, les règles sont également en retard : le marché spot est encore immature, les mécanismes de services auxiliaires et les signaux de prix sont loin d’être complets, et le stockage ou la réponse à la demande n’ont pas encore atteint d’échelle significative dans la majorité des provinces.
Le niveau politique n’est pas resté inactif.
Depuis 2021, l’Administration nationale de l’énergie a intégré l’« évaluation de la capacité d’absorption des énergies renouvelables » comme condition préalable à l’approbation des projets, exigeant des gouvernements locaux de définir clairement les « quotas supportables », et prévoyant dans plusieurs politiques du « 14e plan » de promouvoir l’intégration source-réseau-charge-stockage, de construire des centres de charge locaux, d’améliorer les marchés spot et d’imposer des systèmes de stockage pour lisser les pics. De plus, plusieurs régions ont instauré une « responsabilité de taux minimum d’absorption », imposant que les heures annuelles d’utilisation des projets renouvelables ne descendent pas en dessous du seuil national, forçant les porteurs de projets à anticiper les solutions de régulation. Ces mesures vont dans la bonne direction, mais leur mise en œuvre accuse un retard évident — dans de nombreuses villes où les installations renouvelables explosent, les retards dans la modernisation du réseau, la lenteur du déploiement du stockage et l’ambiguïté des responsabilités de programmation restent courants. Le rythme entre l’avancement institutionnel et la coordination du marché reste mal synchronisé.
Encore plus important, le rejet n’est pas simplement un « gaspillage économique », mais reflète un conflit entre la répartition spatiale des ressources et la structure institutionnelle. Les ressources électriques du Nord-Ouest sont abondantes, mais leur valeur dépend d’un système de transport et de programmation interrégional. Or, en Chine, les découpages administratifs et les frontières du marché sont fortement fragmentés. Cela fait que de grandes quantités d’électricité « techniquement utilisables » restent institutionnellement sans destination, devenant une forme de redondance passive.
Pourquoi l’électricité chinoise ne peut-elle pas servir au minage de cryptomonnaies ?
Alors que d’importantes quantités d’électricité « techniquement utilisables mais institutionnellement orphelines » restent inutilisées, un usage autrefois marginal — le minage de cryptomonnaies — réapparaît ces dernières années, sous forme clandestine ou itinérante, retrouvant dans certaines régions une position de « besoin structurel ».
Ce n’est pas un hasard, mais le fruit naturel d’une faille structurelle. Le minage de cryptomonnaies, activité intensive en électricité mais à faible impact perturbateur, est logiquement compatible avec les projets d’énergie renouvelable souffrant de rejet. Un site de minage n’a pas besoin de garantie de programmation stable, ni même de connexion au réseau, et peut même s’adapter activement pour lisser les pics. Plus important encore, il transforme l’électricité non désirée en actifs numériques via la blockchain, créant ainsi une voie de « valorisation de la redondance ».
D’un point de vue technique pur, cela améliore l’efficacité énergétique ; mais du point de vue politique, cela reste une situation ambiguë.
En 2021, le gouvernement chinois a arrêté le minage, non pas à cause de l’électricité elle-même, mais en raison des risques financiers et des orientations industrielles. D’un côté, l’opacité des trajectoires des actifs cryptographiques pose des défis réglementaires comme les collectes illégales ou les arbitrages transfrontaliers. De l’autre, l’évaluation d’une « industrie à haute consommation, faible valeur ajoutée » va à l’encontre de la stratégie nationale de sobriété énergétique et de réduction carbone.
Autrement dit, le minage est-il une « charge acceptable » non pas parce qu’il absorbe de l’excédent, mais parce qu’il s’inscrit dans un cadre politique « acceptable ». S’il persiste de manière opaque, non conforme et incontrôlable, il restera une « charge grise ». Mais s’il peut être limité géographiquement, cantonné à certaines sources d’énergie, à des tarifs et usages spécifiques, conçu dans un cadre conforme comme un mécanisme spécial d’exportation énergétique, il pourrait aussi devenir partie intégrante de la politique.
Cette refonte n’est pas sans précédent. À l’international, des pays comme le Kazakhstan, l’Iran ou la Géorgie ont déjà intégré la « charge calculatoire » dans leur équilibre énergétique, allant jusqu’à proposer des « échanges d’électricité contre stablecoins », incitant les fermes de minage à apporter des actifs numériques comme USDT ou USDC, servant de réserve de change alternative. Pour eux, le minage est redéfini comme une « charge ajustable de niveau stratégique », servant à la fois la régulation du réseau et la reconstruction du système monétaire.
La Chine, bien sûr, ne peut copier cette approche radicale, mais pourrait-elle envisager un retour localisé, limité et conditionnel du minage ? Spécialement dans une phase où la pression de rejet persiste et où l’électricité verte ne peut pas encore être pleinement commercialisée, utiliser les fermes comme mécanisme transitoire d’absorption énergétique, considérer le Bitcoin comme un actif numérique réservé géré en circuit fermé, serait peut-être plus réaliste qu’un interdit total, et mieux aligné sur la stratégie nationale à long terme des actifs numériques.
Il ne s’agit plus seulement de réévaluer le minage, mais de redéfinir les « limites de valeur de l’électricité ».
Dans le système traditionnel, la valeur de l’électricité dépend de qui l’achète et comment. Dans le monde de la blockchain, elle pourrait directement correspondre à un segment de puissance de calcul, à un actif, à une porte d’entrée sur les marchés mondiaux. Alors que la Chine construit progressivement son infrastructure de calcul IA, développe le projet « Data West, Compute East » et met en place le yuan numérique, ne devrait-elle pas aussi prévoir, dans ses plans politiques, un canal technologiquement neutre, conforme et contrôlable pour un « mécanisme de valorisation énergétique sur chaîne » ?
Le minage de Bitcoin pourrait être la première expérience chinoise de conversion directe d’énergie en actif numérique, sans intermédiaire. Une question sensible, complexe, mais incontournable.
Conclusion : à qui appartient l’électricité ? Un choix concret
Le système électrique chinois n’est pas en retard. L’éolien couvre les steppes, le soleil inonde les dunes, les lignes UHV traversent les déserts, acheminant chaque kWh des frontières vers les gratte-ciel et les centres de données des villes de l’Est.
À l’ère numérique, l’électricité n’est plus seulement un carburant pour l’éclairage ou l’industrie. Elle devient une infrastructure du calcul de valeur, la racine de la souveraineté des données, une variable incontournable dans la recomposition d’un nouvel ordre financier. Comprendre le « flux de l’électricité », c’est en quelque sorte comprendre comment les institutions fixent les frontières d’admissibilité. Le destin d’un kWh n’est jamais décidé naturellement par le marché seul ; derrière, se cachent d’innombrables décisions. L’électricité n’est pas répartie équitablement : elle va toujours vers ceux qui sont autorisés, vers les scénarios reconnus, vers les récits acceptés.
Le cœur du débat sur le minage de Bitcoin ne réside jamais dans sa
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