Énergie en Chine

Mine de charbon en Mongolie-Intérieure près de Hailar, 2005

Les réserves prouvées récupérables de charbon de la Chine étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 135,5 Gt (milliards de tonnes)[r 1] fin 2020, et celles de lignite) à 8,2 Gt[r 2]. Au total, ces réserves atteignent 3 467 EJ, soit 15,5 % des réserves mondiales, au 2^e rang derrière les États-Unis et devant la Russie (12,5 %), l'Australie (12,1 %) et l'Inde (12,0 %). Elles représentent 41 ans de production au rythme de 2021[b 1].

Le Conseil mondial de l'énergie citait en 2013 une estimation de 998 Mds tonnes de réserves totales (prouvées + conjecturelles) 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[5].

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

La consommation de charbon de la Chine atteint 50,4 % de la production mondiale en 2020[6] : elle est tellement énorme que ses importations, qui ne représentent que 8 % des besoins du pays, suffisent à en faire le 1^er importateur mondial avec 24,2 % du total mondial en 2020[k 4].

Une comparaison intéressante peut être faite avec la consommation de charbon de l'Allemagne : 1 865 PJ en 2020, soit 2,1 % de celle de la Chine (89 101 PJ)[1]. Mais la population allemande ne représente que 5,9 % de celle de la Chine[k 1] ; la surconsommation chinoise par rapport à l'Allemagne n'est donc que de 181 %.

Exploitation du charbon dans le bassin de Tourfan. 2012

La Chine est de très loin le plus grand producteur et consommateur de charbon au monde. En 2021, sa production atteignait 85,15 EJ, soit 50,8 % du total mondial, en hausse de 6 % ; entre 2011 et 2021, elle a progressé de 9,8 %[b 1].

Les importations de charbon de la Chine ont baissé de 0,8 % en 2021 à 6,54 EJ, soit 19,5 % du total mondial, au 1^er rang mondial devant l'Inde (14,6 %), le Japon (14,5 %) et la Corée du sud (10,2 %) ; les importations de l'Europe entière (13,1 %) équivalent seulement à 67 % de celles de la Chine. Les importations chinoises ont cependant connu un repli marqué entre leur pic atteint en 2013 à 7,63 EJ et un creux à 4,69 EJ en 2015 ; depuis 2015, elles ont progressé de 39 %. La Chine exporte aussi des quantités plus modestes : 0,29 EJ, en recul progressif (0,44 EJ en 2011)[b 2].

Bien que 28 provinces chinoises produisent du charbon, quatre d'entre elles détiennent la plupart des réserves et toutes les grandes mines appartenant à l'État : le Shanxi, la Mongolie-Intérieure, le Shaanxi et le Xinjiang. La Chine dispose d'environ 12 000 mines produisant surtout du charbon bitumineux, ainsi que de l'anthracite et du lignite. Les ressources de charbon vapeur sont situées dans les régions du nord et du nord-ouest, et celles de charbon à coke dans les régions du centre et de la côte[E 1].

Jusqu'à 2009, La production couvrait la consommation ; depuis, le pays a fortement accru ses importations de charbon pour suivre la croissance de la demande ; la Chine, qui était historiquement exportatrice, est devenue importatrice nette de charbon en 2009 pour la première fois en plus de vingt ans, puis les importations ont progressé jusqu'à 293 Mt en 2012, en hausse de près de 30 % par rapport à 2011. L'Indonésie et l'Australie sont les principaux exportateurs vers la Chine, représentant plus de 60 % de ses importations de charbon. La croissance de la demande n'est pas la seule raison de ce développement des importations : la production étant de plus en plus située dans des régions éloignées des centres de consommation, créant des goulots d'étranglement dans le transport par voie ferrée et rendant les prix des importations parfois plus attractifs, d'autant plus que les prix internationaux ont été particulièrement bas depuis 2011. Cependant, la croissance de la demande s'est ralentie en 2012, si bien que les stocks ont gonflé ; malgré ces surplus, les principaux producteurs de charbon du nord et du nord-est, dont les mines sont plus grandes et ont des coûts plus bas, ont continué à accroître leur production. Le plan quinquennal en cours comporte d'importants investissements dans les chemins de fer et dans les lignes électriques afin de corriger les déséquilibres interrégionaux[E 1].

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 États-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[7].

Le 5 août 2021, la Commission nationale du développement et de la réforme autorise quinze sites d'exploitation de charbon à reprendre du service pendant un an, dans les provinces du Nord, dont le Shanxi et la région du Xinjiang ; ils pourront livrer jusqu'à 44 millions de tonnes de charbon. La semaine précédente, les autorités avaient annoncé le redémarrage de 38 mines de charbon en Mongolie intérieure pour répondre à la demande d'électricité en hausse et maîtriser les prix du charbon thermique, qui ont bondi de près d'un tiers en 2021[8].

L'industrie charbonnière chinoise est traditionnellement fragmentée en grandes mines d'État, mines d'état locales et des milliers de petites mines locales. Les dix principales compagnies produisaient plus du tiers du total en 2011 ; Shenhua Group, la plus grande compagnie charbonnière mondiale, détient plus de 10 % du marché chinois. Les 10 000 petites mines locales souffrent de manque d'investissements, d'équipements obsolètes et de pratiques déficientes en matière de sécurité ; leur faible efficacité les rendent inadaptées au marché ; le 12^e plan quinquennal prévoit une consolidation du secteur afin de promouvoir les technologies modernes et d'améliorer la sécurité et les performances environnementales ; il a fixé un plafond de production à 4 milliards de tonnes et un plafond de capacité à 4,2 Mds tonnes en 2015, dans une tentative de contrôler la croissance ; il prévoit la concentration du secteur en dix grandes compagnies contrôlant 60 % de la production, et limite le nombre de mines de charbon à 4 000 au moyen de regroupements. La Chine s'ouvre aux investissements étrangers afin de moderniser les grandes mines existantes et d'introduire de nouvelles technologies : liquéfaction et gazéification, gaz de houille, transport de charbon en suspension par carboduc[E 2].

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[9] - [10].

La consommation de charbon en Chine a progressé de 4,9 % en 2021 à 86,17 EJ, soit 53,8 % du total mondial ; elle a progressé de 7,5 % depuis 2016, après avoir décru de 2,8 % de 2014 à 2016 ; elle a progressé de 8,1 % de 2011 à 2021. La Chine a produit 98,8 % de sa consommation de charbon en 2021[b 3].

À partir de 2017, la consommation de charbon repart à la hausse, en raison d'un boom dans la construction de centrales électriques. La Chine est ainsi capable de produire 1 027 gigawatts au moyen de cette matière fossile, un peu plus de la moitié de la capacité de production mondiale[11].

Le rapport annuel 2014 de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) sur le charbon prévoit que d'ici à 2019, la Chine représentera encore 61 % de la croissance de la demande mondiale : 471 millions de tonnes équivalent charbon (Mtec) sur un total de 772 Mtec[12].

Le charbon a représenté 69 % de la consommation totale d'énergie de la Chine en 2011. En 2012, la Chine a consommé 3,6 milliards de tonnes de charbon, soit près de la moitié de la consommation mondiale et plus du double de sa consommation de 2000. La moitié du charbon est utilisé pour la production d'électricité, et 45 % pour l'industrie (sidérurgie, cimenteries). L'EIA prévoit qu'avec le ralentissement de la croissance industrielle et la baisse de l'intensité énergétique, la production d'électricité augmentera sa part dans la consommation de charbon de 50 % en 2010 à 57 % en 2040[E 1].

Selon le New York Times, de nouvelles statistiques nationales chinoises sur l'énergie montraient que, depuis 2000, le pays avait consommé bien plus de charbon qu'il ne l'a déclaré jusque-là, jusqu'à 17 % de plus par an. Ainsi, les données de 2012 font apparaître 600 millions de tonnes supplémentaires, soit plus de 70 % de toute la consommation annuelle des États-Unis. Les statistiques ont été révisées pour tenir compte des émissions provenant de petites entreprises notamment ; les autorités avaient depuis longtemps constaté des écarts importants entre les chiffres du BNS, l'institut chinois de statistiques, et ceux de la fédération professionnelle des producteurs de charbon. Les émissions de CO₂ de la Chine vont donc être revues en hausse[13].

Réserves pétrolières de la Chine et (en grisé) zones principales de consommation, 2009

Les réserves prouvées de pétrole de la Chine étaient estimées par BGR à 3,54 Gt (milliards de tonnes) fin 2020. Ces réserves classaient la Chine au 13^e rang mondial avec 1,4 % du total mondial et au 1^er rang en Asie-Pacifique[r 3]. Elles représentaient 18,2 années de production au rythme de 2020[r 4].

Les réserves prouvées de la Chine étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie à 20,4 milliards de barils en janvier 2012 selon Oil & Gas Journal (14^e rang mondial) ; la production étant de 1 492 Mbbl en 2011, il restait 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 Mbbl en 2012 par rapport à celles de 2009 ; les principaux gisements sont situés au nord-est[14].

Les réserves prouvées récupérables d'huile de schiste étaient estimées à 10 milliards de barils en 2011[14] ; 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 de tonnes 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 par jour en 2010[WEC 1].

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

Arrière-plan : exploitation du pétrole. Entre Liuyuan et Turfan. Premier plan : séchoirs à raisins et leurs vignes. Xinjiang. 2012

En 2021, la Chine a produit 198,9 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 3,99 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 2,4 % en 2021, mais en baisse de 2 % depuis 2011. Elle se classe au 6^e rang mondial avec 4,7 % de la production mondiale[b 4].

La Chine était en 2021 le 1^er importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 12,72 Mb/j (629,4 Mt, dont 526 Mt de brut), soit 19,0 % des importations mondiales, devant les États-Unis : 8,48 Mb/j, soit 12,7 % ; l'Europe a importé 13,52 Mb/j, soit 20,2 %. Les importations chinoises ont baissé de 1,6 % en 2021, mais progressé de 102 % depuis 2011 ; les importations de brut de 2021 provenaient surtout du Moyen-Orient : 257,7 Mt (49 %), de Russie : 79,6 Mt (15 %), d'Afrique occidentale : 59,9 Mt (11,4 %) et d'Amérique latine : 57,6 Mb/j (11,0 %). La Chine importe 103,4 Mt de produits pétroliers et en exporte 60,6 Mt[b 5].

La Chine était exportateur net de pétrole jusqu'au début des années 1990 ; 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, et est devenue depuis 2009 le 2^e importateur mondial. L'EIA prévoit que les importations de pétrole de la Chine vont dépasser celles des États-Unis en 2014[E 3].

Pour le pétrole brut seul, les importations sont passées de 5,1 Mb/j en 2011 à 5,4 Mb/j en 2012 (+7 %) et à 5,6 Mb/j en 2013 (+4,4 %) ; le 5^e plan a fixé l'objectif de limiter la part des importations dans la demande à 61 % en 2015. L'EIA prévoit que cette part passera à 66 % en 2020 et 72 % en 2040[E 4].

Le Moyen-Orient reste la principale provenance des importations en 2013, avec 2,9 Mb/j (52 %) en 2013, suivi par l'Afrique : 1,3 Mb/j (23 %), les Amériques (10 %), l'Asie-Pacifique (2 %) et les autres régions (13 %) ; l'Arabie saoudite et l'Angola sont les deux principaux pays fournisseurs, avec 33 % du total à eux deux[E 4].

Provenance des importations de pétrole brut de la Chine en 2011
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)[E 5]

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

En 2021, la Chine a consommé 30,6 EJ de pétrole, soit 15,44 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 6,7 % en 2021 et de 58 % depuis 2011. Elle se classe au 2^e rang mondial avec 16,6 % de la consommation mondiale, derrière les États-Unis (19,2 %). Sa production couvre seulement 25,9 % de sa consommation[b 6].

Siège social de CNPC à Beijing, (district de Dongcheng), 2009

Siège social de Sinopec à Chaoyang (Pékin), 2012

Station-service flottante de Sinopec, xian de Zigui dans le Hubei, sur le Yangzi Jiang, 2009

La Commission nationale du développement et des réformes (NDRC), un département du Conseil d'État de la Chine, est l'autorité principale chargée des politiques, de la réglementation et de la planfication dans le secteur de l'énergie. Sous son autorité, l'Administration nationale de l'énergie (NEA) créée en 2008 est le régulateur du secteur ; elle approuve les nouveaux projets, fixe les prix de gros et organise l'application des politiques énergétiques du gouvernement. En janvier 2010, le gouvernement a créé une Commission nationale de l'énergie chargée de coordonner les politiques énergétiques des diverses agences du Conseil d'État.

Les compagnies pétrolières nationales chinoises (NOCs) issues de la réorganisation du secteur (1994-98) 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 53 % du pétrole et 75 % 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 concentrée sur l'aval, en particulier le raffinage et la distribution, qui représentent environ 76 % de son chiffre d'affaires. Elle cherche à acquérir plus d'actifs en amont progressivement.

D'autres NOC 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, CITIC Group et Yanchang Petroleum ont aussi pris de l'importance dans le secteur pétrolier de la Chine, bien qu'à une échelle relativement modeste[E 6]

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 ConocoPhillips, Shell, Chevron, BP, BG, Husky, Anadarko et ENI. Les NOC 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 IOC apportent leur expertise technique afin de nouer partenariat avec une NOC et faire une percée sur les marchés chinois[E 6].

Régions pétrolières en Chine, 2007

La plupart des gisements chinois étant matures, la production plafonne après un bond de 7 % en 2010 et ne se maintient que grâce au développement de nouveaux gisements en offshore (mer de Bohai : 406 000 barils par jour en 2012, et mer de Chine du Sud : 193 000 barils par jour ; l'offshore assure 19 % de la production chinoise en 2013) ou dans les zones reculées de l'Ouest (Xinjiang : 370 000 barils par jour dans les bassins du Junggar et du Tarim, Sichuan, Gansu et Mongolie Intérieure : 451 000 barils par jour à Changqing dans le bassin d'Ordos), ainsi qu'aux techniques de récupération assistée du pétrole sur les gisements anciens tels que Daqing (Nord-Est, exploité par CNPC, 19 % de la production en 2012 avec 800 000 barils par jour) et Shengli (Est, exploité par Sinopec, 500 000 barils par jour en 2012)[E 7].

L'exploration en offshore se heurte à des conflits territoriaux avec le Japon, le Viêt Nam et les Philippines[E 8].

La Chine intervient de plus en plus à l'étranger, grâce à ses énormes réserves de devises estimées à 3 300 milliards de dollars en 2012, pour sécuriser ses importations et accéder à des technologies nouvelles. Depuis 2008, les NOC 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 aux techniques du gaz naturel liquéfié (GNL) et du gaz non conventionnel) et 34 Mds $ en 2012[E 9].

La production de pétrole de la Chine à l'étranger s'est accrue rapidement de 140 000 barils par jour en 2000 à 2 millions de barils par jour en 2012, soit plus du tiers de ses importations. CNPC a été la compagnie la plus active, mais Sinopec, CNOOC et d'autres NOC ont également étendu leurs investissements outre-mer. CNPC, détenant des actifs en hydrocarbures dans 30 pays, a produit 0,8 million bbl/j de pétrole à l'étranger en 2011 et autant en 2012, année où elle s'est focalisée sur des acquisitions dans le gaz de schiste. Les deux tiers de sa production internationale proviennent de ses actifs au Kazakhstan et au Soudan. Sinopec a produit 456 000 barils par jour outre-mer en 2012, et compte porter cette production à 1 million bbl/j en 2015. CNOOC a signé un contrat en 2013 pour acheter la compagnie pétrolière canadienne Nexen pour plus de 15 milliards $, la plus grosse acquisition chinoise à l'étranger, qui permettra à CNOOC de porter sa part de 6 % à 10 % des productions outre-mer en 2015. Les NOC investissent aussi dans les terminaux de liquéfaction de gaz dans la région Asie-Pacifique, au Canada et aux États-Unis. Les NOC prévoient d'accroitre la part de leur production à l'étranger de 20 % à 30 % en 2015. Depuis 2008, les NOC ont signé des accords «pétrole contre prêt» pour un montant de près de 108 milliards $ avec la Russie, le Kazakhstan, le Venezuela, le Brésil, l'Équateur, la Bolivie, l'Angola et le Ghana ; la Chine a aussi conclu plusieurs contrats de troc pétrole brut contre marchandises pour près de 40 Mds $ avec le Venezuela[E 9].

La Chine a, selon CNPC, un réseau intérieur d'environ 14 658 miles d'oléoducs pour le transport du pétrole brut (67 % gérés par CNPC et 33 % par d'autres NOC) et 11 795 miles pour les produits pétroliers à fin 2012[E 5].

L'oléoduc Western China Refined Oil Pipeline (1 150 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 (1 384 miles, 240 000 bbl/j, en cours d'extension à 400 000 bbl/j) ; un deuxième oléoduc Kazakhstan-Chine est à l'étude pour acheminer le pétrole des champs de la mer Caspienne, dont le nouveau champ de Kachagan. Le géant pétrolier russe Transneft a construit de 2006 à 2012 un oléoduc de 3 000 miles nommé Eastern Siberia-Pacific Ocean Pipeline (ESPO), qui livre 300 000 bbl/j à CNPC qui l'achemine jusqu'à Daqing via un oléoduc chinois de 597 miles ; la 2^e branche de cet oléoduc ESPO achemine le pétrole de Taishet au port russe de Kozmino sur le Pacifique, d'où des quantités supplémentaires peuvent être acheminées vers la Chine par la voie maritime. La Russie prévoit d'accroître la capacité de cet oléoduc à 1,6 Mbbl/j en 2018 ; en attendant, Rosneft envoie 140 000 bbl/j des gisements de Sibérie occidentale via l'oléoduc du Kazakhstan de 2014 à 2018. 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, évitant le détroit de Malacca par lequel transitent 80 % des importations de pétrole de la Chine ; la capacité de cet oléoduc sera de 440 000 bbl/j à son achèvement en 2014[E 10].

Raffinerie de Jinling dans la zone industrielle de Ganjiaxiang, District de Qixia près de Nankin, 2011

La capacité de raffinage de la Chine est estimée à 16,99 Mb/j (millions de barils par jour) en 2021, en hausse de 1,8 % en 2021 et de 30,5 % depuis 2011 ; elle se classe au 2^e rang mondial avec 16,7 % du total mondial, derrière les États-Unis (17,6 %)[b 7].

Sinopec possèdait 41 % des capacités de raffinage et CNPC 30 % en 2013. Sinopec était, avec 5,5 Mb/j, le second raffineur mondial ; les autres NOC investissent activement pour augmenter leurs parts de marché, parfois en coentreprise avec des compagnies nationales (Koweït, Arabie saoudite, Russie, Qatar et Venezuela) ; à l'inverse, Sinopec a acquis une part de 37,5 % dans la raffinerie saoudite de Yanbu et conclu des partenariats en Afrique du Sud et au Brésil ; CNPC a fait de même à Singapour et au Japon, et a investi dans des parts de raffineries et d'oléoducs en Afrique en échange de droits d'exploration et production[E 11].

La Chine a décidé, dans son 10^e plan quinquennal (2000-2005) de créer en 3 phases une réserve stratégique de pétrole brut de 500 millions de barils d'ici 2020. La phase 1, achevée en 2009, totalise 103 mb sur quatre sites, et la phase 2 ajoutera 169 Mb d'ici 2015. De plus, les stocks commerciaux de brut représentent entre 250 et 400 Mb[E 11].

Les réserves prouvées de gaz naturel de la Chine étaient estimées par BGR à 6 654 Gm³ (milliards de m³) fin 2020. Ces réserves classaient la Chine au 7^e rang mondial avec 3,2 % du total mondial et au 1^er rang en Asie-Pacifique devant la Malaisie et l'Australie[r 5]. Elles ont fortement progressé : +137 % depuis 2010[16]. Elles représentent 32 années de production au rythme de 2020[r 6].

Gaz non conventionnel : les réserves de gaz de schiste étaient évaluées de façon très grossières par l'EIA en 2013 à 1 275 Tcf (trillions de pieds cubes), 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[17].

En 2021, la Chine a produit 209,2 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel, soit 7,53 EJ, en hausse de 8,1 % en 2021 et de 97 % depuis 2011. Elle se classe au 4^e rang mondial avec 5,2 % de la production mondiale[b 8].

Source : BP[b 9].

En 2021, les importations ont atteint 162,7 Gm³, au 1^er rang mondial (13,3 % du total mondial), dont 53,2 Gm³ par gazoducs et 109,5 Gm³ par voie maritime, sous forme de GNL. La croissance des importations chinoises est très rapide : elles ont été multipliées par 5,3 en dix ans et ont encore progressé de 17,3 % en 2021[b 10]. Les importations par gazoducs provenaient en 2021 du Turkmenistan : 31,5 Gm³, de Russie : 7,6 Gm³, du Kazakhstan : 5,9 Gm³, d'Ouzbékistan : 4,3 Gm³ et du Myanmar : 3,9 Gm³. Les importations par voie maritime provenaient d'Australie : 43,6 Gm³, des États-Unis : 12,4 Gm³, du Qatar : 12,3 Gm³, de Malaisie : 11,7 Gm³, d'Indonésie : 6,6 Gm³, de Russie : 6,2 Gm³, de Papouasie-Nouvelle-Guinée : 4,5 Gm³, etc[b 9].

En 2021, la Chine a consommé 378,7 Gm³ de gaz naturel, soit 13,63 EJ, en hausse de 12,8 % en 2021 et de 180 % depuis 2011. Elle se classe au 3^e rang mondial avec 9,4 % de la consommation mondiale, derrière les États-Unis (20,5 %) et la Russie (11,8 %). Elle a produit 55,2 % du gaz qu'elle a consommé[b 11].

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 environ 8 % en 2015 et 10 % en 2020, afin de réduire la pollution due au charbon. La consommation s'est élevée à environ 5,2 Tcf (147 Mds m³) en 2012, en hausse de 11 % en un an, et le pays a importé près de 1,5 Tcf (39 Mds m³). Bien que la majeure partie de la consommation de gaz soit le fait de l'industrie (48 % en 2011), la part du gaz dans la production d'électricité et les consommations résidentielles et de transport ont progressé rapidement depuis dix ans. L'EIA prévoit une progression de la demande à 7,8 Tcf (220 Mds m³) en 2020 et 17 Tcf (480 Mds m³) en 2040, soit un taux moyen annuel de +4 %[E 12].

Comme le secteur pétrolier, le secteur gazier est dominé par les trois compagnies d'état : CNPC, Sinopec et CNOOC. CNPC est la plus grande compagnie gazière du pays, aussi bien à l'amont qu'à l'aval ; sa part dans la production de gaz est de 73 %. Sinopec exploite le gisement de Puguang dans le Sichuan, l'un des plus prometteurs. CNOOC a dirigé la construction des trois premiers terminaux d'importation de GNL à Shenzhen, Fujian et Shanghai, et tient une part majeure dans la production de gaz offshore, via des accords de partage de production avec des compagnies étrangères, qui lui donnent le droit d'acquérir 51 % dans toutes les découvertes en offshore dès que le partenaire a récupéré ses coûts de développement[E 13].

Les prix du gaz, comme ceux du pétrole, sont réglementés et en général inférieurs à ceux du marché international. La Chine a pour politique de favoriser les usages industriels et la production d'engrais par des prix bas, tandis que les secteurs résidentiel et du transport paient des prix de marché plus élevé. La NDRC a mis en place un nouveau système rapprochant les prix intérieurs des prix du marché international, et la Chine a ouvert son premier marché de négoce de gaz naturel à court terme au Shanghai Petroleum Exchange en juillet 2012 ; la réforme des prix, initiée en 2010 dans quelques villes, puis dans les provinces de Guangdong et Guangxi fin 2011, a été étendue à tout le pays en juillet 2013, avec une hausse des prix de 15 % hors secteur résidentiel[E 14].

Les principales régions productrices de gaz naturel sont :

• le Sichuan (sud-ouest), où les principales découvertes récentes sont les gisements de Yuanba et Puguang, développés par Sinopec, qui a démarré la production à Puguang en 2010, a atteint en 2012 sa capacité maximale de 350 Bcf (9,9 Mds m³) et prévoit de produire à ce niveau pendant vingt ans ; Yuanba produira 120 Bcf (3,4 Mds m³) en 2016. Au Sichuan se trouvent également cinq gisements de gaz à haute teneur en soufre dans le bassin de Chuandongbei, pour l'exploitation duquel CNPC a signé en 2007 un contrat de partage de production de 30 ans avec Chevron afin de mettre en service ce gisement techniquement difficile ; la mise en production a été repoussée à plusieurs reprises et est prévue fin 2014 avec une production de 270 Bcf (7,6 Mds m³)[E 14].
• le Xinjiang (nord-ouest), qui a produit 827 Bcf (23,4 Mds m³) en 2012 ; le bassin du Tarim a été la seconde zone de production en 2012 avec 680 Bcf (19 Mds m³), soit 18 % de la production chinoise ; selon CNPC, les deux principaux champs gaziers du bassin du Tarim, Kela-1 et Dina-2, ont des réserves prouvées de 16,2 Tcf (460 Mds m³) ; 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 ouest-est de CNPC, qui relient la région du Xinjiang à Shanghai, Beijing et Guangdong, ont grandement étendu le potentiel du bassin du Tarim pour approvisionner les marchés de la Chine orientale. D'autres découvertes à haut potentiel ont été effectuées dans le bassin de Junggar au Xinjiang et le bassin de Qaidam dans la province de Qinghai[E 15].
• le nord-est, avec la région pétrolière et gazière de Changqing dans le bassin d'Ordos, première région productrice de gaz en Chine, avec le gisement de Sulige qui contient plus de 35 Tcf (990 Mds m³) de réserves prouvées ; bien que présentant des difficultés techniques (faible perméabilité et faible pression, nécessitant la fracturation hydraulique), la production a atteint 1 012 Bcf (28,7 Mds m³) en 2012, soit 27 % du total de la Chine. CNPC prévoit de porter la production à 1236 Bcf (35 Mds m³) à Changqing 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 South Sulige et Changbei. Le champ gazier de Danuidi, exploité par Sinopec dans le bassin d'Ordos, a fortement accru sa production, atteignant 130 Bcf (3,7 Mds m³) en 2012. Dans le bassin de Songliao se trouve le gisement de pétrole et de gaz de Daqing qui a produit 119 Bcf (3,4 Mds m³) en 2012. Dans cette zone, la Chine a lancé des expérimentations de réinjection de dioxyde de carbone produit par le gisement de gaz de Changqing pour améliorer la récupération du pétrole du champ pétrolier de Jilin[E 15].
• en offshore : CNOOC a produit environ 200 Bcf (5,7Mds 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, source de choix pour les centrales électriques de Hong-Kong, qui produit environ 125 Bcf (3,5 Mds m³/an), mais a décliné depuis 2007 ; d'autres gisements entrés en production en 2005 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, CNOOC a entamé le développement du premier gisement en eau profonde : Liwan, prévu pour démarrer sa production commerciale en 2014 ; ses réserves sont estimées entre 4 et 6 Tcf (110 à 170 Mds m³) et sa production attendue à 180 Bcf (5 Mds m³/an) ; d'autres gisements en eau profonde tels que Panyu 34-1 alimenteront la plateforme de traitement de Liwan. D'autres IOCs (Chevron, BG, BP, Anadarko et Eni) ont signé des contrats de partage de production pour des blocs en eau profonde dans cette région[E 15].

Gaz non conventionnels :

• gaz de couche (coalbed methane) : les principales ressources sont dans les bassins du nord et du nord-est, le bassin du Sichuan au sud-est et les bassins de Junggar et du Tarim à l'ouest. La production de 2012 était de 441 Bcf (12,5 Mds m³), tirée des mines de charbon et de puits de surface, et la Chine vise 700 Bcf (20 Mds m³) fin 2015 selon l'AIE, portant les taux d'utilisation de 40 % à 60 %[E 16].
• gazéification de charbon : la première usine de gazéification démarrera en 2014 à Datang, dans la province de Mongolie-Intérieure ; trois autres usines sont prévues d'ici 2015 pour approvisionner Beijing en gaz. L'objectif de production pour 2015 est de 530 Bcf (15 Mds m³) ; Sinopec a lancé la construction du plus grand projet de gazéification de charbon en Chine dans le Xinjiang avec une capacité de 2 800 Bcf (80 Mds m³) d'ici 2017. De nombreux autres projets sont en préparation, mais les coûts de capital élevés pour les infrastructures associées, le manque de ressources en eau et les fortes émissions de gaz à effet de serre les rendent incertains[E 16].
• gaz de schiste : les ressources sont situées surtout dans les bassins du Sichuan et du Tarim ainsi que dans les bassins du nord et du nord-est ; l'EIA les réserves techniquement récupérables de gaz de schiste de la Chine à 1 115 Tcf (31 600 Mds m³), les plus importantes au monde ; les autres estimations sont inférieures, et le ministère chinois des Terres et des Ressources les évaluait en 2012 à 883 Tcf (25 000 Mds m³). La production de gaz de schiste n'était que de 1,8 Bcf (0,05 Mds m³) en 2012, issue de forages de tests dans le bassin du Sichuan ; les objectifs du ministère sont de 230 Bcf (6,5 Mds m³) fin 2015 et 2100 Bcf (60 Mds m³) en 2020, mais CNPC et Sinopec, qui contrôlent 80 % des ressources, ne prévoient que 95 Bcf (2,7 Mds m³) au total pour 2015. Les NOC sont en discussions avec plusieurs compagnies étrangères pour acquérir les compétences techniques et les capitaux nécessaires : CNPC a signé avec Shell en mars 2012 le premier contrat de partage de production pour le bloc de gaz de schiste de Fushun-Yonghchuan dans le bassin du Sichuan ; Shell a aussi des partenariats avec Sinopec et CNOOC sur deux autres gisements de gaz de schiste ; après avoir investi 950 M$ de 2011 à 2013 dans l'exploration du gaz de schiste en Chine, Shell prévoit de dépenser 1 Md $ par an sur cinq ans pour le développement de ces ressources ; Sinopec mène aussi des explorations avec Chevron et ConocoPhillips dans les bassins du Qiannan et du Sichuan ; les NOC investissent également dans des gisements de gaz et pétrole de schiste en Amérique du Nord afin d'acquérir de l'expertise technique. La Chine a adjugé ses premières licences de gaz de schiste en 2011 pour quatre blocs dans le bassin du Sichuan ; un deuxième appel d'offres mi-2012 a permis d'allouer 19 blocs à 16 compagnies chinoises, surtout des producteurs de charbon et d'électricité, qui faute d'expérience devront conclure des partenariats avec les NOC ou des compagnies étrangères[E 17].

La Chine avait environ 32 000 miles (51 500 km) de gazoducs principaux à la fin de 2012 ; ce réseau reste fragmenté, bien que les NOC au développement de l'interconnexion ; elles gèrent les artères principales, laissant les réseaux locaux aux compagnies de distribution locales. CNPC est le principal opérateur du réseau de transport, dont elle détient plus des trois quarts, y compris les gazoducs ouest-est ; elle a récemment étendu ses activités vers l'aval. CNPC a construit trois gazoducs parallèles, les gazoducs Shan-Jing, reliant le bassin d'Ordos (nord) à l'agglomération de Pékin (2011) ; son gazoduc Zhongwei-Guiyang transporte le gaz issu du gazoduc ouest-est depuis le centre-nord du pays jusqu'aux marchés du sud-ouest (2013) ; Sinopec joue un rôle important dans la partie aval du transport, surtout dans la province du Sichuan[E 18].

Le gazoduc Ouest-est a été construit de 2002 à 2004 par CNPC pour approvisionner les régions de l'Est et du Sud depuis les gisements des provinces de l'Ouest (bassins du Tarim, de Qaidam et d'Ordos) et des pays d'Asie centrale ; c'était alors le plus long gazoduc de Chine : 2 500 miles (4 000 km) et sa capacité initiale était de 420 Bcf/an (12 Mds m³/an). CNPC a construit un deuxième gazoduc Ouest-est, terminé en 2011, pour connecter le gazoduc Asie centrale - Chine, à la frontière du Kazakhstan, aux provinces du sud-ouest ; sa capacité est de 1,1 Tcf/an (31 Mds m³/an) et sa longueur totale dépasse 5 200 miles (8 400 km), incluant sept ramifications majeures. CNPC a mis en chantier une troisième gazoduc ouest-est, qui devrait être opérationnel en 2015 ; il sera parallèle au second et aboutira aux provinces du sud-ouest : Fujian et Guangzhou ; il transportera 1,1 Tcf/an (31 Mds m³/an) de gaz d'Asie centrale et des gisements du Xinjiang. Des projets sont en préparation pour les quatrième et cinquième gazoducs avec une capacité de 1,6 Tcf/an chacun (45 Mds m³/an)[E 18].

La première voie d'importation de gaz a été le gazoduc Asie centrale - Chine (CAGP) mis en service fin 2009 sur 1 130 miles (1 820 km) pour acheminer 31 Mds m³/an de gaz du Turkménistan, d'Ouzbékistan et du Kazakhstan vers la frontière de la Chine (Xinjiang), où il se connecte au second gazoduc ouest-est[E 19].

CNPC a investi dans des parts de gisements au Turkménistan pour sécuriser cet approvisionnement : elle exploite, sous contrat de production partagée, le gisement de Bagtyýarlyk qui alimente le gazoduc d'Asie centrale - Chine ; en 2009, CNPC a obtenu l'autorisation de développer le gisement géant de Galkynysh et a signé un contrat avec la compagnie d'état Turkmengaz. La Chine a importé plus de 765 Bcf (22 Mds m³) du Turkménistan et d'Ouzbékistan en 2012 ; elle a signé en 2013 un accord de fourniture de gaz avec le Turkménistan pour porter les fournitures de 1,4 Tcf/an à 2,3 Tcf/an (65 Mds m³/an) en 2020 grâce à la production de Galkynysh qui a démarré en septembre 2013[E 19].

Le gazoduc d'Asie centrale - Chine (CAGP) est en cours d'extension pour acheminer ces fournitures croissantes : en 2010, CNPC a signé un accord avec l'Ouzbékistan pour des livraisons de 350 Bcf/an (10 Mds m³/an) par un gazoduc qui se raccorde au CAGP. Le Kazakhstan et la Chine ont signé en 2010 un accord de coentreprise pour construire un gazoduc depuis l'Ouest du Kazakhstan qui se connectera au CAGP, dont il constituera la 3^e phase, ajoutant 880 Bcf/an (25 Mds m³/an) à sa capacité en 2014 et alimentant le 3^e gazoduc chinois ouest-est. CNPC a signé en 2013 un autre accord avec Uzbekneftegaz, la compagnie pétro-gazière ouzbèke, pour construire une quatrième ligne du CAGP, qui ajoutera encore 25 Mds m³/an de capacité en 2016[E 19].

Le gazoduc Chine-Myanmar va diversifier les fournitures ; CNPC a signé en 2008 avec le Myanmar un accord pour construire ce gazoduc de 1 123 miles (1 807 km) avec une capacité de 420 Bcf/an (12 Mds m³/an) depuis les gisements offshore du Myanmar jusqu'aux provinces méridionales de la Chine : Yunnan et Guangxi ; la production initiale des gisements est de 5 Mds m³/an, dont 4 Mds m³/an destinés à la Chine ; le gazoduc est entré en service en septembre 2013 ; il devrait atteindre sa pleine capacité grâce au développement de nouveaux champs gaziers adjacents au Myanmar[E 19].

CNPC a signé en 2006 avec Gazprom un mémorandum d'entente pour importer du gaz russe par gazoduc, mais les négociations ont buté sur des questions de prix et de parcours ; en septembre 2013, un accord cadre a été signé pour acheter 1,3 Tcf/an (37 Mds m³/an) acheminés par un gazoduc en Sibérie orientale, destiné à relier l'extrême-orient russe et l'île de Sakhaline à la Chine du nord-est ; les deux compagnies continuent à négocier le prix[E 20].

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)[19].

Depuis que la Chine a construit son premier terminal de regazéification, Dapeng LNG, en 2006, les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) ont connu une croissance exponentielle, faisant de la Chine un des principaux importateurs mondiaux de GNL ; près de la moitié des importations chinoises de gaz naturel ont été livrées sous forme de GNL en 2012 : 706 Bcf (20 Mds m³) ont été importés (+20 %). La Chine, consommant plus de 6 % du commerce mondial de GNL, est devenue le 3^e importateur mondial de GNL, dépassant l'Espagne en 2012. La capacité de régazéification était de 1,5 Tcf/an (42 Mds m³/an) fin 2013, et 20 Mds m³/an sont en cours de construction d'ici 2016 ; neuf terminaux sont en activité, cinq en construction et plusieurs autres en projet, bien que les prix du GNL soient plus élevés que ceux du gaz d'Asie centrale[E 20].

CNOOC a été pionnier dans le développement du GNL et reste un acteur majeur, avec six terminaux, dont celui de Ningbo dans la province de Zhejiang et celui de Zhuhai, tous deux entrés en service en 2013. CNOOC a mené à bien fin 2013 la construction de la première unité flottante de stockage et regazéification à Tianjin, plus coûteuse que les terminaux terrestres mais plus vite construite et apportant de la flexibilité. CNOOC construit deux terminaux GNL dans le sud : Hainan et Shenzhen/Diefu, et projette des extensions pour quatre de ses terminaux existants, ainsi que deux autres unités flottantes prévues pour 2014. CNPC est entré récemment sur le marché du GNL en inaugurant ses deux premiers terminaux, Dalian et Jiangsu, en 2011 ; un troisième, Tangshan, est entré en service fin 2013. Sinopec construit son premier terminal, Qingdao, pour 2014[E 21].

Les NOC doivent s'assurer des fournitures avant d'obtenir l'autorisation de construire un terminal, et la concurrence est vive avec les autres acheteurs, en particulier la Corée et le Japon. Les compagnies chinoises ont signé des contrats à long terme pour des livraisons de 5,2 Bcf/jour (150 Mm³/jour) d'ici 2030, la plupart avec des sociétés asiatiques s'approvisionnant en GNL d'Indonésie, Malaisie, Australie et Papouasie-Nouvelle-Guinée. Elles ont également investi dans des parts de capital de projets de liquéfaction en Australie : CNOOC possède 50 % du projet Queensland Curtis LNG et Sinopec 25 % d'Australia Pacific LNG ; ces deux terminaux devraient démarrer en 2015. La Chine diversifie ses importations de GNL : le Qatar a été en 2012 le premier fournisseur de GNL de la Chine, fournissant plus du tiers de la demande chinoise ; par ailleurs, certains contrats à long terme avec des majors pétroliers ne sont pas liés à une source particulière. La Chine a commencé à rechercher des ressources en gaz de schiste d'Amérique du Nord, investissant dans l'exploration et la production et des projets de GNL au Canada ; CNPC possède 20 % du projet LNG Canada et CNOOC, à travers sa filiale canadienne Nexen, a acheté des terrains dans l'ouest canadien en vue de construire un terminal méthanier de liquéfaction[E 21].

La croissance de la demande chinoise et la tension sur le marché mondial du GNL ont conduit à une hausse des prix d'importation du GNL : 10,43 $/million de Btu en 2012 en moyenne, et beaucoup plus pour les terminaux les plus récents : plus de 17 $/MBtu à Jiangsu et Dalian[E 21].

Les réserves prouvées récupérables d'uranium de la Chine étaient estimées en 2015 à 272 500 tonnes U (tonnes d'uranium contenu), soit 5 % des réserves mondiales, au 8^e rang mondial, très loin derrière l'Australie (29 %) et le Kazakhstan (13 %)[20].

Pour les réserves de thorium, elle est au 11^e rang : 100 000 tonnes de réserves estimées en 2014, soit 1,6 % des réserves mondiales[21].

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[WEC 2].

En juin 2022, la Compagnie nucléaire nationale chinoise annonce la découverte de réserves très importantes d'uranium : 2 Mt (millions de tonnes), soit dix fois les réserves actuelles de la Chine, qui produit seulement environ un tiers de sa consommation d’uranium, dans des mines considérées comme relativement pauvres et complexes à exploiter[22] - [23]. Les nouvelles réserves d’uranium ont été trouvées à une profondeur jamais vue auparavant : 1 500 m, ce qui remet en question les théories dominantes sur les formations de gisements d’uranium. Li Ziying, directeur de l’Institut de recherche de Pékin sur la géologie de l’uranium et ses collègues ont découvert que l’uranium pouvait remonter directement du manteau terrestre et se retrouver piégé dans de petits « points chauds » à plusieurs milliers de mètres sous terre lors de collisions tectoniques massives[24].

La production d'uranium de la Chine se classait en 2016 au 8^e rang mondial avec 1 616 tonnes U, soit 2,6 % de la production mondiale, loin derrière le Kazakhstan (24 575 tonnes U et le Canada (14 039 tonnes U) ; elle progresse rapidement : 712 tonnes U en 2007, 827 tonnes U en 2010, 1 500 tonnes U en 2012[25].

Pour alimenter son parc nucléaire dont la capacité sera multipliée par cinq de 2012 à 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[26].

Les compagnies chinoises SinoU et CGN-URC ont pris des participations au capital de mines d'uranium au Kazakhstan (49 % dans les mines d'Irkol et Semizbai en 2008 et 2009, projet de 49 % dans la mine de Zhalpak), au Niger (62 % Azelik en 2010, aujourd'hui fermée, 25 % au moins dans la mine d'Imouraren), en Namibie (25 % au moins dans la mine Langer Heinrich en 2014, 90 % dans celle d'Husab en 2016), en Ouzbékistan (50 % dans le projet de Boztau) et au Canada (20 % dans le projet de Patterson Lake dont la production devrait commencer en 2023)[27].

La Chine construit des installations de retraitement de combustibles nucléaires qui devraient entrer en service en 2017[E 22].

En 2020, la biomasse (bois, déchets agricoles et urbains…) représentait 4,8 % de la production d'énergie primaire de la Chine et couvrait 3,8 % de sa consommation finale d'énergie, plus 1,7 % de sa production d'électricité et 0,2 % de sa production de chaleur de réseau[1]. En particulier, la méthanisation de matières organiques dans les zones rurales fournissait 2 424 GWh en 2017[28]. Une estimation de 2008 indiquait que plus de 30 millions de digesteurs fournissaient alors 1,2 % de l'énergie totale du pays[29], et une évolution vers des unités plus grosses et plus centralisées a été constatée dans les dix années suivantes[30].

Cumulus dont l'eau est chauffée par le soleil, à Weihai au Nord-Est de la Chine

La Chine est très largement en tête des pays producteurs de chaleur d’origine solaire : fin 2016, la puissance installée cumulée des capteurs solaires thermiques en Chine atteignait 71 % du total mondial ; mais elle est seulement au 8^e rang mondial pour sa puissance solaire thermique par habitant[31].

La Chine disposait fin 2008 d'installations géothermiques (utilisation directe) de 8 898 MWth installés, produisant 75 348 TJ/an, soit 17,5 % du total mondial[WEC 3]. 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[WEC 4].

Consommation finale de la Chine par énergie en 2020[1] :

• Charbon (26,3 %)
• Pétrole (26,5 %)
• Électricité (27,0 %)
• Gaz naturel (8,8 %)
• Chaleur (5,5 %)
• Biomasse, déchets (3,8 %)
• EnR thermiques (2,0 %)

Après la transformation en électricité de la moitié des ressources charbonnières, le charbon constitue la troisième énergie au stade la consommation finale (en utilisation directe) : 26,3 % en 2020 (surtout dans l'industrie), derrière l'électricité (27 %) et le pétrole (26,5 %). La consommation finale d'énergie a progressé de 233 % en 30 ans, soit +4,1 % par an[1].

L'industrie consomme surtout du charbon : 43 % et de l'électricité : 33 %.

Les transports consomment bien entendu surtout des produits pétroliers : 86 % ; le gaz naturel a une part de 8,1 %, la biomasse 1,0 % (biocarburants) et l'électricité 4,6 % (chemins de fer, tramways).

Le secteur résidentiel (logements des ménages) consomme surtout de l'électricité : 27 %, qui progresse rapidement (16 % en 2010) ; ensuite viennent la « biomasse et déchets » : 22 % (42 % en 2010), qui désigne surtout le bois, le gaz naturel : 13 % (6,8 % en 2010), les produits pétroliers : 10 % (8 % en 2010), le charbon : 9 %, en recul (18 % en 2010), les énergies renouvelables (chauffe-eau solaires, etc) : 9,8 % (3,4 % en 2010), la chaleur des réseaux de chauffage urbain : 9,2 % (5,7 % en 2010)[1].

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. Cependant, les taux de croissance les plus élevés en Chine sont ceux du transport et du tertiaire, ce qui indique une évolution rapide vers une structure moderne. La progression de la part de l'industrie aux dépens de celle du résidentiel dénote l'intensité du processus d'industrialisation ; cette évolution devrait s'inverser à l'avenir, le gouvernement ayant décidé un rééquilibrage du développement en faveur de la consommation des ménages.

Selon les estimations de BP, la Chine a produit et 8 534,3 TWh en 2021 (+10 %) ; cette production a progressé de 81 % en dix ans (2011-2021) ; elle représente 30,0 % de la production mondiale en 2021[b 15]. Elle provient pour 65,9 % des combustibles fossiles (charbon 62,6 %, gaz naturel 3,2 %), pour 4,8 % des centrales nucléaires et pour 28,7 % des énergies renouvelables (hydraulique 15,2 %, autres 13,5 %)[b 14], dont éolien : 7,7 %, solaire : 3,8 % et biomasse-déchets : 2,0 %[b 16].

En 2020, la production brute d'électricité en Chine s'élevait à 7 801 TWh, les centrales thermiques fossiles en produisant 66,8 % (dont charbon : 63,3 %), les centrales nucléaires 4,7 % et les EnR 28,4 % (hydroélectricité : 17,4 %, éolien : 6,0 %, solaire : 3,3 % et biomasse-déchets : 1,7 %[4].

La prépondérance du thermique fossile (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 fossile a baissé de 15,3 points ; le nucléaire a gagné 3,5 points, l'hydraulique 1,0 point et les autres EnR 10,8 points.

En 2019, la production d'électricité atteignait 566 TWh en France[k 10]. La Chine produisait donc 13,3 fois plus d'électricité ; mais elle avait une population 20,7 fois plus nombreuse[k 1] ; sa production par habitant correspondait donc seulement à 64 % de celle de la France.

La Chine est le premier producteur mondial d'électricité depuis 2011 avec 21,5 % de la production mondiale d'électricité, part portée à 27,7 % en 2019[k 10].

La puissance installée de la Chine était estimée à 1 145 GW au début de 2013 ; elle a plus que doublé par rapport à 2005 (524 GW) ; l'EIA prévoit qu'elle atteindra 2 265 GW en 2040[E 24].

En 2002, le gouvernement chinois a démantelé le monopole State Power Corporation (SPC) en unités séparées de production, transport et services ; depuis cette réforme, la production est contrôlée par cinq compagnies publiques : China Huaneng Group, China Datang Group, China Huadian Corporation, Guodian Power et China Power Investment, qui produisent environ la moitié de l'électricité du pays ; le restant est produit pour l'essentiel par des producteurs d'électricité indépendants (IPPs), souvent en partenariat avec des filiales de droit privé des compagnies d'état. Les réformes ont ouvert le secteur à l'investissement étranger, bien que de façon encore limitée[E 25].

Lors des réformes de 2002, SPC a divisé ses actifs de transport et distribution en deux compagnies : Southern Power Grid Company et State Power Grid Company, qui exploitent les sept réseaux électriques du pays. State Power Grid exploite les réseaux de transport du nord, et Southern Power Grid ceux du sud. La State Electricity Regulatory Commission (SERC) est responsable de l'application de la réglementation dans le secteur et de la promotion des investissements et de la concurrence afin de réduire les pénuries d'électricité ; la SERC a été absorbée en mars 2013 par la NEA. La Chine cherche à améliorer l'efficacité du système et les interconnexions par la construction de lignes à très haute tension, ainsi qu'à développer un plan de smart grid, avec une première phase terminée en 2012 et d'autres phases jusqu'à 2020[E 25].

Les prix de gros et de détail sont fixés par la NDRC, qui fixe également les prix du charbon destiné à la production d'électricité. En 2011, des prix de charbon élevés et des prix d'électricité bas ont causé des pertes financières pour les producteurs d'électricité ; en 2012, les prix du charbon ont été abaissés ; le gouvernement a alors baissé les prix de gros de l'électricité produite à partir de charbon et relevé ceux de l'électricité produite à partir de gaz ; les gains de coût doivent financer les énergies renouvelables ; de plus, la NDRC a augmenté les suppléments tarifaires destinés à financer les énergies renouvelables sur tous les consommateurs finaux sauf les résidentiels et agricoles[E 25].

La commission chargée de l'administration et de la supervision des biens de l'État (Sasac), qui pilote les grandes entreprises publiques, a autorisé la fusion de Shenhua, l'un des grands producteurs de charbon du pays et d'électricité à base de combustible fossile, avec le producteur plus diversifié China Guodian ; le gouvernement chinois poursuit ainsi sa stratégie de réduction du nombre d'entreprises d'État, via des projets de fusion, pour consolider financièrement ses entreprises et les préparer à aller à la conquête des marchés étrangers. Le nouvel ensemble est baptisé National Energy Investment Corp. (NEIC) ; ses capacités de production d'environ 225 GW en font le plus grand producteur d'électricité au monde, loin devant EDF (130 GW) ; elles se répartissent en 77 % de centrales au charbon, 14 % d'éolien, 8 % d'hydroélectricité et 1 % de solaire[33].

Centrale à charbon de Junliangcheng (Tianjin), 2010

Les combustibles fossiles ont fourni 65,9 % de la production d'électricité en 2021 (charbon 62,6 %, gaz naturel 3,2 %). La production thermique fossile de la Chine atteint 5 624 TWh (dont 5 339 TWh de charbon)[b 16]. La production des centrales à charbon a été multipliée par 11,2 de 1990 à 2020 et celle des centrales à gaz par 92,4[4].

Le gouvernement a fermé 80 GW de centrales petites et peu efficaces entre 2005 et 2010 ; il prévoit de continuer à moderniser le parc avec des unités de plus grande taille, plus efficaces et des unités à technologie avancée supercritiques. Afin d'atténuer les graves problèmes de pollution de l'air, la construction de nouvelles centrales à charbon a été interdite autour des trois principales villes : Pékin, Shanghai, et Guangzhou ; Pékin prévoit de remplacer toutes ses centrales charbon (2,4 GW) par des centrales à gaz d'ici fin 2014. L'EIA prévoit que la Chine va construire plus de 450 GW supplémentaires au charbon d'ici 2040[E 26].

Alors que la presse officielle chinoise met en avant des fermetures de centrales et annulation de projets, conformément au plan de réduction des surcapacités décidé par Pékin, les capacités des centrales à charbon en Chine continuent de s'accroître, selon l'AIE ; en 2015, année de forte baisse de la production en Chine, non seulement les permis et commandes de nouvelles centrales au charbon n'ont pas diminué, mais ils se sont accélérés, avec plus de 100 centrales au charbon, et les capacités de production des centrales excèdent déjà de 40 % les pics de demande. La cause de cette incohérence est le transfert du pouvoir d'approbation des centrales au charbon du gouvernement central aux autorités provinciales en octobre 2014 ; or ces dernières n'ont pas intérêt à fermer des unités ou à annuler des projets, car tout nouveau site soutient l'économie locale et l'emploi ; de plus, la construction d'une centrale en Chine ne coûte pas très cher (600 $/kW) et les entreprises publiques n'ont pas de mal à trouver des financements. La Chine continue donc à accroître ses capacités (70 GW par an sur un parc existant d'environ 900 GW), et les 2 689 sites ne seraient utilisés que la moitié du temps[34].

Le rapport annuel 2020 sur le charbon de l'AIE révèle qu'au cours des neuf premiers mois de 2020, 27 GW de nouvelles capacités de production d'électricité au charbon ont été approuvés, soit sept fois plus qu'en 2019. Tous les ans, la Chine ouvre une trentaine de gigawatts de nouvelles centrales électriques brûlant du charbon, soit une nouvelle centrale toutes les deux semaines ; les nouvelles installations sont plus efficaces et émettent moins de CO₂ que les anciennes, mais face à une telle masse, l'essor des énergies renouvelables ne suffit pas. Selon l'AIE, « le charbon continuera à être la pierre angulaire de l'approvisionnement en électricité au cours des prochaines décennies »[35].

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

Hongyanhe Hongyanhe CEFR CEFR Shidao Bay Shidao Bay Haiyang Haiyang Tianwan Tianwan Fangjiashan Fangjiashan Qinshan Qinshan Sanmen Sanmen Ningde Ningde Fuqing Fuqing Daya Bay Daya Bay Ling Ao Ling Ao Taishan Taishan Yangjiang Yangjiang Changjiang Changjiang Fangchenggang Fangchenggang Zhangzhou Zhangzhou Taipingling Taipingling Localisation des centrales nucléaires en Chine

Au 6 janvier 2023, la Chine exploite 55 réacteurs nucléaires opérationnels, totalisant 52 170 MW de puissance installée[41], et compte 18 réacteurs nucléaires en construction totalisant 18 526 MW[42], ce qui la place au 3^e rang en nombre de réacteurs en service et en capacité de production derrière les États-Unis et la France[41], et au 1^er rang en nombre et capacité des réacteurs en construction, devant l'Inde (8 réacteurs en construction), la Russie (4 réacteurs), la Turquie (4 réacteurs), la Corée du Sud (3 réacteurs) et 13 autres pays[42]. La Chine compte 22 sites nucléaires de production d'électricité[43].

Selon le rapport annuel de l'Association nucléaire mondiale, la puissance installée des centrales nucléaires chinoises a progressé de 13 % en 2021, passant de 46 GW à 52 GW, classant la Chine au 3^e rang mondial après les États-Unis (94 GW) et la France (61 GW). Au 1^er juillet 2022, sur les 56 réacteurs nucléaires en cours de construction dans le monde, 20 sont en Chine, totalisant 20,6 GW sur 57,6 GW. Sur les 10 nouveaux projets lancés dans le monde en 2021, 6 étaient chinois, et la Chine est le seul pays à avoir démarré la construction de nouveaux réacteurs (3 REP) au premier semestre 2022. La Chine a multiplié par dix le nombre de ses centrales depuis vingt ans, et par six sa production d'électricité depuis 2010. Son 14^e plan quinquennal (2021-2025) fixe l'objectif de doubler la part du nucléaire dans la production d'électricité, pour la faire passer à 10 % en 2035. La première connexion du petit réacteur modulaire (SMR) de Shidao Bay, dans le Shandong, a été réalisée en décembre 2021[44].

En 2021, la Chine est passée du 3^e rang au 2^e rang des producteurs d'électricité nucléaire (14,5 % du total mondial), derrière les États-Unis (29,2 %), dépassant pour la première fois la France(13,6 %)[b 13].

Le 20 avril 2022, le Conseil d'État approuve la construction de six nouveaux réacteurs : Sanmen 3 et 4, Haiyang 3 et 4 et Lufeng 5 et 6 ; les 4 premiers seront des CAP1000, version chinoise de l'AP1000, et les deux derniers des Hualong-1[45].

Avec une production brute d’électricité d’origine nucléaire s'élevant à 407,14 TWh en 2021, soit 5 % de la production d'électricité de la Chine[43], le pays se situe au 2^e rang des pays producteurs d'énergie électrique d'origine nucléaire derrière les États-Unis (787,4 TWh) et devant la France (360,7 TWh)[46].

Le président Xi Jinping s'engage en septembre 2020 à atteindre la neutralité carbone en 2060. La Chine compte porter la part du nucléaire de 4,9 % en 2020 à 10 % d’ici à 2035, au rythme de construction de 6 à 8 réacteurs par an, soit près d’une centaine en quinze ans[47]. À plus court terme, le 14^e plan quinquennal rendu public en mars 2021 fixe un objectif de 70 GW en 2026, soit environ quatre réacteurs par an[48]. Une ébauche de trajectoire de neutralité carbone publiée en septembre 2020 par l’université Tsinghua prévoit un accroissement de la production d'électricité nucléaire de 382 % d'ici 2060[49].

Le premier réacteur nucléaire EPR de Taishan (sud-est), construit par le chinois CGN en partenariat avec EDF (à 30 %), a été raccordé au réseau en juin 2018, un jour avant le premier AP1000 de Sanmen (centre-est), lui aussi de troisième génération, mais de technologie américaine (Westinghouse) et construit par CNNC. Mi-août, deux autres AP1000, Sanmen 2 et Haiyang 1 (nord-est) ont à leur tour débuté leur mise en service, puis Haiyang 2 en octobre 2018; la Chine compte ainsi cinq réacteurs de troisième génération en service. Le deuxième réacteur nucléaire EPR, Taishan 2, a démarré le 28 mai 2019[50].

Le 16 mars 2011, à la suite de l'accident nucléaire 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[51]. En octobre 2012, le conseil d'état de la république populaire de Chine a décidé la reprise des projets de construction de centrales nucléaires[52] - [53].

En mars 2015, les autorités chinoises ont délivré, pour la première fois depuis Fukushima, une autorisation de construction pour deux nouvelles tranches nucléaires : deux réacteurs de 1 000 MW chacun sur le site de Hongyanhe, au nord de la Chine (province du Liaoning) ; le site d'information financière Jingji Cankaobao, qui dépend de l'agence officielle Xinhua (Chine nouvelle), parle d'un « vrai redémarrage » de l'énergie nucléaire, et prévient que d'autres projets seront approuvés dès 2015. Le pays vise 58 GW en 2020 et le dirigeant de CGN, He Yu, prévoit 150 à 200 GW installés pour 2030[54].

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[55].

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

Les deux 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 hongkongaise 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[56], évolution du REP français par CGNPC[57].

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 1 060 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)[58]. Le premier réacteur de démonstration haute température à lit de boulets au monde, Shandong Shidaowan HTR-PM, sur le site de Shidao-Bay dans la province chinoise de Shandong, a produit de l'électricité pour la première fois le 20 décembre 2021. La construction de la tranche de démonstration Shandong Shidaowan HTR-PM avait été lancée officiellement fin 2012. Cette installation comprend deux modules de réacteur qui entrainent une turbine à vapeur, générant ainsi une puissance électrique de 200 MW. Près de 93 % des composants de l’installation ont été fabriqués en Chine[59].

La stratégie chinoise de développement du nucléaire électrogène se déroule en trois phases : dans la première phase, le pays a testé plusieurs filières en les achetant à l’étranger, en commençant par les réacteurs à eau pressurisée français dans les années 1990, les CANDU canadiens en 2002-2003, les VVER russes en 2007 (deux réacteurs en construction en 2017), les EPR (première connexion au réseau de Taishan 1 attendue début 2018) et les AP1000 de Westinghouse ; l'industrie nucléaire chinoise a progressivement acquis son autonomie dans la plupart des activités de l'amont du cycle. Dans la deuxième phase, le pays a fait le choix de sa propre stratégie avec des réacteurs sinisés : Hualong, CAP 1400, et au-delà CAP 1700, évolution de l’AP1000 et pour lequel la Chine possède l’intégralité des droits. Néanmoins, le manque de maturité de ce modèle pourrait laisser une chance à l’EPR. Le pays vise aussi la construction de son cycle aval, avec la construction, en négociation avec Areva, d’une usine de retraitement de 800 tonnes par an et d’une usine de combustible Mox sur le modèle de Melox. Dans sa troisième phase, l'industrie chinoise compte bien devenir exportatrice : le premier Hualong exporté sera construit au Royaume-Uni à la centrale nucléaire de Bradwell.

Le pays prépare aussi la quatrième génération de réacteurs : réacteurs à neutrons rapides avec un premier prototype, le CFR 600, dont le démarrage est prévu pour 2023 ; HTGR à caloporteur gaz, de 200 MWe, dont la fin de construction est attendue pour fin 2017 à Shidaowan, conçu pour combiner la production électrique avec le dessalement de l’eau de mer et le chauffage urbain ; réacteur à sels fondus, au combustible au thorium, projet porté par la SNPTC ; plusieurs projets de SMR, sur terre ou embarqués, pour contribuer au développement des espaces isolés de la Chine ; un projet de réacteur refroidi au plomb bismuth ; un projet de réacteur sous-critique associé à un accélérateur[60].

New Areva (nouveau nom de l’activité combustible de l’ex-Areva) a signé le 9 janvier 2018, lors de la visite officielle d’Emmanuel Macron en Chine, un protocole d’accord commercial avec CNNC pour la construction d’une usine de retraitement de déchets nucléaires dans le pays. Le coût total pourrait excéder 20 milliards d’euros, dont la moitié pour Areva. L’usine, qui ne sera pas opérationnelle avant 2030, devrait pouvoir retraiter 800 tonnes de combustible par an. Les deux parties prévoient la signature du contrat définitif avant la fin 2018[61]. En juin 2018, Orano a signé avec CNNC un accord pour la réalisation des travaux préparatoires de l’usine de traitement et recyclage des combustibles usés ; cet accord d’une vingtaine de millions d’euros s’étend jusqu’à la fin de l’année 2018 ; il définit les actions mises en œuvre par anticipation par Orano dans le cadre de la préparation du projet. Une centaine d’ingénieurs prépareront la documentation sur le management du projet et les aspects de sûreté ; l’installation adoptera quasi exclusivement les procédés et technologies éprouvés des usines de La Hague (Manche) et Melox (Gard) d’Orano, dans le cadre d’un accord de licence associé à un droit d’usage délimité[62].

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[55].

L'Académie chinoise des sciences 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[63] - [64] ; ce type de réacteur présente de nombreux atouts : sécurité incomparablement meilleure que celle des réacteurs actuels, déchets dangereux près de 1 000 fois moins abondants, réserves abondantes, taux d'utilisation de la matière première très supérieur, coûts probablement divisés par deux, etc[65]. 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[66].

Les autorités chinoises (NEA et la NNSA, équivalents chinois du ministère de l’Énergie et de l’Autorité de sûreté nucléaire) ont certifié le design d’un réacteur nucléaire de troisième génération, aux normes de sûreté les plus récentes, baptisé « Hualong One », potentiellement destiné, pour la première fois, aux marchés internationaux ; il a été développé conjointement par les deux grands groupes nucléaires chinois, CGN et CNNC, sommés il y a quelques années par le gouvernement de s'entendre. EDF a un projet d'accord avec CNNC pour la construction du premier exemplaire du Hualong One sur le site de Fuqing, dans le Fujian, face à Taïwan. EDF négocie une prise de participation de 30 à 40 % de CGN et CNNC dans les deux EPR qu'elle va construire en Grande-Bretagne[67].

Le premier réacteur Hualong 1, issu du rapprochement entre l'ACP1000 de CNNC et l'ACPR1000 de CGN, a été mis en chantier le 7 mai 2015 à Fuqing, au Sud-Est de la Chine ; il devrait entrer en service au plus tôt en 2020[68].

Une filiale à 50/50, HPTC (Hualong Pressurized water reactor Technology Corporation), a été créée par CGN et CNNC en janvier 2016 pour développer puis commercialiser le Hualong 1 ; des experts indépendants ont été réunis pour trancher les différences de concepts entre les deux entreprises, et ils ont voté à une large majorité pour le concept de CNNC[69].

Le 13^e Plan quinquennal chinois prévoyait en 2016 pour 2020 une capacité installée de 58 GW en exploitation et de 30 GW en construction en 2020. 15 nouveaux réacteurs (17,88 GW) devaient être mis en service en 2016 et 2017 et 9 autres (9,05 GW) de 2018 à 2020, dont le HTR à Shidaowan et la tranche 5 de Fuqing (Hualong 1) ; six nouveaux réacteurs seraient lancés chaque année ; la part des équipements produits en Chine atteindrait plus de 85 % pour les nouveaux projets de centrales nucléaires en construction lors du 13^e Plan quinquennal ; la capacité annuelle de fourniture d’équipements mécaniques et électriques répondrait aux besoins de 8 à 10 réacteurs ; en 2017, la mine d'uranium d'Husab financée par la CGN en Namibie serait en exploitation ; sa capacité de production annuelle de 5 500 tonnes la classerait parmi les mines d’uranium les plus importantes au monde ; les exportations de centrales nucléaires se développeront : Pakistan, Argentine, Royaume-Uni, etc[70]. Mais en avril 2018, un rapport de l'Association de l'énergie nucléaire de Chine (CNEA), qui ne dépend pas du gouvernement chinois, constate que la cadence des mises en service est insuffisante pour atteindre les objectifs du 13^e Plan quinquennal, qui en nécessiterait 6 à 8 par an, soit presque le double du rythme actuel[71].

CNNC et CGN ont créé une coentreprise, Hualong International Nuclear Power Technology, afin de proposer un modèle de réacteur de 3^e génération compétitif pour développer l’industrie nucléaire chinoise à l’international. Le Hualong a obtenu de premiers contrats au Pakistan, pour deux unités près de Karachi. D’autres pays, comme la Turquie, et peut-être la Roumanie, envisageraient aussi de se doter de la technologie chinoise. Le Hualong a aussi été proposé en République tchèque, en Pologne et au Kenya. La Chine compte beaucoup sur la perspective de construire des Hualong sur le site de la centrale nucléaire de Bradwell, au Royaume-Uni, pour asseoir la crédibilité de son offre ; CGN a entamé les démarches nécessaires pour obtenir le Generic Design Assessment de l’Office for Nuclear Regulation, l’autorité de sûreté britannique, dont les exigences sont parmi les plus élevées au monde[72].

La Russie et la Chine ont signé le 8 juin 2018 un important paquet d'accords dans le nucléaire, prévoyant notamment la construction en Chine de quatre réacteurs nucléaires VVER de 1 200 MW par le conglomérat public nucléaire russe Rosatom : deux à la centrale nucléaire de Tianwan et deux à celle de Xudabao ; un autre contrat prévoit la fourniture par la Russie d'équipements, de carburant et de services pour un projet chinois de réacteur rapide ; un troisième accord porte sur la fourniture par la Russie d'équipements de générateurs thermoélectriques utilisés pour alimenter le programme spatial chinois[73].

Le programme chinois de réacteur rapide refroidi au sodium (RNR Na) a débuté dans les années 1960 au stade de la recherche ; en 2011, le CEFR (China Experimental Fast Ractor) a divergé ; ce réacteur de 20 MWe a été acheté à la société russe OKBN Africentov ; un centre de recherche (CIAE - China Institute of Atomic Energy) a été créé autour de ce réacteur, dédié au développement des RNR Na. En décembre 2017 a été lacée la construction du réacteur de démonstration CFR-600 (600 MWe), prototype industriel de la filière, sur le site de Xiapu dans la province de Fujian ; l'étape suivante est en cours de développement au CIAE : il s'agira d'un réacteur commercial de 1 000 MWe[74].

Une équipe de l'Institut des sciences appliquées de Shanghai dévoile en juillet 2021, dans une revue spécialisée chinoise, le projet d'un nouveau type de centrale nucléaire : un premier réacteur à sels fondus fonctionnant au thorium pourrait être pleinement opérationnel et commercialisable dès 2030 et proposé notamment aux pays qui sont partie prenante du projet des Nouvelles routes de la soie. La construction d'un premier prototype d'un réacteur de ce type a démarré en 2011 dans la ville de Wuvei, située dans la province désertique du Gansu. Sa construction devrait être achevée en août 2021 et la phase de test débuterait en septembre. Le combustible utilisé est dissous dans un sel qui est solide à basse température et liquide lorsque le réacteur fonctionne, et sert donc de fluide de refroidissement ; le réacteur n'a donc pas besoin d'eau et peut être installé dans des zones désertiques. Le thorium serait quatre fois plus répandu sur la planète que l'uranium et est se trouve généralement dans les mêmes zones que les gisements de terres rares, particulièrement présents en Chine. De plus, cette technologie permet de construire des unités deux à trois fois plus petites avec un coût d'investissement moindre. Le prototype occuperait à peu près 3 mètres cubes et produirait suffisamment d'énergie pour alimenter 100.000 foyers. Enfin, elle produit moins de déchets et est plus sûre. Les produits radioactifs restent dans le sel fondu et se solidifient quand la température passe sous les 600 °C[75].

En septembre 2022, l'Association chinoise de l'énergie nucléaire annonce que l'industrie nucléaire chinoise est en mesure de porter d'ici 2025 sa capacité de construction à dix réacteurs par an contre six à huit actuellement ; elle préconise également d'en construire davantage à l'intérieur des terres, notamment afin de pallier l'intermittence des immenses champs éoliens et solaires que la Chine a construit dans l'ouest du pays[76].

Le ministère de l'Industrie nucléaire a donné naissance en 1988 à la Compagnie nucléaire nationale chinoise (CNNC), l'acteur régalien de l'atome chinois. Par ailleurs, la coopération avec EDF pour la centrale nucléaire de Daya Bay, mise en service en 1993 en partenariat avec la province du Guangdong, aboutira, après bien des étapes, à la naissance de la China General Nuclear Power Corporation (CGN), qui a su prendre son indépendance. Coté à Hong Kong, CGN a bâti son parc à partir de dérivés de la technologie à eau pressurisée française, enrichie récemment de l'EPR, alors que CNNC, coté à la Bourse de Shanghai, a tiré son inspiration au Canada (Candu), en Russie (Rosatom) et même aux États-Unis avec l'AP1000 de Westinghouse. Chaque entreprise a son positionnement : CGN ressemble à l'EDF d'avant la prise de participation dans Areva NP (essentiellement exploitant), alors que CNNC gère aussi le cycle du combustible, coiffe les instituts de recherche et les applications militaires. Enfin, un troisième exploitant, China Power Investment Corporation (CPI), a vu le jour comme réceptacle du transfert de technologie de l'AP1000. Les centrales en service en 2015 se répartissent presque à égalité : 12 pour CNNC, 13 pour CGN ; la même répartition, très politique, est observée pour les centrales en construction et en projet ; le parc nucléaire prévu en 2022 comprendra 30 réacteurs CNNC, 30 réacteurs CGN, 6 pour SPIC (State Power Investment Corporation, qui regroupe CPI et SNPTC) et 1 pour Huaneng. À l'exportation, le gouvernement distribue les rôles : Pakistan et Argentine pour CNNC ; Roumanie et Royaume-Uni pour CGN. Qian Zhemin, numéro deux de CNNC en 2015, est l'ex-président de CGN[77].

Le 24 novembre 2014, CGN Power Co, le premier groupe nucléaire chinois en termes de puissance installée, a lancé une opération à la bourse de Hong Kong visant à lever jusqu’à 2,5 milliards d’euros, la plus grosse opération de l'année sur cette place. son concurrent CNNC avait annoncé en mai 2014 son intention de lever 1,9 milliard d'euros pour financer la construction de quatre centrales. En novembre 2014, le Conseil d'État a publié un plan d'action annonçant une puissance installée nucléaire de 58 GW en 2020, plus 30 GW en construction, contre 19 GW en service en 2014[78]. L'opération a été un succès : CGN a levé 3,16 milliards de dollars (2,6 milliards d'euros) lors de son introduction à la Bourse de Hong Kong ; CGN prévoit de porter sa capacité installée à 25 GW d'ici à 2019, contre 11,6 GW actuellement. La moitié des fonds levés devrait lui servir, à monter au capital de la coentreprise de Taishan avec EDF[79].

Selon Reuters, des projets avancés de rapprochement, voire de fusion entre CGN et CNNC sont en préparation par le gouvernement central. Les autorités ont obligé les deux groupes à coopérer pour établir, ensemble, un design de réacteur de troisième génération, le Hualong 1, qui devrait être construit à Fuqing, dans la province du Fujian ; le design du cœur de ce réacteur sera issu du réacteur ACP1000 de CNNC, CGN apportant la technologie de sécurité[80].

En 2021, selon BP, la production des énergies renouvelables hors hydro en Chine atteint 1 152,5 TWh, soit 31,5 % du total mondial, loin devant les États-Unis : 624,5 TWh (17,1 %)[b 16], et la production hydroélectrique chinoise atteint 1 300 TWh, soit 30,4 % du total mondial[b 14].

La Chine est le leader mondial de la production d'électricité d'origine renouvelable avec 2 015 TWh en 2019, soit 28,7 % du total mondial, loin devant les États-Unis : 767 TWh, le Brésil : 515 TWh et le Canada : 427 TWh[k 11].

Barrage de Supung (765 MW), sur le fleuve Yalou formant frontière entre la Chine et la Corée du Nord, 2010

La Chine est le 1^er producteur mondial d'hydroélectricité en 2021 avec 1 300 TWh, soit 30,4 % du total mondial[b 14].

La Chine est le 1^er producteur mondial d'électricité éolienne en 2021 avec 655,6 TWh, soit 35,2 % du total mondial[b 16].

La Chine est le 1^er producteur mondial d'électricité solaire en 2021 avec 327 TWh, soit 31,7 % du total mondial[b 16].

La NDRC a mis en place des incitations fiscales et tarifaires pour les projets d'investissement dans la biomasse et l'incinération à travers des tarifs d'achat réglementés. En 2011, la puissance installée des centrales électriques à biomasse dépassait 8 GW, et l'objectif pour fin 2015 est de 13 GW[E 2].

La géothermie a connu un rapide développement : la puissance installée est passée de 27 MW en 2015 à 35 MW en 2020, dont les centrales de Yangbajing (25 MW) et de Yangyi (16 MW à terme) au Tibet et la centrale de Dehong (2 MW) au Yunnan ; le gouvernement prévoit 386 MW en 2025. Les principaux projets sont Ganzi (200 MWe), Dehong (100 MWe), Boye (15 MWe), Hebei (15 MWe) et Gaoyang (15 MWe)[81].

La centrale géothermique de Yangbajing, à 90 km de la ville de Lhassa, a été mise en service en 1977 avec une capacité d'1 MW. En 2009, elle comptait huit unités ayant chacun une capacité de 3 MW, soit 25 MW au total. À la fin de 2008, elle produisait 1,2 TWh, soit 45 % de la consommation électrique totale de Lhassa[82].

Les gisements géothermaux chinois de hautes températures sont surtout présents au Tibet et dans l'ouest du Yunnan. Au Tibet, 129 systèmes hydrothermaux de température de réservoir supérieure à 150 °C ont été identifiés. Le champ géothermique de Yangyi, situé à une trentaine de kilomètres au sud de celui de Yangbajing, dans le même bassin géothermique, a lui aussi des températures de réservoir très élevées (dépassant 200 °C). Sur quinze forages réalisés à la fin des années 1980, quatre ont été considérés comme ayant un potentiel de 30 MW[83].

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 ; en 2010, 7 centrales sont en service, avec une puissance totale de 11 MW[WEC 5].

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[WEC 6].

Ligne à haute tension dans le Guangdong, 2009

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[84], on relève 10 lignes HVDC de longue distance en Chine en 2008 :

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

Lignes haute tension autour du Huaxia Highway, dans le district de Pudong à Shanghai, 2010

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[85].

La tension de distribution est : 220 V (230 V en Europe), et la fréquence normalisée : 50 Hz, comme en Europe[86]. Les modèles de prises et de fiches en usage sont semblables à celles des États-Unis (voir ).

On observe l'amélioration progressive de l'efficacité du système électrique : baisse des taux de pertes et des consommations propres.

En 2020, l'industrie représentait 59,4 % de la consommation d'électricité, contre 16,8 % pour la consommation résidentielle, 7,1 % pour le tertiaire, 2,5 % pour le transport et 2,1 % pour l'agriculture ; il reste 12,2 % de « non spécifié », ce qui dénote d'importantes imperfections dans l'appareil statistique chinois. 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 (59,4 % contre 49 %, 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[4].

NB : en 2016, la méthodologie statistique a été modifiée, ce qui s'est traduit par un transfert important du secteur transport (98,5 TWh en 2015 au lieu de 179,6 TWh auparavant) vers le « non-spécifié ».

Les réseaux de chaleur tiennent une place importante en Chine : 5,5 % de l'énergie finale consommée en 2020[1] ; leur production de chaleur représente 38 % du total mondial en 2020[87], au 1^er rang mondial devant la Russie : 5 114 PJ (32,7 %), leader mondial jusqu'en 2018[88].

Une étude de faisabilité sur la construction de la première centrale nucléaire chinoise dédié au chauffage urbain est en cours en 2018, sur commande de la NEA (National Energy Administration), par CGN, principal exploitant nucléaire chinois, et l'université Tsinghua. Cette centrale utiliserait la technologie domestique de réacteur à basse température NHR200-II destiné à la production de chaleur. Elle permettra de réduire la consommation de charbon et la pollution. Un réacteur expérimental de chauffage nucléaire de 5 MWth (NHR5) avait été construit à l'université Tsinghua de 1986 à 1989[89].

En 2020, les émissions de gaz à effet de serre (GHG) liées à l'énergie en Chine s'élevaient à 10 819 Mt CO₂eq, soit 30,5 % des émissions mondiales[g 4].

Du fait de son énorme consommation d'énergie, la Chine a 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 5,7 % du total mondial en 1973 à 29,5 % en 2019[k 13], année où elles ont atteint 9 876 Mt de CO₂ (total mondial : 33 622 Mt, États-Unis : 4 744 Mt)[k 1]. En 2021, selon BP, elles atteignent 10 587,6 Mt, soit 31,2 % du total mondial[b 17].

Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2019 de 7,07 tCO₂, supérieures de 61 % à la moyenne mondiale : 4,39 t/hab, mais inférieures de 15 % à la moyenne de l'OCDE : 8,34 t/hab, de 51 % à celle des États-Unis : 14,44 t/hab et de 9 % à celle de l'Allemagne : 7,75 t/hab ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 4,36 t/hab[k 1]. En 2020 elles atteignent 7,13 t, supérieures de 75 % à la moyenne mondiale, mais très inférieures à celles des États-Unis : 12,90 t et équivalentes à celles de l'Allemagne : 7,10 t ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 4,34 t[g 6].

Les émissions chinoises de CO₂ ont baissé de 2 % en 2014, pour la première fois depuis 2001. Cette baisse est due au ralentissement de la croissance économique, à celui, encore plus net, de la consommation d'énergie (+3,8 % seulement), et surtout au recul de la consommation de charbon : -2,9 % ; la part du charbon dans la consommation d'énergie est passée de 66 % en 2013 à 64,2 % en 2014, grâce à une politique volontariste de fermeture des sites de production les plus polluants et de développement des énergies non fossiles, dont la part est passée de 9,8 % à 11 %. En 2014, la Chine a investi 89,5 milliards de dollars dans les énergies renouvelables, soit, selon Bloomberg, presque un tiers de tous les investissements mondiaux dans le secteur[90]. Cependant, la baisse des émissions en 2014 est aussi due en partie à un facteur exceptionnel : une forte hydraulicité, qui a permis aux barrages de produire plus d'électricité, faisant baisser la part du charbon à 73 % de la production ; la clémence des températures a également joué un rôle important. Il n'en reste pas moins que les facteurs structurels expliquent en partie le ralentissement des émissions : stabilisation de la production d'acier et de ciment, industries très émissives ; fermeture des plus anciennes centrales à charbon, les plus polluantes. Mais la baisse légère des émissions de CO₂ en 2014 pourrait bien n'être que temporaire. En effet, selon Enerdata, près de 500 GW de centrales à charbon sont en construction, prévues ou planifiées d'ici 2030 en Chine[91].

On remarque l'hypertrophie du secteur "Industrie et construction" dont la part dans les émissions de CO₂ atteint 59 % contre 18 % en France et 30 % en Allemagne. À l'inverse, les niveaux d'émissions des transports et des secteurs résidentiel et tertiaire sont encore très inférieurs à ceux de l'Europe.

La Chine a annoncé, en décembre 2014, que ses émissions de gaz à effet de serre atteindraient leur pic autour de 2030. Selon l'étude commandée par la London School of Economics (LSE) à l'économiste Nicholas Stern et à l'analyste Fergus Green, les choses iront plus vite encore : le premier émetteur mondial de CO₂ (un quart environ de tout le CO₂ émis dans l'atmosphère terrestre) sera probablement au maximum d'ici 2025 et « le pic pourrait même intervenir bien plus tôt ». La consommation de charbon, qui croissait de 9 à 10 % par an entre 2000 et 2010, est en pleine décélération et a atteint son « niveau structurel maximum » dans les secteurs de la production énergétique et de l'industrie. Les quantités de charbon utilisées par la Chine ont « vraisemblablement atteint un plateau pour les cinq prochains années », selon les experts de la LSE, qui estiment que le déclin pourrait même être amorcé au cours de cette période. Greenpeace a livré une analyse qui va dans le même sens : après avoir reculé de 3 % en 2014, la consommation chinoise de charbon a chuté de 7,5 % entre la période janvier-avril 2015 et la même période un an plus tôt[92].

Le président Xi Jinping a pris le 25 septembre 2015 de nouveaux engagements bien plus concrets et ambitieux, annonçant son intention de mettre en place un marché du carbone, sur la base des tests déjà menés depuis 2013 dans sept villes et provinces, dont Pékin et Shanghai, afin de réduire les émissions de 60 à 65 % d'ici à 2030 par rapport à 2005 ; la plupart des industries polluantes seront concernées, dont l’industrie du papier, de l’acier et du ciment ; par ailleurs, la Chine dotera un fonds de 3,1 milliards de dollars destiné à aider les pays émergents dans leur transition énergétique[93]. Les sept expériences pilotes menées depuis 2013, parmi lesquelles Pékin, Shanghai, Tianjin, le Guangdong et la province de Hubei, ont concerné 1 900 entreprises et ont atteint leurs objectifs à 96 % en moyenne ; au 1^er décembre 2014, les échanges avaient atteint 14,4 millions de tonnes de CO₂ pour 536 millions de yuans ; après avoir bien grimpé, le prix à la tonne varie entre 20 et 70 yuans (entre 3 et 10 euros. Le texte de loi en préparation pour le passage au système national table sur 8 000 entreprises concernées en 2017, et deux fois plus d'ici à 2020 ; les secteurs concernés en priorité sont l'acier, l'énergie et la chimie ; le marché pourrait passer de 16 milliards de yuans (2,24 milliards d'euros) à 100 milliards (14 milliards d'euros) entre 2015 et 2020, selon Goldman Sachs[94].

En septembre 2021, Xi Jinping promet devant l'Assemblée générale des Nations unies que la Chine « ne construira pas de nouveaux projets énergétiques alimentés par le charbon à l'étranger » et « va renforcer son soutien aux autres pays en développement pour qu'ils développent des énergies vertes et faibles en carbone ». Depuis le début des années 2000, la Chine a investi des milliards de dollars dans des centrales à charbon, notamment en Indonésie, au Vietnam, au Pakistan ou en Afrique du Sud. Plus de 70 % de toutes les centrales au charbon construites aujourd'hui dépendent de financements chinois, selon l'Institut international de la finance verte, basé à Pékin ; mais, pour la première fois au cours du premier semestre 2021, la Chine n'a financé aucune centrale ou mine à charbon dans le cadre de ses « nouvelles routes de la soie »[95].

En juillet 2021, la Chine a lancé à l'échelle nationale un marché du carbone, après des expérimentations entamées dès 2013 dans sept régions. Les premiers échanges de quotas carbone ont débuté le 16 juillet sur la plateforme du marché national gérée par Shanghai Environment and Energy Exchange (S3E). Le système est limité dans la première phase au secteur de la production d'électricité, soit 2162 entreprises représentant 4,5 Gt d'émissions de CO₂ (30 % des émissions totales de la Chine). À l'origine, le marché carbone chinois devait couvrir sept secteurs, dont l'aviation et la pétrochimie, mais le gouvernement a revu ses ambitions à la baisse et accordé la priorité à la reprise économique post-Covid. Les cimenteries et certains producteurs d'aluminium pourraient être ajoutés à la liste en 2022[96].

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[97].

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[98].

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[99].

En septembre 2014, le premier ministre Li Keqiang a annoncé l'interdiction à partir du 1^er janvier 2015 de la vente et de l’importation de tout charbon contenant plus de 3 % de soufre ou plus de 40 % de cendres ; 50 000 petites chaudières à charbon seront fermées et les performances environnementales des centrales de plus grande taille devront être améliorées[100].

Huit des principales métropoles chinoises ont mis en place des dispositifs de limitation des achats de voitures afin d'atténuer la pollution atmosphérique : à Shanghai, les plaques d’immatriculation sont mises aux enchères depuis 1994, sur un modèle initialement imité de Singapour, et leur nombre est limité à 100 000 par an, sauf pour les voitures électriques qui reçoivent leur plaque gratuitement ; à Pékin, où la limitation a été progressive, la solution à première vue choisie a été la loterie : la ville a tiré au sort 240 000 plaques en 2011, puis seulement 150 000 en 2014 et pourrait descendre à 90 000 en 2017, soit dix fois moins que les ventes de 2010. Shenzhen est devenue fin décembre 2014 la huitième ville chinoise à prendre des mesures pour limiter les immatriculations de voitures neuves : 100 000 véhicules par an, dont 20 000 voitures électriques[101].

Le comité permanent du parlement chinois a voté en décembre 2016 la loi sur la taxe écologique, qui cible les entreprises et les institutions et entrera en vigueur le 1^er janvier 2018. La loi fixe un prix de 1,2 yuan (0,16 €) pour chaque unité d'émission polluante, par exemple 950 grammes de dioxyde de soufre. Mais le CO₂, le principal gaz à effet de serre responsable du réchauffement climatique, ne figure pas sur la liste des polluants concernés. La loi précise également un prix pour la pollution des eaux (1,4 yuan), ainsi que pour le bruit (entre 350 et 11.200 yuans par mois en fonction des décibels). Le prix des déchets solides est fixé entre 5 et 1.000 yuans par tonne. Les provinces pourront appliquer des taxes dix fois plus élevées, mais elles pourront aussi les abaisser si leurs émissions polluantes sont inférieures aux normes nationales[102].

Retenue du Barrage des Trois-Gorges, photo satellite, 2009

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[n 1] 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.

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[103].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2021, septembre 2021, [PDF].

• (en) Greenhouse Gas Emissions from Energy 2022 - Highlights, Agence internationale de l'énergie, septembre 2022, [xls].

• (de) Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières, BGR Energiestudie 2021 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung [« Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial »], février 2022, 175 p. (lire en ligne [PDF])

• (en) BP Statistical Review of World Energy 2022 - 71st edition [PDF], BP, 29 juin 2022.

• (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, feb. 2014, 2014 (lire en ligne)