Énergie en Chine

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

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

La Chine est le pays le plus peuplé du monde (1,35 milliards d'habitants en 2012), et son économie connait une croissance très rapide : selon le Fonds monétaire international, le produit intérieur brut (PIB) de la Chine s'est accru de 9,3 % en 2011, 7,7 % en 2012 et 7,7 % en 2013, après avoir enregistré un taux moyen de croissance de 10 % l'an de 2000 à 2011.

La Chine a ainsi récupéré le rang qui lui revient, étant donné sa population : le premier, avec 18,4 % de la production mondiale d'énergie primaire, 20,9 % de la consommation mondiale d'énergie primaire et 21,5 % de la production mondiale d'électricité en 2011.

Elle a pris également le premier rang pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2 : ses émissions de CO2 par combustion sont passées de 5,8 % du total mondial en 1973 à 25,5 % en 2011 (7 955 Mt de CO2 sur un total mondial de 31 342 Mt, loin devant les États-Unis : 5 287 Mt). Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 5,92 t CO2, certes supérieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, mais très inférieures à celles des États-Unis : 16,94 t CO2/hab ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 5,04 t CO2/hab.

La principale source de ces émissions est le charbon, dont la Chine est, en 2012, à la fois le 1er producteur (45,3 % de la production mondiale), le 1er consommateur (près de la moitié du total mondial) et le 1er importateur (23,4 % des importations mondiales), bien qu'elle produise la quasi-totalité de ses besoins en charbon (98 % en 2011).

La Chine produisait en 2011 seulement 46 % de ses besoins en pétrole brut et 80 % pour le gaz naturel, si bien qu'elle est le 2e importateur mondial de pétrole et le 9e pour le gaz naturel.

Elle était au 9e rang mondial en 2011 pour sa production nucléaire, mais se plaçait en mars 2014 au 6e rang mondial pour la capacité de production et au 1er rang pour le nombre de réacteurs en construction ; le nucléaire a produit 2 % de l'électricité du pays en 2012.

Elle investit lourdement dans la production d'énergies renouvelables : elle est en 2012 le leader mondial de la production d'électricité d'origine renouvelable avec 949,2 TWh en 2012, loin devant les États-Unis (536,9 TWh) et le Brésil (462,2 TWh) ; elle est au 1er rang mondial pour la production hydroélectrique (22,5 % du total mondial) et pour la surface de capteurs solaires thermiques (67 % du total mondial fin 2012), au 2e rang pour l'éolien et au 6e rang pour le solaire photovoltaïque. En 2012, les énergies renouvelables ont fourni 19,2 % de l'électricité chinoise (hydroélectricité : 16,7 %, éolien : 2,4 %, solaire : 0,1 %).

Sommaire

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

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

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

Des changements importants ont eu lieu en 2011-2012 :

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

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

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

La Chine a produit en 2011 un total de 2 433 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) d'énergie primaire, dont 1 823 Mtep de charbon, soit 74,9 % ; en 2e position viennent, loin derrière, la biomasse (bois, biocarburants, déchets, etc) : 216 Mtep (8,9 %) ; en 3e, le pétrole : 203 Mtep (8,3 %), puis le gaz naturel : 86 Mtep (3,5 %) et l'hydroélectricité : 60 Mtep (2,5 %) ; le nucléaire ne représentait que 0,9 % et les autres énergies renouvelables (éolien, solaire, énergies marines) 0,9 %[1]. Cependant, les conventions internationales de calcul des bilans énergétiques minorent fortement les énergies renouvelables électriques ; leur part au niveau de la consommation finale est bien supérieure aux 3,4 % mentionnés ici.

La production d'énergie primaire de la Chine représentait 18,4 % du total mondial en 2011[K 9].

Charbon[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Industrie charbonnière en Chine.

Réserves de charbon[modifier | modifier le code]

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

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

Bilan énergétique charbon[modifier | modifier le code]

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

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

La consommation de charbon de la Chine (46 % de la production mondiale) est tellement énorme que ses importations, qui ne représentent que 5 % des besoins du pays (et seulement 2 % après déduction des exportations et des variations de stocks), suffisent à en faire le premier importateur mondial avec 23 % du total mondial[K 3].

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

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

Production et importation de charbon[modifier | modifier le code]

Production de charbon de la Chine en millions de tonnes
source données : EIA
Charbon en Chine (Mt)*[3]
Année Production Importation nette Net disponible
2005 2 226 -47 2 179
2008 2 761 nd 2 761
2009 2 971 114 3 085
2010 3 162 157 3 319
2011 3 576 177 3 753
source : Agence internationale de l'énergie
Exploitation du charbon dans le bassin de Tourfan. 2012

La Chine est le plus grand producteur et consommateur de charbon au monde et représente près de la moitié de la consommation mondiale de charbon. La production a progressé de seulement 4 % en 2012 à 3,6 milliards de tonnes, la plus faible progression depuis plus de dix ans. 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 Etats-Unis ; l'investissement se chiffre à 8,9 milliards de dollars (6,5 mds €) ; la Chine entend ainsi atteindre l'objectif de son plan 2010-2015 : accroître sa capacité de production de charbon de 860 Mt en cinq ans, soit plus que la production totale de l'Inde[4].

Organisation du secteur charbonnier[modifier | modifier le code]

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 12e plan quinquennal prévoit une consolidation du secteur afin de promouvoir les technologies modernes et d'améliorer le 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[5],[6].

Consommation de charbon[modifier | modifier le code]

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].

Pétrole[modifier | modifier le code]

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

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

Les réserves prouvées récupérables de pétrole et GPL de la Chine étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie à 20 400 M barils en janvier 2012 selon Oil & Gas Journal (14e rang mondial mais 1er rang en Asie-Pacifique) ; la production étant de 1492 Mbl en 2011, il reste 13,7 années de réserves ; la première découverte, celle du champ de Lachunmia, dans le Gansu (nord), date de 1939 ; deux gisements de grande envergure ont été découverts : Daqing (1959) dans le Heilongjiang, province limitrophe de la Sibérie (au bord du fleuve Amour), et Shengli (1961) près du golfe de Bo Hai (Shandong) ; les réserves de pétrole chinoises demeurent un secret ; le Oil & Gas Journal a relevé son estimation de 4 Mbl en 2012 par rapport à celles de 2009 ; les principaux gisements sont situés au nord-est[7]. En janvier 2014, les réserves prouvées sont estimées à 24,4 milliards de barils[E 3].

Les réserves prouvées récupérables d'huile de schiste étaient estimées à 10 000 M barils en 2011[7] ; la première évaluation de ces ressources date de 2006, elle a donné une évaluation des réserves ultimes de 720 milliards de tonnes, dont 48 Mds t de ressource "in situ" ; les gisements sont situés dans 22 provinces ; une première exploitation est en cours à Fushun, la "capitale du charbon", où l'huile de schiste située au-dessus de la couche de charbon est extraite en tant que sous-produit. La production totale de la Chine est estimée à 10 000 barils/jour en 2010[WEC 1].

Bilan énergétique pétrole[modifier | modifier le code]

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

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

La Chine importait 57 % de ses besoins de pétrole ; ses raffineries couvraient sa demande intérieure de produits pétroliers, les importations de ces produits étant compensées par les exportations et les soutes.

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

Production et importation de pétrole[modifier | modifier le code]

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

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 2e importateur mondial. L'EIA prévoit que les importations de pétrole de la Chine vont dépasser celles des États-Unis en 2014[E 4].

En 2013, la Chine a produit 4,5 millions de barils/jour d'hydrocarbures liquides, dont 93 % de pétrole brut ; c'est la 4e plus importante production du monde, et elle a progressé de 54 % en vingt ans ; l'EIA prévoit que cette production sera de 4,6 Mb/j en 2014 et restera à ce niveau jusqu'en 2020, puis passera à 5,6 Mb/j en 2040[E 3].

La progression de la consommation de pétrole de la Chine a ralenti après un pic à +14 % en 2009, mais a encore représenté un tiers de l'accroissement mondial en 2013, et il devrait en être de même en 2014 ; la consommation a atteint 10,7 Mb/j en 2013 (+4 %) ; l'EIA prévoit 11,1 Mb/j en 2014[E 3].

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

La Chine est le 2e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 6,2 Mb/jour en 2013, après les États-Unis, et devrait prendre la tête du classement en 2014 avec 6,6 Mb/j contre 5,5 Mb/j pour les États-Unis, du fait de la croissance de sa consommation et de celle de la production américaine[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 5e 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 5].

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 5].

Provenance des importations de pétrole brut de la Chine en 2011
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)[E 6]

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

Pétrole brut en Chine (Milliers de barils/jour)
Année Production Importation nette Net disponible
1990 2 768 -442 2 326
2000 3 378 1 194 4 572
2005 3 809 2 438 6 247
2006 3 884 2 777 6 662
2007 3 956 3 186 7 142
2008 4 037 3 493 7 530
2009 4 068 3 978 8 046
2010 4 363 4 693 9 056
2011 4 347 5 076 9 423
2012 4 372 5 400 9 770
2013 4 459 5 600 10 060
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)[8]

Organisation du secteur pétrolier[modifier | modifier le code]

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 chinoise (NOCs) issues de la réorganisation du secteur (1994-98) sont :

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 concentré 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 NOCs ont émergé au cours des dernières années, en particulier China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), qui est responsable de l'exploration et de la production de pétrole offshore, mais concurrence de plus en plus CNPC et Sinopec en s'étendant vers l'aval, en particulier dans la province de Guangdong. Sinochem Corporation, 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 7]

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 NOCs doivent détenir une participation majoritaire dans tout contrat de partage de production (PSC) et peuvent devenir l'opérateur lorsque les coûts de développement ont été remboursés. Les IOCs apportent leur expertise technique afin de nouer partenariat avec une NOC et faire une percée sur les marchés Chinois[E 7].

Exploration et production de pétrole[modifier | modifier le code]

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/jour en 2012, et Mer de Chine du Sud : 193 000 barils/jour ; l'offshore assure 19 % de la production chinoise en 2013) ou dans les zones reculées de l'ouest (Xinjiang : 370 000 barils/jour das les bassins du Junggar et du Tarim, Sichuan, Gansu et Mongolie Intérieure : 451 000 barils/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/jour) et Shengli (Est, exploité par Sinopec, 500 000 barils/jour en 2012)[E 8].

L'exploration en offshore se heurte à des conflits territoriaux avec le Japon, le Viêt Nam et les Philippines[E 9].

Activités pétrolières à l'étranger[modifier | modifier le code]

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 NOCs ont acquis des actifs au Moyen-Orient, en Amérique du Nord, en Amérique latine, en Afrique et en Asie. Elles ont investi 18 milliards de dollars en acquisitions d'actifs pétroliers et gaziers à l'étranger en 2011 (dont 12 Mds pour accéder aux techniques du gaz naturel liquéfié (GNL) et du gaz non conventionnel) et 34 Mds $ en 2012[E 10].

La production de pétrole de la Chine à l'étranger s'est accrue rapidement de 140 000 barils/jour en 2000 à 2 million b/j en 2012, soit plus du tiers de ses importations. CNPC a été la compagnie la plus active, mais Sinopec, CNOOC et d'autres NOCs ont également étendu leurs investissements outre-mer. CNPC, détenant des actifs en hydrocarbures dans 30 pays, a produit 0,8 million b/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/jour outre-mer en 2012, et compte porter cette production à 1 million b/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 NOCs investissent aussi dans les terminaux de liquéfaction de gaz dans la région Asie-Pacifique, au Canada et aux États-Unis. Les NOCs prévoient d'accroitre la part de leur production à l'étranger de 20 % à 30 % en 2015. Depuis 2008, les NOCs ont signé des accords «pétrole contre prêt» pour un montant de près de 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 10].

Oléoducs[modifier | modifier le code]

Parcours de l'oléoduc Kazakhstan - Chine, 2013

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 NOCs) et 11 795 miles pour les produits pétroliers à fin 2012[E 6].

L'oléoduc Western China Refined Oil Pipeline (1150 miles) relie les raffineries d'Urumqi dans la province du Xinjiang à Lanzhou dans la province de Gansu, d'où partent d'autres oléoducs vers les provinces côtières. La Chine a inauguré son premier oléoduc transnational en mai 2006 pour importer du pétrole du Kazakhstan et de Russie (1384 miles, 240 000 b/j, en cours d'extension à 400 000 b/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 b/j à CNPC qui l'achemine jusqu'à Daqing via un oléoduc chinois de 597 miles ; la 2e 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 Mb/j en 2018 ; en attendant, Rosneft envoie 140 000 b/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 b/j à son achèvement en 2014[E 11].

Raffinage[modifier | modifier le code]

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 13 Mb/j en 2013, en progression de 0,89 Mb/j sur 2012 ; la Chine compte exporter des produits pétroliers vers les pays voisins ; sa capacité devrait augmenter de 0,5 Mb/j en 2014 et de 4,4 Mb/j d'ici 2020, pour dépasser 17 Mb/j. Mais les taux d'utilisation de ces capacités ont chuté à 75 %, les compagnies ayant surestimé la croissance de la demande. Les problèmes de pollution aigüe dans certaines régions ont amené la NRDC à adopter des spécifications plus sévères afin d'abaisser les émissions soufrées causées par l'essence et le diesel ; les raffineries devront appliquer l'équivalent des normes Euro V pour les carburants d'ici fin 2014 et l'ensemble des normes Euro V d'ici fin 2017 ; en 2013, le Ministère de l'environnement a suspendu les autorisations de nouvelles raffineries et d'extensions en réaction au non-respect par les NOCs des objectifs d'émissions en 2011 et 2012 ; certains projets seront repoussés après 2015[E 12].

Le secteur a entrepris sa modernisation : des dizaines de petites raffineries indépendantes ont été fermées ; ces petites unités composent environ 20 % de la capacité totale. La NDRC a publié des directives pour éliminer les raffineries de moins de 40 000 b/j pour fin 2013 afin d'encourager les économies d'échelle et l'efficacité énergétique[E 13].

Bien que la Chine soit importateur net de produits pétroliers, le ralentissement de la demande a permis à la Chine de devenir exportateur net de diesel à la mi-2012. En 2012, la Chine a importé environ 1 Mb/j et exporté 575 000 b/j de produits pétroliers ; la progression des capacités de raffinage va permettre le développement des exportations, surtout d'essence et de diesel[E 13].

Sinopec possède 41 % des capacités de raffinage et CNPC 30 % en 2013. Sinopec est, avec 5,5 Mb/j, le second raffineur mondial ; les autres NOCs investissent activement pour augmenter leurs parts de marché, parfois en joint-venture avec des compagnies nationales (Koweit, 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 14].

Réserve stratégique[modifier | modifier le code]

La Chine a décidé, dans son 10e 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 14].

Gaz Naturel[modifier | modifier le code]

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées récupérables de gaz naturel de la Chine étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie à 3 030 milliards m³ fin 2011 ; la production 2011 étant de 102,7 Mds m³, il reste pour 29,5 ans de réserves ; des gisements ont été identifiés dans le bassin de Sichuan, celui d'Ordos (Mongolie-Intérieure), celui du Tarim au nord-ouest et le Yinggehai (mer de Chine du Sud)[9]. Les ressources chinoises ultimes sont supposées énormes : le Research Institute of Petroleum Exploration and Development les estime à 38000 Mds m³ dont 21 % offshore[WEC 2].

Les réserves prouvées étaient estimées par l'Oil & Gas Journal à 155 Tcf (4 400 milliards m³) en janvier 2014, en progression de 14 Tcf (400 Mds m³) sur l'estimation de 2013 ; ces réserves sont les plus importantes de la région Asie-Pacifique[E 15].

Gaz non conventionnels : les réserves de gaz de schiste étaient évaluées de façon très grossières par l'EIA à 1275 Tcf (trillions de pieds cube), soit plus que les réserves connues des États-Unis et du Canada réunies, mais les investigations de terrain restent à leurs débuts ; des évaluations géologiques ont conclu que les régions les plus prometteuses sont les bassins du Tarim, de l'Ordos et du Sichuan ; Shell, Chevron et ConocoPhillips, ainsi que de nombreux outsiders chinois ou étrangers, sont déjà engagés dans l'exploration du gaz de schiste en Chine ; mais le manque de gazoducs pour évacuer la production des éventuelles découvertes sera un frein majeur pour le succès du gaz de schiste ; les réserves de gaz de houille sont également importantes : 530 Tcf, et celles de gaz de réservoir compact (tight gas), plus modestes, ne sont pas négligeables : 106 Tcf[9].

Bilan énergétique gaz naturel[modifier | modifier le code]

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

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

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

Production et importation de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production, importations et consommation de gaz naturel en Chine
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)[10]
Gaz naturel en Chine (milliards de m³)
Année Production Importation nette Net disponible
1990 14,4 -0,4 14
2000 27 -3 25
2005 50 -3 47
2006 59 -2 56
2007 69 1 71
2008 76 1 77
2009 84 4 88
2010 94 12 107
2011 103 28 131
2012 108 39 147
2013 117 45 162
source : EIA (U.S. Energy Information Administration)[10]

La production de gaz naturel de la Chine a plus que triplé en dix ans, de 2002 à 2012 ; elle atteignait 3,8 Tcf (108 milliards de m³) en 2012 et 4,1 Tcf (117 Mds m³) en 2013. Le gouvernement prévoit de la porter à 5,5 Tcf (156 Mds m³) en 2015. L'EIA prévoit 4,2 Tcf (119 Mds m³) en 2020 et 10,1 Tcf (286 Mds m³) en 2040.

La Chine a été longtemps un exportateur net de gaz naturel, jusqu'en 2007, date où elle est devenue importateur net ; depuis, les importations ont connu une progression fulgurante, avec un développement très rapide des infrastructure de transport et de traitement du gaz ; les importation couvraient 29 % de la demande en 2012[E 16].

Organisation du secteur gazier[modifier | modifier le code]

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 16].

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 17].

Exploration et production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

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 17].
  • 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 18].
  • le nord-est, avec la région pétrolière et gazière de Changqing dans le bassin d'Ordos (Mongolie-Intérieure), 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 1012 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 18].
  • 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 18].

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 19].
  • 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 19].
  • 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 ù des ressources, ne prévoient que 95 Bcf (2,7 Mds m³) au total pour 2015. Les NOCs 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 NOCs 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 NOCs ou des compagnies étrangères[E 20].

Gazoducs[modifier | modifier le code]

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 NOCs 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 Beijing (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 21].

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 21].

La première voie d'importation de gaz a été le gazoduc Asie centrale - Chine (CAGP) mis en service fin 2009 sur 1 130 miles (1820 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 22].

Article détaillé : Gazoduc d'Asie centrale - Chine.

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 22].

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 joint venture pour construire un gazoduc depuis l'ouest du Kazakhstan qui se connectera au CAGP, dont il constituera la 3e phase, ajoutant 880 Bcf/an (25 Mds m³/an) à sa capacité en 2014 et alimentant le 3e 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 22].

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 (1807 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 22].

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 23].

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)[11].

Terminaux méthaniers[modifier | modifier le code]

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 3e 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 23].

Provenance des importations de GNL de la Chine en 2011[E 24] :

  •      Australie (30%)
  •      Qatar (19%)
  •      Indonésie (17%)
  •      Malaisie (13%)
  •      Yemen (7%)
  •      Nigeria (6%)
  •      Trinidad (2%)
  •      Russie (2%)
  •      Égypte (2%)

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 25].

Les NOCs 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 25].

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 25].

Consommation de gaz[modifier | modifier le code]

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) pour compléter ses ressources. 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 15].

Uranium[modifier | modifier le code]

Réserves d'uranium[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées récupérables d'uranium de la Chine étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie à 116 kt sur un total mondial de 4005 kt, plus 55 kt de ressources probables[WEC 3]. La production 2008 était de 770 tonnes[WEC 4]. 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 5].

Production et importation d'uranium[modifier | modifier le code]

La Chine produisait 770 tonnes d'uranium en 2008[WEC 4]. Pour alimenter son parc nucléaire dont la capacité sera multipliée par cinq d'ici 2020, elle importe une part croissante de ses besoins, achetant une grande partie de la production du Kazakhstan, de la Namibie, d’Australie et d’Ouzbékistan. Le Canada a récemment accepté de lever des restrictions et d’exporter davantage d’uranium à la Chine. Ces 5 pays produisent 75 % de l’uranium extrait aujourd’hui dans le monde. L'électricien chinois CNNC est en négociation avec AREVA pour acheter une participation de 10 % dans la mine géante d’Imouraren au Niger, qui devrait être la 2e 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[12].

La Chine construit des installations de retraitement de combustibles nucléaires qui devraient entrer en service en 2017[E 26].

Biomasse[modifier | modifier le code]

En 2011, la biomasse (bois, déchets agricoles et urbains,…) représentait 9 % de la production d'énergie primaire de la Chine et couvrait 12,3 % de sa consommation finale d'énergie[1].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

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 2012, la puissance installée cumulée des capteurs solaires thermiques en Chine atteignait 67 % du total mondial[13].

Géothermie[modifier | modifier le code]

La Chine disposait fin 2008 d'installations géothermiques (utilisation directe) de 8898 MWth installés, produisant 75348 TJ/an, soit 17,5 % du total mondial[WEC 6]. 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 2e 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 7].

Consommation d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

La consommation chinoise d'énergie primaire était en 2011 répartie en 68 % de charbon, 16 % de pétrole, 8 % de biomasse et déchets, 4 % de gaz naturel, 2,2 % d'hydroélectricité, 0,8 % de nucléaire et 0,8 % d'autres renouvelables, selon l'Agence internationale de l'énergie[1] ; elle représentait 20,9 % de la consommation mondiale[K 10]. La consommation d'énergie par habitant était de 2,03 tep en Chine en 2011 contre 1,88 tep de moyenne mondiale[K 11], mais 7,02 tep pour les États-Unis[K 12].

L'Energy Information Administration américaine donne pour 2011 une répartition légèrement différente : 69 % de charbon, 18 % de pétrole, 6 % d'hydroélectricité, 4 % de gaz naturel, 1 % de nucléaire, et 1 % d'autres renouvelables[E 27] ; les écarts entre AIE et EIA proviennent de conventions différentes : l'EIA ne prend en compte que les énergies commercialisées, ce qui exclut presque entièrement la biomasse et les déchets ; par contre, elle valorise mieux les énergies renouvelables électriques en leur affectant des rendements de transformation identique à ceux des combustibles fossiles (voir bilan énergétique).

Le 12e plan quinquennal (2011-2015) fixe comme objectif de porter la part des énergies non-fossiles (énergies renouvelables + nucléaire) dans la consommation d'énergie (8 % en 2011) à 15 % en 2020 afin de réduire la part du charbon à moins de 65 %[E 27].

L'EIA prévoit que la part du charbon dans le mix énergétique sera ramenée à 63 % en 2020 et 55 % en 2040 grâce à l'amélioration attendue de l'efficacité énergétique et aux efforts de la Chine pour réduire son intensité carbone (émissions de carbone par unité de PIB). Malgré cela, la consommation de charbon devrait encore progresser de 50 % sur cette période, du fait de la forte croissance de la consommation totale d'énergie[E 27].

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

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

BILAN ÉNERGÉTIQUE 2011[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 2432 89 Consommation branche énergie 966 35
Importations 433 16 Consommation finale non énergétique 127 5
Exportations -54 -2 Consommation finale énergétique 1635 60
Stocks et Soutes -83 -3
Total ressources 2728 100 Total emplois 2728 100

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

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

Les consommations non énergétiques sont surtout celles de la chimie.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

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

Consommation finale de la Chine par énergie en 2011[1] :

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

Même après la transformation en électricité de la moitié des ressources charbonnières, le charbon (en utilisation directe) constitue encore la première énergie au stade la consommation finale : 33,7 % en 2011 (surtout dans l'industrie), suivi par les produits pétroliers : 24,3 %, l'électricité : 20,3 %, les biocarburants et déchets : 12,3 %, le gaz naturel : 4,4 %, la chaleur (chauffage urbain) : 4,0 %, les EnR hors hydro : 0,9 %[1].

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

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

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

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

La consommation finale d'énergie se répartit comme suit en 2011[1] :

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

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

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Production nette d'électricité en Chine, 1980-2012
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)[14]

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

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

Premier producteur mondial d'électricité depuis 2011 avec 21,5 % de la production mondiale d'électricité[K 13], la Chine a définitivement distancé les États-Unis en 2012 avec 4 936,5 TWh contre 4 298,9 TWh ; la production chinoise a augmenté de 11,5 % par an de 2002 à 2012, soit un triplement en 10 ans ; la production thermique à flamme reste prépondérante, mais les énergies renouvelables ont progressé plus vite (12,5 % par an), progressant de 17,6 % à 19,2 % ; la Chine est le leader mondial de la production d'électricité d'origine renouvelable avec 949,2 TWh en 2012, loin devant les États-Unis (536,9 TWh) et le Brésil (462,2 TWh)[C 2].

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

L'EIA fournit l'évolution de la production nette[n 2] sur une plus longue période :

Évolution de la production nette d'électricité[14]
TWh 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2011 2012 % 2012
Thermique classique 227,9 299,2 465,2 756,1 1 041,5 1 922,1 2 802,5 3 063 3 607 3 625 76,5
Nucléaire 0 0 0 12,4 15,9 50,3 65,7 71,0 82,6 92,7 2,0
Hydraulique 57,6 91,5 125,1 184,9 220,2 393,0 609,5 713,8 690,6 856,4 18,1
Autres EnR 0 0 0,004 2,97 3,06 4,6 29,8 57,1 110,4 167,0[C 1] 3,5
Production brute 285,5 390,7 590,3 956,3 1 280,6 2 370,1 3 507,5 3 904,9 4 490,5 4 741 100,0

La prépondérance du thermique classique (charbon pour l'essentiel) est écrasante. Toutefois, les autorités déploient des efforts de plus en plus importants pour échapper à cette dépendance : développement de l'hydroélectricité, puis du nucléaire, et enfin de l'éolien et du solaire. Depuis 2000, la part du thermique classique a légèrement baissé : de 81,3 % à 76,5 % ; le nucléaire a gagné 0,8 points, l'hydraulique 0,9 points et les autres EnR 3,3 points. En 2012, pour la première fois, la production du thermique fossile n'a quasiment pas augmenté : +0,5 % seulement.

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 28].

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

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 29].

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 29].

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 29].

Thermique fossile[modifier | modifier le code]

Centrale à charbon de Junliangcheng (Tianjin), 2010

Les combustibles fossiles, surtout le charbon, représentent environ 80 % de la production d'électricité et plus de 70 % de la puissance installée. La production thermique fossile de la Chine a atteint 3 596 TWh en 2011, en hausse de 17 % sur 2010. La puissance installée fossile était de 819 GW au début de 2013. Le gaz naturel, encore très minoritaire (38 GW), devrait progresser aux dépens du charbon dans le sud-est et les régions côtières. 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 : Beijing, Shanghai, et Guangzhou ; Beijing 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 30].

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

Centrale Province Puissance installée (MW) Unités Exploitant(s)
Centrale thermique de Tuoketuo Mongolie-intérieure 5,400[15],[16],[17] 8*600, 2*300 en service, 2*600 en construction China Datang Corporation
Centrale thermique de Beilun Zhejiang 5,000[18] 5*600, 2*1000 en service China Guodian Corporation
Centrale thermique de Taishan Guangdong 5,000[19] 5*600, 2*1000 en service Guohua Group
Centrale thermique de Waigaoqiao Shanghai 5,000 4*300, 2*900, 2*1000 en service China Power Investment
Centrale thermique de Jiaxin Zhejiang 5,000 2*300, 4*600, 2*1000 operational Zhejiang Jiahua
Centrale thermique de Yangcheng Shanxi 4,620 6*350, 2*600 en service, 2*660 en construction China Datang Corporation
Centrale thermique de Zouxian Shandong 4,400 4*335, 2*600, 2*1000 en service Huadian Group
Centrale thermique de Ninghai Zhejiang 4,400 4*600, 2*1,000 en service Guohua
Centrale thermique de Houshi Fujian 4,200 7*600 en service Huayang Group
Centrale thermique de Yuhuan Zhejiang 4,000 4*1,000 en service Huaneng

Nucléaire[modifier | modifier le code]

Production et puissance installée[modifier | modifier le code]
Chine
Ling Ao
Daya Bay
Qinshan
Tianwan
CEFR

Haiyang
Ningde
Sanmen
Yangjiang
Hongyanhe

Fuqing

Taishan

Fangchenggang

Shidao Bay
Changjiang
Localisation des centrales nucléaires chinoises

Red pog.svg En service Green pog.svg En construction

En septembre 2014, la Chine exploite 22 réacteurs nucléaires opérationnels, totalisant 18 GW de puissance installée, répartis sur 10 sites nucléaires de production d'électricité, et compte 27 réacteurs nucléaires en construction totalisant 26,8 GW[20]. Ce qui la place au 6ème rang en nombre de réacteurs en service ainsi qu'en capacité de production[21], et au 1er rang en nombre de réacteurs en construction devant la Russie (10 réacteurs en construction) et l'Inde (6 réacteurs en construction)[22].
Avec une production brute d’électricité d’origine nucléaire s'élevant à 110,7 TWh en 2013, la Chine se situe au 5e rang des pays producteurs d'énergie électrique d'origine nucléaire derrière les États-Unis d'Amérique, la France, la Russie, et la Corée du Sud. La part du nucléaire dans la production d'électricité de la Chine était de 2,11 % en 2013[23].

Le 16 mars 2011, à la suite de la catastrophe de Fukushima, le conseil d'état de la République populaire de Chine a décidé de geler les autorisations pour de nouveaux réacteurs nucléaires. En mai 2011, 26 réacteurs étaient en construction sur les 34 déjà autorisés[24]. En octobre 2012, le conseil d'état de la République populaire de Chine a décidé la reprise des projets de construction de centrales nucléaires[25],[26].

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 3e 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[27].

Principales centrales nucléaires[modifier | modifier le code]
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 2 réacteurs de la centrale de Daya-Bay ont été construits par les sociétés françaises Framatome et Spie Batignolles (devenue SPIE) en partenariat avec EDF et avec une importante participation chinoise. Les réacteurs appartiennent à 25 % à la compagnie 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[28], évolution du REP français par CGNPC[29].

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

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

Tous les réacteurs en cours de construction ou en projet sont du type à eau pressurisée sauf le projet Shandong Shidaowan qui est un prototype chinois de réacteur "HTGR" haute température refroidi au gaz (200 MW)[30].

Programme nucléaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Programme nucléaire de la Chine.

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 « 4e 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 4e génération[27].

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[31],[32] ; ce type de réacteur présente de nombreux atouts : sécurité incomparablement meilleure que celle des réacteurs actuels, déchets dangereux près de 1000 fois moins abondants, réserves abondantes, taux d'utilisation de la matière première très supérieur, coûts probablement divisés par deux, etc[33]. Le projet serait doté d'un financement de 250 millions de dollars et prévoit d'aboutir dans moins de vingt ans. Le Dr 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 1er février 2013 que la Chine va démarrer en 2013 la prospection du marché mondial pour vendre son réacteur de 3e 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[34].

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[35].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

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

La Chine est le leader mondial de la production d'électricité d'origine renouvelable avec 949,2 TWh en 2012, loin devant les États-Unis (536,9 TWh) et le Brésil (462,2 TWh)[C 2].

L'énergie renouvelable joue un rôle croissant dans le développement économique et l'autonomie énergétique de la République populaire de Chine[36]. En 2011, 17,9 % de sa production électrique étaient produits à partir de sources renouvelables, surtout grâce à la construction du plus grand nombre de projets hydroélectriques du monde[37].

La Chine s'est fixé l'objectif de produire au moins 15 % de l'ensemble de son énergie à partir d'énergies renouvelables d'ici 2020. Les compagnies chinoises ont investi 65 milliards de dollars en 2012 dans des projets EnR, en progression de 20 % par rapport à 2011, et prévoient de dépenser 473 Mds $ en investissements dans l'énergie propre de 2011 à 2015 selon le plan quinquennal[E 31].

Des chercheurs de l'Université de Harvard et de l'Université de Tsinghua ont tenté en 2009 de démontrer que l'énergie éolienne pourrait répondre aux besoins électriques chinois en 2030[38]. Cependant, Wen Jiabao a déclaré dans un bulletin publié en mars 2012 que la Chine mettra fin à son expansion aveugle dans l'énergie éolienne et solaire, préférant à sa place le développement du nucléaire, de l'hydroélectrique et le gaz de schiste.

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]

Potentiel hydroélectrique[modifier | modifier le code]

La Chine a de loin le potentiel hydroélectrique le plus élevé au monde. Son potentiel techniquement exploitable est estimé à 2474 TWh/an, soit 15 % du total mondial, et son potentiel économiquement exploitable à 1753 TWh/an, soit 2,55 fois la production de 2011[WEC 8].

Production hydroélectrique[modifier | modifier le code]

La production hydroélectrique a fortement progressé (+23,2 %) en 2012 à 823,3 TWh (premier rang mondial) après avoir légèrement diminué en 2011 ; cette augmentation spectaculaire s'explique par des précipitations supérieures à la moyenne, mais aussi par la mise en service progressive de nouveaux barrages, en particulier le barrage des Trois-Gorges qui a atteint sa pleine puissance depuis juillet 2012 ; l'hydroélectricité a produit 16,7 % de l'électricité du pays en 2012[C 1].

Principales centrales hydroélectriques[modifier | modifier le code]
Profil longitudinal de la partie amont du Yangzi Jiang, avec la cascade des barrages existants et prévus en 2009. En abscisse : distance à l'embouchure ; en ordonnées : altitude des plans d'eau.

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

Nom Cours d'eau Mise en service Capacité (MW)
Barrage des Trois-Gorges Yangzi Jiang 2008 / 2012[n 3] 22 500
Barrage de Xiluodu[39] Jinsha, affluent du Yangzi Jiang 2013 / 2014[n 4] 13 860
Barrage de Longtan Hongshui 2009 6 300
Barrage de Laxiwa Huang He 2010 4 200
Barrage de Xiaowan Mékong 2010 4 200
Barrage de Pubugou Dadu 2010 3 600
Barrage d'Ertan Yalong 1999 3 300
Barrage de Gezhouba Yangzi Jiang 1988 3 115
Barrage de Goupitan Wu Jiang 2009 3 000
Chantier du barrage de Pubugou sur le Dadu, affluent du Yangzi Jiang, en 2005

Le Barrage des Trois-Gorges, dont la mise en service s'est achevée en juillet 2012, produira en moyenne 84,7 TWh par an. Le gouvernement prévoit d'atteindre 325 GW à la fin 2015, malgré des retards résultant de problèmes environnementaux et de déplacements de population[E 31].

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

Parmi les plus grandes centrales en construction, on peut citer le barrage de Xiangjiaba (6 400 MW, achèvement prévu pour 2015) et de Nuozhadu (5 850 MW, prévu pour 2014). De 249 GW fin 2012, la puissance du parc hydraulique devrait atteindre 260 GW en 2015 et 350 GW en 2020[C 3].

Réservoir supérieur de la centrale de Tianhuangping.

Centrales de pompage-turbinage :

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

Les centrales de Huizhou (2448 MW)[40], de Guangzhou (2440 MW)[41],[42] et de Tianhuangping (1836 MW)[43] sont les trois plus puissantes centrales de pompage-turbinage de Chine.

Autres EnR[modifier | modifier le code]

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

Les tableaux ci-dessous et le graphique ci-contre montrent le développement récent et explosif des énergies renouvelables, en particulier des éoliennes (2,4 % de la production totale d'électricité) et biomasse+déchets (0,8 %) ; le solaire, malgré des investissements massifs, ne produit encore que 0,1 % de l'électricité chinoise, mais cette part devrait s'accroître, le gouvernement ayant décidé de favoriser le débouché intérieur pour l'énorme production chinoise de panneaux photovoltaïques, jusqu'ici exportée à 90 %[44].

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

L'EIA fournit l'évolution de la production nette[n 2] sur une plus longue période :

Évolution de la production nette d'électricité des énergies renouvelables hors hydro[14]
TWh 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2011 % 2011
Éoliennes 0,002 0,06 0,62 2,03 26,9 44,62 73,2 1,6
Solaire 0,002 0,01 0,02 0,07 0,39 0,94 3,0 0,1
Biomasse + déchets 0 2,90 2,42 2,41 2,35 11,41 34,0 0,8
Géothermie 0 0 0 0,12 0,15 0,16 0,16 0,004
Production brute 0,004 2,97 3,06 4,6 29,8 57,1 110,4 2,5
% 2011 : part dans la production totale d'électricité
NB : les déchets non renouvelables sont pris en compte avec la biomasse.
Éoliennes[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie éolienne en Chine.
Solaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Chine.
Biomasse[modifier | modifier le code]

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].

Énergie marémotrice[modifier | modifier le code]

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 9].

Énergie des vagues[modifier | modifier le code]

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 10].

Transport et distribution[modifier | modifier le code]

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

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

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

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[46].

La tension de distribution est : 220 V (230 V en Europe), et la fréquence normalisée : 50 Hz, comme en Europe[47]. Les modèles de prises et de fiches en usage sont semblables à celles des États-Unis (voir [2]).

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

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

En 2011, l'industrie représentait 68,7 % de la consommation d'électricité, contre 14,6 % pour la consommation domestique, 5,7 % pour le tertiaire et 2,6 % pour l'agriculture[n 5]. On retrouve la prépondérance de l'industrie constatée au niveau de l'énergie finale consommée, mais encore plus massive au niveau de la consommation de l'électricité (68,7 % contre 51,6 %, surtout du fait de la faible part de l'électricité dans les transports) ; en contrepartie, on retrouve également la faible part des secteurs résidentiel et tertiaire[1]. En France, la part de l'industrie est seulement de 28,2 % en 2011, celle du résidentiel de 46,8 % et celle du tertiaire de 20,5 %.

Impact environnemental et social[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre[modifier | modifier le code]

Émissions de CO2 par consommation d'énergie en Chine
source : EIA[14]

Du fait de son énorme consommation d'énergie, la Chine a récemment atteint le premier rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2 : ses émissions de CO2 dues à la consommation d'énergie sont passées de 5,8 % du total mondial en 1973 à 25,5 % en 2011[K 14], année où elles ont été de 7955 Mt de CO2[K 15] (total mondial : 31342 Mt[K 9], États-Unis : 5287[K 16]).

Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 5,92 t CO2[K 17], certes supérieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, mais très inférieures à la moyenne OCDE : 10,10 t CO2/hab, et encore plus à celle des États-Unis : 16,94 t CO2/hab[K 12] ; elles ont cependant déjà largement dépassé le niveau de la France : 5,04 t CO2/hab[K 17].

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

Évolution des émissions de CO2 dues aux consommations d'énergie en Chine[14]
Mt CO2 1980 1990 2000 2005 2008 2009 2010 2011 % 2011
Charbon 1 162 1 813 2 579 4 483 5 538 6 292 6 569 7 178 82,4
Pétrole 256 335 643 889 995 1 107 1 218 1 280 14,7
Gaz naturel 31 30 50 92 152 174 210 257 3,0
Total 1 448 2 178 3 272 5 464 6 685 7 573 7 997 8 715 100,0

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

On notera aussi l'importante divergence entre les émissions 2011 calculées par l'AIE : 7955 Mt de CO2, et par l'EIA : 8715 Mt.

Pollution atmosphérique[modifier | modifier le code]

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[48].

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[49].

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[50].

En septembre 2014, le premier ministre Li Keqiang a annoncé l'interdiction à partir du 1er 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[51].

Impact environnemental des barrages[modifier | modifier le code]

Retenue du Barrage des Trois-Gorges, photo satellite, 2009
Article détaillé : Barrage des Trois-Gorges.

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 6] prétend que jusqu'en 1980 2 296 barrages ont cédé, avec un bilan de 240 000 victimes. Le Barrage des Trois-Gorges, peu après sa construction, commença à provoquer des glissements de terrain et des vagues meurtrières. Ses affluents ne pouvaient plus se nettoyer, et par conséquent ses eaux devinrent carcinogènes. Plus de 1,8 million d'habitants ont été déplacés pour sa construction.

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

Accidents dans les mines de charbon[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Industrie charbonnière en Chine.

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[52].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. dont 8 TWh vers Hong-Kong.
  2. a et b la production nette d'une centrale est celle qui est livrée au réseau, après déduction des consommations propres de la centrale.
  3. 26 générateurs installés en octobre 2008, 6 de plus en 2011, pour une capacité totale de 22 500 MW
  4. première turbine mise en place en juillet 2013, inauguration en septembre 2013, 4e turbine mise en place en avril 2014 et 18e et dernière turbine en juin 2014
  5. il reste 7,2 % de « non spécifié ».
  6. écrivant dans le journal britannique le Guardian, 2011

Références[modifier | modifier le code]

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  2. a et b p. 362
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  • (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)
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]