La Chine a perdu 360 TWh d’électricité renouvelable. Le charbon, lui, progresse

Le paradoxe énergétique chinois ne tient plus seulement à la vitesse à laquelle le pays construit des parcs éoliens et solaires. Au premier semestre 2026, environ 360 térawattheures (TWh) d’électricité renouvelable ont été écrêtés — autrement dit, cette énergie aurait pu être produite, mais n’a pas été injectée dans le réseau. Le volume, en hausse de 49 % sur un an, aurait suffi à couvrir toute la progression de la demande d’électricité sur la période et à faire reculer la production des centrales au charbon.

Pourtant, la production électrique au charbon a augmenté d’environ 3 % dans le même temps. La Chine a mis en service 30 gigawatts (GW) de nouvelles capacités au charbon, alors que seulement 2,7 GW ont été fermés. Cette contradiction révèle un problème d’intégration structurel : les capacités de production ont progressé plus vite que les réseaux de transport, le stockage, les règles de dispatch — c’est-à-dire de gestion et de répartition de l’électricité — et les mécanismes du marché.

Que signifie l’écrêtement des énergies renouvelables ?

L’écrêtement intervient lorsqu’un opérateur de réseau limite la production d’une installation éolienne ou solaire, parce que le réseau ne peut pas absorber ou transporter cette électricité en toute sécurité. Cela ne signifie pas nécessairement que les panneaux ou les éoliennes sont défaillants. À cet instant, l’électricité n’a simplement pas de voie viable jusqu’aux consommateurs.

Le chiffre de 360 TWh est une estimation du Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA) et de Global Energy Monitor (GEM). Elle inclut des volumes officiellement signalés ainsi qu’une part estimée de l’écrêtement non déclaré. Elle n’est donc pas directement comparable à toutes les statistiques nationales officielles. Plusieurs analyses décrivent toutefois le même phénomène : de l’électricité renouvelable est rejetée alors que la production au charbon augmente.

Pourquoi l’éolien et le solaire n’ont-ils pas évincé le charbon ?

1. Les capacités renouvelables sont loin des principaux centres de consommation

Une grande partie des nouveaux parcs éoliens et solaires est implantée dans le nord et l’ouest de la Chine, des régions riches en ressources renouvelables. La demande, elle, est largement concentrée dans les provinces côtières de l’est et du sud.

Pour acheminer cette énergie, il faut suffisamment de lignes locales, de grands corridors de transport longue distance et de possibilités d’échanges entre provinces. Lorsqu’une ligne ou le réseau de réception atteint sa limite, la production supplémentaire ne peut pas être redirigée à volonté. L’écrêtement peut donc survenir alors que le pays, pris dans son ensemble, a encore besoin d’électricité.

2. La production ne coïncide pas toujours avec la demande

Le solaire produit généralement au maximum en milieu de journée, alors que la consommation peut être plus élevée en fin d’après-midi et en soirée. L’éolien, de son côté, varie selon les conditions météorologiques et peut être particulièrement abondant lorsque la demande locale est faible.

Sans suffisamment de batteries, de stations de transfert d’énergie par pompage, de consommation industrielle flexible ou d’autres moyens pilotables, les opérateurs disposent de peu de solutions lorsque l’électricité renouvelable arrive au mauvais endroit ou au mauvais moment.

Construire davantage de capacités de production ne garantit donc pas, à lui seul, une baisse de l’usage des combustibles fossiles. Le réseau doit aussi pouvoir équilibrer, transporter et valoriser l’électricité au moment où elle est produite.

3. Le charbon reste intégré à l’architecture du transport électrique

Certaines grandes bases renouvelables chinoises sont encore conçues autour du charbon comme ressource d’appoint. Un projet de ligne à courant continu à très haute tension entre la zone de Kubuqi, en Mongolie-Intérieure, et Shanghai prévoit par exemple de transporter plus de 60 % d’électricité renouvelable, avec 9 000 mégawattheures de stockage et 2,64 GW de capacités au charbon.

Ce projet illustre le choix auquel la Chine est confrontée : utiliser davantage le stockage et d’autres moyens de flexibilité pour soutenir les renouvelables variables, ou continuer à associer les grandes bases d’électricité propre à des centrales au charbon.

4. Les contrats charbon réservent une partie du marché

Selon CREA et GEM, les producteurs d’électricité au charbon devaient encore signer en 2026 des contrats annuels couvrant environ 60 à 70 % de l’électricité livrée l’année précédente. Ces contrats peuvent sécuriser les revenus et l’approvisionnement, mais ils réservent aussi une part importante de la demande disponible aux centrales au charbon.

Le charbon devient ainsi plus qu’un simple filet de sécurité pour les périodes de pointe. Lorsque les centrales ont une incitation — ou une obligation — à produire, l’électricité renouvelable peut être écrêtée même si son coût marginal de fonctionnement est inférieur.

Les nouvelles centrales au charbon ont-elles aggravé le problème ?

L’ajout de 30 GW de capacités au charbon en six mois n’a pas seulement créé une réserve mobilisable lors de rares pics de demande. Avec 2,7 GW retirés seulement, la Chine a terminé la période avec un parc charbon plus important, en concurrence pour vendre de l’électricité dans un système qui montrait déjà des signes de surcapacité.

CREA indique que les centrales au charbon étaient utilisées moins intensivement alors même que leur production augmentait. Cette combinaison est compatible avec un nombre croissant de centrales se disputant une demande limitée.

Le nouveau parc a donc accru la pression sur les opérateurs : les centrales à charbon disposaient de contrats existants, de rôles locaux liés à la sécurité d’approvisionnement et d’intérêts industriels, tandis que l’électricité éolienne et solaire se heurtait à des contraintes physiques de transport.

Cela explique pourquoi le durcissement des contrôles sur les nouveaux projets au charbon n’a pas immédiatement inversé la tendance. Les projets déjà approuvés ou en construction peuvent continuer à entrer en service, tandis que les incitations provinciales peuvent favoriser les capacités qui soutiennent la fiabilité locale, l’emploi et l’investissement.

Les données disponibles décrivent donc surtout un phénomène de verrouillage structurel et de surcapacité, plutôt qu’une pénurie nationale qui aurait rendu nécessaire toute cette nouvelle production au charbon.

Les signaux ne sont toutefois pas uniformément négatifs. Les renouvelables ont fourni plus de 40 % de l’électricité chinoise au premier semestre 2026, tandis que la part du charbon est passée sous les 50 % pour la première fois, selon des données relayées par la presse énergétique chinoise. Mais une part en baisse ne signifie pas nécessairement une production en baisse : la demande totale et les capacités totales peuvent progresser simultanément.

Quel impact sur les investissements renouvelables ?

L’écrêtement fragilise directement l’économie d’un projet renouvelable. Une centrale peut être construite en tablant sur un certain volume de production, mais la congestion du réseau ou les limites de dispatch peuvent l’empêcher de vendre toute cette énergie. Les investisseurs sont alors confrontés à davantage d’incertitude sur les revenus, l’accès au réseau et le prix réellement obtenu.

Les nouvelles installations solaires chinoises ont chuté de 66 % sur un an au premier semestre 2026, à 72,07 GW contre 212,21 GW un an plus tôt. Les articles attribuent largement cette baisse à la fin d’une ruée visant à raccorder les projets avant l’entrée en vigueur de réformes tarifaires. Cette comparaison ne prouve donc pas que l’écrêtement soit la cause de la baisse, mais elle montre pourquoi un marché moins prévisible peut inciter les développeurs à sélectionner davantage leurs projets.

La réponse commerciale devrait favoriser les installations capables de fournir une électricité plus régulière, et pas seulement un volume maximal de production :

• Le solaire couplé au stockage peut déplacer une partie de la production de midi vers la demande du soir et réduire l’exposition à la congestion locale.
• L’éolien couplé au stockage peut lisser la livraison et améliorer la participation d’un projet au dispatch fondé sur le marché.
• La flexibilité de la demande, notamment grâce aux sites industriels capables de décaler leur consommation, peut absorber les surplus sans faire reposer toute la solution sur les batteries.
• Le transport et les échanges interprovinciaux peuvent acheminer l’électricité vers les zones qui en ont besoin, au lieu de l’abandonner là où elle est produite.

Les fabricants chinois de panneaux solaires se développent déjà dans l’exportation de batteries alors que la croissance des ventes photovoltaïques ralentit. Cette évolution est cohérente avec l’augmentation de la demande mondiale pour les solutions de stockage.

Le stockage ne remplacera pas à lui seul la réforme du réseau, mais il peut accroître la valeur des projets renouvelables et faciliter leur intégration.

Chine, Australie, Japon, Inde : un problème commun, des causes différentes

Le même défi apparaît dans plusieurs pays asiatiques : le déploiement des renouvelables peut aller plus vite que les réseaux, les moyens de flexibilité et la réforme des marchés. L’ampleur et les institutions diffèrent toutefois fortement.

Australie : surplus solaires et contraintes locales

L’Australie connaît des surplus d’électricité renouvelable liés à la forte production solaire des toitures et des grandes centrales, aux contraintes de transport et à un déploiement des batteries qui n’a pas toujours suivi celui des nouvelles capacités.

Selon les données d’OpenElectricity citées par Reuters, l’écrêtement de l’éolien et du solaire a plus que triplé au cours des neuf premiers mois de 2025, pour atteindre 3,7 TWh, soit 6,8 % de la production renouvelable sur cette période.

Le problème australien tient surtout à la congestion locale, aux excédents en milieu de journée et au manque de flexibilité. Il ne reproduit pas la combinaison chinoise de volumes absolus considérables et de contrats charbon couvrant une grande partie de l’électricité livrée l’année précédente. L’Australie élargit par ailleurs son soutien au solaire professionnel en toiture et aux batteries.

Japon : des réseaux régionaux limités et davantage de nucléaire

Le réseau électrique japonais est réparti entre plusieurs zones régionales, dont les capacités d’échange sont limitées. L’écrêtement a également été associé à la hausse de la production nucléaire, qui occupe une partie de l’espace disponible pour les moyens de production bas carbone lorsque l’éolien et le solaire sont disponibles.

Dans neuf des dix régions électriques japonaises, l’écrêtement des renouvelables a augmenté de 38,2 %, à 1,77 TWh, au cours des huit premiers mois de 2025. Il représentait 2,3 % de la production d’électricité verte, selon une analyse de données sectorielles réalisée par Reuters.

Le problème japonais est donc plus régional et moins volumineux que celui de la Chine. Les sources disponibles ne fournissent pas de chiffre national japonais comparable pour le premier semestre 2026 ; toute comparaison directe pour l’année en cours doit être interprétée avec prudence.

Inde : transport et sécurité du réseau

En Inde, l’écrêtement est également lié aux goulots d’étranglement du réseau et aux exigences de sécurité électrique. Le pays a retenu 8 133 gigawattheures (GWh) d’électricité solaire entre avril et juin 2026 : 2 417 GWh en avril, 3 235 GWh en mai et 2 481 GWh en juin.

Le volume est significatif, mais reste très inférieur aux 360 TWh estimés pour la Chine sur une période comparable. L’écart absolu s’explique en partie par la taille beaucoup plus importante du parc renouvelable chinois. Il ne constitue donc pas, à lui seul, une mesure simple de la performance des politiques publiques. Les deux pays montrent néanmoins qu’il faut développer le transport électrique au même rythme que les capacités de production.

La leçon pour la transition énergétique

L’expérience chinoise montre pourquoi les objectifs de transition ne peuvent pas être évalués uniquement en gigawatts installés. Un système électrique bas carbone doit aussi disposer de :

1. Réseaux de transport construits avant l’apparition des congestions, pour relier les régions productrices aux centres de consommation.
2. Échanges d’électricité entre provinces, afin que les producteurs bas carbone puissent concurrencer les centrales locales au-delà de leur marché immédiat.
3. Règles de dispatch plus flexibles, permettant à l’éolien et au solaire de remplacer le charbon lorsque le réseau peut absorber leur production.
4. Stockage et effacement de la demande, pour décaler l’offre et la consommation dans le temps.
5. Réforme du marché du charbon, afin que les contrats destinés à garantir la fiabilité ne garantissent pas une production inutile.
6. Règles d’investissement récompensant l’électricité propre effectivement livrée, plutôt que la seule construction de nouvelles capacités.

Le problème n’est donc pas que la Chine ait construit trop d’énergies renouvelables prises isolément. Elle les a intégrées à un système électrique dont l’organisation physique et institutionnelle continue de protéger le charbon. Tant que ces structures ne changeront pas, la Chine pourra ajouter de l’éolien et du solaire tout en augmentant sa production au charbon — et en gaspillant des volumes toujours plus importants d’électricité propre.