Les autorités chinoises ont signalé une demande hivernale sans précédent en électricité et en gaz pour la fin d’année 2025, selon les dernières prévisions de la Commission nationale du développement et de la réforme (NDRC). Cette annonce intervient après un été où la charge électrique nationale a franchi 1,5 térawatt, avec des pics inédits enregistrés dans 36 provinces, mettant à rude épreuve l’ensemble du système énergétique.
Un mix énergétique encore dominé par le charbon
Environ 54 % de l’électricité chinoise provient du charbon, tandis que les combustibles fossiles représentent près de 86 % de l’énergie primaire consommée. La consommation de gaz naturel continue d’augmenter, avec une progression attendue de 6,5 % en 2025, atteignant environ 456 milliards de mètres cubes. Cette croissance est principalement tirée par l’industrie et le chauffage résidentiel. Pékin reste également le premier importateur mondial de gaz naturel liquéfié (LNG), bien que ses achats sur le marché spot devraient reculer de 6 à 11 % cette année, privilégiant les contrats de long terme et les gazoducs.
Une pression accrue sur les infrastructures et les stocks
La Chine a constitué des réserves de charbon estimées à 230 millions de tonnes, soit environ 35 jours de consommation, avec des stocks supplémentaires de 63 millions de tonnes sur les ports côtiers. Toutefois, les flux interrégionaux deviennent critiques, en particulier lors des extrêmes climatiques. Le réseau de transport à très haute tension (UHV) joue un rôle central dans la redistribution de l’électricité entre les régions productrices de renouvelables et les centres urbains fortement consommateurs.
Des arbitrages stratégiques face aux contraintes climatiques
Les annonces de la NDRC visent à anticiper la pression publique en cas de tensions locales ou de délestages ponctuels. Pékin cherche à encadrer les pics de consommation tout en préservant la stabilité du mix énergétique, en particulier en période de négociation internationale sur le climat. Le gouvernement souligne l’importance des renouvelables, tout en reconnaissant la nécessité d’un recours accru au charbon en période de pointe.
Un contexte géopolitique et commercial tendu
Les sanctions occidentales renforcées contre la Russie et l’Iran impactent les chaînes d’approvisionnement en hydrocarbures. La Chine renforce ses liens avec des partenaires alternatifs, notamment via des gazoducs depuis la Russie et l’Asie centrale, ainsi que par des contrats LNG avec le Qatar, l’Australie et les États-Unis. Les achats spot restent limités, jugés trop coûteux, ce qui pourrait réduire la réactivité en cas de vague de froid brutale.
Conséquences possibles pour les marchés régionaux
Un hiver rigoureux renforcerait la demande de charbon thermique, soutenant les prix dans la région Asie-Pacifique. En revanche, un hiver doux prolongerait les cycles d’oversupply, affectant les marges des producteurs et réduisant les importations. Pour le gaz, toute flambée de la demande pourrait générer des achats urgents sur le marché spot, amplifiant la volatilité sur l’ensemble du marché asiatique.
Risques opérationnels pour les entreprises et les réseaux
Les producteurs d’électricité chinois pourraient subir une compression des marges si les prix de gros restent encadrés malgré la hausse des coûts du charbon et du LNG. Les opérateurs de réseau comme State Grid Corporation of China (SGCC) et China Southern Power Grid (CSG) pourraient faire face à des congestions locales, malgré l’expansion du réseau UHV. Le développement de dispositifs de gestion active de la demande reste limité, ce qui accroît les risques de délestage en cas de pics combinés chauffage/industrie.
