Chine : le boom des renouvelables dépasse la capacité du réseau électrique

Le chiffre donne le vertige : entre janvier et juin 2026, la Chine a gaspillé environ 360 térawattheures d'électricité renouvelable, soit près de 50 % de plus qu'un an plus tôt et l'équivalent de la production nucléaire annuelle française, selon les données du National New Energy Consumption Monitoring and Early Warning Center relayées par Bloomberg. Sur le seul premier trimestre, les pertes s'élèvent à environ 170 TWh, un potentiel non exploité comparable à la totalité de l'électricité produite en France sur la même période. Le taux de délestage (« curtailment ») du solaire est passé de 6,1 % à 9,2 % entre janvier-février 2025 et janvier-février 2026, celui de l'éolien de 6,2 % à 8,5 %, d'après les mêmes données.

Un réseau qui ne suit pas la cadence

Le paradoxe tient au rythme même de la transition chinoise. Le pays a ajouté 525 GW de capacité renouvelable rien qu'en 2025, et la puissance installée éolienne a bondi de 23 % sur un an, le solaire de 33 %. Mais cette production doit encore transiter par un réseau de transport et de distribution qui n'a pas été dimensionné pour absorber des pics aussi massifs et intermittents, en particulier dans les provinces du Nord-Ouest (Xinjiang, Gansu, Mongolie-Intérieure), où le curtailment atteint localement 15 % de la production potentielle.

L'autre verrou est contractuel. Une large part de la production au charbon fonctionne encore via des contrats pluriannuels à volumes et prix fixes, conclus avec les provinces et les industriels, qui laissent peu de marge pour effacer les centrales fossiles lorsque le vent souffle ou que le soleil brille fort. Les échanges d'électricité entre provinces reposent eux aussi majoritairement sur des contrats annuels rigides : l'électricité éolienne produite en Mongolie-Intérieure ne peut ainsi pas être redirigée en temps réel vers une région voisine en déficit, même si la demande y existe. Pour chaque gigawatt de capacité charbon mis hors service, la Chine en installe trois : au premier semestre 2026, seuls 2,7 GW de capacité thermique ont été retirés, contre 30 GW commandés.

Le paradoxe des émissions

Conséquence directe de ce goulot d'étranglement : les émissions chinoises de CO2 liées à l'énergie et à l'industrie ont augmenté d'environ 2 % au premier trimestre 2026 par rapport à l'année précédente, selon l'analyse de Carbon Brief, alors même que le pays installe des renouvelables à un rythme sans précédent. La production électrique à base de charbon a progressé de 3,4 % sur la période. Le mécanisme n'est donc pas un ralentissement de la transition, mais son insuffisante absorption : la capacité existe, une part croissante de sa production est purement et simplement rejetée.

Un défi qui n'est pas propre à la Chine

La France affronte une version différente, mais structurellement proche, du même problème. Le pays a enregistré 408 heures à prix négatifs ou nuls au premier semestre 2026 (9,3 % du temps), contre 102 heures en 2020, essentiellement lors des après-midis de printemps et d'été où la production solaire dépasse largement la demande industrielle et tertiaire. Pour limiter le coût de ces épisodes pour les finances publiques (la Commission de régulation de l'énergie évalue l'économie à environ 100 millions d'euros par an), le seuil de déconnexion à distance des installations solaires et éoliennes, piloté par EDF Obligation d'Achat, sera abaissé de 10 MW à 1 MW à partir de décembre 2026. Contrairement à la Chine, où le verrou est avant tout physique et contractuel (réseau insuffisant, contrats charbon rigides), le cas français relève surtout d'un excès ponctuel de l'offre sur un marché déjà largement interconnecté — mais le symptôme est le même : une production renouvelable que le système électrique ne parvient pas encore à absorber intégralement.

Pékin vise la mise en place, d'ici 2027, d'un « nouveau type de système électrique » capable d'intégrer nativement les renouvelables : renforcement des lignes à très haute tension interprovinciales, réforme des mécanismes de marché pour introduire davantage de flexibilité horaire, et développement du stockage par batteries et par pompage-turbinage, encore trop peu incité économiquement pour combler les creux de production. Les premières réformes tarifaires provinciales ont été finalisées fin 2025, mais leurs effets sur le taux de curtailment ne sont pas encore mesurables. En France comme en Chine, la même leçon se dessine : construire des renouvelables plus vite que le réseau et le stockage ne progressent finit par transformer une partie de la production propre en surplus perdu.