Énergie en Australie

Les réserves prouvées récupérables de charbon de l'Australie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 75,4 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, au 4^e rang mondial derrière les États-Unis, la Chine et l'Inde[r 1], et celles de lignite) à 73,9 Gt, au 2^e rang mondial[r 2]. Au total, ces réserves atteignent 2 712 EJ, soit 12,1 % des réserves mondiales, au 4^e rang derrière les États-Unis (25,8 %), la Chine (15,5 %) et la Russie (12,5 %), et devant l'Inde (12,0 %). Elles représentent 218 années de production au rythme de 2021[p 1].

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées de l'Australie à fin 2011 étaient de 100,5 milliards de tonnes, dont 76,4 milliards de tonnes récupérables (37,1 Mds tonnes de charbon bitumineux, 2,1 Mds tonnes de sub-bitumineux et 37,2 Mds tonnes de lignite), au 4^e rang mondial : 8,6 % du total mondial, et sa production de 398 Mt, ce qui laissait près de 200 ans de réserves. Près de 300 Mds tonnes de réserves supplémentaires resteraient à découvrir selon Geoscience Australia, dont 119 Mds tonnes de charbon et 174 Mds tonnes de lignite. Plus de la moitié des gisements de charbon bitumineux et la totalité du lignite sont exploitables à ciel ouvert : 27,6 % du charbon bitumineux, 42,8 % du sub-bitumineux et 100 % du lignite. La production est concentrée à 97 % dans les deux États de Nouvelles Galles du Sud et du Queensland[4].

Production et exportations de charbon de l'Australie, en Mtep/an.

Excavatrice Krupp à portail bipoutre à la mine de Kestrel, Emerald, Queensland.

Mine de charbon près de Collie, Australie occidentale.

En 2021, le gouvernement australien a autorisé en un mois la prolongation de l'exploitation de trois mines de charbon, la dernière en date étant celle de Mangoola, qui va pouvoir extraire 52 millions de tonnes de charbon supplémentaires au cours des huit prochaines années ; le 16 septembre 2021, il a autorisé le groupe Whitehaven à doubler ses capacités d'extraction à ciel ouvert dans sa mine de Vickery, à 400 km au nord-ouest de Sydney, soit au total 168 millions de tonnes de charbon au cours des 25 prochaines années[5]. Lors de la Conférence de Glasgow de 2021 sur les changements climatiques, où l'Australie a rejeté un accord visant à abandonner progressivement le charbon, le ministre australien des Ressources, Keith Pitt, déclare : « Nous avons très clairement dit que nous ne fermerons pas nos mines de charbon ni nos centrales à charbon [...] nous continuerons d'avoir des marchés pendant des décennies à l'avenir. Et s'ils achètent… nous vendons »[6].

Selon BP, en 2021, la production de charbon de l'Australie atteignait 12,43 EJ (exajoules), au 4^e rang mondial avec 7,4 % du total mondial, derrière la Chine (50,8 %), l'Indonésie (9,0 %) et l'Inde (8,0 %) et devant les États-Unis (7,0 %) ; elle a progressé de 2,4 % en 2021 et de 21 % depuis 2011[p 1].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l’Australie était le 4^e producteur mondial de charbon en 2020 avec 493 Mt, soit 6,5 % du total mondial, derrière la Chine (3 764 Mt), l'Inde et l'Indonésie, devançant pour la première fois les États-Unis, et le 2^e exportateur mondial de charbon avec 390 Mt, soit 32,2 % des exportations mondiales, derrière l'Indonésie (396 Mt)[k 2].

La production de charbon brut est tombée de 471 Mt en 2009-2010 à 397 Mt en 2010-2011 du fait des inondations de janvier 2011 dans le Queensland qui ont fait chuter la production de cet État de 30 % ; après traitement, 326 Mt étaient disponibles pour la consommation (-14 % par rapport aux 366 Mt de 2009-10). Des projets miniers de 26,5 milliards de dollars sont en cours, permettant une production supplémentaire de 74 Mt en 2014[4]. La production brute est remontée à 480 Mt en 2011-12 et à 529 Mt en 2012-13 (397 Mt après traitement)[Q 1], dont 415 Mt à ciel ouvert et 114 Mt en souterrain ; 246 Mt en Nouvelles Galles du Sud et 274 Mt au Queensland[Q 2].

La consommation de charbon en Australie s'est élevée en 2021 à 1,63 EJ (exajoules), au 13^e rang mondial avec 1,0 % du total mondial, en baisse de 3,1 % en 2021 et de 23 % depuis 2011. L’Australie consomme seulement 13,1 % de sa production de charbon[p 2].

L’Australie figurait en 2019 au 10^e rang mondial pour la production d'électricité à partir de charbon : 154 TWh, soit 1,6 % du total mondial[k 3].

En 2021, l’Australie a exporté 9,63 EJ (exajoules) de charbon, se classant au 1^er rang mondial des exportateurs avec 28,8 % du total, devant l'Indonésie (25,6 %) et la Russie (17,9 %). Les exportations australiennes ont progressé de 3,2 % en 2021 et de 37 % depuis 2011. Elles étaient destinées pour l'essentiel au Japon (3,17 EJ, soit 33 %), à la Corée du sud (1,66 EJ, soit 17 %), à l'Inde (1,46 EJ, soit 15 %), à la Chine (0,32 EJ, soit 3 %), au reste de l'Asie (2,08 EJ, soit 22 %) et à l'Europe (0,64 EJ, soit 7 %)[p 3].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l’Australie était en 2020 le 2^e exportateur mondial de charbon avec 390 Mt, soit 32,2 % des exportations mondiales, derrière l'Indonésie (396 Mt)[k 2].

Les exportations de charbon sont passées de 244 Mt en 2006-07 à 336 Mt en 2012-2013, soit +38 % en 6 ans[Q 3]. Les destinations ont été en 2012-13 : Japon 117,8 Mt (35 %) ; Chine : 58,5 Mt Mt (17 %) ; Corée du Sud : 40,8 Mt (12 %) ; Inde : 30,8 Mt (9 %) ; Taïwan : 22,3 Mt (7 %), Union européenne : 16,7 Mt (5 %)[Q 2].

Le principal port d'exportation de charbon est celui de Newcastle, en Nouvelle-Galles du Sud, géré par Port Waratah Coal Services Limited (PWCS), l'un des plus grands du monde, dont la capacité atteint 145 Mt/an ; il exporte le charbon de 30 mines de la Hunter Valley acheminé par trains[7]. La North Queensland Bulk Ports Corporation (NQBP), entreprise publique de l'État du Queensland, possède quatre ports de commerce dont deux pour le charbon[8] :

• le port de Hay Point, à 40 km au sud de Mackay, a une capacité de 129 Mt/an en cours d'extension à 140 Mt/an, et exporte le charbon des mines du Queensland central ;
• le port d'Abbot Point, à 25 km au nord de Bowen, a une capacité de 50 Mt/an, et exporte le charbon des mines du bassin de Bowen ; des projets d'extension pourraient porter sa capacité à plus de 200 Mt/an.

Les réserves prouvées de pétrole de l'Australie étaient estimées par BGR à 245 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit seulement 0,1 % du total mondial. Elles représentaient 11,6 années de production au rythme de 2020[r 3]. Elles ont baissé de 56 % depuis 2010[9].

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de l'Australie à fin 2011 (source : Oil & Gas Journal) étaient de 450 millions de tonnes (3,3 milliards de barils), au 29^e rang mondial : 0,3 % du total mondial, et sa production 2011 de 21 Mt (154 Mbbl), ce qui laissait 21 ans de réserves. L'exploitation commerciale du pétrole a commencé en 1964 ; les gisements sont nombreux : bassin de Gippsland dans le détroit de Bass au large de l'état de Victoria, bassin de Cooper en Australie-Méridionale, bassins d'Eromanga et de Surat dans le Queensland, bassin de Carnarvon (côte nord-ouest) au large de l'Australie occidentale, bassin de Bonaparte dans la mer de Timor ; l'Australie occidentale a 64 % des réserves de brut, 75 % de celles de condensats et 58 % de celles de LPG ; le bassin de Carnarvon (72 %) de la production) exporte l'essentiel de sa production, alors que celle de Gippsland est utilisée par les raffineries locales. Les réserves prouvées de pétrole de schiste sont estimées à 32 milliards de barils[10].

En 2021, l'Australie a produit 18,1 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 435 kb/j (milliers de barils par jour), en baisse de 4,6 % en 2021 et de 15 % depuis 2011. Cette production représente seulement 0,4 % de la production mondiale[p 4].

La production de pétrole brut et condensats baisse progressivement : 27,6 milliards de litres en 2006-07, 24,1 Mds litres en 2011-12, 21,3 Mds l en 2012-13[Q 1].

En 2021, l'Australie a consommé 1,93 EJ (exajoules) de pétrole, soit 943 kb/j (milliers de barils par jour), en progression de 3,0 % en 2021, mais en recul de 2 % depuis 2011. Elle représente 1,0 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 46 % de sa consommation[p 5].

Les exportations de pétrole brut ont progressé de 16 Mds l en 2006-07 à 18,8 Mds l en 2012-13 avec un maximum à 19,6 Mds l en 2010-2011[Q 3], dont 18,8 Mds l de brut et 2,4 Mds l de GPL ; les exportations de brut se sont réparties en : Singapour 22 %, Chine 15 %, Corée du Sud 13 %, Japon 9 %[Q 4]...

Les importations de pétrole brut ont atteint 30 Mds litres en 2012-13, dont : Malaisie 18 %, Émirats arabes unis 15 %, Indonésie 12 %, Vietnam 8 %, Nouvelle-Zélande 6 %[Q 5]...

Répartition des réserves de gaz naturel de l'Australie, 2008

Les réserves prouvées de gaz naturel de l'Australie étaient estimées par BGR à 1 888 Gm³ (milliards de m³) fin 2020, soit 0,9 % du total mondial, au 18^e rang mondial[r 4]. Elles représentent 12,3 années de production au rythme de 2020[r 5]. Elles ont baissé de 35 % depuis 2010[9].

Selon le Conseil mondial de l'énergie, les réserves prouvées récupérables de l'Australie à fin 2012 (source : Oil & Gas Journal) étaient de 789 Mds m³, au 27^e rang mondial, et sa production 2011 de 45 Mds m³, ce qui laissait 17,5 ans de réserves ; l'Australie pourrait avoir également des réserves significatives de gaz de schiste, mais elles n'ont pas été explorées jusqu'ici. Près de 92 % des ressources sont situées en mer sur la côte nord-ouest. Les réserves de gaz conventionnel non découvertes ont été estimées à 3 228 Mds m³ par Geoscience Australia et ABARE. En 2010 l'Australie était le 4^e exportateur mondial de GNL, et 48 % de sa production était exportée sous forme de GNL, dont 70 % vers le Japon, 21 % vers la Chine et 5 % vers la Corée du Sud ; la capacité d'exportation de GNL devrait être multipliée par quatre au cours des prochaines années[11].

Gazoduc en Australie Occidentale, 2004

En 2021, selon BP, l'Australie a produit 147,2 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel, soit 5,30 EJ (exajoules), en progression de 1,1 % en 2021 et de 172 % depuis 2011. Elle se classe au 7^e rang mondial avec 3,6 % de la production mondiale[p 6].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l'Australie est en 2020 le 7^e producteur mondial avec 148 milliards de m³, soit 3,7 % de la production mondiale[k 4].

En 2021, l'Australie a consommé 39,4 Gm³ de gaz naturel, soit 1,42 EJ (exajoules), en recul de 8,3 % en 2021, mais en progression de 20 % depuis 2011. Cette consommation représente 1,0 % de la consommation mondiale. Elle absorbe 27 % de la production du pays[p 7].

En 2021, les exportations de gaz naturel australien sous forme de GNL ont atteint 108,1 Gm³ (milliards de m³), en progression de 2,2 % en 2021 et de 316 % depuis 2011, au 1^er rang mondial des exportations de GNL (20,9 % du total mondial) devant le Qatar (106,8 Gm³, soit 20,7 %) et les États-Unis (95,0 Gm³, soit 18,4 %), et au 5^e rang mondial des exportations totales avec 8,9 % du total mondial, derrière la Russie (19,8 %), les États-Unis (14,7 %), le Qatar (10,5 %) et la Norvège (9,3 %). Ces exportations australiennes ont été destinées surtout à la Chine : 43,6 Gm³ (40 %), au Japon : 36,3 Gm³ (34 %), à la Corée du Sud : 12,9 Gm³ (12 %) et à Taïwan : 8,6 Gm³ (8 %). L'Australie a importé 4,8 Gm³ de Papouasie-Nouvelle-Guinée par gazoduc[p 8].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l'Australie est en 2020 le 4^e exportateur mondial avec 103 Gm³, soit 10,1 % des exportations mondiales, derrière la Russie (230 Gm³), le Qatar (127 Gm³) et la Norvège (111 Gm³)[k 4].

L'Australie prévoyait fin 2018 de devenir en 2019 le premier exportateur mondial de GNL, devançant le Qatar, avec 77 Mt d'exportations contre 62 Mt en 2017-18, grâce à l'entrée en activité de plusieurs grands projets tels qu'Ichthys. Mais l'Agence internationale de l'énergie estime qu'en 2023, la capacité d'exportation du Qatar atteindra 105 Mds m³ contre 101 Mds m³ pour les États-Unis et 98 Mds m³ pour l'Australie[12].

Production annuelle d'uranium de l'Australie de 1989 à 2013 en milliers de tonnes
source : Bureau australien des statistiques.

L'Australie est au 1^er rang mondial pour ses réserves d'uranium : 1 692 700 tonnes de réserves prouvées récupérables en 2019, soit 28 % des réserves mondiales, très loin devant le second, le Kazakhstan (15 %)[13].

Pour les réserves de thorium, elle est au 3^e rang, derrière l'Inde et le Brésil : 595 000 tonnes de réserves estimées en 2016, soit 9,4 % des réserves mondiales[14].

La production d'uranium de l'Australie se classait en 2021 au 4^e rang mondial avec 4 192 tonnes d'uranium contenu, soit 8,7 % de la production mondiale, loin derrière le Kazakhstan (21 819 tonnes U. En 2020, elle était le 2^e producteur mondial avec 13 % de la production mondiale[15].

En 2019, la production d'oxyde d'uranium (U₃O₈) a été de 7 315 t (6 203 tU)[16] ; la production de l'exercice 2020 se répartit en :

• Mine d'Olympic Dam : 3 611 t
• Mine d'uranium Ranger : 1 574 t
• Four Mile : 2 130 t
• Honeymoon : 0.

La production d'U₃O₈ est passée de 9 941 t en 2008 à 7 315 t en 2020 avec un minimum à 5 897 t en 2014[16].

Les exportations d'U₃O₈ sont passées de 9 663 t en 2008 à 7 351 t en 2020 avec un minimum à 5 669 t en 2014[16].

Mine d'uranium Ranger (photo de 2009).

Puits ouvert de la mine d'uranium Ranger 3 (photo de 2009).

Site d'exploration du gisement de Jabiluka (2008) ; au premier plan, le bassin de rétention.

En 2014, la production d'U₃O₈ a été exportée vers l'Amérique du Nord (surtout États-Unis) : 2 668 t (39 %), l'Europe : 2 354 t (34,4 %) et l'Asie : 1 822 t (26,6 %). En 2016, 4 409 t sont allés aux États-Unis, soit plus de la moitié des exportations australiennes ; l'Australie a fourni 12 % de l'uranium importé par l'Europe, et 13 % en 2016. Le Japon, la Corée du sud, la Chine et l'Inde sont également d'importants clients[16].

Dès les années 1930, des minerais étaient extraits à Radium Hill et à Mount Painter en Australie-Méridionale pour fournir du radium à usage médical. Quelques centaines de kilogrammes d'uranium étaient tirés de ce processus comme sous-produits. Les minerais d'uranium en tant que tels furent extraits et traités en Australie à partir des années 1950 à 1971. Radium Hill en Australie-Méridionale, Rum Jungle dans le Territoire du Nord et Mary Kathleen dans le Queensland étaient les principaux producteurs d'uranium. La production cessa soit lorsque les réserves furent épuisées, soit lorsque les contrats eurent été remplis. Les ventes étaient destinées en priorité aux programmes d'armement des États-Unis et du Royaume-Uni à cette époque. Cependant, la plus grande part était utilisée pour la production d'électricité, dont le développement stimula une seconde vague d'exploration à la fin des années 1960. Au total, près de 60 gisements d'uranium ont été identifiés depuis les années 1950 jusqu'à la fin des années 1970, souvent par de grandes compagnies avec de gros budgets. Depuis lors, seuls deux nouveaux gisements significatifs ont été découverts : Kintyre et Beverley Four Mile. Le mini-boom d'exploration de 2002-07 a été mené par de petites compagnies concentrées sur la réévaluation de gisements connus. La mine de Beverley a fermé en 2014 et celle d'Honeymoon en 2013, mais elles pourraient reprendre leur production au cas où les prix de l'uranium remonteraient[16].

La mine d'uranium Ranger, située dans le parc national de Kakadu, dans le Territoire du Nord à 230 km à l'est de Darwin, a produit (après extraction chimique) plus de 4 000 tonnes par an d'oxyde d'uranium à l'apogée de son histoire. La mine a été mise en service en 1980, l'usine associée atteignant sa pleine production d'oxyde d'uranium en 1981. La mine et l'usine sont exploitées par "Energy Resources of Australia" (ERA)[17], filiale à 68 % du groupe Rio Tinto.

En 2008, la mine a produit 10 % des besoins mondiaux en uranium ; ERA a annoncé la découverte d'un nouveau filon, contigu au puits Ranger 3 en exploitation ; la contenance de ce filon, dénommé Ranger 3 Deeps, est estimée à 34 000 t d'oxyde d'uranium contenu, et figure parmi les découvertes d'uranium les plus significatives au monde des dernières années[18].

La mine Ranger est l'une des trois plus grandes mines d'uranium du monde par sa production cumulée : plus de 110 000 t tonnes d'UO2 en 2012[17]. Elle a produit 2 960 t de dioxyde d'uranium en 2013, en baisse de 20 % (2012: 3 710 t) ; le puits Ranger 3 est épuisé et ERA prépare la mise en exploitation de Ranger 3 Deeps dès que les autorisations nécessaires lui auront été délivrées[19].

La mine d'Olympic Dam, située dans l'état d'Australie-Méridionale, à 560 km au nord d'Adélaïde, est exploitée depuis 1988 ; le gisement, souterrain (environ 350 mètres sous la surface), est le plus grand gisement d'uranium connu au monde ; la mine produit du cuivre, avec de l'or et de l'uranium comme principaux sous-produits. La capacité annuelle de production d'oxyde d'uranium a été étendue de 1 800 à 4 600 t d'U₃O₈. La mine appartient à BHP Billiton depuis 2005. Il est prévu d'accroître grandement la taille de la mine et sa production en accédant au gisement par une énorme puits ouvert d'environ 4,1 x 3,5 km et 1 000 m de profondeur ; la production pourrait être portée à 19 000 t d'U₃O₈/an ; mais en août 2012 BHP Billiton a annoncé son intention de revoir ce projet pour rechercher des solutions moins coûteuses[16].

L'exploitation de la petite mine de Beverley en Australie-Méridionale a débuté en 2000, à 520 km au nord d'Adélaïde, dans la plaine au nord-ouest de Lake Frome. Elle a été la première mine à lixiviation in situ (ISL) d'Australie, accédant à un gisement de paléochenal de sable dans un aquifère salin. Elle a été autorisée à produire 1 180 t/an d'U₃O₈ (1 000 t U), et atteignit ce niveau en 2004, mais la production a décliné depuis. Elle appartient à Heathgate Resources Pty Ltd, filiale minière de l'américain General Atomics. En décembre 2010 cette compagnie a reçu du gouvernement l'autorisation d'exploiter les gisements de Beverley North, d'où provient maintenant presque toute la production traitée dans l'usine de Beverley plant ; ce gisement est contigu avec ceux de Four Mile appartenant à Alliance, qui a commencé sa production à Four Mile est en avril 2014, utilisant l'usine satellite Pannikin de Heathgate. Le gisement de Four Mile a des réserves de 32 000 t d'U₃O₈[16].

La mine à lixiviation in situ (ISL) d'Honeymoon en Australie-Méridionale a commencé à produire en 2011. Le gouvernement a donné son approbation au développement de la mine en novembre 2001 mais le propriétaire Uranium One, basé à Toronto, a réévalué les réserves avant d'initier le développement en 2007. En 2008 Mitsui s'est joint au projet comme partenaire de coentreprise à 49 %. La production est montée en puissance à 400 t/an. En 2012 la production prévue était de 275 tonnes d'U₃O₈ à 47 $/lb, soit trois fois le coût moyen de production au Kazakhstan, et en fait la production s'avéra inférieure à la prévision. Mitsui se retira alors du projet. En novembre 2013, Uranium One ferma la mine et la mit sous cocon dans l'attente d'une remontée des prix de l'uranium[16].

Le gisement de Jabiluka dans le Territoire du Nord, découvert en 1971-73 à 20 km au nord de la mine de Ranger, a des ressources de plus de 130 000 t d'oxyde d'uranium ; c'est un des plus grands gisements d'uranium à haute teneur ; après maintes péripéties, ERA a obtenu l'autorisation d'exploitation, mais attend d'avoir conclu un accord avec les tribus Aborigènes locales avant de mettre le gisement en exploitation[16]. L'opposition était principalement menée par l'aînée (de) Yvonne Margarula appartenant au peuple aborigène australien Mirarr (de).

En mai 2008, Quasar Resources, filiale de Heathgate Resources, a sollicité une licence minière pour le gisement de Four Mile, contigu avec celui de Beverley, avec un objectif de production initial de 680 t/an d'U₃O₈ et 2 000 t/an en phase 3 ; Alliance Resources Ltd est partenaire de coentreprise à 25 % ; après des dissensions entre les deux partenaires sur le mode d'exploitation et de traitement, Quasar Resources a démarré en avril 2014 l'exploitation de la partie est du gisement, en visant une production initiale de 970 t d'U₃O₈ par an[16].

Plusieurs autres projets d'exploitation de gisements sont en préparation.

Jusqu'au début des années 1990, la quasi-totalité du secteur électrique était nationalisée, pour l'essentiel au niveau des États fédérés.

Le mouvement mondial de déréglementation a commencé à atteindre l'Australie en 1995, avec l'arrivée au pouvoir dans l'État de Victoria du gouvernement libéral de Jeff Kennett (1992-1999) qui a lancé un programme de privatisations, en particulier de State Electricity Commission of Victoria (SECV), monopole public du secteur électrique : la SECV fut démembrée en cinq compagnies de distribution et commercialisation (absorbant au passage les MEUs, entreprises municipales d'électricité), cinq compagnies de production et une compagnie de transport. Ces compagnies furent transformées en sociétés, puis privatisées entre 1995 et 1999 ; la centrale de Loy Yang a été privatisé en 1995, celle d'Hazelwood en 1996, puis les centrales hydroélectriques, et la distribution en 1998-99. Seul resta dans les mains de l'État l'opérateur du marché de gros de l'électricité Victorian Power Exchange (VPX).

En mai 2012 le Parlement des Nouvelle-Galles du Sud a voté une loi de privatisation des entreprises de production d'électricité de l'État. En septembre 2013 les centrales de Mt Piper et de Wallerawang ont été vendues à Energy Australia. Macquarie Generation est en cours de rachat par AGL Energy[20].

En août 2019, le groupe pétrolier anglo-néerlandais Royal Dutch Shell, qui est déjà l'un des principaux producteurs de gaz en Australie, lance une offre publique d'achat sur ERM Power, numéro deux du pays en matière de fourniture d'électricité aux entreprises et à l'industrie avec 25 % du secteur derrière Origin Energy ; ERM a accepté l'offre[21].

Le solaire thermodynamique produisait 4 GWh en 2020.

En 2021, selon les estimations de BP, l'Australie a produit 267,5 TWh, en progression de 1,1 % en 2021 et de 6 % depuis 2011, soit 0,9 % de la production mondiale, très loin derrière la Chine (30,0 %), les États-Unis (15,5 %) et l'Inde (6,0 %)[p 9]. Cette production se répartissait en 70,9 % de combustibles fossiles (charbon : 51,4 %, gaz naturel : 17,8 %, pétrole : 1,8 %) et 28,9 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 6,0 %, autres 22,9 %)[p 10]. La production d'électricité solaire est estimée à 31,2 TWh (11,7 %), celle de l'éolien à 26,8 TWh (10,0 %), celle tirée de la biomasse et des déchets à 3,3 TWh (1,2 %)[p 11].

Le Premier ministre, Scott Morrison, a estimé en octobre 2018 qu’il était peut-être temps de revenir sur le moratoire de 1999 interdisant l’utilisation de l’énergie nucléaire pour produire de l’électricité. Le prix de l'électricité atteint en effet 250 à 310 €/MWh, soit autant qu’en Allemagne, et les émissions de CO₂ sont aussi élevées qu'aux États-Unis, trois fois plus qu'en France, l'électricité étant produite à plus de 80 % à partir de combustibles fossiles, en majorité du charbon[23].

• Principales centrales thermiques australiennes
• 
  Centrale thermique de Bayswater, Nouvelle-Galles du Sud.
• 
  Centrale de Liddell, Nouvelle-Galles du Sud.
• 
  Centrale thermique de Loy Yang (lignite), Victoria.
• 
  Centrale au lignite Yallourn W, Victoria.
• 
  Centrale au lignite de Hazelwood, Victoria.
• 
  Centrale thermique d'Eraring, Nouvelle-Galles du Sud.
• 
  Centrale de Torrens Island, Australie-Méridionale.

notes :

• Centrale de Loy Yang : une unité pilote de capture post-combustion de CO2 a commencé à fonctionner à la centrale de Loy Yang en 2008, pour la première fois en Australie ; elle est conçue pour capter 1 000 tonnes de CO2 par an[40]. Engie a annoncé le 23 novembre 2017 la vente de sa centrale à charbon de Loy Yang B au conglomérat hongkongais Chow Tai Fook Enterprises, dans le cadre de sa stratégie de désengagement du charbon[41].

• Centrale de Hazelwood : depuis 1996, date de sa privatisation, plus d'un milliard de dollars ont été investis à Hazelwood pour l'amélioration du rendement et de la fiabilité, ainsi que de la performance environnementale : les émissions de CO2 ont été réduites de 10 %. La plus grande installation pilote de captage et stockage du dioxyde de carbone d'Australie a été construite à Hazelwood[27]. En octobre 2016, son actionnaire principal Engie a décidé sa fermeture qui est prévue pour avril 2017[42].

• Macquarie Generation est en cours de rachat par AGL Energy[20].

• La centrale à cycle combiné de Darling Downs est l'une des centrales les plus propres d'Australie en termes d'émissions de CO2. Elle est composée de trois turbines à gaz de 120 MW chacune et d'une turbine à vapeur de 270MW, émettant moitié moins de gaz à effet de serre qu'une centrale à charbon standard. Elle est alimentée en gaz de couche par un gazoduc de 205 km depuis les gisements de gaz de couche appartenant à une coentreprise entre Australia Pacific LNG, filiale d'Origin, et ConocoPhillips[39].

Plusieurs producteurs d'électricité australiens ont annoncé la fermeture anticipée de leurs centrales à charbon : en février 2022, la société Origin Energy annonce son intention de fermer sa centrale à charbon d'Eraring, en Nouvelle-Galles du Sud, la plus grande centrale à charbon d'Australie (2 880 MW), sept ans plus tôt que prévu, dès 2025, le charbon perdant rapidement en compétitivité. Elle compte installer sur le site de la centrale, une fois celle-ci démantelée, une batterie de grande capacité (700 MW), destinée à stocker le surplus d'énergie produit par des sources renouvelables. Energy Australia prévoit de fermer sa centrale à charbon de Yallourn, dans l'État de Victoria, en 2028, avec quatre ans d'avance. AGL Energy, principal électricien d'Australie, veut fermer ses dernières centrales à charbon en Nouvelle-Galles-du-Sud et dans le Victoria avec trois ans d'avance[43].

En juin 2022, le marché de l'électricité australien subit une crise due à la flambée des prix du gaz et à l'indisponibilité de 30 % du parc de centrales à charbon, vieillissant, en panne ou en maintenance. Les prix de d'électricité s'envolent, de 40 dollars australiens le mégawattheure au début 2021 à 160 au premier trimestre 2022 dans le Queensland. Le régulateur de l'énergie suspend le 15 juin le marché spot dans toutes les régions, estimant que ce dernier n'assurait plus « un approvisionnement sûr et fiable » et chargeant l'opérateur d'organiser la distribution et fixer les prix. La Nouvelle-Galles du Sud envisage d'obliger les groupes miniers à destiner leur production de charbon aux transformateurs locaux plutôt qu'à l'exportation[44].

Alors que l’Australie est le troisième producteur mondial d’uranium, le pays ne dispose d’aucune centrale nucléaire. En effet le nucléaire a été banni par deux lois, la première en 1998 dans le cadre du « ARPANS » (Australian Radiation Protection and Nuclear Safety Act) interdisant certaines installations nucléaires et la seconde en 1999, l’EPBC Act (Environment Protection and Biodiversity Conservation Act), refusant tout projet de construction d’une centrale nucléaire. Mais la prise de conscience croissante de l’urgence de réduire les émissions de CO₂, le vieillissement des centrales à charbon dont un tiers devraient fermer d’ici à 2030, et le prix très élevé de l'électricité (entre 250 et 310 €/MWh, soit autant qu’en Allemagne), ont fait évoluer l'opinion publique[45].

Scott Morrison, devenu Premier ministre en août 2018, a estimé en octobre 2018 qu’il était peut-être temps de revenir sur le moratoire interdisant l’utilisation de l’énergie nucléaire pour produire de l’électricité[23].

Un débat public national a été lancé en août 2019 à l’aide de trois enquêtes : une au niveau fédéral sur l’exploitation de l’énergie nucléaire et deux au niveau des États fédérés (New South Wales et Victoria) sur la levée de l’interdiction de l’exploitation de l’uranium. L’enquête fédérale, lancée par Angus Taylor, ministre de l’Énergie et de la réduction des émissions de CO₂, est pilotée par le Comité sur l’Environnement et de l’énergie, où sont représentés les partis conservateur et travailliste[45].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Renewable energy in Australia » (voir la liste des auteurs).

Centrales électriques à énergies renouvelables en Australie.

En 2020, les énergies renouvelables (EnR) ont assuré 22,6 % de la production d'électricité de l'Australie : 5,7 % d'hydroélectricité, 7,7 % d'éolien, 7,9 % de solaire et 1,3 % de biomasse. La progression des EnR a été de 283 % de 1990 à 2020[22].

Le programme RET (Renewable Energy Target - Objectif d'énergie renouvelable)[46], institué par des lois votées en 2000 et 2001, a pour but d'amener la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité australienne à 20 % en 2020 ; depuis 2011 il est organisé en deux composantes :

• Large-scale Renewable Energy Target (LRET) : incitation financière à la création de centrales éoliennes, solaires ou hydroélectriques de grande taille par un système de certificats (Large-scale Generation Certificates - LGCs) émis pour chaque MWh d'électricité renouvelable produit par ces centrales, certificats que les producteurs vendent aux fournisseurs d'électricité qui les remettent en fin d'année au Clean Energy Regulator[47] pour attester de leur conformité aux objectifs annuels du programme RET.
• Small-scale Renewable Energy Scheme (SRES) : incitation financière destinée aux ménages, aux petites entreprises et aux communautés rurales pour l'installation de chauffe-eau solaires, pompes à chaleur, systèmes solaires photovoltaïques, éoliens ou hydroélectriques de petite taille par un système de certificats (Small-scale Technology Certificates - STCs) émis lors de l'installation de ces systèmes en fonction de leur production future, à vendre aux fournisseurs d'électricité.

L'Australian Renewable Energy Agency (ARENA) soutient la recherche-développement pour les EnR.

L'Australie-Méridionale, qui avait choisi de porter à 40 % la part des énergies renouvelables dans sa production d'électricité, a connu un black-out complet en septembre 2016 lors d'un orage, puis de nombreuses coupures de courant et délestages au début 2017 pendant l’été austral. Un système de stockage par batteries lithium-ion a été installé par Tesla et mis en service le 1^er décembre 2017 ; doté d'une puissance de 100 MW, il peut stocker 129 MWh d'électricité, issus des surplus de production du parc éolien voisin d’Hornsdale, dont la construction est achevée à près de 90 % par l’entreprise française Neoen ; lorsqu’il aura atteint sa pleine puissance (315 MW), ce parc de 99 éoliennes pourrait produire près de 1 050 MWh par an ; le stockage de Tesla permettra de compenser en grande partie les irrégularités de cette production. Dans son nouveau plan énergétique lancé en mars 2017, le gouvernement d’Australie-Méridionale prévoit à l’horizon 2025 que les énergies renouvelables comptent pour au moins la moitié de son mix électrique, qui repose encore majoritairement sur des centrales à gaz à l’heure actuelle. En 2014-2015, les filières renouvelables ont compté pour 42,2 % de la production électrique de l’Australie-Méridionale, contre 18,8 % en 2009-2010. Pour renforcer la sécurité du réseau électrique, le gouvernement a lancé un plan de 510 millions de dollars australiens (328 millions d’euros) de solutions de stockage : des STEP sont à l’étude, mais aussi des générateurs diesel de secours[48].

En novembre 2020, Neoen annonce la construction, en partenariat avec Tesla, de l'une des batteries au lithium-ion les plus puissantes au monde : « Victorian Big Battery » d'une puissance de 300 MW à Geelong, à proximité de Melbourne en Australie, pour gérer l'intermittence des énergies renouvelables[49]. Le 30 juillet 2021, lors des essais préliminaires à sa mise en service, deux des 210 packs de cette installation ont pris feu ; l'incendie a duré trois jours avant d'être maîtrisé[50]^,[51].

En juin 2022, BP annonce l'acquisition de 40,5 % du projet « Asian Renewable Energy Hub » (AREH), en Australie Occidentale, dans la région de Pilbara, sur un site de 6 500 km². Ce projet prévoit une capacité de production combinée d'énergie solaire et éolienne de 26 GW, l'équivalent de la production de plus de 90 h/an, ce qui représente environ un tiers de toute l'électricité produite en Australie en 2020 ; selon ses promoteurs, le projet a « le potentiel de devenir l'un des plus grands centres d'énergies renouvelables et d'hydrogène vert au monde ». Il pourrait produire 1,6 Mt d'hydrogène vert ou 9 Mt d'ammoniac vert par an. La production pourrait débuter à l’horizon 2027-2028. Les autres actionnaires sont InterContinental Energy (26,4%), CWP Global (17,8%) et Macquarie Capital & Macquarie’s Green Investment Group (15,3%)[52]^,[53].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « List of power stations in New South Wales » (voir la liste des auteurs).

Carte de l'aménagement hydroélectrique des Snowy Mountains.

La majeure partie du potentiel hydraulique australien, concentré sur la Tasmanie et la Snowy River, est déjà exploitée ; les possibilités de croissance sont donc limitées aux projets de petites centrales hydroélectriques et à la modernisation des centrales existantes ; la production hydroélectrique est très variable selon la pluviométrie : en 2012, elle a chuté de 16 % à cause de faibles précipitations ; l'importante puissance installée et la capacité de stockage des réservoirs donnent à l'hydroélectricité un rôle crucial dans l'équilibrage offre-demande[54]. En 2015, la chute de la production hydroélectrique a été encore plus sévère qu'en 2012 : -27 % ; en 2016, la production s'est redressée de 14 % ; en 2020, elle atteignait 15,15 TWh, soit 5,7 % de la production d'électricité du pays[22].

L'aménagement hydraulique des Snowy Mountains (Snowy Mountains Scheme), réalisé de 1949 à 1974 dans les Snowy Mountains, en Nouvelle-Galles du Sud, comprend 16 barrages, 7 centrales électriques totalisant 3950 MW et 145 kilomètres de tunnel pour la production d'énergie électrique et le détournement d'eau pour l'irrigation vers l'intérieur du pays[55]. L'aménagement est exploité par Snowy Hydro Limited[56].

Les principaux lacs de l'aménagement sont les lacs Eucumbene, Jindabyne, Talbingo et Blowering. La plus grande retenue est le lac Eucumbene qui a nécessité la construction d'un barrage en terre de 116 mètres de haut et de 686 mètres d'épaisseur à la base. C'est, avec ses 4,3 milliards de m³ d'eau stockés, le plus important réservoir de la région. Il est relié par des tunnels à l'autre versant de la cordillère australienne et permet de fournir de l'eau à la Snowy River et à la Murrumbidgee, ainsi qu'à la retenue de Tumut et au barrage de Tantangara Dam.

Lac Eucumbene.

• Aménagement hydraulique des Snowy Mountains
• 
  Centrale Tumut-3, la plus puissante des Snowy Mountains.
• 
  Centrale de Murray-1.
• 
  Salle des machines de la centrale de Murray-1.
• 
  Réservoir de Blowering Dam.
• 
  Barrage de Burdekin.

Les principales centrales de l'aménagement sont :

• Tumut 3 (1500MW) - 1974[57]
• Murray 1 (950MW) - 1967
• Murray 2 (550MW) - 1969
• Tumut 1 (330MW) - 1958
• Tumut 2 (286MW) - 1961

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « List of power stations in Victoria (Australia) » (voir la liste des auteurs).

Le barrage du Gordon, dans le Parc National du Sud-Ouest, en Tasmanie.

Le barrage de Trevallyn.

Hydro Tasmania, compagnie publique appartenant au gouvernement de Tasmanie, exploite trente centrales hydroélectriques et cinquante barrages, avec une capacité installée totale de 2 600 MW et une production moyenne annuelle de 9 000 GWh[58]. Les plus importantes de ces centrales sont:

• Gordon (432 MW) -1977-88, alimentée par les lacs Gordon et Pedder;
• Poatina (300 MW) - 1966-77, alimentée par le lac Great Lake;
• Reece (238 MW) -1986-87, alimentée par le lac Pieman.

Le lac Eildon en 2011.

Barrage de Dartmouth vu d'avion.

L'État de Victoria a aussi plus d'une vingtaine de centrales hydroélectriques, dont :

• Dartmouth (180 MW - 217 GWh/an) sur la rivière Mitta Mitta, affluent du fleuve Murray ;
• le Kiewa Hydroelectric Scheme, dans les Alpes australiennes au nord-est de l'État, à 350 km de Melbourne, composé de quatre centrales d'une puissance totale de 391 MW produisant en moyenne 404 GWh/an, dont les centrales de McKay Creek (150 MW) et de Bogong (140 MW) ;
• Eildon (134 MW - 184 GWh/an), au Lac Eildon.

Ces centrales, construites par la State Electricity Commission of Victoria (SECV), ont été rachetées par AGL Energy en 2005 à Southern Hydro qui les avait acquises lors de la privatisation de la SECV (1995-1999) ; AGL a construit la centrale de Bogong, achevée en 2009[59].

La biomasse contribuait en 2020 à hauteur de 3,35 TWh (1,3 %) à la production d'électricité[22], dont 2 TWh de biomasse solide (bois, etc.) et 1,35 TWh de biogaz[60].

Le Queensland compte 23 centrales à bagasse[n 1], la plupart de petite taille, installées sur les sites des usines de canne à sucre ; les plus importantes sont celles de Pioneer Mill (68 MW) et de Invicta Mill (38,8 MW) appartenant au groupe CSR Limited (Colonial Sugar Refining).

La consommation d'électricité du pays atteignait 9 897 kWh par habitant en 2019, soit 3,03 fois la moyenne mondiale (3 265 kWh/hab) et 40,5 % au-dessus de celle de la France (7 043 kWh/hab), mais 22,3 % au-dessous des États-Unis (12 744 kWh/hab)[k 1].

La répartition par secteur de la consommation finale[n 2] d'électricité a évolué comme suit :

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

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020 [xls].

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

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

• (en) [PDF] Australian Energy Regulator (AER) State of the Energy Market 2013, consulté le 14 mai 2014.

• (en) [PDF] Australian Government - Bureau of Resources and Energy Economics Resources and energy quarterly -March Quarter 2014, consulté le 13 mai 2014.

• Autres références

• Économie de l'Australie

• (en) Australian Bureau of Statistics, site du Bureau australien des statistiques.

• Portail de l’énergie
• Portail de l’Australie