Les énergies renouvelables comptent encore pour une faible part de la production électrique australienne, loin derrière le charbon. Ici, un kangourou devant le parc éolien de Hallett en Australie-Méridionale. (©AGL Energy)
Dans le sud-est de l’Australie, la fermeture d’une grande centrale à charbon a suscité l’inquiétude du gouvernement. Le pays, au mix électrique très carboné, craint de revivre d’importantes coupures d’électricité.
La centrale de Liddell et la crainte d’un « black-out »
En Nouvelle-Galles du Sud(1), le plus peuplé des États australiens, AGL Energy souhaite fermer sa centrale à charbon de Liddell en 2022. Pour compenser l’arrêt de cette centrale de 2 GW, l’énergéticien envisage de s’appuyer essentiellement sur de nouvelles capacités de production (renouvelables et gaz lors des pics de consommation) mais aussi de stockage (batterie de 250 MW) afin de pallier l’intermittence des nouvelles unités (éolien et photovoltaïque).
Selon les estimations d'AGL, le plan de « substitution », qui doit se dérouler en 3 grandes étapes(2), doit permettre de disposer à l'avenir d’un prix de production (LCOE) de 83 dollars australiens ($A) par MWh(3) (soit près de 52 €/MWh), contre 106 $A/MWh (plus de 66 €/MWh) en cas de prolongation de 5 ans de la durée d’exploitation de la centrale de Liddell.
Cette seconde option avait toutefois la préférence du gouvernement australien de Malcolm Turnbull qui a demandé son avis à l’Australian Energy Market Operator(4) (AEMO). Dans un avis rendu le 23 mars 2018, l’AEMO indique que tout le plan de substitution d’AGL devra impérativement être mis en œuvre. Dans le cas contraire(5), l'opérateur souligne des « risques importants de délestage(6) ».
Un motif d'inquiétude pour l’Australie, qui a connu ces dernières années de nombreuses coupures d’électricité, avec en point d’orgue un grand « black-out » ayant affecté 1,7 million de personnes en Australie-Méridionale fin septembre 2016. Précisons que le pays dispose d’un « National Electricity Market » (NEM) qui relie uniquement les réseaux électriques de 5 de ses États(7) dans l’est et le sud du pays.
Des batteries immenses et un charbon toujours omniprésent
Pour accompagner le développement des filières renouvelables intermittentes, Tesla a mis en service en décembre 2017 le plus grand système de stockage électrique par batteries lithium-ion au monde en Australie-Méridionale. L’installation, qui occupe une surface d’un hectare (près de 30% de plus qu’un terrain de football), dispose d'une puissance de 100 MW et peut stocker jusqu’à 129 MWh d’électricité provenant d’un parc éolien voisin.
Mi-mars 2018, le dirigeant britannique du groupe GFC Alliance Sanjeev Gupta a à son tour annoncé son intention de construire en Australie-Méridionale une batterie géante, dont la capacité (120 MW/140 Mh) excéderait celle de la batterie de Tesla. Cette batterie serait implantée à Port Augusta, à proximité d’un parc photovoltaïque en cours de construction (qui doit alimenter une aciérie rachetée par GFC Alliance). Le projet doit bénéficier d'une subvention de 10 millions de dollars australiens (6,3 millions d’euros), dans l’optique de favoriser le développement des énergies renouvelables.
Rappelons que l’Australie reste avant tout un grand pays charbonnier à l’heure actuelle. C’est le premier exportateur mondial de charbon (il exporte près de 90% de sa production). La production électrique nationale reposait encore à 63,4% sur ce combustible en 2016, selon les dernières données de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). L'Australie s’est engagée à réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 26% à 28% d’ici à 2030 par rapport au niveau de 2005. L’atteinte de cet objectif exigerait une hausse des objectifs domestiques selon l’AIE qui déplore que le gouvernement australien ne dispose pas à ce jour d’une politique climatique de long terme(8).
En 2016, la production électrique australienne reposait encore à 63,4% sur les seules centrales à charbon. (©Connaissance des Énergies d’après AIE)
