Énergie en Australie

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Énergie en Australie
Image illustrative de l'article Énergie en Australie
Centrale au lignite de Loy Yang, centrale la plus puissante d'Australie (3300 MW), dans l'état de Victoria.
Bilan énergétique (2014)
Offre d'énergie primaire (TPES) 125,2 M tep
(5 243,3 PJ)
par agent énergétique pétrole : 34,9 %
charbon : 33,1 %
gaz naturel : 25,3 %
électricité : 2,6 %
Énergies renouvelables 2,6 %
Consommation totale (TFC) 76,1 M tep
(3 187,8 PJ)
par habitant 3,2 tep/hab.
(134,8 GJ/hab.)
par secteur ménages : 13,6 %
industrie : 32,1 %
transports : 41,7 %
services : 9,7 %
agriculture : 3 %
Électricité (2014)
Production 248,3 TWh
par filière thermique : 83,1 %
hydro : 7,4 %
éoliennes : 4,1 %
autres : 2 %
biomasse/déchets : 1,4 %
Combustibles (2014 - Mtep)
Production pétrole : 19,1
gaz naturel : 52,9
charbon : 285,4
Commerce extérieur (2014 - Mtep)
Importations pétrole : 43,4
gaz naturel : 6,0
charbon : 0,1
Exportations pétrole : 14,5
gaz naturel : 27,2
charbon : 242,8
Sources
AIE[1].

Le secteur de l'énergie en Australie tient un rôle majeur dans l'économie du pays : les exportations de produits énergétiques ont atteint 69,5 milliards de dollars en 2012-13 (dont 38,9 Mds $ de charbon et 26,4 Mds $ d'autres combustibles), soit 28 % des exportations australiennes ; leurs destinations principales ont été le Japon (41 %), la Chine (15 %), la Corée du Sud (11 %), l'Inde (7 %), le reste de l'Asie (13 %).

L'Australie détient 12,7 % des réserves mondiales de charbon, au 4e rang mondial derrière les États-Unis, la Chine et la Russie. Elle était en 2016 le troisième producteur mondial de charbon (8,2 % du total mondial) et le premier exportateur mondial de charbon (32,9 % du total mondial) en 2015. Elle était également en 2016 le 7e exportateur mondial de gaz naturel.

L'Australie détient 29 % des réserves mondiales d'uranium, au 1er rang mondial, et 9,4 % des réserves de thorium, au 3e rang mondial ; elle se classait en 2016 au 3e rang mondial pour la production d'uranium avec 10,1 % du total mondial.

La consommation d'énergie primaire par habitant était en 2014 de 5,30 tep/hab, soit 2,8 fois la moyenne mondiale ; la France consommait 3,67 tep/hab, les États-Unis 6,94 tep/hab. Cette consommation se répartissait entre les combustibles fossiles, largement prédominants avec 93,4 % (charbon : 33,1 %, pétrole : 34,9 %, gaz : 25,3 %) et les énergies renouvelables : 6,6 % (hydroélectricité : 1,3 %, biomasse : 4,1 %, solaire et éolien : 1,3 %).

La production d'électricité était tirée en 2014 à 85,1 % des combustibles fossiles (surtout charbon : 61,2 % et gaz : 21,9 %). La consommation d'électricité du pays atteignait 10 002 kWh par habitant, soit 3,3 fois la moyenne mondiale.

Les émissions de CO2 liées à l'énergie en Australie atteignaient 15,81 tonnes de CO2 par habitant en 2014 (moyenne mondiale : 4,47 t ; États-Unis : 16,22 t ; France : 4,32 t).

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Principaux indicateurs de l'énergie en Australie[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Exportation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2
Année Million Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO2
1990 17,17 86,38 157,52 64,52 145,52 259,73
2000 19,12 108,10 233,56 127,13 195,24 334,70
2008 21,42 126,74 286,79 155,92 228,41 389,95
2009 21,83 127,17 295,33 162,48 234,09 396,02
2010 22,14 127,63 323,68 185,93 236,33 389,54
2011 22,48 128,35 312,84 179,75 237,41 387,40
2012 22,88 126,75 320,97 186,74 236,60 387,09
2013 23,27 126,47 344,56 210,47 236,39 383,12
2014 23,64 125,24 365,71 235,04 236,43 373,78
variation
1990-2013
+37,7 % +45,0 % +132,2 % +264,3 % +62,5 % +43,9 %

Réserves et production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Ressources énergétiques de l'Australie et principaux ports d'exportation :
en rose : gisements de pétrole et gaz naturel ;
en gris : gisements de charbon
en violet : gisements de lignite
en vert : gisements d'uranium
ronds noirs : ports d'exportation de charbon.

Les exportations de produits énergétiques ont rapporté 69,5 milliards de $ (fob) en 2012-13 (28 % des exportations australiennes)[Q 1], dont :

  • charbon : 38,6 Mds $ (56 %)
  • pétrole brut : 12,5 Mds $ (18 %)
  • gaz : 14,8 Mds $ (21 %), dont 13,7 Mds $ de GNL et 1,1 Mds $ de GPL
  • produits pétroliers : 2,3 Mds $ (3 %)
  • uranium : 0,8 Mds $ (1,2 %).

Les destinations ont été le Japon (41 %), la Chine (15 %), la Corée du Sud (11 %), l'Inde (7 %), le reste de l'Asie (13 %), l'Union européenne (4 %) et le reste du monde (9 %)[Q 2].

Production d'énergie primaire en Australie par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 106,10 67,4 164,58 70,5 246,56 76,2 233,64 245,35 264,52 285,44 78,1 +169 %
Pétrole 29,03 18,4 33,91 14,5 25,54 7,9 24,40 22,87 19,96 19,08 5,2 -34 %
Gaz naturel 17,13 10,9 28,53 12,2 44,47 13,7 47,63 45,62 52,13 52,91 14,5 +209 %
Total fossiles 152,26 96,7 227,02 97,2 316,57 97,8 305,68 313,84 336,61 357,43 97,7 +135 %
Hydraulique 1,22 0,8 1,41 0,6 1,16 0,4 1,44 1,21 1,56 1,58 0,4 +30 %
Biomasse-déchets 3,96 2,5 5,03 2,2 5,23 1,6 4,79 4,81 5,07 5,09 1,4 +28 %
Solaire, éolien 0,08 0,1 0,09 0,04 0,72 0,2 0,93 1,12 1,33 1,62 0,4 +1895 %
Total EnR 5,26 3,3 6,53 2,8 7,12 2,2 7,16 7,13 7,96 8,28 2,3 +58 %
Total 157,52 100 233,55 100 323,68 100 312,84 320,97 344,56 365,71 100 +132 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Charbon[modifier | modifier le code]

Réserves de charbon[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées récupérables de charbon de l'Australie étaient estimées par BP[n 1] à 144,8 milliards de tonnes fin 2016, soit 294 ans au rythme de production de 2016. Ces réserves classaient l'Australie au 4e rang mondial avec 12,7 % du total mondial derrière les États-Unis (22,1 %), la Chine (21,4 %) et la Russie (14,1 %)[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 4e 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 des Nouvelles Galles du Sud et du Queensland[3].

Production de charbon[modifier | modifier le code]

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 2016, la production de charbon de l'Australie atteignait 299,3 Mtep, au 3e rang mondial avec 8,2 % du total mondial, derrière la Chine (46,1 %) et les États-Unis (10,0 %) et devant l'Inde (7,9 %) ; elle a reculé de 2,4 % en 2016 mais progressé de 36 % entre 2006 et 2016[p 2].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l’Australie était le 4e producteur mondial de charbon en 2015 avec 509 Mt, soit 6,6 % du total mondial, derrière la Chine (3 527 Mt), les États-Unis et l'Inde, et le 1er exportateur mondial de charbon avec 392 Mt, soit 32,9 % des exportations mondiales, devant l'Indonésie (365 Mt)[k 1].

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[3]. La production brute est remontée à 480 Mt en 2011-12 et à 529 Mt en 2012-13 (397 Mt après traitement)[Q 3], dont 415 Mt à ciel ouvert et 114 Mt en souterrain ; 246 Mt en Nouvelles Galles du Sud et 274 Mt au Queensland[Q 4].

Consommation de charbon[modifier | modifier le code]

La consommation de charbon en Australie s'est établie en 2016 à 43,8 Mtep, en baisse de 0,9 %, au 11e rang mondial avec 1,2 % du total mondial ; elle a reculé de 17,5 % depuis 2006. L’Australie consomme seulement 14,6 % de sa production de charbon[p 3].

L’Australie figurait en 2014 au 9e rang mondial pour la production d'électricité à partir de charbon : 152 TWh, soit 1,6 % du total mondial[k 2].

Exportations de charbon[modifier | modifier le code]

Les exportations de charbon sont passées de 244 Mt en 2006-07 à 336 Mt en 2012-2013, soit +38 % en 6 ans[Q 5]. 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 4].

Le principal port d'exportation de charbon est celui de Newcastle, dans les Nouvelles 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[4]. La North Queensland Bulk Ports Corporation (NQBP), entreprise publique de l'État du Queensland, possède quatre ports de commerce dont deux pour le charbon[5] :

  • 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.

Pétrole[modifier | modifier le code]

Infrastructures pétrolières et gazières en Australie
en rose : gisements de pétrole et de gaz
en bleu marine : gazoducs
en bleu clair : oléoducs.

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de pétrole[n 2] de l'Australie étaient estimées par BP à 0,4 milliards de tonnes fin 2016 (4,0 milliards de barils), soit 30 années de production au rythme de 2016. Ces réserves représentent seulement 0,2 % du total mondial[p 4].

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 29e 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[6].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2016, l'Australie a produit 15,5 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 0,359 Mb/j (millions de barils par jour), en baisse de 8,7 % en 2016 et de 32,5 % depuis 2006. Cette production représente seulement 0,4 % de la production mondiale[p 5].

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 3].

Consommation de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2016, l'Australie a consommé 47,8 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 1 036 kb/j (milliers de barils par jour), en baisse de 0,3 % en2016 mais en progression de 11 % depuis 2006. Elle représente 1,1 % de la consommation mondiale. Sa production couvre seulement 35 % de sa consommation[p 6].

Exportations et importations de pétrole[modifier | modifier le code]

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 5], 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 6]...

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 7]...

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

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

Les réserves prouvées de gaz naturel de l'Australie étaient estimées par BP à 3 500 milliards de m3 fin 2016 (122,6 trillions US de pieds cubes), soit 38 années de production au rythme de 2016. Ces réserves classaient l'Australie au 13e rang mondial avec 1,9 % du total mondial[p 7].

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 27e 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 4e 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[7].

Production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Gazoduc en Australie Occidentale, 2004

En 2016, l'Australie a produit 91,2 milliards de m3 de gaz naturel, soit 82,0 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en progression de 25,2 % en 2016 et de 133 % depuis 2006. Elle se classe au 10e rang mondial avec 2,6 % de la production mondiale[p 8].

La production de gaz naturel progresse rapidement : 41 milliards de m³ en 2006-07, 56 Mds m³ en 2011-12, 62 Mds m³ en 2012-13[Q 3].

Consommation de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2016, l'Australie a consommé 41,1 milliards de m3 de gaz naturel, soit 37,0 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 4,4 % en 2016 mais en progression de 64 % depuis 2006. Cette consommation représente 1,2 % de la consommation mondiale. Elle absorbe 45 % de la production du pays[p 9].

Exportations de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2016, les exportations de gaz naturel australien sous forme de GNL ont atteint 56,8 Mds m3, au 2e rang mondial des exportations de GNL et au 7e rang mondial des exportations totales, destinées surtout au Japon : 29,2 Mds m3, à la Chine : 15,7 Mds m3 et à la Corée du Sud : 6,1 Mds m3. L'Australie a importé 8,3 Mds m3 de Papouasie-Nouvelle-Guinée par gazoduc[p 10].

Les exportations de GNL ont progressé de 14 Mt en 2006-07 à 24 Mt en 2012-13, et celles de GPL ont décru de 2824 Mlitres en 2006-07 à 2386 Ml en 2012-13[Q 5].

Uranium et thorium[modifier | modifier le code]

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

L'Australie est au 1er rang mondial pour ses réserves d'uranium : 1 664 100 tonnes de réserves prouvées récupérables en 2015, soit 29 % des réserves mondiales, très loin devant le second, le Kazakhstan (13 %)[8].

Pour les réserves de thorium, elle est au 3e rang : 595 000 tonnes de réserves estimées en 2014, soit 9,4 % des réserves mondiales[9].

La production d'uranium de l'Australie se classait en 2016 au 3e rang avec 6 315 tonnes d'uranium, soit 10,1 % de la production mondiale, loin derrière le Kazakhstan (24 575 tonnes U et le Canada (14 039 tonnes U)[10].

En 2016, la production d'oxyde d'uranium (U3O8) a été de 8 186 t, réparties en[11] :

La production d'U3O8 est passée de 10 095 t en 2007-08 à 8 186 t en 2015-16 avec un maximum à 10 278 t en 2008-09 et un minimum à 5 512 t en 2013-14[11].

Les exportations d'U3O8 sont passées de 12 360 t en 2005 à 7 679 t en 2016 avec un minimum à 5 669 t en 2014[11].

Production et exportation d'uranium de l'Australie (Tonnes U)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Production (tonnes U3O8) 11217 8954 10145 9941 9413 6958 7056 8244 7488 5897 6668 7447
Production (tonnes U contenu) 9512 7593 8603 8430 7982 5900 5983 6991 6350 5000 5654 6315
Exportation (tonnes U3O8) 12360 8660 10232 9663 9706 6888 6628 8116 7317 5669 6969 7679
Exportation (tonnes U contenu) 10481 7344 8676 8194 8230 5841 6170 6882 6205 4807 5909 6511
Prix export (AUD/kg U3O8) 46,36 61,06 86,11 77,54 114,90 88,3 88,4 95,6 96,2 88,9 115,1 93,1
Source des données : World Nuclear Association[11].
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 %)[11].

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[11].

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)[12], 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[13].

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[12]. 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[14].

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[11].

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[11].

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 joint-venture 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[11].

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[11].

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 joint-venture 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[11].

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

Consommation d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Consommation intérieure brute d'énergie primaire en Australie par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 35,13 40,7 48,15 44,5 50,47 39,5 48,10 47,03 43,72 41,51 33,1 +18 %
Pétrole 31,20 36,1 34,15 31,6 41,62 32,6 43,18 44,03 44,54 43,75 34,9 +40 %
Gaz naturel 14,79 17,1 19,27 17,8 28,43 22,3 29,91 28,56 30,26 31,69 25,3 +114 %
Total fossiles 81,12 93,9 101,57 94,0 120,52 94,4 121,19 119,62 118,52 116,95 93,4 +44 %
Hydraulique 1,22 1,4 1,41 1,3 1,16 0,9 1,44 1,21 1,56 1,58 1,3 +30 %
Biomasse-déchets 3,96 4,6 5,03 4,7 5,23 4,1 4,78 4,81 5,07 5,09 4,1 +28 %
Solaire, éolien, géoth. 0,08 0,09 0,09 0,08 0,72 0,6 0,93 1,12 1,33 1,62 1,3 +1895 %
Total EnR 5,26 6,1 6,53 6,0 7,12 5,6 7,16 7,13 7,96 8,28 6,6 +58 %
Total 86,37 100 108,10 100 127,63 100 128,35 126,75 126,47 125,24 100 +45 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

La consommation de charbon a atteint son pic en 2009 avec 52,67 Mtep, puis a régressé de 21,2 % en 5 ans.

La consommation d'énergie primaire par habitant était en 2014 de 5,30 tep/hab, soit 2,8 fois la moyenne mondiale (1,89 tep/hab) ; la France était à 3,67 tep/hab, les États-Unis à 6,94 tep/hab[k 3].

Consommation finale d'énergie[modifier | modifier le code]

La consommation finale d'énergie de l'Australie a été de 81,1 Mtep en 2014 (dont 22,1 % d'électricité), en progression de 43 % depuis 1990[1], répartie comme suit :

  • industrie : 24,4 Mtep (30,1 %) ;
  • transport : 31,7 Mtep (39,1 %) ;
  • résidentiel : 10,3 Mtep (12,7 %) ;
  • services : 7,4 Mtep (9,1 %) ;
  • agriculture : 2,3 Mtep (2,8 %) ;
  • usages non-énergétiques : 5,0 Mtep (6,1 %).

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

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[15].

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Production d'électricité en Australie par source (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 121,48 78,4 174,24 82,9 180,21 71,3 172,63 172,15 159,05 151,85 61,2 +25 %
Pétrole 3,55 2,3 1,78 0,8 6,10 2,4 5,81 3,79 6,41 5,01 2,0 +41 %
Gaz naturel 14,36 9,3 16,24 7,7 44,58 17,6 49,00 48,57 51,05 54,39 21,9 +279 %
Total fossiles 139,39 89,9 192,27 91,5 230,89 91,4 227,43 224,51 216,51 211,26 85,1 +52 %
Hydraulique 14,88 9,6 16,72 8,0 13,55 5,4 16,81 14,08 18,27 18,42 7,4 +24 %
Biomasse 0,75 0,5 1,13 0,5 2,78 1,1 2,10 3,04 3,15 3,51 1,4 +368 %
Éolien 0 0,06 0,03 5,05 2,0 6,08 6,97 7,96 10,25 4,1 ns
Solaire 0 0,04 0,02 0,42 0,2 1,53 2,56 3,82 4,85 2,0 ns
Total EnR 15,63 10,1 17,95 8,5 21,80 8,6 26,53 26,66 33,21 37,04 14,9 +137 %
Total 155,02 100 210,22 100 252,70 100 253,96 251,16 249,72 248,30 100 +60 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[16]

Les 3,51 TWh de biomasse se répartissent en 1,88 TWh de biomasse solide (bois,...) et 1,63 TWh de biogaz. Le solaire thermique produisait 4 GWh en 2014 et la géothermie 1 GWh.

Thermique fossile[modifier | modifier le code]

Nom
centrale
Combustible Lieu État Puissance
en MW
Date
mise sce
Émissions[17]
CO2 (Mt)
Propriétaire
Loy Yang A[18] lignite Traralgon (Vallée Latrobe) Victoria 2100 1985 14,9 AGL Energy
Loy Yang B[19] lignite Traralgon (Vallée Latrobe) Victoria 953 1993-96 7,2 GDF Suez Australian Energy/Mitsui
Hazelwood[20] lignite Hazelwood (Vallée Latrobe) Victoria 1600 1964-71 4,9 GDF Suez Australian Energy/Mitsui
Yallourn W[21] lignite Yallourn (Vallée Latrobe) Victoria 1450 1974-82 10,7 Energy Australia, filiale de CLP Holdings
Bayswater[22] charbon Vallée Hunter Nouvelle-Galles du Sud 2640 1985-86 19,4 Macquarie Generation(1) (Gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud)
Liddell[23] charbon Vallée Hunter Nouvelle-Galles du Sud 2000 1971-73 13,4 Macquarie Generation Gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud
Eraring[24] charbon Dora Creek Nouvelle-Galles du Sud 2880 1982-84 19,8 Origin Energy
Gladstone[25] charbon Gladstone Queensland 1680 1976 11,14 Rio Tinto/NRG Energy
Stanwell[26] charbon Rockhampton Queensland 1460 1993-96 10,0 Stanwell Corporation (Gouvernement du Queensland)
Tarong[27] charbon Nanango Queensland 1400 1984-86 9,96 Stanwell Corporation (Gouvernement du Queensland)
Tarong North[29] charbon Nanango Queensland 443 2003 2,3 Stanwell Corporation (Gouvernement du Queensland)
Torrens Island[30] gaz naturel Adélaïde Australie-Méridionale 1280 1967-76 0,75 AGL Energy
Colongra[31] gaz naturel Colongra, Comté de Wyong Nouvelle-Galles du Sud 667 2009 0,3 Delta Electricity (Gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud)
Darling Downs[32] gaz de couche Dalby Australie-Méridionale 630 2010 Origin Energy

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[33].
  • 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[20]. En octobre 2016, son actionnaire principal Engie a décidé sa fermeture qui est prévue pour avril 2017[34].
  • 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 alimenté en gaz de couche par un gazoduc de 205 km depuis les gisements de gaz de couche appartenant à une joint venture entre Australia Pacific LNG, filiale d'Origin, et ConocoPhillips[32].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Centrales électriques à énergies renouvelables en Australie.

En 2012, les énergies renouvelables (EnR) ont assuré 9,5 % de la production d'électricité de l'Australie, dont 5,6 % pour l'hydroélectricité, 2,4 % pour l'éolien, 0,9 % pour la biomasse et 0,6 % pour le solaire. L'Australie a mis en place en 2001 un plan de développement des énergies renouvelables avec un objectif de 20 % en 2020, des mesures d'incitation et la création d'un marché du carbone. La progression des EnR a été de 2,9 % par an en moyenne sur 10 ans ; le recul de 6 % observé en 2012 est dû à une mauvaise hydraulicité qui a fait chuter la production hydroélectrique de 16 %[35].

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)[35]
Source 2002 2009 2010 2011 2012 part 2012* 2012/2011 2012/2002**
Hydraulique 16,1 11,9 13,5 16,8 14,1 5,6 % -16,2 % -1,3 %
dont pompage-turbinage 0,18 0,07 0,05 0,05 0,06 0,02 % ns ns
Éoliennes 0,36 3,8 5,1 5,8 6,1 2,4 % +5,3 % +32,7 %
Biomasse 1,6 2,8 2,8 2,1 2,3 0,9 % +11,5 % +4,0 %
dont biomasse solide 0,73 1,8 1,8 1,1 1,1 0,4 % +5,9 % +4,6 %
dont biogaz 0,85 1,0 1,0 1,0 1,2 0,5 % +17 % +3,5 %
Solaire 0,05 0,16 0,28 0,85 1,49 0,6 % +74 % +40 %
Production brute EnR 17,9 18,6 21,6 25,5 23,9 9,5 % -6 % +2,9 %
Production d'électricité 227,6 245,3 252,2 252,7 252,3 100 % -0,2 % +1,0 %
Part EnR/prod.élec.* 7,9 % 7,6 % 8,6 % 10,1 % 9,5 %
* part 2012 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2012/2002 : taux de croissance moyen annuel.

Le programme RET (Renewable Energy Target - Objectif d'énergie renouvelable)[36], 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[37] 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.

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]

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[35].

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[38]. L'aménagement est exploité par Snowy Hydro Limited[39].

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.

Les principales centrales de l'aménagement sont :

  • Tumut 3 (1500MW) - 1974[40]
  • Murray 1 (950MW) - 1967
  • Murray 2 (550MW) - 1969
  • Tumut 1 (330MW) - 1958
  • Tumut 2 (286MW) - 1961


Le barrage de 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[41]. ; 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[42].

Éolien[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie éolienne en Australie.
Solaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Australie.
Biomasse[modifier | modifier le code]

La biomasse contribue à hauteur de 2,3 TWh en 2012 à la production d'électricité ; de nombreuses ressources restent sous-utilisées, et l'environnement économique et politique a limité le développement du secteur en 2012 ; la production a cependant progressé de 11,5 % grâce aux nouvelles installations de 2011, notamment les unités de biogaz (+17 %) ; la conjoncture s'annonce plus favorable pour les années à venir[35].

Le Queensland compte 23 centrales à bagasse[n 3], 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).

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

La consommation d'électricité du pays atteignait 10 002 kWh par habitant en 2014, soit 3,3 fois la moyenne mondiale (3 030 kWh/hab)[k 4] mais 23 % de moins qu'aux États-Unis (12 962 kWh/hab)[k 5].

La répartition par secteur de la consommation finale[n 4] d'électricité a évolué comme suit :

Consommation finale d'électricité en Australie par secteur (TWh)
Secteur 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Industrie 59,18 45,8 77,03 44,6 82,10 39,1 81,50 80,02 79,65 79,48 38,2 +34 %
Transport 1,81 1,4 2,33 1,4 3,67 1,7 3,84 4,07 4,77 4,77 2,3 +164 %
Résidentiel 38,54 29,8 48,76 28,2 60,66 28,9 62,54 61,47 60,54 58,03 27,9 +51 %
Tertiaire 27,31 21,1 41,74 24,2 61,10 29,1 61,45 60,97 63,00 63,31 30,4 +132 %
Agriculture 2,37 1,8 2,88 1,7 2,34 1,1 2,23 2,32 2,22 2,46 1,2 +4 %
Total 129,21 100 172,75 100 210,01 100 212,24 209,92 210,18 208,05 100 +61 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[16]

Émissions de gaz à effet de serre[modifier | modifier le code]

Les émissions de CO2 liées à l'énergie en Australie ont atteint 373,8 Mt en 2014, soit 15,81 tonnes de CO2 par habitant (moyenne mondiale : 4,47 t ; États-Unis : 16,22 t ; France : 4,32 t)[k 3].

Voici l'évolution de ces émissions liées à l'énergie, comparée à celle de l'Union européenne :

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2013 var.
2013/1971
var.
2013/1990
var.UE
2013/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2) 143,4 259,6 388,7 +171 % +49,7 % -17,0 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2) 10,86 15,12 16,70 +54 % +10,5 % -22,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2013
Mt CO2
% var.
2013/1990
var.UE
2013/1990
Charbon[h 3] 75,3 140,7 187,7 48 % +33,4 % -36,4 %
Pétrole[h 4] 64,1 85,5 127,7 33 % +49,5 % -18,9 %
Gaz naturel[h 5] 4,0 32,3 72,7 19 % +125 % +35,3 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2013 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec. 43,6 11 % 1,87 0,41
Industrie et construction 118,8 31 % 5,10 1,67
Transport 94,4 24 % 4,05 1,74
dont transport routier 77,0 20 % 3,30 1,61
Résidentiel 63,9 16 % 2,74 1,58
Autres 68,0 17 % 2,92 1,17
Total 388,7 100 % 16,70 6,57
Source : Agence internationale de l'énergie[h 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Tous les secteurs de l'économie australienne émettent beaucoup plus de CO2 que leurs homologues européens ; l'écart est particulièrement important pour l'industrie et plus encore pour le secteur énergétique.

Le mécanisme de marché du carbone (carbon pricing mechanism) est un système d'échange de droits d'émission qui détermine un prix de l'émission de carbone en Australie. Il a été introduit par la législation sur l'énergie propre et s'applique aux principaux émetteurs de carbone d'Australie (entités assujetties), qui doivent payer un prix pour leurs émissions annuelles de carbone. Ce dispositif couvre environ 60 % des émissions de l'Australie, dont celles de la production d'électricité, de l'industrie énergétique, des décharges, des eaux usées, des process industriels et les émissions fugitives ; le National Greenhouse and Energy Reporting Act 2007 fixe leurs obligations déclaratives ; en 2012–13 le prix du carbone était de 23 $/tonne de carbone, en 2013–14 de 24,15 $/tonne et en 2014–15 de 25,40 $/tonne ; à partir du 1er juillet 2015 le prix devait être établi par le marché, le nombre de droits d'émission en vente étant déterminé chaque année par le gouvernement ; toute entité qui émet au-delà des droits qu'elle a acquis doit payer 130 % du prix des droits manquants (200 % en 2015)[43].

Le 17 juillet 2014, le plan de taxation globale du carbone a été supprimé par le Sénat, comme l'avait annoncé le nouveau premier ministre australien Tony Abbott dès son investiture en septembre 2013, sous prétexte que cette taxation du carbone avait renchéri le prix de l'électricité, qui avait doublé depuis 2009 ; or la taxe carbone ne représente que 9 % du prix de l'électricité, et la hausse de ce prix est dû pour l'essentiel aux coûts des réseaux, qui ont fortement augmenté du fait de lourds investissements : 45 milliards de dollars depuis 2009[44].

Le premier ministre australien Tony Abbott a annoncé le 11 août 2015, en vue de la COP21, que l'Australie réduira ses émissions de gaz à effet de serre de 26 à 28 % d'ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005[45]. Cet objectif est jugé insuffisant par de nombreux observateurs. Le groupe de recherche Climate Institute considère que l'Australie devrait réduire ses émissions de 65 % entre 2005 et 2030, et la Climate Change Authority, le propre conseiller du gouvernement, avait recommandé en juillet une réduction de 40 à 60 % d'ici 2030, par rapport au niveau de l'année 2000[46].

Organisation et acteurs du secteur[modifier | modifier le code]

LAustralian Energy Regulator (AER)[47], créé en juillet 2005 par la fusion de 13 organismes répartis entre les États et la Fédération, est chargé de la régulation des marchés de gros de l'électricité et du gaz et de leurs réseaux ; en juillet 2012, il a également repris la régulation des marchés de détail jusqu'ici du ressort des États. Il dépend de l'Australian Competition and Consumer Commission, autorité indépendante fédérale chargée de faire respecter la concurrence et les droits des consommateurs, et applique les règlementations établies par la Australian Energy Market Commission[48].

L' Australian Energy Market Operator gère depuis 2009 le National Electricity Market (NEM), marché de gros de l'électricité et le réseau de transport qui interconnecte les réseaux des États du Queensland, de Nouvelle-Galles du Sud, du Victoria, de Tasmanie et d'Australie-Méridionale, ainsi que du Territoire de la capitale australienne, avec 40 000 km de circuits.

Le NEM fournit en électricité plus de 9 millions de consommateurs dans les six territoires interconnectés qu'il gère ; le marché a produit 199 TWh sur l'exercice 2012-13, en baisse de 2,5 % ; cette baisse de la demande est continue depuis 5 ans, avec une moyenne annuelle de -1,1 %, baisse qui s'explique par les effets de la crise, mais aussi par le développement de l'autoconsommation d'électricité solaire produite par les panneaux photovoltaïques en toit de maison, qui concurrence l'électricité du réseau[E 1].

En 2012-13, trois détaillants approvisionnaient 77 % des petits consommateurs d'électricité et 85 % de ceux de gaz dans le sud et l'est de l'Australie : AGL Energy, Origin Energy et Energy Australia[E 2].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. BP prend comme source le rapport 2016 de l'Institut fédéral allemand pour les géosciences et les ressources naturelles.
  2. y compris condensats et liquides de gaz naturel.
  3. voir l'article anglais List of power stations in Queensland (en).
  4. consommation finale : après déduction des consommations propres de l'industrie énergétique (y compris consommation du pompage) et des pertes.

Références[modifier | modifier le code]

  1. p. 15
  2. p. 25
  3. a et b p. 48-57
  4. p. 49
  5. p. 57
  1. p. 36
  2. p. 38
  3. p. 39
  4. p. 12
  5. p. 14-16
  6. p. 15-17
  7. p. 26
  8. p. 28-30
  9. p. 29-31
  10. p. 34
  1. p.48
  2. p.96
  3. p.51
  4. p.54
  5. p.57
  6. p.69
  1. p. 20
  2. p. 4
  1. p. 176
  2. p. 161
  3. a, b et c p. 173
  4. a et b p. 186
  5. a, b et c p. 175
  6. p. 196
  7. p. 197
  • Autres références
  1. a, b, c et d (en)Australia : Balances for 2014, Agence internationale de l'énergie, 16 octobre 2016.
  2. (en)Australia : Indicators for 2014, Agence internationale de l'énergie, 16 octobre 2016.
  3. a et b (en)World Energy Resources: 2013 Survey - chap.1 : Coal (voir p.9, 11 et 14), site du Conseil mondial de l'énergie consulté le 2 avril 2014.
  4. (en)About Us, site de PWCS consulté le 7 mai 2014.
  5. (en)North Queensland Bulk Ports Corporation, site du Department of Transport and Main Roads du Queensland consulté le 7 mai 2014.
  6. (en)World Energy Resources: 2013 Survey - chap.2 : Oil (voir p.8, 9, 13 et 52), site du Conseil mondial de l'énergie consulté le 3 avril 2014.
  7. (en)World Energy Resources: 2013 Survey - chap.3 : Natural gas (voir p. 22), site du Conseil mondial de l'énergie consulté le 3 avril 2014.
  8. (en)Supply of Uranium, site World Nuclear Association consulté le 20 août 2017.
  9. (en)Thorium, site World Nuclear Association consulté le 20 août 2017.
  10. (en)World Uranium Mining Production, site World Nuclear Association consulté le 20 août 2017.
  11. a, b, c, d, e, f, g, h, i, j et k (en)Australia's Uranium, site World Nuclear Association consulté le 20 août 2017.
  12. a et b (en)Energy Resources of Australia Ltd, site officiel d'ERA.
  13. (en)ERA wins Explorer of the Year (19 novembre 2009), site d'ERA consulté le 10 mai 2014.
  14. (en)Operations, site d'ERA consulté le 10 mai 2014.
  15. a et b (en)AGL Energy agrees to buy Macquarie Generation for A1,5 billion $, site de Reuters consulté le 8 mai 2014.
  16. a et b (en)Australia : Electricity and Heat for 2014, Agence internationale de l'énergie, 16 octobre 2016.
  17. (en)Highest CO2 Emitting Plants in Australia, émissions 2009, site CARMA (Carbon Monitoring for Action) consulté le 8 mai 2014.
  18. (en)AGL Loy Yang, site AGL consulté le 8 mai 2014.
  19. (en)Loy Yang B Power Station, site de GDF Suez Australian Energy consulté le 8 mai 2014.
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  22. (en)Bayswater Power Station, site de Macquarie Generation consulté le 8 mai 2014.
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  25. (en)Gladstone Power Station, site Comalco (Rio Tinto/Alcan) consulté le 8 mai 2014.
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  33. enCoal-generated CO2 captured in Australia – a first (9 juillet 2008), site CSIRO (Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation) consulté le 9 mai 2014.
  34. Engie ferme une centrale géante ultrapolluante, Les Échos, 24 octobre 2016.
  35. a, b, c et d Quinzième inventaire - Édition 2013 - La production d'électricité d'origine renouvelable : détails par région et par pays : Australie, site Observ'ER consulté le 12 mai 2014.
  36. (en)The Renewable Energy Target (RET) scheme, site du Département de l'environnement du gouvernement fédéral, consulté le 20 mai 2014.
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  39. (en)Snowy Hydro Limited, site officiel de Snowy Hydro Limited consulté le 10 mai 2014.
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  41. (en)Energy, site Hydro Tasmania consulté le 12 mai 2014.
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  43. (en)About the carbon pricing mechanism, site du Clean Energy Regulator consulté le 20 mai 2014.
  44. Environnement. L'Australie retourne à l'âge du carbone, Courrier International, 22 juillet 2014.
  45. Climat : les objectifs de l'Australie jugés peu ambitieux, Boursier.com, 11 août 2015.
  46. (en)Australia Pledges 26% Emissions Cut Ahead of Climate Talks, Bloomberg Business, 11 août 2015.
  47. (en)Australian Energy Regulator, site officiel de l'AER.
  48. (en)Australian Energy Market Commission, site officiel de l'AEMC.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]