Le coût du projet hydroélectrique par pompage Snowy 2.0 du gouvernement du Commonwealth a explosé pour atteindre potentiellement 25 milliards de dollars – plus de quatre fois son estimation initiale – et sa date d’achèvement a été repoussée à fin 2029 alors que ses constructeurs sont aux prises avec de graves défis géologiques et des pressions de construction croissantes.
Les conseils mis à jour publiés jeudi soir par Snowy Hydro Limited font passer le coût estimé du mégaprojet en proie à des problèmes de 12 milliards de dollars à 22,2 milliards de dollars, avec un tampon pour imprévus portant le prix potentiel à 25 milliards de dollars, marquant le revers le plus grave jamais enregistré pour le plus grand développement d’énergie renouvelable d’Australie.
Snowy 2.0, un projet massif de stockage d’énergie de 2 200 mégawatts dans les Snowy Mountains de Nouvelle-Galles du Sud, est conçu pour agir comme une batterie géante, stockant de grandes quantités d’énergie en pompant de l’eau vers le haut lorsque l’électricité est abondante, puis en la relâchant vers le bas via des turbines lorsque le réseau a besoin d’un coup de pouce critique. Les planificateurs énergétiques considèrent qu’il s’agit d’un projet d’importance nationale dans le cadre de l’abandon par l’Australie des centrales électriques au charbon vieillissantes en raison de sa capacité à sauvegarder les énergies renouvelables pendant les périodes de faible vent et d’ensoleillement, avec une capacité de stockage suffisante pour alimenter 3 millions de foyers pendant une semaine.
Lorsque le projet a été conçu pour la première fois en 2017, Malcolm Turnbull, alors premier ministre, pensait qu’il pourrait être construit pour 2 milliards de dollars en seulement quatre ans. Mais un an plus tard, lorsque le projet a reçu l’approbation finale d’investissement en 2018, son coût estimé s’élevait déjà à près de 6 milliards de dollars. La dernière révision de cette semaine signifie que le coût potentiel a quadruplé depuis le début de la construction.
L’un des projets d’ingénierie les plus importants et les plus difficiles entrepris en Australie, le projet a été confronté à une succession de revers et de retards, à des perturbations liées à la pandémie, à des pressions sur la chaîne d’approvisionnement et à des conditions de creusement difficiles dans les profondeurs d’un parc national alpin. La complexité de creuser de vastes tunnels souterrains à travers des roches imprévisibles a aggravé les retards de construction et augmenté les coûts.
La dernière révision des coûts arrive cependant à un moment sensible pour le gouvernement albanais, qui subit la pression de la Coalition et de One Nation sur le coût de ses ambitieux plans de déploiement d’énergies renouvelables.
Cela intensifie également les inquiétudes plus larges quant à la capacité de l’Australie à construire suffisamment d’énergie renouvelable et de capacité de stockage à temps pour maintenir l’approvisionnement en électricité et les prix stables, alors que la majorité des centrales électriques au charbon vieillissantes du pays atteindront la fin de leur durée de vie opérationnelle au cours de la prochaine décennie.
Dennis Barnes, directeur général de Snowy Hydro, a reconnu jeudi que l’augmentation des coûts était « incroyablement décevante », mais a insisté sur le fait que la valeur à long terme de Snowy 2.0 pour la fiabilité énergétique de l’Australie était plus forte que jamais.
« L’ampleur du stockage d’énergie de Snowy 2.0 est sans précédent au monde : plus de la moitié du stockage total d’énergie dont le réseau aura besoin d’ici 2050 proviendra du seul Snowy 2.0 », a-t-il déclaré.
« Le stockage massif et de longue durée de Snowy 2.0 constituera la police d’assurance du réseau contre les sécheresses éoliennes et solaires de plusieurs jours, aidant à prévenir les pannes de courant et à contrôler les flambées de prix qui autrement se répercuteraient sur les factures d’électricité des ménages », a-t-il déclaré.
Barnes a attribué l’essentiel de l’explosion des coûts à « l’immaturité de la conception », affirmant que le travail de planification sous-développé lors de la conception initiale du projet avait obscurci la véritable ampleur et la complexité géotechnique. Il a déclaré que la décision de réinitialiser le contrat de Snowy avec son principal entrepreneur en construction, Future Generation Joint Venture, en 2023, avait protégé le projet de la menace d’un dépassement de coûts encore plus important.
« L’abandon d’un contrat à prix fixe, qui n’était jamais adapté à une telle ampleur, un caractère unique et une telle complexité, a protégé le projet d’une augmentation encore plus importante des coûts », a-t-il déclaré.
Le ministre fédéral de l’Énergie, Chris Bowen, et la ministre des Finances, Katy Gallagher, ont pointé du doigt le précédent gouvernement de coalition pour avoir approuvé des plans mal préparés.
« Cette révision des coûts et du calendrier de livraison a été motivée par les pressions sur les coûts dans le secteur de la construction et les défis géologiques importants du projet, exacerbés par l’immaturité de la conception lors de sa première annonce par l’ancien gouvernement », ont-ils déclaré.
« Le gouvernement reste transparent quant aux pressions auxquelles ce projet est confronté et garantit le meilleur résultat possible pour les contribuables, les consommateurs d’énergie et le réseau. L’ancien gouvernement de coalition a laissé derrière lui un projet confronté à des retards importants, à une augmentation des coûts et à de sérieux risques de livraison. »
Les ministres ont cité les conclusions d’une nouvelle évaluation économique indépendante des avantages nets de Snowy 2.0, qui incluent l’amélioration de la disponibilité d’énergies renouvelables à faible coût et la limitation des flambées des prix de gros de l’électricité en réduisant le besoin de faire appel à une production d’électricité coûteuse à partir de gaz pendant les périodes de pointe de demande du soir et aux centrales électriques au charbon vieillissantes et sujettes aux pannes.
« La Coalition elle-même a déclaré que Snowy 2.0 était « critique pour la sécurité et la stabilité » du marché national de l’électricité et qu’il « exercerait une pression à la baisse sur les prix de gros de l’électricité » – ces faits n’ont pas changé », ont-ils déclaré.
Cependant, le porte-parole de l’opposition en matière d’énergie, Dan Tehan, a appelé Bowen à s’excuser auprès des contribuables pour l’ampleur avec laquelle « les coûts ont explosé sous sa direction » et a déclaré que Bowen devrait démissionner ou être démis de ses fonctions de ministre de l’Energie. « Si le PDG d’une entreprise supervisait de telles éruptions, le conseil d’administration n’aurait d’autre choix que de le limoger – Anthony Albanese devrait faire de même avec Chris Bowen », a-t-il déclaré.
Alors que la transition énergétique de l’Australie approche d’un tournant critique, les gouvernements des États et fédéral comptent sur Snowy 2.0 pour jouer un rôle majeur dans la composition future du réseau. Plus de la moitié des centrales au charbon restantes devraient fermer d’ici 2035, car leurs propriétaires sont confrontés à la hausse des coûts de maintenance, à la baisse de la fiabilité et à la concurrence des énergies renouvelables moins chères, en particulier pendant la journée.
L’opérateur australien du marché de l’énergie et les principales compagnies d’électricité insistent sur le fait que le remplacement de ces centrales par des centrales éoliennes et solaires – soutenues par une production alimentée au gaz, de grosses batteries et des systèmes hydroélectriques par pompage comme Snowy 2.0 – est le moyen le moins coûteux de maintenir la fiabilité du réseau, plutôt que de forcer l’extension de centrales électriques au charbon qui peuvent tomber en panne sans préavis et provoquer d’énormes hausses de prix.
Il existe des signes clairs que la transition vers les énergies propres a un impact positif sur les prix. De nouvelles données de l’opérateur de marché, qui seront publiées vendredi, révèlent que les coûts de gros de l’électricité – ce que les détaillants paient aux générateurs avant de vendre l’électricité aux clients – ont chuté de 27 % sur un an dans l’est de l’Australie au cours du trimestre de septembre, la moyenne la plus basse pour cette période depuis 2021, en partie à cause d’un boom des batteries à l’échelle du réseau qui atténue les hausses de prix en déplaçant de plus grands volumes d’énergie renouvelable à moindre coût des pics de jour vers les pics du soir.
« La consommation d’électricité continue de croître, mais l’énergie solaire et le stockage évoluent lorsque l’énergie est produite, tirée du réseau et déplacée tout au long de la journée », a déclaré Violette Mouchaileh, directrice exécutive des politiques de l’AEMO.
Nick Toscano est journaliste économique pour The Age et Sydney Morning Herald.Connectez-vous via X ou e-mail.