Une tour imposante de 50 mètres de haut surplombe la plus récente centrale électrique d'Australie, sur les rives du lac Illawarra. Depuis sa mise en service en juin, la turbine de Tallawarra B a montré qu'elle pouvait atteindre sa puissance maximale en moins de 30 minutes et fonctionner aussi longtemps que nécessaire à tout moment de la journée.
Cela en fait un atout précieux dans un réseau qui passe rapidement du charbon à une énergie renouvelable plus fluctuante. Mais son propriétaire, EnergyAustralia, entend l'utiliser le moins possible. En effet, sa turbine est alimentée au gaz naturel, un combustible fossile coûteux qui produit des émissions responsables du réchauffement climatique.
Dans l’ensemble, et pour de bonnes raisons, les efforts mondiaux de plus en plus rapides pour lutter contre le changement climatique se concentrent sur l’abandon des combustibles fossiles comme le charbon, le pétrole et le gaz – les principaux responsables du réchauffement climatique.
Mais la transition vers l’énergie verte a un sale secret : dans l’état actuel des choses, les responsables estiment que l’Australie n’a pas d’autre choix que d’augmenter d’urgence ses investissements dans une toute nouvelle génération de turbines à gaz, comme Tallawarra B. Ces turbines joueront un rôle peu fréquent mais important pour soutenir les énergies renouvelables et maintenir l’électricité allumée en cas de besoin critique.
Le déploiement de projets de production et de stockage d’énergie renouvelable à grande échelle et la construction de nouvelles lignes de transmission pour les connecter au réseau électrique suffiront à nous permettre de bannir en grande partie le charbon du réseau. Mais pas jusqu’au bout, prévient l’Australian Energy Market Operator (AEMO) dans sa feuille de route de transition sur 25 ans, publiée le mois dernier.
Alors que la plupart des centrales à charbon devraient fermer d’ici 2040, les autorités énergétiques font pression pour accélérer le déploiement des énergies renouvelables, craignant que les centrales construites à temps ne soient pas suffisantes pour compenser la fermeture des centrales à charbon. Mais elles s’inquiètent également de plus en plus de la manière de combler les lacunes lorsque le vent disparaît pendant de longues périodes et que les nuages couvrent le ciel – des événements connus dans le secteur sous le terme allemand flûte de dunkelou « marasme sombre ».
Selon l'AEMO et les dirigeants des géants de l'énergie AGL, Origin Energy et EnergyAustralia, c'est pour cette raison que le gaz, un combustible moins polluant que le charbon mais néanmoins source d'émissions nocives, doit rester dans le mix énergétique pour l'instant. Même si l'utilisation globale de l'électricité produite à partir du gaz n'est pas susceptible d'augmenter à l'avenir, disent-ils, de nouvelles infrastructures, notamment des turbines à gaz flexibles à cycle ouvert, doivent être ajoutées pour renforcer l'accès du réseau à des injections rares mais énormes d'électricité en cas de besoin.
Le mannequin « Judi Dench »
Contrairement aux centrales à gaz traditionnelles qui fonctionnent régulièrement, les centrales dites « de pointe » ne fonctionnent pas souvent. Une centrale classique peut ne produire que 5 % de son potentiel annuel, soit quelques jours, voire quelques heures, sur une année entière. Mais le rôle qu'elle jouera sera crucial.
« Je le décris parfois comme le modèle de Judi Dench, un rôle de caméo », explique Tony Wood, directeur de l’énergie à l’institut indépendant Grattan. « Si vous voulez remplir un théâtre, vous faites entrer Judi Dench pendant cinq minutes et repartir. Elle n’a pas fait grand-chose, mais elle était importante. C’est ce que le gaz va faire. »
Mais pour que le gaz puisse jouer ce rôle modeste mais significatif, il faudra surmonter des obstacles de taille. Le premier est l’ampleur du déploiement nécessaire : la modélisation de l’AEMO suggère que l’Australie a besoin de 13 gigawatts supplémentaires de production de gaz de secours pour garantir la résilience du réseau face aux restrictions d’approvisionnement en électricité et aux conditions météorologiques extrêmes.
En supposant que chaque centrale puisse produire environ 0,5 gigawatt, il faudrait environ 26 centrales. Et si l'on en croit l'expérience récente, ce ne sera pas une mince affaire : la centrale de pointe Tallawarra B d'EnergyAustralia est la seule centrale de pointe ajoutée au réseau de Nouvelle-Galles du Sud au cours de la dernière décennie, tandis qu'une seule autre est encore en construction à Kurri Kurri.
Dans le même temps, les réserves nationales de gaz s’amenuisent dangereusement et devraient encore diminuer à mesure que les anciens gisements de gaz du détroit de Bass s’assèchent rapidement sans nouvelle production pour les remplacer.
L’Australie est un exportateur majeur de gaz naturel liquéfié, mais des volumes massifs de production dans le Queensland sont liés à des accords d’exportation à l’étranger, et les approvisionnements de la côte ouest ne peuvent pas être envoyés vers l’est car il n’y a pas de pipelines ou de terminaux d’importation de gaz.
« Comment faire alors pour acheminer le gaz vers ces centrales qui ne fonctionnent que 5 % du temps ? », demande Wood. « D’où vient-il ? »
Le risque de pénurie d’approvisionnement en électricité produite à partir du gaz est si élevé que le plan AEMO stipule que les futures centrales doivent être construites avec un stockage sur place pour le carburant diesel ou hydrogène supplémentaire afin de maintenir les turbines en fonctionnement en cas de pénurie de gaz.
Où est l'argent?
À l’approche des prochaines élections, les guerres climatiques ont repris de plus belle, alors que le parti travailliste et la coalition présentent des visions concurrentes de l’avenir de l’énergie. Le chef de l’opposition, Peter Dutton, fait pression pour la construction de centrales nucléaires. Le gouvernement Albanese redouble d’efforts pour favoriser la transition en augmentant la part des énergies renouvelables dans le réseau à 82 % au cours de cette décennie.
Cependant, ni le gouvernement ni l’opposition n’ont encore présenté de plans concrets pour résoudre le problème du gaz.
Le programme gouvernemental d'investissement en capacité (CIS) – un programme financé par le gouvernement fédéral pour soutenir des projets capables de distribuer de l'électricité à la demande sur le réseau lorsque cela est nécessaire – est limité aux parcs éoliens et solaires soutenus par des batteries à l'échelle du réseau ou des barrages hydroélectriques.
Contrairement à l'avis du Conseil de sécurité énergétique, aujourd'hui dissous, qui préconisait un système neutre sur le plan technologique, le projet final du CIS excluait le gaz. En effet, certains États, dont Victoria, le plus dépendant du gaz du pays, ont refusé de soutenir l'utilisation de l'argent des contribuables pour les énergies fossiles. Les promoteurs préviennent qu'il sera difficile d'investir dans des centrales de pointe sans une certaine forme de soutien financier du gouvernement, étant donné que les centrales fonctionneront avec parcimonie, ce qui limitera les chances de générer des revenus pour soutenir l'investissement.
Cependant, comme le souligne le ministre de l’Énergie Chris Bowen, le projet prévoit une solution de contournement permettant aux États qui souhaitent accroître leur mix énergétique au gaz de poursuivre sur cette voie. Pour pouvoir bénéficier d’un financement, les États doivent respecter des normes de fiabilité spécifiques. Cela signifie qu’ils doivent assurer un soutien suffisant pour les énergies renouvelables, qui peuvent prendre la forme de batteries, d’énergie hydraulique ou de gaz.
« Dans le cadre de ces engagements, si nécessaire, les États s’engageront à constituer des réserves stratégiques comprenant les technologies de leur choix, y compris une éventuelle production d’électricité à partir du gaz », explique Bowen.
Dutton, quant à lui, a profité de la nécessité de soutenir les énergies renouvelables dépendantes des conditions météorologiques pour promouvoir sa campagne visant à ajouter sept générateurs nucléaires au réseau à partir de 2037. Les experts, dont le CSIRO, estiment toutefois qu'un tel calendrier est trop ambitieux et préviennent que le recours à la technologie nucléaire pourrait enfermer l'Australie dans la forme d'électricité la plus coûteuse.
Bien que la Coalition affirme qu’elle « soutient fermement » la nécessité de davantage de gaz aux côtés du nucléaire et des énergies renouvelables, elle n’a jusqu’à présent offert qu’un large soutien à l’accélération de l’autorisation des projets gaziers et n’a pas encore détaillé comment elle élargirait le rôle des générateurs alimentés au gaz.
« Nous avons déjà annoncé qu'un gouvernement de coalition rétabli accélérerait les approbations, débloquerait du gaz dans de nouveaux bassins, supprimerait le financement du Bureau des défenseurs de l'environnement, rétablirait le Plan national d'infrastructures gazières et s'engagerait à libérer chaque année des superficies offshore pour l'exploration et le développement dans le Territoire du Nord et l'Australie occidentale, et il y en aura d'autres à venir », a déclaré Ted O'Brien, porte-parole de l'opposition pour l'énergie.
Les militants écologistes ont toujours soutenu que le gaz n’était pas nécessaire comme combustible « de transition » entre le charbon et l’énergie propre. Mais le mouvement écologiste accepte de plus en plus que les régulateurs voient un rôle limité du gaz dans le « renforcement » des énergies renouvelables. L’espoir est désormais que ce rôle soit aussi limité – et aussi temporaire – que possible.
« L'acceptation par le plan (AEMO) de l'utilisation continue du gaz est décevante, car le gaz est un carburant très polluant », déclare Ella Factor, militante de la Fondation australienne pour la conservation.
« Mais le plan préconise uniquement une production flexible de gaz – une puissance de pointe, pas de base – afin que nous ne gaspillions pas notre budget carbone en brûlant inutilement des combustibles fossiles. »
Outre le gaz, d’autres technologies peuvent contribuer à combler les lacunes en matière d’approvisionnement en énergie renouvelable sans engendrer les mêmes émissions. De grosses batteries – principalement au lithium-ion – sont déployées à grande vitesse pour absorber le surplus d’énergie lorsqu’il y a du soleil ou du vent et la stocker pour une utilisation ultérieure. Elles ont également un temps de démarrage quasi nul et peuvent injecter des décharges d’énergie critiques en réponse aux changements de fréquence pour maintenir la stabilité du système.
Les batteries actuelles présentent toutefois des limites importantes. En raison de leur taille, elles épuisent souvent leur énergie stockée en deux à quatre heures de puissance maximale, ce qui réduit leur capacité à combler les pannes d'énergie solaire ou éolienne de longue durée.
L'hydroélectricité par pompage est une autre option. Des moteurs pompent l'eau vers le haut jusqu'à un réservoir plus élevé, puis la relâchent vers le bas pour faire tourner des turbines reliées à des générateurs. Cette technologie a l'avantage de pouvoir fonctionner pendant de nombreuses heures, voire des jours. Le projet Snowy 2.0 est conçu pour durer jusqu'à une semaine.
Cependant, ces projets s’avèrent difficiles à déployer dans les délais et le budget impartis. L’hydroélectricité par pompage nécessite des dénivelés importants sur de courtes distances, ce qui complique la recherche des bons emplacements et la réalisation des travaux. Lorsqu’il a été annoncé en 2017, Snowy 2.0 devait être achevé en 2021 et coûter 2 milliards de dollars. L’année dernière, son coût avait dépassé les 12 milliards de dollars et la date limite était 2029.
Les 10 pour cent restants
Depuis l’ouverture de la centrale de Tallawarra B en Nouvelle-Galles du Sud, son rôle dans le soutien du réseau et la maîtrise des prix est déjà évident. Le mois dernier, une sécheresse due au vent a entraîné une production « inhabituellement faible » des énergies renouvelables, au moment même où le froid faisait grimper la demande d’électricité et de gaz pour les chauffages domestiques. Au cours des deux semaines qui ont suivi le 18 juin, la centrale de Tallawarra B a été mise en service 19 fois, souvent dans des délais très courts.
Centrale électrique de Tallawarra B en Nouvelle-Galles du SudCrédit: Arsineh Houspian
« Chaque fois que la demande est élevée, nous allumons Tallawarra B, et chaque fois que l'offre provenant d'autres sources est faible, Tallawarra B s'allumera selon les besoins pour garantir que l'approvisionnement en électricité corresponde à la demande », explique le directeur général d'EnergyAustralia, Mark Collette.
Mais surtout, ajoute Collette, les centrales à réaction rapide comme Tallawarra B peuvent « simplement s’éteindre » lorsque l’offre est abondante, contrairement au charbon, qui prend des heures à s’éteindre.
« La véritable beauté d’un système comme Tallawarra B est qu’il complète les batteries – qui sont là pendant une heure ou deux, voire jusqu’à quatre heures – avec quelque chose qui peut démarrer rapidement, fonctionner pendant une période indéterminée et ensuite s’effacer lorsqu’il y a beaucoup d’énergies renouvelables disponibles », explique Collette.
Selon le Grattan Institute, la solution la moins coûteuse pour atteindre le zéro émission nette pour le réseau australien serait que les énergies renouvelables fournissent 90 % du réseau et le gaz les 10 % restants.
Cependant, l’entreprise affirme que l’« hydrogène vert » propre – l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables – pourrait un jour remplacer le gaz dans ces 10 % restants, en fonction de la rapidité avec laquelle il pourra être développé et devenir commercial et compétitif.
La turbine de Tallawarra B a été conçue pour intégrer 5 % d'hydrogène vert dès qu'il sera disponible. Cette année, EnergyAustralia entame également une modernisation de 90 millions de dollars de la turbine voisine de Tallawarra A pour permettre jusqu'à 37 % d'hydrogène.