L'été devient chaud et humide sur l'île Curtis du Queensland. L'hiver est trop chaud pour que le gel se forme jamais. Mais toute l'année, les tuyaux métalliques s'étendant des jetées ici sont plus froids que les températures les plus iculaires de l'Antarctique.
Depuis son lancement il y a 10 ans, les trois terminaux d'exportation massifs de Curtis Island ont été du gaz naturel super effrayant à moins de 162 degrés, ce qui le transforme en un liquide compact qui peut être expédié à l'étranger. Les projets – dont les bailleurs de fonds incluent Origin Energy, Shell et Santos – ont remodelé l'industrie de l'énergie et fait de l'Australie l'un des meilleurs fournisseurs de gaz au monde. L'année dernière, le gaz naturel liquéfié (GNL) s'est vendu à des endroits comme le Japon, la Chine, Taïwan et la Corée a récupéré l'Australie près de 70 milliards de dollars de revenus d'exportation.
Une décennie après les premiers pétroliers de GNL étrangers arrivant dans le Queensland, cependant, des millions d'Australiens sont désormais confrontés à une menace que beaucoup trouvent une pilule amère à avaler dans un pays vendant toujours son gaz à l'étranger: les fournitures de carburant sont dangereusement faibles en Nouvelle-Galles du Sud, victoria, australie du Sud et en Tasmanie, laissant les consommateurs locaux à risque de pénues hivernales et de factures d'énergie soucieuses.
Shell's Curtis Island liquéfier le gaz naturel (GNL).Crédit: Bloomberg
Le sud-est de l'Australie est confronté à une crise de gaz dans les trois ans, a déclaré jeudi le marché du marché de l'énergie en tant que champs offshore dans le détroit de Bass, qui a longtemps fourni la plupart de notre gaz domestique pour le chauffage, la cuisson, l'électricité et la fabrication, continuer à épuiser, avec des projets rares pour les remplacer.
Alors que le Queensland est un important producteur de GNL, il y a une capacité de pipeline limitée à transporter son gaz à des milliers de kilomètres au sud vers les consommateurs de NSW et de Victoria, avertissent les autorités. En hiver, lorsque la demande de gaz pour le chauffage domestique est la plus élevée, le pipeline nord-sud est généralement plein. Le gaz produit aux opérations de GNL de l'Australie-Occidentale, quant à lui, n'a aucun moyen d'être transporté vers l'est.
Craignant qu'ils ne soient à court de temps et d'autres solutions, les ministres de l'énergie de la côte est ont commencé à travailler sur des plans pour démarrer les premiers terminaux de l'Australie du GNL, qui, s'ils procédaient, pourraient apporter du gaz dans les États du sud-est du Queensland, WA ou même de l'étranger pour éviter le déficit de prévision en 2028-29.
«C'est le moyen le plus rapide – et probablement vraiment la seule option réalisable», explique Lily D'Ambrosio, ministre victorien de l'Énergie.
La pénurie imminente de gaz du Sud-Est – un combustible fossile qui brûle plus proprement que le charbon mais reste une source importante de dioxyde de carbone et d'émissions de méthane réchauffant la planète – souligne un défi d'approfondissement pour les gouvernements qui doivent équilibrer les objectifs pour lutter contre le changement climatique avec la nécessité de relever l'énergie traditionnelle pour ceux qui en dépensent encore.
Les consommateurs à travers le pays éloignent de plus en plus des poêles à gaz et des radiateurs aux alternatives électriques, aidées par des régimes et des politiques gouvernementales interdisant les connexions à gaz dans de nouveaux bâtiments résidentiels.
Il y a des signes que le changement a un impact sur l'amélioration de la disponibilité du gaz: l'utilisation non industrielle du gaz à Victoria a chuté de 4,5% depuis 2023.
NSW et Victoria manquent de gaz et n'ont pas d'autre choix que de l'importer.Crédit: Images getty
L'opérateur australien du marché de l'énergie (AEMO) a cité cette semaine la baisse de la demande comme l'une des raisons pour lesquelles elle avait repoussé ses avertissements de déficits temporaires de gaz hivernal de trois ans – de 2025 à 2028 – et de la menace plus importante d'un déficit annuel de la côte est de 2028 à 2029.
«Les chiffres se trouvent – les ménages victoriens utilisent de moins en moins de gaz», explique Kat Lucas-Healey, conseiller en énergie au Conservation Group Environment Victoria, qui plaide contre l'expansion des combustibles fossiles. «Ensemble, ils nous ont acheté tous une année supplémentaire avant que les défilés ne touchent.»
Pourtant, la transition ne se produit pas assez rapidement pour éviter la nécessité de stimuler les fournitures, prévient le PDG de l'AEMO, Daniel Westerman. La production des champs de gaz dans les États du Sud est en cours pour s'effondrer de plus de 30% d'ici 2029, dit-il.
«La production baisse plus rapidement que la demande, renforçant la nécessité d'investir dans une nouvelle offre», explique Westerman.
L'AEMO appelle à une «combinaison de solutions», y compris de nouveaux projets de forage de gaz proches des marchés du sud, élargissant la capacité du pipeline pour permettre le flux de plus de gaz vers le sud, une capacité de stockage accrue à maintenir le gaz pour des périodes de forte demande et le démarrage des terminaux d'importation de GNL.
Le terminal de GNL de Squadron Energy s'efforce de verrouiller les accords d'approvisionnement à long terme avec les clients.Crédit:
Le plan le plus avancé pour importer le GNL est le terminal de Port Kembla Energy, développé par Andrew et Nicola Forrest's Squadron Energy, près de Wollongong en NSW. Un autre est le terminal planifié de Viva Energy dans sa raffinerie de pétrole Geelong près de Melbourne, qui est en cours d'évaluation pour l'approbation environnementale.
La société de stockage néerlandaise Vopak, quant à elle, a proposé un terminal flottant à Port Phillip Bay, à 19 kilomètres au large d'Avalon, et Venice Energy en planifie un à Port Adélaïde.
Le terminal de l'escadron à Port Kembla est le seul à avoir terminé la construction, mais il n'a jusqu'à présent pas été en mesure de verrouiller les accords d'approvisionnement à long terme avec des clients, tels que les détaillants de gaz, qui seront nécessaires pour sous-tendre son lancement commercial.
Le géant de l'énergie AGL, qui a besoin de gaz pour alimenter ses clients et pour alimenter sa flotte de centrales électriques au gaz à travers le réseau électrique, dit que les importations de GNL étaient nécessaires pour «futur», car les champs du détroit de basse s'épuisent.
Mais AGL pense que Victoria, avec 2 millions de maisons et d'entreprises utilisant le gaz, est le meilleur emplacement pour un terminal d'importation à construire.
«Idéalement, une installation d'importation de GNL serait basée à Victoria, pour être proche des clients et tirer parti des pipelines et du stockage existants», explique Markus Brokhof, chef de l'exploitation de la société.
Compte tenu de la vitesse et de l'échelle de la baisse de la production de gaz du détroit des basses, et les longues fois qu'il faut généralement explorer et développer de nouveaux champs de gaz, certains considèrent l'importation de GNL comme le seul moyen de brancher les lacunes rapides.
«Même dans notre scénario le plus optimiste, les importations de GNL en Australie ressemblent à une inévitabilité», explique Kaushal Ramesh, vice-président de la recherche en gaz chez Rystad Energy.
Mais tout le monde dans l'industrie du gaz n'est pas d'accord.
Avec de vastes réserves de gaz dans le nord, et des programmes de forage dans le bassin Surat du Queensland et le sous-bassin de Beetaloo du Northern Territory en lice pour débloquer encore plus, le propriétaire de l'infrastructure énergétique APA Group indique en élargissant les pipelines et en stimulant le stockage pourrait éviter l'option «désastreuse» de les prix mondiaux.
Adam Watson, directeur général et directeur général, APA Group.Crédit: Flavio brancaleone
«Il n'y a pas de pénurie d'approvisionnement au niveau national», a déclaré le directeur général de l'APA, Adam Watson. «Il serait époustouflant de penser que nous devions devenir dépendants des importations de GNL – et je pense que la logique prévaudra.»
L'APA a dévoilé une proposition de cinq ans pour étendre le réseau de gazoduc et offrir une augmentation de 24% de la capacité de transport nord-sud.
L'idée a remporté le soutien de principaux fabricants qui ont besoin de gaz pour l'énergie ou comme matière première dans leurs usines pour fabriquer des produits tels que des briques, de l'acier, de la nourriture et du verre.
«L'Australie a beaucoup de gaz, ce n'est tout simplement pas toujours là où vous en avez besoin», explique Andrew Richards, directeur général de la Energy Users Association of Australia, dont les membres incluent Brickworks, Bluescope Steel et Incitec Pivot.
«Cette expansion de la capacité des pipelines et du stockage du Sud sera un élément essentiel d'une stratégie de gaz de la côte est plus large pour fournir un approvisionnement en gaz abordable et fiable.»
Richards ajoute, bien que le GNL puisse résoudre le resserrement de l'offre, il est susceptible de coûter un coût plus élevé, «ce qui le rend non durable en tant que solution quotidienne à long terme pour notre secteur de fabrication».
Les importateurs de GNL potentiels répondent à cela en pointant des prévisions qui suggèrent que les prix mondiaux du gaz devraient baisser cette décennie lorsqu'une vague de nouvelles productions de GNL des États-Unis et du Qatar devraient arriver sur le marché, augmentant la probabilité d'une offre excédentaire.
Le délai de trois ans d'AEMO à son avertissement pénible sur le gaz d'hiver, maintenant prévu pour 2028, est considéré comme une victoire au sein du gouvernement albanais alors qu'il se dirige vers une campagne électorale fédérale dans laquelle le chef de l'opposition Peter Dutton est impatient de se concentrer sur la sécurité énergétique.
Jeudi, le gouvernement a également dévoilé un nouvel accord avec l'Origin, le Queensland LNG, soutenu par l'origine, Australia Pacific LNG, afin de diriger 40 Petajoules de gaz supplémentaires sur quatre ans sur le marché intérieur – suffisamment pour répondre pleinement aux besoins de cuisson et de chauffage de 200 000 maisons.
Le ministre du climat et de l'énergie, Chris Bowen, a critiqué le dossier de la coalition au sein du gouvernement, qui s'est terminé en 2022 avec une prévision AEMO que l'offre de gaz de la côte est baisserait 25% entre 2022 et 2026, tandis que les prix du gaz en gros augmentaient d'environ 4 $ le gigajoule à plus de 30 $ au moment où il a quitté ses fonctions.
Le porte-parole de l'opposition Energy, Ted O'Brien, accuse le gouvernement de conduire l'Australie dans une crise de gaz à la suite d'une série d'interventions «téméraires» sur le marché du gaz et une «hostilité idéologique» envers les combustibles fossiles.
Une des principales raisons du risque de déficit retardé d'AEMO, souligne l'opposition, est l'extension de vie de la centrale électrique à charbon géante en NSW, qui a réduit la demande à court terme de production à gaz.
L'industrie pétrolière et gazière, quant à elle, reste frustrée par des années de rubanons rouges et verts onéreux qui, selon eux, entravent l'investissement dans de nouvelles fournitures de gaz critiques, notamment un moratoire sur le forage de gaz de charbon à Victoria depuis 2012.
«Le délai de longue date des grands projets énergétiques signifie que les gouvernements doivent agir», a déclaré le chef des producteurs d'énergie australiens, Samantha McCulloch.
Comme le risque de déficits se rapproche, les ministres de l'énergie des États et fédéraux deviennent de plus en plus inquiets que les pourparlers entre les développeurs de terminaux de GNL et les clients potentiels ne paraissent pas dans l'impasse, aucune des parties étant capables de s'entendre sur le prix et les conditions. Lors d'une réunion ce mois-ci, ils ont chargé les responsables de rédiger une législation qui pourrait permettre à AEMO de fournir potentiellement un soutien de souscription pour un ou plusieurs des terminaux prévus.
«Des arrangements commerciaux sérieux doivent être mis en place impliquant les producteurs de gaz, les opérateurs de terminaux, les grands clients et probablement le gouvernement», explique Tony Wood, directeur de l'énergie au Grattan Institute.
«Je pense que tout le monde reconnaît que nous devons trouver un moyen de faire fonctionner ces terminaux.»