L’Australie envisage un coût carbone direct pour les centrales à charbon

L’exemption du secteur électrique contestée

Les centrales à charbon encore en activité en Australie pourraient supporter un coût carbone direct si le gouvernement fédéral supprime l’exemption dont bénéficie la production d’électricité dans le Safeguard Mechanism. La question devrait figurer dans la révision prévue en 2026–27. Des défenseurs de la politique climatique, des investisseurs dans les renouvelables et des analystes demandent des plafonds d’émissions pour chaque installation.

Le Safeguard Mechanism s’applique aux grandes installations industrielles et prévoit par défaut une baisse annuelle de 4,9 % de leurs niveaux de référence. L’électricité relève actuellement d’un plafond sectoriel collectif, conçu pour éviter un double comptage avec les politiques renouvelables et d’autres mesures visant le secteur. Les partisans de la réforme estiment que ce dispositif soustrait les centrales à charbon à la responsabilité carbone directe imposée aux grands émetteurs industriels.

Le débat intervient alors que l’Australie vise une réduction de 60 % à 70 % de ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2035 par rapport à 2005. International Business Times Australia indique que les changements envisagés concerneraient les centrales fossiles raccordées au réseau qui émettent plus de 100 000 tonnes d’équivalent CO₂ par an.

Des seuils par centrale modifieraient les coûts

Dans le modèle décrit par International Business Times Australia, chaque centrale recevrait un niveau de référence d’émissions appelé à diminuer. Les installations qui le dépasseraient devraient restituer des Australian Carbon Credit Units, ou ACCUs, ou des crédits du Safeguard Mechanism. Loy Yang A d’AGL Energy, Yallourn et Mt Piper d’EnergyAustralia ainsi que la centrale Stanwell de Stanwell Corporation pourraient être concernées.

Les ACCUs s’échangent autour de 37 à 40 A$ la tonne, selon la publication. L’application de ce prix aux émissions pourrait ajouter 30 à 40 A$ par mégawattheure aux coûts d’exploitation des centrales à charbon noir et jusqu’à 50 A$ par mégawattheure pour les centrales au lignite, plus émettrices. Les offres actuelles sur le National Electricity Market intègrent le combustible, l’exploitation et la maintenance, mais pas une obligation carbone comparable pour chaque site.

L’effet sur les prix de l’électricité varierait selon les conditions du marché. Lorsque la production renouvelable est faible et que le charbon fixe le prix marginal, le surcoût de conformité pourrait relever les prix de gros. Pendant les heures de forte production solaire, les centrales contraintes de relever leurs offres pour couvrir le carbone pourraient perdre leur priorité d’appel ou continuer à produire à perte.

Demande de crédits et calendrier des fermetures

L’intégration des centrales au mécanisme pourrait aussi créer une forte demande supplémentaire de crédits carbone, puisque le parc charbonnier raccordé au réseau émet collectivement des dizaines de millions de tonnes de CO₂ chaque année. Selon la source, cette demande pourrait épuiser les réserves disponibles, faire monter le prix des ACCUs et accentuer la pression sur les énergéticiens carbonés comme sur les autres entreprises achetant des compensations.

Il s’agit encore d’une proposition et non d’une règle adoptée. Le ministère du Changement climatique, de l’Énergie, de l’Environnement et de l’Eau devrait publier plusieurs options de consultation, tandis que le débat législatif formel est prévu pour fin 2026. Une application progressive pourrait instaurer des niveaux de référence par centrale après 2027. La révision pèsera sur les décisions concernant les fermetures, les investissements renouvelables et les capacités pilotables nécessaires à la sécurité d’approvisionnement.