Énergie en Australie
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Le secteur de l'énergie en Australie joue un rôle majeur dans l'économie du pays : les exportations de produits énergétiques ont atteint 102 milliards de dollars australiens en 2017-18 (dont 59 % de charbon et 31 % de gaz).
Énergie en Australie | |
Mine de charbon de Kalgoorlie, Australie-Occidentale Le charbon est la principale ressource énergétique de l'Australie. | |
Bilan énergétique (2022) | |
---|---|
Offre d'énergie primaire (TPES) | 5 688,1 PJ (135,9 M tep) |
par agent énergétique | charbon : 33,7 % pétrole : 31,7 % gaz naturel : 25,7 % électricité : 5,4 % |
Énergies renouvelables | 5,4 % |
Consommation totale (TFC) | 3 084,3 PJ (73,7 M tep) |
par habitant | 118,6 GJ/hab. (2,8 tep/hab.) |
par secteur | ménages : 15,1 % industrie : 31 % transports : 40,5 % services : 9,7 % agriculture : 3,6 % |
Électricité (2022) | |
Production | 271,53 TWh |
par filière | thermique : 67,3 % autres : 12,8 % éoliennes : 10,7 % hydro : 6,3 % biomasse/déchets : 1,2 % |
Combustibles (2022 - PJ) | |
Production | pétrole : 807 gaz naturel : 5513 charbon : 11434 bois : 194 |
Commerce extérieur (2022 - PJ) | |
Importations | pétrole : 1835 gaz naturel : 137 charbon : 15 |
Exportations | pétrole : 754 gaz naturel : 4174 charbon : 9697 |
Sources | |
Agence internationale de l'énergie[1],[2] NB : dans le bilan énergétique, l'agent "bois" comprend l'ensemble biomasse-déchets. |
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L'Australie détient 12,1 % des réserves mondiales de charbon en 2020, au 4e rang mondial derrière les États-Unis (25,8 %), la Chine (15,5 %) et la Russie (12,5 %). Elle était en 2022 le 5e producteur mondial de charbon (6,6 % du total mondial), derrière la Chine (52,8 %), l'Inde (8,6 %), l'Indonésie (8,0 %) et les États-Unis (6,9 %), et le 2e exportateur mondial de charbon (25,8 % du total mondial) derrière l'Indonésie (28,3 %) et devant la Russie (16,5 %). Elle était également en 2022 le 7e producteur et le 5e exportateur mondial de gaz naturel (8,9 % du total mondial). Par contre, sa production de pétrole ne couvre que 42 % de sa consommation et ses réserves de pétrole s'épuisent rapidement.
L'Australie détient 28 % des réserves mondiales d'uranium, au 1er rang mondial, et 9,4 % des réserves de thorium, au 3e rang mondial ; elle se classait en 2021 au 4e rang mondial pour la production d'uranium avec 8,7 % du total mondial, en fort recul par rapport à 2020 où elle était au 2e rang.
La consommation d'énergie primaire par habitant était en 2022 de 228,5 GJ/hab, soit 3 fois la moyenne mondiale, supérieure de 76 % à celle de la France, mais inférieure de 19 % à celle des États-Unis. Cette consommation se répartissait en 2021 entre les combustibles fossiles, largement prédominants avec 91,6 % du total (charbon : 31,6 %, pétrole : 32,3 %, gaz : 27,7 %) et les énergies renouvelables : 8,4 % (hydroélectricité : 1,0 %, biomasse : 3,6 %, solaire et éolien : 3,8 %).
L'électricité représentait 23,6 % de la consommation finale d'énergie en 2021 ; elle était tirée en 2022 à 69,1 % des combustibles fossiles (surtout charbon : 49,2 % et gaz : 18,1 %) et à 30,9 % des énergies renouvelables (hydraulique : 6,3 %, éolien : 10,7 %, solaire : 12,8 %, biomasse : 1,2 %). La consommation d'électricité du pays atteignait 9,9 MWh par habitant en 2022, soit 2,75 fois la moyenne mondiale.
Les émissions de CO2 liées à l'énergie en Australie figurent parmi les plus élevées au monde : elles atteignaient 15,41 tonnes de CO2 par habitant en 2022, soit 3,4 fois la moyenne mondiale et 6 % au-dessus des États-Unis.
Principaux indicateurs de l'énergie en Australie[1] | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|
Population[2] | Consom. énergie primaire |
Production | Exportation nette |
Consom. élect.*[3] |
Émissions GES**[g 1] | |
Année | Millions | PJ | PJ | PJ | TWh | Mt CO2éq |
1990 | 17,3 | 3 606 | 6 595 | 2 701 | 146 | 284 |
2000 | 19,03 | 4 526 | 9 779 | 5 323 | 195 | 371 |
2010 | 22,03 | 5 285 | 13 538 | 7 829 | 236 | 441 |
2011 | 22,34 | 5 316 | 13 096 | 7 580 | 237 | 438 |
2012 | 22,73 | 5 258 | 13 437 | 7 868 | 237 | 441 |
2013 | 23,13 | 5 333 | 14 501 | 8 849 | 236 | 437 |
2014 | 23,48 | 5 307 | 15 411 | 9 876 | 236 | 432 |
2015 | 23,82 | 5 300 | 16 033 | 10 474 | 239 | 439 |
2016 | 24,19 | 5 291 | 16 204 | 10 892 | 243 | 445 |
2017 | 24,59 | 5 354 | 16 978 | 11 276 | 244 | 449 |
2018 | 24,97 | 5 390 | 17 266 | 11 700 | 249,7 | 448 |
2019 | 25,34 | 5 413 | 18 651 | 12 729 | 253,1 | 451 |
2020 | 25,65 | 5 615 | 18 958 | 13 081 | 254,0 | 434 |
2021 | 25,69 | 5 453 | 17 855 | 12 430 | 253,0 | 423 |
2022 | 26,01 | 5 688 | 18 257 | 12 638 | 258,4 | 437 |
variation 1990-2022 | +50 % | +58 % | +177 % | +368 % | +77 % | +54 % |
* consommation brute d'électricité = production+importations-exportations-pertes en ligne ** émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie. |
Les exportations de produits énergétiques ont rapporté 101,96 milliards de $ (dollars australiens) en 2017-18[4], dont :
- charbon : 60,38 Mds $ (59 %)
- pétrole brut : 6,96 Mds $ (7 %)
- gaz : 31,71 Mds $ (31 %), dont 30,91 Mds $ de GNL et 0,8 Mds $ de GPL
- produits pétroliers : 2,27 Mds $ (2 %)
- uranium : 0,65 Mds $ (0,6 %).
Les destinations ont été le Japon (32 %), la Chine (24 %), la Corée du Sud (11 %), l'Inde (10 %), le reste de l'Asie (12 %), l'Union européenne (4 %) et le reste du monde (7 %)[5].
Source | 1990 | % | 2000 | % | 2010 | % | 2020 | % | 2022 | % 2022 | var. 2022/1990 |
Charbon | 4 442 | 67,4 | 6 891 | 70,5 | 10 323 | 76,3 | 12 335 | 65,1 | 11 434 | 62,6 % | +157 % |
Pétrole | 1 215 | 18,4 | 1 420 | 14,5 | 1 069 | 7,9 | 875 | 4,6 | 807 | 4,4 % | -34 % |
Gaz naturel | 718 | 10,9 | 1 195 | 12,2 | 1 862 | 13,8 | 5 329 | 28,1 | 5 513 | 30,2 % | +668 % |
Total fossiles | 6 375 | 96,7 | 9 505 | 97,2 | 13 255 | 97,9 | 18 539 | 97,8 | 17 754 | 97,2 % | +178 % |
Hydraulique | 51 | 0,8 | 59 | 0,6 | 49 | 0,4 | 53 | 0,3 | 59 | 0,3 % | +15 % |
Biomasse-déchets | 166 | 2,5 | 211 | 2,2 | 205 | 1,5 | 198 | 1,0 | 194 | 1,1 % | +17 % |
Solaire, éolien | 3 | 0,1 | 4 | 0,04 | 30 | 0,2 | 168 | 0,9 | 251 | 1,4 % | x7,4 |
Total EnR | 220 | 3,3 | 274 | 2,8 | 284 | 2,1 | 418 | 2,2 | 504 | 2,8 % | +129 % |
Total | 6 595 | 100 | 9 779 | 100 | 13 538 | 100 | 18 958 | 100 | 18 257 | 100 % | +177 % |
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1] |
Charbon
Réserves de charbon
Les réserves prouvées récupérables de charbon de l'Australie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 75,4 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, au 4e rang mondial derrière les États-Unis, la Chine et l'Inde[r 1], et celles de lignite) à 73,9 Gt, au 2e rang mondial[r 2]. Au total, ces réserves atteignent 2 712 EJ, soit 12,1 % des réserves mondiales, au 4e rang derrière les États-Unis (25,8 %), la Chine (15,5 %) et la Russie (12,5 %), et devant l'Inde (12,0 %). Elles représentent 237 années de production au rythme de 2021[s 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 de Nouvelle-Galles du Sud et du Queensland[6].
Production de charbon
La première mine de charbon est découverte en septembre 1797 dans une vallée à l'embouchure du fleuve Hunter en Nouvelle-Galles du Sud. La ville de Newcastle (Australie) y sera fondée. À partir de 1799, le charbon est la première exportation de la nouvelle colonie[7].
L'exploitation minière du charbon commence au début des années 1830 et augmente rapidement durant la seconde moitié du 19e siècle, passant de 369 000 t en 1860 a 1,876 Mt en 1881[8].
En 2021, le gouvernement australien a autorisé en un mois la prolongation de l'exploitation de trois mines de charbon, la dernière en date étant celle de Mangoola, qui va pouvoir extraire 52 millions de tonnes de charbon supplémentaires au cours des huit prochaines années ; le 16 septembre 2021, il a autorisé le groupe Whitehaven à doubler ses capacités d'extraction à ciel ouvert dans sa mine de Vickery, à 400 km au nord-ouest de Sydney, soit au total 168 millions de tonnes de charbon au cours des 25 prochaines années[9]. Lors de la Conférence de Glasgow de 2021 sur les changements climatiques, où l'Australie a rejeté un accord visant à abandonner progressivement le charbon, le ministre australien des Ressources, Keith Pitt, déclare : « Nous avons très clairement dit que nous ne fermerons pas nos mines de charbon ni nos centrales à charbon [...] nous continuerons d'avoir des marchés pendant des décennies à l'avenir. Et s'ils achètent… nous vendons »[10].
Selon l'Energy Institute, en 2022, la production de charbon de l'Australie atteignait 11,46 EJ (exajoules), au 5e rang mondial avec 6,6 % du total mondial, derrière la Chine (52,8 %), l'Inde (8,6 %), l'Indonésie (8,0 %) et les États-Unis (6,9 %) ; elle a baissé de 3,6 % en 2022, mais progressé de 3 % depuis 2012[s 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[6]. La production brute est remontée à 480 Mt en 2011-12 et à 529 Mt en 2012-13 (397 Mt après traitement)[Q 1], dont 415 Mt à ciel ouvert et 114 Mt en souterrain ; 246 Mt en Nouvelle-Galles du Sud et 274 Mt au Queensland[Q 2].
Consommation de charbon
La consommation de charbon en Australie est estimée en 1860 à 369 000 t[8].
Elle s'est élevée en 2022 à 1,55 EJ (exajoules), au 14e rang mondial avec 1,0 % du total mondial, en baisse de 4,8 % en 2022 et de 22 % depuis 2012. L’Australie consomme seulement 13,5 % de sa production de charbon[s 2].
Exportations de charbon
L'exportation de charbon remonte au début de la colonisation britannique massive de l'Australie. L’Australie exporte 29 000 t de charbon en 1851[8].
En 2022, l’Australie a exporté 8,39 EJ (exajoules) de charbon, se classant au 2e rang mondial des exportateurs avec 25,8 % du total, derrière l'Indonésie (28,3 %) et devant la Russie (16,5 %). Les exportations australiennes ont reculé de 13 % en 2022, mais progressé de 5 % depuis 2012[s 3]. Elles étaient destinées pour l'essentiel au Japon (38 %), à la Corée du sud (15 %), à l'Inde (12 %), à la Chine (1 %), au reste de l'Asie (24 %) et à l'Europe (7 %)[s 1].
Les exportations de charbon sont passées de 244 Mt en 2006-07 à 336 Mt en 2012-2013, soit +38 % en 6 ans[Q 3]. 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 2].
Le principal port d'exportation de charbon est celui de Newcastle, en Nouvelle-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[11]. La North Queensland Bulk Ports Corporation (NQBP), entreprise publique de l'État du Queensland, possède quatre ports de commerce dont deux pour le charbon[12] :
- 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
Réserves de pétrole
Les réserves prouvées de pétrole de l'Australie étaient estimées par BGR à 245 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit seulement 0,1 % du total mondial. Elles représentaient 11,6 années de production au rythme de 2020[r 3]. Elles ont baissé de 56 % depuis 2010[13].
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[14].
Production de pétrole
En 2022, l'Australie a produit 17,5 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 420 kb/j (milliers de barils par jour), en baisse de 5 % en 2022 et de 17 % depuis 2012. Cette production représente seulement 0,4 % de la production mondiale[s 4].
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 1].
Consommation de pétrole
En 2022, l'Australie a consommé 2,07 EJ (exajoules) de pétrole, soit 1 008 kb/j (milliers de barils par jour), en progression de 7,2 % en 2022 et de 2 % depuis 2012. Elle représente 1,1 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 42 % de sa consommation[s 5].
Exportations et importations de pétrole
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 3], 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 4]...
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 5]...
Gaz naturel
Réserves de gaz naturel
Les réserves prouvées de gaz naturel de l'Australie étaient estimées par BGR à 1 888 Gm3 (milliards de m³) fin 2020, soit 0,9 % du total mondial, au 18e rang mondial[r 4]. Elles représentent 12,3 années de production au rythme de 2020[r 5]. Elles ont baissé de 35 % depuis 2010[13].
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[15].
Production de gaz naturel
En 2022, selon l'Energy Institute, l'Australie a produit 152,8 Gm3 (milliards de m³) de gaz naturel, soit 5,50 EJ (exajoules), en progression de 3,1 % en 2022 et de 162 % depuis 2012. Elle se classe au 7e rang mondial avec 3,8 % de la production mondiale[s 6].
Consommation de gaz naturel
En 2022, l'Australie a consommé 41,6 Gm3 de gaz naturel, soit 1,50 EJ (exajoules), en progression de 4,3 % en 2022 et de 25 % depuis 2012. Cette consommation représente 1,1 % de la consommation mondiale. Elle absorbe 27 % de la production du pays[s 7].
En 2022, les effets indirects de la crise énergétique mondiale de 2021-2022 menacent la côte est du pays d'une pénurie de 10 % de sa consommation en gaz naturel. En effet, les producteurs gaziers déroutent de plus en plus leur production excédentaire sur les marchés spot à l'étranger, où les prix du GNL battent leurs records. Le prix du gaz sur la côte est a plus que triplé en un an, pour atteindre le montant record de 28,40 dollars par gigajoule, et celui de l'électricité, plus que doublé[16].
Exportations de gaz naturel
En 2022, les exportations de gaz naturel australien sous forme de GNL ont atteint 112,3 Gm3 (milliards de m³), en progression de 3,5 % en 2022 et de 297 % depuis 2012, au 2e rang mondial des exportations de GNL (20,7 % du total mondial) derrière le Qatar (21 %) et devant les États-Unis (19,2 %)[s 8], et au 5e rang mondial des exportations totales avec 8,9 % du total mondial, derrière les États-Unis (14,8 %), la Russie (13,1 %), le Qatar (10,6 %) et la Norvège (9,6 %). Les exportations australiennes ont été destinées surtout au Japon (37 %), à la Chine (31 %), à la Corée du Sud (14 %) et à Taïwan (9 %)[s 9]. L'Australie a importé 4,8 Gm3 de Papouasie-Nouvelle-Guinée par gazoduc[s 10].
L'Australie prévoyait fin 2018 de devenir en 2019 le premier exportateur mondial de GNL, devançant le Qatar, avec 77 Mt d'exportations contre 62 Mt en 2017-18, grâce à l'entrée en activité de plusieurs grands projets tels qu'Ichthys. Mais l'Agence internationale de l'énergie estime qu'en 2023, la capacité d'exportation du Qatar atteindra 105 Mds m3 contre 101 Mds m3 pour les États-Unis et 98 Mds m3 pour l'Australie[17].
Uranium et thorium
L'Australie est au 1er rang mondial pour ses réserves d'uranium : 1 684 100 tonnes de réserves prouvées récupérables en 2021, soit 28 % des réserves mondiales, très loin devant le second, le Kazakhstan (12 %)[18].
Pour les réserves de thorium, elle est au 3e rang, derrière l'Inde et le Brésil : 595 000 tonnes de réserves estimées en 2016, soit 9,4 % des réserves mondiales[19].
La production d'uranium de l'Australie se classait en 2021 au 4e rang mondial avec 4 192 tonnes d'uranium contenu, soit 8,7 % de la production mondiale, loin derrière le Kazakhstan (21 819 tonnes U. En 2020, elle était le 2e producteur mondial avec 13 % de la production mondiale[20].
En 2022, la production d'oxyde d'uranium (U3O8) a été de 4 820 t (4 087 tU) contre 7 798 t en 2019[21] ; la production de l'exercice 2022 se répartit en :
- Mine d'Olympic Dam : 3 317 t (3 967 t en 2019)
- Mine d'uranium Ranger : 0 (1 751 t en 2019)
- Four Mile : 1 503 t (2 080 t en 2019).
La production d'U3O8 est passée de 9 941 t en 2008 à 7 315 t en 2020 avec un minimum à 5 897 t en 2014, puis un fort recul en 2021 à 4 943 t[21].
Les exportations d'U3O8 sont passées de 9 663 t en 2008 à 7 351 t en 2020 avec un minimum à 5 669 t en 2014, puis sont tombées à 5 817 t en 2021[21].
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | |
Production (tonnes U3O8) | 10 145 | 9 941 | 9 413 | 6 958 | 7 056 | 8 244 | 7 488 | 5 897 | 6 668 | 7 447 | 6 937 | 7 696 | 7 798 | 7 315 | 4 943 | 4 820 |
Production (tonnes U contenu) | 8 603 | 8 430 | 7 982 | 5 900 | 5 983 | 6 991 | 6 350 | 5 000 | 5 654 | 6 315 | 5 882 | 6 526 | 6 612 | 6 203 | 4 192 | 4 087 |
Exportation (tonnes U3O8) | 10 232 | 9 663 | 9 706 | 6 888 | 6 628 | 8 116 | 7 317 | 5 669 | 6 969 | 7 679 | 6 753 | 7 158 | 8 228 | 7 351 | 5 817 | |
Exportation (tonnes U contenu) | 8 676 | 8 194 | 8 230 | 5 841 | 6 170 | 6 882 | 6 205 | 4 807 | 5 909 | 6 511 | 5 726 | 6 070 | 6 977 | 6 234 | 4 933 | |
Prix export (AUD/kg U3O8) | 86,11 | 77,54 | 114,90 | 88,3 | 88,4 | 95,6 | 96,2 | 88,9 | 115,1 | 93,1 | 78,2 | 87,5 | 91,5 | 107 | 122,4 |
En 2021, la production d'U3O8 a été exportée vers les États-Unis pour plus de la moitié (environ 15 % des approvisionnements des États-Unis) ; l'Europe a importé 1 671 t d'Australie en 2020, soit 13 % de ses besoins ; le Japon a contracté pour 2 500 t/an, la Corée du sud pour 1 500 t/an, la Chine pour 500 t/an, Taïwan pour 500 t/an et l'Inde pour 300 t/an[21].
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. La mine de Beverley a fermé en 2014 et celle d'Honeymoon en 2013, mais elles pourraient reprendre leur production au cas où les prix de l'uranium remonteraient[21].
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)[22], 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[23].
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[22]. 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[24].
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 BHP Billiton a annoncé son intention de revoir ce projet pour rechercher des solutions moins coûteuses[21].
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 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 , utilisant l'usine satellite Pannikin de Heathgate. Le gisement de Four Mile a des réserves de 32 000 t d'U3O8[21].
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 coentreprise 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 , Uranium One ferma la mine et la mit sous cocon dans l'attente d'une remontée des prix de l'uranium[21].
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[21]. L'opposition était principalement menée par l'aînée (de) Yvonne Margarula appartenant au peuple aborigène australien Mirarr (de).
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 coentreprise à 25 % ; après des dissensions entre les deux partenaires sur le mode d'exploitation et de traitement, Quasar Resources a démarré en l'exploitation de la partie est du gisement, en visant une production initiale de 970 t d'U3O8 par an[21].
Plusieurs autres projets d'exploitation de gisements sont en préparation.
L'Energy Institute estime la consommation d'énergie primaire de l'Australie à 5,98 EJ en 2022, soit 1,0 % de la consommation mondiale[s 11], et la consommation d'énergie primaire par habitant à 228,5 GJ, soit 3 fois la moyenne mondiale (75,7 GJ), supérieure de 76 % à celle de la France (129,8 GJ), mais inférieure de 19 % à celle des États-Unis (283,5 GJ)[s 12].
Source | 1990 | % | 2000 | % | 2010 | % | 2020 | % | 2022 | % 2022 | var. 2022/1990 |
Charbon | 1 461 | 40,5 | 2 016 | 44,5 | 2 113 | 40,0 | 1 783 | 31,7 | 1 919 | 33,7 % | +31 % |
Pétrole | 1 306 | 36,2 | 1 430 | 31,6 | 1 742 | 33,0 | 1 857 | 33,1 | 1 801 | 31,7 % | +38 % |
Gaz naturel | 619 | 17,2 | 807 | 17,8 | 1 146 | 21,7 | 1 557 | 27,7 | 1 464 | 25,7 % | +136 % |
Total fossiles | 3 386 | 93,9 | 4 253 | 94,0 | 5 001 | 94,6 | 5 197 | 92,5 | 5 184 | 91,1 % | +53 % |
Hydraulique | 51 | 1,4 | 59 | 1,3 | 49 | 0,9 | 53 | 0,9 | 59 | 1,0 % | +15 % |
Biomasse-déchets | 166 | 4,6 | 211 | 4,7 | 205 | 3,9 | 198 | 3,5 | 194 | 3,4 % | +17 % |
Solaire, éolien, géoth. | 3,4 | 0,1 | 4 | 0,1 | 30 | 0,6 | 168 | 3,0 | 251 | 4,4 % | x7,4 |
Total EnR | 220 | 6,1 | 274 | 6,0 | 284 | 5,4 | 418 | 7,5 | 504 | 8,9 % | +129 % |
Total | 3 606 | 100 | 4 526 | 100 | 5 285 | 100 | 5 615 | 100 | 5 688 | 100 % | +58 % |
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1] |
La consommation finale d'énergie de l'Australie s'est élevée à 3 307 PJ en 2021, dont 23,6 % d'électricité, en progression de 39 % depuis 1990, répartie entre les transports (37,8 %), l'industrie (28,9 %), le secteur résidentiel (14,1 %), le secteur tertiaire (9,0 %), l'agriculture (3,4 %) et les usages non-énergétiques (6,7 %)[1].