À l’image de la centrale souffreteuse de Doniambo, le projet de sa remplaçante a bien du mal à se concrétiser. Après de nombreux atermoiements et la mise en examen de l’ancien président du conseil d’administration, les nouveaux responsables de Nouvelle- Calédonie Énergie (NCE), société en charge du dossier, ont décidé de changer leur fusil d’épaule en revoyant complètement la stratégie de financement et en lançant deux pistes de réflexion en parallèle. La raison de ce revirement est simple, selon Chris Fouqueray, le pilote du projet pour NCE. « L’ancien projet de centrale à gaz de 200 MW présentait un coût et un risque financier très élevés pour la Nouvelle- Calédonie. Il ne répondait pas non plus aux enjeux de la SLN. »

Pour rappel, cette centrale doit venir en remplacement de celle au fuel lourd, à Doniambo, et qui appartient à la SLN. L’industriel devait la remplacer depuis plusieurs années, mais faute de moyens (une réserve de près de 100 milliards de francs avait été distribuée sous forme de dividendes aux actionnaires en 2012 et 2013), le projet avait été abandonné, forçant la collectivité à le reprendre en main sous la menace d’une fermeture de la SLN.

La centrale électrique est un élément clef du plan de sauvetage de l’usine qui n’en finit plus de durer. Cela fait plus de cinq ans que la SLN est sur la corde raide et sans parvenir à son objectif en matière de coût de production de 4,5 dollars US la livre. Certains responsables de la direction parlent même d’un objectif de quatre dollars par livre. Le coût de production se situait autour de 5,9 dollars la livre fin 2019. La centrale devrait faire gagner 0,25 dollar US par livre. Le projet initial n’aurait pas permis de réaliser cette économie.

Une solution clef en main avantageuse ?

La nouvelle orientation présentée par Pierre Kolb, le président du conseil d’administration de NCE, est de confier intégralement le projet à un producteur d’énergie, de la construction à l’exploitation, de manière à réduire le coût pour la collectivité (le cahier des charges a lui aussi été allégé) et ainsi réduire le risque financier. Un partenariat public-privé qui fonctionne parfaitement sur le papier, mais un peu moins dans la réalité. De nombreux exemples illustrent que ce type de partenariat n’est pas si « gagnant-gagnant » que ça. La Calédonie a un exemple en la matière, celui du Grand Tuyau qui permet l’adduction d’eau potable de la Tontouta jusqu’au Grand Nouméa. Un dossier édifiant dont la construction a coûté un peu plus de huit milliards de francs et pour laquelle la Lyonnaise des eaux aurait perçu près de 96 milliards de francs si le contrat n’avait pas été dénoncé par des associations.

Plus généralement, des experts soulignent les difficultés de ce type de partenariat sur les risques de corruption et de gouvernance. À ce jour, il n’existe toujours pas d’autorité indépendante de régulation de l’énergie, comme l’a recommandé la Commission de régulation de l’énergie. Il en va de même pour le suivi des contrats qui nécessite une parfaite connaissance et des expertises très pointues. Sur la notion de risque, le partenariat public- privé ne règle pas non plus toutes les questions. Dans la plupart des cas, le risque repose in fine indirectement sur les épaules publiques, en cas de défaillance du prestataire. Sans compter que le transfert du risque est loin d’être gratuit. Les différentes études estiment que ces partenariats, que beaucoup de pays regardent aujourd’hui du coin de l’œil, augmentent la facture des projets de près de 25 %. Le seul avantage étant d’éviter à la collectivité de s’endetter, au détail près que ce sont les usagers qui supportent ensuite la facture.

On peut donc s’interroger sur ce choix, d’autant qu’une taxe pour la transition énergétique sur les carburants avait été créée en avril 2018, afin précisément de financer la centrale. Le gouvernement a toutefois décidé de reverser cette taxe au budget général de la Nouvelle- Calédonie. C’est également sans compter sur l’avenir de la SLN qui, outre les investissements nécessaires pour augmenter ses exportations de minerais, va devoir investir dans la réfection du Four Demag 11 pour un montant de plus de dix milliards de francs.

L’incertitude sur le futur de la SLN ne simplifie pas le dossier, qui tourne essentiellement autour des enjeux industriels. Un projet de délibération de la province Sud visant à reporter l’application de nouvelles normes d’émission pour préserver la qualité de l’air ne va pas dans le sens d’une clarification. Dans la note de présentation*, les services provinciaux estiment que « la mise en route d’une future centrale thermique ne pourra se faire raisonnablement avant 2025 ». Un délai plutôt long si l’on considère la situation préoccupante de la SLN. Pierre Kolb ne s’en cache pas, « il y a un risque que nous arrivions après la bataille de la SLN », car rien ne dit que les candidats puissent répondre aux contraintes imposées par NCE, tout en restant dans un prix du kilowatt acceptable pour la SLN.

Une piste, l’autre ou les deux

En parallèle de cet appel à manifestation d’intérêt international, NCE a également lancé une autre piste, celle des énergies renouvelables. Tous les acteurs locaux sont mobilisés sur ce volet (Enercal, Agence calédonienne de l’énergie, Dimenc, SLN, le cluster Synergie) qui s’annonce d’ores et déjà complexe sur la partie stockage. Le photovoltaïque dont les coûts ont chuté drastiquement est dans toutes les têtes. Reste que le dimensionnement nécessaire pour répondre aux besoins sont tout simplement colossaux. Il faudrait construire une centrale photovoltaïque de 1 000 MWc et le stockage nécessaire.

Il existe plusieurs centrales de cette taille, mais très peu, et toutes sont situées dans des zones plutôt désertiques comme les Émirats arabes unis, le Pakistan, l’Inde ou encore la Californie. Si la surface théorique des panneaux photovoltaïques est estimée à 600 hectares, les projets bien concrets s’étalent plutôt sur plusieurs milliers d’hectares. Un luxe de l’espace dont ne dispose pas la Nouvelle-Calédonie, sans même parler des contraintes de transport de l’électricité. La construction d’une telle installation nécessiterait la réfection du réseau pour un investissement qui se chiffrerait en milliards. Reste enfin la question du stockage qui coûte cher et nécessite la mise en place d’une filière de traitement des batteries. Mais sur ce point, de nombreux projets en Australie ont tendance à montrer que les solutions de stockage peuvent être exploitables à des coûts raisonnables.

Mais le photovoltaïque n’est pas la seule option sur la table. Il y a bien sûr l’hydrogène ou encore l’hydraulique. Sur cette technologie, le président de NCE est plutôt enthousiaste, même si l’impact environnemental du chantier est loin d’être neutre. Il s’agit des stations de transfert d’énergie par pompage fonctionnant sur le modèle d’un barrage artificiel. Pour faire simple, la journée, on pompe de l’eau dans un bassin à l’aide d’électricité issue des énergies renouvelables pour l’emmener dans un bassin situé au-dessus. Il suffit ensuite de relâcher l’eau au travers d’une turbine jusqu’au bassin initial pour générer de l’électricité.

Mais comme le souligne Pierre Kolb, aucune des pistes n’a le dessus. L’idée serait même de pouvoir combiner les deux tout de suite ou plus vraisemblablement de manière progressive. Il conviendra de prendre en compte les aspects économiques, mais aussi environnementaux ainsi qu’en termes de bilan carbone. Les premiers retours des candidats pour la centrale thermique sont attendus d’ici la fin du mois. NCE se donne jusqu’au troisième ou quatrième trimestre pour définir la trajectoire du projet et dresser un calendrier si une direction peut être définie. D’ici là, tout l’enjeu, selon Pierre Kolb, est de faire comprendre à la population que le dossier est complexe et qu’il n’y aura, quoi qu’il arrive, pas de solution parfaite.

M.D.