La centrale électrique de la société le Nickel à Nouméa (SLN) filiale du groupe ERAMET est très ancienne (1970), polluante et peu économique. Le coût de l’électricité représente une part significative du coût de production du nickel (15 % au cours actuel du pétrole) et est un facteur important de la compétitivité de la SLN. Des études sont conduites depuis 2006 pour renouveler cette centrale et le choix d’une centrale à charbon pour remplacer la centrale actuelle au fuel a été validé en 2012 par les actionnaires mais cette décision a été suspendue par ERAMET en 2015 du fait de la dégradation de la situation financière de la société compte tenu de la chute des cours du nickel ( -70 % en 10 ans). En avril 2016, le premier ministre a annoncé que l’État apporterait sa garantie sur le financement bancaire de cette centrale. Le gouvernement a donc demandé qu’une mission conjointe CGE -CGEDD réexamine le choix de la filiére au regard de l’accord de Paris sur le climat. Après un déplacement à Nouméa fin aout 2016, la mission recommande, sur le plan technique, une centrale électrique alimentée au gaz naturel liquéfié (GNL) qui permet une forte réduction du niveau de pollution (plus de 50 % de réduction de CO2, 95 % de réduction des poussières et des Nox, et plus de 99 % de réduction et du 502) et est l’investissement le plus faible parmi les diverses solutions. Cette nouvelle centrale devra avoir une puissance permettant de satisfaire l'intégralité des besoins de l'usine métallurgique de la SLN et apporter un complément au réseau domestique soit 200 MW. Le montant des investissements pour une centrale au gaz est inférieur à ceux d'une centrale au fioul ou une centrale au charbon. Les partenaires locaux de la SLN n'ont pas réellement étudié les options d'énergies renouvelables pour produire l'électricité nécessaire à la production de nickel, mais la mission s'est attachée avec l'aide de l'ADEME à explorer ce type de solutions. La difficulté majeure d'une énergie renouvelable est l'intermittence de la fourniture d'énergie alors que la centrale doit alimenter les fours en continu, ces derniers ne devant pas s'arrêter, car tout arrêt nécessiterait des travaux importants et coûteux de remise en service. Cependant la mission estime qu'une capacité de 20 MW de la centrale peut éventuellement être substituée dans des conditions économiques raisonnables par une production d'électricité solaire à condition qu'une étude de faisabilité locale détermine la disponibilité d'un terrain de l'ordre de 40 ha au moins et que l'intermittence puisse être palliée à partir du réseau de distribution publique d'ENERCAL. Cette capacité de production électrique solaire ne générera qu'une réduction de 2 % de la production électrique de la centrale et donc la pollution correspondante. Avec un prix du baril à 45 $, la production d'électricité au GNL permet un coût de revient de l’électricité environ 30 % moins élevé que le coût actuel et 10 % moins cher que la solution au charbon. Le GNL est compétitif par rapport au charbon jusqu’à un prix de 60 $ à 70 $ le baril selon le schéma de financement. Le schéma de financement le plus favorable pour le prix de vente de l'électricité repose sur une défiscalisation par la France et la Nouvelle Calédonie jusqu'à 50% d’une partie de l’investissement et un emprunt garanti par l'Etat français. Pour un prix du baril de 85 $, possible à moyen terme, le coût de revient de l'électricité au GNL affiche un surcoût de l’ordre de 10 % à 15 % par rapport à l'électricité produite au charbon .La construction et l'exploitation de la nouvelle centrale devront être portées par une ou deux sociétés de projet au sein de laquelle le territoire de la Nouvelle Calédonie souhaite être majoritaire. Compte tenu de l'urgence du renouvellement de la centrale en fin de vie d'une part et de la nécessité de réduire les coûts de production de l'électricité d'autre part, il est essentiel que cette équipe soit constituée au plus vite.