La política energética de Queensland se basa en el documento del año 2000 denominado Política energética de Queensland: una estrategia energética más limpia . [1] El gobierno de Queensland contribuye al desarrollo energético a través del Departamento de Energía y Abastecimiento de Agua . El estado es conocido por su importante contribución a la minería de carbón en Australia . El combustible principal para la generación de electricidad en el estado es el carbón, y el gas de veta de carbón se está convirtiendo en una fuente importante de combustible. Queensland posee el 98% de las reservas de gas de veta de carbón de Australia. Una expansión de las industrias de alto consumo energético, como la minería, el crecimiento económico y el crecimiento demográfico han creado una mayor demanda de energía en Queensland. [2]
En 2006, Queensland se convirtió en el mayor emisor de gases de efecto invernadero de Australia debido a su dependencia de la energía generada a partir del carbón y del transporte por carretera. [3] Un informe gubernamental de 2005 destacó la vulnerabilidad del estado al aumento de los precios del petróleo.
Queensland fue el primer estado en producir petróleo comercial, el primero en encontrar gas natural y el primero en abastecer a una ciudad capital con gas natural por medio de un gasoducto. Posee el yacimiento petrolífero terrestre más grande de Australia , el yacimiento petrolífero de Jackson . También fue el primer estado en utilizar una forma de energía hidroeléctrica en Thargomindah, cuando se aprovechó la presión del agua de un pozo excavado en la Gran Cuenca Artesiana para generar energía eléctrica.
El estado tiene una capacidad de generación actual de más de 15.000 MW. [5] La demanda máxima de electricidad en Queensland para la que hay datos disponibles actualmente fue de 8.891 MW y se produjo el 18 de enero de 2010. [6] El sector de recursos de Queensland crea una fuerte demanda de electricidad en minas, fundiciones y refinerías, que a menudo se encuentran en la región de Queensland. [7] Dos interconectores entre Queensland y Nueva Gales del Sur permiten al estado exportar energía al sur. [2] El primero fue el interconector Terranora , puesto en servicio en 2000. El segundo en ponerse en servicio fue el Interconector Queensland-Nueva Gales del Sur (QNI) a principios de 2001. [8] El QNI inicialmente tenía una capacidad de 300 MW. Con mejoras en los sistemas eléctricos en ambos extremos, la capacidad se ha más que duplicado, y actualmente Queensland puede exportar hasta 1380 MW de electricidad, o importar hasta 880 MW. [8] Más del 75% de la capacidad de generación adicional construida desde la creación del Mercado Nacional de Electricidad (NEM) está en Queensland, lo que explica la diferencia relativamente grande entre la capacidad de generación del estado y la demanda.
En abril de 1985, la disputa SEQEB provocó que los trabajadores de la electricidad abandonaran sus puestos de trabajo debido al estancamiento de las negociaciones salariales. Brisbane y el sudeste de Queensland sufrieron apagones continuos y 1.000 miembros del sindicato perdieron sus empleos. El sector de generación de electricidad fue desregulado en 2007 por el ex primer ministro Peter Beattie . Ese mismo año, el gobierno de Queensland prohibió el desarrollo de instalaciones de energía nuclear en Queensland. [9]
Como en Queensland hay menos gente en las zonas remotas y regionales, la electricidad está subvencionada mediante un pago de Obligación de Servicio Comunitario que se realiza a distribuidores como Energex y Ergon . [10] La Autoridad de Competencia de Queensland , actuando en virtud de la Ley de Electricidad de 1994 , calcula el Índice de Coste Minorista de Referencia que se utiliza para ajustar los precios de la electricidad anualmente. [11]
En el año fiscal 2007-08, el 88% de la generación de electricidad de Queensland fue alimentada por carbón negro, el 10% por gas y el 2% por fuentes renovables. [7] La política energética de Queensland estipula que el gobierno no emitirá más licencias de generación para nuevas centrales eléctricas a carbón a menos que se utilice la mejor tecnología de bajas emisiones del mundo y pueda facilitar la tecnología de captura y almacenamiento de carbono en el futuro. [7] El acceso a numerosas minas de carbón , incluidas 10 minas en la principal región productora de carbón de la cuenca de Bowen , [12] proporcionó una fuente abundante de combustible que históricamente era más barata de producir en comparación con las fuentes renovables, ya que no se tenían en cuenta los costos sociales, sanitarios y climáticos de la quema de carbón. El IPCC ha identificado que el carbón no puede usarse para la generación de energía más allá de 2050, si se quiere mantener el calentamiento por debajo de 1,5 °C.
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Según los estándares internacionales, Queensland no tiene reservas significativas de petróleo . [13] La primera producción comercial de petróleo en Australia comenzó en Moonie en 1962. [14] Se descubrieron más depósitos de petróleo en el suroeste de Queensland en la década de 1980. [15] El campo petrolífero terrestre más grande de Australia es el campo petrolífero de Jackson . [16] Un oleoducto va de Jackson a Brisbane. En 2003, el oleoducto se abrió en Lytton causando el derrame de petróleo más grande de la historia de Queensland. [17] Queensland tiene la mayoría de los 30 mil millones de barriles de recursos de esquisto bituminoso conocidos de Australia. [15] En 2008, se promulgó una moratoria de 20 años sobre la minería de esquisto bituminoso debido a preocupaciones ambientales. [18] La prohibición se levantó a principios de 2013, lo que permitió que la producción comercial comenzara en una planta de Queensland Energy Resources en Gladstone. [18 ]
Ampol (anteriormente llamada Caltex Australia) posee la refinería de combustibles más grande de Queensland, Lytton Oil Refinery , que se encuentra en Lytton . Comenzó a operar en 1965 y produce una gama de productos derivados del petróleo que satisface más de la mitad de las necesidades de combustible del estado. [19] Una segunda refinería de combustible, Bulwer Island Refinery , estaba ubicada cerca de Bulwer Island y es propiedad de BP . Cerró en 2015 y se convirtió en una terminal de importación de combustible. Una refinería mucho más pequeña es la Refinería Eromanga cerca de los campos petrolíferos del suroeste de Queensland. Produce diésel especializado con bajo contenido de partículas para las industrias de minería subterránea y transporte.
En mayo de 2005, Peter Beattie creó el Grupo de Trabajo sobre la Vulnerabilidad del Petróleo de Queensland. El grupo de trabajo estaba dirigido por el diputado por Hervey Bay, Andrew McNamara , y su objetivo era investigar las limitaciones de la oferta, el aumento de los precios y el impacto del pico del petróleo en los habitantes de Queensland. [20] El grupo de trabajo elaboró el Informe McNamara, que concluía que el estado era muy vulnerable al aumento de los precios del petróleo y que no era fácil sustituirlo por fuentes de energía alternativas. La recomendación clave era que el Gobierno de Queensland elaborara una estrategia de mitigación y un plan de acción. [20]
El gas de carbón (derivado del carbón) se produjo en Petries Bight en el río Brisbane desde 1864.
El primer descubrimiento de gas natural en Australia se produjo en Roma en 1900, cuando un equipo estaba perforando un pozo de agua. [14] El primer gasoducto de Australia, el gasoducto de Roma a Brisbane , tenía 435 km de longitud y fue inaugurado el 17 de marzo de 1969 por Bjelke-Petersen. [21] Conectaba los yacimientos de gas de Roma con Brisbane para uso comercial y doméstico, una primicia para una ciudad capital de Australia. El gasoducto se amplió 756 km en 1996 para conectar con los yacimientos de gas de Ballera . [21] Otro gasoducto, que se completó en abril de 1998, viaja hacia el norte desde Ballera hasta Mount Isa . [15]
El gas natural se extrae tanto de las cuencas Cooper como de Eromanga . [13] El gas natural se entrega directamente a los hogares de las ciudades de Brisbane, Gold Coast, Ipswich, Toowoomba, Maryborough, Hervey Bay, Bundaberg, Gladstone y Rockhampton. [22]
En algunas minas de carbón se recogen los gases residuales de las minas y se utilizan para generar pequeñas cantidades de energía. En la mina de carbón Moranbah North, una central eléctrica de 45 MW genera energía de carga base y reduce las emisiones de gases de efecto invernadero. [23] Las minas de carbón de Oaky Creek recogen suficiente gas de mina para generar 20 MW de energía. [24]
La producción comercial de gas de veta de carbón se inició en Australia en diciembre de 1996 en el proyecto Dawson Valley, cerca de la mina de carbón de Moura . [26] La mayor parte del gas producido en Queensland ahora proviene de vetas de carbón . [13] Según cifras de 2005, Queensland tiene el 98% de las reservas probadas y probables de gas de veta de carbón de Australia. [26] En el año fiscal 2009/10 la inversión en la industria del gas de veta de carbón aumentó un 43% en comparación con el año fiscal anterior. [27]
En 2010, se anunció que el proyecto Curtis LNG en Gladstone procesaría el gas de veta de carbón transportado a través de una tubería subterránea de 540 km desde la cuenca de Surat en gas natural licuado para su exportación. [28] El gas de veta de carbón en la cuenca de Surat es 98% metano , lo que lo hace relativamente puro y requiere poco tratamiento antes de su uso. [29] El 21 de abril de 2011, se firmó en Brisbane el mayor acuerdo de compraventa de Australia por volumen anual de GNL. El acuerdo vinculante entre Origin Energy (con el socio de empresa conjunta ConocoPhillips ) y Sinopec verá 4,3 millones de toneladas de GNL exportadas a China a través de Gladstone a partir de 2015 durante los próximos 20 años. [30]
El impacto de la exploración y producción de gas de veta de carbón ha suscitado numerosas preocupaciones ambientales. En una auditoría de pozos de gas de veta de carbón realizada en 2011 se descubrió que 34 de 2.719 pozos (el 2%) tenían fugas detectables. [31] Cinco pozos tenían fugas que eran inflamables. [31]
La política de energía renovable está definida en el Plan de Energía Renovable de Queensland, que está bajo los auspicios de la Oficina de Energía Limpia. [32] Queensland se ha adherido al Plan de Objetivos de Energía Renovable que apunta a producir el 20% de la energía de Australia a partir de energías renovables para el año 2020. [33]
La actual política energética de Queensland no fijará objetivos superiores a los mandatos nacionales en materia de energía renovable debido a su importante impacto económico. A pesar de contar con una definición legal clara de energía renovable y un amplio suministro de luz solar, [34] el desarrollo de la energía renovable en Queensland está a la zaga de otros estados australianos .
Las 21 fábricas de azúcar de Queensland generan energía estacional a partir de la quema de bagazo . [15] El exceso de energía que no utiliza la fábrica se devuelve a la red. La fábrica de Rocky Point, en Gold Coast, sustituye otros desechos verdes cuando no hay desechos de caña de azúcar disponibles. [35] En Brisbane, hay una instalación de conversión de residuos en energía en el vertedero de Rochedale y se planea una segunda para el vertedero de Willawong. [36]
En la remota región del suroeste de Queensland, hay grandes recursos geotérmicos que permanecen en su mayoría sin explotar. [37] Se toma agua casi hirviendo de la Gran Cuenca Artesiana para alimentar una pequeña planta de energía geotérmica en Birdsville . [38] Aquí, las cuencas Cooper y Eromanga contienen algunos de los granitos fracturados más calientes del mundo, que también están cerca de un suministro de agua adecuado para una central eléctrica. [39]
En agosto de 2010, el Parlamento de Queensland aprobó la Ley de Energía Geotérmica de 2010 , que reemplaza la Ley de Exploración Geotérmica de 2004. [40] La nueva ley incorpora requisitos de producción e incluye cambios en la política de acceso a la tierra .
En octubre de 2010, el Ministro de Minas y Energía de Queensland, Stephen Robertson , anunció la Iniciativa de Energía Geotérmica Costera . El objetivo de la iniciativa era identificar los recursos geotérmicos que se encuentran cerca de la costa, con sus líneas de transmisión de electricidad existentes y los principales centros de población. [41] Se identificó potencial en cuatro cuencas geológicas: la cuenca de Tarong, la cuenca sur de Maryborough, la cuenca norte de Duaringa y la cuenca de Hillsborough. [42]
En abril de 2011 se inauguró en la Universidad de Queensland el Centro de Excelencia en Energía Geotérmica de Queensland (QGECE) [43] . El centro se encargará de la investigación y el desarrollo en materia de generación de electricidad a gran escala a partir de energía geotérmica.
Queensland ha sido lenta en adoptar la energía eólica en comparación con otros estados y territorios de Australia. [44] El parque eólico Windy Hill es la única central eléctrica eólica que opera actualmente en Queensland. Hay una pequeña instalación con dos turbinas en la isla Thursday y otra turbina individual en la isla North Keppel . [45]
Queensland cuenta con algunas instalaciones hidroeléctricas en el norte y el sureste de Queensland. La más grande es la central hidroeléctrica de Wivenhoe , que puede producir un máximo de 500 MW cuando es necesario. [46] El uso de agua de pozo en Thargomindah a partir de 1893 se ha descrito como el primer plan hidroeléctrico de Australia. [47] Estuvo en funcionamiento hasta 1951.
El Plan de Bonificación Solar funcionó desde 2008 [48] hasta 2013, y ahora la energía solar en los tejados se encuentra en el 27% de las casas unifamiliares del sudeste de Queensland, con un total de más de 937 MW de paneles solares. [49] Más de 1/3 de los propietarios reciben ahora 6,4 centavos por kilovatio hora por el excedente de energía que se devuelve a la red, y el resto todavía recibe los 44 céntimos/kWh del plan. [50] La Oficina de Energía Limpia ofrece un reembolso por agua caliente solar para los habitantes de Queensland que compren e instalen un sistema de agua caliente solar o una bomba de calor . [51]
La instalación de sistemas solares en los tejados de Queensland se ve obstaculizada por supuestas deficiencias en la red eléctrica. Estas afirmaciones indican que, como la red fue diseñada para suministrar energía desde la estación hasta el hogar y no al revés, la red no puede soportar la generación de energía a partir de paneles solares en los tejados. Sin embargo, estas afirmaciones parecen basarse en el exceso de energía más que en las deficiencias reales, siendo la pérdida de ingresos una de las principales preocupaciones enumeradas. Para que la energía se "retroalimente" como se describe, se necesitaría generar suficiente energía solar para satisfacer los requisitos del área atendida por la subestación local antes de que pudiera retroalimentarse. [48]
Una política del gobierno estatal de diversificación de las fuentes de combustible ha dado lugar a iniciativas como el Plan de Gas del 13%. Posteriormente, el objetivo obligatorio para los minoristas de electricidad de Queensland se ha elevado al 15% para 2011 y al 18% para 2020. [52] Los combustibles elegibles incluyen gas natural, gas de veta de carbón, gas licuado de petróleo y gases residuales. Estas iniciativas y la suspensión en 2006 de la tala de tierras en Queensland forman parte de la estrategia del estado para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero .
La Oficina de Energía Limpia se creó en 2008 para ayudar a las empresas a desarrollar proyectos de energía limpia para el estado. [53] También administra el Plan de Bonificación Solar mediante el cual se paga a los hogares y otros pequeños clientes por el excedente de electricidad que se devuelve a la red eléctrica.
El Gobierno de Queensland puso en marcha el programa Solar Schools con el objetivo de reducir el consumo de energía de las escuelas en un 30%. [54] La iniciativa, que comenzó en 2008, implica la instalación de un mínimo de dos paneles solares de KW en cada escuela estatal de Queensland. Los servicios de guardería y jardín de infantes también recibieron financiación para la instalación de los sistemas de energía solar. [55]
El proyecto de agua reciclada del Corredor Occidental , en el sureste del estado, se ha construido para garantizar que se mantenga el suministro de agua a las centrales eléctricas durante la sequía en Australia . El gobierno de Queensland ha realizado sus propias mejoras de eficiencia energética en el marco de la Estrategia de gestión energética del gobierno.
En mayo de 2011, el Gobierno de Queensland anunció el Plan de Gestión Energética de Queensland. El objetivo del plan es reducir la demanda máxima y compensar la necesidad de poner en funcionamiento una nueva gran central eléctrica. [56] Incluye 28 iniciativas que van desde tarifas obligatorias fuera de horas punta para sistemas de agua caliente, acceso mejorado a energía fuera de horas punta para propietarios de piscinas que operen filtros de piscina y un ensayo de gestión del uso de energía en máquinas expendedoras . El plan también incluye el establecimiento de un Centro de Gestión Energética para brindar asesoramiento sobre eficiencia energética y una tarifa especial para electrodomésticos que consumen mucha energía, como los acondicionadores de aire, que pueden ser apagados por los distribuidores de electricidad en horas punta. [56] Si el plan se adoptara en su totalidad, podría ahorrar 3.500 millones de dólares australianos en costos futuros de infraestructura. [57]
En 2011, se anunció que el proyecto Kogan Creek Solar Boost se llevaría a cabo en Brigalow, junto a la central eléctrica de Kogan Creek . El proyecto, que utiliza tecnología de vapor solar sobrecalentado, será la mayor integración de tecnología solar con una central eléctrica a carbón del mundo [58] y el mayor proyecto solar del hemisferio sur. [59]
El parque solar Windorah es el primer proyecto de Ergon Energy que se está llevando a cabo en las inmediaciones de la ciudad de Windorah . El proyecto, que costará 4,5 millones de dólares australianos, proporciona un máximo de 180 kW para la ciudad de unos 100 habitantes.
La línea de transmisión CopperString de 6 GW es un proyecto para unir Mount Isa con Townsville y el Mercado Eléctrico Nacional , a diferentes voltajes. Se espera que las líneas eléctricas cuesten 5.000 millones de dólares australianos para desarrollar y tengan una longitud total de 1.028 km. [60] [61] El proyecto CopperString se pospuso después de que Xstrata decidiera obtener su electricidad de una pequeña planta de energía a gas en Mt Isa. [62] Los contratos para el proyecto se firmaron en 2021, [63] y los preparativos comenzaron en julio de 2024, cuando comenzó la construcción para alojar a 500 personas. La línea podría comenzar a construirse en 2025. [64]
El proyecto de esquisto bituminoso de Stuart , cerca de Gladstone, fue el primer intento importante de Australia desde los años 1950 de reiniciar el uso comercial del esquisto bituminoso. El proyecto completó una fase de prueba, pero se suspendió durante la evaluación de impacto ambiental de la siguiente etapa. [65]
El proyecto de la central eléctrica Zerogen, situada cerca de la central eléctrica Stanwell, se había planificado como uno de los principales promotores de la captura y el almacenamiento de carbono en Australia . La financiación del proyecto se canceló en 2010 porque no era económicamente viable. [66] El proyecto incluía una investigación detallada sobre la viabilidad de la captura y el almacenamiento de carbono .
A principios de 2007, Exxon abandonó un plan para construir un gasoducto de 3.200 km de longitud y 5.500 millones de dólares australianos desde Papúa Nueva Guinea. [67] Para entonces, la importación de gas a Australia ya no era rentable. Una planta subterránea de gasificación de carbón propiedad de Cougar Energy se cerró en julio de 2011 después de que el Departamento de Medio Ambiente y Gestión de Recursos determinara que representaba un riesgo significativo para las aguas subterráneas en la región agrícola de South Burnett . [68] La planta subterránea era uno de los tres proyectos de prueba en marcha en Queensland.
