La energía en Victoria , Australia, se genera utilizando una serie de combustibles o tecnologías, incluidos el carbón, el gas natural y las fuentes de energía renovables . El lignito, históricamente, fue la principal fuente de energía primaria para la generación de electricidad en el estado, representando aproximadamente el 85% de la generación de electricidad en 2008. [1] La cantidad de energía a carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de la central eléctrica de Hazelwood , que suministraba alrededor del 20% de la electricidad de Victoria, y en menor medida con la salida de la central eléctrica de Anglesea en 2015. El lignito es uno de los mayores contribuyentes a las emisiones totales de gases de efecto invernadero nacionales de Australia y una fuente de controversia para el país. Australia es uno de los mayores contaminadores de gases de efecto invernadero per cápita del mundo.
En 2020, el coeficiente de gases de efecto invernadero para Victoria recomendado por la Comisión de Servicios Esenciales fue de 1,13 kg CO 2 -e/kWh, lo que lo convierte en el coeficiente de CO 2 más alto para la generación de electricidad en Australia. [2]
Las energías renovables aportan una fracción cada vez mayor de la electricidad de Victoria. En 2021, el 33 % de la generación de electricidad procedía de fuentes renovables. [3] En 2022, el gobierno estatal anunció el objetivo de aumentar esa proporción al 95 % para 2035. [4]
Los primeros suministros de electricidad a Melbourne fueron generados y distribuidos por una serie de empresas privadas y empresas municipales de generación y distribución. La principal central eléctrica de propiedad municipal en Victoria era operada por el Ayuntamiento de Melbourne , que generaba electricidad desde su central eléctrica de Spencer Street , que se inauguró en 1892, para los residentes de la ciudad, además de ser un proveedor mayorista para otros distribuidores municipales. La principal empresa de propiedad privada era la Melbourne Electric Supply Company , que se estableció en 1899. La empresa operaba la central eléctrica de Richmond , que se había inaugurado en 1891, y la central eléctrica de Geelong . [5] Operaba bajo acuerdos de franquicia con una serie de distribuidores municipales. El último gran generador de electricidad fue Victorian Railways , que en 1918 abrió la central eléctrica de Newport , la central eléctrica más grande del área urbana, para suministrar electricidad como parte de la electrificación de los trenes suburbanos de Melbourne . [6] Todos estos primeros generadores dependían del suministro de combustible de la industria del carbón negro propensa a las huelgas de Nueva Gales del Sur .
En Victoria, la producción de electricidad se hacía con una tecnología relativamente sencilla, pero era difícil transmitirla incluso a corta distancia. Al principio, se utilizaba solo para eventos públicos (como la visita del duque de Edimburgo en 1867 y un partido de fútbol nocturno en el Melbourne Cricket Ground en 1879) y para la iluminación de teatros. En Melbourne se construyeron plantas generadoras a pequeña escala para abastecer a pequeñas áreas e industrias. Sin embargo, el gas siguió siendo el combustible para el alumbrado público de Melbourne hasta 1894, después de que el Ayuntamiento de Melbourne construyera la central eléctrica de Spencer Street. Esta central generaba suficiente energía para iluminar las calles de Melbourne. Otros ayuntamientos adoptaron la iniciativa de Melbourne y, a finales de la década de 1890, las calles de muchas zonas cercanas (como Richmond , Essendon , Hawthorn y South Yarra ) también estaban iluminadas con electricidad. Algunos ayuntamientos establecieron sus propias redes de distribución, entre ellos Footscray (1911), Brunswick (1912-1913), Port Melbourne (1912-1913), Preston (1912), Nunawading (1912), Northcote (1912), Coburg (1914), Heidelberg (1914), Williamstown (1915-1916) y Doncaster (1916). [7]
La Comisión Estatal de Electricidad de Victoria (SECV) se formó en 1921 para fusionar estas pequeñas operaciones. [b] En la década de 1920, la SECV investigó la generación de energía hidroeléctrica , en paralelo con el trabajo en las centrales eléctricas alimentadas con lignito en Yallourn . En 1922, los señores JM y HE Coane presentaron un informe relacionado con el desarrollo de la energía hidroeléctrica potencial en el río Goulburn y la cordillera Cerberean. Sus hallazgos se presentaron luego al Parlamento de Victoria para su financiación, y el proyecto más rentable [8] se aprobó en 1922, [9] y el Plan Hidroeléctrico Rubicon comenzó ese año. Durante los primeros diez años de su funcionamiento, suministró en promedio el 16,9% de la electricidad generada por la SECV.
Durante la década de 1920, la SECV se hizo cargo de una serie de pequeños distribuidores municipales de electricidad y, en la década de 1930, adquirió la Melbourne Electric Supply Company junto con sus operaciones de tranvía urbano. [5] A pesar de estas adquisiciones, las empresas de distribución controladas por los municipios, conocidas como Empresas Municipales de Electricidad (MEU, por sus siglas en inglés), en las áreas urbanas interiores de Melbourne permanecieron fuera del control de la SECV hasta la privatización de la industria en la década de 1990. [10]
El primer tranvía eléctrico en Melbourne fue construido en 1889 por Box Hill and Doncaster Tramway Company Limited, una empresa que quebró en 1896. Los tranvías eléctricos regresaron en 1906, con la inauguración del Electric Street Railway de Victorian Railways desde St Kilda a Brighton , y fue seguido en el mismo año con la inauguración del sistema North Melbourne Electric Tramway & Lighting Company , que abrió dos líneas desde la terminal del tranvía por cable en Flemington Bridge hasta Essendon y Saltwater River (ahora Maribyrnong River ). [11] La NMELT fue una empresa de electricidad y tranvía que operó desde 1906 hasta 1922. [12] La sección de electricidad fue absorbida por la SECV en 1922. [13] La Melbourne & Metropolitan Tramways Board (MMTB) se formó en 1919 y se hizo cargo de todos los tranvías por cable y eléctricos en Melbourne. La MMTB amplió las líneas eléctricas y, a partir de 1924, fue convirtiendo progresivamente el sistema de cable existente en tracción eléctrica. [14] En 1940, todo el tranvía por cable de Melbourne se había convertido en tracción eléctrica. La electrificación de la red ferroviaria de Melbourne tuvo lugar en la década de 1920.
La SECV construyó la mina a cielo abierto en el valle de Latrobe y abrió la primera de muchas centrales eléctricas alimentadas con lignito en el valle de Latrobe. La central eléctrica de Yallourn se construyó progresivamente desde la década de 1920 hasta la de 1960. Desde entonces, la SECV abrió dos minas a cielo abierto más en el valle, que alimentan las centrales eléctricas de Hazelwood y Loy Yang .
Las responsabilidades de la SECV se privatizaron entre 1995 y 1999. En 1936, Geelong se conectó a la red eléctrica estatal y, en la década de 1960, Geelong A había cerrado. Geelong B permaneció unos años más utilizándose solo para cargas máximas, pero cerró en 1970 debido a la eficiencia mucho mayor de las nuevas centrales eléctricas en el valle de Latrobe. La central eléctrica de Richmond cerró en 1976 y la central eléctrica de Spencer Street cerró en 1982. La central eléctrica de Newport cerró en la década de 1980. [6] La central eléctrica de Hazelwood cerró en 2017.
El 10 de marzo de 2021, EnergyAustralia anunció que cerraría la central eléctrica de Yallourn a mediados de 2028, cuatro años antes de lo previsto, y en su lugar construiría una batería generadora de energía de 350 megavatios en el valle de Latrobe para fines de 2026. En ese momento, Yallourn producía alrededor del 20% de la electricidad de Victoria. [15] La ministra de Energía, Lily D'Ambrosio, dijo que anticipaba que para mediados de 2028 se produciría una afluencia de energía renovable en la red energética nacional. Cuando Engie cerró la central eléctrica de Hazelwood en marzo de 2017, con solo seis meses de aviso, los precios al por mayor en Victoria aumentaron un 85% con respecto a 2016, según el Regulador de Energía de Australia , y por primera vez en casi una década, el estado dependió de la energía interestatal para satisfacer sus necesidades. [16]
En el período previo a las elecciones estatales de Victoria de 2022 , el primer ministro laborista Daniel Andrews se comprometió a revivir la Comisión Estatal de Electricidad si era reelegido. [17] [18] [19] El gobierno tendría una participación del 51% en la nueva Comisión Estatal de Electricidad. [20]
Andrews se comprometió a modificar la constitución del estado para proteger la propiedad pública de la revivida Comisión Estatal de Electricidad si era reelegido, para hacer más difícil, aunque no imposible, que se privatizara nuevamente en el futuro. [21] [22] Reprivatizar la comisión después de dicha legislación requeriría una " mayoría especial " del 60% tanto de la Asamblea Legislativa como del Consejo Legislativo , [23] una situación que ya existe para cualquier privatización potencial de los servicios de agua en Victoria bajo la Constitución de Victoria . [24]
Victoria es un participante en el Mercado Eléctrico Nacional , y la red eléctrica victoriana tiene interconexiones sustanciales con Nueva Gales del Sur (a través de múltiples conectores terrestres), Tasmania (a través de Basslink ) y Australia del Sur (a través del Interconector Heywood). [25] Victoria ha sido históricamente un exportador neto de electricidad, aunque el comercio interestatal generalmente representa una proporción relativamente pequeña de la generación total de energía. [26]
A partir de 2022, la mayor parte de la electricidad de Victoria se genera en tres centrales térmicas alimentadas con carbón pardo en el valle de Latrobe : Loy Yang A y B, y Yallourn . Originalmente puestas en servicio por la SECV, fueron privatizadas por el gobierno de Kennett en 1995 junto con el resto de la infraestructura de generación y distribución de Victoria.
El mayor consumidor de electricidad de Victoria es la fundición de aluminio de Portland .
A diferencia de muchos otros estados, las principales cuencas carboníferas de Victoria contienen lignito. El alto contenido de agua de este carbón lo hace menos adecuado para la combustión sin tecnología especializada. Como resultado, en los primeros años de Victoria, el estado dependía de las importaciones de carbón negro de Nueva Gales del Sur para sus necesidades de combustible. En general, el lignito del valle de Latrobe tiene un bajo contenido de cenizas. [27] Los componentes de las cenizas varían significativamente en toda la región, pero son típicos varios silicatos y óxidos (Mg, Fe, Al, Ca y Na). [28]
En la década de 1920, las minas de carbón del valle de Latrobe comenzaron a explotarse para la generación de energía.
También había reservas de lignito en Altona y Anglesea , y de carbón negro en las cordilleras Strzelecki en el sur de Gippsland . Tanto los yacimientos de carbón de Altona como de Strzelecki eran de pequeño tamaño y requerían minería subterránea. La producción en estas minas aumentó a principios del siglo XX. El yacimiento de carbón de Anglesea se ha explotado para la central eléctrica de Anglesea de Alcoa desde la década de 1960, antes de que tanto la central eléctrica como el yacimiento de carbón se cerraran en 2015. La cantidad de energía a carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de la central eléctrica de Hazelwood , que suministraba alrededor del 20 % del consumo eléctrico de Victoria, y en menor medida con la salida de la central eléctrica de Anglesea en 2015.
En 2013/14, el valle de Latrobe produjo el 98,5% de la producción total de lignito de Australia, con 57,8 Mt, frente a los 66,7 Mt de 2001/02.
Las minas de carbón en Victoria que operaron en 2019 son:
En 2011, el gobierno federal introdujo un sistema de tarificación del carbono de corta duración que fue derogado en 2014, de modo que la elevada intensidad de emisiones de las plantas de carbón no genera dificultades financieras directas para sus propietarios. Sin embargo, como en la mayor parte del mundo, las nuevas plantas de carbón son económicamente poco atractivas en comparación con las energías renovables. [29]
Está previsto que la central eléctrica de Yallourn cierre en 2028. [30] Según sus propietarios, Loy Yang A y B tienen previsto seguir funcionando hasta la década de 2040; sin embargo, los observadores esperan que el cierre de Loy Yang se acelere debido a la competencia de las energías renovables y a la futura política gubernamental para reducir las emisiones. [31]
En 2006, Victoria fue el primer estado en tener un objetivo de energía renovable del 10% para 2016. [32] En 2010, el objetivo se aumentó al 25% para 2020. [33]
El gobierno de Victoria ha establecido objetivos de energía renovable del 40 % para 2025. En 2021, el 33 % de toda la generación de energía en Victoria provino de fuentes renovables. [34]
Victoria tiene un sistema de generación de energía hidroeléctrica limitado debido a los recursos hídricos limitados.
El proyecto hidroeléctrico Rubicon fue completado por la SECV en 1924 y fue un componente importante de la red eléctrica estatal en ese momento. Más tarde, se construyó el proyecto hidroeléctrico Kiewa entre 1938 y 1961, la central eléctrica Eildon en 1956, la participación de Victoria en el proyecto Snowy Mountains , que se construyó entre los años 1950 y 1970, y la central eléctrica Dartmouth en 1981. La expansión más reciente de la energía hidroeléctrica en Victoria fue la central eléctrica Bogong, una ampliación de 95 MW del proyecto Kiewa, que se completó en 2009.
Actualmente no existen propuestas para la expansión de la energía hidroeléctrica en Victoria. El proyecto de almacenamiento por bombeo Snowy 2.0 en Nueva Gales del Sur proporcionará energía hidroeléctrica despachable adicional a través de interconexiones eléctricas interestatales.
El uso de energía solar ha crecido muy rápidamente en Victoria, de la cual la mayor parte es generación solar en tejados conectados a la red a pequeña escala. En 2021, el 10% de toda la generación de electricidad fue energía solar, frente al 1,7% en 2015. [34]
Hay más de 600.000 sistemas solares de pequeña escala (definidos como menos de 100 kW de capacidad nominal) instalados en el estado a mediados de 2022. [35] Generaron alrededor del 8,5% de la generación total de electricidad de Victoria en 2021. Los sistemas solares residenciales y comerciales de pequeña escala de Australia se encuentran entre los más baratos del mundo desarrollado, sin contar los subsidios, [36] y ha habido una variedad de subsidios estatales y federales para apoyar a los hogares y empresas que compran sistemas solares.
En junio de 2022, había 15 parques solares de gran escala en funcionamiento en Victoria, con una capacidad nominal de 695,2 MW, y cinco más, con una capacidad de 710 MW, están en construcción. Hay muchos más en planificación. [37]
Las pruebas de energía eólica en Victoria comenzaron en 1987, cuando la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria construyó un generador eólico Westwind de 60 kW de capacidad en Breamlea como proyecto de demostración. El generador se vendió a un grupo privado en 1994 con la privatización de la SECV. [38] No fue hasta principios de la década de 2000 que comenzó el uso comercial de la energía eólica para generar electricidad. Los parques eólicos de Codrington , Challicum Hills y Portland fueron construidos por empresas privadas con asistencia financiera del gobierno estatal. [39]
En octubre de 2011 había ocho parques eólicos en funcionamiento con una capacidad de 428 MW. El desarrollo de nuevos parques eólicos en Victoria se volvió mucho más difícil tras la elección del gobierno de Baillieu, que modificó el esquema de planificación en agosto de 2011 para otorgar a cualquier propietario de tierras en un radio de dos kilómetros un poder de veto sobre un proyecto. Se trataba de una doctrina de planificación sin precedentes y, según las empresas de energía eólica, este cambio amenazaba la viabilidad de la inversión en el estado. [40]
A pesar de estos obstáculos y dificultades con la conexión a la red, la generación eólica ha seguido expandiéndose en Victoria. En junio de 2022, había aproximadamente 3,6 GW de capacidad de generación eólica en Victoria. [41] La energía eólica fue la fuente de aproximadamente el 16,3 % de la electricidad generada en Victoria en 2021. [34] En junio de 2022, se habían registrado 862 MW de capacidad adicional como "en puesta en servicio".
La mayoría de los parques eólicos de Victoria están ubicados en el suroeste de Victoria, con algunos en el sur de Gippsland.
A partir de 2022, Victoria no tiene generación eólica marina. El gobierno estatal se ha comprometido a comprar al menos 2 GW de capacidad eólica marina para 2032, con objetivos a más largo plazo de 4 GW para 2035 y 9 GW para 2040. Tres propuestas de proyectos para parques eólicos marinos a lo largo de la costa de Gippsland han recibido financiación preliminar para trabajos de diseño y viabilidad. [42]
En Victoria hay cuatro sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala . El más grande hasta la fecha es Victorian Big Battery , una instalación de almacenamiento de baterías de 300 MW/450 MWh que se conectó a la red eléctrica de Victoria en 2021.
En Victoria se utilizan ampliamente las estufas de leña , aunque las estimaciones cuantitativas son menos precisas debido a la falta de una red de distribución centralizada de la leña. Una encuesta estimó que aproximadamente el 28% de los victorianos utilizaba calefacción a leña, y que el uso era mayor fuera de las áreas metropolitanas y entre los hogares menos pudientes. [43] Se pueden recolectar cantidades limitadas de leña para uso personal de algunas áreas forestales gestionadas por el estado sin costo alguno. [44] También hay numerosos recolectores de leña comerciales que contratan la recolección de leña de bosques gestionados públicamente y tierras privadas.
Se han hecho llamamientos a favor de planes de "recompra" para eliminar los calentadores de leña, debido a los efectos sobre la salud de la contaminación del aire que producen. [45]
Además de la calefacción doméstica con leña, la otra forma importante de energía de biomasa utilizada en Victoria es la quema de desechos de madera de los aserraderos , tanto para generar calor para el tratamiento de la madera como para producir electricidad. Parte de esta energía se exporta a la red eléctrica. [46]
El combustible E10 , generalmente elaborado a partir de bioetanol importado de otros estados o del extranjero, está ampliamente disponible en Victoria, aunque la mayoría de las estaciones de servicio también venden gasolina que no está mezclada con etanol.
Debido al bajo valor energético del lignito en bruto, el transporte a larga distancia del combustible no era económico. Como resultado, la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria utilizó tecnología alemana para producir briquetas duras a partir del lignito del valle de Latrobe. La primera planta se estableció en la década de 1920 en Yallourn , y en la década de 1940 se inauguró una segunda en Morwell . Estas plantas trituraban, secaban y prensaban el lignito para extraer el agua y formar un bloque duro de combustión rápida que era fácil de transportar.
La SECV fomentó el uso de briquetas en la cocina y la calefacción, tanto a nivel industrial como doméstico, como reemplazo del carbón negro importado. Las briquetas también se utilizaron en varias centrales térmicas de carga máxima que estaban ubicadas lejos del valle de Latrobe. El uso de briquetas en Victoria disminuyó después de la introducción del gas natural en el estado, pero la fábrica Brix de Morwell Energy continuó en funcionamiento hasta agosto de 2014. [47]
Inicialmente, el gas de ciudad fue suministrado a Melbourne por empresas privadas como la Metropolitan Gas Company desde la década de 1850 y la Brighton Gas Company, que se fundó en 1877, [48] y otras, todas las cuales operaban sus propias pequeñas fábricas de gas que convertían el carbón negro en gas, y las fábricas de gas estaban dispersas por los suburbios. El gas de ciudad se usaba para iluminación, calefacción y cocina, y reemplazó al queroseno para la iluminación. [48] También se usaba para el alumbrado público antes de que la electricidad estuviera disponible a partir de la década de 1890.
La Corporación de Gas y Combustibles de Victoria se formó en 1951 [49] para gestionar los suministros de gas para el estado. Se hizo cargo de la Metropolitan Gas Company y la Brighton Gas Company y, con el tiempo, también adquirió otras plantas de gas municipales y de la empresa locales. [50]
Su primer proyecto fue la construcción de una planta centralizada de gasificación de lignito en Morwell . La planta se inauguró en 1956 y utilizó el proceso alemán Lurgi para producir gas que se transfirió a Melbourne a través de un gasoducto de alta presión. [51] La producción de gas de ciudad cambió a fines de la década de 1950 cuando se desarrolló la producción de gas de síntesis , un proceso que convertía los gases residuales de las refinerías de petróleo en un producto energético útil. [51]
La búsqueda de gas natural en el estrecho de Bass , frente a Gippsland , comenzó a mediados de los años 60 por parte de Esso Australia y BHP . La plataforma flotante Glomar III se utilizó para la perforación de exploración, que comenzó el 27 de diciembre de 1964. Después de dos meses se encontró gas y en junio de 1965 se confirmó que se había encontrado un importante yacimiento de gas. Conocido como el yacimiento de Barracouta, el descubrimiento del yacimiento de Marlin se produjo en marzo de 1966. [52] Ambos yacimientos utilizan plataformas de perforación marinas como base de producción. La planta de gas de Longford actuó como punto de recepción en tierra para la producción de petróleo y gas natural de las plataformas de producción en el estrecho de Bass. En 1969, la planta de producción y la red de distribución estaban completas, lo que permitió vender gas natural a los consumidores. [53] La mayoría de los consumidores de Victoria convirtieron los aparatos de gas a gas natural en la década de 1970. [54]
VENCorp se creó en 1997. En 1994, el gobierno de Kennett privatizó [55] [56] las empresas de distribución, venta minorista y transmisión, junto con la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria , la principal empresa eléctrica de Victoria. La G&FC se disolvió en junio de 1995. Gascor actuaba como mayorista de gas, comprando gas a Esso/BHP-Billiton y vendiéndolo a los minoristas de gas del sector privado Origin Energy , AGL y TXU . En marzo de 1999, Envestra (ahora Australian Gas Networks ) adquirió parte de la red de distribución de la antigua Corporación. [57]
Hasta el 1 de octubre de 2002, cada minorista suministraba gas en una zona geográfica definida y, a partir de esa fecha, el mercado del gas en Victoria se abrió a nuevos minoristas de gas y se introdujo la plena competencia minorista para los clientes de gas, lo que permitió a los minoristas de gas buscar clientes en todo el estado. En ese momento, había tres minoristas, que seguían siendo los principales minoristas. La desregulación total de los precios minoristas se produjo en 2009. Victoria Electricity (posteriormente Lumo Energy ) solicitó y obtuvo una licencia de venta minorista de gas en diciembre de 2004 y comenzó a vender gas a principios de 2005.
En 2005, TXU vendió sus activos australianos a Singapore Power , que conservó los negocios de distribución ( redes de distribución de electricidad y gas natural ) en Victoria, y revendió el resto. Luego, Singapore Power puso a bolsa el 49% del negocio como SP Ausnet, reteniendo el 51%. En mayo de 2013, Singapore Power vendió el 19,9% de su participación del 51% en el negocio a State Grid Corporation of China . [58] SP AusNet cambió su nombre a AusNet Services en agosto de 2014. En septiembre de 2014, Cheung Kong Group, con sede en Hong Kong , compró todas las acciones de Envestra, incluida la participación del 33,4% de APA, mientras que APA retuvo la operación y gestión de los activos de Envestra hasta 2027. En octubre de 2014, el nombre de Envestra se cambió a Australian Gas Networks Limited. [59]
En septiembre de 1998 se produjo la explosión de gas de Esso Longford , en la que murieron dos trabajadores y ocho resultaron heridos, y que afectó gravemente al suministro de gas en el estado durante dos semanas.
En los últimos años se han descubierto reservas de gas adicionales en la cuenca de Otway, frente a las costas de la cordillera de Otway . BHP descubrió el yacimiento de gas Minerva en 1993, y la producción comenzó en 2004. [60] El yacimiento Casino, operado por Santos Limited , se descubrió en 2002 y comenzó la producción en 2006. [61] En 2002, Woodside Energy se preparó para desarrollar sus yacimientos de gas Geographe y Thylacine. [62] Estos yacimientos de gas más nuevos utilizan bocas de pozo submarinas conectadas a la costa e instalaciones de producción con tuberías, lo que minimiza el impacto visual en la costa.
En la actualidad, aproximadamente 1,5 millones de clientes domésticos de Victoria reciben gas a través de más de 25.000 kilómetros de tuberías. Los consumidores industriales y comerciales representan casi el 50% de las ventas de gas. [53] En el año fiscal 2005/2006, la producción media de gas en Victoria fue de más de 700 millones de pies cúbicos (20.000.000 m3 ) al día y representó el 18% de las ventas totales de gas a nivel nacional, con una demanda que crece a un ritmo del 2% anual. [63]
Los hogares victorianos son los segundos que más gas natural consumen (por hogar) en Australia, solo superados por el Territorio de la Capital Australiana. Esto se debe a la amplia disponibilidad de gas y a un clima invernal más frío que en otros estados del continente australiano. [64]
Los suministros de gas provienen de los campos de gas de la costa del estrecho de Bass: cuencas de Gippsland, Otway y Bass. La planta de gas de Longford, el punto de recepción en tierra para la producción de petróleo y gas natural de las plataformas de producción en el estrecho de Bass frente a Gippsland, actualmente es propiedad de una sociedad conjunta entre ExxonMobil y BHP , y es el principal proveedor de gas natural a Victoria, y también proporciona algún suministro a Nueva Gales del Sur y Tasmania . La instalación de almacenamiento de gas GNL de Dandenong proporciona flexibilidad al mercado de gas del este de Australia, al cubrir riesgos como cortes o emergencias y períodos de máxima demanda. [65] El almacenamiento subterráneo de Iona , cerca de Port Campbell . Cooper Basin Gas (y el gas de veta de carbón de Queensland y Nueva Gales del Sur) a través del MSP y la interconexión NSW-Victoria también proporciona gas para el mercado victoriano. [66] Tras las campañas de las comunidades rurales y los ambientalistas, el gobierno del estado de Victoria prohibió la exploración de gas no convencional en tierra, incluido el fracking y el gas de veta de carbón, en 2016. [67]
Australian Gas Networks es propietaria de la mayoría de los gasoductos de transmisión de Victoria. Gas Pipelines Victoria Pty Ltd es propietaria del gasoducto de transmisión de Carisbrook a Horsham.
Los distribuidores de gas en Victoria incluyen:
En la actualidad, hay 18 minoristas de energía en Victoria, nueve de los cuales también son minoristas de gas. [73] Los principales minoristas son AGL Energy , EnergyAustralia (anteriormente TRU) y Origin Energy (que representa casi el 30% de la demanda del mercado de gas doméstico de la costa este de Australia [74] ); los otros son Alinta , Dodo , Lumo Energy , Momentum Energy , Red Energy y Simply Energy . Los minoristas emiten facturas a sus clientes en función de la información de uso de gas proporcionada por los distribuidores. [72]
El Gasoducto de Tasmania fue construido y puesto en servicio por Duke Energy en 2002. Es un gasoducto submarino y terrestre de 734 kilómetros (456 millas) que transporta gas natural desde la planta de gas de Longford, bajo el estrecho de Bass , hasta Bell Bay, Tasmania . [75] Tasmanian Gas Pipeline (TGP) Pty Ltd es el propietario y licenciatario del Gasoducto de Tasmania. [76] [77] En abril de 2004 , Alinta adquirió los activos de Duke Energy en Australia y Nueva Zelanda. En Tasmania, el gas alimentó las centrales eléctricas de Bell Bay y Tamar Valley hasta que la finalización de Basslink las hizo redundantes.
Para aumentar la seguridad del suministro de gas natural a Adelaida, el gas natural de la cuenca Otway de EnergyAustralia en Victoria se transporta por tuberías desde la planta de gas de Iona , cerca de Port Campbell , y la planta de gas de Otway de Origin Energy , a través del gasoducto SEAGas de 687 km hasta la central eléctrica a gas Pelican Point en Port Adelaide. El gasoducto es propiedad de South East Australia Gas Pty Ltd, que es propiedad de APA Group y Rest Super , en una sociedad al 50 % . [78]
La producción de los yacimientos del estrecho de Bass está disminuyendo y AEMO ha declarado que Victoria, Nueva Gales del Sur y Tasmania podrían enfrentar escasez de gas durante la década de 2020. [79] Viva Energy ha propuesto una terminal flotante de importación de GNL en la bahía de Corio como una forma de cubrir el déficit. La terminal propuesta ha encontrado oposición por razones ambientales y de seguridad. [80]
El gobierno del estado de Victoria ha anunciado una hoja de ruta para eliminar gradualmente el uso de gas natural debido a problemas de suministro, costo y medio ambiente, para reemplazarlo con una mezcla de electrificación , biogás e hidrógeno de fuentes limpias. Los modelos para la hoja de ruta sugieren que es probable que la electrificación tenga lugar durante las décadas de 2020 y 2030, y que la adopción a gran escala del hidrógeno para reemplazar el uso de gas restante probablemente comience alrededor de 2040. [81] Esto siguió a una campaña que resultó en una prohibición de la exploración y producción de gas en tierra en Victoria en 2014. Aunque esto fue derogado parcialmente en 2021, sigue vigente una prohibición constitucional del fracking. [82]
Con este fin, a principios de 2024 el gobierno de Victoria anunció modificaciones a las normas de planificación que esencialmente prohíben nuevas conexiones de gas para propiedades residenciales [83] .
El petróleo fue descubierto por primera vez en la cuenca de Gippsland bajo el estrecho de Bass por Esso Australia y BHP en marzo de 1966 en lo que ahora es el campo Marlin. A principios de 1968, se descubrieron los campos petrolíferos de Halibut y Kingfish en las cercanías. La producción de los campos se estimó en hasta 300.000 barriles (48.000 m 3 ) por día, [52] con reservas recuperables en la cuenca de Gippsland en la región de 4 mil millones de barriles (640.000.000 m 3 ). [84]
En 1985, la producción de petróleo de la cuenca de Gippsland alcanzó un máximo de 450.000 barriles (72.000 m3 ) por día en promedio anual . Sin embargo, la producción ha disminuido gradualmente y en el año fiscal 2020-2021, la producción fue de solo 25.690 barriles (4.085 m3 ) por día. [85]
La gran mayoría del petróleo de Victoria se importa actualmente, ya sea en forma de crudo o de productos refinados. En Victoria hay una refinería de petróleo: la refinería de petróleo de Geelong .
Se han llevado a cabo varios intentos de producir combustibles líquidos a partir del lignito de Victoria (un proceso conocido como licuefacción del carbón ). Un proyecto piloto a gran escala financiado por Japón en Morwell funcionó entre 1987 y 1990. El proyecto, que costó 1.000 millones de dólares australianos (equivalentes a 2.220 millones de dólares australianos en 2022), fue un éxito técnico y se estimó que se podría producir petróleo crudo sintético a 30 dólares estadounidenses por barril si la planta se ampliaba para su funcionamiento comercial. El proyecto no siguió adelante porque el coste de producción del petróleo sintético no era económico. [86]
Como se mencionó anteriormente, el gas de ciudad (una mezcla de hidrógeno, monóxido de carbono y otros gases de hidrocarburos) se produjo a partir de carbón negro y pardo durante los siglos XIX y XX.
Desde la década de 2010, ha habido interés en la producción de hidrógeno como combustible , principalmente para exportarlo a Asia. Un proyecto piloto, el Proyecto de Cadena de Suministro de Energía de Hidrógeno (HESC), [87] de 2019 a 2022, apoyado por los gobiernos estatales y federales, AGL y varias grandes empresas industriales japonesas, incluida Kawasaki Heavy Industries .
El lignito del valle de Latrobe se gasificó, purificó, licuó y envió con éxito a Japón. Según los socios del proyecto, este representó el envío de hidrógeno a mayor escala hasta la fecha. [88] Los socios del proyecto proponen que una operación de gasificación a escala comercial utilizaría la captura y el almacenamiento de carbono para reducir la cantidad de gases de efecto invernadero emitidos en el proceso de producción. No se implementó la captura de carbono en el proyecto piloto.
Según los socios del proyecto, la decisión sobre si se procede a la producción comercial se tomará "en la década de 2020", y el inicio de las operaciones está previsto para la década de 2030.
La propuesta ha sido criticada como "lavado de cara", por ejemplo por el grupo de expertos de tendencia izquierdista The Australia Institute . Argumentan que los proyectos de CCS tienen una larga historia de fracaso, que normalmente sólo capturan una fracción de las emisiones totales y que el hidrógeno producido por una operación de gasificación de carbón comercial en Victoria competiría con el " hidrógeno verde " más limpio producido por electrólisis alimentada por energía renovable. [89]
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