La energía en Victoria , Australia, se genera utilizando varios combustibles o tecnologías, incluido el carbón, el gas natural y fuentes de energía renovables . Históricamente, el lignito fue la principal fuente de energía primaria para la generación de electricidad en el estado y representó aproximadamente el 85% de la generación de electricidad en 2008. [1] La cantidad de energía generada a partir de carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de la central eléctrica de Hazelwood , que suministró 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 nacionales totales de gases de efecto invernadero 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, según lo 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]
La energía renovable suministra una fracción en rápido aumento de la electricidad de Victoria. En 2021, el 33% de la generación eléctrica provino de fuentes renovables. [3] En 2022, el gobierno estatal anunció el objetivo de aumentar esa cifra al 95% para 2035. [4]
Los primeros suministros de electricidad a Melbourne fueron generados y distribuidos por varias empresas privadas y empresas municipales de generación y distribución. La principal central eléctrica de propiedad municipal de Victoria era operada por el Ayuntamiento de Melbourne , que generaba electricidad desde su central eléctrica de Spencer Street , inaugurada en 1892, para los residentes de la ciudad, además de ser un proveedor mayorista de otros distribuidores municipales. La principal empresa privada era Melbourne Electric Supply Company , fundada 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 varios distribuidores municipales. El último gran generador de electricidad fueron los Ferrocarriles Victorianos que en 1918 abrieron 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 de Nueva Gales del Sur , propensa a huelgas .
La producción inicial de electricidad en Victoria utilizaba tecnología relativamente simple, pero la transmisión incluso a distancias cortas era difícil. Al principio sólo se utilizaba 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, así como para la iluminación del teatro. En Melbourne se construyeron plantas generadoras a pequeña escala para dar servicio a áreas e industrias pequeñas. Sin embargo, el gas siguió siendo el combustible para el alumbrado público en Melbourne hasta 1894, después de la construcción de la central eléctrica de Spencer Street por parte del Ayuntamiento de Melbourne. Esta central eléctrica generó suficiente energía para iluminar las calles de Melbourne. Otros ayuntamientos adoptaron la iniciativa de Melbourne y las calles de muchas zonas cercanas, como Richmond , Essendon , Hawthorn y South Yarra , también estaban iluminadas con electricidad a finales de la década de 1890. Algunos consejos establecieron sus propias redes de distribución, incluidos Footscray (1911), Brunswick (1912–13), Port Melbourne (1912–13), Preston (1912), Nunawading (1912), Northcote (1912), Coburg (1914), Heidelberg (1914), Williamstown (1915-16) 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 centrales eléctricas alimentadas con lignito en Yallourn . En 1922, los señores JM y HE Coane entregaron un informe sobre el desarrollo de energía hidroeléctrica potencial en el río Goulburn y la Cordillera Cerberean. Luego, sus hallazgos se presentaron al Parlamento de Victoria para su financiación, y el proyecto más rentable [8] se aprobó en 1922, [9] y el Plan Hidroeléctrico Rubicón comenzó ese año. Durante los primeros diez años de su funcionamiento suministró en promedio el 16,9% de la electricidad generada por la SECV.
La SECV se hizo cargo de varios pequeños distribuidores de electricidad municipales durante la década de 1920, y en la década de 1930 se adquirió Melbourne Electric Supply Company junto con sus operaciones de tranvías. [5] A pesar de estas adquisiciones, las empresas de distribución controladas por los municipios conocidas como Empresas Municipales de Electricidad (MEU) en las zonas 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 fracasó en 1896. Los tranvías eléctricos regresaron en 1906, con la apertura del Electric Street Railway de Victorian Railways de St Kilda a Brighton. , y fue seguido en el mismo año con la apertura del sistema North Melbourne Electric Tramway and Lighting Company (NMETL), que abrió dos líneas desde la terminal del teleférico en Flemington Bridge hasta Essendon y Saltwater River (ahora Maribyrnong River ). [11] La NMELT fue una empresa de electricidad y tranvías que operó desde 1906 hasta 1922. [12] La sección de electricidad pasó a manos de la SECV en 1922. [13] La Melbourne & Metropolitan Tramways Board (MMTB) se formó en 1919 y se hizo cargo de todos los tranvías eléctricos y de cable en Melbourne. La MMTB amplió las líneas eléctricas y, a partir de 1924, convirtió progresivamente el sistema de cable existente a tracción eléctrica. [14] En 1940, todos los tranvías por cable de Melbourne se habían convertido a 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, alimentando las centrales eléctricas de Hazelwood y Loy Yang .
Las responsabilidades de la SECV fueron privatizadas 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 únicamente 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 cerrará la central eléctrica de Yallourn a mediados de 2028, cuatro años antes de lo previsto, y, en su lugar, construirá una batería de generación de energía de 350 megavatios en el valle de Latrobe para finales de 2026. En ese momento, Yallourn produjo alrededor del 20% de la electricidad de Victoria. [15] La ministra de Energía, Lily D'Ambrosio, dijo que anticipaba para mediados de 2028 una afluencia de energía renovable a la red energética nacional. Cuando Engie cerró la central eléctrica de Hazelwood en marzo de 2017, con solo seis meses de aviso, los precios mayoristas 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 energía de la interestatal para satisfacer sus necesidades. [dieciséis]
En el período previo a las elecciones estatales de Victoria de 2022 , el primer ministro laborista Daniel Andrews se comprometió a reactivar 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 enmendar la constitución del estado para proteger la propiedad pública de la revivida Comisión Estatal de Electricidad si es reelegido, para hacer más difícil, aunque no imposible, su privatización nuevamente en el futuro. [21] [22] Volver a privatizar 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 posible privatización de los servicios de agua en Victoria. bajo la Constitución de Victoria . [24]
Victoria participa en el Mercado Eléctrico Nacional , y la red eléctrica de Victoria tiene importantes interconexiones 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 en Victoria se genera en tres centrales térmicas alimentadas con lignito en el valle de Latrobe : Loy Yang A y B, y Yallourn . Originalmente encargados por la SECV, fueron privatizados 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 yacimientos de carbón 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 satisfacer sus necesidades de combustible. En general, el lignito de Latrobe Valley tiene un bajo contenido de cenizas. [27] Los componentes de las cenizas varían significativamente en la región, pero son típicos varios silicatos y óxidos (Mg, Fe, Al, Ca y Na). [28]
En la década de 1920, las cuencas carboníferas del valle de Latrobe comenzaron a explotarse para generar energía.
Otras reservas de lignito se encontraban en Altona y Anglesea , y de lignito en Strzelecki Ranges , en el sur de Gippsland . Tanto las yacimientos de carbón de Altona como Strzelecki Ranges eran de tamaño pequeño y requerían minería subterránea. La producción en estas minas aumentó hasta principios del siglo XX. El yacimiento de carbón de Anglesea se ha extraído 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 generada por carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de la central eléctrica de Hazelwood , que suministró alrededor del 20% del consumo de electricidad 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 66,7 Mt en 2001/02.
Las minas de carbón en Victoria que operaron en 2019 son:
El gobierno federal introdujo en 2011 un sistema de fijación de precios del carbono de corta duración , que fue derogado en 2014, por lo que la alta intensidad de emisiones de las plantas de lignito no genera dificultades financieras directas para sus propietarios. Sin embargo, como en la mayor parte del mundo, las plantas de carbón de nueva construcción no son financieramente atractivas en comparación con la energía renovable. [29]
Está previsto que la central eléctrica de Yallourn cierre en 2028. [30] Actualmente está previsto que Loy Yang A y B funcionen hasta la década de 2040, según sus propietarios; sin embargo, los observadores esperan que la jubilación 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 incrementó al 25% para 2020. [33]
El gobierno de Victoria se ha fijado 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 limitados recursos hídricos.
El Plan Hidroeléctrico Rubicón fue completado por la SECV en 1924 y era un componente importante de la red eléctrica estatal en ese momento. Más tarde le siguió el Plan Hidroeléctrico de Kiewa , que se construyó entre 1938 y 1961, la central eléctrica de Eildon en 1956, la participación de Victoria en el Plan de las Montañas Nevadas , que se construyó entre los años 1950 y 1970, y la central eléctrica de Dartmouth en 1981. La reciente expansión de la energía hidroeléctrica en Victoria fue la central eléctrica de Bogong, una extensión de 95 MW del plan de Kiewa terminada en 2009.
Actualmente no hay propuestas para la expansión de la energía hidroeléctrica en Victoria. El plan de almacenamiento por bombeo Snowy 2.0 en Nueva Gales del Sur proporcionará energía hidroeléctrica distribuible 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 conectada 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 eléctrica total de Victoria en 2021. Los sistemas solares residenciales y comerciales a pequeña escala de Australia se encuentran entre los más baratos del mundo desarrollado, excluyendo los subsidios, [36] y ha habido una variedad de medidas estatales y federales. subvenciones para apoyar a los hogares y empresas que compren sistemas solares.
En junio de 2022, hay 15 parques solares de mayor 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. Están previstos muchos más. [37]
Las pruebas de energía eólica en Victoria comenzaron en 1987, cuando la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria erigió un generador eólico Westwind de 60 kW de capacidad en Breamlea como proyecto de demostración. El generador fue vendido 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 428 MW de capacidad. El desarrollo de nuevos parques eólicos en Victoria se volvió mucho más difícil tras la elección del gobierno de Baillieu, que modificó el plan 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 las inversiones 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] 862 MW de capacidad adicional figuraban como "en funcionamiento" en junio de 2022.
La mayoría de los parques eólicos de Victoria están ubicados en el suroeste de Victoria, y 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 su diseño y viabilidad. trabajar. [42]
Hay cuatro sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala en Victoria. Con diferencia, la 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.
Las estufas de leña se utilizan ampliamente en Victoria, aunque las estimaciones cuantitativas son menos precisas debido a la falta de una red de distribución centralizada de leña. Una encuesta estimó que aproximadamente el 28% de los victorianos utilizaban calefacción de leña, siendo el uso mayor fuera de las áreas metropolitanas y entre los hogares menos acomodados. [43] Se pueden recolectar cantidades limitadas de leña para uso personal en algunas áreas forestales administradas por el estado sin costo alguno. [44] También hay numerosos recolectores comerciales de leña que contratan la recolección de leña de bosques gestionados públicamente y de tierras privadas.
Ha habido llamados a implementar planes de "recompra" para retirar los calentadores de leña, debido a los efectos sobre la salud de la contaminación del aire que generan. [45]
Aparte 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 el calor de proceso para el tratamiento de la madera como para la producción de electricidad. Parte de esto se exporta a la red. [46]
El combustible E10 , generalmente elaborado a partir de bioetanol importado de la interestatal o del extranjero, está ampliamente disponible en Victoria, aunque la mayoría de las gasolineras también venden gasolina que no está mezclada con etanol.
Debido al bajo valor energético del lignito en bruto, el transporte del combustible a largas distancias no resultaba económico. Como resultado, la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria utilizó tecnología alemana para producir briquetas duras a partir de lignito del valle de Latrobe. La planta inicial se estableció en la década de 1920 en Yallourn , con una segunda apertura en Morwell en la década de 1940. Estas plantas trituraban, secaban y prensaban el lignito para extraer el agua y formar un bloque duro, de combustión rápida y fácil de transportar.
La SECV fomentó el uso de briquetas en la cocina y la calefacción tanto industriales como domésticas, como sustituto 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 de Morwell Energy Brix continuó en funcionamiento hasta agosto de 2014. [47]
Inicialmente, el gas urbano fue suministrado a Melbourne por empresas privadas como la Metropolitan Gas Company de la década de 1850 y la Brighton Gas Company, que salió a bolsa en 1877, [48] y otras, todas las cuales operaban sus propias pequeñas plantas de gas que convertían el carbón negro en gas, con fábricas de gas repartidas por todos los suburbios. El gas urbano se utilizó para iluminación, calefacción y cocina, y reemplazó al queroseno para la iluminación. [48] También se utilizó para el alumbrado público antes de que la electricidad estuviera disponible a partir de la década de 1890.
La Gas and Fuel Corporation of Victoria se formó en 1951 [49] para gestionar el suministro de gas para el estado. Se hizo cargo de Metropolitan Gas Company y Brighton Gas Company y, con el tiempo, también adquirió las demás plantas de gas municipales y empresariales 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 ciudad cambió a finales 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 la década de 1960 por 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 campo Barracouta, el descubrimiento del campo Marlin se produjo en marzo de 1966. [52] Ambos campos 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 sus aparatos de gas a gas natural en la década de 1970. [54]
VENCorp se estableció 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 de electricidad de Victoria. G&FC se disolvió en junio de 1995. Gascor actuó 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 un área 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 competencia minorista total para los clientes de gas, lo que permitió a los minoristas de gas buscar clientes en todo el estado. En aquel momento había tres minoristas, que seguían siendo los principales minoristas. La desregulación total de los precios minoristas se produjo en 2009. Victoria Electricity (más tarde Lumo Energy ) solicitó y obtuvo una licencia de venta minorista de gas en diciembre de 2004 y comenzó la venta minorista de gas a principios de 2005.
En 2005, TXU vendió sus activos australianos a Singapore Power , que retuvo los negocios de distribución ( redes de distribución de electricidad y gas natural ) en Victoria, y volvió a vender el resto. Luego, Singapore Power puso a flote 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 de 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 tuvo como consecuencia que el suministro de gas en el estado se viera gravemente afectado durante dos semanas.
En los últimos años se descubrieron reservas de gas adicionales en la cuenca de Otway, frente a la costa de Otway Ranges . BHP descubrió el campo de gas Minerva en 1993, y su producción comenzó en 2004. [60] El campo Casino operado por Santos Limited fue descubierto en 2002 y comenzó a producir en 2006. [61] En 2002, Woodside Petroleum se preparó para desarrollar sus campos de gas Geographe y Thylacine. . [62] Estos campos de gas más nuevos utilizan bocas de pozo submarinas conectadas a la costa e instalaciones de producción con tuberías, minimizando el impacto visual en la costa.
En la actualidad, aproximadamente 1,5 millones de clientes domésticos en 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 promedio de gas en Victoria fue de más de 700 millones de pies cúbicos (20.000.000 m 3 ) por día y representó el 18% de las ventas nacionales totales de gas, con una demanda que creció un 2% anual. [63]
Los hogares victorianos tienen el segundo mayor uso (por hogar) de gas natural en Australia, y sólo el Territorio de la Capital Australiana tiene un mayor consumo doméstico. Este es el resultado de una amplia disponibilidad de gas y un clima invernal más frío que el de otros estados continentales de Australia. [64]
El suministro de gas proviene de los yacimientos de gas marinos del Estrecho de Bass: las cuencas de Gippsland, Otway y Bass. La planta de gas de Longford, el punto de recepción terrestre para la producción de petróleo y gas natural de las plataformas de producción en el estrecho de Bass frente a Gippsland, es actualmente propiedad de una sociedad conjunta entre ExxonMobil y BHP , y es el principal proveedor de gas natural para Victoria, y también proporciona algo de 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 protegerse contra riesgos como cortes o emergencias y períodos de máxima demanda. [65] El almacenamiento subterráneo de Iona , cerca de Port Campbell , Victoria. Cooper Basin Gas (y gas de vetas de carbón de Queensland y Nueva Gales del Sur) a través de MSP y NSW-Victoria Interconnect también proporciona gas para el mercado victoriano. [66] Tras las campañas de las comunidades rurales y ambientalistas, el gobierno del estado de Victoria prohibió la exploración de gas no convencional en tierra, incluido el fracking y el gas de vetas de carbón, en 2016. [67]
Australian Gas Networks posee la mayoría de los gasoductos de transmisión en Victoria. Gas Pipelines Victoria Pty Ltd posee el gasoducto de transmisión de Carisbrook a Horsham.
Los distribuidores de gas en Victoria incluyen:
Hoy en día, 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 representan casi el 30 por ciento de la demanda del mercado interno de gas 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 basándose en la información sobre el 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 Tasmanian Gas Pipeline. [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 superfluas.
Para aumentar la seguridad del suministro de gas natural a Adelaide, el gas natural de la cuenca victoriana Otway de EnergyAustralia se canaliza desde la planta de gas Iona cerca de Port Campbell , Victoria, y la planta de gas Otway de Origin Energy , a través del gasoducto SEAGas de 687 km hasta el Central eléctrica de gas Pelican Point en Port Adelaide. El gasoducto es propiedad y está operado por South East Australia Gas Pty Ltd, que es propiedad en una sociedad 50-50 de APA Group (Australia) y Retail Employees Superannuation Trust . [78]
La producción de los campos del Estrecho de Bass está disminuyendo y AEMO ha declarado que Victoria, Nueva Gales del Sur y Tasmania pueden enfrentar escasez de gas durante la década de 2020. [79] Viva Energy ha propuesto una terminal flotante de importación de GNL en Corio Bay como forma de cubrir el déficit. La terminal propuesta ha recibido oposición por motivos medioambientales y de seguridad. [80]
A medio y largo plazo, el gobierno del estado de Victoria ha anunciado una hoja de ruta para eliminar gradualmente el uso de gas natural por cuestiones de suministro, costes y medio ambiente, y sustituirlo por una mezcla de electrificación , biogás e hidrógeno de fuentes limpias. . El modelo para la hoja de ruta sugiere que es probable que la electrificación se lleve a cabo durante las décadas de 2020 y 2030, y que la adopción a gran escala del hidrógeno para reemplazar el uso restante de gas probablemente comience alrededor de 2040. [81]
Esso Australia y BHP descubrieron petróleo por primera vez en la cuenca Gippsland bajo el estrecho de Bass en marzo de 1966 en lo que ahora es el campo Marlin. A principios de 1968, se descubrieron cerca los campos petrolíferos de Halibut y Kingfish. 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 ). [82]
En 1985, la producción de petróleo de la cuenca de Gippsland alcanzó un máximo de un promedio anual de 450.000 barriles (72.000 m 3 ) por día. Sin embargo, la producción ha ido disminuyendo gradualmente y en el ejercicio 2020-2021, la producción fue de sólo 25.690 barriles (4.085 m 3 ) por día. [83]
La gran mayoría del petróleo de Victoria se importa ahora, ya sea como petróleo crudo o como productos refinados. Hay una refinería de petróleo en Victoria, la refinería de petróleo de Geelong .
Ha habido 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 de 1987 a 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 el petróleo crudo sintético podría producirse a 30 dólares el barril si la planta se ampliara para su operación comercial. El proyecto no continuó porque el coste de producción del aceite sintético no era rentable. [84]
Como se mencionó anteriormente, el gas ciudad (una mezcla de hidrógeno, monóxido de carbono y otros gases de hidrocarburos) se produjo a partir de lignito y lignito durante los siglos XIX y XX.
Desde la década de 2010, ha habido interés en la producción de hidrógeno como combustible , principalmente para exportar a Asia. Un proyecto piloto, el Proyecto de la Cadena de Suministro de Energía de Hidrógeno (HESC), [85] de 2019 a 2022, apoyado por los gobiernos estatal y federal, AGL y varias grandes empresas industriales japonesas, incluida Kawasaki Heavy Industries .
El lignito del valle de Latrobe fue gasificado, purificado, licuado y enviado con éxito a Japón. Según los socios del proyecto, el proyecto representó el envío de hidrógeno a mayor escala hasta la fecha. [86] Los socios del proyecto proponen que una operación de gasificación a escala comercial utilizaría la captura y almacenamiento de carbono para reducir la cantidad de gases de efecto invernadero emitidos en el proceso de producción. No se implementó ninguna captura de carbono en el proyecto piloto.
Según los socios del proyecto, la decisión de pasar a la producción comercial se tomará "en la década de 2020, y las operaciones se centrarán en la década de 2030".
La propuesta ha sido criticada como "lavado verde", por ejemplo por el grupo de expertos de izquierda The Australia Institute . Argumentan que los proyectos de CCS tienen una larga historia de fracasos, generalmente solo capturan una fracción de las emisiones totales, y que el hidrógeno producido por una operación comercial de gasificación de carbón en Victoria competiría con el " hidrógeno verde " más limpio producido por electrólisis impulsado por energía renovable. [87]
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