Una gran proporción de centrales eléctricas de carbón en Australia se acercan a una época en la que la jubilación se vuelve necesaria. Actualmente hay 15 centrales eléctricas operativas a carbón en todo el mercado nacional de electricidad (NEM), con una capacidad total de 21 gigavatios (GW) y una unidad promedio de 38 años. Todos están programados para salir del sistema en 2051 por fechas de cierre anunciadas, o para 2040 por escenario de cambio de paso del Operador de Mercado de Energía de Australia (AEMO).
En los últimos años, se han introducido varias propuestas o medidas para apoyar la viabilidad financiera y la viabilidad técnica de las centrales eléctricas a carbón en el NEM en un intento por retrasar su cierre. Estos generalmente se justifican sobre la base de garantizar la confiabilidad del sistema de energía. Recientemente, Frontier Economics presentó el modelado que propone fechas de cierre retrasadas para varios generadores de carbón a mediados de los 2030 a mediados de la década de 2040, cuando podían ser reemplazados por nuevos reactores nucleares, lo que justifica esta vía sobre la base de un menor costo. El gobierno de Queensland también ha desarrollado un nuevo plan de cinco años con un enfoque en apoyar las plantas de carbón, según los informes, planea extender la vida de su planta de callida B más allá de 2028, y potencialmente también extender la vida de otras plantas estatales en Queensland. Sin embargo, estas propuestas y ejercicios de modelado a menudo no consideran adecuadamente los riesgos y los costos asociados con una gran dependencia de las centrales eléctricas de carbón a una edad que se acerca o excede
40 años.
La flota de carbón existente en el NEM está envejeciendo, y cerca de la edad en que las centrales de energía de carbón australianas se han retirado típicamente. Desde 2000, 13 centrales eléctricas a carbón han cerrado en el NEM, totalizando 8GW de capacidad. Su edad promedio de cierre fue de 42 años. Para 2030, casi dos tercios de la capacidad actual de carbón NEM operativo excederán esta edad de jubilación promedio histórica.
La fiabilidad de las centrales eléctricas de carbón generalmente disminuye a medida que envejecenDebido a la degradación progresiva de los componentes críticos de la planta. El desgaste relacionado con la edad puede aumentar la frecuencia de problemas y interrupciones técnicas, ya que las plantas necesitan reducir la producción o apagar temporalmente las unidades para realizar las reparaciones necesarias. Además, los operadores a menudo toman decisiones estratégicas para reducir la gestión de activos y la inversión de capital en plantas de carbón envejecidas, optando contra mejoras importantes debido a su vida operativa limitada y la ventana acortada para capturar una recuperación en las inversiones de actualización. En consecuencia, la fiabilidad general de las centrales eléctricas de carbón, medidas por su disponibilidad (la proporción promedio de la capacidad de generación máxima de una planta de energía que está lista para inyectar energía a la red si se solicita), disminuye a medida que se acercan a la jubilación. Nuestro análisis de los datos históricos para las centrales de energía cerradas en el NEM encontró que la disponibilidad promedio de las centrales de alimentación de carbón cerradas en los 10 años anteriores a la retirada fue de solo el 66%.
Debido al deterioro de la confiabilidad de los generadores de carbón mayores de 40 años, una estrategia para depender de la extensión de la planta de energía del carbón a mediados de los 2030 a mediados de los 2040 plantea un riesgo grave para la confiabilidad de la electricidad. El modelado de Frontier Economics presenta suposiciones sobre la disponibilidad de plantas de carbón que son inconsistentes con la experiencia histórica de la planta de carbón australiana cerca o excediendo la edad de jubilación típica. Una vez que corrigamos la probable disponibilidad más pobre de centrales eléctricas de carbón en las 2030 y 2040 (al ajustar el factor de utilización o capacidad hasta el 66% en lugar del rango modelado de 72% a 81%), es evidente un déficit sustancial de suministro de electricidad. Esto oscila entre 6,800 y 13,000 horas de gigavatios (GWH) por año durante los primeros 10 años del déficit (2034-43 inclusive), o 9,300 gwh por año en promedio durante el período. Para poner esto en perspectiva, eso es equivalente al consumo anual de electricidad de 1,4 millones a 2.8 millones de viviendas típicas durante 2034-2043, o 2 millones de hogares en promedio durante el período.
Para cerrar tales brechas con energía renovable adicional y almacenamiento de baterías requeriría varios años de tiempo antes de los déficits esperados en 2034 debido al tiempo involucrado en la construcción de plantas nuevas. Además, para que tales inversiones en una nueva planta sean comercialmente atractivas, necesitaría haber una consiguiente respaldo de escala en cualquier construcción nuclear subsidiada por el gobierno propuesta.
La opción alternativa de aumentar la producción de las centrales eléctricas a gas enfrentaría considerables limitaciones prácticas. Las plantas de gas existentes y nuevas necesitarían aumentar significativamente su generación, pero hay preguntas sobre la fuente de este gas adicional. Llenar el vacío con generación con gasolina requeriría entre 49 y 93 Petajeules (PJ) por año de gas adicional sobre 2034-43 (67PJ por año en promedio). Esto representa un aumento sustancial en la demanda de gas de la costa este de generación de energía, igual a entre 40% y 76% del uso promedio de gas anual de cinco años para la generación de electricidad de 122 PJ por año. Tal aumento en la demanda de gas sería altamente inflacionario y desafiante para la seguridad energética, dado que AEMO pronostica una escasez significativa de suministro de gas para ese período.
Se requiere una demanda de gas no planificada adicional para compensar una menor disponibilidad de carbón
Fuente: Análisis IEEFA, datos AEMO sobre la demanda histórica de gas de GSOO 2025. Nota: GPG = generación con gases de gas.
La baja disponibilidad de carbón también aumenta el riesgo de aumento del precio de energía. Los bajos niveles de disponibilidad de carbón pueden impulsar los precios al por mayor durante los períodos de interrupción, porque otras formas de generación más caras a menudo intervendrán cuando ocurran interrupciones de carbón. Esto ha sido observado recientemente por el regulador de energía australiano (AER) y AEMO. Un estudio realizado por Jacobs para el Consejo de Energía Limpia encontró que las facturas de energía doméstica en el NEM podrían aumentar en $ 449 por año para 2030 si tuviéramos una mayor dependencia del gas y el carbón y si las energías renovables se construyeron más lentamente. Las facturas de los hogares podrían aumentar en $ 606 por año para 2030 si esto ocurriera y Una importante planta de energía a carbón falló inesperadamente.
Una dependencia extendida de las antiguas centrales eléctricas y sus sitios de minas asociados también plantea riesgos para la seguridad de los trabajadores y la comunidad.. A medida que envejece el equipo de la planta de energía, se vuelve más propenso a las fallas catastróficas que pueden conducir a accidentes peligrosos. Esto se ha visto en incendios históricos en Hazelwood, Yallourn, Morwell y Northern, y en temas técnicos que conducen a explosiones peligrosas vistas en Muja AB, Yallourn, Hazelwood y más recientemente Callide C.
Una estrategia de extender la vida de las centrales de energía de carbón depende de que los propietarios realicen inversiones sustanciales en la renovación. Históricamente, algunos propietarios han rechazado los proyectos de renovación como no rentables; Otros han emprendido proyectos de renovación que terminaron desastrosamente. Se observaron altos costos con restauraciones propuestas o terminadas en Muja AB, Hazelwood y Liddell, con costos de proyecto que van desde $ 400 millones a $ 1.3 mil millones (en 2025 dólares). Tanto para Hazelwood como para Liddell, el costo de renovación se consideró demasiado costoso y problemático para que valga la pena perseguir. Para MUJA AB, la renovación continuó, pero el proyecto tenía muchos problemas técnicos y excesiones de costos, y la planta solo funcionó por un corto tiempo a una tasa de utilización extremadamente baja, según se informa un 20%, antes de cerrar.
Los bancos son reacios a financiar proyectos de centrales eléctricas de carbón, lo que significa que los proyectos de renovación pueden tener dificultades para acceder al financiamiento del sector privado. En una reciente ronda de refinanciamiento, Delta Electricity, el propietario y operador de Vales Point Power Station, descubrió que los 15 bancos abordados no estaban dispuestos a proporcionar finanzas para apoyar el funcionamiento continuo de la central eléctrica del carbón debido a las políticas relacionadas con la gestión de los problemas del medio ambiente, las sociales y de gobernanza.
Los riesgos asociados con la extensión del carbón podrían exacerbarse si la tecnología de generación elegida para reemplazar el carbón no se puede instalar en la línea de tiempo requerida. Esto es de mayor preocupación si la tecnología de generación elegida para reemplazar el carbón tiene tiempos de entrega largos e inciertos, como es el caso de la energía nuclear. Las líneas de tiempo nuclear a menudo explotan significativamente. El tiempo histórico promedio invadido en cuatro proyectos nucleares recientes en Europa y Estados Unidos fue de 11 años. Si el aumento de la generación de energía nuclear ocurriera 11 años más tarde de lo esperado en el modelado de la economía fronteriza, habría una brecha de suministro de energía potencial significativa, que oscila entre 9.600 gwh a 94,500 gwh por año entre 2036 y 2051. Llenar esta brecha potencial requeriría más Extensiones de vida al carbón, agravando los riesgos antes mencionados, o requeriría un aumento en otras fuentes de generación de electricidad. Como los nuevos operadores de generadores de electricidad no tendrían un fuerte incentivo para invertir a largo plazo dada la introducción planificada de la energía nuclear, podría crear una «zona muerta» para la inversión, lo que hace que sea difícil asegurar el suministro de energía en este período.
Confiar más en el poder de carbón durante más tiempo conlleva una variedad de riesgos y costos asociados, incluidos los riesgos para la confiabilidad, los precios de la energía, la seguridad, los costos de extensión y el riesgo de financiación, así como las importantes implicaciones para las emisiones. Retrasar las salidas de carbón es un riesgo que no podemos pagar.
