Energía en Victoria
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Este artículo trata sobre la generación de energía en Victoria. Para conocer la política y gestión energética de Australia , consulte Política energética en Australia .

Líneas de transmisión de 500 kilovoltios al norte de Melbourne

La energía en Victoria , Australia se genera utilizando una serie de combustibles o tecnologías, que incluyen carbón, gas natural y fuentes de energía renovables. El carbón marrón es la principal fuente de energía primaria para la generación de electricidad en el estado, representando alrededor del 85% de la generación de electricidad en 2008. [1] La cantidad de energía a carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de Hazelwood. central 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 carbón marrón es uno de los mayores contribuyentes a las emisiones nacionales totales de gases de efecto invernadero de Australia.y fuente de polémica para el país. Australia es uno de los mayores contaminantes de gases de efecto invernadero per cápita del mundo. En 2016, aproximadamente el 16% de la electricidad de Victoria provenía de fuentes renovables, con el objetivo del gobierno de aumentar esa participación al 40% para 2025. En 2019, la energía renovable proporcionó el 23,9% de la electricidad del estado. El 28 de marzo de 2021, Victoria alcanzó el 50% de energía renovable. [2]

Historia

Un mapa de las principales áreas urbanas, centrales eléctricas de carbón y minas en el Valle de Latrobe.

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 en Victoria era operada por el Ayuntamiento de Melbourne , que generaba electricidad desde su central eléctrica de Spencer Street , que abrió en 1892, para los residentes de la ciudad, además de ser un proveedor mayorista de otros distribuidores municipales. La principal empresa de propiedad privada era Melbourne Electric Supply Company, que se estableció en 1899. La empresa operaba la central eléctrica de Richmond , que se había inaugurado en 1891, y laCentral eléctrica de Geelong . [3] Operaba bajo acuerdos de franquicia con varios 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 . [4] Todos estos primeros generadores dependían del suministro de combustible de la industria del carbón negro propensa a las huelgas de Nueva Gales del Sur .

La primera producción de electricidad en Victoria utilizaba una tecnología relativamente simple, pero la transmisión, incluso a una corta distancia, era difícil. Inicialmente, se usó solo para eventos públicos, como la visita del duque de Edimburgo en 1867 y un partido de fútbol nocturno en el MCG en 1879, y la iluminación del teatro. Se construyeron plantas generadoras de pequeña escala en Melbourne para atender 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 áreas cercanas, como Richmond, Essendon, Hawthorn y South Yarra, también fueron iluminadas con electricidad a fines de la década de 1890.Algunos consejos establecieron sus propias redes de distribución, como 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).[5]

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 de carbón marrón en Yallourn . En 1922, los Sres. JM y HE Coane presentaron un informe sobre el desarrollo de la energía hidroeléctrica potencial en el río Goulburn y la cordillera Cerberean. Sus hallazgos se enviaron luego al Parlamento de Victoria para su financiación, con el proyecto más rentable [6] aprobado en 1922, [7] y el Plan Hidroeléctrico Rubicon.comenzó en 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 una serie de 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 tranvía. [3] A pesar de estas adquisiciones, las empresas de distribución municipal controladas conocidas como Empresas de Electricidad Municipal (MEU) 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. [8]

El primer tranvía eléctrico en Melbourne fue construido en 1889 por Box Hill y Doncaster Tramway Company Limited, una empresa que fracasó en 1896. Los tranvías eléctricos regresaron en 1906, con la apertura del " Electric Street Railway " de los ferrocarriles victorianos 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 tranvía por cable en Flemington Bridge hasta Essendon y Saltwater River (ahora Maribyrnong River ). [9] El NMELT fue una empresa de electricidad y tranvías que operó desde 1906 hasta 1922. [10]La sección de electricidad fue asumida por la SECV en 1922. [11] La Junta de Tranvías Metropolitanos y de Melbourne 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 en tracción eléctrica. [12] 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 de carbón marrón 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 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 durante algunos años más siendo utilizado 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. [4] 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 generadora de energía de 350 megavatios en el Valle de Latrobe para fines de 2026. En ese momento, Yallourn produjo aproximadamente el 20% de la electricidad de Victoria. [13] La ministra de Energía, Lily D'Ambrosio, dijo que anticipó 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 antelación, los precios al por mayor en Victoria aumentaron un 85% en 2016, según el regulador de energía de Australia., y por primera vez en casi una década, el estado dependió de la energía de la interestatal para satisfacer sus necesidades. [14]

Generación eléctrica

Generadores de carbón

Yallourn W Power Station vista desde el sur

En la actualidad, la mayor parte de la electricidad en Victoria es generada por centrales térmicas de lignito en el Valle de Latrobe . Uno de los principales consumidores de electricidad de Victoria es la fundición de aluminio de Portland .

A diferencia de muchos otros estados, las principales minas 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 sus necesidades de combustible. En general, el lignito del Valle de Latrobe tiene un bajo contenido de cenizas. [15] Los componentes de las cenizas varían significativamente en la región, pero son típicos varios silicatos y óxidos (Mg, Fe, Al, Ca y Na). [dieciséis]

En la década de 1920, las minas de carbón del valle de Latrobe comenzaron a explotarse para la generación de energía.

Otras reservas de lignito estaban en Altona y Anglesea , y carbón negro en Strzelecki Ranges en South Gippsland . Tanto las cuencas de carbón de Altona como de Strzelecki Ranges eran pequeñas y requerían minería subterránea. La producción en estas minas aumentó hasta principios del siglo XX. El campo de carbón de Anglesea se ha extraído para la central eléctrica de Anglesea de Alcoa desde la década de 1960, antes de que se cerraran tanto la central eléctrica como el campo de carbón en 2015. La cantidad de energía a carbón ha disminuido significativamente con el cierre en 2017 de la central eléctrica de Hazelwood. que suministró alrededor del 20% del consumo eléctrico de Victoria y, en menor medida, con la salida de la central 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.

El carbón marrón tiene 3 veces el cambio climático y el calentamiento global causando emisiones de GEI por KWh de electricidad producida como gas natural. Central eléctrica de Hazelwood fue considerada comúnmente como la contaminación de la central eléctrica más gases de efecto invernadero en Australia, hasta su cierre en 2017. Si, como se espera después de la publicación del informe de la Garnaut revisión Cambio Climático un tope y trueque esquema de comercio de emisiones se adopta para reducir Debido a los efectos del calentamiento global en Australia , se espera que aumente significativamente el precio de la electricidad producida por la quema de lignito. [ cita requerida ]La mina a cielo abierto de la planta de energía de Hazelwood se incendió en 2014, cubriendo a los residentes de Morwell con polvo de carbón durante aproximadamente un mes. [17]

Las minas de carbón en Victoria que operan en 2019 son:

MíaLocalizaciónDueñoLatitud longitudTipo de carbónToneladas de PA minadoCompradores principalesMétodo principal
YallournYallournEnergíaAustralia?Lignito?Central eléctrica de YallournHerida abierta
Loy Yang "A"TraralgonAGL Loy Yang?Lignito?Central eléctrica Loy YangHerida abierta

Energía renovable

En 2006, Victoria fue el primer estado en tener un objetivo de energía renovable del 10% para 2016. [18] En 2010, el objetivo se aumentó al 25% para 2020. [19]

En 2016, la energía renovable proporcionó aproximadamente el 16% de la electricidad de Victoria, que es mucho más baja que en otros estados australianos, como Australia del Sur, en aproximadamente el 48% en el mismo año. El gobierno de Victoria ha establecido objetivos de energía renovable del 25% para 2020 y del 40% para 2025. En 2019, se generaron 11428 GWH de electricidad en Victoria utilizando fuentes renovables, lo que representa el 23,9% de la electricidad del estado. [20]

Hydro

Muro de la presa de Dartmouth y central eléctrica

Victoria tiene un sistema de generación de energía hidroeléctrica limitado debido a los recursos hídricos limitados.

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 fue seguido por el Esquema Hidroeléctrico de Kiewa que se construyó entre 1938 y 1961, la Central Eléctrica de Eildon en 1956, la participación de Victoria en el Esquema de las Montañas Nevadas que se construyó entre las décadas de 1950 y 1970, y la Central Eléctrica de Dartmouth en 1981.

Solar

La instalación de demostración de la central de concentración solar de 1,5 MW en Mildura

Los sistemas de techo personales, comerciales y comunitarios a pequeña escala son cada vez más frecuentes. Se está construyendo un proyecto de energía solar a gran escala ubicado en Mildura .

Viento

Parque eólico fuera de Port Fairy
Artículo principal: Energía eólica en Victoria, Australia

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 se vendió a un grupo privado en 1994 con la privatización de la SECV. [21] No fue hasta principios de la década de 2000 que se inició el uso comercial de la energía eólica para producir electricidad. Los parques eólicos en Codrington , Challicum Hills y Portland fueron construidos por empresas privadas con asistencia financiera del gobierno estatal. [22]

En octubre de 2011 había ocho parques eólicos operativos con 428MW de capacidad. El desarrollo de nuevos parques eólicos en Victoria se volvió mucho más difícil después de la elección del gobierno de Baillieu, que enmendó el esquema de planificación en agosto de 2011 para otorgar a cualquier propietario en un radio de dos kilómetros un poder de veto sobre un proyecto. Esta fue una doctrina de planificación sin precedentes y, según las empresas de energía eólica, este cambio amenazó la viabilidad de la inversión en el estado. [23]

En noviembre de 2016, la capacidad del parque eólico había aumentado a 1.249 MW. [24]

En junio de 2017, el gobierno de Victoria anunció un estudio de viabilidad de tres años para el primer parque eólico marino de Australia. [25] Se prevé que el proyecto, que podría tener 250 turbinas eólicas en un área de 574 kilómetros cuadrados, entregará alrededor de 8.000 GWh de electricidad, lo que representa aproximadamente el 18% del uso de energía de Victoria y reemplazará una gran parte de la producción de Hazelwood Power. Estación que se cerró a principios de 2017.

Briquetas

Debido al bajo valor energético del lignito crudo, el transporte a larga distancia del combustible no resultó económico. Como resultado, la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria utilizó tecnología alemana para producir briquetas duras a partir de lignito de Latrobe Valley. 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 trituraron, secaron y prensaron el carbón pardo para extraer el agua y formar un bloque duro de combustión rápida que fue fácil de transportar.

La SECV alentó el uso de briquetas en la cocina y calefacción tanto industrial como doméstica, 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 se redujo después de la introducción del gas natural en el estado, pero la fábrica de Morwell Energy Brix continuó en funcionamiento hasta agosto de 2014. [26]

Gas

Historia

El gas de la ciudad fue suministrado inicialmente a Melbourne por compañías privadas como la Metropolitan Gas Company de la década de 1850 y la Brighton Gas Company, que se puso a flote en 1877, [27] y otras, todas las cuales operaban sus propias pequeñas plantas de gas que convertían el carbón negro en gas, con plantas de gas esparcidas por los suburbios. El gas de la ciudad se utilizó para la iluminación, la calefacción y la cocina, y reemplazó al queroseno para la iluminación. [27] También se utilizó para el alumbrado público antes de que la electricidad estuviera disponible a partir de la década de 1890.

La Corporación de Gas y Combustible de Victoria se formó en 1951 [28] para gestionar los suministros de gas del estado. Se hizo cargo de Metropolitan Gas Company y Brighton Gas Company y, con el tiempo, también adquirió las otras obras de gas locales municipales y de la empresa. [29]

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. [30] La producción de gas urbano se modificó a finales de la década de 1950 cuando se desarrolló la producción de Syngas , un proceso que convertía los gases residuales de las refinerías de petróleo en un producto energético útil. [30]

La búsqueda de gas natural en Bass Strait 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 campo de gas. Conocido como el campo Barracouta, el descubrimiento del campo Marlin siguió en marzo de 1966. [31] Ambos campos utilizan plataformas de perforación costa afuera como base de producción. La planta de gas de Longfordactuó 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. [32] La mayoría de los consumidores de Victoria convirtieron los aparatos de gas en gas natural en la década de 1970. [33]

VENCorp se estableció en 1997. En 1994, el Gobierno de Kennett privatizó [34] [35] las empresas de distribución, venta al por menor 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 de 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. [36]

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 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 (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 vendió el resto. Singapore Power luego hizo flotar 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 . [37] SP AusNet cambió su nombre a AusNet Services en agosto de 2014. En septiembre de 2014, Cheung Kong Group, con sede en Hong Kongcompró 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. [38]

En septiembre de 1998, se produjo la explosión de gas de Esso Longford en la que dos trabajadores murieron y ocho resultaron heridos, lo que provocó 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 en alta mar desde las cordilleras de Otway . BHP Billiton descubrió el campo de gas Minerva en 1993, y la producción comenzó en 2004. [39] El campo Casino operado por Santos Limited se descubrió en 2002 y comenzó la producción en 2006. [40] En 2002, Woodside Petroleum se preparó para desarrollar su gas Geographe y Thylacine los campos. [41] Estos campos 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.

Estructura actual

En la actualidad, aproximadamente 1,5 millones de clientes domésticos en Victoria reciben gas a través de más de 25.000 kilómetros de red. Los consumidores industriales y comerciales representan casi el 50% de las ventas de gas. [32] En el año fiscal 2005/2006, la producción media de gas en Victoria superó los 700 millones de pies cúbicos (20.000.000 m 3 ) por día y representó el 18% de las ventas nacionales totales de gas, con un crecimiento de la demanda del 2% anual. [42]

Los suministros de gas provienen de los campos de gas costa afuera del Estrecho de Bass: las 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 Bass Strait frente a Gippsland, es actualmente propiedad de una sociedad conjunta entre ExxonMobil y BHP Billiton , con sede en Estados Unidos , y es el principal proveedor de gas natural de Victoria. , y también proporciona algo de suministro a Nueva Gales del Sur y Tasmania . La instalación de almacenamiento de gas de Dandenong LNG proporciona flexibilidad al mercado de gas de Australia oriental, al protegerse contra riesgos como cortes o emergencias y períodos de máxima demanda. [43] ElAlmacenamiento subterráneo de Iona , cerca de Port Campbell , Victoria. Cooper Basin Gas (y gas de vetas de carbón de Queensland y NSW) a través de MSP y NSW-Victoria Interconnect también proporciona gas para el mercado victoriano. [44]

Australian Gas Networks posee la mayoría de los gasoductos de transmisión en Victoria. Gas Pipelines Victoria Pty Ltd es propietaria del gasoducto de transmisión de Carisbrook a Horsham.

Los distribuidores de gas en Victoria incluyen:

  • AusNet Services : el 31,1% pertenece a Singapore Power , el 19,9% a State Grid Corporation of China y el 49% restante es de propiedad pública. [37]
  • Jemena : 60% propiedad de State Grid Corporation of China y 40% de Singapore Power . [45] Su VicHub , que se puso en servicio en enero de 2003, es una instalación de interconexión situada en la estación de compresores de Longford que permite que el gas fluya bidireccionalmente entre el gasoducto del este y el sistema de transmisión de gas victoriano. [46] El gasoducto del este, también propiedad de Jemena, es un gasoducto de suministro entre la cuenca de Gippsland, Victoria y Nueva Gales del Sur. El gasoducto suministra más de la mitad del gas consumido en Nueva Gales del Sur, incluidos Sydney , Canberra y Wollongong , y los centros regionales.Bairnsdale , Cooma , Nowra y Bomaderry . [47]
  • Australian Gas Networks : propiedad de Cheung Kong Infrastructure (CKI), con sede en Hong Kong . [48] [49]
  • Multinet Gas - propiedad del Grupo DUET, ahora propiedad de CKI. [48]

En la actualidad, hay 18 minoristas de energía en Victoria, 9 de los cuales también son minoristas de gas. [50] Los principales minoristas son AGL Energy , EnergyAustralia (anteriormente TRU) y Origin Energy (que representan casi el 30 por ciento de la demanda del mercado nacional de gas de la costa este de Australia [51] ); siendo los otros Alinta , Dodo , Lumo Energy , Momentum Energy , Red Energy y Simply Energy . Los minoristas emiten facturas a sus clientes en función de la información sobre el uso de gas proporcionada por los distribuidores. [49]

El Gasoducto de Tasmania fue construido y encargado 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 , a Bell Bay, Tasmania . [52] Tasmanian Gas Pipeline (TGP) Pty Ltd es el propietario y licenciatario del Tasmanian Gas Pipeline. [53] [54] 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 EnergyAustralia 'Victorian s cuenca Otway se canaliza desde la planta de Iona de gas cerca de Port Campbell , Victoria, y Origin Energy ' s Planta de Gas Otway , a través del 687 kilometros de tuberías SEAGas a la Central eléctrica Pelican Point a gas 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 . [55]

Petróleo

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 en las cercanías los yacimientos petrolíferos de Halibut y Kingfish. La producción de los campos se estimó en hasta 300.000 barriles (48.000 m 3 ) por día, [31] con reservas recuperables en la cuenca de Gippsland en la región de 4 mil millones de barriles (640.000.000 m 3 ). [56]

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. En 2005-2006, la producción media diaria de petróleo se redujo a 83.000 bbl / d (13.200 m 3 / d), pero a pesar de la disminución, Victoria todavía produce casi el 19,5% del petróleo crudo en Australia. [42]

Ver también

  • Política energética de Australia
  • Energía renovable en Australia
  • Energía solar en Australia
  • Energía eólica en Australia

Referencias

  1. ^ "Objetivos obligatorios de energía renovable: estudio de impactos necesario" . Archivado desde el original el 7 de octubre de 2008 . Consultado el 20 de diciembre de 2008 .
  2. ^ La red de Victoria funciona con un 50% de energía renovable por primera vez
  3. ^ a b Oficina de registros públicos: Agencia VA 1002: Comisión estatal de electricidad de Victoria Archivado el 6 de octubre de 2009 en Wayback Machine.
  4. ^ a b "Gran expansión prevista para Newport" . Melbourne: Fairfax Digital, The Age. 13 de noviembre de 2006 . Consultado el 5 de octubre de 2008 .
  5. ^ Lincolne, G 'Suministro de electricidad en Victoria', p.41
  6. ^ "Esquema hidroeléctrico Rubicon, Rubicon, VIC (lugar ID 100030)" . Base de datos del patrimonio australiano . Departamento de Medio Ambiente . Consultado el 2 de junio de 2010 .
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  14. ^ Las facturas de energía que confían en el gobierno no se dispararán después de que Yallourn cierre
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Otras lecturas

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  • Gill, Herman (1949). Tres décadas: la historia de la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria desde sus inicios hasta diciembre de 1948 . Hutchinson & Co.
  • Jack Vines (2008). "Estudio del patrimonio minero del carbón" . Heritage Victoria. Archivado desde el original el 18 de octubre de 2009 . Consultado el 6 de marzo de 2010 .
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