Il vento non venta ed il sole non sola, per cui in Australia si è deciso che alla fine forse non è una buona idea spengere la più grande centrale elettrica a carbone del paese.
I politici saranno anche tutti al soldo dei globalisti, ma le loro mogli erano preoccupate che senza energia elettrica per tenere accesi i frigoriferi, lo Champagne millesimato ed il caviale che si fanno fuori in quantità industriali nelle loro ville sul mare da 20 milioni di dollari, potessero sciuparsi.
Gli stati devono implementare batterie, energia solare ed eolica più rapidamente per ridurre il rischio di blackout, afferma l’operatore di mercato
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La chiusura della più grande centrale elettrica a carbone dell’Australia esporrebbe il NSW al rischio di blackout – Aemo
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Gli stati devono implementare batterie, energia solare ed eolica più rapidamente per ridurre il rischio di blackout, afferma l’operatore di mercato
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Pietro HannamMar 21 maggio 2024 02.40 CESTCondividere
Eraring, la più grande centrale elettrica a carbone della nazione, potrebbe dover posticipare la sua chiusura per attenuare le minacce di blackout nel Nuovo Galles del Sud, mentre altri stati orientali affrontano “periodi di alto rischio” a causa del lento sviluppo delle energie rinnovabili, avverte l’Australian Energy Market Operator.
In un insolito aggiornamento del suo rapporto Electricity Statement of Opportunities, Aemo ha previsto cosiddetti gap di affidabilità nel Nuovo Galles del Sud, nel Queensland, nell’Australia Meridionale e nel Victoria, a meno che le autorità non “orchestrassero” un’implementazione più rapida dell’energia solare ed eolica, nonché delle batterie.
“Mentre la nuova capacità di generazione e stoccaggio continua ad aumentare, i ritardi nello sviluppo e nella messa in servizio dei progetti stanno influenzando l’affidabilità lungo tutto l’orizzonte”, ha affermato l’amministratore delegato di Aemo, Daniel Westerman.
La valutazione ha preso in considerazione solo progetti esistenti, impegnati e previsti. Ha omesso programmi e progetti del governo federale o statale in cantiere per un totale di 280 gigawatt, ovvero 4,5 volte la capacità attuale del mercato elettrico nazionale.
I rischi di affidabilità identificati sono stati più alti negli anni a venire rispetto allo “scenario centrale” dettagliato nelle previsioni iniziali del rapporto lo scorso ottobre . Per NSW e Victoria, i rischi sono stati più alti negli anni dal 2024-25 al 2027-28 e nel 2026-27 per l’Australia Meridionale.
Aemo ha affermato che i ritardi nei progetti sulle batterie potrebbero causare periodi di scarsità nella fornitura estiva dopo l’uscita programmata nell’agosto 2025 dell’impianto Eraring da 2,88 GW di Origin Energy.
Origin e il governo del NSW affermano che le trattative su Eraring continuano. Si prevede che presto verrà presa la decisione di estendere le sue operazioni per diversi anni, anche se alcuni esperti affermano che il probabile costo di centinaia di milioni di dollari potrebbe essere speso meglio altrove e milioni di tonnellate di inquinamento da anidride carbonica potrebbero essere evitate.
Tuttavia, il rapporto Aemo probabilmente rafforzerà la causa per estendere l’impianto della bassa Hunter Valley. Il NSW ha dovuto affrontare regolari avvisi di “mancanza di riserva” sulla rete a causa di giornate relativamente nuvolose o calme e interruzioni non pianificate del carbone. Queste ultime hanno incluso almeno una delle quattro unità di Eraring per più di due settimane.
Penny Sharpe, ministro dell’energia del NSW, ha rifiutato di commentare lo stato dei colloqui con Origin.
“Il rapporto [dichiarazione di opportunità per l’elettricità] mostra che il rischio di lacune nell’affidabilità energetica nei prossimi tre anni è aumentato nel NSW”, ha affermato Sharpe.
“Ciò conferma che ci sono rischi associati al ritardo di nuovi progetti e rafforza la necessità dell’azione che il governo del NSW sta intraprendendo per supportare più energie rinnovabili, fornire infrastrutture di trasmissione critiche e accelerare la connessione delle grandi batterie alla rete”.
Il ministro federale dell’energia, Chris Bowen, ha affermato che il rapporto aggiornato ha rivelato “prospettive notevolmente migliorate sull’affidabilità” anche prima che fosse incluso il suo schema di investimenti di capacità per accelerare 32 GW di nuovi progetti di generazione e stoccaggio.
“Ci sono progetti programmati per iniziare a funzionare e soddisfare la domanda di energia quest’estate”, ha detto Bowen. “Con Aemo che si procura riserve provvisorie, possiamo essere certi di un’affidabilità continuativa nei periodi di domanda più elevata, anche se i progetti previsti sono in ritardo”.
Aemo ha affermato che avrebbe indetto una gara per le riserve di affidabilità nel Nuovo Galles del Sud e in Victoria per “minimizzare i rischi di affidabilità qualora si verificassero condizioni di basse riserve nell’estate 2024-25”.
Per il NSW, coprirebbero i giorni feriali lavorativi dalle 15:00 alle 20:00 per quell’estate, e totalizzerebbero 270 megawatt per colmare il divario. Per Victoria, le riserve coprirebbero dalle 16:00 alle 20:00 per i giorni feriali lavorativi di gennaio e febbraio 2025 con un divario stimato di 245 MW.
Le riserve offerte aumenterebbero in entrambi gli stati negli anni successivi, in particolare nel NSW. Quest’ultimo prevede un deficit di ben 1,23 GW, supponendo che Eraring chiuda come previsto, con giugno e luglio che devono essere coperti.
La scorsa estate Aemo ha presentato una gara per le riserve di affidabilità a Victoria e in Sud Africa, ma non sono stati necessari megawatt di fornitura.
L’affidabilità della rete è considerata violata a meno che l’elettricità non sia disponibile in una regione per il 99,9994% di un dato anno. Dopo il 2028-29, lo standard di affidabilità si attenua leggermente, richiedendo che l’energia sia disponibile per il 99,998% di qualsiasi anno.
Per Victoria, i rischi per l’affidabilità sono aumentati a causa della messa fuori servizio dei generatori in Sudafrica e delle limitazioni alla trasmissione che hanno influito sui flussi verso Melbourne.
I rischi per il Sudafrica aumentano a causa di un ritardo nella seconda fase del collegamento di trasmissione del Progetto EnergyConnect con il Nuovo Galles del Sud e di precedenti ritardi nella produzione delle centrali elettriche Torrens Island B e Osborne.
Per il Queensland, Aemo prevede che i rischi per l’affidabilità rimarranno entro gli standard pertinenti fino al 2031-32, una prospettiva migliorata rispetto al rapporto Electricity Statement of Opportunity del 2023.
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