Energía en Victoria

Los primeros suministros de electricidad a Melbourne fueron generados y distribuidos por varias compañías privadas y compañías 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 sus puertas en 1892, para los residentes de la ciudad, además de ser un proveedor mayorista para otros distribuidores municipales. La principal compañía de propiedad privada era la Melbourne Electric Supply Company , establecida en 1899. La compañía operaba la Central Eléctrica de Richmond , que había sido inaugurada en 1891, y la Central Eléctrica de Geelong . ^{[ 5 ]} Operaba bajo acuerdos de franquicia con varios distribuidores municipales. El último gran generador de electricidad fue Victorian Railways , que en 1918 inauguró 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 las huelgas .

La producción inicial de electricidad en Victoria utilizaba tecnología relativamente sencilla, pero la transmisión, incluso a corta distancia, resultaba difícil. Inicialmente, se empleaba únicamente 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 de los teatros. En Melbourne se construyeron pequeñas centrales generadoras para abastecer a zonas e industrias pequeñas. Sin embargo, el gas siguió siendo el combustible para el alumbrado público en Melbourne hasta 1894, tras la construcción de la central eléctrica de Spencer Street por parte del Ayuntamiento de Melbourne. 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 contaban con iluminación eléctrica. Algunos ayuntamientos establecieron sus propias redes de distribución, entre ellos 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 de carbón marrón en Yallourn . En 1922, los señores 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 presentaron al Parlamento de Victoria para su financiación, y el proyecto más rentable ^{[ 8 ]} fue aprobado en 1922, ^{[ 9 ]} y el Plan Hidroeléctrico Rubicon comenzó ese mismo 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 varias pequeñas distribuidoras municipales de electricidad durante la década de 1920, y en la década de 1930 adquirió la Melbourne Electric Supply Company junto con sus operaciones de tranvía. ^{[ 5 ]} A pesar de estas adquisiciones, las empresas de distribución controladas por los municipios, conocidas como Municipal Electricity Undertakings (MEU), en las zonas urbanas centrales de Melbourne, permanecieron fuera del control de la SECV hasta la privatización del sector 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 desde St Kilda hasta Brighton , y fue seguido ese mismo año con la apertura del sistema de North Melbourne Electric Tramway & Lighting Company , que abrió dos líneas desde la terminal del tranvía de cable en Flemington Bridge hasta Essendon y Saltwater River (ahora río Maribyrnong ). ^{[ 11 ]} La NMELT fue una compañía de electricidad y tranvías que operó desde 1906 hasta 1922. ^{[ 12 ]} La sección de electricidad fue asumida por la SECV en 1922. ^{[ 13 ]} La Melbourne & Metropolitan Tramways Board (MMTB) se formó en 1919 y asumió todos los tranvías de cable y eléctricos en Melbourne. La MMTB extendió las líneas eléctricas y, a partir de 1924, convirtió progresivamente el sistema de cables existente a tracción eléctrica. ^{[ 14 ]} Para 1940, todos los tranvías de 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 e inauguró la primera de muchas centrales eléctricas de lignito en la zona. 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 abastecen a 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 para la década de 1960 Geelong A había cerrado. Geelong B permaneció durante algunos años más siendo utilizada 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 cerrará la central eléctrica de Yallourn a mediados de 2028, cuatro años antes de lo previsto, y que en su lugar construirá una batería generadora de energía de 350 megavatios en el valle de Latrobe para finales 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 para mediados de 2028 una afluencia de energía renovable a la red eléctrica nacional. Cuando Engie cerró la central eléctrica de Hazelwood en marzo de 2017, con solo seis meses de aviso, los precios mayoristas en Victoria habían aumentado 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 de otros estados 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 reactivar la Comisión Estatal de Electricidad si resultaba 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 reactivada Comisión Estatal de Electricidad si era reelegido, para dificultar, aunque no imposibilitar, su privatización futura. ^{[ 21 ] [ 22 ]} La reprivatización de la comisión tras 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 según la Constitución de Victoria . ^{[ 24 ]}

En 2022, la mayor parte de la electricidad en Victoria se generaba en tres centrales térmicas de carbón marrón ubicadas en el valle de Latrobe : Loy Yang A y B, y Yallourn . Originalmente encargadas 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 individual de electricidad en Victoria es la fundición de aluminio de Portland .

A diferencia de muchos otros estados, los principales yacimientos de carbón de Victoria contienen lignito. El alto contenido de agua de este carbón dificulta su combustión sin tecnología especializada. Como resultado, en los primeros años de Victoria, el estado dependía de las importaciones de carbón bituminoso de Nueva Gales del Sur para satisfacer 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 la región, pero son típicos diversos silicatos y óxidos (Mg, Fe, Al, Ca y Na). ^{[ 28 ]}

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

En Altona y Anglesea existían reservas adicionales de lignito , y en la cordillera de Strzelecki, en el sur de Gippsland , había carbón bituminoso . Tanto los yacimientos de Altona como los de Strzelecki eran pequeños y requerían minería subterránea. La producción en estas minas aumentó hasta principios del siglo XX. El yacimiento de Anglesea se explotó para la central eléctrica de Anglesea de Alcoa desde la década de 1960, antes de que tanto la central como el yacimiento fueran clausurados en 2015. La cantidad de energía generada con carbón disminuyó 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 el cierre 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 millones de toneladas, una cifra inferior a los 66,7 millones de toneladas de 2001/02.

Las minas de carbón en Victoria que estaban en funcionamiento en 2019 son:

El gobierno federal introdujo un sistema de fijación de precios del carbono de corta duración en 2011, que fue derogado en 2014, por lo que la alta intensidad de emisiones de las centrales de carbón marrón no genera dificultades financieras directas para sus propietarios. Sin embargo, como en la mayor parte del mundo, la construcción de nuevas centrales de carbón resulta poco atractiva desde el punto de vista financiero en comparación con las energías renovables. ^{[ 29 ]}

La central eléctrica de Yallourn tiene previsto cerrar en 2028. ^{[ 30 ]} Según sus propietarios, Loy Yang A y B tienen previsto operar hasta la década de 2040; sin embargo, los observadores prevén que el cierre de Loy Yang se acelere debido a la competencia de las energías renovables y a las futuras políticas gubernamentales 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 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 ]}

Hidro

Victoria cuenta con un sistema limitado de generación de energía hidroeléctrica debido a la escasez de recursos hídricos.

El proyecto hidroeléctrico Rubicon fue completado por la SECV en 1924 y constituyó un componente importante de la red eléctrica estatal en aquel entonces. Posteriormente, le siguieron el proyecto hidroeléctrico Kiewa , construido entre 1938 y 1961, la central hidroeléctrica Eildon en 1956, la participación de Victoria en el proyecto de las Montañas Nevadas , construido entre las décadas de 1950 y 1970, y la central hidroeléctrica Dartmouth en 1981. La expansión más reciente de la energía hidroeléctrica en Victoria fue la central hidroeléctrica Bogong , una ampliación de 95  MW del proyecto Kiewa, finalizada 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 adicional gestionable mediante interconexiones eléctricas interestatales.

Viento

Las pruebas de energía eólica en Victoria comenzaron en 1987, cuando la Comisión Estatal de Electricidad de Victoria instaló un generador eólico  Westwind de 60 kW 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 la generación de electricidad. Los parques eólicos de Codrington , Challicum Hills y Portland fueron construidos por empresas privadas con financiación del Gobierno Estatal. ^{[ 39 ]}

En octubre de 2011, existían ocho parques eólicos en funcionamiento con  una capacidad de 428 MW. El desarrollo de nuevos parques eólicos en Victoria se complicó considerablemente tras la elección del gobierno de Baillieu, que enmendó el plan urbanístico en agosto de 2011 para otorgar a cualquier propietario de terrenos en un radio de dos kilómetros el derecho de veto sobre un proyecto. Esta doctrina urbanística no tenía 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 ]} El viento 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 puesta en marcha" en junio de 2022.

La mayoría de los parques eólicos de Victoria se encuentran en el suroeste del estado, con algunos pocos en el sur de Gippsland.

A fecha de 2022, Victoria no cuenta con generación eólica marina. El gobierno estatal se ha comprometido a adquirir al menos 2  GW de capacidad eólica marina para 2032, con objetivos a 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 el diseño y el estudio de viabilidad. ^{[ 42 ]}

En Victoria existen cuatro sistemas de almacenamiento de energía en baterías a gran escala . El más grande hasta la fecha es, con diferencia, la Gran Batería de Victoria , una instalación de almacenamiento de baterías de 300  MW/450  MWh que se conectó a la red eléctrica de Victoria en 2021.

El gas ciudad fue suministrado inicialmente a Melbourne por compañías 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 plantas de gas que convertían carbón negro en gas, con plantas de gas dispersas por los suburbios. El gas ciudad se usaba para iluminación, calefacción y cocina, y reemplazó al queroseno para la iluminación. ^{[ 48 ]} También se usó para el alumbrado público antes de que la electricidad estuviera disponible a partir de la década de 1890.

La Gas & Fuel Corporation of Victoria se formó en 1951 ^{[ 49 ]} para gestionar el suministro de gas del 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 de empresas 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 transportaba a Melbourne a través de un gasoducto de alta presión. ^{[ 51 ]} La producción de gas ciudad cambió a finales de la década de 1950 con el desarrollo de 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 a cargo de Esso Australia y BHP . La plataforma flotante Glomar III se utilizó para la perforación exploratoria, que comenzó el 27 de diciembre de 1964. Tras dos meses se encontró gas, y en junio de 1965 se confirmó el hallazgo de un importante yacimiento de gas. Conocido como el yacimiento de Barracouta, el descubrimiento del yacimiento de Marlin tuvo lugar en marzo de 1966. ^{[ 52 ]} Ambos yacimientos utilizan plataformas de perforación marinas como base de producción. La planta de gas de Longford actuaba como punto de recepción en tierra para la producción de petróleo y gas natural procedente 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 la venta de gas natural a los consumidores. ^{[ 53 ]} La mayoría de los consumidores de Victoria convirtieron sus electrodomésticos 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 servicios eléctricos de Victoria. La G&FC se liquidó en junio de 1995. Gascor actuó como mayorista de gas, comprando gas a Esso/BHP-Billiton y revendiéndolo 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 distribuidor suministraba gas en una zona geográfica definida. A partir de esa fecha, el mercado de gas en Victoria se abrió a nuevos distribuidores y se introdujo la competencia total entre los clientes, lo que permitió a los distribuidores buscar clientes en todo el estado. En ese momento, había tres distribuidores, que seguían siendo los principales. La desregulación total de los precios minoristas se produjo en 2009. Victoria Electricity (más tarde Lumo Energy ) solicitó y obtuvo una licencia de distribución de gas en diciembre de 2004 y comenzó a distribuir 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. Posteriormente, Singapore Power sacó a bolsa el 49% del negocio como SP Ausnet, conservando 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 conservó la operación y gestión de los activos de Envestra hasta 2027. En octubre de 2014, el nombre de Envestra cambió a Australian Gas Networks Limited. ^{[ 59 ]}

En septiembre de 1998, tuvo lugar la explosión de gas de Esso Longford, en la que murieron dos trabajadores y ocho resultaron heridos, y que provocó graves problemas en el suministro de gas en el estado durante dos semanas.

En los últimos años se descubrieron reservas adicionales de gas en la cuenca de Otway, frente a 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 , fue descubierto 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 recientes utilizan cabezales de pozo submarinos conectados a la costa e instalaciones de producción mediante gasoductos, lo que minimiza el impacto visual en el litoral.

Actualmente, aproximadamente 1,5 millones de clientes domésticos en Victoria reciben suministro de gas a través de más de 25 000 kilómetros de tuberías principales. 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 superó los 700 millones de pies cúbicos (20 000 000 m³ ) por día y representó el 18 % de las ventas totales nacionales de gas, con una demanda que crece a un ^ritmo del 2 % anual. ^{[ 63 ]}  

Los hogares de Victoria presentan el segundo mayor consumo (per cápita) de gas natural en Australia, solo superado 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 continentales australianos. ^{[ 64 ]}

El suministro de gas proviene de los campos de gas marinos 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 el estrecho de Bass frente a Gippsland, es actualmente propiedad de una asociación 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 natural licuado (GNL) de Dandenong proporciona flexibilidad al mercado de gas del este de Australia, al cubrir riesgos como interrupciones o emergencias y períodos de máxima demanda. ^{[ 65 ]} El almacenamiento subterráneo de Iona , cerca de Port Campbell . Cooper Basin Gas (y gas de vetas de carbón de Queensland y Nueva Gales del Sur) a través del MSP y la interconexión Nueva Gales del Sur-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, incluyendo la fracturación hidráulica y el gas de vetas de carbón, en 2016. ^{[ 67 ]}

Australian Gas Networks es propietaria de la mayor parte de los gasoductos de transmisión en Victoria. Gas Pipelines Victoria Pty Ltd es propietaria del gasoducto de transmisión que va desde Carisbrook hasta 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. ^{[ 58 ]}
• Jemena — 60% propiedad de State Grid Corporation of China y 40% de Singapore Power . ^{[ 68 ]} Su VicHub , que se puso en marcha en enero de 2003, es una instalación de interconexión situada en la estación compresora de Longford que permite que el gas fluya bidireccionalmente entre el gasoducto Eastern Gas Pipeline y el sistema de transmisión de gas de Victoria. ^{[ 69 ]} El gasoducto Eastern Gas Pipeline, 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, incluyendo Sídney , Canberra y Wollongong , y los centros regionales de Bairnsdale , Cooma , Nowra y Bomaderry . ^{[ 70 ]}
• Redes de gas australianas — propiedad de Cheung Kong Infrastructure (CKI), con sede en Hong Kong . ^{[ 71 ] [ 72 ]}
• Multinet Gas — propiedad del Grupo DUET, ahora propiedad de CKI. ^{[ 71 ]}

Actualmente, existen 18 comercializadores de energía en Victoria, nueve de los cuales también comercializan gas. ^{[ 73 ]} Los principales comercializadores son AGL Energy , EnergyAustralia (anteriormente TRU) y Origin Energy (que representan casi el 30 % de la demanda del mercado doméstico de gas de la costa este australiana ^{[ 74 ]} ); los demás son Alinta , Dodo , Lumo Energy , Momentum Energy , Red Energy y Simply Energy . Los comercializadores emiten facturas a sus clientes basándose en la información de consumo 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 volvió obsoletas. 

Para aumentar la seguridad del suministro de gas natural a Adelaida, el gas natural de la cuenca de Otway en Victoria, propiedad de EnergyAustralia , se transporta por gasoducto desde la planta de gas de Iona, cerca de Port Campbell , y la planta de gas de Otway, propiedad de Origin Energy , a través del gasoducto SEAGas de 687 km hasta la central eléctrica de gas Pelican Point en Port Adelaide. El gasoducto es propiedad de South East Australia Gas Pty Ltd, empresa que participa en una sociedad al 50% entre APA Group y Rest Super . ^{[ 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 sido rechazada por motivos 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 combinación de electrificación , biogás e hidrógeno de fuentes limpias. Los modelos para la hoja de ruta sugieren que la electrificación probablemente se llevará a cabo durante las décadas de 2020 y 2030, y que la adopción a gran escala de hidrógeno para reemplazar el uso restante de gas probablemente comenzará alrededor de 2040. ^{[ 81 ]} Esto se produjo tras una campaña que resultó en la prohibición de la exploración y producción de gas en tierra en Victoria en 2014. Aunque esta fue derogada parcialmente en 2021, una prohibición constitucional del fracking sigue vigente. ^{[ 82 ]}

Con este fin, a principios de 2024 el gobierno de Victoria anunció modificaciones a las normas de planificación que esencialmente prohíben las nuevas conexiones de gas para propiedades residenciales. ^{[ 83 ]}