Central eléctrica de Muja

La central eléctrica de Muja se encuentra a 15 kilómetros (9,3 millas) al sureste de Collie, en Australia Occidental . Cuenta con ocho turbinas de vapor alimentadas por calderas de carbón que, en conjunto, generan una capacidad total de 854 megavatios de electricidad . Es la central eléctrica más grande del Sistema Interconectado del Sudoeste , representando aproximadamente el 15 % de su capacidad. ^{[ 1 ]} El carbón se extrae en la cercana subcuenca de Collie . En junio de 2022, el Gobierno de Australia Occidental anunció que la central eléctrica cerraría en 2029. ^{[ 2 ]} 

La construcción de la central eléctrica por parte de Clough para la Comisión Estatal de Energía de Australia Occidental comenzó en abril de 1962. ^{[ 3 ]} La central se puso en funcionamiento el 21 de abril de 1966. Actualmente, cuatro de las ocho turbinas están en funcionamiento (unidades 5 a 8). Muja tiene cuatro unidades de 60 megavatios (etapas A y B), dos unidades de 200 megavatios (etapa C) y dos unidades de 227 megavatios (etapa D). ^{[ 4 ]}

Según el Inventario Nacional de Contaminantes (NPI), la central eléctrica de Muja es una de las mayores emisoras de contaminación atmosférica de Australia, con altas emisiones de berilio , fluoruro y material particulado . El programa Carbon Monitoring for Action estima que, en 2009, la central eléctrica de Muja emitió 5,75 millones de toneladas (12.700 millones _de libras) de CO₂ para generar 5,05 teravatios-hora (18,2 petajulios) de electricidad. ^{[ 5 ]}  

En términos de consumo doméstico, esto equivale a _1,14 kilogramos (2,5 lb) de CO₂ emitidos por cada kilovatio-hora (kWh) , o 3,6 megajulios , de electricidad producida e inyectada a la red eléctrica. ^{[ 5 ]} Es decir, la central eléctrica de Muja emite un poco más de _CO₂ por kilovatio-hora de electricidad producida que la cercana central eléctrica de Collie ( 1,13 kilogramos o 2,5 libras ) y mucho más que la central eléctrica de Bluewaters ( 0,825 kilogramos o 1,82 libras ), según las estimaciones para el mismo año. ^{[ 5 ]} 

Las cuatro unidades más pequeñas y menos eficientes (cada una de 60 megavatios), etapas A y B, se cerraron en abril de 2007. En junio de 2008 se anunció que estas unidades generadoras más antiguas se volverían a poner en marcha debido a una escasez de gas natural en todo el estado . ^{[ 6 ]} Verve Energy se asoció con la empresa de ingeniería Kempe de Geelong para reacondicionar cuatro unidades generadoras inactivas de Muja. ^{[ 7 ]} En 2010, la filial de Kempe, Inalco, obtuvo un préstamo de 150 millones de dólares con una garantía de Verve Energy. ^{[ 8 ]}

En 2012, durante el intento de puesta en marcha de las etapas A y B, se produjo una explosión en la unidad 3 del área AB remodelada debido a la corrosión de las tuberías. ^{[ 9 ]} Un hombre sufrió quemaduras, aunque la central siguió funcionando (etapa C, D) durante el incidente. El secretario estatal del Sindicato Australiano de Trabajadores de la Manufactura, Steve McCartney, calificó la ausencia de víctimas como un milagro. ^{[ 10 ]} La empresa conjunta colapsó en medio de enormes sobrecostos y una explosión causada por tubos de caldera corroídos que no fueron inspeccionados adecuadamente antes de que se aprobara el plan de remodelación. ^{[ 7 ] [ 8 ]} Kempe tuvo dificultades financieras y ha estado intentando salir de la empresa conjunta durante un año. ^{[ 8 ]} Antes de la decisión de Verve sobre la remodelación, varias empresas privadas a las que se les ofreció comprar la central eléctrica concluyeron que sería demasiado arriesgado. ^{[ 7 ]}

El 25 de junio de 2013, tras gastar 250 millones de dólares en la puesta en marcha prevista de las unidades A y B, el primer ministro Colin Barnett archivó el proyecto. ^{[ 11 ] [ 12 ]} Barnett declaró ante el Parlamento que, por el momento, no se realizarían más trabajos en los generadores, afirmando: «El gobierno ha tomado una decisión con respecto a las unidades Muja A y B; las unidades tres y cuatro siguen funcionando, mientras que las unidades uno y dos están prácticamente inactivas». ^{[ 13 ]}

Sin embargo, el gobierno siguió adelante en septiembre afirmando que el costo de la renovación se puede recuperar durante la vida útil esperada de la planta de 15 años, aunque se ha disparado a 308 millones de dólares. ^{[ 12 ]} En un informe de KPMG , continuar el proyecto costaría otros 46 millones de dólares y generaría un retorno de 54 millones de dólares en valor durante diez años, suponiendo que los 290 millones de dólares gastados se amortizaran. ^{[ 7 ]} En los meses siguientes, el trabajo se completó discretamente y, a partir de 2014, las unidades Muja A y B se utilizan de forma intermitente, principalmente durante los períodos pico de verano.

En noviembre de 2014, parte del muro que rodeaba la torre de refrigeración de agua de la Unidad 7 se derrumbó. ^{[ 14 ]}

En septiembre de 2017, Synergy anunció el cierre inminente de Muja A y B porque la reparación necesaria de las torres de refrigeración lo hacía comercialmente inviable. ^{[ 15 ]} El presupuesto estatal de 2018/19 asignó 48,1 millones de dólares para trabajos en las etapas C y D de Muja. Estos trabajos incluyeron 6 millones de dólares para la renovación de la turbina de la etapa C y el reemplazo de componentes asociados y 4,2 millones de dólares para una actualización de los cuadros eléctricos para las etapas C y D. ^{[ 16 ]}

En agosto de 2019, Synergy anunció que la Etapa C cerraría en 2024. La Unidad 5 de la Etapa C se apagó el 29 de septiembre de 2022 y la Unidad 6 de la Etapa C se retiró en abril de 2025. ^{[ 17 ] [ 18 ]} Las dos unidades de la Etapa D permanecerán operativas hasta 2029. ^{[ 19 ] [ 2 ]}

• Página de Verve Energy sobre la central eléctrica de Muja
• Central eléctrica de Muja en el NPI