Australia estudia imponer costes directos de carbono a las centrales de carbón
La revisión australiana del Safeguard Mechanism de 2026–27 podría abordar el fin de la exención concedida a la generación eléctrica. La medida elevaría los costes de las centrales de carbón y podría alterar los precios mayoristas, la demanda de créditos y los calendarios de cierre.
La exención eléctrica entra en revisión
Las centrales de carbón que siguen operando en Australia podrían afrontar costes directos de carbono si el Gobierno federal elimina la exención de la generación eléctrica en el Safeguard Mechanism. La cuestión se perfila como parte de la revisión prevista para 2026–27, mientras defensores de la política climática, inversores en renovables y analistas reclaman límites de emisiones para cada instalación.
El Safeguard Mechanism se aplica a grandes instalaciones industriales y establece por defecto una reducción anual del 4,9 % de sus líneas base de emisiones. La electricidad funciona bajo una línea base sectorial conjunta, diseñada para evitar duplicidades con las políticas de renovables y otras medidas del mercado eléctrico. Los partidarios de la reforma sostienen que este régimen libera a las centrales de carbón de la responsabilidad directa que ya soportan los grandes emisores industriales.
El debate coincide con el objetivo de Australia de reducir para 2035 las emisiones de gases de efecto invernadero de toda su economía entre un 60 % y un 70 % respecto a 2005. International Business Times Australia informa de que una eventual reforma abarcaría los generadores fósiles conectados a la red que emitan más de 100.000 toneladas de CO₂ equivalente al año.
Los límites por planta cambiarían los costes
Según la propuesta descrita por International Business Times Australia, cada central recibiría una línea base de emisiones decreciente. Las instalaciones que la superasen tendrían que entregar Australian Carbon Credit Units, o ACCUs, o créditos del Safeguard Mechanism. Entre los activos potencialmente afectados figuran Loy Yang A, de AGL Energy; Yallourn y Mt Piper, de EnergyAustralia; y la central Stanwell, de Stanwell Corporation.
Los ACCUs cotizan, según la publicación, en torno a A$37–A$40 por tonelada. Aplicar ese precio a las emisiones podría añadir A$30–A$40 por megavatio hora a los costes operativos de la generación con carbón negro y hasta A$50 por megavatio hora a las plantas de lignito, más intensivas en emisiones. Las ofertas actuales del carbón en el Mercado Eléctrico Nacional incluyen combustible, operación y mantenimiento, pero no una obligación de carbono equivalente por instalación.
El efecto sobre la electricidad dependería de las condiciones del mercado. Cuando la producción renovable es baja y el carbón fija el precio marginal, el mayor coste de cumplimiento podría elevar los precios mayoristas. En las horas dominadas por la energía solar, las centrales que aumenten sus ofertas para cubrir el carbono podrían perder prioridad de despacho o seguir funcionando con pérdidas.
Demanda de créditos y cierres
La entrada de las centrales en el mecanismo también podría generar una importante demanda adicional de créditos, ya que el parque de carbón conectado a la red emite en conjunto decenas de millones de toneladas de CO₂ al año. La fuente señala que esa demanda podría agotar las reservas disponibles, encarecer los ACCUs y aumentar la presión sobre las eléctricas intensivas en carbono y otras empresas que necesitan compensaciones.
La política sigue siendo una propuesta, no una norma aprobada. Se espera que el Departamento de Cambio Climático, Energía, Medio Ambiente y Agua publique opciones para consulta, mientras el debate legislativo formal está previsto para finales de 2026. Un modelo gradual podría introducir líneas base por planta después de 2027. La revisión condicionará las decisiones de las eléctricas sobre cierres, inversión renovable y capacidad de respaldo para mantener el suministro.
