Austrália avalia custo direto de carbono para usinas a carvão
A revisão australiana do Safeguard Mechanism em 2026–27 poderá discutir o fim da isenção concedida à geração elétrica. A mudança elevaria os custos das usinas a carvão e poderia afetar preços no atacado, demanda por créditos e cronogramas de fechamento.
Isenção do setor elétrico entra em debate
As usinas a carvão que ainda operam na Austrália poderão enfrentar custos diretos de carbono se o governo federal retirar a isenção da geração elétrica no Safeguard Mechanism. O tema deverá fazer parte da revisão prevista para 2026–27. Defensores de políticas climáticas, investidores em energia renovável e analistas pressionam pela adoção de limites de emissão para cada instalação.
O Safeguard Mechanism abrange grandes instalações industriais e estabelece, por padrão, uma redução anual de 4,9% nas linhas de base de emissões. A eletricidade opera sob uma linha de base setorial coletiva, criada para evitar sobreposição com políticas de energia renovável e outras medidas para o setor. Os defensores da reforma afirmam que esse tratamento deixa a geração a carvão sem a responsabilidade direta de carbono aplicada aos grandes emissores industriais.
O debate ocorre enquanto a Austrália busca reduzir as emissões de gases de efeito estufa de toda a economia entre 60% e 70% até 2035, ante 2005. Segundo a International Business Times Australia, a possível reforma alcançaria geradores fósseis conectados à rede que emitam mais de 100 mil toneladas de CO₂ equivalente por ano.
Limites por usina mudariam os custos
No modelo descrito pela International Business Times Australia, cada usina receberia uma linha de base de emissões decrescente. As instalações que ultrapassassem esse limite teriam de entregar Australian Carbon Credit Units, os ACCUs, ou créditos do Safeguard Mechanism. Entre os ativos potencialmente atingidos estão Loy Yang A, da AGL Energy; Yallourn e Mt Piper, da EnergyAustralia; e a usina Stanwell, da Stanwell Corporation.
Os ACCUs são negociados em torno de A$37 a A$40 por tonelada, segundo a publicação. Aplicar esse preço às emissões poderia acrescentar A$30 a A$40 por megawatt-hora aos custos operacionais da geração com carvão betuminoso e até A$50 por megawatt-hora às usinas de linhito, mais intensivas em emissões. As ofertas atuais no Mercado Nacional de Eletricidade refletem combustível, operação e manutenção, mas não uma obrigação equivalente de carbono por instalação.
O impacto sobre a eletricidade dependeria das condições do mercado. Quando a produção renovável é baixa e o carvão define o preço marginal, o maior custo de conformidade poderá elevar os preços no atacado. Nos períodos com forte geração solar, usinas obrigadas a elevar suas ofertas para cobrir o carbono poderão perder prioridade no despacho ou continuar operando com prejuízo.
Demanda por créditos e fechamentos
A entrada das usinas no mecanismo também poderá criar uma demanda adicional relevante por créditos, pois o parque a carvão conectado à rede emite coletivamente dezenas de milhões de toneladas de CO₂ por ano. A fonte informa que essa procura poderá consumir as reservas disponíveis, elevar os preços dos ACCUs e aumentar a pressão sobre geradores intensivos em carbono e outras empresas que precisam de compensações.
A política ainda é uma proposta, não uma regra aprovada. O Departamento de Mudanças Climáticas, Energia, Meio Ambiente e Água deverá publicar opções para consulta, enquanto o debate legislativo formal está previsto para o fim de 2026. Um modelo gradual poderia introduzir linhas de base por usina depois de 2027. Para as empresas de energia, a revisão poderá influenciar datas de fechamento, investimentos renováveis e a capacidade firme necessária para manter o abastecimento.
