AGL, qui possède également la centrale électrique au charbon Loy Yang A dans la vallée de Latrobe, dans l'État de Victoria, considère cet essai comme une avancée potentiellement significative.
« Nous ne voulons pas produire d'énergie lorsque les prix sont négatifs », a déclaré Brokhof.
« D’un point de vue financier et économique, il existe une forte incitation à approfondir cette question. »
Le charbon est l'épine dorsale du réseau électrique australien depuis plus d'un demi-siècle, mais le combustible fossile est également une source dominante d'émissions de gaz à effet de serre qui polluent l'air et réchauffent dangereusement la planète.
Les Nations Unies souhaitent que les pays riches abandonnent progressivement le charbon d’ici 2030 pour contribuer à éviter les pires impacts du réchauffement climatique. L'objectif légal du gouvernement albanais de réduire les émissions de 43 pour cent d'ici 2030 repose en grande partie sur le remplacement des centrales au charbon par davantage d'énergie éolienne, solaire et hydroélectrique.
Markus Brokhof, directeur de l'exploitation d'AGL.Crédit: Eamon Gallagher
Cependant, la menace de voir des centrales électriques au charbon non rentables être forcées de fermer plus tôt que prévu est devenue une préoccupation pour les planificateurs de réseaux et les gouvernements des États, au milieu des avertissements selon lesquels il n'y a pas assez d'énergies renouvelables, de stockage et de lignes électriques en cours de construction pour éviter des pannes de courant ou des flambées de prix. de vent faible et de soleil, une fois de plus, le charbon se retire.
Origin Energy, qui avait prévu de fermer sa centrale électrique au charbon géante d'Eraring dès août de l'année prochaine, a conclu un accord avec le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud en mai pour maintenir sa centrale en activité au moins jusqu'en 2027. Le gouvernement de Victoria a également conclu des accords secrets pour soutenir deux centrales au charbon – Yallourn et Loy Yang A – pour garantir qu’elles ne ferment pas prématurément et ne rendent pas l’État vulnérable.
Brokhof a déclaré qu'AGL avait besoin d'obtenir plus de données de l'essai à deux équipes de Bayswater pour comprendre les risques « d'usure » avant d'envisager de le mettre en œuvre. Des montées et descentes répétées pourraient éventuellement raccourcir la durée de vie des équipements de l'usine et nécessiter davantage de maintenance.
Mais en cas de succès, la transition pourrait accroître les chances que les centrales au charbon restantes d'AGL restent viables jusqu'à leurs dates de fermeture prévues dans la prochaine décennie, a déclaré Brokhof.
« Avec ce genre d'opération, nous pourrions rester sur le marché tout en gagnant de l'argent », a-t-il déclaré.
D'autres propriétaires de centrales électriques au charbon sur le réseau de la côte est ont également travaillé sur les moyens de rendre leurs centrales plus flexibles et capables de résister à des prix de gros très bas ou négatifs pendant la journée, certains générateurs étant désormais capables de ramener leur production à moins de 30 %. pour cent de leur capacité maximale.
Le mois dernier, Origin Energy a annoncé avoir obtenu l'approbation de l'opérateur du marché pour réduire la charge minimale de chacune des quatre unités de production d'Eraring de 14 pour cent supplémentaires, à 180 mégawatts, soit seulement 25 pour cent de leur capacité nominale.