Australia Occidental eleva el estándar de almacenamiento ante el cierre de centrales de carbón
AEMO concederá créditos de capacidad completos a las baterías de siete horas en Australia Occidental. El estándar podría llegar a 8,5 horas a mediados de la década de 2030, cuando el estado afronta un posible déficit de 2.161 MW.
Siete horas se convierten en el nuevo estándar de capacidad
Australia Occidental avanza hacia baterías de mayor duración mientras prepara la retirada de la generación a carbón y afronta una brecha creciente de suministro. Según Renew Economy, el Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) otorgará créditos de capacidad completos a las baterías capaces de suministrar electricidad durante siete horas, conforme al último informe WEM ESOO.
Los promotores podrán seguir construyendo sistemas más cortos, pero solo cobrarán por la parte del periodo de siete horas que puedan cubrir. El mecanismo ofrece así un incentivo financiero directo para ampliar la duración, en lugar de diseñar proyectos únicamente para intervalos breves de precios mayoristas elevados.
Australia Occidental utiliza un mercado de capacidad en el que AEMO paga por cada megavatio firme disponible. El modelo difiere de los sistemas centrados principalmente en el precio mayorista. La red aislada del estado no puede recurrir a electricidad de territorios vecinos durante una emergencia, mientras que las limitadas posibilidades de bombeo hidroeléctrico refuerzan el papel de las baterías y la generación gestionable.
Suben los pagos mientras crece la brecha de suministro
El valor de los créditos de capacidad para baterías aumentará un 35 %. Renew Economy informa de que la tarifa pasará de 360.700 $ por MW al año en 2026-27 a 488.500 $ al año siguiente. La Autoridad de Regulación Económica basó su cálculo en el coste estimado de construir y conectar una batería de 200 MW/1.200 MWh y seis horas junto al corredor de transmisión Clean Energy Link North.
Aceptar los créditos es voluntario, pero las condiciones comerciales del estado hacen que estos ingresos sean importantes. El precio mayorista al contado está limitado a 1.500 $/MW y, según Renew Economy, existe un grupo reducido de potenciales compradores con contratos de suministro. Sin pagos por capacidad, financiar baterías de gran tamaño resulta más difícil.
El WEM ESOO de 2026 prevé que la brecha eléctrica de Australia Occidental podría alcanzar 2.161 MW en 2035. Las centrales de carbón estatales cerrarán antes de 2030. Desde 2031 les seguirán la central privada de carbón Bluewaters y la planta de punta a gas Pinjar, propiedad de Synergy. Si unos 600 MW de capacidad prevista entran en servicio a tiempo, el riesgo de escasez se retrasará hasta 2031. Aun así, AEMO calcula un posible déficit de 1,6 GW en 2035, que deberán cubrir proyectos todavía no comprometidos o en construcción.
La cartera de proyectos aún no cubre la nueva necesidad
Australia Occidental ha adoptado rápidamente el almacenamiento de iones de litio. Las baterías de Neoen y Synergy en Collie, desarrolladas para sustituir la central de carbón local, siguen siendo las mayores instalaciones de iones de litio en operación del país, según Renew Economy. Renewmap registra 78 proyectos en distintas fases, pero solo 12 ofrecen siete horas o más. La cifra incluye un concepto de aire comprimido, mientras otros 25 proyectos no declaran su duración.
AEMO considera que la duración remunerada podría aumentar a ocho u 8,5 horas hacia mediados de la década de 2030. Zamien Sumich, director de desarrollo de negocio de VSUN Energy, califica esa trayectoria de conservadora y estima que el mercado podría superar las diez horas antes de terminar la década. VSUN desarrolla baterías de flujo de vanadio y compite por un proyecto de diez horas respaldado por el gobierno en Kalgoorlie.
Una mayor duración no eliminará por sí sola el riesgo de suministro. AEMO advierte de que las baterías solo responden con rapidez cuando disponen de carga suficiente. El crecimiento del consumo y de la demanda máxima puede dejar los sistemas sin energía almacenada cuando la red la necesite. Australia Occidental requerirá, por tanto, nueva capacidad de generación junto con almacenamiento e inversiones paralelas en redes y tecnologías capaces de mantener el suministro durante más tiempo.