​El Informe de Oportunidades de Electricidad 2026 (ESOO) de AEMO muestra que la perspectiva de confiabilidad a 10 años del NEM ha mejorado, pero aún existe una brecha en la capacidad de entrega.

Desde el ESOO 2025, el almacenamiento y las energías renovables han crecido, mientras que la extensión de la vida útil de plantas de carbón ha reducido la presión a corto plazo. El portafolio ahora incluye suficiente 'capacidad avanzada y apoyada por el gobierno' para respaldar el retiro de plantas térmicas y el aumento de la demanda hasta principios de la década de 2030.

Sin embargo, existe una diferencia entre esta capacidad y los proyectos 'comprometidos y anticipados'. La confiabilidad depende de que los proyectos avancen en hitos financieros, que las grandes líneas de transmisión lleguen a tiempo, que haya respaldo y que se mantenga la disponibilidad de generación térmica envejecida.

Para desarrolladores e inversionistas, estos riesgos apuntan a oportunidades en proyectos que combinen generación renovable, almacenamiento de larga duración, acceso a transmisión, servicios de red y contratos de ingresos. Este artículo presenta cinco de esas oportunidades clave.

Resumen Ejecutivo

• NSW y Victoria representan el 80% de la brecha de confiabilidad en 2036 en el escenario respaldado por el gobierno, por lo que son los mercados clave a medida que se retiran las plantas de carbón y crece la demanda de centros de datos.
• La energía eólica presenta la mayor brecha de entrega entre las evaluaciones CAD y GSAD, con 10,5 GW, lo que resalta la necesidad de nuevos proyectos que complementen la solar y el almacenamiento.
• Los eventos de escasez requieren almacenamiento de mayor duración. La mayoría de los eventos de déficit durarán más de cuatro horas para 2030, ya que las duraciones más cortas pueden cubrirse con la flota y el portafolio existentes.
• El invierno representa el 75% del déficit de confiabilidad inicial en 2034, pero su participación cae por debajo del 40% para 2035-36, ya que el riesgo de confiabilidad se distribuye a lo largo del año.

Nueva Gales del Sur y Victoria son los mercados clave para cerrar las brechas de confiabilidad del ESOO

Nueva Gales del Sur enfrenta desafíos de confiabilidad tras el retiro de Eraring (2,9 GW) en 2029, seguido de Bayswater (2,7 GW) y Vales Point B (1,3 GW) en 2033. La demanda de centros de datos en Sídney también está creciendo rápidamente. Victoria enfrentará el retiro de Yallourn (1,5 GW) en 2028 y Loy Yang A (2,2 GW) en 2035, junto con el aumento de la electrificación en invierno y la demanda de centros de datos.

Las brechas de confiabilidad del ESOO en ambos estados demuestran la necesidad de combinar nueva producción de energía y capacidad de respaldo.

Los centros de datos también impulsan el aumento de la demanda. Para 2036, Modo Energy pronostica una carga adicional de TI de 5,2 GW. Nueva Gales del Sur representa el 46% de la demanda de red de centros de datos y Victoria, el 39%.

La AEMC ha recomendado que los nuevos grandes centros de datos adquieran suministro renovable respaldado. Aunque el gobierno federal no ha exigido la especificación renovable, los centros de datos igualmente deben garantizar nuevo suministro eléctrico y actuar como generadores netos. Estas medidas crean una nueva fuente de demanda contratada en ambos estados.

La confiabilidad depende de que el NEM incorpore más energía eólica

El NEM cuenta con un sólido portafolio de baterías y solar, pero la eólica está menos avanzada. Según el escenario de Esquemas Gubernamentales y Desarrollos Accionables del ESOO, AEMO prevé 16,7 GW de nueva eólica terrestre en los próximos cinco años. Sin embargo, solo 6,8 GW se concretan en el caso de Desarrollos Comprometidos y Anticipados. La brecha de 10,5 GW es la mayor diferencia relativa entre las tres tecnologías en crecimiento: solar, eólica y almacenamiento.

La energía eólica complementa la expansión solar y de almacenamiento. La eólica genera más energía fuera del mediodía, mientras que las baterías desplazan la energía existente en vez de crear nueva oferta. A medida que se retira el carbón, la energía eólica financiable con acceso a transmisión se vuelve una de las brechas más claras, especialmente para el suministro en invierno.

AEMO identifica como principales barreras la economía, los contratos, el acceso a transmisión, las aprobaciones, la aceptación comunitaria y los requisitos de conexión. Mejorar los ingresos de los proyectos por sí solo no resolverá el problema: los proyectos también necesitan sitios viables, conexiones y licencia social.

La escasez de mayor duración en el ESOO requiere almacenamiento de larga duración

Las baterías de corta duración siguen siendo valiosas para la capacidad pico, el arbitraje, los servicios auxiliares y la gestión de la congestión. Pero los modelos del ESOO muestran que los déficits de confiabilidad en el futuro durarán mucho más que el pico nocturno.

En Nueva Gales del Sur, la duración media de los eventos de energía no servida esperados es inferior a 4 horas. A partir de 2033, es superior a 8 horas. Esto resalta la oportunidad para el almacenamiento de larga duración.

El mercado se está adaptando para cubrir estas brechas de confiabilidad. El Acuerdo de Servicio de Energía a Largo Plazo (LTESA) de Nueva Gales del Sur exige almacenamiento de larga duración capaz de descargar al menos ocho horas. El Esquema de Inversión en Capacidad se enfoca en duraciones de cuatro horas y respalda tiempos mayores.

El invierno es la primera estación con presión de confiabilidad

El problema de confiabilidad a corto plazo del ESOO se concentra en el invierno. La generación solar es más baja en esta época, mientras que los recursos eólicos suelen ser más fuertes, lo que hace que la eólica sea especialmente valiosa para cubrir la brecha emergente.

Con el tiempo, las brechas se extienden a otras estaciones. El invierno representa cerca de tres cuartas partes del déficit en el primer año que aparecen las brechas, bajando a menos de dos quintos para 2035-36, a medida que el déficit se distribuye de forma más uniforme durante el año.

La magnitud de la brecha nuevamente depende de la entrega. Si los proyectos respaldados por el gobierno llegan a tiempo, la energía no servida esperada en el NEM se mantiene por debajo de 1 GWh al año hasta 2033-34, antes de subir a 3,5 TWh para 2035-36.

Para desarrolladores e inversionistas, el momento y la estacionalidad de este déficit deben considerarse en el análisis de negocio. Los proyectos que puedan suministrar energía de forma confiable durante el invierno, especialmente los de eólica y almacenamiento de larga duración, estarán mejor posicionados para aprovechar la oportunidad de confiabilidad emergente. Más adelante, la oportunidad se amplía a medida que la escasez se distribuye a lo largo del año.

La oportunidad de Australia Meridional está cada vez más vinculada a la industria

Se prevé que el consumo industrial en Australia Meridional más que se duplique, de 3,3 TWh a 7,5 TWh para 2035-36. La minería, la fundición y los centros de datos impulsan este aumento. Mientras tanto, la demanda residencial se mantiene dentro del 23% respecto a la actual.

La mayor oportunidad en Australia Meridional radica en adaptar la oferta a las nuevas cargas industriales. La generación contratada para clientes industriales, el almacenamiento que aprovecha los periodos de alta generación renovable y los proyectos que puedan utilizar eficazmente Project EnergyConnect serán cada vez más valiosos.

El ESOO demuestra que las oportunidades están en los proyectos con mayor capacidad de entrega

El ESOO 2026 muestra que el NEM cuenta con un sólido portafolio de desarrollo, pero el reto es la capacidad de entrega. Para los inversionistas, los proyectos más sólidos suman energía renovable, tienen acceso a transmisión asegurado, ofrecen energía firme por largos periodos, aportan servicios de red y aseguran ingresos mediante contratos fuera del mercado spot. Los esquemas de apoyo gubernamental ponen cada vez más énfasis en la capacidad de entrega y plazos del proyecto, además del valor financiero.