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

Desde el ESOO 2025, se ha ampliado la capacidad de almacenamiento y energías renovables, mientras que la extensión de la vida útil de plantas de carbón ha reducido la presión a corto plazo. Actualmente, el portafolio incluye suficiente ‘capacidad avanzada y respaldada por el gobierno’ para acompañar el retiro de térmicas y el aumento de la demanda hasta principios de la década de 2030.

Sin embargo, existe una brecha entre esta capacidad y los proyectos ‘comprometidos y anticipados’. La fiabilidad depende de que los proyectos avancen en hitos financieros, que la transmisión principal llegue a tiempo, de la firmeza y de mantener la disponibilidad de la generación térmica envejecida.

Para desarrolladores e inversores, estos riesgos señalan 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 fiabilidad en 2036 en el escenario respaldado por el gobierno, convirtiéndose en los mercados clave a medida que se retiran las centrales 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 superarán las cuatro horas para 2030, ya que las duraciones más cortas pueden cubrirse con la flota y portafolio existentes.
• El invierno representa el 75% del déficit de fiabilidad en 2034, pero su participación cae por debajo del 40% para 2035-36, ya que el riesgo de fiabilidad se distribuye a lo largo del año.

Nueva Gales del Sur y Victoria: mercados clave para cerrar las brechas de fiabilidad del ESOO

Nueva Gales del Sur enfrenta desafíos de fiabilidad 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 afronta 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 invernal y la demanda de centros de datos.

Las brechas de fiabilidad del ESOO en ambos estados demuestran la necesidad de combinar nueva generación y capacidad de respaldo firme.

Los centros de datos también impulsan el aumento de la demanda. Para 2036, Modo Energy prevé 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 una especificación renovable, los centros de datos deben garantizar el suministro y actuar como generadores netos. Estas medidas crean una nueva fuente de demanda contratada en ambos estados.

La fiabilidad 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 desarrollada. 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 avanzan en el caso de Desarrollos Comprometidos y Anticipados. La brecha de 10,5 GW es la mayor diferencia relativa entre las tres tecnologías principales en crecimiento: solar, eólica y almacenamiento.

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

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

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

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

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

El mercado avanza para cubrir estas brechas de fiabilidad. El Acuerdo de Servicio Energético a Largo Plazo (LTESA) de Nueva Gales del Sur exige almacenamiento capaz de descargar al menos ocho horas. El Esquema de Inversión en Capacidad se centra en duraciones de cuatro horas y respalda opciones más largas.

El invierno es la primera estación con presión de fiabilidad

El problema de fiabilidad a corto plazo del ESOO se concentra en invierno. La producción solar es más baja en esa 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 en que aparecen las brechas, bajando a menos de dos quintos para 2035-36, a medida que el déficit se distribuye más a lo largo del año.

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

Para desarrolladores e inversores, el momento y la estacionalidad de este déficit deben considerarse en el caso de negocio. Los proyectos capaces de entregar energía de forma fiable durante el invierno, especialmente eólica y almacenamiento de larga duración, están mejor posicionados para aprovechar la oportunidad emergente de fiabilidad. A largo plazo, la oportunidad se amplía a medida que la escasez se distribuye más uniformemente durante el 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, pasando de 3,3 TWh a 7,5 TWh para 2035-36. La minería, fundición y los centros de datos impulsan este crecimiento. Mientras tanto, la demanda residencial se mantiene dentro del 23% de los niveles actuales.

La mayor oportunidad en Australia Meridional reside en adaptar la oferta a la nueva demanda industrial. La generación contratada para clientes industriales, el almacenamiento que aproveche los periodos de alta generación renovable y los proyectos que utilicen eficazmente Project EnergyConnect se vuelven más valiosos.

El ESOO muestra 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 inversores, los proyectos más sólidos suman renovables, aseguran acceso a transmisión, ofrecen energía firme de larga duración, 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 el cronograma del proyecto, además del valor financiero.