La Carga Mínima del Sistema se está convirtiendo en un desafío operativo para AEMO a medida que la red avanza hacia altos niveles de generación renovable. La energía solar en tejados, en particular, está llevando la demanda operativa a mínimos históricos, incluso negativos en ocasiones, lo que deja menos generación síncrona en línea para proporcionar servicios esenciales de estabilidad. Cuando el sistema depende demasiado de recursos basados en inversores, se vuelve más vulnerable a perturbaciones de voltaje y frecuencia.

Para gestionar esto, AEMO recurre a una serie de medidas preventivas, algunas de las cuales implican intervenciones fuera del mercado. Esto permite mantener el sistema seguro durante los periodos de baja demanda. Esto tiene implicaciones sobre cómo operan las baterías y cómo generan ingresos.

Este artículo explica qué es la Carga Mínima del Sistema, cómo la gestiona AEMO, ejemplos recientes del NEM y qué significa todo esto para el rendimiento y los costos de las baterías.

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¿Qué es la Carga Mínima del Sistema?

Carga Mínima del Sistema (MSL) ocurre cuando la demanda operativa, es decir, la demanda subyacente menos la generación distribuida de energía, cae tan bajo que la seguridad del sistema está en riesgo. El clima templado, la alta producción de energía solar en tejados y el bajo consumo diurno provocan estos eventos. Durante estos periodos, puede no haber suficiente generación síncrona en línea para proporcionar servicios esenciales como inercia, control de frecuencia o voltaje. AEMO debe intervenir con acciones fuera del mercado para mantener la estabilidad de la red y evitar que el sistema quede vulnerable a perturbaciones o apagones.

AEMO gestiona tres niveles de Carga Mínima del Sistema

Cuando la demanda operativa se acerca a los niveles mínimos, AEMO utiliza medidas específicas para mantener el voltaje, la frecuencia y la fortaleza del sistema dentro de límites seguros. Las acciones concretas varían según la región, las condiciones climáticas, la producción solar en tejados y la cantidad de carga flexible disponible en ese momento.

Cada nivel de MSL corresponde a un umbral de demanda pronosticado que AEMO calcula para cada región, basado en cuán baja puede caer la demanda antes de que la seguridad del sistema esté en riesgo. Estos umbrales le dan a AEMO una forma estructurada de decidir cuándo intervenir a medida que la demanda disminuye y la red se vuelve más difícil de estabilizar.

Alta generación solar en tejados y poca interconexión ponen a Australia del Sur en mayor riesgo

Australia del Sur es la región más expuesta a la MSL porque su demanda subyacente es pequeña en relación con su mezcla de generación.

Australia del Sur también cuenta con pocos generadores síncronos y depende en gran medida de dos interconectores con los estados orientales para el soporte del sistema. Cuando cualquiera de los enlaces está restringido, Australia del Sur dispone de menos soporte síncrono, lo que aumenta la probabilidad de condiciones de carga mínima del sistema.

Desde principios de 2025, Australia del Sur ha registrado 112 horas de demanda operativa negativa. Esto ocurre cuando la generación local supera la demanda subyacente, lo que obliga a desconectar unidades programadas y limita el número de generadores térmicos que normalmente prestan servicios esenciales al sistema.

Estas condiciones se presentan con mayor frecuencia en primavera, cuando las temperaturas suaves reducen la demanda.

Las baterías están perdiendo ingresos bajo las actuales intervenciones de carga mínima del sistema

Cuando la demanda operativa cae por debajo de los umbrales de la Carga Mínima del Sistema, AEMO debe tomar medidas fuera del mercado para mantener la seguridad del sistema. Esto suele implicar instruir a un activo para que siga una trayectoria de despacho específica, impidiendo que opere de forma económica. Cuando existe una gran diferencia de precio entre el perfil instruido y el despacho económico, el impacto sobre los ingresos puede ser significativo.

Los días 11, 12 y 15 de noviembre de 2025, AEMO instruyó a Torrens Island para que siguiera objetivos de despacho para la gestión de la Carga Mínima del Sistema. Es la primera vez que esto ocurre con una batería.

Al impedir la carga entre las 7:30 a.m. y las 3:00 p.m. del 11 de noviembre y entre las 7:00 a.m. y las 2:30 p.m. del 12 de noviembre, Torrens Island perdió las ventanas de carga de 1 hora más económicas en ambos días. Esto resultó en $5,354 y $3,876 en ingresos perdidos, respectivamente.

Según las Reglas Nacionales de Electricidad, Torrens Island puede ser elegible para compensación cuando su despacho se modifica mediante intervención fuera del mercado. La fórmula de compensación es:

Compensación = Precio de referencia × Cantidad directa

Donde:

• Precio de referencia = el precio del percentil 90 en los últimos 12 meses para esa región
• Cantidad directa = la diferencia en la energía (MWh) de la unidad con la instrucción frente a sin ella durante los intervalos de negociación

Para estos eventos, la fórmula sugiere que Torrens Island podría recibir hasta $37,895 y $28,091. Esto es mucho más alto que las pérdidas financieras reales sufridas. Sin embargo, la compensación no está garantizada y la forma en que se evalúa puede ser difícil de predecir.

¿Cómo cambiará esto en el futuro?

El marco de compensación actual fue diseñado para generadores tradicionales y puede ser difícil de aplicar al almacenamiento. Se paga según un precio de referencia en lugar de los precios spot, lo que produce resultados que no siempre reflejan la pérdida financiera real. En noviembre, la fórmula podría haber entregado un pago mucho mayor que la pérdida en el mercado.

Tanto AEMO como la AEMC han señalado áreas donde mayor claridad sería útil a medida que el almacenamiento se vuelve más común.

Las discusiones actuales se centran en:

• reconocer mejor los impactos impulsados por los precios en el almacenamiento,
• mejorar la modelización contrafactual para unidades bidireccionales, y
• hacer que el proceso de compensación adicional sea más consistente y predecible.

Aún no se han implementado cambios en las reglas, pero se espera una reforma generalizada a medida que las baterías asumen un papel más importante en las operaciones del sistema.

También es probable que la exposición de Australia del Sur a la carga mínima del sistema disminuya con el tiempo. A medida que el Proyecto EnergyConnect Fase 2 amplía la interconexión con Nueva Gales del Sur, Australia del Sur contará con mayor soporte del sistema y menor riesgo de quedar aislada. Esto probablemente reducirá la frecuencia de eventos de carga mínima del sistema y el impacto asociado en las baterías.