​La tarde del miércoles 8 de julio, el precio de la electricidad en Victoria llegó a $19,070/MWh, apenas por debajo del tope de mercado de $20,300/MWh. Australia del Sur le siguió de cerca, alcanzando un máximo de $16,971/MWh.

Este aumento se produjo cuando una demanda invernal récord coincidió con una caída de la generación eólica al 10% de lo habitual. Generadores de gas, carbón e hidroeléctricos intervinieron para cubrir la brecha, mientras que las baterías solo pudieron suplir una fracción del déficit.

La red de Australia del Sur, altamente renovable, es conocida por su sensibilidad ante alta demanda y condiciones de bajo viento. Victoria cada vez muestra características similares. Juntas, los estados del sur están cada vez más expuestos a la volatilidad de precios impulsada por el clima, mientras que Nueva Gales del Sur y Queensland permanecen relativamente protegidos gracias a su mezcla de generación y condiciones invernales más suaves.

Este artículo explica qué motivó el evento de precios del 8 de julio, cómo respondieron las baterías y por qué Victoria y Australia del Sur experimentan cada vez más estos extremos en los precios.

Resumen ejecutivo

• El precio promedio diario en Victoria alcanzó $359/MWh el miércoles 8 de julio, con un pico nocturno de $19,070/MWh. Australia del Sur promedió $336 y tuvo un máximo de $16,971.
• La demanda vespertina en Victoria fue un 26% superior al promedio trimestral, mientras que la generación eólica cayó un 94% respecto a lo normal. Australia del Sur no pudo aliviar la situación, con una demanda un 9% por encima del promedio y una generación eólica un 81% por debajo de su referencia.
• El predespacho señaló el pico de precios con una hora de anticipación, lo que llevó a que algunas baterías se descargaran antes de que los precios alcanzaran su máximo.
• Las baterías victorianas obtuvieron ingresos equivalentes a 17 días promedio en solo un día. En Australia del Sur, los ingresos fueron 10 veces el promedio el 8 de julio.
• La volatilidad impulsada por el clima es cada vez más importante para los ingresos de las baterías. A medida que los diferenciales estándar se reducen, los eventos extremos del sistema representan una mayor proporción del valor de las baterías, especialmente en Victoria y Australia del Sur.

El viento funcionó al 10% de lo normal, coincidiendo con una alta demanda de calefacción

Un sistema de alta presión de lento desplazamiento trajo temperaturas frías, niebla y vientos excepcionalmente ligeros en el sureste de Australia. Esa combinación aumentó la demanda de calefacción mientras reducía tanto la generación eólica como la solar.

Victoria registró una demanda invernal de aproximadamente 9 GW el 7 de julio. Aunque la demanda disminuyó ligeramente el 8 de julio, se mantuvo por encima de los 8 GW durante la noche, cerca de un 26% por encima del promedio trimestral. Al mismo tiempo, la generación eólica colapsó a solo el 6% de su producción habitual en la tarde.

Las importaciones enlazaron ambos estados. Victoria importó cerca de 1 GW durante la tarde, con Australia del Sur suministrando parte de esa energía. Sin embargo, la generación eólica de Australia del Sur había caído a una quinta parte de su nivel habitual. Por lo tanto, la generación a gas superó los 1,9 GW para satisfacer tanto la demanda local como las exportaciones hacia Victoria.

Como resultado, ambas regiones dependieron del mismo y limitado grupo de generación flexible a gas, lo que provocó que los precios de la electricidad se dispararan simultáneamente.

Esto no fue un evento aislado. Marcó el punto más bajo de una sequía eólica que duró toda una semana, y se preveía que los estados del este la superarían entre viernes y sábado.

Las baterías se despacharon según señales de precio que se adelantaron una hora

Las baterías siguieron su patrón diario habitual: cargarse durante el mediodía rico en sol y descargarse durante el pico nocturno. Sin embargo, este evento premió la sincronización precisa.

El pico de precios duró solo un intervalo de media hora. Las baterías que aún tenían carga a las 19:00 capturaron la mayor parte del valor disponible, mientras que aquellas que descargaron antes en su mayoría perdieron la oportunidad.

Las baterías que se despacharon temprano reflejaron en gran medida el predespacho. Durante la mayor parte del 8 de julio, el pronóstico de predespacho de AEMO esperaba precios vespertinos entre $250/MWh y $700/MWh. Cuando los pronósticos finalmente aumentaron, predijeron el pico aproximadamente una hora antes de que realmente ocurriera.

El despacho de baterías siguió esas señales. Varias baterías se descargaron entre las 16:00 y las 17:00, dejando poca energía disponible cuando los precios se dispararon a las 19:00. Las que esperaron capturaron la mayor parte del valor del evento.

Por qué Victoria y Australia del Sur están más expuestas a eventos de precios eléctricos

La energía eólica representa una mayor proporción de la oferta eléctrica en Australia del Sur y Victoria que en Nueva Gales del Sur y Queensland, en ese orden. A medida que la proporción de demanda cubierta por el viento disminuye, los precios en el sur aumentan drásticamente, mientras que Nueva Gales del Sur apenas se ve afectada y Queensland casi no cambia.

La interconexión aumenta aún más esta sensibilidad. A medida que la capacidad de transmisión entre Victoria y Australia del Sur se expande, ambas regiones se vuelven más vulnerables cuando experimentan simultáneamente bajas condiciones de viento y alta demanda.

La mezcla de generación también es relevante. Cuando la producción eólica cae, los generadores de gas e hidroeléctricos, de mayor costo, son más propensos a fijar los precios de mercado que las plantas a carbón, lo que lleva a picos de precios mucho más pronunciados.

Qué observar a partir de ahora

Los diferenciales siguen reduciéndose a medida que la capacidad de baterías crece en todo el NEM, haciendo que la volatilidad climática sea una fuente de ingresos cada vez más importante.

Es probable que Victoria y Australia del Sur experimenten estos eventos con mayor frecuencia que los estados del norte. Su mayor dependencia de la generación eólica, temperaturas invernales más frías y flotas de carbón más pequeñas los hacen especialmente sensibles a periodos prolongados de poco viento.

Se prevé que la generación eólica se recupere entre el viernes y el fin de semana en Australia del Sur y Victoria. Mientras tanto, Nueva Gales del Sur y Queensland recibirán el final de la sequía eólica, pero su mezcla más amplia de generación debería moderar el impacto en los precios de la electricidad.