Australia duplica la capacidad de almacenamiento en un año y provoca una bajada de los precios mayoristas

El crecimiento de la generación renovable y la creciente participación de las baterías siguieron transformando el sistema eléctrico de la costa este de Australia durante el primer trimestre de 2026, junto con una caída interanual de los precios mayoristas, según el informe Quarterly Energy Dynamics (QED) de AEMO.

En el Mercado Nacional de Electricidad (NEM), las energías renovables aportaron el 46,5% de la generación, la cuota más alta registrada para un primer trimestre, impulsada por un aumento de la producción eólica y solar, con las baterías desempeñando un papel cada vez mayor en el mercado.

La demanda eléctrica subyacente en todo el NEM alcanzó un récord de 25.496 megavatios (MW), un 1,2 % más que en el mismo período del año pasado. Sin embargo, la producción récord de energía solar distribuida en tejados compensó este crecimiento, dejando la demanda operativa prácticamente sin cambios.

Baterías y renovables moldean el mercado eléctrico

La directora ejecutiva general de Política y Asuntos Corporativos de AEMO, Violette Mouchaileh, afirmó que el trimestre puso de relieve cómo el almacenamiento energético y las renovables están moldeando cada vez más los resultados del mercado eléctrico.

“El aumento significativo de la capacidad de baterías a gran escala y domésticas está cambiando la forma en que la electricidad se produce, consume y se fija su precio a lo largo del día”, declaró Mouchaileh.

“Las baterías a escala de red están absorbiendo cada vez más el exceso de energía renovable durante el día y trasladándolo al mercado durante los picos de demanda vespertinos, ayudando a moderar los precios en períodos de alta demanda”.

Durante el trimestre, las baterías más que triplicaron su desplazamiento de energía del día a la noche, entregando 1.115 MW durante el pico vespertino. Este aumento fue posible gracias a los 4.445 MW de nueva capacidad de baterías añadidos en los últimos 12 meses, más que duplicando la capacidad total instalada.

“Las baterías fueron la tecnología que fijó precios con mayor frecuencia, estableciendo precios en alrededor del 32 % de los intervalos de negociación en todo el NEM durante el trimestre. Cada vez redujeron más la dependencia de la generación con gas e hidroeléctrica durante los picos vespertinos, contribuyendo a menores precios mayoristas interanuales en la mayoría de las regiones”, afirmó.

Aunque los episodios de calor del verano provocaron aumentos de precios respecto al cuarto trimestre de 2025, el precio medio mayorista de la electricidad en el NEM durante el primer trimestre fue de 73 dólares por megavatio hora (MWh), un 12 % menos en comparación con el mismo período del año anterior.

La generación solar a gran escala promedió 2.706 MW, un 13 % más interanual, mientras que la generación eólica promedió 3.845 MW, respaldada por nuevos proyectos y otros que alcanzaron plena producción, especialmente en Queensland. La generación a carbón cayó a un nuevo mínimo histórico para un primer trimestre, mientras que la generación a gas descendió a su promedio trimestral más bajo desde 1999.

Más conexiones de centros de datos

Por primera vez, el informe QED incluye información sobre las conexiones de centros de datos en el NEM, con 11 grandes proyectos (>5 MW) que representan 5,4 gigavatios (GW) de demanda máxima avanzando en el proceso de conexión a la red de transmisión durante el primer trimestre. Aproximadamente el 60% de la capacidad se encuentra en Nueva Gales del Sur y el 40 % en Victoria, con la mayoría de los proyectos en etapas iniciales, incluidos siete en fase de solicitud (4,1 GW) y cuatro en fase de implementación por parte de los promotores (1,3 GW).

En el mercado de gas de la costa este, los precios mayoristas del gas promediaron 10,61 dólares por gigajulio (GJ), un 20 % menos que un año antes, alcanzando en marzo un mínimo de cuatro años de 9,22 dólares/GJ.

“A pesar de los elevados precios internacionales del gas natural licuado (GNL) vinculados a la incertidumbre geopolítica, los precios domésticos del gas bajaron, respaldados por una menor demanda de gas para generación eléctrica y una reducción de las exportaciones de GNL de Queensland”, indicó Mouchaileh.

Crece la generación renovable

En Australia Occidental, la cuota de generación renovable en el Mercado Mayorista de Electricidad (WEM) aumentó al 46,1 %, frente al 40,8 % del primer trimestre de 2025, impulsada por una mayor producción eólica, un incremento de la generación fotovoltaica distribuida y un aumento de la generación con biomasa.

“Al igual que en el NEM, el crecimiento de las renovables y las baterías a escala de red —con más de 1.000 MW de capacidad de baterías añadidos en el último año— está cambiando la dinámica del WEM de Australia Occidental”, señaló Mouchaileh.

La suma de todos los costes normalizados en el WEM fue de 147,03 dólares/MWh en el primer trimestre, un incremento de 2,10 dólares/MWh (+1 %) respecto al primer trimestre de 2025.

El consumo doméstico de gas en Australia Occidental fue de 97,4 petajulios (PJ), una disminución de 4,7 PJ (-4,6 %) respecto al primer trimestre de 2025, mientras que la producción fue de 97,3 PJ, lo que representó una caída de 4,1 PJ (-4,0 %).

“Si bien los impactos derivados de un menor acceso y mayores costes del diésel están afectando a los participantes del mercado, a los consumidores y a la economía en general, los mercados australianos de electricidad y gas siguen siendo resilientes, con sólidos niveles de almacenamiento de gas de cara al invierno. AEMO continúa apoyando a la industria y asesorando a los gobiernos”, concluyó Mouchaileh.