Australia Meridional pasa de tres días con un 100% de energías renovables a la peor sequía eólica en 7 años

Una inusual caída de la producción eólica en el estado australiano de Australia Meridional ha reavivado el debate sobre la fiabilidad de los sistemas eléctricos con una alta penetración de energías renovables. Sin embargo, lejos de evidenciar un fracaso del modelo, el episodio ha puesto de manifiesto la necesidad de acelerar las inversiones en almacenamiento de larga duración y en nuevas interconexiones de la red eléctrica.

Sequía eólica

Durante cuatro días consecutivos, la región experimentó la peor “sequía eólica” registrada en siete años, obligando a recurrir de forma intensiva a las centrales de gas para cubrir la demanda. Aunque esta situación provocó un fuerte aumento de los precios mayoristas de la electricidad y un incremento temporal de las emisiones de carbono, el sistema mantuvo el suministro sin interrupciones ni cortes programados.

El episodio contrasta con otros problemas registrados recientemente en diferentes países. Mientras algunos críticos atribuyen estos eventos a la dependencia de las energías renovables, en Francia las elevadas temperaturas han obligado a reducir la producción de varios reactores nucleares, y en Australia los operadores consideran que las averías inesperadas en centrales de carbón representan uno de los mayores riesgos para la estabilidad del sistema durante las olas de calor.

Hasta pocos días antes de la crisis, Australia Meridional había disfrutado de condiciones de viento excepcionales. La generación eólica llegó a cubrir, de media, más del 100% de la demanda eléctrica local durante más de tres días consecutivos, lo que permitió mantener prácticamente inactiva la amplia flota de centrales de gas instalada en el estado.

La situación cambió drásticamente entre el domingo y el miércoles siguientes, cuando la producción eólica cayó a mínimos históricos. Ante esta circunstancia, las centrales de gas entraron masivamente en funcionamiento para garantizar el abastecimiento eléctrico.

Ampliar la capacidad de almacenamiento

Los expertos coinciden en que el principal aprendizaje no es cuestionar el papel de las energías renovables, sino reforzar la flexibilidad del sistema. En este sentido, destacan la importancia de ampliar tanto la capacidad de almacenamiento como las conexiones eléctricas con otros estados australianos.

Uno de los proyectos más relevantes será la puesta en marcha de Project EnergyConnect, una línea de transmisión de 900 kilómetros y 800 megavatios que enlazará Australia Meridional con Nueva Gales del Sur y Victoria. La infraestructura permitirá importar electricidad cuando la generación renovable local resulte insuficiente y exportar los excedentes en periodos de alta producción. Aunque algunos especialistas consideran que la línea debió construirse con mayor capacidad, la nueva conexión reducirá significativamente la vulnerabilidad del sistema.

Además, el incremento de la capacidad de exportación facilitará el desarrollo de nuevos parques eólicos y solares, al disminuir las restricciones para evacuar la energía generada. Entre los proyectos previstos figuran Goyder North, Palmer, Carmody’s Hill y varias instalaciones solares acompañadas de baterías.

El almacenamiento constituye el segundo gran reto. Australia Meridional fue pionera con la instalación de la batería de Hornsdale, conocida como la primera gran batería de Tesla, y actualmente cuenta con nueve sistemas de almacenamiento a gran escala. Sin embargo, la mayoría solo puede suministrar energía durante un máximo de dos horas.

Esta limitación responde en parte al diseño del mercado eléctrico, donde las baterías se han utilizado principalmente para servicios de control de frecuencia, estabilidad de la red y arbitraje de precios. No obstante, la nueva generación de proyectos incorpora una autonomía superior a cuatro horas y varios contratos adjudicados recientemente contemplan sistemas capaces de almacenar energía durante ocho horas, precisamente para afrontar episodios prolongados de baja generación renovable como el vivido esta semana.

El Gobierno estatal pretende impulsar nuevas licitaciones para atraer más almacenamiento de larga duración e incluso centrales de gas más flexibles que sustituyan a las unidades más antiguas actualmente en servicio.

Más gigavatios de generación flexible

Según el Operador del Mercado Energético Australiano, el país necesitará alrededor de 17 gigavatios de generación flexible con gas para respaldar el sistema durante la transición energética. Aunque Australia dispone actualmente de unos 13 gigavatios de capacidad instalada, parte de esas instalaciones son antiguas y ofrecen una flexibilidad limitada.

La escasa duración de muchas baterías también ha influido en la evolución de los precios. En momentos críticos, varios sistemas agotaron su carga antes de que disminuyera la demanda, dejando el mercado en manos de un reducido grupo de centrales de gas y diésel capaces de fijar precios elevados.

El Regulador Energético Australiano ya había advertido de este problema tras otra ola de calor reciente, cuando dos días de precios excepcionalmente altos bastaron para elevar un 50 % el precio medio trimestral de la electricidad en Australia Meridional, situándolo como el más alto del país.

Algunos analistas también han cuestionado las estrategias comerciales de determinados operadores de baterías. A su juicio, Australia Meridional funciona como un laboratorio del futuro eléctrico. Al haber avanzado más rápido que otras regiones en la integración de energías renovables, pone de manifiesto desafíos que otros estados aún mantienen ocultos gracias al respaldo de sus centrales de carbón. Conforme estas vayan retirándose, sistemas como los de Nueva Gales del Sur, Queensland y Victoria afrontarán problemas similares. La lección, concluyen los expertos, no es frenar el despliegue de las energías renovables, sino acompañarlo de mayor flexibilidad, diversidad tecnológica y almacenamiento de larga duración.