La aceleración del cierre del carbón en Australia exige sustituir con rapidez la capacidad gestionable

Australia cuenta con uno de los sistemas eléctricos que avanzan más rápidamente hacia la descarbonización en todo el mundo, en un proceso marcado por una rápida transformación estructural que desplaza a la generación térmica de base en favor de la solar, la eólica y el almacenamiento. Ante la aceleración del cierre de grandes centrales de carbón y la proximidad del objetivo federal de alcanzar un 82% de electricidad renovable en 2030, el país está desplegando importantes mecanismos de mercado y políticas públicas para garantizar la fiabilidad del sistema.

Sin embargo, la aceleración del cierre de las centrales de carbón aumenta la urgencia de sustituir la capacidad de generación gestionable, según GlobalData, plataforma especializada en inteligencia y productividad.

Aumento de la capacidad instalada

El último informe de GlobalData, Australia Power Market Trends and Analysis by Capacity, Generation, Transmission, Distribution, Regulations, Key Players and Forecast to 2035, prevé que la capacidad instalada acumulada del país crezca a una tasa anual compuesta (CAGR) del 6,2% entre 2025 y 2035. Durante el mismo periodo, el peso de las energías renovables en la capacidad instalada aumentará desde algo más del 51% hasta cerca del 79%, mientras que su participación en la generación eléctrica se duplicará con creces y superará el 72% en 2035.

Attaurrahman Ojindaram Saibasan, analista del sector eléctrico de GlobalData, señala que la retirada programada de activos de generación a carbón fundamentales para el sistema, entre ellos Eraring —la mayor central del país— en 2027 y Yallourn en 2028, está transformando rápidamente el parque de generación australiano.

“Para cubrir el déficit de capacidad gestionable que se avecina, el Capacity Investment Scheme está respaldando la incorporación de 32 GW de nueva capacidad renovable y de tecnologías limpias de respaldo de aquí a 2030 mediante mecanismos competitivos de garantía de ingresos, que ofrecen a promotores e inversores una mayor visibilidad sobre los ingresos a largo plazo”, explica Saibasan.

El cierre de las centrales de carbón también incrementa la necesidad de disponer de recursos capaces de compensar la variabilidad de la generación renovable y mantener la fiabilidad del sistema durante los periodos de mayor demanda. En este contexto, el Capacity Investment Scheme, las Renewable Energy Zones (REZ), las baterías a escala de red, las centrales hidroeléctricas de bombeo, la gestión de la demanda y la generación flexible mediante gas desempeñarán funciones complementarias en la transición de Australia hacia un sistema eléctrico con una mayor presencia de renovables.

Capacidad de respaldo suficiente

“El reto de Australia ya no consiste simplemente en construir nueva capacidad renovable. El país debe garantizar que esa electricidad limpia cuente con suficiente capacidad de respaldo y que pueda transportarse a través de una red capaz de conectar la nueva oferta con los centros de demanda”», añade Saibasan.

En este sentido, proyectos de transporte eléctrico como HumeLink, VNI West, Project EnergyConnect y Marinus Link serán fundamentales para desarrollar las Renewable Energy Zones y reducir el riesgo de vertidos de energía renovable y de déficits de fiabilidad del sistema.

El crecimiento previsto del sector eléctrico australiano requerirá importantes inversiones tanto en nueva generación renovable como en capacidad de respaldo e infraestructuras de red. GlobalData prevé que la inversión en el sector eléctrico supere los 60.000 millones de dólares entre 2026 y 2030, con la solar fotovoltaica como principal destino del gasto, seguida de la eólica terrestre y marina.

Según Saibasan, las perspectivas de inversión de Australia están condicionadas por un conjunto más amplio de factores, entre ellos los objetivos de energías renovables, el crecimiento de la demanda eléctrica, las limitaciones de la red y la necesidad de disponer de capacidad de respaldo.

“La ejecución dependerá de la aplicación efectiva de las políticas, la aprobación de los proyectos de transporte eléctrico, las condiciones de financiación y la finalización de los proyectos dentro de los plazos previstos”, concluye.