El principal regulador de la red eléctrica de Australia tomó el control del mercado después de que las recientes intervenciones de precios provocaron que algunos generadores desconectaran sus operaciones, citando problemas de rentabilidad.
El 15 de junio, el Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) anunció que suspendería el mercado al contado de electricidad “porque se ha vuelto imposible continuar operando el mercado al contado mientras se garantiza un suministro de electricidad seguro y confiable para los consumidores”.
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Como resultado, el mercado energético australiano funcionará, al menos temporalmente, bajo las disposiciones de una economía dirigida.
Los únicos estados que no se verán afectados son Australia Occidental y el Territorio del Norte.
El comunicado de prensa establece: “El operador del mercado aplicará un cronograma de precios de suspensión predeterminado para cada región del NEM [Mercado Nacional de Electricidad]. Se aplica un régimen de compensación para los generadores elegibles que ofertan en el mercado durante los períodos de precios de suspensión”.
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El NEM se refiere a una importante red eléctrica, que da servicio a 9 millones de personas y que el gobierno australiano describe como interconectando «los seis estados y territorios del este y del sur y proporciona alrededor del 80% de todo el consumo de electricidad en Australia».
Un reportaje realizado el mismo día por el medio de comunicación Australian Broadcasting Corporation (ABC) explicó el mercado spot en términos sencillos: «El mercado al contado es lo que utiliza AEMO para ajustar el suministro de electricidad de las centrales eléctricas al consumo en tiempo real de los hogares y las empresas».
Y agrega: «AEMO dice que el precio al contado les dice a los generadores cuánta electricidad necesita el mercado en cualquier momento para mantener el sistema de energía físico en equilibrio».
El 13 de junio, AEMO anunció que había colocado un tope de $300/MWh en el mercado de Queensland después de que los precios «alcanzaran un umbral de precio alto acumulativo de $1.359.100 (acumulado durante siete días)» el día anterior, activando una disposición en las Reglas Nacionales de Energía que permite que el Operador intervenga.
Además, el comunicado indicó que el límite de $ 300/MWh entraría en vigencia en cualquier región que exceda el umbral de precio alto acumulativo de inmediato.
En comparación, el precio de la electricidad en Alberta, Canadá, se registró en 12,138 centavos/KWh, o $123,80/MWh, en abril, según Epcor.
En el Comunicado, el Operador se vio obligado a admitir que el tope tuvo un impacto material en el suministro eléctrico: “Como consecuencia del tope de precio administrado en Queensland, AEMO ha visto reducir las ofertas de generación y ha emitido avisos de Falta de Reserva (LOR) tanto en Queensland y Nueva Gales del Sur, lo que indica una reducción en los niveles predeterminados de reserva de electricidad”.
“En este momento, no hay impacto en la oferta del consumidor”, afirmaron.
En el anuncio del 15 de junio, el CEO de AEMO, Daniel Westerman, fue citado diciendo: “El operador del mercado se vio obligado a dirigir cinco gigavatios de generación a través de intervenciones directas ayer, y ya no fue posible operar de manera confiable el mercado al contado o el sistema de energía de esta manera”.
Según The Guardian, durante una conferencia de prensa, Westerman aclaró que 5 GW equivalían a “aproximadamente el 20% de la demanda”.
9News describió la medida de AEMO como una «intervención drástica» y señaló que «es la primera vez que se suspenden el NEM».
Apagones
En una explicación coloquial del 14 de junio de ABC, el medio se centró en la «desconexión de carga», que describió como: «En la industria de la electricidad, no hay dos palabras que infundan una mayor sensación de miedo o fracaso que la desconexión de carga».
Fueron directos al grano, «pero sus implicaciones son lo suficientemente claras y frías: significa apagones».
ABC atribuyó la necesidad de que los consumidores y las empresas sufran apagones a un gran aumento en la demanda en Queensland y Nueva Gales del Sur después de un invierno temprano.
Otro factor importante es que muchas de las centrales eléctricas de carbón del este están fuera de servicio debido a la escasez de carbón.
La escasez de carbón ha dado lugar a que las centrales eléctricas de gas natural tengan que aumentar la producción, un problema cuando los reguladores gubernamentales ya han limitado los precios a la asombrosa cifra de 40 dólares (USD)/GJ.
En un informe del 7 de junio, ABC explicó que la central eléctrica de Tallawara, por ejemplo, “generalmente funciona a alrededor del 20% de su capacidad total”.
“En lo que va del año es de alrededor del 60%, y en el último mes alrededor del 75%”.
The Guardian informó el 14 de junio que dos de las centrales eléctricas de carbón estatales de Australia Occidental se cerrarán por completo para 2030.
El Estado opera una red eléctrica separada y se citó al gobierno diciendo que la causa era: “El aumento de la energía solar, particularmente en los techos, había llevado a que las dos plantas de carbón restantes se volvieran menos viables”.
“El estado se unirá a Australia del Sur, el Territorio del Norte, el Territorio de la Capital Australiana y Tasmania para estar libre de carbón en su generación de energía”, decía el artículo.
Y agregó: «El martes por la tarde, el carbón, la energía solar y el gas proporcionaban partes del mercado aproximadamente iguales».
El anuncio de suspensión del mercado al contado del 15 de junio de AEMO atribuyó parte de la causa de la escasez de energía a los «períodos de baja producción eólica y solar».
