Le estaba diciendo que el operador del mercado energético de Australia retrasó su comunicado de prensa de “preparación para el verano” la semana pasada porque sus gerentes estaban ocupados asegurándose de que la red de Nueva Gales del Sur pasara la primavera sin apagones masivos.
Los políticos habían dejado hasta el mediodía del miércoles para suplicar a la gente que regulara el aire acondicionado a 26°C y retrasara el lavado de ropa o platos durante cinco horas, para “ayudar a mantener un ambiente confiable”. [power] suministro para los consumidores de Nueva Gales del Sur”.
Las severas condiciones de la ola de calor apenas habían llegado al estado. Una semana antes, se preveían en gran medida la intensidad y duración del primer calor notable de la temporada.
El Operador del Mercado Energético de Australia (Aemo) ya estaba emitiendo la primera de siete de sus alertas de mayor urgencia (falta de nivel de reserva 3) para Nueva Gales del Sur. Cada uno de ellos buscó una respuesta de un mercado paralizado por casi 6 gigavatios de generadores a carbón y gas desconectados en los estados del este por mantenimiento planificado y no programado, la mitad de ellos en Nueva Gales del Sur.
Se esperaba que la demanda de energía aumentara, junto con el mercurio. Los expertos de los medios que describieron el calor como “leve” claramente no estaban trabajando duro en el extenso oeste de Sydney.
Penrith, junto al río Hawkesbury, sufriría un calor sofocante con cinco días consecutivos superando los 35 °C, incluido el máximo de 39,9 °C del miércoles por la tarde. Tal racha no se había registrado anteriormente en noviembre, dijo la Oficina de Meteorología.
Se evitaron los apagones, también conocidos como deslastre de carga. “Aemo lo logró bien”, diría a la mañana siguiente el ministro federal de Energía, Chris Bowen.
«Usaron todas las armas que tenían a su disposición y teníamos suficiente energía para pasar la tarde y la noche», dijo. «Pero las cosas estaban más difíciles de lo habitual».
De hecho, mucho más estricto, según Watt Clarity y especialistas en energía como Dylan McConnell de la Universidad de Nueva Gales del Sur.
El cierre de una línea eléctrica en Tomago, la fundición de aluminio más grande de Australia, ahorró a la red 300 megavatios de demanda durante cuatro horas críticas; al igual que los pagos a grandes usuarios para apagar alrededor de 70 MW de demanda bajo un esquema Aemo.
«Estuvo muy cerca», dice McConnell. “Podría haber sido de cualquier manera”.
Señaló la declaración de falta real de reserva de nivel 2 (LOR2) durante 75 minutos a partir de las 16.30 horas (AEDT), cuando el mercado proporcionaba alrededor de 273 MW menos de reserva de lo que Aemo había exigido. Los precios mayoristas de la energía se dispararon hasta su máximo de 17.500 dólares/MW-hora.
«LOR2 es cuando no tenemos suficientes reservas», dijo McConnell. «Si algo sale mal, no estamos bien».
Con las elecciones a la vuelta de la esquina, el gobierno albanés espera que la red pueda aguantar el verano.
Hasta cierto punto, el gobierno heredó parte de la situación actual. Como argumentan habitualmente Bowen y otros ministros, el mercado eléctrico nacional (NEM) perdió 4GW de generación gestionable (plantas que pueden encenderse o apagarse) en la década anterior a que asumieran el cargo. Sólo se añadió 1GW.
De hecho, Bowen anunció esta semana que el equipo revisará el NEM más allá de 2030, cuando cerrarán la mayoría de las plantas de carbón restantes. Dados los largos (y crecientes) plazos para completar nuevas líneas de transmisión y proyectos como Snowy 2.0, cuanto antes comience una planificación seria, mejor, dicen los analistas.
Sin embargo, el foco de atención a corto plazo serán inevitablemente los próximos meses. Una ola de calor prolongada que arrase lo suficiente como para calcinar simultáneamente Melbourne y Sydney –o Sydney y Brisbane– sobrecargará el suministro de energía, especialmente si llega antes de Navidad o después de finales de enero, cuando las escuelas y las empresas están activas.
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Según datos de Aemo del 26 de noviembre, las llamadas condiciones de reserva baja estarán vigentes para Nueva Gales del Sur de diciembre a febrero y para Victoria de enero a marzo. Durante esos períodos, «la demanda prevista supera la oferta en algunas circunstancias», predijo Aemo.
Las autoridades victorianas dijeron esta semana que su red se había mantenido bien. El invierno sigue siendo el mayor desafío para ese estado a medida que disminuyen los suministros de gas del Estrecho de Bass, dijo un alto funcionario.
La mitad de la planta más grande de Victoria, Loy Yang A de AGL Energy, también debería estar fuera del mantenimiento a mediados de diciembre, restaurando su capacidad total de 2.210 MW, dijo un portavoz de la compañía.
Si bien Victoria exporta anualmente aproximadamente la misma cantidad de gas que importa, los límites de producción y almacenamiento hacen posible, si no probable, que se repita la escasez del invierno pasado. Aemo ha pronosticado que puede producirse escasez interna a partir de 2026, a pesar de que el este de Australia exporta alrededor del 71% de la producción de combustible fósil.
Dado que el gas caro suele fijar el precio de la electricidad en el mercado mayorista al contado como el postor de “orden de mérito” que todos los proveedores reciben, los hogares y las empresas terminan pagando más por su energía. (Una de las razones por las que el gobierno de Victoria prohíbe que las casas nuevas se conecten al gas).
Las terminales de importación propuestas para Victoria y Nueva Gales del Sur pueden ayudar a aliviar las limitaciones de capacidad de los oleoductos, pero tampoco serán baratas para los consumidores, y faltan años, dicen los funcionarios.
En Nueva Gales del Sur, más capacidad de generación a carbón está en camino justo a tiempo a medida que las temperaturas en el oeste de Sydney vuelven a subir a mediados de los 30 grados durante al menos cinco días seguidos a partir del lunes.
AGL dijo que la unidad 3 de su planta Bayswater debería recuperar 685MW de capacidad a partir del sábado después de un trabajo no planificado para reparar una fuga en un tubo. La unidad 2, de tamaño similar, deberá regresar el 8 de diciembre, dijo el portavoz.
Eraring de Origin Energy, la planta de carbón más grande de Australia, debería reanudar su capacidad total cuando su unidad 3 de 720 MW reanude sus operaciones este fin de semana, dijo un portavoz.
Sin embargo, los retrasos en la finalización de la planta a gas Hunter de Snowy Hydro cerca de Newcastle significan que sus más de 660 MW probablemente no estarán listos en enero, como se esperaba recientemente. En cambio, la primera unidad no estará operativa hasta abril y la segunda hasta junio, informó AFR.
“Creo que habrá mucha gente que deseará eso. [plant] estaba disponible”, dijo McConnell, señalando que el gobierno de Morrison prometió que estaría en línea a partir de 2021.
En cuanto a si el NEM, que se extiende desde el sur de Australia hasta Tasmania y Queensland, puede pasar el verano sin cortes importantes “es una cuestión de suerte”, dijo.
«Se puede imaginar un escenario en el que no tengamos olas de calor prolongadas y las cosas estén bien», dijo McConnell. Pero con fallas inesperadas a medida que las plantas envejecen y el cambio climático se vuelve extremo, «existe un riesgo considerable de que algo salga mal».
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