Resumen

  • Las baterías a escala de red aportaron el 8% de la generación en el pico vespertino del NEM durante el T3 de 2026; el gas, el 5,1%.
  • Las baterías fijaron el precio mayorista en casi la mitad de los intervalos de despacho, frente al 18% de un año antes; el promedio del NEM bajó a A$63/MWh.

Análisis

Al caer el sol, el sistema necesita una segunda entrega. En el trimestre de septiembre, las baterías a escala de red cubrieron el 8% de la generación entre las 16:00 y las 21:00 en el National Electricity Market australiano. El gas aportó el 5,1%. AEMO registra por primera vez que las baterías superan al gas en esa franja durante un trimestre.

Hay otro cambio menos visible y más rentable: quién fija el precio. Las baterías establecieron el precio mayorista en casi la mitad de los intervalos de despacho, frente al 18% un año antes. AEMO atribuye parte de la caída de precios de la tarde-noche al aumento de la carga y descarga. El almacenamiento ya participa en el mecanismo que valora la siguiente unidad eléctrica, no solo en el inventario de energía disponible.

El precio mayorista medio del NEM cayó un 27% interanual y un 15% frente al trimestre anterior, hasta A$63/MWh, su menor promedio para un trimestre de septiembre desde 2021. Las renovables alcanzaron un récord trimestral del 44,3%. La solar a gran escala creció un 30%, la hidráulica un 15% y la energía desplazada por baterías se multiplicó por más de tres. La generación a gas bajó un 34%, hasta su promedio más bajo para un tercer trimestre desde 2000.

La demanda siguió creciendo: el consumo subyacente del NEM aumentó un 1,3% hasta un promedio récord de 25.471 MW. Victoria explicó casi todo el incremento. Allí, el consumo de los centros de datos creció un 65% hasta una media de 225 MW. Es un promedio trimestral estatal, no potencia instalada ni máximo horario. Basta para mostrar cómo se suma una carga nueva al sistema que las baterías están ayudando a reorganizar.

Australia Occidental opera en otra columna. En su Wholesale Electricity Market, el precio medio en tiempo real subió un 19% hasta A$120,72/MWh, el máximo trimestral registrado. Menos disponibilidad de carbón y viento presionó el mercado; más actividad de baterías aplanó el perfil diario. El resultado es una distinción útil: las baterías pueden desplazar energía y moderar la tarde, pero la disponibilidad de generación sigue decidiendo cuánto cuesta cubrir una escasez.

Fuentes