Chapter 18

Energía Convencional y Energías Renovable

Los sectores de electricidad, gas y las energías renovables están experimentando cambios importantes a medida que la industria pasa de una matriz de generación basada principalmente en combustión de carbón a niveles más altos de generación "flexible" de renovables. Los altos precios de electricidad y gas, problemas en las redes de distribución y nuevas tecnologías emergentes son los principales promotores de la transformación del mercado energético. En medio del boom del desarrollo de proyectos eólicos y solares en años recientes, la emergencia de tecnologías de almacenamiento flexibles (es decir, baterías y bombeo hidráulico) están conduciendo en una dirección contraria del carbón y el gas, a la vez que los renovables responden a asuntos altamente políticos de seguridad, confiabilidad y asequibilidad en la generación.

Australia continúa en la lucha por encontrar un adecuado mecanismo de política para balancear la reducción de emisiones de carbono, mantener la seguridad energética y permitir el acceso la energía. Como resultado, los marcos regulatorios en torno al sector de la energía están actualmente no definidos y es probable que evolucionen.

18.1 Electricidad y energías renovables

Mercados de la electricidad

Australia tiene una serie de sistemas de electricidad separados. El más grande de estos es el Mercado Nacional de Electricidad (NEM, por sus siglas en inglés, National Electricity Market) que abarca Queensland, Nueva Gales del Sur, Victoria, Australia del Sur, Tasmania y el Territorio de la Capital Australiana, seguido por el Mercado Mayorista de Electricidad (WEM, por sus siglas en inglés, Wholesale Energy Market) que opera en todo el Sistema Interconectado del Suroeste (West Interconnected System) en Australia Occidental. Los sistemas más pequeños incluyen el Sistema Interconectado del Noroeste (North Western Interconnected System) en la remota región de Pilbara en Australia Occidental y el Mercado de Electricidad del Territorio del Norte (Northern Territory Electricity Market) que opera en el Territorio del Norte de Australia.

Mercado Nacional de Electricidad (National Electricity Market)

El NEM es el sistema eléctrico más grande de Australia y comprende 40.000 km de líneas de transmisión, 9 millones de clientes y 50.000 MW de capacidad de generación con $11,4 billones de dólares australianos de valor en ventas de energía cada año. El NEM fue establecido en conformidad a la Ley Nacional de Electricidad (National Electricity Law) (aprobada por primera vez en Australia del Sur y luego adoptada uniformemente en cada jurisdicción) en 1998 y se rige principalmente por las Reglas Nacionales de Electricidad (National Electricity Rules).

El NEM es operado y regulado por los siguientes organismos independientes:

  • Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO, por sus siglas en inglés, Australian Energy Market Operator) - operador del mercado, registros en el mercado;
  • Comisión del Mercado Energético Australiano (AEMC, por sus siglas en inglés, Australian Energy Market Commission) - responsable de los cambios normativos; y
  • Regulador Australiano de la Energía (AER, por sus siglas en inglés, Australian Energy Regulator) – cumplimiento, mercado minorista, permisos/exenciones de la red eléctrica, determinación de los ingresos de la red eléctrica.

Si bien muchos aspectos legales y regulatorios del sector se rigen por la Ley Nacional de Electricidad y las Reglas Nacionales de Electricidad, ciertos aspectos clave pueden diferir de un Estado a otro. Estos incluyen aprobaciones de planificación y medioambientales, autorizaciones para red de transmisión y distribución, permisos para ventas minoristas (solo Victoria) y permisos de generación (excepto NSW).

Los participantes en el NEM se pueden dividir en tres grandes grupos: generadores, proveedores de servicios de red (network service providers) (es decir, operadores de redes de transmisión y distribución) y clientes del mercado (es decir, minoristas de electricidad). La mayoría de los generadores, proveedores de servicios de red y minoristas en el NEM son en la actualidad de propiedad privada, sin embargo, cierto nivel de propiedad del gobierno permanece en cada categoría. Los grandes minoristas de energía en el NEM generalmente también poseen una capacidad de generación significativa, conocida como 'gentailers' sin embargo, los proveedores de servicios de red típicamente solo tienen activos de transmisión o distribución y no participan en la generación o venta de electricidad.

El precio minorista de la electricidad vendida a los consumidores conectados al NEM actualmente está en gran parte “no regulado”, sin embargo los costos de transporte eléctrico (es decir, los cargos que deben pagarse a los proveedores de servicios de red) continúan siendo regulados por el AER de acuerdo con las Reglas Nacionales de Electricidad.

El NEM en sí mismo es un conjunto (pool) de energía bruta, en el que se determina el precio mayorista de electricidad para cada región del NEM (Queensland, Nueva Gales del Sur Territorio de la Capital Australiana, Victoria, Tasmania y Australia del Sur) en cada intervalo de comercialización (actualmente 30 minutos, pero serán de 5 minutos a partir del 2021), las 24 horas del día. Para establecer este precio, el AEMO ejecuta una subasta inversa en la antesala a cada intervalo de comercialización. Los generadores hacen ofertas para generar ciertas cantidades durante el intervalo de comercialización a distintos precios. La introducción de intervalos de comercialización de 5 minutos creará oportunidades para una generación "flexible" aumentada para despachar al NEM.

El AEMO despacha la generación en el intervalo de comercialización comenzando con la oferta más barata y siguiendo por las ofertas hasta que se haya despachado suficiente suministro para satisfacer la demanda. El precio mayorista para ese intervalo de comercialización será el precio más alto ofertado por cualquier generador que AEMO haya realmente despachado. El mismo precio mayorista es recibido por todos los generadores que fueron despachados durante el intervalo de comercialización independientemente de si ofertaron un precio más barato. Actualmente, el precio mayorista del NEM puede oscilar entre $ 1.000/MWh y $14.500/MWh dólares australianos en cualquier intervalo de comercialización. Consistente con los precios altos en el mercado en años recientes, ha habido presión creciente sobre los gobiernos para reformar el NEM.

El AEMO opera como cámara de compensación (clearing house) para propósitos de pago al recibir de los clientes del mercado (es decir, los minoristas) el precio mayorista de toda la electricidad consumida por sus clientes durante el intervalo de comercialización pertinente y al pagar el precio mayorista a todos los generadores que generaron electricidad durante el intervalo de comercialización pertinente.

Los minoristas generalmente cobran a sus clientes un precio fijo por la electricidad que consumen. Los minoristas suelen gestionar su exposición al variable precio de electricidad mayorista mediante contratos de cobertura (hedges) u otros derivados con otros participantes del mercado o mediante la compra de contratos de futuros de electricidad.

Mercado Mayorista de Electricidad (Wholesale Energy Market, WEM)

El Sistema Interconectado del Suroeste (SWIS, por sus siglas en inglés, South West Interconnected System) sobre el cual opera el WEM incorpora más de 7.800 km de líneas de transmisión, suministra alrededor de 18 teravatios hora de electricidad cada año, tiene más de un millón de clientes y 5.798MW de capacidad de generación registrada, incluyendo 513 MW de generación no programada. A diferencia del NEM, el WEM es un mercado neto (es decir, los contratos bilaterales entre los participantes aún juegan un importante papel) el cual comercializa tanto capacidad (potencia) como electricidad. AEMO recientemente asumió el rol de operador de sistema en el WEM.

Energías Renovables

Cuando se estableció el NEM, la generación de electricidad en el NEM era en gran medida proporcionada por la generación a carbón y gas. Sin embargo, en la última década, esta matriz de generación ha cambiado. Uno de los cambios significativos ha sido la paralización del desarrollo de la generación a carbón y el cierre de antiguas plantas de carbón. Al mismo tiempo, una serie de generadores a gas han sido "desmantelados" como resultado de los aumentos significativos en los precios mayoristas del gas luego del desarrollo de las principales instalaciones de GNL en Queensland.

Al mismo tiempo, ha habido una creciente penetración de la energía renovable en el NEM, predominantemente plantas de energía eólica y de energía solar a escala de empresa de servicios públicos (utility-scale). Este crecimiento ha sido respaldado por una serie de acuerdos reglamentarios estatales y federales. Más recientemente, la tecnología de almacenamiento se ha desplegado para satisfacer los requerimientos de seguridad del sistema de redes y de estabilidad así como para proveer generación flexible.

Como respuesta a los altos precios de electricidad, empresas, gobiernos e universidades han comenzado a contratar directamente con generadores de energía renovable para manejar costos, comprar productos verdes, conocidos como contratos de compra de energía (Power Purchase Agreements, PPAs por su sigla en inglés). Los PPAs corporativos están reconfigurando la contratación de electricidad para muchas organizaciones y pueden asistir a apoyar la financiación de desarrollos de energía renovable a través del NEM.

Compromiso de cambio climático

Australia es signataria del Acuerdo de París en virtud de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. El Acuerdo de París incluye el compromiso de limitar el aumento de la temperatura media global por debajo de 2 grados centígrados (por encima de los niveles preindustriales) y continuar los esfuerzos para limitar el aumento de la temperatura media global a 1,5 grados centígrados (por encima de los niveles preindustriales).

Australia se ha comprometido a reducir las emisiones de carbono a un 26-28% por debajo de los niveles de 2005 para el 2030, lo que se agrega al objetivo de Australia bajo el Protocolo de Kyoto de reducir las emisiones en un 5% por debajo de los niveles de 2000 para el 2020.

Política de cambio climático

Distintas iniciativas han sido introducidas por los gobiernos federales y estatales que apuntan a reducir las emisiones de carbono en Australia y promover mayor generación de energía renovable. Las dos iniciativas políticas claves del gobierno federal son:

  • el Objetivo de Energía Renovable (Renewable Energy Target, RET); y
  • el Fondo de Reducción de Emisiones (Acción Directa) (Emissions Reduction Fund (Direct Action)).

Gobiernos estatales han demostrado una ambición política creciente para enfrentar los aumentos en los costos de electricidad, suministro seguro de energía y reducir emisiones, mientras se atrae inversión. Por ejemplo, el Estado de Victoria promulgó un objetivo estatal de energía renovable (VRET, por sus siglas en inglés, Victorian Renewable  Energy Target) y apoyó más de 900MW en valor en proyectos de energía renovable en la primera ronda de la subasta inversa.

Esquema RET

El impulsor clave para la inversión en generación renovable en Australia ha sido el Esquema RET que comenzó el 2000 y está programado para operar hasta el 2030.

En el marco del RET, los generadores de energía renovable pueden crear Certificados de Energía Renovable (REC, por sus siglas en inglés, Renewable Energy Certificates) en los cuales un REC es equivalente a alrededor de 1 MWh de producción de electricidad a partir de una fuente renovable. Los minoristas de electricidad deben comprar estos RECs en una cantidad equivalente a aproximadamente 23,5% de la cantidad de electricidad que venden a los consumidores. Los minoristas están obligados a entregar RECs al Regulador de Energía Limpia (CER, por sus siglas en inglés, Clean Energy Regulator) con respecto a sus ventas de electricidad de un año calendario a otro. Si no se entregan RECs suficientes se incurre en un cargo por déficit.

El Esquema RET se divide en el RET a Gran Escala (LRET, por sus siglas en inglés, Large-scale Renewable Energy Target) y el RET a Pequeña Escala (SRES, por sus siglas en inglés, Small-scale Renewable Energy Scheme). Los dos esquemas crean diferentes categorías de RECs teniendo cada categoría objetivos de entrega y precios distintos:

  • en el marco del LRET, los Certificados de Generación a Gran Escala (LGCs, por sus siglas en inglés, Large-scale Generation Certificates) se crean progresivamente en base a la producción medida de instalaciones renovables con una capacidad de al menos 100kW, como proyectos eólicos o solares a escala de empresa de servicios públicos; y
  • en el marco del SRES, los Certificados de Tecnología a Pequeña Escala (STCs, por sus siglas en inglés, Small-scale Technology Certificates) se crean a partir de instalaciones renovables más pequeñas, generalmente instalaciones residenciales o comerciales en azoteas. A diferencia de los LGCs, los STCs para un proyecto pequeño pueden crearse "por adelantado" tras la instalación del proyecto en función de la generación esperada y, a menudo, el cliente los vende al instalador a cambio de un descuento sobre el precio del sistema.

El objetivo de entrega (surrender target) para los LGCs alcanzará su punto máximo el 2020 a un nivel equivalente a 33.000 GWh de producción de energía renovable. Desde el 2020 hasta el final del 2030 el objetivo se mantendrá a ese nivel. Se espera que el valor de mercado de los LGCs caiga drásticamente en los años siguientes al 2020 y el Esquema RET está programado para expirar a finales del 2030.

Fondo de Reducción de Emisiones y Mecanismo de Salvaguardia (Safeguard Mechanism)

El Gobierno Federal introdujo un Plan de Acción Directa (Direct Action Plan) el 2014. El Gobierno comprometió $2,55 billones de dólares australianos para un Fondo de Reducción de Emisiones, en el marco del cual el Gobierno paga por la reducción de emisiones a través de un proceso de subasta, para ayudar a alcanzar el objetivo de reducción de emisiones de Australia para el 2020 del 5% por debajo de los niveles del año 2000.

Las personas y empresas que participan en el Esquema obtienen unidades de créditos de carbono australianos por cada tonelada del equivalente de dióxido de carbono almacenado o evitado por el proyecto. Las unidades de crédito de carbono australianas se pueden vender para generar ingresos, ya sea al gobierno a través de un contrato de reducción de carbono, o en el mercado secundario.

A diciembre de 2018, se han gastado $2,3 billones de dólares australianos para compensar la generación de 193 (mtCO2-e, toneladas métricas de equivalente de CO2).

El 2015, en el marco del Plan de Acción Directa, se estableció un Mecanismo de Salvaguardia para asegurar que las reducciones de emisiones adquiridas por el Gobierno no se vean compensadas por aumentos significativos de las emisiones por encima de los niveles normales en otros sectores de la economía. El marco legislativo del mecanismo de salvaguardia se establece en la Ley Nacional de Informes de Efecto Invernadero y Energía (NGER Act, por sus siglas en inglés, National Greenhouse and Energy Reporting Act 2007 (Cth), a través de las modificaciones a la Enmienda de la Ley de Iniciativa de Producción de Carbono de 2014 (Carbon Farming Initiative Amendment Act 2014 (Cth)).

El Mecanismo de Salvaguardia aplica a alrededor de 140 grandes empresas que tienen instalaciones con emisiones directas de más de 100.000 tCO2-e (toneladas de equivalente de CO2) por año, lo que representa alrededor de la mitad de las emisiones en Australia.

Informes de efecto invernadero y energía

La Ley NGER fue aprobada en septiembre de 2007. La Ley NGER establece la obligación de informar sobre el consumo y la producción de grandes cantidades de energía, y las emisiones de gases de efecto invernadero que excedan ciertas cantidades mínimas. Las sanciones por incumplimiento de la Ley NGER incluyen multas de hasta $260.000 dólares australianos y la responsabilidad personal de los directores ejecutivos. La responsabilidad de informar es asignada a la empresa en la punta de una jerarquía corporativa (la “sociedad controladora”). La Ley NGER solo aplica a la energía consumida o producida en, o los gases de efecto invernadero emitidos desde, el territorio australiano. Desde el 1 de abril de 2012, el esquema es administrado por el Regulador de Energía Limpia.

VRET

El VRET es una iniciativa del Gobierno de Victoria para promover la inversión en el sector de energía renovable dentro del Estado de Victoria. En el marco del VRET, el Estado de Victoria se compromete con objetivos de generación de energía renovable de un 20% para el 2020 y un 40% para el 2025. Los objetivos están respaldados por un esquema de subasta inversa mediante el cual los desarrolladores de proyectos compitieron por ser el proveedor de energía renovable de menor costo, resultando en la adjudicación de un número de 'acuerdos de soporte' ('support agreements') a generadores de energía renovable a larga escala en 2018.  

Revisión de la política energética

Informe Finkel

En 2017, el Consejo de Gobiernos Australianos (CoAG, por sus siglas en inglés, Council of Australian Governments) encargó una revisión independiente sobre la futura seguridad del NEM. La revisión fue dirigida por el Científico en Jefe de Australia, el Dr. Alan Finkel AO, y fue diseñada para proporcionar un plan de reforma nacional en miras a garantizar la seguridad, confiabilidad, costeabilidad y sostenibilidad (menores emisiones) del NEM. Desde entonces, el informe se conoce como la “Informe Finkel” (el "informe").

Los resultados del Informe se fundamentan en tres pilares: una transición ordenada, una mejor planificación del sistema y una gobernanza más sólida, y comprende las siguientes principales recomendaciones :

  • exigir a todos los grandes generadores que notifiquen con tres años de antelación en caso de cierre;
  • un plan de red para todo el sistema que detalle las decisiones de inversión de la red;
  • evaluaciones regionales de seguridad y confiabilidad;
  • planificación del sistema para ayudar con la transición a un sistema eléctrico innovador y de bajas emisiones;
  • un nuevo Consejo de Seguridad Energética (ESB, por sus siglas en inglés, Energy Security Board) para ayudar a implementar los hallazgos del Informe y facilitar la supervisión sobre todo el sistema;
  • fortalecer los organismos del mercado de energía; y
  • posibles cambios estructurales a la forma del NEM, incluida la consideración de un mercado ex ante.

CoAG respaldó 49 de las 50 recomendaciones del Informe. Un mecanismo de Objetivo de Energía Limpia (Clean Energy Target) (que habría reemplazado al RET) no fue respaldado y, al momento de redactar esta publicación, continúa existiendo incertidumbre en relación con la futura política de ambiente y energía a nivel nacional.

Este capítulo está actualizado al 1 de marzo de 2019.

Last updated: 01/03/2019

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