La transformación del sistema eléctrico australiano hacia una participación dominante de renovables variables y recursos limitados en energía está alterando de forma profunda los factores que determinan la adecuación de recursos y la resiliencia. Los marcos tradicionales, orientados a periodos de demanda pico y a capacidad firme instalada, dejan de capturar adecuadamente un sistema en el que la variabilidad climática, el estado de carga del almacenamiento y las decisiones operativas condicionan de manera decisiva la confiabilidad. Los riesgos se concentran cada vez más en eventos poco frecuentes pero de alto impacto, como olas de calor, sequías de renovables o combinaciones de fallas de modo común, más que en fallos aislados de componentes bajo condiciones normales.

Para abordar estas limitaciones se desarrolló un conjunto de herramientas de código abierto compuesto por cuatro paquetes complementarios: ParseISP.jl para la estructuración de datos del Integrated System Plan, PRASNEM.jl para evaluaciones probabilísticas sobre la suficiencia de recursos mediante simulación de Monte Carlo secuencial, SiennaNEM.jl para modelado detallado de costos de producción y SchedNEM.jl para programación operativa con horizonte rodante que incorpora restricciones de almacenamiento, respuesta de la demanda y previsión limitada. Sobre esta base se construyeron directrices de modelado realista para sistemas de almacenamiento, considerando tres aproximaciones operativas: operación de alta energía orientada a confiabilidad, operación con reducción de capacidad conforme a las directrices de AEMO y operación económica impulsada por arbitraje. Los resultados muestran que, a partir de 2030, las hipótesis de operación del almacenamiento modifican de manera material tanto el valor esperado de la energía no suministrada como la forma de la distribución de riesgo, en particular la cola de eventos severos medida mediante Conditional Value at Risk.

El análisis de recursos energéticos del consumidor y recursos distribuidos revela que la coordinación de vehículos eléctricos, plantas virtuales de energía y participación del lado de la demanda puede reducir de forma significativa tanto el riesgo promedio como el de cola, incluso con niveles parciales de cumplimiento. La respuesta de la demanda resulta especialmente útil como cobertura frente a la incertidumbre de operación del almacenamiento, al preservar energía para periodos críticos. En paralelo, el perfil de riesgo del NEM bajo la trayectoria del ISP de 2024 indica que, aunque los promedios anuales pueden mantenerse dentro del estándar de confiabilidad, existen años meteorológicos, combinaciones de fallas y comportamientos operativos que generan riesgos materialmente superiores. Los eventos de corte de carga tienden a volverse más largos, de mayor magnitud y menos predecibles con enfoques centrados únicamente en la demanda pico.

El trabajo también propone un flujo de trabajo estructurado para el diseño de escenarios de resiliencia, que traduce peligros climáticos externos en parámetros endógenos del sistema mediante tres etapas: cuantificación del peligro, parametrización de drivers y triggers, e integración en modelos operativos y de adecuación. El caso de estudio de ola de calor extrema en 2040 ilustra cómo la capacidad de transmisión, la generación térmica y los aerogeneradores experimentan degradación térmica de potencia, y cómo el almacenamiento y la flexibilidad de la demanda pueden mitigar los déficits resultantes. En conjunto, los hallazgos subrayan la necesidad de evaluaciones multi-métricas que complementen promedios con métricas de cola, de representar explícitamente la incertidumbre de operación del almacenamiento y de integrar de manera sistemática los eventos climáticos extremos en la planificación de sistemas de baja carbono. 

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https://www.csiro.au/en/research/technology-space/energy/Electricity-transition/AR-PST/Stage-5?ct=1790010989198