In den letzten zwei Jahren ist die Kapazität in der Anschluss-Pipeline des NEM um 79 % auf 80,9 GW gestiegen – mehr als das Doppelte der Spitzenlast.

Sowohl die Anschluss-Pipeline als auch das Netz selbst sind zunehmend überlastet. Entwickler im NEM und WEM müssen mit Verzögerungen und gekürzter Einspeisung rechnen, was finanzielle Risiken birgt.

Dieser Artikel erklärt den Anschlussprozess, die anfallenden Kosten und Zugangsrechte im australischen National Electricity Market (NEM) und Wholesale Electricity Market (WEM) und zeigt, wie Renewable Energy Zones (REZs) die Anschlussrisiken im NEM verändern.

Wichtige Erkenntnisse

• Reifegrad des Projekts ist wichtiger als die Position in der Warteschlange. NEM-Anträge werden parallel geprüft, während das WEM anschlussbereite Projekte bevorzugt.
• Projekte benötigen trotz vorgeschriebener Antwortzeiten für NSPs und AEMO immer länger bis zum Anschluss. Die mittlere Dauer der Implementierungsphase im NEM ist auf 20,3 Monate gestiegen.
• Netzanschlüsse sind ein bedeutender Investitionsposten. Die direkten Anschlusskosten liegen zwischen 330.000 und 680.000 A$/MW; größere Projekte profitieren von Skaleneffekten.
• Ein Anschluss garantiert keine Einspeisung. Im NEM und WEM sind Projekte von nicht kompensierter Drosselung betroffen, sobald benachbarte Kapazitäten ans Netz gehen.
• REZ-Zugangsrechte bieten mehr Planungssicherheit bei Drosselungen und vergeben Anschlüsse direkt.

Anschlussbereitschaft hat Priorität im NEM und WEM

Das NEM arbeitet nach Open-Access-Regeln ohne formale Warteschlange. Nach den National Electricity Rules (NER) hat jedes Projekt das Recht, mit seinem Netzbetreiber (NSP) einen Anschluss zu verhandeln. NSPs und AEMO können mehrere Anträge parallel prüfen, sodass auch später eingereichte Projekte früher ans Netz gehen können.

Im WEM läuft es anders. Western Power führt eine sequentielle Warteschlange. Seit Mai 2024 erhalten anschlussbereite Projekte von staatlicher Bedeutung Priorität, die Rangfolge wird monatlich bestätigt. Projekte, die Meilensteine verpassen, riskieren ihren Platz zu verlieren.

Fristen werden regelmäßig überschritten

Laut NER beträgt die vorgeschriebene Antwortzeit für TNSPs und AEMO insgesamt 80 Tage in der Antragsphase, einschließlich Beratung und Annahme/Ablehnung von Leistungsstandards. Tatsächlich dauert die Antragsphase im Median jedoch acht Monate.

Die Implementierungsphase dauert bei aktuellen Projekten noch länger. Da es keine gesetzlichen Fristen für Anschlussvereinbarungen, Financial Close oder Baubeginn gibt, hat sich die mittlere Dauer fast verdreifacht – von 6,5 Monaten im Juni 2024 auf 20,3 Monate im Juni 2026.

Die Zeitpläne verlängern sich zusätzlich, wenn Entwickler ihre Projekte an Marktlage oder Netzanforderungen anpassen. Die Fristen für regulatorische Antworten beginnen erst nach Einreichung eines vollständigen Modellpakets; Änderungen bei Kapazität oder Technologie erfordern oft eine erneute Prüfung.

Was kostet der Netzanschluss?

Alle Projekte zahlen für ihren direkten Anschluss

Entwickler zahlen für die Infrastruktur, die ihr Projekt mit dem bestehenden Netz verbindet, einschließlich Leitungen und Umspannwerksausbau. NEM-Projekte müssen zudem Systemstärkekosten tragen oder für Ausgleich sorgen. Siehe Modo Energys Forschung zur kosteneffizienten Systemstärkung durch grid-forming Wechselrichter.

Diese Kosten sprechen für Co-Location. Bei einem Median von 350.000 A$/MW machen Anschlusskosten 25–29 % der Investitionskosten für eigenständige Solar- und Batterieprojekte aus. Durch gemeinsame Nutzung verteilen sich die Kosten auf mehrere Assets, die dieselbe Infrastruktur nutzen. Die Kapazität von Projekten mit gemeinsamem Anschluss hat sich von 4,8 GW (September 2024) auf 15,0 GW (September 2026) verdreifacht.

Physische Anschlusskosten von 330.000–680.000 A$/MW übersteigen die Entwicklungskosten deutlich, besonders bei Großprojekten. Powerlink berechnet 75.000–125.000 A$ pro Anfrage und 555.000 A$ pro Projektantrag.

Projekte können zum Netzausbau beitragen

Wenn das Netz hinter dem Anschlusspunkt für die Zielausgabe aufgerüstet werden muss oder bestimmte Anschlusskosten überschritten werden, können Entwickler sich am Ausbau des übergeordneten Netzes beteiligen.

Im NEM können Projekte freiwillig Infrastruktur über den direkten Anschluss hinaus finanzieren, etwa über Identified User Shared Assets (IUSA) und Dedicated Network Assets (DNA). In MacIntyre (Queensland) finanzierten 1 GW Windkraft einen 40 km langen Übertragungsstrang und zwei Schaltstationen mit 9,2 Mio. A$ Jahreszahlung an Powerlink. Später anschließende Projekte teilen sich die Kosten, während die ursprünglichen Windparks Vorrang bei der Netznutzung behalten.

Im WEM werden die Kosten für das gemeinsame Netz direkt erhoben. Ab Oktober 2026 zahlen neue Anschlüsse ab 10 MW eine feste Gebühr von 100.000 A$/MW. Für Neoens Yathroo-Windpark und Batterie sind das 42–62 Mio. A$. Zuvor musste das erste Projekt in einem Engpassgebiet die gesamte Aufrüstung bezahlen.

Wie erhalten Anlagen Zugang zum Netz?

Trotz hoher Anfangsinvestitionen garantiert weder das NEM noch das WEM einen festen Netzzugang. Bei Netzengpässen verlieren Betreiber Erträge, ohne entschädigt zu werden.

Das WEM hat dieses Prinzip im Oktober 2023 eingeführt und sich damit vom bisherigen Ansatz entfernt, der von voller Einspeisung ausging und Betreiber bei Kürzungen entschädigte. Bestehende Erzeuger erhalten weiterhin Vorrang bei Kapazitätszahlungen, das Netz weist ihnen zuerst Kapazität zu.

Die Walla Walla Solarfarm in Südaustralien zeigt das Risiko für Energieerlöse: Seit Oktober 2024 wurden wegen Netzengpässen durch zwei Nachbarprojekte 38 % der möglichen Einspeisung gekürzt. Walla Walla hat einen 15-Jahres-PPA mit Microsoft und ein ausgewiesenes Einspeiseziel von 720 GWh/Jahr, erzeugte 2025/26 aber nur 444 GWh.

Die benachbarten Projekte durchliefen Planung und Anschlussanträge parallel zu Walla Walla, ihre Entwicklung war also vor der Investitionsentscheidung sichtbar.

Das Risiko bleibt auch nach Anschluss bestehen und lenkt das Interesse auf Standorte mit freier Kapazität aus abgeschalteten Kraftwerken. Rund 650 MW BESS wurden oder werden am Standort des ehemaligen 1,6 GW Hazelwood-Kohlekraftwerks errichtet, weitere 1,9 GW sind angekündigt.

REZs verändern Zugangs- und Engpassrisiken

New South Wales und Victoria steuern Engpassrisiken, indem sie festlegen, welche Projekte anschließen dürfen und wie stark sie gekürzt werden. In den Renewable Energy Zones (REZ) ersetzen die Bundesstaaten das NER-„Open Access“-Prinzip durch ein staatlich gesteuertes Zugangsverfahren. Queensland, South Australia und das WEM planen derzeit keine REZs.

REZs verändern den Prozess in zwei Punkten:

1. Wie Kürzungen gemanagt werden. Statt unvorhersehbarer Kürzungen können Rechteinhaber innerhalb eines Kürzungsbudgets anschließen. NSW strebt etwa 4,4 % Kürzungsquote in Central-West Orana und 4,9 % im New England-Entwurf an.
2. Worauf Projekte optimieren. Projekte werden nun explizit nach System- und Gemeinwohlbeitrag, Einbindungsbereitschaft und Kompatibilität mit dem geplanten Netz bewertet.

In der South West REZ von NSW bewarben sich über 19 GW auf ein Limit von 3,98 GW. Die Auktion vergab 3,56 GW, da mehr das Kürzungsbudget überschritten hätte. Alle öffentlich bekannten Gebote – auch die Gewinner – waren kombinierte Erneuerbare- und Speicherprojekte. Hybride bieten für die Bewertung mehr Systemnutzen und optimieren den Anschluss.

Auch in REZs hängt die Einhaltung der Kürzungsbudgets davon ab, dass der Netzausbau rechtzeitig erfolgt. Politischer Widerstand gegen die VNI West-Leitung könnte die volle Einspeisung der Gewinner in der South West REZ gefährden. Die 500 kV-Leitung sollte die Verbindung zu den Lastzentren Victorias stärken. Victorias eigenes System strebt einen Start im Juli 2027 an. Projekte außerhalb der REZ benötigen künftig eine Grid Impact Authority, um nachzuweisen, dass sie REZ-Inhaber nicht übermäßig kürzen.

Drei Wege, Anschlussrisiken zu steuern

• Anschluss optimal ausnutzen. Größere, gemeinsam genutzte Anlagen verteilen die Anschlusskosten auf mehr Kapazität und nutzen den knappen Netzzugang im NEM und WEM effektiver.
• Kürzungsrisiko streuen. Analysieren Sie benachbarte Projekte in Entwicklung und bevorzugen Sie Standorte mit freier Netzkapazität. Streuen Sie das Portfolio regional, um lokale Engpässe auszugleichen – diese gelten inzwischen in NEM und WEM ähnlich.
• Mehr Planungssicherheit schaffen. Die REZs in New South Wales und Victoria bieten Kürzungsziele im Gegenzug für Wettbewerb bei Reifegrad und Systemnutzen. An anderen Standorten bieten Dedicated Network Assets lokalen Zugangsvorrang, während WEM-Kapazitätsgutschriften einen gewissen Schutz vor Nachbarprojekten bieten.