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 des Spitzenbedarfs.

Sowohl die Anschluss-Pipeline als auch das Netz selbst sind zunehmend ausgelastet. Entwickler im gesamten NEM und WEM sehen sich potenziellen Verzögerungen und gekürzten Einspeisemengen gegenüber, was finanzielle Risiken birgt.

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

Wichtige Erkenntnisse

• Die Anschlussbereitschaft ist wichtiger als die Position in der Warteschlange. NEM-Anträge werden parallel geprüft, während im WEM anschlussbereite Projekte Vorrang haben.
• Projekte benötigen immer länger bis zum Anschluss, trotz vorgeschriebener Reaktionszeiten für NSPs und AEMO. Die mittlere Umsetzungsphase im NEM beträgt inzwischen 20,3 Monate.
• Netzanschlüsse sind ein bedeutender Investitionsposten. Die physischen Anschlusskosten liegen zwischen 330.000 und 680.000 AUD/MW, wobei größere Projekte von Skaleneffekten profitieren.
• Der Anschluss garantiert keine Einspeisemöglichkeit. Im NEM und WEM sind Projekte von nicht kompensierten Kürzungen betroffen, sobald benachbarte Kapazitäten ans Netz gehen.
• REZ-Zugangsrechte bieten mehr Planungssicherheit bei Kürzungen und vergeben Anschlüsse direkt.

Im NEM gibt es keine feste Reihenfolge, im WEM eine Warteschlange

Im NEM gelten Open-Access-Regeln, es gibt keine formelle Anschluss-Warteschlange. Nach den National Electricity Rules (NER) hat jedes Projekt das Recht, mit seinem Netzbetreiber (NSP) einen Anschluss auszuhandeln. NSPs und AEMO können mehrere Anträge parallel prüfen.

Im WEM läuft es anders. Western Power führt eine sequentielle Warteschlange. Seit Mai 2024 erhalten anschlussbereite Projekte von staatlicher Bedeutung Priorität, die monatlich bestätigt wird. Projekte, die Meilensteine zur Anschlussbereitschaft verpassen, riskieren den Verlust ihres Platzes.

Fristen überschreiten die regulatorischen Vorgaben

Nach den NER betragen die vorgeschriebenen Antwortzeiten von TNSPs und AEMO im Antragsstadium insgesamt 80 Tage, verteilt auf Beratung und Annahme/Ablehnung der Leistungsstandards. Dennoch dauert die Antragsphase im Median 8 Monate.

Für Anschlussverträge, Financial Close oder Bau gibt es keine Fristen. Die mittlere Dauer der Projektumsetzung hat sich fast verdreifacht – von 6,5 Monaten im Juni 2024 auf 20,3 Monate im Juni 2026.

Die genaue Ursache für die längeren Zeitpläne ist unklar, aber strengere Finanzierungsbedingungen und steigende Arbeitsbelastung könnten beitragen. Investoren und Entwickler erleben auch Verzögerungen durch den Prozess selbst. Fristen beginnen erst nach Einreichung des vollständigen Modellpakets, und Änderungen – etwa bei Kapazität oder Batterie – können den Zeitplan zurücksetzen.

Was kostet der Anschluss?

Alle Projekte zahlen für ihren direkten Anschluss

Anlagen müssen für ihren direkten Anschluss ans Netz zahlen und können für Netzverstärkungen aufkommen, die sowohl ihrem eigenen als auch anderen Projekten helfen. Direkte Anschlussanlagen umfassen die Leitungen vom Projekt zum bestehenden Netz und Umspannwerks-Erweiterungen, die den neuen Anschluss ermöglichen. Im NEM müssen Projekte außerdem entweder für Systemstärke zahlen oder diese ausgleichen. Siehe Modo Energys Forschung zur Frage, wie netzbildende Wechselrichter Systemstärke kosteneffizient managen können.

Steigende Anschlusskosten, Pipeline-Staus und sinkende Investitionskosten für Anlagen stärken das Argument für Hybridprojekte. Bei einem Medianwert von 350.000 $/MW machen Anschlusskosten 25–29 % der Capex von Einzel-Solar- und Batterieanlagen aus. Co-Location verteilt diese Kosten über mehrere Anlagen und hat die Zahl der Projekte mit gemeinsamem Anschluss von 4,8 GW (September 2024) auf 15,0 GW (September 2026) verdreifacht.

Physische Anschlusskosten von 330.000–680.000 $/MW übersteigen die Entwicklungskosten deutlich, besonders bei größeren Projekten. Powerlink berechnet 44.000 $ pro Anfrage und 550.000 $ pro Antrag – Entwickler verdoppeln diese Kosten manchmal zur Risikominimierung. Bei einem 250-MW-Projekt, dem Median der NEM-Solarpipeline, entfallen die meisten Anschlusskosten auf die Bauphase, obwohl die Entwicklung ähnlich lange dauert.

Projekte können zum Netzausbau beitragen, um das Ziel zu erreichen

Wenn das Netz hinter dem Anschlusspunkt für das Erreichen der Zielleistung verstärkt werden muss oder die Anschlusskosten einen bestimmten Wert überschreiten, können Projektentwickler zum Ausbau des Netzes beitragen.

Im NEM können Projekte freiwillig Netz-Infrastruktur über den direkten Anschluss hinaus finanzieren – über Identified User Shared Assets (IUSA) und Dedicated Network Assets (DNA). In MacIntyre (Queensland) finanzierten 1 GW Windprojekte eine 40 km lange Leitung und zwei Schaltstationen durch eine jährliche Zahlung von 9,2 Mio. $ an Powerlink. Spätere Projekte können sich anschließen und die Kosten teilen, während die ursprünglichen Windparks Vorrang beim Zugang zu den selbst finanzierten Assets 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 $/MW. Für Neoens Yathroo Windpark und Batterie bedeutet das 42–62 Mio. AUD. Früher musste das erste Projekt in einem Engpassgebiet die gesamten Ausbaukosten tragen.

Wie erhalten Anlagen Zugang zum Netz?

Trotz der Anfangsinvestitionen garantiert weder das NEM noch das WEM einen festen Netzzugang. Bei Netzengpässen verlieren Erzeuger unkompensiert an Einspeisemenge.

Das WEM hat dieses Prinzip im Oktober 2023 eingeführt und damit das bisherige System verlassen, das grundsätzlich davon ausging, dass Erzeuger mit voller Leistung einspeisen konnten und bei Kürzungen entschädigt wurden. Bestehende Erzeuger erhalten weiterhin Vorrang bei Kapazitätszahlungen; das Netz weist ihnen vor Neueinsteigern Kapazität zu.

Die Walla Walla Solarfarm im Süden von New South Wales zeigt das Risiko für Energieerlöse: Seit dem Start der Einspeisung im Oktober 2024 wurde die potenzielle Einspeisung durch Netzengpässe und zwei benachbarte Projekte um 38 % gekürzt. Walla Walla hat einen 15-Jahres-PPA mit Microsoft und ein gemeldetes Erzeugungsziel von 720 GWh jährlich, erreichte aber nur 444 GWh im Geschäftsjahr 2025/26.

Die benachbarten Projekte durchliefen Planung und Anschlussantrag parallel zu Walla Walla, sodass ihre Entwicklung vor der Investition sichtbar war.

Das Risiko bleibt auch nach dem Anschluss bestehen, weshalb Standorte mit freier Kapazität aus stillgelegten Kraftwerken attraktiv sind. Rund um das ehemalige 1,6-GW-Kohlekraftwerk Hazelwood wurden bereits 650 MW BESS gebaut oder zugesagt, weitere 1,9 GW sind angekündigt.

Erneuerbare-Energien-Zonen verändern Zugangs- und Engpassrisiken

New South Wales und Victoria versuchen, Engpassrisiken zu steuern, indem sie kontrollieren, welche Projekte sich anschließen dürfen und wie stark sie gekürzt werden. Erneuerbare-Energien-Zonen (REZ) ersetzen in diesen Bundesstaaten das NER-„Open Access“ innerhalb der REZ durch ein staatlich gesteuertes Anschlussverfahren. Queensland, South Australia und das WEM haben keine Pläne für solche Zonen angekündigt.

REZs verändern den Prozess in zwei wesentlichen Punkten:

1. Wie Kürzungen gemanagt werden. Statt ungewissen zukünftigen Kürzungen verbinden sich Rechteinhaber innerhalb eines festgelegten Kürzungsbudgets. NSW zielt auf etwa 4,4 % (Central-West Orana) bzw. 4,9 % (New England, Entwurf).
2. Worauf Projekte optimieren. Projekte werden explizit danach bewertet, wie sie dem System, der Gemeinschaft und First Nations nutzen, wie anschlussbereit sie sind und wie gut sie ins geplante Netz passen.

Im 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 die zugewiesenen Anschlusskapazitäten.

Auch bei REZ hängt die Einhaltung der Kürzungsbudgets davon ab, dass das neue Netz pünktlich geliefert wird. Politischer Widerstand gegen die VNI-West-Leitung könnte die volle Einspeisung der South-West-REZ-Gewinner gefährden. Die 500-kV-Leitung sollte die Verbindung zu den Nachfrageregionen Victorias stärken. Das eigene Regime Victorias zielt auf einen Start im Juli 2027. Projekte außerhalb der REZ benötigen künftig eine Grid Impact Authority, die belegt, dass sie REZ-Inhaber nicht übermäßig kürzen.

Drei Wege, Anschlussrisiken zu steuern

• Netzauslastung maximieren. Größere, gemeinsam genutzte Anlagen verteilen Anschlusskosten auf mehr Kapazität und nutzen den knappen Netzzugang im NEM und WEM effizienter.
• Kürzungsrisiken diversifizieren. Prüfen Sie benachbarte Projekte in Entwicklung und bevorzugen Sie Standorte mit freier Netzkapazität. Streuen Sie das Portfolio über verschiedene Regionen, um lokale Engpassrisiken zu reduzieren – diese gelten nun ähnlich im NEM und WEM.
• Mehr Sicherheit schaffen. Die REZs in New South Wales und Victoria bieten Kürzungsziele im Austausch für Wettbewerb bei Anschlussbereitschaft und Systemnutzen. Anderswo können Dedicated Network Assets lokalen Zugang sichern, während WEM-Kapazitätszertifikate einen gewissen Schutz vor benachbarten Projekten bieten.