En los últimos dos años, la capacidad en el pipeline de conexiones a la red del NEM ha aumentado un 79% hasta 80,9 GW: más del doble de la demanda máxima.

Tanto el pipeline de conexiones como la propia red están cada vez más congestionados. Los desarrolladores en el NEM y el WEM enfrentan posibles retrasos y recortes de producción, lo que supone riesgos financieros.

Este artículo explica el proceso de conexión, los costos involucrados y los derechos de acceso en el Mercado Nacional de Electricidad de Australia (NEM) y el Mercado Mayorista de Electricidad (WEM), y cómo las Zonas de Energía Renovable (REZ) están cambiando los riesgos de conexión en el NEM.

Puntos clave

• La preparación para la conexión importa más que la posición en la cola. Las solicitudes en el NEM se evalúan en paralelo, mientras que el WEM prioriza los proyectos listos para conectar.
• Los proyectos tardan más en conectarse, a pesar de los plazos de respuesta requeridos para los NSP y AEMO. La etapa media de implementación en el NEM ha aumentado a 20,3 meses.
• Las conexiones a la red son un costo de capital importante. Los costos de conexión física oscilan entre A$330–680k/MW, y los proyectos de mayor capacidad se benefician de economías de escala.
• Conectarse no garantiza la capacidad de exportar. El NEM y el WEM dejan a los proyectos expuestos a recortes no compensados a medida que se conectan nuevas capacidades vecinas.
• Los derechos de acceso REZ ofrecen mayor certeza sobre los recortes y asignan conexiones directamente.

El NEM no tiene un orden formal mientras que el WEM sí tiene una cola

El NEM opera bajo reglas de acceso abierto, sin una cola formal de conexiones. Según las Reglas Nacionales de Electricidad (NER), cada proyecto tiene derecho a negociar una conexión con su proveedor de servicios de red (NSP). Los NSP y AEMO pueden evaluar varias solicitudes en paralelo.

El WEM funciona de manera diferente. Western Power gestiona una sola cola secuencial. Desde mayo de 2024, los proyectos listos para conectar y de importancia estatal han recibido prioridad, con clasificaciones que se actualizan mensualmente. Los proyectos que no cumplen los hitos de preparación pueden perder su posición.

Los plazos superan los límites regulatorios

Según las NER, los plazos de respuesta requeridos por los TNSP y AEMO suman 80 días en la etapa de solicitud, incluyendo asesoría y aceptación/rechazo de estándares de desempeño. Sin embargo, la etapa de solicitud tarda una media de 8 meses en completarse.

No existen plazos que rijan los acuerdos de conexión, el cierre financiero o la construcción. La duración media de la etapa de implementación del proponente casi se ha triplicado, de 6,5 meses en junio de 2024 a 20,3 meses en junio de 2026.

La causa exacta de los plazos más largos sigue sin estar clara, pero condiciones de financiación más estrictas y una mayor carga de trabajo pueden estar contribuyendo. Los inversores y desarrolladores también enfrentan retrasos por el propio proceso. Los plazos de solicitud comienzan solo después de presentar el paquete de modelos completo, y las revisiones, como cambiar la capacidad o añadir una batería en respuesta a las condiciones del mercado, pueden reiniciar el reloj.

¿Cuáles son los costos de conectarse?

Todos los proyectos pagan por su conexión directa

Los activos deben pagar por su conexión directa a la red y pueden pagar por refuerzos de red más amplios que beneficien tanto a su proyecto como a otros. Los activos de conexión directa incluyen las líneas desde el proyecto hasta la red existente y mejoras en subestaciones que permiten que la nueva línea se una a la red. Los proyectos también deben pagar o corregir la robustez del sistema en el NEM. Consulta la investigación de Modo Energy sobre cómo los inversores grid-forming pueden gestionar la robustez del sistema de manera rentable.

El aumento de los costos de conexión, la congestión del pipeline y la caída del Capex de los activos han fortalecido el caso de los proyectos híbridos. Con una mediana de $350k/MW, los costos de conexión añaden un 25–29% al Capex de proyectos solares y baterías independientes. La co-ubicación distribuye estos costos entre varios activos, ayudando a triplicar el número de proyectos que comparten conexiones, de 4,8 GW en septiembre de 2024 a 15,0 GW en septiembre de 2026.

Los costos físicos de conexión de $330–680k/MW también superan ampliamente las tasas de desarrollo, especialmente para proyectos grandes. Powerlink cobra $44k por consulta y $550k por solicitud, y los desarrolladores a veces duplican este costo para reducir riesgos. En un proyecto de 250 MW, la mediana para el pipeline solar del NEM, la construcción representa la mayor parte del gasto en conexión, aunque el desarrollo puede tomar el mismo tiempo.

Los proyectos pueden contribuir a la red para alcanzar su objetivo de producción

Si la red más allá del punto de conexión necesita mejoras para que el activo alcance su producción objetivo, o si los costos de conexión superan cierto nivel, los desarrolladores pueden contribuir a la construcción de la red más amplia.

En el NEM, los proyectos pueden financiar voluntariamente infraestructura de red más allá de su conexión directa mediante Activos Compartidos de Usuario Identificado (IUSA) y Activos de Red Dedicados (DNA). En MacIntyre, Queensland, 1 GW de proyectos eólicos financiaron una línea de transmisión de 40 km y dos estaciones de conmutación mediante un pago anual de $9,2 millones a Powerlink. Proyectos posteriores pueden conectarse y compartir los costos, mientras que los parques eólicos fundadores mantienen acceso prioritario a los activos que financiaron.

El WEM cobra directamente por la red compartida. Desde octubre de 2026, las nuevas conexiones de 10 MW o más pagan un fijo de $100k/MW. Para el parque eólico y batería Yathroo de Neoen, eso equivale a A$42–62 millones. Antes, el primer proyecto en una zona restringida pagaba por toda la mejora.

¿Cómo acceden los activos a la red?

A pesar de los costos iniciales, ni el NEM ni el WEM garantizan acceso firme a la red. Cuando las restricciones limitan el despacho, los generadores pierden producción sin compensación.

El WEM introdujo este enfoque en octubre de 2023, alejándose de un sistema que generalmente asumía que los generadores podían operar a plena capacidad y les pagaba cuando eran recortados. Los generadores existentes aún tienen prioridad para pagos de capacidad, y la red les asigna capacidad antes que a los nuevos participantes.

El parque solar Walla Walla en el sur de Nueva Gales del Sur ilustra el riesgo de ingresos energéticos. Desde que comenzó a exportar en octubre de 2024, las restricciones de red asociadas a dos proyectos vecinos han recortado el 38% de su producción potencial. Walla Walla tiene un PPA de 15 años con Microsoft y un objetivo de generación reportado de 720 GWh anuales, pero generó solo 444 GWh en el año fiscal 2025/26.

Los proyectos vecinos avanzaron en las etapas de planificación y solicitud de conexión en paralelo a Walla Walla, haciendo visible su desarrollo antes de la inversión.

La exposición a la red persiste tras la conexión, lo que impulsa el interés por sitios con capacidad sobrante de plantas retiradas. 650 MW de BESS se han construido o comprometido en torno a la antigua planta de carbón Hazelwood de 1,6 GW, y se han anunciado otros 1,9 GW.

Las Zonas de Energía Renovable están cambiando los riesgos de acceso y congestión

Nueva Gales del Sur y Victoria buscan gestionar los riesgos de congestión controlando qué proyectos pueden conectarse y cuánto recorte enfrentan. Las Zonas de Energía Renovable (REZ) en estos estados reemplazan el "acceso abierto" de las NER dentro de las REZ por una puerta de acceso gestionada por el estado. Queensland, Australia Meridional y el WEM no han anunciado planes para avanzar en estas zonas.

Las REZ cambian el proceso de dos formas clave:

1. Cómo se gestiona el recorte. En lugar de enfrentar recortes futuros desconocidos, los titulares de derechos se conectan dentro de un presupuesto de recorte. Nueva Gales del Sur apunta a alrededor del 4,4% en Central-West Orana y 4,9% en el borrador de New England.
2. A qué optimizan los proyectos. Ahora los proyectos se evalúan explícitamente según su beneficio para el sistema, la comunidad y los Pueblos Originarios, su preparación para la entrega y su adecuación a la red planificada.

En la REZ del suroeste de Nueva Gales del Sur, más de 19 GW pujaron por un tope de 3,98 GW. La subasta adjudicó 3,56 GW porque adjudicar más habría superado el presupuesto de recorte. Todos los proyectos que hicieron pública su oferta, incluidos los ganadores, eran renovables combinados con almacenamiento. Los híbridos ofrecen mayores beneficios sistémicos para la puntuación y optimizan los activos de conexión que obtienen los proyectos.

Incluso en el caso de las REZ, cumplir con los presupuestos de recorte depende de entregar la nueva red a tiempo. La reciente oposición política al enlace VNI West podría amenazar la producción total de los ganadores de la REZ del suroeste. La línea de 500 kV estaba destinada a reforzar la conexión con los centros de demanda de Victoria. El propio régimen de Victoria apunta a comenzar en julio de 2027. Los proyectos fuera de sus REZ necesitarán en el futuro una Autoridad de Impacto en la Red, demostrando que no sobre-recortan a los titulares de REZ.

Tres formas de gestionar el riesgo de conexión a la red

• Maximizar la utilización de la conexión. Activos más grandes y co-ubicados reparten los costos de conexión entre más capacidad y utilizan el acceso a la red, cada vez más escaso, de forma más eficiente en el NEM y el WEM.
• Diversificar la exposición al recorte. Evaluar los proyectos vecinos en desarrollo y preferir sitios con capacidad de red disponible. Diversificar carteras entre regiones para reducir la exposición a restricciones locales, que ahora se aplican de manera similar en el NEM y el WEM.
• Asegurar mayor certeza. Las REZ de Nueva Gales del Sur y Victoria ofrecen objetivos de recorte a cambio de competir en preparación y beneficios sistémicos. En otros lugares, los Activos de Red Dedicados pueden proporcionar prioridad de acceso local, mientras que los créditos de capacidad del WEM ofrecen cierta protección frente a proyectos vecinos.