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

Tanto la cartera de conexiones como la propia red están cada vez más congestionadas. Los desarrolladores en el NEM y el WEM enfrentan posibles retrasos y limitaciones en la producción, lo que representa 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 fila. 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 de implementación mediana en el NEM ha aumentado a 20,3 meses.
• Las conexiones a la red representan un costo de capital importante. Los costos físicos de conexión oscilan entre A$330–680k/MW, y los proyectos de mayor capacidad se benefician de economías de escala.
• La conexión no garantiza la capacidad de exportar. El NEM y el WEM dejan a los proyectos expuestos a limitaciones sin compensación a medida que se conectan nuevas capacidades vecinas.
• Los derechos de acceso de las REZ ofrecen mayor certeza sobre recortes y asignan conexiones de forma directa.

La preparación es prioritaria en las conexiones del NEM y el WEM

El NEM opera bajo reglas de acceso abierto, sin una fila formal de conexión. Según las Reglas Nacionales de Electricidad (NER), cada proyecto tiene derecho a negociar la conexión con su proveedor de servicios de red (NSP). Los NSP y AEMO pueden evaluar varias solicitudes en paralelo, lo que significa que proyectos que aplican más tarde pueden conectarse antes.

El WEM funciona de manera diferente. Western Power gestiona una fila secuencial. Desde mayo de 2024, los proyectos listos para conectar y de importancia estatal reciben prioridad, con clasificaciones actualizadas mensualmente. Los proyectos que no cumplen los hitos de preparación pueden perder su lugar.

Los plazos superan los límites regulatorios

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

La etapa de implementación ha tomado más tiempo en proyectos recientes. Sin plazos regulatorios para los acuerdos de conexión, cierre financiero o construcción, su duración mediana casi se ha triplicado, de 6,5 meses en junio de 2024 a 20,3 meses en junio de 2026.

Los plazos de solicitud también pueden extenderse cuando los desarrolladores modifican sus proyectos para adaptarse a las condiciones del mercado o a los requisitos de la red. Los periodos de respuesta regulatoria solo comienzan una vez que se presenta un paquete de modelos completo, mientras que los cambios de capacidad o tecnología pueden requerir una nueva evaluación.

¿Cuáles son los costos de conexión?

Todos los proyectos pagan por su conexión directa

Los desarrolladores pagan por la infraestructura que conecta sus proyectos a la red existente, incluyendo líneas de transmisión y mejoras en subestaciones. Los proyectos del NEM también deben pagar cargos por fortaleza del sistema o aportar su propia remediación. Consulta la investigación de Modo Energy sobre cómo los inversores formadores de red pueden gestionar la fortaleza del sistema de forma rentable.

Estos costos refuerzan el argumento para la co-ubicación. Con una mediana de A$350k/MW, las conexiones añaden entre un 25% y 29% al Capex de proyectos solares y baterías independientes. Compartir una conexión distribuye los costos entre varios activos, permitiéndoles usar la misma infraestructura. La capacidad en proyectos que comparten conexiones se ha triplicado, 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 tarifas de desarrollo, especialmente en proyectos de gran tamaño. Powerlink cobra $75k-$125k por consulta y $555k por solicitud de proyecto.

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

Si la red más allá del punto de conexión necesita mejoras para que el activo alcance su producción objetivo o se superan ciertos costos de conexión, los desarrolladores pueden contribuir a ampliar la red general.

En el NEM, los proyectos pueden financiar voluntariamente infraestructura de red más allá de su conexión directa mediante los Activos Compartidos Identificados por el Usuario (IUSA) y los 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 a través de 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 una tarifa fija de $100k/MW. Para el parque eólico y batería Yathroo de Neoen, esto representa A$42–62 millones. Anteriormente, el primer proyecto en un área restringida pagaba 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 de la red 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 restringidos. Los generadores existentes aún tienen prioridad para los pagos de capacidad, asignándoles la red 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 el inicio de las exportaciones en octubre de 2024, las restricciones de la red asociadas a dos proyectos vecinos han limitado 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 solo generó 444 GWh en el año fiscal 2025/26.

Los proyectos vecinos avanzaron en la planificación y solicitudes de conexión junto a Walla Walla, haciendo visible su desarrollo antes de la inversión.

La exposición a la red persiste después de la conexión, incentivando el interés en sitios con capacidad disponible por generación retirada. Se han construido o comprometido 650 MW de BESS 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 estatal para las conexiones. Queensland, Australia Meridional y el WEM no tienen planes anunciados para avanzar con estas zonas.

Las REZ cambian el proceso en dos aspectos 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 compatibilidad con la red planificada.

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

Incluso en el caso de las REZ, cumplir con los presupuestos de recorte depende de entregar la nueva red a tiempo. La oposición política reciente al enlace VNI West podría amenazar la producción total de los ganadores de la REZ suroeste. La línea de 500 kV estaba destinada a fortalecer la conexión con los centros de demanda de Victoria. El propio régimen de Victoria apunta a un inicio 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-recortarán a los titulares de las REZ.

Tres formas de gestionar el riesgo de conexión a la red

• Maximizar el uso de la conexión. Activos más grandes y co-ubicados distribuyen los costos de conexión entre mayor capacidad y utilizan el acceso limitado a la red de manera más eficiente tanto en el NEM como en el WEM.
• Diversificar la exposición al recorte. Evaluar los proyectos vecinos en desarrollo y favorecer sitios con capacidad de red disponible. Diversificar portafolios entre regiones para reducir la exposición a restricciones locales, que ahora se aplican de forma 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 al sistema. En otros lugares, los Activos de Red Dedicados pueden brindar prioridad de acceso local, mientras que los créditos de capacidad del WEM ofrecen cierta protección frente a proyectos vecinos.