Au cours des deux dernières années, la capacité dans le pipeline de raccordement au réseau du NEM a augmenté de 79 % pour atteindre 80,9 GW : plus du double de la demande de pointe.

Le pipeline de raccordement comme le réseau lui-même sont de plus en plus congestionnés. Les développeurs du NEM et du WEM font face à des risques accrus de retards et de limitation de production, ce qui engendre des risques financiers.

Cet article explique le processus de raccordement, les coûts associés et les droits d’accès dans le National Electricity Market (NEM) et le Wholesale Electricity Market (WEM) australiens, ainsi que la façon dont les Renewable Energy Zones (REZ) modifient les risques de raccordement dans le NEM.

Points clés à retenir

• La préparation au raccordement prime sur la position dans la file d’attente. Les demandes NEM sont évaluées en parallèle, tandis que le WEM privilégie les projets prêts à être raccordés.
• Les projets mettent plus de temps à être raccordés, malgré des délais de réponse imposés aux NSP et à l’AEMO. Le délai médian de la phase de mise en œuvre dans le NEM est passé à 20,3 mois.
• Le raccordement au réseau représente un coût d’investissement majeur. Les coûts de raccordement physique varient de 330 000 à 680 000 AUD/MW, les projets de plus grande capacité bénéficiant d’économies d’échelle.
• Le raccordement ne garantit pas la possibilité d’exporter. Le NEM et le WEM exposent les projets à des limitations non indemnisées à mesure que la capacité voisine se connecte.
• Les droits d’accès REZ offrent une meilleure visibilité sur les limitations et attribuent les raccordements directement.

La préparation est priorisée pour les raccordements NEM et WEM

Le NEM fonctionne selon des règles d’accès ouvert, sans file d’attente formelle. Selon les National Electricity Rules (NER), chaque projet a le droit de négocier un raccordement avec son gestionnaire de réseau (NSP). Les NSP et l’AEMO peuvent évaluer plusieurs demandes en parallèle, ce qui signifie que des projets déposés plus tard peuvent être raccordés en premier.

Le WEM fonctionne différemment. Western Power gère une file d’attente séquentielle. Depuis mai 2024, les projets prêts à être raccordés et d’importance pour l’État sont prioritaires, avec un classement mis à jour chaque mois. Les projets qui ne respectent pas les jalons de préparation risquent de perdre leur place.

Les délais dépassent les exigences réglementaires

Selon les NER, les délais de réponse requis des TNSP et de l’AEMO totalisent 80 jours lors de la phase de demande, pour conseiller et accepter/rejeter les standards de performance. Pourtant, la phase de demande dure en médiane 8 mois.

La phase de mise en œuvre est encore plus longue pour les projets récents. En l’absence de délais réglementaires pour les accords de raccordement, la clôture financière ou la construction, sa durée médiane a presque triplé, passant de 6,5 mois en juin 2024 à 20,3 mois en juin 2026.

Les délais peuvent aussi s’allonger lorsque les développeurs modifient leurs projets pour s’adapter au marché ou aux exigences du réseau. Les délais de réponse réglementaires ne commencent qu’une fois le dossier complet soumis, tandis que des changements de capacité ou de technologie peuvent nécessiter une réévaluation.

Quels sont les coûts de raccordement ?

Tous les projets paient leur raccordement direct

Les développeurs financent l’infrastructure reliant leurs projets au réseau existant, y compris les lignes de transport et la modernisation des postes électriques. Les projets NEM doivent aussi payer des frais de robustesse du système ou fournir eux-mêmes les solutions nécessaires. Voir la recherche de Modo Energy sur la gestion rentable de la robustesse du système grâce aux onduleurs grid-forming.

Ces coûts renforcent l’intérêt de la co-localisation. Avec une médiane de 350 000 AUD/MW, les raccordements ajoutent 25–29 % au Capex des projets solaires ou batteries autonomes. Partager un raccordement répartit les coûts entre plusieurs actifs tout en utilisant la même infrastructure. La capacité des projets partageant un raccordement a triplé, passant de 4,8 GW en septembre 2024 à 15,0 GW en septembre 2026.

Les coûts physiques de raccordement de 330 000 à 680 000 AUD/MW dépassent aussi largement les frais de développement, surtout pour les grands projets. Powerlink facture 75 000 à 125 000 AUD par demande et 555 000 AUD par dossier de projet.

Les projets peuvent contribuer au réseau pour atteindre leur production cible

Si le réseau au-delà du point de raccordement doit être renforcé pour atteindre la production cible ou dépasser un certain coût, les développeurs peuvent contribuer au financement de l’extension du réseau.

Dans le NEM, les projets peuvent financer volontairement des infrastructures au-delà de leur raccordement direct via les Identified User Shared Assets (IUSA) et les Dedicated Network Assets (DNA). À MacIntyre, dans le Queensland, 1 GW d’éolien a financé une ligne de 40 km et deux postes de commutation via un paiement annuel de 9,2 millions AUD à Powerlink. D’autres projets peuvent ensuite se raccorder et partager les coûts, tandis que les fermes éoliennes fondatrices conservent un accès prioritaire aux actifs financés.

Le WEM facture directement l’utilisation du réseau partagé. À partir d’octobre 2026, les nouveaux raccordements de 10 MW ou plus paieront un tarif fixe de 100 000 AUD/MW. Pour le parc éolien et la batterie Yathroo de Neoen, cela représente 42 à 62 millions AUD. Auparavant, le premier projet dans une zone contrainte payait l’intégralité de la mise à niveau.

Comment les actifs accèdent-ils ensuite au réseau ?

Malgré les coûts initiaux, ni le NEM ni le WEM ne garantissent un accès ferme au réseau. Lorsque le réseau est contraint, les producteurs perdent de la production sans compensation.

Le WEM a adopté cette approche en octobre 2023, abandonnant le principe qui supposait généralement que les producteurs pouvaient fonctionner à pleine puissance et étaient indemnisés en cas de limitation. Les producteurs existants bénéficient toujours d’une priorité pour les paiements de capacité, le réseau leur allouant la capacité avant les nouveaux entrants.

Le parc solaire Walla Walla, dans le sud de la Nouvelle-Galles du Sud, illustre le risque de revenus énergétiques. Depuis le début de l’exportation en octobre 2024, les contraintes du réseau liées à deux projets voisins ont limité 38 % de sa production potentielle. Walla Walla dispose d’un PPA de 15 ans avec Microsoft et d’un objectif de production annoncé de 720 GWh par an, mais n’a généré que 444 GWh en 2025/26.

Les projets voisins ont avancé en parallèle de Walla Walla, rendant leur développement visible avant l’investissement.

L’exposition au réseau persiste après le raccordement, d’où l’intérêt pour les sites disposant de capacité libérée par la fermeture d’anciennes centrales. 650 MW de BESS ont été construits ou engagés autour de l’ancienne centrale à charbon de Hazelwood (1,6 GW), avec 1,9 GW supplémentaires annoncés.

Les Renewable Energy Zones modifient l’accès et les risques de congestion

La Nouvelle-Galles du Sud et le Victoria cherchent à mieux gérer les risques de congestion en contrôlant quels projets peuvent se raccorder et le niveau de limitation auquel ils seront exposés. Les Renewable Energy Zones (REZ) remplacent l’« accès ouvert » des NER à l’intérieur des REZ par une porte d’entrée gérée par l’État. Le Queensland, l’Australie-Méridionale et le WEM n’ont pas annoncé de plans pour ces zones.

Les REZ modifient le processus de deux façons principales :

1. Gestion de la limitation. Au lieu de faire face à une limitation future inconnue, les titulaires de droits se raccordent dans une enveloppe de limitation. La Nouvelle-Galles du Sud vise environ 4,4 % à Central-West Orana et 4,9 % dans le projet de New England.
2. Critères d’optimisation des projets. Les projets sont désormais évalués explicitement sur leur bénéfice pour le système, la communauté et les Premières Nations, leur état de préparation et leur adéquation au réseau planifié.

Dans la REZ South West de NSW, plus de 19 GW ont été proposés pour un plafond de 3,98 GW. L’enchère a attribué 3,56 GW, car davantage aurait dépassé l’enveloppe de limitation. Tous les projets ayant rendu publique leur candidature, y compris les lauréats, combinaient renouvelables et stockage. Les hybrides offrent de plus grands bénéfices système pour la notation et optimisent le raccordement.

Même dans le cadre des REZ, le respect des enveloppes de limitation dépend de la livraison à temps du nouveau réseau. L’opposition politique récente au projet VNI West pourrait menacer la pleine production des lauréats de la South West REZ. La ligne 500 kV devait renforcer la connexion avec les centres de consommation du Victoria. Le régime propre au Victoria vise un démarrage en juillet 2027. Les projets hors REZ devront à l’avenir obtenir une Grid Impact Authority prouvant qu’ils ne limiteront pas excessivement les titulaires de droits REZ.

Trois leviers pour gérer le risque de raccordement au réseau

• Maximiser l’utilisation du raccordement. De plus grands actifs co-localisés répartissent les coûts de raccordement sur plus de capacité et utilisent plus efficacement l’accès limité au réseau dans le NEM et le WEM.
• Répartir le risque de limitation. Évaluer les projets voisins en développement et privilégier les sites disposant de capacité réseau disponible. Diversifier les portefeuilles entre régions pour réduire l’exposition aux contraintes locales, désormais similaires dans le NEM et le WEM.
• Sécuriser une plus grande certitude. Les REZ de NSW et du Victoria offrent des objectifs de limitation en échange d’une compétition sur la préparation et les bénéfices système. Ailleurs, les Dedicated Network Assets peuvent fournir une priorité d’accès locale, tandis que les crédits de capacité du WEM offrent une certaine protection contre les projets voisins.