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

Le pipeline de raccordement ainsi que le réseau lui-même sont de plus en plus saturés. Les développeurs sur le NEM et le WEM font face au risque de retards et de limitations 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 l’impact des Renewable Energy Zones (REZ) sur les risques de raccordement dans le NEM.

Points clés à retenir

• La préparation au raccordement compte plus que la position dans la file d’attente. Les demandes NEM sont évaluées en parallèle, tandis que le WEM privilégie les projets prêts à se connecter.
• Les projets mettent plus de temps à se raccorder malgré les délais réglementaires imposés aux NSP et à l’AEMO. La durée médiane de la phase de mise en œuvre dans le NEM atteint désormais 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 A$/MW, les projets de 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 de nouvelles capacités voisines se connectent.
• Les droits d’accès REZ apportent plus de visibilité sur les limitations et attribuent directement les raccordements.

Le NEM n’a pas d’ordre formel, le WEM fonctionne avec une file d’attente

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 fournisseur de services réseau (NSP). Les NSP et l’AEMO peuvent évaluer plusieurs demandes en parallèle.

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

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, entre conseils et acceptation/rejet des standards de performance. Pourtant, cette phase prend en médiane 8 mois.

Aucune échéance ne régit la signature des accords de raccordement, la clôture financière ou la construction. La durée médiane de cette phase de mise en œuvre par le porteur de projet a presque triplé, passant de 6,5 mois en juin 2024 à 20,3 mois en juin 2026.

La cause exacte de l’allongement des délais reste floue, mais des conditions de financement plus strictes et une charge de travail accrue pourraient y contribuer. Les investisseurs et développeurs subissent aussi des retards liés au processus lui-même. Les délais ne débutent qu’après la soumission du dossier complet, et toute modification (changement de capacité, ajout de batterie en réponse au marché) peut réinitialiser l’horloge.

Quels sont les coûts de raccordement ?

Tous les projets paient leur raccordement direct

Les actifs doivent payer leur raccordement direct au réseau et peuvent aussi contribuer au renforcement du réseau au sens large, ce qui profite à leur projet et à d’autres. Les actifs de raccordement direct incluent les lignes reliant le projet au réseau existant et les mises à niveau des postes électriques permettant l’intégration de la nouvelle ligne. Les projets doivent également payer ou compenser la robustesse du système dans le NEM. Voir l’étude de Modo Energy sur la gestion rentable de la robustesse du système via des onduleurs grid-forming.

La hausse des coûts de raccordement, la congestion du pipeline et la baisse des Capex des actifs renforcent l’intérêt pour les projets hybrides. Avec une médiane de 350 000 $/MW, les coûts de raccordement augmentent de 25 à 29 % le Capex d’une centrale solaire ou batterie seule. La colocalisation répartit ces coûts sur plusieurs actifs, expliquant le triplement des projets partageant un raccordement : de 4,8 GW en septembre 2024 à 15,0 GW en septembre 2026.

Les coûts physiques de raccordement (330 000 à 680 000 $/MW) dépassent largement les frais de développement, surtout pour les grands projets. Powerlink facture 44 000 $ par demande d’information et 550 000 $ par demande de raccordement, les développeurs doublant parfois ces montants pour sécuriser le processus. Pour un projet de 250 MW (médiane du pipeline solaire NEM), la construction représente la majeure partie des dépenses de raccordement, bien que le développement puisse être tout aussi long.

Les projets peuvent contribuer au réseau pour garantir leur production cible

Si le réseau au-delà du point de raccordement doit être renforcé pour atteindre la production cible, ou si les coûts dépassent un certain seuil, les développeurs peuvent contribuer à la construction du réseau plus large.

Dans le NEM, les projets peuvent financer volontairement des infrastructures réseau au-delà de leur raccordement direct via les Identified User Shared Assets (IUSA) et Dedicated Network Assets (DNA). À MacIntyre (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 $ à Powerlink. D’autres projets peuvent ensuite se raccorder et partager les coûts, tandis que les premières fermes éoliennes conservent un accès prioritaire aux infrastructures financées.

Le WEM facture directement le réseau partagé. À partir d’octobre 2026, les nouveaux raccordements de 10 MW ou plus paieront un montant fixe de 100 000 $/MW. Pour le parc éolien et la batterie Yathroo de Neoen, cela représente 42 à 62 millions A$. Auparavant, le premier projet d’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. En cas de contrainte, les producteurs perdent de la production sans compensation.

Le WEM a adopté cette approche en octobre 2023, abandonnant le système précédent qui supposait que les producteurs pouvaient fonctionner à pleine puissance et étaient indemnisés en cas de limitation. Les producteurs existants conservent la priorité pour les paiements de capacité, le réseau leur attribuant la capacité avant les nouveaux entrants.

Le parc solaire Walla Walla, dans le sud de la Nouvelle-Galles du Sud, illustre le risque sur les revenus énergétiques. Depuis le début de l’export en octobre 2024, les contraintes 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/an, mais n’a généré que 444 GWh en 2025/26.

Les projets voisins ont avancé en parallèle des démarches de planification et de raccordement de Walla Walla, rendant leur développement visible avant l’investissement.

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

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

La Nouvelle-Galles du Sud et Victoria cherchent à gérer les risques de congestion en contrôlant quels projets peuvent se connecter et le niveau de limitation qu’ils subissent. Les Renewable Energy Zones (REZ) de ces États remplacent l’« accès ouvert » des NER à l’intérieur des REZ par une gestion étatique des raccordements. Le Queensland, l’Australie-Méridionale et le WEM n’ont pas annoncé de plans similaires.

Les REZ modifient le processus de deux façons principales :

1. Gestion des limitations. Plutôt que de faire face à des limitations imprévisibles, les détenteurs de droits se connectent dans le cadre d’un budget de limitation. La Nouvelle-Galles du Sud vise environ 4,4 % dans la zone Central-West Orana et 4,9 % dans le projet New England.
2. Critères d’optimisation des projets. Les projets sont désormais jugés explicitement sur leur contribution au système, à la communauté et aux peuples autochtones, leur niveau de préparation et leur adéquation au réseau planifié.

Dans la REZ South West de NSW, plus de 19 GW ont candidaté pour une limite de 3,98 GW. L’enchère a attribué 3,56 GW, car dépasser ce seuil aurait excédé le budget de limitation. Tous les projets ayant publié leur candidature, y compris les lauréats, associaient renouvelables et stockage. Les hybrides offrent plus de bénéfices système pour le scoring et optimisent la capacité de raccordement obtenue.

Même dans les REZ, le respect des budgets 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 REZ South West. Cette ligne 500 kV devait renforcer la connexion avec les centres de demande du Victoria. Le Victoria vise un démarrage en juillet 2027. Les projets hors REZ devront à l’avenir obtenir une Grid Impact Authority prouvant qu’ils ne sur-limiteront pas les détenteurs REZ.

Trois leviers pour gérer le risque de raccordement au réseau

• Maximiser l’utilisation du raccordement. Les actifs plus grands et colocalisés répartissent les coûts sur plus de capacité et optimisent l’utilisation de l’accès au réseau dans le NEM et le WEM.
• Éviter la concentration du risque de limitation. Évaluer les projets voisins en développement et privilégier les sites disposant de capacité résiduelle. Diversifier les portefeuilles entre régions pour limiter l’exposition aux contraintes locales, qui s’appliquent désormais de façon similaire dans le NEM et le WEM.
• Sécuriser une plus grande visibilité. Les REZ de NSW et Victoria proposent des objectifs de limitation en échange d’une compétition sur la préparation et les bénéfices système. Ailleurs, les Dedicated Network Assets offrent une priorité d’accès locale, tandis que les crédits de capacité du WEM protègent partiellement contre les projets voisins.