Negli ultimi due anni, la capacità nella pipeline delle connessioni alla rete NEM è aumentata del 79%, raggiungendo 80,9 GW: più del doppio della domanda di picco.

Sia la pipeline delle connessioni che la rete stessa sono sempre più congestionate. Gli sviluppatori nel NEM e nel WEM si trovano ad affrontare potenziali ritardi e limitazioni della produzione, con conseguenti rischi finanziari.

Questo articolo spiega il processo di connessione, i costi coinvolti e i diritti di accesso nel National Electricity Market (NEM) e nel Wholesale Electricity Market (WEM) australiani, e come le Renewable Energy Zones (REZ) stanno cambiando i rischi di connessione nel NEM.

Punti chiave

• La prontezza alla connessione conta più della posizione in coda. Le domande NEM vengono valutate in parallelo, mentre il WEM dà priorità ai progetti già pronti alla connessione.
• I progetti impiegano più tempo per connettersi, nonostante i tempi di risposta richiesti per NSP e AEMO. La durata mediana della fase di implementazione del NEM è salita a 20,3 mesi.
• Le connessioni di rete rappresentano un costo capitale rilevante. I costi di connessione fisica variano da 330.000 a 680.000 A$/MW, con i progetti di maggiore capacità che beneficiano di economie di scala.
• La connessione non garantisce la possibilità di esportare energia. NEM e WEM espongono i progetti a limitazioni non compensate man mano che si collegano nuove capacità vicine.
• I diritti di accesso REZ offrono maggiore certezza sulle limitazioni e assegnano le connessioni direttamente.

La prontezza è prioritaria nelle connessioni NEM e WEM

Il NEM opera secondo regole di accesso aperto, senza una coda formale di connessione. In base alle National Electricity Rules (NER), ogni progetto ha il diritto di negoziare la connessione con il proprio gestore di rete (NSP). NSP e AEMO possono valutare più domande in parallelo, quindi progetti che presentano domanda più tardi possono connettersi prima.

Il WEM funziona in modo diverso. Western Power gestisce una sola coda sequenziale. Da maggio 2024, i progetti di rilevanza statale pronti alla connessione ricevono priorità, con classifiche aggiornate mensilmente. I progetti che non rispettano le tappe rischiano di perdere la propria posizione.

I tempi superano le scadenze regolatorie

Secondo le NER, i tempi di risposta richiesti da TNSP e AEMO ammontano a 80 giorni nella fase di richiesta, tra consulenza e accettazione/rifiuto degli standard di prestazione. Tuttavia, la fase di richiesta richiede in media 8 mesi per essere completata.

La fase di implementazione ha richiesto più tempo per i progetti recenti. In assenza di scadenze regolatorie per gli accordi di connessione, la chiusura finanziaria o la costruzione, la durata mediana è quasi triplicata: da 6,5 mesi a giugno 2024 a 20,3 mesi a giugno 2026.

I tempi delle domande possono allungarsi anche quando gli sviluppatori modificano i progetti per adeguarsi alle condizioni di mercato o ai requisiti della rete. I tempi di risposta regolatori partono solo dopo la presentazione di un pacchetto modello completo, mentre modifiche a capacità o tecnologia possono richiedere una nuova valutazione.

Quali sono i costi di connessione?

Tutti i progetti pagano la propria connessione diretta

Gli sviluppatori pagano l’infrastruttura che collega i loro progetti alla rete esistente, incluse linee di trasmissione e aggiornamenti alle sottostazioni. I progetti NEM devono anche pagare oneri per la robustezza del sistema o fornire soluzioni proprie. Consulta la ricerca di Modo Energy su come gli inverter grid-forming possono gestire la robustezza di sistema in modo conveniente.

Questi costi rafforzano la convenienza della co-locazione. Con una mediana di 350.000 A$/MW, le connessioni aggiungono il 25–29% al Capex di impianti fotovoltaici e batterie stand-alone. Condividere una connessione permette di ripartire i costi su più asset e di utilizzare la stessa infrastruttura. La capacità di progetti che condividono la connessione è triplicata, da 4,8 GW a settembre 2024 a 15,0 GW a settembre 2026.

I costi fisici di connessione di 330.000–680.000 $/MW superano di molto le fee di sviluppo, soprattutto per i progetti più grandi. Powerlink applica 75.000–125.000 $ per richiesta e 555.000 $ per domanda di progetto.

I progetti possono contribuire alla rete per sostenere la produzione target

Se la rete oltre il punto di connessione necessita di aggiornamenti affinché l’asset raggiunga la produzione target o superi un certo costo di connessione, gli sviluppatori possono contribuire alla costruzione della rete più ampia.

Nel NEM, i progetti possono finanziare volontariamente infrastrutture di rete oltre la connessione diretta tramite Identified User Shared Assets (IUSA) e Dedicated Network Assets (DNA). A MacIntyre, nel Queensland, 1 GW di progetti eolici ha finanziato una linea di trasmissione di 40 km e due stazioni di commutazione con un pagamento annuale di 9,2 milioni di dollari a Powerlink. I progetti successivi possono collegarsi e condividere i costi, mentre i parchi eolici fondatori mantengono l’accesso prioritario agli asset finanziati.

Il WEM addebita invece direttamente la rete condivisa. Da ottobre 2026, le nuove connessioni da 10 MW o più pagano un costo fisso di 100.000 $/MW. Per il parco eolico e batteria Yathroo di Neoen, ciò equivale a 42–62 milioni di A$. In precedenza, il primo progetto in un’area congestionata sosteneva tutto il costo dell’upgrade.

Come accedono poi gli asset alla rete?

Nonostante i costi iniziali, né il NEM né il WEM garantiscono un accesso fermo alla rete. Quando i vincoli di rete limitano la produzione, i generatori perdono output senza compensazione.

Il WEM ha introdotto questo approccio nell’ottobre 2023, abbandonando un sistema che generalmente presumeva che i generatori potessero operare a piena produzione e li compensava in caso di limitazione. I generatori esistenti mantengono la priorità per i pagamenti di capacità, con la rete che assegna la capacità prima a loro rispetto ai nuovi entranti.

Il parco fotovoltaico Walla Walla nel sud del New South Wales illustra il rischio di ricavi energetici. Da quando ha iniziato a esportare nell’ottobre 2024, i vincoli di rete dovuti a due progetti vicini hanno limitato il 38% della produzione potenziale. Walla Walla ha un PPA di 15 anni con Microsoft e un obiettivo di generazione dichiarato di 720 GWh annui, ma ha generato solo 444 GWh nell’anno fiscale 2025/26.

I progetti vicini sono avanzati nella pianificazione e nelle domande di connessione insieme a Walla Walla, rendendo visibile il loro sviluppo prima dell’investimento.

L’esposizione ai rischi di rete persiste dopo la connessione, aumentando l’interesse per siti con capacità residua da impianti dismessi. 650 MW di BESS sono stati realizzati o previsti intorno alla ex centrale a carbone Hazelwood da 1,6 GW, con altri 1,9 GW annunciati.

Le Renewable Energy Zones stanno cambiando i rischi di accesso e congestione

Nuovo Galles del Sud e Victoria stanno cercando di gestire i rischi di congestione controllando quali progetti possono connettersi e quanta limitazione possono subire. Le Renewable Energy Zones (REZ) in questi stati sostituiscono l’“open access” delle NER all’interno delle REZ con un sistema statale di selezione delle connessioni. Queensland, South Australia e il WEM non hanno ancora annunciato piani per queste zone.

Le REZ cambiano il processo in due modi principali:

1. Come viene gestita la limitazione. Invece di affrontare limitazioni future sconosciute, i titolari di diritti si connettono entro un budget di limitazione. Il NSW prevede circa il 4,4% nella Central-West Orana e il 4,9% nella bozza del New England.
2. Su cosa ottimizzano i progetti. Ora i progetti vengono valutati esplicitamente in base al beneficio per sistema, comunità e popolazioni indigene, alla prontezza di realizzazione e all’integrazione nella rete pianificata.

Nella South West REZ del NSW, oltre 19 GW hanno partecipato per un tetto di 3,98 GW. L’asta ha assegnato 3,56 GW perché superare tale soglia avrebbe violato il budget di limitazione. Tutti i progetti che hanno reso pubblica la propria offerta, vincitori inclusi, erano asset rinnovabili e di accumulo combinati. Gli ibridi offrono maggiori benefici di sistema per il punteggio e ottimizzano la connessione.

Anche nel caso delle REZ, il rispetto dei budget di limitazione dipende dalla realizzazione puntuale della nuova rete. Recenti opposizioni politiche al collegamento VNI West potrebbero mettere a rischio la piena produzione dei vincitori della South West REZ. La linea a 500kV era prevista per rafforzare la connessione ai centri di domanda del Victoria. Il regime del Victoria mira a partire da luglio 2027. In futuro, i progetti fuori dalle REZ dovranno ottenere una Grid Impact Authority, dimostrando di non causare eccessiva limitazione agli asset REZ.

Tre strategie per gestire il rischio di connessione alla rete

• Massimizzare l’utilizzo della connessione. Asset più grandi e co-localizzati ripartiscono i costi di connessione su maggiore capacità e usano più efficacemente l’accesso limitato alla rete nel NEM e WEM.
• Diversificare l’esposizione alla limitazione. Valutare i progetti vicini in sviluppo e privilegiare siti con capacità di rete residua. Diversificare i portafogli tra regioni riduce l’esposizione ai vincoli locali, che ora si applicano in modo simile in NEM e WEM.
• Ottenere maggiore certezza. Le REZ di NSW e Victoria offrono obiettivi di limitazione in cambio di competizione su prontezza e benefici di sistema. Altrove, le Dedicated Network Assets possono offrire priorità di accesso locale, mentre i crediti di capacità WEM danno una certa protezione dai progetti vicini.