Negli ultimi due anni, la capacità nella pipeline delle connessioni di rete del NEM è aumentata del 79% fino a 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 affrontano il rischio di 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 modificando i rischi di connessione nel NEM.

Punti chiave

• La prontezza alla connessione conta più della posizione in coda. Le domande nel NEM vengono valutate in parallelo, mentre il WEM dà priorità ai progetti pronti alla connessione.
• I progetti impiegano più tempo a connettersi, nonostante le tempistiche richieste per NSP e AEMO. La fase di implementazione mediana nel NEM è salita a 20,3 mesi.
• Le connessioni di rete rappresentano un costo capitale importante. 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. Nel NEM e nel WEM i progetti sono esposti a limitazioni non compensate man mano che si collegano nuove capacità nelle vicinanze.
• I diritti di accesso REZ offrono maggiore certezza sulle limitazioni e assegnano direttamente le connessioni.

Il NEM non ha un ordine formale mentre il WEM ha una coda

Il NEM opera secondo regole di accesso aperto, senza una coda formale di connessione. Secondo le National Electricity Rules (NER), ogni progetto ha il diritto di negoziare la connessione con il proprio fornitore di servizi di rete (NSP). NSP e AEMO possono valutare più domande in parallelo.

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

I tempi superano le scadenze normative

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

Nessuna scadenza regola gli accordi di connessione, la chiusura finanziaria o la costruzione. La durata mediana di questa fase di implementazione del proponente è quasi triplicata, passando da 6,5 mesi a giugno 2024 a 20,3 mesi a giugno 2026.

La causa precisa dei tempi più lunghi non è chiara, ma condizioni di finanziamento più rigide e carichi di lavoro crescenti potrebbero contribuire. Investitori e sviluppatori subiscono ritardi anche dal processo stesso. Le scadenze iniziano solo dopo la consegna del pacchetto modello completo e le revisioni, come la modifica della capacità o l’aggiunta di una batteria in risposta alle condizioni di mercato, possono azzerare i tempi.

Quali sono i costi di connessione?

Tutti i progetti pagano per la propria connessione diretta

Gli asset devono pagare la propria connessione diretta alla rete e possono contribuire a potenziamenti più ampi della rete che avvantaggiano sia il loro progetto che altri. Gli asset di connessione diretta includono le linee dal progetto alla rete esistente e gli aggiornamenti delle sottostazioni per collegare la nuova linea. I progetti devono anche pagare o correggere la forza del sistema nel NEM. Consulta la ricerca di Modo Energy su come gli inverter grid-forming possano gestire in modo efficace i costi di sistema.

L’aumento dei costi di connessione, la congestione della pipeline e la riduzione dei Capex degli asset hanno rafforzato la convenienza dei progetti ibridi. Con una mediana di 350.000 $/MW, i costi di connessione aggiungono il 25–29% ai Capex di impianti solari e batterie stand-alone. La co-localizzazione distribuisce questi costi su più asset, favorendo un triplicarsi dei progetti che condividono la connessione, 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 anche le tariffe di sviluppo, soprattutto per i progetti più grandi. Powerlink applica 44.000 $ per richiesta e 550.000 $ per domanda, con gli sviluppatori che talvolta raddoppiano queste spese per ridurre i rischi. Per un progetto da 250 MW, la mediana della pipeline solare del NEM, la costruzione rappresenta la maggior parte della spesa di connessione, anche se lo sviluppo può richiedere altrettanto tempo.

I progetti possono contribuire alla rete per sostenere la produzione obiettivo

Se la rete oltre il punto di connessione necessita di potenziamenti affinché l’asset raggiunga la produzione target, o se i costi di connessione superano un certo livello, 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, in Queensland, 1 GW di progetti eolici ha finanziato una linea di trasmissione di 40 km e due stazioni di commutazione tramite un pagamento annuo di 9,2 milioni di dollari a Powerlink. Progetti successivi possono connettersi e condividere i costi, mentre i primi impianti eolici mantengono l’accesso prioritario alle infrastrutture finanziate.

Il WEM addebita direttamente la rete condivisa. Da ottobre 2026, le nuove connessioni da 10 MW o più pagano una quota fissa di 100.000 $/MW. Per il parco eolico e la batteria Yathroo di Neoen, ciò equivale a 42–62 milioni di dollari australiani. In precedenza, il primo progetto in un’area congestionata pagava per l’intero potenziamento.

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 pieno regime e venissero pagati in caso di limitazioni. I generatori esistenti continuano a ricevere la priorità per i pagamenti di capacità, con la rete che assegna loro la capacità prima dei nuovi entranti.

Il parco solare di Walla Walla, nel sud del Nuovo Galles del Sud, illustra il rischio di ricavi energetici. Dall’inizio delle esportazioni nell’ottobre 2024, i vincoli di rete legati 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 nelle fasi di pianificazione e domanda di connessione insieme a Walla Walla, rendendo visibile il loro sviluppo prima dell’investimento.

L’esposizione ai vincoli di rete persiste anche dopo la connessione, aumentando l’interesse per siti con capacità residua da impianti dismessi. 650 MW di BESS sono stati realizzati o programmati presso l’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

Il Nuovo Galles del Sud e il Victoria cercano 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 una selezione gestita a livello statale. Queensland, Australia Meridionale e WEM non hanno annunciato piani per queste zone.

Le REZ modificano il processo in due modi principali:

1. Gestione delle limitazioni. Invece di affrontare limitazioni future sconosciute, i titolari di diritti si connettono all’interno di un budget di limitazione. Il NSW mira a circa il 4,4% nella Central-West Orana e il 4,9% nel draft della New England.
2. Criteri di valutazione dei progetti. I progetti sono ora valutati esplicitamente in base ai benefici per il sistema, la comunità e i First Nations, alla prontezza realizzativa e alla coerenza con la rete pianificata.

Nella South West REZ del NSW, oltre 19 GW hanno partecipato per un limite di 3,98 GW. L’asta ha assegnato 3,56 GW perché superare questa soglia avrebbe sforato il budget di limitazione. Tutti i progetti che hanno reso pubblica la loro candidatura, inclusi i vincitori, erano asset rinnovabili e di accumulo combinati. Gli ibridi offrono maggiori benefici di sistema ai fini della valutazione e ottimizzano le infrastrutture di connessione ottenute.

Anche nel caso delle REZ, il rispetto dei budget di limitazione dipende dalla realizzazione tempestiva delle nuove reti. La recente opposizione politica al collegamento VNI West potrebbe minacciare la piena produzione dei vincitori della South West REZ. La linea a 500 kV era destinata a rafforzare la connessione ai centri di domanda del Victoria. Il regime del Victoria prevede l’avvio a luglio 2027. I progetti fuori dalle REZ dovranno in futuro ottenere una Grid Impact Authority, dimostrando di non causare eccessive limitazioni ai titolari REZ.

Tre strategie per gestire il rischio di connessione alla rete

• Massimizzare l’utilizzo della connessione. Asset più grandi e co-localizzati distribuiscono i costi di connessione su maggiore capacità e utilizzano meglio l’accesso limitato alla rete nel NEM e nel WEM.
• Diversificare l’esposizione alle limitazioni. Valutare i progetti vicini in sviluppo e preferire siti con capacità di rete residua. Diversificare il portafoglio tra le regioni per ridurre l’esposizione ai vincoli locali, che ora si applicano in modo simile nel NEM e nel WEM.
• Assicurare 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 del WEM offrono una certa protezione dai progetti vicini.