​Nos últimos dois anos, a capacidade no pipeline de conexões do NEM aumentou 79%, chegando a 80,9 GW: mais que o dobro da demanda máxima.

Tanto o pipeline de conexões quanto a própria rede estão cada vez mais congestionados. Desenvolvedores em todo o NEM e WEM enfrentam potenciais atrasos e cortes de produção, trazendo riscos financeiros.

Este artigo explica o processo de conexão, os custos envolvidos e os direitos de acesso no Mercado Nacional de Eletricidade da Austrália (NEM) e no Mercado Atacadista de Eletricidade (WEM), além de mostrar como as Zonas de Energia Renovável (REZs) estão mudando os riscos de conexão no NEM.

Principais pontos

• A prontidão para conexão importa mais do que a posição na fila. As solicitações no NEM são avaliadas em paralelo, enquanto o WEM prioriza projetos prontos para conectar.
• Os projetos estão levando mais tempo para conectar, mesmo com prazos exigidos para NSPs e AEMO. O tempo médio da fase de implementação no NEM subiu para 20,3 meses.
• Conexões à rede são um custo de capital significativo. Os custos físicos de conexão variam de A$330–680 mil/MW, com projetos de maior capacidade aproveitando economias de escala.
• Conectar não garante a capacidade de exportar. O NEM e o WEM deixam projetos expostos a cortes não compensados à medida que novas capacidades vizinhas se conectam.
• Os direitos de acesso REZ oferecem maior previsibilidade de cortes e alocam as conexões diretamente.

O NEM não tem ordem formal enquanto o WEM possui uma fila

O NEM opera sob regras de acesso aberto, sem fila formal de conexão. Segundo as Regras Nacionais de Eletricidade (NER), cada projeto tem direito a negociar conexão com seu provedor de serviços de rede (NSP). NSPs e AEMO podem avaliar múltiplas solicitações em paralelo.

O WEM funciona de forma diferente. A Western Power mantém uma fila sequencial única. Desde maio de 2024, projetos prontos para conexão e de importância para o Estado recebem prioridade, com rankings atualizados mensalmente. Projetos que não atingem marcos de prontidão podem perder sua posição.

Prazos excedem os limites regulatórios

De acordo com as NER, os prazos de resposta exigidos das TNSPs e da AEMO somam 80 dias na fase de solicitação, incluindo aconselhamento e aceitação/rejeição de padrões de desempenho. Mesmo assim, a fase de solicitação leva em média 8 meses para ser concluída.

Não há prazos para acordos de conexão, fechamento financeiro ou construção. A duração mediana dessa fase de implementação do proponente quase triplicou, de 6,5 meses em junho de 2024 para 20,3 meses em junho de 2026.

A causa exata do aumento nos prazos ainda não está clara, mas condições financeiras mais restritivas e aumento da carga de trabalho podem contribuir. Investidores e desenvolvedores também enfrentam atrasos do próprio processo. Os prazos começam apenas após o envio do pacote completo de modelos, e revisões, como alteração de capacidade ou inclusão de bateria em resposta ao mercado, podem reiniciar o cronômetro.

Quais são os custos para conectar?

Todos os projetos pagam pela conexão direta

Os ativos devem pagar pela conexão direta à rede e podem arcar com reforços mais amplos que beneficiam seu projeto e outros. Os ativos de conexão direta incluem as linhas do projeto até a rede existente e atualizações em subestações que permitem a nova ligação. Os projetos também precisam pagar ou corrigir a força do sistema no NEM. Veja a pesquisa da Modo Energy sobre como inversores formadores de rede podem gerenciar a força do sistema de forma econômica.

O aumento dos custos de conexão, o congestionamento do pipeline e a queda do Capex dos ativos reforçaram a viabilidade de projetos híbridos. Com mediana de $350 mil/MW, os custos de conexão acrescentam 25–29% ao Capex de projetos solares e baterias isolados. A co-localização dilui esses custos entre vários ativos, impulsionando um aumento de três vezes nos projetos compartilhando conexões, de 4,8 GW em setembro de 2024 para 15,0 GW em setembro de 2026.

Os custos físicos de conexão de $330–680 mil/MW também superam as taxas de desenvolvimento, especialmente para projetos maiores. A Powerlink cobra $44 mil por consulta e $550 mil por solicitação, e desenvolvedores às vezes dobram esse valor para reduzir riscos. Para um projeto de 250 MW, que agora é o tamanho mediano do pipeline, a construção representa a maior parte dos gastos com conexão, mesmo que o desenvolvimento leve tanto tempo quanto.

Projetos podem contribuir para a rede para garantir a produção alvo

Se a rede além do ponto de conexão precisar de melhorias para que o ativo atinja sua produção alvo, ou se os custos de conexão ultrapassarem certo limite, os desenvolvedores podem contribuir para ampliar a rede.

No NEM, projetos podem financiar voluntariamente a infraestrutura além da conexão direta por meio de Ativos Compartilhados de Usuário Identificado (IUSA) e Ativos de Rede Dedicados (DNA). Em MacIntyre, Queensland, 1 GW em projetos eólicos financiou uma linha de transmissão de 40 km e duas estações de manobra via pagamento anual de $9,2 milhões à Powerlink. Projetos futuros podem se conectar e compartilhar os custos, enquanto os parques eólicos fundadores mantêm acesso prioritário aos ativos que financiaram.

O WEM cobra diretamente pela rede compartilhada. A partir de outubro de 2026, novas conexões de 10 MW ou mais pagam uma taxa fixa de $100 mil/MW. Para o parque eólico e bateria Yathroo da Neoen, isso representa A$42–62 milhões. Antes, o primeiro projeto em uma área restrita pagava por toda a ampliação.

Como os ativos acessam a rede depois?

Nem o NEM nem o WEM garantem acesso firme à rede. Quando restrições limitam o despacho, os geradores perdem produção sem compensação. O WEM adotou essa abordagem em outubro de 2023, substituindo um modelo que geralmente planejava produção total e compensava cortes, com exceções para conexões flexíveis.

A usina solar Walla Walla, no sul de New South Wales, ilustra o risco de receita. Desde o início das exportações em outubro de 2024, restrições de rede associadas a dois projetos vizinhos cortaram 38% de sua produção potencial. Walla Walla tem um PPA de 15 anos com a Microsoft e uma meta de geração de 720 GWh anuais, mas produziu apenas 444 GWh em 2025/26.

Os projetos vizinhos avançaram no planejamento e solicitações de conexão junto com Walla Walla, tornando seu desenvolvimento visível antes do investimento.

A exposição à rede persiste após a conexão, aumentando o interesse em locais com capacidade ociosa de usinas aposentadas. 650 MW de BESS já foram construídos ou comprometidos em torno da antiga usina a carvão Hazelwood (1,6 GW), com mais 1,9 GW anunciados.

Zonas de Energia Renovável estão mudando o acesso e o risco de congestionamento

Zonas de Energia Renovável (REZ) em New South Wales e Victoria substituem o "acesso aberto" das NER dentro das REZs por um controle estatal, enquanto Queensland, South Australia e o WEM não anunciaram planos para essas zonas. A REZ muda o processo de duas formas principais:

1. Como o corte é gerenciado. Em vez de enfrentar cortes futuros incertos, titulares de direitos conectam-se dentro de um orçamento de cortes. NSW prevê cerca de 4,4% em Central-West Orana e 4,9% no rascunho de New England.
2. O que os projetos otimizam. Agora, projetos são avaliados explicitamente pelo benefício ao sistema, comunidade e Povos Originários, prontidão para entrega e compatibilidade com a rede planejada.

Na REZ do Sudoeste de NSW, mais de 19 GW disputaram um limite de 3,98 GW. O leilão concedeu 3,56 GW porque mais quebraria o orçamento de cortes. Todos os projetos que divulgaram propostas, inclusive os vencedores, eram renováveis combinados com armazenamento. Híbridos oferecem mais benefícios ao sistema para a pontuação e otimizam os ativos de conexão conquistados.

Mesmo nas REZs, cumprir o orçamento de cortes depende da entrega da nova rede no prazo. Oposição política recente ao VNI West link pode ameaçar a produção total dos vencedores da REZ do Sudoeste. A linha de 500 kV fortaleceria a ligação com os centros de demanda de Victoria. O regime próprio de Victoria prevê início em julho de 2027. Projetos fora das REZs precisarão de uma Autoridade de Impacto na Rede, comprovando que não vão sobrecarregar os titulares de REZ.

Queensland segue caminho oposto. Seus Centros Regionais de Energia continuam com acesso aberto e não firme. South Australia também não tem planos divulgados para REZ.

Três formas de gerenciar o risco de conexão à rede

• Maximize a utilização da conexão. Ativos maiores e co-localizados diluem custos de conexão e usam o acesso escasso de forma mais eficiente no NEM e no WEM.
• Diversifique a exposição a cortes. Avalie projetos vizinhos em desenvolvimento e prefira locais com capacidade de rede disponível. Espalhe portfólios por regiões para reduzir a exposição a restrições locais, que agora se aplicam de forma semelhante no NEM e no WEM.
• Garanta maior previsibilidade. Os regimes REZ de New South Wales e Victoria oferecem mais segurança, mas os desenvolvedores devem competir em prontidão e benefícios sistêmicos. Fora desses estados, projetos podem garantir prioridade local por meio de Ativos de Rede Dedicados.