​Nos últimos dois anos, a capacidade na fila de conexões do NEM aumentou 79%, chegando a 80,9 GW: mais que o dobro da demanda máxima.

Tanto a fila de conexões quanto a própria rede estão cada vez mais congestionadas. Desenvolvedores em todo o NEM e WEM enfrentam possíveis atrasos e cortes de geração, o que representa riscos financeiros.

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

Principais pontos

• Estar pronto para conectar importa mais do que a posição na fila. No NEM, os pedidos são avaliados em paralelo, enquanto o WEM prioriza projetos prontos para conexão.
• Os projetos estão levando mais tempo para se conectar, mesmo com prazos obrigatórios para as NSPs e a AEMO. O tempo mediano da etapa de implementação no NEM subiu para 20,3 meses.
• Conectar à rede é um grande custo de capital. Os custos físicos de conexão variam de A$330–680 mil/MW, com projetos de maior capacidade se beneficiando de economias de escala.
• Conectar não garante o direito de exportar energia. O NEM e o WEM deixam projetos sujeitos a cortes não compensados à medida que novas capacidades vizinhas se conectam.
• Os direitos de acesso nas REZs oferecem mais previsibilidade sobre cortes e alocam conexões diretamente.

Prontidão é prioridade nas conexões do NEM e WEM

O NEM opera sob regras de acesso aberto, sem uma fila formal de conexão. Pelas Regras Nacionais de Eletricidade (NER), cada projeto tem o direito de negociar a conexão com seu provedor de serviço de rede (NSP). NSPs e a AEMO podem avaliar vários pedidos em paralelo, o que significa que projetos que solicitam depois podem se conectar antes.

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

Prazos ultrapassam limites regulatórios

Pelas NER, os prazos obrigatórios de resposta das TNSPs e da AEMO somam 80 dias na etapa de pedido, entre aconselhamento e aceitação/rejeição dos padrões de desempenho. Mesmo assim, a etapa de pedido leva em média 8 meses para ser concluída.

A etapa de implementação tem levado ainda mais tempo em projetos recentes. Sem prazos regulatórios para acordos de conexão, fechamento financeiro ou construção, sua duração mediana quase triplicou: de 6,5 meses em junho de 2024 para 20,3 meses em junho de 2026.

Os prazos também podem se estender quando desenvolvedores revisam seus projetos para se adequar ao mercado ou às exigências da rede. Os períodos regulatórios só começam após o envio de um pacote completo de modelos, enquanto mudanças de capacidade ou tecnologia podem exigir nova avaliação.

Quais são os custos para conectar?

Todos os projetos pagam pela conexão direta

Os desenvolvedores pagam pela infraestrutura que conecta seus projetos à rede existente, incluindo linhas de transmissão e modernização de subestações. Projetos no NEM também devem pagar encargos de robustez do sistema ou fornecer sua própria solução. Veja a pesquisa da Modo Energy sobre como inversores formadores de rede podem gerenciar a robustez do sistema de forma econômica.

Esses custos fortalecem o argumento para co-localização. Com mediana de A$350 mil/MW, as conexões aumentam em 25–29% o Capex de usinas solares e baterias isoladas. Compartilhar uma conexão distribui os custos entre vários ativos e permite o uso da mesma infraestrutura. A capacidade de projetos compartilhando conexões triplicou: 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 em projetos maiores. A Powerlink cobra $75–125 mil por consulta e $555 mil por pedido de projeto.

Projetos podem contribuir para a rede para atingir a geração alvo

Se a rede além do ponto de conexão precisar de melhorias para o ativo atingir a geração desejada ou acima de certo custo de conexão, os desenvolvedores podem contribuir para a expansão da rede.

No NEM, projetos podem financiar voluntariamente infraestrutura além da conexão direta por meio de Ativos Compartilhados de Usuário Identificado (IUSA) e Ativos de Rede Dedicada (DNA). Em MacIntyre, Queensland, 1 GW de projetos eólicos financiaram uma linha de transmissão de 40 km e duas subestações, com pagamento anual de $9,2 milhões à Powerlink. Projetos posteriores podem se conectar e dividir os custos, enquanto os parques eólicos fundadores mantêm prioridade de acesso aos ativos que financiaram.

No WEM, cobra-se diretamente pela rede compartilhada. A partir de outubro de 2026, novas conexões de 10 MW ou mais pagam valor fixo de $100 mil/MW. Para o parque eólico e bateria Yathroo da Neoen, isso representa A$42–62 milhões. Antes, o primeiro projeto em área congestionada arcava sozinho com o custo do reforço.

Como os ativos acessam a rede depois?

Apesar dos custos iniciais, nem o NEM nem o WEM garantem acesso firme à rede. Quando restrições na rede limitam o despacho, os geradores perdem produção sem compensação.

O WEM adotou essa abordagem em outubro de 2023, deixando o antigo sistema que assumia operação plena dos geradores e compensava cortes. Geradores existentes ainda têm prioridade para pagamentos de capacidade, com a rede alocando capacidade a eles antes de novos entrantes.

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 na rede, ligadas a dois projetos vizinhos, cortaram 38% do potencial de geração. Walla Walla possui PPA de 15 anos com a Microsoft e uma meta de geração de 720 GWh anuais, mas gerou apenas 444 GWh no exercício 2025/26.

Os projetos vizinhos avançaram em planejamento e pedidos de conexão paralelamente ao Walla Walla, tornando seu desenvolvimento visível antes do investimento.

A exposição à rede persiste após a conexão, estimulando interesse em locais com capacidade ociosa de usinas aposentadas. Já foram construídos ou comprometidos 650 MW de BESS no antigo complexo a carvão Hazelwood (1,6 GW), com mais 1,9 GW anunciados.

Zonas de Energia Renovável mudam riscos de acesso e congestionamento

New South Wales e Victoria buscam gerenciar riscos de congestionamento controlando quais projetos podem se conectar e quanto corte podem sofrer. As Zonas de Energia Renovável (REZ) nesses estados substituem o “acesso aberto” das NER dentro das REZs por um processo de seleção estadual. Queensland, South Australia e o WEM ainda não anunciaram planos para essas zonas.

As REZs mudam o processo de duas formas principais:

1. Como o corte é gerenciado. Em vez de enfrentar cortes futuros desconhecidos, titulares de direitos se conectam dentro de um orçamento de corte. NSW mira cerca de 4,4% em Central-West Orana e 4,9% no draft de New England.
2. O que os projetos otimizam. Agora, projetos são avaliados explicitamente pelo benefício ao sistema, comunidade e povos originários, sua prontidão 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 romperiam o orçamento de corte. Todos os projetos com propostas públicas, inclusive os vencedores, eram híbridos de renováveis e armazenamento. Híbridos trazem mais benefícios ao sistema e otimizam a conexão.

Mesmo nas REZs, cumprir o orçamento de corte depende da entrega da nova rede no prazo. Oposição política recente ao linhão VNI West pode ameaçar a geração plena dos vencedores do Sudoeste. A linha de 500 kV reforçaria a conexão com os centros de demanda de Victoria. O regime próprio de Victoria mira início em julho de 2027. Projetos fora das REZs precisarão de Autoridade de Impacto na Rede para provar que não vão prejudicar titulares de REZ.

Três formas de gerenciar riscos de conexão à rede

• Maximize o uso da conexão. Ativos maiores e co-localizados distribuem custos e usam melhor o acesso escasso à rede no NEM e WEM.
• Diversifique a exposição a cortes. Avalie projetos vizinhos em desenvolvimento e prefira locais com capacidade disponível. Espalhe o portfólio por regiões para reduzir exposição a restrições locais, que agora afetam NEM e WEM de forma semelhante.
• Garanta mais previsibilidade. As REZs de New South Wales e Victoria oferecem metas de corte em troca de competição por prontidão e benefícios sistêmicos. Em outros lugares, Ativos de Rede Dedicada podem dar prioridade local, enquanto créditos de capacidade do WEM oferecem proteção contra projetos vizinhos.