​Modo EnergyによるオーストラリアNEMの2026年10月版収益予測が、ターミナルで公開されました。

今回のリリースでは、単独太陽光、単独風力、そして風力と太陽光・バッテリー・両方との組み合わせ、計5つのアセット構成が予測対象に追加されました。また、モデルにおけるネットワークフローの制限方法やバッテリーの入札、長時間蓄電池の年間充電管理方法も変更されています。

送電・需要・コストの入力値は、AEMOの最終2026 ISP、2026 ESOO、CSIROの最終GenCost 2025-26に更新。データセンター、家庭用バッテリー、バッテリーコストに関するModo Energy独自の予測も改訂されています。

今回のリリースでの変更点の詳細は、チェンジログをご覧ください。予測の詳細については、手法の解説やデモのご予約も可能です。

主なアップデート

• 風力・太陽光が予測可能に：単独風力・単独太陽光、そして全てのハイブリッドサイト（風力＋太陽光、風力＋BESS、風力＋太陽光＋BESS）がターミナルで予測できます。
• 送電は安全な転送上限で制限：主要な州内回廊のフローは、ネットワークが信頼できる有事（N-1）でも安全に運用できる上限で制限されます。
• バッテリーは火力発電と競合入札：BESSは、競合する石炭・ガス発電の入札を追従し、市場動向に合わせてオファーを調整します。
• 送電プロジェクトのタイムラインが最終2026 ISPに一致：主な新設線にはHumeLink（2027年）、VNI West（2031年）、QNI Connect（2041年）が含まれます。
• 需要・コストは最新AEMO・CSIROデータに準拠：2030年の基礎需要は7月リリース比で2.4%増、2030年のユーティリティ太陽光CAPEXは39%増です。
• 2050年のデータセンター需要が9%増加：Modo Energyの予測では、2050年に40.1TWhへ（7月リリース時は36.8TWh）。

新機能

風力・太陽光・ハイブリッド構成の予測

10月リリースで、NEM予測に5つのアセット構成が追加されました。つまり、単独風力・単独太陽光に加え、風力・太陽光・BESSのハイブリッド組み合わせも対象です。NEMがハイブリッドやエナジーパークへと移行する中、Modo Energyはプロジェクト全体の収益予測が可能となります。

予測モデルの変更点

安全な転送上限で回廊のフローを制限

予測では、AEMOが定める安全な転送上限を19の回廊（州内ルート含む）に適用。これらはAEMOが公表するフローパス上限で、信頼できる有事（N-1）でもネットワークの安全性を維持するために設定されています。

バッテリーは供給スタックと競合入札

バッテリーは、各州で代替可能な石炭・ガス発電の入札を追従し、わずかに下回る価格でオファーします。日々スタックが変化する中、石炭の閉鎖やガスの価格主導に合わせてオファーが調整され、バッテリーの発電・収益予測も各州の火力発電の動向を反映します。

長時間蓄電池は年間充電計画に従う

揚水発電等の長時間蓄電池は、1年を通した充電計画に従い、毎日前日の終了時点からスタートします。これにより、風力・太陽光の余剰が多い日は蓄電し、需給が逼迫する日は放電することで、価格高騰を緩和します。

充電計画はネットロード（需要－風力－太陽光－流れ込み水力）で決まります。平均以下のネットロード日は蓄電し、最も高い日は放電。放電量は年間ネットロードの80～95パーセンタイルで増加します。

最も逼迫する上位5%の高ネットロード日には、蓄電池を5～95%の容量で満たしておきます。

入力値の変更

送電タイムラインが最新2026 ISPを反映

HumeLink（2027年12月）はシドニー南部へのルートを強化し、VNI West（2031年12月）はビクトリアとニューサウスウェールズをより密接に接続、接続時にはビクトリア・南オーストラリアの価格を低減します。QNI Connectは2041年7月からクイーンズランドとニューサウスウェールズ間の容量を増強します。

需要予測が2026 ESOOに更新

各州の年間消費は、AEMOの2026 ESOO「ステップチェンジ」シナリオに沿い、家庭・事業用消費、電化、大規模産業負荷、LNG、ネットワーク損失を反映。水素生産はESOO「スローグロース」シナリオ、EV充電はAEMO ISPのトレース、屋根上太陽光はAEMOの容量予測を用いています。家庭用バッテリーはModo Energy独自の普及曲線を採用。データセンターを除く消費は、2030年に7月リリース比2.4%増、2050年には7%増です。

データセンター需要はModo Energy独自の予測に基づき、今四半期でさらに上方修正。2030年で15.2TWh、2050年には40.1TWhへと増加し、7月リリース比でそれぞれ7%、9%増です。クイーンズランドと南オーストラリアは、ニューサウスウェールズやビクトリア主導の流れを受け、より大きなシェアを獲得しつつあります。データセンターが地方分散へと移行することで、これらの州で新たな機会が広がっています。

資本コスト予測が最終2025-26 GenCostに更新

2030年のユーティリティ太陽光CAPEXはA$1,351/kWで、7月リリース比39%増。2035-36年にはその差が63%に拡大。CSIROはGHDの最新コストデータを反映し、現状の太陽光コストを上方修正、今後もオーストラリアの設置コスト上昇を見込んでいます。ガスタービンの短期コストは17%上昇、陸上風力はほぼ横ばいです。

BESSのCAPEXは、Modo Energy独自の市場調査と業界フィードバックに基づいています。

ガス・石炭価格が最新先物に更新

2027年のWallumbillaガス先物は平均A$10.74/GJで、7月比5%減。ビクトリアのガスはさらに15%減のA$9.78/GJ。ニューカッスル石炭先物は2027年で6.5%減のUS$139/t。ガス価格の低下は、ガスが価格決定する時間帯の卸電力価格を押し下げ、短期的なバッテリースプレッドを縮小させます。

出力の変化

太陽光と蓄電池が支える再生可能システム

2050年には、太陽光と蓄電池がNEMの229GW導入容量の61%（貯水池水力を除く）を占めます。風力と太陽光の発電割合は、2035年に59%、2050年に78%となり、石炭は現在の21GWから1GW未満に減少します。

2035年までは風力・太陽光のバランスが取れていますが、2050年には風力41%、太陽光37%と風力優勢に（7月リリース時はそれぞれ30%、36%で太陽光優位）。これは主にCSIRO最終GenCostでの太陽光CAPEX上昇を反映しています。

石炭火力の段階的閉鎖ごとに価格上昇

卸価格は石炭火力の閉鎖スケジュールに沿って推移。2029年にはYallournとEraringの閉鎖により、5地域平均でA$103/MWhに上昇。ニューサウスウェールズは2033年、Bayswater閉鎖開始によりA$113/MWhでピーク。

2030年代後半には新たな蓄電池・調整力の導入で価格が緩和。その後、Mt PiperやCallide C（2040年代初頭）、StanwellやLoy Yang B（2047年まで）の最終閉鎖で再度上昇します。

バッテリースプレッドは、YallournとEraring閉鎖の2029～31年、ニューサウスウェールズの2033年にピーク。その後、蓄電池導入で一時縮小し、2040年代の最終石炭閉鎖で再び拡大。4本土州で、TB2スプレッドは2035年まで平均A$122/MWh、2041～2050年はA$144/MWh。

風力・太陽光のキャプチャーレートは予測期間を通じて維持。2027～2050年で、風力は平均卸価格の約87%、太陽光は約36%を獲得。太陽光キャプチャーはニューサウスウェールズで最も低く、2040年代後半には27%程度まで低下します。

予測利用者への影響

バッテリー収益は石炭閉鎖スケジュールに連動。初期閉鎖時にスプレッドがピークとなり、2040年代の最終閉鎖で再び拡大します。

太陽光・風力開発者は、単独・共同設置プロジェクトのノード単位で予測が可能になりました。