過去2年間でNEMの系統接続パイプライン容量は79%増加し、80.9GWに達しました。これはピーク需要の2倍以上です。

接続パイプラインとネットワーク自体の混雑が深刻化しています。NEMおよびWEMの開発者は遅延や出力抑制のリスクに直面しており、これは財務上のリスクとなります。

本記事では、オーストラリアの全国電力市場（NEM）および卸電力市場（WEM）における接続プロセス、関連費用、アクセス権、そして再生可能エネルギーゾーン（REZ）がNEMの接続リスクをどのように変えているかを解説します。

主なポイント

• 接続準備状況がキューの順番より重要。 NEMでは申請が並行して評価され、WEMでは接続準備が整ったプロジェクトが優先されます。
• NSPやAEMOの対応期限が定められていても、接続までの期間は長期化。 NEMの実装段階の中央値は20.3ヶ月に拡大しています。
• 系統接続は大きな資本コスト。 物理的な接続費用はA$330～680k/MWで、容量が大きいほど規模のメリットが得られます。
• 接続しても送電保証はされません。 NEMやWEMでは、隣接する容量の接続により補償なしで出力抑制されるリスクがあります。
• REZアクセス権は出力抑制リスクの予見性を高め、接続枠を直接割り当てます。

NEMには正式な順番なし、WEMはキュー制

NEMはオープンアクセスルールの下で運用されており、正式な接続キューはありません。全国電力規則（NER）により、各プロジェクトはネットワークサービスプロバイダー（NSP）と接続交渉を行う権利があります。NSPとAEMOは複数の申請を並行して審査できます。

WEMは異なります。Western Powerが1つの順番待ちキューを運用しています。2024年5月以降、州にとって重要な接続準備済みプロジェクトが優先され、順位は毎月承認されます。準備マイルストーンを逃すと順位を失うリスクがあります。

実際の期間は規制上の期限を超過

NERの下では、TNSPやAEMOの申請段階における対応期限は合計80日とされていますが、実際には申請段階の完了まで中央値8ヶ月を要します。

接続契約・ファイナンシャルクローズ・建設には期限が設けられていません。この事業者実装段階の中央値は、2024年6月の6.5ヶ月から2026年6月には20.3ヶ月へとほぼ3倍に伸びています。

期間が長期化している正確な理由は不明ですが、資金調達の厳格化や業務量の増加が要因と考えられます。投資家や開発者はプロセス自体による遅延にも直面しています。申請期限は完全なモデルパッケージ提出後に始まり、市場状況に応じて容量変更や蓄電池追加などの修正が発生すると、タイマーがリセットされます。

接続費用はどれくらい？

全プロジェクトが直接接続費用を負担

資産はネットワークへの直接接続費用を負担し、プロジェクトや他の案件に恩恵をもたらす広域ネットワーク強化の費用も支払うことがあります。直接接続資産には、プロジェクトから既存ネットワークへの送電線や新設線を接続するための変電所改良が含まれます。NEMではシステム強度の維持・補正費用も必要となります。詳細はModo Energyの調査をご参照ください。

接続費用の上昇、パイプラインの混雑、資産Capexの低下により、ハイブリッドプロジェクトの優位性が高まっています。中央値$350k/MWの接続費用は、単独の太陽光・蓄電池Capexに25～29%上乗せされます。コロケーションにより複数資産で費用を分散でき、接続共有プロジェクトは2024年9月の4.8GWから2026年9月には15.0GWへと3倍に増加しています。

物理的接続費用$330～680k/MWは、特に大規模プロジェクトで開発費を大きく上回ります。Powerlinkの手数料は問い合わせ1件につき$44k、申請1件につき$550kで、開発者はリスク回避のため申請・費用を倍増させる場合もあります。NEMの太陽光パイプライン中央値250MWのプロジェクトでは、建設費用が接続費の大半を占めますが、開発期間も同様に長期化しています。

目標出力を達成するためにネットワーク強化費用を負担できる

接続点以降のネットワーク強化が必要な場合や接続費用が一定額を超える場合、開発者は広域ネットワークの建設に資金を拠出できます。

NEMでは、直接接続を超えるネットワークインフラをIdentified User Shared Assets（IUSA）やDedicated Network Assets（DNA）として自主的に資金拠出できます。クイーンズランド州MacIntyreでは、1GWの風力プロジェクトがPowerlinkに年間920万ドルを支払い、40kmの送電線と2つの開閉所を建設しました。後続プロジェクトも接続・費用分担が可能で、最初の風力発電所は優先アクセス権を保持します。

WEMでは共有ネットワークの費用が直接課されます。2026年10月以降、10MW以上の新規接続は固定$100k/MWが必要です。NeoenのYathroo風力発電所と蓄電池ではA$4,200万～6,200万となります。従来は制約地域内の最初のプロジェクトが全額負担していました。

その後、資産はどのようにネットワークへアクセスするのか？

初期費用をかけても、NEMもWEMも確実なネットワークアクセスは保証しません。ネットワーク制約で出力が制限された場合、発電事業者は補償なしで出力損失となります。

WEMは2023年10月からこの方式を導入し、従来の「フル出力が前提で抑制時に補償」から転換しました。既存発電所は容量支払いで優先され、ネットワークはまず既存事業者に容量を割り当てます。

ニューサウスウェールズ州南部のWalla Walla太陽光発電所は収益リスクの一例です。2024年10月の送電開始以降、隣接2プロジェクトによる制約で潜在出力の38%が抑制されました。Walla WallaはMicrosoftとの15年PPAと年間発電目標720GWhを掲げていますが、2025/26年度の実績は444GWhでした。

隣接プロジェクトもWalla Wallaと同時期に計画・接続申請が進められ、投資前からその存在が可視化されていました。

接続後もネットワークリスクは残り、退役発電所跡地の余剰容量への関心が高まっています。Hazelwood石炭火力発電所跡地には650MWのBESSが建設・計画され、さらに1.9GWが発表されています。

再生可能エネルギーゾーンがアクセスと混雑リスクを変革

ニューサウスウェールズ州とビクトリア州は、どのプロジェクトが接続できるかや出力抑制の度合いを管理することで混雑リスクの低減を目指しています。これらの州の再生可能エネルギーゾーン（REZ）は、NERの「オープンアクセス」に代わり、州主導の接続ゲートを導入します。クイーンズランド州、南オーストラリア州、WEMには現時点でREZ導入の計画はありません。

REZは2つの主要な点でプロセスを変えます：

1. 出力抑制の管理方法。 将来の抑制リスクが不透明だった従来と異なり、権利保有者は抑制予算内で接続します。NSWではCentral-West Oranaで約4.4%、New Englandドラフトで4.9%が目標値です。
2. プロジェクトの最適化指標。 システム・地域社会・ファーストネーションへの貢献度、実現準備状況、計画ネットワークとの適合性が明確に評価されます。

NSW南西部REZでは、3.98GWの上限に対し19GW超が応札。抑制予算を超えないよう3.56GWが落札されました。公開された応札案件はすべて再エネ＋蓄電池のハイブリッド型で、システムメリットが高く、接続枠の最適化につながっています。

REZでも抑制予算を守るには新規ネットワークの期日内完成が不可欠です。VNI Westリンクへの最近の政治的反対は、南西REZ落札案件のフル出力に影響を及ぼす可能性があります。この500kV送電線はビクトリア州需要地との連系強化を目的としています。ビクトリア州独自の制度では2027年7月稼働開始を目標とし、REZ外プロジェクトは今後Grid Impact Authorityの取得が必要となり、REZ保有者への過度な抑制を回避する証明が求められます。

系統接続リスク管理の3つの方法

• 接続利用率の最大化。 大型・コロケーション資産は接続コストを分散し、NEM・WEM全体で限られたネットワークアクセスを有効活用できます。
• 抑制リスクの分散。 開発中の近隣プロジェクトを評価し、余剰ネットワーク容量のあるサイトを選定。地域をまたぐポートフォリオで局所的な制約リスクを低減できます。
• より高い確実性の確保。 NSWやビクトリア州REZは、準備状況やシステム貢献を競う代わりに抑制目標を提示。他地域ではDedicated Network Assetsで地域優先アクセス、WEMの容量クレジットで隣接プロジェクトから一定の保護が得られます。