過去2年間で、NEMの系統連系パイプラインの容量は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。

連系パイプラインおよび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全体で開発者は遅延や出力抑制のリスクに直面しており、これは財務リスクにもつながります。

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）における連系プロセス、コスト、アクセス権、そして再生可能エネルギーゾーン（REZ）がNEMの連系リスクをどのように変えているかについて解説します。

主なポイント

• 連系準備状況がキューの順番よりも重要です。 NEMでは申請が並行して評価され、WEMでは連系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るにもかかわらず、プロジェクトの連系までの期間が長期化しています。 NEMの実施段階の中央値は20.3か月に延びています。
• 系統連系は大きな資本コストです。 物理的な連系費用はA$330–680k/MWで、容量が大きいほどスケールメリットがあります。
• 連系しても送電の保証はありません。 NEMやWEMでは、隣接する容量が連系されることでプロジェクトが無補償で出力抑制されるリスクがあります。
• REZアクセス権は抑制リスクの予見性を高め、接続を直接割り当てます。

NEMとWEMの連系では準備状況が重視される

NEMはオープンアクセスルールのもと運用されており、正式な連系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）と連系交渉を行う権利を持ちます。NSPやAEMOは複数の申請を並行して評価できるため、後から申請したプロジェクトが先に連系される場合もあります。

WEMは異なります。Western Powerが一つの順番キューを運用し、2024年5月以降、州にとって重要な連系準備完了プロジェクトが優先され、順位は毎月認定されます。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。

タイムラインは規制上の期限を超過

NERのもとでは、TNSPやAEMOの必要な対応期間は申請段階で合計80日ですが、実際には申請段階の中央値は8か月かかっています。

近年のプロジェクトでは実施段階がさらに長期化しています。連系契約、ファイナンシャルクローズ、建設に規制上の期限がないため、その中央値は2024年6月の6.5か月から2026年6月には20.3か月へと約3倍になりました。

開発者が市場環境やネットワーク要件に合わせてプロジェクトを修正する場合、申請タイムラインはさらに延びることもあります。規制上の対応期間は完全なモデルパッケージ提出後に開始し、容量や技術の変更があれば再評価が必要となります。

連系にかかるコストとは？

すべてのプロジェクトが直接連系費用を負担

開発者はプロジェクトを既存ネットワークに接続するためのインフラ（送電線や変電所の増強など）費用を負担します。NEMプロジェクトはシステム強度チャージの支払いまたは自らの対策も必要です。系統形成インバータがシステム強度を効率的に管理する方法はModo Energyの調査をご覧ください。

これらのコストはコロケーション（同一地点での複数設備設置）の有効性を高めます。中央値A$350k/MWで、連系費用は単独の太陽光・蓄電池プロジェクトのCapexの25～29%を占めます。連系を共有すれば、コストを複数資産で分担し同じインフラを活用できます。連系を共有するプロジェクトの容量は2024年9月の4.8GWから2026年9月には15.0GWへと3倍に増加しました。

物理的連系コスト（$330–680k/MW）は開発手数料を大きく上回り、特に大規模プロジェクトで顕著です。Powerlinkの手数料は照会ごとに$75k-$125k、プロジェクト申請ごとに$555kです。

プロジェクトは目標出力のためにネットワーク拡張に貢献可能

連系点以降のネットワークの増強が必要な場合や、連系コストが一定額を超える場合、開発者は広域ネットワークの構築費用の一部を負担できます。

NEMでは、直接連系を超えるネットワークインフラについて、Identified User Shared Assets（IUSA）やDedicated Network Assets（DNA）を通じて自発的に資金拠出が可能です。クイーンズランド州のMacIntyreでは、1GWの風力発電プロジェクトがPowerlinkへ年間920万豪ドルを支払い、40kmの送電線と2つのスイッチングステーションを整備しました。後続プロジェクトも接続・コスト分担ができますが、創設時の風力発電所は優先的な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金されます。2026年10月以降、10MW以上の新規連系は固定で$100k/MWが必要です。NeoenのYathroo風力発電と蓄電池ではA$4,200万～6,200万に相当します。以前は制約地域で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ても、発電事業者は補償を受けられません。

WEMは2023年10月にこの方式を導入し、従来の「フル出力運転を前提とし、抑制時に補償する」制度から転換しました。既存発電事業者は引き続き容量支払いの優先権があり、ネットワークは新規参入者よりも先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、エネルギー収益リスクの一例です。2024年10月の送電開始以降、隣接する2つのプロジェクトに起因するネットワーク制約で、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を持ちますが、2025/26年度は444GWhの発電にとどまりました。

隣接プロジェクトはWalla Wallaと同時期に計画・連系申請が進み、投資前からその存在が明らかでした。

連系後もネットワークへの露出リスクは残り、退役発電所跡地など余剰容量のあるサイトへの関心が高まっています。旧Hazelwood石炭火力跡地には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・混雑リスクを変える

ニューサウスウェールズ州とビクトリア州は、接続可能なプロジェクトと抑制リスクを管理するため、再生可能エネルギーゾーン（REZ）を導入しています。これにより、REZ内ではNERの「オープンアクセス」が州主導のゲート方式に置き換わります。クイーンズランド、南オーストラリア、WEMでは現時点でREZ導入計画はありません。

REZは2つの主要な点でプロセスを変えます：

1. 抑制の管理方法。将来の不明な抑制リスクではなく、権利保有者は抑制予算内で連系します。NSWではCentral-West Oranaで約4.4%、New England案で4.9%の抑制目標です。
2. プロジェクトの評価基準。システム・地域社会・先住民への貢献、納期準備、計画ネットワークとの適合性などが明確な評価項目となります。

NSWのSouth West REZでは3.98GW枠に対し19GW超の応募があり、抑制予算を超えない範囲で3.56GWが落札されました。公開された応募プロジェクトは全て再エネ＋蓄電池の複合型で、システム貢献度や連系最適化で高評価を得ています。

REZであっても抑制予算の達成には新ネットワークの計画通りの完成が不可欠です。VNI West送電線への政治的反対により、South West REZの出力全量が危ぶまれる可能性もあります。この500kV送電線はビクトリア州の需要地との連系強化を目的としていました。ビクトリア独自の制度では2027年7月運用開始を目指しており、REZ外プロジェクトは今後Grid Impact Authorityの取得が必要となり、REZ保有者への過剰抑制を防ぐ証明が求められます。

系統連系リスクを管理する3つの方法

• 連系利用率の最大化。 大規模・コロケーション資産で連系コストを分散し、NEMやWEMで限られたネットワークアクセスを有効活用します。
• 抑制リスクの分散。 隣接プロジェクトの開発状況を評価し、余剰容量のあるサイトを選好。ポートフォリオを地域分散することで、NEM・WEMいずれでも地域制約リスクを低減します。
• より高い確実性の確保。 NSWやビクトリアのREZは、準備状況やシステム貢献で競う代わりに抑制目標を提示します。他地域ではDedicated Network Assetsによるローカル優先アクセスや、WEM容量クレジットで隣接プロジェクトからの保護が一部可能です。