風力発電は現在、NEM（全国電力市場）における最大規模の再生可能エネルギー源となっています。2026年第2四半期には発電量の17％を供給し、夕方のピーク時には水力発電を上回る主要な電源となりました。しかし、風力発電の重要性が高まる一方で、投資は停滞しています。

風力発電の設備投資コスト（CAPEX）は急激に上昇し、LGC（大規模発電証書）の価値は下落、キャプチャープライスは他の再生可能エネルギーや蓄電池との競争が激化しています。現在、新しい風力発電所が8％の内部収益率（IRR）を達成するには、1MWhあたり約124ドルの収入が必要ですが、過去1年間のNEM各州のキャプチャープライスは34〜70ドル/MWhにとどまっています。

Modo Energyの中央予測によると、2029年以降は火力発電のリタイアにより風力のキャプチャープライスが回復し、CAPEXも低下する見込みです。

しかし、この回復だけでは資金調達の課題を解決できません。次のNEM風力プロジェクトの波には、適切な立地選定、プロジェクト設計、契約、政策支援の組み合わせが必要です。

本記事では、風力発電市場の現状、収益状況、Modo Energyの中央予測やAEMOの2026年ISPが今後の拡大をどのように見ているかを解説します。

要約

• 風力発電の導入拡大が必要だが、投資は減速。 NEMでは過去10年間で10GWの風力発電が追加されましたが、2026年には新規の風力発電所が初発電に至っていません。
• 過去1年間の風力キャプチャープライスは、ビクトリア州で34ドル/MWh、クイーンズランド州で70ドル/MWhと、現在のCAPEXで8％のハードルレートを達成するために必要な124ドル/MWhを大きく下回っています。
• 市場が現在支えている以上に、システムはさらなる風力を必要としています。 AEMOの2026年ISPでは2030年までに30GW、Modo Energyの中央予測では17.6GWに到達すると見込まれています。
• 火力発電のリタイアにより2029年から風力キャプチャープライスが上昇、CAPEXの低下もプロジェクト経済性を改善します。ただし、契約や政策支援もギャップ解消には不可欠です。
• 蓄電池は風力プロジェクトを強化できるが、その役割は太陽光とは異なります。 風力の場合、併設ストレージはより高付加価値時間の獲得よりもフレキシビリティ向上が主目的です。

加速が必要な時期に投資は減速

NEMの風力発電容量は2016年の4GWから現在は14GWへと拡大しました。MacIntyre、Golden Plains East、Clarke Creek、Goyder South、Wamboなどの大型プロジェクトが最近の増設の大部分を占めています。これらのプロジェクトは2026年も引き続き容量を追加しますが、今年は新規の風力発電所が初発電に至っていません。