​風力発電は現在、NEM（全国電力市場）におけるユーティリティ規模の再生可能エネルギー源の中で最大の発電源となっています。2026年第2四半期には発電量の17%を占め、夕方のピーク時には水力発電を上回る最大の発電源となりました。しかし、風力発電が電力システムにとってますます重要になる一方で、投資は停滞しています。

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風力発電の設備投資額（Capex）は急上昇し、LGC（再生可能エネルギー証書）の価値は下落、キャプチャープライス（実収価格）は他の再エネや蓄電池との競争が激化しています。新しい風力発電所は、現在のコスト水準で8%のIRRを達成するために約$124/MWhの収益が必要ですが、過去1年間のNEM各州での実際のキャプチャープライスは$34～70/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退役により風力のキャプチャープライスが回復し、同時に設備投資額も低下すると見込まれています。

しかし、この回復だけでは資金調達の課題は解決しません。次のNEMの風力発電プロジェクト群が資金調達を達成するためには、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、現在の風力市場の状況、収益状況、そしてModo Energyの中央予測およびAEMOの2026 ISPが今後の拡大をどのように見ているかを紹介します。

要約

• 風力発電の導入拡大が必要だが、投資は減速中。 NEMでは過去10年で10GWの風力が導入されましたが、2026年には新たな風力発電所で初発電となるものはありません。
• 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/MWh、クイーンズランド州で$70/MWhと、現状の設備投資額で8%のハードルレートを達成するために必要な$124/MWhを下回っています。
• システムは市場が現在支えている以上の風力を必要としています。 AEMOの2026 ISPは2030年までに30GW、Modo Energyの中央予測は17.6GWに到達すると見積もっています。
• 火力発電の退役により2029年以降キャプチャープライスが上昇、設備投資額の低下もプロジェクト経済性を改善します。ギャップを埋めるには契約や政策支援も依然として重要です。
• 蓄電池は風力プロジェクトを強化できるが、太陽光とは役割が異なります。 風力の場合、併設蓄電池は高値時間帯へのシフトよりも柔軟性の確保が主目的となっています。

加速が求められる中で風力投資は減速

NEMの風力発電設備は2016年の4GWから現在の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近年の拡大の中心となっています。これらのプロジェクトは2026年も引き続き追加容量の運転開始を予定していますが、本年新たに初発電となる風力発電所はありません。