​西オーストラリア州では、WEMのバッテリー運用者に対し、ピーク需要期の稼働可能性に応じて年間容量支払いを行っています。これはエネルギー取引とは別の収入源です。2028/29年度のベンチマーク予備容量価格（BRCP）案は491,700ドル/MW/年となり、昨年から36％増加しました。これは、西オーストラリア市場を狙うバッテリー蓄電プロジェクトにとって強いシグナルとなります。

しかし、ベンチマーク容量価格は価格決定の一部に過ぎません。予測される余剰容量により、実際に支払われる予備容量価格は422,372ドル/MW/年まで下がる可能性があります。

本記事では、36％のベンチマーク上昇の要因、AEMOの余剰ロジックによって価格がベンチマークより14％下がる仕組み、固定価格と変動価格の選択時に開発者が考慮すべき点について解説します。

要約

• ベンチマーク価格案は36％上昇し491,700ドル/MW/年に。この要因は6時間の容量要件、建設費の上昇、10万ドル/MWの「固定資本チャージ」です。
• AEMOは2028/29年度に495MWのピーク余剰を予測。これにより価格は予想値422,372ドル/MW/年まで下落し、2027/28年度からの上昇幅は17％に抑えられます。
• ERAの520ドル/kWhベンチマークコストはCSIROの全国推計（301～377ドル/kWh）を大きく上回ります。この差は、WAの地域コストプレミアムを考慮しても、BRCPが標準的な建設コストを十分に補償することを示唆します。
• 200MWのバッテリーが10年間の固定価格を確保すると、容量収入は8億4,470万ドルとなります。これは倍率が低迷していても十分な下支えですが、固定価格はネットワークアクセス数量の優先順位や余剰解消時の上昇分を放棄します。

36万ドルから49万ドルへ：容量価格モデル案の変更点

ベンチマーク予備容量価格は、200MW／1,200MWhの「ベンチマーク」BESSの年間化コストを$/MW/年で示したものです。2028/29年度について、ERAは491,700ドル/MW/年を提案しています。

36％上昇の主な要因は以下の通りです：

• ベンチマーク蓄電容量が4時間から6時間に増加（バッテリーモジュール50％増とパワーコンバージョン、バランスオブプラントコストの上昇を引き起こす）、
• 労働コストのインフレ、
• 共有送電網資産向けの新たな10万ドル/MWの固定資本チャージ。

ERAはこのベンチマーク価格案について、2026年2月13日（金）まで意見募集を行っています。最終決定は2026年3月16日を予定しています。

ベンチマーク価格案の全ての前提条件は、ERAのドラフトBRCP決定書で確認できます。

ERA容量コストと全国推計の比較

ERAの200MW／1,200MWhベンチマークバッテリーのコスト見積もりは6億2,880万ドルで、520ドル/kWhに相当します。これはCSIROのGenCost推計（2026年時点で全国4～8時間バッテリー向け301～377ドル/kWh）を大きく上回ります。この差の一部はWA特有のコストプレミアムによるものです。労働市場の逼迫、建設賃金の高さ、遠隔地物流、新たな固定資本チャージがWEMプロジェクトコストを東海岸より押し上げています。

しかし、それでも競争力ある経済性の余地があることを示しています。全国平均に近い建設コストを達成できれば、ベンチマーク価格で十分補填されるでしょう。

CSIROの2025-26 GenCostレポート（英語）はこちら。

AEMOはどのように名目MWを認定容量に変換するか

AEMOは毎年、予備容量メカニズム（RCM）サイクルを実施し、容量クレジットを割り当て、1クレジットあたりの価格を決定します。認定容量を決める仕組みは2つあります：

関連レベル手法（RLM）は、重要期間における実績（夕方のピーク時やショルダー・夜間時）に基づき容量を決定します（ピーク容量・フレキシブル容量）。

ネットワークアクセス数量（NAQ）は、供給可能性制限を適用します。ネットワーク制約によりバッテリーが容量を負荷側に物理的に届けられない場合、NAQが認定MWを制限します。

実際には、認定容量はこの2つのうち小さい方となります。

なぜ100MW／800MWhのバッテリーは67MW分しか支払われないのか

バッテリーの認定容量は6時間連続放電能力に基づきます。これは2025年サイクルから4時間要件から移行されます。2025年以降に参入する短時間バッテリーは、継続時間に応じて格下げとなります。つまり100MW／800MWhのバッテリーは名目容量の3分の2、つまり67MWとして認定されます。

この格下げペナルティは、より長い継続時間への投資を強く促すインセンティブとなります。コスト増加が50％未満でも容量収入は50％増加するためです。

継続時間保護：2024年サイクルまでに参入したバッテリーは、10年間継続時間要件変更から保護されます。同様に、2025年以降に参入する6時間バッテリーも10年保護されます。これにより現行の6時間基準での建設インセンティブが生まれますが、AEMOが要件を再度変更するまで追加の蓄電容量にはクレジットが付きません。

2026年の新たな変更点

2026年サイクルでは、既存の5年契約に加え、10年固定価格契約オプションが新設されます。バッテリーは10年間価格をロックできますが、固定価格を選ぶとネットワークアクセスの優先順位が下がり、将来の価格上昇分を享受できなくなります。

AEMOはまた、間欠性発電向けに確率論的容量計算を採用し、システムストレス時の風力・太陽光の寄与をより適切に反映します。この変更で再生可能エネルギーへの容量クレジットが増加します。

従来と異なり、ERAは2026年3月16日までにベンチマーク価格を確定します。開発者はEOI時点で案を参照しますが、ERAが正式な容量申請期間（4月）に最終ベンチマークを確定します。

高いBRCPでも収入増は保証されない理由

ベンチマーク価格は491,700ドル/MWに上昇しましたが、実際の収入は422,372ドル/MW程度になる見込みです。495MWのピーク余剰により倍率は0.86まで下がり、収入増は17％に制限されます。

倍率の仕組み：ERAがベンチマークを確定後、AEMOが予備容量供給量とターゲット（ピーク・フレキシブル両方）を比較します。供給がターゲットを上回る（余剰）場合、倍率は1.0未満に下がります。倍率をベンチマーク価格に掛けて、最終的なピーク・フレキシブル価格が決定され、認定容量分支払われます。

2028/29年度の余剰：AEMOの暫定見通しでは、市場は495MWのピーク容量余剰に向かっています。ピーク容量ターゲットが6,330MW、供給見込みが6,825MWで、8％の過剰供給です。この余剰により倍率は約0.86まで下がり、ピークRCPは422,372ドル/MW/年程度となります。

フレキシブル容量で追加収入が得られない理由

2028/29年度の見通しでは、目標2,637MWに対して1,440MWのフレキシブル余剰があり、55％の過剰供給です。これによりフレキシブル倍率はピーク倍率を大きく下回ります。バッテリーはピーク容量価格を受け取り、追加分はフレキシブルRCP－ピークRCPのうち0ドルを上回る場合のみ支給されます。

開発者にとっては、フレキシブル認定を受けてもピーク分以上の追加収入は得られないため、余剰状態が解消されるまで商業的な意味はありません。

2028/29容量市場参入の主要日程

2026年サイクルは2026年1月から11月の最終容量クレジット割当まで、以下のスケジュールで進行します：

• 意向表明期間（2026年1月15日～3月3日）
• 容量申請期間（2026年4月14日～6月24日）
• 容量割当期間（2026年8月12日～9月30日）
• 最終容量配分・価格決定期間（2026年10月1日～11月6日）

最初の取引日は2028年10月1日開始予定です。

詳細な規制マイルストーンを含む全サイクルのタイムテーブルは、AEMOの公式サイトで公開されています。

開発者が考慮すべきポイント

• ベンチマーク容量価格案は36％上昇し491,700ドル/MWとなったが、余剰の影響で今回の上昇幅は17％に限定。
• 200MWバッテリーが422,372ドル/MW/年で固定価格を確保すれば、10年で8億4,470万ドルをロックイン（他収入源は未考慮）。
• ベンチマークコストはCSIROの301～377ドル/kWh全国推計を大きく上回り、容量価格がバッテリーコストを十分に補償する可能性が高い。特に全国平均に近いコストを達成する開発者にとって有利。
• ベンチマーク価格の上昇は構造的。6時間基準が維持され、建設コストが高止まりする限り、ベースラインはバッテリーコストと相対的に維持される見込み。
• 余剰が実際の収入を抑制。将来的な石炭火力の退役や蓄電需要増による余剰縮小が収入増のカギ。
• 固定価格は資金調達の確実性を提供するが、上昇分やNAQ優先権を犠牲に。

まとめ：422,000ドル/MWで10年間の容量収入は、実現可能な建設コストと比べて十分なキャッシュフローを生みます。資金調達の確実性を重視するプロジェクトには固定価格が有効です。余剰解消による将来の上昇を狙う開発者には変動価格が適します。