オーストラリアの発電産業は、いま大きな転換期にあります。長年にわたり石炭火力を中心に発展してきた一方、太陽光、風力、蓄電池の導入が急速に進み、発電量に占める再生可能エネルギーの割合は過去最高を更新しています。2025年の総発電量は286.8TWhで、石炭42.7%、ガス16.2%、石油1.7%、再生可能エネルギー39.5%という構成でした。

再生可能エネルギーの中では太陽光が19.6%で最大となり、風力14.0%、水力4.7%が続きます。太陽光のうち12.2%は住宅や事業所の屋根に設置された小規模太陽光で、豪州の電力供給は「大規模発電所から一方向に送電する仕組み」から、家庭や企業も発電・蓄電に参加する分散型の仕組みへ変わりつつあります。

一方、電源構成には州ごとに大きな差があります。ニューサウスウェールズ州（New South Wales）、ビクトリア州（Victoria）、クイーンズランド州（Queensland）では2025年も石炭が発電量の過半を占めましたが、南オーストラリア州（South Australia）では再生可能エネルギーが77.0%、タスマニア州（Tasmania）では97.5%に達しています。西オーストラリア州（Western Australia）とノーザンテリトリー（Northern Territory）では天然ガスへの依存度が高く、全国一律の電源構成ではありません。

また、豪州の発電産業を理解するには、発電所だけでなく電力市場と送電網を見る必要があります。東部・南東部では全国電力市場（National Electricity Market／NEM）がクイーンズランド州からタスマニア州までを結び、西オーストラリア州南西部では卸電力市場（Wholesale Electricity Market／WEM）が独立して運営されています。大量の太陽光・風力を安定して利用するため、送電線、系統用蓄電池、揚水発電、需要調整、ガス火力などの「調整力」への投資も拡大しています。

この記事では、オーストラリアの発電産業の歴史、2025年の最新電源構成、石炭・ガス・水力・風力・太陽光の特徴、州別の違い、NEMとWEM、主要発電事業者、家庭用太陽光と蓄電池、送電網と電力価格、政府の82%再エネ目標、石炭火力の閉鎖、原子力発電を巡る制度、さらに2026年時点のAEMOによる将来見通しまで、旅行情報ではなく産業レポートとしてまとめます。

オーストラリアの発電産業とは？

2025年の豪州総発電量は286.8TWhでした。これは発電会社が送電網へ供給した電力だけでなく、鉱山・工場などが自家発電した電力、家庭や事業所の屋根置き太陽光による発電も含む全国統計です。

化石燃料は全体の60.5%で、石炭42.7%、天然ガス16.2%、石油1.7%。再生可能エネルギーは39.5%で、太陽光19.6%、風力14.0%、水力4.7%、残りがバイオエネルギーなどでした。

1999～2000年度には黒炭59.0%、褐炭23.9%で、石炭だけで8割を超えていました。2025年には黒炭32.3%、褐炭10.3%まで低下し、再生可能エネルギーが39.5%へ上昇しています。発電産業の中心が数十年かけて大きく変化していることが分かります。

特に豪州の特徴は、住宅用太陽光が発電産業の一部として無視できない規模になっていることです。2025年の全国発電量の12.2%を屋根置き太陽光が占め、大規模太陽光の7.5%を上回りました。

電源	2025年比率	産業上の特徴
黒炭・褐炭	42.7%	依然最大だが長期的に縮小。
天然ガス	16.2%	ピーク対応・調整力としても重要。
石油	1.7%	遠隔地・非常用などが中心。
太陽光	19.6%	屋根置き12.2%、大規模7.5%。
風力	14.0%	2025年は前年比21%増。
水力	4.7%	タスマニア州中心、調整力も提供。
その他再エネ	約1%	バイオエネルギー等。

発電量だけを見ると石炭と再エネの競争に見えますが、実際の電力システムでは「必要な時間に発電できるか」が重要です。太陽光と風力は燃料費がなく大量に発電できる一方、天候によって変動します。そのため蓄電池、揚水、水力、需要調整、ガス火力、州間連系線などを組み合わせることが、現在の発電産業の中心課題になっています。

オーストラリア発電産業の歴史

州営電力と石炭火力の時代

豪州の電力産業は19世紀末から都市照明、鉱山、工場などを中心に発展しました。20世紀に入ると、各州政府が電力供給を公共インフラとして整備し、大規模発電所と高圧送電網を建設していきました。

戦後の人口増加と製造業拡大に対応するため、ニューサウスウェールズ州とクイーンズランド州では黒炭、ビクトリア州ではラトローブ・バレーの褐炭を使う大型石炭火力が大量に建設されました。炭鉱と発電所を近接させ、安価な国内燃料で大量の電力を供給する方式です。

この時代の電力事業は、発電、送電、配電、小売を州営公社が一体で担う垂直統合型が一般的でした。州境を越える電力取引は現在より限定的で、各州が自らの需要を満たす発電設備を持つ考え方が中心でした。

スノーウィー・マウンテンズ計画

戦後豪州を象徴する電力インフラが、スノーウィー・マウンテンズ計画（Snowy Mountains Scheme）です。1949年に着工し、1974年に完成した巨大な水力・水資源開発事業で、ダム、トンネル、水力発電所を組み合わせてニューサウスウェールズ州、ビクトリア州などへ電力を供給しました。

この計画は単なる発電所建設ではなく、河川水を内陸側へ導き農業用水を確保する国家事業でもありました。現在も水力発電とピーク需要対応の重要な電源で、スノーウィー・ハイドロ（Snowy Hydro）は連邦政府所有の発電事業者として運営されています。

電力市場改革とNEM

1980～90年代になると、競争導入によって発電・小売の効率を高める市場改革が進みました。州営電力公社は発電会社、送電会社、配電会社、小売会社へ分割され、一部の州では民営化も行われました。

1998年12月には全国電力市場NEMが正式に始まり、クイーンズランド州、ニューサウスウェールズ州、オーストラリア首都特別地域（Australian Capital Territory）、ビクトリア州、南オーストラリア州が一つの卸電力市場で接続されました。タスマニア州はその後、バスリンク海底連系線を通じて参加しています。

NEMでは発電会社が5分ごとに発電価格を提示し、オーストラリア・エネルギー市場運用機関（Australian Energy Market Operator／AEMO）が需要と供給を一致させるよう発電量を指令します。

再エネ・分散型電源への転換

2000年代以降、再生可能エネルギー目標制度、州政府の政策、技術コスト低下によって風力・太陽光が拡大しました。特に2010年代には大規模風力、2016年以降は大規模太陽光が急成長しています。

同時に住宅の屋根置き太陽光が世界でも例の少ない速度で普及しました。電力会社だけでなく家庭や中小企業も発電主体となり、昼間の系統需要を大きく押し下げるようになりました。

2020年代後半の発電産業は、単に再エネ発電所を増やす段階から、蓄電池、送電網、需要制御、系統安定化技術を組み合わせる段階へ移っています。

主要な発電方式と電源構成

豪州の電源構成は、豊富な石炭・天然ガス資源と、強い日射・広大な土地・良好な風況を持つ地理条件を反映しています。現在は化石燃料と再エネが並存する移行期です。

石炭火力

石炭火力は2025年も全国発電量の42.7%を占める最大電源です。黒炭は主にニューサウスウェールズ州とクイーンズランド州、褐炭はビクトリア州のラトローブ・バレーで使われています。

黒炭火力はベイズウォーター（Bayswater）、エラリング（Eraring）、マウント・パイパー（Mount Piper）など、褐炭火力はロイヤンA（Loy Yang A）、ロイヤンB、ヤルーン（Yallourn）などが代表的です。

石炭は燃料を貯蔵し、大規模な連続発電ができる一方、設備の老朽化、保守コスト、二酸化炭素排出量、昼間の太陽光増加による稼働率低下が課題です。AEMOは今後の電力計画で、石炭火力の引退を前提に代替電源・蓄電・送電の整備を進めています。

ガス火力

天然ガスは2025年に全国発電量の16.2%を占めました。西オーストラリア州では57.8%、ノーザンテリトリーでは81.4%と、地域によっては主力電源です。

ガスタービンは石炭火力より起動・出力変更が速く、太陽光発電が減る夕方や、風力が弱い時間帯などに電力を補う役割があります。再エネ比率が上がるほど、年間発電量ではなく「必要なときに供給できる能力」が評価される傾向が強まっています。

一方、ガス価格は国内需給やLNG輸出市場の影響を受け、燃料費が卸電力価格へ直結します。将来のガス火力は、常時運転するベースロードよりも、柔軟なバックアップ電源として使われる比重が高くなると見込まれています。

水力・揚水

水力は2025年の全国発電量の4.7%でした。比率は小さく見えますが、数分以内に出力を変えられる発電所が多く、電力需給調整では重要な役割を持ちます。

水力の中心はタスマニア州で、2025年には州内発電量の71.8%を水力が占めました。ハイドロ・タスマニア（Hydro Tasmania）が多数のダムと水力発電所を運営し、バスリンクを通じて本土との電力取引も行っています。

揚水発電は電力が余る時間帯に水を上池へくみ上げ、需要が高い時間帯に落水して発電する「巨大な蓄電池」です。スノーウィー2.0など大型プロジェクトが、再エネの出力変動を補う長時間蓄電として位置付けられています。

風力・太陽光

2025年は太陽光が19.6%、風力が14.0%で、両者だけで全国発電量の3分の1を超えました。風力発電量は前年比21.0%増となり、2024年の「風の弱い年」から大きく回復しました。

大規模太陽光は日射条件の良いニューサウスウェールズ州、クイーンズランド州、ビクトリア州などで拡大しています。風力は南オーストラリア州、ビクトリア州、タスマニア州など南部で高い比率を持ちます。

太陽光と風力は燃料費が不要で、発電時の直接排出が小さい一方、出力は天候に依存します。そのため、大量導入には送電線、蓄電池、需要調整、系統安定化設備などを同時に整備する必要があります。

州・準州別の発電構成

NSW・VIC・QLD

2025年のニューサウスウェールズ州では石炭55.2%、天然ガス3.3%、水力3.5%、その他再エネ37.2%でした。黒炭火力が依然として主力ですが、大規模太陽光、風力、屋根置き太陽光、蓄電池が急速に増えています。

ビクトリア州では石炭50.6%、ガス3.0%、水力4.2%、その他再エネ41.8%。主力石炭火力は褐炭を使うため、発電量当たりの二酸化炭素排出量が比較的高いことが課題です。その一方、風力発電が多く、洋上風力開発も長期政策に組み込まれています。

クイーンズランド州は石炭56.5%、ガス10.7%、水力2.0%、その他再エネ29.2%。黒炭火力の比率が国内で最も高い州の一つですが、日射条件が良く、屋根置き太陽光と大規模太陽光の導入も進んでいます。

SA・TAS

南オーストラリア州は豪州の再エネ転換を象徴する地域です。2025年は天然ガス21.3%、石油1.7%、その他再エネ77.0%で、石炭火力発電はゼロでした。

州内では風力と太陽光が主力で、日中には需要を上回る再エネ発電が発生することもあります。そのため州間連系線、蓄電池、ガス火力、同期調相機などを組み合わせて系統を維持しています。

タスマニア州は水力71.8%、その他再エネ25.7%で、再エネ比率97.5%。豪州で最も水力依存度が高く、風力も利用されています。降雨量と貯水量が発電可能量へ直接影響する点が他州と異なります。

WA・NT

西オーストラリア州は天然ガス57.8%、石炭16.4%、石油4.4%、その他再エネ21.3%。パースを含む南西部は独立系統SWISで運用され、東部豪州のNEMとは接続していません。

州の鉱山・LNG産業では自家発電も多く、全国統計上、発電会社以外の鉱業・製造業による発電比率が高い州です。

ノーザンテリトリーは天然ガス81.4%、石油9.9%、その他再エネ8.7%。人口が少なく広域で、ダーウィン・キャサリン（Darwin–Katherine）系統など複数の独立系統と遠隔マイクログリッドが存在します。

ACT・遠隔地

オーストラリア首都特別地域は州内の大規模発電量が小さく、実際の電力はニューサウスウェールズ州系統からNEMを通じて供給されます。一方、再エネ契約などを使って消費電力量に対応する再生可能エネルギーを確保する政策を進めてきました。

豪州内陸部、鉱山、離島、先住民コミュニティでは全国市場につながらない電力系統が多数あります。従来はディーゼルやガス発電が中心でしたが、燃料輸送費が高いため、太陽光と蓄電池を組み合わせたマイクログリッドの経済性が高まりつつあります。

州・準州	石炭	ガス	水力	その他再エネ
NSW	55.2%	3.3%	3.5%	37.2%
VIC	50.6%	3.0%	4.2%	41.8%
QLD	56.5%	10.7%	2.0%	29.2%
WA	16.4%	57.8%	0.2%	21.3%
SA	0%	21.3%	0%	77.0%
TAS	0%	2.3%	71.8%	25.7%
NT	0%	81.4%	0%	8.7%

表は2025年の物理的な発電構成です。石油などを省略しているため合計が100%にならない州があります。また、州間取引によって「州内で発電した電力」と「州内で消費した電力」の構成は一致しません。

2025～26年の発電・蓄電最新動向

2025年から2026年にかけて、豪州の電力システムでは再エネ発電量だけでなく、蓄電設備の増加速度が大きく加速しました。

2025年は再エネ39.5%

政府のAustralian Energy Statisticsによると、2025年の全国総発電量は286.8TWhで前年比1.6%増。再エネは113.3TWh、39.5%まで上昇し、過去最高を更新しました。

風力は前年比21.0%増となり、太陽光は全国発電量の19.6%を占めました。主要電力網に接続した発電だけを見ると再エネ比率は42.0%です。

2026年4～6月のNEM

AEMOの2026年4～6月期QEDでは、NEMの再エネ比率が42.1%となり、同四半期として過去最高を記録しました。風力は前年同期比20%、大規模太陽光は12%、屋根置き太陽光は6.9%増えました。

逆に石炭火力は5%減、ガス火力は30%減となり、ガス発電は同四半期として2003年以来の低水準でした。

同四半期には14件、合計3.9GWの新規発電・蓄電プロジェクトがフル出力へ到達し、系統用蓄電池容量は前年から2倍超となって9GWを上回りました。

FY2025～26は9.1GWが新規接続

AEMOによると、2025～26年度には発電・蓄電設備9.1GWがNEMでフル出力に到達し、前年度の2倍を超える過去最高となりました。

この増加は、大規模風力・太陽光だけでなく、系統用蓄電池の建設が急増したことを反映しています。AEMOの2026年8月の供給信頼度見通しでは、2030年まで新たな信頼度不足は予測されていませんが、需要増と既存火力の引退に合わせ継続的な投資が必要とされています。

家庭用蓄電池も急増

クリーン・エネルギー規制機関（Clean Energy Regulator／CER）によると、2025年7月から2026年6月末までに47万8,176台の太陽光連携蓄電池が設置され、合計13.58GWhの蓄電容量が追加されました。

屋根置き太陽光は2026年夏時点で累計450万件を超え、設備容量は30GW超に達しています。発電産業の一部が家庭側へ移っていることは、豪州電力市場の最大の構造変化の一つです。

指標	最新値	意味
2025年総発電量	286.8TWh	前年比1.6%増。
2025年再エネ比率	39.5%	全国総発電量ベース。
2026年Q2 NEM再エネ	42.1%	Q2として過去最高。
FY2026新規接続	9.1GW	発電＋蓄電、過去最高。
系統用蓄電池	9GW超	2026年Q2時点、前年比2倍超。
家庭等の太陽光	450万件超	累計設備30GW超。

NEM・WEMと電力市場の仕組み

豪州には全国を一本で結ぶ送電網はありません。人口が東・南東部と南西部へ集中し、その間に広大な内陸部があるため、複数の独立した電力システムが存在します。

全国電力市場NEM

NEMはクイーンズランド州、ニューサウスウェールズ州、オーストラリア首都特別地域、ビクトリア州、南オーストラリア州、タスマニア州を結ぶ豪州最大の電力市場です。西オーストラリア州とノーザンテリトリーは接続していません。

発電会社は5分ごとに価格と発電可能量を市場へ提示し、AEMOが需要を満たすよう安い電源から順に発電を指令します。最後に必要となった電源の価格などをもとに各地域のスポット価格が決まります。

州間連系線によって、ある州で余った再エネを別の州へ送り、火力や水力を相互補完できます。そのため新規送電線は、新しい発電所そのものと同じくらい重要な投資対象になっています。

西オーストラリア州WEM

西オーストラリア州南西部は南西部相互接続系統（South West Interconnected System／SWIS）で運用され、その卸市場がWEMです。

WEMは100を超える登録発電施設から約120万世帯・事業所へ電力を供給しています。東部のNEMと異なり、将来の最大需要に必要な発電能力を事前に確保するリザーブ・キャパシティ・メカニズム（Reserve Capacity Mechanism）を持つ点が特徴です。

2026年4～6月期のWEMでは、風力低下と石炭発電減少を補うためガス発電が増え、再エネ比率は前年同期の33.6%から32.0%へ低下しました。同時に1GW超の系統用蓄電池が前年から追加され、蓄電池の役割は急速に拡大しています。

屋根置き太陽光・分散型電源

家庭や事業所の太陽光、蓄電池、電気自動車、制御可能な給湯器などは、消費者エネルギー資源（Consumer Energy Resources／CER）と呼ばれます。

太陽光が大量に発電する晴天の昼間には、送電網から見た需要が大きく低下し、南オーストラリア州などでは電力価格がゼロまたはマイナスになることがあります。

一方、夕方に太陽光発電が急減すると、蓄電池、水力、ガス、州間連系線などが短時間で出力を増やす必要があります。電力市場の焦点は年間発電量だけでなく、時間帯ごとの需給調整へ移っています。

蓄電池・揚水・ガスによる調整

蓄電池は数秒以内に充放電でき、周波数調整、夕方ピーク対応、昼間の余剰太陽光吸収など複数の役割を持ちます。2026年には大規模蓄電池が卸価格を決める場面も増えています。

揚水発電は数時間から長時間の蓄電、ガス火力は長期間の低風力・低太陽光時のバックアップとして位置付けられます。

AEMOは2026年のIntegrated System Planで、再エネを送電網で接続し、蓄電で安定化し、ガスでバックアップする組み合わせを、現行政策下で2050年までの最小コスト経路としています。

主要発電事業者と産業構造

豪州の発電産業は、上場企業、海外資本、連邦・州政府所有企業、再エネ専業事業者が混在しています。地域ごとの歴史的な電力改革によって所有構造も大きく異なります。

AGLエナジー

AGLエナジー（AGL Energy）は豪州最大級の発電・小売事業者です。ニューサウスウェールズ州のベイズウォーター黒炭火力、ビクトリア州のロイヤンA褐炭火力を持つ一方、風力、太陽光、蓄電池への投資も拡大しています。

豪州の伝統的電力会社が、既存石炭資産を維持しながら新しい低排出電源へ移行する典型例です。

オリジン・エナジー

オリジン・エナジー（Origin Energy）はニューサウスウェールズ州のエラリング石炭火力を中心に、ガス火力、水力、蓄電池、小売事業などを展開しています。

発電所の閉鎖時期と代替容量確保がNEM全体の供給信頼度へ大きく影響するため、大型石炭火力の運営方針は企業判断であると同時に市場全体の重要事項となっています。

エナジーオーストラリア

エナジーオーストラリア（EnergyAustralia）はビクトリア州のヤルーン褐炭火力、ニューサウスウェールズ州のマウント・パイパー黒炭火力、ガス火力などを運営します。豪州電力市場では香港系CLPグループ傘下の事業者です。

政府所有の発電会社

連邦政府所有のスノーウィー・ハイドロは水力、ガス火力、小売などを展開します。クイーンズランド州ではスタンウェル（Stanwell）とCSエナジー（CS Energy）が州政府所有で、大型石炭火力と再エネ・蓄電投資の両方を担っています。

タスマニア州ではハイドロ・タスマニアが州政府所有の水力事業者、西オーストラリア州ではシナジー（Synergy）が州政府所有の発電・小売会社として大きな役割を持ちます。

再エネ専業・インフラ投資家

風力・太陽光・蓄電池分野では、従来型の電力会社以外に国内外の再エネ開発会社、年金基金、インフラファンド、商社などが投資しています。

再エネ発電所は長期電力購入契約（Power Purchase Agreement／PPA）、政府のCapacity Investment Scheme、企業とのオフテイク契約などを組み合わせて資金調達するケースが多くなっています。

事業者	主な所有形態	主な特徴
AGLエナジー	上場企業	石炭・再エネ・蓄電・小売。
オリジン・エナジー	上場企業	石炭・ガス・蓄電・小売。
エナジーオーストラリア	CLPグループ	石炭・ガス・小売。
スノーウィー・ハイドロ	連邦政府	水力・揚水・ガス・小売。
スタンウェル / CSエナジー	QLD州政府	石炭＋再エネ転換。
ハイドロ・タスマニア	TAS州政府	水力・風力。
シナジー	WA州政府	SWIS発電・小売。

電力価格・送電網・供給信頼度

卸価格は時間帯で大きく変動

風力・太陽光は燃料費がほぼゼロのため、大量に発電している時間帯には卸価格を押し下げます。2025年10～12月期にはNEMで再エネが初めて四半期発電量の半分を超え、平均卸価格は前年同期比44%低い50豪ドル/MWhまで下がりました。

2026年4～6月期も平均NEM価格は前年同期比47%低い74豪ドル/MWhとなりました。ビクトリア州56豪ドル、クイーンズランド州67豪ドル、ニューサウスウェールズ州75豪ドル、南オーストラリア州とタスマニア州86豪ドルでした。

ただし、低風力、高需要、火力発電所の故障が重なる時間帯には価格が急上昇する場合があります。再エネ比率が高くなるほど、蓄電池や需要調整によって安い時間帯の電力を高需要時間へ移す重要性が増します。

家庭料金は卸価格だけでは決まらない

家庭・小規模事業者の電気料金には、発電・卸市場コストだけでなく、送電網、配電網、小売、環境制度、メーターなどの費用が含まれます。

そのため卸価格が下がっても、送配電網への大型投資やその他コストが増えれば、小売料金が同じ幅で下がるとは限りません。

送電網がボトルネック

新しい風力・太陽光発電所は都市から遠い地域に建設されることが多く、既存送電線の容量不足が発電所建設の制約になります。

ニューイングランド、セントラル・ウェスト・オラナ（Central-West Orana）、リバーリナ、ビクトリア州西部などでは、複数の再エネ発電所と蓄電設備をまとめて接続する再生可能エネルギー・ゾーン（Renewable Energy Zone／REZ）の整備が進んでいます。

2026年のAEMO ISPは、送電線を増強することが再エネ・蓄電を効率的に使ううえで重要としています。一方、建設費上昇、土地利用、地域住民との合意形成、環境影響などが工期とコストへ影響します。

供給信頼度

AEMOが2026年8月25日に公表した最新のElectricity Statement of Opportunitiesでは、2030年までNEMの新たな供給信頼度不足は予測されていません。

一方、今後10年間で約15GWの石炭・ガス発電設備が閉鎖予定で、電力消費は40%以上増える見込みです。データセンター、住宅電化、電気自動車、産業電化などが需要増の要因です。

2025～26年度に9.1GWの新規発電・蓄電容量が接続し、2030年代初頭までに40GWのコミット済み・見込みプロジェクトがあることが供給見通し改善に寄与していますが、予定通り建設されることが前提になります。

政策・規制・原子力発電を巡る議論

発電産業は市場競争だけで動くわけではありません。排出削減目標、発電所閉鎖、送電投資、環境認可、系統接続、再エネ支援制度など、連邦・州政府と市場機関の政策が投資判断へ大きく影響します。

主要な市場機関

AEMOはNEMとWEMの運用、需給調整、長期予測、系統計画などを担当します。オーストラリア・エネルギー規制機関（Australian Energy Regulator／AER）はNEMのネットワーク料金・市場監視などを担い、オーストラリア・エネルギー市場委員会（Australian Energy Market Commission／AEMC）は市場ルールの策定・変更を担当します。

連邦政府と州政府は、再エネ目標、送電整備、発電所閉鎖支援、蓄電池政策などを独自に持つため、豪州電力市場は連邦制の影響を強く受けます。

2030年82%再エネ目標

豪州政府は、2030年に全国の系統電力を82%再生可能エネルギーとする目標を掲げています。2025年の主要系統ベースでは42.0%だったため、残り数年で大幅な増加が必要です。

中心政策の一つがキャパシティ・インベストメント・スキーム（Capacity Investment Scheme／CIS）で、風力・太陽光などの再エネ発電と、蓄電池などのクリーン調整力へ長期的な収益下支えを提供します。

従来の再生可能エネルギー目標（Renewable Energy Target／RET）制度も2030年まで継続しており、大規模発電所にはLGC、家庭等の小規模設備にはSTCと呼ばれる証書制度が使われています。

原子力発電の現状

2026年8月時点で、豪州には商業用原子力発電所はありません。連邦法のAustralian Radiation Protection and Nuclear Safety Act 1998とEnvironment Protection and Biodiversity Conservation Act 1999には、原子力発電所などの建設・運転を認めない規定があります。

2026年2月には、この禁止規定を削除する民間議員提出法案が上院へ提出されましたが、2026年8月時点では「Before Senate」であり、禁止は継続しています。

原子力推進側は、低炭素で24時間発電できる電源として将来の選択肢に含めるべきだと主張します。一方、反対側は建設期間、資本コスト、規制・人材体制の新設が必要な点を挙げ、太陽光・風力・蓄電・送電を優先すべきだとしています。

AEMOの2026年ISPは、現行法と政府政策を前提として、再エネを送電網で結び、蓄電で調整し、ガスでバックアップする経路を最小コストとしています。

環境認可と社会的受容

大型風力、太陽光、送電線、揚水発電でも環境影響はゼロではありません。希少種、生息地、景観、農地、先住民文化遺産、土地所有者への影響などを考慮する必要があります。

発電設備を短期間で増やすだけでなく、地域住民との利益共有、地元雇用、送電線用地、環境認可をどう進めるかが、今後の発電産業の成長速度を左右します。

石炭火力閉鎖と今後の発電産業

今後の豪州発電産業を決める最大の要因は、既存石炭火力の高齢化と電力需要の増加です。再エネを増やすこと自体よりも、「石炭が閉鎖する速度に合わせて必要な発電・蓄電・送電を完成させられるか」が重要になります。

石炭火力は段階的に退出

豪州の大型石炭火力の多くは1970～90年代に建設され、設備年齢が上がっています。老朽化に伴う故障や保守期間が増える一方、昼間の太陽光発電によって卸市場での稼働率・収益性も低下しています。

AEMOの2026年ISPは、石炭発電所が今後段階的に閉鎖し、その電力を再エネ、蓄電、送電、需要調整、柔軟なガス火力で置き換えることを前提にしています。

需要はむしろ増える

発電部門の脱炭素化と同時に、住宅暖房、給湯、自動車、工場設備などを化石燃料から電力へ切り替える「電化」が進みます。そのため省エネが進んでも電力需要は中長期的に増える見通しです。

AEMOの2026年見通しでは、今後10年間のNEM電力消費は40%以上増えるとされ、さらに2050年に向けて大幅な増加が想定されています。特にデータセンター需要は新しい不確実要因で、2026年6月末には17件、最大接続容量合計9GWのデータセンタープロジェクトが送電接続手続きを進めていました。

太陽光・風力だけでは完結しない

再エネ比率が高くなるほど、晴天・強風時には安価な電力が大量に発生する一方、夜間や低風力時の供給確保が重要になります。

数時間の変動は蓄電池、より長い期間は揚水・水力・ガス・需要調整、地域間の違いは州間連系線で補う多層的なシステムが必要です。

家庭が「発電所」になる

屋根置き太陽光30GW超という規模は、従来の大型発電所数十基分に相当する設備容量です。今後は家庭用蓄電池と電気自動車も含め、消費者側設備が発電・蓄電・需要調整を担う割合がさらに高まります。

AEMOは2050年に消費者エネルギー資源がNEM設備容量の3分の1超を占める可能性を示しています。発電産業と小売・住宅設備産業の境界は今後さらに曖昧になります。

系統接続と工期が最大の課題

再エネ発電所は比較的短期間で建設できますが、送電線は環境認可、用地取得、地域協議、機器調達に長い時間がかかります。発電所だけ完成しても接続容量がなければ十分に発電できません。

2026年の発電産業では、設備コストだけでなく、接続申請、系統強度、送電容量、社会的受容、熟練労働力の確保が投資判断の中心になっています。

電力システムの「量」から「柔軟性」へ

過去の電力産業では、年間で何TWh発電できるか、大型発電所を何GW持つかが重要でした。現在はそれに加えて、何秒で出力を変えられるか、何時間蓄電できるか、需要をいつ移動できるかが価値を持ちます。

蓄電池、スマートメーター、家庭用機器制御、電気自動車、データセンター需要調整などが発電市場と一体化することで、豪州の電力産業は「発電所中心」から「電力システム全体の最適化」へ移行しています。

今後の変化	方向	産業上の課題
石炭火力	段階的に閉鎖	代替容量を先に整備。
電力需要	増加	電化・データセンター対応。
風力・太陽光	大幅増	送電・接続・地域合意。
蓄電池	急速拡大	収益モデル・系統運用。
ガス	発電量より調整力重視	燃料供給・排出。
家庭設備	発電・蓄電へ参加	制御・価格制度・サイバー。
市場	柔軟性の価値上昇	制度設計の更新。

オーストラリアの発電に関するよくある質問（FAQ）

まとめ

オーストラリアの発電産業は、石炭中心の電力システムから、太陽光・風力・蓄電池を中心とする新しい構造へ急速に移行しています。2025年の総発電量は286.8TWhで、石炭42.7%、ガス16.2%、再生可能エネルギー39.5%でした。

再エネの中では太陽光が19.6%で最大となり、風力14.0%、水力4.7%が続きます。特に屋根置き太陽光だけで全国発電量の12.2%を占め、家庭・事業所が発電産業の一部となっている点が豪州の大きな特徴です。

州別の違いも大きく、ニューサウスウェールズ州、ビクトリア州、クイーンズランド州では石炭が過半を占める一方、南オーストラリア州は再エネ77.0%、タスマニア州は97.5%。西オーストラリア州とノーザンテリトリーではガスが主力です。

2025～26年度にはNEMで9.1GWの新規発電・蓄電設備がフル出力へ到達し、2026年4～6月には系統用蓄電池が9GWを超えました。再エネ発電量だけでなく、蓄電・送電・需要調整が発電産業の中心へ入っています。

今後10年間では約15GWの石炭・ガス設備が閉鎖予定である一方、電力消費は40%以上増える見通しです。2030年の82%再エネ目標を進めながら供給信頼度と価格を維持するには、再エネ発電所、蓄電池、揚水、柔軟なガス火力、送電線、家庭用設備を一体として整備することが、豪州発電産業最大の課題となります。

オーストラリアの発電に関する参考情報

• オーストラリア政府：Electricity Generation
• オーストラリア政府：Australian Energy Statistics Table O 2025
• オーストラリア政府：Electricity Generation Fuel Mix by State 2025
• オーストラリア政府：Australian On-grid Electricity Generation
• AEMO：About the National Electricity Market
• AEMO：Wholesale Electricity Market
• AEMO：Quarterly Energy Dynamics Q2 2026
• AEMO：NEM Connections Scorecard FY26
• AEMO：2026 Electricity Statement of Opportunities
• AEMO：2026 Integrated System Plan
• クリーン・エネルギー規制機関：Small-scale Installation Data
• クリーン・エネルギー規制機関：Solar Battery Installations
• オーストラリア政府：Capacity Investment Scheme
• オーストラリア政府：Renewable Energy Target
• オーストラリア政府：Electricity and Energy Sector Plan
• オーストラリア連邦議会：Environment and Other Legislation Amendment (Removing Nuclear Energy Prohibitions) Bill 2026

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