チリ風力エネルギー市場規模・シェア分析 - 成長トレンドと予測（2026年～2031年）

チリ風力エネルギー市場のトレンドとインサイト

陸上均等化発電原価（LCOE）の過去最低水準がマーチャントPPAを促進

チリの陸上均等化発電原価（LCOE）は2024年にMWh当たり30米ドルを下回り、風力を石炭・ガスより40%安価にし、オークションの裏付けなしにマーチャント契約を可能にした。^{[3]国際再生可能エネルギー機関（IRENA）、「2024年再生可能エネルギー発電コスト」、IRENA.ORG} パタゴニアにおける45%超の設備利用率と中国製タービンによるMW当たり100万米ドル未満の設備投資額（キャペックス）がこの優位性を支えている。マーチャントPPAは現在、新規プロジェクトの35%をカバーし、価格リスクをユーティリティからスポンサーへ移転している。AES AndesはBHPのエスコンディーダ鉱山と銅価格に連動した40米ドルのフロア価格で15年間のマーチャント契約を締結し、エネルギーコストをコモディティサイクルに連動させた。^{[4]AES Corporation、「AES Andesが風力・蓄電ポートフォリオのファイナンスを確保」、AES.COM} 開発サイクルの短縮と信用力の高い鉱山オフテイカーが北部回廊での設備導入を加速させている。

グリーン水素ハブが風力オフテイクを牽引

マガジャネス州は水素向けに16.9GWの風力を有し、チリのキューの57%を占め、310億米ドルの設備投資額（キャペックス）が発表されている。HNH Energyの1.4GWサン・グレゴリオ風力発電所は、20年間のアジア向け契約のもと、2026年から2028年にかけて年間80万トンのグリーンアンモニアを供給する予定である。電解槽は60～70%の稼働率で運転し、間欠性を平準化して系統調査を回避する。EDF-Enapの1.2GWカボ・ネグロハブは、海運向けグリーンメタノールを供給するために海水淡水化施設と港湾設備を統合している。専用送電線は系統混雑を回避し、プロジェクトをノード価格の変動と出力制御から隔離している。

高圧直流（HVDC）キマル－ロ・アギーレが風力のボトルネックを解消

2025年に落札された3GW・1,500kmの高圧直流（HVDC）送電線は、2024年初頭に記録された14.5%の出力制御率を解消し、北部の滞留風力電力を中央部の需要地へ送電する。電圧源コンバーターが脆弱な系統を安定化し、逆潮流を可能にする。この送電線は停滞していた8GWのプロジェクトを解放し、日中の価格変動を40米ドルの範囲に圧縮する。Colbúnは落札後に400MWの拡張を進め、送電の確実性がパイプラインを資金調達可能な資産に転換することを示した。

浮体式洋上風力の研究開発（R&D）税額控除

チリの2026年～2028年プログラムは、バルパライソおよびビオビオ沖での50～150MWのパイロット事業を対象に、商業化前の浮体式洋上風力支出の40%を還付する。Mainstream社とEquinor社の調査では12GWのポテンシャルが確認されたが、地震リスクが保険料を引き上げ、レバレッジを60%に制限している。税額控除はプロトタイプコストを相殺し、特に沿岸近接性を必要とする水素ハブにとって、2030年代初頭の商業化への道筋を短縮する。

SIC系統におけるノード価格の共食い現象

2024年第1四半期に出力制御が14.5%に達し、日中の太陽光発電が北部ノードのノード価格をマイナスに押し下げ、風力発電を不採算にし、建設中の2.2GWに支障をきたした。開発業者は収益が22%減少した後、債務契約を再交渉した。救済策は高圧直流（HVDC）送電線に依存しているが、4年間の露出が必要な自己資本利益率を300～400ベーシスポイント引き上げ、最終投資決定を遅らせている。

ビオビオ州・アラウカニア州における社会的受容（ソーシャルライセンス）の問題

マプチェ先住民コミュニティがILO第169号条約を援用して環境影響評価（EIA）に異議を申し立て、2024年以降500MWが停滞している。Pattern EnergyのアラウコプロジェクトはILO第169号条約に基づく収益分配要求を受け、設備投資額（キャペックス）が8%上昇し、許認可期間が14ヶ月延長された。2025年の新プロトコルでは拘束力のある仲裁と120日間の協議が追加され、タイムラインが6～9ヶ月延長され、着工前コストが増加している。

セグメント分析

設置場所別：2031年まで陸上優位が継続

陸上設備は2025年の設備容量の100%を占め、30米ドル未満の均等化発電原価（LCOE）と合理化された許認可手続きを反映して年平均成長率（CAGR）21.9%で成長する。陸上プロジェクトのチリ風力エネルギー市場規模は2031年までに19.25GWに達すると予測され、29.4GWのパイプラインと実行可能な洋上代替手段の不在によって支えられている。2024年に完成したGoldwindの342MWロマス・デ・タルタルは、MW当たり95万米ドルで48%の設備利用率を達成し、コストリーダーシップを示した。

洋上風力は商業化前の段階にとどまっている。MainstreamとEquinorは12GWの浮体式ポテンシャルを確認したが、地震リスクプレミアムとサプライチェーンのギャップがレバレッジを制限し、均等化発電原価（LCOE）を押し上げている。40%の研究開発（R&D）税額控除がプロトタイプコストをカバーするが、本格展開は2030年代に到来する。設備投資額（キャペックス）が収束するまで、陸上風力がすべての増分設備容量を供給し、チリのラテンアメリカにおける陸上風力リーダーとしての地位を確固たるものにする。

注記: 各セグメントのシェアはレポート購入後に入手可能

タービン容量別：6MW超ユニットが経済性を再構築

3MW以下のタービンが2025年のチリ風力エネルギー市場シェアの44.9%を占め、2014年から2022年にかけてVestas V110-2.0MWモデルを使用した既存設備の遺産となっている。しかし、開発業者がGoldwind 7.5MWおよび今後登場するVestas V172-7.2MWプラットフォームを導入し、バランス・オブ・システムコストを12～15%削減するにつれ、6MW超セグメントは年平均成長率（CAGR）28.2%で成長すると予測されている。これらの大型ユニットのチリ風力エネルギー市場規模は2031年までに8GWを超えると見込まれている。

3MW～6MWの中型タービンは、実績のある物流を優先する開発業者に支持され、市場平均で成長する。3MW未満のユニットは、既存の系統接続が残存する場所でのリパワリングに注力する。大型タービンには専用クレーンと輸送が必要だが、高いエネルギー収量が物流コストを相殺し、設備の6MW超への移行を促進している。

用途別：商業・産業用の成長がユーティリティスケールを上回る

ユーティリティスケールプロジェクトが2025年の設備容量の90.4%を占めた。このセグメントは鉱山企業や水素ハブと契約した500MW以上の大規模発電所を通じて大量の設備容量を追加する。商業・産業用ニッチは、9MW未満のプロジェクトを給電指令と送電料金から免除するPMGD規則のもとで年平均成長率（CAGR）27.5%で成長する。BHPの7.5MWエスコンディーダタービンはMWh当たり32米ドルの自家消費（ビハインド・ザ・メーター）で固定されており、その経済性を裏付けている。

コミュニティプロジェクトは資金不足により1%未満にとどまっている。ユーティリティスケールが絶対的なメガワット数でリードし続けているが、産業用自家発電が系統の変動を回避してコスト削減を確保するために最速の成長を遂げており、チリ風力エネルギー市場内の多様化を高めている。

注記: 各セグメントのシェアはレポート購入後に入手可能

地域分析

北部のアントファガスタ、アタカマ、タラパカは、2.8GWを消費する鉱山負荷を対象とした4.2GWのパイプラインを有し、銅価格連動PPAによって支えられている。設備利用率は45%を超えているが、出力制御は14.5%に急上昇した。高圧直流（HVDC）送電線は3GWを南部へ送電し、現在停滞している8GWを解放し、価格変動を圧縮する。

中央部のサンティアゴ－バルパライソは2024年の風力発電量の38%を吸収した。EnelのシエラゴルダエステとColbúnのオリゾンテはMWh当たり約42米ドルの固定価格契約を供給し、チリの再生可能エネルギー80%目標に向けてユーティリティに確固たる設備容量を提供している。隣接地域でのマプチェ先住民との協議が500MW超を遅延させ、許認可に6～9ヶ月を追加している。

パタゴニアのマガジャネス州は輸出水素向けに16.9GWのパイプラインを有し、総量の57%を占めている。HNHのサン・グレゴリオとEDF-Enapのカボ・ネグロは風力と電解槽および港湾インフラを組み合わせ、国家系統を回避して50%の設備利用率を達成している。遠隔地であることで設備投資額（キャペックス）が20～25%増加するが、プロジェクトを出力制御から隔離しており、北中部ベルトの国内需要と最南部の輸出志向ハブによって支えられた二極化したチリ風力エネルギー市場を示している。