ヨーロッパ全体で、太陽光キャプチャレートは導入容量の増加に伴い低下しています。フランスでは、太陽光キャプチャ価格と正ベースロードキャプチャ価格の比率が2022年の97%から2025年には60%まで下落しました。

それにもかかわらず、現在の入札条件では併設の経済的魅力が乏しく、落札資産のキャプチャレートも低下傾向にあります。

フランスのエネルギー規制当局（CRE）は最近、2027年以降に落札される太陽光資産向けの差額契約（CfD）スキームの再設計を提案するパブリックコンサルテーションを公表しました。この新たな枠組みでは、太陽光発電所への蓄電池併設を直接的にインセンティブします。

新しい太陽光入札では、PVが負価格時間帯に併設蓄電池へ充電可能に

現行ルールでは、PV発電所は負価格時間帯に補償を受けるためには発電を停止しなければなりません。

現行制度では、規制当局がすべてのエネルギーフローを「生産」と見なすため、併設蓄電池へのPVからの充電も制限されています。

提案された新枠組みでは、「非生産」を「非注入」に置き換えます。系統への送電は禁止のままですが、PVから蓄電池への直接充電が可能となります。蓄電池は後で価格がプラスに転じた際に放電します。

この運用を担保するため、CREはPVアレイ・蓄電池・系統接続点ごとにエネルギーフローを個別に計測する新たなメータリング方式を提案しています。PVから蓄電池への充電のみがプレミアムの対象となります。

新しいCfD構造は太陽光キャニバリゼーションリスクを開発者へ移転

従来のPPE2太陽光入札では、CfDの上乗せ額は太陽光キャプチャ価格を基準に算出されてきました。導入容量の増加により、この基準はベースロード平均価格と乖離し、2022年の正ベースロードキャプチャ価格の97%から2025年には60%まで低下しています。

この下落により、保証されたタリフと市場基準価格のギャップ拡大分について国が補填するため、CfDの公的コストが増大しています。

CREはCfDの基準を正ベースロードキャプチャ価格に連動させることを提案しています。これにより、太陽光発電が安値時間帯に集中した場合の不足分を開発者自身が負担することとなり、これらの時間帯を避けるインセンティブが生まれます。

蓄電池の併設は、昼間の供給過剰時間帯から夕方の高価格帯へ出力をシフトする最も直接的な手段であり、太陽光キャプチャレートとベースロード基準のギャップを縮小します。

この改善効果は地域によって異なります。南部のサイトは発電が昼間に集中しキャニバリゼーションの影響が大きい一方、北部のサイトは夏季により平坦な発電プロファイルとなります。

新しい補償式でハイブリッド案件の無補償負価格時間を削減可能

フランスの太陽光発電事業者にとって負価格は構造的な課題となっています。2025年には負価格時間が513時間と、過去数年から大幅に増加しました。これらは春から夏、太陽光出力のピーク時に集中します。

このパターンは予測可能で、3月から9月の10時から16時に負価格が集中し、ちょうどPV発電所の発電が最大となる時間帯です。今後の導入容量増加に伴い、これらの時間はさらに増加する見込みです。

現行ルールでは、PV発電所は負価格時間帯にPnegプレミアムを得るため発電を抑制しなければなりません。国は抑制分を1時間あたりPmaxの50%で補償しますが、年間フルロードアワー（FLH）から1,600を引いた時間数が上限です。

例えば年間1,300FLHを発電する案件では、年間最大300時間の負価格時間しか補償を受けられません。負価格時間が増えると、この上限を超える分は無補償となります。

このリスク管理のため、CREは3つの新たな補償方式を提案しています：

• オプション1（CRE推奨）：FLHベースの上限を撤廃し、1日あたり2時間のフランチャイズ期間を導入。補償率は50% Pmaxのまま。ハイブリッド案件は蓄電池への充電でフランチャイズ時間を吸収でき、無補償リスクをほぼゼロに。
• オプション2：補償率を25% Pmaxに半減し、フランチャイズ期間を維持。すべての案件で無補償リスクが拡大し、負価格への耐性は最も弱くなります。
• オプション3：補償率は50% Pmaxのまま、年間300時間の固定フランチャイズ（8時〜20時のみ適用）を設定。

下のシミュレーターでは、案件ごとの太陽光発電量・蓄電池容量・想定負価格ボリュームに基づき、無補償負価格時間を試算できます。

ドイツの事例から、旧・新入札価格の早期収束が示唆される

ドイツのInnovationsausschreibungは2022年から蓄電池併設を義務化しています。基本的な論理はフランスの提案と同じで、バッテリーが安値時間帯の電力を吸収し、高値時間帯へシフトします。

ドイツの初期ハイブリッド入札は応募不足で、落札価格は83€/MWhからスタートしましたが、競争が進むにつれて2年で53€/MWhまで下落し、EEGのPV単独入札とほぼ同じ50€/MWh前後で収束しました。

蓄電池併設プレミアムは、開発者が増え、エネルギーシフトの価値を適切に評価できるようになるにつれ縮小しました。

両制度にはいくつかの違いもあります。ドイツは系統充電を禁止し、最低バッテリー比率25%・2時間放電要件を設けていますが、フランスはこうした比率や系統充電の制限がありません。

これによりフランスの開発者はバッテリーの価値を最大化するための選択肢が増える一方、最適化すべき変数も増加します。直近のCRE太陽光入札の平均落札価格は79€/MWhです。

新しいハイブリッド上限価格95€/MWhは、バッテリー投資のバッファーとなりますが、開発者がハイブリッドシステムの最適化・運用に習熟するにつれ、このバッファーも縮小していくでしょう。

太陽光IPPは初回入札前にハイブリッド設計のシミュレーションを

コンサルテーションの回答期限は2026年4月30日で、初回ハイブリッド入札は2026年末から2027年初頭に始まる可能性があります。

太陽光IPPは、各補償方式による収益インパクトのシミュレーションや、注入制約が異なる日射条件下での最適バッテリー容量に与える影響、併設構成の許認可戦略の調整など、既に検討を進めるべき段階です。

こうした設計作業を初回入札前に終えている開発者ほど、競争力ある入札が可能となるでしょう。