​ヨーロッパ全体で、太陽光キャプチャレートは設置容量の増加とともに低下しています。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%に下がりました。

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それにもかかわらず、現行の入札条件では併設の経済的魅力は乏しく、採択された資産のキャプチャレートも低下しています。

フランスのエネルギー規制当局（CRE）は最近、2027年以降に採択される太陽光資産の差額契約（CfD）制度の再設計を提案する協議文書を発表しました。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化します。

新しい太陽光入札では、PVがマイナス価格時に併設蓄電池への充電を可能に

現行ルールでは、PV発電所はマイナス価格時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。

現在の制度では、規制当局があらゆるエネルギーの流れを「発電」とみなすため、併設された蓄電池はマイナス価格時にPVから充電できません。

​提案された新枠組みでは「非発電」を「非注入」に置き換えます。グリッド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は可能となります。蓄電池は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、グリッド接続点それぞれでエネルギーの流れ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。

新たなCfD構造は太陽光カニバリゼーションリスクを開発者に移転

​従来のPPE2太陽光入札では、CfDの上乗せ分は太陽光キャプチャ価格を基準に算出されていました。設置容量が増えるにつれ、この基準はベースロード平均価格から乖離し、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%に下落しています。

この下落により、保証価格と市場基準価格の乖離が拡大し、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、太陽光出力が低価格帯に集中した場合、その差額は開発者が負担することとなり、低価格帯を回避する直接的なインセンティブが生まれます。

蓄電池の併設は、供給過剰な昼間から価値の高い夕方に出力をシフトさせ、太陽光キャプチャレートとベースロード基準の差を縮小する最も直接的な手段です。

この改善効果は地域によって異なります。南部のサイトは出力が昼間に集中しカニバリゼーションの影響が大きい一方、北部は夏場の出力がより平坦に分散します。

新しい補償式でハイブリッド案件の無補償マイナス価格時間が大幅減

​マイナス価格はフランスの太陽光発電事業者にとって構造的な問題となっています。2025年には513時間のマイナス価格時間が記録され、過去数年から大幅に増加しました。これらは主に春と夏、太陽光出力がピークとなる時期に集中しています。

パターンは予測可能で、マイナス価格は3月から9月の10時～16時に集中し、まさにPV発電所が最も発電する時間帯です。今後容量が増加するにつれ、これらの時間はさらに増えるでしょう。

​現行ルールでは、PV発電所はマイナス価格時間にPnegプレミアムを受け取るために出力抑制が必要です。抑制出力は1時間あたりPmaxの50%で補償され、年間フルロード時間（FLH）を差し引いた1,600時間が上限となっています。

年間1,300FLHを発電する案件は、最大で年間300時間分しかマイナス価格補償を受けられません。マイナス価格時間が増えるにつれ、上限を超える分は補償されなくなります。

このリスク管理のため、CREは3つの新たな補償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。全案件で無補償リスクが拡大し、マイナス価格リスクへの保護が最も弱い。
• オプション3：補償率50% Pmaxを維持しつつ、年間300時間（8時～20時限定）の固定フランチャイズ制を導入。

下記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・想定マイナス価格時間に基づき、無補償となるマイナス価格時間を推計できます。

​ドイツの経験：新旧入札価格は短期間で収束する可能性

​ドイツのInnovationsausschreibungでは2022年以降、蓄電池併設が義務化されています。基本的な論理はフランス案と同じで、バッテリーが低価格時間帯の電力を吸収し、価値の高い時間帯にシフトします。

​ドイツの初期ハイブリッド入札は応募不足で、採択価格は83€/MWhからスタート。その後、競争激化により2年で53€/MWhまで下落し、EEGの太陽光単独入札とほぼ同水準（約50€/MWh）に収束しました。

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

​両国の枠組みにはいくつかの違いがあります。ドイツはグリッドからの充電を禁止し、バッテリー容量比率25%以上・2時間放電要件を設定。フランスはこうした比率要件がなく、グリッド充電も認めています。

これによりフランスの開発者は蓄電池の価値を最大化するための選択肢が多くなりますが、最適化すべき変数も増えます。直近のCRE太陽光入札の平均採択価格は79€/MWhです。

新しいハイブリッド上限価格95€/MWhは、バッテリーの設備投資に一定の余裕を与えますが、今後開発者が効率的なシステム設計・運用を学ぶにつれ、その余裕も圧縮されていくでしょう。

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

協議への意見提出期限は2026年4月30日、初回ハイブリッド入札は2026年末～2027年初頭に開始される可能性があります。

太陽光IPPはすでに各補償式の収益影響をシミュレーションし、注入制約がさまざまな日射量条件下で最適な蓄電池容量にどう影響するかを検証し、併設構成に合わせた許認可戦略を調整すべきです。

初回入札前にこうした設計作業を終えた開発者こそ、競争力ある入札を行えるでしょう。