太陽光発電所は同じ時間帯に発電するため、電力が市場に供給されると価格を押し下げます。価格がどこまで下がるかは、需要や契約、ほかの電源構成によって決まります。

「欧州太陽光発電の展望：マイナス価格、キャプチャーレート、併設型プロジェクト」では、Till Stehr氏とPablo Martínez氏が、こうした状況が発電所の所有者にとって何を意味するのか、また蓄電池、追尾式架台、系統接続が収益性をどう高めるのかを解説します。

調査対象市場のうち、スペインはマイナス価格の時間が最も多い一方、価格の下落幅は最も小さい

比較対象の中で、スペインはマイナス価格となる時間が最も多いものの、価格がゼロを大きく下回ることはまれです。太陽光発電の電力購入契約（PPA）の多くは、こうした時間帯には支払いが停止するため、発電所は発電を続けるために料金を支払うのではなく、出力を抑えます。

ドイツでは、古い補助制度の一部が発電の継続に報いる一方、屋根置き太陽光発電の一部は価格に反応しません。そのため、より多くの発電設備が稼働を続け、価格はさらにマイナス方向に押し下げられます。この違いは、導入された太陽光発電の量だけでなく、インセンティブや柔軟性にも左右されます。

スペインの結果には天候も影響しました。春の降雨量が多かったことで水力発電量が増え、年初の価格を押し下げました。ただし、夏を通じて他市場との差が広がり続けたわけではありません。需要の増加が太陽光発電の電力を吸収したためです。

太陽光発電所の発電量のうち、マイナス価格の時間帯に生じる割合はどれくらいか

スペインでの主なリスクは、発電量が最も多い時間帯に売電機会を失うことです。スペイン南部の仮想発電所では、10月までの12カ月間に、発電可能量の21％がマイナス価格の時間帯に発生しました。

こうした時間帯に発電を停止すれば、発電所が得る平均価格は上がりますが、売電量は減ります。そのため、キャプチャー価格は発電量と総収益もあわせて見る必要があります。

PPAも同様です。マイナス価格の時間帯を除外した場合、1MWhあたり40ユーロの契約価格の例では、発電可能量1MWhあたりの支払いは33ユーロにとどまりました。契約の表面上の価格だけでは、発電量のどれだけが支払い対象となるかは分かりません。特に春は、わずかなマイナス価格が長時間続き、発電量のかなりの部分が支払い対象から外れる可能性があるため、重要です。

見通し対象の4市場のうち、スペインの太陽光発電のキャプチャー価格が最も低いのはなぜか

スペインではすでに、日中の需要の大部分を太陽光発電が賄っています。生産量が多い一方で、冷房需要がまだ増えていない春に、価格への下押し圧力が最も強まります。夏に需要が増えると、より多くの発電量が吸収され、価格も下支えされます。ドイツではこうした季節的な需要増が小さいため、夏の発電量増加はより大きな競争にさらされます。

2026年のガス価格上昇も、欧州全体で電力の平均価格を押し上げ、太陽光発電の収益を高める要因となっています。この恩恵が得られるのは、需要を満たすために依然としてガス火力が必要で、ガスが電力価格を決める時間帯です。太陽光発電によって価格がすでにゼロ近くまで押し下げられているときは、ガス価格の上昇による支援効果はほとんどありません。