オランダのデイアヘッドトップ・ボトム（TB）スプレッド、TB2は2025年1月以降、年間平均€91,000/MWで、ドイツと同水準、イギリスより69%高い水準です。このスプレッドは主に太陽光とガスによる2つの価格帯から生まれています。しかし、現在オランダで稼働しているユーティリティ規模のBESSはわずか0.6GW/1.3GWhで、イギリスの7.6GW/12.5GWhに大きく遅れを取っています。国のピーク需要で換算すると、オランダのバッテリー容量（MW）はイギリスの4分の1以下です。

バッテリー導入が遅れている理由の一つが、系統接続料金です。オランダのTSOであるTenneTは、電圧レベルに応じて輸入容量あたり年間€116,000〜€150,000/MWを請求します。バッテリーは、Time-Dependent Transport Rights（TDTR）契約を結ばない限り、この費用を全額負担しなければなりません。TDTR契約を結ぶと最大62%の割引が受けられますが、その代わりTenneTは年間最大15%、1日前の通知で制限を課すことができます。

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主なポイント

• オランダのデイアヘッドTB2スプレッドは2025年1月〜2026年7月で年間平均€91,000/MW。ドイツと同水準で、イギリスより69%高い。スプレッドは拡大傾向にあり、2025年は€83,000/MW、2026年最初の7ヶ月は€102,000/MW。
• このスプレッドは太陽光によって価格が昼間の底値からガスによる夕方のピークへ大きく変動することが要因。オランダの屋根置き太陽光はデイアヘッド価格の影響を受けないため、その発電量が市場価格をEU共通の下限-€500/MWhまで押し下げることも。
• TenneTは超高圧で€116,000/MW/年、高圧で€150,000/MW/年を場所に関係なく請求。どちらも系統への輸入分のみが対象で、これがバッテリー開発の主な障壁となっている。
• TDTR契約を利用すれば最大62%の割引：契約容量割引で43%、さらにネットワークの負荷が低い時間帯に合わせることで最大19%の追加割引。
• TDTRはBESS接続の有力な選択肢となっており、2028年までに4GW/14GWhの導入が見込まれている。

系統接続料金が急騰、TDTRで緩和

TenneTの系統接続料金は、オランダのバッテリー導入にとって最大の障壁です。2021年から2024年の間に3倍以上に跳ね上がり、EHV（超高圧）で最大€116,000/MW/年、HV（高圧）で最大€150,000/MW/年に達しました。

TenneTの系統は年間を通じて多くの時間で余裕があります。標準契約ではアクセスは常時保証されますが、TDTR契約は2025年10月から新たな選択肢となりました。年間85%の輸送容量が保証され、残り15%はTenneTが1日前通知で制限を課すことができます。このファームでない接続により、TenneTは年間系統料金を最大62%割引します。

TDTR契約はBESSにとって魅力的な選択肢となり、2025年以降オランダのBESSプロジェクト数は急増しています。2028年にはパイプラインが14GWhに達し、2024年時点の運用容量620MWhの22倍以上となる見込みです。

現在のBESS導入量は約100システムで0.6GW/1.3GWhです。このうち600MWのうち、26サイトが個別に特定可能なBESSサイト（合計476MW、運用電力の77%、平均18MW）。残りは7MW未満のBESSで、需要家や再エネと併設されている可能性が高く、Modo Energyでは現在追跡していません。オランダのバッテリーは近隣諸国よりも稼働時間が長く、運用中の平均は2.1時間。イギリス（2026年第2四半期）は1.65時間、ドイツ（2025年第4四半期）は1.5時間です。今後も稼働時間は伸び、2028年までに導入されるBESSの90%は4時間以上となる見込みです。

Koに質問：オランダのBESS導入を他の欧州諸国と比較する

契約容量のキャンセルとピーク料金の減額で62%の割引に

欧州全体で、TSOは系統接続に4種類の料金を課しています：

• 契約容量：接続ポイントでユーザーが予約する最大容量に基づく固定年間料金（€/MW/年）。実際にその容量を使うかどうかは問わない。
• ピーク：請求期間中に実際に引き出した、または送電した最大電力に基づく料金。
• ボリューム：輸送されたエネルギー単位あたりの料金（€/MWh）。TSOが時間帯によってこの単価を変える場合、利用者に混雑時間帯を避けるインセンティブとなる。
• 固定接続料：系統接続のための年間定額料金。

TenneTは契約容量料金と月間ピーク料金を適用し、どちらも輸入側のみが対象です（輸出には継続的な料金はありません）。TDTR契約による割引は、この2つの要素の減額から生まれます。

契約容量料金は2つのうち単純な方で、TDTR契約では全額免除され、これにより43%のコスト削減となります。

ピーク料金は異なります。2025年1月1日以降、TenneTは時間帯ごとに重み付けを行い、月間最大値を適用します。重み付けにより、低重み時間帯の大きなピークは高重み時間帯の小さなピークよりも低い値として扱われます。4月〜9月の夏季は重み付け係数が最大0.8に制限されます。TDTR契約ではピーク料金は年間の85%の時間にのみ適用されるため、ピーク電力の重み付け値が下がり、EHVで€44,000/MW/年、HVで€56,000/MW/年まで低減。これが追加で19%の料金削減につながります。

なぜ高額な系統料金にもかかわらず導入希望が増えているのか？

オランダのBESSパイプラインは拡大し続けていますが、系統接続費用は依然として高いままです。TenneTは最大€150,000/MW/年を請求し、TDTR契約を利用しても€57,000/MW/年と依然高額です。

イギリスと比較すると、Modo Energyの2時間バッテリーベンチマークでは、2025年以降のGB収益は€88,000/MW/年です。オランダ水準の系統料金ではビジネスとして成立しません。

Koに質問：イギリス2時間BESSの収益構造は？

しかしオランダの市場基盤はより強力です。再エネと火力がオランダの発電を支えており、再エネ比率は2025年で平均49%、ガスは35%を占めますが、実際の構成は時間帯によって変化します。

太陽光と風力の発電量が2つの極端な価格帯を生み出します。太陽光がなく風も弱い時は、コンバインドサイクルガスタービン（CCGT）や石炭が燃料費とカーボンプライスを上乗せした限界費用で価格を決定。一方、太陽光・風力が多い時は、ゼロまたはマイナスコストの供給が10〜19GWの需要を全てカバーし、価格も急落します。オランダはイギリス、ノルウェー、デンマークと連系していますが、ドイツとベルギーが主な連系先（4〜5GW、2〜3GW）で、他3国は合計2.4GWです。ドイツとベルギーも同じ時間帯に太陽光発電が多いため、国境を越えても価格は同時に下がり、オランダの余剰電力を輸出する余地はあまりありません。

Koに質問：ドイツの発電ミックスは？

下のグラフは時間ごとの価格決定要素を示しています。時刻スライダーで各時間帯の価格決定技術、ガス価格スライダーでTTF価格上昇による夕方ピークの変動を確認できます（昼間の太陽光による底値には影響しません）。

2026年5月1日正午には太陽光だけで19GWに達し、風力と合わせて9時間連続で需要を100%以上カバーしました。需要自体は最大14GWで、太陽光ピークと同時刻にピークを迎え、夕方に太陽が沈んでからガス・石炭が再び稼働しました。

この昼間の余剰により、デイアヘッド価格はマイナスに転落。-€499.6/MWhまで下がり、EU共通の下限-€500/MWhにほぼ到達しました。供給側が全く出力を抑えない時だけここまで下がります。これは住宅用屋根置き太陽光（合計12GW）が要因で、ネットメータリングにより家庭は輸出と輸入を相殺できるため、価格がどれだけ下がっても発電を続けてしまい、それが価格をここまで押し下げました。

2028年から導入される容量メカニズムがBESS導入を後押し、デ・レーティングがその規模を左右

オランダ政府は2026年6月19日、市場全体を対象とした容量メカニズムを2028年から導入することを発表しました。バッテリーにとって最も重要なのはデ・レーティングの方法論です。これは導入容量を実際に報酬を得られるファーム容量に換算する係数となります。

欧州各国では2時間バッテリーのデ・レーティング係数は0.14〜0.44の範囲です。つまり、オランダで2時間BESSを100MW導入しても、契約できるファーム容量は14〜44MW。4時間システムなら28〜67MWとなるため、長時間化するパイプラインは有利に働きます。