ヨーロッパ全体で、太陽光のキャプチャーレートは導入容量の増加とともに低下しています。フランスでは、太陽光キャプチャー価格とベースロード正価格の比率が2022年の97%から2025年には60%に下落しました。

それにもかかわらず、現行の入札条件では併設型の経済的魅力が乏しく、落札資産のキャプチャー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公開協議を発表しました。提案された枠組みでは、太陽光発電所と蓄電池の併設を直接的に促進するインセンティブが盛り込まれています。

新しい太陽光入札では、マイナス価格時にPVが併設蓄電池へ充電可能に

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。

この仕組みにより、併設された蓄電池はマイナス価格時にPVから充電できず、規制当局はすべての電力フローを「生産」とみなしています。

提案された新しい枠組みでは「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から直接蓄電池への充電が可能となります。蓄電池は価格がプラスに転じたタイミングで放電します。

この運用を担保するため、CREはPVアレイ、蓄電池、系統連系点で個別にエネルギーフローを計測する新たなメーター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の上乗せ額は太陽光キャプチャー価格を基準に算出されていました。導入容量の増加に伴い、この基準価格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ー価格の97%から2025年には60%まで低下しています。

この下落により、保証された買取価格と市場基準価格の乖離が拡大し、CfDにかかる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ー価格へと切り替え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すると、その差額を開発者が負担することになり、開発者にはこうした時間帯を避け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、昼間の供給過剰な時間帯から付加価値の高い夕方への出力シフトを実現し、太陽光キャプチャー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方法です。

この効果は地域によって異なります。南部の発電所は昼間の短時間に出力が集中し、カニバリゼーションの影響が大きい一方、北部では夏季の発電がより平坦に広がります。

新しい補償式でハイブリッド案件の無補償マイナス時間が削減可能に

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課題となっています。2025年にはフランスで513時間のマイナス価格が記録され、過去数年から大幅に増加しました。これらは太陽光出力がピークとなる春と夏に集中しています。

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時から16時に集中し、まさにPV発電所の出力が最大となる時間帯です。今後も導入容量の増加により、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発電所はマイナス価格時にPnegプレミアムを受け取るためには発電を抑制しなければなりません。国は抑制された出力に対し、1時間あたりPmaxの50%で補償しますが、年間フル稼働時間（FLH）を差し引いた1,600時間が上限です。

年間1,300FLHのプロジェクトでは、最大で年間300時間分のマイナス価格補償しか受けられません。マイナス価格の時間が増えるにつれ、上限を超えた分は補償されなくなります。

こうしたリスク管理のため、CREは以下の3つの新しい補償式を提案しています：

• オプション1（CRE推奨）：FLHに基づく上限を撤廃し、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を維持。ハイブリッド案件は蓄電池充電により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抑制。
• 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、マイナス価格への保護効果は最も弱い。
• オプション3：50% Pmaxを維持しつつ、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。

以下のシミュレーターでは、プロジェクトの太陽光発電量、蓄電池容量、想定マイナス価格時間に基づく無補償時間を推計できます。

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では2022年から蓄電池併設が必須となっています。基本的な考え方はフランスの提案と同じで、蓄電池が安値時間帯の電力を吸収し、高付加価値時間帯に出力をシフトします。

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、競争激化により2年で53€/MWhまで低下し、EEGのPV単独入札とほぼ同水準（約50€/MWh）に収束しました。

開発者の参入と蓄電池価値の適切な価格設定が進む中、併設蓄電池のプレミアムは縮小しました。

両国の枠組みにはいくつか違いがあります。ドイツは系統からの充電を禁止し、蓄電池容量を25%以上、2時間の放電要件を課しています。フランスはこうした比率規定がなく、系統充電も可能です。

これによりフランスの開発者は蓄電池の価値を引き出す選択肢が増える一方、最適化すべき変数も増えます。最近のCRE太陽光入札では、平均落札価格は79€/MWhでした。

新しいハイブリッド上限価格は95€/MWhに設定されており、開発者は蓄電池投資に一定のバッファーを確保できますが、今後はシステム設計と運用の効率化が進むにつれ、このバッファー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

公開協議への回答期限は2026年4月30日で、初回のハイブリッド入札は2026年末または2027年初頭に開始される可能性があります。

太陽光IPPは各補償式の収益インパクトをモデル化し、注入制約が異なる日射量での最適蓄電池容量にどう影響するかを検証し、併設型構成向けに許認可戦略を調整すべきです。

こうした設計作業を入札前に終えた開発者が、競争力のある入札を行う上で有利となります。