ドイツのバッテリー収益はヨーロッパでもトップクラスです。デイアヘッドの価格差は大きく、イントラデイ市場は変動が激しい。補助サービスも依然として高収益。そして新たな固定収入の導入も目前に迫っています。
それなのに、なぜバッテリーの新設が進まないのでしょうか？
ドイツの市場は意図的に複雑に設計されており、4つの送電系統運用者（TSO）、900の配電系統運用者（DSO）、複雑な接続規則や許認可、立地ごとの系統料金が存在します。さらに政策の不透明さも加わり、資本は慎重な姿勢を崩しません。
本記事では、現在どこで収益が生まれているのか、なぜドイツにより多くのバッテリーが必要なのか、そしてなぜ投資が解放されにくいのかを解説します。
チャンス：世界水準の商業案件と固定収入の到来
2045年までに、ドイツの発電容量の85%が再生可能エネルギーになると予想されています。このエネルギー転換が、バッテリーの2つの主要な収益機会を生み出しました：
商業取引： デイアヘッドおよびイントラデイ市場での取引
補助サービス： 周波数維持予備力（FCR）や自動周波数復元予備力（aFRR）での提供
Modo Energyのバックテストによれば、商業取引と補助サービスを組み合わせることで、2024年には最大€200,000/MW/年の収益が実現しています。
現状の収益は主に商業取引に依存していますが、2026年からイナーシャ（慣性）支払いが始まり、2028年には全国的な容量市場が早ければ導入され、さらなる固定収入が期待されています。
まずは、バッテリーがどのように収益を上げているかを見ていきましょう。
現在の収益構造：ドイツのバッテリーはどう稼ぐのか
デイアヘッド：太陽光発電が多いほどスプレッドも拡大
ドイツには100GW超の太陽光発電があり、ピーク需要は80GWです。
太陽光が増えると価格は急落し、昼にはマイナスになることもしばしばです。
太陽光が減少するとガス火力が主導権を握ります。特に石炭（30GW）が段階的に廃止され、原子力も2023年以降停止しています。
夕方の価格ピークは依然として高く、特にDunkelflaute（再エネが少なく残余負荷が高い時）に顕著です。
この変動幅が、欧州主要市場で最も広いデイアヘッドのスプレッドを生み出しています。
TBnスプレッドは、毎日の上位n時間と下位n時間の価格差を示します。
太陽光の規模拡大により、昼間の低価格時間が長く深くなり、複数時間にわたる新たな取引機会が生まれています。
長時間型バッテリーはまだ普及していませんが、開発者がCAPEXリスクを取れば明確な価格シグナルが見えています。
イントラデイ：予測誤差が変動性を生む
ドイツのイントラデイ連続市場では、納入5分前まで15分単位で取引が可能です。
ドイツには中央のバランシングメカニズムがないため、参加者はバランス手数料を避けるために自らイントラデイ市場で調整しなければなりません。
夏場は太陽光発電の予測誤差が価格変動をさらに大きくします。
バッテリーはこれを活用し、イントラデイの取引時間内で何度もポジションを切り替えます。
今後さらに多くのバッテリーがイントラデイ市場に参入すると、最も賢いアルゴリズムと予測ツールを持つ事業者だけが優位に立てるでしょう。
補助サービス：現状は高収益だが、飽和の兆しも
補助サービスは依然として全体収益の50%以上を占めていますが、現在はバッテリーが商業取引と待機を切り替えるタイミングによって価格が決まる傾向にあります（システム需要だけでなく）。
下表はバッテリーが取引する2つの周波数応答市場を示しています。
FCR：バッテリーが価格の下限を設定
バッテリーの供給量はすでにFCR需要を上回っています（約800MWが認定済み、約570MWが調達）。
夏場はバッテリーがFCRを回避し、フル稼働で卸市場の大きなスプレッドを狙うため、価格は高止まりします。
冬場は多くのバッテリーがFCRに戻り、価格はやや軟化します。
aFRR：依然高収益だが同様の傾向
aFRRはより余裕があり（約330MW認定、約2GW調達）、すでに切り替えの動きが見られます。
aFRR負値はFCRと同じ季節トレンドを示します。
aFRR正値もバッテリーの機会費用に連動します。
- 昼には価格が下がり、バッテリーはマイナス卸価格で充電し、aFRRに放電（スプレッド獲得）できます。
- 卸価格がピークを迎える夕方には価格が上昇し、放電機会が増え、充電率の制約も強まります。
蓄電池が1MW増えるごとに、すべての市場で競争が激化します。
導入量が増えるほど、FCRやaFRRの価格形成は機会費用に収束し、最も柔軟に容量をシフトできる事業者が報われます。
バッテリーの収益最適化方法
ドイツのバッテリーは単一の収益戦略だけを選択しているわけではありません。
事業者はスプレッド、補助サービス価格、充電率、劣化などを考慮し、利益最大化を図ります。
シーケンスがすべて
成功の鍵は市場価格だけでなく、重なり合う市場でのポジションを正しくシーケンスすることにあります。
典型的な1日は次のような流れです：
同じシグナルを追うバッテリーが増えるにつれ、最適化スキルが最大の差別化要因となっています。
将来の固定収入：いつ実現するのか？
商業案件としての魅力は強いものの、資本は慎重です。固定収入がなければ、プロジェクトの資本コストは高く、デットレバレッジも限定的です。
2つの収益安定策が登場しつつあります。
イナーシャ支払い：グリッドフォーミングバッテリー向け新たな契約収益
2026年から、TSOは複数年契約でイナーシャを調達します。
グリッドフォーミング基準を満たし、90%の可用性を維持できるバッテリーは優遇支払いの対象となります。
ほとんどのバッテリーメーカーは、わずかな追加CAPEXでグリッドフォーミング機能を提供しており、長期契約収入を得るための低コストなアップグレードとなります。
総収益額は控えめですが、融資側には固定収入がバンカビリティを高めます。
容量市場：より大きな影響力、だが制度設計は未定
ドイツは、石炭や原子力の廃止を見据え、全国的な容量市場の設計を進めています。
その間、最大20GWの新規ガス火力が公的資金で調達される可能性もあります。リスクは：
- 希少性価格の低下、商業スプレッドの縮小
- バッテリーが補助サービス市場に押し出される
- 資本がガス火力に流れ、蓄電池の導入が制限され、長期的なシステムコストが増加
容量市場の設計はBESSにとって極めて重要です：
設計が良ければ： 蓄電池は安定した長期収入を得て、システムの安定性を支え、デットファイナンスも呼び込めます。
設計が悪ければ： ガス火力が有利なデレーティングで容量支払いを独占し、消費者コストが高止まりします。
なぜシステムはBESSを今すぐ必要としているのか
再生可能エネルギーの拡大に伴い、ドイツの柔軟性ニーズは増大しています。
現状の柔軟性手段も役立ちますが、限界があります：
ガスや石炭は供給を担保しますが、CO2削減にはつながりません。
連系線も一時的に役立ちますが、太陽光余剰が欧州全体に広がると、系統への負荷が増大します。
これらの手段だけでは、システムコストの抜本的削減や脱炭素化はバッテリー蓄電池ほど実現できません。
2024年のFrontier Economicsの調査によると、大規模BESSの導入で：
- 2050年までに120億ユーロのシステムコスト削減
- 2030年までに620万トンCO₂削減
- 最大9GWの新規ガス火力の代替
投資のボトルネック：なぜ資本が動かないのか（まだ）
システムの必要性は明白で、収益性も高い。固定収入も導入間近ですが、導入ペースは依然として鈍いままです。
なぜでしょう？
ドイツの市場は意図的に複雑化されています：
- 4つのTSOによる異なる接続・事前認定ルール
- 900以上のDSOによる分断された許認可プロセス
- 混雑した系統接続待ち（日程・容量ともに不確定）
- BKZ接続料金は最大€100,000/MW、法的な不確実性も未解決で立地判断に資本リスクを増加
その結果、投資家は多層的な政策リスクの中で複雑な手続きを強いられています。
しかし、これを乗り越えた者は大きな利益を手にするでしょう。
今のドイツは、ちょうど2019年の英国のようです。商業バッテリーがその価値を証明し始めた頃で、完璧な条件を待つ人は、他者が2桁成長のリターンを得るのを見守ることになるでしょう。
