周波数調整から太陽光カニバリゼーションまで：バッテリー価値を生み出す全ての仕組み

エグゼクティブサマリー

• ドイツのバッテリー容量は2025年半ばに2GWを突破し、年末までに3GWを超える見込み。欧州で最も成長が速い蓄電市場です。
• デイアヘッド市場のスプレッドは2019年の€30/MWhから2024年には€130/MWhに拡大。太陽光カニバリゼーションにより昼間の価格がマイナスに転じています。
• バッテリーの参入拡大により補助収入（アンシラリー収入）は圧縮され、収益構造は卸売取引へシフトしています。
• フレキシブル接続契約（FCA）は出力・入出力制限により収益を10～13%減少させますが、より早い系統接続が可能です。
• 2026年から新設される慣性サービスでは、グリッドフォーミングバッテリーに€8,000～17,000/MW/年の追加収入が見込まれ、ドイツで数少ない地域別収益シグナルとなります。

1. なぜドイツは蓄電池投資で注目すべき市場なのか？

ドイツは欧州最大の電力市場であり、最も成長著しいバッテリーシステムを持っています。容量は2025年半ばに2GWを突破し、年末には3GW超が見込まれます。ドイツのトール水準は他国より高く、低金利での資金調達が可能となり、蓄電池導入の後押しとなっています。

一方で、ドイツ市場はモデル化が非常に難しい市場でもあります。単一価格ゾーンの裏に深刻な地域ボトルネックが隠れ、複数のバランシングレイヤーが重なり合っています。これらの系統制約により、日常的に混雑管理が発生しています。

こうした複雑なレイヤー構造を理解することが、バッテリーの収益源や取引方法、そしてビジネスモデルが規制型からマーケット型へどのように移行するかを左右します。

ドイツの稼働中BESS（蓄電池）容量は2025年末時点で2.5GWに到達し、新設案件では平均運転時間が1.4時間から2時間以上へと延びています。

2. ドイツの電力市場はどのように重層化しているのか？

1日を通じて5つのゲートクローズ（FCR → aFRR → デイアヘッド → イントラデイ → リディスパッチ）が存在します。

• FCRとaFRRは周波数調整を担い、安定したアンシラリーベースとなります。
• デイアヘッドとイントラデイはエネルギーシフトを評価し、マーケット型収益をもたらします。
• リディスパッチは系統混雑時に価格シグナルを上書きします。

ドイツのバッテリーにとって、これら5つすべてに対応することが長期的な価値を左右します。アンシラリーでアクセスを確保し、卸売取引でリターンを決定し、リディスパッチや系統ルールで供給可能性が決まります。

3. ドイツのデイアヘッド市場はどう機能しているのか？

価格は96の15分ブロックごとに12:00 CETの単一オークションで決まります。全ての発電機、需要家、蓄電池、連系線フローがスケジュールを調整し、需給を一致させます。

​デイアヘッドで決まるSOC計画をもとに、オペレーターはイントラデイやアンシラリーでさらに調整します。

太陽光や風力の普及により、高値時間帯と安値時間帯のスプレッドは2019年の€30/MWhから2024年には€130/MWhへ拡大。バッテリーは昼間の安値で充電し、夕方のピークで放電して差益を狙います。

Modo Energyの分析によると、ドイツのデイアヘッドスプレッドは2019年から2024年で4倍に拡大。100GWを超える太陽光の影響で昼間の価格がマイナス化しています。

4. なぜドイツのイントラデイ市場はこれほどボラタイルなのか？

デイアヘッド終了後も、発電者やオフテイカーはリアルタイムで需給バランスを取る必要があります。ドイツのイントラデイは欧州で最も流動性が高く、1日100万件超の取引が96の配信ウィンドウで成立します。

連続取引は納入5分前まで継続。直前30分間に流動性がピークとなり、ポジションをクローズしてインバランスペナルティを回避します。

2025年の取引日の半数以上で€1,000/MWh超の取引が発生。オペレーターは物理的なディスパッチと非物理的な転売を組み合わせ、価格変動に応じてポジションを売買します。

イントラデイは今やドイツのバッテリー収益の大部分を占めますが、マーケット競争も激化しています。

5. リディスパッチとは？バッテリーにどう影響する？

商業的にはバランスしていても、系統が電力を流せない場合、リディスパッチ2.0によりTSOやDSOがスケジュールを強制的に変更できます。

ドイツのリディスパッチコストは2024年に28億ユーロ、10年で15倍に増加。100kW超の全ユニットが対象です。

補償は揚水発電のロジックに準じており、実際のバッテリー挙動を反映していないことが多いです。ストレージは混雑コスト削減に貢献できるにもかかわらず、十分に活用されていません。 ただし、カットテールメントがバッテリーのスケジュールを乱し、運用上のリスクとなり得ます。

6. ドイツのFCR・aFRR収益構造は？

ドイツは欧州2大周波数市場の中心です。

FCR：大陸全体で約3GWを毎日調達、そのうちドイツ分は約570MW。30秒以内の全量応答が必要。

aFRR：約2GWの容量、2024年のTSO支出は4億ユーロ。5分以内の応答が求められます。

バッテリーは精度・速度ともに優位ですが、参入増加でマージンが縮小。アンシラリーは入口であり、今後は卸売最適化が最大の収益源となります。

Modo Energy分析によれば、ドイツのバッテリー認証はaFRRで約550MW、FCRで約800MWに到達（調達量は約570MW）。

7. ドイツの新しい慣性市場とは？バッテリーはどれだけ稼げる？

2026年初頭から、TSOは固定価格・可用性のみの慣性サービスを調達。グリッドフォーミングインバーターはミリ秒単位で慣性を模倣し、周波数を安定化させます。

経済性：

• 追加収益：市場収入に加え€8,000～17,000/MW/年
• 設備投資増：グリッドフォーミングインバーターで最大5%増加
• エネルギー要件：最小限（1時間バッテリーの0.035%）

規模：ドイツは2027年までに約30GW、2037年までに72GWの慣性対応バッテリーが必要です。

立地が重要：地域需要が満たされるとTSOは入札を拒否可能。最大のチャンスは北西ドイツ（洋上風力DCライン）とバイエルン北部（太陽光多・系統分割リスク）です。

8. フレキシブル接続契約（FCA）はドイツのバッテリー収益にどう影響？

FCAは確定的な系統接続権を早期アクセスと引き換えにします。ディスパッチが制限されると収益が減少します。

3つの制限タイプ：

1. 入出力キャップ：Modo Energyのモデルによれば、2028年運開の2時間・75MWバッテリーは平均収益の13%を失います。
2. ランプレート制限：15分ランプで生涯収益が10%以上減少。5分ランプでは約5%の減収。
3. アンシラリー制限：特例がなければ、ランプレート制限によりaFRR参加が制限（5分以内に出力到達が必要）。

運転時間も重要：1時間バッテリーは5分→15分ランプでIRRが1.4ポイント低下、4時間バッテリーは0.7ポイントの低下。

FCAはドイツの系統協議で標準化しつつあり、ディスパッチやIRRへの影響把握は金融機関にとって不可欠です。

9. ドイツでバッテリーを建設するならどこが最適？

地域別価格シグナルは存在せず、全資産が同じ卸売価格を受けます。ただしコストや接続条件は大きく異なります。

Modo Energy分析によると：

• BKZ料金：北部で最大80%安い
• 土地コスト：北部・東部で最大90%安い
• 接続待ち行列：500GW超

実際の制約は系統アクセスです。開発者は、どのDSOが最速で処理するか、どの地域に余剰容量があるか、リディスパッチルールがストレージをどう扱うかに注目しています。

2029年以降、地域別・動的系統料金の導入案により地域差が拡大する可能性がありますが、それ以前に設置されたバッテリーは免除される見込みです。

10. ドイツでバッテリーのコロケーションは有効か？

ドイツは太陽光問題を抱えています。PVは100GW超、夏の需要は60GWを超えることは稀。晴天時は系統が溢れ、デイアヘッド価格が暴落し、ソーラーキャプチャーレートは2022年の98%から2025年には54%まで低下。

太陽光開発者にとって、マーケット型太陽光は資金調達が難化し、EEG補助金のストライク価格も下落傾向です。

バッテリーが解決策です。コロケーションが最速の導入ルート

• バッテリーのコロケーションはCapExや系統アクセスで優位。グリーンバッテリー（系統から充電しない）は接続待ち行列を回避し即時アクセス可能な場合があります。
• ただし、グリーンバッテリーは運用が大きく制限され、グレーバッテリー（系統充電可）に比べてIRRが低下します。
• 新設グリーンバッテリーには補助金あり：イノベーション入札で太陽光＋蓄電池の組み合わせが片側CfDとなり、IRRが投資水準に達します。

11. ドイツのバッテリー収益の今後は？

かつてはアンシラリー収入が収益の柱でしたが、飽和と競争によりマルチマーケット取引へのシフトが進行中です。

• FCR・aFRRのリターンは参入増加で低下。マージンは急速に圧縮され、参入＝高収益とは限らなくなっています。ただし、長時間バッテリーによる卸売取引強化で有意な収益が期待できます。
• 2029年以降は新たな系統料金がプロジェクトIRRを左右。免除期間終了後は新たな系統料金制度が適用され、IRR低下リスクがある一方、立地価値が高まり最適化モデリングが一層複雑化します。
• 容量メカニズムが収益構造を再構築する可能性。ドイツは2027年までに容量市場を設計し、2031年に開始予定。バッテリーに安定収益が増える見込みですが、市場設計やディレーティング要件は未発表です。

全ての収益シナリオには、予測時に考慮すべき3つの大きなリスクがあります：

1. 需要成長が期待外れとなるリスク。多くの予測は水素やデータセンターなど電化・調整可能需要の増加を前提としていますが、成長が遅れればボラティリティ（スプレッド）も縮小します。
2. ガス価格が価格決定要因であり続ける。マーケット収益はピーク価格に依存し、その多くはガスに連動。ガス価格が下がればバッテリー収益も直撃します。
3. 過剰導入による収益カニバリゼーションリスク。2029年前の駆け込み稼働や急速な蓄電池導入が続けば、卸売市場の飽和で収益が圧迫される可能性があります。