​ドイツの蓄電池業界は懸念を強めています。ドイツ規制当局BNetzAは、現行の系統利用料金免除を早期に終了する可能性を示唆しており、既に接続されている蓄電池も対象となる可能性があります。遡及的なルール変更の見通しは、すでに不確実性の高いポスト2029年の料金体制を巡る市場で、投資家の信頼を大きく揺るがしています。

規制当局は今後の制度を段階的に示しています：改定されたBKZ、ファイナンス型料金、新しい動的・地域別料金などです。BNetzAは蓄電池ビジネスの収益性を悪化させる意図はないとしていますが、最終的な数値が確定するのは2028年末になる可能性が高く、銀行はモデル化できないものには融資しないのが通例です。

多くの蓄電池にとって、この系統利用料金がビジネス成立の分かれ目となります。特に柔軟接続契約（FCA）を持つ制約付き蓄電池では、料金が高くなれば投資収益率（IRR）が投資不可能な水準まで下がり、2029年以降の市場飽和後には収益全体も大幅に減少する見通しです。

FCAと動的系統料金はいずれも地域の系統混雑を管理しますが、前者は物理的制約、後者は価格シグナルで対応します。両方を適用するのは二重課金となります。しかも、最も制約の厳しい蓄電池ほど動的シグナルに応答できないため、運用柔軟性が既に制限されています。

本リサーチでは、ファイナンス型料金だけに着目してビジネスケースの耐性を検証します。この要素は確実に収益を押し下げます。動的料金が一部コストを相殺する可能性はありますが、混雑地域から遠い蓄電池では保証されません。FCAの現実的な制約下で、容量ベースとエネルギーベースの料金シナリオをモデル化しました。

自己消費分に対して€66.50/MWhのエネルギーベース系統料金が課される場合、無制約の蓄電池でもIRRが4ポイント低下します。厳しい制約下の蓄電池では、ほとんどの料金シナリオで投資可能な閾値を下回ります。現実的な料金体制と建設が止まる体制の差は僅かであり、最終的な数値次第で2030年までに7GWもの容量が左右される可能性があります。

本記事はドイツ蓄電池の今後の系統利用料金に関するシリーズの一部です：

• 規制当局がこれまでに提案した仕組み
• ファイナンス型料金がビジネスケースに与える影響
• 動的料金が収益源となる条件（立地による）

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容量料金が€25,000/MW/年を超えると、無制約の蓄電池でも投資困難に

BNetzAのポジションペーパーでは、予約系統容量に応じた容量料金と、系統利用実績に応じたエネルギーベース料金の組み合わせが提案されています。どれだけ容量を予約するかは選択可能であり、価格関係によっては100%か0%のいずれかが選ばれる可能性が高いことから、本分析では容量料金のみとエネルギー料金のみを分けて検討しています。

容量ベース料金では、年間€6,000/MW（近年の英国最低水準）から€130,000/MW（BNetzA議論での一部提案水準）まで幅広くモデル化しました。いずれも4時間蓄電池が2029年1月1日に商業運転を開始する想定です。

結果は制約レベルによって大きく異なります。無制約の蓄電池は、料金なしなら20年IRRが約15%となります。€25,000/MW/年でもIRRは11.4%で投資基準をクリアしますが、ベルギー並みの€42,000/MW/年だとIRRは9%に下がり、無制約でも投資家を見つけるのが難しくなります。

現在ドイツ市場に参入する多くの蓄電池の現状を現実的に評価するため、本分析では厳格だが現実的なFCA制約を採用し、資金調達がギリギリなケースも示しています。

DSO型FCA（ランプレート・インポート/エクスポート上限含む）を持つ蓄電池では、状況はさらに厳しくなります。20年無借金IRRは約11%、容量料金€10,000/MW/年で9.3%まで低下します。現状のハードルレート（約10%）では、追加の確実な収益源がない限り投資家を見つけるのは困難です。TSO制約下では、日中収益が主力収益源の一つですが、厳しく制約されるため、系統料金なしでも資金調達のハードルを辛うじてクリアする程度です。わずかな年間料金でも投資不可能になる可能性があります。

重要なポイントは、ビジネスケースが破綻する料金水準はFCA体制次第で大きく異なることです。新規接続の大半を占める制約付き蓄電池では、わずかな容量料金でも収益が銀行の融資基準を下回ります。

エネルギーベース料金は容量料金より安価だが、蓄電池の運用方法が変化

最新のBNetzA提案では、容量料金をゼロとした場合、自己消費またはRTE損失分に対してのみエネルギーベース系統料金が課されます。現行料金水準と規制案に基づき、4つのシナリオをモデル化しました。

エネルギーベース料金のコスト自体は容量料金より低く、年間支払額はシナリオによって概ね€7,000〜€75,000/MW/年となり、上述の容量料金と同程度のコストレンジです。IRRヒートマップでも、無制約蓄電池は補助金なしAP1（€66.50/MWh）でもハードルレート近辺を維持しますが、制約付き蓄電池は最低料金シナリオでも基準に達しません。

制約付き蓄電池のIRRは、同等の容量料金を支払う場合より低くなります。これはエネルギーベース料金が蓄電池の運用を歪め、利益閾値を超えないサイクルが減ることで、直接的な料金以上に収益が圧迫されるためです。

必要スプレッドの上昇はサイクル機会を非線形に減少させる

仕組みはシンプルです。各サイクルには既にコスト下限（劣化＋RTE損失）があり、RTE86%の場合、放電価格は充電価格より16%以上高くなければ効率損失をカバーできません。

エネルギーベース系統料金はこの下限をさらに引き上げます。1MWh充電ごとにRTE損失で140kWhを失い、€66.50/MWhの系統料金なら最低必要スプレッドが€9.31/MWh上昇します。オプティマイザーはこの閾値を考慮し、利益が出ないサイクルはスキップします。

この影響はTSO制約では最も小さくなります。系統料金がなくても15分ランプ制限やスパイク的な日中価格へのアクセス制限のため、小規模サイクルの多くは元々実行できません。商業収益やサイクル数は小さなスプレッドの変化ではほとんど変わらず、IRRマージンも非常に薄いままです。

サイクル回数への影響は非線形で、スプレッドは年間を通じて均等に分布していません。

€266/MWhの系統料金でも最低スプレッドラインはカーブの下部を横切り、年間の約6%のサイクル日が完全に失われます。料金が低い場合は影響日数も減ります。

蓄電池は1日で最も高い・低い時間帯だけでなく、短期的な価格スパイクを捉えて小さなサイクルも多数実行します。2回目のサイクルは通常TB4より低いスプレッドに依存するため、最も強く影響を受けます。無制約蓄電池の1日平均サイクル数は1.95から最高料金では約1.4まで減少します。

極端な場合、非常に高い料金水準ではほぼ全てのサイクル機会が消滅し、事実上の運用禁止となります。実際にはAP1シナリオではそこまで至りませんが、補助金なしAP2でも年間サイクル数を大きく減らし、収益を料金以上に圧迫します。

系統料金の不透明さが2028年末まで新規投資判断を凍結させる可能性

BNetzAはBESSビジネスモデルを破壊する意図はないと繰り返し述べており、容量市場や国際収益が蓄電池事業を支える可能性もあります。しかし、意図と明確さは別物であり、融資機関はリスク計算に基づいてプロジェクトを評価するため、一定の明確さが不可欠です。

ここには2つの異なるリスクがあり、異なるプロジェクト群に影響を与えます。

2029年8月以降に接続する新規案件はビジネスケースが不確定

2029年8月4日以降に商業運転を開始する蓄電池は、新制度下で系統料金の支払いが必須となります。蓄電池が有利になるか不利になるかは、ファイナンス型料金と動的料金収入のバランス次第です。最終的な数値は2028年末まで確定しない可能性があります。

融資機関は見通せないものはモデル化できませんが、これまでは「何らかの料金を払う」しか分からなかった案件にも徐々に透明性が増しています。ただし2029年以降接続案件のFID（最終投資判断）は大きな不確実性が残り、規制の全体像が明確になるまでドイツでの大規模BESS投資は停止する可能性が高いです。

早期免除撤廃は2029年以前の案件にもリスクを与え、新規投資判断を停止させる恐れ

一方、BNetzAは既に接続された蓄電池も含め、免除を早期終了する法的権限がある可能性を示唆しています。これはまだ確定政策ではありませんが、こうした議論自体が投資家の信頼を大きく損なっています。FID未取得の案件は、この新たなリスクにより資金調達が困難になる可能性があります。

免除が遡及的に撤廃される場合、20年間料金免除を前提にFIDを下したプロジェクトは、運用途中でビジネスケースが大きく変わります。本リサーチで示したIRRは将来案件だけでなく既存資産にも適用されます。これはヘッジ不可能なバイナリーリスクであり、融資機関はより広いマージンを要求するか、市場撤退を選ぶことになります。

FID取得済み案件は原則進行する見込みですが、免除終了前接続を予定する多くの案件はまだ資金調達が確定していません。開発業者は、融資機関がこの新リスクを理由に支援撤回を示唆していると述べています。

新規FIDが2年間途絶えると、2029年の蓄電池容量は40%減、卸電力価格も上昇

今後2028年末まで新規蓄電池がFIDに至らなければ、建設ギャップは急速に拡大します。FIDから商業運転まで2年かかると仮定すると、最短でも2030年まで新規案件は稼働できません。Modo Energyの中間シナリオでは、2029年の蓄電池導入量は約14GWですが、2年のFID凍結で8.7GWに減少し、40%（5.3GW）の供給不足となります。

再エネや需要が想定通り拡大し、蓄電池だけが現状水準にとどまった場合、電力システム全体に大きな影響が及びます。Modo Energyのモデルによれば、2029年の平均電力価格は蓄電池が中間シナリオ通り導入された場合より€1.37/MWh高くなります。また、10%の時間帯で価格が€148.03/MWh以上となり、中間ケース（€144.10/MWh）より高くなります。負の価格時間も16%増え、再エネ発電の出力抑制が増加します。

ただし、蓄電池の自己消費による追加需要は約1.9TWhに過ぎず、TYNDP需要シナリオの総需要664.81TWhと比べればごくわずかです。需要基盤の拡大効果で系統料金は約0.3%（補助金なしAP1想定で€0.19/MWh）しか下がりません。この政策による消費者の純コストは€1.18/MWh（約7億8500万ユーロ）であり、再配分やEEG節約を考慮する前の数字です。投資家に早期の明確性を与えれば、このコストは回避できます。

動的系統料金とFCAは同じ問題を解決する。蓄電池は両方を支払うべきでない

無制約の蓄電池であれば系統料金は十分管理可能ですが、大半の新規蓄電池はFCAを課されています。この組み合わせが投資収益率の大きな障害となることが多いです。

すべてのDSOレベルで動的価格シグナルが導入されれば、FCAと同様に蓄電池の系統協調的な運用を促します。両者は混雑が最も深刻な場所で重複し、そこではDSOが最も厳しいFCAを課し、動的料金も最大のインセンティブとなります。両方を課すのは二重課金です。しかも、最も制約の厳しい蓄電池ほど動的シグナルに応答できません。

適切に設計された動的系統料金は、インポート/エクスポート上限と同じ成果を制約ではなくインセンティブで実現できます。これには3つの選択肢が考えられます：

• 動的料金を支払う蓄電池は、インポート/エクスポート上限を解除できる（価格シグナルが同じ方向に誘導するため）。ランプレートやスケジュール凍結は別の懸念なので維持も可能。
• FCAを持つ蓄電池は、ファイナンス型系統料金を引き下げできる（現行BKZ体制に近い）。
• 稼働中の蓄電池は、FCAのエネルギー関連要素を放棄する代わりに新たな動的料金体制に自主移行できる。

いずれの案も、開発業者が新体制に前向きに関与する動機となり、現状の不透明さで失われつつある投資家の信頼回復につながります。