​ポーランドの容量市場は、これまで大規模バッテリー導入の主な収益源となってきました。政府による長期の可用性支払いが保証されていました。2022年から2024年にかけて、ポーランドの容量市場オークションでは、ヨーロッパでも有数の好条件なBESS契約が成立しました。しかし2025年には、実質的な容量支払いが85%減少。この期間中、2030年までに合計11～12GWのバッテリー導入が予定されています。

しかし、デレーティングファクターの大幅な削減により、容量市場だけではバッテリーの収益を支えきれなくなりました。それでもオークションへの関心は高く、BESSへの投資判断がマーチャント型でも十分魅力的であることを示しています。

デイアヘッド裁定取引、新たに統合されたPICASSO経由のaFRR、そして拡大するインターデイ市場が、現在の主要なマーチャント収益源となっています。

主なポイント

• BESSのデレーティングファクターは3年間で95%から13.4%に低下し、固定収益が大きく減少。それでも2025年12月のオークションでは5.1GWの物理的BESSが落札。
• 2025年のポーランドのデイアヘッド価格差は平均153€/MWhで、ドイツより17%広く、BESSにとって高収益市場であることを示す。
• ポーランドの補助サービス市場は依然として未飽和の収益性を持つが、PICASSOを通じたヨーロッパ全体のaFRR競争により、夏季の価格は下落傾向。

デレーティングの削減でBESS容量支払いが3年で85%減少

ポーランドの容量市場はヨーロッパでも有数の高収益市場でした。しかしヨーロッパ全体で、BESSが容量市場で成功するかどうかはデレーティング（バッテリーの設置容量のうち、容量オークションで評価される割合）に左右されます。95%なら100MWのバッテリーは95MW分の報酬を得ますが、13.4%では13.4MW分しか支払いがありません。

ポーランドでは、送電系統運用者PSEがこのファクターを全てのバッテリー持続時間に一律で適用。他の欧州市場では持続時間に応じて調整されます。

わずか3年でデレーティングは95%から60%、そして現行制度下最後のオークションで13.4%にまで低下。最新のプロジェクト群は、物理容量の7分の1に基づく容量支払いしか受けられません。

2025年12月のオークションでは5.1GWの物理BESS容量が落札されましたが、デレーティング後の支払い対象は約685MWにとどまります。それでも過去最大規模のBESS導入年となり、市場がマーチャント収益の有望さに自信を持っていることを示しています。

デレーティングは短時間型を優遇、しかし4時間型が主流

デレーティングの削減は透明性や持続時間への配慮なく行政的に設定されました。一般的には短時間型バッテリーが有利ですが、2025年最新オークションでは4時間型が依然として主流でした。

これは、容量市場契約の価値がBESS開発者にとってもはや限界的な収益源ではないことを示しています。開発者はむしろ、卸電力市場の広い価格差を狙い、長時間型バッテリーに注目しています。

この仕組みでは収益の上積みはほぼ期待できず、ポーランドのBESSにとっては「好条件の容量契約」を確保することよりも、マーチャント収益が投資を正当化できるかどうかが焦点です。

補助サービス・デイアヘッド裁定・インターデイが主要収益源に

容量市場以外では、ポーランドでは市場初期段階で補助サービスが主な収益源となります。他の欧州諸国では、BESSはまずFCRやaFRRで高収益を上げ、これらのサービスが飽和してくると卸電力市場にシフトしていきました。

ポーランドの補助サービス市場は2つの重要な変化を経験しました。2024年6月のバランシング市場改革でBRP（バランス責任者）とBSP（バランシングサービス提供者）の役割が正式に分離され、バッテリーが直接BSPとして参加できるようになりました。

FCR（周波数維持予備力）は、需給バランスが崩れた際に自動的に数秒以内でグリッド周波数を50Hzに安定させるサービスです。 ポーランドではFCR容量が171～197MWと限定的で、上下調整に分かれて調達されます。価格は平均15～25€/MW/h。容量はPSEが設定し、2026年1月には197MWに増加します。

BESS事業者にとってFCRは安定収益源であり、初期導入組がこの市場を独占できる好機です。しかし市場規模が200MW未満のため、少数のBESS導入で急速に飽和する可能性もあります。

aFRRは市場規模が大きいが、PICASSOで欧州全体が飽和傾向

バッテリーにとってもう一つ重要な補助サービスがaFRR（自動周波数復元予備力）です。これは周波数の逸脱が発生した5分以内に応答し、FCRの後を引き継ぎます。aFRRは上方向400～500MW、下方向400～440MWと、FCRよりも市場規模が大きいのが特徴です。

2025年7月11日、PSEはPICASSO（欧州越境aFRRエネルギー活用プラットフォーム）に参加し、ポーランドも自動周波数復元予備力の共有プールに統合されました。以降、aFRR容量価格は上下で大きな差が続いており、上方向は平均約35€/MW/h、下方向は15～25€/MW/hと約2倍の開きがあります。

BESS事業者にとって、容量支払いだけでも導入初期は安定収益源となります。上下一括でaFRR提供に全力コミットすれば、可用性だけで1MWあたり年間約50万ユーロの収入が得られました（アクティベーション報酬を除く）。

初期参入者は高収益を享受できますが、今後ギガワット規模のBESSが接続されると、英国・ドイツ・オーストラリア・ERCOTで見られるように価格は平均値へ収束していきます。（参考事例）

デイアヘッド裁定：太陽光がポーランドの価格帯を変える

補助サービスの収益はBESS導入が進むと急速に圧縮されるため、バッテリーの長期的なビジネスモデルは主にデイアヘッド市場でのエネルギー裁定に基づく必要があります。ポーランドではすでに太陽光発電容量が24GWを超え、発電量が多い日にはデイアヘッド価格に大きなダックカーブが現れます。

晴天時には、太陽光発電の大量導入で正午の価格が-90€/MWhを下回ることも。依然として主力である石炭火力は柔軟性が低く、余剰電力に対応しきれません。石炭発電の停止・再稼働コストが一時的なマイナス価格より高いため、発電所は出力を落として稼働を継続します。

夕方に太陽光発電が減ると需要が急増しますが、石炭火力では素早く出力を戻せず、価格は150€/MWhを超えます。2025年のデイアヘッド価格差は平均153€/MWhで、ドイツより17%広い水準でした。

インターデイ市場：小規模から必須へ

2025年のポーランドのインターデイ取引量は6.7TWhに達し、前年比170%増となりました。ドイツの106TWhと比べれば依然小規模ですが、現段階では成長率が重要です。

15分単位の商品が2024年6月に導入され、2026年初頭にはTGE（ポーランド電力取引所）の流動性プロバイダープログラムも開始されます。

BESSにとって、デイアヘッド市場が基準となり、インターデイ市場では予測やインバランスの変化に応じて再入札が可能です。流動性の高いインターデイ市場は、バッテリーが瞬時の柔軟性を生かして何度もポジションを組み替え、収益を最大化することを可能にします。

石炭離脱と再エネ拡大が価格差を拡大

ポーランドの石炭火力は、EU排出権取引制度や設備の老朽化により縮小傾向にあります。

石炭の月間発電シェアが下がり、変動型再エネが増えるほど、デイアヘッド価格差は拡大します。石炭シェアが1ポイント下がるごとに、日次価格差は約6€/MWh広がります。

ポーランドは2035年までに新たに30GWの風力・太陽光導入を目指し、石炭全廃を最終目標としています。再エネ導入が進むほど、ネット負荷の変動が激しくなり、予測誤差や出力抑制も増加。BESSにとっては裁定機会の拡大と、再エネの誤差調整のためインターデイ市場の深化が進むことを意味します。

BESS投資家・開発者への示唆

市場はまだ発展途上です：

• 稼働中のバッテリーが少なく、FCRやaFRRの収益性は当面高水準を維持
• インターデイ流動性は6.7TWhでドイツの16分の1
• ポーランドの大規模BESSには十分な運用実績がない

このため、市場のファンダメンタルズは強いものの、インフラ整備が追いついていない状況です。