補助金事業データによる2023年度の系統用蓄電システム価格は平均6.2万円/kWhで、電池部分が4.8万円/kWhを占める。2022年度の4.9万円/kWhから上昇しており、資源価格の高騰や円安が主な要因と整理されている。事業者ヒアリングでは、補助金を使わず海外製を採用する案件に2~4万円/kWhの例があり、日本製より数万円/kWh程度安価との結果である。大手Tier 1メーカーは国内外とも導入実績が豊富で、安全性に遜色はないとの見解が示された。
| 論点 | 資料の結果・条件 |
|---|---|
| コスト比較 | 補助金事業の2023年度平均は6.2万円/kWh。海外製採用案件では2~4万円/kWhの例がある |
| 価格変動 | 為替・資源価格により最終支払額が変動し得る。地域・案件ごとに系統連系、専用線、受変電設備などの追加費用も異なる |
| 分析範囲 | 補助事業データには受変電設備、系統連系費用、税等が含まれない場合があり、建設費全体とは一致しない |
収益性は市場価格や建設費などの前提に大きく左右される。系統用のアービトラージでは、充放電時の値差が主要因であり、20年間の試算では建設費6万円/kWhの場合、IRRはダウンサイド−6.2%、ベース0.4%、アップサイド5.1%である。ベースシナリオでは建設費5万円/kWh以下で一定の収益が見込まれるとの試算である。需給調整市場は2024年4月に全商品の取引が始まったばかりで、制度見直しも検討されているため、長期の価格・約定率や収益を見通すことは困難とされる。
再エネ併設では、九州の太陽光FIP電源を対象に、0.01円/kWhコマでの充電によるプレミアム収入の回避と、高値コマへの売電によるタイムシフト収入を試算した。建設費6万円/kWhの場合のIRRは3.6%、4万円/kWhでは9.2%で、6万円/kWh程度以下なら一定の収益が見込まれる。ただし、系統からの充電や需給調整市場収入は含まず、発電量・価格等が20年間一定との前提である。将来評価には市場見通しの作成が必要であり、これらの試算は前提を変えると結果も変わる。
事業者は、系統用では容量市場・需給調整市場・卸電力市場、再エネ併設ではFIP電源のタイムシフト収入やプレミアム収入を想定している。市場価格の変動や制度変更により長期収入の予見が難しく、標準シナリオの設定、金融機関への説明、プロジェクトファイナンスの組成に課題がある。収益安定化のためオフテイク契約も検討されているが、候補となるオフテイカーは少ない。系統混雑回避、設備投資抑制、環境価値などの潜在的価値を評価する仕組みが必要との要望も示された。
資料は、コスト面では地域別の連系費・工期情報の不足、接続手続の長期化、為替・資源価格の変動、周辺設備や施工人材の不足、安全基準や消防対応の不確実性を挙げる。収入面では制度の複雑さと予見性の低さ、活用ユースケースの限定、出力制御・市場価格の予測困難、リスクヘッジ手段の限界を課題として整理している。これらは調査に基づく課題整理であり、具体的な政策決定や制度変更は本資料では示されていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「系統用・再エネ併設蓄電システムのコスト面・収益面での課題整理」(経済産業省)(https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/storage_system/index.html)をもとに当社作成
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