約9兆7,600億ルピー規模の蓄電拡大策
インドの連邦内閣は、92ギガワット時の電力貯蔵設備の整備を支援するため、補助金として1兆4,500億ルピー（約150億ドル）を承認した。計画容量の約3分の2は揚水発電プロジェクトが占める見通しだ。このプログラムは、総額9兆7,600億ルピーの投資を必要とする事業を支援することが期待されている。
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ナレンドラ・モディ首相が議長を務める内閣は、2026年11月4日にこの制度を承認した。支援期間は2026～27年度から2030～31年度までで、まだ運転を開始していない蓄電容量が対象となる。支援を受ける蓄電池プロジェクトには、国内調達率40％以上の要件が課される。
今回の決定は、インドの電力転換における実務上の課題に対処するものだ。太陽光パネルや風力タービンは、需要が比較的低い時間帯に大量の電力を生み出せる一方、日没後や風が弱まったときにも家庭や企業は電力を必要とする。蓄電設備は、発電時に電力をため、必要なときに使えるようにする。
政府は、このプログラムによって送電網の安定性が高まり、再生可能電力の利用が拡大し、昼夜を通じて供給を維持するための従来型電源への依存が低下するとしている。電力配電会社にとっての課題は、建設、充電、運用の費用を抑えられる蓄電設備を確保することだ。
財政支援は、想定投資額に対して約14.9％に相当する。1兆4,500億ルピーを9兆7,600億ルピーで割って算出した。したがって、必要資金の大半は別の資金調達手段で賄う必要がある。政府補助金は、蓄電設備の建設費とプロジェクトが得られる収入との差の一部を埋めることを目的としている。
92GWhの内訳
この制度では、3種類の蓄電方式に支援を配分し、揚水発電への割り当てが最も大きい。
- 揚水発電所が60GWhで、全体の約65％。
- 蓄電池システムが30GWhで、約33％。
- 代替蓄電技術が2GWhで、約2％。
揚水発電は、電力を使って水を高所の貯水池へくみ上げる方式だ。電力が必要なときに水を下方へ流し、タービンを回して発電する。蓄電池は化学的にエネルギーを蓄え、必要に応じて電力として放出する。
ギガワット時はエネルギー量を示す単位だ。ギガワットは電力の供給量を示す。例えば、1GWhを蓄えた設備は、損失や運転上の制約を考慮しなければ、理論上は1時間にわたって1GWを供給できる。92GWhという数字は蓄電容量を示すもので、各プロジェクトが一度に供給できる電力量を表しているわけではない。
揚水発電を重視する今回の方針は、蓄電池に焦点を当てていた従来の補助制度から政府の取り組みを広げるものだ。揚水発電は一日の異なる時間帯の間で大量の電力を移すのに特に有効で、蓄電池は需給の変化に迅速に対応できる。
デロイト・インドのパートナー、アヌジェシュ・ドウィベディ氏は、技術の幅広さが今回の承認の中心的な特徴だと指摘した。
蓄電池システム（BESS）や代替技術に加え、揚水発電に重点を置いていることが、新たなVGF制度の最大の特徴だ
プログラムの規模
内閣によると、追加される92GWhは、現在、インドの電力網で稼働する蓄電容量の170％に相当する。つまり、計画された追加分は既存容量の約1.7倍にあたり、プロジェクトが完成すれば大幅な拡大となる。
インドの蓄電需要は、2031～32年度までに411GWhと推計されている。新プログラムだけでその約22.4％を賄う計算だ。92を411で割って算出した。既存設備や他の制度で開発されるプロジェクトも、需要への対応に寄与する。
中央電力庁は、2029～30年度までに235GWh、2035～36年度までに888GWhが必要になるとも予測している。国家電力計画2023では、2047年の必要量を2,380GWhと見積もった。これらの数字は、蓄電設備の開発が今回の補助金の対象となる5会計年度を大きく超えて続くことを示している。
インドが掲げる、2030年までに非化石電源の発電設備容量を500GWにする目標も、取り組みを急ぐ要因となっている。太陽光や風力による発電が増えるほど、発電量が豊富なときに電力を吸収し、需要が高い時間帯に供給できる設備の価値が高まる。
補助金と入札の仕組み
採算性ギャップ資金（VGF）は、公共性の高いインフラ事業の採算を確保するために政府が拠出する資金だ。投資負担の一部を軽減することで、事業者が買い手に受け入れられやすい価格でサービスを提供できるようにする。
新制度の対象容量は、料金を基準とする競争入札で割り当てられる。各入札の要件を満たしたうえで、事業者は蓄電サービスの提示価格を競う。蓄電池と揚水発電のプロジェクトは、公共・民間の電力配電会社が支援を受けられる。代替技術を用いるプロジェクトは、公共・民間の事業体が実施する。
配電会社（ディスコム）は電力を購入し、消費者に届ける。蓄電設備を使えば、購入電力と顧客の時間帯ごとの需要とのギャップを調整する手段が増える。その価値は、充電用の電力を安く調達できるか、また需要や価格が費用に見合うときに放電できるかにも左右される。
支援率の最終決定、支払い条件、性能要件、入札日程など、最新制度の詳細な枠組みはまだ明らかになっていない。こうした規則によって、事業者が必要とする借入額や、電力購入者に利益が届く仕組みが左右される。
以前の制度では、対象となる補助金の20％がファイナンシャルクローズ、つまりプロジェクトの資金調達契約が完了した時点で支払われた。エネルギー経済・財務分析研究所（IEEFA）の主任エネルギー専門家、チャリス・コンダ氏によると、その段階でも多額の借入が必要だった。したがって、補助金の規模と同じく、支給のタイミングも重要になり得る。
初の蓄電池補助から今回の承認まで
今回の決定は、政府支援の複数段階を経て実現した。2026年初めに検討されていた案は、内閣が最終的に承認した容量より大きな蓄電池枠を想定していた。50GWhで、承認された30GWhを上回っていた。
- 2023年9月：内閣は4,000MWh（4GWh相当）の蓄電池を対象とする支援を承認。補助金は設備投資額の最大40％を賄う内容だった。
- 2026年5月30日：協議中の案では、総額約1兆5,000億ルピーの支援で112GWhを整備する構想が示された。内訳は蓄電池50GWh、揚水発電60GWh、その他の技術2GWh。
- 2026年11月4日：内閣は92GWhを対象に1兆4,500億ルピーを承認。揚水発電と代替技術の配分は維持し、蓄電池分を縮小した。
- 2030～31年度：新たに承認されたプログラムの対象となる最後の会計年度。
2023年9月の蓄電池制度では、当初の事業予算が9,400億ルピーで、政府予算からの支援額は3,760億ルピーだった。2030～31年度までに蓄電コストを1キロワット時当たり5.50～6.60ルピーに引き下げることを目指し、支援対象容量の少なくとも85％を配電会社が利用できるようにする要件を設けていた。
その後の蓄電池向け資金調達では、13.2GWhと30GWhを支援すると説明された。2026年5月時点で、前者は全て入札済み、後者は手続き中だった。この2つの合計は43.2GWhとなる一方、以前の制度全体の容量は、9,160億ルピーの資金と合わせて43.8GWhともされている。
今回承認されたプログラムは、これまでの蓄電池向け支援に大規模な揚水発電枠を加える。計画容量92GWhは、2023年9月の当初承認分4GWhの23倍にあたる。
国内調達率40％要件の影響
支援を求める蓄電池プロジェクトには、国内調達率40％以上が求められる。政府は、蓄電設備の導入に公的資金を投入することで、インド国内の製造業に需要を生み出し、輸入部品への依存を減らそうとしている。
この方針は産業政策の2つの分野を結び付ける。既存の製造業向け優遇措置は蓄電池を生産する企業を支援し、新たな蓄電支援はそれらを購入・設置するプロジェクトを後押しする。両政策は、国内メーカーの市場拡大を目指す。
野村は、この要件がインド国内での蓄電システムの製造と組み立てを促すと予想する。インド・エネルギー貯蔵連盟の会長、デブマリヤ・セン氏は、新たな補助金によって、国内付加価値要件や蓄電池価格の上昇に伴う料金引き上げの影響も緩和できると述べた。
セン氏は、蓄電池プロジェクトの採算性について、他の専門家より楽観的な見方を示した。
蓄電池システムはすでに商業的に採算が取れる
セン氏は、VGFを使わない場合の料金は1メガワット当たり月約30万ルピーだと述べた。これは蓄電容量を利用可能な状態にしておくことへの対価だ。買い手は、蓄電池の充電に使う電力の費用や、サービスをどの程度の頻度で利用するかも考慮しなければならない。
安価な蓄電入札が高コストになり得る理由
コンダ氏によると、単独型蓄電設備の容量料金は電力1単位当たり約2.6ルピー。充放電費用として1単位当たり約2.5～3ルピーが加わり、供給される電力のコストは1単位当たり約5.5～6ルピーになる。電力料金でいう1単位は1キロワット時を指す。
この供給コストは、より安定した供給を行う契約型再生可能電力の料金である1単位当たり5.25～6ルピーに近い。配電会社は、充電費用や需給調整の責任も含め、必要なときに電力を得る複数の方法について総コストを比較する必要がある。
コンダ氏は、主な制約は資金調達だけではないと指摘した。
インドで蓄電設備の導入を加速するうえで、資金や資本は本当のボトルネックではない
同氏は、過度な低価格入札、輸入依存、価格の不確実性を挙げた。極めて低い料金を提示した事業者も、契約期間を通じて建設を完了し、借入金を返済し、設備を維持しなければならない。
エネルギー・資源研究所（TERI）の電力・再生可能エネルギー部門ディレクター、アレクヤ・ダッタ氏は、2025年に割り当てられた、2時間分の電力を供給する単独型蓄電池容量の約75％で、財務面の採算性にリスクがあったとの評価を紹介した。同氏によると、プロジェクトの採算性は充電価格、利用頻度、放電時間、資金調達費用、稼働期間中の蓄電池性能に左右される。
ダッタ氏は、資金支援だけでは限界があると述べた。
しかし、補助金だけでは商業的な採算性やディスコムにとっての手頃な料金は保証できない
公的資金の価値を左右する運用実績
配電会社は、期待されるコスト削減と供給面の利点を得るため、契約した蓄電設備を効果的に利用する必要がある。稼働可能な状態にあっても、充電や放電の機会がほとんどない設備は、買い手に支払い義務を生じさせる。
コンダ氏によると、以前の補助金は、実際の利用状況や送電網にもたらした価値ではなく、蓄電池の利用可能性に基づいて支給されていた。買い手が蓄電設備を管理できるかどうかが、商業面での中心的な課題だと指摘した。
本当の問題は、ディスコムが契約した蓄電容量を効率的かつ収益性をもって活用できるかどうかだ
ダッタ氏は、利用可能性、稼働状況、充放電効率、反復運転、蓄電池の劣化を考慮した調達ルールを求めた。効率は、投入した電力量に対してどれだけの電力を取り出せるかを示す。劣化とは、経年や使用によって蓄電池の蓄電能力が徐々に低下することだ。
蓄電池の契約では、性能低下に伴う設備の追加や交換も考慮する必要がある。これらのコストは、契約当初に合意した料金がサービス期間を通じて維持可能かどうかを左右する。
ダッタ氏は、資金支援と成果をより密接に結び付けることを提案した。
VGFの支援を運用実績に連動させることも、より重視すべきだ
支援対象となり得る揚水発電プロジェクト
野村は、建設中の揚水発電プロジェクト11件を挙げ、合計出力は15,870MWとしている。事業者には、州の電力会社のほか、グリーンコ、タタ・パワー、JSWエナジー、アダニ傘下企業、トレント・パワーが含まれる。
建設中のプロジェクトには、グリーンコのガンディサガル（1,920MW、2026年12月完成予定）、タミル・ナドゥ州のクンダ（500MW）とアダニのチトラバティ（500MW、いずれも2027年2月完成予定）、グリーンコのサウンダッティ（1,600MW、2027年12月完成予定）がある。
その後の完成予定には、JSWエナジーのバワリ（1,500MW、2028年12月）、タタ・パワーのビブプリ（1,000MW、2029年2月）、トレント・パワーのカルジャット（3,000MW、2029年12月）が含まれる。カルナータカ電力公社のシャラバティ（2,000MW）は2032年5月の完成予定で、制度の支援期間を超える。
こうした日程から、建設時期が導入の進捗を左右することが分かる。建設中のプロジェクトは支援候補となるが、採択は適格要件と競争入札によって決まる。MWで示される出力は発電能力を表し、制度のGWh目標への貢献度は、蓄え、放出できるエネルギー量によって決まる。
プログラムの実効性は、インフラの完成と効果的な運用を組み合わせることで生まれる。再生可能電力が豊富なときに蓄え、消費者が必要とするときに供給することが重要だ。1兆4,500億ルピーの拠出はこの拡大を支えるが、電力購入者が得られるサービスは、入札制度の設計、建設、日々の運用計画によって決まる。
要点
- 内閣は、2026～27年度から2030～31年度までの92GWhの蓄電設備を対象に、1兆4,500億ルピーの支援を承認した。
- 内訳は揚水発電60GWh、蓄電池30GWh、代替技術2GWh。
- プロジェクトの総投資額は9兆7,600億ルピーと推計され、政府支援は約15％に相当する。
- 蓄電池プロジェクトには国内調達率40％以上が求められる。
- 計画容量は、2031～32年度のインドの蓄電需要予測411GWhの約22％にあたる。
- 容量は競争入札で割り当てられる。詳細な実施ルールは今後明らかになる。
- 充電コスト、効果的な利用、建設、設備の性能が電力購入者の負担を左右する。
