199 MWのイタリア製バッテリーエネルギー貯蔵システム（BESS）

サルデーニャ島オリスターノに位置する、ユーティリティ規模のバッテリーエネルギー貯蔵システム（BESS）の開発案件。本プロジェクトは、既存のテルナ社（Terna）220 kV変電所からわずか0.1 kmの場所に位置する7.5ヘクタールの敷地において、公称出力199 MWを目標としています。本提案では、承認済みの系統連系（PTO）および現在進行中の単一認可（Autorizzazione Unica– AU）取得手続き（所要期間約18ヶ月）を背景に、SPVの株式100％譲渡を通じて「建設準備完了（RTB）」状態に至る取得プロセスを概説している。

• 総面積：7.5ヘクタール（ha）
• 正味利用可能面積：約4.9ヘクタール （2.6ヘクタールは、高い水害リスク（Hi4）により使用が制限されており、BESSコンテナの設置には使用できませんが、補助設備の配置には適しています）
• 系統連系：約0.1 km離れた場所に位置する既存の220 kV Terna変電所（SSE Fenosu）
• グリッドの状態：接続承認済み、PTO確認済み；接続料金の支払い済み
• 許可状況：単一認可（Autorizzazione Unica– AU）の申請段階
• 許可取得までの見込み期間：建設準備完了（RTB）ステータス取得まで18ヶ月

本取引は、段階的な開発契約として構成されており、建設準備完了（RTB）のマイルストーン達成時に、SPVの株式を100％取得することになる:
初期入金（マイルストーン1）：契約締結時に開発手数料総額の15％を前払い（6,750ユーロ／MW）、これによりSPV株式に対する引受義務が発生します

• 費用の弁済：買主は、土地の頭金およびSTMGの受諾に際して開発業者が負担した費用を弁済する。
• AUのサポートおよび保証：購入者は、AUの発行要件に従い、プラント建設に必要な資金が確保されていることを証明する財務保証を提出しなければならない。
• 最終決済（マイルストーン2 - RTB）：残りの開発手数料85％（38,250ユーロ／MW）の支払いに伴い、AU発行時にSPVの株式100％を取得。
• 購入者の義務の除外：購入者は、土地の残りの購入費用およびSTMGの系統連系費用の残額を直接負担する。

項目	単価	基礎／計算式	総拠出額（ユーロ）	注記
開発者成功報酬 – 頭金（15％）	6,750ユーロ／MW	199 MW × 15%	1,343,250ユーロ	契約締結時に支払うもの
開発者成功報酬 – RTB（85%）	38,250ユーロ／MW	199 MW × 85%	7,611,750ユーロ	オーストラリア当局の承認後、支払いが発生します（ターンキー方式による譲渡）
SPVの取得対価総額	45,000ユーロ／MW	199 MW	8,955,000ユーロ	M&A開発手数料の総額
土地購入の対価	100,000ユーロ／ヘクタール	7.5ヘクタール	750,000ユーロ	開発業者による初期預託金の払い戻し額を差し引いた額
STMG接続手数料の払い戻しおよび最終残高	原価	パススルー	後日決定	STMGの初期受入代金は支払済み。残額はTerna STMGに基づき支払う。
土地の頭金返還	原価	パススルー	後日決定	開発者への前払金の払い戻し
建設前の総資本支出（基準値）	—	SPVの持分＋土地	9,705,000ユーロ	STMGの残高および融資手数料を除く

• 水害リスク（PAI）：2.6ヘクタールの区域がHi4（水害リスク高）に分類されている。残りの4.9ヘクタールは、199 MWのコンテナ型BESSを設置するのに十分な敷地面積を確保している。
• 高圧送電線用地役権：当該区画は、テルナ変電所に至近距離（100 m）に位置しているため、3本の高圧送電線が敷設されています。導線の真下にある用地は、消防局（VVF）のガイドラインに基づき、アクセス道路、地下配線用通路、および作業スペースとして利用される。
• 水力緩衝帯：スピナルバ再生用水路がこの土地を横断しているが、その規制対象となる緩衝帯は、既存のHi4の敷地内に完全に収まっており、これによる追加的な制限は生じない。

明細項目	1年目	2年目	3年目	4年生	5年生	備考／ドライバー
設備容量（MW）	199	199	199	199	199	本格的な商業運転
処理能力／可用性　収益	9,950ユーロ	9,950ユーロ	9,950ユーロ	9,950ユーロ	9,950ユーロ	契約最低価格：5万ユーロ/MW / MACSE-CM
裁定取引および収益のバランス調整（MSD/MGP）	6.965ユーロ	6.825ユーロ	6,690ユーロ	6.555ユーロ	6.425ユーロ	サイクル効率および劣化後の正味スプレッド
総売上高	16.915ユーロ	16.775ユーロ	16,640ユーロ	16.505ユーロ	16.375ユーロ	基本平均：約85,000ユーロ／MW／年
定常および定期的な運用・保守	(1.393ユーロ)	(1.421ユーロ)	(1.449ユーロ)	(1.478ユーロ)	(1.508ユーロ)	長期サービス契約（LTSA）
保険・資産運用	(696ユーロ)	(710ユーロ)	(724ユーロ)	(739ユーロ)	(754ユーロ)	資産、負債、SPVのコンプライアンス
蓄電池の増強およびプラント付帯設備	(1.194ユーロ)	(1.218ユーロ)	(1.242ユーロ)	(1.267ユーロ)	(1.292ユーロ)	性能低下のための予備容量の確保
営業費用（OpEx）合計	(3.283ユーロ)	(3.349ユーロ)	(3.415ユーロ)	(3.484ユーロ)	(3.554ユーロ)	年率2.0％で上昇した
プロジェクトEBITDA	13.632ユーロ	13.426ユーロ	13.225ユーロ	13.021ユーロ	12.821ユーロ	定常状態における営業キャッシュフローの創出
EBITDAマージン（％）	80,6%	80,0%	79,5%	78,9%	78,3%	ユーティリティ規模のBESSにおける典型的な構成

守秘義務および情報非開示
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いかなる申し出や確約も含まれません
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財務予測および将来の見通しに関する記述の性質
本資料に含まれるすべてのプロフォーマ数値、事業指標、見積もり、市場収益予測（容量報酬、裁定取引、付帯サービスを含む）、営業費用引当金、および内部収益率（IRR）の予測は、将来の見通しに関する記述です。 これらの予測はあくまで参考値であり、本質的に不確実性を伴う主観的な仮定、技術的な推計、現行の規制環境、および市場状況に基づいています。実際の結果、事業実績、および財務的リターンは、以下に挙げる要因を含む（ただしこれらに限定されない）数多くの要因により、明示または黙示された内容と著しく異なる可能性があります：

• 電力市場の価格変動、前日スプレッド、および付帯サービスの報酬；
• 各国または欧州のエネルギー政策の変更、調達オークション（例：MACSE、キャパシティ・マーケット）、および送電網料金規制；
• 「単一認可（Autorizzazione Unica– AU）」手続き中に生じる許可の遅延、環境条件、または変更；
• 建設コスト、サプライチェーンの納期、バッテリーセルの価格、および金利・借入金利の変動；
• 設備の劣化、系統制約、あるいは送電系統運営者（Terna）による連系変更などの物理的運用要因。

表明および保証の否認／独立したデューデリジェンス
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