地域柔軟性市場

まだ発展段階にある電力の地域柔軟性市場は、分散型エネルギー資源（DER、例えば貯蔵事業者、需要応答事業者、電気自動車、エンドユーザー、（再生可能）発電所）が、地域レベルでシステム事業者または他の取引相手に電力需要または生産／供給の柔軟性を提供することを可能にします。この柔軟性の利用目的は様々であるため（市場指向、システム指向、系統指向、「柔軟性トライアングル」[ 1 ]を参照）、様々なアクターとロールモデルで構成される多様な市場設計[ 2 ]が存在します。いくつかの地域市場モデルは、系統の混雑と公平性という広範な問題に効率的に取り組むことを目的としています。[ 3 ]

背景、問題点、課題（北ドイツ）

再生可能エネルギーは既に急速に拡大しており、近年さらに加速しています。これは特にドイツにおいて顕著であり、特に北部地域で顕著です。[ 4 ]約50GW [ 5 ]の風力発電設備容量は、2017年にドイツの電力需要の3分の1以上を賄いました。[ 6 ]例えば、シュレースヴィヒ＝ホルシュタイン州は、電力需要の95% [ 7 ]を風力発電（陸上）で賄うことができました。

グリッド拡張の遅れが渋滞を引き起こす

エネルギー供給過剰による地域的な混雑

電力網を通じて消費者に輸送するには、これらの大量のエネルギーを適切な電力網容量で輸送する必要がある。しかし、風力エネルギーはEEGインセンティブによって急速に拡大したのに対し、電力網の拡張ははるかに遅いペースで進んだ。これは、電力網拡張の規制に多大な官僚的努力が必要だったためである。この事実は複雑な問題を引き起こす。すなわち、風力発電が活発な時期には、電力供給量が多すぎて、電力網に適切に供給・配電できない状態になる。限られた電力網容量は、このような大量のエネルギーを一度に輸送できるようには設計されておらず、結果として混雑が生じる。[ 8 ]

フィードイン管理による渋滞の解決

現在、システム運用者がこの問題に対処し、系統の安定性を確保するために利用できる手段は、強風時に特定の風力タービンを停止することだけです。これはフィードイン・マネジメントと呼ばれます。[ 9 ]しかし、風力タービンのエネルギー出力が最大になるときに停止させると、環境的にも経済的にも非常に大きなコストがかかります。

環境の観点から見ると、風力発電の供給が抑制される1kWhごとに、その不足分を補うために別の発電所を稼働させる必要がある。なぜなら、すでに市場で取引されている供給量だからである。この不足分を補う発電所は、比較的迅速かつ正確に立ち上げる必要があるため、第一かつ唯一の選択肢はコンバインドサイクルガスタービン（CCGT）である。特定の発電所を稼働させ、一方で特定の発電容量を停止することでエネルギー生産のバランスをとるこの方法は、システム再ディスパッチと呼ばれる。

固定価格買い取り制度は、2つの理由から非常に高い経済的コストがかかります。第一に、再ディスパッチされたCCGTに報酬を支払わなければなりません。第二に、風力タービンの運営者または所有者も、本来であれば生産していたであろうkWhごとに報酬を支払わなければなりません（EEG法によって）。これらのコストはシステムオペレーターが直接支払うわけではありません。システムオペレーターはコストを最終消費者に転嫁する権利があり、[ 10 ]、最終的には社会が支払うことになります。ドイツにおける固定価格買い取り制度の年間コストは、2016年には3億7,300万ユーロ、[ 11 ] 2017年には5億5,000万ユーロ、[ 12 ] [ 13 ]であり、2025年までに50億ユーロまで増加する可能性があります。

技術的な説明と原則

近年、地域市場における役割と主体に関する様々な概念が提唱されている。本稿では、送電・配電事業者（TSOおよびDSO）が主に市場ベースで系統混雑を緩和することを目的として利用する柔軟性市場の概念について考察する。この市場は、EU H2020プロジェクトSmartnetの一環として開発された。[ 14 ]独立した中立的な第三者機関によって運営されている。

このモデルにおける主要な役割

  • システムオペレーター（送配電システムオペレーター）は、電力量の単一購入者として行動し、あらゆる取引において相手方となります。したがって、あらゆる取引の実行はシステムオペレーターの管轄となります。システムオペレーターは、柔軟性プロバイダーへの金銭的報酬についても責任を負います。
  • 市場運営者: 事前定義されたプロファイル交換 (DER の物理的影響の調査を意味します)、注文帳の操作、および場合によっては清算活動など、市場を運営する中立的な第三者。
  • フレキシブルリソース所有者：システム運用者に柔軟性を提供します。下方柔軟性（発電量の減少）または上方柔軟性（消費量の増加）のいずれかを提供できます。柔軟性提供者としては、蓄電システムの所有者、電気自動車、従来の発電所運営者（下方柔軟性）、デマンドレスポンス能力の所有者（工場など）、セクターカップリング施設の所有者などが挙げられます。ローカル市場に参加できるリソースを指す一般的な用語として「DER」があります。これは分散型エネルギーリソース（Distributed Energy Resource）を指し、エネルギーを消費または生産するあらゆるリソースを指します。
  • アグリゲーター：複数の小規模な柔軟性プロバイダー（規模が小さすぎて実行可能な入札ができないプロバイダー）を1つのポートフォリオに集約し、単一のプレーヤーとして市場に参加します。例えば、電気自動車は直接参加するのではなく、地域市場のアグリゲーターを介して参加します。

さまざまな市場設計アプローチの分類

過去数年間、地域市場の設計に向けて様々なアプローチが試みられてきました。その主な目的（地域におけるエネルギー取引）は常に共通していますが、副次的な目的やその役割を担う方法は多岐にわたります。以下の表は、これらの様々なアプローチを区別基準に基づいて分類したものです。

ローカル市場向けコンセプトの分類
オプション1 オプション2 オプション3
時間枠 （ほぼ）リアルタイム 日中 / 前日 1日以上先
事業者 中立的な第三者 系統運用者（DSOまたはTSO） エネルギー公益事業
取引当事者 システムオペレーターとフレキシビリティプロバイダー フレキシビリティプロバイダーとフレキシビリティプロバイダー すべてすべて
市場手順 自由市場 見積モデル[ 15 ]市場はなく、参加者に対して定義されたインセンティブのみ[ 16 ]
副次的目標 地域的な混雑を緩和する ピアツーピア取引とポートフォリオ最適化を可能にする
テクノロジー ブロックチェーン ブロックチェーンなし（集中型の従来型サーバーアーキテクチャ） ミックス

メリット

システム運用者にとって

システム運用者の観点から見たローカル柔軟性市場のメリットは、主に財務面です。前述のように、システム運用者は固定価格買い取り（FIT）管理費用を消費者に転嫁するため、その費用を負担する必要はありません。この状況は、ドイツの現行法によって保証されています。[ 17 ]しかし、今後5年以内に、欧州法は、いわゆる「すべてのヨーロッパ人のためのクリーンエネルギー」パッケージと呼ばれる中心的な法案を可決することにより、この状況を変える予定です（「規制枠組み」を参照）。修正された新しい規制枠組みでは、システム運用者は柔軟性を活用するインセンティブを与えられ、 [ 18 ]固定価格買い取り（FIT）管理のような措置を回避することになります。したがって、ローカル柔軟性市場を利用して混雑を解決することは、システム運用者にとって経済的に有利となるでしょう

柔軟性プロバイダー向け

現在の欧州電力市場では、柔軟性プロバイダーに提供される市場柔軟性の選択肢は極めて限られています。さらに、これらの選択肢（例えば、ドイツの需給調整市場「Regelenergiemarkt」）は、プロバイダーの地理的な所在地に関わらず、消費／発電を適時に行うこと（例えば、ピーク需要時に発電所の発電量を増加させること）に対してのみ報酬を与えます。したがって、柔軟性プロバイダーが立地によって経済的利益を得る可能性は現状ありません。たとえ立地条件が地域の混雑緩和に関して非常に有利な場合であっても（例えば、柔軟なエネルギー需要を持つ大規模工場が風力発電所の近くに立地している場合、系統状況にプラスの影響を与える可能性があります）、柔軟性プロバイダーは立地条件から経済的利益を得ることができません。地域柔軟性市場は、柔軟性プロバイダーが地域内で柔軟性を取引できるようにすることで、系統混雑緩和に貢献し、高額な系統拡張措置を回避することを可能にします。需要または生産の調整に対して、システムオペレーターは2つの方法で報酬を受け取ります。1つは、販売のための余剰、または追加エネルギー購入時の割引[ 19 ] 、もう1つは、スポット市場価格と比較して高い電力価格を得ることです。

マクロ経済的利益

前述のように、固定価格買い取り（FIT）制度の年間社会コストは2025年までに最大50億ユーロに増加すると見込まれています。これらのコストは、地域市場によって部分的に緩和される可能性があります。しかし、地域市場には別の利点もあります。それは、柔軟性の活用を可能にすることで、送電網拡張に関連する追加コストの発生を削減、あるいは少なくとも遅らせることができることです。送電網拡張は、2030年までに送電レベルだけで500億ユーロ[ 20 ]に達すると見込まれています（ドイツ）。必要な送電網拡張措置を緩和することで、地域市場はドイツのエネルギー転換に伴う社会コストの削減に大きく貢献することができます。

さらに、地域市場はより正確な電力価格を支える。現在の市場構造では、ある時点における国内（ゾーン）の電力価格は均一である。顧客の地理的位置は、その顧客が支払う電力価格に全く影響を与えず、価格ゾーン間で大幅な価格差が生じることはあり得ない。しかし、この事実は現実を完全に無視している。地域的な送電網の拡張と電力輸送により、国内でも深刻な価格差が生じる（例えば、北ドイツの電力は南ドイツよりも（理論上）はるかに安価である。これは、輸送距離が短いためである。こうした価格差は現在の市場では反映されていない。地域市場は、透明性の高い市場ベースの手続きを通じて、送電網の各ノードまたは地点で実際に発生するコストに応じて価格を決定・調整することができる。これにより、現在の価格よりも正確な価格が実現される。より正確な価格は社会福祉を最大化し、ひいてはマクロ経済的利益をもたらす。[ 21 ]

欠点と課題

地域的状況

欧州およびその他の一部の国では、再生可能エネルギーの設置容量、負荷密度、柔軟性のポテンシャルなど、地域によって状況が異なり、それが地域市場の適合性に大きな影響を与えています。地域によって状況は異なり、地域市場設計も異なるため、[ 22 ]統一された「万能」なアプローチは不可能です。そのため、複数の市場設計の開発と運用が必要となり、一般市民のコストが上昇することになります

ノード/ゾーンの議論

「マクロ経済的利益」という点のメリットについては、今後更なる議論の余地がある。政治的には、特定地域の経済差別を回避するために、国内で電力価格を統一することは確かに理にかなっている。しかし、地域市場はまさにそれと同じ結果をもたらす。地域の状況に応じて電力価格を設定することで、ある地域ではエネルギーコストが他の地域よりも高くなる。地域的なエネルギー価格設定は、いわゆる「ノード価格設定モデル」または「ノード市場」（現在米国で採用されている）を指し、現在のゾーン価格設定モデルから一歩進んだものである。これは地域市場のデメリットと言えるかもしれない。今日、EUではノード市場に向けた動きが見られる（ポーランド[ 23 ]参照）。

しかし、ローカル市場は両方のアプローチの利点を兼ね備えているため、ノード化を回避する手段であると言える。混雑緩和のみを目的として使用される場合、ローカル市場で取引される量は（国内消費量と比較して）比較的小さいため、最終消費者への影響は発生しない。ただし、地域価格差が考慮され、より経済的に実行可能な意思決定に影響を与える可能性がある。[ 24 ]例えば、ストレージプロバイダーは、必要な情報にアクセスできれば、柔軟性を提供するために可能な限り最適な場所にシステムを設置することができる。

規制の枠組み

現在、地域電力市場、あるいは一般的な電力市場に関する規制は、集中化されておらず、様々な法律に分割されています。したがって、規制の枠組みを分析するには、様々な法律を考慮する必要があります。ほとんどの地域柔軟性市場の概念において重要な役割を担うのは、システムオペレーターです。[ 25 ]したがって、すべての重要な規制はシステムオペレーターの規則から派生しているため、以下の規制の枠組みの概観は、システムオペレーターの視点に強く依存しています。電力網のシステムオペレーターは、各地域に1つの電力網しかないため、常に独占企業です。したがって、適切な事業活動を確保するために、システムオペレーターは世界で最も厳しく規制されている企業の1つです。[ 26 ]これはまた、新しい事業活動（地域市場での取引など）が法改正の対象となることを意味します。規制の変更には常に時間がかかるため、システムオペレーターは現時点では、混雑管理の手段として地域柔軟性市場を利用するインセンティブがありません。したがって、現在の規制は、下の図に示すように、柔軟性の活用を妨げています

EUレベル

2020年に発効する[ 27 ]クリーンエネルギーパッケージ4（CEP 4）は、EUのエネルギー部門に関するほぼすべての規制を網羅しており、システムオペレータの将来の役割とエネルギー市場全体に関する最も重要な立法行為である。他の多くの目的の中でも、CEPは従来の出力抑制策ではなく、柔軟性[ 28 ]の利用を明確に推進している。その高レベルな性質上、特定の詳細な規制を策定するのではなく、この開発の全体的な方向性を指摘し、管理するのみである。具体的な法律の改正は、その後、連邦管理の対象となる。CEP 4は、システムオペレータビジネスの現在の動向を非常によく反映しており、特にスマートテクノロジー、デジタル化、アクティブグリッド、柔軟性の採用に関して、これらをさらに促進している。

CEP 4 がシステム オペレーターと市場側に与える主な影響は次のとおりです。

  • システムオペレーターは、透明な市場ベースの手続きを通じて、バランシングや柔軟性などの補助サービスを調達しなければならない[ 29 ]
  • 配電システム運用者は、それぞれのグリッドエリアにおける混雑管理とバランス調整の責任を負うことになる（以前はTSOの管轄だった）。
  • DSOとTSOの協力は、特に共有の柔軟性リソースと関連するデータ管理に関して促進されるものとする。
  • システムオペレーターは、自らのグリッドに接続された市場参加者の効果的な参加を小売市場、卸売市場、需給調整市場に限定してはならない（グリッドは適切に強化されなければならない）、市場手続きは透明でなければならない。

ドイツ

ドイツのシステムオペレーターは、国​​家レベルで事業活動を規制する様々な法律に直面しています。以下に、最も重要な法律とその要点を抜粋して示します

エネルギー産業法（「Energiewirtschaftsgesetz」）

  • エネルギー公益事業会社に対する主要な規制が含まれています。たとえば、
  • SOが行う義務的な付帯サービスを規制する
  • SOの必須タスクと義務を定義する
  • アンバンドリングを規制する
現在のドイツの規制枠組み

インセンティブ規制法（「Anreizregulierungsverordnung」）

  • 収益上限、ネットワーク料金、イノベーションインセンティブを規制する
  • イノベーションインセンティブ：連邦政府の研究開発プロジェクトの費用の50％が補償される
  • 適切なイノベーションを可能にする: インタビューを受けたDSO10社のうち10社は、最新の立法期間内に再生可能エネルギー（RES）の統合に必要な措置（従来の送電網費用とスマートテクノロジー投資を含む）に資金を提供することができた。
  • 批判：スマートテクノロジーへの投資は通常、 OPEXの割合が高く、 ARegVでは報酬が低いため、スマートテクノロジーへの投資インセンティブが低くなります。

電力市場法 (「Strommarktgesetz」)

  • 負荷管理対策による柔軟性の向上
  • エネルギー市場のバランス調整における再生可能エネルギーの導入
  • EV充電インフラの早期整備
  • 市場外での準備金の導入

現在の研究プロジェクト

欧州レベル

ホライズン2020イニシアチブによって資金提供されているプロジェクト：

  • CoordiNetプロジェクト（2022年まで）：TSOとDSOが協調して行動し、最も信頼性が高く効率的な方法でグリッドサービスを調達する方法を実証する[ 30 ]

国家レベル

ドイツ

エネルギー分野における新たなソリューションの分野におけるドイツの最も重要な公的資金提供イニシアチブは、「SINTEGプログラム」です。このプログラムでは、ドイツの5つの地域で5つの異なるプロジェクトが公的資金を受けています

  • enera: ドイツのDSO EWE Netz、EWE Netz AG、DSO Avacon Netz、TSO TenneTと協力して、欧州電力取引所EPEX SPOTは柔軟性電源のための地域市場プラットフォームを開発しています[ 31 ]
スウェーデン

地域柔軟性市場の概念は、スウェーデンではCoordinetのパイロットプロジェクトとsthlmflexプロジェクトで試行されてきました。[ 32 ] sthlmflexは、スウェーデンの2層のDSOの仕組みが特徴で、プロジェクトにはTSO-DSO-DSO間の調整が含まれていました。[ 33 ]

参照

参考文献

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  2. ^ Ecofys und Fraunhofer IWES (2017 年 3 月)。「ドイツVerteilnetzenにおけるスマートマーケットデザイン」(PDF) (ドイツ語)。アゴア・エネルギーヴェンデ。2018 年6 月 10 日に取得。
  3. ^ Tsaousoglou, Georgios, Juan S. Giraldo, Pierre Pinson, Nikolaos G. Paterakis. 「公正かつ効率的なDSO柔軟性市場のためのメカニズム設計」IEEE Transactions on Smart Grid 12, no. 3 (2021): 2249-2260. https://doi.org/10.1109/TSG.2020.3048738
  4. ^ EEG-Anlagenstammdaten (ドイツ語)、2016
  5. ^欧州連合（2017年7月）「EUエネルギー統計ポケットブック2017」（PDF） 。 2018年6月10日閲覧。
  6. ^ Bruno Berger 教授 (2018)、Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE (編)、Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2017 (ドイツ語)
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  32. ^欧州委員会. 共同研究センター. (2022).欧州における地域電力柔軟性市場. 出版局. doi : 10.2760/9977 . ISBN 978-92-76-56156-9。
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