地域的な柔軟性市場

電力網を介して消費者に送電するには、これらの大量のエネルギーを相応に発達させた送電網容量が必要です。しかし、主にEEGのインセンティブにより風力エネルギーの拡大は非常に速く進みましたが、送電網の拡大の背後にある規制には広範な官僚的努力が必要なため、送電網の拡大ははるかに遅く進みました。この事実は複雑な問題を引き起こします。風力発電量が多いときは、送電網に適切に供給および分配するには電力量が多すぎます。限られた送電網容量は、一度にそのような大量のエネルギーを輸送するように単純に構築されていないため、混雑が発生します。^{[ 8 ]}

今日、系統運用者はこの問題に対処し、系統の安定性を確保するために、たった一つの手段しか与えられていません。それは、強風時に特定の風力タービンを停止することです。これはフィードイン管理と呼ばれています。^{[ 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することは、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。

生態学的には、風力発電の出力が1kWh抑制されるごとに、市場で既に取引されている発電量を補うために別の発電所を稼働させる必要がある。補完する発電所は迅速かつ正確に稼働させる必要があるため、唯一の選択肢は複合サイクルガスタービン（CCGT）である。このように、一方では特定の発電所を稼働させ、他方では特定の発電能力を停止させることで発電量のバランスを取る手法は、システム再配分と呼ばれる。

フィードイン管理には、2 つの理由から非常に高い経済的コストがかかります。1 つ目は、再配分された CCGT に報酬を支払う必要があることです。2 つ目は、風力タービンの運用者または所有者も、本来発電できたはずの kWh ごとに ( EEG 法によって) 報酬を受け取る必要があることです。これらのコストは、システム運用者が直接支払うものではありません。システム運用者は、これらのコストを最終消費者に転嫁する権利があり、^{[ 10 ]}つまり、最終的には社会が支払うことになります。ドイツにおけるフィードイン管理の年間コストは、2016 年に 3 億 7300 万ユーロ、^{[ 11 ]} 2017 年に 5 億 5000 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。

• 系統運用者（送配電系統運用者）は、エネルギー量の唯一の購入者として機能し、したがってすべての取引における相手方となります。そのため、すべての取引の執行は系統運用者の責任となります。系統運用者は、柔軟性提供者への金銭的報酬についても責任を負います。
• 市場運営者：市場を運営する中立的な第三者であり、事前に定義されたプロファイル交換（分散型エネルギー資源（DER）の物理的影響の検証を意味する）、注文帳の操作、および場合によっては清算活動を含む。
• 柔軟なリソース所有者：システムオペレーター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。潜在的な柔軟性プロバイダーは、蓄電システム所有者、電気自動車、従来の発電所オペレーター（下方柔軟性）、需要応答容量の所有者（工場など）、セクターカップリング設備の所有者です。ローカル市場に参加できるリソースを表すのによく使われる用語は「DER」で、分散型エネルギーリソースを指し、エネルギーを消費または生産するすべてのリソースを意味します。
• アグリゲーター：複数の小規模な柔軟性プロバイダー（入札を行うには規模が小さすぎる）を1つのポートフォリオに集約し、1つのプレーヤーとして市場に参加する。例えば、電気自動車は直接市場に参加するのではなく、アグリゲーターを介して地域市場に参加する。

系統運用者の観点から見たローカル・フレキシビリティ・マーケットの利点は、主に財務的なものです。前述のとおり、系統運用者は売電管理コストを消費者に転嫁するため、その費用を負担しません。この状況は、現在のドイツ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「すべての欧州人のためのクリーンエネルギー」パッケージ、中心的な法案（「規制枠組み」を参照）を可決することにより、この状況を変える予定です。修正された新しい規制枠組みでは、系統運用者は柔軟性を利用するよう奨励され^{[ 18 ]}、売電管理などの措置を避けることになります。したがって、系統運用者にとって、ローカル・フレキシビリティ・マーケットを使用して混雑を解消することは、財務的に有利になります。

現在の欧州の電力市場では、柔軟性プロバイダーに市場柔軟性を提供する選択肢は非常に限られています。さらに、これらの選択肢（例えば、ドイツの調整市場「Regelenergiemarkt」）は、プロバイダーの地理的な場所に関係なく、消費/発電を適切なタイミングで採用すること（例えば、ピーク需要時に発電所を増設すること）のみを報酬としています。したがって、柔軟性プロバイダーがその場所から金銭的な利益を得ることは不可能です。たとえその場所が、地域の混雑に関して非常に有利な場合（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位置している場合、潜在的に送電網の状況にプラスの影響を与える可能性がある）であってもです。ローカル柔軟性市場は、柔軟性プロバイダーが地域で柔軟性を取引できるようにすることで、送電網の混雑緩和に参加し、高額な送電網拡張措置を回避することを可能にします。需要または生産を調整することで、系統運用者から2つの方法で報酬を得ることができます。1つ目は、余剰電力を売却するか、より多くのエネルギーを購入する際に割引を受けること^{[ 19 ]} 、2つ目は、スポット市場価格と比較して電力価格を高くすることです。

前述のとおり、固定価格買取制度の管理措置にかかる年間社会コストは、2025年までに最大50億ユーロまで増加する可能性があります。これらのコストは、地域市場によって部分的に軽減される可能性があります。しかし、地域市場にはもう1つの利点もあります。柔軟性を利用できるようにすることで、送電網拡張に関連する追加コストの発生を減らすか、少なくとも遅らせることができます。送電網拡張にかかる費用は、2030年までに送電レベルだけで500億ユーロに達します^{[ 20 ]} 。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の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ています。現在の市場構造では、特定の時点における国（地域）の電力価格は均一です。顧客の地理的な位置は、その顧客が支払う電力価格に全く影響せず、価格帯間の大きな価格差はあり得ません。この事実は現実を完全に無視しています。地域送電網の拡張と電力の輸送により、国内でも大きな価格差が生じています（例えば、北ドイツの電力は南ドイツよりも（理論的には）はるかに安価です。なぜなら、輸送距離が短いからです）。これらの価格差は、現在の市場では反映されていません。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場所で実際に発生するコストに応じて価格を決定および調整することができます。これにより、現在の価格よりも正確な価格が実現します。より正確な価格は社会福祉を最大化し、マクロ経済的な利益をもたらします。^{[ 21 ]}

ヨーロッパおよびその他の国々では、設置済みの再生可能エネルギー容量、負荷密度、柔軟性の可能性などの事実に関して、さまざまな地域的状況に直面しており、これらは地域市場の適合性に大きく影響します。さまざまな地域的状況には、さまざまな地域市場設計が必要となるため、^{[ 22 ]}統一された「万能」アプローチは不可能です。これにより、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高くなります。

「マクロ経済的利益」という点の優位性については、さらなる議論の余地がある。政治的には、特定の地域に対する経済的差別を避けるために、国内の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、地域市場はまさにこの差別を生み出すことになる。地域の状況に応じて電力価格を設定することで、エネルギーコストは地域によって異なる。エネルギーの地域価格設定は、いわゆる「ノード価格設定モデル」または「ノード市場」（現在米国で現実となっている）を指し、現在のゾーン価格設定モデルから一歩踏み出したものである。これは地域市場の欠点と見なされるかもしれない。今日、EUではノード市場の方向への発展が見られる（ポーランド^{[ 23 ]}を参照）。

しかし、ローカルマーケットは両方のアプローチの利点を組み合わせることで、ノード化を回避する方法であると主張することもできます。混雑緩和のみを目的として使用される場合、ローカルマーケットで取引される量は（全国消費量と比較して）比較的小さいため、エンドユーザーへの影響は発生しません。ただし、地域ごとの価格差が考慮され、より経済的に実行可能な決定に影響を与える可能性があります。^{[ 24 ]}たとえば、ストレージプロバイダーは、必要な情報にアクセスできることを前提として、柔軟性を提供するためにシステムを可能な限り最適な場所に設置できます。

2020年に発効したクリーンエネルギーパッケージ4（ CEP 4） ^{[ 27 ]}は、EUエネルギー部門に関するほぼすべての規制を網羅しているため、システムオペレーターとエネルギー市場全体の将来の役割に関する最も重要な法律です。CEPは、他の多くの目的の中でも、従来の抑制措置ではなく、柔軟性^{[ 28 ]}の利用の方向を確実に推進しています。その高レベルの性質上、具体的な詳細な規制を策定するのではなく、この発展の一般的な方向性を指摘し管理するだけです。具体的な法律改正は、後日連邦政府の管理下に置かれます。CEP 4は、システムオペレーターのビジネスにおける現在の発展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、柔軟性の活用に関して、これらをさらに促進しています。

CEP 4がシステム運用者と市場側に及ぼす主な影響は以下のとおりです。

• システム運用者は、透明性のある市場ベースの手続きを通じて、バランス調整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 ]。}
• 配電系統運用者は、それぞれの管轄区域における混雑管理および系統バランス調整の責任を負うことになる（従来は、送電系統運用者（TSO）がこれらの責任を負っていた）。
• DSOとTSOの協力関係は、特に共有の柔軟性リソースおよび関連するデータ管理に関して促進されるべきである。
• 系統運用者は、自らの系統に接続された市場参加者の実効的な参加を小売市場、卸売市場、および調整市場に限定してはならない（系統は適切に強化されなければならない）。市場の手続きは透明性のあるものでなければならない。

ドイツでは、電力系統運用事業者は、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列挙します。

エネルギー産業法（“ Energiewirtschaftsgesetz ”）

• エネルギー公益事業会社向けの主な規制が含まれています。
• SOが実施する義務的な付帯サービスを規制する
• SOの必須業務と義務を定義する
• アンバンドリングを規制する