エグゼクティブサマリー

• 英国におけるバッテリー蓄電の収益は2025年1月に£88k/MW/年に達し、2024年12月から5%増加となりました。2024年初頭以来、初めて2カ月連続で月次収益が増加しました。
• 卸電力取引による収益は£11.6k/MW/年増加し、卸電力価格のスプレッドが42%拡大したことが要因で、これは過去2年で最高水準となりました。
• 2025年1月8日には、日中の電力価格が£1,780/MWhに達し、2022年以来最高となる1日あたりバッテリー収益£394k/MW/年を記録しました。

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• 12月のクイックリザーブ開始後、リザーブサービスによる収益が新たな最高値に達した理由。
• 2025年1月8日に発令された国営エネルギーシステムオペレーター（NESO）のキャパシティマーケット通知がバッテリー参加に与えた影響。
• 全体のバッテリー収益が増加したにもかかわらず、バランシングメカニズムによる収益が£11k/MW/年減少した理由。

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バッテリー収益が2カ月連続で増加

2024年第1四半期、バッテリー収益は1月の最低値から3月にかけて月ごとに増加しました。その後は風力発電量に連動して収益が上下し、2024年12月にはバッテリー収益が65%増加し、£84k/MW/年となりました。

バランシングメカニズムによる収益は£11k/MW/年減少し、バッテリーのオファー量の出力が40%減少しました。周波数応答サービスの収益も、ローサービスの価格低下により減少しました。

しかし、これらの減少分はリザーブサービスおよび卸電力取引による収益増加で相殺されました。

12月にはクイックリザーブの導入により、リザーブ収益が£10k/MW/年増加し、2024年3月のバランシングリザーブ開始以来の最高水準となりました。1月もさらに£3.6k/MW/年増加し、新たな最高値を更新しました。

12月と同様、1月も高い卸電力価格が収益増加を後押しし、価格スプレッドが拡大しました。卸電力収益は£11.6k/MW/年増加し、2年ぶりの高水準となりました。

風力発電、ガス・カーボン価格、インメリットディスパッチ率など様々な要因がバッテリー収益に影響を与えます。1月はこれら多くのマクロ要因が増加し、卸電力価格スプレッドも42%拡大しました。

翌日卸電力価格スプレッドが42%拡大

2025年1月、翌日卸電力価格スプレッドは平均£136/MWhに拡大しました。これは2022年12月（£225/MWh）以来の高水準です。1月には£200/MWhを超える日が複数あり、1月22日には£885/MWhに達しました。

日中電力価格の高騰で2022年12月以来の最高収益日を記録

1月の翌日卸市場では高価格日が複数ありました。これは冬季の需要増加と風力発電の低下、コストの高いガス発電の稼働増加が要因です。1月8日～10日、20日～22日には£200/MWh超の価格が続き、N2EXの翌日時間別価格は1月22日に£980/MWhを記録しました。

さらに注目すべきは、EPEXインターデイ市場で1月8日16:30に£1,780/MWhを記録した点です。これは2022年1月（£3.1k/MWh）以来の高値となりました。

バッテリー、2022年以来最高の1日収益を記録

この異常に高いインターデイ価格の結果、バッテリーは2025年1月8日に£394k/MW/年を記録しました。これは2024年12月12日の最近の高値を上回り、2022年9月以来の最高1日収益となりました。

この日のバッテリー卸取引量の約50%はインターデイ市場で取引されました。卸取引収益の算出方法について詳しくは、全記事をご覧ください。

NESO、2024年10月以降3回目のキャパシティマーケット通知を発令

2025年1月8日、国営エネルギーシステムオペレーター（NESO）は同日16:30にキャパシティマーケット通知（CMN）を発令しました。ECMNはNESOによると以下の通り定義されています。

キャパシティマーケット通知は、追加の運用予備要件を考慮した上で、送電系統上の全国電力需要を満たすために必要な発電量が不足する可能性があると予想される場合、4時間前に発令されるシグナルです。この通知は、通常よりも英国電力ネットワークのシステムストレスイベントのリスクが高いことを示します。

​​NESOはキャパシティマーケット通知（ECMN）/キャパシティマーケット通知（CMN）をこちらで記録しています。このリンクでは、最新および過去の通知の発令日時も確認できます [gbcmn.nationalenergyso.com]。

キャパシティマーケット通知は、発電と需要の間の必要な運用マージンを上回る余剰発電が500MW未満と予想されるときに自動的に発令されます。これは4時間前に発令されます。1月8日には電力マージン通知（EMN）も前日に発令されました。EMNはCMNとは異なり、将来の発電余力に懸念がある場合にコントロールルームのエンジニアが直接発令します。

CMN発令時、送電需要と運用マージンの合計は46.7GW、予想発電量は47.1GWで、余剰は449MWでした。余剰が500MWを下回ったため通知が発令されました。

低風力発電と連系線の利用制限でマージンが圧迫

NESOは、風力発電予測の2GW減少と寒波による需要増加を通知の要因としています。加えて3GW分の連系線が利用不可でした。

デンマーク向けViking Link連系線は50%運転、英国とオランダを結ぶ1GWのBritNed連系線は2024年12月6日から計画停止中でした。

8時間前の時点で17:00のデレートマージンは510MWと予測され、1時間前には1GWに上昇しました。

連系線の利用不可や発電機の停止による発電量減少により、卸電力価格スプレッドの拡大が予想されていました（冬季展望分析参照）。

1月8日ピーク時、3GWのバッテリーがシステム需要に対応

1月8日、17:00時点でバッテリーは少なくとも3GWの柔軟性を提供しました。1.5GWは卸市場で電力供給契約、1GWは周波数応答サービスで周波数変動を管理しました。

また、バランシングメカニズムに登録されていないバッテリーも卸市場を通じて系統を支えていた可能性があります。

一方で、NESOの発電要件が満たされたため、バランシングメカニズムで一部バッテリーが出力抑制される場面もありました。

最終的に需要は予想より低い45.8GWにとどまり、マージンは1GW超となりました。NESOはViking Linkを最大1.4GWまで増強し不足分を補いました。また、需要柔軟性サービスも活用され、期間中最大184MWの需要削減が実現しました。

1月の低風力日増加が12月からの収益増加を後押し

1月8日の高いインターデイ価格に加え、12月と比べて20GWを超える残余需要の期間が増加しました。これが卸電力価格の上昇とスプレッド拡大を招き、1月の収益増加につながりました。

周波数応答クリア価格の上昇で収益増加

高い卸電力価格は通常、周波数応答価格の上昇をもたらします。1月は平均クリア価格が£3.58/MW/時から£3.63/MW/時に上昇しました。

特にダイナミックレギュレーションロー価格が21%上昇し、ダイナミックコンテインメントローも2カ月連続で上昇し£5.39/MW/時となりました。

平均価格は上昇しましたが、周波数応答収益は12月比で12%減少しました。これはME BESS GBインデックスがバランシングメカニズムユニット（BMU）を基準としており、これらのバッテリーはハイサービスを提供する傾向が強いためです。これらのサービスでは価格が下落しました。

これはBMUと非BMUが系統上で異なる運用をしていることが理由です。

非BMUが周波数応答を行う際のエネルギーの入出力は適用バランシングサービス量データ（ABSVD）の対象外です。そのため、インバランス価格で精算されることになり、ハイサービス（インポートが必要）を避け、ローサービス（エクスポート）を選好します。これにより、エネルギーをエクスポートした際に（システム価格がプラスの場合）報酬が得られます。

BMUはABSVDの対象となるため、インポートに対してシステム価格の影響を受けず、ハイサービスを提供しやすくなります。ローサービスを行う場合は、エネルギーのエクスポートに対する報酬が得られないため、高い価格を要求しがちで、非BMUより価格競争力が劣り受け入れられにくくなります。

バッテリーのオファー出力、バランシングメカニズムで過去最高から減少

バランシングメカニズムは2025年1月、唯一収益が減少した分野となり、バッテリーはこのサービスで£10k/MW/年を獲得しました。12月の収益の半分以下です。

これは、12月に過去最高となったバッテリーのオファー出力量が1月には40%減少したためです。

1月のバランシングメカニズムでは、バッテリーの利用可能なオファー量は増加しましたが、そのうちインメリットの割合は12月の44%から1月は37%に減少しました。インメリット分の実際の出力量も12月の18%から1月は12%に低下しました。