過去10年間で、送電系統の制約管理にかかるコストは劇的に増加しており、2028年までに年間30億ポンドに達すると予測されています。

もともとは電力取引量の二次的な調整を目的としていたバランシングメカニズムですが、現在ではシステムオペレーターが市場の大部分を再ディスパッチしています。これは、National Grid ESOがREMAで対処しようとしている重要な課題です。

コスト増加は2021年10月以降のガス価格の高騰によって加速しています（この問題については最新記事でも取り上げました）が、長期的な傾向としては制約管理によるバランシング量の増加が主な要因です。

本記事では、特に制約の厳しいネットワーク区間の背後に位置する大規模発電機1基への影響について考察します。

用語解説

負荷率とは、特定の精算期間において、アセットの総容量のうちどれだけが電力のインポートまたはエクスポートに利用されたかを示す指標です。

• 計画負荷率：バランシングアクション前の負荷率で、ゲートクローズ時のアセットの計画供給量を示します。
• 実績負荷率：バランシングアクション後の負荷率で、アセットの実際の供給量を示します。

イギリスにおけるCCGT

コンバインドサイクルガスタービン（CCGT）は、英国における柔軟性の高い非再生可能発電の主要な供給源です。ネットワークには21GW超の容量（Transmission Entry Capacity register参照）が接続されており、これは冬期ピーク需要の約半分に相当します。イギリス主要CCGTプラントの所在地は上記（図1）に示されています。

ケーススタディ：制約境界を挟むBMUの動き

制約の存在により、CCGTを含むアセットの運用にはロケーションが大きく影響します。SSE-SPは、スコットランド北部とイギリス本土を分ける主要な送電制約境界です（下図参照）。

ここでは、この制約境界が2つのCCGT、Peterhead（1.2GW）とSouth Humber Bank（0.8GW）の動作にどのような影響を与えるかを掘り下げます。Peterheadはスコットランド北部の制約の背後に位置し、南への送電時に再生可能な風力発電と頻繁に競合します。South Humber BankはPeterheadの反対側にあり、同様の出力容量を持ち、イギリス国内でPeterheadに最も近いCCGTの一つです。

2022年1月26日、スコットランドの風力発電量はその年の上位1%の日となり、平均4.4GWを記録しました。その結果、SSE-SP境界は最大容量の99%で稼働し、大きな負荷がかかりました。つまり、安価なスコットランドの風力がイングランド南部の需要地へと流れたのです。

このような条件下で、PeterheadとSouth Humber Bankは制約の両側に位置するため、相反するバランシングアクションが取られました。

下の図2は、特に風の強いこの日に両発電所がバランシングメカニズムでどのように再ディスパッチされたかを示しています。

• Peterheadは一日の大半で最大出力近くのFPN（計画通知）を提出し、日平均の計画負荷率は70%でしたが、バランシングメカニズムで合計17GWh分ビッドダウンされ、実績負荷率は平均10%となりました。
• 一方、South Humber Bankの計画負荷率は0%で、送電の予定はありませんでしたが、バランシングメカニズムで最大85%までオファーアップされ、日平均の実績負荷率は25%となりました。
• SSE-SP境界を管理するためのバランシングアクションにより、National Grid ESOはこの日だけで制約コストとして750万ポンドを支出しました。

ロケーションが長期的なアセット挙動に与える影響

送電制約の存在が日々のアセット運用に影響を与えることを見てきましたが、ロケーションは長期的なアセット挙動にどのように影響するのでしょうか？

• 上記グラフから、Peterheadは2022年を通して一貫してターンダウン（出力抑制）されていることが分かります。毎月、実績負荷率は計画負荷率を下回っています。
• これにより、Peterheadは年間で1400GWhの純ターンダウン（計画輸出量比で33%減）となり、他のCCGT全体では年間1300GWhの純ターンアップ（計画比2%増）となりました（下図6参照）。
• CCGT全体平均と比較して、Peterheadの計画負荷率は3月から9月まで毎月平均を上回っており、月単位で他のガス発電機よりも多くの容量を輸出する計画だったことが分かります。しかし、実際にそれを達成できたのは今年これまでで2ヶ月（7月と8月）のみでした。

下図では、2022年における各CCGTアセットのバランシング量合計（計画と実績の輸出量の差の合計）を可視化しています。

• Peterheadの純ターンダウン量は、他のCCGT全体の純ターンアップ量によってほぼ相殺されています。これは、CCGTが柔軟な発電源であるため、Peterheadのような制約を受けるアセットがターンダウンされた際に、他のCCGTがバランシングメカニズムでターンアップされるためです。
• Peterheadの純ターンダウン（1400GWh）は、次に大きいSalted Unit 3（50GWh）の26倍以上であり、スコットランドとイングランドの国境が他地域と比べていかに特異な制約を受けているかが際立ちます。

REMA：制約コスト解決に向けたロケーション別価格？

現在REMAは注目の話題であり（最新動向はこちら）、ロケーション別限界価格（LMP）の導入が重要な議論となっています。National Grid ESOが考えるのは、ロケーション別価格の市場では、地域ごとの供給・需要・制約の関係が電力価格を決定するというものです。

• 例えば、スコットランド北部で風力発電が多い場合、地域需要が低く、送電制約で他地域への送電が制限されるため、この地域の価格は下がります。
• ロケーション別価格シグナルにより、Peterheadのような発電所は風の強い時期に計画出力を抑えるインセンティブが生まれるかもしれません。これにより、National Grid ESOがバランシングメカニズムで再ディスパッチする必要がなくなります。
• National Grid ESOは、ロケーション別価格の導入がネットゼロ達成に不可欠であり、再生可能発電が多い時期にクリーンな燃料構成を促進できると考えています。
• コスト回収のためには、Peterheadのようなアセットは再エネ発電が少なく、地域電力価格が高い時期に出力を増やす必要があるかもしれません。
• ただし、風量予測の精度など運用上の課題もあります。
• とはいえ、実現すればより効率的な市場となり、グリッドの供給を平準化し、消費者コストを抑えつつ安定性も向上します。さらに、発電所の頻繁な出力調整が不要となるため、カーボンコストも低減します。

このケーススタディから得られる示唆は、REMAがロケーション別価格を重視する理由を物語っています。つまり、この仕組みが消費者コストを抑えつつ、よりグリーンなグリッドの実現につながる可能性があるということです。ただし、ネットゼロ目標が市場改革だけで達成できるのか、それとも送電インフラへの投資も不可欠なのかという課題が残ります。

まとめ

• CCGTはグリッドに柔軟な発電能力（21GW超）を提供する主要な発電源です。
• 制約地域にあるアセットは、制約が厳しい時にバランシングメカニズムでビッドダウンされます。
• 例えば、Peterheadはスコットランド北部の重要な制約の背後にあり、南部への送電能力が制限されています。
• Peterheadは風の強い日に再エネ発電と競合し、大量のビッドダウンを受けますが、これは他のCCGTのネットターンアップで相殺されています。
• ロケーション別限界価格は、制約関連の課題解決に向けたより効率的な市場メカニズムとなる可能性があり、将来の脱炭素グリッドの基盤となります。National Grid ESOはREMA提案の一環としてこのテーマについて協議中です。