太陽光発電の補助金が終了したことで、導入ペースは大幅に鈍化しました。しかし、昨年はある程度の回復が見られました。エネルギー価格の高騰を受けて、イギリスでは2022年に屋根置き太陽光発電の容量が13％増加しました。

太陽光発電容量が増えれば電力価格が下がる傾向がありますが、この増加がもたらす影響は何でしょうか？また、日中にゼロまたはマイナスの電力価格がより多く見られるのはいつになるのでしょうか？

太陽光発電容量の増加

2022年は、2017年に再生可能エネルギー義務化制度（Renewable Obligation）が新規太陽光発電プロジェクトに対して終了して以来、イギリスで最大の年間太陽光発電容量増加となりました。新たに650MWの容量が追加され、その大半を屋根置き太陽光が占めました。

屋根置き太陽光発電の13％増加は、2015年のフィードインタリフ制度（Feed-in Tariff）の変更以来最大の伸びです（この制度は2019年に完全に終了）。これは、ロシアによるウクライナ侵攻以降、消費者のエネルギー価格が上昇したことが主な要因です。

屋根置き太陽光は、規模が小さいため建設が早く、計画規制も少なく、系統接続も容易なことから、大規模発電所よりも導入が進んでいます。

発電量も増加しているのか？

容量が増加したにもかかわらず、発電量は同じほど増えていません。2023年最初の4か月の太陽光発電量は、前年同期の水準を下回りました。

しかし、夏が近づいています。5月には記録的な太陽光発電量となる見込みです。

イギリスの電力価格に太陽光発電が与える影響は？

ほぼすべての太陽光発電容量は系統連系型発電です。つまり、ナショナルグリッドESOは、バランシングメカニズムを使って（ほとんどの）風力発電のように再調整することができません。

太陽光発電は、発電しているか、していないかのどちらかで、オン・オフの切り替えができません。太陽光発電が多く発電されているときは、需要（と価格）が低くなり、発電が少ないときは需要（と価格）が高くなります。（理論上は、ですが。）

コントロールルームは、こうした需要の変動に合わせて他の発電技術の出力を調整しています。

太陽光発電はイギリスの需要カーブをどう変えているか？

イギリスの日々の需要曲線には、時間帯、気温、曜日など複数の要因が影響します。

中でも、系統連系型発電、特に太陽光発電のレベルが最も大きな影響を与える要素の一つとなっています。

2013年以降、日中の全国需要は減少していますが、特に太陽光発電のピーク時間帯（午前9時〜午後5時）に最も大きく減少しています。

2020年には日平均需要が過去最低を記録しました。ロックダウン後は需要が再び増加しましたが、正午前後の需要の落ち込みは残っています。

太陽光発電は電力価格にどんな影響を与えているのか？

現在、太陽光発電は価格に（比較的限定的ではありますが）影響を与えています。

しかし、現状では太陽光発電容量が十分でなく、CCGT（ガスタービン複合発電）が発電の主役から外れるほどではありません（この仕組みはEnergy Academyエピソードで解説しています）。そのため、ほとんどの時間帯でCCGTが価格を決定しています。

とはいえ、太陽光発電のピーク時間帯には、価格がゼロ近くやマイナスに落ち込むことも時折見られます。

価格を押し下げるために必要な条件は？

ほとんどの太陽光発電は出力抑制ができません。価格がゼロになっても、発電は続きます。最も日差しの強い日には、これがゼロやマイナスの価格につながることがあります。

ケーススタディ：2022年6月11日

日中の高い太陽光発電と系統連系型風力発電が重なり、午後3時には全国需要が約16GWまで減少しました。これが卸電力市場に影響し、需要の低下によって3時間にわたり価格がゼロ（またはマイナス）となりました。

現時点では、太陽光発電単体では価格を大きく動かすには不十分です。価格が下がるのは、日中の高い太陽光出力と高い風力、そして低い全国需要が重なったときだけです。

しかし、2020年の全国需要の落ち込みは、将来的な日中の電力価格の姿を垣間見せてくれました。

2020年から分かるマイナス価格の未来

2020年のロックダウン中、多くの商業・工業活動は停止しましたが、再生可能エネルギーの発電は止まりませんでした。

そのため、4月から6月にかけて需要は過去最低を記録し、日中のマイナス価格が初めて発生、しかも例年よりも多く見られました。

全国需要が25GWを下回ると、価格がゼロやマイナスになるケースが増加しました。その際、系統連系型太陽光発電が需要減少の大きな要因となっていました。

全国需要が下がるほど、ゼロやマイナス価格の発生確率が高まります。全国需要が18GWを下回ると、ゼロやマイナス価格の発生確率が急激に上昇します。

この時期の需要は現在より3.5GW低かったですが、これを「通常」の需要水準に当てはめるにはどう考えればよいのでしょうか？

2020年レベルに達するにはあとどれだけ太陽光が必要か？

2020年には、全国需要が18GWを下回るとゼロやマイナス価格が発生する確率は37％でした。では、このレベルに定期的に到達するには何が必要でしょうか？

日中に全国需要をここまで下げるには、平均14.9GWの系統連系型太陽光と風力発電が必要です。最も需要が低い日にはこの値も下がり、2022年のピーク太陽光時間帯では7.9GWで18GWの全国需要に達しました。

風力の平均設備利用率を30％と仮定すると、系統連系型風力発電は約1.5GW（全国需要16.4GW相当）となります。18GWの全国需要を実現するには、日中に太陽光が平均9.4GW発電する必要があります。

では、これはいつ実現するのでしょうか？

いつこのレベルに到達するか？

過去の傾向から、今後5年間（2023～2027年）の日中マイナス価格の発生頻度を予測しています。

2025年には、イギリスの太陽光発電容量が18.7GWに達する見込みで、日中のゼロやマイナス価格が増え始めると予想されます。2027年にはこの容量が23.2GWに達する可能性があります。

こうした事象の頻度は年々増加します。これは今後の太陽光発電プロジェクトや蓄電池システムにどんな意味を持つのでしょうか？

価格カニバリゼーション

これまでイギリスの太陽光発電は価格 カニバリゼーション（追加的な発電が売電価格を大きく下げる現象）からほぼ無縁でした。

しかし、発電容量の増加により、今後は日中の平均電力価格が下がると予想されます。今後5年で、太陽光発電が最大となる時間帯に価格がゼロやマイナスになる可能性が高まります。

オーストラリアやカリフォルニアなど他の市場では、これによって太陽光発電の平均売電価格（キャプチャープライス）が急速に低下することが示されています。

蓄電池にとっては？

一方、太陽光発電の価格カニバリゼーションの進行は、他の時間帯に高価格が維持される限り、蓄電池にとっては好材料です。

充電コストが下がり、マイナス価格の増加により、蓄電池は充電することで逆に報酬を得られる場合もあります。これにより、運用者のアービトラージ収益が増加します。

この傾向は、太陽光発電と蓄電池の併設型プロジェクト（またはポートフォリオ）の開発を後押ししています。蓄電池を組み合わせることで、太陽光発電事業者はカニバリゼーションのリスクを一部相殺できるようになります。