[論文レビュー] Revisiting the Merit-Order Effect of Renewable Energy Sources

Marcus Hildmann, Andreas Ulbig+1 more|RePEc: Research Papers in Economics|Jul 1, 2013

Electric Power System Optimization被引用数 5

ひとこと要約

本稿は、再生可能エネルギーの導入率が高水準に達しても、エネルギー市場のみに依存する市場が機能し続けると主張しているが、風力および太陽光発電をゼロ限界費用として扱い、デイ・アヘッド市場における取扱い割合が低いという規制的歪みによって、メルチ・オーダー効果が不自然に拡大されていると指摘している。実際の限界費用（5–20 €/MWh）をモデル化し、デイ・アヘッド市場の取扱量を増やすことで、平均価格が上昇し、ボラティリティが低下し、市場設計を変更せずに調停可能な発電所の収益性が回復することを示している。

ABSTRACT

An on-going debate in the energy economics and power market community has raised the question if energy-only power markets are increasingly failing due to growing feed-in shares from subsidized renewable energy sources (RES). The short answer to this is: No, they are not failing. Energy-based power markets are, however, facing several market distortions, namely from the gap between the electricity volume traded at day-ahead markets versus the overall electricity consumption as well as the (wrong) regulatory assumption that variable RES generation, i.e., wind and photovoltaic (PV), truly have zero marginal operation costs. In this paper we show that both effects over-amplify the well-known merit-order effect of RES power feed-in beyond a level that is explainable by underlying physical realities, i.e., thermal power plants being willing to accept negative electricity prices to be able to stay online due to considerations of wear & tear and start-stop constraints. We analyze the impacts of wind and PV power feed-in on the day-ahead market for a region that is already today experiencing significant feed-in tariff (FIT)-subsidized RES power feed-in, the EPEX German-Austrian market zone ($\approx\,$20% FIT share). Our analysis shows that, if the necessary regulatory adaptations are taken, i.e., increasing the day-ahead market's share of overall load demand and using the true marginal costs of RES units in the merit-order, energy-based power markets can remain functional despite high RES power feed-in.

研究の動機と目的

• 再生可能エネルギーの導入率が高水準に達する状況下で、特に風力および太陽光発電の限界費用をゼロとする規制的仮定が、エネルギー市場のみに依存する市場におけるメルチ・オーダー効果をどの程度誇張しているかを調査すること。
• 全系統需要に比して低いデイ・アヘッド市場取扱割合が、高再生可能エネルギー導入システムにおける価格形成にどのような歪みをもたらすかを分析すること。
• 風力および太陽光発電の実際の限界運転コスト（5–20 €/MWh）を用いた場合、デイ・アヘッド市場の清算価格にどのような影響を与えるかを評価すること。
• 全系統需要に比してデイ・アヘッド市場の取扱割合を増やすことで、負の価格スパイクの低減と市場ボラティリティの低下を達成できるかを評価すること。
• 容量市場への移行を伴わずに、高再生可能エネルギー導入状況下でも市場の機能を維持するための規制的対応を提案すること。

提案手法

• 2011–2013年のEPEXドイツ・オーストリア市場ゾーンを対象に、実際の負荷および再生可能エネルギー（RES）の系統連系データを用いて、デイ・アヘッド市場の清算をシミュレートする。
• フィード・イン・トゥリーフ（FIT）補助金を受けている発電の想定される-3000 €/MWhの入札を置き換え、風力および太陽光発電の系統連系を、0から20 €/MWhまで5 €/MWh刻みで変化させる限界コストでモデル化する。
• 現在の規制的仮定（ゼロ限界費用、低デイ・アヘッド市場取扱割合）と、実際の限界コストを用いた代替シナリオの市場結果を比較する。
• 歴史的システムデータを用いてシミュレーションモデルをキャリブレーションおよび検証し、平均デイ・アヘッド価格と価格ボラティリティ（標準偏差）に注目する。
• 異なるRESコスト仮定における価格ダイナミクスを分析し、ベースロードおよびピークロード発電所の収益性および貯蔵経済学への影響を評価する。
• デイ・アヘッド市場取扱割合の増加が価格水準およびボラティリティに与える影響を評価し、北欧市場（Nord Pool Spot）を高市場取扱割合のベンチマークとして用いる。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 現在の規制的仮定、特に風力および太陽光発電のゼロ限界費用が、エネルギー市場のみに依存する市場におけるメルチ・オーダー効果をどの程度誇張しているか。
• RQ2 風力および太陽光発電の実際の限界コスト（5–20 €/MWh）が、平均デイ・アヘッド電力価格および価格ボラティリティに与える影響は何か。
• RQ3 全系統需要に比してデイ・アヘッド市場取扱割合を増加させることで、価格形成および市場安定性にどのような影響を与えるか。
• RQ4 容量メカニズムを導入せずに、メルチ・オーダー効果を緩和できるか。その場合、どのような規制的調整が必要か。
• RQ5 限界コスト仮定の変更が、調停可能なベースロードおよびピークロード発電所、および短期貯蔵ユニットの収益性にどのように影響を与えるか。

主な発見

• 風力および太陽光発電に実際の限界コスト（5–20 €/MWh）を適用した場合、2013年には平均デイ・アヘッド価格が最大で1.3 €/MWh上昇する。この影響は風力発電に対して太陽光発電よりも顕著である。
• 実際の限界コストを適用すると、価格ボラティリティ（標準偏差）が顕著に低下する。2013年における風力発電では、-3000 €/MWhの状況下の16.5 €/MWhから、20 €/MWhの状況下では14.5 €/MWhに低下する。
• 風力発電の系統連系に正の限界コストを適用することで、デイ・アヘッド価格が負の値を取らなくなり、すべてのシナリオで価格がゼロ以上を維持する。
• 風力発電の限界コストが-3000 €/MWhから20 €/MWhに上昇しても、太陽光発電の平均デイ・アヘッド価格はわずかに上昇する（37.9 €/MWhから38.3 €/MWhに）。これは、風力発電に比べて感度が低いことを示している。
• 現在の規制的仮定のもとでは、メルチ・オーダー効果が著しく誇張されている。実際の限界コストを反映させることで、市場の歪みが是正される。
• 全系統需要に比してデイ・アヘッド市場取扱割合を増加させること（例えば、義務的なスポットプールの導入を通じて）により、補助金を受けているRESの価格形成への支配的影響が著しく低下し、市場の安定性が回復する。