Amprion 訪問報告書
訪問箇所

Amprion

訪問都市

Pulheim（Koln）, Germany

訪問日

平成 29 年 12 月 1 日(金) 13 時 30 分～16 時 00 分

訪問者

諸富徹（京都大学）、東愛子（尚絅学院大学）、中山琢夫（京都大学）、小川祐貴（京都大学）、山東晃大（京都大学）

対応者

A：、B：
ヒアリング内容

組織について• 1924設⽴（初めての220kV建設⇨

ドイツ国内全体に送電網が整備されるきっかけ）• ここは変電所でもあり、⽯炭と⽔⼒発電エリアからケルン⽅⾯に供給されるための送電線• 従業員220⼈（ほとんどエンジニア、IT）• 第⼆次世界⼤戦後、1957に380kVでドイツ南部まで送電した• 1975には、コンピュータを使い始めた• 供給2700万⼈、11000kmの送電網（220/380kV）、1200⼈雇⽤、56GWキャパシティ、うち17GW再エネキャパ• 国際的には、オランダやルクセンブルクに送電した（1955）• 原発撤退と同時に、45GW太陽光と45GW⾵⼒に移⾏• 原発も順次停⽌している

ドイツ電力市 • 議論：キャパシティ価格、市場参加者にとってキャパシティ場の課題

価格は低すぎ、電⼒価格が⾼くなっている• 東：解決⽅法は？
• A：amprionは、BnetzAに従うしかない。いまは相談している状態。
• 過去にもあった。
• 東：amprionの考える解決策は？
• A：⼀週間で使う電⼒のコスト、キャパシティ価格を⾜したものが、• メリットオーダーは電⼒取引に採⽤される

• キャパシティ価格が⼩さくても、エネルギー価格が⾼くなってしまうので、amprionは問題提起している• SRLは、1週間単位から4時間単位に移⾏する• 東：BnetzAに⾏った。彼らの考えとしては、将来的に、エネルギー価格とキャパシティ市場を分離して、intradayのあとにregulating marketが移⾏すると⾔われている• そうすると、エネルギー価格＞キャパシティ価格となることはなくなるのでは？
• B：ほとんどの⼈はキャパシティ価格0があるが、MRLにとってはいいけど、SRLには使えない。
• 普段は30ユーロ/MWhだが、時々8万ユーロ/MWhになることもある。

⇨なので、キャパシティ市場もメリットオーダーが必要と考える• A：もし条件を満たせば、誰でも市場に参加できる。①技術的なルール、②組織と資⾦的な背景が2つのルール• B：だいたい300万kWプラスマイナスまでを予備⼒で対応できる
ドイツの
TSO について• 10年前は、電⼒市場は地域別に分かれていた• お互いの電⼒不⾜を調整するが、送電のボトルネック問題もある• Grid Control Corporation、IGCC（国際）は、国際的なインバランス抑制に取り組んでいた• かつては1国１コントロールボックスだった。彼らは独⽴していた• 取り扱いエリアが拡⼤するほど、インバランスが⼤幅に減った• 2008年に始まった。8⼤電⼒会社が4⼤に集約されたが、まだ他国の電⼒会社より⼤きかった• ⾼いハードルだったと思うのは、各社の合意形成が⼀番難しかった。
• その地域の電⼒のことに関しては責任感がとても強い• 4⼤電⼒会社の供給需要をすべてひとつのデータに集約している⇨

インバランスネット⇨

お互いの余剰不⾜部分を相殺する• 東：ドイツのキャパシティ市場も共同でやっていると思うけ
ど、ICGGでは調整⼒の容量はどうなっているか？
• A：将来のターゲット：それぞれの国は政府がある。ネット
ワークコード（EUにおける送電網の共通ルール）：①
グリッドへの接続、バランシング市場、停電時の⾏動、システムオペレーションが⽅針として⽰されている（Entsoe）• MARI• 諸富：全体で取り組むモチベーションは？
• B：システムの運⽤⽅法をどんどん最適化していかないといけないと思っている• BnetzAはこの動きを⽌めようとしていた。ドイツでインセンティブやってるけど、原価削減するほど利益ができるような価格設定に制限している• ドイツで⾔われているのは、⾃然な形の地域独占が重要。競争の原理は働いている。
• BnetzAは効率的に運⽤しようと動き始めたから。
• 事業者やTSOは、リスクを取っても経費を下げる策をエンジニアと⽇々取り組んでいる• 諸富：地理的な範囲を広げることで、グリッドタリフは安くなる？
• A：パンEUとしての市場を確⽴したい。EU単⼀価格を持つことができればいいが、現実的には難しい。

⇨ボトルネックの問題がある。
ドイツの今後 • 5.3億⼈市場が送電でつながっている、3400TWh• 原発撤退（1000万kW）をすでに完了、さらに5年で1000万kWで撤退する

• ドイツには津波は来ないが、政治と世論の動きで撤退になった（福島 was initiator）• しかし、問題もある。消費地であった南部から⼤規模発電所が消えたため、代替となる電源が必要になる• 明らかに南部は太陽光、北部は⾵⼒。
• 北海に洋上⾵⼒発電所が建設されている

⇨

19GW

• 発電年間6500万kWh、再エネ30%、⽯炭⽯油40%、天然ガス12%• 原発の代替となる安定電源がドイツに求められている• 蓄電池を使おうと⾔う⇨• 隣国から輸⼊しよう

周辺国がドイツの電⼒に頼ってい⇨そんな規模がないる• メリットオーダー：⾵⼒⇨太陽光⇨省エネ⇨⽯炭⇨ガス⇨原発⇨

しかし、⽕⼒発電がなくなると安定電源がなくなる• 北部から南部まで1000kmある。⼤容量の南北連系線が必要
だが、住⺠は反対している。
• 3000億円• ネガティブプライス：エネルギーから考えると⾺⿅げている• 1.5万円/MWh（49GW再エネin feed）• 発電コストの⾼い発電から市場から追い出される• 限界費⽤：ガス6000円/MWh、⽯炭3000円/MWh、2011年からいまは6000円⇨3000円/MWhぐらいまで下がっている• 再エネ118MW〜48361MW（設備容量90000MW）• オーストリアは再エネと⽯炭があり、そこに⼤規模な蓄電所ができた129MW（20MW）• 蓄電池は現実的ではないため、南北線しかない• 再エネの補助⾦は、価格を押し下げて、メリットオーダーで⽕⼒発電を撤退に追い込んでいる• どのようにprocurement costを下げるか？、キャパシティだけ
ではメリットオーダー• BnetzAは、TSOに送電コストを下げるように圧⼒をかけている• SRLだけでなく、MRLでminute reserve• 東：procurement costは、キャパシティコストが上昇したので共同で取り組むことになった。ただ、現在のネット枠
コードを⾒ると、キャパシティのprocurement は次のステップと⾔っている。いまキャパシティコストはゼロということは、みんなで協⼒しようという動きにはなっていない？
• A：1999にEUが発送電分離を指⽰。それまでは価格は誰も関⼼がなかった。世界の誰も安定した電⼒の送電は実現していなかった。BnetzAは、コストを下げるように圧⼒があった。それに対して、企業で集まって、• ネットワークコードは、市場メカニズムについて• 発電と送電と⼩売の電⼒会社があって、• B：ドイツは、インバランスネット、メリットオーダー。
• EUはインバランスネットの第⼀歩だが、次のステップはMARI（欧州⼤陸対象の電⼒市場）• A：価格を考えると、ドイツとフランスの周りに諸国がある。
• 社会的な幸福を向上するために、電⼒価格の低減や安定した質の良い電⼒をEUは求めているIGCC•

ドイツとEUは違う•

欧州インバランスは2社ある（amprionとスイス社）•

すべてのTSOの関係を構築している。

•東：国際取引をする際のプロセスは？

•A：ENTSOeウェブサイトに、プラットホームがある