本文介绍德国智能电网实证(E-Energy)在自然资源丰富的哈尔茨山区开展的“RegModHarz”项目。这是力争实现可再生能源百分之百普及的示范项目。
可再生能源直接进行市场交易的背景
通过实行固定价格收购制度(FIT)，德国的可再生能源开发量大幅增加，所占比例迅速提高。按照固定价格收购制度规定，可再生能源所发电力以固定价格得到收购并输入电网，随着其所占比例的提高，作为主要电源，给整体供求带来的影响将不容忽视，因天气而产生的发电量变化也给电力网络带来了极大影响。另外，20年后固定价格收购将到期，转为以市场价格进行交易，而且新实行的收购价格将会逐年下调。
在这种背景下，出现了与电力市场进行整合的想法。哈尔茨地区决定采用与电力市场直接交易(Direct Marketing)这种方式。
可再生能源发电虽然属于单位输出功率较小的分布型电源，但如果每年都追加设置量，就会变成一个较大的数值。截至2011年底，风力发电的规模达到了3000万千瓦，太阳能发电达到了2500万千瓦。电源容量增加，就会压低市场价格。而价格下降，又会对火力发电的运转产生不良影响。特别是在风力较强、但需求较少的时段，市场价格会降到非常低的水准，甚至可能出现负数。这就需要一种可充分应对这一状况的业务模式，这也是采取直接交易方式的一个因素。
通过E-Energy验证市场交易
德国从2009年开始实行电力直接市场交易，2012年还追加出台了对收购价格和市场价格差额进行补贴的市场溢价制度。E-Energy实证项目于2009年～2012年实施，与实行直接交易的时间几乎同步。
E-Energy意味着能源与信息通信技术相的融合，这是一项尝试，其目的在于兼顾安全和环境，对于趋于复杂化的能源交易，通过通信收集大量信息，然后利用计算机进行处理，以导出最佳解决方案。市场交易被定位为其核心。在观察制度完善情况的同时，还进行了实证和模拟。
《实现“100%可再生能源地区”的策略》以灵活型可再生能源电源——生物燃气发电的直接交易为前提，介绍了其运营构想及实证结果。与市场直接交易已经成为有益于生物燃气的制度，生物燃气不仅可以计划输出电力及供电，还可成为稳定电源。
汇总15万千瓦的风力发电进行市场交易
关于可再生能源电源的主角——风力发电利用直接交易方式时的业务可行性，RegModHarz项目参考实际市场指标进行了模拟。2008年，哈尔茨地区设置了1万千瓦的风力发电设备。同年，直接市场溢价制度出台，以该制度为前提，针对设备运转一年的业务可行性进行了估算。其结果如资料2所示。
具体是指，将15万千瓦的风车发电进行汇总，然后在市场上销售。由一家销售商从地区的风力发电企业手中一揽子购买电力，然后与欧洲电力交易所(EPEX)进行交易，对这种情况下销售商的业务收支进行了估算。根据其结果，就可以想象出具体的制度和市场交易。
可再生能源的直接交易由“市场交易收入”(销售价格高于市场平均价格时的利润)、对市场平均价格与收购价格的差额进行补贴的“市场溢价”构成。
销售商的营业收入分为“市场交易收入”和“市场溢价收入”两种，合计为3115万欧元。其中，“市场交易收入”为1897万欧元。具体包括，第二天市场销售额1968万欧元，当天销售额328万欧元，当天采购额399万欧元。根据第二天的交易在当天进行调整。
“市场溢价收入”为1218万欧元，具体包括，平均市场价格低于固定价格时的“价格差补贴”846万欧元，1千瓦时支付1.2欧分的“管理津贴”373万欧元。管理津贴主要用于补贴预测不到的风险等，计划通过提高预测精度，在今后逐步缩减这一金额。
另一方面，营业支出为3089万欧元。其中支出最多的是从风力发电运营商手中采购的费用，为2758万欧元，具体包括，1千瓦时支付8.63欧分的固定报酬2681万欧元，直接交易奖金78万欧元。另外还有为保持平衡而采购稳定电力的费用77万欧元(费用248万和收入171万的差额)、包括风险保值在内的交易参与费用145万欧元及办公费用109万欧元。
以上营业收入和营业支出的差额——营业利润为26万欧元，这就是销售商获得的利润。虽然不多，但这意味着15万千瓦规模的风力发电集成商已经可以成为一项业务。
备受关注的可再生能源集成商
汇总可变动的可再生能源电源，统一进行交易的销售商，即“可再生能源集成商”如今备受关注，实际交易量正在大幅增长。
将单独的风力发电集中起来，与电力市场进行交易的趋势日益明显。为了尽量以较好的条件进行销售，需要对市场动向和天气进行预测及计算的相关经验。能够使发电量变动平均化，并在目标时段均衡销售，这点也十分关键。如果能够在广大的地区进行集中，还可缓解各地区的不均现象。
由单个风力发电企业根据大量参数预测最佳方案，或主导广域联合进行交易，这种方式存在极限，在这种情况下就需要专业的运营商出马。这就是可再生能源集成商。在开始直接交易之初，出现了很多销售商，但之后逐渐集中起来。另外，与销售商进行交易的风力发电企业到2012年底已经达到一半左右。
风力发电通过控制(转移)地区需求，或者与蓄电池等组合，可以缓解输出功率变动。《让风力发电与冷藏仓库结合成为“虚拟电厂”》一文介绍的虚拟发电站(VPP)也将成为与销售商进行交易的主体。
在日本，已有将用电方节约下来(转移)的电力集中起来的需求响应集成商，可再生能源集成商与之类似，不过是一可再生能源为对象。虽然需求和供给的可再生能源也会发生变动，但通过整合，可实现稳定化，提高价值。市场交易这一过程就是在创造价值。
推动可再生能源普及和地产地消的地区内收购价格
RegModHarz项目模拟了三种情况，分别是“2008年事例(可再生能源发电比率为3成)”、“2020年事例”和“100%可再生能源事例”。2020年事例被定为实现100%可再生能源的中间阶段。上述三种情况设想风力发电规模分别为15万千瓦→25万千瓦→63万千瓦，太阳能发电规模分别为1万千瓦→9万千瓦→70万千瓦。
作为实现100%可再生能源及能源地产地消的机制，将设定根据电力价格的上下波动来刺激地区需求的“地产地消收购价格”。当地区内需求量低于风力和太阳能两种电力的合计供电量时，为了刺激用户使用，会降低收购价格;而当需求超过供电量时，为了减少用电量和引导用电转移，会提高收购价格(资料3)。
收购价格分9个等级，各等级之间设置1千瓦时4欧分的价格差。最多会产生32欧分的差距。供求一致的时段作为第五个等级，收购价格与实际电价差额为零。6～9等级作为“惩罚性收购价格”逐级提高。4～1等级作为“奖励性收购价格”逐级降低。这一收购价格在实际电价的基础上进行加减，收购价格的总和为零。
利用地产地消收购价格预测未来社会
资料4模拟了3种情况下，哈尔茨地区地产地消收购价格的水平。横轴代表1天的变化，纵轴代表年度变化。正收购价格为绿色，负收购价格为红色，数值越大(等级越高)颜色越深。黄色为中间。表格的色彩划分表示境内供需的程度。红色为风力和太阳能两种电能短缺，绿色为剩余。
从2008年事例来看，2种电力，尤其是太阳能的装机容量还比较少，境内的供需主要受需求左右。全年呈现出收购价格在需求高峰，也就是白天偏高，在需求少但风力不减的深夜偏低的趋势。刺激白天消费向夜间转移的奖励可发挥作用。而在风力强劲的年初，收购价格偏低。
从2020年事例来看，随着太阳能的普及，白天的收购价格降低。尤其是在日照量大的夏季更低。
从100%可再生能源事例来看，供应情况对于收购价格的影响增强。快速扩大的太阳能影响尤为强烈，收购价格水平与2008年完全相反。在白天，供需紧张解除，收购价格降低，而在紧张程度相对偏小的夜晚，收购价格上涨。
如上所述，如果主要在白天发电的太阳能和伴随季节变化的风力发电增加，就会使境内供需情况和各时段的成本发生变化。因此，不只是境内供应，通过向境外供应和充分利用电力市场交易，缓解供需变化，并降低成本，这也非常重要。关键在于开发用来进行判断的软件。E-Energy最大的目的便是开发软件。
这一次，笔者介绍了可再生能源集成商和地产地消收购价格。二者都利用了地区的供需信息和市场交易。而在日本，可再生能源尚未成为普及的主要电源，也没有建立起电力交易市场。电力交易市场不仅对于发展电力零售自由化，对于普及可再生能源和构筑分布型系统也是必不可少的条件。
