再ディスパッチ2.0と大規模蓄電池：電力網にとっての呪いか Segen か？巨大蓄電池システムの相反する役割 – 画像：Xpert.Digital
停電の脅威は回避されるか？ネットワーク事業者は北から南まで「電力混雑」をどう管理するか。
再ディスパッチ2.0を簡単に説明すると：発電所運営者と貯蔵投資家が知っておくべきこと
ドイツの電力網は歴史的なストレステストに直面している。北部の風力タービンがフル稼働している一方で、南部の工業地帯へ電力を送る送電線が不足しているケースがしばしばある。供給崩壊を防ぐため、電力網運営者はほぼ24時間体制で発電に介入している。これは「再ディスパッチ」と呼ばれるプロセスで、消費者に年間数十億ドルのコストを負担させている。.
しかし、エネルギー転換はこのシステムを根本的に変化させました。以前は少数の大規模発電所が集中的に制御されていましたが、今日では数万もの分散型発電所、太陽光発電所、そしてますます増えている高性能な大規模蓄電池システムを調整する必要があります。2021年10月にRedispatch 2.0が導入されて以来、配電網運営者と小規模発電所運営者にも、系統の物理的な安定性を確保する義務が生じています。.
急成長を遂げている大規模蓄電池システムの役割は特に興味深いものです。エネルギー転換の希望の光と目されている一方で、誤った使い方をすれば、地域のボトルネックを悪化させる可能性があります。問題は多くの場合、技術自体ではなく、地域的な価格シグナルの欠如にあります。以下のQ&Aガイドでは、現代の混雑管理の仕組み、コストが急騰している理由、その中で蓄電池が果たす役割、そして電力価格帯に関する議論が将来のエネルギー供給の安全性にとってなぜ重要なのかを詳細に検証します。.
再ディスパッチとはどういう意味ですか? また、この用語がドイツの電力網にとってなぜそれほど重要なのでしょうか?
再ディスパッチとは、送電線を過負荷から保護するために発電所の発電出力に介入することを指します。送電網の特定の地点でボトルネックが発生する恐れがある場合、ボトルネックに近い発電所は供給量を減らすよう指示され、ボトルネックの遠い発電所は供給量を増やす必要があります。これにより、ボトルネックを相殺する負荷潮流が生成されます。この用語はエネルギー政策の議論で頻繁に使用されますが、その全容が説明されることは稀です。しかし、これは現代の送電網を理解する上で中心的な役割を果たします。なぜなら、送電網運用者が電力網の物理的な安定性をリアルタイムで確保するメカニズムを表しているからです。再ディスパッチがなければ、送電網のボトルネックは制御不能な過負荷につながり、最悪の場合、連鎖的な停電を引き起こす可能性があります。その原理は一見すると単純です。ある地点で送電網に過剰な電力が供給された場合、そこでの発電量を減らし、別の地点でその分を補う必要があるのです。しかし、この原則の実際の実施は、特に再生可能エネルギーの大幅な拡大とそれに伴う発電の分散化により、長年にわたって大きく変化してきました。.
再ディスパッチの法的根拠は何ですか、またその歴史的ルーツはどこにあるのでしょうか?
再ディスパッチの起源は、2005年のドイツエネルギー産業法（EnWG）に遡ります。2005年7月13日に施行されたEnWG第13条は、送電系統運用者に系統セキュリティの確保を義務付けています。具体的には、送電系統運用者は、系統関連、市場関連、および追加的な予備力措置を通じて、電力供給システムへの脅威または混乱を排除する権限と義務を有すると規定されています。当時の発電所システムは非常に集中化されており、これは、系統過負荷が差し迫った場合、個々の大規模発電所に供給調整を指示できることを意味していました。これは主に、220kVおよび380kV送電系統の従来型発電所に影響を与えました。影響を受ける発電所の数は管理可能であり、通信チャネルは短く、調整作業は比較的少なかったです。このシステムは、少数の大規模発電所が発電の大部分を担い、負荷潮流が非常に予測可能な環境で機能していました。この集中制御の基本原則は、その後のすべての拡張と改革の基盤となりました。.
再生可能エネルギーの拡大は電力システムをどのように変えましたか?
2010年以降、再生可能エネルギーの拡大に伴い、システム構造は根本的に変化しました。数万基の分散型発電機が、少数の集中型発電所を徐々に置き換えていきました。中期的には、発電施設の約90%が配電網に接続される一方で、大規模発電所の重要性は低下し続けるでしょう。この変革は、特に北から南への新たな送電ルートの創出につながりました。これは、風力エネルギーの大部分がドイツ北部で発電され、主要な消費地は南部と西部に集中しているためです。送電容量は、発電された電力のすべてを消費地まで送電するには不十分であり、多くの場合、現在も不十分です。同時に、従来の再給電に加えて、再生可能エネルギー源法に基づく固定価格買取制度が再生可能エネルギー発電所に対して引き続き適用されていました。従来の発電所は再給電制度によって、再生可能エネルギー発電所は固定価格買取制度によって規制されるというこの並行構造は、混雑管理対策の複雑さとコスト増大を招きました。風力発電所や太陽光発電所は天候や時間帯に応じてエネルギーを生成するため、負荷フローの予測が非常に複雑になり、制御対策の必要性が高まります。.
再ディスパッチとフィードイン管理の古いシステムの問題は何でしたか?
旧システムは、ますます非効率化する構造的な分割を特徴としていました。一方では、ドイツエネルギー産業法（EnWG）第13条に基づく典型的な再ディスパッチがあり、これは送電網にのみ適用され、公称設置容量10メガワットを超える従来型発電所に影響を及ぼしました。送電系統運用者は、これらの発電所を調整することで系統混雑を回避することができました。他方では、再生可能エネルギー源法（EEG）および熱電併給法（KWKG）に基づく固定価格買い取り制度があり、系統混雑管理のために再生可能エネルギー発電所とコージェネレーション発電所の規制を個別に規定していました。固定価格買い取り制度では、発電所は実際の値に基づいて、つまり緊急事態にのみ出力抑制されていました。先を見越した予測に基づく計画が欠如していました。出力抑制は場当たり的に行われ、コストの上昇と利用可能なリソースの非効率的な使用につながりました。系統混雑管理全体のコストは、2019年から2023年の間に13億ユーロから32億ユーロへと大幅に増加しました。 2023年には、送電網のボトルネックにより約19テラワット時の電力が失われました。これはドイツの総発電量の約4%に相当します。特に洋上および陸上の風力発電所が大きな影響を受けました。.
2019年送電網拡張加速法では具体的に何が決定されたのでしょうか?
深刻化する問題への政治的対応は、2019年に系統拡張加速法の改正として行われ、同年5月17日に施行されました。その目的は、再ディスパッチと固定価格買い取り（FIT）管理を統合した混雑管理システムに統合することでした。再生可能エネルギー法（EEG）と熱電併給法（KWKG）に基づく従来の固定価格買い取り管理規制は廃止され、エネルギー産業法（EnWG）第13条、第13a条、および第14条に基づく、再ディスパッチ2.0として知られる統一再ディスパッチ制度に置き換えられました。これは、ドイツ全土の電力供給のための統一された予防的混雑管理システムを確立することを目的としていました。再生可能エネルギー発電所と熱電併給（CHP）発電所はもはや別々に扱われることはなくなり、従来型の発電所と同じ法的枠組みに従って規制されました。実施期限は2021年10月1日に設定され、初期データ提出義務は早ければ2021年7月から開始されます。.
Redispatch 2.0 はいつから施行されましたか? また、根本的に何が新しいのでしょうか?
2021年10月1日より、Redispatch 2.0がすべての市場参加者に義務付けられました。新しい点は介入の可能性そのものではなく、包括的なシステム統合です。従来型発電所、再生可能エネルギー発電所、エネルギー貯蔵施設を含む、100キロワット以上の制御可能なすべての発電所が、混雑管理の対象となりました。これは、10メガワットを超える大規模な従来型発電所のみが再ディスパッチの直接的な影響を受けていた旧システムとの根本的な違いです。新しいプロセスでは、系統運用者は約36時間先の計画期間における系統状態を決定し、必要に応じて最適化します。これには、負荷予測と供給予測が必要です。混雑が確認された場合、系統運用者は費用対効果の高い対策を用いて混雑を解消する必要があります。もう一つの重要な革新は、これらの対策はエネルギーとエネルギー消費の両面でバランスが取れている必要があることです。これにより、発電所運用者が制御介入の結果として経済的不利益を被ることがなくなります。さらに、この処理はもはや送電システム運用者だけの責任ではなく、すべての配電システム運用者の責任でもあり、配電システム運用者は混雑管理の重要な柱となっています。.
Redispatch 2.0 プロセスは具体的にどのように機能しますか?
Redispatch 2.0プロセスは、従来の事後対応型アプローチとは根本的に異なる、計画ベースのアプローチに基づいています。系統運用者は、系統参加者全体、特に系統に電力を供給する発電所と主要需要家から得られる包括的なデータに基づいて、混雑予測を作成します。発電所運用者は、選択したバランシングモデルに応じて、計画データまたは予測データのいずれかを提出します。予測モデルでは、市場関連の調整と供給不能状態に関する情報を系統運用者に提供し、発電予測を作成できるようにする必要があります。計画価値モデルでは、発電所運用者は予測データと計画データの両方を提出する責任を負います。.
このデータとリアルタイム情報に基づき、系統運用者は潜在的な系統のボトルネックを早期に特定し、的を絞った積極的な対策を講じることができます。予測される過負荷については代替スケジュールが計算され、市場スケジュールからの偏差が調整されます。ドイツエネルギー産業法（EnWG）第13a条は、発電所運用者に対するバランシングと金銭的補償を規制しています。バランシング グループ マネージャー（ほとんどの場合は直接販売業者）は、バランシング グループ内の不足量について系統運用者からエネルギー補償を受け取ります。新しいプロセスでは、15分ごとに供給および抑制されるエネルギー量がバランシング グループに割り当てられます。このシステムでは、送電システム運用者、配電システム運用者、発電所運用者、バランシング グループ マネージャー、およびいわゆるデプロイメント マネージャー間の業界全体の協力が必要であり、発電所運用者はデプロイメント マネージャーに責任の大部分を委任できます。.
ネットワーク輻輳管理の現在のコストはいくらですか、またそれはどのように変化してきましたか?
近年、系統混雑管理コストは大きく変動しています。2022年には、エネルギー危機と燃料価格および卸売価格の高騰により、総コストは約42億ユーロのピークに達しました。2023年には、実施された対策量が34,297ギガワット時に増加したにもかかわらず、予備的な総コストは31億ユーロ弱に減少しました。これは、卸売電力価格が1メガワット時あたり230ユーロ強から約92ユーロに下落したことによるエネルギー価格の下落によるものです。従来型発電所を用いた再給電指令対策の予備的な導入コストは2023年に約18億ユーロに達し、再生可能エネルギーの出力抑制コストは3倍の約6億ユーロに増加しました。.
2024年には、対策量は約12%減少して30,304ギガワット時となり、予備的な総費用はさらに約27億8,000万ユーロに減少しました。しかし、2024年第4四半期には懸念すべき増加が見られました。送電網の安定化に要した電力量は10,424ギガワット時で、前年同期比19%の増加となりました。特に注目すべきは2024年12月で、同月だけで3億7,000万ユーロの費用が発生し、エネルギー危機以降の過去最高を記録しました。2024年に出力抑制された再生可能エネルギー発電所の約47%は配電網に接続されており、その原因は74%のケースで送電網にありました。同時に、ボトルネックは配電網へと移行しつつあり、配電網の再給電指令量の割合は2023年の20%から2024年には26%に増加しています。これらのコストはネットワーク料金を通じて電気料金に転嫁され、すべての消費者に影響を与えます。.
Redispatch 2.0 が大規模なバッテリー ストレージ システムに特に適しているのはなぜですか?
数メガワット規模の大規模蓄電池システムは、技術的には長期間にわたって大量のエネルギーを変換することが可能です。しかし、実際の供給は系統アーキテクチャに依存します。再ディスパッチが可能で、予測が必要であり、混雑管理にも統合されています。容量だけでは供給が保証されるわけではありません。システムの安定性が求められる場合、マーケティングは後回しにする必要があります。特に大容量の設備容量を持つシステムでは、系統計画、予測モデル、混雑管理への統合が不可欠です。大型バッテリーは、選択的に充電または放電することでボトルネックを緩和できます。しかし、重要な点は、複数のシステムが同時に電力を供給しようとした場合、バッテリー自体もボトルネックの一部となる可能性があることです。.
ドイツでは、大規模蓄電池システム市場が急速に成長しています。設置容量は2025年までに公称電力で2ギガワットを超え、2025年だけで1.46ギガワットの新規容量が稼働すると予想されています。2027年には2024年と比較して7倍の容量増加が見込まれ、様々な予測では2030年までに総容量が15ギガワットに達すると予測されています。系統運用者からの蓄電池接続の需要は、現在、既存容量のほぼ100倍に達しています。このような成長率を踏まえ、これらのシステムを混雑管理に統合する課題はますます緊急性を増しています。.
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一般的に、大型バッテリーは電力網にとって良いのでしょうか、悪いのでしょうか?
この質問には、場所、動作モード、そして具体的な系統状況によって異なるため、一概に答えることはできません。蓄電開発会社Eco Storの委託を受けたNeon Neue Energieökonomikによる調査では、シュレースヴィヒ＝ホルシュタイン州とバイエルン州にある2つの大型バッテリーの年間15分ごとのパフォーマンスが調査されました。その結果、系統運用者はバッテリー容量1キロワットあたり年間3～6ユーロの再給電指令コストを削減できることがわかりました。したがって、エネルギー政策の議論では時折そう指摘されることがありますが、大型バッテリーは系統にとって本質的に負担となるものとは決して考えるべきではありません。.
しかし、この系統負荷軽減は現時点では完全に偶然に発生している。ドイツには電力価格帯が1つしかなく、地域価格が存在しないからだ。バッテリーは、卸売市場と需給調整市場の均一な価格シグナルに従って稼働する。系統のボトルネックはバッテリーからは見えない。詳細な分析によると、大型バッテリーは、15分のうち約20%の時間帯に、系統の負荷軽減と負荷増大をほぼ同頻度で発生している。残りの60%の時間帯は、バッテリーがアイドル状態か、系統の混雑がない状態となっている。フラウンホーファーISEはまた、主に市場メカニズムに従って運用される大型バッテリーストレージシステムは、不利な充放電行動によって局所的な電力ピークを増幅させ、変圧器と線路の負荷を悪化させる可能性があると指摘している。.
大規模バッテリーストレージシステムにとって、グリッドフレンドリーな運用とはどういう意味ですか?
系統支援型運用とは、系統の安定化、ボトルネックの回避、電圧変動の補償を目的として、蓄電システムを集中的に活用することを指します。これは、主に低価格で電力を購入し、高価格で販売する、いわゆる「市場支援型運用」（典型的な価格裁定取引）とは異なります。大規模蓄電池システムは、系統への配置と運用モードによって系統負荷が軽減され、例えば系統拡張の必要性が軽減される場合、系統支援型とみなされます。.
実際には、両方のアプローチを組み合わせることが可能です。蓄電システムは、電力系統への供給と同時に、市場に経済的に参加することができます。研究によると、電力系統支援型の蓄電システムは、高い供給が差し迫っている場合に選択的に電力を吸収し、後で供給することが示されています。これにより、介入の必要性が低減し、供給の安定性が向上します。蓄電システムを電力系統支援型にするには、電力系統に特に負担がかかっている場所に設置する必要があります。また、蓄電システムが適切なタイミングで反応し、効率的にエネルギーを供給するためには、インテリジェントな制御も不可欠です。例えば、最小放電時間を4時間とするなど、より大規模で柔軟な設計の蓄電システムは、電力系統への負担軽減に大きく貢献します。.
なぜ現在、大規模バッテリーによるグリッドフレンドリーな行動に対して効果的なインセンティブがないのでしょうか?
問題はドイツの電力市場の設計にあります。現在、ドイツでは単一の電力価格帯で、前日価格が均一です。つまり、特定の地域で系統混雑問題が発生しているかどうかに関わらず、ドイツ全土の取引所における電力価格は同じです。蓄電池システムをはじめとするすべての市場参加者は、卸電力市場および需給調整市場において、この均一な価格シグナルに依存しています。地域的なボトルネックを反映する価格シグナルが存在しないため、系統混雑は彼らにとって全く見えません。.
このシステムでは、系統に配慮した行動をとる経済的インセンティブは存在しません。シュレースヴィヒ＝ホルシュタイン州にあるある蓄電施設は、強風時に充電を行っていますが、これは系統にボトルネックがあるからではなく、現在全国の電力価格が低いためです。この行動が同時に系統に配慮しているというのは、全くの偶然です。Neon New Energy Economicsの調査では、系統に配慮した行動を強化するための3つの規制アプローチが検討されました。その結果、15分ごとに系統状況を反映する動的な再給電指令価格シグナルが最も優れた結果を示しました。このような価格シグナルは、系統にとって最大の付加価値を生み出すと同時に、市場価値の低下を最小限に抑えます。.
大規模バッテリーストレージと再ディスパッチの電力価格帯に関する議論はどのような役割を果たすのでしょうか?
ドイツの電力価格帯の分割をめぐる議論は近年大きく盛り上がっており、再ディスパッチと大規模蓄電池の問題に直接関連しています。欧州委員会は入札ゾーン見直しの一環として、欧州の入札ゾーンの見直しを求め、ドイツを2～4つのゾーンに分割することを提案しました。アゴラ・エネルギーヴェンデとフラウンホーファー電気エネルギー研究所（IEE）による調査では、地域価格設定制度によって再ディスパッチコストが大幅に削減され、供給の安定性が強化されると結論付けられています。早ければ2023年には、地域価格シグナルによって企業と家庭の電力コストが全国平均で1メガワット時あたり6ユーロ以上削減される可能性があります。.
エネルギー供給会社エネルシティの委託を受けたNeon Neue Energieökonomikの短い報告書では、電力網を4～5つの価格帯に分割した場合、ドイツ国内のボトルネック賃料は年間約20億ユーロになると推計されている。しかし、ミュンヘン工科大学の研究では、いくつかの大きな電力価格帯間の価格差は小さく、再ディスパッチコストの節約はわずかであることがわかっている。対照的に、ノード固有のノード価格設定は、再ディスパッチと全体的なコストを大幅に削減する。地域的な価格シグナルは、大規模バッテリーストレージシステムにとって極めて重要になるだろう。なぜなら、それが初めて、電力網に優しい行動に対する経済的インセンティブを生み出すことになるからだ。しかし、ドイツの新政権は連立協定において、当面は統一された電力価格帯を維持することに同意した。.
再ディスパッチ操作中にプラントオペレータにはどのような金銭的補償が支払われますか?
送電網運用者が発電調整を行う場合、ドイツエネルギー産業法（EnWG）第13a条が、発電事業者への調整調整および金銭的補償を規定しています。影響を受ける送電線または電力供給地点のバランシング・グループ・マネージャーは、発電調整要請を発行した送電系統運用者に対し、当該措置に対する調整調整補償を請求することができます。さらに、有効電力または無効電力の発電調整は、適切な金銭的補償を受けなければなりません。適切な金銭的補償には、実際の発電調整に必要な費用、発電所の価値の比例配分された消費、および証明された収益損失が含まれます。.
2024年6月、連邦ネットワーク庁は、第13a条第2項に基づき、再給電指令措置に対する適切な金銭的補償を決定するための裁定を下しました。その基本原則は、再生可能エネルギー発電所または従来型発電所の運営者が、制御介入の結果としていかなる経済的不利益も被るべきではないというものです。運営者は、介入が行われなかった場合と同じ立場に置かれます。例えば、南部の送電線が過負荷状態にあるために北部の風力発電所が停止した場合でも、運営者は補償を受けなければなりません。同時に、南部の別の発電所は需要を満たすためにより多くの電力を生産する必要があり、これにもコストが発生します。.
Redispatch 2.0 プロセスにおいて配電ネットワーク オペレータはどのような役割を果たすのでしょうか?
2021年9月30日まで、ドイツの再ディスパッチは4つの送電事業者（TSO）の単独責任でした。Redispatch 2.0の導入により、この状況は根本的に変化しました。配電事業者（DSO）は、ドイツの電力網における混雑管理の重要な柱となりました。彼らは、系統のボトルネックを積極的に特定し、系統と供給の安全性を確保しながら、適切な対策を決定、調整、実施する必要があります。そのためには、予想される負荷と系統の状態予測を考慮してネットワークをモデル化する必要があります。ボトルネックを解消するために、DSOは100キロワット以上の容量を持つすべての再生可能エネルギー発電所、熱電併給発電（CHP）発電所、および蓄電池施設を対象に含める必要があります。.
これは既存の責任の大幅な拡大を意味し、潜在的なボトルネックにリアルタイムかつ予測に基づいて対応するための新たな市場の役割とプロセスが求められます。配電網におけるボトルネックの増加は、この進展の重要性を浮き彫りにしています。再生可能エネルギー発電所への再給電指令量における配電網のシェアは、2023年の20%から2024年には26%に上昇しており、この傾向は分散型発電のさらなる拡大に伴い継続する可能性が高いと考えられます。.
大規模バッテリー貯蔵システムは、具体的にはどのようにして電力系統の混雑緩和に貢献できるのでしょうか?
蓄電池システムは、電力系統のボトルネック発生時に的確に介入することができます。発電量が過剰になった場合、エネルギーを吸収し、需要増加時に放出します。大規模蓄電池システムは数ミリ秒単位で反応するため、電圧変動、周波数不安定性、または局所的な負荷ピークを確実に補償するのに最適です。電力バランス調整機能を提供し、停電を防止します。再給電を回避することで、コスト削減と再生可能エネルギー源からの電力の無駄遣い防止につながります。.
実用的なシナリオでは、ドイツ北部の大規模蓄電システムは強風時に選択的に充電することができ、これにより系統の過負荷につながる供給ピークを緩和することができます。フラウンホーファーISEは、関連する変電所の発電量と負荷の時系列を解析し、結果として生じる電力潮流をモデル化し、系統支援型の運用戦略をシミュレーションすることで、特定の場所において大規模蓄電システムが系統支援型で運用可能かどうかを分析します。さらに、この分析では、特定の場所で過去に再給電指令が実施されたことがあるかどうかも検証します。蓄電システムは地域に付加価値をもたらし、系統の負担を軽減し、地域の供給安定性を強化するため、これは自治体、系統運用者、プロジェクト開発者にとって新たな機会をもたらします。.
大規模なバッテリー貯蔵システム自体がなぜグリッドの安定性に問題を引き起こすのでしょうか?
電力システムは、中央集権的な発電所制御システムから、分散型リソースをデータ駆動型で調整するシステムへと変貌を遂げました。この新しいシステムでは、発電量だけでなく、システムアーキテクチャへの統合も重要になります。巨大な容量を持つ大規模蓄電池システムは、地域の電力系統状況を考慮せずに市場シグナルのみに基づいて運用すると、問題を引き起こす可能性があります。現在、電力価格が高騰しているため、ある地域にある複数の蓄電池システムが同時に電力系統に電力を供給しようとすると、本来回避すべきボトルネックが発生、あるいは悪化する可能性があります。.
主に市場メカニズムに基づいて運用される大規模蓄電システムは、不利な充放電パターンによって局所的な電力ピークを増幅させ、変圧器や送電線の負荷を増大させる可能性があります。大規模蓄電システムの急増は、この問題を悪化させる可能性があります。系統接続の要請が現在200ギガワットを超えていることから、これらのシステムの連携が今後数年間の主要課題の一つとなることは明らかです。重要なのは、容量だけでは固定価格買い取り（FIT）が保証されないということです。システムの安定性が不可欠な場合、マーケティングは二の次です。市場で収益を上げたい蓄電システムは、FITの選択肢が系統の物理的境界と系統運用者の決定によって制限されることを受け入れなければなりません。.
ボトルネック管理の将来はどうなるのでしょうか。また、Redispatch 3.0 は何を意味するのでしょうか。
Redispatch 2.0は主に発電設備を混雑管理に統合しますが、Redispatch 3.0に向けた更なる発展では、貯蔵設備、電解装置、そして制御可能な負荷をさらに緊密に統合することを目指しています。その目標は、デジタルプラットフォームとリアルタイムデータを介して、発電と消費をより細かく調整することです。電力価格帯と地域価格シグナルに関する議論は、この点において重要な役割を果たすでしょう。系統に配慮した行動に対する規制上のインセンティブがうまく構築されれば、大規模蓄電システムは混雑回避において、現在よりもはるかに大きな役割を果たす可能性があります。Neon New Energy Economicsの調査では、動的な再ディスパッチ価格シグナルが系統に最大の付加価値をもたらすと同時に、市場価値の損失を最小限に抑えると結論付けています。.
この傾向は技術の進歩によって支えられています。リチウムイオン電池のコストは過去10年間で約84%低下し、システムの大型化と蓄電時間の延長が進んでいます。2022年の平均的な蓄電プロジェクトは依然として1時間システムでしたが、現在では2時間システムが主流となり、4時間システムや6時間システムの利用も増加しています。2030年までに、ドイツの大規模蓄電システムの蓄電容量は57ギガワット時に増加し、総出力は15ギガワットに達する可能性があります。長期的には、2050年までに60ギガワット（271ギガワット時）の容量を実現することも可能です。これらの容量を持つ大規模蓄電システムは、規制枠組みが適切なインセンティブを生み出すことを条件に、混雑管理の重要な手段となる可能性があります。.
これらすべてはエネルギー転換全体にとって何を意味するのでしょうか?
ドイツの電力システムは根本的な変革期を迎えています。エネルギー転換により、かつて中央管理されていたシステムは、分散型発電事業者による非常に複雑なネットワークへと変貌を遂げ、新たな調整メカニズムが必要となっています。Redispatch 2.0はこの新たな調整の重要な要素であり、関係するすべてのステークホルダーを統一された混雑管理システムに統合します。大規模蓄電システムは、解決策の一部であると同時に、新たな課題の源泉となる可能性も秘めています。これらのシステムは、混雑の緩和、需給調整、再生可能エネルギーの統合、そして送電網拡張の必要性の低減といった効果を発揮します。同時に、システムアーキテクチャへの慎重な統合が求められ、システム自体が混雑の要因となることを避ける必要があります。.
将来に向けた鍵となるのは、電力網のボトルネックを明らかにする価格シグナルに向けた電力市場設計の更なる発展、電力網の拡大の加速、電力網制御のデジタル化、そして電力網に配慮した行動を奨励する規制枠組みです。未来のエネルギーシステムは、もはや少数の大規模発電所によって制御されるのではなく、風力タービンや太陽光パネルから蓄電池、電解装置、制御可能な負荷に至るまで、数十万もの分散型リソースをデータに基づいて連携させることによって制御されるようになります。Redispatch 2.0は、この連携の基盤を築きました。今後数年間で、規制枠組みが技術変化のダイナミクスに対応できるかどうかが明らかになるでしょう。.
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