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Do wind and solar curtail at negative electricity prices? Incentives and evidence across two decades of German renewable support schemes

本論文は、ドイツにおける20年間の再生可能エネルギー支援制度を分析することで、現在のインセンティブが、負の電力価格が発生している際に風力および太陽光発電事業者に対して発電抑制を促すことにしばしば失敗しており、それが補助金コストの膨張と系統安定化の複雑化を招いていることを明らかにし、再生可能エネルギーが市場シグナルに反応することを確実にするための政策改革が必要であることを示している。

原著者： Lion Hirth

公開日 2026-09-10

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CC BY 4.0

原著者： Lion Hirth

原論文は CC BY 4.0 (http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/) でライセンスされています。 ✨ これは以下の論文のAI生成解説です。著者が執筆または承認したものではありません。技術的な正確性については原論文を参照してください。免責事項の全文を読む

現代の電気の世界において、電力網は繊細なバランスの上に成り立つシーソーのようなものです。発電所は、人々が使用しているエネルギーと全く同じ量のエネルギーを、毎秒正確に生成しなければなりません。電力が多すぎるとシステムは不安定になり、少なすぎると明かりが消えてしまいます。数十年にわたり、電力が過剰になることへの解決策は単純でした。石炭やガスを燃やす大型機械の出力を下げることです。しかし、ドイツのような国々が何千もの風力タービンや太陽光パネルを建設するにつれ、新たな問題が生じてきました。非常に風が強い日や晴天の日には、これらの再生可能エネルギーは誰かが必要とする以上の電力を生み出すことがあります。風力や太陽光には燃料コストがないため、これらはしばめて最初に稼働させられる対象となりますが、市場のルールが稼働を続けるよう指示している場合、それらを常に簡単に停止させることはできません。これにより、電力価格が極端に低くなり、生産者が電力を処分するために、実際には支払いをしなければならない「マイナス価格」になるという状況が生まれます。エンジニアや経済学者が直面している問いは、これらの再生可能エネルギー発電機が、価格がマイナスになったときに単に発電を停止するのか、それとも誰も欲しがらない電力をグリッドに流し込み続けるのか、ということです。

リオン・ヒルト率いる研究チームは、ドイツの過去20年間のエネルギーの歴史を調査することで、この問いに答えるべく取り組みました。彼らは2つの具体的なことを理解しようとしました。第一に、既存の財務ルールや補助金が、価格がゼロを下回った際に風力や太陽光発電所に停止する理由を与えているのかどうか。第二に、それらの理由がある場合に、発電所は実際に停止したのかどうかです。これを行うために、研究者は単に起きた出来事を見ただけではありません。彼らは、国内のあらゆる風力タービンや太陽光パネルを規定する複雑な法律に基づき、本来どのように行われるべきであったかを示す詳細な時間ごとのマップを作成しました。そして、その理論上のマップを、気象データとグリッドの記録から導き出された、実際にどれだけの電力が無駄にされたかという極めて正確な推定値と比較しました。

この研究は、2つの異なる技術が正反対の挙動を示す物語を明らかにしています。風力発電については、財務ルールが時間の経過とともに、風力発電所を市場価格に対してより敏感にするよう変化してきました。2025年、電力価格がマイナス50ユーロ／メガワット時という深いマイナスレベルまで下落した際、ドイツのほぼすべての風力発電所には停止するための経済的インセンティブがありました。計算は明白でした。発電を続けてペナルティを支払うよりも、停止する方が利益が高かったのです。しかし、研究者が実際のデータを確認したところ、実際に停止したのは約半数の風力発電所に過ぎないことが分かりました。残りの半分は価格信号を無視して回転を続け、グリッドが必要としていない電力を生成し続けていました。

太陽光発電は、また異なる、おそらくより頑固な物語を伝えています。ドイツの太陽光パネルの大部分は、固定された保証価格で電力をグリッドに売却する小規模な屋根設置型システムであるため、卸売市場の激しい変動から完全に保護されています。これらのシステムにとって、電力価格がマイナスになることは無関係です。彼らは価格に関わらず同じ金額を受け取るからです。研究者は、ドイツの全太陽光発電ポテンシャルのほぼ3分の2が、価格が深くマイナスになっても停止するインセンティブを全く持っていないことを発見しました。市場価格にさらされている残りの太陽光発電所についても、出力を抑制（カット）したものはごくわずかでした。合計すると、価格が深くマイナスになったとき、潜在的な太陽光発電量のうち実際に停止したのはわずか9パーセントであり、大多数はグリードに流れ込み続けていました。

この市場のシグナルと発電機の行動との間のミスマッチは、深刻な結果をもたらします。風力や太陽光の発電所がマイナス価格の間に発電を続けると、グリッドは使用できない過剰なエネルギーを吸収することを余儀なくされます。これは、送電網の運用者にとって、明かりを灯し続けるという物理的な作業をより困難かつ危険なものにします。さらに、これらの発電機の多くは依然として生産されたキロワット時ごとに補助金を受け取っているため、公衆は本質的に捨てられている電気に対して支払うことになります。研究者は、この反応の欠如がここ数年で公衆やシステムに数十億ユーロのコストをもたらしていると算出しました。研究は、各国が風力や太陽光の容量を増やし続ける中で、現在の支援制度が負債になりつつあると結論付けています。再生可能エネルギーが主流となる未来において、電力網が安全かつ効率的に機能するためには、発電機が価格シグナルに反応するように設計され、システムが停止を求めたときに停止できるものでなければなりません。

技術要約：風力と太陽光はマイナス電力価格時に出力制御を行うのか？ドイツの20年にわたる再生可能エネルギー支援制度におけるインセンティブとエビデンス

問題提起
自由化された電力システムにおいて、風力および太陽光の容量が増加しピーク需要を上回るにつれ、卸売電力がマイナス価格となることが頻発しており、これは発電事業者に対して出力を削減すべき信号となっている。再生可能エネルギーにとって出力制御（カーテイルメント）は技術的には容易であるが、支援制度が、マイナス価格時であっても発電を継続させる経済的インセンティブを生み出すことが多い。本論文は、ドイツの風力および太陽光発電事業者が、これらの価格シグナルにどの程度反応しているかを調査するものである。本研究は、以下の2つの具体的な問いに取り組む。(1) ドイツの複雑かつ進化し続ける政策の下で、出力制御に関する財務的インセンティブはどのようなものか？ (2) 発電事業者は実際にこれらのインセンティブに従っているのか？本論文は、価格シグナルへの露出（エクスポージャー）が低く、応答率も低いことが、補助金支払額を膨張させ、特に「スティフ・ジェネレーション（硬直的な発電：深いマイナス価格イベントの間も発電が続くこと）」が平均負荷を上回り始めることで、系統の安定性に運用上の課題を生じさせていると論じている。

手法
本研究は、ドイツの20年にわたるエネルギー政策と市場データに基づき、3段階の経験的アプローチを採用している。

インセンティブの定量化： 著者は、ドイツの風力および太陽光発電設備全量に対して、「出力制御閾値」( $p^*$ ) を導出している。これには、技術、稼働年、支援手段（フィードイン・タリフ、マーケット・プレミアム、差額決済契約（CfD）など）、規模クラス、およびリソースの質に基づいて、設備容量を84の異なるコホートに分類するプロセスが含まれる。各コホートおよび各時間について、利益最大化のために発電を停止すべき特定の価格水準を算出する。これには、「6時間ルール」（6時間連続のマイナス価格時のみ支払停止となるルール）や、CfDにおけるストライク・プライスとキャプチャー・プライスの相互作用といった複雑な政策ルールを考慮に入れている。
市場ベースの出力制御の推定： 市場ベースの出力制御は統計に直接記録されていないため、著者は、技術的な発電ポテンシャルと実際の発電量の差を推定することで、新たな時系列データを作成した。発電設備の物理モデルは、ERA5再解析気象データ（風速および地表面日射量）を用いて実測発電量に対して較正されている。極めて重要な点として、このモデルは、エンドジェニティ・バイアス（内生性バイアス）を避けるため、どの発電事業者にも価格による出力制御のインセンティブが発生していない時間帯（日前価格が5ユーロ/MWh未満の時間帯を除く）のみを用いて較正されている。さらに、系統関連の出力制御を差し引くことで、市場ベースの出力制御を分離している。
比較分析： 本研究では、「期待される」出力制御（インセンティブから導出）と、「観測された」出力制御（気象データに基づく残差から導出）を比較し、エクスポージャー率（出力制御のインセンティブを持つ容量の割合）と応答率（実際に制御を行った露出容量の割合）を算出している。

主な貢献
本論文は、文献に対して以下の3つの具体的な貢献を行っている。

詳細なインセンティブのマッピング： インセンティブを単なるバイナリ（二値）的な契約タイプや改革時期として扱う従来の研究とは異なり、本論文は20年間の政策進化の個別パラメータを考慮し、全発電設備に対して連続的な時間単位の出力制御閾値を算出している。
新規の出力制御データ： 再解析気象データから導出された、欧州のゾーナル市場における長期的な時間単位の市場ベースの出力制御時系列データを初めて提供している。これは、宣言された可用性やオペレーターの指示に基づくものではない。
統合的なインセンティブ・行動分析： 理論的なインセンティブと実際の行動的反応を同一の尺度で体系的に測定した初めての研究であり、支援制度の効率性を直接評価することを可能にしている。

結果
分析の結果、インセンティブと行動の間には顕著な乖離があることが明らかになり、風力と太陽光の間で大きな差が見られた。

風力エネルギー： 2025年までに、ほぼすべての風力発電設備が卸売価格にさらされる（エクスポージャーを持つ）状態となった。価格がマイナス50ユーロ/MWhを下回る場合、ほぼすべての風力発電事業者に出力制御の財務的インセンティブが生じる。しかし、応答率は低かった。露出した容量のうち、実際に制御を行ったのは約半分であった。2025年には応答率は27%であり、2026年には32%に上昇した。
太陽光エネルギー： 太陽光のパフォーマンスは著しく悪い。価格がマイナス50ユーロ/MWhを下回る際、太陽光発電のインセンティブはわずか39%であった。これは、発電設備のかなりの部分（特に屋根設置型太陽光）が、卸売価格から保護されるフィードイン・タリフの下で運営されているためである。露出した残りの部分のうち、実際に制御を行ったのは約4分の1であった。その結果、2025年において、マイナス価格時における全太陽光ポテンシャルのうち、出力制御されたのはわずか4%であった。
時間的傾向： 政策改革（フィードイン・タリフからマーケット・プレミアムへの移行や、支払停止ルールの厳格化など）により、風力の価格シグナルへの露出は高まったが、応答率は緩やかなまま推移している。太陽光については、小規模なタリフ保護対象容量の増加により、「スティフ・ジェネレーション（硬直的な発電）」の量が増加している。
システムへの影響： 2026年には、「スティフ・ジェネレーション（価格がマイナス50ユーロ/MWh未満でも発電を継続すること）」が、そのような時間帯の平均負荷を34回中33回において上回った。これは物理的な安定性のリスクを生じさせ、多大なコストを課している。
経済的コスト： 出力制御が行われないことによるコストは、約25億ユーロ（2022年〜2026年）に達する。これには、0.5億ユーロの民間マージンの損失と、20億ユーロの公的コストが含まれる。最大の構成要素（16億ユーロ）は「マーケット・バリュー（市場価値）」効果によるものである。すなわち、発電を継続することで月次のキャプチャー・プライスが低下し、その結果、出力制御を行った事業者を含む、支援対象の全発電事業者に支払われる補助金プレミアムが増大してしまうことである。

意義と主張
本論文は、風力タービンやソーラーパネルのスイッチを切ることは、熱力発電のランプダウンよりも技術的には容易であるが、現在の支援制度の設計が、経済的な理由からそれが起こらないようにしていると結論付けている。著者は、風力および太陽光の容量拡大をさらに進めるためには、電力システムの安全な運用を確保するために、発電事業者が価格シグナルに反応することが不可しくは必要であると主張している。本研究の知見は、現在の補助金設計、特に発電事業者をマイナス価格から保護したり、生産量に依存しない決済を欠いたりする設計が、公的財政の効率性と系統の安定性の両方を損なう「スティフ・ジェネレーション」を生み出していることを示唆している。本論文は具体的な新政策を提案するものではないが、インセンティブをシステムのニーズに適合させる必要性を強調しており、欧州における新規発電所のデフォルトである「両建てのCfD（二方向CfD）」においては、これらの歪みを回避するために、生産量ベースの決済と生産量に依存しない決済の選択を慎重に検討しなければならないと指摘している。

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