平成28年度電力系統関連設備形成等調査 ¦業（海外 …経済産業省...

経済産業省資源エネルギー庁御中

平成２８年度電力系統関連設備形成等調査事業

（海外の容量メカニズムに関する調査）

調査報告書

平成 29年 3月

一般財団法人日本エネルギー経済研究所

i

目次

第1章各国・地域における容量メカニズムの比較 .............................................................................................. 1

第1節概要 .......................................................................................................................................................... 1

第2節容量メカニズムの必要性 ........................................................................................................................ 4

1. 電源構成の偏りによる火力発電収益悪化 ................................................................................................... 4

2. 新設火力発電の必要性 ................................................................................................................................. 5

3. 再生可能エネルギー発電導入拡大に伴う稼働率悪化と調整力確保 ......................................................... 6

第2章 PJM ............................................................................................................................................................. 8

第1節概要 .......................................................................................................................................................... 8

第2節容量市場入札の仕組み ............................................................................................................................ 9

1. 概要 ............................................................................................................................................................... 9

2. 入札に関わる制限 ...................................................................................................................................... 11

第3節必要供給力の算定 .................................................................................................................................. 16

第4節 Shortage Pricing ................................................................................................................................... 16

1. オーダー825とShortage Pricing ............................................................................................................ 16

2. Shortage Pricingの考え方 ........................................................................................................................ 17

3. 一次予備力と同期予備力の考え方と具体例 ............................................................................................. 17

第3章イギリス ..................................................................................................................................................... 19

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 19

第2節容量市場の仕組み .................................................................................................................................. 20

1. 取引スケジュール ...................................................................................................................................... 20

2. 需要曲線の設定 .......................................................................................................................................... 21

3. 取引結果 ..................................................................................................................................................... 22

4. 小売事業者への課金 ................................................................................................................................... 24

第3節必要供給力の算定 .................................................................................................................................. 25

1. De-rating ..................................................................................................................................................... 25

2. National Gridによる分析 ......................................................................................................................... 26

第4節運用断面における容量提供の発動 ....................................................................................................... 27

第4章 CAISO ....................................................................................................................................................... 29

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 29

第2節容量市場の仕組み .................................................................................................................................. 31

1. LTPP ........................................................................................................................................................... 31

2. RAR ............................................................................................................................................................. 31

3. 容量メカニズムの運用 ............................................................................................................................... 33

4. Scarcity Pricing .......................................................................................................................................... 35

第5章フランス ..................................................................................................................................................... 37

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 37

第2節容量市場の仕組み .................................................................................................................................. 38

1. 取引スケジュール ...................................................................................................................................... 38

2. 容量認証 ..................................................................................................................................................... 41

第3節必要供給力の算定 .................................................................................................................................. 42

第4節容量市場の見直し .................................................................................................................................. 44

ii

第6章ドイツ ........................................................................................................................................................ 46

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 46

第2節戦略的予備力（容量予備力） ............................................................................................................... 48

第7章スウェーデン ............................................................................................................................................. 50

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 50

第2節戦略的予備力の枠組み .......................................................................................................................... 51

第3節今後の予定 ............................................................................................................................................. 52

第8章スペイン ..................................................................................................................................................... 54

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 54

第2節容量支払制度の経緯 .............................................................................................................................. 55

第3節容量支払制度の仕組み .......................................................................................................................... 57

1. 投資インセンティブ（investment incentive） ....................................................................................... 57

2. 利用可能性インセンティブ（availability incentive） ........................................................................... 58

3. 環境インセンティブ（environmental incentive） ................................................................................. 58

4. 供給保証（supply guarantee constraints resolution）メカニズム ...................................................... 58

第4節今後の見通し ......................................................................................................................................... 58

第9章 ERCOT ...................................................................................................................................................... 59

第1節概要 ........................................................................................................................................................ 59

第2節 Scarcity Pricing .................................................................................................................................... 61

1. 卸電力価格 .................................................................................................................................................. 61

2. Scarcity Pricingの実施状況 ...................................................................................................................... 63

第10章新しいEUのエネルギー政策 ................................................................................................................ 65

第1節新しいエネルギー政策パッケージにおける電力制度改革案 .............................................................. 65

第2節容量市場の扱い ..................................................................................................................................... 66

第11章海外現地調査 ........................................................................................................................................... 70

第1節海外現地調査概要 .................................................................................................................................. 70

第2節訪問議事録 ............................................................................................................................................. 71

1. 海外電力調査会欧州事務所.................................................................................................................... 71

2. EDF ............................................................................................................................................................. 76

3. 英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS） ................................................................................ 81

4. 欧州委員会（EC） ..................................................................................................................................... 89

5. National Grid ............................................................................................................................................. 96

6. Coreso ........................................................................................................................................................ 100

7. ENTSO-E ................................................................................................................................................. 105

8. PJM ........................................................................................................................................................... 110

iii

＜図目次＞

図 1-1 容量メカニズムの類型と採用国・地域 .................................................................................................. 1

図 1-2 米国における発電設備の運転開始年 .................................................................................................. 4

図 1-3 米国電気事業者燃料費とPJMエネルギー市場価格 .......................................................................... 4

図 1-4 調整力の大半がガス火力となった需給曲線 ........................................................................................ 5

図 1-5 米国PJMのエネルギー市場価格分布（2005年と 2015年） ............................................................. 5

図 1-6 米国における石炭火力発電の運転年数 .............................................................................................. 6

図 1-7 米国における発電設備の退役年 ......................................................................................................... 6

図 1-8 ドイツにおける 2015年設備容量見通しと実績比較 ............................................................................ 7

図 1-9 スペインにおける電源種別稼働率の推移 ........................................................................................... 7

図 2-1 PJMにおける容量市場価格と決済容量 .............................................................................................. 8

図 2-2 ペンシルベニア州・ニュージャージー州・メリーランド州における小売離脱率の推移 ......................... 9

図 2-3 PJMにおける卸供給費用の推移 ........................................................................................................ 9

図 2-4 容量オークションのプロセス .............................................................................................................. 10

図 2-5 容量オークション需要曲線の設定 ...................................................................................................... 10

図 2-6 地域別Net Coneの推移 ................................................................................................................... 11

図 2-7 2017/18年受渡容量オークション価格 ............................................................................................... 11

図 2-8 2019/20年受渡オファーキャップの水準............................................................................................ 12

図 2-9 2019/20年受渡MOPR価格水準 ..................................................................................................... 13

図 2-10 容量市場の地域区分 ........................................................................................................................ 13

図 2-11 電源種別平均停止率 ........................................................................................................................ 14

図 2-12 容量オークションにおける輸出入認証容量 ..................................................................................... 16

図 2-13 2014年1月Shortage Pricingの発動 .......................................................................................... 18

図 3-1 イギリスの電源種別発電設備容量と最大電力の推移 ....................................................................... 19

図 3-2 イギリスの電源種別稼働率の推移 .................................................................................................... 19

図 3-3 イギリスの発電所運転開始年 ............................................................................................................ 20

図 3-4 イギリス容量オークションのスケジュール ....................................................................................... 21

図 3-5 イギリス容量オークション需要曲線の設定 ...................................................................................... 21

図 3-6 イギリス容量オークション入札（2020/21年受渡オークション入札） ................................................ 22

図 3-7 イギリス容量オークション落札結果（電源種別） ............................................................................... 23

図 3-8 イギリス容量オークション失注容量（電源種別） ................................................................................. 23

図 3-9 イギリス容量オークション落札結果（運転状態別） ........................................................................... 24

図 3-10 イギリス容量オークション失注容量（運転状態別） ........................................................................... 24

図 3-11 イギリス容量市場運営に関係する組織 ............................................................................................ 25

図 3-12 NGCによるシナリオ分析（2016年容量オークション） .................................................................. 27

図 3-13 イギリスにおける容量メカニズム容量発動の判断基準 ................................................................. 28

図 3-14 2016年9月18日～20日の供給力マージン............................................................................... 28

図 4-1 カリフォルニア州における発電設備容量の推移 ................................................................................ 29

図 4-2 カリフォルニア州における発電電力量の推移 .................................................................................... 29

図 4-3 カリフォルニア州の電源種別稼働率の推移 ....................................................................................... 30

図 4-4 カリフォルニア州における発電設備容量の推移 ................................................................................ 30

図 4-5 カリフォルニア州における発電設備の閉鎖年 .................................................................................... 30

iv

図 4-6 カリフォルニア ISO2016年4/12～14の電源構成 ........................................................................... 31

図 4-7 PG&Eの 2015年供給計画 ............................................................................................................... 32

図 4-8 カリフォルニア州の多様な容量メカニズムと価格水準....................................................................... 33

図 4-9 CSPプロセス ..................................................................................................................................... 34

図 4-10 年間・月間供給力登録 ...................................................................................................................... 34

図 4-11 Scarcity Demand Curveの考え方 .................................................................................................. 35

図 5-1 フランスの発電設備容量と最大電力の推移 ...................................................................................... 37

図 5-2 フランスにおける電力需要の気温感応度 .......................................................................................... 37

図 5-3 フランス 2015年供給マージンの推移 ............................................................................................... 38

図 5-4 フランス 2016年供給マージンの推移 ............................................................................................... 38

図 5-5 フランス容量市場の流れ .................................................................................................................... 39

図 5-6 フランス容量価格見通し ..................................................................................................................... 39

図 5-7 フランスにおける参照気温（2017年～2020年） ............................................................................... 40

図 5-8 フランスにおけるPP1・PP2シグナル発動日の推移 ........................................................................ 40

図 5-9 フランス認証済容量の推移 ................................................................................................................ 41

図 5-10 フランスアデカシー評価で考慮する周辺国 ..................................................................................... 43

図 5-11 フランスの火力発電所（石油火力・石炭火力・CCGT） ..................................................................... 43

図 5-12 フランス想定発電設備容量と最大電力（高火力シナリオ） ............................................................... 44

図 5-13 フランス想定発電設備容量と最大電力（低火力シナリオ） ............................................................... 44

図 6-1 ドイツにおける運転中発電所の運転開始年 ...................................................................................... 46

図 6-2 ドイツにおける 2015年設備容量見通しと実績比較 .......................................................................... 46

図 6-3 ドイツにおける石炭火力（Dark spread）及びガス火力（Spark spread）の推移................................. 47

図 6-4 ドイツにおける 2011年以降廃止申請のあった発電設備.................................................................. 47

図 6-5 ドイツにおける戦略的予備力（容量予備力）発動スケジュール ......................................................... 48

図 6-6 ドイツにおける戦略的予備力（容量予備力）調達イメージ .................................................................. 49

図 7-1 スウェーデンの発電設備容量の推移 ................................................................................................. 50

図 7-2 Nord Poolにおける自由化開始後のスポット取引状況 ..................................................................... 51

図 7-3 スウェーデンの自由化後の電源増減 ................................................................................................. 51

図 8-1 スペインにおける発電設備容量の推移 ............................................................................................. 54

図 8-2 スペインにおける電源種別稼働率の推移 ......................................................................................... 54

図 8-3 スペインにおける卸供給費用の推移 ................................................................................................. 55

図 9-1 テキサス州における発電設備容量の推移......................................................................................... 59

図 9-2 テキサス州における電源種別稼働率の推移 ..................................................................................... 60

図 9-3 テキサス州における運転中・退出発電設備の運転開始年 ................................................................ 60

図 9-4 テキサス州における発電設備の閉鎖年 ............................................................................................ 61

図 9-5 テキサス州における 2012年送電系統増強進捗状況 ....................................................................... 61

図 9-6 ERCOT卸市場価格と価格スパイク .................................................................................................. 62

図 9-7 ERCOT2015年以降の卸市場価格水準 ........................................................................................... 62

図 9-8 ERCOT市場におけるCCGT純収益 ............................................................................................... 63

図 9-9 ERCOT市場と他の北米市場の比較 ................................................................................................ 63

図 9-10 Scarcity Pricingの考え方 ................................................................................................................ 64

図 9-11 ERCOT2011年2月の需給逼迫 .................................................................................................... 64

v

図 10-1 卸市場及び小売市場の改革案......................................................................................................... 65

図 10-2 新しい域内電力市場規則に基づく容量市場の導入フロー ............................................................... 67

図 10-3 リスク準備計画のフロー ................................................................................................................... 69

vi

＜表目次＞

表 1-1 各容量メカニズムに伴う収入期待値の比較 ......................................................................................... 2

表 1-2 各容量メカニズムの比較 ...................................................................................................................... 3

表 2-1 容量市場に関係する罰金 ................................................................................................................... 14

表 2-2 容量パフォーマンスと基本容量の違い ............................................................................................... 15

表 2-3 2015年レポートの主要パラメータ ....................................................................................................... 16

表 2-4 Shortage Pricing適用例 ...................................................................................................................... 17

表 3-1 イギリス容量オークション入札結果 .................................................................................................... 20

表 3-2 イギリス容量オークション需要曲線の各パラメータ ............................................................................ 22

表 3-3 イギリスの電源種別De-rating Factor ................................................................................................ 26

表 4-1 California ISOにおける弾力的供給力の定義 ..................................................................................... 32

表 4-2 カリフォルニア州における 2015年・2016年容量価格 ...................................................................... 33

表 4-3 California ISOにおけるScarcity Demand Curve .............................................................................. 35

表 4-4 2014年California ISOにおけるScarcity Event発生状況 .............................................................. 36

表 5-1 フランスの容量インバランス料金 ....................................................................................................... 40

表 5-2 フランスの容量認証におけるDe-ratingの例 ..................................................................................... 41

表 5-3 フランスで認証されたデマンドレスポンス（2017年） ......................................................................... 42

表 5-4 フランスアデカシー評価モデルの概要 ............................................................................................... 42

表 10-1 域内電力市場に関する規則第4章供給アデカシーの概要 ............................................................. 66

表 10-2容量メカニズムにおける域外容量の扱い（スタッフレポート） ............................................................ 68

表 11-1 現地調査の概要 ............................................................................................................................... 70

1

第1章各国・地域における容量メカニズムの比較

第1節概要

容量メカニズムは卸電力市場（エネルギー取引市場）を補完する仕組みであるため、卸電力市場の設計の

違いもあり、多様な制度が存在している。エネルギー取引のみで供給力を確保しようとするテキサス州やオ

ーストラリアのような国・地域もある。こうした国・地域ではエネルギー取引の上限（プライスキャップ）

を停電コスト並みとしたり、需給逼迫時に運用予備力不足が生じた際に強制的にエネルギー取引価格を停電

コスト並みに引き上げるScarcity PricingないしShortage Pricingと呼ばれる仕組みを採用する傾向にある。

本調査ではそうした事例としてテキサス州の卸電力市場ERCOTを取り上げる。

図 1-1 容量メカニズムの類型と採用国・地域

（出所）CREG, ”capacity remuneration mechanisms”,2012年10月を加筆修正

容量メカニズムとして呼ばれているものとしては、供給力に対して特定の報酬を与えることで供給力の確

保及び新規投資確保を目指すもので、「容量支払（Capacity payment）制度」がある。容量支払制度は1990

年にプール市場の運用を開始したイギリスや1993年に準プール型卸電力市場の運用を開始したスペインで

採用されている（イギリスは2001年に廃止）。本調査では現存している容量支払制度としてスペインの容

量支払制度を取り上げる。

一方で安定供給を確保するために特定の調達容量を設定する「容量設定方式」があり、通常の供給力確保

はエネルギー取引市場に委ね猛暑や寒波等の数年に一度起こるかどうかという発生頻度の小さい事象に対処

するため通常の予備力と別に追加的供給力を確保する「戦略的予備力（Strategic reserve）」と、市場全体

の供給力を小売事業者に自らの需要に応じた供給力を事前に確保させる義務を通じて確保する「供給力確保

義務（Capacity obligation）」、全体ないし一部の入札をつうじて供給力を確保する「容量オークション

（Capacity auction）」そして送電系統運用者にオプション取引のように追加的供給力調達権限を付与して

頻度の少ない事象に対処する「信頼度オプション（Reliable option）」とがある。信頼度オプションは検討

段階のもので実際に運用されていない。

戦略的予備力はスウェーデン及びフィンランドで採用されており、ドイツでも導入が予定されている。本

調査では既に運用されている仕組みとしてスウェーデン、そして今後予定されているドイツの戦略的予備力

を取り上げることにする。

供給力確保義務は北米北東部地域とカリフォルニア州、フランスで採用されている制度であり、これと容

量オークションを組み合わせることもある。容量オークションには、供給力確保義務を課された小売事業者

間や余剰供給力保有者が参加する公設の分散型容量市場と、送電系統運用者が代表して数年先の安定供給に

容量支払無し

容量メカニズム「容量」確保手法

米国テキサス州、大陸欧州、オーストラリア等

価格設定方式

容量設定方式

容量支払

戦略的予備力

市場大メカニズム

容量オークション

信頼度オプション

供給力確保義務

2

必要な供給力を一括してオークションを通じて調達する集中型容量市場という分類方法もある。公設の分散

型容量市場を開設しているのはNew York ISOで、月や日等の短期の供給力の取引が行われている。しかし

フランスの供給力確保義務も、EPEX Spotで容量取引市場が開設されており、公設の分散型容量市場と事

実上の機能の差は小さい。従って、分散型容量市場の代表として本調査ではフランスを取り上げるものとす

る。集中型容量市場には、小売事業者への供給力確保を伴わずに送電系統運用者が容量オークションを実施

するイギリスと、小売事業者の供給力確保義務がありながら送電系統運用者が容量オークションを実施する

PJMと ISO New Englandがある。本調査ではイギリスとPJMを取り上げ、ISO New Englandはウェブ

サイトへのアクセス制限があることもあり、海外現地調査で情報収集を行うに止めるものとする。

本調査で取り上げた各容量メカニズムにおける通常のエネルギー取引とは別の追加的な収入期待値は下表

の通りである。試算に当たっては需給逼迫の頻度を10年に3時間としたため、容量市場等による報酬を受

け取ることのできる地域の方の収入期待値が大きい。但し米国の場合には系統制約による地域的な需給逼迫

でも卸電力価格の高騰が期待できるため、欧州よりも実際の収入の期待値が大きい点に留意が必要である。

表 1-1 各容量メカニズムに伴う収入期待値の比較

PJM CAISO ERCOT イギリス

容量価格（現地通貨） $59.4kW/年 $37.1kW/年 - ￡19.4kW/年

容量価格（円換算） 6,412円/kW/年 4,003円/kW/年 - 2,830円/kW/年

Net Cone（現地通貨） $86.8kW/年 - - ￡49.0kW/年

Net Cone（円換算） 9,368円/kW/年 - - 7,149円/kW/年

回収率 68.4% - - 39.6%

受渡年 2018年 2015年 - 2018/19年

Scarcity Price（現地通貨） $3.7kWh $1.0kWh $9.0kWh -

Scarcity Price（円換算） 399.5円/kWh 108.0円/kWh 971.6円/kWh -

卸価格プライスキャップ（現地通貨） $2.0kWh $1.0kWh $9.0kWh ￡3.0kWh

卸価格プライスキャップ（円換算） 215.9円/kWh 108.0円/kWh 971.6円/kWh 437.7円/kWh

期待値（3時間/10年停電） 6,531円/kW 4,036円/kW 291円/kW 2,962円/kW

フランスドイツスペインスウェーデン

容量価格（現地通貨） €10.0kW/年 - €10.0kW/年 -

容量価格（円換算） 1,197円/kW/年 - 1,197円/kW/年 -

Net Cone（現地通貨） - - - -

Net Cone（円換算） - - - -

回収率 - - - -

受渡年 2017年 - - -

Scarcity Price（現地通貨） - €20.0kWh - -

Scarcity Price（円換算） - 2,393.8円/kWh - -

卸価格プライスキャップ（現地通貨） €3.0kWh €3.0kWh €1.8kWh €3.0kWh

卸価格プライスキャップ（円換算） 359.1円/kWh 359.1円/kWh 215.4円/kWh 359.1円/kWh

期待値（3時間/10年停電） 1,305円/kW 718円/kW 1,262円/kW 108円/kW

（注1）「期待値（3時間/10年停電）」は停電リスクのある需給逼迫が10年に3時間生じると仮定した場合の容量収入及び卸価格高騰

時収入の年間収入合計期待値

（注2）エネルギー市場のみのERCOT等では卸電力市場入札に際して一定の利益率を儲けるマークアップ原理が許容されているので、

実際の収益期待値の差はより小さくなると考えることもできる。

（出所）日本エネルギー経済研究所作成

3

表 1-2 各容量メカニズムの比較

国・地域地域的課題制度容量メカニズムの

目的

根拠法信頼度基準及び

法的扱い

稀頻度リスクの扱い適格容量供給力確保における

PPAの扱い

国外供給力の扱い容量価格水

準

罰則適用開始ま

での期間

契約期間卸市場キャッ

プ

戦略的予

備力

ドイツ南北の系統制

約、原子力フェ

ーズアウト、再

エネ増

ネットワーク予備力（義

務）

ドイツ南部の既存

容量保持及び新規

投資促進、弾力的

なバックアップ供給

力の確保

Energy Industry Law 2013

無し無し閉鎖予定の全発電

所。調達容量が不十

分な場合に入札。

参加可能 ― 罰則未規定

だが、契約

不履行で請

求生じる可

能性

1年（閉鎖は

12ヶ月前に

申請義務あ

り）

最終閉鎖：

2年、予備

的閉鎖：5

年まで

€3,000/MWh

ネットワーク予備力（任

意）

4.5ヶ月

容量予備力 Electricity Development

Law（2016）

全発電所（既設・新設）検討中（不明確） ― 未定既設：2年、

新規：15年

スウェ

ーデン

厳冬時・水不

足時の供給力

不足

戦略的予備力（発電）前日スポット市場の

ラストリゾート（厳冬

期の供給力不足対

策）

the Power Reserve Act

(2003:436)、the

Power Reserve

Ordinance（規則）

N-1基準に適う予

備力をTSOが算

定

厳冬時の渇水リスクを

稀頻度リスクとして考

慮

全発電参加なし ― 契約で罰則

規定

8～11ヶ月 1～2年 €3,000/MWh

戦略的予備力（ﾃﾞﾏﾝﾄﾞﾚｽ

ﾎﾟﾝｽ）

25%をDSR義務 2.5ヶ月

集中購入

制度

イギリス火力発電の大

量退役、限定

的な国際連系

線、再エネ増

集中購入制度発電アデカシー確

保、新規CCGT投

資の促進、弾力的

なバックアップ供給

力の確保

Energy Act 2013 【法定】LOLE3h

を基に必要供給力

を算定

通常の信頼度評価の

範囲内で稀頻度リスク

は非考慮

新規・既存発電設備、

自家発電を含む需要

反応、電力貯蔵

国際連系線を実績に

応じて割り引いて参加

（プライステイカー、1

年）

￡0.05/kW・

日程度

TSOからの

指令に未対

応時に罰金

4年 15年まで￡3,000/MWh

PJM 卸エネルギー

価格高騰の抑

制

集中購入制度卸エネルギー価格

高騰の抑制、ピー

ク用電源の固定費

回収補助

Operating

Agreement、PJM

Manual 18: PJM Capacity Market

LOLE＝0.1日/年

（【法定】NERC信

頼度基準）を基に

必要供給力を算

定

Capacity

Performanceという容

量認証の種類分けで

稀頻度自然災害（寒波

等）へ対応

全発電所、DSR 供給力確保として認

定可

地点間送電サービス

又はネットワーク統合

送電サービスでユニ

ットが特定化されてい

る必要あり

0.12ドル

/kW・日程度

日毎に未達

成分を算定

して供給力

毎に精算

4年 1年 $2,000/MWh

（Shortage

Pricingで上限

$3,700/MWh）

分散購入

制度

カリフォ

ルニアISO

再エネ増小売供給力確保義務安定的な供給力確

保、再エネ変動追

従可能な供給力確

保

California ISO Tariff

10年に一度の気

象条件及びN-1-1

ｺﾝﾃｨﾝｼﾞｪﾝｼｰを基

に必要供給力を算

定

全発電所、DSR（この

内数で負荷追従能力

に応じて3種類の供給

力確保義務（Flexible

Capacity））

供給力確保として認

定可

認証を受けた輸入 0.1ドル/kW・

日程度

未提供供給

力毎に罰金

月ごとの供

給力確保

1月 $1,000/MWh

フランス最大電力の増

加、需要の気

温感応度の高

さ

小売供給力確保義務（既

存発電所）

発電アデカシー確

保、ﾃﾞﾏﾝﾄﾞﾚｽﾎﾟﾝｽ

促進、市場支配力

緩和

Electricity Act

2000（New

Organization of Electricity

Markets'）

【法定】LOLE3h

を基に必要供給力

を算定



は非考慮

全発電所、DSR、ｴﾈﾙ

ｷﾞー貯蔵

供給力確保として認

定可

国外供給力・連系線

の扱いは検討中

非公表ピーク期間

中に実行可

能性テストを

行い小売事

業者毎にイ

ンバランス

精算

4年～3年 1年 €3,000/MWh

小売供給力確保義務（新

規発電所）

4年～2ヶ月

小売供給力確保義務（ﾃﾞ

ﾏﾝﾄﾞﾚｽﾎﾟﾝｽ）

4年～2ヶ月

対象区分

型容量支

払

スペイ

ン

需要の減退、

限定的な国際

連系線、再エ

ネ増

利用可能性インセンティ

ブ

既存発電設備の利

用可能性・弾力性確

保、大規模な発電

所閉鎖回避・スムー

ズなリバランシング

の管理、卸価格高

騰の回避

Royal Decree

2019/1997、Ministerial Order of 17 December 1998

【法定】10%の容

量マージン義務



は非考慮

火力発電及び水力発

電

なし（容量支

払を受け取

ることができ

ない）

1年 €180/MWh

投資インセンティブ原子力発電、ガス火力

発電、石炭火力発電、

石油火力発電

（2016/1/1以前運転開

始

€0.06/kW・

日程度

20年

環境インセンティブ石炭火力発電 10年

供給保証制約解消石炭火力発電 4年

（出所）各種資料より日本エネルギー経済研究所作成

4

第2節容量メカニズムの必要性

1. 電源構成の偏りによる火力発電収益悪化

1979年5月 IEA閣僚理事会で「石炭利用拡大に関する IEA宣言」が採択されて以降、先進国では原則石

油火力発電の新設は難しくなっている。また電力自由化に伴い新設であれば建設期間の短い電源が好まれる

傾向があること、そして地球温暖化問題により石炭火力発電の新設が難しくなっていることも多い。このた

め例えば米国では電力自由化が始まった1990年代以降、発電設備の新設はガス火力発電が大半となってお

り、電源構成に偏りが生じつつある。また近年のガス価格の低下により、燃料費ベースでは石炭火力とガス

火力の差がほとんど無くなってきている。

図 1-2 米国における発電設備の運転開始年

（注）運転中・退役済みの発電設備の運転開始年を基に集計

（出所）米国エネルギー省エネルギー情報局,” Preliminary Monthly Electric Generator Inventory”（2016年9月版）

図 1-3 米国電気事業者燃料費とPJMエネルギー市場価格

（注）燃料費はEIA” Monthly Energy Review”の”9.9 Cost of fossil-fuel receipts at electric generating plants”を基に発電効率を石炭火力40%、ガ

ス火力50%そして石油火力35%と仮定して算定

（出所）米国エネルギー省エネルギー情報局及びPJM Interconnection

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

19

60

19

63

19

66

19

69

19

72

19

75

19

78

19

81

19

84

19

87

19

90

19

93

19

96

19

99

20

02

20

05

20

08

20

11

20

14

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

19

98

/1

19

98

/10

19

99

/7

20

00

/4

20

01

/1

20

01

/10

20

02

/7

20

03

/4

20

04

/1

20

04

/10

20

05

/7

20

06

/4

20

07

/1

20

07

/10

20

08

/7

20

09

/4

20

10

/1

20

10

/10

20

11

/7

20

12

/4

20

13

/1

20

13

/10

20

14

/7

20

15

/4

20

16

/1

石炭火力

石油火力

ガス火力

PJM East

セント/kWh

5

図 1-4 調整力の大半がガス火力となった需給曲線

米国のPJMにおけるリアルタイム市場価格の分布を見ると、2005年に比べ2015年は$20/MWh～

$40/MWhが68%と分布が偏りを見せるようになっている。これは2015年において米国ではガス火力の燃

料費と石炭火力の燃料費の差がほとんど無くなり、火力発電の値差がほとんど無くなったことに起因してい

る。こうした状況ではガス発電で新規参入した事業者は、ほとんど固定費を回収する収益機会を得ることが

難しいことが分かる。そうしたことから、特定のエネルギー源に電源種別が集中するようなエネルギー政策

及び規制を採用する場合には、エネルギー取引中心の卸電力市場では新規火力発電投資の固定費回収が難し

くなり、何らかの補完的枠組みが必要と言えよう。

図 1-5 米国PJMのエネルギー市場価格分布（2005年と 2015年）

（出所）PJM Interconnection

2. 新設火力発電の必要性

一般的に石炭火力発電は長く使用できるが、例えば米国では運転期間が40年～60年程度であるサイトが多

い傾向にある。また先述の通り燃料費ベースで石炭火力発電とガス火力発電が拮抗しているが、石炭火力発

電の方が運転維持費が高いため運転費用で見ると既に石炭火力発電の経済性はガス火力発電に劣っている課

ア脳性が高い。こうした状況を反映し、近年米国では石炭火力発電の退役が増加しているが、石炭火力発電

は1960年代から1970年代に運転を開始したものが多く、今後大量に石炭火力発電の閉鎖が生じ得得る可能

主たる期間においては

ガス火力発電の発電の

発電効率の差の分が利益

再生可能エネルギー発電、

原子力発電、水力発電ガス火力発電

価格

kW

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

-220-180-140-100 -60 -20 20 60 100 140 180 220 260 300 340 380 420

2015年

2005年

＄/MWh

6

性がある。一方で閉鎖の判断は卸電力市場の市況に左右されるため、不確実性がある。こうした不確実な供

給力減少に備えて容量メカニズムのような補完的措置でガス火力発電の新設を促進する必要が生じる場合が

ある。

図 1-6 米国における石炭火力発電の運転年数


図 1-7 米国における発電設備の退役年


3. 再生可能エネルギー発電導入拡大に伴う稼働率悪化と調整力確保

スペインやドイツのように再生可能エネルギー発電の固定価格買取制度を通じて予想を超えて短期間に再

生可能エネルギー発電が導入拡大したことで、火力発電の稼働率が予想以上に悪化し収益性が悪化した事態

に対応する必要が生じる場合がある。実際、ドイツでも2015年時点での再生可能エネルギー発電導入量を

2005年時点で3,710万kW、2009年時点で5,050万kWそして2012年時点で7,890万kWと想定してい

たものが実績は8,931万kWと想定を上回る再生可能エネルギー発電が設置された。火力発電の新設にも時

間を要するが、このように再生可能エネルギー発電の導入量の不確定性が高い中で市場メカニズムを通じて

投資を確保することは困難となる場合もあると考えられる。足元ではドイツではガス火力発電よりも石炭火

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 20 40 60 80 100

万kW

運転年数

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

19

80

19

83

19

86

19

89

19

92

19

95

19

98

20

01

20

04

20

07

20

10

20

13

20

16

20

19

20

22

20

25

20

28

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 予定

不確実

7

力発電の方が経済性に優れており、ガス火力発電が2,669.4万kW設置されているものの出力が50万kW

を下回る日も出る等、供給過剰によりガス火力発電の稼働率が悪化している。

図 1-8 ドイツにおける 2015年設備容量見通しと実績比較

（出所）UCTE ”System Adequacy Forecast”及びENTSO-E

再生可能エネルギー発電の固定価格買取制度は規制的措置であり、市場メカニズムの枠外で再生可能エネ

ルギー発電の導入が進展することに対し、容量メカニズムを通じて市場メカニズムの枠内で事業活動を行う

事業者に一定の補償を与えることが考えられる。また変動型の再生可能エネルギー発電の導入が拡大した場

合、再生可能エネルギー発電の出力変動に追従するための調整力を備えた供給力の確保が必要になる。そう

た調整能力を有した技術が市場メカニズムの中で収益性を確保することが困難な場合にも容量メカニズムを

通じた補完的措置が必要になると考えられる。

図 1-9 スペインにおける電源種別稼働率の推移

（出所）REE

1,7003,710

5,050 7,890 8,931

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2005 2015(2005)

2015(2009)

2015(2012)

2015

（実績）

再エネ

火力

水力

原子力

万kW

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014

水力

原子力

石炭

石油・ガス

コンバインドサイクル

FIT

火力平均

8

第2章 PJM

第1節概要

PJMを含む北東部地域では伝統的に小売供給事業者（LSE：Load Serving Entity）に供給力確保義務が

課せられていた。1998年に ISOとして認可を受け、LMP型エネルギー市場の開設と同時に容量市場を開設

した。当初はLSEの供給力確保義務の過不足を月・日単位で取引を行っていたが、取引価格は需給がタイ

トになると高騰し、通常は月取引10ドル/MW・日程度・日取引1～5ドル/MW・日と非常に安価であった。

これは1999年頃より順次PJMエリア内でも小売自由化を開始されたが、同時に既存電力社の発電設備売却

が進められたものの、既存電力会社の小売シェアは同様には低下せず、既存事業者による買い手独占力が高

かったことも原因として考えられる。

折しもエネルギー市場価格が高騰していたことで、ピーク用電源の固定費回収の確実性を高めて卸電力価

格高騰を抑制するため、2007年5月から集中型容量市場に移行した。集中型容量市場ではFRR Alternative

による自己供給を除き、PJMがLSEに代わって受渡年3年前までの供給力確保義務に相当する供給力を調

達するものである。集中型容量市場ではこのように供給力の調達をPJMが代行するため、小売事業者によ

る独占力行使を回避することができるという利点もある。この容量市場の仕組みを変更したことで、容量価

値を卸費用に反映しやすくなり、エネルギー取引価格も安定的に推移するようになった。

図 2-1 PJMにおける容量市場価格と決済容量

（出所）PJM, “State of Market Report”

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017

決済容量

容量価格

万kW ドル/MW・日

9

図 2-2 ペンシルベニア州・ニュージャージー州・メリーランド州における小売離脱率の推移

（出所）EIA, “State Electricity Profile”より作成

図 2-3 PJMにおける卸供給費用の推移

（出所）PJM, “State of Market Report”

第2節容量市場入札の仕組み

1. 概要

（1）容量市場のプロセス

PJMにおける容量市場のオークションは受渡年（6月～5月）の3年前の5月に基本入札が実施され、そ

の後2年前9月（受渡20ヶ月前）に第一次増分入札、1年前7月（受渡10ヶ月前）そして受渡3ヶ月前に

第三次入札を実施している。増分オークションでは供給力の差し替えや供給力確保義務量の見直しに応じた

容量が取引される。PJM容量市場に関する規定は「マニュアル18 PJM Capacity Market」で主として規定

され、託送料金表（OPEN ACCESS TRANSMISSION TARIFF）の附属書DD信頼度価格モデル

（Reliability Pricing Model）で概念が規定されているものもある。

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

直接供給

エネルギー型

垂直統合型

離脱率

億kWh 既存電力会社の

発電所売却

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

エネルギー容量送電ｻｰﾋﾞｽ料金ｱﾝｼﾗﾘｰｻｰﾋﾞｽ料金その他

セント/kWh 容量市場の仕組みを改革

10

図 2-4 容量オークションのプロセス

（2）売入札・買入札

ベースオークションに際して容量購入を行うのはRTOであるPJMが買入札曲線を設定して買入札を実施

する。需要曲線はNet Cone（Net Cost of New Entry）と呼ばれる概念を基に形成する。Net Coneは新規

発電投資費用からPJM地域で得られるエネルギー取引収入及びアンシラリー・サービス取引収入を除外し

た値を指す。このNet Coneと信頼度マージン（IRM：Installed Reserve Margin1）＋1.0%で設定し、IRM-3%

で1.5×Net Cone2、IRM5%で0.2×Net Coneとなるよう曲線の形状を設定する。この需要曲線と容量提

供者の入札に基づく形成される供給曲線が交わる価格・容量で取引が成約する。

図 2-5 容量オークション需要曲線の設定

Net Coneを算定する際に電源の選択が必要である。PJMでは燃焼タービン（Combustion Turbine）を

基に算定をしている。各年のNet Coneに際して使用するエネルギー取引収入とアンシラリー・サービス取

引収入は過去3年分の実績平均値を用いて算定する3ため、至近の市場価格水準に応じて変動すると共に燃料

価格の変化の反映も緩やかなものになる。下図は2012/2013年～2018/2019年の地域別Net Coneの水準で

あるが、年により変動していると共に地域により差があることが分かる。容量市場オークションは将来の需

給の見込みに応じて行われるが、Net Coneについては過去の実績に基づくため実際の固定費回収には不確

1 IRMは概ね15%～16%程度。 2 正確には1.5×Net ConeとConeの大きい値 3 PJMのマニュアル18で明記されておらず、Brattle Groupのレポートに基づく

（http://www.nrel.gov/docs/fy16osti/65491.pdf）。なお ISO New Englandでは先物ガス価格を用いて将来

のNet Coneの推定をしている。

基本入札（未契約分を取扱う）

X-3年5月（受渡し3年前）

第一次増分入札

X-2年9月（受渡し20ヶ月前）

第二次増分入札

X-1年7月（受渡し10ヶ月前）

第三次増分入札

X年2月（受渡し3ヶ月前）

X年6月～X+1年5

月（受渡し年）

第三次入札前に設備事故停止率を決定

1.5×Net CONE

1.0×Net CONE

0.2×Net CONE

IRM-3% IRM IRM+1% IRM+5%

$/MW-日

決済価格

目標水準

曲線の形状は地域別に定義される

供給曲線（需要反応も参加可）

需要曲線

11

実性が生じる仕組みとなっていると言える。なおGross Coneの算定はCONEエリア単位で行うが、エネル

ギー取引価格が地域により異なるため送電ゾーン（PECOやPPL等の供給区域単位）で算定する。

図 2-6 地域別Net Coneの推移

（注）CONE Area 1: AE、 DPL、 JCPL、 PECO、 PS、 RECO、CONE Area 2: BGE、 PEPCO、CONE Area

3: AEP、 APS、 ATSI、 COMED、 DAYTON、 DEOK、 DOMINION、 DUQUESNE、 EKPC、CONE

Area 4: METED、 PENELEC、 PPL

増分オークションでは小売事業者側もオークションに参加することができ、自身の供給力確保義務の履行

を目的に必要な容量クレジットを購入することができる。2017/18年受渡オークションでは、初期のベース

オークション、一次増分オークション及び二次増分オークションの価格水準はほぼ変化していない。

図 2-7 2017/18年受渡容量オークション価格

（出所）PJM Interconnection, “2nd Incremental Auction Results”, 2016年7月

2. 入札に関わる制限

容量オークションでは入札に際して幾つかの制約がある。PJMでは安定供給確保のために稼働を確保する

必要のある供給力、新規供給力投資促進そして買い手の市場支配力行使抑制等を目的として、以下の入札の

制限が設定されている。

（1）オファープライスキャップ制度

オファープライスキャップ（Offer Price Caps）制度とは、安定供給確保の観点よりメリットオーダーか

ら外れて給電が必要と判断された供給力に適用される入札上限価格制度である。当該供給力保有者は回避可

能費用を提出し、通常のNet Coneに乗じる係数を計算する。オファープライスキャップの水準はこの係数

Balancing Ratioを乗じたもので、2020/21年受渡オークションではPJM全地域で78.5%が適用される

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

CONE Area 1

CONE Area 2

CONE Area 3

CONE Area 4

CONE Area 5

決済価格

$/MW ・日

0

50

100

150

200

250

AE

AEP APS

ATS

I

BGE

COM

ED

DA

YT…

DEO

K

DLC

O

DO

M DPL

EKPC

JCPL

MET

ED

PECO

PEN

LC

PEPC

O PL

PS

RECO

ベース

一次

二次

$/MW ・日

12

（2019/20年受渡では81.0%）。この係数の計算方法は託送料金表（OPEN ACCESS TRANSMISSION

TARIFF）附属書DDセクション6.4(a)に従って計算するとしているが、回避可能原価を基に機会費用の観

点で比率を計算すると規定するに止まっている。回避可能費用は1年間容量市場に参加しなかった場合に支

出する固定費として定義され、個別ユニットで算定することもできるが、PJMの定めるデフォルト値を用い

ることもできる。

図 2-8 2019/20年受渡オファーキャップの水準

（出所）PJM Interconnection, “Final CP Market Seller Offer Cap Values”, 2016年2月

（2）新規参入価格調整

新規供給力に関しては単年で容量市場において落札できても持続性に乏しく十分なインセンティブを提供

できないことから、3年の価格保証を受けることができる4。この仕組みは新規参入価格調整オプション（New

Entry Pricing Adjustment option）制度と呼ばれ、新規容量は容量オークション1年目にこのオプションを

取得するか選択しなければならない。初年度に容量オークションで落札できた新規供給力は続く2年目・3

年目に初年度の容量価格の適用を受けることができる（2年目・3年目の容量価格を選択することも可能）。

（3）最低入札価格規則

最低入札価格規則（MOPR：Minimum Offer Price Rule）とは、買い手側の市場支配力行使を抑制する

ための制度である。米国北東部地域では電力自由化に際して、既存電力会社に対して回収不能費用の問題か

ら火力発電所を中心に発電所の売却を求めた州が多く、既存電力会社は確保している供給力が他社電源であ

ることが多い。このため容量市場の購入側の方が市場支配力を行使しやすい市場構造になっている。MOPR

は新規供給力に対して最低価格を設定することで過度に安価な容量価格となることを避けることを目的とし

ている。本規則は2万kWを超える新規供給力、既存供給力の容量増、既存供給力のリパワリングに対して

適用される。

MOPRで設定される価格は電源種別のNet Coneで設定されるため、石炭ガス化コンバインドサイクル等

は標準のNet Coneよりも相当高い価格設定となるため、参入が困難な状態になっている。また通常、市場

で決まる容量価格はNet Coneよりも安価となる場合も多く、新規投資が供給力不足が予見される年に限定

されるリスクがある。このため規定の適用の免除も認められており、2019/20年受渡では競争的参入で

1,066.9万kWの免除申請があり全量認められ、自己供給で166.2万kWの免除申請があり全量認められ、

相当な容量な免除を選択していると考えられる。

4 ISO New Englandでは新規供給力に対して最大5年契約を結ぶことが可能。

-

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

AEC

O

AEP

AP

S

ATS

I

BG

E

CO

MED

DA

Y

DEO

K

DO

M

DP

L

DU

Q

EKP

C

JCP

L

MET

ED

PEC

O

PEN

ELEC

PEP

CO

PP

L

PSE

G

REC

O

RTO

Net Cone

Offer Cap

$/MW・日

13

図 2-9 2019/20年受渡MOPR価格水準

（出所）PJM Interconnection, “Final MOPR Floor Offer Prices”, 2016年1月

（4）市場区分

PJMの容量市場では域内においても送電制約を考慮して地域区分が設定されている。このため設定された

地域区分間で取得した容量クレジットには容量輸送権（CTR：Capacity Transfer Rights）は付与され、容

量クレジットの地域間の移転に際してはCTRの枠内で行い同権利を付与して行う必要がある。

図 2-10 容量市場の地域区分

（出所）State of the Market Report for PJM

（5） De-rating

PJMでは設備容量から実効供給力への割引は、一部を除きサイト毎に評価している。サイト毎に過去5

年の実績を翌年の容量オークションで適用している。新規容量については電源種別の前年実績平均値を適用

する。再生可能エネルギーについては風力発電13%又は過去実績・太陽光発電38%又は過去実績で算定して

いる。ピーク時間帯の平均稼働率より標準容量減量率を算定している。2015年の風力発電の稼働率は16.0%、

太陽光発電の稼働率は16.1%であった。

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

エリア1 エリア2 エリア3 エリア4

燃焼タービンコンバインドサイクルガス化コンバインドサイクル

$/MW・日

14

図 2-11 電源種別平均停止率

（出所）PJM、” Monthly Equivalent Forced Outage Rates”

（6）罰金

供給力提供者は、容量提供義務を怠った際（停止や登録容量への不足等）に罰金を支払わなければならな

い。容量提供者の容量収入（日単位）は、容量決済容量×容量決済価格（日換算）からパフォーマンスペナ

ルティーを差し引いた金額を受け取ることができる。

表 2-1 容量市場に関係する罰金

Capacity Resource Deficiency：Daily RPM Commitment － Daily RPM Resource Position

• 日々の発電コミットメントと日々の供給力の差：事故等でコミットメント分が未達だった容量に適

用される。

• 料金はグループの平均決済価格が適用される。

ピーク帯利用可能性（Peak-Hour Period Availability）

• 供給力とピーク帯利用可能容量の差：ピーク帯で利用可能性を高めるインセンティブを提供され

る。

• 料金はグループの平均決済価格に平均決済価格×0.2と20ドル/MW・日の大きい方が加算される。

夏季・冬季容量テスト（Summer/Winter Capacity Testing）

• 供給力とピーク帯利用可能容量の差：夏季・冬季の気象条件において期待される出力を検証したも

のにされる。

70.0%

75.0%

80.0%

85.0%

90.0%

95.0%

100.0%

2013年

2014年

2015年

6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月

RPMｺﾐｯﾄﾒﾝﾄ

ｺﾝﾌﾟﾗｲｱﾝｽ

ピーク帯利用可能性

容量テスト

PSM

ｺﾝﾌﾟﾗｲｱﾝｽ

当該年翌年

当該年の毎日にｺﾐｯﾄﾒﾝﾄ評価を実施、課金・クレジットが毎週公表される

EFORpに用いられる

停止データ

夏季テスト期間

ピーク期間

EFORpに用いられる

停止データ

冬季テスト期間

15

• 料金はグループの平均決済価格がに平均決済価格×0.2と20ドル/MW・日の大きい方が加算され

る。

PSM（Peak Season Maintenance）

• PJMの承認無く計画停止・メンテナンスに入った供給力に適用される。

• 料金はグループの平均決済価格に平均決済価格×0.2と20ドル/MW・日の大きい方が加算される。

PJMの容量市場参加者はこうした罰金を回避するために、容量提供者同士で契約を締結し、必要な際に提

供容量を肩代わりしている場合が多い模様である。容量提供者の提供容量を移転する際にはPJMへ登録を

行う必要がある。

（7）容量パフォーマンス

PJMでは石炭火力の閉鎖や天然ガス依存の高まり、近年増えた異常気象を考慮し、安定供給確保の観点か

ら容量市場の商品を見直すことになった。容量パフォーマンス（Capacity Performance）という枠組みで、

受渡年において極端な気象条件でも稼働を確保するため、寒波時に燃料、コンベア、配管が凍結しないよう

な措置等を取った供給力を分けて評価し、通常の供給力に比して15ドル/MW日のプレミアムが付与される

ことが期待されている（2018年7月1日に発効予定）。2016/17年・2017/18年受渡分から自主的に転換可

能で、2016/17年分は60%から徐々に比率を上げ、2020/21年に100%とする予定である。

受渡年において極端な気象条件でも稼働を確保するため、必要な運転維持投資を行うことが期待される。

（寒波時に燃料、コンベア、配管が凍結しないような措置等）

計画停止期間以外は供給力を提供する、ピーク期間中は計画停止を避けること、供給力の確実な提供に

関し文書を提出すること等の義務を負う。Base Capacityと比較して15ドル/MW-dayのプレミアムが

期待されている。

揚水発電等のエネルギー貯蔵もCapacity Performanceに参加可能だが、ピーク期間中に10時間以上

の運転が利用可能である必要があり、それを示す文書を提出すること。

再生可能エネルギー発電等の間欠性電源は、UCAPとして容量市場に入札することができ、コミットし

た供給力が未達でも罰金は無い（前年までに提出力であった場合には補完が必要）。引き続きBase

Capacityの枠の中で同じ扱いとする。

表 2-2 容量パフォーマンスと基本容量の違い

分類利用可能性展開の制限罰金対象緊急時

Capacity Performance

年間の全時間なし不足時間のNet

CONE×365/350又は全供給

力の不足時間に対し2,700ド

ル/MWh

猛暑警報、厳冬警

報、最大緊急警報

Base Capacity 発電事業者は全時間なし不足時間のNet

CONE×365/350又は全供給

力の不足時間に対し2,700ド

ル/MWh

夏季最大緊急時

DR及び省エネに関

しては夏季時間

（8）域外供給力

PJMの容量市場オークションに対しては域外供給力は常時送電サービス（Firm Transmission Service）

及びネットワーク送電サービス（Network Transmission Service）と呼ばれる常時利用の優先度の高い託送

予約をした供給力に参加が認められている。両送電サービスとも受渡年が開始される6月1日より前に予約

が完了している必要がある。このため非常時送電サービス（non-Firm Transmission Service）を用いた短

期の域外供給力はPJMの容量市場に参加することができない。

16

図 2-12 容量オークションにおける輸出入認証容量

（出所）State of the Market Report for PJM

第3節必要供給力の算定

PJMでは”PJM Reserve Requirement Study”を通じて必要となる供給力の算定を毎年見直している。11

年の評価を行い、2015年版（2015年10月公表）では2015年7月～2026年5月末までの算定を行い、2016/17

年、2018/19年及び2019/20年容量オークションの値見直しに用い、2020/21年オークションのパラメータ

設定に用いられる。2016/17年の推奨 IRMは2014年レポートで15.5%とされていたが、2015年レポート

では16.4%と引き上げられている。

表 2-3 2015年レポートの主要パラメータ

算定した IRM 推奨 IRM 平均停止率デマンドレスポンス

割引率

2016/17 16.45% 16.4% 6.57% 0.951

2017/18 16.45% 16.5% 6.59% 0.950

2018/19 16.45% 16.5% 6.58% N/A

2019/20 16.46% 16.5% 6.60% N/A

（出所）PJM, ”PJM Reserve Requirement Study”, 2015年10月

モデルはARC Platform 2.0というツールを用い、Multi-Area Reliability Simulation (MARS) Version

3.16という複数の信頼度エリアを跨って算定可能なモデルで評価している。なお域外ではNew York ISO、

ISO New England、MISO、TVA及びVACR地域をモデルの算定エリアに含んでいる。考慮する過去実績

は2003年～2012年で、域外取引はFirm購入・販売を反映し、域外モデルの結果により販売・購入が変動

する形になっている。

第4節 Shortage Pricing

1. オーダー825とShortage Pricing

PJMでは容量市場を導入して新規発電投資インセンティブを提供しているが、新規発電投資インセンティ

ブ及び短期の安定運用確保を目的として、ERCOT ISOのScarcity Pricingに類するShortage Pricingとい

う制度を導入している。

Shortage Pricingとは、一次予備力及び／又は同期予備力が不足した際に、一次予備力、同期予備力及び

エネルギー価格（リアルタイムエネルギー価格）を大幅に引き上げる仕組みである。この価格引き上げを通

じて、需給逼迫に際して短期で供給力拠出可能な供給力を増やすことで、短期の需給逼迫のリスクを減じる

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1,000

2007 2009 2011 2013 2015 2017

輸出

輸入

合計

万kW

17

ことを目的としている。FERCは2016年6月に公表したオーダー825でエネルギー取引の決済時間区分を

5分間隔とし、Shortage Pricingの導入を促しており、これらを通じて蓄電池等の新しい供給力の導入イン

センティブを高める方針である。

2. Shortage Pricingの考え方

PJMでは、事故時一次予備力（同期・非同期：10分応答）の不足、電圧降下及び主導負荷抑制の際に発

動する仕組みとし、同事態が予想される場合にPJMは警報を出し、発電事業者は環境制約・燃料制約・機

器制約による発電能力の制約を考慮した最大供給力をPJMに報告し、4時間以内に提供可能な状態を確保

する義務を負うとしている。LMP入札額上限は$2,000/MWhとし、不足時のLMP価格はエネルギー価格

＋予備力罰金であり、上限は$3,700/MWhとなる（エネルギー入札キャップ＋2×予備力罰金）（2015/16

年の予備力罰金は$850/MWh）。不足時の一次予備力（非同期）価格は予備力罰金額、一次予備力（同期）

は限界価格＋予備力罰金額とする。なお予備力罰金額は一次予備力（同期）・一次予備力（非同期）それぞ

れ同額で設定されており、両者とも不足する場合に予備力罰金額が2倍で加算される。

3. 一次予備力と同期予備力の考え方と具体例

PJMの一次予備力確保はRTO全体での最低調達量が定められているが、MAD（Mid-Atlantic）として

も最低調達量が定められている。一次予備力（Primary Reserve）のうち同期予備力（Synchronized Reserve）

に最低確保量が定められている。

従って予備力の不足は、MAD同期予備力不足、MAD一次予備力不足、MAD同期予備力・一次予備力同

時不足、RTO同期予備力不足、 RTO一次予備力不足、RTO同期予備力・一次予備力同時不足の6ケース

が考えられる。下表でそれぞれのケースにおける価格設定について整理を行った。

表 2-4 Shortage Pricing適用例

ケースエネルギー・予備力適用価格 MAD RTO

MAD一次予備

力不足

非同期予備力一次予備力罰金 $850 $0- $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力 $850-$1,700 $0-$1,700

エネルギー価格エネルギー限界費用＋一次予備力 MC+$850

MAD同期予備

力不足

非同期予備力一次予備力罰金 $0-$850 $0- $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 $850-$1,700 $0-$1,700

エネルギー価格エネルギー限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 MC+$850

MAD一次予備

力・同期予備力

不足

非同期予備力一次予備力罰金 $850 $0- $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 $1,700 $0-$1,700

エネルギー価格エネルギー限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 MC+$1,700

RTO一次予備


不足

非同期予備力一次予備力罰金 $850 $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 $850-$1,700 $850-$1,700

エネルギー価格エネルギー限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 MC+$850

RTO同期予備

力不足

非同期予備力一次予備力罰金 $0-$850 $0- $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 $1,700 $0-$1,700


RTO一次予備


不足

非同期予備力一次予備力罰金 $850 $850

同期予備力同期予備力限界費用＋一次予備力＋同期予備力罰金 $1,700 $1,700


（出所）PJM, “Shortage Pricing”

18

Shortage Pricingの発動は予備力不足をトリガーとするため、その前に緊急時回避行動が取られている。

PJMの場合には電圧降下や負荷抑制も発動要件になっている。2014年1月時点で最高価格は$1,800/MWh

（=$1,000/MWh+2×$400/MWh）に設定されていた（価格はBGEエリア）。

図 2-13 2014年1月Shortage Pricingの発動

（出所）PJM市場監視レポート2014より作成

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

送電ロス混雑システム LMP

$/MWh

1/6 1/7

19:50

電圧降下実施20：45

終了

1：53緊急時電力

購入宣言（6:00~11：00）

19：27電圧降下警報19：33緊急時発電行動

を宣言

0：55一次予備力警報

2：51電圧降下警報4：30緊急時発電行

動宣言

7：25Shortage Pricing発動（一次予備力増加により12：14緊急時行動終了）

19：50Shortage Pricing

発動（20：45緊急時行動終了）

$800/MWh加算$400/MWh加算

19

第3章イギリス

第1節概要

イギリスでは低炭素型電力システムの実現に向け、2011年7月に電力システム改革（EMR）白書を公表

した。2050年までに1990年比80%炭素排出量の削減を目指し、2020年までに再生可能エネルギーを15%

導入する目標を実現するために、電気事業に必要な改革を示したものである。

イギリスでは再生可能エネルギー発電の導入量が拡大傾向にあるが、一方で再生可能エネルギー発電の出

力変動に追従するための火力発電は2010年以降、減少傾向にある。またCCGTの稼働率もプール市場廃止

後に70%前後となっていたものが、2010年代になって30%台にまで低迷している。一方でイギリスでは低

炭素型電力システムの実現に向け、石炭火力発電の廃止を目指しているが、再生可能エネルギー発電の導入

進展と共に2025年頃より電力需要のダックカーブ化が進むと見込まれており、負荷追従能力の高いCCGT

は一定水準必要と認識されている。

図 3-1 イギリスの電源種別発電設備容量と最大電力の推移

（出所）Department for Business, Energy & Industrial Strategy,” Digest of United Kingdom Energy Statistics”より作成

図 3-2 イギリスの電源種別稼働率の推移


0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

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0.8

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1.0

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19

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01

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20

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14

20

15

その他再エネ

風力

水力

原子力

その他火力

CCGT

混焼火力

石油火力

石炭火力

最大電力

億kW

20

図 3-3 イギリスの発電所運転開始年

（注）2016年5月時点で運転中の発電所の運転開始年


電力システム改革（EMR）の柱は低炭素電気とのCfDを用いた長期契約と安定供給確保を目的とした容

量市場の導入であり、低炭素電源投資を促すために炭素価格フロアー制度及び火力発電の排出パフォーマン

ス規制の導入も同時に行う。

2014年12月に容量市場第1回オークション（2018/19年受渡）が開催、2015年12月に第2回オークシ

ョン（2019/20年受渡）が開催、そして2016年12月に第3回オークション（2020/21年受渡）が開催され

た。政府は2015年11月に2025年までに石炭火力発電廃止の方針を打ち出しており、ガス火力発電等の新

規投資の実現が期待されている。また至近年の需給バランスを考慮した移行措置として、2016年に移行オー

クション（Transitional Auction：2016/17年受渡）が開催された。

表 3-1 イギリス容量オークション入札結果

受渡年落札容量入札容量価格

2014年 2018/19年 49,258.938 MW 64,969.341 MW £ 19.40 / kW /年

2015年 2019/20年 46,353.569 MW 57,724.948 MW £18.00 / kW /年

2016年 2020/21年 52,425.302 MW 69,777.050 MW £22.50 kW /年

2016年 2016/17年 802.710 MW 1,110.028 MW £27.50/kW /年

2017年 2017/18 54,433.634MW 59,286.062MW £6.95/kW /年

（出所）National Grid, “Final Auction Results“各年版

第2節容量市場の仕組み

1. 取引スケジュール

イギリスの容量オークションは受渡4年前に開催される。容量オークションの開催の前に。OCGTの投資

費用に基づき需要曲線の設定に関わるNet Coneや電源種別の供給力評価に関わるDeratingを決定した後、

National Gridが複数のシナリオを基に停電確率の算定を行うシミュレーションを実施し、一定の停電率に

抑える供給力の水準に関する勧告を行う。そうした算定結果を基に入札ガイドラインが策定され、供給力の

調達目標の設定とそれに基づく需要曲線が設定され、概ね12月に容量オークションが開催される。その後、

二次的な事業者間の相対取引が行われ、受渡年に入る。

イギリスの容量オークションの対象としては再エネ義務（RO）、CfD（低炭素電源の差額決済）又は小規

模FITによる支援を受けているもの、域外設備、2MW以下の設備（アグリゲートして適格となることも可

能）が不適格とされ、新規・既存発電設備（CHP含む）、自家発電を含む需要反応、電力貯蔵、電力需要

削減措置が適格となっているため、PJMのような全供給力を対象とする集中型容量オークションでは見られ

0

100

200

300

400

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19

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20

15

その他再エネ

風力

混合燃料

石油

ガス

石炭

水力

原子力

万kW 電力自由化開始プール市場廃止

21

ない事前認証のプロセスが行われている。参加事業者はオークションに参加する供給力が適格容量である旨、

審査を受けることが求められている。

図 3-4 イギリス容量オークションのスケジュール

2. 需要曲線の設定

イギリスの容量オークションの需要曲線は、目標容量の容量価格をNet Coneで設定し、容量価格のプラ

イスキャップを目標容量―1.5GW、そして容量価格ゼロを目標容量＋1.5GWとして描かれる。これまでの

過去3回の容量オークションではプライスキャップ￡75/kW/年そしてNet Cone￡49/kW/年と同じ価格が｣

設定されている。実際の容量オークションでは需要曲線に収まる入札容量が目標容量に到達するまで入札ラ

ウンドが実施される。

図 3-5 イギリス容量オークション需要曲線の設定

必要供給力試算

パラメータ決定

Net Cone、

Derating等

入札ガイドライン

で調達目標値決定

N-4年3月 N-4年10月

容量オークション

（4年前）

N-4年12月

受渡年

二次市場取引

契約は最大15

年間

プライスキャップ

￡75/kW/年

Net Cone

￡49/kW/年

T―1.5GW T＋1.5GW目標容量

容量価格

￡/kW/年

GW

22

表 3-2 イギリス容量オークション需要曲線の各パラメータ

2014年 2015年 2016年

受渡年 2018/19 2019/20 2020/21

目標容量 48,600MW 45,400MW 52,000MW

プライスキャップ容量 47,100MW 43,900MW 50,500MW

ゼロポンド容量 50,100MW 46,900MW 53,500MW

プライスキャップ￡75/kW/年￡75/kW/年￡75/kW/年

Net Cone ￡49/kW/年￡49/kW/年￡49/kW/年

プライステーカー閾値￡25/kW/年￡25/kW/年￡25/kW/年

15年最低価格￡250/kW/年￡255/kW/年￡255/kW/年

3年最低価格￡125/kW/年￡130/kW/年￡130/kW/年

価格基準年 2012/13 2014/15 2015/16

（出所）National Grid, “Capacity Market Auction Guidelines “各年版

図 3-6 イギリス容量オークション入札（2020/21年受渡オークション入札）

（出所）National Grid, “T-4 Auction 2016 - Published Round Results “（https://www.emrdeliverybody.com/CM/T42016LIVE.aspx）

3. 取引結果

過去3回の容量オークションの落札容量は下図の通りである。原子力発電及び水力発電は入札容量の全て

が落札できたが、火力発電の落札率は低くCCGTで7割～8割程度、石炭火力・バイオマスで6割程度、

OCGT等で6割前後に止まっている。

https://www.emrdeliverybody.com/CM/T42016LIVE.aspx

23

図 3-7 イギリス容量オークション落札結果（電源種別）

（注）年次は受渡年


図 3-8 イギリス容量オークション失注容量（電源種別）



次に既設・新設等の運転状態別に見ると2014年開催の2018/19年受渡オークションでは既設容量の他、

改修・改修予定の供給力の落札が目立っていたが、2019/20年受渡オークション・2020/21年受渡オークシ

ョンでは既設が大半を占めている。失注容量のうち2020/21年受渡オークションでは60%近くを新設容量が

占め、容量オークションに参加した新設容量の落札率は2018/19年受渡オークションで27.8%、2019/20年

受渡オークションで27.4%そして2020/21年受渡オークションで24.9%と厳しい状態が続いている。

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2018/19 2019/20 2020/21

既契約

国際連系線

貯蔵

OCGT他

原子力

水力

DSR

石炭火力・バイオマス

CHP・自家発

CCGT

万kW ￡/kW・年

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既契約

国際連系線

貯蔵

OCGT他

原子力

水力

DSR

石炭火力・バイオマス

CHP・自家発

CCGT

万kW

24

図 3-9 イギリス容量オークション落札結果（運転状態別）



図 3-10 イギリス容量オークション失注容量（運転状態別）



4. 小売事業者への課金

イギリスの容量市場は2013年エネルギー法（Energy Act 2013）に基づき設立されているが、2013年エ

ネルギー法は政府に対して、第3章容量市場第27項等で容量市場の設計に関わる「電力容量規則（electricity

capacity regulations）」の制定権限を付与している。同規則はイギリス議会による承認を必要とする。

Electricity capacity regulations 2014では第3章Calculations and determinations: electricity suppliersに

おいて精算機関の設立に伴う資金確保のため小売事業者への課金が規定されている。

イギリスの電力システム改革では容量市場の他、非化石電源のCfD（Contract for Difference）も導入さ

れているが、両者の精算に関して政府100%保有のElectricity Settlement Company（ESC）が設立され、

ESCの統治の下でEMR Settlement Limited（EMRS）が運営され、ELEXONの枠組みを活用して精算業

務を行っている。これら精算機関の運営費用は精算費用料金（Settlement Costs Levy）として小売事業者へ

課金される。

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2018/19 2019/20 2020/21

新規連系線

既存連系線

認証済DSR

未認証DSR

新設

改修予定

改修

既設

新設シェア

万kW

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2018/19 2019/20 2020/21

新規連系線

既存連系線

認証済DSR

未認証DSR

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改修予定

改修

既設

新設シェア

万kW

25

容量市場に基づく小売事業者への課金は小売事業者の供給する需要家の純負荷を基に算定される。純負荷

は11月～2月の労働日の16：00～19：00で計測された自家発を含めた消費量を指す。

図 3-11 イギリス容量市場運営に関係する組織

（出所）EMR Settlement Limited, “Supplier Charges in the Capacity Market”, 2016年9月

月間容量市場小売事業者料金は、総容量市場支払額×月間加重係数×小売事業者純負荷÷全小売事業者純

負荷合計として計算される。本式は総容量市場支払額を各月で割り振り、小売事業者の純負荷のシェアに応

じて課金されることを意味している。例えば2014年の月間総容量支払額は6,000万ポンドで、2014/15年

度の小売事業者Aの純負荷が180万MWh、全小売事業者の純負荷が1,200万MWhとすると、小売事業者

A の負担額は6,000万ポンド×（180万÷1,200万）＝900万ポンドとなる。小売事業者のデフォルトが発

生した場合には、その他の小売事業者により肩代わりされることで、必要な容量市場収入が確保される。ま

た容量提供者の罰金も小売事業者に還元されることになっている。罰金は受渡年の終了後の11月初めに集

計され、受渡年終了後26週後に還元されるクレジットが公表される。


1. De-rating

イギリスではPJMと異なり設備容量ではなく供給力の停止確率等を考慮した設備容量にDe-rating

Factorを乗じた値を供給力とし、容量オークションや需給逼迫の判断に用いている。De-rating Factorは前

年実績を基に算定するとしているが、脱石炭火力発電政策を考慮し、将来的にCCGTの稼働率向上が見込め

るものとして政策的に90%を設定している。

2015年容量オークションより国際連系線も容量オークションへの参加が認められるようになった。参加に

当り政府（当時のエネルギー気候変動省）が”Announcement of de-rating methodology for interconnectors

in the Capacity Market”5（2015年2月）を公表し、過去6年以上の冬季ピーク時（平日7：00～19：00）

における潮流実績を基に、大陸欧州との価格差分析と技術的調整を経た上で平均値を年間のDe-rating factor

として採用するとしている。2016年容量オークションでは容量オークションで募集する容量を算定する際の

5

https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/404260/Inteconnector_de-

rating_methdology_final_final.pdf

https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/404260/Inteconnector_de-rating_methdology_final_final.pdf

https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/404260/Inteconnector_de-rating_methdology_final_final.pdf

26

シナリオ別に期待される国際連系線の潮流も異なるとして、Highケース及びLowケースの2種類の

De-rating factorを採用している。

次にデマンドレスポンス（イギリスではDSR）については、イギリスでデマンドレスポンスの実績として

把握されているのは短期運転予備力（STOR：Short Term Operating Reserve）であることから、過去3年

分の実績を基にDe-rating factorの算定を行っている。

なお風力発電の容量減量率は明記されていない6ものの、Capacity Assessment Reportにおいて25%前後

で評価されている模様であり、年間稼働率より低めである。王立高額研究所によると冬場の稼働率が17%～

24%とされているので、それに近い水準となっている。需要のピークが夕方であるためPVの容量価値は認

められていない。

表 3-3 イギリスの電源種別De-rating Factor

2014年オークション 2015年オークション 2016年オークション

受渡年 2018/19年 2019/20年 2020/21年

石油火力 82.10% 84.61% 85.44%

OCGT 93.61% 94.54% 94.17%

原子力 81.39% 82.31% 84.36%

水力 83.61% 84.87% 86.16%

貯蔵（揚水含む） 97.38% 96.63% 96.29%

CCGT 88.00% 89.00% 90.00%

CHP・自家発 90.00% 90.00% 90.00%

石炭/バイオマス 87.64% 87.86% 86.92%

DSR 89.70% 86.80% 86.88%

国際連系線（仏：IFA） 56.00% 60%

国際連系線（仏：Eleclink）

65%

国際連系線（蘭） 69.00% 74%

国際連系線（白） 54.00% 77%

国際連系線（愛） 6.00% 26%

国際連系線（仏：IFA2）

62%

国際連系線（諾） 6.00% 78%

（出所）National Grid, “Capacity Market Auction Guidelines “各年版

2. National Gridによる分析

送電系統運用者であるNational Gridは“Electricity Capacity Report”において、政府に対して容量オー

クションにおいて必要となる供給力の提言を行っている。幾つかのシナリオを想定し、モンテカルロ手法を

用いた確率的手法で停電確率を算定し、LOLEが3時間となるシナリオを基に必要供給力の算定をしている。

シナリオとしては、ベースケース（BC）×感度分析＋4シナリオ（Gone Green、Slow Progressive、No

Progressive、Consumer Power）を採用している。

National Gridでは将来シナリオ（FES：Future Energy Scinarios）7を毎年更新しているが、再生可能エ

ネルギーの進展度合いや資金の利用可能性に応じて4つのシナリオを作成し、この4シナリオの分析をして

いる。これと別にNational GridはOfgemと協議してベースベースケースを作成し、需要・発電設備利用

可能性・電源脱落・風力発電の感度分析を行う。更にDECCもシナリオを用意し、これも併せて分析を行

っている。ベースケースの感度分析は、LOW WIND：厳冬時の風力低出力、HIGH WIND：厳冬時の風力

高出力、COLD：厳冬、WARM：暖冬、HIGH AVAIL：発電設備の利用可能性高、LOW AVAIL：発電設

6 容量オークションにおいて風力発電や太陽光発電等、政策的支援を受けている再生可能エネルギー発電は

入札の適格性を有していない。 7 http://fes.nationalgrid.com/

http://fes.nationalgrid.com/

27

備の利用可能性低、HIGH DEMAND：電力需要高、LOW DEMAND：電力需要低、NON DEL：40万

kW刻みで最大360万kWの脱落である。以上、合計で23シナリオの分析を基に、2016年容量オークショ

ンでは確率論的計算を行い、ベースケースでの200万kW脱落シナリオを基にした49.7GWの供給力が必

要と認定されている。

なお実際の容量オークションでは、その他供給力と大規模電源閉鎖契約見直し、長期運転予備力契約

（0.4GW）を除いた値が入札の対象となる。その他供給力にはDRや分散型電源のうち追加が見込める容量

が含まれる。またNational Gridと政府の協議により採用される感度分析が決まるが、National Gridが提

案したリスク要因として下記の要因を提案したが政府の判断で除外されている（2015年Electricity

Capacity Report）。

気温感応度は5年に1度の厳冬を想定しており、温暖化を理由に30年に一度を選択せず。

2014年に原子力発電Heysham 1とHartlepoolの出力が30%まで低下したが、類似の事態は想定せ

ず。

CfD電源の契約締結後の遅延リスクはモデルに組み込まず、4つのシナリオで反映。

新規発電所の運転開始遅延リスクも４つのシナリオ分析に含まれるとして想定せず。

イギリスで採用されている供給力算定手法は確率論的手法を用いているが、各シナリオの発生が等価と想

定したり、パラメータの採用に政策的判断が介在していることから、するため自然現象で言うところの確率

とは同一ではないことに留意が必要である。8

図 3-12 NGCによるシナリオ分析（2016年容量オークション）

（出所）National Grid, “Electricity Capacity Report” 、2016年3月

第4節運用断面における容量提供の発動

イギリスの容量オークションで落札した容量提供者は、平常時に供給力提供の確認は行われず、需給逼迫

時に容量提供義務が課されている。National Gridによる需要予測・風力発電を基に、4時間後に需給がタイ

トになると見込まれる場合に、自動的に容量メカニズム容量へ容量提供を発動する。各BMUに総容量と追

加すべき容量を通知。通知に従えない場合は、その旨返答し、NGCはBMレポートで警報する。全体で不

足を回避できない場合は、緊急時運用時間の前に負荷抑制及びLFリレー発動を通知し実施する流れとなっ

ている。

8 ベースケースでは気象条件の変化が感度分析で織り込まれているが、再生可能エネルギー発電の大量導入

を想定したGone Greenシナリオで風力発電低出力等の感度分析が行われていないことや、DECCの想定し

たシナリオが他のシナリオや感度分析と同等の位置づけになっていること等

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

01020304050607080

DEC

C

BC

_W

AR

M

BC

_LO

W_

DEM

AN

D SP NP

BC

_H

IGH

_W

IND BC

BC

_LO

W_

AV

AIL

BC

_H

IGH

_A

VA

IL

BC

_LO

W_

WIN

D

BC

_N

ON

_D

EL_

40

0

GG

BC

_N

ON

_D

EL_

80

0

BC

_C

OLD

BC

_H

IGH

_D

EMA

ND

BC

_N

ON

_D

EL_

12

00

BC

_N

ON

_D

EL_

16

00

CP

BC

_N

ON

_D

EL_

20

00

BC

_N

ON

_D

EL_

24

00

BC

_N

ON

_D

EL_

28

00

BC

_N

ON

_D

EL_

32

00

BC

_N

ON

_D

EL_

36

00

容量市場外

既存契約

必要供給力

最大電力

49.7GW

供給予備率

GW LOLE3時間以上

28

なお既存ユニットは利用可能情報をウェブで公表（運用計画及び停止情報）する義務があり、DSRは受渡

期間開始1ヵ月前までに実効性テストを受ける必要があり、National Gridはこれら情報を基に利用可能設

備容量の確認を行っている。

図 3-13 イギリスにおける容量メカニズム容量発動の判断基準

実際、現状でもElexonのBM Reportというウェブサイト9で供給マージンの見込みについて情報提供を

行っているが、ここで言う供給マージンの算定の根拠になっている供給力は各発電所から提供される停止情

報を基にした利用可能設備容量にDe-rating factorを乗じたものと連系線利用計画及び風力発電予測値によ

り算定されている（実発電出力予測値ではない）。下図は2016年9月18日～20日の供給力マージンを示

したものであるが、9月19日に供給力不足が予測され、National Gridにより供給力拠出要請が出た後、時

間を経るごとに供給マージンが回復していることが分かる。これまでは市場参加者はバランシングメカニズ

ムを通じて追加供給力拠出に対する利益を目的に行動していたが、容量オークションの受渡年以降は容量オ

ークションで落札した容量に追加供給力供出義務が課せられるため、同義務に基づき供給力の回復が図られ

ることになる。

図 3-14 2016年9月18日～20日の供給力マージン

（出所）Elexon Portal, “BM Report”

9 https://bmreports.com/bmrs/?q=help/about-us

• 周波数制御予備力• 周波数応答予備力• 緊急時予備力• STOR要件発電

• 既存発電設備• 風力発電予測• 非BM STOR

需要

運用マージン

500MW

• 需要予測• 設備負荷• 連系線潮流

下回る見込みの場合にCM容量発動

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1 7 13 19 25 31 37 43 1 7 13 19 25 31 37 43 1 7 13 19 25 31 37 43

9/18 9/19 9/20

マージン率

12:00予測

8h予測

4h予測

2h予測

1h予測

万kW

https://bmreports.com/bmrs/?q=help/about-us

29

第4章 CAISO

第1節概要

カリフォルニア州では1998年に電力システム改革が実施され、California ISO・California Power

Exchangeの設立と小売全面自由化が開始された。その後、2000年夏及び2001年初冬に電力危機が発生し、

卸電力価格の高騰や輪番停電の実施、PG&Eの経営破たんを招いた。その後、California Power Exchange

が閉鎖される共に2001年11月小売自由化が凍結された。そうした電力危機の背景には1992年からカリフ

ォルニア州では電力システム改革の検討が開始されたが、1996年3月にロードマップが作成されるまでの

間、制度改革の方向性が見えにくかったこともあり、当該期間及び2000年頃まで新規発電投資がほとんど

起こらなかったことも影響している。その後、ガス火力発電を中心に発電投資が回復し、2010年頃より再生

可能エネルギー発電への投資も増加したが、原子力発電の運転停止等により各電源の稼働率に大きな変化は

ない。

図 4-1 カリフォルニア州における発電設備容量の推移

（注）最大電力はCalifornia ISOエリアの値


図 4-2 カリフォルニア州における発電電力量の推移


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000 その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油

ガス

石炭

水力

原子力

最大電力

万kW

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

ﾈｯﾄﾒｰﾀﾘﾝｸﾞ

その他再エネ

太陽光

風力

水力

原子力

ガス

石油他

石炭

販売電力量

再エネシェア

億kWh

州外からの輸入

30

図 4-3 カリフォルニア州の電源種別稼働率の推移

（注）水力発電は揚水発電の揚水動力を従組む


図 4-4 カリフォルニア州における発電設備容量の推移

（出所）EIA, “Preliminary Monthly Electric Generator Inventory“, 2016年5月

図 4-5 カリフォルニア州における発電設備の閉鎖年


その一方で近年の太陽光発電導入拡大に伴い、電力需要の減少する春・秋に純負荷（＝電力需要―再生可

能エネルギー発電）の急俊な変動が生じつつあることが課題となって来ている。例えば2016年4月12日～

14日の間に電力消費量に対する割合が最高で45.7%（域内発電の56.1%）に達したが、電力需要自体が朝か

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

石炭

石油他

ガス

原子力

水力

風力

太陽光

その他再エネ

0

100

200

300

400

500

600

700

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力等

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 小売自由化開始

カリフォルニア

電力危機

LMP方式導入計画中

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

95

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

20

09

20

11

20

13

20

15

20

17

20

19

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力等

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 計画

31

ら夕方までほぼフラットであるが太陽光発電が昼間に出力増となるため、純負荷は朝に一度ピークを迎えた

後に昼間に減少し、夕方に急激に再度急激に増加するというダックカーブと呼ばれる二度ピークを迎える形

状を示すようになっている。特に夕方のピークに向けて急激な純負荷増に対応するために応答力の高い電源

確保が課題となっており、調整能力のある供給力をどのように確保するかが課題となっている。

なおCalifornia ISOは2009年に需給運用システムを北東部型のLMP方式へ変更し、事前のスケジュー

リングコーディネーターによる供給力確保を通じた供給力を通じたプール運用が実施されている。

図 4-6 カリフォルニア ISO2016年4/12～14の電源構成

（出所）California ISO, “Daily renewables watch”より作成


カリフォルニア州では複数の容量調達メカニズムが併存している。州政府の規制によるLTPPとRAR、

そしてCalifornia ISOのCPM（Capacity Procurement Mechanism）と呼ばれるバックアップ型容量市場

である。後述の通りCalifornia ISOでは容量市場が運営されているが、供給力確保義務は州の規制に基づい

ており、California ISOのバックアップ型容量市場と併せて全体のアデカシー確保を担っている。

1. LTPP

LTPP（Utility Long-Term Procurement Plans）では、州法Senate Bill (SB) 350の統合的供給力計画策

定（integrated resource planning）10に基づきカリフォルニア州公益事業委員会（CPUC：California Public

Utilities Commission）が電力調達方針に基づき、小売事業者であるLSE（Load Service Entity）の10年

間の長期需給計画が州の経済的かつ温室効果ガス削減目標に貢献する目標を設定するかを審査するものであ

る。同計画の審査に基づき、新規電源投資が行われることも可能であり、LTPPに基づく新規供給力との10

ヵ年長期契約に対しては$150～＄300/kW-年と評価されている。LTPPは2004年に開始され、現在も継続

中となっている。

2. RAR

RAR（Resource Adequacy Requirements）とはカリフォルニア州公益事業委員会が2004年に導入した

もので供給力アデカシー確保を目的としている。11 同メカニズムではLSEがCPUCの管轄の下で、自身

の需要家の月間最大電力に15%の予備力マージンを加えた供給力確保を目的とするものである。これに基づ

きLSEは供給力確保義務が課されている。

現在、RARは3つの種類の要件に分類されている。①系統大RA要件（2006年6月発効）、②地域RA

要件（2007年1月発効）及び③弾力的RA要件（2015年1月発効）である。①の系統大RA要件は系統大

10 Public Utilities Code Sections 454.51 及び 454.52 11 Public Utilities Code section 380

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

40.0%

45.0%

50.0%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

2016/4/12 2016/4/13 2016/4/14

輸入

その他再エネ

太陽光

風力

水力

火力

原子力

純負荷

再エネシェア

万kW

32

の電力需要予測に15%の予備力マージンを加えた水準に対する十分性である。②の地域RA要件は10年に

1年の気象条件とN-1-1事故12を用いて需給の十分性を地域別に確認する。③の弾力的RA要件は電源構成

の状態に基づきCalifornia ISOの分析を通じて系統信頼度確保のために3時間変動の追従能力に必要な弾力

的供給力の確保を求めるものである。LSEは弾力的RA要件の90%そして地域的RA要件の100%を満たす

ように翌年の供給力を確保しなければならない（調達期間は5年間）。そしてLSEは毎月、弾力的RA要

件と地域的RA要件の100%の達成状況を示すことが求められている。これらRARに基づく契約は既設設

備であるため$8～$16/kW-年とされている。

図 4-7 PG&Eの 2015年供給計画

（注）調整済最大電力にはデマンドレスポンス・省エネによる負荷削減分と同時性分を考慮

（出所）California Energy Commission, “Utility Capacity Supply Plans”

表 4-1 California ISOにおける弾力的供給力の定義

Base ramping Peak ramping Super-peak ramping

提供開始義務時間

帯

5:00～10：00 5時間ブロック（季節毎に決定） 5時間ブロック（季節毎に決定）

持続要件指示後6時間以上指示後3時間持続指示後3時間持続

提供対象日 1週間単位全日 1週間単位全日平日

最小容量設定値月間最大3時間二次変化量月間最大3時間変化量の 95%と

月間最大3時間二次変化量の差

月間最大3時間変化量の 5%

日々スタートアップ

能力

日々の 2度スタート又は最小

上げ・下げ時間で決定される運

用限度から許容されるスタート

少なくとも一日に一度スタート少なくとも一日に一度スタート

その他制限無し無し少なくとも月に5度給電に従う必

要

対象供給力の例在来型ガス火力、風力、水力、

長時間応答型電気貯蔵

制限付き在来型ガス火力、太陽

光、ピーク用在来型ガス火力

周波数制御用短時間応答型蓄

電池及びデマンドレスポンス

（出所）California ISO, “Flexible Resource Adequacy and Must Offer Obligation (FRAC MOO) Pre-Market Sim Training”, 2014年8月より作成

12 通常は単一設備事故（N-1）時に安定運用が保てる設備構成になっているか検証するが、N-1時に追加的

な設備事故（N-1-1）で安定運用が保てるかという考え方で検証を行うもの（N-2と呼ぶこともある）。

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

その他相対

再エネ

水力

原子力

火力

最大電力

調整済最大電力

必要マージン

万kW 計画

33

3. 容量メカニズムの運用

（1）従来の運用

RARの枠組みはLSEへの供給力確保義務に基づくものである。LSEは供給力確保にあたって容量価格を

設定して契約を結んでいるが、CPUCは相対契約に基づく容量価格の公表を行っている。RARはCalifornia

ISO内にありながらCPUCの管轄外であるロサンゼルス水電力庁（LADWP：Los Angeles Department of

Water and Power）とサクラメント電力公社（SMUD：Sacramento Municipal Utility District）に対して

適用されないため、ISO全体の義務的市場とすることが難しかったと考えられる。

表 4-2 カリフォルニア州における 2015年・2016年容量価格

2015年容量 2016年容量 2017-19年容量

契約容量 9,341.5万kW 8,466.3万kW 8,598.1万kW

総契約容量に占める割合 35% 32% 33%

加重平均容量価格（$/kW・月） $3.09 $2.96

平均容量価格（$/kW・月） $2.75 $2.63

最小価格（$/kW・月） $0.09 $0.27

最高価格（$/kW・月） $26.54 $26.54

（出所）California Public Utilities Commission, “The 2015 Resource Adequacy Report”, 2017年1月

図 4-8 カリフォルニア州の多様な容量メカニズムと価格水準

（出所）Brattle Group, “Resource Adequacy in California Options for Improving Efficiency and Effectiveness”, 2012年10月

（2） 2016年以降の枠組み

2016年よりCalifornia ISOでは新しい容量メカニズムのうち ISOによる容量調達メカニズム（CPM：

Capacity Procurement Mechanism）の仕組みを変更している。RARと別に ISOによる容量調達メカニズ

ム（Capacity Procurement Mechanism）を通じて不足・余剰の取引を行うことができる（前述のバックア

ップ型容量市場）。RARは全ての時間帯において需要に見合う供給力と定義され、ISOはRARの実効性の

評価を行う。RARには一般供給力（Generic Capacity）と弾力的供給力（Flexible Capacity）の二種類に分

かれ、一般供給力は通常の供給力であるのに対し、弾力的供給力は調整能力により定義される。CPMはRAR

で予見していない偶発的事象に対応するための供給力調達であり、ドイツ等の戦略的予備力のように稀頻度

34

リスクに対応するための供給力を利用頻度に応じて支払う仕組みと言える。2012年2月から2年間は

$67.50/kW/年、2014年2月~2016年2月まで$70.88/kW/年が適用され、設備利用率に基づくパフォーマン

ス係数を乗じた支払いが行われていた。それ以降はFERCの決定に従い、先渡費用に基づき毎月支払額が算

定されるとしている。

上記の通りCalifornia ISOの容量メカニズムは供給力の質にも関係するため、” CSP（Competitive

solicitation process）”を通じて、各供給力の登録・精査が行われる。年間・月間・月内のプロセスが用意さ

れており、それぞれアデカシー供給力の登録を行いつつ容量確保メカニズムである ISO調達の入札が実施さ

れる。

図 4-9 CSPプロセス

（出所）California ISO, “Resource Adequacy Implementation Workshop for March 2016 Release”, 2015年8月

年間登録段階から月間登録段階に至る際にアデカシー供給力の細分化が行われる。弾力的供給力は

California ISOが毎年、必要容量の算定を行う。

図 4-10 年間・月間供給力登録

（出所）California ISO, “Resource Adequacy Implementation Workshop for March 2016 Release”, 2015年8月

CSP入札期間

10月最終週の3日前

10月最終週 10月最終週の7日後

RA・供給計画期日

年間CSP入札期日

ISOが個別・全体の不足潜在量を報告

是正期間

入札変更可能期間

RA計画更新期日

10月最終週の42日後

入札確定

必要に応じて容量指定

年間CSP

10月最終週の21日後

CSP入札期間

月間RA50日前月間RA45日前月間RA37日前

RA・供給計画期日

月間CSP入札期日

ISOが個別・全体の不足潜在量を報告

是正期間

入札変更可能期間

RA計画更新期日

月間RA11日前

入札確定


月間RA25日前

月間CSP

月間RA11日前

月内CSPRA計画更新

期日


月内CSP入札期間

月間RA7日前

当日-月間CSP入札期日


入札変更可能期間前日エネルギー市場入

札

最低出力（弾力的供給力非適格）

RA容量関与容量

非RA容量

弾力的供給力利用可能量（25万kW）

一般供給力利用可能量（15万kW）

5万kW

15万kW

30万kW

最低出力（弾力的供給力非適格）

CPM指定後のシステム・弾力的RA

容量

非RA容量

弾力的供給力指定量（15

万kW）

一般供給力$0入札=5万kW

5万kW

15万kW

30万kW

弾力的供給力として関与した容量

年間CSP 月間CSP

20万kW

35

4. Scarcity Pricing

California ISOではアンシラリー・サービスの入札において入札上限を$250/MWhとしているが、地域な

いし全体で調達予備力が不足する際には周波数制御上げ予備力（Regulation Up）、瞬動予備力（Spinning：

同期10分応答予備力）、非瞬動予備力（non-Spinning：非同期10分応答予備力）の合計で$1,000/MWh

とするScarcity Pricingを導入している。なお周波数制御下げ予備力へは$700/MWhとなっている。

California ISO のScarcity Pricingは、各予備力の調達量に不足を来した場合に調達価格をScarcity

Demand Curveの水準に自動的に引き上げる仕組みになっている。地域大及びサブ地域それぞれで設定され

ており、地域大の不足とサブ地域での不足の両者が発生した場合に、両者の調達価格が加算される。2014

年時点でも燃料調達不足や発電所停止等に伴い実際に適用される場合も生じている。

図 4-11 Scarcity Demand Curveの考え方

（出所）California ISO, “Concepts of the CAISO Scarcity Pricing Design”, 2009年

表 4-3 California ISOにおけるScarcity Demand Curve

予備力エネルギー上限入札価格の割

合

最大エネルギー入札価格

＝$750/MWh

最大エネルギー入札価格

＝$1,000/MWh

拡張系統制御

地域

系統制御地

域・サブ地域

拡張系統制御

地域

系統制御地

域・サブ地域

拡張系統制

御地域

系統制御地域・

サブ地域

Regulation up 20% 20% $150 $150 $200 $200

Spinning 10% 10% $75 $75 $100 $100

Non-Spinning

不足量＞210MW

不足量＞70&≦210

不足量≦70MW

70% 60% 50%

70% 60% 50%

$525 $450 $375

$525 $450 $375

$700 $600 $500

$700 $600 $500

上げ代合計 100% 100% $750 $750 $1,000 $1,000

Regulation Down

不足量>84MW

不足量>32&≦84

不足量≦32MW

70% 60% 50%

70% 60% 50%

$525 $450 $375

$525 $450 $375

$700 $600 $500

$700 $600 $500

（出所）California ISO, “Electric Tariff”, 2016年11月版

価格

固定調達量

最大入札量

Scarcity Demand Curve

供給曲線

36

表 4-4 2014年California ISOにおけるScarcity Event発生状況

取引日取引

時間

サブ地域アンシラリー・サー

ビス

不足量

MW

調達量

MW

費用（$）原因

2/6 17 NP26_EXP Non-Spinning 60.5 332.92 41,614.98 ガス供給不足によりA/S

容量調達に制限発生 17 NP26_EXP Regulation Down 61 0 0

18 NP26_EXP Non-Spinning 208 25 14,999.75

18 NP26_EXP Regulation Down 17 0 0

19 NP26_EXP Non-Spinning 95 25 16,186.25

4/8 19 SP26_EXP Non-Spinning 15 1.75 214.42 純輸入の喪失で州内エ

ネルギー調達が必要に 20 CAISO_EXP Non-Spinning 128/106 28.3 2,792.51

4/12 13 CAISO_EXP Regulation Down 5 0 0 発電出力増で周波数制

御下げ代が不足状態に

12/23 22 SP26 Regulation Down 5.93 4.07 505.69 発電所停止

12/24 4 CAISO_EXP Regulation Down 3.36 136.64 16,812.83 発電所遠隔通信停止

12 SP26 Regulation Down 5.93 4.07 487.26 発電所遠隔通信停止

（出所）California ISO, “2014 Ancillary Service Scarcity Event Report”, 2015年3月

37

第5章フランス

第1節概要

フランスでは電気料金が比較的安価であったため電気暖房器が普及していることもあり、近年、最大電力

が増加傾向であると共に、電力需要の気温感応度が上昇している。こうした需要の特質を考慮し、安定供給

確保のためには、確実に供給力を確保する量的容量メカニズムが必要としている。

図 5-1 フランスの発電設備容量と最大電力の推移

（注）2015年以降の発電設備容量には1MW未満の発電設備は含まれておらず、そのため再生可能エネルギー発電の設備

容量が小さくなっている。

（出所）2014年まではENTSO-E” Yearly Statistics & Adequacy Retrospect”、2015年以降はENTSO-E”Transparency Platform”

図 5-2 フランスにおける電力需要の気温感応度

（出所）RTE, “French Capacity Market – Report accompanying the draft rules”, 2014年

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

その他

その他再エネ

太陽光

風力

再エネ

石油火力

ガス火力

石炭火力

火力

原子力

水力

最大電力

億kW

日平均電力（GW）

15℃以下で気温が

低下すると需要が増加

38

なお2016年6月に原子力規制機関による安全性に関する停止命令に伴い原子力発電の発電量が減少した

ことで、2016年下期以降、需給がタイトになって来ており、安定供給確保に必要なマージンを実際の供給余

力が下回る日も増加しつつある。

図 5-3 フランス 2015年供給マージンの推移

（出所）RTE Customer’s Portal

図 5-4 フランス 2016年供給マージンの推移



1. 取引スケジュール

フランスでは2010年12月の電力新組織化法で容量市場の導入が決まった。同法で小売事業者に供給力確

保義務が課され、送電会社であるRTEが供給力の容量認証を行う枠組みになっている。Decree n°2012-1405

で容量市場の基本的な枠組みを定め、Decree of 22 January 2015で技術的規則と容量市場の適用条件を定

めている。2017年度受け渡し分より取引が開始されており、デマンドレスポンスの普及に貢献したとされて

いる。

フランスの容量市場は受渡年の5年前にアデカシー調査に基づき当該年のパラメータを決定する。その後、

既設発電設備が4年前中に認証を受け、新規発電設備とデマンドレスポンスは3年前から認証を開始し、1

年前までに認証を受ける必要がある。最低認証容量は.1MWであり、最低取引単位は0.1MWである。0.1MW

0

1

2

3

4

5

6

7

8

01/01 02/01 03/01 04/01 05/01 06/01 07/01 08/01 09/01 10/01 11/01 12/01

朝ピーク

夕ピーク

供給余力／必要マージン

0

1

2

3

4

5

6

7

8

01/01 02/01 03/01 04/01 05/01 06/01 07/01 08/01 09/01 10/01 11/01 12/01

朝ピーク

夕ピーク

供給余力／必要マージン

39

＝1 capacity guaranteeと認証単位が呼称されている。公設で容量権を取引する市場を設けていないが、

EPEX Spotが容量取引市場を2017年度受渡分より設置したが、今のところ取引開始初日である2016年12

月15日に取引が成約して以降、取引は行われていない。なお取引量は22,635.8MWで取引価格は€

9,999.8/MW（=€999.98/ capacity guarantee）であった。

図 5-5 フランス容量市場の流れ

図 5-6 フランス容量価格見通し

（出所）FTL Energy, “Assessment of the impact of the French capacity mechanism on electricity markets”, 2016年6月

認証された設備は受渡年のピーク期間にPP1及びPP2と呼ばれる実効性の検証を受ける必要があり、そ

れに基づきピーク期間後に実効容量貢献量が決まり、小売事業者のインバランス決済が行われる。セキュリ

ティー係数は輸入を考慮して設定されているものであり、2017年～2020年においては0.93と設定されてい

る。フランスエネルギー規制委員会によると容量価格の参照価格は€9,999.8/MWとされている。13 EPEX

Spotでの2016年12月15日の成約価格はこの参照価格と同じ金額であった。FTL Energyによる予測値よ

りも高い水準であるが、イギリスの容量価格よりも安価な水準である。

小売事業者の容量義務量＝セキュリティー係数×[PP1で計測された顧客の電力消費量

＋認証された消費削減量

＋気温感応度係数×（参照気温－実際の気温）]

13 http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/marche-des-garanties-de-capacite

アデカシー調査

DY-5 DY-4 DY-3 DY-2 DY-1 DYピーク期間

容量認証及びリバランシング

既設発電設備締切

新規発電設備・DR締切

パラメータ決定

リバランシング

ピーク期間後

実効容量貢献量の通知

インバランス決済

PP1・PP2の実効性検証

http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/marche-des-garanties-de-capacite

40

PP1はピークの発生する冬季に小売事業者が需要家に対して十分に供給力する能力を有しているかの検

証であり、実際の電力消費量を基に事後検証が行われる。11月～3月までの間に年あたり10日～15日、前

日通告により検証が行われる。検証の対象となる時間帯は7：00～15：00及び18：00～20：00である。

PP1で計測された需要規模を基に容量確保義務容量が決まる。PP2はピークの発生する冬季に利用可能な供

給力の検証に該当する。検証の時期はPP1と同じであるが、年あたり10日～25日実施され、PP2の検証

を行う際にはPP1の検証も実施される。なおRTEでは10万kW以上の発電所の実発電データの公表を行

っており、供給力検証はもっぱら10万kW未満の小規模サイトが対象となる。

表 5-1 フランスの容量インバランス料金

供給リスクあり供給リスクなし

罰金支払い Padmin (1+K)Pm

差額受け取り (1-K)Pm (1-K)Pm

（注）Padmin：政府により決定された値、Pm：容量提供年より前に市場で取引された価格に基づき算定、K：

リスクに応じて0%～100%


図 5-7 フランスにおける参照気温（2017年～2020年）


図 5-8 フランスにおけるPP1・PP2シグナル発動日の推移


-4.5

-4.0

-3.5

-3.0

-2.5

-2.0

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

参照気温

参照気温℃

週

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

1/1 1/8 1/15 1/22 1/29 2/5 2/12 2/19

PP1

PP2

41

2. 容量認証

フランスの容量認証は各サイト別の過去実績に基づき行われている模様である。容量登録はセグメント毎

にまとめることができる。各発電所の設備容量と認証容量を比較すると、同じ電源種でも若干の違いが生じ

ている。なお変動型再生可能エネルギー発電は一律の係数が設定されており、小規模水力発電85%、PV25%、

風力発電70%となっている（2017年～2020年）。

太陽光発電に関しては、フランスの需要は朝・夕方の二度ピークであるため供給力価値無しと判定される

べきところを一定の係数が与えられている。風力発電の年平均稼働率は20%強であるが、冬場の稼働率が高

いことから高めの係数となっている。なお国外の供給力に関しては現在のところ認証対象となっていないが、

欧州大での調整が必要として検討中となっている。

容量認証にあたっては、供給力提供者と小売事業者双方が手数料を支払う。供給力提供者は認証料€10/MW

そして年間登録アクセス料€1,000/年が課せられる。小売事業者は年間登録アクセス料€1,000/年と、取引手

数料€1/ capacity guarantee（＝0.1MW）そして消費水準計算料€4/MWを支払う（2016年～2020年）。14

表 5-2 フランスの容量認証におけるDe-ratingの例

電源種発電所名設備容量（MW）認証容量（MW）認証率

原子力 BELLEVILLE 2,620 2,576 98.3%

原子力 CHINON 3,620 3,551 98.1%

原子力 CIVAUX 2,990 2,937 98.2%

水力 CHASTANG 293 225 76.8%

水力 AIGLE 360 279 77.5%

ガス BLENOD 427 403 94.3%

ガス BOUCHAIN 575 521 90.7%

石油 ARAMON 1,370 1,253 91.5%


図 5-9 フランス認証済容量の推移


14 https://clients.rte-france.com/htm/an/mediatheque/telecharge/2015_04_02_PPT_mecapa_en.pdf

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2017 2018 2019 2020 2021

DR

その他

その他再エネ

太陽光

陸上風力

混合燃料

石油

ガス・石炭

水力

原子力

需要（高）

需要（ベース）

需要（低）

万kW

https://clients.rte-france.com/htm/an/mediatheque/telecharge/2015_04_02_PPT_mecapa_en.pdf

42

表 5-3 フランスで認証されたデマンドレスポンス（2017年）

事業者サイト認証容量（MW）

ENERGY POOL DEVELOPPEMENT aoe_fast_edc4 188.6

SMART GRID ENERGY aoe_fast_SGE_RPT_01 70.0



EDF-DOAAT fast_EDF_RR_A 122.5

EDF-DOAAT fast_EDF_RR_T 87.5

EDF-DOAAT fast_EE_J13_GE_1MIN_EFFACEMENT 121.0

VPK2 fast_VOLTALIS 106.2

100MW未満 732.9

合計 1,743.7



需要に関してはベースケース、低需要、高DSM、高需要の4シナリオを想定し、10年に一度の寒波を考

慮する。発電に関しては特定の設備容量を仮定（原子力は2シナリオ）する。周辺国 12ヶ国に関して各国

の需要及び電源構成を想定する。これらインプットデータを基に4シナリオ×250＝1,000ケースの計算を

行う。One-in-ten基準で250ケースのうち100ケース目に高い停電時間・不足供給力を算定し、必要供給

力（域外供給力含む）を算定する。輸入を考慮して係数を乗じ、義務容量を算定している。

フランスは火力発電設備が少なく、各サイトの情報に基づき火力発電の将来見通しを作成している。CO2

価格の見通しを基に高火力発電シナリオと低火力発電シナリオを設定している。

表 5-4 フランスアデカシー評価モデルの概要

インプットデータ需給バランスシミュレーション結果

• 需要

• 太陽光発電

• 風力発電

• 月別水力発電

• 火力発電利用可能容量

• 国際連系線容量

• 12ヶ国データ

• 1,000モンテカルロサンプル

• 水力発電貯水管理

• 火力発電運用最適化

• エネルギーバランス

• 輸出入

• 不足

• 容量マージン／不足

• 容量メカニズム指標

43

図 5-10 フランスアデカシー評価で考慮する周辺国

（出所）RTE, ”Generation Adequacy Report 2015“

図 5-11 フランスの火力発電所（石油火力・石炭火力・CCGT）


CCGT 石炭火力

石油火力

44

図 5-12 フランス想定発電設備容量と最大電力（高火力シナリオ）


図 5-13 フランス想定発電設備容量と最大電力（低火力シナリオ）


第4節容量市場の見直し

2016年11月に欧州委員会はEU国家支援規則（EU state aid rules）の下でフランスの容量メカニズム

を承認すると公表した。1516 欧州委員会は第10章のEUの新しいエネルギー政策でも示す通り、容量市場

の導入は実際に需給逼迫の懸念が予見される等の限定された条件でのみ認め、導入する際には域外供給力も

国内供給力と同等に扱うことを求めている。垂直統合的支配的事業者の存在、価格指標の欠如と長期英訳の

不在に伴う投資シグナルの欠如、原子力発電の切り出し制度であるARENHが容量市場全体の価格に比べて

低く容量証明の調達に役立っていないこと、容量認証の対象に域外供給力が含まれていないことを問題視し

ている。

このためフランスが以下の条件に取り組むことにより、容量メカニズムを認めるとしている。

15 プレスリリース：http://europa.eu/rapid/press-release_IP-16-3620_en.htm 16 決定文書：http://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/261326/261326_1873332_314_5.pdf

0

20

40

60

80

100

120

140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

DR

太陽光

風力

水力

再エネ火力

非再エネ火力

石油火力他

CCGT

石炭火力

原子力

高需要

ベース

低需要

GW

0

20

40

60

80

100

120

140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

DR

太陽光

風力

水力

再エネ火力

非再エネ火力

石油火力他

CCGT

石炭火力

原子力

高需要

ベース

低需要

GW

http://europa.eu/rapid/press-release_IP-16-3620_en.htm

http://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/261326/261326_1873332_314_5.pdf

45

新規供給力は、既存の供給力よりも競争力があると示された場合には、標準的な1年ではなく7年間の

認証を取得することができる。契約期間を長くすることで、新規プロジェクトへの投資と新規市場参加

者の参入を促進することができる。新規プロジェクトを開発するために十分な期間を与えるため、新規

供給力は4年後の組織化された公的オークションを通じて契約を締結することができる。

フランスの容量メカニズムはピーク時で国際連系線の予測容量（おおよそ合計7GW）に従って近隣加

盟国に立地する発電事業者及びデマンドレスポンス運営者の両者である容量提供者に開放させるもの

とする。これは海外の容量を明示的に含めると共に補償を行う最初の仕組みとなり、欧州のエネルギー

共同体の構築にも貢献するだろう。

更にフランスは市場操作の可能性を排除する一連の措置を導入する予定である。特に容量提供者による

容量証明は過去のベンチマークと比較され、容量提供者が人為的に供給能力水準を引き上げることのな

いようにする。また大規模容量提供者は容量市場の流動性を高めるため、組織化されたオークション中

に特定の最低限の容量証明を提供するものとする。

欧州委員会の決定文書” COMMISSION DECISION of 8.11.2016 ON STATE AID SCHEME SA.39621

2015/C (ex 2015/NN)”によると、前述の通りEPEX Spotに容量証明の取引市場が開設されているが、フラ

ンス規制当局は、D-4年の認証容量水準の25%、D-3年の認証容量の25%と非売認証容量の25%のうち大

きい方、D-2年の認証容量の25%と非売認証容量の50%のうち大きい方、D-1年の認証容量の25%と非売

認証容量の100%のうち大きい方の販売を義務化することを検討している。この義務は3GWを超える容量

証明を保持する事業者に適用される（少なくともEDFとEngieが対象となると考えられる）。

また容量インバランスに関し、2GWを超える供給力不足等の深刻な供給セキュリティーに際して適用さ

れるインバランス料金を2017年の€20,000/MWから、2018年・2019年€40,000/MW、2020年€60,000/MW

に引き上げるとしている。ARENHに関しても現在市場で競争力を喪失しているが、容量商品とエネルギー

商品に分け、容量商品を購入することで容量義務の達成に寄与できるようにすることも検討されている。こ

のような措置を通じて、容量市場の改革を行うとされているが、現段階ではフランス側で上記のような内容

の情報提供が行われておらず、国内措置としてどの時期にどの程度まで実施されるのか判明していない。

46

第6章ドイツ

第1節概要

EUでは大規模燃料サイト指令(LCPD) 88/609/EECで5万kW以上の火力発電の環境規制（SOx・NOx

等）が強化され、適合できないサイト2012年までに廃止措置が取られることになった。2012年頃よりドイ

ツで前日スポット価格が低下し、その後も火力発電の廃止申請が続いた。2011年～2015年の間に2,500万

kWを越える発電所廃止申請があり、856万kWを廃止措置したが、その中には南部の安定運用に必要な火

力発電も含まれていたため、2013年エネルギー事業法改正で発電所の廃止を許可制とし、安定運用に必要な

発電設備の維持に向けた措置を取ることになった。

図 6-1 ドイツにおける運転中発電所の運転開始年

（注）1万kW以上

（出所）連邦ネットワーク庁” Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur - Stand: 16.11.2016”17

図 6-2 ドイツにおける 2015年設備容量見通しと実績比較

（出所）UCTE ”System Adequacy Forecast”及びENTSO-E

17

https://www.bundesnetzagentur.de/EN/Areas/Energy/Companies/SecurityOfSupply/GeneratingCapacit

y/PowerPlantList/PubliPowerPlantList_node.html#doc331450bodyText1

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

19

59年以前

19

62

19

65

19

68

19

71

19

74

19

77

19

80

19

83

19

86

19

89

19

92

19

95

19

98

20

01

20

04

20

07

20

10

20

13

20

16

その他再エネ

太陽光

風力

その他

混合燃料

ガス火力

石油火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 電力自由化開始 FIT法施行開始

1,700 3,710

5,050 7,890 8,931

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2005 2015(2005)

2015(2009)

2015(2012)

2015

（実績）

再エネ

火力

水力

原子力

万kW

https://www.bundesnetzagentur.de/EN/Areas/Energy/Companies/SecurityOfSupply/GeneratingCapacity/PowerPlantList/PubliPowerPlantList_node.html#doc331450bodyText1


47

こうした状況を受け政府は2014年にグリーンペーパー18を公表し、ICTを活用した弾力的な電力市場（電

力市場2.0）と容量市場の導入を選択するよう求めた。最終的には2015年7月に白書（An electricity market

for Germany's energy transition）19を公表し、北部を中心とする地域の支持を受け、電力市場2.0と安定供

給確保を目的に容量予備力の導入を決めた。容量予備力は2015年10月の容量予備力の調達、使用及び課金

に関する規則（reserve capacity regulation - KapResV）20で有効になっている。また白書を反映させるため

「電力市場の更なる発展に関する法律（Law for the further development of the electricity market）が2016

年7月8日に制定されている。

図 6-3 ドイツにおける石炭火力（Dark spread）及びガス火力（Spark spread）の推移

（出所）ACER/CEER, “Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity Markets in 2015”, 2016年9月

図 6-4 ドイツにおける 2011年以降廃止申請のあった発電設備

（注）季節的措置：一時的に夏季の間の操業を求められたもの、法的措置：安定供給確保を目的としてTSOの要請に基づい

てのみ発電を行うもの、特別措置：維持補修のため一時的に廃止措置又は制限モードでの運転となっているもの、系統

予備力：系統制約解消の再給電に必要とされた予備力、

（出所）連邦ネットワーク庁” Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur - Stand: 16.11.2016”21

18 http://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/gruenbuch.html 19 http://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/whitepaper-electricity-market.html 20 http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/kapazitaetsreserve-referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFil

e&v=4 21 https://www.bundesnetzagentur.de/EN/Areas/Energy/Companies/SecurityOfSupply/GeneratingCapacity/PowerPla

ntList/PubliPowerPlantList_node.html#doc331450bodyText1

0

100

200

300

400

500

600

700

褐炭火力

一般炭火力

天然ガス火力

石油火力

その他火力

原子力

揚水発電

廃止

季節的措置

法的措置

特別措置

系統予備力

万kW

http://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/gruenbuch.html

http://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/whitepaper-electricity-market.html

http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/kapazitaetsreserve-referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=4

http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/kapazitaetsreserve-referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=4



48

第2節戦略的予備力（容量予備力）

ドイツの容量予備力は卸電力取引所EPEX Spotの前日スポット市場で供給力不足により成約しなかった

場合、前日の午後2：30の時点で容量予備力の発動が決まり、当日の運用断面で容量予備力が稼働する。こ

こで必要となった費用は、同時同量義務を順守できなかった不足インバランスを発生したバランシンググル

ープに容量予備力の稼働費用を請求することになっている。請求する費用の単価は最小でも€20,000/MWh

とされている（2015年白書）が、1時間の容量予備力費用負担がイギリスの年間容量価格に近いことから実

質的にテキサス州ERCOT等で実施されているScarcity PricingないしShortage Pricingと同じような罰金

になっていると言うことができる。

当初の予定では2017年から容量予備力の調達は、褐炭火力発電の調達を開始し、2022年に終了（最大

2.7GW)し、技術中立的な予備力確保は2019/20年より開始（最大電力の5%）する。2021年より応答性の

高い予備力を2GW確保することになっていた。しかし、送電会社TransnetBWのウェブサイトの記述では、22容量予備力の入札は2018/19年分より開始される予定となっているため、入札方法等を検討されている段

階で具体的な入札方法は今後明らかになるとされている。これは容量予備力の調達は欧州委員会との協議が

必要であるため、開始時期が遅れたと考えられる。

図 6-5 ドイツにおける戦略的予備力（容量予備力）発動スケジュール

22 https://www.transnetbw.com/en/energy-market/ancillary-services/capacity-reserve

当日市場前日市場

12:00 a.m.

EPEX Spot取引成約せず

各BGが発受電計

画提出（需給不一致確定）

EPEX Spot

二次市場で受電削減入札

容量予備力起動開始

（起動時間の長い石炭火力を想定）

2：30 p.m.D-1 D D

当日市場価格が高騰

容量予備力運転

容量予備力

上げ代予備力フル稼働

D-1

https://www.transnetbw.com/en/energy-market/ancillary-services/capacity-reserve

49

図 6-6 ドイツにおける戦略的予備力（容量予備力）調達イメージ

（出所）Dr. Guido Wustlich, IIIB2, Plattform Strommarkt “Kapazitäts- und Klimareserve”, 2015年9月

50

第7章スウェーデン

第1節概要

スウェーデンの主要電源は水力と原子力であるが、政府は2009年制定のエネルギー気候変動政策に従い、

水力以外の再エネ電源の開発も進めてきた。発電設備は2006～2013年に410万kW（12％）増大し、3、

790万kWとなったが、この間、最も顕著な伸びを記録したのは再エネ電源、とりわけ風力であり、50万

kWから420万kWに増大した。他の電源では、原子力が出力増強によって900万kWから940万kWへ

増大する一方、水力は1,650万kWでほぼ横ばいであった。

一方、化石燃料を使用する火力は510万kWから460万kWへ低下した。スウェーデンでは、火力電源

は、主にピーク負荷時の電源として利用されてきたが、1996年の電力自由化以降、ノルウェーとの共通国際

卸電力市場Nord Pool開設後、ノルウェーの安価な水力との競争に伴い豊水という状況も重なって卸電力ス

ポット価格が急落しし、稼働率が低く採算の合わない電源は、市場からの退出を余儀なくされるようになっ

た。

また、スウェーデンでは水力偏重のデメリットとして、渇水期などの供給予備力の確保の問題が顕在化し

た。これらを背景に、極端な気象条件でも安定供給を確保するため、2003年法で戦略的予備力（法律上は

Peak Load Reserve）を導入した。当初はリアルタイム市場で活用するラストリゾートと位置づけられてい

たが、現在は前日スポットで活用（11月～3月に確保）する仕組みとなっている。年間稼働時間40時間以

下の発電設備を最大200万kW（12時間で稼働可能なもの）確保するとしていたが、2020年には廃止予定

で、その後は市場原理に委ねられる予定である（DRが十分に活用可能と想定）。

図 7-1 スウェーデンの発電設備容量の推移

（出所）Nordel, “Annual Statistics” より作成

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

太陽光

風力

ガスタービン等

CHP（産業）

CHP（地域熱供給）

在来火力・地域CHP

原子力

水力

最大電力

万kW 自由化開始・

Nord Pool設立

戦略的予備職導入

51

図 7-2 Nord Poolにおける自由化開始後のスポット取引状況


図 7-3 スウェーデンの自由化後の電源増減


第2節戦略的予備力の枠組み

戦略的予備力は、卸電力市場での価格に委ねるEOM （Energy-Only Market）の枠組みを最大限に活用

しつつ、万が一に備えた電源を確保しておくことで安定供給に支障をきたさないようにする制度である。基

本的には石油などの「備蓄」と同様の制度で、必要な時に確保した容量を市場に放出するというもの。

したがって、この仕組みで確保される電源は、あくまで緊急時（予想外の需給逼迫時）に使うための電源

であり、普段は市場に投入しないのが原則である。

戦略的予備力そのものは市場の外（out-of-market）で調達される電源であり、これが仮に卸電力市場に頻

繁に投入されれば、卸電力市場での価格形成を歪めることになる。そこで実際に利用するのは必要最小限に

とどめ、普段の市場価格に影響を与えない工夫がなされる。

仕組みは単純で、導入も比較的容易と考えられるが、確保する容量は政府や規制当局が決定し、系統運用

者が調達する、という意味で、中央での管理を必要とする制度である。また、通常は、効率的な調達のため

に競争入札を行う。

0

5

10

15

20

25

30

35

0

50

100

150

200

250

300

350

400

19

96

.01

19

96

.15

19

96

.29

19

96

.43

19

97

.05

19

97

.19

19

97

.33

19

97

.47

19

98

.09

19

98

.23

19

98

.37

19

98

.51

19

99

.12

19

99

.26

19

99

.4

20

00

.02

20

00

.16

20

00

.3

20

00

.44

20

01

.06

20

01

.2

20

01

.34

20

01

.48

取引量

スポット価格

NOK/MWh 億kWh

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

風力

ガスタービン

CHP

在来火力

原子力

水力

増設

廃止

合計

万kW

52

戦略的予備力として落札した電源は、一定の条件を満たす電源の中では効率的な電源ということになるが、

その効率的な電源を緊急時以外に市場に投入できないことは、かえって非効率となる。したがって、戦略的

予備力は、新規電源の投資を確保するというよりも、実質的には、老朽化して経済性の観点から廃止を余儀

なくされるような電源を維持しておくために利用されることになる。

北欧では複数の同期連系地域（UCTE、Nordel、UKTSOA、ATSOI）が存在、2009年7月にそれらが統

合され、欧州送電系統運用者ネットワーク（ENTSO-E）となり、戦略的予備力を導入する場合のガイドラ

インが定められた。.スウェーデンの戦略的予備力はPeak Load Reserve (PLR)と呼ばれている。

スウェーデンで戦略的予備力として確保している電源の大半は石油火力だが、需要側の資源（産業用需要

家の負荷削減）も含むものとされている。送電系統運用者（TSO）であるSvenskaKraftnät（SvK）に、市

場だけでは十分な供給力が確保できない時に投入できる電源として確保しておくことが義務付けられている。

スウェーデンで戦略的予備力を市場に投入する場合は、直前の価格で最も高い価格をわずかに上回る価格

で投入される。

2003 年以降、戦略的予備力で確保するのは、年間稼働時間40時間以下の発電設備（12時間稼働可能なも

の）で、最大200万kW程度としている。ちなみにスウェーデンの近年の最大電力は、約2,500万kW で

ある。戦略的予備力を投入する市場はElspot と呼ばれる前日市場で、投入される時期は11 月から3 月ま

でとされている。これまで、2004年・2006年・2009年・2011年・2012年に稼働実績がある。なお、2009

～2010年においては、2009 年の12 月17 日と2010 年の1 月8 日、2 月22 日に戦略的予備力が市場

に投入されている。

第3節今後の予定

水力が半分以上を占め、火力は10%しかない北欧の電源ミックスにおいては、今後もミッシングマネー問題

は発生しないことが予想される。アメリカやドイツでは、効率的資源配分に反する様々な規制を導入した結

果起きうる供給不足を憂慮し、「供給容量市場」の必要性が論じられている一方、市場機能を十分に発揮さ

せている北欧では、長期的な「供給容量市場」の必要性は論じられてすらいない。

しかし、卸電力市場との関係で言うと、スウェーデンは、国内の電気事業が自由化された1996年から、ノ

ルドプールに参加しているが、参加した1990年代の後半は、冬期の気温が比較的おだやかで、かつ、豊富

な降水量に恵まれ、ダム貯水率は例年以上に高く維持されていた。このため、この時期の卸電力価格は比較

的、低い水準で推移していた。ところが、2000年代に入ると、しばしば渇水や寒波が重なって、価格水準が

次第に上昇する傾向が見られるようになった。例えば、ノルドプールの年間平均の卸電力価格を比較すると、

最も低かった2000年で1MWh当たり107.95クローナに対し、最も高かった2010年では同505.91クロー

ナとなった（1MWh＝1,000kWh、1クローナは約15円）。ただし、至近年においては卸電力価格が低下傾

向にあり、2015年では同196.24クローナであった。

戦略的予備力が、実際に卸電力市場に与える影響を最小限にすることができるかどうかは、様々な条件次

第であるといえる。まず、戦略的予備力として確保すべき容量をどのように決めるかという問題がある。緊

急時のみに活用する電源を多くすれば、それだけ追加的な費用が必要となるが、少なければ、戦略的予備力

だけで安定供給を確保することが難しくなる可能性が高まる。

そして、確保した戦略的予備力をどのような条件で市場に投入するか、という問題がある。卸電力価格が

十分に高くなった場合に限って投入されるのであれば、卸電力市場の価格を歪めることはほとんどないが、

頻繁に投入されるとなると、市場で競争する電源の収益が損なわれる。

また、戦略的予備力は、一部の電源を対象に、設備を維持する費用を手当てする制度であるが、十分な供

給力が確保されている状態は戦略的予備力の容量だけでもたらされるものではない。その意味では公平性に

欠ける仕組みでもある。

53

特に戦略的予備力の確保のために特定の電源を優遇することになれば、多くの既存のピーク電源が戦略的

予備力としての立場を求め、それが実現しなければ撤退するという脅しが可能になってしまうと、系統運用

者は結果的にさらに多くの戦略的予備力を調達しなければならなくなる。

今後は、スウェーデンでは、いずれは現在ある戦略的予備力（予備電力の予約制度）をより少なくし、でき

るだけreactive な予備電力だけにしていくことを検討しており、2020年には廃止予定で、その後は市場原理

に委ねる予定である（デマンドレスポンスが十分に活用可能と想定）。

54

第8章スペイン

第1節概要

スペインでは2000年代前半頃まで再生可能エネルギー発電の導入量が拡大した。再生可能エネルギー発

電導入拡大に向けて、調整能力の高いCCGTの導入を進めたが、同時に再生可能エネルギー発電の導入が急

速に拡大したこともあり、発電設備容量に対する最大電力の比率（＝設備率）が近年では2.5を上回り設備

の余剰感が大きいようにも見える。一方で負荷率23が1990年の61.1%から2016年には75.4%になることで

電力消費量は増加傾向にあったため、火力電源の稼働率は2000年代後半まで一定水準で維持された。しか

し2000年代末頃より電力消費増加の鈍化により、石炭火力発電の稼働率が低下した後、近年はコンバイン

ドサイクル発電の稼働率が大きく低下している。

スペインでは1998年と欧州でも早い時期より電力自由化を開始し、2003年には家庭部門を含めた小売全

面自由化も開始している。こうした電力システム改革にあたり制度移行と1994年に開始された再生可能エ

ネルギー発電の固定価格買取制度に伴う風力発電等の間欠性電源導入拡大を見据えCCGTの導入を促進す

るため、当時イギリスで導入されていた容量支払制度を導入し、幾度かの制度変更はあったものの容量支払

制度を現在まで維持している。

図 8-1 スペインにおける発電設備容量の推移

（出所）REE, “National statistical series”2017年1月

図 8-2 スペインにおける電源種別稼働率の推移

（出所）REE, “National statistical series”2017年1月

23 負荷率＝電力消費量÷（最大電力×年間総時間）

0.0

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2.0

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0

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6,000

8,000

10,000

12,000

FIT


石油・ガス

石炭

原子力

水力

最大電力

設備率

万kW

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30%

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50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014

水力

原子力

石炭

石油・ガス


FIT

火力平均

55

図 8-3 スペインにおける卸供給費用の推移

（出所）CNE及びOMIEレポート、REE資料より作成24

第2節容量支払制度の経緯

1997年の電力自由化以前は、政府の計画に従って、電力会社に新規電源の建設が義務付けられていたが、

自由化以降は、新規電源の建設に保証を与えるため、発電事業者のEOM （Energy-Only Market）ベース

の投資決定を、容量支払制度で補完してきた経緯がある。他方で、断続的な再生可能エネルギー発電の調整

用電源供給のためにも同制度を活用してきた。これらの支払制度は、2007年に一度見直され、その後2012

年および2013年にも縮小や廃止等の見直しが行われ、現在に至っている。

スペインの容量支払制度には、いくつかの異なった政策目的・狙いがある。

（a）適切な発電量の確保、すなわち、いつどんな時でも需要に見合う十分な発電能力の確保、

（b）系統の柔軟性、例えば突然の需要変動や予定外の発電停止があった場合の応答性、

（c）新規電源への投資リスクの減少、および価格のボラタリティを避けること

容量支払制度の現行システムは、系統の柔軟性の課題に取組み、投資リスクを減少させている。1997年に

始まったスペイン電力市場の自由化は、中央による計画アプローチからの脱却を意味した。自由化以前、公

営・私営の電力会社は、政府の計画に沿って新規電源への投資を強いられ、報酬もあらかじめ決められた「標

準コスト」により州ごとに決められていた。エネルギー供給の保障は政府の優先事項の一つであり、系統が

実際に必要とされるよりも多くの容量が建設されることから、非効率と容量の余剰を招いていた。

容量支払制度は1997年のESA（Electricity Sector Act）に法的根拠が記され、発電事業者の収益につい

ては、実際に系統に送られた容量の保障のための支払を含めるべきであることが記述された。スペイン政府

は当時、他に代わりとなるような容量メカニズムは考えていなかったようである。なぜ政府がこの種の容量

メカニズムを決定したのかについても明らかにされていない。しかし容量支払制度は、欧州の周辺国とあま

りよく接続されていない市場における仕組みで、アイルランド、ポルトガル、ギリシャ、イタリアでも導入

されていた。スペインで容量支払制度を導入した主な理由は、価格を統制することで発電事業者が市場での

コストをカバーできるようにする一方、他方で規制市場からオープン市場への移行期に、標準コストを補償

24 2010年以降のデータはREEのStatistical data of electrical systemのElectrical marketsという名称の

ファイルで随時更新されている。

http://www.ree.es/en/statistical-data-of-spanish-electrical-system/national-indicators/national-indicators

0

10

20

30

40

50

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98

19

99

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20

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20

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20

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20

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20

13

20

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20

15

20

16

容量支払

調整サービス

前日・当日市場

€/MWh

http://www.ree.es/en/statistical-data-of-spanish-electrical-system/national-indicators/national-indicators

56

できるようにすることであった。支払の水準は、燃料のソースと、中長期に特定の発電事業者に保証された

容量の量によって決まり、電力系統の長期の必要性の観点から見て容量の価格を決定した。

1997年に法制化されたESAは、2003年に出された欧州電力指令を実施するため、2007年7月に修正が

なされた。それ以降、発電事業者の収益については、国内における電力系統の容量ニーズに基づき容量の支

払を（「含めるべき」という表現から）「含めても差し支えない」と記述されることになった。その1997

年ESAの言い回しの変更は、容量支払制度はもはや義務付けられたものではないということに関しては示

唆したが、新しい容量支払制度は現行の制度とどれくらい異なるのかということに関しては、全く示唆を与

えていなかった。言い換えれば、2007年における省令修正は、容量支払制度を維持するかしないかの決定を

スペイン政府に一任したことになる。これは、発電市場における透明化と非差別化のために提供された2003

年の欧州電力指令の規定を、スペインの法律にも同様に規定させようという試みであり、容量支払の伴う市

場の保証はされない可能性がある、ということであった。

省令に数カ月遅れで規定された新しい容量支払の制度では、下記の2つのケースにおいて容量に対する報

酬が与えられる。1つ目は、新規の容量への投資にインセンティブを与えるための支払で、発電事業者が新

規のプロジェクトを行う際の投資コスト回収の手助けをしようというねらいのもの、2つ目は、いわゆる「利

用可能性サービス」のための支払で、中期（1年未満）において容量を保証しようというねらいのものであ

る。

2007年省令に設定された新しいシステムの斬新さの1つ目は、容量支払にスペインのグリッドにおける

送電量のボトルネックを考慮に入れたことである。すなわち、2007年省令の前文では、容量支払は3つの

前提条件から成り立つものと説明をしており、それは、（a）非弾力的な電力需要、（b）スペイン国内グリ

ッドにおける著しい送電制限、（c）電力需要を確実にカバーするのには不十分な電力価格、である。これら

3つの前提条件は、なぜ容量（すなわち、電力供給の効用）が「公共財」の特徴を持つのか、そして、なぜ

その報酬は、全てのネットワーク地点で中長期にわたって供給・需要間の適切なバランスを保証するために

規制されるべきなのか、を説明している。

最も重要な変更の2つ目は、投資および利用可能性サービスの両方に支払う場合の支払額の決定のために、

異なった方法を導入したことである。前者においては、投資インセンティブ（長期利用可能性）の計算方法

を、将来の容量の必要性の正確な予測を作る手助けとなる補償範囲の割合や、自由裁量でできる支払額の変

動幅を回避するための指標とリンクさせ、後者においては、容量が必要とされる期間を明確に決定、送電し

ない場合の高いペナルティを見越し、遵守することにインセンティブを与える、といった方法である。

投資への報酬については、新規電源（プラント1基MWあたりの建設価格）の容量に対する負担という

形となり、最初の10年間28、000€／ＭＷ／年で上限がかけられた。しかし実際の支払額は、予定利益率の

1つの機能である容量価格曲線に基づき、建設の最初の年に、CNMC（スペイン国内市場競争委員会）によ

って決定されることになった。言い換えれば、CNMCが容量価格を設定、市場がエントリーによってその

量を選択する、ということになった。

（中期の）利用可能サービスは、REE（スペイン電力系統会社）が、科学技術に基づいて選択された発電

所、それはおそらく最もピーク需要期にも急な稼働要請はされないであろう発電所との、1年（あるいは1

年未満）の契約に加わることを許容する。なぜなら、例えばエネルギー市場における通常のオペレーション

において、おそらく石油火力発電所の場合になるであるだろうが、それらの設備の固定費は回収することは

できないためである。利用可能性サービスの支払については、透明性と効率性の原則に基づき、REEによっ

て運営される。

2007年の省令は、利用可能性サービスへの支払、および新規電源への投資のための支払の両方に関して、

2011年の省令で実質的に修正が図られた。2011年省令の前文では、経済危機の影響が、スペインのエネル

ギーセクターにおいて、電力需要の重大な減少を生じさせる結果になっていることが説明されている。加え

57

て、スペインでは2020年までに１次エネルギーの20％をRES（再生可能エネルギー）からの発電で賄う

ことをコミットしており、系統におけるRESの割合は一層著しいペースで増加していくであろうことが示

唆されている。

低迷する電力需要とスペイン電力系統におけるRESの割合の伸びは、中長期において需要・供給間のバ

ランスの保証に責任を持つ発電事業者の収益に、著しい影響を与えた（特にガス火力発電において）。これ

らの発電事業者は採算が取れなくなり、市場からの退出を余儀なくされる可能性が生じている。さらに、低

迷する電力需要は、長期的に見て容量への新規投資のインセンティブにならない。加えて、EUの残りの国

との十分な系統連系の不足により、いくつかの技術の運転時間が著しく減少となったことで、輸出増加で埋

め合わせを図るということもできなくなった。これらの状況において、政府は系統に実際に保証を与えてい

たユニットに対してのみに容量支払を限定することを決定した。このことは、ユニットが市場を退出するの

を防ぐために、「利用可能性サービス」を1年間の取引期間における利用可能性を指していう言葉として適

切に定義する必要がある。容量支払は、利用可能性の指標だけでなく、発電所の定格出力に基づいており、

石油火力、コンバインドサイクルガス火力、石炭火力発電に適用される。またいくつかの水力発電（揚水式）

にも適用される。

著しく減少した電力需要を考慮し、2012年にRoyal decree-law（国王法則法令）により、長期間投資の

ための容量支払額を（28、000€／ＭＷ／年から）23、400€／ＭＷ／年に縮小が図られた。また2013年にも、

RDL（Royal decree-law）にて、長期間投資促進のための容量支払の仕組みにさらなる修正が図られた。そ

れは、①既存設備への容量支払の半分以上の縮小、②容量支払の支払われる期間の延長、③新規設備への容

量支払の廃止、である。

2013年のRDLで導入が図られた１つ目は、23、400€／ＭＷ／年から10、000€／ＭＷ／年への、長期間

投資の促進のための容量支払額の縮小である。2013年のRDLで導入が図られた2つ目は、既存発電設備が

容量支払を受ける権利のある期間を（2007年の省令で設定された）10年から20年に延長することである。

これは支払額が激減することに対する埋め合わせの意味がある。2013年のRDLで導入が図られた3つ目は、

新規設備への長期投資促進のための容量支払の廃止である。ただし2016年1月1日までに運転開始ができ

る行政許可を得ることができる場合は、 10、000€／ＭＷ／年の容量支払を20年間受けられる。このことは、

産業・エネルギー・観光省（Ministry of Industry、 Energy and Tourism）が上記の許可を出すことから、

緊迫状態が生まれることが予想される。省の任意の権限であるため、前述の許可を出すのに遅れがでて、結

果として、その設備は1月1日の締め切りに間に合わない、そしてその結果、容量支払いを受ける権利が得

られない、という可能性がある。

第3節容量支払制度の仕組み

スペインの容量支払制度（Capacity Payment）は、設備容量（kW）に対して、あらかじめ決めていた価

格を、発電電力量（kWh）に対する対価とは別に支払う制度、すなわち、ミッシングマネーに相当する部分

を補うための支払いを直接行う制度である。価格を決め確保される供給力は市場に委ねるアプローチであり、

発電事業者は実際に給電したか否かに関わらず設備容量に応じて一定の収入を得られるインセンティブが与

えられるようになっている。

1. 投資インセンティブ（investment incentive）

1997年以降2011年までは、新規設置の原子力発電・ガス火力発電・石炭火力発電・石油火力発電・水力

発電（スペイン政府が管轄する出力5万ｋＷ以上）を対象に、€23,400／MW／年の容量支払を10年間受け

られた。2012年・2013年に変更。2013年以降は、€10,000／MW／年の容量支払を20年間受けられるよ

うになっている。ピーク時の利用可能電力が年間平均90％以上である場合に支払適格となる。支払額は予備

率10％未満で満額、29％以上でゼロとなるものとして算定される。電源別に定める一定額の支払に加え、系

統予備率に応じてMW 当たりの単価（Investment Incentive）が変化して支払われる。つまり、予備率が

58

低く容量確保の必要性が高いほど支払いが高くなるように設定されている。しかし、これは一定の仮定のも

とに設定されているに過ぎず、市場で決まる価値を反映したものではない。

2. 利用可能性インセンティブ（availability incentive）

1997年以降、新規および既設のガス火力発電・石炭火力発電・石油火力発電・水力発電および揚水発電が

対象で、REE（スペイン電力系統会社）が選定したもの。以下の式で支払額の計算が行われる。ピーク時の

利用不可時間に応じて報酬が減額される。

RSDi、j ＝ A × indj ×NPi

A : 年間支払額（毎年見直し）、indj : 電源別利用可能性係数、Npi : 利用可能ユニットの純電力量

3. 環境インセンティブ（environmental incentive）

2007年以降、脱硫装置を設置した石炭火力発電が対象。期間は10年。

4. 供給保証（supply guarantee constraints resolution）メカニズム

2010年～2014年に国内の石炭生産支援を目的として、石炭火力発電への規制価格での優先給電を行うもの

（4年間）

第4節今後の見通し

容量支払制度は、電源などの容量に対して支払う価格さえ決めれば良いという点で、単純な制度であり、

導入自体も容易と考えられる。しかし、その価格を適正に定めることは容易ではない。十分な供給力を確保

するために必要な支払い額は、目標とする時点での需要に対する供給力にも依存する。供給力が余っている

時には、容量支払いの必要はないが、より多くの供給力を追加する必要がある時には、高い価格を支払う必

要がある。事前に決めた価格で実際に確保される供給力がどれくらいになるのかは不確実であり、必要な供

給力が確保されなかったり、逆に余剰が発生したりする恐れがある。

また、そもそも価格設定の透明性をどう確保するかという課題があり、それを政府や規制当局が決める場

合、容量支払いを負担する消費者側は、支払額の削減を求める一方で、投資家や事業者は、増額を求めるた

め、支払額の決定に、政治の恣意的な判断が入り込むリスクが生じる。価格があまりに安いとEnergy-only

Market のみの状況と変わらず、安定供給の確保には不十分であるとされる。また、あまりに高いと最終的

に容量支払にかかわる費用を負担する消費者から不満が発生することとなる。

さらに、容量支払制度では、支払う対象を特定の電源、例えば、新規電源に限定することも可能であるが、

このこと自体も規制当局の恣意的な判断を招き、市場を歪める要因となる。

設備容量に対する支払いには、単純に年間を通して一律に支払う方法と、需給ひっ迫時に発電した電源、

あるいは発電できる状態になっていた電源に、需給ひっ迫の度合いに応じて支払う方法（戦略的予備力）が

あるが、前者の場合、ピーク時に発電可能な状態にしておくインセンティブは与えられず、また、容量支払

のためのコストを需要家が購入電力量に応じてuplift（料金上乗せ）で支払う場合、デマンドレスポンスに

必要なインセンティブは働かないという問題もある。

容量支払制度は、戦略的予備力と比べて全ての発電所に等しくその貢献に報いると言う点では評価できる

が、支払価格をどう決めるかといった点が問題である。このため欧州では、本仕組みを既にスペイン、イタ

リアなどが導入しているが、新たに導入しようとする国は今のところない。

59

第9章 ERCOT

第1節概要

ERCOT ISOでは容量メカニズムを設置せず、エネルギー市場取引を通じて発電投資インセンティブを提

供する形式を維持している。その代わりに2011年時点で$3,000/MWhそして2015年には$9,000/MWhま

で引き上げ、発電投資インセンティブを提供している。2001年にERCOT ISOが単一系統運用者となった

が、当初、エネルギー取引市場は設置されなかった。ISOはバランシング市場とゾーン型混雑管理を伴うア

ンシラリー市場の運営を担っていた。 2000年代初頭にアデカシー確保の検討を行い、2005年に卸価格発現

機能を重視し、LMP型市場の導入を決定、2010年からLMP型エネルギー取引へ移行した。運転予備力市

場では需要曲線を停電確率に基づき価格を引き上げるScarcity Pricingを2006年に採用しており、これも

発電投資インセンティブの一部となっている。

テキサス州では電力自由化開始の前後である2000年前後にガス発電投資が急速に増加した。その後、2000

年代半ば以降の新設発電投資が再生可能エネルギー発電となり、再生可能エネルギー発電を除く既存型発電

設備の容量は2000年代半ば以降、僅かながら減少傾向にある。ガス火力発電の稼働率は3割～4割程度、

石炭火力発電の稼働率は2000年代末頃より低下傾向にある。足元では需給はタイト気味になっているが、

将来的に新規のガス火力発電の運転開始も予定されている。

ERCOTエネルギー市場では2011年～2012年にかけて風力発電の出力抑制とそれに伴うマイナスの卸電

力価格が多発した。これにより、2012年・2013年の発電設備の収益性が大きく低下したと考えられる。し

かしその一方で、稼働率40%以上を期待できる風況の良い地域における風力発電開発（CREZ（competitive

renewable energy zones））を進めつつ、2008年からそれに応じた送電系統増強プロジェクトを進め、2014

年には送電系統増強が完了したことに伴い2013年後半以降、風力発電の出力抑制とマイナスの卸価格はほ

とんど生じなくなったことで、卸電力市場の収益性は改善した模様である。

図 9-1 テキサス州における発電設備容量の推移


0%

2%

4%

6%

8%

10%

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16%

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90

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06

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20

10

20

12

20

14

その他再エネ

風力

太陽

水力

原子力

石油他

ガス

石炭

再エネシェア

億kW

60

図 9-2 テキサス州における電源種別稼働率の推移


図 9-3 テキサス州における運転中・退出発電設備の運転開始年


0%

10%

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40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014

石炭

ガス

石油他

原子力

水力

太陽

風力

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

19

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83

19

86

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19

95

19

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20

01

20

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13

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16

20

19

20

22

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力等

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 小売自由化開始 LMP型卸市場開始

Scarcity Pricing

適用開始

供給アデカシー確

保に関する検討

計画中

61

図 9-4 テキサス州における発電設備の閉鎖年


図 9-5 テキサス州における 2012年送電系統増強進捗状況

（出所）EIA

第2節 Scarcity Pricing

1. 卸電力価格

テキサス州ではERCOT ISOが地点別限界価格方式に基づきエネルギー市場（前日・リアルタイム）及

びアンシラリー・サービス市場を統合的に運営している。テキサス州では電源構成に占めるガス発電の割合

が高く、ガス価格が卸電力市場価格形成に大きな影響を与えている。ERCOT ISOの外部市場監視を担って

いるPotomac Economicsによると、ガス燃料調達価格よりも卸電力市場価格が上回る傾向にあり、新設ガ

ス火力発電も収益を得る機会がある模様である。

0

10

20

30

40

50

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90

19

80

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16

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20

25

その他

その他再エネ

太陽光

風力

石油火力等

ガス火力

石炭火力

水力

原子力

万kW 計画中

62

図 9-6 ERCOT卸市場価格と価格スパイク

(注）価格スパイクは18MMBtu/MWhで換算したガス価格を負荷加重平均電力価格が上回った場合を指す。

（出所）Potomac Economics, "State of the Market Report 2015"

図 9-7 ERCOT2015年以降の卸市場価格水準

（出所）Potomac Economics, "IMM Monthly Report"各月版より作成

しかしPotomac Economicsによる純収益（Net Revenue）分析25では2011年時点でERCOT市場は新規

CCGTも固定費を回収できる価格水準にあったが、2012年～2015年の収益性は低く新規CCGTでは固定

費を回収することが困難と評価されている。ERCOT地域は今のところ十分な供給力を確保していることで

後述のScarcity Eventが無かったこと、燃料価格が他地域よりも安価でエネルギー市場価格自体の水準が安

価であったこと等が原因と考えられる。Potomac Economicsは今後運転予備力確保量に新設も含まれるよう

になると見込まれることから、更なる制度改革は不要としている。

25 エネルギー市場及びアンシラリー・サービス市場の価格実績を基に、発電設備がERCOTの給電指令に従

った場合に得られる収益（固定費から両市場から得られる利益を引いた値）

0.0

20.0

40.0

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

価格スパイク

EROCT

ヒューストン

北部

南部

西部

ガス火力燃料費

$/MWh 回/月

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16

/11

20

17

/01

前日

リアルタイム

ガス燃料費

$/MWh

63

図 9-8 ERCOT市場におけるCCGT純収益


図 9-9 ERCOT市場と他の北米市場の比較


2. Scarcity Pricingの実施状況

ERCOTでは、Scarcity Pricingとは運転予備力の調達が不足した際にエネルギー市場価格を強制的に引

き上げるScarcity Pricingという制度を採用している。ERCOTでは、運転予備力が200万kWを下回った

64

場合にはスポット価格を自動的に$9,000/MWhに引き上げる仕組みになっている。こうしたエネルギー市場

価格の高騰がある程度の頻度で生じるのであれば、容量市場での追加的収入は不要と考えることもできるが、

確実性の選好度合いによると言える。

2011年2月には寒波に伴って天然ガス供給設備支障が生じたことで累計で400万kWの計画停電が実施

された。同日の卸スポット価格は最高で$3,001 /MWhに達した。また同年8月には熱波の到来により需要

が急増し、卸スポット価格が8月5日には$ 643.68/MWhに達すると共に8月中に2度の遮断可能契約需要

の負荷抑制を実施した。

いずれもERCOTでは市場原理と整合的で大規模停電を回避することができたと評価している。米国では

VOLLが$3,000/MWh～ $12,000/MWhと評価されており、Brattle Groupではプライスキャップが

$3,000/MWhでは供給予備力確保は不十分で$9,000/MWhへの引き上げは妥当と評価している。

図 9-10 Scarcity Pricingの考え方

図 9-11 ERCOT2011年2月の需給逼迫

（出所）Potomac Economics, “2011 State of the Market Report for the ERCOT Wholesale Electricity Markets”, 2012年

7月

VOLLLOLP=1

Rmin

ドル/MWh

予備力

ERCOTでは運転予備力需要曲線を停電確率（LOLP）が1になる予備力の水準（Rmin）を基に設定する方式を採用している。

強制的な需要抑制を実施する領域

上限に到達

65

第10章新しいEUのエネルギー政策

第1節新しいエネルギー政策パッケージにおける電力制度改革案

EU電力指令（Directive on common rules for the internal market in electricity）、域内電力市場規則

（Regulation on the internal market for electricity）及びACER規則（Regulation on establishing a

European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators）の修正、及びリスク準備計画

（ Regulation on risk-preparedness in the electricity sector）の新設が提案された。

グリッドパリティ化による自家発電・自家消費を含む再生可能エネルギー発電の普及促進を見据え、容量

メカニズムとの整合性確保を含めた新しい電力システム改革に向けたパッケージになっている。

卸電力市場の面では、リアルタイムに近い需給を反映した卸価格の形成と小売料金への反映と価格メカニ

ズムを重視した制度設計案になっている。このため停電コストを反映したプライスキャップの導入を求め、

米国のScarcity Pricingのような仕組みが必要としつつも運転予備力の不足に応じて自動的に卸価格の引き

上げを行うScarcity Pricingの仕組みは提案には含まれていない。

安定供給確保の面では地域運用センターの設立とリスク準備計画により緊急時対応と、国単位ではなく地

域大で取り組んでいく方向へ転換した。

活動的消費者（Active Consumer）及び地域エネルギー共同体（Local energy communities）という新し

い市場参加者の概念やアグリゲーターを制度に位置づけ小口需要家の卸市場参加を進める等、ドイツの電力

市場2.0の概念が大幅に取り入れられている。

原則スマートメータの配備を加盟国に求め、配電系統のデジタル化を進め配電系統運用に非周波数型アン

シラリー・サービスの市場化とその活用、電気自動車・蓄電池の普及対応と、次世代型の概念・技術開発と

普及を積極的に進める方針となっている。

図 10-1 卸市場及び小売市場の改革案

（出所）日本エネルギー経済研究所作成

TSO TSO

TSO

TSO TSO

TSO

地域運用センター地域運用センター

DSO DSO DSO DSO

EU DSO設立地域エネルギー共同体

蓄電池分散型発電

「活動的消費者」

スマートメータ

アグリゲーター

明確に位置づけ、DRを中心に参入促進

再エネ、自家発電・自家消費、分散型システムの普及のためスマートメータ導入・デジタル化に取り組む配電所有・運用、小売、

発電を行う共同体

複数のエリアを跨った安定運用確保、広域予備力算定等（拘束力を持つ決定権限あり）

連系線のDe-rating：国外供給力提供可能最大容量の算定

※CORESO等の地域セキュリティー調整者を改組• 卸価格キャップは停電コストへ（下限は▲2,000€）

• Scarcity Pricingが必要としながら制度提案せず

• 需給逼迫時に価格高騰（停電コスト）

• インバランス決済時間を15分化

• 連系線空容量開放厳格化（間接オークション重視）

配電でもアンシラリー提供、TSOとの協調

需給を反映した卸価格形成

小売事業者

動的料金（リアルタイム料金）提供義務

リアルタイムに近い卸市場の需給に応じた卸価格形成と、卸価格を反映した電気料金により、電力市場の弾力性向上を目指す

例外措置でDSO

の蓄電池所有

例外措置でTSOの蓄電池所有

66

第2節容量市場の扱い

容量メカニズムの導入は実際に需給逼迫の危険が確率論的評価による欧州アデカシー評価で判定された国

に限定され、かつ国外供給力と国内供給力を等価に扱うことを求めている。連系線利用は送電権オークショ

ンも認められているが、最大で1年予約しかできず、数年先の供給力調達を行う先渡型の集中的容量市場と

整合しない制約がある。また供給力は複数の国の容量メカニズムに参加できる制度設計が求められているこ

とから、ENTSO-Eによる容量メカニズムの登録管理簿の作成が必要とされている。この点、電源種又はサ

イトにより供給力価値の与え方が国により異なることから、供給力価値の評価方法もある程度関係国間で整

合性を図る必要があるのではないか。また、一定以上のCO2排出をする電源も除外されており、石炭火力

発電の参加が難しく、既存電源に石炭火力発電を多く抱える国では容量メカニズムの採用は難しいと言える。

容量メカニズムに関連して、新たな規則としてリスク準備計画規則（egulation on risk preparedness in

the electricity sector）が公表されたが、電力分野における稀頻度リスクを周辺国と協議しながら特定化し、

重要稀頻度リスクに備えた準備計画の策定と事前監視、協調的運用を求めている。従来も2003年供給セキ

ュリティー指令があり、類似の計画策定が求められていたが、欧州委員会への計画提出義務が無かったため

大半の国で準備が行われておらず、新しい規則として策定を求めるものである。

容量メカニズムの導入可否に関する確率論的アデカシー評価と、リスク準備計画の稀頻度リスクの関係性

は不明であるが、通常、稀頻度リスクは確率論的評価が難しいこと、そしてリスク準備計画では市場原理を

最大限尊重しつつ市場原理外の措置（計画停電等）を行うとしていることから、容量メカニズムと切り離し

て考えられていることから、両者は切り離されて考えられていると見なすことができる。

また改正電力指令・規則案で地域運用センター（Regional operational centres）の設立が提案されている。

同組織は複数の送電会社を跨って国際連系線の潮流管理と安定供給監視を行っているCORESO26やTSC27

が該当するが、地域運用センターが供給アデカシー評価に関わるモデル開発と試算やリスク準備計画への関

与が求められている。容量メカニズムは需給逼迫が発動のトリガーとなる制度となっているものもあり、地

域運用センターとの協調も必要になろう。

表 10-1 域内電力市場に関する規則第4章供給アデカシーの概要

条項内容

第18条供給アデカシ

ー

加盟国による供給アデカシーの監視、欧州アデカシー評価で懸念が生じた場合に加盟国による原因

特定化（規制の障害等）、規制の歪みが特定化された際の除去スケジュール公表

第19条欧州供給力ア

デカシー評価

ENTSO-Eによる評価手法案の提出、TSOのデータ提出と毎年の評価、評価手法への LOLE・EEN

（供給支障電力量）と停電価値に基づく計算やシナリオ設定方法の既定等

第20条信頼度基準容量メカニズムを採用する際に信頼度基準を公表、第19条の手法に基づく信頼度の算定、

第21条容量市場への

国外供給力参加

戦略的予備力以外の容量メカニズムへの国外供給力参加原則、同等の能力を有する場合の非差

別原則、1以上の容量メカニズムへの参加を許容（未達成の罰金対象）、地域運用センターによる毎

年の容量メカニズム用連系線利用可能容量の算定、登録簿による管理（ENTSO-Eが構築）と技術的

能力審査、域外供給力の利用可能性テスト、ENTSO-Eによる容量算定手法の提出・ACERによる確

認

第22条認証手続き容量の認証手続き案をENTSO-Eが作成し、ACERが認証

第23条容量メカニズ

ム設計原則

容量メカニズムを実施する場合、連系する近隣諸国と協議、排出量が 550g-CO2/kWh未満の場合

のみ容量メカニズムに参加資格、排出量が550g-CO2/kWh以上の場合に発効後5年間のみ参加資

格あり、欧州供給力アデカシー評価で懸念を特定化できない場合に容量メカニズムの適用不可

第24条既存の容量メ

カニズム

既に容量メカニズムを導入している場合は 18条、第21条、第23条に適応する措置

（出所）欧州委員会、”域内電力市場規則（Regulation on the internal market for electricity）案”

26 http://www.coreso.eu/ 27 http://www.tscnet.eu/

http://www.coreso.eu/

http://www.tscnet.eu/

67

図 10-2 新しい域内電力市場規則に基づく容量市場の導入フロー

（出所）欧州委員会、”域内電力市場規則（Regulation on the internal market for electricity）”案より作成

欧州供給力アデカシー評価

共通モデル

ENTSO-Eが開発中の共通モデル（確率論的手法）

TSOの提出したデータに基づきOLE・EEN（供給支障電力量）と停電価値に基づく計算で信頼度を下回る国を特定化

容量メカニズム

戦略的予備力

前日市場・当日市場で成約しない場合にTSOが需給バランスの回復のための使用する予備力。インバランスは停電コストで決済。

その他容量メカニズム

国外供給力の参加を認めENTSO-E

が登録簿で管理。550g-CO2/kWh未満の供給力のみ参加資格あり。デマンドレスポンスも発電と等価に参加資格付与。

供給支障リスクが特定化された場合のみ採用可

国外供給力利用可能性評価

地域運用センターによる国外供給力最大利用可能容量の算定（De-ratingの適用）

非差別的な国外供給力の参加（最大1年）登録簿管理

ENTSO-Eが登録簿を作成

し、供給力がどの国の容量メカニズムに帰属しているかを管理

※各国固有のアデカシー確保に関するリスクがあっても共通モデルに反映されなければ考慮されない。

※地域の予備力算定も地域運用センターが担うことから、各国が独自に安定供給確保策を採用することは困難に。

※供給力提供者は1以上の容量メカニズムに参加可能

68

表 10-2容量メカニズムにおける域外容量の扱い（スタッフレポート）

提案内容

①域外容量に含め

るべき容量

各近隣入札ゾーンに対し、TSOは容量メカニズムゾーンにおける供給力不足時に期待される長期的な平

均輸入容量期待値を計算する。

②域外適格容量提

供者の特定化

近隣系統の全ての潜在的容量提供者は過剰補償を避けるために必要な除外を除き適格とする。

域外容量提供者は技術的な長期信頼度を考慮して、域内容量提供者と同様にDe-ratingされる。

容量提供者は系統大での超過調達を避けるため 1以上の容量メカニズムに参加できる。

③域外容量への容

量認証/契約の割当

各連系線のゾーン別オークションにおいて、域外供給力提供者の提供容量及び金額はEUR/kWの入札に

基づいて決定される。

容量メカニズム提供された容量が十分でない場合、域外容量が例えば域内容量価格に等しい価格で受け

取ることができる。

域外容量は決済価格で支払われる。

連系線運用者は、適切に規制された収入に基づき、ゾーン間価格差と容量メカニズムゾーンにおける容量

価格を支払う。

全ての域外認証/契約は 1年分のみ割り当てられるものとする。

④域外供給力提供

者への義務と罰金

域外供給力提供者は容量メカニズムゾーンで需給逼迫の期間に域外ゾーンで利用可能となる必要があ

る。彼らは自身の地域市場で入札を通じて利用可能性を示す必要がある。当該義務に関してメンテナンス

や燃料供給等、免除は無い（ないし限定的）。

域外供給力提供者が利用可能でなくなった場合、容量メカニズムゾーンのインバランス価格等の罰金を支

払う。

容量提供者が 2つの容量メカニズムで販売する際、同時に供給力不足が生じた場合、

国内義務を果たす場合、域外義務を満たすために十分な供給力を有しない限り、域外容量メカニズム

ゾーンに罰金を支払う。

両者の義務を果たせない場合、両者へ罰金を支払う。

域外供給力は容量認証又は契約期間中に実際に供給力の提供ができなかった場合には、域内TSOによ

る検証を受けなければならない。テキストに失敗した場合に罰金が科せられる。

⑤連系線運用者の

義務と罰金

連系線は連系ゾーンで需給逼迫が生じた場合、技術的に利用可能な範囲で運用可能とする義務がある。

連系線運用者は各メカニズムにおいて潜在的に「非自発的」参加者であり、（域外供給力提供者が自主的

に入札参加を決めたことにより価格が決定されるため）容量価格を超えて直接制御することができないた

め、連系線が利用可能性を欠いたことに対する罰金最高額を制限することが適切である。

⑥市場結合を歪め

ることの無い連系

線潮流への影響

市場結合価格のキャップに到達するまで、容量契約により連系線潮流が影響を受ける可能性はない。

2つの連系国で市場結合上限価格に達し、これらの価格キャップが停電コストを反映していない場合、需給

逼迫が同時に生じた際の国際容量契約の比例配分を確保する規則を構築することができる。

⑦認証容量/契約の

取引

域外供給力提供者は事業環境の変化リスクに対応するため、同じ入札ゾーン内で容量契約を取引するこ

とができる（例えばメンテナンスや計画外停止への対応）。

取引は既に該当する容量メカニズムへDe-ratingされた夜用の全てを既に販売していないその他の適格

提供者に限られる。

これを有効にするためには登録簿が必要になる可能性がある。

⑧資金調達容量メカニズム内の需要家は容量メカニズムで契約した容量費用（域外容量含む）をカバーする。

域外供給力提供者によって支払われた罰金は容量へ支払いを負担した需要家に還元される。

（出所）欧州委員会、” Final Report of the Sector Inquiry on Capacity Mechanisms”より作成

69

図 10-3 リスク準備計画のフロー

（出所）欧州委員会、”Proposal for a new regulation on risk preparedness in the electricity sector”より作成

稀頻度重大事象

稀頻度・極端な自然災害、N-1セキュ

リティー基準を超える事故、燃料不足を含む重大事象、悪意のある攻撃

地域大リスク評価

リスクシナリオを用いて地域大の供給支障リスクを評価し、ランク付け。ENTSO-E又は地域運用センターが実施。

最重要危機シナリオ

国家リスク準備計画策定

危機シナリオの要約、管轄当局の役割と責任の構築、リスクへの準備及び抑制手法、危機管理者の指定とその業務、詳細手続き、市場手法の貢献特定化、非市場的手法の特定化（トリガー・条件）、詳細な負荷遮断計画と保護されるべき需要家の特定、危機に関する公的情報提供方法

地域リスク準備計画

各国の計画に地域大の手法も含み地域大調整手法に合意、地域危機管理者の指定、地域間情報共有、同時的危機を含む危機抑制手法（地域大負荷遮断計画、相互支援の資金取り決め）、計画の年次テスト実行

短期アデカシー評価

送電容量・発電所停止確率、厳しい気象条件、需要の変動、再エネ発電の変動の不確実性、重大事象の発生確率、同時的危機発生確率、EU周辺国を含む地域を対象とした確率論的手法モデル

夏・冬アウトルック

夏と冬のアデカシー評価を公表し、需給逼迫リスクを特定化

週前～当日アデカシー評価

地域運用センターによる一週間前から当日にかけてのアデカシー評価により、至近の需給逼迫リスク特定化

電力危機の宣言

需給逼迫リスクを認識した後、電力危機の宣言とリスク準備計画に従った対応、地域大の協力

中期断面短期断面週前からの運用断面

☆電力危機断面での卸価格の停電価値までの上昇、容量メカニズムによる供給力拠出命令が電力危機をトリガーと見なしている可能性あり。

70

第11章海外現地調査

第1節海外現地調査概要

2017年3月6日～14日にかけて欧州、米国における容量メカニズムの制度、導入の背景、現地での議論

などに関して関係者と意見交換をすることを目的として海外現地調査を行った。出張者は下記の通りである。

・安藤慎也：経済産業省資源エネルギー庁電力・ガス事業部電力基盤整備課電力需給・流通政策室

課長補佐

・工藤拓毅：日本エネルギー経済研究所化石エネルギー・電力ユニット研究理事

・杉野綾子：日本エネルギー経済研究所化石エネルギー・電力ユニットガスグループ主任研究員

・永富悠：日本エネルギー経済研究所化石エネルギー・電力ユニット電力グループ主任研究員

表 11-1 現地調査の概要

以下に訪問議事録を記す。

訪問日訪問先面談相手

3月7日（火）

海外電力調査会欧州事務所

井上所長、伊勢副所長、山口研究員

EDF Emannuelle Verger：Senior Vice President Operations Center ほか1名

3月8日（水）

ビジネス・エネルギー・産業戦略省(BEIS)

John Hunter：Commercial & Corporate Finance Advisory

Charles Phillips：Energy Strategy Networks and Markets

National Grid

Matt Magill：Capacity market manager. EMR delivery body

John Prime：Stakeholder & compliance manager EMRD Matt Johnson：Settlement Lead Low Carbon contracts company & electricity settlements company

3月9日（木）EC

Matti Supponen：Policy Co-ordinator,Wholesale markets electricity & Gas

Andras HUJBER：Policy Officer, Wholesale markets electricity & Gas

Coreso Jean-Francois Gahungu : CEO

3月10日（金） ENTSO-EMarco Foresti：Senior Advisor Market, Market Policy Team Lead

Simone Biondi：System Planning Advisor（Ternaからの出向）

3月13日（月） PJM 2名

3月14日（火） NYISO,ISONE大寒波のためキャンセル。面談予定者はKlapp Kenneth（NYISO）、Eric Johnson（ISONE）

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第2節訪問議事録

1. 海外電力調査会欧州事務所

日時：3月7日（火）11：00-12：00

面談相手：

海外電力調査会欧州事務所

井上所長、伊勢副所長、山口研究員

訪問者：

経済産業省安藤課長補佐

IEEJ 工藤、永富

○訪問の趣旨説明

エネ庁では容量メカ二ズムについて昨年9月から本格議論を開始

2017年度末まで容量市場についての基本的な方向性と一部詳細を議論する予定

容量メカニズムの 2020 年度の導入を目指して、システムの議論や、広域機関に運営を任せるための組

織構成について調査中。その中で海外の事例。最新状況を調査。

◯井上所長

欧州事務所として、必ずしも容量市場を詳しく見ているわけではないが、情報の中で追加的に提供でき

るものがあれば、別途お渡しできる。

◯伊勢副所長より説明

欧州の概況

欧州では自由化開始後、アンバンドル、需要家保護の観点化から指令が順次改正

2016年11月末にWinter package、Clean Energy Package、として自由化や再エネ補助に関する

指令案がEUから提示

同指令案では容量市場参加にあたり、一定以下のCO2 原単位を求める内容も提示されている。こ

れについて石炭を多く使っている一部の国からは欧州委員会案を受け入れられないという主張も

ある。

ドイツでは石炭火力が全体の4割であり、これを締め出す法令案は受け入れにくい。BDEW28がポ

ジションペーパーを作成。内容としては、石炭火力を締め出すことに対する異議をまとめている。

ドイツを中心に再エネが大量に入ることで、卸市場のスポット価格が低下。結果としてMWhあた

りで 20 ユーロ程度の水準。このため、火力が卸電力市場で入札して十分な収益を得られる状況に

ない。この点をが欧州電気事業者の共通の課題。

英国のように FIT-CfD や容量市場を導入して経済性を支援している国がある一方で、容量市場を

導入しないで卸市場の上限価格の撤廃することで収益性を確保することを検討する国もある。

EUでも卸市場できわめて高い価格として各市場でMWHあたり9999ユーロが上限値として提案

されており、意見集約しているところ。これについてはEDFも意見を出している。EDFに訪問さ

れるのであればスタンスを聞いても良いのではないか。

ドイツ、北欧を中心として電気料金の半分が再エネ賦課金や公租公課となっている。EUのWinter

packageではDemand Responseを増やすためにすべての国で電気料金においてDynamic Pricing

を希望する需要家にこれを提供するように指導する内容となっている。これについては欧州電事連

28 日本の電事連に相当

72

がポジションペーパーを出している。

欧州委員会の案はリアルタイム価格を想像させる書きぶりだが、欧州電事連は TOU も含めて

Dynamic Pricing として欲しいというスタンスを取っている。一方で、いかなる需要家にも

Dynamic Pricingを“義務付けない”ことを要望している。小売り事業者に電気料金のオプション

を認めるとともに、特定のDynamic Pricingを義務付けるべきでないというのが欧州電事連のポジ

ション。

ドイツの概況

ドイツでは野心的な再エネ目標、GHG削減を掲げている。再エネ目標については、現段階で2020

年の再エネ目標に近いところまで導入が進んでいる。しかし、2015 年時点で。エネルギー効率目

標達成は難しい。

ドイツの賦課金が増加している。一方で石炭火力が多いので今後のGHG 削減が難しい。2020 年

のGHG 削減目標は達成できると見られるが、2030 年目標達成を考えると石炭火力の扱いが問題

になって来る。現段階では、総選挙を控えて雇用にかかる政策についてはどの党も出していないた

め争点となっていないが、秋9月の総選挙後に石炭火力の扱いの議論が出てくると思われる。

石炭については、石炭火力の議論だけでなく、褐炭採掘事業、石炭火力にかかわる雇用としての社

会政策と合わせて議論される。また、信頼度維持との両立で、電力自由化法において方向性が示さ

れている。

容量市場として分散型容量市場を検討されたときもあったが、2015 年 7 月に見送りを決定し、容

量リザーブ（戦略的予備力）で信頼度を維持する方針とした。

電力業界としては容量市場というオプションは捨てきれない。そのため、今年の総選挙、組閣後に

政府に電気事業者から容量市場の導入を働きかける可能性もある。ドイツ電事連のポジションペー

パーでは、欧州委員会の容量市場原単位規制案にも意見を出す予定。

英国の概況

英国では低炭素、供給力確保について政策を強化している。FIT-CFD、集中型の容量市場、更に

CO2排出規制もある。容量市場については既に二回のオークションを終えている。

フランスの概況

オランド政権で、減原子力の政策を出しており、2025 年までに発電量で 5 割まで原子力比率を下

げる方針。

具体的にどう実現するかについては不明確。EDF のポジションとしては電化が進んで消費量が増

えるため、現状の設備容量を維持しても割合としては5割になるというポジション。容量市場につ

いては、分散型の容量市場を導入。

◯質疑

Q：

日本では容量市場については、審議会の中間とりまとめにおいて集中型を目指す方向性を出している。

英国型が最も近い。一方でドイツ等が検討している戦略的予備力は要検討だが、フランス型の分散型は

排除せずと整理。つまり、集中型を軸として分散型を排除しない。

欧州委員会の新たな指令案に対して、フランスの分散型についても欧州委員会から待ったがかかってい

たと認識。英国の集中型容量市場も欧州委員会からオーダーが来て対応していると認識。欧州委員会と

各国の政策のやりとりはどうなっているか。

A：

容量市場に限らず、欧州委員会が出す指令については後出しの対応となっている。各国が関連政策を通

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した後に、欧州委員会から別途オーダーが来ることで各国は対応に苦慮

ドイツの例では、戦略的予備力について2016年7月に電力市場法の中で戦略的予備力に関するルール

を通したが、これも欧州委員会に認められておらず、修正する可能性もあると聞く。

Q：

再エネに関してドイツに学ぶ中では、戦略的予備力への関心もある。ドイツ政府が導入にあたりコンサ

ルペーパーを出しているが、事業者としては戦略的予備力以外の容量市場の導入についてもオプション

として機会をうかがっていると認識。欧州委員会がドイツの戦略的予備力を認めていないこともあり、

これらの政策導入についてドイツでも今後も予断を許さないか

A：

ドイツでは既に大量の再エネが導入されているので、再エネも供給力として考慮しなければ系統安定化

のために困る段階になっている。再エネの余剰時は出力を抑制すればすむが、出力が出ない時間が1年

間に2週間ぐらいある中で供給力をどうするのかという議論がある。電気事業者としては容量市場の導

入を要望している。しかし、政府が認めてくれない。今後容量市場の議論が出てこないとも限らない。

Q：ドイツはPVが多いのか

A：多い。しかし、風力もある

Q：日本はPVが多く入っており、日本でも今後そういった課題はあると思う。

A：ドイツで容量市場が導入しにくいのは、容量市場が既存火力の補助金と捉えられているためであり、

政府として大手電力を助けるように見える政策を取りにくいという事情がある。

Q：日本でも同じ議論があり、容量市場が特定の電源、原子力、石炭を補助するのではないかという指

摘もある。審議会での議論ではそうではないと整理しているが、これらの議論を詳細にフォローしてい

ない事業者にとっては伝えて切れていないところもある。各国ではそのような指摘に対してどう整理、

対応しているのか。例えば、審議会の中間とりまとめでは新設と既設について同じ価格を適応するか否

かという議論もあり、設備投資に対するインセンティブのバランスも議論があるので、そのあたりも調

査したい。

A：ドイツでは戦略的予備力を使うことを考えている。南ドイツには多数の原子力があるので、今後の

脱原発を受けて供給力が足りなくなる可能性がある。事業者は新規のガス火力を作りたがらないが、発

電事業者の代わりにTSOが南ドイツに新規ガス火力を建てる必要があるというペーパーが出された。

しかし、いろんな立場の事業者がいるので、その案が認められるか見通すことは難しい。南部、バイエ

ルン州等は産業など大口需要家が存在しており、彼らは安定のためにガス火力、供給力を求めている

Q：これに関連した政府コンサルテーションペーパー等はあるのか？

A：ロジックとしてはTSOが必要な供給力を認め、誰も新規発電所に投資しないときは戦略的予備力と

してTSOが建設することができるというルールがある。これについてはTSO自身がペーパーを出して

いる。しかし、新規参入者からはこの仕組では市場が歪むというような意見も出ている。

Q：ドイツには日本で言う電源入札のような制度があるのか？

A：入札がなければTSOが自分で建てるという意味では、戦略的予備力は電源入札に近いかもしれない。

Q：戦略的予備力として指定された電源は通常時は卸市場に入れない運用と理解。英国型の集中型容量

市場が日本の想定するものに近いと考えるが、過去の実績からうまくいっているという評価になってい

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るのか？

A：英国については十分フォローできていないところはあるが、新規建設のインセンティブにならない

という報告書がある。

Q：各国、目的、電源構成も違う中で、英国は石炭を減らしてガスを増やす方針と理解。しかし、ほと

んど新規電源が容量を落札できていないのが現在の英国の容量市場の結果と理解。このまま新設に限ら

ず市場を運営するのか。今後のヒアリングでフォローしたい。各国の状況を調べながら日本独自をデザ

インする必要があると考えている。

日本では容量市場は広域機関が実際に運用していくことが考えられるが、英国にはNational Gridがあ

り、費用回収は別途機関を作ってやっている。広域機関の体制、機能の議論が必要になって来る。

A：ドイツでの容量市場の議論では、PJMの例が参照されており、PJMのように市場として不具合が

出てくれば容量市場を等も整備しなければならないことが指摘されている。そのため、容量市場は初期

段階ではルールが簡素だが、複雑になっていくため、結果として最初からワークさせることが難しいと

いうこともドイツの議論では挙げられている。そういったことも戦略的予備力に関するペーパーに記載

されている。ドイツではそういった複雑さがあるのであれば、むしろ既存の卸電力市場に後付して、必

要に応じて政策適用を止めることができる戦略的予備力の方が良いという判断をした。

Q：戦略的予備力は北欧でも導入していると理解。エネ庁の審議会資料にもあったが、2020年を目途に

スウェーデン、ノルウェーあたりは戦略的予備力を止めるという話も聞く。一方でフィンランドは輸入

ポジションなのでオルキルオト3号が運開しても戦略的予備力を維持するという国もある。各国の政府

評価は、政策担当者自身が評価するか、アカデミックが入って議論するのか。その判断のプロセスは？

A：英国流の政策決定プロセスでは、グリーンブック、ホワイトブックとして概要を発表し関係者から

意見をもらい政策形成をしていく。この姿はドイツではまだ洗練されていない。ドイツでは最初から結

論が導き出しやすいような内容のグリーンブックを出しているように見える。例えば、容量市場を導入

すると電気料金が上がる可能性があるという提示があると、それに対してNoという声が多数出るのは

目に見えているので、政策形成プロセスとして本来あるべき姿なのかという疑問はある。

C：新しい政策の模索で完成事例がない中で、事業者が市場の状況に知見を有することが、専門性があ

ると考えるのか、政府の中に市場、制度に対する専門性があると考えるのか。日本の議論でも重要かも

しれない。

C：日本の議論について容量市場を集中型に絞るまでに時間が短かったように見えた。

ドイツや英国ではグリーンブック、ホワイトブックをまとめる前に大学やコンサルに政府が委託調査を

出し、電気事業者も大学に調査させてペーパーをまとめている。時間をかけている。

Q：システム改革のアクションプラン、スケジュールから逆算してやっているのではないか。そのため

意思決定の時間が短いように見えているのではないか。

A：日本では専門家が限られている。欧州では自由化の歴史が長いので、自由化前は専門家が限られて

いたが、現在はコンサルタント業も増えている。これらの積み上げで政策決定ができると思う。

A：日本では、専門的知見があるのはエネ研、電中研ぐらいか。大学は層が薄い。このため欧米と同じ

政策形成プロセス手法を取ることは難しい

Q：大手と新規事業者の利害が違う点は日本でも議論がある。大手事業者と政府が密に議論して政策形

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成を進めているとそれも指定される。一方で新規事業者に政策形成能力があるのかという点では、そも

そも制度に対する新規事業者の理解度がどうかという議論がある。この状況下では制度設計、合意形成

が難しい。

A：東大の萩原先生いわく、米国は専門家の意見を入れながら政策形成する素地があると聞いている。

欧州は政府主導の面が強い。これは、欧州ではエネルギー問題＝政治ためと理解。結果として政治家な

ど、エネルギーの専門家でない人が基本的な政策を決めているところがある。

A：容量市場の議論が拙速に見えるという印象ということだが、まさに２０２０年までに電力システム

改革の第3ステップという時に、ベースロード市場、非化石市場という政策も含めてパッケージとして

走らせることから逆算して、2017年度ごろから詳細に議論しなければならない状況。拙速の反面、一

方で議論が遅いのと専門家の先生からも言われている。PJMの用に仕組みが複雑化してしまうことも

含めて、戻れるところまでの制度を考えるという切り替えも考えている。容量市場の議論は2013年度

の専門委員会出てきている中で、背景で議論してきているが、本格的な議論は昨年度から開始している。

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2. EDF

日時：3月7日（火）15：30-17：30

面談相手：

Emannuelle Verger：Senior Vice President Operations Center。ほか1名

訪問者：




◯日本の政策の概要紹介

Q：日本のFITは収入固定か？価格固定か？

A：価格固定。

◯質疑

1. フランス容量市場のコンセプト：

フランスの電力市場の前提として、卸電力市場のスポット市場がある。スポット市場は電源のマージナ

ルコストで価格が決定する。マージナルコストとは特定時間に最も高いコストの電源の変動費。

スポット市場の課題は価格が最も高いピーク時に、燃料費を超えるような価格が発生し電源の経済性が

見えない点。それも含めて、今回の訪問のテーマは容量市場に関するものと理解。

容量市場に関する課題は、現状の卸市場では十分な収益が保証されていない点がある。フランスでは需

要量が多い時期は冬にあたるが、冬の一週間の期間では気温が 1度下がるごとに需要が2.5GW増加す

る感度を持っている。この感度は徐々に減少してきているが高い。寒波が来るときには、卸市場での経

済性が見えず、結果として利用可能な電源を失うことがリスク。

2. 必要容量想定：

フランス政府、RTE の容量市場は平時での容量確保を目指す市場。厳しい寒波に耐えうるものとして

10年間に 1年の状況を加味している。必要容量の評価指標は 1年の中での厳しい需要状況に 3時間に

耐えうることとしてLOLEで3時間／年となる。つまり10年の中では30時間の需給に耐えうるとい

う確率で判断。

フランスの容量市場は今年から開始で分散型容量市場として 2017 年に初めての運用を開始。容量市場

での調達目標は、一日の平均気温で-3℃の時が数日続いた状況で需給が耐えうる容量を設定。これが10

年に 1 回の寒波の対応に相当。具体的な容量としては 100GWが必要になる計算。2012 年の厳寒で最

高需要として102GWの需要が出たことを背景としている。

3. 国外容量の想定：

隣国はフランス国内よりも気温感度が低いので、隣国からの輸入に期待する量として7-10GWを想定。

今年は容量市場初年度であり、完璧な制度はないという前提の下で、今回の市場では7GWを輸入分と

想定。

このほかにアンシラリーサービスとして求める分が3GWあるため、想定の最大需要100GWから輸入

分7GWを引き、アンシラリーサービス分3GWを足したものが容量市場において認証する量になる。

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これらの詳細については配布したRTEの資料があり、これはネットからアクセスできる。

4. フランス容量市場の流れ：

高需要の時の緩和策としてフランスは発電部門、小売供給部門が自由化されて競争環境にあり多様な参

加者がいる。各事業者に対して容量認証が必要になる。容量は各設備のAvailabilityに応じたもの。フ

ランスの場合は冬季に需要が大きいため重要。

事業者は供給量に応じた容量を購入する必要があるため、小売供給者は容量市場から認証された容量を

買う。市場を通じて供給者から発電事業者にお金が流れる仕組み。

小売供給者は最終消費者に直接ではなく信頼度分も含めてトータルで料金を請求。市場の活用という意

味でも容量市場は補助金の仕組みではないと理解。市場を経由して発電部門に最終供給者からお金が流

れる仕組み。つまり、小売事業者はkWhを買うとともに発電設備に必要なkWを買うイメージ。

RTE では最も寒い日の需要を測定。暖かい日、寒波がない日に消費量データを収集し容量市場で想定

する平均気温-3℃の時にどの程度の需要が出るかを推計。気温の感度を直近で測定し、それを当てはめ

て-3℃時の需要を推計。それらを経て容量の認証の量が決まる。

発電サイドでは、発電できる認証を取る必要がある。最も寒い日に運転できることが重要であり、その

時の効率性を見ている。RTEがEDFのAvailabilityをチェック。

◯事前送付質問に対する詳細について。

稀頻度リスクとして原子力の停止に関する事項がある。フランスの容量市場はそれのリスクに対応する

ものではない。容量市場の必要容量は十分な容量があるかどうかで設計されている。100GW に対応で

きるかどうか。

原子力の大規模リスクが起きたときには、容量市場はそれに対する解を持たない。EDFは62GWの原

子力を持っているが、何らかの原子力のリスクが発生したら電力消費量をカットするしかないと考える。

そうならないように努力する。

トータルで 1MW以上の発電設備（DRも含む）は容量市場に参加しなければならない。DRは発電事

業者として利用する場合と、小売事業者としてDRを利用することで消費量が減り、容量のObligation

を減らす使い方がありうる。

発電所のリスク評価については、各ユニットの停止計画の詳細なスケジュールを考慮。評価に当たり寒

い日の停止日数と、どれぐらい止まることになるかを推計。対象となるのは冬季の12、1、2月が中心。

それを踏まえて発電設備毎に割り引いたものを報告。つまり、各設備のフル容量ではない。

新設が必要な時に市場が複雑になる場合は容量市場の必要性に鑑みて、新設が必要な時に実現できるか

ということを判断基準とする。このためには適宜市場を変えることで対応することもある。現在の設計

では1年のDeliverに対して、適用される容量も2018、2019で変わり価格も異なる。

容量市場のコンセプトは、消費者が適切な需給維持のために必要な分の容量について支払うこと。需給

上、新設の必要がなければ容量価格はゼロ。その結果、発電所が閉められることで需給が変わり、消費

者は需給安定上、必要な価格を支払うことになる。

容量供給の4年前から認証。2020年に対象となる分は、2017年からオークションを始める。現在は市

場の転換期だが、容量市場の開設のタイミングは新設の発電所として CCGT 等の相対的に建設期間が

短い発電所の運開が間に合う期間を想定。その後、2番目、3番目と毎年オークションがあり、Delivery

の年が近づく。2 年前のタイミングになると小売事業者にとっては誰がどの程度電力を消費するかが見

えてくる。結果として必要容量が見える。余った分は連系事業者に戻る。

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Q：容量市場の運営者は？

A：市場の運営者はEPEX。ルールはRTEが作成。市場運用にかかるロジはEPEXが担う。

Q：フランスでは小売事業者に容量確保義務がある。英国は集中型の容量市場で容量の調達者はシング

ルバイヤーであるNational Grid。フランスは多数のバイヤーがいるのか？

A：そうなる。最終的なバイヤーは消費者。つまり最終供給者が容量を認証して調達し、費用は消費者

に転嫁される。英国の方式では容量市場によって消費者から税的に費用を回収することになるが。フラ

ンスの分散型であれば、購入者も多数であり税的な方式ではなく、市場そのものになる。しかし、容量

市場の価格によって十分な収入が得られ、新設につながるかが課題。このため、新設を検討する事業者

と系統運用者が、7年間に渡り保証価格で締結する特別契約を検討中。この仕組みは検討中であり、ま

だ実施していない。追加的な仕組みも容量市場に加えて考えている。しかし、現状は需給面で余剰と判

断。需給が改善される過程で変動費が最も高いものが閉鎖され、新設が進むと期待。

Q：その特別契約の必要性をどういう理由で決めるのか？

A：ECの需給評価に依る。まずは需給面を判断した上で、特別契約の必要性をフランス政府が決定し、

それをECが認証するのではないか

C：個人的な見解だが、英国のメカニズムは、フランスよりもシンプルかつ効率的ではないかと考えて

いる。フランスの仕組みは価格の決定に課題を抱えている。つまり、決まった価格が適切なものかどう

かの評価が難しいのではないか。

Q：フランスが分散型を選んだ理由は？

A：理論的な議論から決めている。どのような市場あれ、市場である限り需給が合えば価格が決まるが、

誰も適切な価格は予見できない。英国のモデルでは必要容量等について、運用の段階で何らかのミスを

犯すかもしれない。フランスのモデルでは、市場を通じた価格の決定によりネットワークに必要なレベ

ルが見える。日本にはOCCTOがあるが、フランスのRTEは発電事業者、小売事業者それぞれから完

全に独立しているので容量認証する主体として適切。もし、RTEが容量設定でミスすることがあると

して、他に誰ができるのか？市場の設計をFixしても、そういったミスは発生しうる。

供給者が容量提供を実行できないときには罰を受けるが、実際どうなっていくかはよく見えない。1年

の分のオークションについて18回のオークションをやるので、非常に複雑になる。29

Q：フランスでは価格操作の可能性はないのか？

A：フランスでは大手事業者であるEDFが規制の状況も知っているし、需給状況も分かっているが、

市場操作を避けるようにしている。

また、価格操作によるペナルティが非常に高い。収入ベースで最大10％に相当する高いペナルティが課

せられる。一方で、価格操作の有無やその判定は分散型市場であることの難しさの一つでもあると理解。

系統連系混雑は容量市場の評価では無視、設備が地理的にどこにあろうと認証容量は同一。系統の課題

についてはRTEが送電投資を進めているので、徐々に問題は解消されているのではないかと見ている

◯質問票について順に確認。

１．稀頻度リスク：容量市場の対象外。容量市場は平時のリスクのみをカバー。

29 EPEX Spotにおける容量オークションは年18回を予定している。

http://static.epexspot.com/document/36460/Workshop%20Capacity%20Market%2017.11.2016.pdf

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２．参加要件：参加要件として設備をDRを含めて合計で1MW以上の設備保有者は強制参加。

４．小売事業者の負担：

消費者が最終的に支払い。容量の調達を行う供給者はインボイスを作るのみ。容量の価格が明示されて

いるかどうかは契約による。

Q：契約の項目表記にかかる政府ガイドラインはないのか？→A：ない

エネルギー消費量に対する支払いがある一方で、大きなkWを使用する需要家がいる時に最大需要ベー

スの契約にすべきだが、消費者にとってはkWhとkWの支払いが分かれるとわかりにくい。

容量市場の価格等はすべて Web で公表される。現在は取引が進んでいるところであり、オークション

を2016年12月からやっているための取引があるが、先渡し取引はまだ終わっていないので確定した価

格はない。

容量市場は契約期間が長く、発電者は支払いを求める。一方で小売供給者は2年後に支払いたい。結果

として、オークションまでの期間を含めて支払時期について最大で7年のギャップが発生するため、双

方に契約のリスクがある。これは、最終的な使用量の認証が容量Delivery の 2 年後になるので、実際

のDelivery の時点とギャップがあるため。最終消費者は、Delivery の年に容量相当額を支払うことに

なり、容量分とkWh分を支払う。結果として容量市場の最初のオークションから7年後に支払いが完

了することになり、この間の時間がギャップとしてキャッシュ面での課題となる。

Delivery後に2年という時間は消費量の確定に時間がかかるため、どうしてもこの程度の時間を要する。

それぞれのオークションで取引が発生する。発電所には建設時に資金を支払う必要があるが、先述の通

りその時点で消費者からのお金が集まっていない。このギャップを埋めて運用する必要があり、そのギ

ャップを解消することがEPEXが容量市場を運営する理由になる。彼らは資金面でのリスクを取れる。

容量市場は相対も含めてオープンになっている。しかし、費用回収については Delivery 年の間で初め

てお金を回収することになり、最終的な確定はその2年後になる。この長い期間の中では価格の推移が

問題になる。毎年価格が変わっていく中で、どう判断するか。

６．市場支配力の軽減措置：

EDFへの容量開放の圧力はない。フランスでは規制機関が厳しく、EDFも市場操作のチェックを厳し

く受けている。

EDFは規制機関からの質問等も含めてすべて透明にしている。例えばEDFの情報端末について規制機

関は事業者の設備にアクセスが可能な上、使うこともできる。効率的な仕組みと考える。

価格操作についての高いペナルティも効果がある。先述の通り収入の10%という高いレベルのペナルテ

ィは不正を妨げることに寄与している。

９．電源の特性を踏まえた評価：

電源の特性、停止について、例えば今回の原子力の停止のようなものは考慮していない。一方で、容量

認証が十分でない点について疑念は持っている。

設備に対して積極的に高い容量を認証することは、結果として市場操作につながる。市場操作にかかる

リスクを最小化するように検討。容量の計算時にはアセット毎に、停止計画を考慮し重要性を評価して

いる。地理的な要素は加味しない。つまり、系統混雑はないものとする。

Q：原子力に対してどう評価するか、また、国境外の容量は検討中か？

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A：フランスの容量市場ではFITによる再エネも容量市場に参加可能。しかし、再エネの容量は測定日

の出力から割り引く。

1月であれば発電するかもしれないが、測定日の値に対して風力は30%、水力は50%、PVは70%を割

引。一方で、発電時間を選べる発電設備はフル容量を認証できる。再エネは古くは固定価格でシングル

バイヤーであったが、新しい仕組みでは購入が約束される市場が異なり固定価格で卸市場に投入される。

その時は事業者の予測発電量に基づいて、発電事業者が市場に投入する点がシングルバイヤーとは違う。

１２．他制度との整合性：

エネルギーとkWのセットでの購入はARENHだけの特別な仕組み。

ARENHの現在の価格は両者をセットで 42ユーロ/MWh。この仕組みは事業者にとっては便利ではな

いとは思うが、そもそもの ARENH のアイデアが、小売事業者が原子力にアクセスする権利を保障す

るものであり、そのため、エネルギーもkWもセットとする発想。

１３．実効性確保のための仕組み（発電設備要件とペナルティ）：

容量市場参加に特別な要件はない。アグリゲートも含めて1MW以上の設備が対象。アグリゲートする

際の設備の個別のサイズは関係ない。DRもOK。

容量として小さいものになると思う。RTEが設備のAvailabilityをチェックできる権利があり、発電毎

に詳細なメーターを用いて情報を取得。

DRは、実行可能性の担保のために実施テストを1年に3回実施。

Q：フランスの容量市場の最大の課題は？

A：公正な価格が難しい。発電、小売、消費者、すべてにとって公平な価格を示すことは難しい。必要

な容量の見通しも課題。過剰に予測してしまうと容量が売れない。

今年の1月に2週間にわたり平均気温が‐2℃の時期があり。非常にタイトな需給となった。もう1度

気温が低ければ、需給バランスの維持に失敗していたかもしれない。容量市場には過剰予測の課題があ

る。必要容量の計算は発電所停止という意味で今回のASNによる原子力の停止命令も他と同様に含む。

もちろん今回のことを踏まえて原子力について認証容量を減らしてもよいが、容量市場の対象が長い期

間の場合もあり、一貫性が課題。

また、寒いが厳寒ではない日も需給維持も考慮しなければならないかもしれない。今年のデータでは厳

寒ではないが需要が94GWまで上昇した。結果としてすべてのユニットを動かしてやり過ごした。

容量メカニズムは非常に複雑。効率的な設計は難しく、都度見直しが必要。

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3. 英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）

日時：3月8日（水）10：30-12：30

面談相手：

John Hunter：Commercial & Corporate Finance Advisory（Capacity market、火力発電を担当

Charles Phillips：Energy Strategy Networks and Markets （Capacity marketをとりまとめ）

訪問者：




◯質疑

EMRとして考えている政策の柱はFIT-CfDと容量市場であり、これらの違いを分けて議論したい。

FIT-CfDは再エネ・原子力支援という位置づけであり容量市場とは目的が異なる。このため、FIT-CfD

で支援される再エネ・原子力は容量市場の対象外となる。ただし、FIT-CfDの対象とならない既設の原

子力は容量市場に含まれる。

１．稀頻度リスク

容量市場は緊急時に対応する制度設計ではない。テロなどのリスクも対象外。

需要が増加する厳寒時期の判断については、過去の30年の需要、天候実績を踏まえて分析。

容量市場ではNational Gridは緊急時や連系線の異常などの事態は加味しない。一方で厳寒時期の想定

は含む（5年に一度の厳冬）。その他大規模災害などは、容量市場とは別の政策で対応。

容量市場における必要容量を計算するにあたっては、1年の平均で 3時間のLOLE30が発生することを

前提とした信頼度基準から必要容量を計算している。一方で緊急時対応はNational Gridが責任を持っ

て対応する。

必要容量は、National Gridが計算、提案し、政府が認証する。3時間のLOLEが達成できる容量とし

て容量市場の募集容量が決まる。National Gridのこの議論には外部の専門家、大学などが参加する。

3時間のLOLEで最大の募集容量を考えるが、National Gridはリスクをヘッジする対策も取る。この

ためにどの程度の容量を見るべきか検討している。

現在は過剰に容量を確保しないように。経済性への影響を加味して LOLE のレベル感をセットしてい

る。31 3時間のLOLEがどのような方法論で計算されているかは別途報告書として示されている。

政策としては法律で容量市場の“プロセス”が規定されているが、長期的な基準や必要容量は毎年変わ

る。また、産業界においては需要に対して感度分析をやることが法律で規定されている。

２． Eligibility：参加者の適格性

容量市場では事前適正審査が義務となっている。オークションの開催はDeliverから4年前。

事前適正審査後はOptoutで退出可能、つまり事業者にとっては選択肢がある。

市場操作についてOfgemがチェックする。高い価格でビッドを出しながらOptoutで市場から退出する

ことが理屈上可能であるため、そのような行為はOfgemの監視対象になりうる。

30LOLE（（Loss-of-Load Expectation）：1年間において供給力不足が発生する時間の期待値。単位は時間

／年（参照：調整力及び需給バランス評価等に関する委員会資料） 31 National GridのElectricity Capacity Reportが該当

82

事前適正審査後は容量市場の運用に残り容量市場に参加することになる。ここでOptout か否かで参加

者について区別がある。市場のクローズ時の容量の調達量は、容量市場外の容量を加味して修正される。

この時、市場操作を回避するためには容量を減らすこともありうる。

BEIS はこれらの判断をしなければならない。一方で企業が容量市場に参加し、取引に合意したら、そ

の先に誰がどのようにトレードできるかは民民の個別契約による。つまり、事前適正審査において、容

量が認証されるので、Deliveryされる年に必要容量に到達していない事業者にとっては、民民での個別

取引が適宜発生することはありうる。

Q：市場操作に対して、チェックをする、その背景、手法は？

A：価格がどうなるかがポイント。既存設備に対しては価格キャップとして25ポンド/kWを設置。水

準としては既存プラントにも十分ではないかもしれない。また、設備の改修に対してどう報いるかや長

期契約の課題もある。既存設備に対しても高い容量価格を求める事業者の要望はわかるが、これについ

て不当な契約になっていないかOfgemが詳細チェックする。

Q：Ofgemが多様な情報を持って価格決定に関する情報を持ち、判断するのか？

A：Ofgemは能動的に調査しており、入札行動、企業行動に疑念を持てば、事業者をチェックする体制

となっている。Ofgemは大きな権力を持っている。BEISも容量市場の結果として企業の情報を持って

いるが、契約の詳細情報は持っていない。Ofgemはそういった個別契約情報も閲覧できる権限がある。

３． Bilateral contracts：相対取引

容量市場の参加には事前適正審査が必要でOptoutは認められる。Optoutのタイミングは4年前のオー

クションがあり、1年前に実施される少量のオークションのタイミングもありうる。

4年前にオークションに参加した施設が閉鎖した場合は、追加調達のために1年前オークションに別途

参加することがありうる。しかし、1 年前のオークションでは取引量が少ないので、取引できないリス

クがある。

英国の小売事業者は、発電部門への参加にも関心がある。小売り供給は容量市場に対する認識と議論を

するにあたり、制度の簡潔さと市場の透明性が重要と主張。

小売事業者にはそれぞれの事業者のピーク需要に対して適切な容量配分をどうするかの議論もある。政

府はピーク需要のデータを確認し、調達容量に対してピーク需要に照らしてシンプルにチャージ。供給

者別のピーク需要のシェアによって各供給者に容量相当分の負担が配分される。このためピークカット

の Demand Response の促進や、スマートメーターを利用したサービスの活用につながると考える。

TOUなどもその一部。

容量市場の初期段階の提案では、複数のピーク需要にどう対応するかという議論があった。ピーク需要

は複数あり、冬の夕方ピーク需要対応、冬季平日夕方の需要対応等がありうる。これらについて冬が本

格化する11月頃から準備し、月曜から金曜の夕方の需要を想定した上で、午後4時から午後7時の需

要を予測して小売事業者にチャージするシェアを決定している。

小売事業者の容量市場での相対は考慮していない。フランスは分散型でありその仕組みあるが、これは

フランスでは小売り事業者に供給力確保義務があるので、そのような仕組みと理解。

Q：市場操作の判断にあたり間違った情報があるときはどうなるのか？

A：Ofgemが市場操作を判断し、偽の情報を出したことが明らかになった場合将来の市場参加ができな

いなどの厳しいペナルティがある。

Q：相対取引に関する議論はあるか？日本では PJM のように容量市場外での取引等の例外を検討すべ

きという議論がある。

83

A：英国ではその点を気にする議論はない。日本で論点になっているのは了解。英国と日本では取引の

構造が違う。英国では電力調達の構造が複雑で、長期契約と短期契約が入り混じる構造になっている点

がある。

Q：小売りと発電で調達容量についてDemand Responseも含めて分担しているのは興味深い。政府に

類する組織がなんらかの推計をして市場規模を考えると思うが、そのような情報が市場で価格を決定す

る時の参考になるのではないか。フランスでは分散型市場で決まる容量価格に対する懸念があると聞い

た。各参加者が価格に対する責任を持つ必要があるが、需要の予測によって影響を受ける。英国は政府、

もしくは関連組織が需要予測に責任を持ち情報をすべての需要家に出していくと理解。

A：需要予測が価格に対する影響を与えるという趣旨は理解するが、価格は市場が決めるものと考える。

英国政府内部では議論はあるが、英国はフランスのシステムとは違う。英国では政府、Ofgem、National

Gridという構成で容量市場を運営している。政府が法を作るが、この法律は毎年は変わらないし基礎的

なものは変わらない。Ofgemが管轄する規制は法規制とルールに分かれる。ルールはOfgemが所管す

る。これは法よりは低いレベルだが市場参加者にとっては重要であり、必要に応じて毎年ルールを変え

る。そして、National Gridが市場を運用する構造。

Q：容量市場導入前では相対取引があったのではないか、そこではkW価値の取引があったか。容量市

場導入後は、kWh ベースは既存契約に引き継がれ、kW 分は容量市場に参加するという整理でよいの

か？容量市場の導入によって現状の相対取引が変わったということでよいのか

A：基礎的な考え方としてkWは容量市場で賄われるもので、kWhは契約ベースで賄われるものと整理

している。容量市場がない時はkWを契約でカバーしつつ、実際の収益の大半はkWhでの収益で賄わ

れる。このため、kWの適切な価格が分からなかった。小売事業者にとっては多様な契約がありうるが、

それは政府が関与する契約ではない。あくまでも民間市場で決定される契約になる。容量市場の導入前

ではkWに対する価格、認識が十分ではなかったと考えている。

４．エリアを越えた容量：

英国以外の国の容量市場に対してアプローチする仕組みは、英国容量市場にはない。容量市場のオリジ

ナルデザインでは、Great Britainを一つの市場単位と考えている。

英国容量市場でゾーン別は市場は考えていない。エリア間での送電線の物理的な制約はありうる。例え

ば、スコットランドとイングランドの連系はあるが、改善点としては技術的な制約と整理。また、ゾー

ン別の価格シグナルは、託送料金で反映されており発電投資もそれによって促される考え方。しかし、

将来的な可能性として、何らかの制約があれば容量市場もゾーン別も考えるが、基本的には1つの市場。

National Gridの国際連系については、連系線に対して連系線取引のポジションを持っているかどうか

による。National Gridは国内の送電線を独占する事業者であるため、容量市場の運用とは切り分けて

いる。域外供給力は、連系線取引の市場化により特定化困難であるため、連系線容量自体の容量市場取

引と連系線容量の運用は分けて考えている。しかし、National Gridが国際連系を使うことで容量市場

に影響を及ぼすことはありうる。

容量市場での国際連系分の評価について、原則としてECが考えるような理想的な世界では国外の特定

電源であっても同国の容量市場に参加できるということは理解できる。これは理想的だが、実現不可能。

各国での市場、制度の違いが大きい。英国では Brexit という論点は除いても、各国で規制の考え方も

異なる。具体的にはスコットランドで容量の提供に失敗したらどのようにペナルティをかけるか、英国

政府は理解しているが、では、他の国の容量に対してどうペナルティをかけうることになるのかといっ

た点が難しい。

最終供給を海外の設備から受けることもあるため、結果として容量市場で何らかの形で関与し、影響を

84

及ぼすことはある。そのため英国では国際連系もResourceと考えて容量市場で認めている。フランス、

ベルギーも何らかの形で、英国市場への参加を許容しているが、現在は国際連系の容量は抑えられてい

る。現段階で容量市場への一定の参加はあるが、これからどのレベルで連系線の容量を認めるのかとい

う議論もある。例えば、連系線の物理的容量として1.5GWがあり、技術的に提供可能なレベルが1.3GW

と評価しても、実際に国際連系を流れるかどうかは、両国の卸市場の価格差の状況にもよるため複雑。

国際連系線のDe-ratingとして国際連系のピーク時の供給力をどう評価するかという点では卸市場の価

格差の予測も含めて、貢献度を考えることはある。結果として期待できる容量は小さい。

フランスはGB市場に対して関心がある。例えば昨冬フランスは卸市場価格が低くフランスからGBへ

の潮流になったが、今冬はフランスで原子力の問題があり逆の潮流になった。潮流は卸市場の価格シグ

ナルに影響を受ける。また、価格がスパイクになれば流れも変わる、だからこそ安定供給も市場が運用

すべき。

英国、フランス間ではピーク時はフランスからGBの潮流だが、何らかの理由でこれが逆になった時に、

結果として期待量がOffsetされてしまう。

Q：容量市場において系統制約の影響はないと考えていいのか？

A：制約はマイナーと理解。

５．小売事業者の支払い：

冬のピークに沿って割り当てが決まる。先述の通り

６．新設と既設：

現在の容量価格は新設には低いのではないかという指摘もある。なぜ価格が低いのかという点について

は、需給から見て新設が必要な状況になっていないと理解。

新設が必要となる時に市場のメカニズムが果たして十分に機能しているかが、政府にとっての課題。

Deliveryの4年前のオークション時点で課題があり、例えば2020年時点での需要にマッチしないとき

には、その後の3回のマーケットでどの程度容量が落札されていくのか、全体として容量を満たしうる

のか見ている。

仮に新設が求められる時に設備としてCCGTは向いている。昨年12月のオークションでは3.4GWの

新設があった、しかし設備としては十分でないと考えている。新設のCCGTとしながら、実際はOCGT

等他とのミックスであった。また、Demand Responseや蓄電池も容量として落札された。容量市場に

よってDRや電池など新たなResourceに対する投資を促しているように見える点は興味深い。

価格の設定について批判はあるが、大半が政治的なもの。ガス火力にとっても価格が十分でないので新

設と既設を分けろという議論。原則としては、多様な可能性がある方が Fair な価格になると考える。

つまり、価格は低い方が競争的で良いはずであり、これをあえて何らかの形で分けることは困難。その

時の政府としての判断が難しい、新設にどの程度容量を割当るのか、多すぎるのか少なすぎるの等の議

論が出てくることが予想される。現行制度では市場が新設の容量を決める。

Q：日本でも同じ議論がある。原則として、新設と既設で同じ価格であれば、新設にとっては十分でな

いかもしれないが、既設には払いすぎかもしれない。

A：英国容量市場はPay as Clearとしてマージナルな価格で決まり。これが全体に適用される。確かに

一部の設備についてはFree Moneyと受け止められるかもしれない。大学などアカデミアは複雑な市場

を好むが、仮にPay as bidとなると市場操作の可能性が生じる。つまり、Bid時に全体として必要なコ

85

ストを積んで価格をつりあげていくリスクがある。日々理解を新たにし、他国の市場の動向も見ている

が、現時点ではPay as Clearがベストと思っている。これに対する大学等の批判Paperを見るのは楽

しみ。いずれにしても政治的には課題。過剰な設備建設は卸価格を下げるため結果として既存発電所も

卸市場で収益を失うかもしれない。これらを加味して既設にはプライスキャップを設定。

７．市場影響力：

既設にはプライスキャップがある。影響力行使はOfgemがルールを設定。

英国ではビッグ 6 と呼ばれる大手事業者がいるが、Ofgem のチェックを受けることは彼らにとっては

評判リスクとなる。一方で評判リスクの少ない小規模事業者では価格を操作する力はない。理論的にも

十分な体制と考える。

８． Evaluation：評価

容量認証は設備毎に De-rating している。基礎的には、どの程度容量が貢献できるかがポイント。

Nameplateからどの程度割り引くか、例えば、メンテナンスの期間などを考慮する。

認証される容量の計算はNational Gridの計算方法に沿って容易に計算できる。しかし、国際連系線の

評価は多様な要素があるため難しい。

Deratingにあたっては過去の運転実績などの情報や技術的な要素以外に、将来の話も加味する。新設で

新たな技術として蓄電池などが想定されるときに、容量提供の持続時間が 30 分程度が限度であるとす

れば、どう評価するのか。例えば、電池の出力が 2WM があっても 30 分しか持続しなければ、1 時間

需要には2MWはすべてを信用できない。個別に技術的なクラスを作って評価。

カテゴリー別にDe-rating Factorがある。CCGTはNameplateから一定の％を割り引かれる。そこで

新設と既設とも区別することができる。この調整係数は個別の発電所毎に設定していることはない。あ

くまでも技術別に見ている。また、National Gridが毎年Deratingを実施。その際には過去の 7年の

運転情報を加味する。新技術は 7年分の情報がないので、National Gridが別途Deratingを計算する

が、この時政府が国際連系線や電池などの情報を想定、セットしNational Gridがそれにもとづいて試

算する。

９．制度の一貫性：

容量市場に対するよくある批判は発電設備に対するW 補助金ではないか、FIT-CfDとの関係は？とい

う指摘。これらの関係については FIT-CfD で認証された電源は容量市場に参加できず、その逆もある

のでこれは整理される。

政府補助金ではないかという話は、FIT-CfD 支援の再エネについては長期契約であるが CfD による補

助が止まった時には再エネのコストが下がり、さらにこの電源が容量市場の対象になった時にDerating

をどうするのかという指摘はある。再エネは不安定なので容量としてゼロなのかという議論。今はこの

問題はないが、将来的に問題になると理解。

市場参加のための必要条件について、National Gridは周波数安定化の責任も担っており、複雑なルー

ルがある。ある契約は容量市場に参加できるが、他はできないなどもあり複雑。しかし、バランシング

市場と容量市場に同時に参加する人が多数いるのはマイナーな状況と理解。

Q：日本では新たな市場として非化石市場なども検討している、政府は新規参入者の競争性をどう見て

いるかがポイント。新たな市場の追加は複雑になる。

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A：複雑なシステムの中でも政府としてはDR等の新たな技術に興味がある。将来のスマートシステム

やDRでピーク需要を管理する、そのためには新たな市場でサポートする必要がある。DR向けの小さ

なBaby市場をつくるといった形で支援することはある。現在は小規模な事業者が容量市場でレシプロ

エンジンで入札しているが、大規模な発電設備が必要ではない状況といえる。これは、PVが大量にあ

るので、容量市場ではレシプロエンジン分を売ることになり、エネルギー効率性、環境性で問題になっ

ている。

１０．容量市場の参加要件：

容量市場の要件としては、アグリゲートできないような閾値として小さすぎる設備は切っている。認証

は別であり、新設と既設は別のプロセス。新設は実績がないので注意深く事業者の財政、建設状況など

を確認。既設は過去の運転情報等から判断できる。これらを確認するのはNational Grid。また、認証

のためにテストを実施する仕組みがある。

ペナルティは興味深い論点、2種類ある。今後4年に新しく設備を作るとする。この時にハイレベルの

ペナルティがかかりうる。容量市場において Delivery 年で必要容量を供給させることになるが、新設

の設備を建設できなくい場合需給がタイトになるため、卸市場の価格が上がり、当該事業者にとっては

追加的な容量調達にかかるコストが上がっているため、容量市場において追加的なペナルティをかけな

くても事業者の負担増にはなっている。現行の制度においてはあまりに多数の参加者がいるわけでもな

いので、適切なペナルティがあれば市場ベースで運用は続く。

4年前に容量市場を作ったときとは、世界が変わってきている。2013年当時は金融面で低金利であり新

設投資にかかる資金調達が容易であったが現在は新設が厳しくなってきている。金融側でも余裕がなく

なり、ペナルティを受け入れられなくなってきている。

英国の制度の特徴は、2016年オークションの結果 2020年にDeliveryとなるが、この時に法が変わっ

ていると、それに対応することになり、時間のかかるプロセスになっている。

DRの実施能力はテストしており、システムストレスに対して条件を満たさない場合ナルティがある。

National Gridがシステム運用者として、システムの運用面でやむを得ず発電を止めることがありうる

が、その時には自動的に容量市場でのペナルティにもなってしまう。その場合はNational Gridの処理

システムで処理されることになる。

１１． Timeline：時間軸

Deliveryの4年前から実施。この期間は多数の要素を鑑みた上でバランスが良いと判断。ある程度需要

が予測でき、CCGTの新設が間に合うタイミング。

この中で、オークションがはじまり、投資家が資金を集めてというスケジュールにはまる。新設はガス

火力が主と認識。市場の構造にあっている。揚水のような大規模設備には時間が合わない。また、需要

の不確実性のバランスで。1年前の実施ではDR等で翌年の段階で需要が変わる余地も少なく、需要面

での柔軟性もなくなってしまう。

FIT-CfDは政府の仕組みであり、既存契約における差金決済とは整理が必要。

容量市場の契約期間は 1年間で毎年ローリングする仕組み。新設については特定期間として 15年も許

容する。これに対する批判は、まず対象が新設発電であり、かつDR等が対象ではないこと。新設は多

額のCAPEXが必要になるので長期契約もオプションとする整理だが、投資のニーズとしてDRはどう

扱うのかという視点もある。

新設の15年契約オプションについては産業界と長い議論があり、長い方がいいか、例えば10年と短い

方がいいか議論した。また、金融事業者にとって魅力的な期間の長さを取る必要がある。15年は金融的

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にも最適な長さと理解。バランスの判断が必要。期間が長すぎるとロックインする。例えば、電池など

が安くなってきている時に特定のResourceがロックインすることには課題もある。

１２．追加コスト：

再エネの間欠性について、再エネの増加の意味で容量市場がこれに対応するわけではなく、kWh の支

払いの中での議論となる。

ベースロード電源でも柔軟に運転を止めることもできるが、結果として負荷率が下がる。それによって

エネルギーの支払い額が代わり、市場価格も変わる。再エネが増えると価格が下がり、負荷率が下がる

ことでミッシングマネー問題が発生する。容量市場自身は再エネの間欠性にかかるこれらの問題に直接

的には対応しないが、ミッシングマネー問題の対処としては間接的に効く。

Q：日本で容量市場の議論をしているが、再エネの変動が系統負荷になる。再エネ事業者が自分で賄う

べしという議論がある。

A：英国容量市場はこれに対応しない。託送料金等でチャージされることになる。全体のシステムコス

トの話になる。システムチャージは過去の分が反映されることになる。チャージについてはOfgemが

レポートしており、逐次変更することをアナウンスしている。系統先の設備への対応として小規模設備

の考え方が重要。容量市場ではこれらの影響を無視しているが、事業者にとっては容量市場の対象とな

る事で4年先にチャージされたくはない。すでに託送料金でチャージされている。

Q：他のDe-ratingの課題として、例えばECもCO2原単位を懸念しているが、日本も環境問題を懸念

している。容量市場では EC が原単位要件を検討しているが、EDF は環境と容量市場は別とすべきい

っている。これをどう考えるか。

A：容量市場が特定の技術にフォーカスすべきか、新しい技術を対象とすべきか、もしくはすべての技

術を対象とするかという考え方がある。英国の容量市場は価格と信頼性で評価すべきであり、環境性に

ついては別に規制があると整理。そして、容量市場はオークションを実施。

ここに環境規制が必要ではないかという議論はある。英国の落札結果でも実際に初年度のオークション

でディーゼル発電が入っている。これは環境性から政治的には受け入れられないが、電力システムの安

定に必要。また、支払いをPay as Clearであるため既設の石炭の寿命が延びるという話もある。しかし、

市場は技術的にはニュートラルで新技術も同様に扱う。英国の容量市場は経済的に最も良いこと、そし

てECがいう技術を平等に扱うべきという視点を満たしている。容量市場に環境要素を入れるべきとい

う主張があるが、これは公平にすべきと考える。最も効率的になるのであれば、分けるべきという議論

もあるかもしれないが、一方で容量市場はエネルギー市場に大きな影響を持つ。容量市場の安定供給と

いう最大の目的を変えてしまうことは責任者として怖い。ECに対する対応は大きな課題になると理解。

Q：欧州ではETSがあり、大規模発電所は環境負荷を払っているがECがそういった要件を強調するな

らシナリオが変わる。kWh指向と環境指向とのバランスが必要

A：容量市場の視点で環境規制がかわると、石炭が一気になくなるリスクがある。この点を石炭事業者

が気にしている。環境規制として何が起きるかを見ながら、対応できるか考えていく必要がある。また、

GBでは新設原子力に対して不確実性がある。原子力のような大きな容量が容量市場に1年間いるか否

かで市場環境が大きく変わる。

Q：日本の容量市場の時間軸は？運用主体は？英国ではOfgem等が見ており、米国ではTSOがやって

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いる。政府がやっているわけではない。

A：日本の事情を説明

89

4. 欧州委員会（EC）

日時：3月9日（木）9：00-11：00

面談相手：

Matti Supponen：Policy Co-ordinator,Wholesale markets electricity & Gas

Andras HUJBER：Policy Officer, Wholesale markets electricity & Gas

訪問者：




◯Matti氏：

昨年発表したWinter Packageの概要を紹介したい。

Winter Packageの前に容量市場に関するレポートとして中間報告書を提出32。最終報告書を発表予定。

容量市場についてはいろんなタイプがあり各国の概要があるので、詳細はその資料を参照。容量市場の

背景を紹介したい。

ECはClean 4 ALL energyとして2016年11月30日に政策パッケージを発表した。これは省エネ、

再エネ、電力市場設計、安定供給、EUのガバナンス等多数のペーパーから成る。すべてのものが何ら

かの形で電気に関連する内容となっている。

政策としての追加的な変化という意味で、基本的な方針は変わらないが昨今の技術的な変化による新技

術を織り込んでいる。例えばビッグデータ利用やスマートグリッド、スマート市場等の要素がある。

パッケージの共通の特徴は電力市場に関する事項。電力指令と電力規制それぞれにおいて各市場で価格

シグナルを示すことができるように検討。最終消費者、発電、再エネ発電、混雑処理それぞれのアクシ

ョンについて価格シグナルを与える設計。

消費者としては今後は自家消費の拡大もあり、エネルギーサービスとしてアグリゲータ等のサービスの

拡大も期待される。消費者はエネルギーに関するサービスについてすべてを自前で実施する必要がなく、

エネルギーサービス提供者が電池投資などを促すことも可能。また、消費者は電気だけでなく熱の利用

や熱の発生なども含めてエネルギーにかかる全てのコストを見ている。EC としてもアグリゲータと消

費者の関係を重視している。

データについてはDSO によるデータ処理がポイント。このための設備としてスマートメータを既に導

入している国もある一方でそうでない国もある。ドイツは大規模向けに限り導入を決めたが小規模で導

入の予定はない。データ処理はDRの運用のために重要。この中でDSOの役割、責任がある。DSOは

混雑処理なども行う。

更に現行の電気料金の改訂を促し系統コストや動的な価格シグナルを考慮したものにすべき。結果とし

て消費者の行動変化を料金の変化によって促す。価格シグナルが市場から来て、最終的に消費者に流れ

ていく形。

他にはバランシング市場のガイドラインがある。現在はバランシング市場の決済時間 15 分だが、各国

でずれているのでこの対処が課題。各国でのバランス資源の共有は欧州単一市場の視点として、エネル

ギー市場だけではなくバランシングリザーブをどう共有するかという点が課題。

アンシラリーサービスについてもより市場を活用したものにする方針。例えば、風力の変動等に対して

32 http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/capacity_mechanism_report_en.pdf

90

どうするかという議論が必要。

TSO の協力に関する項目もある。各国の TSO は協力を強制されることを嫌がっている。TSO として

彼らの権限が削がれ欧州大の権力に従わされることになりかねない。EC の意見に対しては、すでに十

分に協力しているではないかと反対意見もある。

リスク準備に関して各国政府との協力に関する内容やEUDSOとしてのDSOの協力組織、ENTSO-E

やACERのガバナンスを変えていく案もWinter Packageに含まれる。

Winter Packageでは市場の柔軟性の追求しており、今後変動性の再生可能エネルギーを導入していく

中で、適切に市場の価格シグナルを出していくことを目的としている。そして、容量市場とリスク準備

計画によって供給安定性の確保を目指した上で、EUとしてのENTSO-E、EUDSO、ACERはガバナ

ンスの問題として整理していく方針。

◯質問について

1. 容量市場よりもエネルギー市場を重視しているのか？

容量市場はバックアップとしてエネルギー市場と同列に考えている。アイデアとしては、エネルギー市

場の特性を生かし強化していく。

エネルギー市場では需給状態を価格が反映している。この価格について各国から懸念があるのは理解し

ている。理論的には需給を価格が反映するが、現実には十分に反映されているかは厳しい部分もある。

理想的な世界ではなく理論実現には阻害要因がある。そのために政治的な安定性の確保策として容量市

場が保険的に必要と理解。

現在はエネルギー市場の価格シグナルに基づいて投資が進んでいる。特に再生可能エネルギーは投資が

進んでおり、EUレベルでの目標に向かって導入が進んでいる。また、目標に向かっていく政策の下で

再エネの設備が増えている。その意味で政府の補助金によって導入が増えているとも理解される。

再エネを増やしたいが足元では電力の需要減のリスクがある。経済の不調で電力の需要が減っている一

方で再エネの容量が増えている。容量の市場が拡大しており、容量ベースで需給が緩和している。この

結果、卸市場価格が下がる。

また、燃料などのエネルギー価格低下もあり卸市場価格が下がっている。ドイツでも市場価格が非常に

低いレベル。この環境では企業も国も、何らかの支援がないと需給面でのリスクが高まるのではないか

と懸念している。つまり、停電が起きるのではないかという懸念。

エネルギー企業は価格低下による収入減に直面。これがECが容量市場を議論するに至る背景。ECと

しては容量市場を禁止するものではない。しかし、その必要性についてはプロセスを設定し、そこで議

論する必要がある。

EU大での発電設備アウトルックを作成時は、容量不足の可能性を議論したが、現在は設備の増加が進

んでいる。各国TSOもそのような現状に直面。日本も将来そうなるかもしれない。

設備の需給についてECが分析している。ENTSO-Eが欧州大の分析を実施、各国の状況にブレークダ

ウン。分析は一定の方法論に基づいて、再エネ等の電源も評価。今の試算は供給力に関して保守的と理

解。風力の容量についてもある程度検討はしている。

重要なのは連系線の問題。各国がどう評価するかが重要。自国の需給を考えるときに隣国の供給力をど

の程度見込めるかという議論。供給力の可能性を試算するために、どのように国外の協力を計算するの

か。また、国内の需給がタイトでなく、隣国の需給がタイトな時に価をすると結果として外国の供給力

には頼れないことになる。国ごとで需給が厳しくタイミングがあわないときもある。これらについて

ENTSO-Eが分析の方法論の議論をしている。Winter Packageでは基準をセットし、新たな方法論を

作成し、各国に展開していく。毎年アップデートしている 10 年計画において国外の供給力についても

91

織り込んで見ていくことになる。

各国が容量市場の導入を検討する際にはECに必要性を提案して、ECが必要性を判断する。その中で、

EC は各国の提案にチャレンジするのではなく、当該国単独の議論では、欧州大で見れば部分的なデザ

インとなり、うまくいかないことを議論していることもあるという視点で考える。この点は米国も同様

ではないか。欧州では各国で制度がパッチワークになっているが、各国が容量市場の提案をするときに

は欧州大での課題になる。例えばフランスやドイツのような地理的にも欧州の中心にある国の制度の影

響は大きい。一方で、スペインやポルトガルなど他国との連系線が細い国の制度は欧州大での影響はそ

れほどない。これらを踏まえて容量市場の議論については各国に対して導入にあたっての原因を明らか

にすることを求めている。

エネルギー市場のみで運営している時には卸市場でも価格規制があり、また、最終電気料金について規

制がある国もあるため、これらの規制による歪みを取り去るようにECとして求めている。歪みを直す

ことも求める。市場改革において、各国に対して市場の歪みをどのようなスケジュールで考えているか

の意見を求め、容量市場の導入が適切な解なのか、容量市場導入のための懸念は残渣的な懸念なのでは

ないかと考えることもある。

レジームチェンジの時には、規制の構造も変える必要があり、将来的に低炭素化を進める中では石炭火

力の運転を認めない流れもある。この中で容量市場を認めるかどうかという議論。

容量市場の設計にあたっては、エネルギー市場との関係を重視している。容量市場導入前では、エネル

ギー市場での価格シグナルが重要であり、このために制約のない価格形成が可能なエネルギー市場での

価格の推移が重要。

容量市場では国外の設備の容量が当該国の市場に参加できるようにすべきと考える。容易ではないが、

国外の容量について明示的な参加についてどうするかを整理する必要がある。今はこの点が明示的にな

っていないが、中間的な対策として国外の貢献について何らかの検討が必要。例えば、フランスと英国

の間でのやり取りについてはECとしてビジョンを提供し、結果としてフランスも国外供給力に対する

考え方に変えてきている。

また、各国が容量市場を導入したときに、当該国の設備にしか資金が回らない状況が発生しないか懸念

している。容量そのものを適切に見ていく必要がある。

容量市場としては 2 種類の容量市場がありうる。Winter Package では容量市場の傘下要件として

550g/kWhの制限を検討しているが、これは石炭を容量市場に参加させないコンセプト。まだ確定して

いないが、容量市場にについてECは一種の政府補助金と考えている。このため、政府が補助金に当た

るスキームとして発電所への収入の流れを作ることになるが、ここでGHG排出量を増加させることは

認められないために原単位の制約を検討。

CO2価格によって石炭の導入の可否が決まればよいが、容量市場として政府が決める補助金としての収

入の流れの中で石炭は認められないという整理。また、公的な金融としても石炭火力は認められない。

よって容量市場でも新設石炭火力は参加できない。既設石炭火力は、5 年のうちに対象から除外される

ことになる。その後はエネルギー市場で収益を上げれば良いという発想。

これについて、石炭火力、石炭産業が中心となるポーランドからの反対がある。ポーランドは容量市場

を導入したいが、石炭火力を支援することになるので、議論が必要、しかし、これに類する話は東欧が

中心の話であり、欧州大で見ればマイナーイシューと考えている。その他の国は特に原単位制約を気に

していない。

各国からの容量市場の提案については、EC としては政府補助金としてとらえ、補助金ルールに従うと

いう考え方をとっている。欧州の競争当局は3年前にエネルギー・環境の補助金に関するガイドライン

の中で容量市場に関するガイドラインにも触れており、各国はそれに従わなければならない。

92

2. 価格のキャップについて、上限価格の考え方はVOLL価格となるのか。

Scarcity Priceについては欧州ではまだ定義されていない。

価格に制約がなければ、当然必要なだけ価格が上がる。一方でScarcity Priceは政策的に市場の価格を

あげる政策と理解。英国では類似の政策があるかもしれないが、理論としては需給がタイトになれば価

格は上がる。

価格キャップについて、容量市場がなければ理論的にはVOLLまで上がると考える。Winter Package

を踏まえた 2 年後のルール発効時に VOLL について定義し、価格キャップをセットすることになる。

ネガティブプライスについては€-2000/MWhまでのネガティブプライスを認めることを検討中。

結論から言えば、価格スパイクが起きる時にはVOLLまで上がることになる。

3. リアルタイム市場の価格もVOLLが価格の上限になるのか？

需給がタイトになれば自動的に価格が上がる。

EC としては上限価格の設定を強制しない。卸市場価格が上がれば、各国が市場外の容量のリザーブを

もっているので、それを投入する。しかし、それは容量市場の運用とは異なる。フィンランドやドイツ

等は戦略的リザーブとしてこれを考えている。

卸市場において VOLL の価格でも需給がマッチしなければ、バランシング市場で需給ギャップを解消

することになり、TSOに予備力がなければ、そこで初めて戦略的リザーブが使われる。つまり、バラン

シング市場でインバランスが発生しているために、結果としてVOLLレベルの価格を払うことになる。

容量リザーブでは国外容量の参加に課題があるので、容量市場では国外も含めて共通のルールとすべき。

現在は各国で考え方が違う。しかし、欧州市場大での容量を考える際には英国の国際連系以外にも市場

の運用におけるベストプラクティスを考えている。フランスも独自のやり方の中で模索している。英国

は連系線容量自体の容量市場取引と連系線容量の運用は分けて考えている。

Q：戦略的リザーブは容量市場の一部とは考えないのか？

A：両者は異なる。少なくともフィンランドの考え方は違う。

4. 容量市場における国際連系の扱いは？

容量市場向けに国際連系を抑えることは考えない。

卸市場で連系線分の容量が運用されれば、あえて TSO からの指令に基づいて連系分の容量を動かす必

要はない。つまり、市場は価格シグナルで動くので国境をまたいだ参加についても価格シグナルに基づ

いて決まる。

例えば、フランスの卸市場で価格が高くなれば、他国のResourcesが必要な時には、市場価格が高い方

に潮流が流れることでフランス市場のシステムの中で連系線利用が考えられる。これによって各国市場

のカップリングが進む。一方で系統制約があるときに日本でどうするかは課題かもしれない。

Q：容量市場において国内向けの容量について何らかの値をセットすることを考えているのか？

A：例えばフランスで100GW必要な時に国際連系分が10GWあり、他の供給力とあわせて国内で

110GW分の供給とする。この時に、国外に容量を支払うとして、フランスは国外資産にどの程度払う

ことができるのか。Winter Packageではこれについて、ENTSO-Eが方法論を提示することと整理。

現状ではRegional Operation Centerが隣国分の供給力を考慮している。また、フランスの需給がタイ

トな時に、ベルギーが同じ時に需給がタイトになると市場が連動してしまう。その時には、ピーク需要

93

のタイミングが違うイタリアからは輸入できるかもしれない。この時は一定の方法論に基づいて輸入す

ることになる。例えば連系線で5GWをイタリアから送ることができる場合には、70%にDe-rateする

といった方法論の適用が考えられる。

一方で、フランスは容量の調達プロセスについて透明性をもって説明する必要がある。この点は分散型

でも集中型でも同様。技術的な必要性等について証明する必要がある。エネルギー市場での国際的な容

量の割り当ては、例えばベルギーのTSOが国際的な利用チケットを買っていくイメージ。容量市場で

も同様に連系線のチケットを買うイメージになる。フランスでは同国の容量市場において国際連系線の

参加をレビューしていく、としている。フランスで容量市場における連系線利用について完全な仕組み

ができれば他市場向けにコピーできる。

Q：De-rateの数値は誰が計算するのか？

A：ENTSO-Eが出す予定の方法論に基づいて、フランス当局が試算する。

Q：いずれも予測ベースだと理解するが、中長期的には不透明性があるのではないか？

A：指摘の通りで、試算については注意が必要。ありそうなシナリオを想定し、分析。その中で、例え

ば結果としてイタリアがフランスの市場に参加し、容量契約することで資金を得るというスキームとな

るが、これは契約の話になる。国際的な市場の参加については、容量が提供できなければペナルティが

あるだけの話であり、この容量契約に対してはフランスではDeliveryの4年前からオークションを開

催し、毎年オークションを開催していく。英国では新設向けに15年契約という話もある。しかし、国

際連系線を15年間抑えるのは難しい。つまり、容量市場に対して大きな不確実性がある。10年先の不

確実性がわかったとしても、投資決定には十分ではないこともある。欧州の市場は各国でそれぞれが違

った設計になっている。ECとしては単一容量市場のコンセプトがあるが、現状はそうではない。ドイ

ツやスペインなど、それぞれに異なる制度からスタートし、多様な制度設計を許しながら原則を共有し

ていくことが重要。例えば、フランスの仕組みをイタリアが運営する容量市場に適応することは難しい。

両国で違うシステム対応があるので、結果として国際連系分は限定されてしまう。国際連系による国外

供給力の完全な活用はビジョンとして理想だが、国外の供給力も巻き込む過程でベストプラクティスを

求めていく。また、容量の確保にあたり、市場タイプとリザーブタイプの二つのテンプレートがある中

でどうするかも論点。欧州でもエネルギーについては、経済性を見る経済大臣と安定供給を見るエネル

ギー大臣では違う考えを持っていることもある。

5. 国際連系と先渡しの契約との関係

長期の契約を国外供給力に適応することは難しい。事業者は設備のライフサイクル期間をカバーした契

約を求めるが、それは難しい。

フランスは毎年契約を更新するローリングベース。英国は既設には短期契約となる。エネルギー市場で

は長期の契約もあるが、それは危険かもしれない。

長期契約によって収入を長期で保証、ロックインすることは事業者にとってはリスクフリーになるが、

それが消費者に受け入れられるか。

Q：ライフタイムに近い期間保証するFITはロックインではないか？

A：ライフタイム契約ではない。事実として再エネは未成熟な技術なのでこれらの市場の価値がある。

容量市場が対象とする技術は成熟技術であり、未成熟ではない。

94

6. 風力などの間欠性再エネは容量市場に参加できるのか？

水力などの信頼性のある再エネついては容量市場に参加可能。

再エネ出力抑制について各国の TSO のオペレーションルールの中で、各国で考えられる。国外での再

エネ設備に対して再エネクレジットを発行し、自国分にカウントする案を提案しているが実現された例

はなく将来的な課題。再エネ指令についても国境を越えたやり取りを求めている。これについては再エ

ネ担当とも話をしている。

域外からの供給としては例えば、イタリアではフランスに近い位置に原子力がありフランスに供給して

いた。また、ドイツがポーランドに投資しているときにも市場の価格差によって電気の流れは変わる。

Q：国ごとの再エネターゲットは再エネを設定するにあたり、各国のエネルギー統計と実際の契約ベー

スで異なるのではないか？どうカウントするのか。

A：ガバナンスが複雑になるので、これについては指摘の悩みを持っている。だれがどう目標の再エネ

シェアをクリアするのかという論点。

市場連動となると、市場価格の高いところに電力は流れていくが、このリアルタイムフローをどの市場

でカバーするのかが問題。再エネ指令では国境調整については、考慮しない。これは例えば再エネ投資

を支援しているのはドイツの納税者のものであり、設備のある当該国に再エネの価値が帰着すべきとい

う発想。国境を越えたやり取りを考えると再エネにタグをつけて、それを別の国に移管するしかないの

ではないか。

再エネについてはそういう取り組みをやってきた国もあり、FIT初期にはオランダが再エネタグを導入

して、国内のやり取りを見ていたが、オランダしか実施していなかった。しかし、オランダの納税者が

他国に再エネ電気が流れていくことに対して指摘があり、半年で制度を変えた。類似の件ではノルウェ

ーもオープンな考えを持って入れている。本件で欧州が何かを強制することはない。

Q：ISOの視点から企業のインベントリーを作る時に再エネカウント等をどうするのかという課題があ

る。他には例えば原単位をどうするのか。

A：そういった議論は歓迎。

7. リアルタイム市場

Q：欧州ではバランシング市場を共有しているのか。

A：北欧は共有しているが、市場としてマイナー。いずれの市場でも電源をリスト化し、最もコストが

安い電源を動かすことが最大のメリットを生む。欧州の短期的な目標としては、バランシング入札を共

通のメリットオーダーを目指している。また、Winter Packageでは野心的なリザーブの供給を目指し

ている。仮にインバランスがあれば、最終的な結果として純量でのカウントとなるので、結果として相

殺されバランシング市場を使っている状況になるその時にはAFRR（Automatic Frequency

Restoration Reserves）という形で考えている。また、このためにMFRRという15分の共通プラット

フォームを検討しておりガイドラインをネットで公開している。33

Q：国際連系線の利用順位はどう決まるのか？

33 例えば、下記

http://www.acer.europa.eu/official_documents/acts_of_the_agency/framework_guidelines/framework%20

guidelines/framework%20guidelines%20on%20electricity%20balancing.pdf

95

A：周波数維持のために、TSOが連系線のマージンを保有、自動的にFCR（Frequency Control

Reserve）として対応。バランシングのガイドラインに記載。方法論としてはTSOと規制機関に対して

どう解消するのかという視点。共同での最適化をどうするかも議論。これらを今後詳細的に検討する。

バランシング市場を統合のためには国際連系も活用できるように仕組みを考えていく必要がある。

Deliveryまで時間が近づいてくると、結果としてバランシング市場とスポット市場がオーバーラップす

ることになる。一方で連系線容量としてのリザーブ調達期間は、1年前などであり、時間軸が異なる。

これを踏まえて国際連系を抑えるタイミングを揃えるようなことも考える。連系線利用については方法

論があり、それに基づいて認証していく、将来はわからないが、方法論を作るところから始める。TSO

は容量を配分し、一日前の段階で残りをFCRに使う。将来的な市場連動についてはまだ明確ではない。

一日前市場とオプションとしてのバランシング市場をどう使っていくかの議論。

また、英国はグロスビッドしているので、バランシング市場が複雑。TSOとしてはバランシング容量を

メリットオーダーで選び活用する。バランシング市場はスポット市場とは別だが、運用はTSO指令に

基づく。欧州ではTSOがそれぞれの市場を別々に運用し、指令も出しているので複雑。バランシング

市場の仕組みもポーランドは集中給電でイタリアは自己給電もあるので複雑。ポーランドはPJM的だ

が、他の国はPJM的ではない。欧州は自己給電が大半。また、バランシング市場が義務的かどうかも

多様であり統一基準はない。

質問項目には興味深い内容が多い。これらはまさに我々のウィークポイントであり、ハイレベルな議論

にかかるところが多い。

Q：英国は容量市場については技術中立といいながら、低炭素も目指している。欧州のシステム改革の

原則は何か？安定供給、コスト、低炭素が要素と考えられる。環境性についてはEUETSとオーバーラ

ップしているのではないか？

A：完全に正しい。エコノミストとしては全く同意。CO2はEUETSの単一市場で良いと考える。

セキュリティについて容量市場であれば石炭などの電源は関係なく平等。その意味でこれらの市場は完

全に別。しかし、EUは複雑なマシーン。経済的でありかつ政治的に統治されている。EU大統領のユ

ンカーは今後EUはより政治的になると発言。指摘の3つの要素の相互関係については、私もいつも指

摘している。再エネとの関係も複雑だが政府として再エネ政策を導入したときは、政府の資金ではなく、

市民の自分の資金であるという点で自らの意志で納得して推進している点が異なる。

Q：容量市場について、石炭火力の補助金になるのではないかという懸念が日本でもある。

A：欧州も同様。

Winter PackageはECから各国への提案。これを各国の法律担当者がどう洗練していくかが課題。容

量市場についても戦略的リザーブか市場ベースの対応かで別れる。戦略的リザーブでも 10年に 1回し

か動かさない電源があることが良いのかという指摘もある。容量市場もそれぞれで変わっていくべき。

96

5. National Grid

日時：3月8日（水）14：00-15：30

面談相手：

Matt Magill：Capacity market manager. EMR delivery body34

John Prime：Stakeholder & compliance manager EMRD35

Matt Johnson：Settlement Lead Low Carbon contracts company & electricity settlements

company36

訪問者：




◯National Grid（以下NG）による説明。

NGの役割としてシステムオペレーター（以下、SO）としての役割と送電線の所有者としての役割があ

る。EMRもSOの一部だが、他部署とは独立。

EMRではFIT-CfDと容量市場の二つの政策で発電投資を促進する。

CfDは2017年で290百万ポンドで、これは15年間の累計を毎年額にしたもの。

2021・22、2022・23の二回のラウンドでは7つの技術を対象とした。

NGのEMR Deliveryの役割としてCfDと容量市場の政策立案がある。

NG は市場分析とシステム開発、容量市場と CfD の管理と消費者、関係者の議論参加を促す。Ofgem

とも協議し年間プロセスで仕組みを改訂していく。

EMRでは政策を作る主体としてBEIS（LOLEをセット。NGがLOLEのレベル感につきアドバイス）、

Ofgemが規制

FIT-CfDの契約管理をLCCC（The Low Carbon Contracts Company ）が担う。

容量市場の決済プロセスをESC（Electricity Settlements Company）が管理し、支払いと請求はEMR

settlement（Elexonの完全子会社）が実施。

NGがElexonの唯一の株主として、政府を通じて税などを課して資金を募り株主、保険などを提供し、

Elexonの資金のバランスを取る仕組み。Elexonが資金のバランシングサービスを提供する。そして契

約の不履行、市場の変動を管理。CfDの決済も主たる事業。

英国ではそれぞれが違う役割を担い、違う責任を担っている。決済についてNGはバランスシートを管

理できない。NG、政府、EMR settlement Companyが3つの方向で議論している。ダイナミックなプ

ロセスであり一つの組織がまとめると複雑。各主体で方向性を出すことで個別の質問が来ても、担当、

責任毎に配分可能。

容量市場の参加者は2MW以上で、認証にあたりストレステストを実施。容量規模の閾値の設定は重要。

大きすぎると小規模の発電設備が見えなくなり、コントロールができなくなる。また、バックアップ電

源の視点からも十分なキャッシュの流れが必要、大規模 CCGT の投資を促すことを想定した設計。現

実は小規模設備の参加として300の応募があるが、その6倍にもなる事もある。意図しない結果になっ

34 容量市場の運用担当 35 政策開発、Stakeholderマネジメント、規制機関との関係担当 36 精算機関においてペナルティ試算などを担当。先方の紹介で決済機関としてLCCCの方も打ち合わせに

参加。容量市場での全ての収入がNational GridではなくLCCCに行くためバランスシートは相当規模

97

てしまうことは注意。また、技術的な中立性が重要。

DRも容量市場で扱う。エネルギー市場では設備に対する要件はないが、容量市場では参加要件があり、

ストレスイベントで実効性をチェック。それに基づいて容量をDe-rate。実実施依頼まだDelivery年に

なっていないのでペナルティの実績はない。容量支払等のペナルティがある。直近のオークション結果

ではポンド22.50kW/年となり、開始以来最高の価格。これはCCGT向けの価格としてとらえられる。

容量市場を運用していくにあたり、high-level プロセスでの意思決定。Pre-qualifycation、Auction、

Agreement、Deliveryの順で進んでいく。詳細はEMR delivery bodyに問い合わせて頂きたい。

Q：顧客参加の顧客とは？

A：参加者という言葉の方がよいかもしれない、容量市場の参加者を指す。事業者にどのようにインセ

ンティブを与えていくかを政府やOfgemも交えて議論。容量市場の参加者として、また、顧客として

誰を見るかは立場によって異なる。

Q：日本での容量市場を考えるにあたり、それぞれの役割について伺う。英国の仕組みは複雑に見える

が、それぞれで協力してメカニズムを進めているようにも見える。ガバナンスの適切な構造は？

A：うまくいっていると考えている。Stakeholderがセットして、参加者を巻き込んでいく場を作る。

課題のある点については参加者の議論参加を促すことができる。英国モデルはうまくいっているように

考えているが。課題はシステムとして、市場参加者に戦略をどう立ててもらうかという視点。情報はあ

るがそれを提供してどう解釈してもらうかが重要。例えば、Pre-qualifycationは簡素化できるが、DR

についてもPre-qualificationで要件を提供して、そこでいろんなことが分かる。これらの情報がある一

方でオークションは単に価格を決定する場になる。容量市場が政府の補助として認識されることに対し

ては、技術に中立であることが求められることで対応可能と理解。

1. 参加要件：

すべての参加者がPrequalifiedプロセスに入る。発電ライセンスをもつ事業者はすべて参加して、容量

市場に参加することになる。しかし、参加者がすべて容量を得られるわけではない。最初のオークショ

ンで落札できなくても第2オークションがある。オークションで落札するとトレードの義務が発生する。

しかし、Optoutのオプションもある。

例えば設備のメンテナンスが必要な事業者がいる時に他人に容量義務分を売ることもできる。また、ス

トレステスト直前に設備が壊れた時に、他者が調達した追加容量を買うことでストレステストでのペナ

ルティを避けることができる。これは民民の契約として可能。これはいわゆる分散型のトレードになる。

メンテナンスを加味するためDe-rateされた容量で取引される。故障を含めて過去7年のパフォーマン

スで評価される。発電所毎、技術毎の違いとして値が変わる。

Ratingは発電事業者が申告する最大可能量について、NGは30分単位で見ており、それぞれの時点で

発電設備毎の推移を見ている。設備は24時間提供可能なものからそうでないものまで多様。

De-rate ファクターの評価は過去からの蓄積としてデータが大量にあるのでそれを活用。数学的に分析

して評価を実施。評価手法については専門家や大学からモデルに対して指摘があることもある。

国際連系線の計算は大きくとっているが、燃料ごとにDe-rateしている。しかし、連系線の活用可能性

は当該国との卸市場の価格差による状況も加味することになる。例えば、27%De-rate していることも

ある。Bridnetでのオランダとの連系であれば80%De-rate。37 これはストレスイベントの見方による。

37 例えば、下記を参照

https://www.emrdeliverybody.com/Lists/Latest%20News/Attachments/91/Capacity%20Market%20Auct

ion%20Guidelines%201st%20Mar%202017.pdf

98

これについては議論がある状況。個別の電源が他の市場にどう参加できるのかという視点での議論が必

要。

2. 小売事業者：

Q：日本では追加的な負担になるという反対があるが、英国ではどうか？

A：産業界からの反対意見はコンサルテーションとして出てきている。英国の95%の供給はビッグ6な

ので、コストはビッグ6が各社のサイトで発表している。

PJMモデルでの経済性の議論としては、発電事業者としては卸価格が下がっているので容量にかかる

チャージがあっても中立ではないかという議論になる。

また、冬のピークに対して、負担額を割り当てるので当該事業者のピーク需要を減らせば支払いを減ら

せることになる。

Q：市場操作の議論があるが、どう回避できるのか？問題がないと聞くが。

A：オークションの運用にあたり、Pre-qualifiedでは価格は操作できない、オークションはNGがモニ

ターしている。また、NGは必要に応じて市場を止められる。フランスの例であればEDFが大きなシ

ェアを持っているので、操作をしていないことをEDFが透明性をもって説明する必要があり、すべて

の人が同じ情報を持てるようにすることになる。英国では外部監査としてデロイトがいるので、彼らと

コミュニケーションして、情報の透明性や出し方を整理している。

Q：ペナルティを検討するにあたり英国の事例は？

A：不審な動きがある時は、NGがオークションを止めて、Ofgemが調査する。ペナルティの例として、

売上の10％をペナルティとして没収する。

Q：Eligibilityについて、ECのCO2原単位の議論があるがどうか？システム改革だけでなく、環境面

でも一貫性が問題になる。

A：各国で違うメカニズムがある中で葛藤がある。容量市場自体は技術中立的にしようとしている。一

方で、他の政府が最低CO2規制を入れると、政府間での不公平がありうる。我々は技術中立的にしよ

うとしている。結果としてディーゼルが少し落札しているが、それについても英国政府内のBEISとは

違う組織が意見を出している。つまり、新たなDe-rating要素を入れろという議論。例えば、大規模発

電所には排出基準をセットしろという話。それぞれの制度が相互作用をしている中で道を見つける必要

がある。

Q：日本では新たな炭素税の議論があるが、一方でシステム改革の議論がある。産業界の競争力をどう

維持するのか。政治的に難しい議論になっている。低い電気料金と低炭素社会の両立は複雑

A：我々も同様。

3. エリアを越えた容量：

Q：英国では容量市場は一つだが、系統制約がある時に別に分けることはあるのか？

A：GBのピーク需要を加味して容量市場を開催している。系統制約等については容量市場では考慮し

ない。これは理論的な視点での考え方だが、可能性としては制約の議論は理解できる。これについては

託送料金の違いで設備のロケーションの問題が解消されるものとみる。

99

4. 小売りの支払い：規制なので、供給事業者全員が支払わなければならない。

Q：小売り事業者が拒否するケースはあるのか？ルールがあるのか？

A：拒否した例はない。事業者のライセンスにひもづいており、適切に払わなければライセンスをはく

奪することになる。

Ofgemの決定に従って処理される。社会的な費用としてチャージされる。また、決済機関等、いくつか

のステップでキャッシュフローを守っている。容量市場にかかるキャッシュビジネスをどう効率的に回

すかという視点。

決済機関としては負債や借り入れは認められていないが、規制として守られている部分もある。

Q：日本では容量市場にかかる制度面でのプレイヤーが政府とOCCTOしかいない。容量市場を導入す

るなら、そのような決済機関が必要になると理解。英国では政府は政府、民間は民間という整理と理解

してよいか。

A：初期はNGと政府だけだったが、最近は議論を産業界にも振って進めている。決済機関については、

NGとしてキャッシュの問題を抱えたくなかったこともある。

5. 新設と既設の区別：

新設が容量市場で落札した例は現在のところほとんどない。これは需給面で余剰なので、小さなギャッ

プをディーゼルが埋めている状況。

この低い価格での長期契約を大規模事業者は結びたくないと理解。しかし、小規模事業者はピーク需要

となる3日間だけ供給することで料金を削減し、大規模事業者にこれらの容量を供給する構造なので、

結果として事業者のニーズがそろっている。

これについてはハイレベルな決定において容量市場では技術中立的にすることを決定している。大規模

と小規模で状況はイコールではない。

Q：容量市場は、既設設備の支援とみられるのではないか？

A：そういうところはある。現在は転換期間として、DSR向けのオークションを別途実施することも考

えている。EMRでも新規技術へのインセンティブとして翌年にオークションをやるつもり。これにつ

いてはDRへの支援を謳っているECのWinter packageへの対応として考えていることになる。

Q：英国のエネルギー政策、市場政策の原則は？

A：エネルギー市場では最も安いものが優先。容量市場はSecurity supplyと低コストと安全を追求。

FIT-CfDは低炭素とコストの二つの両立。市場によって原則が違う。一方で、エネルギートリレンマの

難しさがある。これについてはECの訪問で議論してはどうか。

追加質問のメールは歓迎する

100

6. Coreso

日時：3月9日（木）14：30-16：30

面談相手：

Jean-Francois Gahungu : CEO38

訪問者：



◯訪問の趣旨説明

◯Coresoの概要紹介

欧州委員会が新たなエネルギー政策としてClean energy packageが発表。これらはWinter package

と呼ばれている。Winter PackageではRegional Operation Centerという組織について言及があり、

Coresoはこれに関連する組織とみなされていると理解。

CoresoはTSO間の協力体としての機能を持ち、TSOに対して何が改善できるかを検討、報告してい

る。

◯スライドを用いてCoreその事業紹介

Coreso設立の背景として、欧州で2006年に大規模停電リスクが高まったことがある。この時はドイツ

が原因であり、設備の停止計画の情報についてTSO間での情報共有不足があった。需要が増加、停電

がドイツから全ての国に広がった。結果として欧州西部地域では周波数が低下しフランスで10%の需要

カットを実行した。

近年は国際連系の不確実性が高まっている。TSOの視点から見れば、TSO単体では十分な対応能力が

ないため、アグリゲートする必要が生じている。アグリゲートすることで多様な事象に対応できるとい

う考え方。

ドイツ発の停電の反省を受けて容量市場の計算の在り方や、停電時の市場分断においてはTSOの能動

的な協力が必要ということであった。TSOが管理する範疇が国境までか否かも検討課題。

また、市場の行動を明らかにする必要があり、市場志向とは何かを考える必要がある。

欧州ではエネルギーミックスについて、風力と太陽光の大規模の設置の動向が不透明。欧州の市場は根

本的に変わりつつある。一日前市場でも当日市場でも大きな変化が起こっている。

ドイツでは再エネが大量に接続されており、風力と太陽光合計で90GW程度が系統に流れ込む。この

予測は重要。逆に天候予報が外れると、例えば50GW程度予測誤差をオフセットする必要が生じる。

この変動の容量をどうするのかが課題。

フランスのピーク需要は冬で95～100GW程度。加えて変動性の再エネの出力が20、30GW程度変わ

る可能性がある。一方でフランスには58GWの原子力があるが、今冬は20基の原子力が停止しアデカ

シーの課題が発生した。この事態に対してCoresoは設備容量をどう増やすか、当日市場での対策も検

討した。フランスではこの時卸市場価格が高騰したため、10-15GWの電力が市場の価格差に基づいて

ドイツからフランスへ流れた。

一方で、この時にドイツの卸市場価格は安く、イタリアの卸市場価格は高かったがドイツの南北系統の

ボトルネックによりイタリアに十分に供給できなかった。Coresoは市場の方向性も監視している。その

上で、市場価格差を加味した各市場の方向性を分析。また、当日取引される容量も分析。例えば、スイ

38 Gahungu氏は昨年11月にRTEからCoresoに移籍。RTEでは電力のエンジニアとして従事。

101

スとフランス間でのエネルギー供給安定性についての分析より、スイスからフランス、ドイツからフラ

ンスの容量を増やすことを提案。

Coresoは市場からの情報と各種予測の情報、そしてTSOからの情報を組み合わせることで各市場等の

状況を確定し、情報提供している。

欧州中西部では既に潮流ベースでの市場カップリングが実現。一方で市場カップリングによって市場の

ボラティリティが広がっている。市場統合では電力は一つのエネルギーとして一国から他国に流れてい

く量が増える。しかし、連系線容量には技術的な限界があるため、TSOは協調的に行動する必要がある。

再エネの対策の例として、イタリアには大量の電力がスイスを通ってドイツから流れ込む時にスイスの

セキュリティをどう担保するのかと言った課題がある。

CWE（Central Western Europe）、CSE（Central South Europe）という形で市場が分かれるが連系

線には技術的な限界がある。ドイツからの発電量が変化した時、ドイツからイタリアへの潮流がスイス

を迂回して他国を通って回り込んでいくこともある。市場を予測し、市場の価格差を想定することで市

場の方向性を踏まえて起こりうる状況を想定する必要がある。その上で、例えば停電時に何が起こるの

かを検討している。一つのアクションとしてPST（位相変換器）に対して、その仕様を調整する対策が

ある。これらを通じて例えばフランスの送電混雑の影響をオランダに及ぼさないように取り組んでいる。

また、対策としてトポロジーのような対策もある。これは変電所や開閉所を開けることで潮流を再構成

する仕組み。適切に開閉器を開けて、混雑回避を実施。

今後、系統の不確実性が増す中で、TSO同士の強調が必要。

Coresoは2008年に発足。発足当初はElia、NGとRTEの協力関係としてスタート。3TSOの情報を

処理しながら一日前の混雑予測を行ったのが最初のサービス。現在の参加TSOは7TSOで、50Hertz、

Terma、REE、RENが新たに参加。

Coresoは40人のスタッフで IT課等は別だが、これらも入れてほぼ60名体制。スタッフはそれぞれ異

なる国から採用している。彼らは各国のシステムと市場の構造を熟知し、知見の共有と市場内容にあっ

たサービスを提供することが可能。また、政治的な要素もある。

例えばイタリアは卸電力市場価格が高く、高い価格で6，7GWの電力を輸入している。一方でスペイ

ンは輸入する必要がない。フランスは原子力が稼働していれば需給面で問題ないが、この冬は原子力が

止まったため状況が異なった。英国には多様なプレイヤーが市場に参入。しかし、今後はBrexitで何

が起こるかはわからない。

Coresoのサービスは、2008年に市場のモニターと分析サービス、そして提案サービス提供していた。

2013年に一日前の混雑サービスの提供を開始。同サービスは夜に分析し当日の混雑サービスを提供す

るもの。この情報を受けてTSOはPST&HVDCの協調やRSC（Regional Security Center）の協力を

促す。2015年以降は容量の計算を実施。TSOはこの情報を市場参加者に提供することを開始。また、

Coresoによるアデカシー試算は実需給の一週間前に提供しており、再エネ統合の影響を考慮。更に発電

所等の停止計画を提供することも検討中。これらは１年前、１週間前などのタイミングで提供予定。

ENTSO-EはRSCに5つのサービス（Outage planning、Adequacy forecast、 common grid model、

security analysis、 capacity calculation）提供を求めている。

RSCとしてはCoresoの他には、東ドイツTSC、Nordic、Balletic、SEEがある。TSCは共通のプラ

ットフォームを提供してTSOが分析する構造を取る。RSCとしてはCoresoが最初の組織であり多様

なサービスを提供。

Coresoの役割として将来的にはバランシングサービスなども求められるが、現在の地域的な分析ではア

デカシーレベル。他にも多様なものを検討。CWE（西部欧州地域）としてFB（Flow base）について

2日前時点で分析を実施。これによって価格シグナルを提供可能になる。

102

ドイツの IDCCは日中の容量試算をしているが、大規模な停止計画があると潮流が変化し改めて容量計

算を行う必要がある。Coresoはこういった動きを共通グリッドモデルでモニターしている。

RSCとしてTSOに情報を提供する義務があり、TSOが独自のツール分析や情報提供することを支援

する。また、他のエリアにもサービスを提供する手助けとなる。

情報分析の流れとして、一日前分析の例を挙げると。18：00にTSOよりデータを受信、18：30に情

報をマージ、分析。19：00に制約を明らかにし、対処法を分析してアクションに移す。19：00－20：

30にマージン、停電分析、トポロジー対策を各TSOに連絡。各TSOに連絡したそれぞれの対処策を

実行可能課電話で確認。TSOは独自でアクションを取っているので、コーディネートが必要。21：00

にDOPTとして電話会議を実施し、そこで各情報を収集して分析。例えば、ポーランドで何が起きる

かは50Hertzの系統に影響するため、Coresoのメンバー外の地域の情報分析も必要。そして、22：00

に対処策を実行。23：00に一日前の分析レポートをフィードバックし、RTE、Elia、Ternaに提供。

NG等には別途レポートを提供。

運用の例として、2014年4月にはドイツの例を挙げる。当日はドイツで霧が発生し、太陽光発電の出

力で10GWの予測誤差が発生。各プレイヤーが当日市場で前日予測との誤差分の調達を実施。この時

TSOはリザーブを計算しており、例えばRTEはリザーブ試算に多様な事象を考慮し1.5GWの発電所

停止をリスクファクターとして見ている。しかし、現在は再エネの導入量が増えているので誤差対策に

ついても必要容量のボラティリティが大きい。Coresoは地域的な視点、中立的な視点からアデカシー、

リザーブのバランシングに関する情報も提供を考えている。

欧州のWinter Packageでは、CoresoをTSOに取り換えるという議論がある。これについては、EC

もCoresoの重要性を認識していると理解。

Q：2013年の日食のときのCoresoの役割は?

A：Coresoでは日の出などを加味した特別な発電量予測モデルを作成し、ワンショットサービスを提供

した。今ではこれもサービスの一つとして提供。

フランスの今回の状況も新たなプロセスと考えツールを使って対処した。フランスは欧州の一つの国で

はあるが、地理的な影響もありフランスの影響は近隣他国に重要な影響を与えている。日食の概要につ

いてはCoresoが作業しENTSO-Eがサインしたレポートがある。

◯Coresoの提供サービス

運用のコーディネートとして、5つのサービスを提供。1週間前から1日前、数時間前までの時間軸で

市場を分析。状況を分析し、TSOとしてのアクションを提案。また、2日前での容量試算、1日前での

セキュリティ分析、当日の分析レビューを行うサービス、も提供。

Coresoは純粋に提案するだけで、TSOはこの提案を拒否可能。他のTSCとも協力している。また、ノ

ルディック、バルチックのTSCとも協力。さらにアフリカとの共同事業もワークショップ等を開催し

検討中。

Coresoの特徴は、規模が小さく柔軟性があることであり、市場の変化に対する適応性が高い。例えばコ

ントロールセンターは、4つの席だけで対応。

情報として得られる断片的なデータを組み合わせるために、予測、発電、輸出入など多様なデータを用

いて分析。15分の間隔で情報を提供、ほぼリアルタイムの情報を提供。このためには、共通のデータ、

分析系統モデルが必要。モデルを作ることで人の関与を減らし、他の取り組みに人員を回していくこと

も検討。

連系線の容量にかかる分析の例として、鍵となる連系線を特定し、いくつかのシナリオを与えた上でこ

103

の余剰マージンを分析し、その時のマージンに基づく潮流を試算。そして、全てのシナリオの中におい

て安定的に確保できる安全な容量の範囲を特定し、これに基づくマージンを試算。つまり、シナリオの

下で条件に応じたセキュリティのレベルを提供する。

Q：Coresoは民間組織か？

A：参加TSOが株式を保有。

Q：Coresoの資金の流れは？

A：事業開始1年前に予算を作成し、各事業に割り振りサービスリストを提供。その中でTSOが特定

の契約を結ぶ。新事業は事業提案に基づいて検討。株主からの資金と、他の消費者にも適宜サービスを

提供することで収益を得る構造。CEOとしては、株主に報告する義務がある。サービスの必要性、設

備の必要性をプレゼンする必要がある。

RSCは欧州法で設立を求められている。RSCはTSOの代表者であり、予算はTSOが提供。予算規模

は大きくはない。ドイツのTSCの考え方は特殊であり、JVを作るのではなく、分散型のモデルを構築。

私にはそれでは柔軟性がないと感じられる。Coresoであれば新たなサービスを提供可能。また、バルチ

ックTSCは参加している3つのTSOが期間を区切って3カ月毎にセキュリティコーディネーターとし

て働くパターンを検討。RSCとしてもいろんなやり方がある。

Coresoは事業をEliaにアウトソーシングすることもあるが、コンプライアンスの問題もある。小規模

な島の事業者がCoresoメンバー入りを検討しているが、その会社の状況を確認するのに6，7カ月程度

の時間かかかる。この時は予算の問題より、セキュリティ面で参加企業の出自が重要。

Q：情報のセキュリティからCoresoメンバーになるための要件があるのか？

A：Coresoは金融的な情報には立ち入らない。あくまで技術的な情報を扱い、公知情報を利用。また、

コンプライアンスを尊重している。私も以前の職場であるRTEを訪問し打ち合わせはするが、その際

にはコンプライアンスについて厳密なルールがある。CoresoにはチェコのTSOからのスタッフもいる

が、彼らも情報の取扱などについてすべてチェックする必要がある。

Q：地域センター（RSC）としてWinter Packageとの関係はどう考えているか？

A：Winter Packageとの関係でCoresoが地域センターとして果たす役割についてTSO、ENTSO-E

と議論中。Coresoを新たな地域センターに再編することは良いアイデアとは思えない。発足以来10年、

事業を効率的に実施している。Coresoとしての重要な課題について、Winter Packageの記載は今

Coresoがやっていることを無視しているように見える。市場を人工的に15分単位で区切っているが、

仮に大きな事象が発生したときには、この15分がCoresoの対応時間の限界になる。例えば、このこと

について誰が責任を持つのかが課題。Coresoは地域的な視点でオペレーションも実施している。Coreso

がモデルとして、欧州の他の組織の在り方の検討の参考になる点はあるかもしれない。また、Coreso

の集中型モデルは良い手本になるかもしれない。しかし、Coresoは情報を収集する役割を担っており、

本来的にTSOが行うような系統運用を行っているわけではない。Winter Packageで示されるような再

編は避けたいと考える。一方で、ドイツのTSOがCoresoに入りたいという話もあり、先日も打ち合わ

せを実施した。

Q：RSCのリスク準備計画について、Coresoの役割は？

104

A：リスクアセスに関してRSCは検討メンバーに入る必要はないと考える。これはTSOの役割。我々

はコーディネーターとしてはRSCの役割もあると考える。例えば、TSOであるRTEの視点から見れ

ば、ROC（Regional Operation Center）の役割としてリスク運用計画も入ると考える。緊急時計画に

対して、Coresoが計画準備に貢献することはあるかもしれないが、現在は取り組んでいない。

Q：大規模災害は考えられていないのか？

A：大規模災害としては、テロ等の事象については指摘の通り。RSC、TSOとしてテロに対する系統で

の対策の弱さを分析する必要がある。しかし、これは最終的には各国政府としてどうするかという課題。

Coresoができることは、例えば変電所の増強計画等の提案。例えば、地震についてはTSOと発電事業

者、DSOではそれぞれ違うシナリオのもとで計画を考えている。また、そもそもそのような事態にな

ればエネルギーだけでなく、飲料水等の問題も含めてアセットの必要性を評価すべき。国家的事象のリ

スクはTSO、RSCだけでなく、国全体でやるべきであり、RSCはその時の関係者の一人と理解。大規

模災害の例として、1950年にフランスでダム決壊の災害があった。また、イタリアでは地震があるが、

イタリアの設備は古い。大規模災害対策として完璧なやり方はない。

Q：容量の評価手法について、どう考えているか？

A：最初はDerateせずにグロスで分析している。Coresoは短期的なアデカシーを提供しており、将来

的な供給可能性を評価している。この時に電源構成の状況をどう整理していくかが課題。また、Coreso

以外に欧州の他国、Coreso以外の組織がある中で、協調的にどう対応するかがポイント。技術的な要素

についても各市場の状況を把握し、適切なサービス提供を考えるべき。Coresoはエンジニア集団として

サービス提供を行うが、TSOからの協力要請も来ている。新たなサービスに向けて、変わっていくこと

を考えている。しかし、ECのWinter Packageにおいてある方向性が出されているが、これに、どの

ように対応していくべきかは不透明な点も多い。

105

7. ENTSO-E

日時：3月10日（金）10：00-12：00

面談相手：

Marco Foresti：Senior Advisor Market, Market Policy Team Lead

Simone Biondi：System Planning Advisor（Ternaからの出向）

訪問者：



◯訪問の趣旨説明

◯Foresti氏

日本の政策にあたりENTSO-Eや各国違う経験を見ることで参考になれば良い。長期的な視点も重要。

我々は EC、ブラッセルの視点で事務局として多様な仕事に取り組んでいる。欧州大での解の検討と欧

州での制度、欧州での市場の一貫性を保つように取り組む。欧州単一市場、競争の促進とコストの面も

含めた社会的な利益の追求が目標

容量市場は各国に必ずしも推奨しているわけではない。アデカシー不足があれば、容量市場もオプショ

ンになると理解。

各国で電源構成も市場構造もDemand Responseの状況も違う。その中で政治的な選択としてどうする

か。我々の知見が有用な時もあるが、どのモデルが合うかは個別の市場に依る。容量メカニズムもフラ

ンス型、英国型、容量支払のスペインなど多様な形式がある。我々はその中で共通の要素を見つけるべ

く取り組んでいる。

市場統合としての市場設計、将来の各種計画の実行にあたり何が変わっていくかをフォローしている。

具体的な制度設計のためにはWGを立ち上げて、市場と再エネの統合、容量市場の設計の検討、再エネ

やDRの普及も加味して議論。これがENTSO-Eの主たる課題。

また、短期の課題として投資の促進、DR の促進がある。容量市場は一つの政策だが、他の手段も検討

中。卸市場で高い価格を許容することで投資を促すことも考えられる。また、Flexibilityも重要な課題。

１．アデカシーの評価手法について

アデカシー評価について、アデカシーのリスクを評価することが容量市場導入の必要性の指標になる。

ENTOS-EはECの一部としてアデカシー評価を欧州大で検討。確率的評価に基づき5－10年先までの

アデカシー評価を実施。

EUは単一市場を目指すが、各国で容量市場の規制も違う。政策としての解は異なる。市場の歪みのリ

スクもある。

シナリオの評価について、EC の Clean energy package で示される 5 つの柱のうちの一つとして

Resourceのアデカシー評価をENTSO-Eが実施することとなっている。ENTSO-Eには技術的な評価

が求められている。ENTSO-Eは確率的評価を行うため、需要の期待値等も加味する。現在はこの方法

論の改善と定義を整理中。

中期アデカシー評価を昨年発表したが、方法論には改善の余地がある。多様なリスクをどう織り込むの

かという視点で考える必要がある。同じ課題に対して多様な視点で取り組んでいる。例えば、ENTSO-E

にはリスク評価担当と、規制の担当、モニタリングの担当それぞれの役割がある。

106

２．単一 ISOの可能性について

ECのClean energy packageは重要であり多様な規制があるが、ECが各国TSOの協力をどう取り込

むかが重要。統合という目的は共有しているが、TSO の提案は多様。TSO の協力体として地域的な組

織としてENTSO-Eが発足したが、現在はTSOの協力機関として欧州法における規制の下で投資計画

の発表に加えて、TSOの運用の協力を求めるルールを出している。また、システム運用ガイドラインを

準備中。

ENTSO-EはRegional Security CenterのCoresoやTSCと協力しイニシアティブを作成。これらを通

じて TSO が共同で分析、提案できるようにしている。送電混雑やリスク想定や供給のセキュリティを

効率的に検討にするために取り組んだ事例。

各TSOはRSCの一部となるように検討している。例えば、Coresoはサービス提供者として多様なト

ピックに対応し、停止計画やアデカシー評価を共通モデルで分析。ENTSO-Eとしては法的なタスクの

下で、TSOをどう巻き込んでいくかが課題。

現在、各国での対策はTSOが決定、政策を実行していくことをENTSO-Eは支援している。系統安定

にかかる法的責任はTSOにある。99.9％の共同政策はTSOと共通でフォローしていくが、各国の特定

トピックについては各国での柔軟性を認める。これは各国の市民によって求めるものが違うため。

欧州は法的、政治的に 28 のメンバーがあり、共通意思決定は欧州レベルだが、それぞれで検討するエ

ネルギーセキュリティや電源のミックスにかかる政策は例外。これを欧州としての共通の Interestの中

でどうとらえるかは課題。

ENTSO-E はある国で停電しないように努めるが、各国政府は市民に対して責任があり、政府は TSO

にその対策を求める。つまり、説明責任、実施責任はTSOにある。また、平時はTSO同士で協力でき

でも大規模災害等の極端な状況で停電をどう避けるかは課題。その原因が自国ではなく他国にある時に

は、ENTSO-Eとして協力して解決策を求めるが、最終的な説明責任は各国のTSOにある。

欧州は時間がたてば、米国の連邦制のような形になるかもしれないが、欧州はそこまでに至らないとい

う意見もある。ECはTSOと各国が協力するように求めているが実効性が課題。

地域での協力には段階的な協力が必要。RSC設立のためには多様な指令が必要。欧州大での指令では政

治的な現状を踏まえるべき。

質問に対して、ENTSO-Eとしては欧州単一 ISOを考えていないが、ECは調査している。欧州として

市場統合という同じ方向を向きながら、現実的なアクションを取る必要がある。コンサルティング結果

として統一 ISOとなるかもしれない。一方で ISOとTSO体制という選択肢ある。地域的なものと国家

的なものとしてのTSOの在り方には政治的な課題がある。

米国の ISO モデルを採用することが欧州の状況に対してベストとは思えない。ISO は運用の効率性や

設備管理でメリットがあり、系統がメッシュでない場合や周波数や混雑を効率的に実施するためには

LMP 利用も寄与する。しかし、市場のロジックや課題や目的が各国で異なる時、上手く機能するかは

課題。

欧州には強力なグリッドがある。また、大きな事業者がいるため自由化により市場を大きくすることが

目的となる。各国の大きな事業者が競争することで、電力価格が下がることが期待されている。自由化

はまだ一部の国で完了していないが、地域的なモデルを検討するにあたり欧州の現実を反映すべき。

ISO制では投資を促せず、短期的な見方になってしまう点が課題。今後欧州で再エネが大量に入って来

る中では、TSOとして統合的な運用と設備投資の両面を見る必要がある。地域的な ISOは政治的にも

難しく、TSOであれば国単位で管理できることも重要。欧州として地域的な ISOの考えも出るかもし

れないが、その時にはネットワークコード等を揃える議論はある。

107

ECの影響評価の結果として、単一 ISOの概念については地域的な協力とは違う視点となるかもしれな

い。

Q：EUの統治構造は？EC、ENTSO-E、Coreso、TSOの関係は？

A：ENTSO-Eは欧州法で規定された組織であり、規制に関して同様の組織であるACERと協力してい

る。具体的な職務としては欧州大での共通の運用ルールなどを作成。CoresoはTSOが協力し、短期の

サービスを提供する組織。CoresoはENTSO-Eが立ち上がる前からボランタリーに事業を実施。

３．アデカシーの評価について

容量市場の議論の前にアデカシーの評価が必要。再エネの柔軟性、供給不足時の連系線の扱いについて

もアデカシーの視点から分析する。アデカシーについては5-10年単位で分析。

アデカシー評価では短期から長期になるほど不確実性が増していく。これは設備についても不確実性が

増すため。設備投資には時間がかかる。

イタリアの例では、イタリアで短期的には新たな国際連系が建設されることは考えられない。よって

5-10年の予測ではTSOが新たな国際連系を考えていたとしてもこれは考慮できない。つまり、中期と

して 5-10 年のタイムスケールで考えるときには系統に関する不確実性は低い。政治的にも環境目標等

がある場合でも目安が分かりやすい。また、発電所の運開や閉鎖も比較的見通しやすい。

さらに期間が長くなると不確実性が増す。多様なアプローチが必要になる。多様なシナリオを想定する

必要がある。ENTSO-EのTYNDP（10カ年系統開発計画）では18のシナリオを想定している。2030

年から 2040 年に向けての分析を実施、ワークショップやコンサルとの議論を通じて内容を検討。以下

はシナリオとして検討している要素。

External：2030年のGHG目標を目指す場合。

Bottom up：2020、2025年としてTSOが出す見通しを考慮する場合。

Top down：分散電源が2040年に入っているトップダウン目標の場合。

これらの要素の掛け算で 18 のシナリオを検討し、最終的に分散電源シナリオ、再エネ普及シナリオ、

CO削減シナリオの三つのパスに集約。この時にはEUの 2030年のGHG削減目標との関係が重要な

要素になる。

分析に当たり各国の状況を加味する。長期的な技術の進化、政治的な選択もありうる。広範囲に複雑性

がある中では一つの国として潮流やモデル、連系の議論を行う。ターゲットとしている技術の導入を検

討するにあたっては、EUの目標を各国にどう落とし込めるかが課題。各国の政策や見方が異なるため

欧州大での視点を示しながら、各国別の調査分析を促す。

エネルギーセキュリティの見方は国によって異なる。例えば北欧の国は水力に頼っている。東欧は火力

が多い。フランスは需要の変動が大きい。フランスでは原子力の安い電気を背景にした電熱設備が増加

しているため、寒い時期になると気温によって 20GW 以上の需要変動が発生する。これらの状況を踏

まえて分析の方法論を必要に応じて単純化し状況に対応できるよう検討している。

Q：日本にはDCリンクがあるのか？統治構造はミニ欧州のようなものか

A：ある。日本でも地理的な特性によって電力需要は異なる。

Q：欧州のメンバー各国が再エネ目標に合意したときに、数値に達しない時の対応は？

A：アデカシー評価で2025年まではボトムアップシナリオのみを考慮しているが。長期的視点では異

なる視点で計算することになり、そこでの検討事項。

Q：2030年のEUのGHG目標を踏まえたシナリオを検討する時に各国毎に目標はブレークダウンして

108

いるのか？

A：国別に落とし込んでいる。2020年目標は既にFixされている。法律に目標を書き込んでいない国は、

TSOの見通しを採用する等の対応が必要。2030年目標は現時点ではあくまでも欧州大での目標であり、

国単位では縛られない。その中でコスト最適な構成を求めることになる。

Q：Contingency planは県としているか？Risk Preparedness での議論では原子力のリスクもあるの

か？

A：議論を始めているところ。まだシミュレーションは実施していない。要素として政治的な要素は考

慮しにくい。ポイントはどの要素をシミュレーションしたいかに依る。非常時についてはN-1基準もあ

るので、非常事態対策としてはこれでカバーされる部分もある。現在はTSOの支援を受けて、評価基

準を検討している。例えばイタリアであればTernaが検討している地震リスク評価もある。

Q：ECとして容量市場の導入可否を判断する基準は？

A：ENTSO-Eに求められている要素。競争法なども考慮して検討中。各国が容量市場の必要性を証明

する必要がある。各国の評価については、ENTSO-Eが一貫性を担保する必要があり、政治的な責任を

どうするのかは課題。必ずしも単一の評価があるとは思わないが、多様な政治的議論があり各国の政策

にかかる敏感な話については丁寧に議論する必要がある。しかし、各国の方向性は了解していく必要が

あり、その時にどう隣国に頼ることができるのかも協調して議論していく必要がある。

４．DC連系の感度は通常連系と異なるか？

市場の確率評価を改善する時には、例えばDCの可能性についてモンテカルロ分析での検討を既に実施。

基礎的には多様な可能性を踏まえてモンテカルロシミュレーションで分析。

データベースを作って現在検討している 15 の要素からさらに拡大を検討。最近はデータの利用量が増

えており、天候の情報等も増えている。多様なツールを用いて結果をキャリブレーションすることを検

討。

中期アデカシー評価では市場ベースでの確率評価とベンチマーク分析についてソフトを使って分析。国

境データや新たな想定について分析。多様なツールを用いることで多様なリスクをカバーできる。

５．国際連系を容量市場でどう扱うか？

容量市場をどう運用するかという意味でENTSO-Eは重要な組織。つまり、隣国の供給力をどう評価す

るかという部分に責任の一端を担う。現在は個別のTSOが評価しているので、ECのWinter package

において隣国の供給力のDe-ratingの方法論を検討中。TSOと共同で検討中。

容量市場が卸市場を歪ませてはならない。EC は各主体の国際的な市場参加を認めている。例えば国際

連系でフランス、英国を通じてそれぞれの国の市場に参加でき、一定量まで容量市場に参加できる。そ

の時の最大限の貢献がアデカシーの視点で分析できるのではないか。

技術的にも市場の流れを見ながら検討中。同時に容量の不足が起こった時の分析も実施。これらは市場

での解決が望ましい、特に一日前市場等で解決して欲しい。各国市場の価格で電力潮流が決まるべきと

考えている。

英国での供給力不足時には、フランスから電力を輸出する。各国市場では政治的に価格キャップを決め

ているが、価格が高くなることが価格シグナルである。ただし、市場操作に対する監視は必要。

Winter Packageは価格上限を認めていないが、高い価格としてVOLLも一例として参考になる。各市

場のVOLLもENTSO-Eで試算を検討している。ある国が沢山の設備を保有していれば、それがその

109

国の市場を形成する要素になる。

価格キャップを調整する時には容量市場で国際連系線を共有するのか、契約ベースで容量を抑えるのか

といった議論もある。そこでは透明性があるルールで契約する必要がある。また、価格キャップがある

ために十分な供給力を提供できないこともある。容量市場以前にオリジナルの契約があれば、容量が不

足しても政治家が反対する話ではなく、あくまで契約、収益事業の話。

TSOは緊急時に連系線の抑制も行う。その量について、ECとしては容量が大きすぎるのではないかと

指摘している。一方で結果として国内で供給力が不足し市場価格が上がれば輸出が減るのではないかと

いう指摘もある。緊急時と平時の定義については、政治的な現実と市場の現実をどうとらえるかが重要。

平時であっても価格契約に基づいて需要家が自ら系統連系を切ることもあるかもしれない。

欧州での議論は、これら限られた状況の中でそれぞれが受け入れられるレベルを検討している段階。容

量市場において国内で最低限確保すべき容量を TSO としてセットすることは可能だが、そのためには

隣国と強調することになる。

ENTSO-E として方法論は出しているが、例えば国際連系の利用を容量市場で検討している National

GridとRTEがこれについてどう考えているかは興味深い。

Q：国際連系線の市場別の利用順位はあるのか？

A：一日前市場、スポット市場との関係で決まる。バランス市場でも卸市場でも連系線を抑えてしまう

ことはECとしては認められない。連系線にマージンをセットし、長期オークションで容量を抑えた上

で、一日前市場で空いているかどうかで利用可能量が決まる。一日前市場は流動性があり、価格シグナ

ルが明確と考える。バランシング市場も同様。National Gridは規模は小さいがバランシング市場向け

に国際連系線を利用することについてパイロットプロジェクトを検討中。バランシングネットワークコ

ードに連系線利用について記載があり、利用についてのガイドラインもあるので、将来的に連系線の利

用の議論が出てくるのではないか。北欧でも類似のプロジェクトもあるのではないか。最終的にはTSO

が決定すべき。つまり国際連系をどう使うか、不足時にどうするかをTSOが決定すべき。これらの論

点は容量市場との関係や、容量契約の文脈で将来的に論点として出てくると考える。セキュリティのた

めに連系線をリザーブすることはあるが、これは市場ベースの予約ではない。何らかの方法論の検討余

地がある。仮にこの容量が使われなければ、その権利が一日前市場で売却されることはあるかもしれな

い。例えば、容量市場で1年単位で抑えた上で、もし別途使うことがあれば、数時間前段階で一日前市

場で容量権を売りにかけることもできるかもしれない。

Q：ECでのkWhで単一市場を目指すが、バランス市場もそうか？

A：一定のレベルでは欧州大のプラットフォームがあるが、地域単位で扱われるものもある。最大限統

合を目指す。地域的な市場の形成にはいくつか理由があり、バランシング市場は多様性がある。kWh

の市場は定義等について各市場で近いところがあるが、それでも統合には5-10年はかかるかもしれな

い。ECは大陸市場を目指すが難しい部分もある。この評価についてENTSO-E内のバランシング市場

の専門家に話を聞くこともできる。

110

8. PJM

日時：3月13日（月）9：00-12：30

面談相手：

PJM2名

訪問者：


IEEJ 工藤、杉野


Q日本の原子力発電所全基停止に至った事情について

A震災後の安全面で懸念のある原発に関する停止要請、原子力監督体制の見直しと安全基準の策定等のプロ

セスを説明

○事前に送付した質問に沿ってPJMが用意したプレゼンテーションに沿って説明

RPM Auction：Base Residual Auction & Scheduled Incremental Auction

FRR Alternative

Generation Qualification Requirement

Market Mitigation

Intermittent & Renewable Resources

○容量オークションについて

PJMのDelivery Periodは毎年6月~5月で、Base Residual Auctionは3年先物の容量取引。

Base Residual AuctionはPJMが唯一の買い方になる。PJMは電力ピーク需要の予測および必要な予

備率（15%）を公表しており、オークション参加者は、電力の供給力（Resource）をコミット。PJM

内の地点別に、需要曲線の形状は異なっており決済価格も異なる。発電設備を所有または操業する者に

とっては、Energy marketでの売電収入と容量市場での取引と、2つの収入源があるが、電力市場への

参加は必須となっている。

Delivery Periodが近づくにつれて、コミットメントを果たす上での不確実性が低減してくる。その補

正のために実施するのがScheduled Incremental Auctionであり、発電設備の稼働がBase Auction時

点の見込みと異なる、計画されていた送電線建設/拡張が遅れている等の変化を反映して売り/買いのBid

を行う。

なお、2020-21年のDelivery Periodから、供給コミットメントが果たせなかった場合のペナルティを

引き上げることが決まった。

このほかに、実際に実施されたことはないが、Conditional Incremental Auctionがある。幹線となる

送電線の建設遅れにより電力供給信頼度に懸念が生じた場合に、追加的な供給力を調達する仕組み。

これら入札と並行して全期間に随時、相対取引が可能（Ongoing Bilateral Market）。電源（Resource）

を相対で取引するもので、Capacity ownerの間で行われる。発電設備の所有者/操業者の間で、コミッ

トした設備容量との過不足を取引するパターンのほかに、産業部門需要家のデマンドレスポンスも、一

つのCapacityであり、参加が可能。また供給力を取引するPhysicalな取引のほかに、不遵守のペナル

ティ額をやりとりするFinancialな取引も可能。

実際、PJMエリア内の電力需要の90~95%がBase Auctionで調達されている中で、相対取引を通じて

市場参加者は裁定取引が可能になっているのは事実。

111

Q（工藤）予備率15%という水準はどのように決定されるのか

PJMを監督する規制機関には2つある：市場構造（Market Structure）の面ではFERC、供給信頼度

に特化しているのがNERC。予備率の算出方法はNERCが開示しているが、大まかには、過去10年

にわたって週次に把握しているピーク需要と予備率の実績値をもとにして、供給信頼度を確保するのに

必要な水準として15%が推計されている。

Q著しい需給不均衡のリスク

相対取引は、例えば1000MWの需要（供給契約）に対し300MWの供給力しか確保できていないとき

に、700MWの供給力を調達（Physical hedge）、或いは700MW分のペナルティ金額を調達する

（Financial hedge）が可能な仕組み。

PJMエリアの各LDA（Locational Deliverable Area）に需要（Load）と発電設備が立地、東京電力の

需要が東京に集中し電源がエリア外の新潟に存在するような不均衡は起きない。

○LDA間の取引

- 系統制約により、LDA間で決済価格が異なり、

かつ決済価格の安いLDAに供給力の余剰がある

場合には、LDA間の送電による経済価値が

Capacity Transfer Rightとして、PJMに

より自動的にLDA内のLSEに按分され、

LDA間の価格差が一部解消される。（全ての価格差

が解消されるわけではない。）

○Variable Resource Requirement（VRR）curve

：容量調達曲線

Base Auctionに際して、PJM全域および各LDA

ごとに、VRR curve（容量調達曲線）を描く

CONE（Cost of New Entry）：容量市場の目的は

新規発電の効率的な市場参入。発電投資アドバイス

を行う民間コンサル会社から情報収集し、燃焼

タービンによる発電で、20年の稼働期間を通じて

期待されるエネルギー市場からの純収入（Net of

energy market revenue：売電収入からmortgage

cost等を減じた純収入）を推計。

これとBreak evenとなる水準がNet CONE。

Net CONEが回収できるようなVRR curveを描く。例えば近年は天然ガス価格が低迷し、卸電力価格

も低下、売電収入が下がっているため、容量市場での収入増によりバランスを取る必要がある（発電事

業者は、供給契約に伴う責任は果たしつつ、売電収入だけで投資回収する必要はない）。

PJM域内でも、地域ごとに市場条件や州/自治体の規制環境は異なるため、VRR curveの形状は、常に

議論になる。

VRR curveは毎年見直しており、近年はGE Frame 7のタービンを想定している。PJMの容量市場が

3年先の容量を取引する制度であることから、これを大幅に超える長期投資になるような技術は選ばれ

LDA B)Constrained$100/MW

LDA C)Constrained$120/MW

LDA A)1000MW Capacity800 MW Load$50/MW

100MW

100MW

$50

Zone A Zone B

$100

Load

1.5×Net CONE

決済価格

0.75×Net CONE

供給力の余剰分を決済価格の高いLDAのLSEに按分

112

ていない。電源の想定を変更する場合には、Stakeholder process、すなわちPJM加盟事業者の間で合

意形成し、決定内容についてFERCの承認を求める。

Base Auctionの際に需要曲線として使われるVRR curveに対し、入札に参加する各Capacity owner

がそれぞれの供給曲線を描く。なお、既存の発電設備はすべてBase Auctionに参加することが求めら

れる。

○Scheduled Incremental Auction、Conditional Incremental Auction

→冒頭の説明内容と重複

○Bilateral Transaction（Two Party Transaction）

- Physicalな取引

Unit specific：供給力（MW）を取引。コミットメントを果たす上でのリスクを抱えている場合（ベー

スオークションでコミットした供給の裏付けとなる設備が、想定したほどの供給力を発揮しない場合

に、他の供給設備保有者から供給力=設備使用権Capacity rightsを調達する等）。

Locational UCAP：unforced capacity=電源の計画外停止率等を考慮した実効容量を取引・供給設備

の保有者が、当該設備に実行要領の余剰がある場合に、それを他の供給設備保有者に売却する取引。

- Financialな取引

Auction specific：供給設備の保有者が、特定のオークションで販売取引を行った供給に伴って得られ

る期待収入（Future stream of revenue）を売買する取引。

-Cleared buy bid：発電設備の所有者がパフォーマンス・リスクを抱えている場合に、オークションで

コミットした供給の未達に伴って生じるペナルティ金額を取引。

Single Party Transaction：ICAP（Installed Capacity）のリプレース、すなわち供給設備の保有者が、

オークションでコミットした供給量の達成方法を、自ら保有する別の供給設備による供給へと変更す

る場合の取引。

相対取引は、PJMの市場取引システムeRPMを通じて行われ、取引は記録される

○Market Mitigation：市場操作を防ぐためのルール

既存発電設備には全て、ベースオークションへの参加を義務付け（Physical withholdings=出し渋りを

防ぐ）

既存発電設備に対し、Market Seller Offer Capsを適用（Economic withholdings=価格つり上げを防ぐ）

- 新規（計画中）発電設備に対しMinimum Offer Price Ruleを適用：補助を受けた発電設備が実コストよ

りも安い価格で入札に参加した場合、供給曲線を全体的に押し下げ、市場全体として必要な供給力が確保さ

れない懸念があるため、Actual costでの入札を義務付ける

Q実際に連邦、州等のレベルで再生可能電力を中心に様々な補助金があり、また特定の電源の市場参入を量

的に保障するRPS制度等があることと、Minimum Offer Priceの整合性

PJMは、供給がコミットされたProductという意味で電源に関係なく供給力をすべて等しく評価して

おり、供給力の間で差別的取り扱いが行われることを避けるのがMinimum Offer Priceの目的。PJM

の決定過程に関与するStakeholder group、あるいはFERCのTechnical conferenceの場では、特定の

再生可能電力に対する優遇を要望する声もあるのは事実。

市場操作、反競争的行為についてもPJMが監視している。

113

○PJMのオークションに参加可能な供給力

発電設備

需要管理（Load management）

エネルギー効率改善（Energy Efficiency）：効率的な機器の導入によりピーク需要の抑制に寄与する場

合に、当該機器のLifespanにわたりクレジットを付与

送電線増強（Qualifying Transmission Upgrade）：一部LDAで送電混雑が生じており、送電容量の

増強に対しクレジットを付与

Commercial Aggregation：稼働パターンの異なる電源を組み合わせて単一供給源として入札参加、参

加する設備保有者には供給責任をシェアできるメリットがあるが、相互に条件を合意するのは困難なの

が実情

※Non-Commercial Aggregation：PJMがクリアリングの効率化のために、パフォーマンス評価やコミッ

トメントの内容を踏まえたうえでアグリゲートを呼び掛けるもの

- Direct Auction Participation（FERCの承認待ち、説明なし）適用対象として

再生可能および間欠性の電源

デマンドレスポンス

エネルギー効率改善

Environmentally Limited Generation

○FRR Alternativeについて

PJMは5月に、2020-21年Delivery Periodのオークションを予定、最近の実績として供給力の92%

がRPMオークションで調達され、8%がFixed Resources Requirement Alternativeとなっている

FRR Alternative（供給契約をカバーするのに十分な発電設備を保有する事業者が容量オークションへ

の参加を免除されるself-supply option）の適用を希望する事業者は、ベースオークションの4か月前

までに、FRR Alternativeがより効率的であると判断する根拠を示して申請するとともに、FRR

Alternativeが適用されると5年はOpt outできず、Opt outした後再度のFRR Alternative適用は、5

年は認められない

Q FRRの比率がこのように低水準にとどまる理由について

理論上はすべての事業者がFRRを選択することも可能だが、実際にこれを利用しているのは3者に留

まり、FRRを選択した理由も政治的な背景がある。PJMとしては、FRRを新たに市場に参加した事

業者に対する過渡的措置として見ている。事業者側にとっては、5年間はOpt outできない等の条件が

あるために、戦略的に選択する結果として低水準となっている。

○発電設備の参加要件

既存-域内設備/域外設備と、新規（Planned）-域内設備/域外設備に分けられる

既存-域内設備の場合、①PJMがGeneration Deliverability testを実施、②所有者または操業者が運転

/メンテナンス計画を報告、③夏季/冬季の稼働テストを実施、④当該設備がPJM加盟事業者のeRPM

に登録される（非加盟事業者の保有設備であれば、加盟事業者に代理登録してもらう）、⑤ベースオー

クションに参加（ほかの全ての取引に参加するために必須）、となる。

域外設備の場合、追加的に、①PJMエリアに接続するFirmの送電線使用契約の締結、②Letter of

Non-recallability assuring（PJMにおいて供給をコミットした後で、他の制御エリアで供給するよう

指示されてコミットを撤回しないことを誓約）、③PJMの指令を受け取るための伝達手段

114

（Communication path）の確立、④PJMが承認する方式のメーターおよびデータ測定法の導入、が要

件となる。

新規-域内の場合、①200MW以上の設備ではFacility study（Feasibility studyの次の段階）が完了、

200MW未満の設備では Impact study（さらに次の段階）が完了していること、②送電線接続契約また

は卸電力市場における供給契約の締結、が要件となる。

新規-域外の場合は、既存-域外と同様の追加要件。

○2019-20年Delivery Periodのオークション結果

決済価格はボラティリティがあるが、

全体としては緩やかに上昇してきた

LDAごとに価格差がある：需給環境に加えて、

デマンドレスポンスや省エネ等柔軟性の度合いが

異なる

市場参加者が常に合理的な（=限界コストの価格水準で）入札するとは限らないが、2019-20年の価格

下落要因としては、①需要の伸びが想定を下回った、②ガス火力の新設は想定を下回った、③原子力&

石炭からガスへの転換が進展、④デマンドレスポンスの導入が想定を下回った、⑤省エネは想定以上に

進展、⑥再生可能電力の普及も加速、⑦PJM域外からの電力輸入が減少、等が影響したと分析してい

る。

○質疑応答

FRR alternativeについて⇒PJM側説明の箇所で記載済み。

相対契約について⇒相対取引はどのような市場参加者でも行うことができる。相対取引の類型について

は説明済み。小売事業者も相対取引は可能ではあるが、彼らがヘッジの必要に迫られる蓋然性は高くは

ない。LDA内に限定はされず、LDAをまたいだ相対取引も可能で、実際に存在する。

今後のFRR alternativeについて⇒主に、新規にPJMの市場に参加した事業者を想定した特例の、必

要性のある措置であり、特段廃止という計画もない。

恣意的なFRR alternative利用の懸念について⇒FRR alternative利用の条件については記載済み。値

差を利用して利益を得るためにFRR alternativeを利用するという行為は、5年という期間に亘って容

量価格がある方向に動くという目算があって初めて成り立つもので、そうそう採用し得る戦略ではない。

CfDについて⇒容量市場で取引される供給力に係る取引（MW）と、卸電力市場で取引されるエネルギ

ー（電力=MWh）に係る取引は別の取引である。発電設備の所有者にとって、容量市場での取引と、そ

こから生み出される電力の取引と、2種類の価値（revenue stream）がありこれらは別個の市場。「容

量」というコモディティの定義を明確にすることが必要。

LDA間、PJM域外との取引について⇒LDAをまたいだ取引、PJM域外の供給者との間の取引も可能

であり存在する。

値差リスクについて⇒LDA間で決済価格に差がある場合に、他のLDAに販売されるのは、あくまで余

剰供給力の分だけで、価格差がなくなるまで移転が行われるわけではないという理解で正しいか？：正

しい。

LDA 内の調達比率、オークションと相対契約の比率⇒系統制約が生じない限り、オークションを通じ

て取引される分と相対で取引される分について、量的ないし比率の制限を設けてはいない。ただし、相

対取引は、すべての（Base および Incremental）オークションが実施され決済価格が決まった後でな

40.8

111.92

102.04

174.29

110.0

16.46

27.73

125.99 136.0

59.37

120.0

164.79

100.0

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

115

ければ、実施することはできない仕組みになっている。オークションの結果として、相対取引を行う余

地が残されていない場合はある。LDA内の調達比率についても基準を設けてはいない。

小売事業者の確保容量＆不払いリスク⇒小売事業者の費用負担についての例外措置は設けていない。調

達すべき容量は、2月（6月にDelivery periodが始まる4か月前）に通知されるが、実際のところ小売

事業者が保有する供給契約の件数に応じて容量確保義務が決定されるので、確保義務量は事前に把握で

きる。

事業者の破産により未収となるリスクは確かに存在する（発現可能性は低く実例はない）。それは

社会的費用として市場参加者全員で負担することになる。

新設と既設の発電設備の評価について⇒新設であれ既設であれ、供給力１MWあたりのコモディティと

しての価値に差はないために、区別はしていない。

価格操作行為に関する監視について⇒Mitigationの部分で説明済み。

系統制約を考慮した評価について⇒実施している。

供給力のパフォーマンスについて言及があったが、ペナルティについて追加説明を⇒ペナルティの

金額は、当該供給事業者がコミットした供給力に付随する期待収入に応じて決まる。従って、当該

事業者が実際に獲得する収入を上回るペナルティが課される（赤字になる）場合もあり得る。

容量市場への参加資格について⇒PJM側説明でカバー済み

116



平成29年3月

一般財団法人日本エネルギー経済研究所

（様式２）

二次利用未承諾リスト

報告書の題名


（海外の容量メカニズムに関する調査）調査報告

書

委託事業名



受注事業者名

（一財）日本エネルギー経済研究所

頁図表番号タイトル

13 図2-10 容量市場の地域区分

22 図3-6 イギリス容量オークション入札（2020/21年受渡オークション入札）

25 図3-11 イギリス容量市場運営に関係する組織

33 図4-8 カリフォルニア州の多様な容量メカニズムと価格水準

37 図5-2 フランスにおける電力需要の気温感応度

39 図5-6 フランス容量価格見通し

43 図5-10 フランスアデカシー評価で考慮する周辺国

43 図5-11 フランスの火力発電所（石油火力・石炭火力・CCGT）

47 図6-3 ドイツにおける石炭火力（Dark spread）及びガス火力（Spark spread）の推移

49 図6-6 ドイツにおける戦略的予備力（容量予備力）調達イメージ

61 図9-5 テキサス州における2012年送電系統増強進捗状況

63 図9-8 ERCOT市場におけるCCGT純収益

63 図9-9 ERCOT市場と他の北米市場の比較

64 図9-11 ERCOT2011年2月の需給逼迫

平成28年度電力系統関連設備形成等調査 ¦業 （海外 …経済産業省...

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