1. 欧州概要 (1) 欧州各国の電源構成 (2016 年 ) 1 欧州では各国の電源構成の違いが大きい再生可能エネルギー発電の電力消費に対する割合の高い国はデンマーク (51.8%) ポルトガル (31.8%) ドイツ (29.5%) アイスランド (26%) スペイン (24.8%) アイルラ

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なおみかむら
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1 資料 2 欧州における再生可能エネルギー発電導入拡大に伴う動き一般財団法人日本エネルギー経済研究所総括研究主幹小笠原潤一

2 1. 欧州概要 (1) 欧州各国の電源構成 (2016 年 ) 1 欧州では各国の電源構成の違いが大きい再生可能エネルギー発電の電力消費に対する割合の高い国はデンマーク (51.8%) ポルトガル (31.8%) ドイツ (29.5%) アイスランド (26%) スペイン (24.8%) アイルランド (23.0%) イタリア (21.7%) イギリス (19.7%) ギリシャ (18.6%) スウェーデン (18.4%) の順となっている 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% DK PT DE IS ES IE IT GB GR SE EE FI RO BE LT PL LV AT NL CZ BG HR SK TR FR HU CY CH SI LU MK NO BA ME RS 純輸入揚水動力その他再エネ太陽光風力水力原子力その他その他火力ガス火力石炭火力再エネシェア低炭素電源シェア ( 注 ) 電力消費量を 100% とした割合 ( 出所 )ENTSO-E, Power Statistics より作成

1. 欧州概要 (2) 欧州の国際連系線の敷設状況 2 2015 年末時点での連系線敷設状況欧州では各国が周辺国と複数点で連系を進めていることから単独系統化するリスクが小さい

2015 年ドイツ周辺での平均的なループフロー ( 出所 )ENTSO-E, Statistical Factsheet 2015 ( 出所 )ACER/CEER,

3 1. 欧州概要 (2) 欧州の国際連系線の敷設状況年末時点での連系線敷設状況欧州では各国が周辺国と複数点で連系を進めていることから単独系統化するリスクが小さい但し特定国で送電混雑が十分に解消できないとループフローのような問題が持続化することも欧州委員会は国際連系線容量を 2030 年までに系統容量の 30% とする目標を掲げている 2015 年ドイツ周辺での平均的なループフロー ( 出所 )ENTSO-E, Statistical Factsheet 2015 ( 出所 )ACER/CEER, Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity Markets in 2015, 2016 年 9 月

1. 欧州概要 (3) 欧州の送電系統制御の単位 3 欧州の送電系統制御に関する役割は国送電会社によって異なっている近年ドイツは周辺国と予備力の共同調達運用に向けた取り組みを進めている大陸欧州大でも予備力の標準化ネッティング等効率運用化に取り組んでいるデンマークはドイツ TenneT の LFC

4 1. 欧州概要 (3) 欧州の送電系統制御の単位 3 欧州の送電系統制御に関する役割は国送電会社によって異なっている近年ドイツは周辺国と予備力の共同調達運用に向けた取り組みを進めている大陸欧州大でも予備力の標準化ネッティング等効率運用化に取り組んでいるデンマークはドイツ TenneT の LFC エリアに所属 LFC エリア ( 周波数制御基本単位 ) LFC ブロック ( 三次予備力定義割当共通化 ) ドイツは周辺国と予備力の協調運用を実施 (IGCC) IGCC:International Grid Control Cooperation platform 以前はフランスの LFC ブロックに所属していた監視エリア

5 1. 欧州概要 (4) 系統増強の方向性 4 ENTSO-E の取りまとめている 10 ヵ年発展計画によると今後 1,500 億ユーロのインフラ投資を想定している中期的にもドイツを中心に系統増強が必要としている全体 ( 長期将来含む ) 中期計画 (2022 年運転開始まで ) ( 出所 )ENTSO-E, TYNDP2016

1. 欧州概要 (5) 市場結合の発展 ( 広域市場化 ) 5 ( 出所 )EWEA, Creating the Internal Energy Market in Europe, 2012 年 9 月段階的に前日スポット市場結合が進められており 2011 年までに南欧中西欧北欧の市場結合が進められ 2014 年にイタリア連系線でも運用を開始された現在

6 1. 欧州概要 (5) 市場結合の発展 ( 広域市場化 ) 5 ( 出所 )EWEA, Creating the Internal Energy Market in Europe, 2012 年 9 月段階的に前日スポット市場結合が進められており 2011 年までに南欧中西欧北欧の市場結合が進められ 2014 年にイタリア連系線でも運用を開始された現在東欧への拡大に向け準備が進められている ( 同時に価格ゾーン割りも課題化 ) 中西欧州で実潮流型市場結合の運用が開始されたのは 2015 年 5 月市場統合メカニズム 1 価格カップリング年地域国 2000 北欧市場統合 : ノルウェースウェーデンフィンランドデンマーク三ヵ国市場結合 : フランスベルギーオランダ中西欧州 (CWE) 市場結合 : ドイツベルギーフランスルクセンブルグオランダ 4 タイトな量的カップリング 2009 欧州市場結合会社 (EMCC): 北欧ドイツ CWE 及び北欧 6 地域間価格カップリング 2011 CWE 北欧及び南欧

7 1. 欧州概要 (6) バランシング市場の統合 6 欧州では予備力運用調達の共同化を :1 インバランスの TSO 間相殺モデルの統合 2 三次予備力 (RR: Replacement Reserves) の統合モデル 3 マニュアル二次予備力 (mfrr:manual Frequency Restoration Reserves) の統合モデル 4 自動二次予備力 (Automatic Frequency Restoration Reserves ) の統合が検討されているゾーンを跨った連系線容量の使用とバランシング容量の共有化 : エネルギー取引よりもバランシング予備力価格の方が高い必要がある 1 確率論的アプローチの導入 2 エネルギー容量入札の共最適化 3 市場調達の原則が柱となっているネットワーク規則の開発と採択地域の定義決済時間区分の調和 (15 分 ) パイロットプロジェクトの実施インバランス決済の調和モデルの地域への適用 IN+RR mfrr+afrr 商品の標準化バランシングアルゴリズムの調和バランシングエネルギー価格設定の調和 ( 出所 )ACER, Creating a Pan-European Balancing Market, 2015 年 11 月

1. 欧州概要参考欧州の電力系統の特徴 7 欧州では送電会社と配電会社が別であることが多いと共に配電会社が多数にのぼる国が主要国に多い例えばドイツでは 800 社以上 (700 社程度が地方自治体営 ) フランスでは 150 社程度スペインでは 300 社以上の配電会社がいる

8 1. 欧州概要参考欧州の電力系統の特徴 7 欧州では送電会社と配電会社が別であることが多いと共に配電会社が多数にのぼる国が主要国に多い例えばドイツでは 800 社以上 (700 社程度が地方自治体営 ) フランスでは 150 社程度スペインでは 300 社以上の配電会社がいるまたドイツでは中圧水準を管轄する地域配電会社 (110kV) 低圧水準を管轄する地方配電会社と複層構造になっていることも多い再生可能エネルギー発電は中圧低圧で連系することが多く配電系統からの逆潮管理も送電会社の重要な業務となっている ( 出所 )Euroelectric, Power distribution in Europe

9 1. 欧州概要参考ドイツの配電系統 8 ドイツでは配電系統が多層構造になっており送電系統運用者と配電系統運用者及び配電系統運用者間で協調的に運用を行う必要がある配電会社が 800 社以上 (2015 年で 880 社顧客数 1 万件未満が 803 社 ) と多数にのぼっているが再生可能エネルギー発電は配電会社に連系していることが多く逆潮流の把握管理が課題配電会社の供給区域 ( 出所 )CIGRE, Energy Structure NCs Germany-, 2016

10 2. 欧州における接続抑制の取り組み (1) 欧州主要国における接続費用負担方法 9 再生可能エネルギー発電の接続費用 ( 系統増強費用含む ) の考え方は各国で多様となっている負担がある程度定式化されている場合と実費に基づく場合 ( 接続点までの場合と系統増強費用を含む場合 ) と様々であるフランス Shallow ドイツ Shallow; Ultra-shallow offshore イタリア Shallow 接続費用の負担方法発電事業者が接続費用に関する全費用を負担 (art. 18 Loi n ) 発電事業者は技術的に経済的に最も適切な系統への接続点へ連系する費用と計量器費用を負担する ( 16 par. 1 EEG 2017) 系統運用者は発電事業者が技術的に経済的に最も適切な系統への接続点へ連系する場合増分費用を負担する ( 16 par. 2 EEG 2017) 2013 年 1 月 1 日以降送電系統運用者は重大な過失によって生じた洋上風力発電の系統接続遅延に起因する費用について責任を負う送電系統運用者は発生した総費用の一定割合を補填する必要がある ( 17 f par. 2 EnWG) 発生費用の 20% 20 億ユーロ / 年発生費用の 15%:20 億ユーロ / 年 ~40 億ユーロ / 年発生費用の 10%:40 億ユーロ / 年 ~60 億ユーロ / 年接続費用は連系者が負担する再生可能エネルギー発電の場合従来型発電よりも接続料金が低くなる配電系統へ接続する際の料金は art. 12 Annex A ARG/elt 99/08 で設定された技術分野毎の式に基づき計算する送電系統へ接続する場合は以下の料金を支払う技術的解決の開発費用用料金 (art Annex A ARG/elt 99/08) 系統への接続料金 (art Annex A ARG/elt 99/08) スペイン Shallow 発電事業者は系統接続と系統拡張費用を負担する (Art RD 1955/2000) イギリス Deep-Shallow 接続費用は接続料金により賄われる接続料金は接続課金手法ステートメント及び相対接続協定に記載される手法により算定される (sec CUSC) ( 出所 )LEGAL SOURCES ON RENEWABLE ENERGY( より作成 Deep Shallow の別は JRC The regulatory framework for wind energy in EU Member States (2015)

11 2. 欧州における接続抑制の取り組み (2) 欧州主要国における出力抑制の規定 10 再生可能エネルギー発電の出力抑制の規定方法は各国で多様となっているドイツでは年間数日の抑制の可能性を条件として系統拡張を回避する取り決めも認められているフランスドイツイタリアスペインイギリス接続費用の負担方法系統安定化は法律で規定されていない系統運用者は過負荷の際にフランス本土の発電設備を停止させる特別措置を講じる最大設備容量が3kVA 以上の風力発電や太陽光発電のような自然変動型発電の場合配電系統運用者の要請に応じて停止されることがあるそのような行動は系統へ流入する電力が系統全体の電力の30% を超えた場合にのみ取ることができる発電所の停止に関する詳細は接続契約書に記載され系統使用条件は系統使用契約に記載されている (art. 22 Arrêté du 23 avril 2008) 系統運用者は以下の場合に再生可能エネルギー発電からの購入及び送電を拒否することができる Feed-in management: 系統運用者は上位系統を含む各系統の系統容量不足を回避するために遠隔制御装置を備えた再生可能エネルギー発電設備を技術的に管理する権利を有する 100kW 以下の太陽光発電の抑制は可能な限り回避され事後的な確認の権利や補償の権利が付与されている ( 詳細は次ページ参照 ) Agreement: 再生可能エネルギーを優先的に購入送電する義務は任意契約により制限される場合がある発電設備が系統により良く統合できる場合にのみ締結される ( 11 par. 3 EEG 2017) 発電運営者と系統運用者が流入電気を年間数日減らすことに合意し系統拡張を回避できる場合に適用される Grid safety: 系統の安全性と機能性が保証されない場合に優先給電は免除される例えば系統崩壊の危機に瀕している場合が該当する ( 13 par. 2, par. 2a, 14 par. 1 EnWG) 国家送電系統の安全のため容量制限が課せられる場合がある再生可能エネルギー発電の損失を避けるため出力抑制をできるだけ小さくする必要がある (art. 13 and 26.5 Annex A ARG/elt 5/10) 送電系統運用者は以下の場合に出力抑制を行うことができる系統安定度又は短絡容量警告送電混雑不十分な有効電力無効電力の水準出力変動需給バランス維持及び最低負荷制約再生可能エネルギー発電は従来型発電が可能な限り抑制された後でのみ抑制される可能性がある (Art. 56, 65, 52 RD 1955/2000) 発電事業者は接続協定で特定化された流入容量を超えてはならない (sec CUSC) 他の発電設備と同じ扱い ( 出所 )LEGAL SOURCES ON RENEWABLE ENERGY( より作成 ( 原典の記載内容により一部修正 )

12 参考ドイツの Feed-in management に関する条件 11 系統運用者は電力供給システムの安全性と信頼性を保証するため他の発電設備が送電系統に接続されたままでなければ再生可能エネルギー発電又はCHPの電気を優先させる最大 100kWまでの容量の太陽光発電は他の発電設備が抑制された場合の後でのみ抑制の対象となる ( 14 par. 1 sentence 2 EEG) 系統運用者は当該地域に接続状況に関するデータを公表するものとする ( 14 par. 1 EEG) 送電系統運用者は再生可能エネルギー発電及びCHPによる可能な限りに電力量が購入されていることを確認しなければならない ( 14 par. 1 EEG) 容量が100kWを超える発電設備を制御する前に送電系統運用者は予定日技術的な制御の前提の程度と機関について前日より前に遅滞なく通知するものとし取られる措置を予見可能とする ( 14 last sentence EEG 2017) 制御措置後に配電系統運用者は実際の日付範囲期間技術的制御を行う前提について発電運営者に通知し要請があればその措置が必要であるという証拠を提出するものとする ( 14 par. 3 sentence 1 EEG 2017) 系統運用者はこれら措置の合計持続時間が発電所あたり15 時間を超えない限り全ての制御措置について年 1 度 100kW 以下の太陽光発電運営者に通知する ( 14 par. 3 sentence 3 EEG 2017) 合意された範囲で電力を供給することができなかった発電運営者は配電系統運用者から報酬を受けることができる ( 15 par. 1 EEG 2017) 発電運営者は失われた料金及び収入の95%( 燃料費除く ) を請求することができる ( 15 par. 1 sentence 1 EEG 2017) 1 年以内に発電運営者の所得 1% 以上が失われた場合失われた所得の100% の補償を受けることができる系統運用者がFeed-in managementに関する義務に違反した場合発電運営者は発生した損害に対する補償を請求することができる ( 15 par. 1 EEG 2017) ( 出所 )LEGAL SOURCES ON RENEWABLE ENERGY( より作成出力抑制の詳細は三菱総合研究所平成 28 年度新エネルギー等導入促進基礎調査 ( 固定価格買取制度の見直しに係る調査 )(1) 再生可能エネルギー電源の出力制御に係るルールの検証と課題抽出参照

13 2. 欧州における接続抑制の取り組み (3) ドイツ 1 再エネ出力抑制の状況 12 ドイツでは 2014 年及び 2015 年に再生可能エネルギー発電の出力抑制が急増しているこれは北部に立地する風力発電の送電容量制約による抑制が増加したことが影響しており送電設備増強に伴って減少することが予想される GWh 出力抑制の状況 5,000 30% 4,500 28% 4,000 25% 3,500 20% 3,000 2,500 15% 2,000 1,500 10% 1,000 5% 500 3% 0 0% コジェネ法廃棄物等中小水力バイオマス太陽光発電風力発電抑制率 EEGシェア ( 出所 ) 連邦ネットワーク庁, EEG in Zahlen 2015 より作成系統サービス費用億ユーロ出力抑制混雑 14 処理費用が増加系統予備力その他系統サービス送配ロス二次予備力 Feed-in 再給電逆取引三次予備力一次予備力 ( 出所 )BMWi, Fifth Monitoring Report Energy of the Future より作成

14 2. 欧州における接続抑制の取り組み (3) ドイツ年 4 月 29 日 ~5 月 1 日の状況年 4 月 30 日 15 時頃にドイツでは再エネ発電の電力消費に占める割合が 100% となった ( 発電との差分は純輸出 ) この時間帯の火力発電は発電量全体の 13% 程度を占めるに過ぎず下げ代の確保が課題となっていた模様である万 kw 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, ,000-2,000 4 月 29 日 4 月 30 日 5 月 1 日 1,000 万 kw 超の純輸出 0:00 3:30 7:00 10:30 14:00 17:30 21:00 0:30 4:00 7:30 11:00 14:30 18:00 21:30 1:00 4:30 8:00 11:30 15:00 18:30 22:00 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 純輸入揚水その他その他再エネ太陽光風力石油火力等天然ガス火力一般炭火力褐炭火力水力原子力需要再エネシェア ( 出所 )ENTSO-E, Transparency Platform より作成万 kw 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 /MW 60 4 月 29 日 4 月 30 日 5 月 1 日下げ代制約で -80 マイナスに風力太陽光予測前日スポット取引量前日スポット価格

15 2. 欧州における接続抑制の取り組み (3) ドイツ 3 下げ代使用状況 14 ドイツでは二次予備力三次予備力を上げ方向下げ方向と分けて調達運用を行っている過去実績を基に調達容量を算定しているが下げ代予備力を最も使った時間でも 66.6% の使用率であった 70.0% 60.0% 二次予備力三次予備力下げ代合計値の使用率調達状況 66.4% 66.6% 万 kw % 18% 16% 二次予備力三次予備力下げ代の平均使用率 afrr 平均 mfrr 平均 50.0% % 40.0% 30.0% % 10% 20.0% 200 8% 10.0% 100 6% 0.0% 0 01/01 02/01 03/01 04/01 05/01 06/01 07/01 08/01 09/01 10/01 11/01 12/01 mfrr afrr 平均最大最小 4% 2% 0% 1/1 2/1 3/1 4/1 5/1 6/1 7/1 8/1 9/1 10/111/112/1 ( 注 )afrr: 二次予備力 mfrr: 三次予備力 ( 出所 )ENTSO-E Transparency Platform より作成

16 2. 欧州における接続抑制の取り組み (4) イギリス 1 風力発電出力抑制 15 イギリスでは送電制約の解消に伴って再生可能エネルギー発電の出力抑制が行われることがある全電源を対象にした枠組みで Constraint Payment と呼ばれておりバランシングメカニズムへの競争入札の価格を基に対価の支払いが行われている風力の出力抑制は他の電源に比して高価であるため送電系統運用者には系統の安定運用の範囲内で出力抑制を最小化するインセンティブとなっている億 kwh /5 2010/ /5 風力発電への出力抑制の状況 2011/ /5 2012/ /5 抑制量平均支払額 N2EX 価格 2013/ /5 2014/ /5 2015/ /5 /MWh / / ( 出所 )Renewable Energy Foundation( 億 kwh /5 2010/ /5 2011/ /5 2012/ /5 2013/ /5 2014/ /5 2015/ /5 2016/11 国際連系線揚水その他バイオマス風力ガス火力石炭火力水力原子力風力シェア電源構成と風力シェアの推移 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0%

17 2. 欧州における接続抑制の取り組み (4) イギリス 2Connect and Manage 16 イギリスでは必要な系統増強を待たずに接続点までの連系を行った発電設備の早期接続を認める Connect and Manage という手法が 2010 年 8 月から開始されている (2011 年 2 月より本格運用開始 ) その後発電実績を基に送電会社は系統増強を行うことになる系統増強までの間は出力抑制を受ける可能性が高くなることを許容する必要がある万 kw CM 対象電源の運転開始時期陸上風力洋上風力水力バイオマス系統制約解消費用と C&M 系統制約解消費用 Constraint Payment 総額 C&M の Constraint Payment 短期的な再生可能エネルギー発電導入促進に貢献するが系統制約解消費用の増加を招く ( 出所 )Ofgem Connect Manage Outturn Report Jul - Sep 2015 v2, 2015 年 11 月

18 2. 欧州における接続抑制の取り組み (4) イギリス 3Scottish & Southern Electricity Network 社の取り組み 17 Scottish & Southern Electricity Network 社では従来型接続に代替する複数の選択肢を提示し系統接続の柔軟化を図っている Intertrip コンソーシアムの形成 Contractual flexibility Timed connections Single Generator Active Network Management (SGANM) Active Network Management (ANM) 3rd Party Active Network Management Flexible payment terms 内容 2 回線で1 回線故障時にも送電可能な状態を保つ原則としているが 1 回線故障時に発電を停止する条件で接続するもの同じ箇所に接続を希望する他の発電設備と費用を分担するもの過渡的な解決策が存在する場合に柔軟な契約を結ぶもの系統増強が完了する見込みがあるものに関して短期の接続制限を許容する 1 日又は1 週間のうちの特定期間の接続を許容するもの太陽光発電が地域の大勢を占める場合に日中以外の時間帯に自由に風力発電等に発電を認めるもの等系統制約がある発電機に関し 2つまでの系統制約を常時監視し安全な水準での発電出力をリアルタイムで算定するもの多数の顧客に影響する熱容量制約のある地域で系統制約を常時監視し接続可能な日に利用可能な最大容量を割り当てるもの Orkney ANM System Isle of Wight ANM System 及び Shetland ANM で実装されているが Isle of Wight ANM System のみ追加受付可能 ( 人口の少ない半島地域等で実施 ) 設置者自身により接続を管理するものシステムに障害が発生した場合に停止するバックアップシステムを設置する複数の発電機が設置され接続容量を一定水準以下にする Shared capacity と送電制約がある場合に最小負荷の底上げ設備導入を行うことで接続を可能とする ( 制限値持続が条件 )Demand Management とがある全ての接続に対し柔軟な支払い条件を提供する大規模な接続で数年完了に必要な場合段階的に支払う場合等支払い条件を事前に提示する ( 出所 ) 第 3 回送配電網の維持運用費用の負担の在り方検討 WG 事務局提出資料及び Scottish & Southern Electricity Network 社ウェブサイトより作成

19 3. 欧州委員会 Winter Package (1)2016 年 12 月 Winter Package の概要年 11 月 30 日 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 EU 電力指令 : 最終消費者も参加可能な非差別的卸電力市場の構築アグリゲーターを通じたデマンドレスポンスの活用配電系統の弾力性向上 ( スマートメータ設置とデータ管理 ) 市場連動型小売料金等を提案域内電力市場規則 : 共通的な卸電力市場の枠組み構築停電コストに基づく卸価格プライスキャップ欧州大アデカシー評価容量市場導入の判断基準地域運用センター ( 広域系統監視機関 ) の創設とTSO 相互協力の強化配電系統運用者協会の設立等を提案再生可能エネルギー発電の導入拡大自家消費の拡大を見据え電力市場の弾力化と広域化配電系統の高度化を推進する方針を示したもの

3. 欧州委員会 Winter Package (2) 卸市場及び小売市場の改革案 19 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外措置で SO

配電でもアンシラリー提供 TSO との協調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 の蓄電池所有地域エネルギー共同体配電所有運用小売発電を行う共同体アグリゲーター TSO 明確に位置づけ DR

20 3. 欧州委員会 Winter Package (2) 卸市場及び小売市場の改革案 19 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外措置で SO の蓄電所有 TSO 地域運用センター TSO TSO TSO 地域運用センター TSO DSO DSO DSO DSO EU DSO 設立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小売事業者動的料金 ( リアルタイム料金 ) 提供義務配電でもアンシラリー提供 TSO との協調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 の蓄電池所有地域エネルギー共同体配電所有運用小売発電を行う共同体アグリゲーター TSO 明確に位置づけ DR を中心に参入促進活動的消費者スマートメータ需給を反映した卸価格形成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 ) 分散型発電蓄電池

スマートメータ配備配電系統配電系統の所有運用を許可卸市場へ参加発電需要地域エネルギー共同体 (Local energy community) 参入退出自由地域エネルギー共同体の託送料金は原則自治で紛争等により希望があれば規制料金へ

21 3. 欧州委員会 Winter Package (3) 新規プレーヤーと配電系統のデジタル化 20 データ管理システムの構築により供給事業者変更容易化迅速化配電系統運用者 EU DSO が加盟国間の調整配電系統へ連系する再エネを中心とした分散型電源の増加に対し設備増強ではなく周波数制御以外のアンシラリーサービス市場を構築して安定運用確保上記の枠組みを構築するためスマートメータ設置とデータ管理システムを構築 (= 配電系統のデジタル化 ) 原則スマートメータ配備配電系統配電系統の所有運用を許可卸市場へ参加発電需要地域エネルギー共同体 (Local energy community) 参入退出自由地域エネルギー共同体の託送料金は原則自治で紛争等により希望があれば規制料金へエネルギー源が再エネであれば Renewable energy community スマートメータ双方向での計量器配備義務活動的消費者(Active Consumer) 分散型発電 ( 特に PV) 蓄電池自ら又はアグリゲーターを介して卸市場へ参加エネルギー源が再エネであれば Renewable self-consumer

3. 欧州委員会 Winter Package (4) 再生可能エネルギー使用指令改正案のポイント 21 促進制度の買取のうち 2021 年 ~ 2025 年の新規容量の 10% 2026 年 ~2030 年の新規容量の 15% を他国の再エネに開放 TSO TSO 2020 年以降は 2020 年目標を下回らないように国家エネルギー温暖化計画で再生可能エネルギーの利用拡大に取り組む

22 3. 欧州委員会 Winter Package (4) 再生可能エネルギー使用指令改正案のポイント 21 促進制度の買取のうち 2021 年 ~ 2025 年の新規容量の 10% 2026 年 ~2030 年の新規容量の 15% を他国の再エネに開放 TSO TSO 2020 年以降は 2020 年目標を下回らないように国家エネルギー温暖化計画で再生可能エネルギーの利用拡大に取り組む再生可能エネルギー熱利用及びバイオ燃料による輸送への取り組みを追加 TSO 発電需要地方自治体市民参加型で今後再エネ導入に取り組む地域エネルギー共同体は再生可能エネルギー共同体という資格を得る ( 過去 5 年平均で 18MW 以上の再エネ設備未導入 ) DSO DSO 再生可能エネルギー共同体 (Renewable energy community) 家庭 : 年間販売量 10MWh 未満法人 : 年間販売量 50MWh 未満再生可能エネルギー自己消費者 (Renewable self-consumers) エネルギー供給事業者に該当しない

23 22 22 ( 出所 ) 三菱総合研究所平成 28 年度新エネルギー等導入促進基礎調査 ( 固定価格買取制度の見直しに係る調査 )

24 参考域内電力市場規則第 12 条再給電と出力抑制の内容 1 23 第 12 条再給電と出力抑制 1. 発電の出力抑制又は再給電及びデマンドレスポンスの再給電は客観的透明かつ非差別的な基準に基づかねばならない 2. 出力抑制又は再給電を受ける供給力は市場メカニズムを用いて出力抑制又は再給電のために入札された発電又はデマンドレスポンスの中から選ばれるものとし金銭補償されなければならない非市場型の発電への出力抑制又は再給電又はデマンドレスポンスへの再給電は代替的選択肢が利用可能ではなく全ての利用可能な市場型供給力が既に用いられサービス提供のために適切な発電設備又は需要設備の数が少な過ぎて有効競争を確保することができない場合にのみ用いられるものとする市場型供給力の規定は技術的に実現可能ではない限り他の加盟国に立地する全ての発電技術貯蔵及びデマンドレスポンスへ開放されるものとする 3. 責任ある系統運用者は少なくとも年に一度管轄の規制当局へ再生可能エネルギー発電又は高効率コジェネの出力抑制及び下げ方向の再給電と将来にそのような出力抑制又は下げ方向の再給電を減らす措置に関して報告するものとする再生可能エネルギー発電又は高効率コジェネの出力抑制及び下げ方向の再給電は第 6 項に従って補填を受けるものとする 4. 管轄の各国機関によって定められた透明かつ非差別的な基準に基づき送電系統の信頼度と安全の維持に関連した要件に従い送電系統運用者及び配電系統運用者は以下を行うものとする (a) 再生可能エネルギー又は高効率コジェネから発電された電気を最小限の出力抑制又は再給電でもって送電するための送電配電系統の能力を確保するものとする経済的に効率的と示された場合に出力抑制又は再給電が行われそれが当該地域における再生可能エネルギー又は高効率コジェネを用いた設備能力の 5% を超えないことを考慮して系統計画策定を行うことを妨げない (b) 再生可能エネルギー又は高効率コジェネから発電される電気の出力抑制又は下げ方向の再給電を最小限に抑えるため適切な系統及び市場関連措置を取るものとする

25 参考域内電力市場規則第 12 条の内容非市場型の下げ方向再給電又は出力抑制が用いられる場合は以下の原則に基づき実施されるものとする (a) 再生可能エネルギーを用いた発電設備は他の代替手段が存在しない場合又は他の手法が系統セキュリティーへ不均衡な費用又はリスクをもたらす場合には下げ方向の再給電又は出力抑制の対象となるものとする (b) 高効率コジェネを用いる発電設備は再生可能エネルギーを用いる発電設備の出力抑制又は下げ方向の再給電以外に他の代替的手段が存在しない場合又は他の手段が系統セキュリティーへ不均衡な費用又はリスクをもたらす場合のみとする (c) 送電系統又は配電系統へ逆潮しない再生可能エネルギー又は高効率コジェネの自家消費は系統セキュリティー問題を解消するその他の手法が存在しない場合に出力抑制を受けるものとする (d) (a)~(c) 項の下げ方向再給電又は出力抑制は正当かつ透明に正当化されるものとする正当な理由は第 3 項の報告に含まれるものとする 6. 非市場型出力抑制又は再給電が用いられる場合出力抑制又は再給電を受けた発電又は需要設備の所有者へ出力抑制又は再給電を要請する系統運用者により金銭的補償を受けるものとする金銭的補償は少なくとも以下の要素のうち最高額と同等でなければならない (a) 上げ方向の再給電の場合の追加的燃料費や高効率コジェネを用いた設備の下げ方向の再給電又は出力抑制の場合のバックアップ熱調達のような出力抑制又は再給電により生じる追加的運用費用 (b) 発電又は需要設備が出力抑制又は再給電の要請が無かった場合に得られる前日市場での電力販売純収入の 90% 発電又は消費された電力量に基づき発電又は需要設備へ金銭的支援が付与される場合失った金銭的支援は純収入の一部と見なされる国内に再給電市場を整備している国は少なく実現が難しいという指摘や前日スポット価格 90% 下限設定ルールが恣意的という指摘が多い模様

26 ドイツフランス対電力消費 8% 対電力消費 1% 4. 参考資料 (1) 卸電力取引の枠組みの違い 25 系統制御区域内の系統インバランスの解消及び送電混雑処理及び電圧維持等の系統制約解消を行う市場がバランシング市場である ( フランス北欧イギリス ) 事前調達した三次予備力に加えて当日の供給余力も投入され系統制約下の最経済給電を実現することができるバランシング市場に供給余力投入義務を課した場合には米国のリアルタイム市場運用に近い運用を行うことができるバランシング市場の無いドイツでは系統制約の解消を再給電で行い系統インバランスの解消及び周波数維持は LFC 制御を中心とした二次予備力三次予備力で行っているスポット市場が送電混雑を考慮しないゾーンプライシング ( 市場分割 ) 方式で取引されるためスポット取引が増加した場合系統制約を解消する枠組みが必要送電混雑非考慮前日スホット市場 < 独墺 > 送電混雑非考慮対電力消費 46% 前日スホット市場 < 仏 > ( 注 ) 対電力消費の数値は 2014 年値送電混雑非考慮当日スホット市場再給電 ( 混雑解消電圧維持 ) <TSO の系統解析で判断 > 送電混雑非考慮対電力消費 4% 当日スホット市場三次予備力 +BG に供給余力投入義務 TSO エリア内 : 予備力 TSO 間 :TSO 間取引南部 :Winter Reserve バランシング市場 ( 混雑解消電圧維持 ) 系統制約下の最経済給電 (EDC 制御 ) 二次予備力 LFC 制御 ( 周波数維持 ) 二次予備力 LFC 制御 ( 周波数維持 )

27 4. 参考資料 (2) 欧州の託送料金規制における収入キャップ制度 26 送電会社費用実績 3 年前の実績を基に 2009 年以降の収入の上限を設定ドイツの収入キャップ制度 2011 年の実績を基に 2014 年以降の収入の上限を設定収入上限額 = 効率化に影響を受けない費用 + 効率化を求める費用 + 電力品質割増 / 割引 + 変動費変分 + 前規制期間における収入不足調整金効率化を求める費用は系統運用費電力品質とは停電回数停電頻度第 1 期中の上限利潤効率化を求めない費用は系統増強費用送電ロス補填費用各種税 ( 再エネ賦課金を含む ) 等管理費等効率化は他の事業者との比較で評価し物価上昇率を考慮 ( 計画供給量と ) 実供給電力量の差分で高い品質の場合は割増収 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年入が認められる規制期間中の支出額が収入上限額費用査定期間収入キャップ規制 ( 第 1 期 )(5 年間 ) 同 ( 第 2 期 ) の5% 未満を上回る場合に次期再生可能エネルギー発電の連系増加に対しては系統増強を適宜見に補填を行う直して費用を回収 ( 効率化以外の費用として認定 ) ( 出所 )PwC 平成 27 年度電源立地推進調整等事業 ( 諸外国の託送制度に関する調査 ) 報告書より作成

28 4. 参考資料 (3) 送電線投資インセンティブ規制 ( オーダー 679) 27 オーダー 679(2006 年 7 月 ) により政策目的に適合する送電投資に報酬率や加速的減価償却等を通じたインセンティブを付与政策目的とは 1 独立送電会社 (Transco) の送電投資 2 再生可能エネルギー発電に伴う系統増強 3 先進的技術の採用が該当している先進技術の採用は事業リスクを伴うため報酬率を高く設定するとしているが蓄電池プロジェクトや洋上風力発電向け送電線等適用事例は少ない対象施策内容事例全事業者信頼度強化送電混雑解消プ信頼度を強化する又は送電混雑解消に寄与する送電設備拡張計画 Central MaineのMaine Power Reliability Program ロジェクトへの報酬率の加算に対し報酬率を高く設定する Projectで1.25% の報酬率加算 (2008 年 ) Transco 設立送電組織加入者建設仮勘定と商業運転前費用 (1) 新規送電投資に伴う建設仮勘定 ( 新規建設費用 ) を料金算定の際の原価として認める (2) 新規送電投資に伴う商業運転前費用を費用として支出することを認める仮説的資本構成キャッシュフローを考慮した仮説的資本構成に基づく利益率の申請を認める加速的減価償却送電設備について 15 年償却 ( 償却期間の短縮化 ) を認める - 制御できない要因に基づく閉鎖設備費用回収燃料源の開発中止州政府又は地方自治体政府の立地決定に関係する問題など事業者に制御できない建設中止に伴う所用費用 100% 回収を認める ( 注 1)Transco: 独立系の送電会社 ( 注 2) パフォーマンス型インセンティブも検討されたが採用は見送られた Central MaineのMaine Power Reliability Program Project(2008 年 ) Western Gridの蓄電池設置プロジェクト (2010 年 ) AWCのAtlantic Wind Connectionで60% の自己資本と 40% の負債と認定 (2011 年 ) Desert Southwest Powerの500kV 118マイル送電線プロジェクトで50% 50% の自己資本負債比率を認定 ( 2011 年 ) Citizens Energy の Imperial Valley から SDG&E への再エネ送電プロジェクト (2009 年 ) Western Gridの蓄電池設置プロジェクト (2010 年 ) 繰延費用回収小売料金モラトリアムを伴う事業者の場合に繰延費用の回収を認める先進型技術の採用先進型技術を採用した場合には個別審査で報酬率を高く設定する Western Gridの蓄電池設置プロジェクトで0.45% の報酬率加算 (2010 年 ) Transco 設立投資 Transco 設立に伴う課税措置に対する保護措置 FERCの認可したRTO ISOその他送電組織への加入 Transcoを設立した場合及びTranscoの投資に対して資本収益率を高く設定する Transco 設立に伴う送電設備の売却購入等に伴う課税措置に対しそれに対応する金額の調整分を料金に認める FERCの認可したRTO ISOその他送電組織への加入継続した場合に報酬率を高く設定する Western Gridの蓄電池設置プロジェクトで1% の報酬率加算 (2010 年 ) - Western Grid の蓄電池設置プロジェクトで 0.5% の報酬率加算 (2010 年 )

余白 1

0 第 7 回需給調整市場検討小委員会資料 5 本小委員会における議論の方向性と整理 2018 年 11 月 13 日需給調整市場検討小委員会事務局余白 1 目次 2 1. 検討すべき課題の整理 2. 課題に対する論点整理目次 3 1. 検討すべき課題の整理 2. 課題に対する論点整理需給調整市場に係る課題一覧出所 ) 第 5 回需給調整市場検討小委員会 (2018.7.31) 資料 3 https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2018/2018_jukyuchousei_05_haifu.html