電力自由化と信頼度維持 - 制度移行期における日米の取り組み - * IPP PPS 2003 NERC(National Electric Reliability Council: ) 1 1-1 3 IPP PPS * ( ) 1
1-1 20 1990 1-1 アメリカ 設備投資 ( 実質 ) と最大需用電力の推移 mil. $ MW 20,000 1,000,000 18,000 900,000 16,000 800,000 14,000 700,000 12,000 600,000 10,000 500,000 8,000 400,000 6,000 300,000 4,000 200,000 2,000 100,000 0 0 1983 1988 1993 1998 2003 送電 配電 最大需用電力 (MW) 供給力 ( 夏季 ) EEI Statistical Yearbook 2004 1990 5 0.3%/ 1998 300 2002 1,500 NERC 1990 1-1 2003 1 1 1-2 NERC 1 2
2 3 2 N-1 2 2-1 NERC NERC 1965 11 9 13 1968 NERC 2-2 1990 1990 IPP 1992 10 Energy Policy Act of 1992 FERC IPP 4,500,000 GWh 2-1 アメリ カ事業種別発電量 4,000,000 3,500,000 3,000,000 2,500,000 公営電気事業者 IPP 等 2,000,000 1,500,000 1,000,000 私営電気事業者 500,000-1994 1996 1998 2000 2002 2004 EEI Statistical Yearbook 2004 FERC 1996 888 889 ISO Independent system operator: 2 3
FERC 1999 12 2000 RTO Regional Transmission Organization: 1990 2-1 NERC 2007 2008 2010 2-3 2003 8 14 5,000 6,180 kw - 4 FE FE FE FE ISO NERC NERC 46 4 NERC 2004 2 10 NERC IT IT 2005 NERC 3 NERC 3-1 NERC 1990 NERC 1999 NERC 4
RTO ISO RTO ISO 3-1 3-1 1 3-1 NERC HP 17 NERC Standards Functions Reliability Service Functions Planning and Operation Functions 3-1 NERC 5
3-1 主要機関の機能バランシング責任主体供給計画を事前に集計し 管轄内の需給バランスを維持し リアルタイムで連系周波数を維持する責務を持つ計画責任主体送電設備 送電サービス計画 供給力計画 システムの保護をまとめ 調整する責務を担う購入 販売事業体エネルギー 容量 連系線サービスの売買や権利を持つ 購入 販売事業体は商業関連であることもあるし ないこともある また発電設備を所有することもあるし 所有しないこともある地域信頼度機関基幹電力システムと定められたエリアの信頼性 アデカシー 適切性を確保する 遵守監視の役目を果たす信頼度コーディネーター基幹電力システムの信頼性ある運営に責任を持ち 隣接する系統運用者は互いに密接な協力を行う必要があり この協力をサポートし緊急時には広域的な視点から対応を行う主体予備力シェア グループ複数のバランシング責任主体によって構成され 不測の事態 ( コンティンジェンシー ) から回復する運用予備力を集団で維持 割当 供給する供給力計画者管轄内の特定負荷 ( 需要と必要エネルギー ) に対する長期 ( 通常 1 年以上 ) 供給力アデカシー計画を策定する送電運用者地域送電システムの信頼性に責任を有し 送電設備稼働の運用と指令を行う送電所有者送電設備を所有 維持する主体送電計画者計画責任主体管轄の一部エリアにおいて連系した基幹電力送電システムの長期 ( 通常 1 年以上 ) 信頼性 ( アデカシー ) 計画を策定する送電サービス供給者送電料金を管理し 送電サービス契約の下 送電利用者に送電サービスを提供する主体配電サービス供給者送電システムから最終需要家までの電線を提供 運用する 送電電圧で供される最終需要家は 送電所有者が配電サービス供給者の役割を果たす それゆえ 配電サービス供給者は特定の電圧ではなく 配電機能を果たしているものとして定義される NERC Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America 3-2 NERC 2005 2 8 (version 0) 4 1 2006 2 13 3 2006 3 105 Reliability Principles Market Interface Principles 3-2 2 NERC 2005 3 6
3-2 信頼度原則 1. 連系系統は平時にも緊急時にも NERC 信頼度基準にもとづき協調的に計画 運用されること 2. 連系系統の周波数及び電圧は有効電力及び無効電力を制御することにより規定の範囲内に維持されること 3. 系統信頼度を維持する責任主体が連系系統の計画 運用に必要な情報を利用できるようにすること 4. 緊急時運用及び系統復旧の計画が整備 維持 実施されるようにすること 5. 連系系統の信頼度を維持するための通信 監視 制御設備が供与 利用 整備されるようにすること 6. 連系系統の計画 運営に携わる人員は行動を起こすことができるような訓練 権限 責任 資格を有すること 7. 連系系統のセキュリティは広域的に評価 監視 維持されるようにすること 市場適合原則 1. 信頼度は北米経済の経済性に必要不可欠なものであるということを認識し 系統の運用 計画をすること 2. 基準が特定の市場参加者にとって不当な便宜を供するようなことがあってはならない 3. 基準が市場構造のあり方を規定してはならない 4. 基準が市場による解決を妨げるものであってはならない 5. 基準によって商業的にセンシティブな情報の開示を要求することがあってはならない 全ての市場参加者は信頼度遵守に必要な情報に等しくアクセスできなければならない 3-2-1 ANSI 大規模需要家 マーケター 発電事業者 3-2 RBB RBB の構成 小規模需要家 送電利用者 規制当局 小売事業者 送電所有者 RTO, ISO NERC NERC Reliability Functional Model version2 RBB: Registered Ballot Body 3-2 9 RBB Ballot Pool 3-3 7
3-2-2 3-3 信頼度基準策定プロセス 新基準作成 既存基準改訂の要請 新基準の必要性や適用範囲に関するパブリックコメントの募集 NERC 14 3-3 NERC 新 / 改訂基準起草の承認 草案策定チームの選任 新 / 改訂基準草案の策定 NERC 信頼度基準の構成 A. 序 ( タイトル 番号 目的 適用主体 発効日 ) B. 要件 ( 行動基準 手順など ) C. 測定 D. 遵守基準 ( 監視責任主体 データ保持期間 違反レベルなど ) E. 地域事情 更新履歴 NERC Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America 草案に関するパブリックコメントの募集 実地試験 コメント及び実地試験結果の分析 新 / 改訂基準採択の投票 新 / 改訂基準採択 3-3 A B C D E 4 8
3-2-3 NERC 2003 NERC NERC Compliance Enforcement Program 2005 8 8 Energy Policy Act 2005 ERO Electric Reliability Organization ERO 2006 NERC ERO 2005 9 1 Docket No. RM05-30-000 FERC ERO 2006 2 2 ERO ERO ERO ERO FERC ERO NERC ERO 3-3 NERC NERC 3-4 14 3-3-1 AGC: Automatic Generation Control 3-3-2 / 9
3-3-3 3-3-4 150 kw 6,000 kw (SPR System Restoration Plans) 3 Load Shedding Plans 3-3-5 3-3-6 3-4 NERC 地域信頼度機関 責バコー信 計 任ラ主ンディ体シンネーグター頼度 画責任主主体 供送給電者サービス 送電計画者 送電運用者 送電所有者 供給力計画者 発電運用者 発電所有者 小売事業者 事購供配業入給電主 者サー体販売ビス 供給力と需要のバランシング 重要インフラの保護 通信手段 非常手段 措置 設備の設計 接続 整備 広域スケジューリングと調整 連系設備の運用と協調 モデリング データ分析 オペレーターのトレーニング 保護と制御 送電運用 送電計画 電圧と無効電力 サイバー セキュリティ NERC Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America 3 10
3-3-7 3-4 TLR 2 ( 回 ) 350 300 250 200 150 100 IRO-006-0 50 30 0 TLR Transmission Loading 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Relief NERC HP TLR 1 6 TLR NERC 3-4 2 TLR 1998 305 2005 2,397 1-1 3-3-8 TTC(Total Transfer Capability: ) ATC(Available Transfer Capability: ) CBM(Capacity Benefit Margin: ) TRM(Transmission Reliability Margin: ) DSM(Demand-Side Management ) DCLM(Direct Control Load Management ) 3-3-9 3-3-10 UFLS (Under Frequency Load Shedding ) 11
UVLS(Under Voltage Load Shedding ) SPS(Special Protection System ) 3-3-11 SOL(System Operating Limit: ) IROL(Interconnection Reliability Operating Limit: ) 3-3-12 NERC 3-3-13 3-3-14 2001 9 11 NERC 4 10 4-1 1995 4-1 1995 4-1 1995 1994 3 1995 4 31 一般電気事業者 需要家 卸電気事業者 自家発電 自家消費 12
4-2 1999 1999 5 2000 3 2 V 2,000kW 3 PPS Power Producer Supplier 4-3 2003 2003 6 JEPX ESCJ 4-2 4-1 10 4-2 2003 卸電気事業者 IPP 他電力 PPS 自家発電 特定電気事業者 卸電力取引所 他電力 PPS 一般電気事業者 託送 非自由化対象需要家 自由化対象需要家 自家消費 特定需要家 4-4 ESCJ 2000 2003 2 12 13
PPS 4 3 PPS3 3 13 4-5 ESCJ 4-1 4-2 ESCJ ESCJ ESCJ 29 3 10 ESCJ 9 4 22,000 万 kw 4-3 需給バランス評価 21,000 20,000 19,000 18,000 17,000 最大需用電力 METI 最大需用電力 ESCJ 供給力 METI 供給力 ESCJ 16,000 15,000 2005 2009 2014 METI 17 ESCJ 17 4-3 ESCJ 10 4 ESCJ 14
4-1 4-1 日本 信頼度機関電力利用協議会 (ESCJ) NERC 信頼度ルール 電力系統利用協議会ルール ルール制定日 2004 年 9 月 2005 年 4 月 アメリカ Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America 信頼度維持責任主体一般電気事業者複数の機関で役割を分担 信頼度評価報告書 供給信頼度評価報告書 (ESCJ) 電力供給計画の概要 (METI) Long-Term Assessments Summer Assessments Winter Assessments 課題組織間非対称の解消多様な組織間コーディネーション 5 5-1 5-1 PPS 1,200 1,000 800 600 400 200 100 万 kwh 自由化対象需要に占めるシェア 5.0% PPS 販売電力量 4.5% シェア ( 特高 ) 4.0% シェア ( 高圧 500kW 以上 ) 3.5% シェア ( 自由化分野 ) シェア ( 合計 ) 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0 2000/4 2001/4 2002/4 2003/4 2004/4 2005/4 0.0% 15
2000 PPS 5-1 PPS 1 PPS 2% 5-2 HHI (Herfindahl-Hirschman Index) 5 PJM PJM 5-2 UK (529) ドイツ (1509) フランス (7757) PJM (984) イタリア (4290) 東京電力 (9197) 低い 2000 4000 6000 8000 10000 HHI 集中 高い ( 出所 ) 各種資料より作成 1 3-3-1 3-3-13 5-3 ($) 費用回収のためのアンバンドリング ( 供給側 ) アンバンドリングのコスト 取引のためのアンバンドリング ( 需要側 ) アンバンドリングの価値 周波数調整 瞬動予備力 運転予備力 インバランス 電圧調整 ブラックスタート 系統安定 時差誤差補正 Brendan Kirby, Ancillary Service Conference 5 HHI (Herfindahl-Hirschman Index) n 2 2 HHI = Si si i= 1 16
5-3 AGC 5-2 5-4 1990 億円 14,000 5-4 日本設備投資実績 12,000 送電 配電 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000-1980 1985 1990 1995 2000 17 ESCJ 17
competition Webster s Third New International Dictionary [2003] [2005] NTT [2005] 2005 8 pp21-36 [2005] 1 Natsource Japan Letter 2005 7 [2005] 2 Natsource Japan Letter 2005 8 [2005] 2005 [2001] [2004] / [2005] Brendan Kirby and Eric Hirst [2002], Reliability management and Oversight, National Transmission Grid Study Issue Papers, U.S. Department of Energy, May 2002 David R. Nevius and Ellen P. Vancko [2005], Ensuring a Reliable North American Electric System in a Competitive Marketplace, Issue Papers on Reliability and Competition, August 2005 Diana L. Moss [2004], Competition or Reliability in Electricity? What the Coming Policy Shift Means for Restructuring, The Electricity Journal 17(2), 11-28 IEA, [2005], Learning from the blackouts, OECD/IEA, Paris. NERC, [2005], NERC Reliability Standards Process Manual version4.0 NERC, [2003], NERC Reliability Functional Model, Function Definitions and Responsible Entities version2 Robert J. Thomas [2005], Managing Relationships Between Electric Power Industry Restructuring and Grid Reliability, Issue Papers on Reliability and Competition, August 2005 U.S.-Canada Power System Outage Task Force, [2004], Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada: Causes and Recommendations : report@tky.ieej.or.jp 18