ドイツ電力市場改革について	  （Strategic	  Reserve	  と Capacity	  Market)	

140424	  部門Ａ研究会	  
東愛子	

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ドイツ電力市場の概況	
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発電量	  発電所（非変動電源）への投資状況	  RE（変動電源）への対応	  調整電源の役割	  送電網投資	  Ø 問題点	  • 送電網投資が計画通りに進んだとしても，将来的に発電容量の不足が懸念される．（非変動電源への投資不足）．特にドイツ南部．	  	  →キャパシティメカニズムによって，投資のインセンティブを創出	
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ドイツ電力市場の概況	
• 発電量	  	  3	

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ドイツにおける発電所投資状況	
Range of secure capacity

Demand for safe capacity
Performance

load

(net)
88 GW Annual peak load

82 GW

additional construction to+ 6 GW Reserve for ancillary+ 5 GW

secure conventional power

services

Secured capacity end of2012

until the end of 2015
renewable energy plants in+ 2 GW Sliding demand load

- 3 GWguaranteed availability
Decommissioning fossil fuel

-5 GW

power plants by 2017 dueto the EU Directive on
industrial emissions
nuclear-12 GW

Decommissioning of fossil

0~ -10 GW

Omissionbyphase-out by 2022
power plants due to lack ofprofitability
Range of secure capacity
end of 2022

69~79 GW Demand for secured

84 GW

capacity end of 2022

Possible shortfall between supply and demand end of 2022-5 ~ -15 GW

Agora(2013)より作成	

5	南ドイツにおける建設状況	
• BNetzAのモニタリングレポートでは，	  • 非変動電源に対する投資状況を示している．	  
• 2013年8月時点：建設中1978MW（2015年までに完成予定）	  • 2016-­‐18年に建設計画なし	
• 閉鎖：2013-­‐2018年までに7395MW	
• 5417MWのキャパが失われる．	

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調整電源の役割について	
• 調整電源の役割	  A) 電力需給のインバランスが発生したとき，発生すると予測されるときに稼働．	  
B) 電力システムの安定（ネットワークリザーブ）	  Ø Ａに関して	  • 安定供給を維持するため，TSOは2012/13冬季に2600MWの調整電源を確保	  • 調整電源が要請されたのは2013年1月28日のみ	  7	

Ø Ｂに関して（2012年度）	  • redispatchが行われたのは7160時で，2011年から42.3％増加	• トータルで2566GWh，主にTennetと50Hertzのコントロールエ
リア	  • Tennetと50Hertzは4日間12時間のadaptaOon実施	  • 最大4805MW，トータルで15594MWh（既存電源分）	  • REのfeed-­‐in	  manegement	  の結果，給電できなかった電力量は385GWhであり，2011年421GWhと比較して8.5％の減少（このうち93％が風力）	  • 2015/2016年期：ネットワークリザーブとして利用するために，BNetzAは追加的な調整電源の要求を検討	  • 1215MWが追加的に必要	  8	

出力抑制ルール	
• エネルギー事業法(EnWG)13条におけるドイツの優先給電規定	  ① EnWG13条(1)に基づく従来電源の出力調整（redispatch：給電発電所の変更），トータルの初ｄ燃料は変化なし．	  
② 調整電源の使用	
③ EnWG13条(2)による出力抑制・解列（adaptaOon)	  ④ EEG11条によるRE抑制・解列	

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送電網投資	• エネルギー事業法（EnWG）の下での送電網拡大計画で計画されている大半の送電線において遅れが生じている．	
• 1855kmの計画があるが，そのうち完了しているのは268km(15%)のみ．	
• 大半の拡大計画は2015年までに完了する予定だったが，現実には2016年までに完了するのは計画値の50％程度．	

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（営業用）発電容量の不足が生じる理由	
① 原子力発電所の閉鎖（by	  2022)	  ② 火力発電所への投資インセンティブの低下	  ••••Energy	  Only	  Market	  (EOM)の投資インセンティブ？	  
REの優先接続による発電時間の減少	  REのfeed	  in	  tariﬀによるspot	  価格の低下，ネガティブプライス（EEX先物市場：既存電力の基本価格は€49.3/MWh（2011年€56.08/MWh），ピーク価格は€60.86/MWh（2011年€69.03/MWh））	  火力の出力抑制に対する補償なし	  ③ CO2価格の低下	  • 特にガス火力のリストラが検討されている．ただし，ネットワークリスクがある場合は閉鎖できない．	  
11	ドイツで検討されている	  Capacity	  Mechanism	
• Capacity	  Mechanism：投資に関する追加的なインセンティブを付与して，安定供給を保障するシステムを作る．	  
① Strategic	  Reserve	  • EOM	  (Energy-­‐	  Only-­‐	  Market)の外に，一定量のキャパシティを取り置き，電力市場で供給容量が足りない時にのみ稼働する．	  
② Capacity	  Market	  12	Strategic	  Reserveのメカニズム	

EWI(2012)より抜粋	

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Strategic	  Reserveの欠点	  ①SRの利用を減らすときに生じるineﬃcient	  dispatch	  ②distribuOonal	  eﬀect	

EWI(2012)より抜粋	

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Strategic	  Reserveの欠点（trigger	  price	  引き下げリスク）	

EWI(2012)より抜粋	

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Capacity	  Marketのメカニズム	

EWI(2012)より抜粋	

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Strategic	  Reserve		  	 仮定	   Strategic	  Reserve	  (SR)	 
EOM（Energy-­‐Only-­‐Market）は機能している	  但し，scarcity	  price	  が弱いか，タイムリーに価格シグナルが出ない．市場の需給インバランスをカバーする保障が必要．		 

電 力 市 場 卸売電力市場＋調整電力市場＋SR	の構成	 
  EOMの外に一定量の発電容量を取り置く．	
  SRとなったキャパシティは，EOMに投入できない（ネガティブフィードバッ
ク効果の排除）	
  価格メカニズム，投資インセンティブはEOMに残る．		 
対象	 ① 既存＋新規 ，Concentec(2012)，BDEW(2013)	
一 2016年まで：第1フェーズ，リードインタイム3～6か月，既存火力のみ	
－ 2017年以降：第2フェーズ，リードインタイム3年間，新規も対象	
② 新規のみ（特にガス火力），r2b(2012)	 

17		  	 Strategic	  Reserve	  (SR)	 
キャパシティの ピークロードの5％： BMWi(2013)	  or	  総キャパの5％： ENTSO-­‐E	量	 
2014年までに2GW程度，徐々に増加	 
キャパシティの  
調達	  

入札，応札者はTSO	
第2フェーズは既存・新規が混合するので，発電所タイプに合わせた契約期間をオファーできる（1年～10年）	
  	 調達費用は，送電料金に上乗せし，電力消費者から徴収		 

キャパシティの ① 前日Spot市場で発電容量が不足したときに稼働	
使用	 
  Cf)	  EWI(2012)の図	  前日Spot市場における電力価格が前もって決められたtrigger	  price（€3000/MWh)	   を上回った場合，TSOから稼働が要請される（BMWiとBNetzAの監督下）．SRは10時間以内に稼働できなければならない．	
  SRはmarginal	   plant	   のMCよりも非常に高い価格（trigger	   price,	  maximum	  permit	  price）で売り出される．	  
② 送電混雑解消のため（redispatch）のために使う	
• 現在のnetwork	  reserve（NR）と同様に使われる．	
• NRとSRは共存できる．但し，調達はSRを優先する	  • 南ドイツに現在確保されているNRは今後数年でSRに置き換え．	  
18		  	 	  	 Strategic	  Reserve	  (SR)	 
発電事業者 • 発電事業者は入札公告に提出した入札価格に基づいて，サービスの報酬	価格（kW価格：年間平均）を受け取る（pay-­‐as-­‐bid）	
• 発電事業者が実際に発電を行った場合は，実際のMCに基づいてkWh当たりの発電料金を受け取る．	
• 実際の電力価格（=trigger	  price）とMCの乖離分は，発電事業者には支払われず，TSOに留保され，送電料金の引き下げに使用される．	 

19		  	 Strategic	  Reserve	  (SR)	 
価 格 高 騰 か ら SRが稼働するtrigger	   priceとSRの実際のMCとの乖離分をTSOが取り
消 費 者 を 守 る 置き，SRの調達費用が上乗せされている送電料金の引き下げに利仕組み	 
用．	 
コスト	 

Consentec(2012)の試算：	
  既存発電所4GWを入札で確保する場合のコストは1億4000万€/年．	
  全電力消費量500	   TWhで割ると，0.028	   cent€/kWh．（家庭用電力価格の0.1％）．	
  新規発電所を調達する場合は2億€/年．	 

利点	 

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供給安定の保障	
EOMに与える影響が小さい（SRはキャパを構成するのみ）	
EOMの価格メカニズムや投資インセンティブは残る．	
実施が簡単	
監督官庁による複雑な設定が不要（キャパ量，対象技術要件，入札手順のみを決定）	
SRを入札（市場メカニズム）で調達できる．	
SR量が多ければ，過剰な設備を徐々に廃止，もしくは電力市場に移行することも可能．	
南部のNRをSRに置き換えることができる．	 
20		  	 欠点	反対意見	 

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Strategic	  Reserve	  (SR)	 
SRは市場から退出しようとしていた既存発電所に補助を与えることになる．	
効率の良い新規発電所が，非常時のみしか利用できないことは非効率．	
EOMで生じる事後的なdispachから生じる非効率	（例）SRのMCよりもデマンドレスポンス技術を使って需要削減を行う．	
RedistribuOon	  eﬀect：SR提供者がMC以上の価格を受け取れる．	
Trigger	   price引き下げのリスク（政策決定者が電力価格高騰を避けるためにtrigger	   priceを引き下げると，EOMにおける投資インセンティブが阻害される）	 

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Capacity	  Market		
仮定	

Capacity Market (CM)	
EOMは機能していない 	

電 力 市 場 EOM + CM	の構成	対象	

① EOMに参加する全ての発電所＋建設中，建設予定のキャパシティ+ネガワット（5～7年分）：comprehensive CM, market-wide CM② 特定の発電所（新規発電所のみ，閉鎖リスクのある発電所のみ）：
selecOve	  CM,	  focused	  CM	

22		Capacity Market (CM)	
キャパシティの EOMに参加する全ての発電所のキャパシティ＋建設中，建設予定量	のキャパシティ（5～7年分）	
キャパシティの   必要とされるキャパ量を統括官庁が決定	
調達	
  発電事業者が入札，応札者は統括官庁のみ	
  既存発電所は0€/kW で入札		
キャパシティの  使用	    

キャパ供給者はreliability option 契約を結ばなければならない	
reliability optionsの権利行使価格（exercise price）は，事前に統括官庁によって決められている．	
スポット価格が権利行使価格を上回ったとき，キャパ供給者は統括官庁に対して，スポット価格と権利行使価格の差分を納めなければならない．	
統括官庁はその収入を電力供給者に送る．	
Cf) EWI(2012)の図	Ø reliability optionの役割	
消費者保護	
スポット市場における市場支配力の抑制		
23		Capacity Market (CM)	
発 電 事 業 者 の   発電事業者はオークション収入から投資費用の資金回収が可報酬	
能．	
  可変費はスポット市場の電力価格で回収．		
価 格 高 騰 か ら •	 reliability optionによって，需給ひっ迫時に生じる電力価格の高消費者を守る
騰から消費者を保護できる．	
仕組み	
• スポット市場における市場支配力の行使を抑制できる．	

利点	

• 供給安定の保障	• 投資インセンティブを与えることができる		24		  	 欠点	反対意見	 ••••

Capacity	  Market	  (CM)	 
メカニズムが長期に渡る	実施の複雑性	
既存発電所の収入が増えるかどうかは不透明（capacity	  market創出によるキャパ増加，reliability	  opOonによる収入減）	
地域的な問題の解決には，入札を地域レベルに分割する必要がある．（地域間でオークション価格が異なる，市場試合力の発生）	 

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